超深井施工范文

超深井施工范文（精选8篇）

超深井施工 第1篇

关键词：超深深井,光面爆破,喷锚初期支护,钢筋混凝土护壁

1工程概况

老鹰岩大桥位于贵州省紫云县浪风关林场境内,桥型总体布置为17×40 m,桥梁全长680 m;最大墩高为70.10 m;桥梁采用预应力钢筋混凝土连续T梁,桥墩采用薄壁墩、薄壁空心墩,基础采用深井基础。矩形3.7 m×7.0 m深井基础34个。深井基础设计长度一般为20 m～30 m。设计全部为嵌岩深井基础,矩形深井基础嵌入中风化灰岩中的深度不小于6 m,如施工中发现地质资料与设计不符,需重新确定桩长。

2工程地质特征

老鹰岩大桥桥址处属构造剥蚀,溶蚀中低山斜坡地貌区。原地面为碎石土,一般层厚为2.5 m～4.5 m。其下为砾砂层,一般层厚为3.6 m。砾砂层下为强风化灰岩,一般层厚为5.0 m～5.7 m。强风化灰岩以下为中风化灰岩。碎石土呈褐黄色,硬塑,由灰岩、石英、砾砂及粉质粘土混合而成,基本容许承载力[δ0]=250 kPa。砾砂呈褐黄色,中密,砾石成分为石英、灰岩等,粒径2 cm～30 cm,棱角状,基本容许承载力[δ0]=250 kPa。强风化、中风化灰岩呈青灰色,主要矿物成分为方解石,其灰泥质结构,层状构造,见方解石脉。强风化灰岩裂隙发育,岩芯破碎,呈碎石状,无溶蚀现象。基本容许承载力[δ0]=550 kPa。中风化灰岩裂隙较发育,铁质浸染,岩芯呈短柱状,呈碎块状,质硬,无溶蚀现象。基本容许承载力[δ0]=1 500 kPa。

3工程特点

3.1 环保要求高

大桥位于贵州省紫云县浪风关林场境内。桥位通过段为山间斜坡相对平缓地带,坡面植被发育,水土保持较好,但自然环境相对脆弱,深井基础施工,必须严格做好各类环保设施,最大限度减小施工对环境的影响,将本工程修建为绿色、环保之路。施工要对林木进行重点保护,以防止对环境造成破坏。

3.2 不良地质多

根据地质资料分析,深井基础通过碎石土、砾石土厚度一般在7.5 m～10.0 m,土层松散,深井开挖施工中井壁极易发生坍塌,引发施工安全事故。地质构造复杂,不良地质多,深井软弱围岩所占比例大,开挖施工喷锚支护和钢筋混凝土护壁支护要及时跟进。

3.3 超深深度

老鹰岩大桥3.7 m×7.0 m矩形深井基础开挖断面为31.5 m2。深井基础设计长度一般为18 m～32 m,原地面以下开挖深度20 m～34 m。

3.4 地形险峻

桥位通过段为山间斜坡,深井基础位于自然斜坡角约42°的山坡地带上,为雨季坡面排水通道。深井基础开挖施工过程中防止各种突发性事件、事故,防止雨季山洪淹没填埋深井引发安全事故,是施工安全防范的重点。

4深井基础施工

4.1 施工顺序

施工顺序如下:

开挖第一节土石方→立模浇筑第一节护壁→第二节土石方开挖、校核垂直度和断面尺寸、拆除上节模板→立模浇筑第二节护壁→重复第三节挖土、立模浇筑护壁工序→循环作业直至设计深度检查持力层后进行钢筋骨架安装→浇筑深井基础混凝土。

4.2 深井开挖

根据深井基础通过的地质条件及设计断面,深井开挖采用全断面分节开挖,上部为厚度7.5 m～10.0 m的碎石土、砾石土层,采用人工手持风镐或十字镐从上到下逐层挖掘。每个节段开挖深度为1.5 m,挖土顺序为先中间后周边。下部强风化、中风化灰岩采用全断面光面爆破开挖。

4.2.1 光面爆破参数设计与选定

光面爆破主要针对断面周边一层岩体的爆破,要求在爆落岩体的同时,应形成光滑、平整的边界。光面爆破的主要参数有:炮孔数目、最小抵抗线、炮孔密集系数、线装药密度、孔距和起爆时差等。

4.2.2 炮孔数目

炮孔数目直接影响凿岩工作量和爆破效果。孔数过少,大块增多,井壁不平整,甚至出现欠挖。孔数过多,使凿岩工作量增加。确定炮孔数目的基本原则是在保证爆破效果的前提下,尽可能地减少炮孔数目。矩形深井基础开挖断面为31.5 m2,全断面布置炮眼83个。

4.2.3 周边孔间距

光面爆破周边孔间距比主爆孔小,孔距过大,难以爆出平整光面,且产生大块。孔距过小,会增加凿岩费用。合理的孔距可按炮孔直径选取,一般按以下经验公式确定:

a=(10～15)d2。

其中,d2为炮孔直径,取40 mm;3.7 m×7.0 m矩形深井周边孔间距a=0.6 m。

4.2.4 周边孔密集系数

密集系数过大,爆破后可能在光爆孔间留下岩埂,造成欠挖,达不到光面爆破效果,反之则可能出现超挖。实践中多取0.5～0.8,炮眼密集系数计算公式为:K=a/W。其中,K为周边孔密集系数;3.7 m×7.0 m矩形深井周边孔间距取a=0.60;W为光爆层厚度(周边孔最小抵抗线);3.7 m×7.0 m矩形深井周边孔最小抵抗线W=0.7 m;周边孔密集系数K=0.8。

4.2.5 线装药密度

线装药密度是指单位长度炮孔的装药量,又称装药集中度,计算式为:Q1=qaW。其中,q为单位体积耗药量,kg/m3;a为光爆炮眼间距,m;W为光爆层厚度,m;3.7 m×7.0 m矩形深井q=1.6 kg/m3;密集系数实际取Ql=0.6 kg/m。

4.2.6 光爆炮眼起爆间隔时间

光爆炮眼与内圈炮眼起爆时间间隔为50 ms,矩形3.7 m×7.0 m掏槽眼为1,3,5,7段,内圈炮眼为9段,周边孔为11段。周边孔采用轴向空气间隔装药结构,在光爆炮眼深4 m中安放4个药包(每个药包0.2 kg),用导爆索起爆,光爆炮眼用同一段毫秒雷管,炮眼堵塞长度不小于0.4 m。

4.2.7 光爆炮眼施工

光面爆破效果的好坏与炮孔的孔形、周边孔外插率、炮孔深度、周边孔的孔距误差、周边孔最小抵抗线误差、炮孔装药、堵塞连线等诸多环节有很大关系。周边孔沿开挖断面开挖轮廓线上按周边孔间距均匀布置,允许沿断面轮廓线调整的范围不大于5.0 cm,以3%～5%的斜率外插,并根据炮孔深度来调整斜率,孔底不超过开挖断面开挖轮廓线10 cm,力求孔底在同一垂直面上。深井基础光面爆破掏槽眼为直眼掏槽,其深度比其他炮眼超深20 cm。

5通风

光面爆破完成后,在井口用鼓风机通过风管向深井内送风并向井内喷水雾,排出深井内的有害气体和降低粉尘。在施工过程中,每隔2 h用鼓风机向孔内送风10 min;当人工挖孔桩深度超过10 m时,配备专用的向孔内送风的设备,风量不宜少于25 L/s;孔底凿岩时应加大送风量。

6提碴

采用平转式桅杆电动卷扬机提碴,提碴采用自动翻转式吊桶,并设有防止吊桶翻转的安全装置,提碴桶采用内径90 cm、高80 cm钢制(厚3 mm的钢板)圆柱桶;提升设备采用带安全装置的20 kN电动卷扬机。提碴吊桶必须沿钢丝绳轨道升降,确保吊桶不碰到护壁。提升钢丝绳应与吊桶连接牢固,保证在升降过程中不致脱钩。由施工人员用铁锹将土石铲进装碴的铁桶吊斗,电动卷扬机提升到井口转动桅杆至井外卸碴。应经常检查摇摆式桅杆电动卷扬机钢丝绳、吊钩及装碴铁桶是否安全可靠。

7排水

当深井内出现地下水时,及时抽排水,可在井内挖一深度为50 cm～60 cm的集水坑,采用潜水泵或其自吸式水泵抽水。井下潜水泵等电气设备要配备漏电保险开关。

8深井支护

8.1 喷锚初期支护

老鹰岩大桥深井基础通过的碎石土、砾石土厚度一般在7.5 m～10 m,土层松散,强风化灰岩呈灰泥质结构,裂隙发育,岩芯破碎,呈碎石状。开挖后极易引起井壁坍塌,必须进行喷锚初期支护。在井壁较松散、破碎围岩打入ϕ22 mm,长1.5 mm～2.0 mm锚杆,喷厚度3 cm～5 cm的混凝土进行初期支护,然后施作厚度20 cm～25 cm的C20钢筋混凝土护壁。

8.2 钢筋混凝土护壁支护

老鹰岩大桥深井基础通过的碎石土、砾石、强风化、中风化灰岩在开挖后,均要施作厚度20 cm～25 cm的钢筋混凝土护壁。碎石土、砾石井壁易坍塌地层,施作厚度25 cm的C20钢筋骨架混凝土护壁。强风化、中风化灰岩地层,施作厚度20 cm的C20钢筋网片混凝土护壁,钢筋网片置于混凝土护壁受拉区。钢筋采用ϕ14,钢筋间距20 cm×20 cm,钢筋骨架保护层为5 cm。钻爆出碴一循环完成后随即浇筑钢筋混凝土护壁支护,以确保下一施工循环的施工安全。护壁施工采取组合式钢模板拼装而成,拆上节立下节,循环使用,模板用U形卡连接,带调节螺旋钢管支撑,利用吊桶运输混凝土人工浇灌。护壁钢模板上部设有漏斗状斜坡开口,以便于由此灌注护壁混凝土。

9井底处理

深井开挖至设计标高后,将井底的松碴、浮土、污泥、杂物、沉淀等扰动过的软弱层全部清理掉。对井底断面尺寸、岩性、入岩深度等进行检验合格后迅速用混凝土封底,混凝土标号必须与设计深井基础混凝土标号相同。

10结语

老鹰岩大桥超深深井强风化、中风化灰岩地层采取全断面爆破逐层开挖,喷锚支护、钢筋混凝土护壁支护及时跟进,光面爆破参数的设计和选定,经过了严密的计算和正确的选定,炮孔数目、孔距、排距、炮孔装药量参数正确,但各类炮孔在钻爆实施过程中,根据深井围岩变化和光爆效果及时适宜地调整光面爆破参数,光面爆破取得了很好的效果,炮孔痕迹保存率达到了80%～85%以上。光面平顺整齐,无超欠挖,岩体无裂纹。孔深选定在1.5 m,在技术和经济上是比较科学合理的。深井光面爆破、通风、提碴、喷锚支护、钢筋混凝土护壁支护,各工序间衔接紧凑,安全、优质、高效地完成了全部超深深井基础施工。

参考文献

[1]朱忠节,何广沂.岩石爆破新技术[M].北京:中国铁道出版社,1986.

深井降水施工方案 第2篇

竹馨居1#住宅楼工程，位于新乡市荣校东路和新中大道交汇处。地上二十五层、地下一层，建筑面积为15340.61m2，占地面积1252.28m2，建筑高度73.97m。主楼基础形式为现浇钢筋砼筏板基础，基础底标高-4.91m，本工程场区地面标高约-0.90m，基坑开挖深度约4.01m。

工程地质、水文条件(详情见《岩土工程勘察报告》)

1、地形地貌该场地原为耕地，地势平坦，所处地貌单元为黄河冲积平原。

2、土层结构根据勘察报告显示：该场地除局部地表为杂填土外，主要由第四纪全新世、更新世粉土、粉质粘土和细砂组成。10m深度内的地质构成如下：

(1)、杂填土：层厚0.60～3.30m，层底埋深0.60～3.30m。

(2)、粉质粘土：层厚1.00～5.00m，层底埋深1.80～5.40m。

(3)、粉质粘土：层厚1.20～4.50m，层底埋深3.80～8.00m。

(4)、粉质粘土：层厚1.00～4.00m，层底埋深5.5～9.80m。

(5)、粉土：层厚0.60～5.30m，层底埋深8.10～12.80m。

3、地下水水位本工程在20XX年8月勘察期间水位在地面以下6.3～8.7m，属潜水。正常年份地下水年变幅1.5～2.0m。

二、参考文献

(1)、该工程《岩土工程勘察报告》、施工图纸

(2)、《建筑基坑降水技术规程》

(3)、《建筑施工手册》第四版(缩印本)

(4)、《建筑地基基础工程施工质量验收规范》

三、方案选择

根据施工现场实际情况和地质报告，该工程宜采用轻型井点降水，如采用深井泵抽法降水，宜对地下室防水功能，质量要求方面上有影响。目前，开发商采取的是后一种降水，场区地面标高较低，需使用基坑开挖的土方铺垫至设计室外地面标高;其次因施工场地窄狭，道路设置距离基坑较近，施工车辆载重较大;又由于地下室工程量较大，基坑边坡裸露时间较长，时置雨季，又因基坑东临围墙。综上所述，基坑坡顶超载严重，隐患较大。为确保基坑边坡安全，本着安全、经济的原则，该工程基坑采取放坡开挖，土钉墙支护。

基坑东西两边坡放坡宽度2m、钉墙支护，南北两边坡放坡宽度1.5m、土钉墙支护。

超深井施工 第3篇

关键词：快速钻井,超深井,塔河油田

1 钻井的难度

塔河油田12区地层主要可以分为震旦系、奥陶系、寒武系、志留系、石炭系、二叠系、三叠系、第三系和第四系等。因为钻井遇到的地层岩性复杂、类型较多, 过程中主要会遇到的问题:一是地层中上部的阻卡严重;二是二叠系容易坍塌和漏失, 石炭系、三叠系容易扩径;三是较深地层的机械钻速很慢, 且容易发生井斜。

2 快速钻井技术

2.1 防阻卡技术

为了解决塔河油田12区的中上部阻卡的严重问题, 施工的时候就需要从新工具、钻井液体系与钻井工艺上使用防阻卡的技术。根据塔河油田12区现场的应用情况, 可以看出该技术可以有效地解决阻卡现象, 起下钻的时间缩短了, 井下的复杂事故也减少, 钻井的快速安全得到了保证。

(1) 钻井工艺措施。可以使用低黏钻井液, 提高排量, 加强钻井液冲刷井壁;加强起下钻的工作;可以采用高效的固控设备, 使得钻井液的清洁得到保证;可以对钻具组合进行优化, 提高钻井液的上返速度, 稳定器等钻具减少使用的数量, 以此来减少阻卡。

(2) 钻井液体系。聚合物钻井液中加足大分子的包被剂, 若包被剂的浓度高、分子链长、分子量大, 钻屑形成后处在包被剂中, 钻屑会吸附长链大分子的包被剂, 形成了覆盖在钻屑表面的包被水化层。它可以降低粘土的化学分散、膨胀、和水化作用, 进一步在某种程度上减少了砂岩井段的虚泥饼和泥岩井段形成的缩径。该包被水化层具有高度的水化性、润滑性以及一定的弹性, 其表面光滑, 可以阻止岩屑间、岩屑和井壁间的粘结, 上返过程中也可以阻止岩屑因冲蚀、碰撞和摩擦导致的机械分散与破碎。可以说该包被水化层对岩屑有一股凝聚力, 可以阻止岩屑的分散, 提高岩屑的上返效率。

(3) 新工具防阻卡技术。首先是小弯度螺杆。经过分析表明, 产生阻卡主要是因为井眼出现“缩径”, 所以在钻井时可以使用0.50°或者0.75°的小弯度螺杆, 它的原理是对井眼进行了微扩径, 以此减少了阻卡复杂事故的发生。2009年在塔河油田12区对6口井进行“P D C+小弯度螺杆”的快速钻井技术的试验, 这样防阻卡的效果明显, 单井短起下的时间相比较于不使用小弯度螺杆可以减少2~3d。小螺杆防阻卡12区现场应用情况如下表1。

从表1中可以看出, 小弯度的单弯螺杆不但能够加快机械钻速, 在同等的井下条件中, 还可以有效地解决塔河油田的上部地层起下钻严重阻卡的问题, 减少了大量的起下钻时间, 使得施工风险大大降低。

其次是井壁修复器。在钻井过程中, 井壁修复器用于清理砂床、井壁修整, 可以提高钻具的防卡能力以及保持井眼的畅通, 减少短起下钻的次数, 并且还缩短钻井时间。2009年, 塔河油田12区在TK1286井1197~4554m的井段安装井壁修复器试用。从单井的多次突发性的井下情况来看, 这样能够有效地解决上部地层的阻卡问题, 短起下时间比邻井TK1283井少了3~4d。

2.2 螺杆复合钻井技术

螺杆钻具具有较高的转速, “P D C+螺杆”可以充分地发挥P D C钻头的破岩剪切作用, 能够大幅度地提高井底钻头的转速, 进而减小钻具扭矩, 降低转盘的负荷, 提高钻井的效率, 延长钻具寿命。螺杆复合钻井技术在塔河油田被推广应用了。

将塔河油田转盘钻井钻速与螺杆复合钻井相比较如图1。应用实践证明, 螺杆复合钻井能够非常明显提高地中上部地层钻速, 这种技术在￠215.9mm井眼处使用3口井, 在￠241.3 mm井眼处使用16口井, 在￠311.1mm井眼处使用2口井, 机械钻速相比也分别提高了33.73%、38.00%和7.20%。

2.3 井壁稳定技术

使用钻井液密度来合理的控制好地层坍塌掉块, 保证钻井液的平板层流型, 减少其冲刷井壁。严格地控制好起下钻的速度, 加强灌浆, 使井筒液柱的压力保持平衡。在钻井过程中, 要不断地补充润滑剂, 保证钻井液具有极好的润滑性。在携岩的前提下, 适当地降低了排量来防止钻井液冲刷井壁, 并且除去定点循环。加强使用的固控设备, 保证钻井液的清洁。分析井壁的失稳机理时, 优化钻井工艺措施是个很好的选择。根据实际应用可以看出, 这些技术措施可以有效地解决石炭系、二叠系与三叠系等井壁严重失稳的问题。

2.4 防斜打快技术

多方面的的原因都会导致深部井斜, 不但有地层原因, 还有工程技术方面的原因。“PDC+螺杆”钻具是现在国内经常使用的一种防斜打快的方法。因为螺杆钻具的抗温不足, 若在在深部地层应用时就会受到一定的限制, 所以在塔河油田的超深小井眼中就要使用小尺寸的涡轮钻具的防斜打快技术。

3 结束语

快速钻井技术在塔河油田12区的试验应用中, 表现出它的各种优点。这种技术方案能够减少大量的井壁失稳、起下钻阻卡等井下复杂事故, 于此同时也就节约了处理事故的费用和时间, 机械钻速有所提高, 钻井成本也得到了降低。因此这种超深井快速钻井技术具有广泛的应用推广前景。

参考文献

[1]张克勤, 张金成, 戴巍.西部深井超深井钻井技术[J].钻采工艺, 2010, (01) .

[2]周伟, 耿云鹏, 石媛媛.塔河油田超深井侧钻工艺技术探讨[J].钻采工艺, 2010, (04) .

[3]余福春, 韩立国, 杨君明, 余冬青, 赵小平.塔河油田12区优快钻井技术研究与实践[J].新疆石油天然气, 2010, (03) .

[4]关义君.塔河油田7号区块深井优快钻井技术[J].石油钻探技术, 2006, (03) .

深井超深井钻井技术现状和发展趋势 第4篇

关键词：深井超深井,钻井技术,发展现状,发展趋势

在石油的开采过程中, 深井、超深井钻井技术的应用具有十分重要的作用。我国的石油资源储量丰富, 其中70%以上处于深层地下。发达国家凭借深井、超深井技术的应用, 提升了自己国家的油气行业竞争力。相比之下, 我国的油气行业发展面临困境, 因此急需发展深井、超深井的钻井技术。

一、深井、超深井钻井技术的发展现状

1. 地质环境的描述和评估技术

(1) 以地震资料为依据, 分析评估地层的孔隙压力, 分析准备钻井地段岩石的力学性质和分布特征, 以此来判断该地质环境是不是可以进行钻井工作。

(2) 在钻井工作中, LWD技术、MWD技术、SWD技术广泛应用。这些技术能够使用高温高压的方式对钻井的真实情况进行模拟, 通过分析各方面因素, 为钻井工作提供技术支持。

2. 防斜快打技术

在复杂的地质条件影响下, 深井、超深井的钻进过程中, 很容易出现井斜问题, 而且和钻进速度有密切关系。鉴于此, 钻柱涡动理论提供了一种防治井斜的方式, 使高陡构造中的防斜快打技术得以迅速发展。

3. 钻进速度提升技术

提高钻井的速度, 国内外普遍采用的办法有两种:第一, 更换钻具和钻头, 例如, 使用螺杆钻具和PDC钻头, 或者使用涡轮钻具和金刚石钻头。第二, 采用新型的钻井技术, 例如:欠平衡钻井技术、导向钻井技术、旋冲钻井技术、气体钻井技术等。如此一来, 能够加快钻井的速度, 提高开采效率。

4. 钻井液技术

在钻井液的分类上, 一般常分为水基、油基、气体三类。水基成本最低, 但稳定性最差;油基稳定性最好, 对电解质的抵抗能力也比较强, 但维护费用高;气体钻进在发达国家已经取得一定成果, 但国内才处于研究的起步阶段。

5. 固井技术

说到固井技术, 主要体现在创新使用了固井材料。在固井工作中, 水泥浆外加剂是不可缺少的一部分。国外对这一技术的研究比较成熟, 国内则处在不断深化之中。

6. 钻井信息技术

对于发达国家而言, 早在20世纪80年代就开始研究钻井的信息系统。到了90年代, 已经研制出人工智能技术。因此, 到目前为止, 国外的钻井信息系统已经建立完成。而我国, 从90年代开始对钻井计算机软件进行研发, 发展至今已经取得了不错的成绩, 但是和发达国家相比, 仍然具有很大的差距。

二、深井、超深井钻井技术的难点

1. 地质条件复杂

在我国, 深井、超深井钻井技术主要应用在新疆、四川等地, 这些地区的共同点是:第一, 地质条件复杂, 岩石的可钻性差。第二, 特殊的地质构造, 如高陡构造、山前构造。第三, 地层性质不稳定, 破碎、压力异常、塑性流变等情况经常存在。第四, 硫化氢的浓度较高, 矿化度的密度较高。另外就深井、超深井钻井技术自身而言, 面临着应用的压力系统比较多, 井壁的稳定性差, 裸眼段较长, 高温高压等难题。

2. 探井性质不确定

往往在一个地区开采第一口探井时, 对地质环境不了解, 因此环境因素不能确定。例如:岩石的应力情况、地层的压力大小、地层的稳定状况、地层的分层深度和完井深度等。这些因素的不确定, 就会影响到钻井的前期设计工作。钻井技术缺乏针对性和有效性, 就不能对井眼的轨迹进行准确控制, 就不能提高机械的钻进速度, 当遇到突发事故, 不能采取及时的措施进行处理。

3. 配套技术不完善

钻井技术的配套技术, 指的是对环境信息的获取和描述技术, 对复杂地质条件下钻井设计的优化技术, 在特殊的地质情况下安全高效的钻井技术, 钻井液的抗高温、抗污染技术, 突发事件的应对及处理技术, 特殊的工艺钻井技术等。这些技术还需要进一步的研究, 才能应用在钻进工作中。

三、深井、超深井钻井技术的发展趋势

1. 向智能化、信息化的方向发展

在复杂的地质条件下, 深井、超深井钻井技术应该不断创新深化, 使其钻深能力更强, 自动化程度更高。研发并使用新型的钻机、测量工具、井下工具, 使其能够符合HSE的要求, 从而促进钻井技术的集成化、自动化发展。

2. 向提高开采效率的方向发展

对特殊的钻井进行技术上的强化, 从而使这些技术能够更好的应用在深井、超深井中, 以此加快油气资源的开采速度, 提高勘探与开发的效率。这些特殊的技术包括:水平井钻井技术、定向井钻井技术、欠平衡井钻井技术、气体钻井技术、大位移井钻井技术等。

3. 向高效破岩技术的方向发展

就目前而言, 油气开采中应用广泛的仍是旋转钻井。新的钻井技术如旋冲钻井技术、垂直钻井技术、高压水射流技术、气体钻井技术, 能够提高破岩效率。另外, 熔融钻井技术和激光钻井技术的应用, 能够大大提升破岩的效率。

结语

石油作为现代工业的血液, 对于我国经济的稳定发展具有重要意义。深井、超深井钻井技术的应用, 是经济社会进步和石油行业发展的需要。使用该技术, 能够有效提高油气资源的开采质量和开采效率, 同时加强市场竞争力。我们应该相信, 随着深井、超深井技术的发展, 一定会改变未来的生活。

参考文献

[1]闫光庆, 张金成.中国石化超深井钻井技术现状与发展建议[J].石油钻探技术, 2013 (02) .

[2]薛飞.《深井超深井钻井技术现状和发展研究》[J].化工管理, 2013 (22) .

[3]李冰.深井超深井钻井技术:开启地下深层宝库的“金钥匙”[J].中国石化, 2009 (01) .

[4]张克勤, 张金成, 戴巍.西部深井超深井钻井技术[J].钻采工艺, 2010 (01) .

提高深井和超深井机械钻速的方法 第5篇

1. 深井和超深井钻井地层条件复杂

深井和超深井钻井钻遇地层层系多, 岩性变化较大、非均质性强、可钻性差, 地质条件异常复杂, 同一井段可能钻遇多套地层压力系统, 井壁稳定难度大, 地层安全密度窗口窄, 漏喷共存等复杂问题, 钻井施工中同一井段需要预防几种不同类别的井下复杂情况。再加上深部地层普遍存在高温、高压, 会使井下复杂的预防措施少, 事故复杂的处理难度大, 处理手段有限。

2. 深井和超深井井身结构复杂

(1) 为了确保顺利钻至目的层, 深井和超深井钻井井身结构设计时需考虑备用方案, 而且为保证深部井段安全钻进, Φ444.5mm和Φ311.lmm井段固井设计时一般要求套管尽量下深一些。为此深井井身结构普遍需五开或六开, 复杂的井身结构导致深井、超深井大尺寸井眼 (井径≥Φ311.1mm) 的深度在不断增加, 井深6000~7000m的井, Φ311.lmm井眼一般要钻深5500-6500m, 才能满足下部钻井的需要。随着大尺寸井段的加深, 大尺寸井段破岩效率低, 机械钻速慢的问题越加突出, 而且严重影响到全井的钻井周期和钻井速度。

(2) 深部小尺寸井段机械钻速低。深井、超深井深部井段的泥质砂岩和粉细砂岩在上覆岩层压力的压实作用下岩石硬度大非常致密, 而且从常压下脆性岩石向塑脆性岩石或硬塑性致密岩石转化, 具有高抗压强度和高研磨性的特点。在这种井段中钻进, 由于小井眼钻井的配套技术 (如钻头、动力钻具等) 未完全过关, 小直径牙轮钻头的轴承寿命较短, 若用小直径金刚石钻头, 易受排量、转速的限制。因此多种原因都影响着深井深部小尺寸井段的机械钻速。

3. 深井和超深井钻井中多个工程问题共存

深井和超深井钻井中地层不确定性因素多, 在同一口井甚至在同一个地层段, 同时存在多个工程问题。有限的套管层次不可能将各个复杂层段全部有效封隔, 同一个裸眼井段内同时存在多个相互矛盾或对立工程问题的情况经常遇见。因此, 经常出现井斜、井漏、井涌、井塌、缩径等同时发生的严重复杂情况。

二、提高深井和超深井机械钻速的建议

1. 提高深井和超深井大尺寸井眼段机械钻速

(1) 深井或超深井钻井尽量使用大功率的钻机, 特别是动力系统、绞车和泥浆泵, 满足大尺寸井眼钻井所需的能量和排量要求;

(2) 采用大尺寸钻杆 (Φ149.23mm、Φ139.7mm钻杆或Φ127mm非标钻杆) 和大尺寸钻铤 (Φ254mm或Φ228mm) , 解决大尺寸井眼钻井的水力能量和破岩能量问题;

(3) 完善大尺寸钻头的结构和系列, 特别是适合均质性差地层的PDC钻头和适应高转速的大尺寸牙轮钻头。

(4) 上部大尺寸井眼使用垂直钻井工具或井下动力钻具加垂直钻井工具, 采用MWD随钻监测井身质量, 做好深井大尺寸井段的防斜打快工作。

(5) 在地层条件具备的情况下使用空气钻或欠平衡钻井技术, 提高深井大尺寸井眼常规钻井难钻地层段机械钻速。

2. 提高深井和超深井下部小尺寸井眼机械钻速

(1) 小井眼钻井采用复合钻杆 (Φ127mm钻杆或Φ127mm非标钻杆+Φ101.6mm钻杆或Φ88.9mm钻杆) , 解决小尺寸井眼钻井的水力能量和井底清洁问题;

(2) 完善小尺寸井眼钻井所需的钻头系列, 特别是适合强研磨性地层的PDC钻头和长寿命的小尺寸牙轮钻头。

(3) 针对特别难钻地层, 研究小尺寸井眼钻井所需的特殊钻头和配套提速工具。针对高抗压强度和高研磨性的地层, 国外采用孕镶金刚石钻头加高速涡轮钻具组合, 使用结果表明, 与牙轮钻头相比, 该项技术可提高机械钻速3-10倍以上, 大幅度提高了深井小尺寸井眼难钻地层的机械钻速。

3. 综合引用成熟技术, 有的放矢开展钻井新工艺新技术试验, 提高常规井段机械钻速

(1) 在地层条件允许的井段推广使用PDC钻头或使用PDC+螺杆, 在311.15mm井眼和215.9mm井眼使用好PDC钻头是提速的关键。

(2) 优选钻井参数、钻井工具和喷嘴组合, 在地层比较适合的井段利用水力加压器、脉冲接头、旋冲钻具等新工具和喷射钻井技术来提高机械钻速;

(3) 使用欠平衡钻井技术、地质导向钻井技术和垂直钻井技术等先进技术提高215.9mm-311.15mm井眼段机械钻速;

(4) 加强安全技术措施的实施力度, 制定和实施科学合理的技术方案与措施是减小施工风险、保证钻井安全、提高机械钻速的前提条件。

4. 对深井和超深井复杂工程问题的预防与处理。

深井和超深井钻遇地层层系多, 钻井中经常遇到各类事故复杂, 常见的事故复杂有井塌卡钻、缩径卡钻、溢流、井漏等。对钻井事故复杂, 因该采取提前预防, 积极处理的原则, 在现场工作中要运用好现有的技术, 及时分析判断井下情况, 根据地层特点和井下情况, 采取切实可行的预防和处理措施, 尽量减少非生产时间, 来提高行程钻速。

5. 加强工程问题的地质研究

复杂的地质条件成为制约深井、超深井钻井速度的本质问题, 地质问题研究取得突破, 可以为钻井提供较准确的地层资料。深入对地质问题进行技术攻关, 充分利用物探地震资料、录井资料和测井资料, 利用地质学理论研究工程问题的预测与检测。有了准确的地层资料就可以根据地层情况优化井身结构、优选钻头型号与钻井参数、钻具组合、钻井液体系等, 为钻井中提高机械钻速提供基础和保障。

结论

提高深井、超深井机械钻速, 首先是要对深井、超深井所钻地层有比较科学的认识;二是有先进的设备、可靠的工具和高效的钻头做保障;三是开展新工艺新技术的试验和研究, 依靠新技术提高深部难钻地层的机械钻速。总之只有依靠科技进步, 综合应用成熟配套技术, 大胆尝试和使用新技术、新工艺、新工具等配套技术, 才能进一步提高深井、超深井钻井速度, 缩短建井周期, 降低钻井成本。

摘要：由于深井、超深井地质情况复杂, 导致我国在复杂地层的深井、超深井钻井技术尚未过关, 表现为机械钻速低, 事故复杂时率高, 建井周期长, 勘探开发的居高不下, 从而严重制约了深层油气资源勘探开发进度。

关键词：深井,超深井,机械钻速,地层,钻井

参考文献

[1]王大陨.深部岩石力学与深井钻井技术研究[J], 钻采工艺, 2006, 29 (3) :6-10.

[2]张东海, 等加快深井钻井速度的几点建议[J].石油知识, 2004, (1) .

塔河油田超深井测井监督模式探讨 第6篇

1 塔河油田基本地质情况

塔河油田地处新疆库车县和轮台县境内,位于天山南麓塔克拉玛干沙漠北缘的戈壁荒漠地带,是以大型奥陶系碳酸盐岩为主的复合型油田。塔河油田储层主要为孔隙型碎屑岩储层和岩溶缝洞型碳酸盐岩储层2种类型。目前,塔河油田已形成年产逾700万t的工业油气产能,显示出塔河油田及其所处的阿克库勒凸起西南斜坡良好的油气前景。其地质条件存在目的层多、含油层系多、储层类型多、目的层埋藏深、地层压力系统复杂等特点。

2 塔河油田测井监督流程

塔河油田实行的是独立甲方监督模式,所有测井队伍均为外部引进。所以,测井监督工作从队伍引进、项目发包开始,到整个项目完成,覆盖各个环节其监督管理流程如图1所示。

3 塔河油田测井作业难点

由于塔河油田目前平均井深超过6 000m,同一裸眼段存在多套压力系统;加之近年来部分井由于地面绕障需要,井身轨迹设计为“五段制”(直-增-稳-降-直)斜井等多方面原因,给测井资料采集带来了一定困难。

3.1 裸眼井段长,同一裸眼井段内存在多套压力系统

目前,塔河油田主要井身结构为三开三完、四开四完等类型,平均井深6 200m。一般三开结构的二开裸眼井段长达5 000m,四开结构的三开裸眼井段长达2 200m。中间穿过侏罗系、三叠系、石炭系等多个地层组段,并且不同组段间压力系统不一致。同时,这两开次在测井时钻井液密度一般为1.30～1.33g/cm3,但三叠系以上地层的压力系数仅为1.08～1.11,钻井液液柱与地层之间存在很大的压力差,在测井作业过程中容易发生电缆或仪器吸附卡。

统计2004年以来塔河油田发生的测井故障,有65.9%是因压差大引发的电缆或仪器吸附卡(表1)。

3.2 因井身结构原因,部分井钻具传输一次测量井段较长

塔河油田目前老井侧钻井深一般在6 500m,测量井段一般为800m左右,仪器从入井到测量完成,需要近30h。同时,近年来部分井由于地面绕障需要,井身轨迹设计为“五段制”(直-增-稳-降-直)斜井,用电缆施工容易发生事故,只能改用钻具传输进行资料采集,而这部分井井深一般都在6 000m左右,测量井段长达近2 000m。这样井下仪器长时间在井内高温环境下工作,其稳定性势必受到考验。

3.3 个别区块和部分外围探井地层压力高,钻井液密度大

近年来,为了实现“塔河之外找塔河”的目标,西北油田分公司分别在巴楚地区及山前构造带部署了一批预探井,由于这批井地层压力较高,在部分开次施工时钻井液密度往往高达2.1g/cm3左右,这样给仪器下放和部分项目的资料采集带来了困难(表2)。

3.4 部分井区高含H2S、少部分测井作业前井内不稳定

由于塔河油田部分井区高含H2S,给测井电缆和仪器在井下安全带来了潜在风险。同时,少部分井是奥陶系灰岩地层钻遇放空或漏失后,直接进入到测试阶段,但如果测试效果不理想,又转入测井施工,而此时,井筒内往往呈现出井漏、地层出油、井筒内高含H2S等特点,使得测井施工过程中的井控、电缆和仪器的安全等多个方面都面临挑战。

4 测井作业过程控制监督方法

过程控制是确保测井作业一次成功率的关键,针对塔河油田测井作业过程中的施工难点,通过不断摸索,形成了以提前介入和开工验收为核心的过程控制监督方法。

4.1 井筒条件控制监督方法

由于测井作业是在井筒环境中进行的,所以井眼质量的好坏、钻井液性能是否满足施工条件等将直接影响到测井资料质量及施工安全。而目前塔河油田内共有来自数十家单位120多支钻井队承担钻井施工任务,由于不同队伍的施工能力参差不齐,所以各钻井队在井眼准备上也有较大差别。

为了保证测井前井眼条件能够满足测井资料采集需要,工区从2009年开始推行“提前介入,统一要求”控制思路,对测井井眼准备进行要求。即在每开次完钻(或扫塞)后,钻井队在为测井施工进行井眼准备(通井、处理钻井液)时,就安排甲方监督人员(测井、钻井和钻井液三方监督)提前到井,结合不同的测井施工方法、仪器需要的井眼条件等对井眼处理和钻井液处理、性能提出具体要求并现场召开协调会,确保按照统一要求进行井眼准备工作。同时,协调会后钻井和钻井液监督对通井和钻井液处理过程进行旁站,而测井监督则等测井队到井后,再次通过综合录井仪曲线、现场钻井液旁站记录等对井眼准备情况进行开工检查,不满足施工要求的,不接井进行施工,强制要求钻井队再次下钻处理。2009年和2010年,共有45井次因不满足测井施工条件而拒绝接井,要求重新下钻处理后再进行测井作业。

4.2 测井事故预防监督方法

测井作业过程中,会因井下条件、测井仪器或辅助工具自身存在问题等原因引发各种测井事故,不仅给各方造成了不必要的损失,还影响到了资料的正常采集。近年来,塔河油田除了加强对井眼条件的要求外,还针对测井方自身可能存在的安全隐患,进行多项技术要求,对测井故障进行预防。

(1)通过技术创新和现场实践,不断改进一些测井工具,防止次生故障的发生。近两年来,工程监督中心先后对穿芯打捞工具和钻具传输测井时井口电缆的防护工具进行了改进,并在全工区推广应用。

(2)加强对电缆使用的管理。由于塔河油田井深,对测井电缆的使用和维护提出了更高要求。目前,工区除了要求各承包商必须按时进行电缆拉断力试验外,还规定要定期进行绕曲试验,并对使用井次进行了严格规定。

(3)做好辅助工具的管理工作。测井辅助工具作为测井采集工作中一个非常重要的组成部分,发挥着和井下仪器同等重要的作用。为了做好辅助工具的管理工作,工区按照钻具管理的模式和要求对旁通短节、打捞工具、公头外壳等辅助工具的探伤周期和探伤方法进行了规定,并要求各承包商按照统一的台帐进行记录和管理。

(4)加强交流,提高承包商处理复杂情况的能力。近年来,每年都定期组织召开承包商交流会,将各家好的经验进行推广;同时,还在2009年首次举办了“2009年塔河油田测井承包商操作工程师培训”,编写了《塔河油田测井事故处理及典型案例分析》,通过紧贴现场的培训以达到提高承包商处理复杂情况的能力,为施工小队在现场遇到复杂情况时能够迅速处理提供技术支持。

4.3 超深井钻具传输施工监督方法

由于塔河油田的超深井钻具传输施工具有井深、测量井段长的特点,只有对仪器性能在入井前进行严格把关,才能最大程度提高测井一次成功率。针对此类井施工特点,通过不断实践,形成了一套完整的过程控制监督方法。一是针对部分超过6 000m的侧钻井,考虑钻具输送时间较长,仪器长时间工作仅靠在地面检查不能完全保证其稳定性,要求各承包商在施工前用电缆将仪器下至井内进行“模拟”,工作性能达标后方可施工;二是在测量井段较长的井在施工前,要求各单位在基地利用高温烘箱对仪器进行高温试验,以保证仪器的耐温性能满足要求;三是根据不同地层和井身轨迹,合理确定电缆测量深度、钻具传输测量井段和对接深度,确保仪器尽可能短的时间在高温井段停留。

4.4 以企业标准形式规范测井前各项要求并严格执行

为了保证测井作业前各项井筒准备工作和测井设备的准备严格按照要求执行,西北油田分公司在2009年发布了《测井作业开工验收标准》(Q/SHXB0052-2009),在国内首次以企业标准形式对测井资料采集前的各项准备工作进行了要求,并在测井作业前进行检查,不满足要求的不允许进行施工,2009年和2010年共有47井次因不满足标准要求而要求整改后再进行施工。通过这一手段,有效提高了测井作业的一次成功率(图2)。

5 测井资料质量控制监督方法

测井资料质量控制除了按照常规要求对资料进行验收外,还结合工区作业特点,针对可能影响资料质量的因素,创新了质量控制监督方法,提高了测井资料质量(图3)。

5.1 电缆深度标定技术

测井深度作为测井资料采集的一个关键因素,其准确性决定着后期开发效果的好坏。为了保证测井资料深度的准确,结合工区实际情况,塔河油田建立了目前国内最深同时也是中石化西北地区首口测井标准井(井深6 056m)。由于工区井深,磁记号标定方法不适用。所以在深度校正量的计算上,采用“相对校正量”方法进行求取,即利用标准深度和实测深度进行比较,认为二者差值和标准深度是线性关系来进行计算。通过对试验数据及后期实际测量结果的跟踪,该方法计算的校正量完全能够满足施工需要。

5.2 测井采集资料三级验收制度

为了保证测井采集资料质量,塔河油田对测井采集资料实行三级验收制度,即现场监督严格按照行业标准和企业标准要求进行一级验收,在现场对发现的异常或不合格曲线进行验证或补测;勘探开发研究院测井研究所为二级验收;由分公司组织专家组对资料进行最终复审,并将终审结果作为招投标技术标的重要打分依据。通过三级验收层层把关,保证了采集数据的准确性。

5.3 建立异常测井曲线库

由于复杂多变的地质条件及井筒环境,测井曲线常会出现一些响应异常。但非仪器性能因素导致的曲线异常响应,是仪器对多变的测井条件(矿物成分的非均质性、钻井液性能的变化、井眼轨迹复杂)的正常响应,只是与传统的某种固定的测井环境曲线特征不同而已,不能视为曲线质量问题。

为了提高监督人员对这部分异常测井曲线的识别能力,工区从2009年开始分类建立塔河油田异常测井曲线库,目前,已经收集整理了280多条各类异常曲线。同时定期将一个阶段收集的异常曲线对监督进行宣讲,提高了监督对部分因井眼条件或地层原因引起的异常曲线的认识,减少了因人为判断不准而需补测或验证的测井趟次。

6 对承包商的管理与监督

由于塔河油田实行的是纯甲方管理模式,所以测井队伍均为外部引进。目前,工区共有来自多家单位的20多支施工小队进行技术服务。在承包商的管理上,主要包括了3个方面的措施。

6.1 推行ABC分类差异化管理

结合工区井多、队伍多、监督人员少的特点,从2009年开始实行测井小队的ABC分类管理模式。根据施工单位的作业能力、队伍资质、设备情况等方面,将测井施工小队分成A类队伍、B类队伍和C类队伍,实施差异化的监管方法。其中A类队伍为施工业绩好、队伍素质高的小队,在监督过程中,只对其重要控制点进行检查,主要依靠小队自身进行管理;而C类队伍则是施工业绩较差,队伍素质不高的小队,则是监督过程中需要严格监督的队伍。

同时,还制定了严格的ABC分类管理制度,每季度根据实际生产情况和承包商队伍业务素质水平变化进行分类微调,做到动态管理,提高了监督工作的有效性和效率。

6.2 建立完善的奖罚制度

由于工区井深、区域地质情况复杂等原因,施工过程中难免会出现因为设备或操作造成的失误;同时,也有一部分队伍在复杂井、困难井的作业中有着良好施工表现。

为了充分调动承包商的积极性,工区建立了一套完整的奖罚制度。一是每月分别选择1～2支施工业绩好和表现差的队伍,在分公司月会上进行表扬或批评;二是在复杂井、困难井施工有良好表现的单位,建议主管处室在招投标中给予相应加分;三是在现场监督过程中,针对不同的问题采取从监督通知单、监督令、停工整改令三级由轻到重的处罚方式;四是按照分公司要求,建立了测录井队伍的业绩考核标准,每2个月公布一次考核情况,并将全年的考核情况作为每年优秀施工队伍评选的依据。

6.3 由点到面,做好承包商驻疆项目部的管理

驻疆项目部作为各承包商在工区的中枢指挥系统,发挥着生产调度、HSE管理、复杂情况决策等多方面的作用。在项目部的管理上,工区也同样实现“差异化”管理:即一般性问题由主管科室长直接和承包商进行沟通,提出整改要求;重大问题或重复性出现的问题,则以文件、通报或约谈交流形式对承包商进行要求,责令限期落实整改。

7 结束语

由于塔河油田测井作业具有井深、施工难度大等特殊性,国内常用的一些监督模式或方法已不能满足需要,通过在监督过程中的不断摸索,目前已经形成了一套完整的监督工作模式。特别是在国内首创的测井作业开工验收制度、测井资料三级评审制度、建立的异常测井曲线库等,对测井资料采集无论是施工过程还是资料质量,都起到了很好的效果。

摘要：针对塔河油田测井作业的管理特点和施工难点,从监督角度入手,形成了从测井作业过程控制、测井资料质量控制、到承包商管理一套完整的监督管理模式,有效提高了测井作业一次成功率和资料质量。

超深井测井深度质量控制方法探讨 第7篇

1 测井深度的确定

目前,测井深度的获取有2种方式:第1种是通过电缆在渐变张力下均匀缠绕到滚筒过程中,带动丈量轮匀速转动,丈量轮有固定的光栅,转动每圈产生相同的光电脉冲,对脉冲计数并测量丈量轮周长即可得到每一个脉冲激励信号对应井下仪器所经过的距离[1],由此来确定电缆移动的长度,即为测井深度。此种方法在作业前,需定期到标准井中对电缆进行标定。第2种是在恒定的拉力下等间隔地(一般为25m)在电缆上做磁记号,测井过程中通过对磁标记的检测而获得测井深度。

由于塔河油田所钻井多为超深井,技术套管下深一般为4 500～5 000m左右,油层套管下深一般为6 000～6 500m左右。而磁记号深度检测系统是采用对电缆钢铠的局部磁化来实现的,当套管管串过长时,磁记号信号会衰减越快,采用第2种方法显然无法满足塔河油田大量、连续的生产作业,因此采用第1种方法来确定测井深度。

2 测井深度标定的基本原理及质量控制

2.1 测井深度标定的基本原理

在测井标准井内,把每隔500m左右的标准点深度与实际测量值相对于井口的绝对误差进行数学拟合,计算出电缆的校正量就可用于对测井深度系统的校正。表1为A测井队的电缆标定数据,图1为校正量拟合图。

由图1可见A测井队的电缆校正量为每千米压缩1.3m。实际上,这种标定方法计算出的校正量是以电缆伸长为线性关系前提下计算的。

2.2 测井深度标定的质量控制

理论上,如果测井作业环境与标定环境完全相同时,标定后再测井的深度是准确的,在实际测井过程中,由于井筒环境与标准井中有一定的差异,会对标定后的测井深度产生一定影响。所以只有在标定过程中,采取各种措施,尽量模拟实际测井作业环境,将这种影响降到可接受的范围内,才能保证测井深度在一定程度上的准确。

2.2.1 实际作业过程中影响测井深度的因素

根据有关资料,在实际测井作业过程中,测井电缆的伸缩量为:

式中:ΔH为测井仪器位于井深H时的电缆伸缩量;Tcs为仪器位于井深H时测井电缆在井口的张力;Wca为单位长度电缆在空气中的重量;fd为单位长度电缆在井眼中运动时受到的平均阻力;K、Kt分别为电缆的弹性伸长率和受热伸长率;D为地温梯度。

由于地温梯度、电缆的弹性伸长量、受热伸长量、钢丝及缆芯的泊松比和面积、电缆的截面积在仪器标定与测井作业时基本相同,所以由式(1)可以看出影响实际作业过程中测井深度和标定深度误差的基本因素包括钻井液密度、单位长度电缆在井眼中运动时受到的平均阻力、仪器的重量及仪器所受的阻力。

2.2.2 标定时采取的质量控制措施

(1)由于在标准井中计算校正量时认为电缆的伸缩是线性变化的,所以要求被标定电缆整体受力情况应该基本一致,否则无法准确求取校正量。特别是第一次启用的电缆,在标定时应在标准井中尽量破劲,同时待电缆施工3井次后再进行第2次标定。

图2所示为B测井队测井电缆第一次标定后校正数据图,该队的电缆由于一些原因,在启用后未及时进行标定,而是在测了2口3 000m左右的浅井后再进行的标定,而在标定过程中,又未充分破劲,从而导致数据的相关性不好。

为了保证校正效果,要求B测井队在标准井中将电缆采用下1 000m上提500m的方式充分破劲后,重新计算了校正量拟合图(见图3),由图3可见此时电缆扭劲已得到一定程度的释放,效果明显,相关系数高,结果可靠。

(2)使用工区统一的加重装置,使校深时井下仪器的重量尽可能接近实际施工时的重量。目前,工区常用的仪器串组合重量见表2。

由于电缆标定时,所测项目为伽马+磁定位项目,仪器串自重仅150kg,为了兼顾所有的项目施工,统一要求标定时仪器串底部连接300kg的加重杆。

(3)目前,塔河油田测井标准井井深6 550m,全井段均为套管,井内为1.08g/cm3的油田水。在实际测井时,钻井液密度的变化主要会使电缆所受的浮力发生变化,而在裸眼井测井时,仪器和电缆所受到的平均阻力肯定大于在标准井井筒的阻力。

在塔河油田内,以碳酸盐岩为目的层的完钻井深一般为6 200～6 700m左右,钻井液密度为1.12g/cm3,和标定时井筒内1.08g/cm3的密度相差不大,所以在这一开次钻井液的影响是可以忽略不计。

从目前工区的实际情况来看,受钻井液比重影响最大的是四开结构的三开井段(或是三开结构的二开井段)。在这两个开次,井深一般5 600～6 200m左右,钻井液密度一般为1.30～1.35g/cm3。和1.08g/cm3比,浮力增大1.53kN～2.04kN左右。但这一浮力增量相比仪器和电缆所受到的各种阻力总量,也可以忽略的。如何消除仪器和电缆因所受阻力变化而导致电缆长度发生变化?可以在资料解释处理过程中通过张力数值及钻井液比重等数据计算得出。

3 现场测井深度检查方法

根据SY/T 5132-2003《测井原始资料质量要求》[2]中关于测井深度的要求,如果满足以下几个方面要求,就认为测井深度是符合要求的。

(1)在钻井液密度差别不大的情况下,同一口井不同次测量或不同电缆的同次测量,其误差不超过0.05%;

(2)测井曲线确定的表层套管深度与套管实际下深误差不超过0.5m,测井曲线确定的技术套管深度与设计下深误差应小于0.1%。

所以在施工现场,测井深度的检查主要是和工程深度(套管鞋深度、完钻井深、定位短节深度等)、录井深度(钻时曲线、标志层深度、油气显示层、地质分层、岩芯归位等)对比来进行检查。而工程深度、录井深度也同样存在误差,在进行对比检查时,必须考虑不同的施工方式产生的系统误差。

3.1 不同施工深度误差产生的原因

3.1.1 工程深度误差产生的原因

(1)钻具的地面丈量误差。主要原因一是钻具丈量时仅要求精确到厘米;二是对丈量尺拉直的松紧程度因人而异。

(2)钻井过程中井深计算时用的是地面丈量的钻具组合长度,完全没有考虑钻具在井下的受力状态,钻具伸长量计算公式为:

式中λ钻具的伸长量,cm;

L钻具不受力状态下的长度,cm;

Q钻具的重量,kg;

E钢材的弹性系数,E=2.1106kg/cm2;

F钻具的承载面积,cm2。

以目前工区所用的1 270mm(5in)钻杆,5 000m垂深为例,钻具的伸长量可达5.04m左右,误差量0.1%左右。

所以,一般情况下由于钻具的伸长带来的井深误差,实际井深往往比通过地面丈量钻具的组合长度要深。

3.1.2 套管深度误差

套管深度误差除了和钻具一样的地面丈量和入井拉伸引起外,另外由于套管在上扣过程中,相同尺寸的套管如果壁厚和扣型一致,则采用固定扭矩上扣,紧扣程度不同会导致管串的总长并非地面丈量的单根套管长度的数学累加。

3.1.3 录井深度误差

录井深度也受诸多因素影响,一方面录井深度的误差与钻具深度误差同步;另一方面钻进过程中钻井液排量、井眼垮塌等影响判断,造成录井深度的误差。

3.1.4 测井深度误差

标定过的电缆除了因井筒环境发生较大变化外,还有以下几个原因会引起误差:一是拉力作用下产生的不可恢复的伸长(新电缆较为常见);二是不均匀拉力(如遇卡)下产生的伸长;三是其它因素:如丈量轮结冰后打滑,光信号或电脉冲信号的意外缺失或增加,以及地面深度处理系统的意外故障。

3.2 现场深度质量检查

在测井项目完成后,如果测井深度和工程深度在规定的误差范围内,现场就可以认为深度正确的。如果误差超出规定的误差范围,应该结合上述不同施工深度的系统误差产生的原因现场查明并予以正确处理。

4 结论

(1)测井的深度系统及校正方法比较复杂,虽然利用了标准井对其进行标定,但由于多变的井筒环境与标准井标定环境的差异,特别是在井眼条件不好时,会使实际测井过程中电缆和仪器所受的阻力较标定时有较大不同,此时应考虑结合受力情况计算深度的附加校正量。

(2)现场进行深度检查时,要综合分析各个施工因素及其不同的影响权重,不能单纯认为某一方面引起误差,因为任何一种方式确定的深度都不能达到完美的理想状态。

摘要：准确的深度是测井资料应用的基础,塔河油田超深井测井深度采用测井标准井标定并通过数学拟合的方式求取校正量。对标准井标定环境和实际测井环境的差异进行了分析,并提出了相应控制措施;同时对工程深度、录井深度和测井深度的误差产生原因及现场测井深度的检查方法进行了探讨。

关键词：塔河油田,测井深度,标准井,标定,误差

参考文献

[1]林浩,王铁刚.井眼深度测量及校正[J].石油仪器,2005,19(1):77.

超深井注水泥塞新技术 第8篇

(1) 环空间隙小, 小井眼固井水泥浆用量约为常规井眼的三分之一, 水泥环薄, 水泥石强度低, 水泥石与地层、套管的胶结质量难以保证;

(2) 由于井深, 替浆量大, 误差大, 使得提浆量准确性无法保证, 封固段水泥量小, 微小的计算失误就可能替空。

(3) 替浆结束后, 把光钻杆从封固的水泥段起出来, 由于抽吸压力的缘故会使得水泥浆

和钻井液混合, 污染的水泥凝固后会造成水泥封固质量不好, 尤其对用于侧钻井水泥塞施工中, 水泥塞顶部固井质量无法保证。

(4) 对于73 mm以下的小直径钻杆必须循环出多余的水泥后方可起钻, 因为钻杆水眼小, 流动阻力大, 加之停泵后水泥变稠, 很容易起钻过程中把钻杆水眼固住。对于超深井漏失井注水泥塞, 循环多余水泥浆时, 给漏失段施加多余的压力, 进一步加剧漏失。

(5) 超深井, 一般都是大于4500m以上的井, 井深, 起下钻时间长, 施工风险大。

在不考虑高温高压井水泥浆体系等因素的影响, 以上实际存在的客观因素在很大程度上影响水泥浆封固质量。如何在传统超深井注水泥的基础之上, 开发超深井注水泥塞工具就显得相当必要, 下面介绍一下该工艺原理。

1 工艺原理

根据所注水泥段位置, 用工作管柱连接上尾管释放工具和尾管, 一同下入到所固井段, 尾管的长度等于封固井段长度, 工作管柱位于所固井段上部, 充分循环, 进行注水泥作业, 水泥浆注完后, 投球, 替浆, 当1号球到达释放套处, 压力激增, 这时候继续打压使1号球变形通过下部尾管释放工具到达接箍, 压力持续升高, 压力变化比较明显, 替浆结束, 投2号球, 当2号球到达二级释放套顶部时, 小排量顶替, 2号球到达释放套处, 压力上升, 释放套下行, 剪断销钉, 上部尾管释放工具和尾管分离, 尾管留在水泥中和水泥一块凝固, 上部尾管释放工具和工作管柱一起从井眼中起出, 完成整个注水泥工作, 根据施工具体需要, 如果不想污染水泥塞顶部, 工作管柱可以通过压力降控制装置保留顶替流体, 也可以不保留顶替流体, 通过压力降控制装置把顶替液排除。整个过程如如图1所示。

2 主要设备

该工艺主要包含以下设备:

工作管柱:包括钻杆, 钻铤等。

尾管:一般是可钻式玻璃钢油管或铝制油管制成, 为了钻穿水泥和尾管, 通过现场实践发现, 使用玻璃钢油管制成的尾管能满足工程的需要。玻璃钢油管具有耐腐蚀, 不结垢, 重量轻, 保温效果好, 流动阻力小, 使用寿命长, 安装运输方便等优良特性。

尾管释放工具, 该工具是整套工艺的核心部件, 由上下两部份组成, 上部尾管释放工具, 包括释放套, 剪切销钉, 丝扣保护器, 底托, 底托保护器, 压力降控制装置。下部尾管释放工具, 包括尾管接箍, 碰压底座等。该工具有如下功能:

(1) 精确控制替浆量, 1号球与底座碰压, 到达接箍处, 压力升高, 显示替浆结束。

(2) 尾管释放功能, 当2号球到达释放套处, 继续打压, 释放套下行, 剪断剪切销钉, 尾管释放。

(3) 顶替液保留装置, 起工作管柱时, 可视施工需要, 通过压力降控制装置, 释放顶替液或保留顶替液。

(4) 传递扭矩, 当井下出现复杂情况时, 可以和工作管柱一起上下活动, 旋转, 顺利通过复杂井段。

为确保水泥塞的质量和强度, 优选水泥浆体系, 其强度、失水、自由水、稳定性能满足超深井要求, 做好水泥浆化验和水泥浆损害化验, 使稠化实践及各项性能指标达到现场安全施工要求。

3 现场实例

YB3是四川盆地川东北巴中低缓构造带元坝岩性圈闭的一口预探井, 设计井深6980m, 完钻井深为上二叠统长兴组。该井钻至7000m后改设计为评价井, 完钻井深7450m, 是该地区最深井。本井四开使用146.1mm尾管下深7450m, 固完尾管后井下出气, 进行尾管短回接, 下钻扫塞通井至井底, 循环时发现井底有后效, 全烃3%。为封固下部气窜, 在井底套管内注水泥塞, 封固下部井段以防止气窜。注塞段井下情况, 在146.1mm尾管内注塞, 设计水泥塞井段7280-7430m, 段长150m, 井内钻井液密度1.94g/cm3, 水泥浆实验温度达到170℃。

采用平衡塞法注水泥施工, 选择水泥浆体系为防气窜高密度水泥浆体系, 采用下光钻杆正注水泥浆注水泥方式, 采用73.03mm钻杆2701m+101.6mm钻杆4732m。循环两周, 循环压力21Mpa。施工工艺流程如下。

采用尾管释放工具注水泥法, 在水泥浆体系不变的情况下进行注水泥施工作业, 采用73.03mm钻杆2701m+101.6mm钻杆4 6 1 2 m+1 0 1.6 6 m m尾管释放工具+101.66mm120m璃钢尾管。循环两周, 循环压力21Mpa。施工工艺流程如下。

从两种施工工艺对比可以看出, 在整个施工过程中, 采用第二种方法有如下优势:

(1) 施工时间减少了, 在同种水泥体系, 稠化时间一定的基础上, 保证了施工安全。

(2) 不用在水泥段中起出钻杆, 保证封固段水泥质量不受污染, 给封固段营造安静凝固环境。

(3) 不用循环出多余的水泥浆, 减少了循环时间, 在漏失井注水泥中, 可以减少井底压力, 减小漏失段漏失速率。

(4) 能够准确碰压, 但是施工压力高, 1#, 2#球强度要求高, 尾管释放工具要求分离可靠这些都给施工带来了困难。

4 结论和建议

尾管释放工具的开发为超深井漏失井, 侧钻井等特殊井注水泥塞提供了新的方法, 能够保证精确的顶替量, 当水泥顶替结束后打压使工作管柱和尾管分开, 让尾管和水泥一块留在封固段进行封固, 减少了在封固段起出尾管带来的压差卡钻, 污染水泥浆等各种井下安全隐患, 能够在封固井段形成一种安静的凝固环境, 在起出工作管柱时能够选择性的放掉或是保留顶替液, 对提高水泥塞顶部的固井质量有相当重要的作用, 提高超深井一次注水泥塞成功率。但是该工艺也存在很多缺点:

(1) 该工艺成本高, 尾管释放工具是该工艺的关键装置, 工具的稳定性是施工成败的关键。

(2) 投2号球时, 使尾管与尾管释放工具分离有一定难度。

(3) 超深井, 井下情况复杂, 1, 2号球强度, 玻璃钢尾管性能是否能满足施工需要非常重要。

摘要：随着国内油气田勘探和开发不断深入, 深井超深井的数量逐渐增多, 由于井下落物, 井斜超标, 分隔高压层, 井漏等原因, 超深井注水泥塞也逐渐增多。由于井眼小, 注灰量少, 易混浆, 井深替浆量大, 准确计量困难, 抽吸激动压力大, 易引起井喷井漏等技术难题, 超深井注水泥塞成功率一直不高。随着现在水泥浆性能的不断增强, 运用于超深井的水泥浆体系已经基本上能满足高温高压井施工的需求, 而国内开发用于专门注水泥塞工具基本上空白。在国内现场运用多数采用常规的平衡法注水泥塞, 达不到封隔目的层, 影响水泥塞固井质量, 往往造成二次固井, 影响施工周期。本文介绍了平衡塞法注水泥在超深井注水泥的利弊, 介绍超深井注水泥新方法, 通过现场具体案例与平衡塞法注水泥塞进行对比, 能够在很大程度上提高超深井漏失井, 侧钻井注水泥塞的质量, 对超深井注水泥塞施工提供重要的借鉴作用。