钻井

相对而言，钻井技术更好工作，都比较辛苦，建议选钻井，我是石油高校毕业的，这个比较清楚，有问题再问

简介：华北油田钻井技术有限责任公司成立于2000年，位于河北省河间市华油矿区。它是以定向井、水平井、套管开窗井等钻井技术服务和相关仪器设备研制为一体的专业技术公司。现具有各类专业人员58名。定向井工程师和无线随钻操作人员既具有较高的仪器操作水平和处理常见故障的能力，又有在钻井队从事钻井技术工作的经历，因此，我公司技术人员在施工中与钻井队技术人员能够取得良好的沟通。公司仪器管理、维修、校验人员具有多年从事本岗位工作的经历，具有较强的业务能力，能够保障公司仪器满足各种类型钻井施工的需要。承担的服务项目均获得甲方钻井队及定向井技术人员的满意。法定代表人：陈克斌注册资本：1500万人民币联系方式：0317-2585638官网地址：www.hyzj.com.cn地址：河间市曙光路钻三矿区

我认为应该了解四个方面的大问题：1、钻井工艺2、钻井技术、3前沿技术、本油田的施工难点。

理论力学、材料力学、流体力学、机械设计基础、计算机程序设计、钻井机械、钻井工程、海洋钻井、试油工程、钻井仪表及自动化、油气层保护技术

1楼正解。而且每个问题不仅是小文章，可以很大。

1.国外主要钻井技术发展应用情况欠平衡钻井作业的关键技术包括产生和保持欠平衡条件(有自然和人工诱导两种基本方法)、井控技术、产出流体的地面处理和电磁随钻测量技术等。到2006年，欠平衡钻井技术的进展主要集中在井控、钻井液、程序设计、特殊工具等方面。国外已经能成熟运用新一代欠平衡钻井技术，即在钻进、接单根、换钻头、起下钻等全部作业过程中始终保持井下循环系统中流体的静水压力小于目标油气层压力，同时欠平衡钻井技术也越来越多地与水平井多分支井及小井眼钻井技术相结合，有效开发了一些新老油田，其应用范围日益广泛，美国已将其列为21世纪急需的钻井技术。国外已经实现了全过程的欠平衡钻井、完井。欠平衡钻井技术发展有如下几个关键方向：钻井模型分析；更有效的钻井液；更有效的井底导向系统与马达；有利于新的钻井液的井控与地面分离系统；集成化趋势。未来欠平衡钻井技术将进一步朝安全、简便和适用的方向发展。这项技术对于保护油层和提高钻井速度具有重要意义，将广泛用于低压低渗油田和老油田。2.中国主要钻井技术发展应用情况中国欠平衡钻井技术自进入21世纪以来发展较快。到2006年末，已采用该项技术完成60余口井，所用设备主要以引进为主。新疆、中原、大港、胜利等油田引进了一批设备，钻成了一批欠平衡井，具有了一定的经验。“九五”期间大港油田针对前第三系深层勘探进行了欠平衡钻井完井技术综合研究，在千米桥潜山和乌马营潜山采用低密度无固相钻井液体系实施了欠平衡钻井工艺技术，完井采用射孔完成，成功的发现了千米桥潜山亿吨级的凝析油气田，揭示了乌马营潜山储油气藏特征。截止到2006年，大港油田已经先后引进了三套主要欠平衡装置，成立了专业化技术服务队伍，从设备和经验上都具有了很好的基础。在以液体为介质进行欠平衡钻井施工上，从设计及施工人员的水平、欠平衡装备、现场施工中井口回压控制等技术上都取得了一定的成功经验，在中国国内产生了良好的影响。随着中国欠平衡技术认识的不断加深，该技术开始逐渐被应用于老油田的开发，今后欠平衡技术在中国的应用范围将逐渐扩大，设备配套国产化的进程将逐渐加快，实现全过程欠平衡将成为今后中国各油田发展的目标。

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化工，机械加工，，，，烟，酒。

非常规页岩气井的钻井技术得到很大发展。形成了页岩气长井段水平井钻井、油基钻井液、弹塑性水泥浆固井等工程配套技术。

1． 地质导向钻井技术 在高效开发复杂油藏方面具有极大的优势，但是它也有自身的不足，那就是在必要的时候该钻井技术仍然需要采用弯壳体马达滑动钻进，这样会造成轨迹过度扭曲。同时，滑动钻进不利于井眼清洁和有效克服摩阻，轨迹控制难度增加，井眼轨迹在达到一定的程度后难以继续向前延伸，使地质导向钻井技术在现代钻井工业中的应用受到极大限制。旋转导向钻井技术就是为了克服上述缺陷而产生的，其目的就是为了取消滑动钻进工作方式、使钻具在旋转钻进的同时，实现轨迹的控制，在有效克服地质导向钻井技术的一些缺陷、提高油藏开发的整体效益、有效避免钻井风险方面有重要意义。世界上多家具有相当实力的钻井服务公司都在研究、开发旋转导向工具，如SPERRY—SUN公司、BAKER — HUGHES INTEQ 公司、SCHLUM—BERGER公司、CAMCO 钻井服务公司、CAM—BRIDGE钻井自动化公司等，但到目前为止，其中获得商业性成功的只有SPERRY—SUN公司的GEO— PILOT旋转导向钻井系统、BAKER—HUGHESINTEQ公司的旋转闭环钻井系统RCLS(RotaryClosed Loop Drilling System)和SCHLUMBERGER公司的POWERDRIVE旋转导向钻井系统。 2．旋转地质导向钻井技术 目前，由于投入应用的旋转导向工具都不具有地质评价功能，旋转地质导向钻井技术因此并未完全成熟，旋转地质导向钻井技术只能和地质评价仪器配合使用，利用地质评价仪器测量的地质参数进行地质导向。现在，世界上有多家钻井服务公司或仪器／-12具开发的公司，正致力于带地质导向功能的旋转导向工具的研究，并且取得了很大的进展。相信在不久的将来，旋转地质导向钻井技术一定会成为现代钻井工业的主流技术，并将进一步推动自动闭环钻井技术的更进一步的成熟。2． 其它方面的进一步发展 随着大位移定向井钻井、超深井钻井、欠平衡钻井、油管钻井等钻井技术的发展，地质导向钻井技术在钻井工业的应用越来越广。为了适应这种发展的需要，地质导向钻井技术也要不断的发展。

油基钻井液具有优良的性能及广阔的市场前景。着重阐述了油基钻井液在具体施工过程中油基钻井液的配置、回收利用、性能维护可能出现的影响因素，并就这些影响因素对油基钻井液的性能影响提出了相应的优化措施。油基钻井液以水滴为分散相，油为连续相，实质是一种乳化液，它具有抗高温、润滑性好、对环境的污染小的性能，并具有很强的井壁稳定性，现已成为解决高难度的高温深井、页岩水平井、大斜度定向井的重要钻井技术工具，并且广泛地用作解卡液、射孔完井液、修井液和取心液等。近年来，国内外加大了页岩水平井开发力度，油基钻井应用研究也在不断深入，并取得了一系列可观的成果。1相关配制工艺1.1配置顺序对性能的影响油基钻井液的原理是将油和水这两种彼此不相容的物质，通过加入乳化剂等，并应用机械高速剪切的方式将水相分散于油相中。油基钻井液的配置过程中需要加入一系列的其他物质以保证其性能的实现。也因此，这些所加入的物质的顺序对油基钻井液的性能就具有一定的影响。这些其他物质一般包含柴油、湿润剂、降滤失剂等。诸如依据柴油、有机土、乳化剂、降滤失剂、CaCl2溶液CaO、重晶石为配方顺序的油基钻井液得到的破乳电压值较低为525V，滤失量较高为1.0ml。而将有机土置于CaO之后加入得到的油基钻井液性能就会大大改变，得到截然相反的结果：破乳电压值高、压滤失量低。1.2现场配制工艺步骤在进行现场施工的过程中，通常会采用两个或单个泥浆罐对油基钻井液进行配置，其主要现场配制工艺步骤如下：1）配置氯化钙溶液。根据所配油基钻井液体积及油水比，在配浆罐中配制相应体积及浓度的CaCl2溶液。2）加入基础油及乳化剂。开启搅拌机、泥浆枪，并加入基础油及乳化剂，将油水充分搅拌，并尽量应用大速率剪切，这样更有利于钻井液性能的提升。3）充分搅拌。向混合体系中依次加入石灰、有机土和油基钻井液降滤失剂，每种处理剂加入后均需充分搅拌。4）根据实际性能要求加入其它相关物质。如加入加重材料改变物质密度。2油基钻井液回收及重复利用工艺油基钻井液的一大优点是可以重复回收利用，具有环境友好性。其回收利用率与油基钻井液原理性能及其回收存储工艺有关。在油基钻井液的回收利用中应注意以下几点；第一点，在实际存储过程中，要注意物质的储存空间环境，防止雨水霜雪及灰尘侵入油基钻井液中，造成回收液的污染质变。长时间存放则需要加入处理机避免收油基钻井液性能发生改变，出现破乳电压低或含水量高等情况。第二点在回收再利用的时候要对油基钻井液进行必要的处理，首先要利用除砂器、离心机去除掉油基钻井液的劣质固相。针对油基钻井液性能不理想的状况就需要对它性能进行必要的优化，在优化前要测量回收的油基钻井液的关键性能指标如破乳电压值、流变性能等。3油基钻井液性能维护工艺随着油基钻井液水相比例的增加而不进行乳化剂的加入，破乳电压值及流变性就会降低。流变性低需要配低泵压以避免复杂井下的材料沉降，综合考虑，要求油基钻井液PV/YP较低，而低端流变性较高。在施工现场要加入低成本的CaCl2的盐水改变油基钻井液水相比例、动切力、塑性黏度。当油基钻井液中混入一定量的水，油水比的改变也会改变油基钻井液的破乳电压值和流变性。通常来讲破乳电压值应维持在高于400V的水平，这个水平的油基钻井液乳化稳定性能最高。4结语1）关于配制工艺：在进行油基钻井液的时候要注意配置顺序，不同的配置剂加入顺序及剪切速率的高低对油基钻井液的性能均有不同的影响。2）关于油基钻井液回收及重复利用工艺：要注意油基钻井液的保存条件，还要注意在进行油基钻井液重复利用要对原来的油基钻井液性能进行实验测量，进行有针对性的性能优化。更多关于工程/服务/采购类的标书代写制作，提升中标率，您可以点击底部官网客服免费咨询：https://bid.lcyff.com/#/?source=bdzd

“十五”以来，集团公司钻井工程技术取得了长足进步，但在旋转导向钻井技术、垂直钻井技术、高温高压及复杂地层的深井超深井钻井技术、大位移井技术、分支井技术、难动用储量高效开发技术、气体（气雾）钻井技术、欠平衡压力钻井配套技术、深水钻井技术和装备以及电驱动深井钻机等先进钻井装备研制、配套等方面还落后国外先进水平。在装备方面，目前钻井设备的数量及其先进程度，无法满足集团公司勘探开发及外部市场开拓的需要。钻机配置不合理，标准化程度较低。固井设备和海上钻井平台设备老化严重，而且深水平台缺乏。测量仪器与国外相比差距较大，高温、高压测量、电磁波测量等方面仍处于空白。在技术方面，现有钻井技术与国内同行及国外存在差距。如何满足老油田勘探开发的需求，进一步提高完井固井质量，加快钻井速度，降低勘探成本；如何满足国内外探区错综复杂的地质条件，应用钻井新技术快速安全钻达目的层位；如何加快钻井装备的更新和新技术的发展，不断提高工程管理水平，尽快与国际钻井市场接轨等方面的课题亟待解决。

中国首座自主设计、建造的第六代深水半潜式钻井平台“海洋石油981”在中国南海海域正式开钻。 　　这是中国石油公司首次独立进行深水油气勘探开发，标志着中国海洋石油工业的深水战略迈出了实质性的步伐。 　　“海洋石油981”于2008年4月28日开工建造，是我国首座自主设计、建造的第六代深水半潜式钻井平台，最大作业水深3000米，钻井深度可达10000米，平台自重超过3万吨；从船底到井架顶高度为137米，相当于45层楼高。 　　据了解，目前中国海洋石油工业勘探开发的海上油田水深普遍小于300米，大于300米水深的油气勘探开发处于起步阶段。据了解，此次开钻水域在中国南海水域距离香港东南320公里处，开钻井深1500米。 本回答由健康生活分类达人 谢进推荐

簰深1井设计井深6950m，设计井开孔层位为第四系，预计完钻层位为上震旦统灯影组，钻遇新生界、中生界、上古生界及下组合地层。钻探目的：建立簰洲地区下组合地层层序，了解下组合地层厚度、岩性、岩相、深部地质结构特征以及下组合生、储、盖组合条件；查明簰洲构造上震旦统灯影组、下寒武统石龙洞组、中、上寒武统主要储层含气状况，兼探奥陶系、志留系及上组合，评价各层系油气资源潜力；取得系统全面的地质、地球物理、钻井、测井、测试以及分析化验等各项资料参数、数据，为综合评价研究提供依据。（一）主要技术要求a.设计井深较大，应严格控制井斜。b.钻遇油气层时钻井液的性能调配要恰当，避免人为污染油气层。钻井工程要尽量采用平衡钻井技术，以保证获得真实的地层含油气信息。c.该井具有大尺寸井眼段长、小井眼井段深、地层可钻性差的特点，且压力系统复杂、资料少难以准确预测，同一裸眼井段可能存在垮、漏、喷、卡等井下复杂情况，应优化并制定多种施工预案，及时跟踪钻井动态调整施工方案，达到安全、高效、快速完成钻探目的。图3-43 2006-LH测线叠前深度偏移处理与原处理剖面效果对比——簰洲构造（局部）图3-44 2006-SA测线叠前深度偏移处理与原处理剖面效果对比——钟祥弧形褶冲带（局部）d.簰洲地区上组合（志留系以上地层）地温梯度为2.9℃/100m，簰参1井井底（井深3655m）温度为92.9℃。利用簰洲地区上组合地温资料结合邻区较少的下组合测试资料，预测簰深1井井底温度为155.2℃。簰深1井下组合地温较高，高温作用将使钻井液失水，造成钻井液造壁性和流变性都将发生不良变化，严重者可造成钻井液流动性丧失、结块等，因此钻井液应选择抗高温性能好的钻井液，以防出现高温增稠现象，保证钻井液性能稳定，流动性好。e.预测簰深1井钻探过程中，在侏罗系泥页岩、二叠系吴家坪组、志留系泥岩、奥陶系大湾组、分乡组泥页岩及下寒武统石簰组、水井沱组泥页岩等层段会出现应力垮塌为易塌层，应改善泥浆性能以平衡地层应力，然后加入润滑剂、封堵剂、降滤失剂等进行综合处理，保证易塌层的煤层、页岩的稳定性。f.预测簰深1井在嘉陵江组等层段含有石膏、盐岩，存在膏盐等电解质污染钻井液问题，石膏、盐岩溶解不仅破坏钻井液性能，而且会形成大井腔，易导致钻井复杂，在上述井段应选用抗膏盐污染钻井液体系。（二）采用新技术、新方法1.优化井身结构设计簰深1井为江汉盆地平原海相一口区域深探井，钻井中不可预见的因素较多，特别是下组合实钻中地质情况可能与预计有一定差别，存在易漏、易塌、易斜等复杂情况，设计钻遇的目的层多，因此，井身结构的设计应充分考虑到地层和压力可能的变化，各套管程序的选择为各开次钻进安全相对留有余地，以保证完成钻探目的。根据本井地层特点、压力预测及目前钻井工艺技术状况、参考南方海相已钻井实钻井身结构，依据有利于安全、优质、高效钻井和保护油气层的原则进行设计（表3-9；图3-45）。表3-9 簰深1井井身结构设计数据表2.优快钻井技术为加强油气层保护和提高机械钻速，采用PDC+螺杆、优质钻井液为主的复合钻井技术和防斜钻井技术，提高钻井速度，缩短钻井周期。微泡沫钻井技术现场试验，表现出良好的防漏堵漏效果。3.超深井固井、完井工艺技术通过大量水泥浆体系试验和研究，开发和应用了1.30～1.55g/cm3低密度水泥浆体系固井技术（包括低密度防气窜、低密度防漏、低密度防漏防气窜水泥降体系）。该体系具有失水低、流变性能和沉降稳定性好、水泥石强度高、SPN(水泥浆性能系数)低等特点。簰深1井Φ339.7mm技术套管固井分别采用了高强低密度防漏水泥浆体系，固井质量均为良好。图3-45 簰深1井设计井身结构示意图（三）深钻井技术攻关效果簰深1井自2007年4月18日开钻，2009年3月15日完钻，总进尺7050m，顺利完成各项施工，创造了南方海相单井进尺最深、钻遇层位最全的历史纪录。在整个施工过程中，先后创造了133/8″的国产技术套管国内陆上钻井下深最深和国内单级固井段最长两项新纪录。

张正修1　郭丙政2　商敬秋1　孙建平2　黄尊灵1　卢忠良1　钟明1（1.山东省煤田地质局第二勘探队 山东嘉祥 272400）（2.中联煤层气有限责任公司 北京 100011）作者简介：张正修，1956年生，男，山东省嘉祥县人，工程师，山东省煤田地质局二队队长，从事钻探施工管理工作。摘要 煤层气水平井是增加煤层气井产量及降低开采成本的有效途径。在中联煤层气有限责任公司山西晋城煤层气项目开发中，采用车载钻机，引用无线随钻（MWD）技术、综合地质录井方法成功实施了国内第一批15＃煤层水平井。煤层气水平井技术主要包括轨迹设计与控制、目标煤层着陆、储层保护、完井技术等。关键词 水平井 煤层气 轨迹控制 钻井液Practice for Application of Horizontal Drilling Technique in Jinche ng CBM FieldZhang Zhengxiu1，Guo Bingzheng2，Shang Jingqiu1，Sun JianPing2，Huang Zunling1，Lu Zhongliang1，Zhong Ming1（1.Team No.2，Shandong Bureau of Coal Geology，Jiaxiang 272400；2.China United Coalbed Methane CorP.Ltd.，Beijing 100011）Abstract：Horizontal drilling in coalbed methane field provides an effective technique to both increase gas production rate for single well and decrease the cost of development.Using truck-mounted drilling rig，together with the advanced wireless Measure-While-Drilling（MWD）tools and comprehensive geological logging methods，CUCBMsuccessfully drilled several horizontal wells，which is the first group of wells drilled in China and they kept hole extending within coal 15＃.CBM Horizontal drilling technique mainly consists of well design，wellbore extending track inspection and control，landing in the goal coal seam，formation protection and completion method，etc.Keywords：Horizontal drilling；CBM；extending track control；drilling fluid1 概述1.1 煤层气钻井的现状据预测，我国煤层气的资源量居世界第三位，是煤层气资源大国。近两年，随着石油价格的上涨，油气及煤层气的开发利用显得越来越重要；同时，煤矿重大安全事故的接连发生使地面开采煤层气的呼声日益高涨。鉴于上述情况，国家政策对煤层气开采的支持力度明显增强，煤层气的勘探开发也因之得到了迅速发展。2002年前的10年时间内，全国共完成216口各类煤层气井，全部采用常规直井钻井技术。而2005年一年完成的工程量已超过了2002年前10年的总和，钻井类型也已向丛式井、造穴井及水平井、多分支水平井发展。1.2 水平井是增加煤层气井产量的必然方向在美国煤层气的开发中，水平井的施工及完井技术的成功使煤层气的产量大大提高，使美国的煤层气产业得到了空前发展。分析我国煤层气的具体赋存条件，我国煤层普遍存在低压、低渗和低饱和的特性，一般采用直井压裂技术，单井产量在1000～3500m3/d。利用直井开发煤层气，存在占地多、投资大、投资回收期长、经济效益低等缺点，严重制约了我国煤层气开发速度。近两年，我国的煤层气钻井领域采用石油部门的钻井设备及石油水平井的钻井技术，利用美国先进的仪器设备及人员服务，成功地施工了多分支水平井，取得了较好的效果。但由于工程造价较高，在我国快速推广有一定难度。中联煤层气有限责任公司在实施潘河示范项目一期工程和端氏项目多分支水平井的基础上，深入总结沁南地区钻井完井技术、压裂增产技术，针对15号煤层单井产能低的问题，按照由简单到复杂的原则，提出了在潘河示范项目区内利用水平井技术开发15煤的试验，以期掌握并拥有自主知识产权的煤层气水平井技术。因此，在中联煤层气有限责任公司和山东煤田地质局二队的共同努力下，由山东煤田地质局二队负责关键设备的配套并组织施工，在晋城潘河示范项目区内15＃煤层中成功地实施了两口水平井（PHH-001，PHH-002），取得了一定的经验，达到了钻井设计目标。2 设备选择2.1 钻机选择我国煤层气水平井主井眼井深一般在2000m以内。水平段一般不超过1500m。水平段超过1500m时，对设备要求高，施工难度加大，施工成本会大大增加。施工水平井，一般要选用顶驱能力在100t以上的钻机。国内目前施工水平井的顶驱钻机，最小能力250t，施工成本高。晋城地区煤层埋深较浅，3＃煤层埋深一般在300～350m左右，15＃煤层在400～450m范围内。根据我队现有设备的情况，选择了T130XD钻机。T130XD顶驱车载钻机主动力760马力，名义钻井深度1900m（311mm井径，114mm钻杆）。提升能力60t，顶驱给进能力14.5t，扭矩12kN·m，车载空压机2.4MPa，排量38m3/min。钻台可升起2.41m，因此能够直接安装防喷器。该钻机搬迁安装极为方便，提升、回转能力均能满足煤层气水平井施工的需要。该钻机既可使用常规钻井液钻进，也可使用空气钻井。特别是该钻机接单根用时很短，一般不超过1分钟，有效地减少了接单根时因停泵造成的井下复杂的几率。2.2 随钻仪器选择在实际施工中，采用不同角度的弯接头或弯螺杆钻进，RST-48型无线随钻系统的电子探管将井底参数通过泥浆传输至地面，远程计算机系统将泥浆脉冲进行解析后反馈给轨迹控制人员，轨迹控制人员通过采用滑动钻进、复合钻进、调整工具面、选择钻具造斜率等手段进行钻井轨迹控制。2.3 专用钻具选择根据设计要求，选择了两种规格的单弯马达4根、两种规格的无磁钻铤4根、稳定器2根、随钻震击器1件以及加重钻杆4根。3 水平井工艺技术3.1 水平井的井眼轨迹设计根据国内外施工水平井的经验，设计的基本原则是：在充分了解地质资料的情况下，设计剖面应尽量避开可能的复杂地层，缩短增斜井段的水平位移，缩短增斜井段的长度，减少增斜及水平段扭矩的摩阻。为了确保在预计深度进入靶区，增加可调节的稳斜段。3.1.1 增斜段设计15号煤层薄，结构相对复杂，轨迹控制中调整频繁、难度大，设计中要求做到：（1）详细了解地质构造、地层倾角、可钻性等情况，结合邻井地质、钻井、测井资料、卡准煤层位置、准确地设计靶区。（2）设计造斜率应适当低于动力钻具结合的造斜能力，缩短动力钻具定向钻井井段，增长导向钻进井段，确保井眼的平滑、安全。（3）优化剖面结构，最大限度减少摩阻和扭矩，为后期水平段施工提供安全基础。3.1.2 水平段的设计掌握煤层的厚度、倾角、走向及煤层顶底板的岩性和地层的构造情况，尽量减少调整段。对水平井的长度的设计，从理论上讲，水平段的长度越长越好，水平段长度的增加受到工程技术及煤层地质条件、煤质等多因素的限制，一般根据预测的施工长度及施工中遇到的具体情况决定水平井的最佳长度。3.2 钻具组合（1）直井段：一般选用塔式钻具组合。（2）造斜增斜段：采用了单弯螺杆造斜。（3）水平段：优化钻具组合，使用短无磁钻铤及无磁扶正器，缩短随钻测量仪器与钻头的位置距离，尽量选择造斜能力强的钻具组合，以便及时调整钻井轨迹。在施工中，为保证井壁圆滑规则，减少工程风险，尽量增大复合钻进的比例。通过两口水平井的实践，钻头+导向马达+无磁钻铤+MWD短节+抗压缩钻杆+钻杆的钻具组合，应用效果较好。3.3 动力钻具选择为了适合软及中硬地层，选择了中转速中扭矩马达。3.4 钻头的选择二开造斜段选择HJ517L钻头，三开水平段选择PDC钻头。3.5 钻井液的选择煤层气井施工时，煤储层保护极为关键。在本次钻井中，主要采用清水钻进，严格控制钻井液固相含量、比重，井内岩粉较多时，通过泵入高粘无污染钻井液排出岩粉，既保证了井内安全，又防止了储层污染。3.6 轨迹控制技术水平井的井眼轨迹控制技术是水平钻井成套技术中的关键环节，总的要求是具有一定的控制精度，具有较强的应变能力，具有较高的预测准确度，达到较稳、较快的施工水平。3.6.1 弯马达的选择根据轨迹全角变化率选择相对应的弯马达，见下表：单弯马达造斜率单弯马达的造斜率与地质构造及现场施工参数有关，不同的地层和施工参数造斜率不同，在实际施工中，选择马达的造斜率应大于设计造斜率。3.6.2 着陆轨道控制（1）着陆点应在水平预计点前部小于20m。（2）着陆前下入LWD，对钻进地层进行自然伽马跟踪，通过气测录井、钻时录井、地质录井，确保着陆准确，并在煤层中钻进。4 工程成果PHH-001水平井共完成主井眼一个、分支井眼2个，完成钻井总进尺1678m，其中6寸井眼进尺1056m，15＃煤层段进尺1050m，现场评定煤层钻遇率93.1%。主井眼轨迹控制达到设计要求，分支井轨迹控制较差，但通过增加进尺，确保了该井控制面积。实际建井周期46.42d。PHH-002水平井共完成主井眼一个、分支井眼5个，完成钻井总进尺2624m，其中6寸井眼进尺2047m，15＃煤层段进尺2030m，现场评定煤层钻遇率80.7%。实际建井周期33.67d。5 经验与建议通过两口水平井的施工，取得了以下经验：（1）及时测斜、准确计算、跟踪作图是保证井身轨迹的关键。使用MWD能准确掌握井身轨迹的变化情况，使轨迹得到有效控制。（2）在钻井过程中，随时观察扭矩、泵压的变化，发现问题及时分析、解决。（3）根据马达的使用特性和钻井要求，确保马达的排量和使用要求。按照马达的水平推力和钻压平衡图，选择最优的钻压，确保马达在平衡状态下工作。（4）使用柔性钻具组合，以加重钻杆替代钻铤。（5）正常钻进时，密切关注拉力变化，发现问题及时上提钻具或短起下。（6）为保证在煤层中钻进，采用伽马值监测、气测录井、钻时及岩屑录井的综合分析手段，及时进行轨迹调整。（7）15＃煤平均厚度只有3m左右，遇到地层突变时很容易穿到顶底板，由于水平井施工的特殊性，钻井轨迹不能很快调整到煤层中，会导致煤层穿透率降低，影响产能。因此合理布置井位、优化主井眼及分支井眼方位是水平井成功的关键。在完井技术方面应尽快推广筛管完井技术，以保证水平井的稳定产能。

这不好说，各个公司的价格不一样，关键看公司

相对于浅海钻井来讲，深海钻井要困难得多，首先，不能采用插桩式海洋平台，只能采用驳船，并且防喷器要放在海底泥线的位置，所以作业难度很大，成本也比较高。当然回报也是比较高的啊！！

第一章 绪论一、石油钻井简介二、钻井技术的发展三、钻井技术展望第二章 钻井工艺流程一、钻井设计简介二、钻前施工三、搬迁安装四、钻井五、完井六、井场恢复第三章 钻井设备一、钻机提升系统二、钻机的旋转系统三、钻机的循环系统四、钻机的气控制系统五、油田常用钻机类型六、钻井仪器仪表七、井场辅助设备及工具第四章 钻进工具一、钻头二、钻柱第五章 钻井液一、钻井液的组成及功用二、钻井液性能与钻井工作的关系三、钻井液固相控制四、钻井液常用处理剂五、有关钻井液计算六、保护油气层第六章 钻井技术参数优选一、喷射钻井二、优选参数钻井三、防斜钻井技术第七章 井控技术一、一级井控二、二级井控三、压井工艺四、液压防喷器五、防喷器控制系统六、节流压井管汇第八章 钻井过程中的井下情况判断及处理一、卡钻的种类二、卡钻的处理三、钻具事故和落物事故四、井漏五、电缆事故第九章 特殊工艺井钻井技术一、定向井二、水平井三、套管开窗井第十章 中途测试与完井一、中途测试二、下套管固井三、完井方法第十一章 钻井地质录井一、岩心录井二、钻时录井三、岩屑录井四、荧光录井五、综合地质录井

我国海相油气资源主要分布在塔里木盆地和四川盆地和滇黔桂地区等，与国外海相地层和国内陆相地层相比，我国海相油气资源具有如下地质特点：1）国外海相沉积盆地主要为中新生代地层，我国海相碳酸盐岩层系主要是古生代地层，时代老、埋藏深。塔里木盆地和四川盆地的海相油气井大部分为超深井（井深大于6000m）。2）我国古生代海相沉积盆地经历多期构造运动的改造，原有多类型的沉积盆地经隆升、剥蚀，遭受了强烈的改造，并在后期的盆地叠加作用下，发生重组与再造，造成储集类型多样。同时，后期成岩演化作用对碳酸盐岩储集体的改造强烈，造成海相碳酸盐岩储层非均质性强，储集空间类型多样，孔、洞、缝及其复合体发育，且经常伴随高温高压特性。3）由于海相烃源、储层附近一般发育一定的膏质岩类，在较高温度作用下，发生了硫酸盐热化学还原作用，富含H2S、CO2等酸性气体，并且两种气体经常同时存在。（1）塔里木盆地塔里木盆地具有深井、超深井钻井的共性难点。1）地质构造、地层压力体系复杂，造成地层压力预测检测精度差、合理井身结构设计困难，也带来合理钻井液密度设计、井壁稳定、防漏防窜防卡等一系列困难。2）深部盐岩层、复合盐膏层发育，面临着盐膏层钻井的一系列技术难点，如井身结构优化设计、套管强度设计、盐膏层钻井液技术、固井技术等。3）巨厚泥页岩发育带来井壁稳定问题，如泥页岩坍塌掉块、垮塌，泥页岩蠕变缩径等。4）深部高压低渗地层钻井面临着地层压力预测和油气层保护的世界性难题。5）风化壳发育，碳酸盐岩储层钻井易发生裂缝溶洞性漏失。6）部分地区存在H2S、CO2，存在钻井安全、高压防气窜问题。（2）川东北地区川东北地区海相、海陆交互相和陆相沉积总厚度逾万米，该地区地层以高陡构造为主要特点，地层破碎严重，形成多个大强度褶皱带。深部的碳酸盐岩裂缝性气藏普遍存在多产层、多压力系统、高压、高含硫，川东上部侏罗系地层岩性以泥岩、页岩为主，夹薄层砂岩，泥岩、页岩泥质含量高，下部灰岩地层压力高，富含腐蚀性气体，钻井过程中喷、卡、漏、塌、斜、硬、毒（H2S）等复杂情况相对集中，主要表现有以下几个方面。1）高陡构造、大倾角地层防斜打快技术难题。川东地区60%～80%构造属高陡构造，地下断层多，地层倾角一般为30°～65°（最大85°），自然造斜率较强（自然造斜率大于1°/100m）。2）地层岩性坚硬、研磨性强，机械钻速低。该地区的地层岩石可钻性级别普遍较高，其中牙轮钻头地层可钻性级值在5级以上的约占80%以上，PDC钻头地层可钻性级值在4级以上的约占80%以上，导致机械钻速很低。3）陆相地层易垮塌、全井漏失层段多，影响钻井速度。川东地区上部地层多为砂泥岩，砂泥岩中夹薄层页岩，钻进中容易发生水化膨胀，上部地层倾角普遍大，井眼容易发生力学不稳定。另一个特点是断层、裂缝、溶洞发育，井漏频繁，恶性漏失多，处理周期长，经济损失大。据统计，川东北地区80%以上的海相油气井在钻井过程中发生了井漏，其中严重井漏占20%～30%，恶性井漏占10%～20%。金鸡1井，全井漏失钻井液75000m3，处理井漏事故的时间超过6个月。4）地层压力预测精度低且压力系统复杂。川东地区的大段井眼，存在多压力系统，通常要用提高钻井液密度的办法来抑制井壁坍塌，密度一般在1.40g/cm3以上，最高达2.40g/cm3。这样又增大了发生漏失的危险，造成钻井安全窗口狭窄，喷漏同层。目前，海相碳酸盐岩的地层压力预测仍是世界性难题，还没有形成有效的定量描述理论和方法，导致油气井设计（井身结构、钻井液密度等）缺乏针对性，钻井风险大。毛开1井，设计钻井液密度为1.35g/cm3，而实际达到2.2g/cm3；河坝1井，设计钻井液密度为1.65g/cm3，而实际高达2.35g/cm3。5）埋藏深、高温高压，富含H2S和CO2。川东北地区目的层埋藏深一般为5000～6500m。由于海相烃源、储层附近一般发育一定的膏质岩类，在较高温度作用下，发生了硫酸盐热化学还原作用，富含H2S、CO2等酸性气体，并且两种气体经常同时存在。普光气田H2S平均含量达14.96%，分压达6.89～10.46MPa；CO2含量达8.2%，分压达4.36～5.1MPa。毛坝4井，钻柱在短时间内发生氢脆破坏，导致全井钻具报废；2003年四川罗家16井，发生了震惊全国的“12.23”井喷事故，由于泄漏含H2S的天然气，对周围生命、财产和环境造成了极大破坏。（3）滇黔桂地区滇黔桂地区海相地层分布广泛，深井主要集中在贵州赤水、册亨和云南楚雄盆地三地区。井深多为4000～6000m，但所钻井较少，勘探程度低。其主要地质特点：1）自浅至深发育多套含气层系。根据赤水地区天然气勘探的实践，共计15个层段发现有天然气显示。主力产气层为三叠系嘉陵江组，三叠系雷口坡、飞仙关组和二叠系上统（乐平统）、下统（阳新统）也不同程度产气。秧坝凹陷根据实钻和地表显示，重点产油气层位为二叠系下统茅口组，石炭系上统和泥盆系中统罗富组。楚雄盆地产油气层为三叠系舍资组、干海子组和普家村组等。2）油气藏类型呈现多样化。目前，在这三个地区发现的油气藏类型有孔隙型、裂缝型、裂缝-孔隙型等，圈闭类型有背斜、断鼻、潜伏高、背斜+断层遮挡、砂岩透镜体等多种类型。3）各探区地层孔隙压力不一，有的出现异常高压和异常低压等现象。楚雄盆地在井深1000～1400m范围内属异常低压带；之后属正常增压带，在1.00～1.60范围内。赤水凹陷在井深1800～2300m，即须家河组至嘉陵江组四段顶部压力系数为1.00～1.50，属升压过渡段；而以后则属于异常波动段，压力系数一般为1.10～2.10左右，但在官渡构造和旺南构造的阳新统，压力系数却高达2.85。钻井施工难点：①赤水区块钻井所遇到的漏、喷、塌、卡、硬的问题非常突出，据15口井的不完全统计，井漏46次，井喷19井次，卡钻15井次。②楚雄盆地钻井施工难点主要为地层坚硬、井漏、井塌、井斜等复杂情况。③南盘江盆地钻井施工难点主要为二叠系栖霞组、石炭系、大塘组等复杂地层破碎、垮塌等。滇黔桂地区海相地质、地理条件十分复杂，油气勘探程度较低，钻井难度高，单井投入大，建井周期长等。主要钻井技术难点是深井、高压井的井控技术，大裂缝和溶洞恶性漏失的封隔技术，海相硬地层的大斜度，大位移定向井和水平井钻井技术，高密度钻井液钻井提高钻井速度技术等。

连续油管钻井(CoiledTubingDrilling,简称CTD),是20世纪90年代国外发展起来的热门技术,特别是随着相关技术的研究和改进,其应用向纵横两方面扩展,越来越广泛,已经扩展到石油行业上 游各个领域。除了常规管道集输、生产油管以及修井作业外,几乎涵盖了油气井完井、测井、、钻、加深、侧钻以及小井眼、钻井等20多种作业项目,景。由于CTD、快速,突出的低成本优势,,将成。CTD有可能成为钻井未来的主流,最终引发石油工业的一场革命。随着连续管钻井技术的不断发展,涌现了许多新技术,在许多领域中的应用更加广泛。2　连续管钻井技术的特点 连续管钻井技术的优点:①能够安全地实现欠平衡压力钻井作业,有利于保护油气层,提高钻速。连续油管没有接头,为实现欠平衡压力钻井创造了有利条件。安装在防喷器上方的环形橡胶,其作用相当于始终处于关闭状态的环形防喷器,它能在钻进和起下钻作业过程中密封环空,使钻井作业得以在欠平衡压力下进行,从而可防止地层伤害并提高钻速;②在钻进过程中不需停泵接单根,可实现钻井液的连续循环,减少了起下钻时间,缩短了钻井周期,提高了起下钻速度和作业的安全性,避免因接单根可能引起井喷和卡钻事故的发生;③续油管钻井特别适用于小眼井钻井、老井侧钻、老井加深。在老井侧钻或加深作业中,因连续油管直径小可进行过 Ξ 油管作业,无需取出老井中现有的生产设备,从而实现边采边钻的目的,可显著节约钻井成本;④地面设备少,占地面积小,,降低井,、方便、;,有利于实现自;⑥减少作业人员。 与常规钻井技术相比,连续油管钻井虽有许多优点,但由于其尚处于发展的初级阶段,远未成熟,因此也有一些局限性:用连续油管钻井之前,通常需要借助常规钻井或修井机作好钻前准备工作,如起出油管和封隔器等;尽管连续油管可以用来下入较短的衬管,但如果要下入较长的套管柱或尾管柱,则需要借助常规钻机或修井机才能完成。因此,目前的连续油管作业装置还不能完成从开钻到完井的所有作业;因连续油管不能像常规钻杆那样旋转,无法搅动可能形成的岩屑床,增大了卡钻的风险;连续油管内径较小,泥浆在管内摩擦压耗太高,限制了泥浆排量;钻压、转矩、水力参数和井底钻具组合受到限制;连续油管使用寿命较短。 3　连续管钻井技术国内外的应用 连续油管钻井按钻井的类型分,有直井、定向井、水平井;按工艺方式分,有欠平衡压力钻井、平衡压力钻井和过平衡压力钻井。从技术难度来看,钻直井不需要特殊的工艺设备,而钻定向井和水平井则需要复杂的工具设备,如开窗磨铣工具和定向控制设备。 目前世界上最大的连续油管钻井项目是Shell公司在美国加利福尼亚

方法如下：1、选择钻井技术专业的硕士或博士研究生课程来进一步深入学习相关知识。2、参加一些钻井技术培训班或短期课程，这可以更快地了解钻井技术的知识和技能要求。3、通过互联网查找相关的学术资料和课程，并自主学习相关知识。

就业形势：虽然这几年学钻井的毕业生越来越多，但是钻井技术人才还是很缺，尤其是现在很多钻探集团都在开拓海外业务，急需学过专业技术、外语表达能力较好的钻井人才。工资待遇：基本工资中石油统一标准，工资调了好几回，楼上给的助理工程师（本科上班一年后自动转助工）1990差不多那样。奖金各钻探集团都不太一样，和效益挂钩，像你学钻井专业毕业，正常来说，从上班开始，一年四五万没问题，要是出国，那就厉害了，得翻个四五倍。就是一点，一线的工作特别特别辛苦，而且没有节假日这一说，赶上倒班才能休息，放心吧，休息时间还是挺多的。希望对你有所帮助！满意请采纳。

培养能从事石油与天然气钻井工程设计、施工及组织管理等方面的高级技术应用性专门人才。

万米超深孔面临着孔底高温高压工况（13000m超深孔孔底温度最高可达360℃，压力最大可达200MPa），由此带来泥浆、孔底动力钻具、井壁稳定性、钻杆柱等一系列难题。连续循环钻井系统是世界钻井界近年来出现的一项新技术和新装备，该技术在接单根时，仍保持钻井液的连续循环，可显著降低钻孔中温度，大大提高上述各项技术的适用性，同时，可有效避免接单根时由于停泵和开泵引起的井底压力波动和岩屑沉降；在整个钻进期间，实现了稳定的当量循环密度和不间断钻屑排出，全面提高了井眼质量和清洁度，可大幅度减少钻井事故，提高钻井作业的安全性与经济性，对万米超深孔钻探施工具有十分重要的意义。连续循环钻井系统是实现连续循环钻井技术的关键技术，其综合了机、电、液、控制一体化等多学科技术，主要是利用主机腔体总成闸板的开合，形成和控制主机上下密封腔室的连通与隔离，与分流管汇配合，完成密闭腔室内钻井液通道的分流切换，实现在接单根中钻井液的不间断循环；利用动力钳、平衡补偿装置和腔体背钳的协同动作，实现在密封腔室内钻杆的自动上卸扣操作。3.1.1 国内外研究现状1995年，Laurie Ayling首先提出了连续循环钻井（CCD）的概念，即在接单根期间保持钻井液的连续循环，并申请了第一项专利；1999年，荷兰Shell NAM公司通过定量风险分析得出结论，连续钻井液循环将使非作业钻井时间减半，每口井作业成本可节省100万美元；2000年，连续循环钻井联合工业项目开始运行，该计划由Maris公司管理，并获得了ITF的资助和由Shell、BP、Total、Statoil、BG和ENI组成的“工业技术联合组织”的支持；2001年，项目选择Varco Shaffer作为设备制造与供应商参与研制。2003年，BP公司在美国Oklahoma的陆上井对一种连续循环系统样机进行了现场测试并取得了成功，随后开始了工程样机的设计和制造。2005年，在意大利南部的Agri油田以及埃及海上的PortFouad油田，ENI公司成功实现了连续循环系统的商业化应用。2006年至2008年，Statoil公司在北海油田利用连续循环系统钻成了6口井，均取得了巨大的成功。经过近10年的发展，目前国外连续循环系统已进入推广应用阶段，在ENI和Statoil公司取得显著成功后，BP、BG和Shell等公司也正在考虑首次使用此项技术。国内主要是中石油钻井工程研究院自2006年起跟踪这一技术，并展开研究，经过多年的技术攻关，2012年4月9日，在中石油钻井工程研究院与渤海钻探钻井技术服务公司联合建成的科学试验井上，该院研发的连续循环钻井系统样机模拟试验过程中，样机基本动作成功实现，但系统的控制精度、可靠性还存在较大问题，样机在关键技术上还需进一步攻关研究。3.1.2 关键技术从技术发展的成熟度和现场操作的安全性考虑，研制连续循环系统应该是根据我国万米深孔钻探技术特点，发展具有自主知识产权的连续循环钻井技术。连续循环系统是集机、电、液、控制于一体的先进钻井技术装备，要成功实现国产化目标，首先必须对系统的关键技术展开深入分析和研究。连续循环系统的关键技术及难点主要包括以下几方面。（1）高压动密封技术在高压高温泥浆连续循环和钻杆运动（轴向、旋转）工况下，孔口连接系统上半封闸板与钻杆之间会产生相对转动和轴向运动，因此闸板的动密封性能是一个关键问题，目前国外产品在35MPa压力下每接40～50次钻杆就必须更换闸板。（2）钻杆精确定位与连接技术钻柱与钻杆接头在不可直接观察的压力腔中完成接、卸操作，钻杆的位置由顶驱上下运动控制，下部钻柱的位置则由卡瓦与连接器共同确定，如何保持钻柱和钻杆的螺纹接头处在一个较为合理的位置，便于螺纹对中，是连续循环动作是否能顺利完成的关键，也是系统提高效率的关键。（3）钻杆连接螺纹与杆体保护技术钻杆本体保护。在上卸扣过程中，极易造成钻杆本体损伤；尤其是动力卡瓦部分，既要承受钻柱的重量，又要提供足够的上卸扣扭矩，使钻杆本体与卡瓦牙板之间的受力状态非常复杂，极易引起钻杆打滑并损伤本体，甚至导致钻柱滑脱掉入井内。钻杆接头的对接和旋扣均在密封腔内进行，操作人员无法直接观测到腔内情况，同时腔内的高压钻井液使接头螺纹承受很大的上顶力作用，如果操作不当，极易造成螺纹损伤，因此在接头对接和旋扣时，必须利用强行起下装置平衡钻井液上顶力作用，使螺纹啮合面上的接触力保持合适值；另外螺纹润滑脂必须具有防冲刷能力，避免接头螺纹发生粘扣。（4）泥浆切换分流技术泥浆分流控制的关键是保证循环压力稳定、无扰动，由于立管与旁通管道之间存在压力差异，因此直接切换容易引起泥浆循环压力的不稳定，同时高压泥浆也会对阀件产生冲刷和冲击作用。因此，在切换前，必须先对低压一侧管道进行充填增压，消除立管与旁通管道之间的压力差异，这样不仅可以保持泥浆循环压力稳定，同时也消除了对阀件的不利影响，可有效提高阀件使用寿命。3.1.3 研究内容与简单方案实现连续循环钻井技术的主要装置是连续循环钻井系统，连续循环系统控制较为复杂，安全可靠性要求高，在研制过程中必须针对高压动密封技术、钻杆精确定位与连接技术、钻杆连接螺纹与杆体保护技术、泥浆切换分流技术等关键技术进行深入分析和研究。课题的研究可在充分调研国内外研究现状的基础上，比较分析典型的连续循环系统的结构，确定项目需开发的连续循环钻井系统主要由泥浆连接器、分流管汇装置、钻杆接卸机械手、控制系统、动力系统等部分组成。（1）研究内容主要研究内容如下：①国内外泥浆连续循环技术情报调研与分析；②泥浆连续循环控制流程制定；③泥浆连续循环系统实施方案（包括泥浆连接器、分流管汇装置、钻杆接卸机械手、控制系统、动力系统等）；④关键部件仿真分析研究；⑤样机的总体设计与各部分设计研究；⑥样机的制造与加工；⑦样机室内实验研究与现场实验研究；⑧连续循环配套钻探工艺技术与优化技术研究。参考设计参数为：工作压力≤35MPa，钻杆外径，最大扭矩9kN· m，泥浆流量≤1200gpm（75.7L/s）。（2）研究方案泥浆连接器可由3个类似防喷器的结构组成，每个结构体内部各带有一个密封板，其中下结构体中的是反向密封闸板，中间的是盲板。最上部和下部的结构体中带有旁通和阀门，并连接分流管汇装置，作为接单根时充压、卸压和保持钻井液循环的通路；钻杆接卸机械手具有旋扣、紧扣及卸扣功能，同时在强行起下装置的驱动下能够上下移动，并带有动力卡瓦用于承受钻柱悬重，并提供上卸扣反扭矩；控制系统则为系统各执行部分提供动作驱动力与驱动指令，动力系统主要为液压站，提供驱动动力源。针对泥浆联接器与分流管汇装置的研究可在三重闸板防喷器基本结构的基础上，进行技术的改造，增加泥浆分流通道，并注重局部细节设计，新材料选型等解决高压动密封技术难题，设计新型压力防冲击结构设计，解决泥浆分流切换的扰动难题。钻杆接卸机械手部分则通过优选控制元件、改进控制算法，保证钻杆与钻柱的精确定位、对中与连接；通过改善卡瓦牙板接触条件与材料，改进螺纹润滑密封，减少螺纹和杆体的伤害。动力系统采用液压驱动，模块化设计，并将手动与自动技术相结合，提高操作便利与可靠性。控制系统的逻辑控制信号主要是压力和位置检测，其中压力检测包括密封腔压力立管压力以及各执行机构工作压力等，而位置检测则是指闸板开合、泥浆阀开合、钻杆接头位置以及各执行机构动作位置等，通过冗余设计，确保逻辑控制信号的准确性和可靠性。3.1.4 研究计划课题研究努力争取多方面支持，特别是争取国家或行业科研立项支持，计划用5年时间完成连续循环钻井技术国内外情报调研分析、总体技术实施方案、关键技术与技术难点攻关，样机加工制造与装配、现场实验与优化等工作，通过连续攻关，开发出具有我国自主知识产权的、适应万米超深孔的连续循环钻井技术，并达到现场中试使用要求。2013年1月～2013年6月，完成连续循环钻井系统的国内外情报调研，对比分析，提出连续循环系统开发的基本思路；2013年7月～2013年12月，完成连循环钻井控制流程制定，连续循环钻井系统总体方案初步设计，并完成部分关键子系统设计方案初步研究；2014年1月～2014年12月，完成连续循环钻井系统总体设计详细方案，各部分（泥浆连接器、分流管汇装置、钻杆接卸机械手、控制系统、动力系统）详细设计方案（初稿），各关键问题、难点问题（高压动密封技术、钻杆精确定位与连接技术、钻杆连接螺纹与杆体保护技术、泥浆切换分流技术等）详细解决方案（初稿），完成连续循环系统总图、各部分图纸、计算等初稿；2015年1月～2015年6月，完成连续循环钻井系统关键部分的仿真分析研究，完成连续循环钻井系统总体设计方案（实施稿），完成各分部分设计方案（实施稿），完成并通过总体方案和分部分方案相关的图纸、计算书（实施稿）；2015年6月～2015年12月，完成连续循环钻井系统样机的加工，完成连续循环系统的室内实验方案设计，完成连续循环系统现场实验方案设计。2016年1月～2016年12月，完成连续循环钻井技术相关室内实验与现场实验研究，总结问题，提出新的优化和解决方案，完成连续循环配套钻探工艺研究；2017年1月～2017年12月，根据优化方案进行整改，并结合多次实验，实现研究目标，撰写总结报告。

只能说是增加几率，好像并不能降低火山喷发的几率。

只要越过大陆架，典型的深水问题就会出现。据2002年在巴西召开的世界石油大会报道，油气勘探开发通常按水深加以区别：水深400m以内为常规水深，400m-1500m为深水，超过1500m为超深水。　　　　深海钻井平台假设原理 随着人类对油气资源开发利用的深化，油气勘探开发从陆地转入海洋。因此，钻井工程作业也必须在灏翰的海洋中进行。在海上进行油气钻井施工时，几百吨重的钻机要有足够的支撑和放置的空间，同时还要有钻井人员生活居住的地方，海上石油钻井平台就担负起了这一重任。由于海上气候的多变、海上风浪和海底暗流的破坏，海上钻井装置的稳定性和安全性更显重要。海上石油钻井平台可分为固定式和移动式两种。固定式钻井平台大都建在浅水中，它是借助导管架固定在海底而高出海面不再移动的装置，平台上面铺设甲板用于放置钻井设备。支撑固定平台的桩腿是直接打入海底的，所以，钻井平台的稳定性好，但因平台不能移动，故钻井的成本较高。为解决平台的移动性和深海钻井问题，又出现了多种移动式钻井平台，主要包括：坐底式钻井平台、自升式钻井平台、钻井浮船和半潜式钻井平台。坐底式钻井平台又称沉浮式或沉底式钻井平台，其上部和固定式钻井平台类似，其下部则是由若干个浮筒或浮箱组成的桁架结构，充水后，使钻井平台下沉坐于海底并处于工作状态，排水后，使钻井平台上浮可进行拖航和移位。坐底式钻井平台多用于水浅、浪小、海底较平坦的海区。自升式钻井平台是有多个（一般为3～4个）桩腿插入海底，并可自行升降的移动式钻井平台。自升式钻井平台基本由两部分组成，一部分是可以安放钻井设备、器材和生活区的平台，另一部分是可升降并可插入海底的桩腿。我国自行制造的自升式钻井平台“渤海一号”平台的四根桩腿是由圆形的钢管做成的，桩腿的高度有七十多米，升降装置是插销式液压控制机构。该型钻井平台造价较低、运移性好、对海底地形的适应性强，因而，我国海上钻井多使用自升式钻井平台。钻井平台桩腿的高度总是有限的，为解决在深海区的钻井问题，又出现了漂浮在海面上的钻井船。钻井船的排水量从几千吨到几万吨不等，它既有普通船舶的船型和自航能力，又可漂浮在海面上进行石油钻井。由于钻井船经常处于漂浮状态，当遇到海上的风、浪、潮时，必然会发生倾斜、摇摆、平移和升降现象，因此钻井船的稳定性是一个非常关键的问题。海上钻井船的定位常用的是抛锚法，但该方法一般只适用于200m以内的水深，水再深时需用一种新的自动化定位方法。半潜式钻井平台其结构形式与坐底式钻井平台相似，上部为钻井的工作平台，下部为浮筒结构。它综合了坐底式钻井平台和钻井船的优点，解决了稳定性和深水作业的矛盾。钻井作业时，平台呈半潜状态漂浮在海面上，浮筒在海水下的20～30m处，受大海风浪的影响小，所以平台的稳定性比钻井浮船要好，钻井作业结束，排出水形成浮箱后可进行拖航，是海上钻井应用较广泛的一种石油钻井平台。

石油工程 中国数一数二的重点专业 很好升 本校升本校相当容易 一般录取比例在50%左右 不要听人家说很难升 石油很水的 每次录取都要分一批 二批 甚至三批 钱和关系比较重要 升本意义不大 其实我认为读书的意义都不是很大

我国钻井技术的起源和发展与制盐业有着密切的联系。第一座盐井出现在古巴蜀地区，即现在的四川地区。当时四川的运输业极不发达，海盐很难运到地处内地、道路艰险的四川。但古代巴蜀人发现自己的脚底下就蕴藏着丰富的岩盐和含盐分很高的卤水，他们即因地制宜，开采地下盐以食用。四川人称食盐为“盐巴”。在四川，产盐的地区主要集中在自贡地区，井架林立的自贡因此有“盐都”之称。采盐的需要促进了深井钻探技术的发明和发展。钻井深度越来越深，钻透盐层再往下便是天然气层，卤水制盐需要熬制，使用当地天然气作燃料既方便又经济。由此可见，天然气就是在深井制盐业的促进下开发的，两者的发明基本上是同时出现。

这个工作属于野外工作，还可以吧！工作环境都是户外的！

不好干。钻井技术员是需要在外面经历风吹雨晒，工作地点通常在野外，且由于长时间在野外圈子小，接触的人和物少，是不好干的一个职业。钻井技术员是企业选出的技术干部，是井队领导成员之一，业务上直接受钻井分企业领导，负责井队工程技术管理工作，履行各项技术指令、举措和操作规程。

北宋中期，卓筒工艺的开创，乃是我国也是世界最早发明的钻井技术。这种工艺技术，与现代石油(包括天然气)工业中应用的顿钻钻井方法类同。它比美国创造的顿钻技术至少要早七个多世纪。 关于卓筒井的出现，北宋苏东坡、文同、范镇三位四川名人，在他们的著作中，都有明确的记载，其中苏轼记述最详尽： 「 ”自庆历、皇祐(1041-1054)以来，蜀始创筒井。用圜刃，凿如碗大，深者数十丈。以巨竹去节，牝牡相衔(公母榫连接)为井，以隔横入淡水，则咸泉自上。又以竹之差小者出入井中为桶，无底而窍其上，悬熟皮数寸，出入井中，气自呼吸而启闭之，一筒致水数斗。凡筒井皆用机械，利之所在，人无不知”。 苏轼不愧为文豪，文笔非常简练，介绍卓筒井的内容十分丰富。卓筒井的发明，其工艺技术主要特点和成就，是开创了现代深井(如盐井油气井)的维形，即包含了现代钻井三大基本程序，或称三大基本要素：第一，用圜刃钻头破碎岩石；第二，用泥筒取出井内的岩砂(岩屑);第三，下木竹套管固井保全井壁。 一、世界钻井史上发明的第一个钻头——「 ”圜刃”锉 「 ”圜刃”锉是人类钻探史上发明的第一个钻头。它的发明，创造了现代深井钻头的雏形，因而，成为现代钻头的始祖。 凿井钻头的发明和发展，同其事物进展一样，由简单到复杂，由低级到高级，即早期的「 ”圜刃”钻头发展到现代的鱼尾钻头、齿轮钻头、涡轮钻头及巴拉斯钻头。 现代深井钻探技术，尤其目前世界上超深井的钻井钻头和基本原理，追根溯源，它的祖先乃是我国北宋初发明的「 ”圜刃”钻头和「 ”卓筒井”工艺的继承和发展。 11世纪中叶，中国四川井研盐区的井匠技师们，经过长期的探索和实验，在世界上最早研制成功了第一个深井钻头—— 「 ”圜刃”锉。 「 ”圜刃”是开创卓筒井的钻头，它的形制和结构，根据苏文的记载和古代钻头及钻井原理等进行考证，认为：苏轼以「 ”圜刃，凿如碗大”六个字，描绘了「 ”圜刃”钻头的基本形状。其一，圜刃钻头原始形状呈圆形；其二，在圆形的钻头上有刃锋；其三，锉头的直径与碗口(径)相当；其四，碗的口径就是「 ”卓筒井”的井径。 因圜圆相通，圜和刃的结合，故名「 ”圜刃”锉，即「 ”圜刃”钻头。圆为主体，其底部横凸「 ”一”字刃，锐利，易于破碎岩石。由于这种钻头先进，井匠在地面操作机械，钻凿卓筒井，比汉唐时期，人工手持锄、锸、锹等原始农用工具于井下艰苦作业，挖掘大口盐井，具有钻井工艺先进、工效高、劳动负荷轻、获利丰厚等优越性。因此，「 ”圜刃”钻头的问世和卓筒井的诞生，是世界钻井史上一次大革命。同时为现代深井钴头的出现和发展奠定了基础。 无独有偶，继我国圜刃钻头和卓筒井发明700多年后，美国人拉夫纳兄弟俩开始用冲击式钻井的方法，即一种十分简单的机械原理，开创了「 ”卓筒井”似的盐井，其井深18米(59英尺)，凿井钻头直径7.6-10.2厘米(3-4英寸)，是用铸钢制作的，它的规格、形制与「 ”圜刃”钻头大致类同。 二、世界钻井史上最早研制的第一个井下取岩(屑)工具——「 ”泥筒” 北宋初，用圜刃钻头开创的卓筒井，是一种冲击式顿钻方法，它与现代石油(天然气)工业中所用的绳式顿钻钻头技术基本相同。 在冲击式顿钻钻井中，及时取出井内粉碎的岩屑，十分重要。一是能提高钻井速度，加快进度；二是能及时考察井身质量是否符合要求(即是否出现井斜或并身不圆的情况)，如钻井质量不符合要求，便立即采取措施，进行处理、纠正；三是在钻井时，发现了新的来水(卤水)和天然气的征兆，必须推水或多搧泥，直到井底泥砂(岩屑) 搧净，推水把气拉顺，以免所出的西水或天然气受到泥砂的阻塞和影响。 在长期的钻井实践过程中，四川自贡盐场的匠师总结了一条宝贵的经验：「 ”黄卤推砂，黑卤推气。”即把井内泥砂取净后，岩层裂缝不受泥砂的阻塞，卤气流动畅通，可获取丰富的卤气。 为取出进底的岩屑，我们的先民发明了「 ”泥筒”。苏轼在《蜀盐说》中述到： 「 ”又以竹之差小者出入井中为桶，无底而窍其上，悬熟皮数寸，出入水中，气自呼吸而启闭之，一筒致水数斗。” 由此得知，当时不仅发明推卤汲筒，而且也发明了搧「 ”泥筒”。汲筒和泥筒有区别，但工作原理完全相同，两者都是竹制，筒底「 ”悬熟皮”(即单向阀)，入水则启，出水则闭。因岩砂和泥水在筒内下坠，熟皮受压紧贴简底，不泄漏。通过泥简在井底一上一下来回往复运动，水与岩屑混合，由阀门进入筒内，然后提出地面，以达到清除井底岩屑之目的。如果没有发明搧「 ”泥筒”，卓筒井也是无法钻成的。为此，搧「 ”泥筒”的发明，十分巧妙地解决了钻井取砂的一大关键问题，从而为向地层深部开拓提供了可靠保障，标志着我国古代钻井技术已达到了一个新阶段。 现代西方如美国标准顿钻凿井应用的「 ”捞砂简”(又名「 ”抽砂筒”)，其工作原理、操作方法，同我国900多年前发明的搧「 ”泥筒”基本一致。 而现代旋钴法钻进，则采用机械动力加压力，促使井内液体循环流动，不断将岩屑从井中返出地面，实现了钻井不停、除砂不断的新工艺，这是继「 ”泥筒”取砂法之后又一次重大的突破。 三、世界钻井史上最早创造的钻井保全井壁及止水的方法——下「 ”木竹”套管固井 卓筒井在11世纪中叶问世，同时也创造了楠竹制作成套管，下入井中，构成井壁，解决了钻井、生产两大难关：其一，保护井壁。竹制套管下入井内固井，可防止因井壁(松软地层)的垮塌，发生井下卡钻事故，从而保证了大口(窍)以下裸眼井段钻井的安全；其二，止水。封隔上部地层淡水渗入井中，避免淡水冲淡了天然水的矿化度，确保盐井下部生产层咸卤的开采。 因此，苏轼说：「 ”‘卓筒井"深者数十丈，以巨竹去节，牝牡相衔为井，以隔横入淡水，则咸泉自上。”由此可知，竹制套管，其结构是利用大楠竹通节中空，「 ”牝牡相衔”(即公母棒连接)的竹筒。南宋爱国诗人陆游在四川荣州(今四川荣县)做官时，亲自看到的卓筒井「 ”绝小”:「 ”荣州，则井绝小，仅容一筒，真海眼也。”盐井下入竹制套管止水，即「 ”隔横入淡水”和保护井壁的功用，这同现代石油(天然气)钻井中下钢管固井的目的和作用是一致的。 古代井匠利用竹制套管是与四川盛产楠竹、斑竹密切相关的。四川土地肥沃，气候温和，雨量充沛，地下湿润，宜于竹子生长，因而竹林遍布，各地竹子用途非常广泛，民众就地取材，用竹子制成日常生活需要的各种器物，如竹房、竹门、竹席、竹椅、竹筐、竹架，到农业灌溉等都广泛使用竹子，简直是竹的世界。 北宋四川大文学家苏东坡，目睹了竹子的广泛用途，尤其是与人们生活有着密切关系，曾深有体会地说：「 ”可使食无肉，不可居无竹”。 四川竹子材源丰富，同时又有独特的优点：伸直挺拔，具有天然圆形管状；质密坚硬，有较高的抗拉、抗压强度；耐腐蚀性能强，作套管固井寿命长达20～50年；产地广，材源丰富，价廉物美；加工制作简便等。如川北有的地区，现在遗存的卓筒井，仍是用楠竹或斑竹作套管固井，为北宋「 ”始创筒井”提供了实物见证。 为此，我国木竹固井技术的创造和发展，无疑为现代钻井固井技术开辟了道路。 在我国北宋「 ”圜刃”钻头和「 ”卓筒井”发明之后，俄国和美国的钻井技术相继得到发展。据两国史载，初始置的盐井，仍是一种小井，同我国北宋发明的卓筒井非常近似。 据俄国和美国早期的钻井史看来，俄国的钻井技术，始于12世纪，至少比我国11世纪中叶发明的钻井技术要晚约1个世纪。美国的钻井技术肇始于19世纪初，比我国要晚7个多世纪。由此可知，我国北宋中期开创的「 ”卓筒井”工艺，是世界上最早发明的钻井技术，理应推崇为现代钻井技术的先驱。

中国石油报6月28日讯 （特约记者 吕晶 通讯员 赵宗璋）6月15日，由西部钻探国际钻井公司50718队承钻的玉门油田重点评价井长209井顺利交井。该井首次使用胶乳水泥浆体系固井新工艺获得成功。 　　玉门油田酒东区块由于井下存在高压水层、油水层间隔小且油水互层、泥浆密度高等影响固井质量的不利因素，完井固井质量难以保证，部分井由于固井质量问题甚至影响到油田勘探开发。针对这个问题，西部钻探国际钻井公司派出固井工程服务公司有关技术人员赴天津工程院进行技术调研，经过双方细致的讨论研究，决定在长209井完井固井中尝试使用胶乳水泥浆体系。http://www.oilchina.com/syxw/20100628/news2010062802215417091.html

1.总则根据钻探目的不同，煤层气井分为探井、开发井两种类型。煤层气探井以发现和获得储量为目的；煤层气开发井以面积降压和煤层气最大产出为目的，保证煤层气田高效开发。2.煤层气井钻井设计2.1 煤层气探井钻井设计2.1.1 煤层气探井钻井工程设计内容应包括：区域地质简介、设计依据及钻探目的、设计地层剖面及预计煤层和特殊层位置、技术指标和质量要求、井下复杂情况提示、地层岩石可钻性分级、地层压力预测、井身结构设计、钻机选型及钻井设备优选、钻具组合设计、钻井液设计、钻头及钻井参数设计、井控设计、取心设计、煤层保护设计、固井设计、新工艺与新技术应用设计、各次开钻施工重点要求、完井设计、健康安全环境管理、完井提交资料、特殊施工作业要求、邻区与邻井资料分析、钻井进度计划以及单井钻井工程投资预算等。2.1.2 煤层气探井钻井设计应以保证实现钻探目的为前提，充分考虑录井、取心、测井、完井、压裂试气等方面的需要。2.1.3 煤层气探井钻井工程设计应体现“安全第一”的原则。目的煤层段设计应有利于取资料和保护煤层；非目的层段设计应主要考虑满足钻井工程施工作业、提高钻井速度和降低成本的需要。2.1.4 煤层气探井钻井工程设计应采用国内成熟适用的先进技术，确保煤层气钻探目的的实现。2.2 煤层气开发井钻井设计2.2.1 煤层气开发井钻井工程设计内容应包括：区域地质、交通和气候概况、设计依据、技术指标及质量要求、井下复杂情况提示、地层岩石可钻性分级及地层压力预测、井身结构设计、钻机选型及钻井主要设备优选、钻具组合设计、钻井液设计、钻头及钻井参数设计、欠平衡设计、井控设计、煤层保护设计、固井设计、新工艺与新技术应用设计、各次开钻或分井段施工重点要求、完井设计、健康安全与环境管理、生产信息及完井提交资料、钻井施工设计要求、特殊工艺施工要求、钻井施工进度计划和单井钻井工程投资预算等。2.2.2 同一区块井身结构相似的一批开发井，在区块钻井设计的前提下，单井钻井设计可以简化。2.2.3 开发井钻井设计应结合煤层气低产特征，优先考虑水平井、多分支井、空气钻井等钻井方式，保证钻井质量，提高煤层气井产量，满足煤层气高效开发的要求。3.煤层气井井身结构按照《SY/T 5431 井身结构设计方法》，井身结构设计应当充分考虑煤层气井地质设计要求、地质目的、地层结构及其特征、地层孔隙压力、地层破裂压力、地层坍塌压力、地层水文条件、完井方式、增产措施、生产抽排方式及生产工具等。3.1 所设计的井身结构应简单合理，满足钻井完井生产、获取资料、压裂和排采的需要。3.2 采用钻井工艺技术应有利于保护煤层。3.3 充分考虑到地层出现漏、涌、塌、卡等复杂情况的处理作业需要，以实现安全、优质、快速钻井。3.4 生产套管一般应采用钢级为J55 或N80 的φ139.7mm 套管，确因产水量大或地层复杂，可采用更大直径的生产套管，目的煤层以下留60m口袋。3.5 一般情况下，采用二开井身结构：表层套管：φ311.1mm钻头×φ244.5mm套管；生产套管：φ215.9mm钻头×φ139.7mm套管。3.6 多分支水平井和裸眼洞穴完井，采用三开井身结构：一开：φ311.1mm钻头×φ244.5mm套管；二开：φ215.9mm钻头×φ177.8mm套管；三开：φ152.4mm钻头×裸眼完井。3.7 地层条件较复杂的探井，可采用三开井身结构：表层套管：φ444.5mm钻头×φ339.7mm套管；技术套管：φ311.1mm钻头×φ244.5mm套管；生产套管：φ215.9mm钻头×φ139.7mm套管。4.煤层气井钻井技术4.1 根据设计钻探深度和《SY/T 5375 旋转钻井设备选用方法》的标准，合理选择钻机设备，设计钻机最大负荷不得超过钻机额定负荷能力的80%。4.2 钻井循环介质选择和煤层保护要求：煤层以上井段应选用防塌性能好、有利于提高机械钻速的钻井液；煤层段推荐使用清水钻井，对异常高压或大段复杂煤层使用无固相钻井液；开发井应尽量采用空气等欠平衡钻井，减少煤储层的伤害。4.3 参照《SY/T 6426 钻井井控技术规程》制定煤层气井井控技术要求。开发井原则上应安装防喷器。在煤田地质详查区、地质资料证实无常规天然气层，且不含硫化氢等有毒气体的低产煤层气开发井可不安装防喷器，但应有详细的防井涌、井喷技术措施和应急预案，确保一次井控。5.煤层气井完井技术5.1 完井方式（包括套管射孔完井、裸眼完井或裸眼洞穴完井）的选择应结合实钻煤层特征和煤岩力学特性，考虑增产方式、气藏工程和排采要求确定。一般情况，完井井口应安装简易套管头。5.2 固井施工前，钻井监督应要求固井技术服务公司依据钻井设计和实钻地质录井资料，结合钻井施工现场情况编制相应的固井施工设计，并报项目部备案。5.3 下套管作业前，钻井监督应要求承包商进行套管及附件检查，固井施工前，对水泥浆性能进行检测，水泥浆性能达到设计要求后方能施工，固井作业过程中应加强水泥浆的采集分析，施工参数应达到固井施工设计要求。5.4 固井施工结束后，根据设计要求，在规定的时间（一般间隔48 小时）内进行固井水泥胶结测井，并按要求进行试压。6.煤层气井钻井质量6.1 钻井施工应加强质量管理，井身质量合格率应达到100%，固井质量合格率不低于99%，取心收获率达到设计要求。6.2 定向井、水平井、多分支水平井等特殊工艺井的井身质量应执行相应的标准，定向井中靶率应达到100%，进入煤层后钻遇率不低于85%。6.3 煤层气钻井取心采用绳索式取心，井深1000m 以浅的井，岩心出井时间不超过25 分钟，岩心直径应大于φ65mm，取心收获率非煤层段不低于90%；一般煤层不低于80%；粉煤不低于50%。7.煤层气井井身质量7.1 钻井深度：钻达设计井深或完钻要求井深，以转盘面至井底，校核钻具实际长度为准的钻井深度。7.2 井斜角：αmax≤3°（井深≤1000m）；αmax≤4°（井深1000～1500m）。7.3 最大全角变化率：Kmax≤1°/25m（井深≤1000m）；Kmax≤1.3°/25m（井深1000～1500m）。7.4 井底水平位移：s≤20m（井深≤1000m）；s≤30m（井深1000～1500m）。7.5 平均井径扩大率：非煤层段Cmax≤15%；固井完井的煤层段Cmax≤25%。7.6 钻井过程中以单点测斜监测为准，完井以完钻电测连续测斜资料为准，最后一测点距离完钻井底不大于10m。8.煤层气井固井质量8.1 套管下深应达到设计要求：表层套管口袋≤1m；技术套管口袋1～1.5m；生产套管口袋1.5～2m，完井人工井底至套管鞋距离≥10m。8.2 水泥返高要求：表层套管水泥返到地面；技术套管满足工程需要；生产套管水泥返到最上一层煤层顶界200m以上，人工井底至目的煤层底界长度≥40m。8.3 套管柱试压符合《SY/T 5467 套管柱试压规范》的要求。8.4 按设计装好井口，并试压达到要求；完井井口装置必须符合设计要求，装好套管头，井口套管接箍顶部应保持水平，生产套管接箍顶部与地面距离小于0.25m；试压完立即用丝堵或盲板法兰将井口封牢，并电焊井号标记。

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11世纪，我国顿钻井技术传入西方后，西方对设备和工艺进行了改进和更新，特别是在18世纪60年代的工业革命时期，机器的大量使用逐步代替了手工业的操作。而在我国明万历年间（公元1573—1620年）及其以后的300多年里，钻井技术则进入了衰败期。1936年，为了寻找四川地区的油气资源，从德国购买了四部旋转式钻机，该钻机为德国汉内尔厂制造，钻机的可钻深度为1200米，这种钻机当时在世界上还是比较先进的。1937年10月，在四川省巴县的巴1井开钻，1939年11月，在井深1402米的三叠系上部地层中发现了天然气，这是我国利用旋转钻井技术打成的第一口天然气井。1936年9月，我国和苏联在新疆合办独山子油矿，从苏联运来蒸气驱动的旋转钻机3部。1940年玉门也开始使用旋转钻机钻探深部油气，当时由于缺乏钻高压油气层的技术和装备，不会使用重泥浆，致使多口井发生强烈井喷，使地下的油气资源受到破坏，引起当局重视并采取了一系列重大措施。从1942年开始，玉门相继派出多人去美国、伊朗学习钻井技术，1942年8月，还聘请了美国德士古石油公司的钻井技师和司钻来帮助工作。1943年是玉门油矿钻井技术大发展的一年，也是具有重大转折的一年，当时从美国和东巴林岛购回一批钻井防喷器和测井仪器，自己加工制造了泥浆搅拌器、泥浆槽、沉淀池等，使钻井的装备得到很大改善。50年代，玉门油矿以钻井为龙头，建成了我国第一个石油基地，一度撑起全国石油工业的半边天，并培养出了中国第一代石油钻井专家，他们是：董蔚翘、童宪章、史久光、靳锡庚、蒋麟湘、彭佐猷等人，四川有王显文、周士尧、孙自全等。1937—1949年的12年，是我国石油钻井技术的启蒙阶段也是创始阶段。新中国成立前，我国共有旋转钻机30台，用旋转钻机钻井95口，钻井总进尺约53000米，其中，最深的井为1453米，石油钻井的地区主要集中在陕北、玉门、四川和新疆独山子四个油气田。

为了开发石油和天然气，我国古代劳动人民在生产实践中逐步发明创造了一整套钻井技术。远在战国时期，我们的祖先就已开凿较深的井，自汉代以来，劳动人民进而推广和改进了钻井机械。我国在公元前211年钻了第一个天然气气井，据有关资料记载深度为150米。在今日重庆的西部，人们通过用竹竿不断地撞击来找到天然气。天然气用做燃料来干燥岩盐。宋代的深井钻掘机械已形成一项相当复杂的机械组合。普遍废弃了大口浅井，凿成了筒井。至明代，钻井机械设备和技术有了更进一步的发展。据明代学者曹学佺的《蜀中广记》记载，东汉时期，“蜀始开筒井，用环刃凿如碗大，深者数十丈”。我国古代的天然气开采技术是比较先进的，比如小口深井钻凿法，套管固管法，笕管引气法，试气量法和裂缝性气田的钻凿等技术，均为世界首创。

根据盐膏层化学成分，可将盐膏层分为两类：第一类为较纯的盐膏层，主要成分NaCl达90%以上，盐膏层之间大多为不易水化膨胀的地层；第二类为化学成分较复杂的盐膏层，除晶态NaCl外，还有芒硝、石膏、方解石、碳酸盐岩等。在巨厚盐膏层钻井技术方面，通过对盐膏层三维蠕变压力变化规律、盐膏层溶解速率、套管所受非均匀载荷的研究，在合理地确定钻井液体系和密度，准确地进行套管强度设计及综合配套技术措施方面有了新认识和突破，在安全高效钻穿盐膏层方面取得显著进展。3.3.5.1 盐膏层蠕变规律（1）盐岩的蠕变特性典型的盐岩蠕变曲线（图3-120）中，蠕变分三个阶段。“A”是第一阶段为瞬态蠕变期，在到达下一阶段前，该阶段盐岩蠕变应变率逐渐降低，表现为非线性；“B”是第二阶段为稳态蠕变期，该阶段蠕变应变率保持恒定，表现为线性；“C”是第三阶段为加速蠕变期，该阶段应变率增加直到试样破坏，为非线性。图3-120 典型的盐岩蠕变曲线对盐岩这类塑性材料，蠕变主要表现为“A”、“B”两个阶段，而且“B”阶段持续的时间比较长。对于石油工程，盐膏盐岩主要表现为瞬态蠕变、稳态蠕变两个阶段，在钻进和下套管固井后主要受稳态蠕变的影响。（2）盐膏层的蠕变方程对于特定的盐岩，研究其流变特性就是确定稳态蠕变速率与温度压力的变化关系，即蠕变方程。盐岩蠕变机制、蠕变方程与温度压力有关。盐岩的蠕变模型很多，主要是指数和幂律两种模式。反映盐膏盐岩蠕变的几种主要模型如下。1）幂率模型（Power Law Model）。该模型为一个纯经验公式，对于瞬态蠕变与应力、温度、时间的关系表达式为：中国海相油气勘探理论技术与实践式中：εp为瞬态蠕变应变；σ为差应力；T为温度；t为时间；m、p、n分别为应力、温度、时间的指数。若描述总的应变规律，还应加上稳态项，即：中国海相油气勘探理论技术与实践式中：ε为总应变；为稳态应变率。可以用Weertman位错滑移模式表述：中国海相油气勘探理论技术与实践式中：Q为激活能；R为理想气体常数；β为应力系数（由试验确定）；A*为试验常数。幂率模型以显式的形式表达了应力、温度、时间与应变的关系，模型比较简单，对工程实际有一定指导意义，但对盐岩的流变规律描述比较粗糙，现在已很少使用。2）温度指数定律（EXponential Temperature Law）。Senseny P.E.等人于1983年提出，用来描述Avery岛岩丘盐岩的高温（大于熔融温度的一半）流变规律，其具体表达式为：中国海相油气勘探理论技术与实践式中：B、λ为试验常数；其他符号同上。中国海相油气勘探理论技术与实践幂率模型和温度指数模型表达式简单、使用方便，但本身却存在许多缺陷，如在数据回归时有时出现稳态蠕变速率为负的情况，与实际不符，且不能很好地反映复杂应力、温度历史。曾义金教授、杨春和教授等通过大量的蠕变试验，研究得出考虑温度影响的，三维条件下盐膏层蠕变本构方程：中国海相油气勘探理论技术与实践最后一个因子考虑了温度的影响。在恒定室温下，可表述为：中国海相油气勘探理论技术与实践式中：A2*、n、A1、B1*、B2可以通过岩心的蠕变试验得到。（3）盐膏层蠕变压力计算与分析1）盐膏层蠕变压力计算方法。由显式有限差分法编制的FLAC3D有限差分计算软件，提供了能模拟材料的蠕变特性，即材料特性随时间而变化的功能。FLAC3D计算分析中，蠕变模型与其他本构模型的主要区别在于对时间问题的模拟。2）盐膏层蠕变压力分析。A.不同井深盐膏层蠕变压力分析。盐膏层埋深对蠕变压力影响巨大。随盐膏层深度增加，蠕变压力显著增加；随着时间的延续，蠕变压力趋于稳定，最后和上覆地层压力相同；盐膏层埋深越大，蠕变压力趋于稳定的时间越短。B.不同厚度水泥环护壁下盐膏盐岩蠕变压力分析。对埋深一定、不同厚度护壁水泥环条件下盐膏层蠕变压力进行分析得出，水泥环厚度对套管初始应力状态有影响，但不显著。C.不同厚度盐膏盐岩蠕变压力分析。对埋深、护壁水泥环厚度一定，厚度不同的盐膏层对套管的径向压应力、套管周向应力、套管竖向应力变化进行分析得出，在盐层蠕变初期，盐层厚度对套管受力状态有比较明显的影响，但随着时间的延续，套管在不同厚度的盐层中，受力状态趋于一致。D.不同温度下盐膏层蠕变压力分析。温度对套管受力状态的影响十分显著，温度越高，套管在盐膏层蠕变初期承受的蠕变压力、周向应力和垂向应力越高，随着时间的延续，套管蠕变压力和垂向应力趋向一致，但周向应力趋向一致的速度比较缓慢。3.3.5.2 钻井液密度设计技术钻井液密度的确定与盐膏层蠕变特性、钻井液含盐饱和度等因素有关。合理的盐膏层钻井液密度的确定是根据地层特性，利用力学和化学的平衡来进行的。（1）钻井液密度谱钻井液密度图谱是盐层井眼缩径率与钻井液密度相关关系曲线。它可根据蠕变压力和蠕变实验，利用FLAC3D软件计算不同井深、不同钻井液密度下盐层井眼缩径率，并拟合成曲线来建立，也可根据盐膏层钻井的实测蠕变速率数据，利用FLAC3D软件反演，绘制出钻井液密度图谱。图3-121是根据实测蠕变速率，绘制出的钻井液密度图谱。（2）盐膏层井眼溶解速率钻井过程中，钻井液会溶解井下盐层。曾义金教授、邓金根教授等的研究表明，在给定温度下，盐岩溶解速率与钻井液含盐浓度之间存在良好的对数相关关系。由此得到的不同温度下盐岩溶解速率随[Cl-]的变化曲线进一步表明，在给定钻井液含盐浓度下，温度对盐岩溶解速率的影响并非简单的线性关系，而是存在一个临界点，温度在临界点以下，钻井液含盐浓度一定时，随着温度的升高，盐岩溶解速率升高；温度在临界点以上，钻井液含盐浓度一定时，随着温度的升高，盐岩溶解速率降低（图3-122）。图3-121 不同井深所对应缩径率下的钻井液密度谱图3-122 不同温度下盐岩溶解速率随[C1-]的变化曲线同样，根据盐岩溶解速率也可以得出不同温度下，钻井液含盐浓度与井径扩大率相关关系回归曲线（图3-123）。（3）钻井液密度与含盐饱和度的确定根据盐岩溶解速率和井径扩大率与[C1-]关系回归曲线以及钻井液密度图谱，综合考虑蠕变与溶解两方面的作用，确定钻井液密度和含盐饱和度。首先，根据使用的钻井液密度，从钻井液密度图谱（图3-121）中查出对应的蠕变速率，然后，从井径扩大率与[C1-]关系曲线（图3-123）上确定平衡该蠕变速度的井径扩大率所对应的含盐饱和度。另外，根据实测的盐膏层的蠕变速率、使用的钻井液含盐饱和度、钻井液密度谱，同样也可以确定一个地区盐膏层安全钻进所需的钻井液密度。该方法的基本思路是，用正在使用的钻井液密度对照密度谱可以确定该密度下缩径率，用实测的缩径率与查出的缩径率的差值作为再一次查找相应钻井液密度的缩径率，对应该缩径率的钻井液密度就是安全钻进所需的钻井液密度。图3-123 井径扩大率与[C1-]关系回归曲线3.3.5.3 盐膏层钻井配套技术（1）井身结构设计方案针对深井超深盐膏层井，有效防止盐膏层蠕变对套管造成的挤毁损害，从而确保成井的安全，是井身结构设计考虑的重点。目前深井盐膏层常用的井身结构有两种（以塔河油田为例）。图3-124 非均匀外载下的套管强度设计图版1）专封专打方案。以Φ244.5mm套管下至盐顶或5000m左右，用Φ206.3mm套管封盐层；盐下井段采用Φ139.7mm尾管固井。实践证明，该套方案对盐层分布清楚或盐下压力系统较一致的井是可行的，但是对于井况特殊、具有多项钻井地质目的、下部井眼仍需多层套管封隔的井，限制了井径的选择与井眼的延深。目前通常采用在套管程序上加大一级的方法。该方案比较适合各种情况都比较了解的生产井。2）长裸眼揭示盐膏层方案。为保证钻井地质任务的实现，优化设计了长裸眼揭示盐膏层方案，即大尺寸开孔、盐膏层与上覆低承压地层同井眼揭示、大壁厚高抗挤套管封固盐膏层的长裸眼钻井方案，使用Φ244.5mm或Φ273.0mm+Φ244.5mm组合套管悬挂而后回接封固盐膏层；盐下井段使用Φ177.8mm尾管，尾管重叠过盐顶100m；使用密度为1.65g/cm3左右的欠饱和盐水钻井液，结合验漏、堵漏提高地层承压能力的技术揭示盐膏层；采用随钻扩孔或液力扩孔技术保证盐膏层钻井安全等。长裸眼钻盐层与盐层专封专打相比风险较大，在钻井工艺技术方面一般按两步走，即盐前钻井技术和盐层钻井技术。盐前钻井技术的重点是钻遇盐层后立即停止钻井，重做地层破裂压力试验，以确定裸眼井段的承压能力。对低压力点裸眼井段采取一次性封堵措施，如果地层具备（或经过堵漏以后具备）承受盐膏层钻进时的高密度的能力，则转换适合盐膏层钻进的钻井液体系后进行盐膏层钻进。如果进行堵漏后地层仍不能承受盐层钻进时的高密度，应调整方案，转化为盐膏层专封专打方案。该方案优点是首先封隔了多套压力体系，其次是通过尾管的重叠避免了盐层段套管变形现象，第三是简化了井身结构，使完井井眼较大，比专封专打方案多出了一层备用套管空间。该方案比较适合探井。（2）套管强度设计盐膏层套管设计的关键是抗外挤强度计算。以前，盐膏层套管设计一般采用盐膏层最大蠕变压力，即上覆地层压力，套管受均匀载荷作用，管内按40%掏空和安全系数1.125或根据经验采用更大的安全系数进行计算，但是采用这种方法，在实际应用中经常发生套管变形事故，因此，对盐膏层套管设计一定要考虑非均匀外载。1）套管强度设计图版及其应用。根据套管强度设计图版可进行非均匀外载下的套管强度设计。如果已知套管将受到的椭圆形分布载荷值及其轴比，可判断出套管是否安全或者需要哪一种套管才能抗住这种载荷，例如：已知K=0.4，载荷所围面积5=1690.0MPa2，则Pc=23.2MPa，若选用壁厚为9.19mm（D/t=19.3）的P110套管，则Pc/σs=0.03，它大于D/t=19.3的套管所能承受的最大极限载荷（Pc/σs=0.01），套管是不安全的；若改用壁厚12.65mm的V150套管，此时Pc/σs=0.022，而该种套管（D/t=14.1）所能承受的极限载荷Pc/σs=0.025，所以套管是比较安全的。为便于应用，将等效破坏载荷Pc与套管材料屈服极限的比值Pc/σs和套管径厚比D/t间的关系绘成曲线，即套管强度设计图版（图3-124）。图中还绘出了套管受对径载荷及均匀外载作用时的套管强度曲线。对径载荷的等效载荷定义为单位直径长度上所受的集中力。根据套管强度设计图版，可对盐层套管进行设计。2）盐膏层套管强度设计步骤。A.根据盐层流变性、盐层中的地应力及固井时的井内静液柱压力，利用黏弹性有限元计算程序，计算出盐层套管所受盐层蠕变外载随时间的变化规律及分布规律，并得出套管外载的最终稳定值，该稳定值的大小及非均匀性用卡西尼椭圆函数的短、长轴b，a来表示。B.根据b、a值，计算套管所受载荷的面积S及轴比K，求出套管实际所受等效破坏载荷：。C.根据K，Pr由图3-124可进行套管强度设计或检验套管强度。a.根据K，Pr及套管钢级（即σs），选择套管壁厚：先求出Pr/σs，再根据K、Pr/σs值可由图中查得套管的临界径厚比（D/t），即可计算出所需套管的最小壁厚值。b.根据K，Pr及套管壁厚，选择套管钢级：先由K，D/t值由图中查得Pc/σs（Pc为套管所能承受的最大有效载荷），再用实际载荷Pr去除Pc/σs，得到套管管材所需的最小屈服极限σs，由σs值选定套管钢级。c.若已知所用套管钢级（已知σs）、壁厚（可计算径厚比D/t），检验套管的安全性：先求出Pr/σs，再根据K，D/t值由图查得套管产生破坏时的Pc/σs，若Pc/σs＜Pr/σs，则套管强度不够，将导致套管的非正常损坏；若Pc/σs＞Pr/σs，则套管是安全的。d.套管强度设计时，假设套管内压为零即按全部掏空计算，若套管内压不为零，则其抗均匀外压的强度要大大提高。但当套管外压为非均匀分布时，增加内压套管强度增加不明显。（3）扩孔技术1）随钻扩孔与钻后扩孔相结合的方案。盐膏层上部地层采用Φ311.15mm钻头钻进，自盐膏层顶界以上60m处开始采用领眼钻头为Φ241.3mm的偏心扩孔工具随钻扩孔，扩孔尺寸Φ374.65mm。2）钻后液力扩孔方案。先使用Φ311.15mm钻头钻进，钻过盐膏层后，使用液力扩孔器专门对盐层扩孔，要求平均井径扩大至Φ349.25mm。

在集团公司“稳定东部、加快西部、发展南方、开拓海外”的资源发展战略的指导下，钻井系统坚持以油气勘探开发需求为目标，依靠科技进步，加强技术攻关，积极引进国外先进技术与装备，注重技术集成与配套应用，钻井技术整体上得到稳步提高，逐步发展并完善了具有中国石化特色的、适应不同类型油气藏勘探开发的钻井工程技术系列，为油气储量产量稳定增长、增加效益、降本增效起到了重要的促进和工程技术支撑作用。“十五”以来，随着一批成熟技术的不断推广应用，大大提高了钻井技术水平，扩大了勘探领域，提高了勘探开发效果。优快钻井技术广泛应用，提高了钻井速度；定向井、丛式井钻井技术成为常规技术，在生产中广泛应用；规模应用复杂结构井钻井技术尤其是水平井技术，提高了油气产量，降低了开发成本；欠平衡压力钻井配套技术的推广应用，引进配套了20多套欠平衡装备并实现了国产化，编制了我国第一部欠平衡钻井行业标准——《欠平衡钻井技术规范》；深井钻井技术获得长足进步，复杂深井钻井速度加快；钻井液技术进步明显，油气层保护技术不断创新完善；固井完井技术不断提高；钻井装备、工具、测量仪器研发技术更加成熟。同时，一些攻关技术取得突破性进展，初步显示了良好的应用前景。通过多年的攻关研究并引进先进工具，分支井钻井技术得到了初步应用；大位移井钻井技术取得突破，具备了钻探水平位移达4000～5000米大位移井的能力；气体钻井试验取得良好效果；地质导向钻井配套技术研发获得成功；超深井钻井和实体膨胀管技术取得突破性进展；钻井信息技术也初见成效。另外，套管钻井技术先导性试验、旋转导向钻井技术、自动垂直钻井技术、全过程欠平衡钻井技术等4项前沿技术攻关，取得了实质性进展。我国第一套自主研发的机械式自动垂直钻井工具在雷北1井的试验成功，标志着自动垂直钻井技术达到国内领先水平；在大牛地气田大平3井实现了静止欠平衡作业，自主研发的井下套管阀，性能指标已达到国外进口产品水平，具备了现场试验的能力。

中国石油集团钻井工程技术研究院是在经过认真、充分、科学研究论证的基础上成立的。2004年底，集团公司成立课题组，开展“成立中国石油集团钻井工程技术研究院可行性”研究，在课题组经过大量调研、细致分析和研究的基础上，2005年7月12日集团公司召开总经理办公会研究决定成立中国石油集团钻井工程技术研究院。2005年9月16日集团公司成立筹备组，开始筹建。

简介：邯郸市信发钻井技术服务有限公司成立于2014年04月25日，主要经营范围为钻井技术服务、农业水利灌溉系统管理服务等。法定代表人：赵海发成立时间：2014-04-25注册资本：2000万人民币工商注册号：130400000144288企业类型：有限责任公司(自然人投资或控股)公司地址：河北省邯郸高新技术产业开发区友谊路10号新科园西区16-1-03号

看你的机器能力！砖头！地层！技术！深度！水位！或返水最好！各方面把！二十四小时有很好的提高效果！原因很多！不过深度过深建议还是慢点的好！事故就是最慢的钻进速度

很有前途，国家紧缺该类人才，就看你愿不愿以吃苦啦。

自动化钻井是现代钻井的最高水平，是一个多世纪以来全世界石油钻井界一直追求与奋斗的目标。在自动化钻井过程中，井下闭环钻井技术是实现自动化钻井的关键，它代表了当今钻井井眼轨迹控制技术的最高水平。井下闭环钻井技术主要是指：钻井井身轨迹控制完全可以离开人的干预，井下信息的测量、传输和控制指令的产生、执行完全可以自动进行。中心电脑安放在井下，钻进过程中测量的信息首先传给井下中心电脑，经分析比较后发出指令，控制井下可控工具的工作状态。在井下测量信息传给中心电脑的同时，还要传给地面的计算机进行模拟研究，用来监测井下的作业效果。井下工具能根据实时测量的结果，及时采取相应的措施，使钻头沿着设计的轨迹钻进，并具有较好的适时应变能力，减少了调整轨迹所需的时间，保证了钻井的精度和准确性，实现了自然中靶的功能。为了实现井下闭环钻井，必须有先进的井下无线随钻测量仪器（MWD、LWD等）和功能较强的井下可调控工具，同时还要有性能很好的井下微电脑，并要求电脑能承受井下的恶劣工作环境。除实现井下闭环钻井技术外，自动化钻井还必须解决另外的三个问题：第一是地面钻机的自动化，即钻井地面作业的自动化操作，国外早在1994年就生产出自动钻机的样机，近年来，国外又成功研制了各种型号的自动化钻机；第二是钻井液、水泥等液体和固体的装卸、配制和泵送的自动化（即钻井液自动化处理系统和自动化固井等）；第三是钻井专家系统，该部分在综合各个部分的信息（即钻井时发生的情况以及钻井设计的规定）自动进行处理分析后，及时正确地发出各项指令和操作。实现钻井自动化要涉及很多方面，它是一个学科门类多、技术复杂的系统工程，目前人们所做的工作和完成的各项研究成果正在朝着实现钻井自动化的目标靠近。自动化钻井能实现优质、高效钻进；能使钻头的潜力充分发挥、钻井速度达到最快；并且能在特殊工艺井的钻井施工中用一种井下钻具组合钻完全部设计钻井井段；井筒质量好、为钻井完井作业提供保障条件；钻井时效高、成本低、经济效益好。即自动化钻井在水平井、大位移井和超深井钻进中的优越性尤其明显。我国该项技术正处在起步和分课题研究阶段，与世界先进水平尚有一定差距。自动化钻井框架图

不是美国就是加拿大

俗话说“钻头不到，石油不冒”，钻井是石油工业的龙头，钻井工程是油气勘探开发的主要手段，钻井工程的实施对于油气勘探开发的成败起着决定性的作用。 　作为勘探开发的重要一环，合理的钻井工艺、适用的钻井技术和完井方法是提高油气勘探成功率、发现油气田、提高产量、提高采收率，推动并实现油气田勘探开发经济目标的重要保证。然而，钻井工程自身所具有的资金、技术密集，高投资、高风险的特点，又为钻井工艺技术的研发创新带来了前所未有的挑战。中国石化多年来十分重视钻井工程的龙头地位，充分发挥钻井工程技术在油气勘探开发中的重要支撑作用，在老区增产、新区勘探等方面取得了显著效果，成为实施“油气硬稳定”战略的重要保障。

钻井..一个月休息一天吗？

不好干。钻井技术员是企业选出的技术干部，是井队领导成员之一，业务上直接受钻井分企业领导，负责井队工程技术管理工作，履行各项技术指令、举措和操作规程，这份工作是需要在外面经历风吹雨晒，由于长时间在野外圈子小，也看不到什么东西，是较为不好干的一个职业，但是薪资较高，在1万左右。

油气田的面积和储量被探明后，编制科学、合理、经济的油田开发方案就是一件非常重要的事了。一个油气田的开发建设成本主要是由钻井和地面建设两部分的投资构成的。国外油公司和近几年国内开发的经验证明，应用钻井新技术，最大限度地提高单井原油产量是降低石油开发成本最有效的途径。目前，这种认识已被不少国内油公司的有识之士所认同。近年来，由于钻井装备、技术的不断进步和发展，我国很多钻井公司的钻井队不仅能打直井、定向井、丛式井，还可钻各种类型的水平井、大位移井、分支井和小井眼井。特别是欠平衡压力钻井技术出现后，不少钻井公司的钻井队还可进行负压钻井，大大提高了低压、低渗透油藏的油井产量，使过去单井产量过低不能开发的储量得以动用。水平钻井技术的大面积推广应用使钻井井眼轨迹沿着油层的走向穿行，增加了油气层的泄油面积。短半径水平井解决了边、底水冒进后剩余油的有效开发，大大提高了油田的采收率，并复活了一批多年不出油的枯竭井。由于油藏描述技术和钻井施工精度的提高，水平井钻井技术被应用在1米薄油层的开发上，使有多夹层特点的低效薄油层得以有效动用，为老油田重新焕发青春开辟了一片新天地。大位移井由于水平位移长，开发海上油田可减少修建平台的数量，节约大量修建平台的资金，同时大位移井穿过油层的距离长，可大范围地控制油田的含油面积，采收率比一般的直井要高得多。在陆地钻浅海大位移井，解决了钻井船进不去，填海工程费用大的难题并可降低钻井成本。小井眼钻井因使用较小的钻机，钻机安装时占地少、设备拆装搬运方便，钻头工作时破碎的岩石少，钻井速度快，钻井液用量少，节约钻井液处理剂，大大降低了钻井成本并减少了对周围环境的污染。综上所述，在编制一个新油田开发方案时，钻井井型的选择和钻井新技术的应用将是油公司决策者需要认真考虑和研究的一件大事。水平井横穿薄油层

11世纪，我国顿钻井技术传入西方后，西方对设备和工艺进行了改进和更新，特别是在18世纪60年代的工业革命时期，机器的大量使用逐步代替了手工业的操作。而在我国明万历年间（公元1573—1620年）及其以后的300多年里，钻井技术则进入了衰败期。1936年，为了寻找四川地区的油气资源，从德国购买了四部旋转式钻机，该钻机为德国汉内尔厂制造，钻机的可钻深度为1200米，这种钻机当时在世界上还是比较先进的。1937年10月，在四川省巴县的巴1井开钻，1939年11月，在井深1402米的三叠系上部地层中发现了天然气，这是我国利用旋转钻井技术打成的第一口天然气井。1936年9月，我国和苏联在新疆合办独山子油矿，从苏联运来蒸气驱动的旋转钻机3部。1940年玉门也开始使用旋转钻机钻探深部油气，当时由于缺乏钻高压油气层的技术和装备，不会使用重泥浆，致使多口井发生强烈井喷，使地下的油气资源受到破坏，引起当局重视并采取了一系列重大措施。从1942年开始，玉门相继派出多人去美国、伊朗学习钻井技术，1942年8月，还聘请了美国德士古石油公司的钻井技师和司钻来帮助工作。1943年是玉门油矿钻井技术大发展的一年，也是具有重大转折的一年，当时从美国和东巴林岛购回一批钻井防喷器和测井仪器，自己加工制造了泥浆搅拌器、泥浆槽、沉淀池等，使钻井的装备得到很大改善。50年代，玉门油矿以钻井为龙头，建成了我国第一个石油基地，一度撑起全国石油工业的半边天，并培养出了中国第一代石油钻井专家，他们是：董蔚翘、童宪章、史久光、靳锡庚、蒋麟湘、彭佐猷等人，四川有王显文、周士尧、孙自全等。1937—1949年的12年，是我国石油钻井技术的启蒙阶段也是创始阶段。新中国成立前，我国共有旋转钻机30台，用旋转钻机钻井95口，钻井总进尺约53000米，其中，最深的井为1453米，石油钻井的地区主要集中在陕北、玉门、四川和新疆独山子四个油气田。

由陈宝万编写的《钻井和完井》一书，总结了钻井技术的“四字”发展方向，耐人寻味。所谓 “四字”发展方向，即：向“横”的方向发展，打丛式井、延伸井等；向“深”的方向发展，钻深井、深水钻井；向“小”的方向发展，进行小井眼钻井；向“巧”的方向发展，多底井钻井、欠平衡钻井等。

为了开发石油和天然气，我国古代劳动人民在生产实践中逐步发明创造了一整套钻井技术。远在战国时期，我们的祖先就已开凿较深的井，自汉代以来，劳动人民进而推广和改进了钻井机械。我国在公元前211年钻了第一个天然气气井，据有关资料记载深度为150米。在今日重庆的西部，人们通过用竹竿不断地撞击来找到天然气。天然气用做燃料来干燥岩盐。宋代的深井钻掘机械已形成一项相当复杂的机械组合。普遍废弃了大口浅井，凿成了筒井。至明代，钻井机械设备和技术有了更进一步的发展。据明代学者曹学佺的《蜀中广记》记载，东汉时期，“蜀始开筒井，用环刃凿如碗大，深者数十丈”。我国古代的天然气开采技术是比较先进的，比如小口深井钻凿法，套管固管法，笕管引气法，试气量法和裂缝性气田的钻凿等技术，均为世界首创。我国钻井技术的起源和发展与制盐业有着密切的联系。第一座盐井出现在古巴蜀地区，即现在的四川地区。当时四川的运输业极不发达，海盐很难运到地处内地、道路艰险的四川。但古代巴蜀人发现自己的脚底下就蕴藏着丰富的岩盐和含盐分很高的卤水，他们即因地制宜，开采地下盐以食用。四川人称食盐为“盐巴”。在四川，产盐的地区主要集中在自贡地区，井架林立的自贡因此有“盐都”之称。采盐的需要促进了深井钻探技术的发明和发展。钻井深度越来越深，钻透盐层再往下便是天然气层，卤水制盐需要熬制，使用当地天然气作燃料既方便又经济。由此可见，天然气就是在深井制盐业的促进下开发的，两者的发明基本上是同时出现。由于天然气层较深，要开凿气井必须有优良的钻井设备。我国当时已有先进的铁制业，为钻井提供了铸铁造的钻头。动力则用人力。人先跳到杠杆的一端把钻头抬高，再跳下来使钻头砸下去。钻井用的竹缆是由竹条制成的。竹缆具有很强的抗拉强度，与一些钢缆的抗拉强度相当。而且竹缆有极好的挠性，容易绕在钻头提升鼓上，而且遇水后强度增加，恰好用来冲击岩石。在不断的劳动实践中，古巴蜀人民发明了一系列专用的钻井工具，总结出一整套钻井技术，开凿出一大批很深的天然气井。这些深井钻探技术迅速传播开来，被世界各国仿效采用。盐的生产在我国历史悠久。据研究考证，夏代时已产盐，主要为海水煮盐，主产于福建沿岸等地。殷商时期，规模扩大，不仅有海水制盐，而且有湖水制盐，不仅有制盐工人，而且有管盐的“盐人”。战国时，有池水制盐，也有井卤煮盐。表明我国是世界最早的产盐国。据《华阳国文·蜀志》记载，四川省临邛即现在的邛崃县制井盐，“井有二水，取井火煮之，一封水得五织盐”。“二水”即卤水，“井火”就是天然气。这里是世界最早制井盐的地方。

欠平衡钻井技术以空气钻井为先导开始于20世纪50年代，采用空气压缩机向油井内注入空气和水的混合物。在90年代，不断完善的欠平衡配套设备和技术有：井口旋转控制系统、高压注气系统、地面分离系统、监测仪表系统、支持软件系统，使得欠平衡技术在美国、加拿大、欧洲被广泛采用，从而在世界范围内形成一股欠平衡钻井热潮。我国欠平衡钻井技术早在20世纪60年代，进入90年代以来，我国欠平衡技术加速发展，尤其是塔里木油田解放128井、轮古系列井欠平衡钻井的成功，将我国欠平衡钻井推向了一个新的阶段。3.3.4.1 欠平衡钻井技术的分类和分级（1）欠平衡钻井类型按工艺分类：可分为液相（水基、油基钻井液）和气相（空气、氮气、雾化、泡沫、充气）。欠平衡钻井技术对应的密度为：1）气体钻井，密度的适用的范围0～0.02g/cm3。2）雾化钻井，密度的适用的范围0.02～0.04g/cm3。3）泡沫钻井，密度的适用的范围0.04～0.6g/cm3；井口加回压时可达到密度的适用的范围0.8g/cm3以上。4）充气钻井，密度的适用的范围0.7～0.9g/cm3；部分地区还更高。5）油包水或水包油钻井液钻井，密度的适用的范围0.8～1g/cm3。6）淡水或卤水钻井液钻井，密度的适用的范围1.0～1.30g/cm3。7）常规钻井液钻井，密度的适用的范围大于1.10g/cm3。8）泥浆帽钻井，用于钻较深的高压裂缝储层或高含硫化氢的气层。目前使用的欠平衡钻井技术主要有以下几种：气相欠平衡钻井、气液两相欠平衡钻井、液相欠平衡钻井。（2）欠平衡钻井分级美国钻井承包商协会欠平衡作业委员会为给工程技术人员选择合适的设备和相应的方案，制定了欠平衡油井分类系统标准。该分类系统标准把风险油井分为6级，从0～5。每一级下又分为A和B两类。具体分类情况如下：0级：只提高钻井效率，不涉及油气层。1级：油井靠自身压力无法自流到井口，油井是稳定的，从井控的角度来看风险较低。2级：油井靠自身压力可以自流到地面，如发生灾难性设备失效，可以采用常规压井方法进行处理。3级：不产油气的地热井。最大关井压力小于欠平衡设备的承压能力，如发生灾难性设备失效会导致严重后果。4级：有原油产出，最大关井压力小于欠平衡设备的工作压力，如发生灾难性设备失效会立即导致严重后果。5级：最大注入压力大于欠平衡作业压力，但小于防喷器的最大承压能力，灾难性设备失效会立即导致严重后果。3.3.4.2 欠平衡钻井设备及工艺（1）欠平衡钻井常规设备1）地面设备：包括旋转防喷器、单（双）闸板防喷器、节流管汇、四通、液压控制阀、液气分离器、压井重浆罐、撇油罐、储油罐、各种高（低）压硬（软）管线、防回火器、点火管线和自动点火器等。2）井下工具：包括箭式单流阀、投入式止回阀、钻杆上（下）旋塞、六方钻杆、旁通阀等。3）其他设备：包括无线通讯设备、有害气体报警及防护设备、防火防爆设备等。目前能够完成全过程欠平衡钻井的设备分两类，一是井口强行起下钻装置，用它来克服管柱在起出末期或下入初期时井内的上顶力；二是井下封井器或井下套管阀，它可以完成井下关井，使井口在不带压的情况下完成管柱起下。（2）气体钻井设备1）设备能力的要求。气体（雾化）钻井设备根据所施工的井眼尺寸、井深和采用的钻具尺寸、井眼出水情况等因素的不同，要求设备的能力有所不同，需要针对具体情况进行分析，以便确定设备的类型、参数和能力。根据气体钻井计算软件计算气体钻井参数结果见表3-8。2）气体（雾化）钻井设备的组成、作用和流程。气体钻井需要配备的设备，除了井口压力控制设备——旋转防喷器外，还需要一些特殊的设备，这些设备的不同组合，可以满足不同钻井方式的要求（表3-9）。气体钻井设备及循环流程如图3-119。3.3.4.3 欠平衡钻井设计（1）一般原则井底负压值的大小因地区的不同而各异，根据邻井的单位压差下的油气产量、地面设备的处理能力、期望的随钻产油量、井眼稳定性要求、现场设备运行稳定性情况以及施工人员的业务水平等几个方面的原因综合考虑。在设计时一般遵循以下几个原则：表3-8 气体钻井不同井况所需的气量表3-9 气体钻井所需设备图3-119 气体钻井循环流程图1）井底负压值下限是零，上限为地层孔隙压力与地层坍塌压力之差。2）液相欠平衡钻井技术井底负压值设计应尽可能小，以降低井口压力，井底负压值一般取在1～3MPa之间。3）气体和雾化钻井，井底负压值不作特别设计。4）泡沫和充气钻井，井底负压值设计余地较大，有气相存在，井底负压值可设计得大一些，防止出现过平衡。立管充气钻井，井底负压值应考虑大于2MPa。5）负压差是保证欠平衡钻井成功的重要参数，负压差设计应从井口装置、套管承压能力、旋转控制头的性能、井眼的稳定性、地面对产出液量分离能力等多个方面进行综合考虑。（2）气体钻井设计1）空气钻井段选择。地层的力学稳定性、出气、出水、出硫化氢情况是决定空气钻井技术能否正常应用的重要因素。空气钻井使用条件是井壁稳定，地层不出水或出水量不大，不含烃类物质或烃类物质含量不高，不含H2S。A.井壁稳定性分析。地层井壁稳定性分析是实施空气钻井的一个先决条件之一。根据已钻井地质资料分析地层砂、泥、页岩成分，地层砂岩石英含量、胶结程度，分析满足实施空气钻井的技术条件。B.地层出水分析。根据已钻井资料，分析地层有无出水现象及出水程度。C.地层出气分析。为确保空气钻井顺利实施，需要对空气钻井施工井段地层压力和出气情况进行评估。D.地层H2S分析。空气钻井主要立足一次井控，强化二次井控，杜绝井喷失控。基于国内常规泥浆钻井经验，遇见硫化氢气层的可能性有但不是十分严重，但需要高度重视。只要钻井过程中发现H2S显示，就必须停止空气钻井。E.适用井段确定。对地层井壁稳定性、出水情况和地层出气情况综合分析，选出最适合空气钻井的井段。要求在空气钻进时加强地层监测，做到水层、气层及时发现、及时处理。2）主要参数的确定。气体钻井水力参数计算模式有四种：Angel理论推算法、Ikoku等人的考虑岩屑下沉的计算方法、Adewumi等人由流体力学推导的计算方法、Supon等人的试验回归方法，目前在气体钻井参数设计时使用的是基于以上一种或几种模型的计算机软件。气体钻井的两个重要参数是井底压力和气体流量，必须在井底保持足够压力以克服悬浮固相的重力和摩擦力所引起的压降。由于最小浮力可能发生在井底和钻铤与钻杆连接处，因此这两处必须确保气体速度，气体钻井要求的最优气体速度取决于颗粒直径。除了上面两个参数外，影响气体钻井的参数还有钻速、岩屑尺寸、地面大气压力、温度等。3.3.4.4 空气钻井施工（1）气举在实施空气钻井前，钻柱下至井底后，从高压管线注气口经由高压管线、钻柱把井内钻井液用压缩空气举升出来，气举时一般使用2台空压机（排气量54.4m3/min）和1台增压机（排气量60m3/min）。控制注气压力略大于井筒内液柱压力，并通过调整节流阀控制井口回压的方法，防止井口喷涌量过大或超过液气分离器额定压力，逐步将井筒替空。气举完成后，必须使用压缩空气继续清洗、干燥井筒，待返出的气体干燥后，方可开始钻进。（2）空气钻进在Φ314.1mm或Φ316.5mm井眼中，一般使用4～5台空压机进行空气钻进，排量100～130m3/min，注气压力1.5～2.5MPa，正常情况下（除气举、地层出水）不使用增压机，当注气压力超过空压机的最大工作压力时（2.5MPa），才启动增压机。钻出的岩屑成粉末状，扭矩较常规钻井大；根据返出的岩屑颗粒大小、比例和湿润程度以及注气压力、扭矩变化、上提下放阻卡情况判断井下出水和井壁失稳等异常情况，依严重程度不同，分别采取增加循环时间、增大注气量、转换成雾化钻井、泡沫钻井直至钻井液钻井等措施和方式。在气柱作用于井下的压力微乎其微的情况下，关键是做好气体检测、硫化氢检测和井控工作，准确及时检测返出气体中的组分变化，尽可能控制井下燃爆，防止出现井下事故。（3）起下钻在非产层实施气体钻井起钻前充分循环将钻屑携带干净，停止向井内注气，待环空压缩气体返出后，敞开井口正常起钻，起钻时要注意卸放止回阀下面钻具内圈闭的压力，下钻时正常下钻，下钻到底后在钻具顶部接止回阀后恢复钻进；在产层实施气体钻井，如果井口有压力需要通过旋转防喷器起下钻，钻具重量不能克服上顶力时，需要使用不压井起下钻装置或使用井下套管阀进行起下钻。（4）转换钻井液发现以下情况之一时，应考虑将空气钻井改为常规泥浆钻井：1）地层出水，地面表现为见液滴。2）返出气体全烃含量连续超过3%。3）返出流体中H2S含量连续超过5mg/m3。4）扭矩、摩阻突然增大或起下钻困难影响钻井安全。5）井斜大于设计要求且纠斜效果差。如果空气钻井施工现场配备有雾化、泡沫钻井设备，那么当钻遇地层出水时可以视出水大小及时转化为雾化或泡沫钻井。在空气钻井施工现场，详细制定了空气钻井转化为泥浆钻井的原则、方法和具体实施步骤。在进行泥浆转换过程中，严格执行了空气钻井转换为泥浆钻井技术方案。3.3.4.5 欠平衡钻井技术应用实践（1）在南方地区应用中国南方海相气体钻井技术主要应用在陆相地层。在陆相须家河组以上地层开始实施空气（雾化）钻井以来，取得了非常好的效果，机械钻速提高了5～10倍。（2）在塔里木地区应用从1998年以来，在塔北地区奥陶系碳酸盐岩地层钻井施工欠平衡井次达60余口，井别涉及生产井、评价井、探井、定向井、水平井及侧钻水平井，较好地解决了塔北地区奥陶系碳酸盐岩储层钻井漏失等工程问题，显著地提高了油气产量和钻井机械速度，提高评价井、探井的油气发现概率，产生了显著的社会、经济效益。

石油的重要性直接关系到我国的国防和安全，同时也在国民经济的发展中发挥着重要作用。石油钻井工程技术随着科技的发展不断改进，能够更好的保证石油的开采。随着智能化信息技术的发展，石油开采也要不断改进技术以适应发展需求，才能有效发挥钻井技术的作用，提高石油开采的效率。本文对石油钻井工程技术的发展现状及挑战进行重点分析，对常见的一些钻井工程技术进行分析并阐述未来的发展趋势。关键词：石油钻井工程技术应用探讨1石油钻井工程技术发展的现状目前在国际市场上石油产业不断发展，对钻井工程的数量和质量有了新的要求，需要不断扩大工程的规模以及提高钻井的技术水平。石油产业的发展一方面带来巨大的经济利益，为各行各业的发展奠定基础，另一方面也对环境造成了污染。从国际整体环境来看，经济危机也给石油发展带来挑战，新的石油企业不断涌现，石油企业之间的竞争日趋白热化。我国在石油开采方面的发展整体品质不高，环保目标难以实现，给环境带来了巨大的压力。我国的石油开采技术还有很大的发展空间，经常会遇到一些难题，与西方国家相比存在较大差距。在钻井工程地下进行作业时，钻井设备在这个过程中速度慢、效率低、温度高，这种特点会损害钻井设备或者开采仪器。2石油钻井工程技术面临的挑战2.1资金投入不足石油开采需要投入大量的成本，石油钻井技术的发展离不开资金的强大支持，否则会直接影响石油的开采。虽然每年会投入很多资金用于石油开采，但是资金的投入量并不足以支持不断发展的新技术，资金没有用到刀刃上造成利用率低。与此同时，石油钻井工程技术的创新也需要不短研发投入，资金投入的不足会影响到石油钻井工程技术的研发和进一步发展。2.2与国际接轨时间短我国的石油开采与国际企业的合作时间比较短，在国际竞争环境中的优势并不明显，相关法律体系以及管理制度还没有实现与国际接轨，为了能够符合国际标准，需要付出更多的成本。2.3石油企业管理体制缺乏灵活性石油作为一个国家重要的能源，一般都是由国家进行控制，很少允许私自开采，国家控制会使得企业之间的竞争压力小，不能灵活实施相关决策，导致管理体制缺乏灵活性，每做出一个重大决策都要经过层层审批，受到很多因素制约，管理决策直接影响了合作的时效性，进而影响企业在国际上的合作。3石油钻井工程技术分析石油钻井工程技术涉及到的内容比较多，不能进行全面的介绍分析，具体以下面的几个技术为例进行简要介绍：3.1井下自动化技术我国的井下自动化技术取得了重大突破，研制出了电磁波式EM-MWD、有线随钻测量仪以及无线随钻测量仪等，这些技术的熟练应用使我国石油开采的自动化水平有了很大提高，节省了人力资源。3.2小井眼钻井技术小井眼钻井技术的应用很成熟，还研制了专门的钻头和不同的钻井液，以应对不同的结构。小井眼钻机占地面积小，井眼是常规井眼的一半，施工机具大幅度下降，对环保有力。3.3石油深井以及超深井钻井技术目前该技术已经形成了完善研发体系，并且在我国200多个石油井中得到应用，海洋丰富的石油资源以及陆地石油的过度开采使得深井技术得以推广应用，在这个过程中深井技术也在不断完善和发展。4钻井技术的发展趋势4.1人才战略发展方向加大科研人员的培养符合人才战略发展方向，二十一世纪以来各行各业都迫切需要配备高素质的人才以适应市场竞争。石油钻井工程技术涉及的内容比较复杂，对人才综合素质要求很高，尤其是科研人员，科研水平的提高才能提高企业的整体科技实力，钻井技术得到创新，为石油开采提供技术基础。4.2发展方向趋于智能化、信息化以及自动化目前监控技术的应用越来越广泛，尤其在以太网快速发展的情况下，既能够对钻井和地层的情况进行实时监控，又能节约建设成本。在4G网络盛行，5G网络兴起的背景下，通过互联网与卫星对钻井工程进行远程监控，能够保证画面的清晰度和时效性，实时传递石油开采的情况，便于及时发现问题，保证开采过程的安全高效，也便于石油企业进行应急处理。石油开采的智能化、信息化是必然趋势，判断钻井工程的地理位置以及整合计算各项数据都不再单纯依靠人力，更多的是通过计算机进行仿真模拟计算，通过智能化的管理把石油开采的各个流程确定下来，并用数字化进行描述，智能化、信息化应用的典型代表是三维成像技术。4.3向可持续方向发展向可持续方向发展，要更加注重石油开采的可持续性。首先，要积极采用新技术和新方法，比如小井眼钻井、垂直钻井技术以及防钻地震技术等，这些技术和方法对于提高钻井的效率和水平具有非常重要的作用，减少对地层的破坏。其次，安全和环保问题引起了广泛重视，朝着QHSE方向发展，石油钻井工程技术的不断研发给石油安全开采提供了更大的可能性，也会减少不必要的消耗，减少钻井废弃物的产生，起到保护环境的目的。最后，注重对油气层的保护，用新型无污染的化学添加剂取代传统的化学添加剂，既实现对油气层的保护，又保护环境减少化学污染。4.4深海石油钻井从现阶段来看，我国的石油开采工作正处于后期阶段，陆地没有发现大规模的油田应对未来的石油需求。海洋蕴藏着丰富的石油资源，但其开采具有一定的难度，尤其是对深海石油的开采，这是一个漫长的过程，需要付出大量的人力、物力、财力和技术支持。目前正加紧研发深海石油钻井的相关技术，并且取得了一定的进展，包括深海定位、大位移井、喷射下导管以及随钻测井技术等，这些技术保证了深海石油的开采。5结束语综上所述，石油作为重要的能源发展不容忽视，要重视钻井技术，用高质量高效率的技术进行石油开采的工作。但是石油的开采技术也遇到了比较多的困难，尤其是矿井工程技术。石油钻井工程技术的研究与完善能提高石油开采的效率和质量，减少石油开采过程中造成的资源浪费，对石油开采的可持续发展具有重要意义。以上由中达咨询搜集整理更多关于工程/服务/采购类的标书代写制作，提升中标率，您可以点击底部官网客服免费咨询：https://bid.lcyff.com/#/?source=bdzd

井下动力钻井技术是钻井技术的又一次技术革命。常规转盘钻井施工原理是：动力机通过传动装置驱动转盘，转盘通过方钻杆使钻杆柱旋转，而钻杆最下端的钻头随着转动。井越深，钻杆柱越长，钻头得到的扭矩也越小。而井下动力钻井技术，则是钻杆不转动，钻井液从钻杆柱中间流下去，推动井下动力钻具转动，从而带动钻头转动。它不受井深的限制。井下动力钻具可分为涡轮钻具和螺杆钻具两种。苏联以研发涡轮钻具为主，欧美国家则以螺杆钻具为主。目前，螺杆钻具应用更为广泛。涡轮钻具与孕镶金刚石钻头配合，钻高温高硬地层具有较好效果。螺杆钻具在我国已得到广泛应用。

水平井钻完井技术是页岩气规模开发的关键技术，页岩气几乎都采用水平井开采。水平井钻完井技术，包括欠平衡、空气钻井、控制压力钻井、旋转导向钻井、钻井液配方、有效固井等技术，也包括同井场利用滑移井架钻模式钻探多口水平井技术。水平井与直井相比，其优势在于：①成本为直井的1.5～2.5倍，单井控制储量是直井的3～4倍；②水平井与储层裂缝相交机会大，明显改善储层流体的流动状况和增加泄流面积；③减少地面设施、占地面积，延伸可采范围。

水平井钻井技术是利用特殊的井下动力工具与随钻测量仪器,钻成井斜角大于86°，并保持这一角度钻进一定长度井段的定向钻井技术。在油气田开发中，水平井可以增加裸露出油面积，数倍地提高油气产量。水平井钻井技术包括随钻测量技术、井眼轨迹控制技术、井壁稳定技术、钻井完井液技术等。从垂直井段转变为水平井段的曲率半径越小,施工难度越大。水平井按曲率半径分，可分为长半径水平井、中半径水平井、短半径水平井、超短半径水平井。按照井的类型分，可分为常规水平井、套管侧钻水平井、分支水平井。按照水平井的用途分，可分为生产水平井、注入水平井、横向勘探水平井。水平井钻井技术起源于20世纪的30年代，发展于80年代。全球每年钻各种水平井在20000口以上。在国内，以胜利油田、辽河油田、新疆油田、长庆油田、塔里木油田等为代表的一些油田，也广泛应用水平井钻技术，开发各种油气藏，每年钻各类水平井2000余口，并都见到较好的效果。

旋转导向钻井技术是20世纪90年代出现的一项尖端自动化钻井新技术。它的出现是世界钻井技术的一次质的飞跃。旋转导向钻井技术的核心是旋转导向钻井系统。它主要由井下旋转自动导向钻井系统、地面监控系统和将上述两部分联系在一起的双向通信技术组成。它具有钻进时摩阻与扭阻小、钻速高、成本低、建井周期短、井眼轨迹平滑、易调控并可延长水平段长度等特点。旋转导向系统按其导向方式可分为推靠钻头式和指向钻头式两种。

水平井钻井技术是利用特殊的井底动力工具与随钻测量仪器一种钻井技术。

大位移钻井技术是20世纪80年代后期在国外逐步兴起的一项钻井新技术。90年代末，中国海洋石油将这项新技术成功用于开发边际油田和一般油田，以减少生产平台建设费用。所谓大位移定向井是指水平位移与垂直深度之比大于2的定向井，通常比值接近2的定向井也称为大位移井。大位移钻井技术是在定向井技术基础上发展起来的。我国海上石油从1968年开始在渤海湾钻丛式定向井。当时定向工具是涡轮钻具＋弯接头＋扶正器，地面钻具划线法人工计算定向。造斜段每钻一个单根或立柱起钻电测井斜和方位，精确度低、效率低、风险大。造斜达到设计最大井斜后才改用稳斜钻具钻进。1968～1975年运用这套原始技术在渤海多座平台上钻定向井数十口，使当时海洋丛式井钻井技术在国内处于领先水平。1976年从国外引进了单点照相测斜仪和戴纳（DYNA）井下动力螺杆钻具，从此由井下定向代替了地面定向，提高了定向精度和钻井效率，使定向钻井技术走上了一个新阶段。1979年运用新的定向工具在渤海8号平台上钻定向井12口，平均井深3321m，最大水平位移1184m，平均建井周期55天，创造了国内新水平。1980年中国海油对外合作后进入了大规模油田开发期，陆续引进先进的定向工具。1982年渤海埕北油田定向井使用戴纳和纳威（NAVI）钻具，有缆随钻测斜仪（DOT），进一步提高了钻井效率。埕北油田A平台28口定向井，平均井深1857m，平均建井周期17.37天。1985～1989年先后引进有线随钻测斜仪 SST、电子多点测斜仪、抗磁性干扰测斜仪（SRD）、陀螺测斜仪（BOSS）、无缆随钻测斜仪（MWD）等先进仪器和戴纳及纳威钻具，使定向工具达到国际水准。并对定向钻井人员进行国内外培训，使海洋定向井技术进入现代化水平。至90年代后期，在涠洲10-3、渤中28-1、锦州20-2、绥中36-1等油气田完成定向井数百口，其中不少井为大斜度井和较大位移井。1991～1992年还分别钻成渤中28-1-N6H和涠洲11-4-A13两口水平井。1993年海油南北定向井专业队伍合并，成立海洋定向井技术服务公司，进一步加强了技术引进和开发工作。先后引进导向马达（AKO）、Land mark定向井应用软件，对导向钻井技术、三维大位移钻井技术、水平井技术等进行攻关，并取得突破性进展，使导向钻井技术必备要素成龙配套。首先完善了导向钻具组合，PDC钻头＋可调弯角大功率导向马达（AK0)＋随钻测斜仪（MWD），其次应用定向井计算机专用软件包，同时培养了一批有经验、又掌握现代技术的定向井工程师，为导向钻井技术的应用打下了基础。从1995年起导向技术在优快钻井和密集型丛式钻井中发挥了明显作用。在导向钻井技术成熟应用的基础上，又引进LWD，使导向技术进入地质导向钻进阶段，在平湖气田等10多口水平井钻井中应用效果良好。有了成熟的导向钻井技术，也就为大位移钻井技术打下了坚实基础，使海洋石油大位移钻井技术一上手就旗开得胜，取得一个接一个的胜利（表11-1）。表11-1　中国海洋石油大位移井统计表（至2002年）一、西江24-1油田大位移井开发技术西江24-3油田位于我国南海北部珠江口盆地，水深100m，由中国海油与菲利普斯及派克顿公司合作开发。距该油田东部8km的西江24-1油田含油面积4.2km2，探明地质储量465 ×104m3，油层埋深2500～2800m，是1985年发现的油田。发现井试油日产1905m3，采油指数高达370m3/d.MPa，具有高渗透率、流动性好、不出砂、充足的水体能量，不需注水采油等优点。但是，按常规方法建生产平台或水下井口则无开发价值。直到1995年根据合作伙伴菲利普斯在英国北海钻大位移井的经验和BP公司钻成位移超过8000m开发井的启示，产生了从西江24.3油田生产平台上钻大位移井到西江24-1油田进行开发的新思路。经论证此方案开发费用只需常规开发费用的38%～48%。1996年中国海油成立大位移井钻井工程专家组，分别对油藏模拟、开发计划可行性、大位移井可行性等三大项14个专题进行深入细致的研究和评估。对综合钻井生产平台、钻机负荷、动力需求、摩阻、扭矩、测量技术要求、井眼稳定与清洗、钻井程序、水力参数等进行反复调研与实验分析，得出了详尽的数据报告，依据可靠的研究，制定出钻机改造计划、钻井计划及实施方案。经过缜密组织和准备，1996年11月西江24-3-A14大位移井开始钻井作业，次年6月完井并投产。井深9238m，建井周期101天，垂深2985m，水平位移8062.7m，位垂比2.70。最大井斜角86.2°，中靶半径45m。降斜段钻穿14个砂岩油层，地质储量增加近1倍，达到875×104m3。该井创3项世界第一纪录：①最大水平位移8062.7m；②311.1mm 裸眼井段长5032m；③MWD/LWD实时传输接收讯号深达9106m。该井还创造了两项世界第二纪录：①井深9238m；②244.5mm 套管下深6752m。（一）西江24-3-A14大位移井钻井工程难点a．井深：设计9450m，实钻9238m，前所未有；b．“S”形井身剖面，井眼轨迹控制难度大；c．裸眼井段长，最长5032m，维持井壁稳定、套管防磨难度大；d．地质条件复杂：有大段水敏性泥页岩，钻遇断层和砂泥岩应力段；e．靶心直径要求高：设计152m，实际90m;f．井斜大（设计最大斜度79.14°，实际86.2°）、裸眼长，井眼清洗难度大；g．安全固井和完井难度大；h．设备需长时间高负荷运转，扭矩最大达69147N·m，大钩负荷最大达3825kN，井架最大负荷680t，最大排量5.7m3/min，最高泵压47MPa。该井虽然难度大，但在专家们共同努力下，顺利完成钻井作业并成功投产。投产后日产原油稳定在1000t左右，半年多时间就收回全部投资2261万美元。在西江24-3-A14井成功的鼓舞下，1999～2002年又从西江24-3油田平台向西江24-1油田钻成4口大位移井，井深8610～9189m，垂深2820～2851m，最大井斜78°～84.50，位移垂深比2.65～2.82。且井越打越快，最快的A18年完井周期89天。投资也大幅度降低，投资最高的A17井1800万美元，最低的A18井为985万美元。（二）新工艺和新技术西江大位移井之所以取得百分之百的成功，新工艺和新技术的应用起了关键作用。应用的主要新工艺和新技术如下。1．导向工具①TRACS和AGS可遥控变径稳定器；②新型加长内喷嘴导向马达；③旋转钻进自动导向系统；④配合“PowerDrive”旋转导向工具特制PDC高效保径钻头，适应软硬地层钻进，可倒划眼；⑤液力加压系统。2．降摩阻/扭矩工具与技术①扭矩/摩阻监测计算软件；②软扭矩旋转系统；③非旋转钻杆保护器（NRDPP）；④直读扭矩指示器；⑤低扭矩、低摩阻钻井工具；⑥钻压扭矩短节。3．测量仪器与技术①高精度差率示波陀螺仪；②地面综合处理钻井录井测量讯号显示系统（IDEAL）；③MWD/LWD、（CDR+AND）/APWD等多联随钻测量及连续脉冲有效传输技术；④近钻头井斜/方位测量技术（AIM）；⑤MWD的“零间隙调控”（Zero—Gap脉冲器）和FSK(6BPS）新技术；⑥钻杆传送测井仪。4．固井配套工具①套管漂浮接箍；②滚柱式套管扶正器和螺旋套管扶正器；③自封式套管循环接头；④可切削式套管鞋；⑤斜井用可旋转尾管悬挂器。5．钻井液及其他①低毒油基钻井液；②泥浆当量环空密度（ECD）和环空返速（MTV）监测软件；③先进配套的固控系统；④液压泥浆防喷盒和钻台真空吸液装置；⑤高扭矩φ140mmS-135钻杆；⑥机械效率与分析软件包（MEL）；⑦卡钻预测软件包（SPIN）。二、歧口17～2和秦皇岛32-6油田大位移井钻井技术渤海歧口17-2油田分为东西两个高点，西高点为油田主体。距主体4km的东高点，按常规至少要布6口开发井，建一座导管架，铺设4km海底管线。开发成本高，效益低。运用大位移井技术，从西高点生产平台打4口大位移井到东高点进行开发，可大幅度提高经济效益。1999年在歧口17-2油田顺利完成4口大位移井钻井作业。井深4435～4690m，垂深1869～2082m，最大斜度76°～93.8°，水平位移3631～3697m，水垂比1.77～1.94。2001年在歧口17-2油田大位移井技术成功实践的基础上，在秦皇岛32-6油田钻成两口大位移水平井，开发该油田馆陶组油层。开创了利用大位移井技术开发单一油层、减少生产平台、降低油田开发成本的先例。秦皇岛32.6油田馆陶组油层按常规开发方案，需布生产井10多口，建一座生产平台，采用大位移水平井技术，只需钻两口井就可开发该油层，不仅提高经济效益，还缩短了油田建设周期。秦皇岛32-6-A25井，井深3038m，垂深1496m，最大井斜角91°，水平段长702m，位移1942m，水垂比1.3。秦皇岛32-6-A26井，井深3715m，垂深1492m，最大井斜角92°，水平段长981m，位移2997m，水垂比2.01。歧口17-2和秦皇岛32-6油田大位移井的成功实践，新技术新装备的应用是关键。（一）设备a．购置“HIGHG”型线性振动筛、新型离心机等固控设备，增强了固控能力。b.UE13200型绞车采用无功功率补偿技术，无新增设备情况下，使配电站负荷增加700kW，提高了绞车提升能力。c．配置高强度139.7m钻杆，不仅保障了钻具安全性，也提高了井眼环空上返速度，增强了钻井液携屑能力。（二）钻井设计a．与石油院校合作，进行岩石力学、井壁稳定研究，为钻井设计提供依据。b．井身结构、井眼轨迹运用计算机软件进行筛选优化。c．与国内有关单位合作研制了一套扭矩、摩阻预测分析软件，在应用实践中证明误差不超过15%，接近外国公司同类软件的先进水平。（三）钻井液自主开发出水基聚合醇（PEM）体系钻井液。具有强润滑性、摩阻系数小（0.1以下）、携屑性能强（钻屑热滚回收率达90.7%～93.2%）、对泥页岩抑制性强、对环境无毒害等优点。（四）井眼轨迹控制技术a．极软浅部地层大井眼造斜技术。300～500m井段，444.5mm( ）井眼造斜，井斜角达到70°以上进入稳斜段。b．采用MWD/LWD和井下可变径稳定器，以及计算机软件技术，实施三维井眼轨迹控制。其中，在秦皇岛32-6-A26井使用了自主研制的可变径稳定器，试用效果良好。（五）固井完井技术a.244.5mm( ）套管采用套管漂浮接箍，顺利通过大斜度井段和水平井段，下入预计井深。b．水平井尾管送入技术：适当扶正器，加重钻杆放在靠近直井段管柱上，以便增大轴向力推动尾管下行。c．水平井段裸眼砾石充填技术。d．筛管砾石充填完井技术。e．套管射孔完井技术。（六）堵漏技术采用碳酸钙封堵漏层，可酸洗或油溶解堵。三、大位移钻井技术成果显著a．经济效益可观。钻大位移井开发油田的投资比常规开发方案低，可取得显著经济效益。西江24-1油田5口大位移井，截止2002年6月底已产原油256.3×104m3，总收入3.3亿美元，累计获净现金流1.2亿美元，政府税收1.5亿美元。预计经济生产寿命可至2008年，可累计产油2810桶，获净现金流2.3亿美元，政府税收可达2.7亿美元。b．可为社会做出重大贡献。边际油田在我国海域已发现的油田中占有相当比重，大位移井技术为今后高效开发海洋边际油田闯出了一条新路，将为国家增加大量可用油气资源。c．结合大位移井钻井与完井工程实践，对大位移井的井身结构与套管柱优化设计、井下扭矩/摩阻的数值模拟与控制、井壁不稳定性评估与控制、井眼轨迹导向控制与可视化、钻头选型、钻井液及井下工具等方面取得了创新性研究成果，形成了一套具有中国海油特色和国际先进水平的大位移井钻井与完井工艺技术，标志着我国运用高新技术开发海上边际油田进入了世界先进行列。d．扩大了中国海洋石油在国内外的影响，并提高了声誉。围绕西江大位移钻井与完井工程，先后两次在广东省蛇口组织召开了来自世界十几个国家、几十家油公司及技术公司近百人的“大位移井技术国际研讨会”，表现了世界石油界对西江24-1油田大位移井开发成功的肯定及对技术成果的重视，产生了良好的效应。

专业介绍钻井技术主要研究钻井基本理论、工艺技术、生产运行和组织管理等方面基本知识和技能，进行钻井、完井、试井及井下作业、运行、维护和管理等。例如：岩心取样检测，石油和天然气开采中设计和测量确定井位、安装钻井设备测试，泥浆循环加固井壁等。开设的课程《理论力学》、《材料力学》、《流体力学》、《机械设计基础》、《钻井机械》、《钻井工程》、《海洋钻井》、《钻井仪表及自动化》、《油气层保护技术》、《常见事故分析与处理》开设的院校克拉玛依职业技术学院庆阳职业技术学院

压井为防止井喷所采取的措施，通常采用的压井办法是增大泥浆密度。将增大了密度的泥浆注入井内，使井内泥浆液柱的压力稍大于油层压力。压井要做到“压而不死”，即要把井压住，不造成井喷，又不要将油层压死。因此，应注意选择适当密度的压井液。对高压井的压井，主要用循环压井的方法。其方法有正压法和反压法。正压法是将压井液(一般相对密度为1.2的泥浆)从油管泵人，再由油管和套管之问的环形空间返出，如此不断循环，将井内稀释的泥浆排出，将井压住。反压法是将压井液从油管和套管之间的环形空间泵入，再由油管返出，不断循环，将井内稀释的泥浆排出，将井压住。当出现溢流或井喷时，向井内泵入高密度钻井液以恢复和重建井内压力平衡的作业。压井的目的是把井下油层压住，使其在射孔或作业时不发生井喷，保证试油和作业安全顺利地进行。同时又要保证施工后油层不因为压井而受到污染损害。压井时若压井液密度过大，或压井液大量漏入油层，少则影响油层的正常生产，延长排液时间，严重者会把油层堵死，致使油层不出油。如果压井液选择的密度过低不能把油层压住，在施工中会造成井喷。因此，施工中应当注意合理选择压井液的密度和压井方式，使压井工作真正做到“压而不死，活而不喷，不喷不漏，保护油层”。灌浆不是起下钻都要灌浆，而是起钻需要灌浆，原因很简单，因为钻柱起出后，井内泥浆液面肯定降低，如果长时间不灌浆保持液面高度，那么就会让井内液柱因为变短而使液柱井底压力变低，同时因为起钻过程中由于抽吸作用会形成一个负压，两者叠加，就会大大地破坏地底的压力平衡（地层压力和泥浆液柱压力之间的平衡），出现地层压力大于液柱压力的情况，很有可能出现井涌甚至井喷。下钻过程中，由于钻柱进入，不需要灌浆，相反井内的泥浆还会被挤出。这时候需要的是观察泥浆的返出量，应该基本和下入的钻具体积相符，如果出现大于或者小于井内钻具体积的情况，得考虑溢流或者井漏的可能。这些都是一个井架工应该掌握的必要知识，是作为井控安全的重要措施。蹩钻（bié）：在钻进中钻头所受力矩不均，转盘转动异常的现象。跳钻：钻进中钻头在井底工作不平稳使钻柱产生明显纵向振动的现象。停钻：停止钻进。顿钻：钻柱失控顿到井底或其它受阻位置的现象。溜钻：钻进中送钻不均或失控而使钻柱下滑，出现瞬时过大钻压的现象。打倒车：蹩钻严重时转盘发生倒转的现象。百度搜索：溜钻是司钻在不控制刹车的情况下，钻具的砸落。顿钻是司钻在控制刹车不当的情况下，钻具的砸落。 卡钻：钻柱在井内不能上提、下放或转动的现象。(卡钻包括泥包卡钻、砂桥卡钻、沉砂卡钻、键槽卡钻、垮塌卡钻、压差卡钻、小井眼卡钻、缩径卡钻、顿钻卡钻、落物卡钻、水泥卡钻等)卡点：被卡钻柱最上点。落鱼：因事故留在井内的钻具。鱼顶：落鱼的顶端。鱼尾：落鱼的底端。

洪水季节江河出现大的洪峰时，由于大坝上有小动物（蚂蚁或老鼠等）活动造成的洞穴，或修建堤坝时留下的孔隙和裂缝，都极易使大坝发生渗水、管涌、坍塌、溃堤等事故，故有“千里之堤、毁于蚁穴”的警句。在钻井施工过程中，由于井下地层的岩石中有孔隙、裂缝或溶洞的存在，使钻井液在井下地层中有了流动通行的条件。当井下地层孔隙压力小于钻井液柱压力时，在正压差的作用下钻井液就会进入地层发生漏失；当地层破裂压力小于钻井液的液柱压力时，则会把地层压裂，出现更大的漏失。钻井发生井漏的原因有天然因素和人为因素，渗透性漏失和天然裂缝、溶洞的漏失为天然的因素；而钻井施工措施不当，如钻井液密度过高、下钻过快、开泵过猛等造成的漏失属于人为的因素。除此之外，在老油田钻调整井、加密井时，由于油田长期开采使生产层的压力下降，压裂作业后使地层进一步破碎，钻井遇到这些地层时则更容易发生井漏。钻井井漏时，现场的主要显示是从钻井井口返出的液量小于泵入量，严重时井口可完全不返泥浆，井漏发生后，现场要根据井漏的情况采取不同的办法进行处理。对井下压力系统和地层比较复杂的井只能采取堵漏的办法进行处理；而对于井下压力系统单一、地层结构强度较大的井则可以采用降低钻井液密度的办法处理。在钻井现场一般对付井漏应以预防为主，尽可能避免因人为的失误而发生井漏。在钻井施工前，要尽量将漏资料收集齐全，在钻井过程中，凡是可以预防井漏的工作都要尽量提前做好。井漏会造成钻井工作的停顿或中断，严重的漏失则要贻误较长的生产时间，耗费大量的人力、物力和财力。钻井井漏得不到及时处理还会引发钻井井塌、井喷和卡钻事故，所以，预防和及时处理井漏是钻井过程中一项非常重要的工作。钻井井漏示意图

勘探钻井是所有勘探过程中投资最高的阶段，其费用是地质和地球物理勘探的数倍之多。钻井的结果将直接反映地球科学家们的研究工作是否“命中”靶区。勘探钻井费用的变化幅度很大，它取决于地理条件（陆地或海洋，接近的难易程度或极端环境的地域等），同时也取决于钻井的深度。一些裸眼钻井仅仅向地下钻进几百米，几天就可完成，其费用不足100万美元。然而，一些井则需要向下钻进5000米到6000米甚至7000米，整个钻进过程需要1年左右才能完成，所需费用就会约达1亿美元。下图为钻井设备示意图。钻井设备示意图旋转钻井原理钻头的动力来自钻塔顶部的钻井泵或钻机上的旋转台，也可能来自钻具的底部。旋转钻井是石油钻井所使用的技术。钻头被固定在一根钻杆的终端。裸眼钻井常使用带三个牙轮的钻头。需要钻穿的岩层越硬，钻头牙轮的齿就越短，也更加坚硬。对于一些超硬的岩层或用于取心的井，人们就会使用镶有金刚石的钻头。钻头所需的动力一般由地面设备提供，一部分来自安装在钻塔顶部的动力钻具，另一部分来自安置在钻具底部的转盘。在少数情况下，钻头也可以由安置在钻头上方一个孔内的涡轮直接旋转带动钻进，这项技术叫做涡轮钻井。为了减少钻杆的摩擦及给钻头润滑并冷却，人们采用高压泵将钻井液从钻杆内输往钻头。这种钻井液也起到平衡钻头穿过的地层内所含液体产生的压力的作用，这样就可以避免钻井中失控发生井喷的危险性。钻井液携带着岩屑（被钻头破碎的岩石碎屑）从钻杆外部与井壁之间的空间返到地面。一支钻井队需要几十位不同领域的专家组成。钻井工程师操作或掌管钻井进程的专家。负责设计钻井工程并对钻井工程实施连续检测和评估。他们确定套管（这是一种支撑钻井井壁的钢管）的直径、使用的工具和钻井液的类型等。司钻要保证钻井尽可能平稳地进行，他们肩负着许多责任，比如决定施加在钻井工具上的压力，以及钻井液返回地面的效率，找到最佳钻井速度，当发生磨损时更换钻头等。钻井队还有司钻、钻井液工、钻井技术员和其他工程师如专门负责为钻杆增加或减少设备，负责钻进方向、接口作业、应对钻孔事故和处理地下岩层断裂等故障。他们一起工作，尽可能安全、高效，以较低成本完成钻进任务。“油气目的层——勘探钻井的目标深埋于地下，预计这些油气藏的埋藏深度为2000米到4000米，有时可达6000米（相当于25个埃菲尔铁塔的高度）。”一旦选定了勘探区域，就必须踏勘，以确定它的边界，还应进行环境保护方面的研究。租借合同，包括合同的标题和关于土地的可通行进入权等必须得到法律授权与合理的评估。对海域来讲，必须得到法律的授权，表明管辖范围。一旦法律条款得以落实，钻井队就可以开始土地的准备工作：（1）清理、平整土地，可能还会铺设进入工地所需的铁路；（2）由于钻井时需要水，所以必须找到就近的水源（如果没有水源，可以钻一口水井）；（3）工程人员要挖一个储存大坑，用于存放钻井过程中产生的钻井液和岩屑，用塑料绳等明显标识拦起来，以免造成环境污染（如果钻井的区域属于生态敏感区，则所产生的岩屑和钻井液就必须运走——用卡车运输取代那种储存大坑）。土地准备好以后，就须挖几个孔以备安装钻机和定位主井眼。在真正实施钻井的位置四周需要挖一个长方形的孔，我们称它为“井口圆井（或方井）”。方井可以在钻孔四周为工人们和钻井所需配件的存储提供一个工作区。接下来，钻井工人就开始钻一个主井眼，常常先用一个较小的钻井车而不用主钻井设备。首先钻的钻孔要比钻孔的主要井段直径大些，也浅一些，并用一个直径较大的导管实施固定。随后，还会挖一些坑以便暂时存放设备，完成这些工作之后，就可以将钻井设备运至工地着手安装。根据钻井地点和附近的道路情况，可以采用卡车、直升机或驳船将钻具运至目的地。在内陆水域，由于没有支撑钻机的基础（如在沼泽或湖泊中钻井作业），可以将钻井设备安装在驳船或轮船上。在船底开一个孔用于钻井施工。井架（或桅杆式井架）是钻井系统的支撑。那是一种高达30米甚至更高的金属塔，它可以把钻井设备垂直立起来。在第一根钻杆的末端处，安装的就是钻井工具，一般是上面镶有坚硬钢粒或齿状三牙轮（大直径钻头）的钻头。这种大直径钻头“啃食”岩石，它只能提供较小的压力，但它的旋转速度很快，可以将岩石破碎成小碎屑。随着钻头深入地层，就再接上一根9米左右长的钻杆。它以螺纹的方式与前一根相连接，如此以往，一根接一根地向地下钻进。带有大直径钻头的钻杆装置称为钻具。对付那些极为坚硬的岩石，大直径钻头上的齿就显得力不从心。对此，就要换上镶有金刚石颗粒的单块式钻头；用这种钻头就会所向披靡，攻无不克。为了避免井壁坍塌，需沿井壁插入一套空心的钢制圆形筒，而且会从地表直插井底（与钻杆一样，它们也像无线电收音机的拉杆天线那样节节相套，以螺纹相互连接），这就是套管作业。一旦完成了下套管作业，钻进就可重新开始，但套管之下的孔径会略小一些：套管会占据一些先前钻好的钻孔空间，使原来的孔径缩小。因此，开始钻进时的一个50厘米直径的孔径在几次下套管之后孔径就会减少至20厘米左右。钻井设备的形状和大小多种多样，它们将根据所钻井的深度和安装地点而定。所钻的井越深，钻井设备的功率就应越大，当然，费用也就越高。在海上钻井，钻机可以固定的方式站立在海底（自升式钻井平台），也可以漂浮方式（半潜式钻井平台）进行固定，钻井设备的选择取决于作业水域的深度、大气环流和海洋的地理条件，比如风速、海浪和潮汐等。在过去的20年中，钻井技术有了长足的进步。现在，人们已经能在水深3000米以上的海域进行钻探作业，水平钻井和定向钻井技术等都代表着主要技术潮流。钻井设备原理示意图什么是钻机？钻机由钻孔的钻头和地面设备组成。钻机可以是能用于钻水井、油井和天然气井的大型机械设备，也可以是由一个人就可移动的小型设备。它们可以采集地下矿物样品，检测岩石、土壤和地下水的物理性质，还可以安装一些地下装置，如地下水设备、仪器、管子或井等。（1）陆地过渡带（坐底式钻井装置）、浅水区（自升式钻井平台）。钻井装置包括了钻井所需的所有设备。钻井过程中，有一些辅助设备（如钻头、套管）和产物（如钻井液），这些都是在钻进过程中所使用的。在钻进过程中，还需要大量的服务工作，比如与储层相关的知识以及完井的工艺与技术。（2）钻井的形式多样化，它们不再仅仅是垂直状的。人们用水平井和定向钻井来提高油气藏的开发速度及多套含油气层的开采。高水平的钻井是复杂而智慧的技术。在这类钻井的完井作业中，将一些仪器安置在井孔的不同深度处，可以测量那里的液体和气体含量，并且可以遥控终止井孔内某一特定井段的生产（当某一井段的产水量过多时采用此方法处理）。

新中国成立后，中国石油钻井伴随着石油工业的崛起不断发展壮大。20世纪50年代后期，我国从苏联和罗马尼亚相继引进了中型石油钻机。60年代，大庆油田、胜利油田、大港油田、华北等油田发现后，石油钻井队伍有了更大的发展。70年代初，全国各油田的钻井队已普遍使用了国产石油钻机。80年代，又陆续从美国引进了二手深井电动钻机、先进的定向井工具仪器和注水泥装备等。90年代末期，除少量尖端技术的钻井设备仪器外，我国已能自行生产深井电动钻机和绝大部分的钻井装备。目前全国陆地石油钻机总数已超过千台，每年的钻井工作量在1800～2000万米之间，年钻井进尺已位居世界第三位，仅次于美国和苏联，是世界名副其实的石油钻井大国。建国初期，钻井技术主要学习和应用前苏联的钻井经验。70年代末期，随着国家的改革开放和对外学术交流的增加，科学钻井被提到议事日程上来，钻井工程设计技术、优质钻井液技术和高压喷射钻井技术是这个时期钻井科学实践的主要内容。80年代末，形成了高压喷射钻井、优选参数钻井、定向井、丛式井等配套的钻井技术。特别是90年代，从国外相继引进井下无线测量仪、顶部驱动装置、欠平衡压力钻井装置后，为我国水平井钻井、大位移井钻井、分支井、欠平衡压力钻井和油气层保护技术的开展提供了可靠的装备和技术基础。夜晚的井架群总体上讲，目前，我国的钻井技术和装备，已达到20世纪90年代初的国际水平。现除个别的尖端技术和装备外基本与国外同步，已具备和国外钻井承包商抗衡的实力。近年来，世界石油钻井市场竞争十分激烈，它既是石油钻井能力的竞争，更是国家综合实力的竞争。从90年代末期，我国跻身国际钻井市场后，至今已取得了很大的成绩，截至2002年底，我国已有近百台石油钻机在国际钻井市场作业并取得了较好的经济效益，我国石油钻井进入国际市场的前景十分看好。

钻井设备主要指的是钻机。现代石油钻机是一套联合的工作机组，由动力机、传动箱、绞车、天车、游动滑车、大钩、水龙头、转盘、钻井泵以及钻井液净化设备等组成，还有井架、底座等结构，以及电力、液压和空气动力等辅助设备。当前，我国乃至世界广泛使用的是旋转钻井法，其相应的钻井设备称为转盘旋转钻机，见图4-1。一、钻机的组成根据钻井工艺各工序的不同要求，一套钻机必须具备下列系统和设备。（一）起升系统起升系统主要包括主绞车、辅助绞车（或猫头）、辅助刹车（水刹车、电磁刹车等）、游动系统（包括钢丝绳、天车、游动滑车和大钩）以及悬挂游动系统的井架等。另外还有起下钻具操作使用的工具及设备（吊环、吊卡、卡瓦、大钳、立根移运机构等）。绞车是该系统的核心部件。图4-1　典型旋转钻井设备①—转盘；②—防喷器组（二）旋转系统钻机的旋转系统主要由转盘、水龙头、方钻杆、钻杆、钻铤、配合接头、钻头等组成，转盘驱动方钻杆、钻杆、钻头破碎岩石，钻出井眼，所以转盘是该系统的核心设备。另外，丛式井或定向井还需配备井下动力钻具，这就构成了旋转钻进系统。（三）循环系统钻井液循环系统设备主要由钻井泵、振动筛、除砂器、除泥器、离心机、钻井液罐、钻井液枪、钻井液搅拌器、混合漏斗等组成，钻井泵是该系统的核心设备。（四）动力系统动力系统为钻机提供动力。不同的钻机配备的动力设备不一样。机械钻机主要以柴油机为动力设备，电动钻机主要以电动机为动力设备。目前国内外主要以柴油机和柴油发电机作为钻机动力源。（五）传动系统传动系统的主要任务是把动力设备的机械能传递和分配给绞车、钻井泵和转盘等工作机。传动系统在传递和分配动力的同时具有减速、并车、倒车等特种功能。石油钻机的传动方式有机械传动（包括万向轴、减速箱、离合器、链传动和三角带传动等）、机械—涡轮传动（液力传动）、电传动、液压传动。（六）控制系统为了使钻机各个系统协调工作，钻机上配有气控制、液压控制、机械控制和电控制等各种控制设备，以及集中控制台和显示仪表等。（七）底座系统钻机底座是钻机组成重要部分，包括钻台底座、机房底座和钻井泵底座等。车装钻机的底座就是汽车或拖拉机的底盘。钻机底座主要用来安装钻井设备，以及方便钻井设备的移运等。（八）辅助系统成套钻机除具有上述的主要设备外，还必须配备供气设备、井口防喷设备、钻鼠洞设备、辅助发电设备及起重设备，在寒冷地区钻井时还应配备保温设备，以保证钻机能安全、可靠运行。二、钻机类型（一）按钻井深度划分（1）浅井钻机：指钻井深度不大于2500m的钻机，主要有用于钻地质调查井的钻机、岩心钻机、水井钻机、地震及炮眼钻机等；（2）中深井钻机：指钻井深度在2500～4500m之间的钻机；（3）深井钻机：指钻井深度在4500～6000m之间的钻机；（4）超深井钻机：指钻井深度超过6000～9000m之间的钻机；（5）特超深井钻机：指的是钻井深度超过9000m的钻机。上述的中深井钻机、深井钻机、超深井钻机主要用于钻生产井、注水井及勘探井等深井。（二）按驱动设备类型划分（1）机械驱动钻机：包括柴油机直接驱动或柴油机—液力驱动的钻机，以及采用三角胶带、链条、齿轮等主传动副进行统一、分组或单独驱动的钻机。（2）电驱动钻机：包括交流电驱动钻机、直流电驱动钻机等。目前主要采用AC-AC交流电驱动，AC-SCR-DC可控硅整流直流电驱动及AC-DC-AC交流变频电驱动。（3）液压钻机：通过液压动力和传动方式驱动的钻机。三、钻机标准石油钻机标准主要包括钻机参数标准、钻机最大井深标准、钻机等级标准及钻机型号标准。（一）钻机参数标准（1）名义钻深范围：钻机在规定的钻井用绳下，使用规定的钻柱时钻机的经济钻井深度范围。（2）最大钩载：钻机在规定的最多绳数下进行作业时，大钩上所允许的最大载荷。（3）钻井绳数：用于正常钻进、起下钻柱时的游动系统（属上述起升系统）有效绳数。（4）游动系统最多绳数：钻机配备的天车、游车轮系所能提供的最多有效绳数。（二）钻机等级标准我国对石油钻机等级规定了九个级别，即ZJ10/585，ZJ15/900，ZJ20/1350，ZJ40/2250，ZJ50/3150，ZJ70/4500，ZJ90/6750，ZJ120/9000。其中“ZJ”为钻机汉语拼音字头；10、15、20、40、50、70、90、120为最大钻井深度（单位为m）的1/100；585、900、1350、2250、3150、4500、5850、6750、9000为钻机最大钩载（单位为kN）。（三）石油钻机型号标准下面举例说明钻机型号标准：ZJ15/900DBZ-2，表示交流变频自走式车载钻机，最大钻深1500m，最大钩载900kN，第三代产品；ZJ40/2250L，表示链条为主驱动原型模块式机械钻机，最大钻深4000m，最大钩载2250kN；ZJ50/3150DB-1，表示模块式交流变频电驱动钻机，最大钻深5000m，最大钩载3150kN，第二代产品；ZJ70/4500DZ：表示模块式DC-SCR-DC驱动的可控硅整流电驱动钻机，最大钻深7000m，最大钩载4500kN。四、钻井绞车钻井绞车不仅是起升系统设备，而且也是整个钻机的核心部件，是钻机三大工作机之一。（一）钻井绞车应具备的功能根据钻井工艺的特点，所配备的绞车应具有以下功能：（1）具有足够大的功率。有提升最重钻柱和解卡能力，在最低转速下钢丝绳能产生足够大的拉力，保证游动系统安全可靠。（2）各提升部件具有足够的强度和刚度。滚筒、滚筒轴、轴承以及各机构、易损件具有足够长的寿命。（3）绞车滚筒具有足够的尺寸和容绳量，保证缠绳状态良好以延长钢丝绳寿命。（4）能适应起重量的变化，具有足够的起升挡数，以提高功率利用率，节约起升时间。（5）具有灵敏而可靠的刹车机构及强有力的辅助刹车，能准确调节钻压、均匀送进钻具，在下钻过程中能随意控制下放速度以及能在较省力的状态下将最重钻柱载荷刹住。（6）具有一个或两个猫头——紧扣猫头和卸扣猫头，以满足用大钳紧扣和卸扣及其他辅助起重的需要，有时还应配有死猫头。（7）具有稳定的支架和底座；整个绞车不应超重、超宽、超长、超高，以免给运输带来困难；传动部分应有严密的保护罩，易损件要拆卸、更换方便。（8）采用集中控制，使控制手柄、刹把、指重表等集中在司钻控制台上，便于司钻的操作。（二）绞车的结构类型绞车种类繁多，有多种分类方法，如按轴数分，有单轴、双轴、三轴及多轴绞车；按滚筒数目分，有单滚筒和双滚筒绞车；按提升速度分，有二速、三速、四速、六速、八速绞车。常用的是三轴绞车。五、钻井泵钻井泵是钻井液循环系统中的关键设备，现场习惯称为泥浆泵，一般用于在高压下向井底输送高黏度、高密度和含砂量较高的钻井液（同时也是井底动力钻具的动力液），以便冷却钻头和携带岩屑等。（一）钻井泵的分类钻井泵的种类较多，石油矿场上常用的是三缸单作用卧式往复泵，这种泵活塞在液缸中往复一次吸入或排出液体。我国用于石油和天然气钻井的国产钻井泵已逐步系列标准化，如3NB××1000，3NB××1300，3NB××1600等。其中NB表示“钻井泵”、NB前面的数字表示泵的液缸数，无数字则为双缸泵；NB的下标表示设计序号，后面的数据表示泵的额定输入功率（单位为hp）。（二）钻井泵的基本参数钻井泵工作能力的大小可以用其基本参数来表示，分别是流量、压头、功率、效率、冲次和泵压。1．流量流量是指在单位时间内泵通过排出管输出的液体量。流量通常以体积单位表示，又称为体积流量，其单位为L/s或m3/s。钻井泵中的流量又分为平均流量和瞬时流量，现场上所说的流量一般是指平均流量。石油矿场上又习惯把流量称作排量。2．压头压头指的是单位质量的液体经泵压所增加的能量，也称为扬程。3．功率和效率功率是指泵在单位时间内所做的功。一般把在单位时间内发动机传到泵轴上的能量称作输入功率或主轴功率。把在单位时间内液体经过泵后增加的能量称作泵的有效功率。功率的单位为“kW”。泵的效率是指有效功率与输入功率之比。4．冲次泵的冲次是指在单位时间内活塞的往复次数，单位为“次/min”。5．泵压泵压是指泵排出口处的液体压力，单位为“MPa”。

钻井的施工工序 钻井一项复杂的系统工程ue003包括钻前工程、钻井工程和完井工程三个阶段ue003其主要施工工序一般包括ue005定井位、井场及道路勘测、基础施工、安装井架、搬家、安装设备、一次开钻、二次开钻、钻进、起钻、换钻头、下钻、中途测试、完钻、电测、下套管、固井施工等。钻井设计分析 钻:井设计包括地质、钻井液和工程设计三部分。开钻前必须认真阅读设计ue003了解基本数据及施工 中的要求ue003以便在施工中贯彻设计ue003达到设计要求ue003顺利完成钻井目的。 地质设计 地质设计介绍了该区块的地质情况及压力动态ue003各项基本数据及施工要求ue003体现了甲方的施工目的。对地质设计不应该忽视ue003要认真阅读和理解。 1ue002了解各项基本数据ue005 包括设计井深、目的层、完钻层位及原则、井型、井别、井位坐标、构造位置、地理位置等。还应该进一步注意到设计的依据ue003包括所用各项资料的日期ue003对比井的井号等。 2ue002了解地质分层及主要岩性ue004 根据设计书中的地质分层及岩性表格ue003参照对比井的录井综合图ue003明确各层的深度及岩性ue003做为选择钻头和钻进参数的依据。了解所在区域的产出情况ue003是以油为主还是以气为主ue003是已开发的区块还是新区块。探井还要了解沉积特征ue003油气资源情况ue003邻井钻探成果及地层倾角、施工情况。 3ue002了解所在区域地质简况及压力动态 根据设计中提供的区域地质简介ue003开发井往往列出邻近许多井的注采情况或测压资料ue003给出地下压力动态。阅读这一部分时应结合井位图和现场调查ue003注意发现有无设计中未列出的注水及采油井ue003弄清这些井的注入和采出情况ue003施工中予以密切注意。同时还要注意到设计中资料的日期是否是近期的ue003是否符合目前的实际。探井根据地震层速度法给出地层压力曲线或数据表ue003施工中可以参考。这些数据往往存在一定的误差ue003使用中应结合实际情况。了解这些资料的目的是为了更安全地施工ue003确定合理的钻井液密度ue003确定井控工作的重点。 4ue002技术要求 这一部分内容包括井身质量ue003完井方面的要求ue003钻井取心、中途测试等方面。调整井还包括要停注的注水井井号及停注时间等。对这些要求要有明确的了解ue003施工中提前做好各项技术和物资的准备ue003对于一些不合理的要求和规定要事先和甲方联系ue003妥善解决ue003例如注水井停注泄压等问题。 工程设计 工程设计是钻井施工的依据ue003开钻前必须认真阅读理解ue003施工中按设计和审批意见执行。 1ue002井身结构 根据井身结构设计确定合理的钻头外径ue003尤其是表层段ue003按设计深度下人表层套管。二开前选用适当的钻头打掉套管内及口袋段的水泥塞ue003按设计要求钻到设计井深下人指定的油层套管。 2ue002定向井设计 根据复测井位坐标ue003了解设计中提出的钻井顺序是否合理ue003如果有问题应及时和甲方联系ue003更改钻井顺序。剖面设计方面要注意造斜点要互相错开50m。同时还要参照井位图了解有无邻井的防碰问题

水循环

一般人恐怕是不行，工作内容里有需要体力的活。它比一般工厂流水线的强度要大一些，并不是像我们想象的按个钮，计个数那么简单，个别环节比如对接下管的时候，是需要力气的，这也是为什么这工作只要40岁以下，只要男性的原因，也是这份工作高薪的原因。

钻井施工安全操作规程是非常重要的，安全操作始终是施工的第一前提，制定规程的初衷就是为了更好的处理实际中遇到的每个细节。中达咨询就钻井施工安全操作规程和大家介绍一下。一、开钻前的准备1.按照安装标准对钻井设备的安装质量进行认真的检查验收工作，安装设备应达到平、正、稳、牢、全、灵、通“五不漏”，所有安全防护罩及安全设施必须齐全完整。2.电路安装符合标准，井场电线严禁触铁、拖地或一把抓，必须按安全用电架设标准进行架设。3.冲鼠洞时，钻头要慢慢下放至鼠洞口，大鼠洞必须保证方钻杆与井眼中心线的夹角为8-10°。工作时可用绷绳绷拉水龙头中心管配合打正角度。4.钻台人员要注意与司钻、副司钻配合，不要被绷绳或水龙头等碰拉伤。5.冲鼠洞完上提方钻杆时，注意钻头不要挂钻台花板。推方钻杆时不要用肩扛，应人拉方钻杆。6.起吊鼠洞应用16mm钢丝绳双根，拴紧不得滑动。人员应躲避，下放要慢。7.大鼠洞上口高度应距钻台面0.3-0.4米，小鼠洞高度应于转盘面相平。二、高压试运转1.开钻前必须高压试运转，试运转压力要高于正常钻井设计压力，运转时间大于30分钟。2.在岗操作人员应站在安全位置注意观察设备运转情况，发现异常应及时停泵后整改。3.其它人员应提前脱离高压运转危险区域。保险阀泄水管出口正前方不准站人。4.试运转前应先检查两台泵保险销钉是否符合标准，调压位置是否正确。保险销钉盒盖起全、扣好。5.保险凡尔销钉不得弯曲、生锈，否则应立即更换。安装后应涂黄油防腐。三、刮刀钻头钻进1.使用刮刀钻头钻进，应严格执行安全操作规程和工程设计，并根据队伍人员素质，地层情况，制定出可行的安全和技术措施，对职工进行大会交底和安全提示，干部工人必须高度重视，加强快速钻进中的人员组织。2.开钻前要对动力机、压风机、泥浆泵、转盘、悬吊系统、上扣器、钻机、各种链条等使用设备，组织认真检修、保养、保障快速安全钻进。3.二开前必须高压试运转。试运转压力要高于正常钻进设计压力，运转时间大于30分钟。4.下井钻具要详细检查，丝扣油清洁、标准。符合下井技术要求。5.钻具下井必须涂好丝扣油，液气大钳按标准压力扭矩紧扣，开泵正常后下入井内。6.刮刀钻进时，必须由司钻或有经验的值班干部操作刹吧，其他人员一律不准操作。7.钻进中要送钻均匀，严禁顿、溜钻或加压过大，严防蹩钻、干钻和井下落物。8.接单根时必须涂好丝扣油，在小鼠洞液气大钳紧扣后上提钻具，待井口接头上扣无余扣可先开泵后液气大钳紧扣，尽可能做到早开泵，晚停泵，缩短钻井液断流时间，保障环形空间畅通。9.内外钳工接完单根后，要及时做好接下一个单根的准备工作，并对钻台设备进行观察，需要检修、保养、润滑时必须停止设备运转，并有可靠的安全监护措施。10.副司钻应在停泵前后观察泵压，认真分析情况，对运转的泥浆泵进行及时的判断和维修，保证两台泵正常运转。11.更换钻头时必须错扣起钻，检查丝扣及台阶，完钻前必须把立柱扣全部错扣完。12.起钻前循环泥浆时，内外钳工应做好起钻的准备工作，并对死绳固定器、转盘、钻机、两大绳头的固定及井口工具进行详细的检查、保养和整改。13.起钻前司钻要认真检查刹车系统及各种空气开关的进放气量，做到心中有数，采用低速档起钻，操作平稳。14.起钻前，各岗位对所运转的设备进行判断，起钻中或起钻完应集中力量检修保养。抢先下钻，减短井下静止时间，避免复杂情况的发生。15.下钻时，起空车要平稳，下放速度要适当控制，严防顿钻。遇阻后不准强压。开泵排量由小到大，待井底砂子返出后加大排量吊打1-2个单根，30分钟后加压钻进。四、牙轮钻头钻进1.二开前要进行岗位练兵。高压试运转，搞好防喷演习。2.上卸钻头时必须使用钻头上扣器(钻头盒)，卸扣时严禁转盘绷扣卸钻头。3.大门坡道一律不准摆放钻杆、钻铤，起下钻时小鼠洞内不准有钻具。4.气葫芦不准吊钻铤，大钩吊钻铤时必须使用提升护丝或提升短节。5.施工中严禁用转盘绷扣。6.开泵前应先鸣喇叭后开泵，不准一次开泵。注:其它事项应采用刮刀钻头钻进规程。五、钻进吊测1.在钻进期间，各井队根据井身质量和地层情况，及时进行吊测测斜。2.测卸绞车必须由井架工以上的(对测斜绞车操作熟练)岗位操作，其他人员一律不准操作，并另有一人协助监护。3.吊测前应根据井下情况循环泥浆，整理仪器和测斜绞车，做好吊测前的检查准备工作。4.测斜绞车电源线必须正规架设，高度2.5m以上，各线头连接正规，使用可靠。5.测斜仪与钢丝连接时，必须由技术员亲自连接并检查，安装使用可靠。6.测斜滑轮应使用Φ12mm钢丝绳双根，滑轮钩封口拴固在大钩上。7.测斜钢丝必须在测斜仪以上约50-100m处分别作出明显的固定标记，内外钳工在井口两侧注意观察标记，并及时通知绞车操作人员，当100m处标记起出井口后，司钻应将大钩提离转盘面10m以上刹车，内外钳工准备在井口接拿测斜仪器。8.测斜绞车操作人员发现100m处标记提出后，应改用低速档提，50m标记提出后，应集中精力时刻准备刹车。9.测协仪提出井口后，内外钳工各双手抓住仪器，先将测斜仪离开井口后一人扶正再取内筒仪器。更多关于工程/服务/采购类的标书代写制作，提升中标率，您可以点击底部官网客服免费咨询：https://bid.lcyff.com/#/?source=bdzd

石油钻井的一般流程：在油气田开发方案确定之后，进入开发流程，这其中包括钻井和生产两个主要环节。钻井环节涉及的设备有钻机设备系统（其中又包括八大系统）、测录井设备，生产环节涉及的设备有采油设备、测录井设备。钻井前，首先要在地面确定钻井的位置（即钻井井位），然后在井位处打好安装钻机的基础并安装井架和钻机。钻井作业时，依靠钻机的动力带动钻杆和钻头旋转，钻头逐次向下破碎遇到的岩层，并形成一个井筒（也称井眼）。钻井井眼尺寸的大小是由钻头大小来决定的。钻头在破碎岩层的同时，通过空心的钻杆向地下注入钻井液（俗称钻井泥浆），将钻头在破碎地层而产生的大量岩屑由循环的钻井液带到地面。地面的固控装置将钻井液中的岩屑清除后，通过钻井泵再次将钻井液打入井内。钻井液是经过钻杆内孔到达钻头水眼处，再从井壁与钻柱的环形空间返回流至地面的。钻进的过程即钻头破碎岩石及钻井液通过循环不断携带出钻屑并形成井筒的过程。钻达设计深度后，要在井筒内下入专用仪器进行测井作业，目的是确定井下地层岩性和各个油、气、水层的位置，然后再下入小于钻井井眼的无缝钢管（又称套管），并在套管与井壁的环形空间内注入水泥浆将套管固定在井壁上。最后一道工序是对油层位置的套管进行射孔，人为地形成一个井下油气流入套管内的孔道。油气的地层压力高时可自行流出地面，这种井称为自喷油气井。油气压力较低时需借助外力从井下抽吸，这种井称为非自喷井。在钻井的过程中，可以采用电缆测井或随钻测井的方式进行测井活动。要完成上述这一系列石油钻井工作流程，需要钻机设备系统中的八大子系统协调运作。它们分别是：起升系统、旋转系统、钻井液循环系统、传动系统、控制系统、动力驱动系统、钻机底座、钻机辅助设备系统。

在钻井，采油施工作业的过程中，会出现风险与危害。主要有下面几种。首先，自采油出现了危害:自喷采油是指依靠油层本身所具有的能量，将石油从油层驱入井底，又从井底举升至地面的生产过程。自喷采油过程的主要危险在于：井口设备对人的伤害、加热炉对人的伤害、采油操作过程中对人的伤害、计量站分离器对人的伤害。1．井口设备对人的伤害1采油树主要危险：当井口采油树出现阀门渗漏、丝扣渗漏、采油树本体渗漏时，其渗漏的油气会发生火灾事故；另外，突然喷出的高压油气会对在采油树周围工作的员工身体造成气流打击致伤事故。1压力表主要危险：危险来自于压力表本身和员工操作过程中。当压力表本身出现弹簧管渗漏、压力表失灵时，会因表内压力突破渗漏处击破表玻璃从而对人产生伤害；当员工不按照操作规程操作或使用量程不当的压力表也会造成表内带压油气渗漏从而造成危险。2．加热炉对人的伤害在高含蜡、高粘度、高凝固点的油田，需要在井口以后加装加热炉对原油进行保温、降粘、清蜡。加热炉属于油田专用容器，它的特点是：明火、高温、带压，属于操作危险性较高的设备。由于加热炉本身的高危险性或员工操作不当都会引发事故，造成伤害。1点火时炉膛内爆炸主要危险：由于加热炉多使用天然气作为燃料，当供气闸门不严、渗漏，或其他原因造成炉膛内有余气时，在天然气达到5％～15％的浓度时，遇明火而发生爆炸，从而对人产生伤害。3其他原因造成的加热炉爆炸主要危险：加热炉本体属于低压容器，当加热炉安全附件(安全阀、压力表等)失灵时，会因为炉内气压过高而造成炉体爆炸；同时，当炉内水烧干时或盘管穿孔憋压也会造成炉子爆炸。3．采油操作过程中对人的伤害1自喷井清蜡主要危险：自喷井清蜡时，员工需要登高操作，易发生高空坠落或高空坠物伤人事故；在防喷管放空时，会被油气熏倒发生中毒事故；在操作清蜡绞车时，会因操作不当而被绞车打伤；在打蜡时，会因为钢丝的滑动而磨伤手掌。4计量站分离器对人体的伤害。

⑴人力冲击钻井法； ⑵顿钻钻井法；⑶旋转钻井法； ⑷连续管柱钻井法；顿钻钻井、连续管柱钻井一般只适用于井较浅、地层岩性较软、地层压力低的油、水井。目前石油钻井普遍采用的旋转钻井法主要有两种，它们分别是：⑴钻具旋转钻井法；⑵井下底部钻头旋转（滑动）钻井法滑动钻井提供扭矩的井下工具主要有3种，它们是：涡轮钻具、螺杆钻具和电动钻具。

典型的包括钻前准备，一开，下表层套管，二开，技术套管，三开，油层套管，射孔完井。容易出现的井下复杂有井斜，井漏，井涌，卡钻，器具滑落，井壁坍塌或缩径，有毒气体泄漏等等防止井斜一般有绞车防斜器，井下扶正器，也可通过加大钻铤数量或质量来控制。

　　不是的　　钻探的目的可分为：地质钻探，水文水井钻探，工程勘察钻探，石油钻探等等。 　　　钻孔如下：　　1.地质钻探：从钻孔中不同深度处取得岩心、矿样进行分析研究鉴别查明矿体或划分地层，判定地层地质情况的作业。通常地质找矿中钻探的费用至少都要占到40%以上。钻孔直径小(46～91毫米 )，按矿种的不同 ，深度从几十米到几千米。 　　　　2. 水文水井钻探：钻探至含水层（位）时固井成孔，从而满足人畜饮水问题及农田灌溉或为地质部门提供水文观测。文地质钻探，普查孔直径小于150毫米，勘探孔直径150～350毫米，水井直径 150～550 毫米 ，孔深 300 米以上。 　　　　3. 地热钻探：钻探成，对地热资源通过热载体进行开采利用。目前的技术钻井深度一般可以达到3000到5000米，地热资源利用比较好的有羊八井高温地热田，西安地热田，北方集中在北京和天津两地。 　　　　4.工程勘察钻探：从钻孔中取得岩心、土样进行物理性质分析从而判断其地基基础是否满足工程建设的承载重力和稳定性。工程地质钻探 为勘察坝基 、水库、渠道、港口工程、高层建筑以及铁路、公路沿线的工程地质情况。 　　　　5. 石油钻探：钻探成孔直接进行资源开发利用，国内有名的三家：中石油，中石化，海石油。钻孔一般开孔915毫米，终孔216毫米 ，孔深1000～7000米 及以上，通常井口要安装防喷器具。 　　　　6. 文物勘察钻探 （钻探） ：直观准确地取得一定地点的文化堆积资料，它比发掘省工，破坏性小，能在短时间内了解较大面积的地下情况。适用于具体了解遗址堆积分布范围、厚度、大型建筑基址、大型墓葬和古城的形状和布局等。

动词往往都有强调性，在读音时偏重于读四声。这个“钻”也是读四声的，这个不用怀疑。

钻井时效划分原则1、 纯钻进时间：钻头（包括取芯钻头）接触井底转动有进尺时间。2、 提下钻时间：正常生产作业时提钻与下钻时间，包括正常情况下的短程起下钻时间，不包括处理复杂、事故时起下钻具时间（此时间应为事故、复杂时间）。3、 扩划眼时间：正常生产情况下进行扩与划眼以及扩眼与划眼过程中的起下钻时间，包括单根钻完后的划眼。事故与复杂情况（要与事故是遇阻开泵划眼应视为复杂情况）的划眼与扩眼应算事故复杂时间，不应算扩划眼时间（时间应为事故、复杂时间）4、 接单根时间：钻进过程中从提出钻具接头到接好钻具下放到井底重新恢复钻进的时间。不包括划眼等处理复杂时的接单根时间，也不包括含接单根前划眼时间。5、 换钻头时间：正常钻进过程中从钻头提出井口到换好钻头开始下入井内时间，但不包括检查钻头时间（此时间为辅助时间）。6、 固井时间：含下套管前为保证套管下入顺利而进行通井、划眼、试下套管、为保证套管下入安全而静止观察、下套管、循环泥浆、注水泥固井、候凝、通井探水泥面、试压、钻水泥塞、电测固井质量、安装井口等全部时间。如果固井质量不合格而进行挤注水泥等作业应算事故复杂时间。7、 测井时间：正常钻井过程中测井时间，包括测井过程中的正常情况下的通井时间、循环时间、以及地震VSP测井时间，不包括事故处理过程中的工程测井时间。测井时发生事故应算事故时间。8、 定向作业时间：为完成定向而发生的起下有线随钻测斜仪、单点测斜仪、座键、转动钻具方位等时间。不包括定向钻进时间。9、 循环（洗井）时间：包括接单根前与提钻前洗井时间以及地质测后效循环时间，不包括处理泥浆时间以及井涌溢流等复杂情况时循环时间，也不包括因设备修理等原因不能钻进而保持循环时间。10、 辅助时间：包括保养检查设备、检查钻具、调配泥浆时间、准备工作时间、倒钻具时间、防喷演习时间等时间。11、 修理时间：进行设备修理而停止正常钻井作业时间，包括起下钻到安全中段时间。修理设备时不论是否开泵保持循环，只要停止正常钻进或起下钻作业就应算修理时间。不包括未影响正常钻进作业而修泵的时间。

隔行如隔山到钻井队待一天基本上都能了解到需要了解的有两点:①钻井工艺②钻井设备到钻井队，跟着钻井液转一圈，工艺基本上了就了解了；再跟着电流走一圈，设备基本上也就了解完了；还有你提到的油呀什么的，原理都一样，利用高差或者泵将燃油输送给柴油机，柴油机将机械能直接传递给钻井设备（机械钻机）或者柴油机带动发电机发电再以电驱动钻井设备运转（电动钻机）。工艺方面比较成熟，发展也比较慢，设备方面比较庞杂，原理都一样，现在设备趋向于自动化智能化，原理大同小异。建议你了解了解油气井的“井身结构”，对于你了解钻井流程有很大帮助，这也可能是你真正想了解的！

在地球的地底下埋藏着很多资源，特别是石油，为了将其开采出来就必须要向地底下打孔钻井，在世界上有很多超级深的钻井，俄罗斯的科拉钻井就是其中之一，也是算是目前世界上最深的几个地方之一了，其深度有多少呢？世界第一深钻井又是哪个呢？下面我们一起来了解！ 目前世界上第三深钻井（12263米） 科拉钻井，是俄罗斯在1970年时候为了地质勘查和科研所打下的一口超深钻井，其最大深度为1万2263米，是当时世界上最深的钻井，也是人类勘查到地球地表中的最深处（比世界最低点的马里亚纳海沟还要深1000多米），但现如今已是被卡塔尔的阿肖辛油井和俄罗斯另个钻井Odoptu OP-11所超越，如今是世界上第三深的钻井。 这口钻井是在当时美苏冷战时期，苏联为了与美国进行科研竞赛的背景下所产生的，目的就是为了打败美国的地表勘探纪录，不带任何的商业性目的，完全是为了科研工作。所以说科拉钻井并不是一口油井或者矿井。其钻孔深度达到12263米也成为了到时的世界之最，直到现今这口钻井依旧是他们的骄傲！ 勘探成果 在科拉钻井的勘探过程中也是发现了很多有价值的科研成果，比如他们发现了在深达9500米的地表下面发现了一个金含量高达80g/吨的金矿层，这是世界上前所未有的发现，在目前的地球表层中是就连10g/吨的金矿都是非常少的，具有很大的商业开采价值，不过由于过于深，目前的科技水平也达不到进入如此之深的地方进行开采。 我们下面在来看看其他两座超深钻井。 世界第一深钻井，卡塔尔阿肖辛油井（12289米） 卡塔尔阿肖辛油井是美国2008年的时候在卡塔尔地区所钻出的一个超深油井，其深度达到了12289米，目的是为了开采石油资源。如此深的钻井也是打破了世界上的各项地理及科学纪录，是如今世界人类所勘探到的最深位置，也可说是世界最深点了吧，也是目前“世界第一深钻井”，至今也是无人能超越。 世界第二深钻井，Odoptu OP-11（12345米） 世界上第二深的钻井也是位于俄罗斯，那就是Odoptu OP-11油井，其深度为12345米，比起同在俄罗斯的科拉钻井更加深，钻到此深度是仅仅只用了60天的时间，是世界上最快的钻井深度，目前也是世界第二深钻井，仅次于卡塔尔的阿肖辛油井。

世界最深的钻井是12345米。世界上最深的钻井就是位于俄罗斯库页岛上的OdoptuOP-11油井，其深度是达到了12345米，是在2011年的时候所建造，成为了世界上钻地最深的油井，也是世界最深钻井，凭借此纪录坐上了“世界第一油井”的宝座。1、世界上第二深钻井，卡塔尔阿肖辛油井（深12289米）。所处位置：卡塔尔（美国油井）。目前世界上第二深钻井的保持者就是位于中东地区的卡塔尔阿肖辛油井，其深度是达到了12289米，是2008的时候美国石油在卡塔尔地区所钻出的，其纪录在2011年的时候被位于俄罗斯地区的OdoptuOP-11油井12345米的深度所打破，因此沦落为世界第二深的钻井。2、世界第三钻井，科拉超深钻井，12263m。所处位置：俄罗斯。目前世界上第深的钻井就是俄罗斯的科拉钻井，其深度是达到了12263米，是于1989年的时候被修建成功的。也是世界上第一个超过万米深的超级深钻井，其纪录也是一直保持到2008年，被阿肖辛油井、OdoptuOP-11油井给相继超越，如今是世界上第三深的钻井。3、中国的最深井纪录，轮探1井，8882m。2019年7月25日中国石油塔里木油田负责的轮探1井顺利完钻，井深为8882米，成为目前亚洲陆上的最深井。该井的成功钻探标志着塔里木油田超深井钻井技术达到世界领先水平。这口井是目前完钻的亚洲陆上最深井。“珠穆朗玛峰的高度是8848米，而轮探1井目前的井深是8882米，相当于在地下打穿了一个珠穆朗玛峰。”