钻井技术论文模板(10篇)

导言：作为写作爱好者，不可错过为您精心挑选的10篇钻井技术论文，它们将为您的写作提供全新的视角，我们衷心期待您的阅读，并希望这些内容能为您提供灵感和参考。

篇1

在钻井工程全面完工，交井验收合格以后，依据完钻井深度，井筒所下套管的规格及尺寸，是否存在钻井工程质量等完井数据资料，按不同井型、井别，是否冬季施工，区分钻前、钻井、固井，分类别按不同子目套用相应区块的钻井工程定额的计价形式，来计算其每口井的钻井工程费用。采用以钻井工程定额为计价依据的结算方式，可操作性强，结算工作速度快，不存在扯皮现象；但定额子目涵盖不全，不能完全满足特殊区块特殊钻井结算的需要。

1.2双方协商定价的结算方式。

针对特殊区块的特殊井，在现有钻井工程定额子目涵盖不全无法按钻井定额正常结算的情况下，甲乙双方采用协商定价的结算方式。这种协商定价是由甲乙双方各相关部门的领导和概预算管理人员，根据钻井实际施工工作量，参照钻井部分定额，经过双方多次反复谈判协商，最终达成共识。例如，2007年兴古7区块有12口井均采用这种协商定价的方式结算。采用这种结算方式，往往易发生甲乙双方的扯皮现象，在结算时间非常紧张的情况下，结算工作迟迟不能落实，把问题都留到最后。不利于单井结算资料的形成，无法分析单井相关费用的构成，给一些资料统计和归档工作带来困难。

2以钻井工程定额为计价依据结算方式存在的问题

2.1现行兴隆台油田的钻井工程定额

只有开发井子目，而没有评价井子目，其井别类型不全面，使评价井和滚动开发井投资控制无据可依。

2.2现行兴隆台油田定额钻井周期对应的井深最深开发井为3000米（水平井定额只有2700米），而该区块的实际完钻井深为大多数为4000~5000米，有的井已达到5400多米，均远远超出该定额井深。

2.3钻井定额的泥浆费用

其定额含量是按三开井小井筒考虑的，而实际所钻井的井身结构为四开井，大井筒。以兴古7-H3井为例，其定额为276元/米，井深4052米，其定额消耗为111.84万元，而实际消耗为619.42万元，相差507.59万元。

2.4钻井钻头，现行定额钻头含量很低。

仅以兴古7-H3井为例，定额仅为14.13元/米，以井深4052米，其定额钻头费用为5.73万元，而实际消耗钻头为27只，约为198万元，相差192.27万元，定额含量严重不足。

2.550D、70D钻机，没有与之相应的定额，也没有可以参考的子目项。

近两年，随着钻井技术的不断进步，钻井进尺越来越深，有的井已超过五千多米，钻井工艺越来越复杂，原来的ZJ32、ZJ45小钻机承载负荷满足不了新钻井工艺要求，并存在不安全因素，因此50D、70D钻机应用越来越多。

3对建立健全与勘探钻井工程技术水平相适应的定价和结算机制的几点意见

3.1完善现行钻井工程定额，确保钻井结算有据可寻。

在保证现行定额相对稳定的前提下，适当编制钻井工程定额补充估价表，建立健全科学合理的钻井工程结算计价依据，提高钻井结算工作速度，避免在结算时互相扯皮现象的发生。

3.2引入竞争机制，以完全承包方式进行钻井结算。

引入竞争机制，以招投标方式，通过竞争优化施工队伍，公平合理的确定钻井工程造价。这种承包方式就是，经过前期仔细认真的测算，以不同的区块、井别、井型、井深、钻机型号来确定不同的承包费用。

3.3采用“日”费制与其它费用相结合的结算办法。

根据钻井工程日费定额，按钻井天数计算，再加上钻头、泥浆、柴机油、套管等主要材料费用；对钻前费用、固井费用均按固定费用计取；同时根据钻井设计确定钻井的难易成度，另加风险金，最终确定该井的全部钻井工程费用。

4按钻井工程定额结算时应注意b的主要事项

4.1钻井周期的确认。

对于探井、滚动控制井、开发井，以及水平井、定向井，应按不同井别、井型严格加以区分、区别。对超深部分周期的确认，应尽可能的做到公平、合理。

4.2钻机型号的确认。

钻机型号越大，所需要的费用就越高，因此在结算时要认真核实该钻井的钻机型号，严格按照定额来执行。

4.3对套管尺寸及长度的确认。

一口井的套管费用在钻井工程中占有很大的比例，因此在结算中要认真按照该井井史核对每口井各层所下套管的规格、型号以及套管的长度。

篇2

石油天然气钻井工程是油气勘探与开发的首要工程,被称作“石油工业的火车头”。钻井作业规模大、投资多、风险也非常大,其对人力、物力和财力的巨大耗费。钻一口油气井不仅要承担基本工程作业钻井,还需要附带钻井的设计、测量、勘查、物件安装、物资供应以及测井、固井、录井等辅助工程作业。由于其规模巨大和结构复杂,所以非常难于协调和组织。钻一口油气井通常需要耗费资金几百万元以上,甚至千万上亿元。而且,石油、天然气等资源是埋藏在地底下,其形成、迁移、汇聚及储藏环境都极其复杂,也意味着钻井作业过程中将可能遇到各种各样的未知因素和作业风险。因此,随着钻井工程作业的逐步进行,受地下各种不确定因素的影响,风险加大,随时可能造成需要投资的增加。自2000年以来,国内石油钻井成本呈现出逐步上升的趋势,为此不断强化成本控制与成本管理对减少钻井工程投资,提高钻井企业和油气企业的经营效益有着非常重大的意义。

一、国内钻井成本管理的现状分析

钻井成本包括直接费用(如套管、钻头、泥浆、柴油、常用材料、直接人工成本等)、间接费用、利润、风险费、相关税费和单位管理费用等相关成本。国内成本管理的概念即指管理者在满足了用户需求的基础上,再进行成本控制,降低成本的行为;主要采取成本预算、成本控制、成本核算、成本考核等一系列措施。基于石油钻井生产规模广、投资大、高风险等特征,钻井作业的成本管理一直是人们广泛关注的话题。在近年油田开采储量逐年降低的趋势下,研究如何减少钻井作业的成本对油田综合效益的提高有着重大作用。钻井行业的财务管理人员综合考虑钻井行业的特征,并结合企业运用完全成本法进行会计核算的现状,总结出一套适应于石油行业的成本作业管理方案,不过以进行成本控制的眼光来看,还是有很多地方不能适应新的形势。

二、国内石油钻井成本控制的重点和难点

对近年来我国钻井行业成本控制现状进行分析,不难发现目前我国钻井行业生产经营活动中面临的主要问题,同时也是导致我国钻井行业的成本不断增加的主要因素,突出表现为以下几点:

1、钻井设备更新不及时,有很严重的老化现象,加大了维修成本。由于大量钻井行业一直用着多年前购置的旧设备,没有及时更新换代,设备老化严重,大部分设备超限期使用,甚至个别设备净值接近于零。陈旧的设备要保持正常运作,就必须要增加修理维护的资金。

2、钻井技术不发达,周期长,钻井作业没有足够的安全保障。尽管国内钻井技术在上个世纪80年代之后一直保持着持续发展的速度,但仍然落后于国际先进钻井水平5-10年,特别是在智能钻井、多分支并、复杂结构井、挠管钻井等钻井技术更是没有任何研究或尚在起步阶段,水平井的应用还没有达到产业化水平,钻井信息技术、钻井模拟技术、随钻测量技术等这些先进技术依然不强。由于国内缺乏强有力的钻井技术水平和技术储备,大大地增加了我国在大部分复杂地质条件下的石油钻井成本。对国内石油资源的顺利开发和利用造成了很大的影响。

3、成本管理体制过于粗放缺乏力度和精度。具体是指钻井作业和成本产生之间的互动关系无法通过目标成本管理为主要目的的管理体系表现出来,制定目标成本有一定的随意性,且其起伏没有一定的规律,产生异常,没有完善的奖惩制度对成本控制过程进行规范。

4、物价持续上涨导致钻井作业成本增加。主要表现在人工及主要材料价格(如套管、钻头、泥浆、柴油、常用材料等)的持续上涨、产生了先进的钻井工艺、政府各方调整了相关政策以及企业管理等各个角度,而主要人工及主要材料价格上涨、先进钻井工艺产生的这两个因素导致钻井成本的增加。

强化我国的钻井技术和进行管理创新是解决以上存在问题的关键,或者说这也是加强钻井行业成本控制的重要途径。对于强化钻井技术和进行管理创新,加强我国钻井行业的成本控制,我们可以借鉴国外部分钻井行业的成功经验。

三、国外钻井成本管理控制的先进经验

1、积极开发先进技术,以持续提高的技术水平达到控制成本的目的。科学技术是第一生产力,推广应用新工艺、新技术是降低钻井作业综合成本的有效途径。国外进行钻井成本控制采取的主要手段之一就是加大技术水平创新的投入力度,积极开发新技术和研制更先进设备,例如大位移井技术、地知道向接头、定向井、可调扶正器等等;与此同时,还注意要对钻井时的整体优化设计的加强。

2、注重改进承包商和作业者的关系,启用新型的项目管理模式。为国外采用了鼓励性承包方式和“联盟”来改善承包商和作业者的关系,这种方式是从传统的日费制承包、进尺制承包方式和总承包方式的基础上,再增加一些激励性的措施,出现的一种新型承包方式。这种承包方式,让承包商与作业者之间从传统的关系逐渐发展成为新型的综合服务与战略联盟的关系,根据实际情况,采取适合的承包方式,有利于有效的降低钻井成本。

四、钻井行业成本管理的对策和建议

为了加强我国钻井企业的成本控制,增强市场竞争力,减少同外国同行业之间的差距,我国钻井行业应该加大力度强化钻井技术和管理创新。为此,提出如下对策和建议:

1、增加钻井技术的投入力度,发展先进技术,提高钻井效率。钻井速度是钻井作业的核心,目前陆上钻井每天费用在3万-5万元,而海上平台钻井每天费用更是高达30万-50万元;而事故是最大的浪费。为此提高机械钻井速度,减少事故发生次数,缩短钻井周期,是降低钻井成本、增强钻井行业经济效益极为行之有效的手段。“工欲善其事,必先利其器”,提高钻井速度,必须发展和启用先进的钻井技术和设备,要加大科技投入,积极推广新工艺、新技术。

2、加强现代化生产管理手段的运用,强化钻井过程中的管理创新。在钻井行业钻井作业中,贯穿价值工程分析方法,用以来降低行业钻井成本,进行成本控制,这是进行事前控制的重要方法。在整个钻井作业过程中可以系统的运用价值工程分析方法,从钻井的设计到其完工,都可以把价值工程分析方法贯穿其中,进行事前的预测和功能评价,择出选优方案,有效的降低风险,避免资源的浪费和无效功能的产生,从而达到进行钻井成本控制的作用。

3、加大设计力度,贯彻事前效益论证与事后评价对比的有效考核制度。设计是进行造价控制的关键,应该贯彻形成事前效益论证与事后评价对比的有效考核制度,加大对工程设计效益论证工作的力度,对远远没能达到事前预期效益的项目或超出预期的项目要建立有效的奖惩机制,有效的减少并控制要进行事后追加投资项目的存在,从而达到控制投资成本的目标。

4、采取先进科学的成本管理方法,增强成本控制的作用。重视对钻井成本动因的评价分析,做到对成本从源头开始进行控制。进行钻井成本动因分析即在钻井成本管理中运用作业成本计算法(ABC)。所谓成本动因,也叫成本驱动因素,是指决定成本发生的那些重要的活动或事项,它可以是一个事项、一项活动或作业。成本动因是成本行为支配因素,它将决定成本的产生,同时也可以作为进行成本分配的标准。根据钻井工程的生产过程的特征,我们可以将钻井过程划分为钻前中心、钻井中心、测录井中心、固井中心、完井中心等成本中心,将每一个作业中心作为一个小型制造企业对待,对各个中心进行具体成本动因分析,找出其中的关键性因素,以此作为成本控制的核心进行切入。

5、实现全程造价管理制度,加强对造价过程的成本控制和管理,实现技术经济一体化管理。工程预算管理部门应参与并监督钻井过程中投资估算、项目可行性分析、项目概算,项目预算、招标投标、工程结算、项目评价的全部过程,实现全程造价管理。从而实现事前控制、事中跟踪和事后评价,在成本控制过程中实现技术经济一体化的管理。严格控制“项目概算超投资估算,预算超概算,决算超预算”的“三超”现象发生。对于这种“三超”项目必须经有关部门严格审批后方可启动,以避免在项目施工时需中途追加投资,增加投资成本现象的发生。

6、加强对特殊工艺井数量的控制,优选部署区块,降低无效成本。随着欠平衡钻井、水平井等特殊工艺井工作时间投入的加大,导致钻井成本也随之逐年增加,在一定程度上导致了成本的上升。要优选部署区块,对高投入低产出的低效益井或者没有达到部署特殊工艺井要求的区块进行工作量的控制,加强论证和评价工作,确保特殊工艺井当前及长远的投资效益,让工作发挥出应有的效益,降低无效成本的发生,也能达到控制成本的目的。

7、加强对市场的开放力度,对市场计价规则和标准进行规范。以市场的需要来决定价格是钻井造价正常发展的必然趋势,要进一步加强对市场的开放力度,积极引入竞争机制,增强危机感,提高队伍的竞争能力。同时,对计价方法进一步规范,制定相应的计价标准,在公开的市场下,科学的计价规则能起到指导的作用,有效阻止无序竞争、恶意竞争和哄抬价格等现象的发生。当市场足够成熟,形成一定程度的开放度之后,市场价格将会慢慢的走向合理化,相对于目前的价格来说将有所上升。为防止市场价格出现不稳定的现象,保持市场的公平竞争,加强对市场开放力度时,也应该制定规范的定价方法,制定相应的计价标准,使市场在良性的竞争中维持有序的运行。

8、注重人力资源因素对工程成本控制与管理的影响。钻井作业的成本控制过程有很多个步骤,从前期的工程设计、钻井施工、施工中的控制管理到竣工结算等,每一个步骤都需要由相应的高学历高技能的人才来完成。在钻井作业中,员工在每一个步骤中对降低成本的方面都起到了非常重要的效应。因此,要做好钻井作业中的成本控制工作,就必须重视人才,并通过不断培训来提高员工的业务素质和操作技能,以适应技术不断发展的需要。要以人为本,采取相应的激励和约束机制,吸引和留住高素质、高技能人才,以提高钻井技术水平,减少事故复杂,降低成本费用的支出。

9、保持并增强钻井作业中的核心竞争力。核心竞争力是一个企业在竞争中拥有的不可忽视的优势资源、知识或能力,它是一种有独特价值、竞争对手难以模仿、带不走买不来和根植于企业的能力,核心竞争力能帮助企业获得持久的竞争优势,对公司的市场地位起着关键的作用。核心竞争力就好比是树的根系统,为整棵树提营养、水分和支撑,是企业拥有的核心技术和能力。不同的企业所表现的核心竞争力都是不一样的。对于钻井作业而言,核心竞争力就是其强大的设计制造能力和仪器设备,掌握着先进的技术水平,不仅能在竞争中取胜,也是在持续发展中有效降低成本的法宝。

参考文献:

[1]司光,魏伶华,黄伟和,郭正,陈毓云.影响钻井成本的主要因素与控制措施[期刊论文].营销与经济,2009;9

[2]魏伶华,张霞,周建平.石油勘探工程与工程造价[期刊论文].中国广播电视出版社,2005;7

[3]冯力丹.石油钻井作业成本动因研究[学位论文].西安石油大学,2007;05

[4]王成萍.国际石油钻井成本构成与测算[期刊论文].国际石油经济,2006;9

篇3

 

1 前言

设备是企业的重要支柱之一，设备的生产能力对企业可持续发展起着至关重要的作用[1]。俗话说“一流的设备才能加工出一流的产品”，要想保持设备的良好状态，则必须要有一流的设备管理。在石油钻井行业，钻井设备种类多而杂，使用过程中会产生许许多多的数据，如何管理好这些数据是一项重要的工作。在过去，主要依赖人工填写纸质资料来处理这些数据，后来发展到计算机软件管理。由于石油行业钻井施工的分散性和流动性石油，使用设备管理计算机软件也存在一些难题，设备的信息仅集中在后勤机关部门，没有延伸到野外施工的钻井队一级，这种情况使得设备数据库中的数据不能与现场数据进行实现实时更新。

为了更好地做好钻井设备管理工作，江苏油田信息中心开发了基于数据中心的钻井设备信息管理系统，实现了钻井设备管理的信息化、网络化。

2 解决方案

2.1设计思路

开发一个钻井设备信息管理系统，利用无线传输技术，将系统延伸到钻井队。后勤设备管理部门负责采集设备静态信息——设备基本信息，钻井队和维修部门负责录入设备维修信息，所有数据集中保存到基地数据中心，实现野外钻井队和后勤基地数据共享。

2.2功能设计

按照功能，将钻井设备信息管理系统划分为数据采集、生成报表、数据查询、代码维护、用户配置等，具体实现以下目的：

（1）数据采集

实现钻井设备信息的采集，具体分为静态信息和动态信息，静态信息是指设备基本属性，动态信息是指设备使用信息和维修信息。

（2）生成报表

根据用户输入的查询条件，按照给定的模版自动生成一定格式的报表，供用户进行下载和打印论文格式模板。

（3）数据查询

供用户使用不同的条件查询设备的静态信息和动态信息。

（4）代码维护

管理人员可以对设备类别等代码进行扩展维护。

（5）用户配置

管理人员可以对各类用户进行授权配置，使不同的用户能够操作不同的数据石油，从而保证系统的信息安全。

系统的结构组成见图1。

图1 系统结构组成示意图

3 系统功能实现

3.1软件设计

在石油行业，进行钻井施工作业的钻井队具有分散性和流动性的特点，如果采用常规的安装计算机软件的方法，将导致软件维护升级工作难度非常大。为了避免这个问题，采用了基于Web的形式，即B/S模式。

3.2编码

钻井队用到的设备类型多而杂，每一种设备需要关注的属性也不一样，为了解决这个问题，采用了编码的方法。

（1） 钻井设备类型编码

对油田用到的所有钻井设备进行分类，然后进行编码，具体情况见表1。

 

钻井设备代码

钻井设备名称

0100

钻机组成部件

0101

井架

0102

天车

0103

游动滑车

……

……

0200

工程设备

0201

钻井泵

0202

柴油机

0203

压风机

……

……

0300

钻井液设备

0301

振动筛

0302

除砂器

0303

篇4

前言

普光气田陆、海相地层复杂，深处的碳酸盐岩裂缝性气藏普遍存在多产层、多压力系统、高压、高含硫以及高陡构造，而且地层可钻性低、井眼稳定性差。喷、卡、漏、塌、斜、硬、毒（H2S）等复杂情况相对集中，断钻具、套管磨损等钻井难题多，造成钻井施工投入高，机械钻速和生产时效很低，周期长、难度大、风险大。采用空气钻井技术、空气雾化钻井技术和氮气钻井技术，极大的提高了钻井速度，解决了钻井周期长的难题，安全快速钻穿陆相地层，钻井工艺上取得了重大飞跃。

1 空气钻井技术

1.1 空气钻井工艺流程

空气钻井工艺是以空气为工作对象,用空压机对空气先进行初级加压,然后经过增压机增压后打入井中,最后完成携带岩屑的任务,具体流程见图1和图2。

图1 空气钻井工艺流程图

图2 空气钻井循环方式图

表1 空气钻井主要设备一览表

 

序号

名称

型号

参数

数量

1

增压机

FY400

74m3/min  15MPa

3台

2

空压机

XRVS 976

27.5m3/min  2.5MPa

10台

3

膜制氮

NPU3600-95

60.0m3/min  2.2MPa

1台

NPU1800-95

30.0m3/min  2.2MPa

1台

C5551-3600

60.0m3/min  2.2MPa

1台

4

雾泵

 

 

1台

5

方钻杆

/

5¼″

1根

6

滚子方补芯

/

5¼″

1个

7

地面配套管汇

 

/

2套

8

旋转控制头

FX35-3.5/7.0

/

2套

9

排砂管线

/

/

2套

10

可燃气体监测仪

/

/

4个

11

空气呼吸器

/

/

4个

12

H2S监测仪

篇5

随着钻井技术的发展，勘探、开发、采油过程中人们对地下油藏的逐步认识，套管钻井技术在大庆油田得到了研究与试验。通过现场试验，油层钻遇情况、工期控制、成本控制等达到了预期效果，说明套管钻井技术工艺的设计符合现场试验要求。套管钻井过程中，着重注意以下几个方面问题：

1套管钻井应用的范围

1.1套管钻井适用于油层埋藏深度比较稳定的油区。

由于套管钻井完井后直接固井完井，然后射孔采油，没有测井工艺对储层深度的测量、储层发育情况的评价，故此要求油层发育情况及埋藏深度必须稳定，这样套管钻井的深度设计才有了保证。

1.2适用于发育稳定，地层倾角小的区域。

由于套管钻井过程中不可避免地存在井斜，井斜影响结果就是导致完钻井深和垂深存在差异，井斜越大，这种差异越大。而地层倾角的大小、裂缝、断层等的发育情况，对井斜的影响起着重要作用。因此设计套管钻井区域地层倾角要小，裂缝、断层为不发育或欠发育，才有利于套管钻井中井斜的控制。

2套管钻井中的准备条件

就位钻机基座必须水平，为设备平稳运转及钻井过程中的防斜打直创造良好的条件。

套管钻井中所选择套管必须是梯形扣套管，因其丝扣最小抗拉强度是同规格型号圆形扣套管的2倍左右，能有效增大套管钻井过程中的安全系数；其次梯形扣套管，便于操作过程中上卸扣钻头优选条件必须满足施工中扭矩尽可能小，水马力适中的原则。根据扭矩的情况，可以考虑选择牙轮钻头和PDC钻头。因牙轮钻头数滚动钻进，能有效减少转盘及套管扭矩，但其要求钻压较大，不利于套管柱的防斜。PDC钻头需钻压小，一般（20-60KN），钻进速度较快，套管柱所受弯曲应力小，扭矩小，符合选择要求。在选择钻头的同时，还要求选好水眼。水眼过小，总泵压高，对套管内壁冲蚀严重，长时间高压容易损坏套管；水眼过大，钻头处冲击力低，将影响钻井速度。

3套管钻井施工中需注意几方面问题

3.1井斜控制问题

套管钻井过程中，井斜控制是首要问题，井斜直接影响到所钻井眼的垂直深度。也就是说油层的埋藏深度与所钻实际深度能否相稳合，关键取决于井斜。控制钻压10-30KN合理范围内钻进。由于套管钻井时，套管柱中没有钻铤和扶正器等，在加压过程中，套管柱受压极易弯曲导致井斜。因此钻井过成中要严格控制钻压，从这个角度讲，选择PDC钻头更适合于套管钻井。转盘转速控制为低转速，一般控制在60-120r/min内，低转速钻进过程，有利于套管柱的稳定，有利于井斜的控制。井架基座安装平直，保证开钻井口垂直，加强中途测斜监控，一方面便于了解控制下部井斜控制情况，另一方面便于计算垂深。

3.2套管保护问题

套管钻井完井后，套管柱直接留在井内，因此对套管保护很重要。要使用套管丝扣胶。套管依靠丝扣密封，在套管钻井过程中，要使用套管专用胶，保证丝扣部位密封可靠，联接牢固。套管防腐问题。套管钻进时，由于旋转，外壁受到磨损，其外防腐层容易脱落。内壁受到钻井液的冲刷，内防腐层也受到冲蚀。一是要求用于钻井的套管，做好内外涂层防腐；二是钻井中采用低转速小钻压钻进，有利于减少套管外壁的磨损，三是采用增大钻头水眼尺寸，降低管内泵压，减少钻井液对套管内壁的冲蚀。3.3钻井参数控制

钻压控制在10-30KN。一是有利于防止套管弯曲引起井斜；二是有利于减少套管扭矩，防止钻进过程中出现套管事故。

转速控制压60-120r/min。其优点是：①减少套管柱扭矩；②低转速钻进，有利于减轻套管柱外壁与井壁之间的磨损。

总泵压控制在6-7MPa以内。一是减少钻井液对套管柱内壁冲蚀；二是减少对回压凡尔的冲蚀磨损。

3.4完井工艺过程控制

钻头上部、套管柱底部安装回压凡尔，有利于固井施工后能实施敞压侯凝。完钻后要处理好钻井液的粘切性能，并充分循环洗井，为提高固井质量做好准备。固井施工采用压塞碰压固井，碰压后试压，并尽可能敞压侯凝。如果敞不住压，可实施蹩压侯凝，所蹩压力为最大替压三分之一左右，并分别在3小时后放掉50%，8小时后放尽。

4结论与建议

4.1套管钻井在大庆地区目前适用于700米以内，且地层稳定区域。

4.2由于受到井斜的影响，套管钻井井深受到限制。如何扩大套管钻井深度需要在钻压、转速、钻头选型、施工工艺等各方面进一步优化。

篇6

随着钻井技术的发展，勘探、开发、采油过程中人们对地下油藏的逐步认识，套管钻井技术在大庆油田得到了研究与试验。通过现场试验，油层钻遇情况、工期控制、成本控制等达到了预期效果，说明套管钻井技术工艺的设计符合现场试验要求。套管钻井过程中，着重注意以下几个方面问题：

1 套管钻井应用的范围

1.1 套管钻井适用于油层埋藏深度比较稳定的油区。

由于套管钻井完井后直接固井完井，然后射孔采油，没有测井工艺对储层深度的测量、储层发育情况的评价，故此要求油层发育情况及埋藏深度必须稳定，这样套管钻井的深度设计才有了保证。

1.2 适用于发育稳定，地层倾角小的区域。

由于套管钻井过程中不可避免地存在井斜，井斜影响结果就是导致完钻井深和垂深存在差异，井斜越大，这种差异越大。而地层倾角的大小、裂缝、断层等的发育情况，对井斜的影响起着重要作用。因此设计套管钻井区域地层倾角要小，裂缝、断层为不发育或欠发育，才有利于套管钻井中井斜的控制。

2 套管钻井中的准备条件

就位钻机基座必须水平，为设备平稳运转及钻井过程中的防斜打直创造良好的条件。

套管钻井中所选择套管必须是梯形扣套管，因其丝扣最小抗拉强度是同规格型号圆形扣套管的2倍左右，能有效增大套管钻井过程中的安全系数；其次梯形扣套管，便于操作过程中上卸扣钻头优选条件必须满足施工中扭矩尽可能小，水马力适中的原则。根据扭矩的情况，可以考虑选择牙轮钻头和PDC钻头。因牙轮钻头数滚动钻进，能有效减少转盘及套管扭矩，但其要求钻压较大，不利于套管柱的防斜。PDC钻头需钻压小，一般（20-60KN），钻进速度较快，套管柱所受弯曲应力小，扭矩小，符合选择要求。在选择钻头的同时，还要求选好水眼。水眼过小，总泵压高，对套管内壁冲蚀严重，长时间高压容易损坏套管；水眼过大，钻头处冲击力低，将影响钻井速度。

3 套管钻井施工中需注意几方面问题

3.1 井斜控制问题

套管钻井过程中，井斜控制是首要问题，井斜直接影响到所钻井眼的垂直深度。也就是说油层的埋藏深度与所钻实际深度能否相稳合，关键取决于井斜。控制钻压10-30KN合理范围内钻进。由于套管钻井时，套管柱中没有钻铤和扶正器等，在加压过程中，套管柱受压极易弯曲导致井斜。因此钻井过成中要严格控制钻压，从这个角度讲，选择PDC钻头更适合于套管钻井。转盘转速控制为低转速，一般控制在60-120r/min内，低转速钻进过程，有利于套管柱的稳定，有利于井斜的控制。井架基座安装平直，保证开钻井口垂直，加强中途测斜监控，一方面便于了解控制下部井斜控制情况，另一方面便于计算垂深。

3.2 套管保护问题

套管钻井完井后，套管柱直接留在井内，因此对套管保护很重要。要使用套管丝扣胶。套管依靠丝扣密封，在套管钻井过程中，要使用套管专用胶，保证丝扣部位密封可靠，联接牢固。套管防腐问题。套管钻进时，由于旋转，外壁受到磨损，其外防腐层容易脱落。内壁受到钻井液的冲刷，内防腐层也受到冲蚀。一是要求用于钻井的套管，做好内外涂层防腐；二是钻井中采用低转速小钻压钻进，有利于减少套管外壁的磨损，三是采用增大钻头水眼尺寸，降低管内泵压，减少钻井液对套管内壁的冲蚀。 转贴于

3.3 钻井参数控制

钻压控制在10-30KN。一是有利于防止套管弯曲引起井斜；二是有利于减少套管扭矩，防止钻进过程中出现套管事故。

转速控制压60-120r/min。其优点是：①减少套管柱扭矩；②低转速钻进，有利于减轻套管柱外壁与井壁之间的磨损。

总泵压控制在6-7MPa以内。一是减少钻井液对套管柱内壁冲蚀；二是减少对回压凡尔的冲蚀磨损。

3.4 完井工艺过程控制

钻头上部、套管柱底部安装回压凡尔，有利于固井施工后能实施敞压侯凝。完钻后要处理好钻井液的粘切性能，并充分循环洗井，为提高固井质量做好准备。固井施工采用压塞碰压固井，碰压后试压，并尽可能敞压侯凝。如果敞不住压，可实施蹩压侯凝，所蹩压力为最大替压三分之一左右，并分别在3小时后放掉50%，8小时后放尽。

4 结论与建议

4.1 套管钻井在大庆地区目前适用于700米以内，且地层稳定区域。

4.2 由于受到井斜的影响，套管钻井井深受到限制。如何扩大套管钻井深度需要在钻压、转速、钻头选型、施工工艺等各方面进一步优化。

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一、专业技术人员存在问题

（一）现场经验不足，处理复杂情况能力有待提升

近两年公司强化人才强企战略，青年技术人才培养力度大，提拔调整频繁，多人提拔到管理岗位上，其余资历老一点的优秀青年技术员也都在重点岗位上，另外，公司近几年选派了较大比例的优秀大学生开拓海外市场，现在国内钻井队中，仅有5名工程师是2008年以前分配的，其中有2人是中专生，其余井队的主要技术员是2010年分配的大学生，技术人员出现了断层，工作时间短，导致工作经验严重不足，遇到复杂情况不能及时处理。

（二）技术创新能力不足，综合技术水平有待提高

公司开展“技术创新成果评审”活动以来，很好的激发了一线技术人员创新积极性，2009年至今共收集技术创新成果400余篇，从论文上报数量上看，是逐年递增的，从论文质量上看，是不断提高的。但是，通过对上报的技术创新成果综合分析，技术人员仍然存在三方面的问题，一是技术人员创新意识还有待提高，根据《技术创新管理规定》技术人员每季度应上报创新成果，但实际上每次评审前都需要办公室一再督促提醒，二是技术人员创新思路还不清晰，多数上报的技术创新成果是对口井、钻井工艺的总结，技术创新首先就是在于对已有的技术进行全面分析、梳理的基础上。三是技术人员的综合技术水平有待加强。通过一年的技术工作分析，基层专业技术人员在技术监控上还有盲点，在技术措施的执行上还有欠缺，导致技术人员不能及时发现问题。

（三）自主学习意识不强，理论联系实际能力有待加强

主要表现为四方面：1.业务理论学习意识不强。公司利用一切机会组织技术培训班，致力于提升技术人员的业务素质，但是专业技术理论学习是一个不断积累的过程，主要还是要依靠平时的学习积累，部分技术人员忽视了日常的学习，主要体现在技术比武时，多数人员理论考试成绩不理想。2.实践操作能力不强。部分技术人员因为个人懈怠或者是队上不敢放手让技术人员操作练习等原因，理论联系实际能力较差，明明是都学过的知识，遇到实际复杂情况就慌了手脚，不能及时有效处理。3.忽视文化学习，导致文字总结能力不强。主要体现在上报的论文写作水平较差，从论文的格式、排版、文字的组织、公式的编写、表格的使用都存在一定的问题。另一方面，不注重文字写作能力学习，导致上报的述职报告、工作总结等材料，水平较差。4.协调沟通能力不强，部分技术人员会出现与井队正副职或者职工因沟通不良出现各种矛盾，以致出现工作积极性下降，甚至消极怠工或者粗暴对抗的现象。

二、主要措施

（一）调整技术人员职能分工，改进培训方法

要求工程师24小时住井，强化技术措施的执行，由技术办公室安排住井工程师兼职导师，带领技术人员学习对复杂情况的处理，并对每一次处理情况认真撰写总结。充分利用QQ群，电子邮箱等网络工具，由技术办公室每周带领技术人员学习1个案例，主要分析公司在钻井过程中遇到的复杂情况、出现过的技术事故等，同时，大家可以及时交流生产中的技术难题，技术人员可以把遇到的问题发送到QQ群讨论，或者发送给主管师，由主管师进行解答。每季度生产例会后组织1次考试，考试内容以本季度发送的复杂情况处理为主。采取“请进来、走出去”的培训方法，组织技术人员到相关单位学习，到管具公司学习各种接头、工具的使用，到地质公司学习地层的分析、特点，到测井公司学习看图，到定向井公司学习定向知识，增强职工的实践能力，防止纸上谈兵。请相关专家来公司授课，重点讲授钻井新工艺、新技术，开拓思路，提高能力。每个季度组织工程师短期培训班，由技术办公室有针对性的就一个课题进行讲解，着重讲解区域钻井技术、特殊工艺井技术、新工艺、新技术或者为技术人员解疑答惑、组织交流座谈。每次技术例会要求工程师将问题写在纸上上交技术办公室，由钻井主管师针对问题进行分析讲解。

（二）充分利用“技术人才团队创新工作室”

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1. 水平井准确着陆的录井资料应用

1.1 采用地层对比方法指导水平井着陆

首先将邻井及设计井钻遇的单层厚度换算成垂厚度，绘制海拔对比图。然后选用标准层，标志层，利用电性、岩性组合特征进行地层对比，提高预测精度，确保准确着陆。

坪63-平1钻井设计时，先对照邻井坪63-11、坪63-12的资料，将其钻遇的NmⅡ6层（目的层）厚度换算为垂直厚度并绘制了海拔对比图，以便于在钻进过程中实时对比监测。

坪63-平1设计层位NmⅡ6，钻至NmⅡ5层顶时，与邻井对比，发现地层比设计深了6米。调整钻井井身轨迹。最后证实目的层顶面-1722米，比原设计-1717米低了5米，及时对井身轨迹设计进行了优化和调整，更改着陆点和井斜角，将着陆点下沉，并将井斜角做相应调整，完钻后水平段实钻油层164米，日产油10吨，取得了良好的效果。

1.2 利用钻时、岩屑、气测等资料确定水平井着陆

在钻井参数不变的情况下，钻时大小在一定程度上反映不同的岩性特征，可以用它来划分储层。当即将钻至目的层深度时，要格外重视钻时资料，发现钻时变小，及时停钻循环，同时还可利用气测、定量荧光等资料来确定钻头是否进入油层。

坪104-5平14井钻至2138米时机械钻速增大，泥浆循环岩屑录井发现砂岩明显增多，气测发现全烃升高，分析钻头进入目的层，确定着陆。由于判断准确，及时进行钻进参数及泥浆配方调整，顺利进入靶点，按照钻井设计轨迹钻进，水平段钻遇油层185米，投产日产油12吨。

1.3 利用LWD资料验证水平井着陆

由于LWD仪器的探测器距钻头有十米多的距离，测量的电性资料相对滞后，但随着进尺的增加，探测器的前移，它能准确反映已钻地层的信息参数，从而对着陆起到验证作用。

坪63-平2井原设计1940米着陆进入油层，当钻至1942米时，气测全烃由5.7%升至34.9%，LWD资料滞后，测深1932米，电阻率仅为7Ωm，于是保持钻速与井斜角不便，同时进一步进行观测，随着进尺的增加，钻至1953米时，电阻率增高，证实钻头进入油层。井身轨迹按照钻井工程设计运行，继续钻进达到目标位置完钻，水平段钻遇油层184.8米，日产油15.2吨

2.水平段井眼轨迹控制的录井技术

2.1 气测组分比值法

气测组分比值法的基本原理是依据烃湿度比值与烃平衡比值的差异和变化来进行分析的。

进入油层前，由于钻井液混油，烃湿度比值Wh、烃平衡比值Bh的数值接近，两曲线几乎重叠；进入油层后，由于浅层气测显示烃组分主要是甲烷气，因此，Wh值变小而Bh值变大，两曲线分离。我们可以利用气体比值法进行地层分析和地质导向。

2.2 井身轨迹追踪图导向

以横坐标表示水平位移，纵坐标表示垂深（或海拔深度），选择适当的比例，建立直角坐标系。着陆后首先修正并绘制好井身轨迹图，再根据实钻测斜资料，描绘实钻井身轨迹图，并重点标注岩性、电性变化的深度。导向监督将修正后的轨迹与实钻轨迹进行分析对比，及时提出导向措施。

2.3 LWD导向技术

LWD仪器能测量地层的深浅电阻率和自然伽马强度。现场根据自然伽玛变化和深浅电阻率的交汇情况，结合构造资料，判定钻头在油层中所处的位置和岩性情况。一般进入油层时，深电阻率阻值提前增高，而且浅电阻率的增加缓于深电阻率；在油层中，钻头接近于顶、底时，浅电阻率阻值最初不发生明显变化，但深电阻率阻值降低。

坪104-5平6井钻进过程中全程LWD导向，在2136米，伽马值由100降至52，深电阻率由8升至20，浅电阻率由6升至100，确定着陆，钻至2183米，电阻率阻值下降，伽马值上升，至2300米，电阻率阻值下降，伽马值上升，与井身轨迹对照，可以明显地看出水平段位置。最后水平段钻遇油层155米，日产油7.9吨。

3.水平井录井实施过程中的难点及对策

3.1 水平井录井难点

1）岩屑录井

岩屑录井是发现油气显示最直接、最有效的方法，但水平井钻井通常采用“PDC钻头和螺杆钻具结构”来提高钻井速度，岩屑细，甚至呈粉末状，相互混杂，造成岩屑代表性差，影响准确定名。

2）断层影响

断层位置不落实，会使得现场无法找到油层而大量损失钻井进尺，或在水平段控制中油层突变或缺失，减少油层钻遇长度。

3）储层中的隔层影响

对于陆相沉积的复杂断块油田，地层纵向分布复杂，往往有泥质或灰质夹层或隔层，钻进过程中难以正确判断钻头所处的油层位置，给现场制定地质导向措施带来很大困难，进而减少水平段钻遇油层长度，影响了水平井的开发效率。

4）油水界面不准

由于断块油藏倾角、油层展布特点等影响，对油藏的认识不可能完全准确，特别是油水界面还有可能随着开发过程的变化而发生变化，如果原设计水平段为油层，但因实际油水界面可能上移，使海拔较低部分为水层，从而影响开发效果。

5）油层提前

当提前钻遇油层时，会导致钻头以小井斜角钻遇油层，使得钻头进入油层过深影响油气开发效果，此外还会使着陆点附近造成凹兜状轨迹，给后续的采油作业施工带来较大困难。

6）油层滞后

油层滞后会导致现场依据设计井斜角达到水平位移和设计垂深后，不能钻遇油层，损失水平段长度。同时，如果下抠幅度过大，也会造成类似油层提前似的状况，使井身轨迹产生较大的“狗腿弯”，对采油作业带来不利影响。

3.2 水平井录井技术对策

以上因素都导致了深层水平井钻井、录井的复杂性和困难，在长期的实践中，生产技术人员通过摸索发现，通过以下方法可以有效地规避风险，提高钻井的成功率。首先在设计着陆点50米范围内要求必须有实钻井控制，水平段轨迹多设靶点，靶点尽量有实钻井控制；其次水平段轨迹方向应沿着砂层走向设计，避免砂层的横向尖灭；第三在水平段控制过程中，井身轨迹尽量控制在油层顶部，这样在钻遇泥岩时，有明确的方向，避免判断失误；最后建议在设计深层水平井时，目的层最好是油层组。

4.结论

1）水平井地质导向中，应根据构造形态、正钻井与邻井位置关系制定合理的靶前距，对钻头进行先期导向。

2）利用海拔对比图和井眼轨迹跟踪图，进行随钻地层对比，校正井斜，引导水平井顺利着陆。

3）进行随钻分析时，必须综合运用各项参数，以保证结论的准确。

4）提高所钻水平井区块的三维地震资料质量，在开发欠成熟区块，先钻定向井落实构造。

5）水平段轨迹方向应沿着砂层走向设计，避免砂层的横向尖灭。

6）在水平段控制过程中，井身轨迹尽量控制在油层顶部，这样在钻遇泥岩时，有明确的方向，避免判断失误。

7）设计深层水平井时，目的层最好是油层组。

参考文献：

[1] 塔里木油田开发事业部.钻井监督指南.石油工业出版社. 2004年第一版

[2] 沈琛.地质录井工程监督. 石油工业出版社. 2006年第1版

[3] 本书编写组.地质监督与录井手册. 石油工业出版社. 2004年第1版

[4] 本书编写组.钻井手册（甲方）. 石油工业出版社. 1992年第1版

[5] 郎东升. 油田开发水淹层录井评价技术. 石油工业出版社. 2006年第1版

[6] 郎东升. 油气水层定量评价录井新技术. 石油工业出版社. 2004年第1版

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作者单位：牟德强（胜利油田胜利动力机械集团有限公司，山东东营257032）

孙佳俊（胜利油田胜利动力机械集团有限公司，山东东营257032）

刘庆雷（胜利油田胜利动力机械集团有限公司，山东东营257032）

1前言

现在，油田钻井使用柴油成本高，油田内部支持以气代油节能减排，降本增效。同时，从油田反映使用双燃料机组情况来看，减排和节支效果不太理想，更倾向于用纯天然气机组。开发钻井动力用天然气机的目的是在满足钻井动力性要求的情况下，利用天然气作燃料，最大限度地降低钻井成本，实现节能减排、清洁生产。如果钻井动力用天然气机经验证性能可完全取代柴油机，那么会在油田进行全面普及，将开创油田钻井新局面，使油田经济效益和社会效益双丰收。本文通过对一台12V190天然气机的性能对比试验，模拟钻井动力性能需求变化，系统研究了各工况机组参数变化，验证了钻井动力用天然气机的可行性。通过优化配置和改善燃气控制、调速等系统，初步确定和设计出适合钻井动力用的天然气机基本配置及型式。

2正文

2.1柴油机井队应用现状

大部分井队配置3台柴油机，驱动2台泥浆泵、一台发电机、转盘和压缩机，适合于“三开”钻井作业。12V190柴油机配置现在多采用2台1000kW加上1台882kW，认为阶梯型功率配置节能。1500r/min的柴油机实际使用转速空车时在1350r/min，带载后的转速在1250~1300r/min。作业中突加负荷转速最低一般降到1130r/min，最大转速下降量为160r/min。据考察，柴油机运行点常在外特性线上。负荷突增幅度最大的工况为提钻，此时柴油机不带注水泵，只带电机，柴油机从200kW突加450kW,达到了650kW。在竖井架和撤井架时用单台柴油机工作在1000r/min。因此，通过对钻井时柴油机应用现状的了解，针对12V190天然气机进行了模拟试验。

2.212V190天然气机有关参数和配置

表1发动机有关技术参数和配置

型号

T12V190Z D

型式

四冲程、V形、增压中冷

气缸数

12

气缸直径，mm

190

活塞行程，mm

210

总排量，L

71.45

活塞平均速度，m/s

7

活塞压缩比

（8~9）：1

旋转方向

逆时针（面对输出端）

起动方式

24V直流电机起动或气马达起动

点火方式

火花塞电点火

点火次序

1-8-5-10-3-7-6-11-2-9-4-12

点火系统

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1 海上钻井发展及现状

1.1 海上钻井可及水深方面的发展历程

正规的海上石油工业始于20世纪40年代,此后用了近20年的时间实现了在水深100m的区域钻井并生产油气,又用了20多年达到水深近2000m的海域钻井,而最近几年钻井作业已进入水深3000m的区域。图1显示了海洋钻井可及水深的变化趋势。20世纪70年代以后深水海域的钻井迅速发展起来。在短短的几年内深水的定义发生了很大变化。最初水深超过200m的井就称为深水井;1998年“深水”的界限从200m扩展到300m,第十七届世界石油大会上将深海水域石油勘探开发以水深分为:400m以下水域为常规水深作业,水深400~1500m为深水作业,大于1500m则称为超深水作业;而现在大部分人已将500m作为“深水”的界限。

1.2海上移动式钻井装置世界拥有量变化状况

自20世纪50年代初第一座自升式钻井平台“德朗1号”建立以来,海上移动式钻井装置增长很快,图2显示了海上移动式钻井装置世界拥有量变化趋势。1986年巅峰时海上移动式钻井装置拥有量达到750座左右。1986年世界油价暴跌5成,海洋石油勘探一蹶不振,持续了很长时间,新建的海上移动式钻井装置几乎没有。由于出售流失和改装(钻井平台改装为采油平台),其数量逐年减少。1996年为567座,其中自升式平台357座,半潜式平台132座,钻井船63座,坐底式平台15座。此后逐渐走出低谷,至2010年,全世界海上可移动钻井装置共有800多座,主要分布在墨西哥湾、西非、北海、拉丁美洲、中东等海域,其中自升式钻井平台510座,半潜式钻井平台280座,钻井船(包括驳船)130艘,钻井装置的使用率在83%左右。目前,海上装置的使用率已达86%。

2我国海洋石油钻井装备产业状况

我国油气开发装备技术在引进、消化、吸收、再创新以及国产化方面取得了长足进步。

2.1建造技术比较成熟海洋石油钻井平台是钻井设备立足海上的基础。从1970年至今,国内共建造移动式钻采平台53座,已经退役7座,在用46座。目前我国在海洋石油装备建造方面技术已经日趋成熟,有国内外多个平台、船体的建造经验,已成为浮式生产储油装置(fpso)的设计、制造和实际应用大国,在此领域,我国总体技术水平已达到世界先进水平。

2.2部分配套设备性能稳定海洋钻井平台配套设备设计制造技术与陆上钻井装备类似,但在配置、可靠性及自动化程度等方面都比陆上钻井装备要求更苛刻。国内在电驱动钻机、钻井泵及井控设备等研制方面技术比较成熟,可以满足7000m以内海洋石油钻井开发生产需求。宝石机械、南阳二机厂等设备配套厂有着丰富的海洋石油钻井设备制造经验,其产品完全可以满足海洋石油钻井工况的需要。

2.3深海油气开发装备研制进入新阶段目前,我国海洋油气资源的开发仍主要集中在200m水深以内的近海海域,尚不具备超过500m深水作业的能力。随着海洋石油开发技术的进步,深海油气开发已成为海洋石油工业的重要部分。向深水区域推进的主要原因是由于浅水区域能源有限,满足不了能源需求的快速增长需求,另外,随着钻井技术的创新和发展,已经能够在许多恶劣条件下开展深水钻井。虽然我国在深海油气开发方面距世界先进水平还存在较大差距,但我国的深水油气开发技术已经迈出了可喜的一步,为今后走向深海奠定了基础。

3海洋石油钻井平台技术特点

3.1作业范围广且质量要求高

移动式钻井平台(船)不是在固定海域作业,应适应移位、不同海域、不同水深、不同方位的作业。移位、就位、生产作业、风暴自存等复杂作业工况对钻井平台(船)提出很高的质量要求。如半潜式钻井平台工作水深达1 500~3 500 m,而且要适应高海况持续作业、13级风浪时不解脱等高标准要求。

3.2使用寿命长,可靠性指标高

高可靠性主要体现在:①强度要求高。永久系泊在海上,除了要经受风、浪、流的作用外,还要考虑台风、冰、地震等灾害性环境力的作用;②疲劳寿命要求高。一般要求25~40 a不进坞维修,因此对结构防腐、高应力区结构型式以及焊接工艺等提出了更高要求;③建造工艺要求高。为了保证海洋工程的质量,采用了高强度或特殊钢材(包括z向钢材、大厚度板材和管材);④生产管理要求高。海洋工程的建造、下水、海上运输、海上安装甚为复杂,生产管理明显地高于常规船舶。

3.3安全要求高

由于海洋石油工程装置所产生的海损事故十分严重,随着海洋油气开发向深海区域发展、海上安全与技术规范条款的变化、海上生产和生活水准的提高等因素变化,对海洋油气开发装备的安全性能要求大大提高,特别是对包括设计与要求、火灾与消防及环保设计等hse的贯彻执行更加严格。

3.4学科多,技术复杂

海洋石油钻井平台的结构设计与分析涉及了海洋环境、流体动力学、结构力学、土力学、钢结构、船舶技术等多门学科。因此,只有运用当代造船技术、卫星定位与电子计算机技术、现代机电与液压技术、现代环保与防腐蚀技术等先进的综合性科学技术,方能有效解决海洋石油开发在海洋中定位、建立海上固定平台或深海浮动式平台的泊位、浮动状态的海上钻井、完井、油气水分离处理、废水排放和海上油气的储存、输送等一系列难题。

4海洋石油钻井平台技术发展

世界范围内的海洋石油钻井平台发展已有上百年的历史,深海石油钻井平台研发热潮兴起于20世纪80年代末,虽然至今仅有20多年历史,但技术创新层出不穷,海洋油气开发的水深得到突飞猛进的发展。

4.1自升式平台载荷不断增大

自升式平台发展特点和趋势是:采用高强度钢以提高平台可变载荷与平台自重比,提高平台排水量与平台自重比和提高平台工作水深与平台自重比率;增大甲板的可变载荷,甲板空间和作业的安全可靠性,全天候工作能力和较长的自持能力;采用悬臂式钻井和先进的桩腿升降设备、钻井设备和发电设备。

4.2多功能半潜式平台集成能力增强

具有钻井、修井能力和适应多海底井和卫星井的采油需要,具有宽阔的甲板空间,平台上具有油、气、水生产处理装置以及相应的立管系统、动力系统、辅助生产系统及生产控制中心等。

4.3新型技术fpso成为开发商的首选

海上油田的开发愈来愈多地采用fpso装置,该装置主要面向大型化、深水及极区发展。fpso在甲板上密布了各种生产设备和管路,并与井口平台的管线连接,设有特殊的系泊系统、火炬塔等复杂设备,整船技术复杂,价格远远高出同吨位油船。它除了具有很强的抗风浪能力、投资低、见效快、可以转移重复使用等优点外,还具有储油能力大,并可以将采集的油气进行油水气分离,处理含油污水、发电、供热、原油产品的储存和外输等功能,被誉为“海上加工厂”,已成为当今海上石油开发的主流方式。

4.4更大提升能力和钻深能力的钻机将得到研发和使用

由于钻井工作向深水推移,有的需在海底以下5000~6000m或更深的地层打钻,有的为了节约钻采平台的建造安装费用,需以平台为中心进行钻采,将其半径从通常的3000m扩大至4000~5000m,乃至更远,还有的需提升大直径钻杆(168·3mm)、深水大型隔水管和大型深孔管等,因此发展更大提升能力的海洋石油钻机将成为发展趋势。