气体钻井井控安全分析与控制

气体钻井作业时,由于气体的密度远低于液体密度,因此在井底形成的气柱压力远远低于液体作为循环介质时常规钻井的井底压力,其在钻遇油气等流体时,地层的流体特别是高压油气会很快到达井口,如果在油气等流体返至地面的过程中因工艺安全措施不当、地面专用设备设施安全性能较差或井控装备的选择不满足井内流体安全返出的要求时,极易出现恶性安全事故。本文通过对气体钻井存在的风险,利用工艺危害假设分析方法,提出一系列控制措施,从技术和管理双层面进行规范,从而实现安全钻井。     

西古尔纳油田钻井总包工程风险评价与控制

本文探讨了钻井安全风险评价与控制措施研究,以用于控制风险、提高作业效率。     

浅谈钻井搬迁吊装作业安全管理与技术措施

针对钻井设备搬迁现场的吊装作业进行危害因素分析,从人、机、环境角度进行风险评价,探讨并制定有效的管理和技术控制措施,确保减少起重吊装作业各类事故的发生。结合搬迁现场实际,从加强起重吊装作业的人、机、环境的安全管理入手,进行危险有害因素识别评价,提出安全管理和技术措施,保障钻井搬迁作业安全、高效运行。     

浮式生产储油轮(FPSO)不停产洗舱作业风险控制探讨

本文介绍了不停产洗舱作业存在的安全风险,以及相应的风险控制措施,以供同行参考借鉴。     

气体钻井随钻安全风险智能识别方法

针对目前智能钻井技术在工况表征、样本收集整理、数据处理及特征提取方面的不足,建立随钻安全风险智能识别方法.使用相关性分析法,确定表征气体钻井安全风险的关联参数;收集并整理20余井次安全风险时段监测数据,建立气体钻井多种安全风险数据样本库,并使用少样本扩展方法扩充样本数量.根据气体钻井随钻监测数据样本形式,设计两层卷积神...     

渤海油田裂缝性油藏地质工程一体化井漏预警技术

为了解决渤海油田裂缝性油藏钻井过程中因断层、裂缝引起的井下漏失等问题,提出了地质工程一体化井漏预警技术。在叠后地震大中尺度断层刻画的基础上,通过滤波、断裂增强等特殊处理,进行属性优选及多属性融合,精细刻画中小尺度裂缝,建立了多尺度裂缝三维空间分布模型,设计井眼轨道时避开漏层,进行钻前风险提示,指导钻井作业采取相应的防漏堵漏措施;钻进过程中开展井漏风险随钻跟踪,实时调整并反馈井漏风险预测结果,及时优化井眼轨道,形成了随钻过程中漏层动态避钻技术,以充分保障钻井作业安全,降低钻井成本。钻前风险预测、钻进中井漏跟踪及随钻井眼轨迹实时优化等技术在旅大X油田应用后,实现了一趟钻规避断层漏失段。地质工程一体化井漏预警技术能够降低钻井风险,保障裂缝性油藏的钻井安全,为渤海油田增储上产提供了技术支撑。      

钻井作业现场风险评价

钻井作业是一项投资巨大的风险性工程,具有多工种、多工序、立体交叉和连续作业等特点。近年来由于钻井设施不符合安全要求,设备使用不当,安全管理制度和操作规程不健全等原因,井喷、火灾爆炸、高处坠落等事故频繁发生。为了消除和降低事故发生的可能性,尽可能减少事故给人民生命和财产造成的严重损失,应对钻井作业现场进行风险评价及采取控制措施。实际应用表明,开展钻井作业安全评价能有效地减少事故和职业危害,对其进行全过程、全方位的安全控制指导。     

钻井作业现场风险评价

钻井作业是一项投资巨大的风险性工程,具有多工种、多工序、立体交叉和连续作业等特点.近年来由于钻井设施不符合安全要求,设备使用不当,安全管理制度和操作规程不健全等原因,井喷、火灾爆炸、高处坠落等事故频繁发生.为了消除和降低事故发生的可能性,尽可能减少事故给人民生命和财产造成的严重损失,应对钻井作业现场进行风险评价及采取控制措施.实际应用表明,开展钻井作业安全评价能有效地减少事故和职业危害,对其进行全过程、全方位的安全控制指导.     

基于模糊综合评价法的钻井作业安全性评价

在油田开发与勘探中,钻井作业工序繁多,操作复杂,使机械设备、操作工人、作业环境置于较大的风险之中。为了明确钻井过程中的风险因素,以钻井工艺过程划分单元,归纳各个单元中存在的风险事故类型及隐患事故类型。简单介绍模糊综合评价法的一般步骤和方法,并运用该方法对石油钻井基本过程进行安全评价,得出钻井过程的安全级数,指导钻井作业过程,并有效地预防事故的发生,减少财产损失和人员伤亡及伤害,提高作业过程的安全操作性。     

气体钻井返出气体检测方法研究

气体钻井技术具有提速增效、保护储层的良好效果,应用前景广阔。但在钻进过程中,若不能及时发现储层已被揭开并调整钻井工艺,就很可能因大量地层气体溢出及地层高压突然释放而导致井壁失稳、气体燃爆等井下复杂情况,也不利于储层的发现和评价;同时地层可燃有毒气体泄漏会引起地面人员及装备等安全事故,增加气体钻井风险。这就要求气体钻井必须建立一套新的气测体系。这一体系须响应快、灵敏度高,能适应气体钻井高钻速、高注入量、低迟到时间等应用条件,为气体钻井安全提供保障。为此,分析了实施气体钻井排砂管线返出气体在线检测的意义、目前气体钻井气测存在的问题．以及目前工业应用中多种常用气体检测方法的适用范围及响应特征,结合气体钻井现场应用条件,提出了改进方向,对完善气体钻井返出气体检测技术具有一定的指导作用。     

气体钻井钻柱摩阻转矩影响因素分析

随着国内外气体钻井技术的不断发展,气体钻井技术与水平井等钻井技术相结合在致密低渗油气藏开发方面展现了巨大的潜力。对于气体钻井来说,气体钻水平段时摩阻转矩问题突出,大福增加了水平段轨迹控制的难度和风险,因此,不仅需要有良好的钻井设备,还需要依靠钻井工艺技术及基础理论支撑。以钻柱力学中软杆模型为基础对气体钻井钻柱摩阻转矩影响因素进行分析研究。研究结果表明:随着摩擦因数的增加摩擦阻力、转矩相应增加;随着转速的增加摩阻力减小,转矩增加;随着起钻速度的增加摩擦阻力增加,转矩减小。对普通钻井液钻井和气体钻井进行了对比,气体钻井的摩阻转矩要大于普通钻井液钻井。同时分析了接头对气体钻井摩阻力及转矩的影响。     

巴彦河套油田钻井提速关键技术研究及应用

以巴彦河套油田为例进行实际案例分析,首先介绍了巴彦河套油田的基本情况和钻井作业的流程,分析了当前钻井作业存在的问题和面临的挑战,概述了钻井轨道优化的原理、方法和实践,以及井眼轨迹控制的技术手段和措施,最后针对巴彦河套油田的实际情况,提出了相应的钻井轨道优化和井眼轨迹控制措施,以期为其他油气田的钻井作业提供借鉴和参考。     

南海深水钻井井控技术难点及应对措施

深水钻井井控存在着海床不稳定、地层破裂压力低、地层压力窗口窄、以及存在浅层气、浅层水流、气体水合物和海底低温等诸多问题。在对国内外深水井控技术充分调研的基础上,针对南海深水钻井井控特点和难点,结合近年南海深水钻井设计和作业实践经验,详细分析了深水钻井井控存在的地层压力窗口窄、溢流监测困难、压井难度大和压井作业时间长、井控设备复杂、存在水合物风险等问题,研究提出了有针对性的解决方案,并以南海深水井为例介绍了深水井控的具体措施。     

深井小间隙尾管固井作业风险评价方法

深井小间隙尾管固井作业面临井深、窄间隙、高温、高压、窄安全密度窗口、油气活跃等难题,导致固井作业风险越来越大,因此必须提前有效识别施工过程中存在的风险并采取必要的控制措施。针对深井小间隙尾管固井作业中存在的风险,基于层次分析方法与模糊综合评价方法建立了三级风险评价体系架构,进而构建了深井小间隙尾管固井风险评价方法。在此基础上,运用计算机技术编制了一套深井小间隙尾管固井作业风险评价软件,从而实现了深井小间隙尾管固井作业风险大小的有效量化以及可能发生风险结果的预测分析。实例分析表明,本文所建立的评价方法可以分析深井小间隙尾管固井作业中存在的相关风险,进而采取相应的控制措施确保固井作业的安全,具有一定的推广应用价值。     

LG地区提高超深井钻井速度的技术途径

LG地区侏罗系下部地层油气显示活跃,地层压力与显示强度在横向上差异较大并难以准确预测,岩石固有强度普遍低于气体钻井临界强度,井眼不稳定问题较为突出。为解决以上难题,利用测井手段并结合实钻资料分析了LG地区地层压力剖面特征、侏罗系地层气体钻井的井眼稳定性和主要钻井工程地质问题,提出如下技术措施：①合理控制气体钻井的深度,有效规避气体钻井的作业风险,提高气体钻井效率;②在侏罗系下部地层不适合气体钻井的层段,实施欠平衡钻井和PDC钻头复合钻井,来进一步提高超深井钻井速度。     

长裸眼中单根气及后效气产出层位精准定位技术及应用

渤海油田的勘探正逐步向深层、超深层迈进，深井井身结构存在裸眼段长、同一裸眼段压力系统复杂、钻遇多套油气层、压力窗口窄等特征，在油气勘探过程中，钻开油气层后，是否精准掌握地层气、单根气、后效气及气体上窜速度直接关系到现场钻井液密度调整、油气层保护及井控安全。精确定位单根气及后效气产出层位能提高现场监督决策效率，从而提高作业时效，规避作业风险，是安全钻井的前提。建立单根气及后效气组分智能化分析模型，并形成了一套精准定位单根气及后效气产出层位技术，通过精确掌握单根气、后效气及气体上窜速度，有利于指导现场优化下步作业方案，提高作业时效，有效保障井控安全。     

气体介质条件下的固井技术

近年来,四川油气田大力推广应用了气体钻井技术,对于大幅度提高机械钻速和避免井漏等钻井复杂情况起到了十分重要的作用。为了避免气体钻井结束后替入钻井液可能引发的井漏、井眼不稳定等复杂情况,缩短钻井周期、降低钻井成本,进一步提高固井质量,在川渝地区探索实践了气体介质条件下339.7 mm表层套管和244.5 mm技术套管共18井次的干井筒固井作业,基本形成了一套气体钻井后干井筒（井眼内为纯气体时的井筒简称为干井筒）固井工艺技术方案与措施。在干井筒固井施工过程中,主要作业环节的工艺技术包括：气体介质条件下井眼准备及下套管技术、非连续液相注水泥技术等,并介绍了防井漏、防井壁失稳、防环空堵塞等技术。实践表明：干井筒固井施工的固井质量明显高于常规固井的质量;注水泥浆施工工程风险小;可消除气体钻井结束后替入钻井液再固井作业可能带来的井下复杂情况。     

ＤＸ１井高压高产储层氮气安全钻井技术

针对高压、高产储层氮气钻井过程中储层“岩爆”以及高速流体携带岩屑对井控设备的冲蚀作用,开展了高压、高产储层氮气安全钻井技术研究。通过结合前期氮气钻井作业中存在的井控安全风险问题,采用井口装置升级改造、井控地面管汇优化改进、井下内防喷工具改善、井控监测与控制系统提升等措施,提高了井控设备 的抗冲蚀冲击能力,实现了风险及时预测以及井控系统远程自动化控制。通过后期氮气钻井现场应用表明,该技术有效地保证了储层氮气钻井的安全钻进,对今后高压、高产储层氮气安全钻进提供了技术支持。     

特殊井钻井设备技术配套与完善

气体钻井作为一种特殊工艺井,随着该技术的深入推广应用,施工中发现一些工艺问题,为此根据现场需求进行了气体钻井注气参数监测系统、可调式固定基墩、排砂管线防损弯头/三通改进、放气撬远程控制技术等技术配套,通过这些技术配套,使气体钻井设备运转更加可靠安全,解决了许多现场施工中存在的问题,使气体钻井更加完善,有效地促进了气体钻井现场应用效果。     

钻完井专业化技术服务安全管理探讨

随着勘探开发向“低、深、海、非”领域的发展,对钻井技术和服务的要求也越来越高,钻井专业化技术服务面临的风险越来越大。分析了钻完井服务专业存在风险的原因,提出控制风险的管理措施,重点强调了强化安全教育培训、提高作业人员综合技能,加强技术服务现场标准化建设、落实属地责任,大力开展作业现场绩效考核三个方面的管理措施,以期为钻完井专业化技术服务的进一步发展提供安全保障。