石油钻井的目录

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

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。

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。

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。

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。

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。

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

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。

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。

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。

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。

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

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。

钻井..一个月休息一天吗？

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。

不是美国就是加拿大

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

很有前途，国家紧缺该类人才，就看你愿不愿以吃苦啦。

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

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

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。

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。

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。

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。

地热钻探是为勘探和开发蕴藏在地壳内部的地热能源进行的钻探和成井技术。根据不同的目的要求，可以钻成不同深度的地热钻孔，各类地热钻孔的深度如表3-1。地热钻探主要采用石油钻机或岩心钻机。表3-1 各类地热钻孔深度表地热钻探主要特点：①钻探中遇到的热储层常具有多孔性、裂隙性，属低压或常压地层，极为脆弱，钻井液易于漏失。因此，必须用清水、优质轻泥浆或空气进行压力平衡钻探或减压钻探，以免使热储层被损坏。②钻入高温热储层（温度达100～200℃）后，下入的生产套管因受热膨胀应力的作用，可造成套管断裂或顶裂井口地盘、套管外水泥环酥裂，酿成热水、热蒸气喷发事故。故要采用套管悬挂或伸缩装置，用加硅粉的耐高温水泥固井，并要加固井口地盘。③孔底高温能破坏泥浆的稳定性，使其组分分解不能发挥钻井液的基本功能（冷却、清洗、护壁、携粉），故地热超过200℃时，要用耐高温的海泡石泥浆、高温处理剂，还必须配备固相控制设备和冷却塔。④防喷设备要齐全，除配齐防喷器组外，还要备10倍于井筒容积的冷水，以备用“冷水控制井喷”。⑤严防腐蚀和环境污染，如废泥浆损害农田、噪音干扰，硫化氢（H2S）剧毒危及人员生命及腐蚀各类管材、配件，甲烷（CH4）气体易失火爆炸。必须采用机械的（消声器、分离器、面具、防喷器等）、化学的（如过氧化氢、海绵铁）等方法予以防范。1.钻探方法一般地热井钻探采用正循环全面钻进、泥浆钻井液方法。地热钻探采用设备和工艺方法是：浅部地热（＜1000m）基本上与水井钻探相同；深部地热与油井钻探相同；地热钻探一般均要在井口安装防喷器。一般地热井，钻井直径最终不小于152mm。为了增加地热能的产出，已发展了在热储层打定向井和分支井的技术。2.测井测井是对地热井钻孔所穿透的地层的各种特性数据记录下来的所有作业。地热测井工作除在钻进、完井和试井过程中进行外，将持续到整个生产期间。常规地热测井的参数有：连续井径、连续井温、电阻率、自然电位a、天然放射性γ、连续井斜、声波补偿。通过测井可以分析判断地层的厚度和岩性、地层温度剖面，热储层位置、测井曲线的连续变化，能准确地反映出地层和岩性剖面。3.成井指钻孔达到了预定的深度和预期的目的而结束钻进。成井有几种方式：裸眼成井、衬管成井、套管成井。地热井成井一般步骤如下：①确定生产热水或蒸气的地层的顶部位置；②钻出足够的垂直剖面，以便在现有渗透率下，出现商业性地热水汽流；③使用特定的套管和水泥，把生产层与冷水隔离；④消除可能影响生产层渗透率的钻井液的破坏作用；⑤如可能，用最少的费用在坚密岩层中实现裸眼完井。如果生产层是非固结或不致密地层，则要使用射孔衬管或注水泥的套管；⑥如需要，对注水泥的套管射足够的孔或刻凹槽；⑦安装适当的管衬。4.洗井由于工程需要，在钻井作业过程中，将洗井介质由泵注设备经井筒注入，把井筒内的物质（液相、固相、气相）携带至地面，从而改变井筒内的介质性质达到作业要求。这种作业过程叫做洗井。地热井的洗井方法主要有浸泡洗井药、喷射刷孔、拉活塞盐酸、二氧化碳、压风机和水泵抽水等。5.抽水试验抽水试验是目前确定含水层水文地质参数的主要方法。对于地热水井来说，通过抽水试验除可以确定水文地质参数外，还可以确定其可开采量及布井间距。根据全国矿产储量委员会储办发[1996]51号文件《关于地热单井勘查报告审批要求的通知》的规定，地热单井可开采量一般可依据地热井抽水试验资料绘制的Q-f（s）曲线确定水流方程，以内插法计算确定。层状热储地热田，按最大水位下降不大于20m确定热水井可开采量，依据该井开采可能影响区内的可采热储存量与热水井开采期排放的总热量进行热均衡验算，确定地热田面积，估算热水井的井距。因此，对地热水井进行抽水试验既是必要的，也是必需的。

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。

斯伦贝谢、贝克休斯、哈里伯顿

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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。

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

西方工业化国家和主要矿业大国的地质岩心钻探技术以绳索取心钻进、空气钻进为主，产品质量和技术水平一直保持较大的优势。另外，发达国家在定向钻进技术、环保钻井液技术、长寿命金刚石钻头以及全液压钻探装备、自动化钻机等方面亦保持一定优势，在钻探产品的技术标准方面亦具有强势话语权。目前，美国、澳大利亚、加拿大、南非和欧洲等一些发达国家所采用的岩心钻进方法主要有金刚石回转钻进、三牙轮钻进和气动潜孔锤钻进。另一项重要发展是采用计算机来控制钻进，以减轻工人劳动强度，提高钻进效率和钻进精度。取心方法包括常规提钻取心(Conventional Core Drilling)、绳索取心(Wireline Core Drilling)和反循环取样(Reversery Circulation)，但用的较多的还是绳索取心和反循环取样。钻机方面，国外市场上全液压动力头岩心钻机已经成为主流机型，已形成完整的产品系列。以瑞典Atlas Copco公司生产的CS系列全液压地表取心钻机、Diamec系列全液压坑道取心钻机、R系列反循环钻机，加拿大Boart Longyear公司生产的LF系列全液压地表取心钻机，澳大利亚UDR公司生产的UDR KL系列和UDR系列全液压取心钻机为主导。钻机的钻深能力有大幅度提高，钻机均为全液压动力头长行程钻进。地表钻机动力设备方面，大部分为柴油机或电动机，移动形式有履带自行式、卡车自行式和轮胎拖挂式；而地下巷道钻机动力大都为电机，移动形式大都为履带自行式和轮胎拖挂式。

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。

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。

这个工作属于野外工作，还可以吧！工作环境都是户外的！

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。

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

现场技术管理工作在整个钻井，尤其是深井、特殊工艺井施工中十分重要，也是十分繁重的。钻井工程师、技术员是现场技术管理工作的实施者、监督者，其作用举足轻重。钻井工程师、技术员必须熟悉工序、熟练掌握复杂工艺技术，还要克服工作头绪多、连续工作时间长、作息时间无规律、心理压力大等很多困难，只有这样才能做好本职工作，成为一名合格的技术干部。今天利用这个机会，着重跟工程师、技术员讲一下。 一、加强学习，提高自身业务素质 技术工作来不得半点虚假。作为技术管理人员只有不断地提高自己的理论水平，掌握过硬的技术本领，才能更好地适应今后形势发展的需要，也才能做到遇到新问题时能够举一反三，不犯头痛医头，脚痛医脚的错误。 要有过硬的业务素质，一是向书本学习。深入掌握钻井理论知识和本行业的各种操作规程、技术措施和技术标准，领会其精神。在工作中还要注意尽可能全面的收集临井资料，综合分析找出本区块钻井施工的特点和规律，只有掌握了规律，才能更好的指导生产。 二是要不断积累实践经验。目前的钻井技术水平还处在经验钻井和科学钻井之间，经验钻井仍然有着很重要的地位，有很多实际问题都需要依靠经验来解决。作为技术工作者在工作中要向实践学习，向有经验的工人师傅学习，只有理论联系实际，才能较快地提高自身的分析判断能力和现场决策能力。三是要认真学习新技术、新工艺。钻井技术的发展日新月异，仅以我们钻井一公司来说，今年我们就要开展气体钻井、超深井、深层砾岩水平井、深层定向井、全过程欠平衡井等多种新工艺、新技术现场试验。不努力学习就很难跟上钻井技术的发展步伐，最终被淘汰出局。 二、把握关键，分清主要次要矛盾 要做好现场技术管理工作，首先必须明确自己的职责。具体的说，钻井工程师和技术员要根据钻井工程设计详细制定本井的施工方案和具体的技术措施，并向全队进行技术交底；负责设备安装质量，特别是井控设备的安装质量验收；管好、用好钻井仪表和测斜工具；做好下井各种钻具、套管、工具的检查、丈量和记录工作，掌握使用时间；分析判断井下情况，及时处理井下复杂及井下事故；实时掌握钻井进度，负责每日向上级生产部门汇报当日生产技术工作情况；审查现场资料，做好完井技术总结；负贵井队技术培训，组织、开展技术革新等工作。 以上这些工作头绪繁多，这就要求我们必须明确职责，分清主次。如果不能明确自己的职责，分清主次，就会陷入到日常琐事中而忽略了关键。在现场经常可以看到两种情况，其一是整日在井场东游西逛，什么也不做，或者说不知道该做些什么。其二是整天忙忙碌碌，从早上5点忙到半夜12点，一会帮着接单根，一会帮着修设备，辛辛苦苦忙了一天，可是问起他井下情况等关键问题却说不清楚。甚至一旦井下发生复杂情况的时候又因为已经精力耗尽，无力继续盯井，在最需要他的时候他已经累得倒在床上睡觉了。这些问题的出现都是因为不清楚自己的职责造成的。作为现场技术人员，必须要把主要精力放在如何保证井下安全，如何保证正常生产上，合理分配自己的精力。那么什么才是我们的关键工作呢？主要有以下两点; （一）严格按照设计施工 任何一项工程施工都要以科学的设计为前提，钻井施工更不例外，必须严格按设计要求进行。工程师和技术员在日常技术管理工作中，一是要认真研读设计，全面掌握设计内容。熟悉设计中所涉及到的各个方面，不仅要注意原则，还要注意细节。不能断章取义，更不能各取所需。有时一个注解，对全井施工也是非常重要的。比如在工程设计中的地层倾角、断层提示等内容，不注意此条要求，没有制定有针对性的技术措施，往往会造成井斜、井漏等严重的后果。二是要深入研究，吃透各项设计内容的实质。只有领会设计的真正意图才能真正执行好设计。比如在套管下入深度的要求上，设计上有一个具体的数据表示，但它的目的是封某一地层或某一个必封的井段，由于实钻地层深度和设计有出入，地层可能提前或滞后，都要密切注意，不能盲目的只考虑深度而忽略地层。三是在全面掌握设计内容、领会设计精神的基础上，要根据钻井设计详细制定施工方案和具体的技术措施，向全队进行技术交底；四是要重视设计的权威性和严肃性。不仅自己要重视设计，尊重设计的要求，而且要教育全队人员，严格按设计办事。设计是施工的依据，是具有法律性质的文件，未经设计批准人同意是不能随意改变的，私自修改设计造成后果要负责任的。所以，在工作中要培养大家养成认真执行设计的习惯，批评那些对设计藐视和不在乎的态度，尤其是井下工具、钻具组合，未经同意绝对不能私自改动。五是在设计执行上要体现一个“严”字，不打折，不走样，钻井工程师、技术员要严格要求，率先垂范，做执行技术措施、落实技术措施的带头人。 （二）把握住影响质量的关键环节 钻井工程中关键环节很多，有的一口井只出现一次，有的一口井多次出现，但只要是关键的环节，必须注意抓牢搞好。例如井身质量，它关系着一口井能否提高速度，能否安全钻进

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。

只能说是增加几率，好像并不能降低火山喷发的几率。

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。

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。

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。

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。

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

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。

18世纪中叶出现人力驱动的岩心钻机和天然金刚石钻头。随着蒸汽机的发明和日渐成熟，19世纪末出现了蒸汽动力驱动的转速不高的人力给进钻机。到20世纪初出现了螺旋给进钻机。20世纪30～40年代，液压技术开始用于钻机的给进系统，具有多种调速范围的变速箱也开始应用于岩心钻机。从20世纪60～70年代起，随着液压传动技术的发展和液压元件质量的提高，出现了全液压驱动和控制的动力头式钻机，从而开辟了岩心钻探的新天地。通过100多年的发展，岩心钻机由早期的机械传动手把给进钻机到后来的机械传动液压给进立轴钻机发展到今天的全液压动力头钻机以及自动化、智能化地质岩心钻机。同时，孔底动力钻具（潜孔锤、螺杆钻、涡轮钻、孔底电钻等）也从发明到发展，至今已具有一定水平。从1862年天然金刚石用于制造金刚石钻头开始，岩心钻探方法问世；1899年发明了铁砂（钢粒）钻进；1916年硬质合金开始用于钻探；1954年世界第一颗人造金刚石制造成功并用于制造金刚石钻头。人类经历了天然金刚石表镶钻头钻探时代，铁砂、钢粒和硬质合金钻探时代，人造金刚石孕镶钻头钻探时代至今到了人造复合超硬材料钻探时代。我国从19世纪末至20世纪初就已开始在国内进行矿产勘查。1949年前国内钻探所用钻机全部由国外引进，钻机主要来自德、英、日、美等国家。1950年我国开动地质岩心钻机139台，组建9个石油钻井队，就是当时全国拥有的钻探机械。其中包括1947～1948年引进的10套具有当时先进水平的美国长年公司的液压与螺旋给进的金刚石钻探装备。20世纪50年代初，新中国从苏联大量引进当时并不先进的手把给进式钻机，并开始仿制。60年代开始自行设计钻机。之后，不断引进当时世界上性能先进的钻机（主要作样机），并自行设计开发各种用途和类型的钻探装备，逐步形成XY、YL、CS、MK、TK和HXY等系列地质岩心钻机。特别是70年代开始全面推广金刚石钻进技术，促进了我国地质岩心钻机的研制与制造业的发展。到80年代就基本满足了国内地质矿产调查的需要，并有部分向国外出口。90年代后，对全液压动力头式钻机进行了有益探索，但因国内液压传动技术相对落后，研制的样机未能推广使用。进入21世纪，随着液压传动技术的发展，我国开始研制新一代YDX系列全液压动力头式钻机并不断推广，至今YDX系列及其他型号的国产全液压动力头式钻机已推广应用近千台套。国外地质矿产勘查普遍采用全液压高转速动力头式钻机。国外钻探机械装备的发展不论是何种用途的钻机，其发展趋势均可归纳如下：1）除部分用途以外，多数钻探机械将具备一机多能，为用户多向服务提供方便；2）愈来愈多地采用拼装式设计（Component Design），便于变形设计派生产品，便于采用集装箱和空吊运输；3）更多地采用动力头式钻机。近年来，西方发达国家无论是在新设备研制上还是在新工艺方法的应用上都有了突飞猛进的发展。目前，国外有能力研发深孔高速动力头地质岩心钻机的国家主要有加拿大、瑞典、美国、澳大利亚等。其中阿特拉斯公司（CS系列）及长年公司（LF系列）的地质岩心钻机钻进能力从600～2000m均形成了系列（图2.1）。计算机控制只需单人操作的自动化钻机达到实用化程度。图2.1 国外普遍使用的动力头式钻机

现场技术管理工作在整个钻井，尤其是深井、特殊工艺井施工中十分重要，也是十分繁重的。钻井工程师、技术员是现场技术管理工作的实施者、监督者，其作用举足轻重。钻井工程师、技术员必须熟悉工序、熟练掌握复杂工艺技术，还要克服工作头绪多、连续工作时间长、作息时间无规律、心理压力大等很多困难，只有这样才能做好本职工作，成为一名合格的技术干部。今天利用这个机会，着重跟工程师、技术员讲一下。 一、加强学习，提高自身业务素质 技术工作来不得半点虚假。作为技术管理人员只有不断地提高自己的理论水平，掌握过硬的技术本领，才能更好地适应今后形势发展的需要，也才能做到遇到新问题时能够举一反三，不犯头痛医头，脚痛医脚的错误。 要有过硬的业务素质，一是向书本学习。深入掌握钻井理论知识和本行业的各种操作规程、技术措施和技术标准，领会其精神。在工作中还要注意尽可能全面的收集临井资料，综合分析找出本区块钻井施工的特点和规律，只有掌握了规律，才能更好的指导生产。 二是要不断积累实践经验。目前的钻井技术水平还处在经验钻井和科学钻井之间，经验钻井仍然有着很重要的地位，有很多实际问题都需要依靠经验来解决。作为技术工作者在工作中要向实践学习，向有经验的工人师傅学习，只有理论联系实际，才能较快地提高自身的分析判断能力和现场决策能力。三是要认真学习新技术、新工艺。钻井技术的发展日新月异，仅以我们钻井一公司来说，今年我们就要开展气体钻井、超深井、深层砾岩水平井、深层定向井、全过程欠平衡井等多种新工艺、新技术现场试验。不努力学习就很难跟上钻井技术的发展步伐，最终被淘汰出局。 二、把握关键，分清主要次要矛盾 要做好现场技术管理工作，首先必须明确自己的职责。具体的说，钻井工程师和技术员要根据钻井工程设计详细制定本井的施工方案和具体的技术措施，并向全队进行技术交底；负责设备安装质量，特别是井控设备的安装质量验收；管好、用好钻井仪表和测斜工具；做好下井各种钻具、套管、工具的检查、丈量和记录工作，掌握使用时间；分析判断井下情况，及时处理井下复杂及井下事故；实时掌握钻井进度，负责每日向上级生产部门汇报当日生产技术工作情况；审查现场资料，做好完井技术总结；负贵井队技术培训，组织、开展技术革新等工作。 以上这些工作头绪繁多，这就要求我们必须明确职责，分清主次。如果不能明确自己的职责，分清主次，就会陷入到日常琐事中而忽略了关键。在现场经常可以看到两种情况，其一是整日在井场东游西逛，什么也不做，或者说不知道该做些什么。其二是整天忙忙碌碌，从早上5点忙到半夜12点，一会帮着接单根，一会帮着修设备，辛辛苦苦忙了一天，可是问起他井下情况等关键问题却说不清楚。甚至一旦井下发生复杂情况的时候又因为已经精力耗尽，无力继续盯井，在最需要他的时候他已经累得倒在床上睡觉了。这些问题的出现都是因为不清楚自己的职责造成的。作为现场技术人员，必须要把主要精力放在如何保证井下安全，如何保证正常生产上，合理分配自己的精力。那么什么才是我们的关键工作呢？主要有以下两点; （一）严格按照设计施工 任何一项工程施工都要以科学的设计为前提，钻井施工更不例外，必须严格按设计要求进行。工程师和技术员在日常技术管理工作中，一是要认真研读设计，全面掌握设计内容。熟悉设计中所涉及到的各个方面，不仅要注意原则，还要注意细节。不能断章取义，更不能各取所需。有时一个注解，对全井施工也是非常重要的。比如在工程设计中的地层倾角、断层提示等内容，不注意此条要求，没有制定有针对性的技术措施，往往会造成井斜、井漏等严重的后果。二是要深入研究，吃透各项设计内容的实质。只有领会设计的真正意图才能真正执行好设计。比如在套管下入深度的要求上，设计上有一个具体的数据表示，但它的目的是封某一地层或某一个必封的井段，由于实钻地层深度和设计有出入，地层可能提前或滞后，都要密切注意，不能盲目的只考虑深度而忽略地层。三是在全面掌握设计内容、领会设计精神的基础上，要根据钻井设计详细制定施工方案和具体的技术措施，向全队进行技术交底；四是要重视设计的权威性和严肃性。不仅自己要重视设计，尊重设计的要求，而且要教育全队人员，严格按设计办事。设计是施工的依据，是具有法律性质的文件，未经设计批准人同意是不能随意改变的，私自修改设计造成后果要负责任的。所以，在工作中要培养大家养成认真执行设计的习惯，批评那些对设计藐视和不在乎的态度，尤其是井下工具、钻具组合，未经同意绝对不能私自改动。五是在设计执行上要体现一个“严”字，不打折，不走样，钻井工程师、技术员要严格要求，率先垂范，做执行技术措施、落实技术措施的带头人。 （二）把握住影响质量的关键环节 钻井工程中关键环节很多，有的一口井只出现一次，有的一口井多次出现，但只要是关键的环节，必须注意抓牢搞好。例如井身质量，它关系着一口井能否提高速度，能否安全钻进

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！！

这不好说，各个公司的价格不一样，关键看公司