基于极限平衡法的煤层钻井井壁稳定性解析模型

考虑煤层割理、裂隙随机分布及近井壁被切割成块体的特点,建立非均匀地应力和钻井液压力共同作用下的煤层井眼稳定性解析模型。假设井眼附近围岩为拟连续体,采用连续介质理论和岩石断裂力学获取了井壁附近的应力场分布,并借助极限平衡理论分析和Mohr-Coulomb准则,推导了块体滑落作为煤层井壁坍塌条件的解析判据公式。以块体滑落位置和滑落面积为控制条件,利用PFC离散元软件验证了解析模型的准确性。结果表明,对于煤层钻井,钻井液压力越大,井壁坍塌可能越严重;I型块体和III型块体极易滑落引起井壁坍塌,II型块体滑落的条件在于其临近块体先行滑落;对于沁12-10-70-X井,钻井液压力在9.5 MPa左右时,井壁坍塌程度最低,增大或减小钻井液压力均使得井壁坍塌加剧。     

水合物分解对钻井液侵入影响的一维数值模拟研究

海洋含水合物地层往往是具有渗透性的多孔介质体,钻井过程中钻井液不可避免地会与它发生能量和物质交换,水基钻井液驱替侵入水合物地层和温差下热传导导致的水合物分解这二者是耦合在一起的,其侵入可描述为一个包含相变的非等温非稳态渗流扩散过程。在综合分析钻井液侵入含水合物地层特性的基础上,结合水合物开采数值模拟以及常规油气藏钻井液侵入模型,建立了一维径向钻井液侵入含水合物地层的侵入模型。利用编程,分析了钻井液侵入水合物地层时地层压力、各相饱和度和温度的分布规律。     

塔河油田TK233X斜直井钻井技术

TK233X井是塔河油田一口施工难度较大的“S”型长裸眼斜直井，二开φ241．3mm裸眼井段长达4346m，裸眼段长，钻遇地层复杂，地层压力存在较大差异，井身结构与井眼轨迹特殊，在井深4966m以下，定向钻进。该井的关键技术是控制好井眼轨迹，提高钻井液的防缩径阻卡、稳定井壁能力和润滑性，通过合理的钻具组合及MWD的随钻监测来调整钻井参数，根据实钻情况，基本实现了井眼畅通，携岩能力强，井眼稳定无阻卡现象，定向造斜顺利，测井下套管一次到位，确保了安全、快速、优质施工。被甲方评为了优质井。     

长庆气田储气库井大井眼钻井液技术

储气库是储备天然气战略资源和天然气生产调配的重要手段，具有良好的社会和经济效益。储气库钻井施工中，由于井眼尺寸大，会出现井眼清洁、井壁失稳、井下漏失等问题。针对上述问题，优化现有钻井液技术，有效减少井下复杂情况发生，形成了一套使储气库井大井眼井眼清洁、井壁稳定的超分子堵漏技术。现场应用表明，使用该技术钻井液动切力≥0.3 Pa，满足井眼清洁需求；完钻密度≤1.20 g/cm³，滤失量≤6 mL，保证了井壁稳定；使用超分子凝胶堵漏剂，地层承压能力可提至1.36 g/cm3以上当量密度；处理复杂情况损失时间占比由原先的10%下降至5.26%，满足储气库建设需求。     

架岭607-3-3井钻井液技术

架岭607-3-3井是一口高难度滩海陆采的大斜度、大位移井。该井完钻井深3405m,最大井斜60.6°,水平位移长达2296.5m。针对该井地层岩性较差和大位移井施工难点,通过优化钻井液工艺技术,应用无机凝胶和聚合醇无毒分散钻井液。现场应用效果表明:这2种钻井液性能稳定,流变性好,携岩能力强,低毒环保,有效解决了井壁稳定、井眼净化、润滑防卡等3大技术难题,很好地满足了滩海大斜度大位移井的施工要求。     

天然高分子双保钻井液在DF2水平井中的应用

针对DF2井钻井液维护技术重点及难点,在该井A点前使用天然高分子双保钻井液体系,使用过程中该钻井液体系具备良好的流变特性、携带、悬浮岩屑的能力和润滑性能,满足了该井一开、二开钻井施工和地质录井的需求。在下套管过程中井眼稳定,顺利下到3109.01 m无阻卡显示。     

塔河油田TK479井井径控制技术

TK479井是塔河油田一口钻井液施工难度较大的长裸眼深井，二开φ241．3mm井眼长达4207m，裸眼跨度大，钻遇地层复杂，上下地层存在较大压差，井身结构特殊。该井施工的关键技术是提高钻井液的防缩径阻卡、稳定井壁能力和润滑性，因此长裸眼上部缩径井段选用了优质低固相强包被不分散阳离子钾基聚合物钻井液体系，长裸眼下部易扩径井段选用了阳离子钾基防塌聚磺钻井液体系。由于钻井液技术措施合理且实施到位，施工过程中钻井液性能稳定，易于维护，悬浮携带能力强，润滑性能好，井眼畅通，实现了无阻卡现象，井眼稳定，基本无掉块、坍塌现象，保证了测井、下套管一次到位，确保安全、快速、优质施工。     

伊拉克鲁迈拉油田优化固井技术

伊拉克鲁迈拉油田地层破裂压力低,技术套管固井易发生漏失,生产层页岩层发育导致井眼不规则,存在"大肚子"和井眼缩径、固井顶替效率低、固井质量难以保证的情况。为此在后期固井施工中,通过分析地层特性,从影响固井质量的几个关键因素出发,优化堵漏技术措施。利用固井设计软件,优化扶正器下放数量,通过室内试验优选抑制性加重钻井液,控制调节不稳定页岩层钻井液性能参数,将钻井液API失水量控制在4mL、密度1.35g/cm3,优化固井工艺措施,形成了一套适合该地区的综合固井技术。现场试验中,固井质量合格井段达到了80%以上,优于同区块其他队伍施工井段。     

王587区块长裸眼定向井钻井液技术

介绍了胜利油田王587区块的简要地质特征,以及该区块长裸眼定向井润滑防卡、井眼净化、井壁稳定和防盐水侵等4个技术问题的解决方法。列举了现场应用情况及钻井液性能。实践证明,所采用的钻井液工艺技术较好地满足了该区块长裸眼定向井施工对钻井液的要求。     

浅层、大尺寸井眼水平井的钻井实践与认识

结合胜利油田王庄地区郑411区块郑科平1井的设计与施工情况，详细介绍了我国第一口浅层、大尺寸井眼、裸眼施工的水平井的施工难点、钻进技术措施、完井组合套管一次性下入、钻井液技术及完井作业等情况。该井成功实践对今后类似大尺寸井眼的施工具有指导意义。     

赵庄矿冲孔钻孔优化布置与研究

为确保赵庄矿冲孔钻孔合理布置，采用COMSOL数值模拟软件内嵌流固耦合方程，对不同冲孔出煤量的有效抽采半径进行了模拟。结果表明，冲孔出煤量的增加可有效提高钻孔有效抽采半径，瓦斯抽采180 d时，冲孔钻孔每米出煤量为0.50，0.75，1.00 t的有效抽采半径分别为5.3，5.6，6.0 m。不同出煤量钻孔瓦斯抽采效果的差异性随着抽采时间的延长显著增强；钻孔冲出煤量与瓦斯有效抽采半径之间的演变规律呈线性关系。现场冲孔钻孔影响半径考察试验结果表明:现场冲孔出煤困难时，钻孔每米极限出煤量0.75 t的影响半径为5 m。     

基于无线测量技术的煤矿工程随钻设备设计

为实现针对井下钻进设施的实时控制，研究设计了一套基于无线测量技术的煤矿工程随钻设备，综合运用倾角传感器、工具面向角传感器、磁方位角传感器等小型传感设备来采集钻井设施当前的姿态参数，通过防爆计算机对各项参数实施编码与计算，并在视频器上实现钻进轨迹参数的图形化显示。经应用试验后发现，研究所提出的煤矿工程随钻设备信号传输距离长、解调准确率高，可充分兼容结构较为简单的钻杆，控制过程稳定。     

井下水平钻机数据采集的实现

基于井下水平钻进作业的实时监测需求，提出了一种井下水平钻机数据采集系统的实现方案。针对井下水平钻机的作业环境和工作特点，提出了井下嵌入式数据采集装置和井上工控机两级的采集系统实现方案，针对嵌入式数据采集装置的实现方案的深入研究，提出了系统架构的具体设计方案，进行了完整的相关硬件和软件研究和设计, 并通过实验和数据分析验证了设计方案的可行性。     

非均质煤层瓦斯分布特征及钻孔抽采瓦斯运移规律研究

为了提高煤矿瓦斯抽采率，节约瓦斯抽采时间，分析了非均质煤层瓦斯分布特征及钻孔抽采瓦斯运移规律，采用透气性系数研究了非均质煤层瓦斯压力分布特点；分析了非均质煤层单钻孔瓦斯压力分布、原始瓦斯压力、原始透气性系数对有效抽采半径的影响。研究对指导现场瓦斯抽采以及促进煤矿安全生产具有重要意义。     

囊袋式“两堵一注”带压注浆封孔工艺关键参数技术研究

针对杨河煤业顺层钻孔存在封孔质量差、抽采浓度低和有效抽采时间短等难题，通过理论分析和现场试验，确定了杨河煤业囊袋式“两堵一注”带压封孔工艺技术参数，验证了囊袋式“两堵一注”带压注浆封孔技术在杨河煤业的适用性。试验表明，在考察时间内，试验组平均瓦斯抽采浓度提高了4.5%～13.5%，效果显著，同时减少了钻孔漏气，为下一步瓦斯抽采提供了可靠的技术支撑。     

煤矿下向抽采钻孔积水诊断与积水量计算方法研究

煤矿下向抽采钻孔孔深、孔径小,且瓦斯抽采孔的数量和钻进深度急剧增加,如何有效地排出下向钻孔中积存的水,成为了高效抽采瓦斯、保证煤矿安全生产的一大难题。针对下向抽采钻孔积水的问题,在直观诊断法的基础上,提出了基于下向钻孔抽采流量、抽采负压变化曲线和放水量多数据关联分析的下向钻孔积水异常诊断方法。通过激光测距计算钻孔内积水量,建立积水判断标准,以提前预测下向钻孔积水状态,包括下向钻孔不积水、轻微积水、中等积水和积水严重,为及时采取有效的排水措施奠定基础。     

定向长钻孔整体水力压裂增透技术在赵固二矿的应用

针对赵固二矿煤层透气性低、钻孔有效影响半径小,实施定向长钻孔代替底板岩巷进行区域瓦斯治理期间钻孔工程量大、瓦斯抽采效果不理想的问题。结合煤层赋存特征及钻孔施工情况,采用定向长钻孔整体水力压裂增透技术,理论分析了合理坐封位置、压裂参数,完成200 m煤巷条带一次整体压裂,最大泵注压力24.3 MPa、累计注水量1 613 m³。并基于煤层全水分变化,考察确定了单个钻孔压裂影响范围达到巷道两帮30 m,有效改善了煤体储层特性,提高了煤层瓦斯抽采效率。在实现定向钻孔对预抽煤巷条带可靠控制的同时,最大程度降低了钻孔工程量、缩短了瓦斯治理周期,为实现矿区“以孔代巷”及高效安全开采提供了技术支撑。     

极低透气性构造软煤瓦斯抽采技术应用研究

为解决白坪煤矿极低透气性构造软煤瓦斯抽采质量差的问题,理论分析了影响极低透气性构造软煤瓦斯抽采效果的主控因素,提出了基于工程化思维,系统考虑封孔工艺、钻孔修复及二次卸压增透的穿层钻孔瓦斯抽采新工艺技术体系。优化封孔工艺结合钻孔修复及二次卸压增透新工艺技术,使得瓦斯抽采平均浓度提高1.41～1.85倍,单孔平均瓦斯抽采量提高3.11～3.85倍,证实了新瓦斯抽采工艺技术在白坪煤矿极低透气性且应力敏感性强的全层构造软煤瓦斯抽采中的优势,旨在为该类煤层瓦斯抽采新工艺技术的大面积推广应用提供相应的科学依据。     

加载与卸载过程瓦斯抽采钻孔变形特征

抽采钻孔的稳定性影响到抽采工程效果的好坏。工作面回采过程中,由于支承压力随工作面推进的移动,采动影响范围内的抽采钻孔受到加载、卸载应力的作用。为得到加卸载条件下抽采钻孔变形及破坏规律,采用数值模拟的方法对不同应力变化速率下钻孔的破坏进行了计算,共设计10种计算方案,得到了不同加卸载应力变化速率下的钻孔塑性区分布范围及孔壁位移曲线。同时依据数值计算得到的卸载应力变化速率与孔壁变形相互关系,建立了考虑卸载应力变化速率的钻孔周边切应力计算模型。研究结果表明:加载过程中,加载速率对钻孔周边的破坏范围及孔壁位移不产生影响;卸载过程中,钻孔周边破坏范围与初始卸载应力及卸载速率相关,在进行抽采钻孔布置时需综合考虑钻孔的受载力学特征。     

基于COMSOL Multiphysics模拟的瓦斯抽采钻孔合理间距研究

为考察坪上煤业主采3号煤层的合理抽采钻孔间距,利用瓦斯在煤层中的运移和渗流规律,结合实测煤的参数条件,在相同的抽放负压、抽放时间等影响条件下,运用COMSOL Multiphysics有限元软件模拟了不同钻孔间距时所抽煤层在抽采时间为400 d时钻孔影响范围内煤体瓦斯含量变化规律,得出了满足抽采时间条件下的合理钻孔间距为5 m。结合矿井2305（上）回采面巷道内开展了不同钻孔间距实测,在相同的瓦斯地质参数及抽采系统条件下,连续抽采且观测时间达到400 d时各钻孔的瓦斯抽采纯量和钻孔浓度变化。确定了在抽采时间达到400 d时,抽采钻孔间距为5 m时的钻孔瓦斯浓度为35%、流量为0.04 m3/min,受抽采系统影响明显;而间距在6 m的钻孔的流量和浓度仍保持自然衰减特征。模拟和现场实测均验证了该矿瓦斯抽采钻孔间距布置以5 m最佳,该研究为实际生产过程中确定合理的钻孔间距提供理论依据,为矿井瓦斯抽采布局及瓦斯治理提供了技术保障。