钻探公司数字化转型产生的经济效益探究

钻探公司传统的组织模式和运行方式在数字经济推动下,正逐渐与信息技术、工业技术深度融合,新模式、新产业、新业态持续优化升级,为增加企业经济效益提供了支持。论文立足数字化转型的时代背景,探究钻探公司经济效益实现的措施,旨在为钻探公司优化生产模式提供借鉴,助力公司经济发展。

新型随钻扩眼防卡钻具技术在川中地区高石梯—磨溪构造的应用

四川盆地中部地区高石梯—磨溪构造侏罗系自流井组—三叠系须家河组渗透性强,钻井过程中虚厚泥饼形成快,起下钻作业存在阻卡频繁发生、划眼井段长、处理复杂情况时间长等技术难题。为此,基于对多口井阻卡发生原因、处理过程的分析,从微扩眼工具设计、钻井参数优化、钻井液性能优化、防卡技术等方面开展技术攻关,形成了新型随钻扩眼防卡钻具技术。研究结果表明:(1)创新扶正器偏心结构设计,自主研制随钻偏心微扩眼器,可在阻卡风险井段有效扩大井径;(2)创新配套弯螺杆,优选钻具组合,优化钻井参数,强化安全措施,有利于降低卡钻风险;(3)强化钻井液性能,有效控制失水,有利于缓解高渗透性地层钻井段虚厚泥饼的快速形成。通过上述研究,建立了“弯螺杆(带扶正器)+扶正器+偏心微扩眼器”新型随钻扩眼防卡式钻具的技术组合。在川中地区高石梯—磨溪构造3口井的钻井中,现场试验应用结果表明:该项技术在起下钻作业中的扩径减阻(扩大井径、减少阻卡风险)效果显著,单井平均阻卡损失时间降低93%。新型随钻扩眼防卡钻具技术的成功应用,对容易发生起下钻阻卡的井段实现优快钻井有技术参考意义。

川渝地区复杂深井多层系多岩性地层取心技术

川渝地区复杂深井超深井储层发育、层系多、岩性杂、地层破碎,钻井取心作业中堵心卡心复杂情况频繁发生,存在取心收获率难以保障、单次取心进尺少、取心机械钻速低、取心作业周期长的技术难题,严重影响取心质量与取心效率。为此,针对川渝地区地层分布特点、作业难点持续技术攻关,优化取心钻头、取心工具、取心参数、取心工艺,形成了川渝地区复杂深井多层系多岩性地层取心技术。应用结果表明:(1)创新研发的三筒取心、旋转割心、螺杆取心、满尺寸取心技术,有利于减少堵心卡心,提高单次取心进尺、取心机械钻速;(2)形成的川南页岩气井取心作业新模式、下川东—川中区域超深井长筒取心技术、储气库大斜度井取心技术、川渝地区深层煤岩取心技术,满足不同区域取心需要,屡次创新国内系列施工纪录,支撑了取心作业高质量高效率完成,取心收获率在97.68%以上,取心作业周期缩短20.73%以上。

关于石油钻井工程质量的分析及其防漏堵漏工艺的探究

在石油钻井工程中,为了更好地加强对工程质量的控制,必须切实加强防漏堵漏工作的开展,才能促进整个石油钻井任务顺利的完成。

川渝地区9000 m级超深超高温超高压地层安全钻井技术实践与认识

四川盆地蓬莱区域蓬深6井以9 026 m的钻达井深创下亚洲陆上最深直井纪录。其最高地温超过200℃,最高地压超过150 MPa,地层岩性复杂,井漏、垮塌、缩径、污染、溢流事件多发,对钻井作业中的工具、仪器、工艺提出严峻挑战。为此,设计了精细的钻井方案:(1)建立超深超高温小井眼防卡与井眼轨迹控制技术,实现了1 246 m长段小井眼安全钻井;(2)针对性采用长段漏垮同存安全钻井技术、长段膏盐层进行缩径与盐溶预防、酸性气体污染治理、大井眼长段重负荷套管安全下入等技术,有效预防了上部地层漏、塌、卡、缩事件的发生,全井故障复杂时率控制在10%以内;(3)集成应用长寿命强攻击型PDC钻头、复合钻头,高抗扭抗高温螺杆、垂直钻井系统,完善钻井泵、高压管汇等关键设备配套,以提高钻井速度。实钻结果表明:集成应用9 000 m超深超高温超高压钻井技术,不仅安全完钻,钻井周期仅561 d,且创下川渝地区套管下入的最大重量(6 800kN)、上提最大吨位(5 500kN)等20项创新施工纪录,为后续万米特深井钻探积累了经验。

钻柱腐蚀疲劳寿命评价和影响因素分析

油气钻井过程中钻柱受力复杂,容易发生断裂情况,根据现场情况评价钻柱腐蚀疲劳寿命可以为钻柱安全使用提供依据。从现场实用角度,通过轴向力、循环应力和疲劳极限的计算,对比了基于疲劳系数、寿命百分数和旋转计数的钻柱疲劳评价方法,并考虑了腐蚀的影响。分析结果表明,当在严重狗腿度的井段钻进时,弯曲应力和屈曲增加将加快钻柱疲劳失效;当对应的机械钻速降低、转速增加时,钻柱的剩余使用寿命将进一步降低;当发生较严重的腐蚀时,钻柱剩余使用寿命将迅速降低。在高抗拉井段和狗腿度变化大的井段的钻柱应定期倒换使用,以保障现场钻具安全规范使用。

提高志留系龙马溪组螺杆取心收获率技术

志留系下统龙马溪组页岩致密,常规取心钻速低,采用新工艺螺杆取心后,取心钻速提高50%以上,但受掉心多发以及单次取心进尺差异大影响,实际操作可行性较低,从而使螺杆配套取心技术难以发展与推广。针对高转速螺杆取心作业难点,深入分析龙马溪组各小层岩石特性和螺杆取心技术特点,开展螺杆选型和取心参数优化研究,形成了龙马溪组螺杆长筒取心工艺技术。研究结果表明:①优选螺杆,并分层段优化取心排量控制方法,控制岩心直径大小,防止割心环节发生岩心抽筒;②采取停泵割心并优化循环排量,防止循环过程中岩心掉井。该技术在Z301、Z221井龙马溪组现场试验,2口井共取心7筒次,取心进尺174.50 m,心长173.73 m,收获率99.56%,岩心收获率显著提升,实现了螺杆取心工艺技术突破。该技术可在页岩、砂岩、石灰岩、铝土质泥岩等可钻性较差地层推广应用,解决取心钻速低的难题。

三维地质导向在地质工程一体化实践中的应用

随着非常规油气藏水平井提产、降本、增效需求的提高,地质工程一体化已经成为必不可少的勘探开发策略。非常规水平井钻井面临着来自地质和工程多方面的挑战。为了实现产能突破和效益开发,并且出于降本和提早建产的实际需求,非常规油气藏多采用水平井进行早期开发,地质上的不确定性不仅影响了水平井的钻遇率,同时增加了施工风险,降低了钻井时效。在工厂化、集约化的布井指导思想下,轨迹形态复杂的大位移三维井成为必然,进一步增加了钻井施工难度。实践证明,只有采用高效的地质导向方法,优化水平井轨迹,才能够在保证甜点钻遇率的同时,降低钻井风险,保证有效完井改造,实现效益开发。三维地质导向是建立在地质工程一体化理念上的新一代导向方法,其核心是地质导向模型重构和高精度三维地质建模,发挥"井工厂"的优势,利用水平井作为控制提高模型精度,为钻前轨迹设计优化、实钻地层预判和轨迹预调提供支撑。三维地质导向是不依赖于随钻测井工具的独立的地质导向方法,能够显著降低钻井成本,在中国页岩气和致密油水平井钻井实践中取得了良好的效果。

多压力系统中钻井安全作业密度的确定和应用——以四川盆地五探1井?333.38 mm井眼钻井为例

四川盆地东部达州—开江古隆起上的风险探井——五探1井设计?333.38 mm钻头钻经的地层层位多、压力系统复杂,钻井过程中要钻遇气层、易漏层、易坍塌层,如何确保合理的钻井液密度以安全顺利钻达目的层是一个必须要研究并解决的问题。为此,通过分析研究该井工程技术难点及处理技术手段,在总结井控安全密度、垮塌抑制密度、缩径抑制密度、厚泥饼临界密度、漏失密度等5种安全作业密度求取方法的基础上,提出了安全作业密度的解决方案并进行了现场应用。结果表明:(1)在气显示活跃、缩径井段,选择井控安全密度、缩径抑制密度二者中高者为安全作业密度;(2)在井漏、垮塌为主的井段,选择井控安全密度、垮塌抑制密度二者中高者为安全作业密度,再辅以堵漏和其他工程技术措施提高地层承压能力;(3)五探1井顺利完成?333.38 mm井眼段钻井,井身质量全优,?273.05 mm套管顺利下到位。结论认为,利用上述解决方案成功地破解了该井多压力系统安全钻井的技术难题。

探讨水平井钻井技术及其在石油开发中的应用

近些年来随着我国经济的快速发展,生产与生活中需要的石油量也越来越大。目前,在石油开发中水平井钻井技术已经成为了重要的技术之一。文章就水平井钻井技术存在的问题与解决措施及其在石油开发中的应用效果等方面进行探讨。

四川盆地磨溪–高石梯区块定向钻井关键技术

四川盆地磨溪–高石梯区块采用“螺杆+MWD”钻进ϕ215.9 mm定向井段时,由于造斜点深、地层温度和钻井液密度高、地层复杂,存在井眼轨迹控制困难、托压严重、机械钻速低等问题。为解决这些问题,通过优化井眼轨道、优选个性化钻头、配套水力振荡器提速工具、制定降摩减阻和预防压差卡钻等技术措施,形成了ϕ215.9 mm定向钻井关键技术。磨溪–高石梯区块ϕ215.9 mm定向井段应用定向钻井关键技术后,降低了井眼轨迹控制难度,有效减轻了定向托压现象,提高了机械钻速,降低了井下卡钻风险,ϕ215.9 mm定向井段的钻井时间由应用前的44.75 d缩短至27.51 d,定向井段提速效果明显。研究和现场应用表明,ϕ215.9 mm定向钻井关键技术能有效解决磨溪–高石梯区块ϕ215.9 mm定向井段钻进过程中存在的技术难点,可在该区块推广应用。

川渝地区深层破碎地层取心工艺优化研究

川渝地区取心作业层位多,裂缝发育,地层破碎,渗透性强,堵心、卡心、阻卡复杂多,单次取心进尺少,起下钻次数多,取心作业效率低。文章开展了取心作业起钻原因、堵心卡心处理效果分析,并以取心工具、取心参数、工艺操作优化为核心,创新形成堵心及卡心复杂判断与快速处理、阻卡复杂预防与处理等特色取心工艺技术。研究结果表明:以钻压、泵压、扭矩、钻时等关键参数为核心,建立了堵心卡心复杂判断与初期处理方法,降低了起下钻次数;创新实施旋转割心工艺,解决了高渗透性井段阻卡复杂预防、割心困难问题;?215.9 mm及以上井眼选用川8-5型取心工具,?149.2 mm井眼选用川6-5型取心工具,有利于提高取心作业阻卡复杂处理能力。该工艺技术在蓬莱含气区、天府含气区等重点区域试验与应用5口井,累计完成取心进尺263.10 m,取心收获率高达99.08%,平均单次取心进尺由9.42 m提高至13.85 m,最高单次取心进尺27.50 m,取心作业时间缩短32.14%。在其他区域类似地层推广应用深层破碎地层取心工艺,有利于缩短取心作业周期,降低钻井综合成本,加快了川渝地区新区域新层系勘探开发、产能建设步伐。

交通运输对石油天然气开采的影响及对策

石油、天然气均属于不可再生资源,伴随着工业化的进步,交通运输业的发展,对石油的用量不断剧增,而随着对天然气低污染、高效能认识的增加,越来越多的目光也关注到对天然气的使用上来。交通运输行业是主要用能部门,其节能工作的成效对中国建立资源节约型社会,保障全国节能工作的有效实施具有重要意义。本文就近几年来交通运输当中,在石油天然气开采方面所造成的影响和对策进行分析,希望可以提供一些参考和指导。

川中高石梯区块优快钻井技术及其应用

为了充分了解和掌握四川盆地中部高石梯区块的优快钻井技术,为高石梯—磨溪区块天然气钻井提速提效提供技术参考,针对川中高石梯区块岩层埋藏较深,地层高温、高压、含硫化氢等情况,以纵向上多产层、多压力系统且岩石硬度高、可钻性较差等钻井难题为研究对象,在总结近几年钻井试验施工情况的基础上,分析了该区钻井周期长、机械钻速低的原因,找出了一套适应高石梯区块钻井的提速技术方式和适应区块工程地质特点的优快钻井技术。研究结果表明:①地层岩性复杂交错、岩石强度与可钻性差异大,导致机械钻速低;②在整个井筒钻井时,同一裸眼井段内可能并存着多个高低压层,钻井作业风险较大;③高温、高压、高含硫的地层特点对钻井液性能限制较多,同时钻井液密度窗口较窄。结论认为:①优化井身结构可以大幅度缩短直径311.2 mm井段的钻井周期;②合理选择、使用复合钻头对机械钻速的提升具有显著的效果;③针对不同岩性的地层,采取不同的技术参数强化方式,也是高石梯区块钻井提速的重要环节。

刍议石油企业信息化建设经济效益有效性

结合具体情况分析了石油企业信息化建设的价值,并提出了能够加强石油企业经营管理过程中信息化建设的有效途径,希望能够促进石油企业信息化建设经济效益的进一步提升。

基于社会经济不断发展探讨燃气管道工程的方案优化和施工技术管理

随着我国城市化进程的逐渐加快,燃气管道工程的数量也随之增多,全社会对于燃气的需求也在不断扩大,基于此,有效优化燃气管道工程的设计方案和施工技术管理,不仅能够在一定程度上节约建设成本,还能促进工程的优化升级,进而为社会的可持续发展提供坚实的技术保障。本文主要研究社会经济高速发展下燃气管道工程的方案优化和施工技术管理要点。

石油钻机一体化集成控制设计

钻机司钻操作室作为整个石油钻机的控制枢纽,其集成度的高低对钻机管理维护、工作效率、工人操作强度有很大的影响,针对钻机司钻操作室集成控制问题,通过钻机司钻操作室一体化集成技术设计,采用软件+网络的数字化技术整改原分离控制的司钻操作室,制作全新的一体化集成司钻操作室。集成司钻室系统采用优化设计的集中控制台+司钻专用座椅的方案,(司钻专用座椅由集成了钻机、顶驱和机械手等设备操作控制软件的触摸屏、操作手柄和控制键盘组成,集成了的司钻操作和仪表显示)。改进的司钻控制系统,减轻了司钻的工作量,提高了工作效率,对我国石油钻机的自动化、集成化、信息化具有重要的指导作用。

石油机械设备管理与维护工作探究

随着我国经济不断发展,对石油的需求量逐渐增多。为了提高石油的开采量,这就对石油设备要求越来越高。在石油开采过程中,开采石油的设备至关重要,如果其在运行过程中出现故障,将会影响整个开采流程。所以,石油企业必须重视设备的管理和维护,保持设备的最佳运行状态,维持设备的稳定性能。本文后续就上述内容展开详细分析。

石油钻机自动送钻控制系统的设计

石油钻机控制系统设备种类多,分布较松散,生产管理和设备自动化水平要求高。通过分析在网络复杂环境下的工业控制系统,以钻机集成控制系统为例提出具有网络化、集成化的钻机控制系统。该系统运用以太网技术与现场总线技术实现系统控制,以数据远程传输为手段实现现场设备可视化,随着Web嵌入技术的应用实现了“移动工业”控制系统。

页岩气钻井工程机泵参数优化研究

随着国内深井、超深井、页岩气井技术的发展,钻井工艺不断更新,对泥浆泵参数性能提出更高要求。本文以某地区页岩气钻井工程参数及存在问题为对象,分析计算了高泵压下泥浆泵及动力参数匹配,给出了该地区页岩气钻井工程页岩气各井段动力需求及机泵参数优化推荐值;经负荷计算,从动力使用的角度给出了单机泵是否需要配套的依据;在水平钻进井段,提出单泵运行提高生产时效的机泵参数使用建议。