井口减阻装置的作用

㈠ 法国追风级轻型护卫舰的技术特点

该级舰的舰体设计简洁紧凑，其上层建筑与拉斐特级护卫舰有些类似，都采用侧壁内倾和干舷部外倾设计，消除了所有露天的两面角和三面角，以避免敌方雷达入射波反射。由于采用单个封闭式综合桅杆，减少了上层建筑上的各种电子设备布置，使得整个上层建筑简洁而有序。该级舰的舰桥巧妙的与上层建筑相融合，使之成为360度全景舰桥，在舰桥前部是隐匿在主甲板下的导弹垂直发射系统以及位于舰艇首部的舰炮。在舰首甲板上也没有明显的锚链机械设备。该级舰还同时在前后甲板采用了封闭设计，放置无人潜航器或无人水面艇的舱室入口均遮以反射网，导弹则布置在甲板下方。另外，在舰艇尾部还配备有直升机甲板。
为降低红外信号，追风级取消了传统的烟囱，而是用海水先将发动机排出的废气冷却，然后通过水线以下排放口排出，相较于拉菲特级采用不易产生红外辐射的玻璃钢来制造烟囱，再涂以一种低辐射涂料的方法，追风级“不仅治标、更要治本”的措施显然效果更好。此外，该级舰的前、后发动机以及柴油发电机产生的废气，首先将由海水注入系统进行冷却，然后再从水线或者水线以下排放。其中后发动机的废气经冷却后将被导入中央助推器，从而避免了推进系统产生的烟雾排向直升机甲板。追风级还利用弹性材料将舰壳与主发动机、柴油发电机及大多数噪声设备相隔离；精心布置管道与电缆，尽可能避免机械设备的振动传至舰壳；必要时采用柔性液压管道；优化舰艇外形设计，从而将航行时的噪声降到了最低限度。由于濒海作战将不可避免的遇到敌方水雷的拦截，因此该级舰安装有M、L和A型三种消磁环以降低磁信号。 追风级设计上的一大创新是倾斜封闭式导弹发射装置。到目前为止，包括拉斐特级在内的大部分护卫舰反舰导弹发射装置都是采用倾斜20度固定发射架。这种布置方式的最大缺点是增加了整个舰艇的雷达信号特征。与拉斐特级的“飞鱼”导弹发射装置布置在上层建筑的中部不同，追风级的反舰导弹发射系统布置在上层建筑前侧，并且可水平放置在甲板下。当需要发射反舰导弹时，发射装置可以抬升一定角度发射。这种设计不仅有效降低了舰艇的雷达信号特征，也使得发射装置可在波涛汹涌的海上得到很好的保护。
作为轻型护卫舰，追风级选择了中口径的奥托-梅莱拉76毫米或博福斯57毫米舰炮系统，用于濒海支援、反水面或防空作战；此外，该级舰还安装有30毫米防空速射炮。这种武器搭配模式充分保证了其作为轻型濒海舰艇的任务弹性。
三种型号的追风级均可配备16枚马特拉MBDA海军型“米卡”导弹。其中，170和200型采用DCNS的“席瓦尔”垂直发射系统，用于发射射程更远的“紫菀”15舰空导弹。此外，200型还可使用增程型“海麻雀”舰空导弹，但需要在舰桥前部和后部分别安装I/J波段火控照射雷达。
近海作战将面临十分复杂的水下环境。为此，追风级护卫舰安装了避雷声呐（“追风”200为艇壳反潜声呐），该声呐采用了可伸缩设计，必要时还可提供独立的导航功能。鱼雷探测系统是一种候选的自卫手段，一旦选用，诱饵发射器将配用声诱饵弹。200型追风配有变深声呐和2具三管鱼雷发射装置，提供了较完善的反潜能力 追风级设计上的最大的特点就是淘汰了拉斐特级前后桅的传统设计，代之以一个先进的综合封闭式桅杆，这种单桅设计的主要优点是省出了大量上层建筑空间，既有利于隐身，也为在不大的舰体上安装更全面的武器系统提供了方便。拉斐特级在前桅上安装有红外探测器、卫星通信、雷达侦察等设备，在后桅杆上安装了“海虎”MK2对空/海警戒雷达。这种设计的主要目的是避免设备之间电子信号的相互干扰。现在DCNS已经成功解决了电磁兼容问题。新型桅杆的结构分为上下两部分。下半部分是可承受一定重量的圆锥形雷达罩，其内容纳了一部C波段对空监视和目标指示雷达。由于圆锥形雷达罩的独特设计，不仅有效保护了雷达免受海上环境的侵蚀，也使C波段雷达真正实现了360度旋转探测，不留下探测盲区。同时，倾斜式圆锥面减少了雷达信号反射特征，提高了舰艇隐身性能。为支撑整个上半部桅杆的重量和运动感应载荷，DCNS正在为圆锥形雷达罩开发一种新型复合材料，新材料具有足够的强度和厚度，还可确保雷达波透过雷达罩后不发生衰减。在桅杆上半部则安装了电子对抗装置和高功率宽带通信天线。
封闭式综合桅杆中集成了各种功能的雷达电子设备。如导航雷达主要提供导航和水面战术态势信息；C波段三坐标雷达则是舰艇在濒海环境下获取空中战术态势信息的主传感器；电子支援系统作为无源措施，可成为强电磁环境下探测手段的有效补充，或在一般情况下对空中目标提供更好的识别能力。
需要特别指出的是，追风级利用先进的SETIS战斗管理系统，将上述武器和传感器的功能有效融合在一起，使其战斗系统具备了高度集成化的特点。SETIS属于最新一代的舰艇战斗管理系统，以DCNS的SETIS系统和泰利斯的TAVITAC系统为基础，并大量引入了多种前沿信息网络技术。其主要部件包括多功能操控台、大型彩色显示屏、计算机以及将各种武器和传感器连接起来的专用数据线，这些部件通过DINNA网络完成信息交换。事实上，采用国际标准和互联网协议的DINNA网不但可以完成一艘舰艇上不同系统之间的信息交换，还可以完成不同舰艇系统之间以及舰艇与外部环境之间的信息交换。 追风级轻护舰可根据用户的需求选择多种动力系统。如追风170型要求24兆瓦的功率航速才可以达到30节，它既可采用6台4兆瓦的主机，也可采用4台6兆瓦的主机。鉴于喷水推进技术在濒海条件下具有便于布局、高速航行时效率高、舰艇吃水浅且机动性高等优点，DCNS在分别考察了使用2个、3个、4个喷水推进器对重量、成本、布局和效率的影响后认为，追风级使用3个喷水推进器最适合，可分别发挥“控制”、“反向”和“助推”功能。
推进系统的各部分分别置于三个舱室中，即喷水推进舱、后主机室和前主机室，追风200型还另设一个专用传动室。这种设计有助于提高舰艇的生存力，即使某一舱室发生损坏，也不至于令整舰彻底瘫痪。与机舱通常布置在舰艇中后部，而将生活和居住区布置在舰艇前部不同，追风级将所有与推进有关的设备都集中布置在尾部，由于减少了复杂的推进轴系，因此舰内空间大幅增加。
推进系统目前有两种方案可供选择。一是CODAD（全柴推进）方案，也是基本方案，基于三个独立的驱动系，提供超过30节的航速。位于中央的驱动系由三部分组成：1或2台柴油机，1个传动箱，1套传动轴（驱动控制和反向喷水推进器）。两侧的驱动系每个也由三部分组成：2台柴油机，1个传动箱，1套传动轴（驱动助推喷水推进器）。二是CODAG（柴-燃联合推进）方案，提供35节航速。这一方案的主要挑战是如何将燃气轮机应用于小型舰艇。LM-2500或MT-30等大型燃气轮机对于该系列来说尺寸偏大，而且这些大功率燃气轮机排出的废气较多，难以完全冷却。所以，TF-100或ST-40等小型燃气轮机成为最佳选择。
在推进终端方面，拉斐特级使用螺旋桨推进方式航速仅为25节。而追风级采用的喷水推进模式可达30节以上，近海作战时在速度、机动性、吃水等方面更加具有优势。为了防止喷水推进控制出现故障，舰尾还安装了一套稳定系统用于操纵舰艇。这套系统由两对稳定鳍，外加一个减阻装置组成，可减少舰艇的阻力以及纵摇。这一点与拉斐特级安装的一套自动化平台稳定系统相似。拉斐特级利用这套系统通过控制舵叶和减摇鳍的组合作用，不仅能控制舰艇的横摇运动，还可控制舰艇的横荡和首摇运动。 通过上面的技术解剖，我们可以发现追风级轻型护卫舰之所以吸引众多眼球，主要得益于其设计上几个突出亮点：
其一是在布局方面。它将整个推进系统布置在舰艇尾部，武器装备（如主炮、导弹垂直发射系统）位于舰首，舰艇中后部则为生活和居住区，这是一种颇具人性化的布局，可以确保舰员在进餐、休息或娱乐时免受噪音影响，同时远离武器和弹药等危险区。舰桥可提供360度全景观察，非常方便观察者监视舰艇周围动向。精心确定了武器和传感器的位置，在确保舰员安全的前提下，使之获得最大的覆盖范围，且导弹垂直发射系统的纵向位置可最大限度控制导弹发射时喷流泄露的影响。
其二就是集成桅杆。现代作战舰艇往往配备各种先进的传感器，并且其中许多需要有全向工作范围，如告警接收机和多功能雷达。该舰采用集成桅杆，为所有传感器提供了360度覆盖范围。另外，该舰借助于集成桅杆为电子支援接收机和高功率宽带通信发射机提供天线罩，有效缓解了电磁干扰问题。
第三，该级舰上层建筑部分采用复合材料，尺寸也被有效限制，尽可能地减少了雷达反射截面。综合采用的声、光（热）、电、磁信号抑制手段使其综合隐身效果领先全球。
除此之外，追风级研制人员的一些细节考虑也让人赞叹。如鉴于高速圆舭舰型能在整个航速范围内提供最佳动力性能，其采用了这种传统舰型，但为了达到最佳效果，研究人员还是利用计算流体力学对其进行了优化。再者，为解决动力平衡问题，防止航行阻力增大，该级舰引入了可动扰流板，确保在高航速范围内（20-35节）实现最佳动力平衡，在巡航速度下减小航行阻力，同时有助于减小纵倾。最后，为增加稳定性，追风级在舰尾设置了稳定系统，该系统包括两对鳍外加一个钢制减阻装置，后者可减少舰艇航行时的阻力和纵倾。

㈡ 石油钻井技术

《中国国土资源报》2007年1月29日3版刊登了“新型地质导向钻井系统研制成功”的消息。这套系统由3个子系统组成：新型正脉冲无线随钻测斜系统、测传马达及无线接收系统、地面信息处理与决策系统。它具有测量、传输和导向三大功能。在研制过程中连续进行了4次地质导向钻井实验和钻水平井的工业化应用，取得成功。这一成果的取得标志着我国在定向钻井技术上取得重大突破。

2.3.1.1 地质导向钻井技术

地质导向钻井技术是20世纪90年代发展起来的前沿钻井技术，其核心是用随钻定向测量数据和随钻地层评价测井数据以人机对话方式来控制井眼轨迹。与普通的定向钻井技术不同之处是，它以井下实际地质特征来确定和控制井眼轨迹，而不是按预先设计的井眼轨迹进行钻井。地质导向钻井技术能使井眼轨迹避开地层界面和地层流体界面始终位于产层内，从而可以精确地控制井下钻具命中最佳地质目标。实现地质导向钻井的几项关键技术是随钻测量、随钻测井技术，旋转导向闭环控制系统等。

随钻测量（MWD）的两项基本任务是测量井斜和钻井方位，其井下部分主要由探管、脉冲器、动力短节（或电池筒）和井底钻压短节组成，探管内包含各种传感器，如井斜、方位、温度、震动传感器等。探管内的微处理器对各种传感器传来的信号进行放大并处理，将其转换成十进制，再转换成二进制数码，并按事先设定好的编码顺序把所有数据排列好。脉冲器用来传输脉冲信号，并接受地面指令。它是实现地面与井下双向通讯并将井下资料实时传输到地面的唯一通道。井下动力部分有锂电池或涡轮发电机两种，其作用是为井下各种传感器和电子元件供电。井底钻压短节用于测定井底钻压和井底扭矩。

随钻测井系统（LWD）是当代石油钻井最新技术之一。Schlumberger公司生产的双补偿电阻率仪CDR和双补偿中子密度仪CDN两种测井系统代表了当今随钻测井系统的最高水平。CDR和CDN可以单独使用也可以两项一起与MWD联合使用。LWD的CDR系统用电磁波传送信息，整套系统安装在一特制的无磁钻铤或短节内。该系统主要包括电池筒、伽马传感器、电导率测量总成和探管。它主要测量并实时传输地层的伽马曲线和深、浅电阻率曲线。对这些曲线进行分析，可以马上判断出地层的岩性并在一定程度上判断地层流体的类型。LWD的CDN系统用来测量地层密度曲线和中子孔隙度曲线。利用这两种曲线可以进一步鉴定地层岩性，判断地层的孔隙度、地层流体的性质和地层的渗透率。

旋转导向钻井系统（Steerable Rotary Drilling System）或旋转闭环系统（Rotary Closed Loop System，RCLS）。常规定向钻井技术使用导向弯外壳马达控制钻井方向施工定向井。钻进时，导向马达以“滑行”和“旋转”两种模式运转。滑行模式用来改变井的方位和井斜，旋转模式用来沿固定方向钻进。其缺点是用滑行模式钻进时，机械钻速只有旋转模式钻进时的50%，不仅钻进效率低，而且钻头选择受到限制，井眼净化效果及井眼质量也差。旋转导向闭环钻井系统完全避免了上述缺点。旋转导向钻井系统的研制成功使定向井钻井轨迹的控制从借助起下钻时人工更换钻具弯接头和工具面向角来改变方位角和顶角的阶段，进入到利用电、液或泥浆脉冲信号从地面随时改变方位角和顶角的阶段。从而使定向井钻井进入了真正的导向钻井方式。在定向井钻井技术发展过程中，如果说井下钻井马达的问世和应用使定向钻井成为现实的话，那么可转向井下钻井马达的问世和应用则大大提高了井眼的控制能力和自动化水平并减少了提下钻次数。旋转导向钻井系统钻井轨迹控制机理和闭环系统如图2.5所示。

目前从事旋转导向钻井系统研制的公司有：Amoco、Camco、Baker Hughes Inteq、Cambridge Drilling Automation以及DDD Stabilizers等。这些公司的旋转导向闭环钻井系统按定向方法又可分为自动动力定向和人工定向。自动动力定向一般由确定钻具前进方向的测量仪表、动力源和调节钻具方向的执行机构组成。人工定向系统定向类似于导向马达定向方法，需要在每次连接钻杆时进行定向。两种定向系统的定向控制原理都是通过给钻头施加直接或间接侧向力使钻头倾斜来实现的（图2.6）。按具体的导向方式又可划分为推靠式和指向式两种。地质导向钻井技术使水平钻井、大位移钻井、分支井钻井得到广泛应用。大位移井钻井技术和多分支井钻井技术代表了水平钻井技术的最新成果水平。

图2.5 旋转导向闭环系统

（1）水平井钻井技术

目前，国外水平钻井技术已发展成为一项常规技术。美国的水平井技术成功率已达90%～95%。用于水平井钻进的井下动力钻具近年来取得了长足进步，大功率串联马达及加长马达、转弯灵活的铰接式马达以及用于地质导向钻井的仪表化马达相继研制成功并投入使用。为满足所有导向钻具和中曲率半径造斜钻具的要求，使用调角度的马达弯外壳取代了原来的固定弯外壳；为获得更好的定向测量，用非磁性马达取代了磁性马达。研制了耐磨损、抗冲击的新型水平井钻头。

图2.6 旋转导向钻井系统定向轨迹控制原理

（2）大位移井钻井技术

大位移井通常是指水平位移与井的垂深之比（HD/TVD）≥2的井。大位移井顶角≥86°时称为大位移水平井。HD/TVD≥3的井称为高水垂比大位移井。大位移井钻井技术是定向井、水平井、深井、超深井钻井技术的综合集成应用。现代高新钻井技术，随钻测井技术（LWD）、旋转导向钻井系统（SRD）、随钻环空压力测量（PWD）等在大位移井钻井过程中的集成应用，代表了当今世界钻井技术的一个高峰。目前世界上钻成水平位移最大的大位移井，水平位移达到10728m，斜深达11287m，该记录是BP阿莫科公司于1999年在英国Wytch Farm油田M-16井中创造的（图2.7所示）。三维多目标大位移井也有成功的例子。如挪威Gullfalks油田B29大位移井，就是将原计划用2口井开发该油田西部和北部油藏的方案改为一口井开采方案后钻成的。为了钻成这口井，制定了一套能够钻达所有目标并最大限度地减少摩阻和扭矩的钻井设计方案。根据该方案，把2630m长的水平井段钻到7500m深度，穿过6个目标区，总的方位角变化量达160°。

图2.7 M-16井井身轨迹

我国从1996年12月开始，先后在南海东部海域油田进行了大位移井开发试验，截至2005年底，已成功钻成21口大位移井，其中高水垂比大位移井5口。为开发西江24-1含油构造实施的8口大位移井，其井深均超过8600m，水平位移都超过了7300m，水垂比均大于2.6，其中西江24-3-A4井水平位移达到了8063m，创造了当时（1997年）的大位移井世界纪录。大位移井钻井涉及的关键技术有很多，国内外目前研究的热点问题包括：钻井设备的适应性和综合运用能力、大斜度（大于80°）长裸眼钻进过程中井眼稳定和水平段延伸极限的理论分析与计算、大位移井钻井钻具摩擦阻力/扭矩的计算和减阻、成井过程中套管下入难度大及套管磨损严重等。此外大位移井钻井过程中的测量和定向控制、最优的井身剖面（结构）设计、钻柱设计、钻井液性能选择及井眼净化、泥浆固控、定向钻井优化、测量、钻柱振动等问题也处在不断探索研究之中。

（3）分支井钻井技术

多分支井钻井技术产生于20世纪70年代，并于90年代随着中、小曲率半径水平定向井钻进技术的发展逐渐成熟起来。多分支井钻井是水平井技术的集成发展。多分支井是指在一个主井眼（直井、定向井、水平井）中钻出若干进入油（气）藏的分支井眼。其主要优点是能够进一步扩大井眼同油气层的接触面积、减小各向异性的影响、降低水锥水串、降低钻井成本，而且可以分层开采。目前，全世界已钻成上千口分支井，最多的有10个分支。多分支井可以从一个井眼中获得最大的总水平位移，在相同或不同方向上钻穿不同深度的多层油气层。多分支井井眼较短，大部分是尾管和裸眼完井，而且一般为砂岩油藏。

多分支井最早是从简单的套管段铣开窗侧钻、裸眼完井开始的。因其存在无法重入各个分支井和无法解决井壁坍塌等问题，后经不断研究探索，1993年以来预开窗侧钻分支井、固井回接至主井筒套管技术得到推广应用。该技术具有主井筒与分支井筒间的机械连接性、水力完整性和选择重入性，能够满足钻井、固井、测井、试油、注水、油层改造、修井和分层开采的要求。目前，国外常用的多分支系统主要有：非重入多分支系统（NAMLS），双管柱多分支系统（DSMLS），分支重入系统（LRS），分支回接系统（LTBS）。目前国外主要采用4种方式钻多分支井：①开窗侧钻；②预设窗口；③裸眼侧钻；④井下分支系统（Down Hole Splitter System）。

2.3.1.2 连续管钻井（CTD）技术

连续管钻井技术又叫柔性钻杆钻井技术。开始于20世纪60年代，最早研制和试用这一技术钻井的有法国、美国和匈牙利。早期法国连续管钻进技术最先进，1966年投入工业性试验，70年代就研制出各种连续管钻机，重点用于海洋钻进。当时法国制造的连续管单根长度达到550m。美国、匈牙利制造的连续管和法国的类型基本相同，单根长度只有20～30m。

早期研制的连续管有两种形式。一种是供孔底电钻使用，由4层组成，最内层为橡胶或橡胶金属软管的心管，孔底电机动力线就埋设在心管内；心管外是用2层钢丝和橡胶贴合而成的防爆层；再外层是钢丝骨架层，用于承受拉力和扭矩；最外层是防护胶层，其作用是防水并保护钢丝。另一种是供孔底涡轮钻具使用的，因不需要埋设动力电缆，其结构要比第一种简单得多。第四届国际石油会议之后，美国等西方国家把注意力集中在发展小井眼井上，限制了无杆电钻的发展。连续管钻井技术的研究也放慢了脚步。我国于20世纪70年代曾开展无杆电钻和连续管钻井技术的研究。勘探所与青岛橡胶六厂合作研制的多种规格的柔性钻杆，经过单项性能试验后，于1975年初步用于涡轮钻。1978年12月成功用于海上柔性钻杆孔底电钻，并建造了我国第一台柔杆钻机钻探船。1979～1984年勘探所联合清华大学电力工程系、青岛橡胶六厂研究所和北京地质局修配厂共同研制了DRD-65型柔管钻机和柔性钻杆。DRD-65型柔管钻机主要有柔性钻杆、Φ146mm潜孔电钻、钻塔、柔杆绞车及波浪补偿器、泥浆泵、电控系统和液控系统等部分组成。研制的柔性钻杆主要由橡胶、橡胶布层、钢丝绳及动力线组成。拉力由柔杆中的钢丝骨架层承担，钢丝绳为0.7mm×7股，直径2.1mm，每根拉力不小于4350N，总数为134根，计算拉力为500kN，试验拉力为360kN。钻进过程中，柔性钻杆起的作用为：起下钻具、承受反扭矩、引导冲洗液进入孔底、通过设于柔性钻杆壁内的电缆向孔底电钻输送电力驱动潜孔电钻运转、向地表传送井底钻井参数等。

柔性钻杆性能参数为：内径32mm；抗扭矩不小于1030N·m；外径85～90mm；单位质量13kg/m；抗内压（工作压力）40kg/cm²，曲率半径不大于0.75m，抗外压不小于10kg/cm²；弯曲度：两弯曲形成的夹角不大于120°；额定拉力1000kN；柔杆内埋设动力导线3组，每组15mm²，信号线二根；柔杆单根长度为40、80m两种规格。

Φ146mm型柔杆钻机由Φ127mm电动机、减速器、液压平衡器和减震器组成。动力是潜孔电钻，它直接带动钻头潜入孔底钻井。Φ146mm孔底电钻是外通水式，通水间隙宽5mm，通水横断面积为2055mm²。

与常规钻井技术相比，连续管钻井应用于石油钻探具有以下优点：欠平衡钻井时比常规钻井更安全；因省去了提下钻作业程序，可大大节省钻井辅助时间，缩短作业周期；连续管钻井技术为孔底动力电钻的发展及孔底钻进参数的测量提供了方便条件；在制作连续管时，电缆及测井信号线就事先埋设在连续管壁内，因此也可以说连续管本身就是以钢丝为骨架的电缆，通过它可以很方便地向孔底动力电钻输送电力，也可以很方便地实现地面与孔底的信息传递；因不需拧卸钻杆，因此在钻进及提下钻过程中可以始终保持冲洗液循环，对保持井壁稳定、减少孔内事故意义重大；海上钻探时，可以补偿海浪对钻井船的漂移影响；避免了回转钻杆柱的功率损失，可以提高能量利用率，深孔钻进时效果更明显。正是由于连续管钻井技术有上述优点，加之油田勘探需要以及相关基础工业技术的发展为连续管技术提供了进一步发展的条件，在经过了一段时间的沉寂之后，20世纪80年代末90年代初，连续管钻井技术又呈现出飞速发展之势。其油田勘探工作量年增长量达到20%。连续管钻井技术研究应用进展情况简述如下。

1）数据和动力传输热塑复合连续管研制成功。这种连续管是由壳牌国际勘探公司与航空开发公司于1999年在热塑复合连续管基础上开始研制的。它由热塑衬管和缠绕在外面的碳或玻璃热塑复合层组成。中层含有3根铜质导线、导线被玻璃复合层隔开。碳复合层的作用是提供强度、刚度和电屏蔽。玻璃复合层的作用是保证强度和电隔离。最外层是保护层。这种连续管可载荷1.5kV电压，输出功率20kW，传输距离可达7km，耐温150℃。每根连续管之间用一种特制接头进行连接。接头由一个钢制的内金属部件和管子端部的金属环组成。这种连续管主要用于潜孔电钻钻井。新研制的数据和动力传输连续管改变了过去用潜孔电钻钻井时，电缆在连续管内孔输送电力影响冲洗液循环的缺点。

2）井下钻具和钻具组合取得新进展。XL技术公司研制成功一种连续管钻井的电动井下钻具组合。该钻具组合主要由电动马达、压力传感器、温度传感器和震动传感器组成。适用于3.75in井眼的电动井下马达已交付使用。下一步设想是把这种新型电动马达用于一种新的闭环钻井系统。这种电动井下钻具组合具有许多优点：不用钻井液作为动力介质，对钻井液性能没有特殊要求，因而是欠平衡钻井和海上钻井的理想工具；可在高温下作业，振动小，马达寿命长；闭环钻井时借助连续管内设电缆可把测量数据实时传送到井口操纵台，便于对井底电动马达进行灵活控制，因而可使钻井效率达到最佳；Sperry sun钻井服务公司研制了一种连续管钻井用的新的导向钻具组合。这种钻具组合由专门设计的下部阳螺纹泥浆马达和长保径的PDC钻头组成。长保径钻头起一个近钻头稳定器的作用，可以大幅度降低振动，提高井眼质量和机械钻速。泥浆马达有一个特制的轴承组和轴，与长保径钻头匹配时能降低马达的弯曲角而不影响定向性能。在大尺寸井眼（＞6in）中进行的现场试验证明，导向钻具组合具有机械钻速高、井眼质量好、井下振动小、钻头寿命长、设备可靠性较高等优点。另外还研制成功了一种连续软管欠平衡钻井用的绳索式井底钻具组合。该钻具组合外径为in上部与外径2in或in的连续管配用，下部接钻铤和in钻头。该钻具组合由电缆式遥控器、稳定的MWD仪器、有效的电子定向器及其他参数测量和传输器件组成。电缆通过连续管内孔下入孔底，能实时监测并处理工具面向角、钻井顶角、方位角、自然伽马、温度、径向振动频率、套管接箍定位、程序状态指令、管内与环空压差等参数。钻具的电子方位器能在钻井时在导向泥浆马达连续旋转的情况下测量并提供井斜和方位两种参数。

其他方面的新进展包括：连续管钻井技术成功用于超高压层侧钻；增加连续管钻井位移的新工具研制成功；连续管钻井与欠平衡钻井技术结合打水平井取得好效果；适于连续管钻井的混合钻机研制成功；连续管钻井理论取得新突破。

2.3.1.3 石油勘探小井眼钻井技术

石油部门通常把70%的井段直径小于177.8mm的井称为小井眼井。由于小井眼比传统的石油钻井所需钻井设备小且少、钻探耗材少、井场占地面积小，从而可以节约大量勘探开发成本，实践证明可节约成本30%左右，一些边远地区探井可节约50%～75%。因此小井眼井应用领域和应用面越来越大。目前小井眼井主要用于：①以获取地质资料为主要目的的环境比较恶劣的新探区或边际探区探井；②600～1000m浅油气藏开发；③低压、低渗、低产油气藏开发；④老油气田挖潜改造等。

2.3.1.4 套管钻井技术

套管钻井就是以套管柱取代钻杆柱实施钻井作业的钻井技术。不言而喻套管钻井的实质是不提钻换钻头及钻具的钻进技术。套管钻井思想的由来是受早期（18世纪中期钢丝绳冲击钻进方法用于石油勘探，19世纪末期转盘回转钻井方法开始出现并用于石油钻井）钢丝绳冲击钻进（顿钻时代）提下钻速度快，转盘回转钻进井眼清洁且钻进速度快的启发而产生的。1950年在这一思想的启发下，人们开始在陆上钻石油井时，用套管带钻头钻穿油层到设计孔深，然后将管子固定在井中成井，钻头也不回收。后来，Sperry-sun钻井服务公司和Tesco公司根据这一钻井原理各自开发出套管钻井技术并制定了各自的套管钻井技术发展战略。2000年，Tesco公司将4.5～13.375in的套管钻井技术推向市场，为世界各地的油田勘探服务。真正意义的套管钻井技术从投放市场至今还不到10年时间。

套管钻井技术的特点和优势可归纳如下。

1）钻进过程中不用起下钻，只利用绞车系统起下钻头和孔内钻具组合，因而可节省钻井时间和钻井费用。钻进完成后即等于下套管作业完成，可节省完井时间和完井费用。

2）可减少常规钻井工艺存在的诸如井壁坍塌、井壁冲刷、井壁键槽和台阶等事故隐患。

3）钻进全过程及起下井底钻具时都能保持泥浆连续循环，有利于防止钻屑聚集，减少井涌发生。套管与井壁之间环状间隙小，可改善水力参数，提高泥浆上返速度，改善井眼清洗效果。

套管钻井分为3种类型：普通套管钻井技术、阶段套管或尾管钻井技术和全程套管钻井技术。普通套管钻井是指在对钻机和钻具做少许改造的基础上，用套管作为钻柱接上方钻杆和钻头进行钻井。这种方式主要用于钻小井眼井。尾管钻井技术是指在钻井过程中，当钻入破碎带或涌水层段而无法正常钻进时，在钻柱下端连接一段套管和一种特制工具，打完这一段起出钻头把套管留在井内并固井的钻井技术。其目的是为了封隔破碎带和水层，保证孔内安全并维持正常钻进。通常所说的套管钻井技术是指全程套管钻井技术。全程套管钻井技术使用特制的套管钻机、钻具和钻头，利用套管作为水利通道，采用绳索式钻井马达作业的一种钻井工艺。目前，研究和开发这种钻井技术的主要是加拿大的Tesco公司，并在海上进行过钻井，达到了降低成本的目的。但是这种钻井技术目前仍处于研究完善阶段，还存在许多问题有待研究解决。这些问题主要包括：①不能进行常规的电缆测井；②钻头泥包问题严重，至今没有可靠的解决办法；③加压钻进时，底部套管会产生横向振动，致使套管和套管接头损坏，目前还没有找到解决消除或减轻套管横向振动的可靠方法；④由于套管钻进不使用钻铤，加压困难，所以机械钻速低于常规钻杆钻井；部分抵消了套管钻进提下钻节省的时间；⑤套管钻井主要用于钻进破碎带和涌水地层，其应用范围还不大。

我国中石油系统的研究机构也在探索研究套管钻井技术，但至今还没有见到公开报道的成果。目前，套管钻井技术的研究内容，除了研制专用套管钻机和钻具外，重点针对上述问题开展。一是进行钻头的研究以解决钻头泥包问题；二是研究防止套管横向振动的措施；三是研究提高套管钻井机械钻速的有效办法；四是研究套管钻井固井办法。

套管钻井应用实例：2001年，美国谢夫隆生产公司利用加拿大Tesco公司的套管钻井技术在墨西哥湾打了2口定向井（A-12和A-13井）。两井成井深度分别为3222×30.48cm和3728×30.48cm。为了进行对比分析，又用常规方法打了一口A-14井，结果显示，同样深度A-14井用时75.5h，A-13井用时59.5h。表层井段钻速比较，A-12 井的平均机械钻速为141ft/h，A-13井为187ft/h，A-14井为159ft/h。这说明套管钻井的机械钻速与常规方法机械钻速基本相同。但钻遇硬地层后套管钻井，钻压增加到6.75t，致使扩眼器切削齿损坏，钻速降低很多。BP公司用套管钻井技术在怀俄明州钻了5口井。井深为8200～9500ft，且都是从井口钻到油层井段。钻进过程中遇到了钻头泥包和套管振动问题。

此外，膨胀套管技术也是近年来发展起来的一种新技术，主要用于钻井过程中隔离漏失、涌水、遇水膨胀缩经、破碎掉块易坍塌等地层以及石油开采时油管的修复。勘探所与中国地质大学合作已立项开展这方面的研究工作。

2.3.1.5 石油钻机的新发展

国外20世纪60年代末研制成功了AC-SCR-DC电驱动钻机，并首先应用于海洋钻井。由于电驱动钻机在传动、控制、安装、运移等方面明显优于机械传动钻机，因而获得很快的发展，目前已经普遍应用于各型钻机。90年代以来，由于电子器件的迅速发展，直流电驱动钻机可控硅整流系统由模拟控制发展为全数字控制，进一步提高了工作可靠性。同时随着交流变频技术的发展，交流变频首先于90年代初成功应用于顶部驱动装置，90年代中期开始应用于深井石油钻机。目前，交流变频电驱动已被公认为电驱动钻机的发展方向。

国内开展电驱动钻机的研究起步较晚。兰州石油化工机器厂于20世纪80年代先后研制并生产了ZJ60D型和ZJ45D型直流电驱动钻机，1995年成功研制了ZJ60DS型沙漠钻机，经应用均获得较好的评价。90年代末期以来，我国石油系统加大钻机的更新改造力度，电驱动钻机取得了较快发展，宝鸡石油机械厂和兰州石油化工机器厂等先后研制成功ZJ20D、ZJ50D、ZJ70D型直流电驱动钻机和ZJ20DB、ZJ40DB型交流变频电驱动钻机，四川油田也研制出了ZJ40DB交流变频电驱动钻机，明显提高了我国钻机的设计和制造水平。进入21世纪，辽河油田勘探装备工程公司自主研制成功了钻深能力为7000m的ZJ70D型直流电驱动钻机。该钻机具有自动送钻系统，代表了目前我国直流电驱动石油钻机的最高水平，整体配置是目前国内同类型钻机中最好的。2007年5月已出口阿塞拜疆，另两部4000m钻机则出口运往巴基斯坦和美国。由宝鸡石油机械有限责任公司于2003年研制成功并投放市场的ZJ70/4500DB型7000m交流变频电驱动钻机，是集机、电、数字为一体的现代化钻机，采用了交流变频单齿轮绞车和主轴自动送钻技术和“一对一”控制的AC-DC-AC全数字变频技术。该型钻机代表了我国石油钻机的最新水平。凭借其优良的性能价格比，2003年投放市场至今，订货已达83台套。其中美国、阿曼、委内瑞拉等国石油勘探公司订货达42台套。在国内则占领了近2～3年来同级别电驱动钻机50%的市场份额。ZJ70/4500DB型钻机主要性能参数：名义钻井深度7000m，最大钩载4500kN，绞车额定功率1470kW，绞车和转盘挡数I+IR交流变频驱动、无级调速，泥浆泵型号及台数F-1600三台，井架型式及有效高度K型45.5m，底座型式及台面高度：双升式/旋升式10.5m，动力传动方式AC-DC-AC全数字变频。

㈢ 管道减阻剂减阻的原理是什么

减阻的机理说法很多，尚无定论。如伪塑说、湍流脉动抑制说、粘弹说、有效滑移说、湍流抑制说等等。
油相减阻剂从其结构看，多数是流状链或长直链少侧链的高分子聚合物，如CDR102是高分子聚-σ烯烃，分子量为10～10。这种高分子聚合物纯剂为橡胶状固体，作为商品，一般是溶在烃类(煤油)的溶液中。10%的减阻剂溶液呈非常粘稠的粘弹性体，较难流动，可拔成很长的丝。高聚物减阻剂能溶于原油或油品中，但不溶于水，遇水发生分子长链卷曲。减阻剂溶液呈强牛顿特性，低剪切率下粘度高达3000Pa·S，120℃以下不会分解，比较稳定。
减阻作用是一种特殊的湍流现象，减阻效应是减阻影响湍流场的宏观表现，它是一个纯物理作用。减阻剂分子与油品的分子不发生作用，也不影响油品的化学性质，只是与其流动特性密切相关。在湍流中，流体质点的运动速度随机变化着，形成大大小小的旋涡，大尺度旋涡从流体中吸收能量发生变形、破碎，向小尺度旋涡转化。小尺度旋涡又称耗散性旋涡，在粘滞力作用下被减弱、平息。它所携带的部分能量转化为热能而耗散。在近管壁边层内，由于管壁剪切应力和粘滞力的作用，这种转化更为严重。
在减阻剂加入到管道以后，减阻剂呈连续相分散在流体中，靠本身特有的粘弹性，分子长链顺流向自然伸呈流状，其微元直接影响流体微元的运动。来自流体微元的径向作用力作用在减阻剂微元上，使其发生扭曲，旋转变形。减阻剂分子间的引力抵抗上述作用力反作用于流体微元，改变流体微元的作用方向和大小，使一部分径向力被转化为顺流向的轴向力，从而减少了无用功的消耗，宏观上得到了减少摩擦阻力损失的效果。
在层流中，流体受粘滞力作用，没有像湍流那样的旋涡耗散，因此，加入减阻剂也是徒劳的。随着雷诺数增大进入湍流，减阻剂就显露出减阻作用。雷诺数越大减阻效果越明显。当雷诺数相当大，流体剪切应力足以破坏减阻剂分子链结构时，减阻剂降解，减阻效果反而下降，甚至完全失去减阻作用。减阻剂的添加浓度影响它在管道内形成弹性底层的厚度，浓度越大，弹性底层越厚，减阻效果越好。理论上，当弹性底层达到管轴心时，减阻达到极限，即最大减阻。减阻效果还与油品粘度、管道直径、含水、清管等因素有关。

㈣ 为什么有的炸弹被空投后还有降落伞

一些细心的人会发现，现代战斗机在刚刚投下炸弹的时候，炸弹的尾部会出现一个较小的降落伞，这个降落伞在炸弹降落一段距离后就会消失。关于这个降落伞的用途，一些人认为这是飞机在低空投弹的时候为了防止被炸弹的冲击波误伤，专门用降落伞来减缓炸弹的下降速度。这个说法并不错误，但也不完全正确。在低空投掷高爆炸弹和投掷核弹的时候，降落伞的确起到了延缓爆炸时间的作用，但是在高空投弹和投掷威力较小的战术炸弹的时候，炸弹上的降落伞就不再起到延缓爆炸时间的作用。

低阻炸弹的优点是在飞行的过程中不会给飞机造成太大的阻力，缺点是投弹的时候不容易控制，很可能会偏离目标。为了更好的控制低阻炸弹，人们在设计低阻炸弹的时候都会在炸弹的尾部加装一个减阻装置，这个装置一般就是我们常见的小型降落伞。这个小型降落伞的作用主要有两个，一个是防止低阻炸弹偏离目标，另一个是保证低阻炸弹的爆炸引擎能够正对地面。

低阻炸弹的爆炸引擎一般设计在弹头上，由于低阻炸弹在空中容易失控，如果不加以控制，低阻炸弹很可能会横向落地或者反向落地，这样低阻炸弹就有可能不爆炸。而加装降落伞可以保证炸弹的弹头朝下，在落地的时候准确无误的击中目标，并且发生爆炸。现代炸弹在降落伞的使用上非常的灵活，有的炸弹在刚刚投弹的时候打开降落伞，降落一段距离后炸弹尾部的火焰会自动烧毁降落伞，在调节角度的同时，还能保证炸弹的降落速度。

㈤ 端氏多分支水平井工程技术

一、煤层气多分支水平井的井型和设计优化

（一）多分支水平井命名规则

井名分4种：工程井、生产井、主水平井、分支水平井。

井名的命名一般采用如下规则，井名由区块、工程井、翼数、生产井组成。如DS01-1V，DS表示“端氏”区块名称，以汉语拼音首个字母缩写；01表示第一个工程井，-1表示第一个翼，-1V表示该翼的生产井，-L1表示第一个分支水平井。

生产井用V表示，如DS01-1V。主水平井用M表示，如DS01-1-M。分支水平井用L表示，如DS01-1-Ln，n为分支数目（图6-1）。

图6-1 多分支水平井井名的命名规则

多分支水平井由工程井和生产井组成一翼，工程井包括直井段、造斜段和水平段，水平段包括主支和分支。生产井为直井，在煤层段造洞穴，并与水平段连通（图6-2）。

图6-2 单翼多分支水平井生产井和工程井组合图

为了提高井场利用效率，在一个井场可以设计一翼到四翼多分支水平井，使分支水平井网络布满煤层的抽排面积。

（二）井型分类

示范工程共实施6口多分支水平井，对5种类型的井进行了试验。

1.按工程井和生产井组合分类

按工程井和生产井组合情况，分为工程井和生产井分离的多分支水平井、工程井和生产井合一的多分支水平井。前者如DS01-1、DS02-1、SX01-1（图6-3），后者如PHH-001、PHH-002（图6-4）。

图6-3 工程井和生产井分离的多分支水平井

图6-4 工程井和生产井合一的多分支水平

2.按主支数量分类

按主支数量，本次可以分为单主支多分支水平井和双主支多分支水平井，如PHH-001、PHH-002、DS02-1、SX01-1（图6-5）。

3.按完井类型分类

按完井类型，本次进行末端对接试验，采用单支水平井，分工程井和生产井，因此称为末端对接水平井。例如DS20-1、GSS-008-L1、BD4-L1～BD4-L4（图6-6）。

图6-5 单主支多分支水平井

图6-6 末端对接水平井

4.不同类型井优点

这些类型不同的多分支水平井，针对不同的地形、地质条件和煤层特征进行设计和部署，以最低的工程成本，获得最好的生产效益。

单翼双主支多分支水平井，如DS01-1井，优点在于施工方便，主井眼不易损坏，有利于井壁保持稳定，避免由于工程施工中频繁活动而导致井壁坍塌，堵塞井眼。同时有利于增加分支井数，增大排泄面积。

工程井和生产井合而为一，如PHH-001、PHH-002井，优点是节省工程量，降低成本，减少技术难度，不用进行两井连通的高难度高技术施工程序。缺点是井下泵无法下到近煤层的低位位置，距煤层距离一般还有20m左右，泵只能下到弯曲区段，因此，抽油机杆易被磨损。

单翼双主支多分支水平井和工程井、生产井合而为一的多分支水平井的设计，是一种创造性地设计，在本项目得到第一次应用和试验，是一次具有创造性的实践，具有非常重要的意义，推广价值巨大。

（三）井型设计和优化

水平井井型设计和优化对钻井的成功具有重要意义。DS01-1等利用landmark设计软件优化多分支水平井施工设计。PHH-002等井轨迹采用兰德马克的Compass钻井轨迹设计软件包完成，钻井轨迹采用双增剖面双控制点，第一剖面采用曲率半径较大，造斜率较低；第二剖面采用曲率半径较小，造斜率较高，既降低了施工难度，又保证了轨迹控制，确保了在15号煤层的顺利着陆。

1.井身结构

（1）工程井井身结构。一开：φ311.1mm钻头开钻，下入φ244.5mm表套，水泥返至地面。二开：φ215.9mm钻头开钻，下入φ177.8mm技套，水泥返至地面。三开：φ152.4mm钻头开钻，下入主水平井及若干分支水平井，裸眼完井（表6-1、表6-2，图6-7）。

表6-1 DS01-1井钻头程序

表6-2 DS01-1井钻头程序套管程序

图6-7 工程井井身结构示意图

（2）生产井井身结构。一开：φ311.1mm钻头开钻，下入φ244.5mm表套，水泥返至地面。二开：φ215.9mm钻头开钻，下入φ177.8mm技套，水泥返至地面；煤层段下玻璃钢套管，造穴（表6-3、表6-4）。

表6-3 DS01-1V井钻头程序

表6-4 DS01-1V井钻头程序套管程序

2.钻具组合

钻具组合见表6-5。

表6-5 DS01-1井钻具组合表

3.钻井程序

钻井程序见图6-8。

图6-8 施工工艺流程图

4.钻井液性能

钻井液性能要求如表6-6。

表6-6 钻井液性能要求

5.多分支水平井工程技术参数

多分支水平井工程技术参数如表6-7。

二、钻井工艺技术

（一）工程井钻井工艺

在工程井钻井施工作业中分三开作业，作业流程和工艺详述如下：表层一开，下表层套管固井；直井和造斜段二开，造斜点定向钻进至煤层顶板着陆点，下套管固井；煤层水平段位三开，两井对接连通钻进，主井眼及分支井眼水平段钻进，裸眼完井。

表6-7 多分支水平井技术参数

续表

（二）生产井钻井工艺

（1）一开用311.1mm钻头钻入基岩层2～5m后，下入φ244.5mm的套管并固井，水泥浆返至地面。

（2）候凝16h后二开，用φ215.9mm的钻头钻至3号煤层底板下60m，循环干净后起钻，进行标准测井，准确确定煤层位置。

（3）测井后下入φ177.8mm的J55套管，煤层位置处带一根玻璃钢套管，然后用油井水泥固井，水泥返至3号煤层顶板200.00m以上，水泥浆密度1.85g/cm³。

（4）固井、候凝后，用φ152.4mm的钻头扫水泥塞，循环干净后起钻。

（5）根据煤层位置准确确定扫玻璃钢位置后，下钻扫玻璃钢套管，循环干净后起钻。

（6）准确确定煤层位置后，下入掏穴工具至掏穴位置顶部，对煤层中部5.0m段掏穴，造穴井径不小于500mm，循环干净后起钻。

（7）计算好填砂量，下钻向井内投砂至预定深度，准确探定砂面后起钻。

（8）将井场恢复至进场状态。

（三）大位移分支水平井钻井和悬空侧钻技术

1.大位移分支水平井钻井

斜深与垂深之比大于1.8的水平井称大位移水平井。其难度为钻进中摩阻大，滑动钻进加压困难。采用钻具倒装，多旋转少滑动，保证井眼平滑等措施减少摩阻。同时，随井深摩阻增大，需入减阻器（Agitator）帮助克服摩阻。

2.悬空侧钻技术

在煤层段侧钻，不可能像油气井填水泥候凝侧钻。侧钻时没有井壁支撑，增加了侧钻难度。采用选好侧钻点和控制钻时等措施来保证侧钻成功率。

根据实钻井眼轨迹数据及DS01-1-L1靶点地质调整结果，做DS01-1-L1剖面数据。

起钻至L1井的侧钻点位置，开始循环拉槽，定向、侧钻。根据主井眼滑动调整轨迹时工具的造斜率，确定侧钻分支时马达的弯角。

侧钻时稳定工具面后，采取连续滑动的方式，尽快侧钻出新井眼。钻进5m后逐渐加快机械钻速，侧钻结束后，进行LWD实时测井。

滑动侧钻及转盘稳斜钻进均在煤层中钻进，注意摩阻扭矩的变化。

钻完L1井后，循环20min。起钻至L2井的侧钻点位置。重复上述步骤，完成其余分支井眼的作业。

起钻至井口，关闸板防喷器，准备完井作业。

PHH-001井在后期施工中采用了两次侧钻进行两个分支井的施工。在侧钻时，主要做好了侧钻点、侧钻钻头、井下造斜工具、钻具组合、钻进方式的选择等工作，侧钻效率较高，一般2h能形成完整的新井眼。

（四）综合录井

1.地质录井

地质录井主要是岩屑录井和钻时录井，并取全、取准各项原始数据，以获取地质资料建立钻井地层柱状。岩屑、钻时录井：一开井段不做要求，进入基岩风化带超过20.00m，一开井深50.20m；二开、三开按设计要求进行录井工作。

（1）岩屑录井。岩屑录井是建立地层柱状的依据，也关系到钻井施工等相关作业。严格按照《地质录井作业规范》的要求，加强录井前的各项准备工作。捞取岩屑严格按照录井规范做到不漏包、不丢包；清洗岩屑根据不同岩性采用不同工具和方法，保证了岩屑的数量和质量。岩屑描述实行专人负责，同时参考钻时等有关资料，准确鉴定岩煤屑，为建立地层柱状提供可靠的基础资料。

（2）钻时录井。钻时数据是绘制钻时曲线的依据，而钻时曲线是岩煤屑鉴定描述、进行地质分层的重要辅助资料，本井严格按照设计要求，准确地获取了全井的钻时数据。一开不要求；二开后进行钻时录井每0.5m记录1点，为绘制钻时曲线、划分地层、水平井定向钻进提供准确数据。

2.气测录井

（1）气测录井仪简述。本井录井使用的气测录井仪是上海神开科技工程有限公司生产的SK-2Q02C快速色谱录井仪，主要适用于煤层气、天然气的勘探、开发的仪器设备，它的核心部分为高灵敏快速色谱SK-3Q03氢焰色谱仪，SK-3Q03氢焰色谱仪是钻井勘探领域的浅层、薄层、地面导向的实时测量必备系统，是地面导向、薄层勘探、水平井勘探等钻井勘探获取钻井现场与科研第一手信息的重要仪器，一般的综合录井仪分析周期是2min，SK-3Q03氢焰色谱仪的分析周期是30s，使用它可发现0.5m以下的薄层煤层，是煤层气勘探开发的新一代综合录井仪。

（2）气测录井仪的使用。气测录井是根据钻井过程中钻遇煤气层，气体浸入泥浆钻井液中返出地面，经电动脱气器分离后进入色谱仪，从而分析出气体成分，是发现煤层气的重要手段，也关系到钻井施工等相关作业。本井严格按照《综合录井作业规范》的要求，加强录井前的各项安装准备工作。气测录井严格按照设计要求自二开至完钻进行全自动连续测量，每1m记录一点所测资料，全烃为连续记录曲线，做到不漏点、不漏测；对气测异常井段及时做出预报和初步解释，保障了水平井的顺利施工。

3.伽马录井

本井三开水平段钻进过程中，在MWD随钻测斜仪中增加伽马探管，利用自然伽马曲线在不同地层中的反映，特别是在煤层顶、底板为泥岩时，自然伽马曲线具有明显的幅值反映。能够分析判断钻头是否在煤层中，当钻头穿透煤层到达其顶底板时，能够及时调整MWD随钻测斜仪钻进参数，使钻头重新回到煤层中。利用伽马录井配合钻时、气测、岩屑录井，能够很好地分析解释钻头在煤层中水平钻进，起到地质导向的作用。

（五）测井

测井内容及要求如表6-8。

表6-8 煤层气多分支水平井测井内容及要求

三、定向和导向技术

（一）LWD随钻地质导向技术

“LWD”为随钻测井3个英文单词的简写。利用LWD导向，监测的主要参数是：地层自然伽马值和电阻率值，据此来判断钻头是在煤层中钻进，还是到了顶板或底板。地质师根据判断，要求定向井工程师随时调整井眼轨迹，最大限度保证在煤层中钻进（图6-9）。

DS01-1V井采取“转动+滑动”的复合钻进方式，以及LWD随钻实时测井，能有效地实现钻头在目标层中穿行，导向钻进不但要考虑煤层穿行率，同时还要考虑机械钻速。

二开造斜井段设计造斜段狗腿度11.081°/30m，剖面设计为双增圆弧剖面，连续造斜钻进至3号煤层顶部，钻至煤顶后，循环起钻，调整马达弯角。下钻时准确确定马达弯角方向，并预留反扭角；钻完第一柱后每单根测斜，定向井勤预测轨迹；在斜井段内钻具因故停止转动（洗井、测斜、机修、保养等）时，钻具需3～5min上提下放一次，活动距离不得小于6m，接立柱或起钻时，所卸接头需高于转盘面1～2m，钻进过程中不得转动转盘，接立柱时不得用转盘卸扣。

图6-9 地质导向示意图

二开钻进采用小钻压吊打，每50m测斜一次，保证井斜控制在2°以内。第二趟钻增斜调整方位，采用Sperry-Sun MWD 测量方式，定向方式为高边方式；第四趟钻通井处理泥浆后下套管，起钻测ESS多点；造斜钻进时，地质工程师每2m捞砂一次，注意地层变化，造斜钻进至煤层顶板后，控制钻速，进入煤层斜深1m结束二开。固井设计时，因造斜率比较高，决定少下扶正器，具体为：入井第1根套管最下端加刚性扶正器1只，100～380m井段每3根加弹簧扶正器1个每5根套管灌浆一次。

三开钻进，试压后钻入新地层1m，处理泥浆后起钻，接入“LWD+Motor”钻具组合，按定向井的要求井口作业及测试；下钻到底后，循环一周后导向钻进；LWD实时检测轨迹，保持井眼在煤层的中上部运移，钻进过程中，解释工程师密切注意实时测井曲线，发现双Y曲线异常波动，及时与地质监督沟通，并结合返出岩屑，判断井眼轨迹趋势，及时采取措施，特别注意钻入底部的粉煤层；注意震动筛煤的返出量，若返出量减少，立管压力（LWD及录井检测）波动大，采取控制转速等措施，保持井眼清洁；加强录井、LWD监测，及时反馈，尽可能保持井眼在煤层中上部穿行；各分支井眼钻进，进行LWD实时测井。

（二）MWD+伽马探管+钻时、岩屑、气测录井组合定向

PHH-001和PHH-002多分支水平井在水平段钻进中，采用MWD无线随钻测斜仪进行定向钻进，配合钻时录井、岩屑录井、气测录井、伽马录井等方法进行地质导向。极大地降低成本，获得了十分有效的定向结果。

根据地层性质，钻进煤层时，钻时小、伽马值低、甲烷气测值高；钻入煤层顶板泥岩时，钻时较大、伽马值极高、甲烷气测值较低；钻遇石灰岩时，钻时大、伽马值较高、甲烷气测值低。

煤层中施工水平井时，煤层钻遇率是工程成功与否的关键。在施工中，施工方根据煤层钻进的特点，总结一套有效保证煤层钻遇率的方法。煤层钻进时，气测显示值远高于在顶底板的气测显示值，钻时则明显低于钻进顶底板的钻时；同时，将伽马探管接在离钻头较近的位置，根据15号煤层低伽马显示值的特性，进行地质导向，取得了很好的效果，PHH-002井煤层钻遇率高达80.7%。

（三）无线随钻测斜定向技术

PHH-001、PHH-002井采用国产无线随钻系统进行钻井轨迹控制。在实际施工中，采用不同造斜率的螺杆钻钻进，RST-48型无线随钻系统电子探管将井底参数通过泥浆传输至地面，远程计算机系统将泥浆脉冲进行解析后反馈给轨迹控制人员，轨迹控制人员通过采用滑动钻进、复合钻进、调整工具面、选择钻具造斜率等手段进行钻井轨迹控制。

四、对接连通技术

与水平井对应直井所造的洞穴直径一般为0.5～0.6m，水平井要穿过该洞穴，仅靠常规的精度很高的定向井测量仪器，一般来说是不可能的。必须采用专用连通仪器，用定向井测量仪器和工具作为配合，根据获得的信号和指令，要求定向井工程师调整井眼轨迹，达到对接连通的目的（图6-10）。

DS01-1 井钻进参数：WOB 20～40kN；泵压8MPa。

（1）直井下入VECTOR仪器。

（2）水平井接收信号，判断与洞穴的相对位置。

（3）每3m测斜一次，根据定向井工程师的预测数据，连通工程师发出井斜、方位调整指令。

（4）定向井工程师依据指令，完成井斜和方位的调整。

（5）距洞穴3m，直井起出仪器。

（6）水平井旋转钻进连通，连通后钻进10m左右，起钻甩RMRS。

图6-10 DS01-1工程井与生产井连通示意图

五、排采技术

排采技术包括排采设备、排采制度和修井等方面的技术集成。

（一）排采设备

排采设备的选择主要取决于井深、井底压力、水的流速及气的流速等因素。本项目直井选择管式泵排采设备，工程井和生产井合一的水平井进行了专门的泵型试验。

井口装置包括：

（1）单井采气系统。主要包括油、套环空出口+套管压力表+支管线+火把。

（2）单井排液系统。主要包括油管出口+气、水分离器+水计量表+排水管线。

（3）自动数据采集和设备自动控制系统。主要包括探头、传输电缆。

CNG站的自动控制系统通过安装于井口的探头和传输电缆来采集各井的产水量和套管压力数据及控制抽油机和电机的运行。

（二）排采制度

排采工作制度根据产水量和降液速度进行调整。各井各不相同，同一口井在排采先后阶段需要适时调整。PHH-001、PHH-002、DS01-1V、DS02-1V井采用1.5～1.8m冲程，1.5～6.0次/min冲次，保证每日3～5m³的降液速率，满足该井排液，保持液面平稳。

（三）压力煤粉控制和管理

3号煤煤质较硬，排采过程中，可以随井液进入泵筒的只有悬浮的微粒，略大的井下物都沉积在井筒中，所以该类井在排采过程中，特别是排采初期，应当定期进行检泵，清除井筒内沉积物，保证后期产气的稳定。

15号煤煤质较软，初期排采强度过大，降液速度过快，使井底流压突然变化，会造成井眼坍塌。所以该类井必须控制好降液速度，防止过快造成井眼坍塌，堵塞产气通道。

（四）修井

排采期间由于产液含煤粉量大，井下有大量煤浆，运行时煤浆进入泵桶，部分随井液排出地面，另有部分留在井桶内，造成凡尔堵塞或柱塞卡死，或因电路故障停机造成卡泵，因此排采井要定期进行修井作业。

六、装备、工具

钻井设备的选择是钻井成功的关键，水平井施工要求钻机具备较大的提升能力和加压钻进能力。导向工具确保完成设计的井眼轨迹，提高煤层钻遇率。对接系统要求准确连通。

（一）钻机

1.ZJ30B钻机设备清单

ZJ30B钻机设备清单见表6-9。

2.T130XD顶驱车载钻机

PHH-001、PHH-002井钻井设备采用美国雪姆公司生产的T130XD顶驱车载钻机。该钻机主动力760马力，名义钻井深度1900m（311mm井径，114mm钻杆）。提升能力60t，顶驱给进能力14.5t，扭矩12kN·m，车载空压机2.4MPa，排量38m³/min。井台可伸起2.41m，可以直接安装防喷器。

表6-9 ZJ30B钻机设备清单

续表

固控及防喷系统未列出。

该钻机搬迁安装极为方便，提升、回转能力均能满足煤层气水平井施工的需要。该钻机即可采用常规钻井方法施工，也可采用空气钻井工艺施工。特别是该钻机加尺时用时很短，一般不超过1min，有效地减少了钻井时因停泵造成的井下复杂，使用钻井设备见表6-10。

表6-10 钻井设备配备表

（二）81/2″井眼井下特殊设备

81/2″井眼井下特殊设备见表6-11。

表6-11 81/2″井眼井下特殊设备清单

（三）6″井眼井下特殊设备

6″井眼井下特殊设备见表6-12。

表6-12 6″井眼井下特殊设备列表

七、钻井液和储层保护技术

（一）钻井液性能要求

钻井液性能要求见表6-6。

（二）钻井液性能维护

（1）开钻前检查固控设备、配浆及循环系统是否符合要求，各开关闸门是否灵活。

（2）清泥浆罐，配浆。坂土浆需预水化24h以上。

（3）钻进时开除砂器。一开结束，充分循环洗井。起钻前适当提高泥浆黏切，确保表层套管顺利下入。

（4）二开用好各种固控设备，保证钻井液具有低的固相含量。

（5）造斜段确保井眼清洁；可以不定期使用稠泥浆段塞清洗井眼。

（6）造斜后应全面实施减阻防卡措施。

（7）通井钻具到底后，充分循环洗净，起钻前打入3方稠塞。

（8）下套管前裸眼段注入防卡减阻液，确保套管顺利下入；下套管完循环洗井时适当降低泥浆黏切，以提高水泥浆顶替效率。

（9）水平段在煤层中钻进，以清水为介质，加强固控、除气。观察返出岩屑情况，可打入生物聚合物XC，提高井底的净化效果。

（10）钻进用好振动筛和除砂器，清除煤粉。

（11）为了确实保护好煤层，严格按照设计，采用清水钻进，用XC液体清洁井眼时高黏返出时放掉，泥浆罐内钻井液超过30s，放掉换清水。

本井在使用清水+生物聚合物钻煤层时可能存在风险，特制定两套预案，但未实施。

（三）煤层保护技术

煤层气井施工时，煤储层保护极为关键。在本次钻井中，主要采用清水钻井液钻进，严格控制钻井液固相含量、密度，井内岩粉较多时，通过泵入高黏无污染钻井液排出岩粉，既保证了井内安全，又防止了储层污染。

15号煤采用清水作为循环冲冼液钻进，为减少对储层污染，施工中严格控制清洗液的密度和固相含量，相对密度不超过1.03，由于煤层钻速很快，煤屑多，钻进一段时间需往井内泵入一定量的高黏无污染清洁液排出煤粉，保证井下既安全钻进又不污染煤层。完井起钻前采用清水清孔，替换孔内钻井液，保持孔内清洁干净，确保出气通道畅通。三开水平井钻井过程中，为避免和减少冲洗液中固相颗粒对煤层的污染，煤层水平井段使用吸水的钻进。但是由于清水的携带能力低，特别是水平井段不可避免地会造成煤屑、岩屑床，因此在钻进过程中，遇到井内复时，及时使用XC配制的清扫液进行清理，保持了井底干净，有效地避免了埋卡钻，确保了钻进安全，为本井的胜利完井打下了坚实的基础。

㈥ 什么是石油固井技术

为了加固井壁,保证继续安全钻进,封隔油层、气层和水层，确保勘探期间的分层试油以及在整个开采过程中合理的油气生产，在钻成的井中下入高强度钢质套管，并在井筒与套管环形空间中充填好水泥的过程，称为固井作业。

固井是油气井建井过程中的关键环节。与其他钻井环节相比，固井作业具有明显的特殊性。它是一次性作业，如果质量不好，一般情况下难以补救；它是隐蔽性作业，主要流程在井下，施工时不能直接观察。质量往往决定于设计的准确性和准备工作的好坏，并受多种因素的综合影响，还影响后续工程的进行；它是一项花费大的作业，套管费用约占钻井总成本的25%左右；它施工时间短、工序多、作业量大，是技术性很强的作业。显然，固井质量的好坏是衡量一口井质量的重要指标。

固井技术的主要内容包括套管柱设计和注水泥工艺。本节将围绕它们做介绍。

一、套管柱设计套管柱设计就是根据套管柱在井内的工作条件，选择不同钢级或不同壁厚的套管组成套管柱，使其所受外力与强度之间满足一定的关系，以保证套管柱的安全性和经济性。套管柱设计是钻井工程师所必须掌握的基本功之一。

1.套管柱结构套管柱是由套管加装一些特殊部件组合而成，以保证注水泥作业的顺利进行。

1)套管套管是由高级合金钢轧制而成的无缝钢管。为了满足不同的井身结构、工作条件对套管强度的要求，套管具有多种直径、壁厚、钢级和不同的连接方式。

套管直径一般为114.3～508mm，也有更大的尺寸，共有十多种。常用的套管壁厚为8～13mm，薄壁套管壁厚仅5.21mm，厚壁套管壁厚达16.1mm。显然，对于一定的套管直径，壁厚越大的套管强度越高。

不同钢材制成的套管，强度是不一样的。为了便于区别，用钢级命名。国产套管有D40、D55、D75三种钢级，下标数字为钢材的最小屈服极限，单位为kg/mm2。API标准套管的钢级代号为N-80、C-95等，代号中的数字乘以1000即为套管的最小屈服强度值,单位为lb/in2。

大多数套管一端为外螺纹，另一端为内螺纹(加接箍),多为圆螺纹，每英寸6～8扣。为了加强连接强度，有些高强度套管采用梯形扣，每英寸5扣。

对于含硫酸盐等腐蚀性流体的地层，应选用具有抗硫特性的套管。抗硫套管的化学成分控制严格，并经过特殊的热处理。目前我国多采用日本产防硫套管，其防硫性能较好。

2)引鞋引鞋是由生铁或铝制成的圆锥形短节，上面布有旋流小孔。其作用是:(1)引导套管入井，防止套管插入井壁岩层;(2)注水泥时构成水泥浆的循环通道，水泥浆通过旋流小孔流出上返，提高顶替效率。固井后重新钻进时，引鞋可以很容易钻掉。

3)套管鞋套管鞋是接在引鞋之上的一个特殊短节，一般由套管接箍制成。下端加工成45°的内斜角，作用是起下钻时防止钻具接头、钻头碰挂套管底部而损坏套管。同时,在测井时成为套管下入深度的测量标志。

4)套管回压阀套管回压阀的主要作用是：(1)注水泥结束后防止高密度的水泥浆向套管内回流；(2)下套管过程中增加套管柱的浮力，减轻钻机大钩的负荷；(3)因为回压阀的球座挡板是注水泥胶塞的承托环，故其位置决定了水泥塞的长度及环空水泥浆的高度。

5)套管扶正器套管扶正器是装在套管本体上的一种钢制弹性装置。作用是保证套管柱在井眼内居中，提高水泥与井壁的胶结质量。在井斜、方位变化较大的井内，尤其要注意加装扶正器,并通过复杂的计算，合理选择安装个数及安装位置。

套管柱除上述基本部件外，还有许多为适应不同要求而加装的特殊部件，不再详述。

2.套管柱设计方法下入井内的套管柱，在固井和以后的生产过程中要受到各种外部载荷的作用,其中主要载荷为轴向拉力和外挤压力。力学分析结果表明：轴向拉力在井口处最大，井底处为零，沿井深逐渐减小并呈直线分布；外挤压力是井口最小，井底最大，沿井深逐渐增大也呈直线分布，如图5-9所示。

图5-9套管柱结构及受力示意图

套管本身具有一定的抵抗外载的能力，称为强度。在轴向拉力作用下，套管具有抗拉强度；在外挤压力作用下，套管具有抗挤强度。只要保证套管柱上任意截面处的套管强度大于外载，套管柱就是安全的。

由于套管柱的受力是两头大(井口最大轴向拉力，井底最大外挤力)中间小，因此可以选用不同强度的套管,构成强度两头大、中间小的套管柱，在保证套管柱安全的同时降低套管柱成本。按照这个原理设计的套管柱称为复合套管柱。

二、注水泥工艺为了固定套管,封隔油层、气层和水层，下套管后必须在套管和井壁之间注入水泥。油气井注水泥的方法与地面建筑施工不同,要用泵把水泥浆送到地下几百米甚至几千米的井底，然后再返入管外的环隙，并把其中的钻井液顶走。水泥要充满整个环空，凝固硬化后，形成坚硬致密的水泥环。这些特点决定了油井水泥与普通建筑水泥的性能差别。要求油井水泥浆具有良好的流动性和适当的凝固时间,具有较高的早期强度。套管外的水泥环将长期与地下水接触，应具有良好的不透水性和抵抗地下水腐蚀的能力。

1.油井水泥1)油井水泥分类目前常用的油井水泥主要是高标号硅酸盐水泥。将石灰石或石灰质的凝灰岩、粘土或页岩以及少量的铁矿石等，按一定的比例配成原料，在1450℃高温下煅烧成为一种以硅酸盐为主要成分的熟料，再加入适量石膏,一起磨成一定细度的粉末便制成了这种油井水泥。由于井内的温度和压力随井深的增加而升高，必须生产多种油井水泥，以适应不同井深条件的要求。

2)水泥浆性能的调节大量固井实践证明：现有的多种油井水泥尚难充分满足各种井下条件的要求，为此必须加入某些添加剂，用以进一步调节水泥浆的有关性能。

(1)密度的调节。常用的加重剂有重晶石粉、钛铁矿粉和方铅石粉；常用的减轻剂有粘土、硅藻土、粉煤灰、硬沥青、膨胀珍珠岩等。采用低水灰比加减阻剂的方法也能得到高密度的水泥浆。

(2)稠化时间的调节。为了满足施工时间的要求，有时需使用缓凝剂来延长水泥浆的稠化时间。常用的缓凝剂有丹宁酸钠、龙胶粉、铁铬盐、磺化丹宁、木质素磺酸盐、酒石酸、羧甲基羟乙基纤维素以及一些复合物等。也可以用速凝剂缩短凝固时间。常用的速凝剂有氯化钙、硅酸钠、甲酰胺、氯化钾以及半水石膏等。

(3)降失水剂。失水过多会引起:①水泥浆早稠、流动性骤降甚至堵塞环空，造成憋泵；②加快水泥浆柱压力的降低；③泥页岩吸水膨胀、剥落,影响油气产量；④大量的自由水上返、影响水泥环的密封性。因此应在水泥浆中加入合适的降失水剂。常用的降失水剂有羧乙基纤维素、羧甲基纤维素、羧乙基合成龙胶粉以及S-24复合剂等。

(4)减阻剂。减阻剂又称分散剂、紊流剂，属于阳离子型表面活性物质。它只起表面物理化学作用，不与水泥发生水化反应。减阻剂具有润湿、润滑作用，可使水泥加快水化；能防止水泥浆先期脱水，并提高固井后的早期强度,能使水泥饼薄而不渗透，有利于保护油、气层。

还有一些常用的水泥浆添加剂，可提高水泥浆的各种性能。如消泡剂能降低界面张力，抑制气泡产生；石英粉常用于高温井固井，可提高水泥石的抗腐蚀性能；盐类能改善岩盐层固井水泥的胶结强度等。

2.注水泥1)注水泥地面设备注水泥地面设备有水泥储灰罐、水泥车、水泥混合漏斗、压风机组、水泥浆池等。根据注水泥工艺的要求，由水泥浆管线、水管线、气管线将这些设备相互连接起来，构成注水泥施工装置。地面设备中水泥车最为关键。用多少台水泥车取决于储灰罐的多少，即由注水泥的量决定。每增加一套水泥车，就要增加相应的其他设备及管线。一般每两三个储灰罐配一台压风机组。

注水泥时，压风机通过空气管线把灰罐内的水泥吹入混合漏斗，同时清水也被泵入漏斗中与水泥混合形成水泥浆，进入水泥浆池。水泥车再将水泥浆吸入，通过管线泵送到水泥浆管汇。汇集所有水泥车泵送的水泥浆，送到井口水泥头处，进行注水泥循环。

2)注水泥过程按设计将套管下到预定井深后，装上水泥头，循环钻井液做好注水泥的准备工作。图5-10为典型的双胶塞注水泥施工程序。套管柱最上端的装置是水泥头，其内装有上、下胶塞。下胶塞与隔离液一起将水泥浆与钻井液隔开，防止钻井液接触水泥浆后影响其性能。套管柱最下端装有引鞋以利于下套管。浮箍实际上是一个单向阀，用于防止环空中的水泥浆向管内倒流，并承坐胶塞。地面设备准备就绪，即可开始注水泥施工。

图5-10注水泥工艺流程示意图

1—压力表; 2—上胶塞; 3—下胶塞; 4—钻井液; 5—浮箍 6—引鞋; 7—水泥浆; 8—隔离液; 9—钻井液(1)打隔离液。在注水泥浆前打入一定量的特种液体(一般为CMC溶液)，把井内的钻井液与注入的水泥浆分隔开，并起冲洗井壁和套管壁的作用,如图5-10(b)所示。

(2)打开下胶塞挡销、压胶塞。下胶塞为中空，其顶部的橡胶膜在压力作用下可破裂,如图5-10(b)所示。

(3)用水泥车将混合好的水泥浆经水泥浆管汇、水泥头注入套管内,如图5-10(b)所示。

(4)水泥浆注完后，关闭注水泥浆通路，打开上胶塞挡销及顶部通路，用钻井液将上胶塞顶入套管内,如图5-10(c)所示。

(5)把钻井液泵入套管内。这时，钻井液推动上胶塞，上胶塞推动水泥浆，水泥浆推动下胶塞和隔离液，隔离液又推动着钻井液。水泥浆到达井底后，由套管柱引鞋上的旋流小孔流出并沿着环形空间上返,如图5-10(d)所示。

(6)碰压。由于上胶塞是实心的，当它下行到浮箍或回压阀座时，受阻不能继续下行。这时泵压猛增，从而可判断水泥浆已顶到了预定位置，立即停泵，如图5-10(e)所示。

注水泥过程结束后，需要关井候凝。一般要关井48h，等水泥浆在环空中凝结后，拆除水泥头，进行声波测井，检查固井质量。如果质量合格，则安装套管头及井口设备，下钻钻掉浮箍以下的水泥塞，随后可进行下一次开钻。

㈦ 增产措施

酸化主要是人工向地层注入酸液,依靠其化学溶蚀作用提高储层渗透性能的一项增产措施,主要用于石油井开采和地热资源开发中。酸化有两种类型:一类是注酸压力低于地层破裂压力的常规酸化或孔隙酸化,这时酸液主要发挥其化学溶蚀作用,扩大与之接触岩石的孔、缝、洞;另一类是注酸压力高于储层破裂压力的酸化压裂,这时酸液将发挥化学作用和水力作用来扩大、延伸、压开和沟通主裂缝,形成延伸远、流动能力强的渗流通道。

以下为酸化作业常用术语。

前置液:在酸化压裂中有3个重要的作用:①注入非活性流体前置液,可保证后续的泵注在可接受的排量和压力下进行;②可去除近井区域的油,并使矿物和伤害物表现为水润湿性,这可增加酸的溶解速度;③增加酸化的有效性,减少酸化后产物对储层引起的新伤害。在试验室配方且注入状况为地层可接受的条件下,即可注入压裂液。

压裂液:即酸化主体酸液。一般碳酸盐岩储层压裂液以盐酸为主;砂岩压裂液以氢氟酸为主,主体酸液由后置液驱入地层。

后置液:主要作用是从管柱中去除活性和腐蚀性流体并使压裂液与近井筒区域的接触程度达到最大。是否注入后置液决定于增产措施类型。如果被溶解或分散的伤害物被径向替入地层后可能会对地层造成伤害,则一般不采用后置液。如果是砂岩氢氟酸酸化,此时必须注入后置液。目的是减少二次沉淀或使二次沉淀发生在储层的深部,因为深处产生的沉淀对产能的影响较小。

缓蚀剂:主要是减少金属被腐蚀的化学物质,机理是缓蚀剂通过物理吸附或化学吸附而吸附在金属表面,从而把金属表面覆盖,使其腐蚀得到抑制。常用的缓蚀剂中,有机缓蚀剂效能高于无机缓蚀剂。

稳定剂:是一种配合剂,能与酸液中的离子结合成能溶于水的六乙酸铁络离子,减少Fe(OH)3沉淀,避免堵塞地层现象发生。

助排剂:是一种降低表面张力的活性剂,改变地层湿润性,加速返排,防止残渣形成。根据其作用,主要成分有减阻剂、破乳剂、缓速剂、悬乳剂等。

防膨剂:主要成分有羟基铝、氢氧化锆、阳离子有机聚合物、聚胺、聚季胺等,添加在酸液中,防止粘土膨胀。

本节主要介绍在地热资源开发中应用最广的碳酸盐储层酸化压裂技术。它的基本原理是:地面用高压压裂泵车,以高于储层吸收的速度,从井的套管或油管向井下注入液体,使井筒内压力增高,一直达到克服地层的地应力和岩石张力强度,使处理层段岩石开始出现破裂形成裂缝;而后泵入酸液,在处理层段将裂隙酸蚀成沟槽。压裂酸化后,这些沟槽仍然保持张开具有足够的导流能力及足够长度的裂缝,扩大有效影响半径,减小地热流体汇入井底的阻力,从而达到增产目的。

地热井碳酸盐岩储层的主要矿物成分为方解石(CaCO₃)、白云石[(CaMgCO₃)₂],采用以盐酸为压裂液进行酸化压裂时,酸岩化学反应方程式为

CaCO₃+2HCl=CaCl2+CO₂↑+H₂O

CaMgCO₆+4HCl=MgCl2+CaCl2+2CO₂↑+2H₂O

下面以天津地区 WR95井实例介绍压裂酸化技术在地热井中的应用。

(一)基本数据

WR95地热井位于天津市河西区,为地热开采井,完井目的层位为古生界奥陶系,设计井深2250m。该井基本数据见表4-7。

表4-7 WR95井基本数据

WR95井完井后对产层裸眼井段(1745.6～2101.04m)进行了地球物理测井,测得主要产层情况见表4-8。

表4-8 WR59地热井产层基本数据表

(二)试采情况及结论

WR95井采用空气压缩机先后两次进行气举洗井,总洗井时间60h,水清砂净后进行了抽水试验,井口水温53℃,水量10.38m³/h。试采结果表明,WR95井产水量较小,分析是由于该井地层受到污染及储层物性较差造成的。为了解决堵塞,改善储层渗流能力,提高该井产能,决定采用盐酸酸压工艺技术对该井实施压裂酸化增产措施。

(三)室内实验数据及结论

在进行压裂酸化之前,对处理层的录井岩屑进行了室内物化性质实验分析,根据分析结果模拟井下压力、温度来选择与之相容性(又称配伍性)好的压裂酸化措施,对产层进行有效的改造,从而达到对产层伤害小,增加产量。WR95井室内实验数据见表4-9。由表4-9数据可知,15%HCl和20%HCl溶液,在70℃下岩石的溶蚀率都比较高,但考虑到为了在地层深处形成一条较长的酸蚀裂缝,加强地层裂隙间的连通性,需要较高的酸液浓度,因此选用20%HCl溶液作为处理液。

表4-9 岩石溶蚀实验结果

注:试验温度为70℃。

(四)酸压模拟实验

图4-19和图4-20为酸液有效距离模拟和总表皮系数变化模拟,根据模拟结果,泵入酸量达到110m³以后,随着酸量的增大,裂隙总表皮溶蚀趋向零。因此选用110m³,20%HCL用于本次压裂酸化作业。

图4-19 酸液有效距离模拟结果

图4-20 总表皮系数变化模拟结果

(五)主要施工工艺及参数

1)酸化工艺:盐酸酸压工艺;

2)挤注方式:正挤;

3)挤注压力:≤20MPa;

4)排酸方式:汽化水排酸。

(六)施工用料

施工液配置及材料用量见表4-10和表4-11。

表4-10 施工液量配置表

表4-11 备料名称及数量

(七)施工结果

本次酸化作业,井口安装250型采油树(图4-21),2台700型压裂泵车(施工用),1台300型泵车(配液、打平衡),注酸管道使用89mm油管,封隔器座封深度1642.70m,油管排酸出口深度1654.21m, S-10/150型空气压缩机(排酸用),目的酸化井段1776.9～1976.7m共6组碳酸盐裂隙带。待井口采油树装置正确安装后,打入平衡压力3MPa,地面管线试验压力28.6MPa,打入前置液15m³。然后采用双泵车打酸,打入20%HCl120 m³,最高泵压21.51 MPa,排量 1.36m³/min。压酸过程中,泵压表由平均20MPa瞬间降为9.53MPa,现场分析认为碳酸岩裂隙经过酸化溶蚀和压裂,周围裂隙产生了良好的沟通。上提风管至深度800m,连接空气压缩机气举引喷,连续气举18h至基本水清砂净。经抽水试验,该地热井产能由酸化前的 10.38m³/h、53℃ 激增到水量95.67m³/h、水温78℃,表明压裂酸化措施在 WR95地热井中起到了很好的增产效果。

图4-21 250型采油树常用组合结构图

㈧ 　高凝高黏原油输送技术

由于中国近海油田产出的原油多具有高凝固点、高黏度以及高含蜡特性，因此在渤海湾、北部湾和珠江口海域已开发的海上油田所铺设的海底输油管道，全部采用热油输送工艺和保温管道结构。

海底高凝、高黏原油管道输送技术，是我国从海底管道工程起步阶段就注意研究和引进的。从20世纪80年代初期渤海的埕北、渤中28-1、到渤中34-2/4油田和南海北部湾涠10-3油田开发配套的海底输油管道工程，都涉及如何解决好原油输送技术的问题。我们结合油田原油特性，与日本和法国石油工程界合作，研究采用了安全可靠的工程对策，学习引进了相关设计、施工和运行管理技术。随后在渤海湾和北部湾自营开发的诸多油田开发工程中，设计、铺设了众多海底输油管道，形成了我国一套完整的海底高凝、高黏原油管道输送技术。通过大量工程实践应用和检验，证明该技术是实用和可靠的。

一、输送工艺

针对高凝、高黏原油的管道输送，国内外在油田及外输管道工程上使用了各种减阻、降黏方法，诸如加化学药剂、乳化降黏、水悬浮输送以及黏弹性液膜等，进行过大量研究和试验，但由于技术上、经济上的种种原因，均未得到广泛应用。目前，最实用、最可靠的方法仍是采用加热降黏防止凝固的输送工艺。

对高凝原油，为防止原油在管道输送过程中凝固，依靠加热使管道中的原油温度始终维持在凝固点以上。

对高黏原油，采用加热降低黏度，满足管道压降需求和节约泵送能耗。当然，在采用热油输送工艺的同时，一般都相应采用保温管道结构。

（一）工艺模拟计算分析

海上油田开发工程涉及到的海底输油管道，其输送工艺模拟计算，一般要根据油田地质开发提供的逐年产量预测（并考虑一定设计系数），计算不同情况（管径、输量、入口温度等）下的压降、温降以及管道内液体滞留量和一些必要的工艺参数。依此选择最佳管径，确定出不同情况下的工艺参数（不同生产年的输送压力、温度等）。

近年来，原油管道输送工艺模拟计算分析普遍采用计算机模拟程序进行。中国海油从加拿大NEOTEC公司引进了PIPEFLOW软件，该软件与流行的PIPESIM、PIPEPHASE等商业软件类同，汇编了各种计算方法及一些修正系数、参考数据库，供设计分析者选用。

（二）保温材料的选择和厚度确定

对采用热油输送工艺的海底管道，热力计算是非常重要的环节，而其中管道传热系数K值又是管道热力条件的综合表现。K值除受管道结构影响外，埋地的地温条件、保温材导热系数和保温材厚度是三大影响因素。

从计算分析结果看，由于地温变化不大对K值影响不明显，只是在低输量时，要注意其对终温的影响。

保温材性质和保温层厚度是影响K值最关键的因素，也是影响管道终温的关键因素。目前国内选用的保温材料与国外最常用的一样，是采用聚氨酯泡沫塑料。这是一种有机聚合物泡沫，能形成开孔或闭孔蜂窝状结构，优点是导热系数小（≤0.03W/m²·h．℃）、密度低（40～100kg/m³）和吸水率小（≤3%），且化学稳定性好，同时工业生产成熟，价格相对便宜。从保温效果考虑，当然是保温层厚度越大越好，但是，当保温层厚度达到一定值时，保温效果的增加和厚度的增量不再呈线性增加的关系，而是增加十分平缓。特别是对海底管道，保温层厚度增加意味着外管直径增加，就长距离管道而言，外管增加一级管径，钢管用量和施工费增加都是十分可观的。因此，根据计算分析和优化设计，认为选用保温层厚度为50mm是合理的。

（三）停输和再启动计算分析

停输和再启动计算分析是高凝、高黏原油海底管道工艺设计的重要内容，将直接关系到管输作业的安全和可靠。

停输后的温降分析，视为最终确定管道安全时间。对于采用热油输送工艺的管道停输后，随着存油热量散失，原油将从管壁向管中心凝固，凝层的加厚及凝结时释放的潜热将延缓全断面凝固的过程。存油凝固时间取决于管道保温条件、油品热容、停输时的温度和断面直径。通常这些数值越大，全断面凝固时间就越长。一般凝油层厚度在管道轴向是一个变化值，通常以管道终断面凝油厚度作为安全停输时间的控制值。

对于加热输送的高凝、高黏原油管道发生停输，且预计在安全停输时间内时，不能恢复管道输油，为保证管道安全，最有效的措施是在管内存油开始凝固时，用水或低凝油将其置换。

停输后的再启动分析，是考虑管道发生停输后可能出现的最不利工况和环境条件，此时要恢复通油，需计算所需的再启动压力和提出实现再启动要采取的措施以及增设必要的设备和设施。

通常，再启动压力（P），用下式计算：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：P为再启动压力（Pa）;P_。为管道出口压力（Pa）;D_i为管道内径（m）；τ为原油在停输环境温度下的屈服应力（Pa）;L为管道可能凝固的长度（m）。

（四）水化物和冲蚀的防止措施

海上油田开发工程涉及的输油管道，是一种与陆上原油长输管道和海上原油转输管道不同的管道，它是从井口平台产出的原油气水混输至中心处理平台或浮式生产贮油装置的油田内部集输管道。该类海底管道输送时伴有从井口采出的水和气，属于混输管道，对这类油管道，也是采用加热输送工艺和保温管道结构。

做这类混输油管道的工艺设计，除做净化原油输送管道通常要进行的模拟计算分析外，还要增加段塞流分析和防止水化物和冲蚀产生的分析。

段塞流现象是油气混输过程中的一个重要问题。正常输送过程中，如何判定是否出现严重的段塞流，以及如何确定段塞流长度，目前已经有了通用的分析计算判断方法。在清管作业过程中，由于管道内存在一定的滞留液量，因此在清管器前将形成液体段塞流。在下游分离设备设计中必须考虑清管作业引起的段塞流影响，一般是设计一定的缓冲容量，使容器操作始终维持在正常液位与高液位报警线之间，确保生产正常。

水化物是影响海底混输管道操作的一大隐患，特别是在以下三种工况下可能出现水化物，为此提出了防止形成水化物的措施：①低输量状况，为防止水化物生成，要求在输送过程中，管道内油气温度始终维持在水化物生成温度以上。但在低输量状况下，温降很快，根据水化物生成曲线判断，可能会生成水化物。此时应及时注入甲醇之类的防冻液（水化物抑制剂），以防止水化物生成；②停输过程，在长期停输状态下，由于管道内油气温度降到了环境温度，且管内压力仍保持较高压力状态，所以可能生成水化物。此时，应采取的措施，一是给管道卸压，二是往管道内注入水化物抑制剂；③重新启动，通常停输后再启动，需要高于正常操作压力的启动压力，而这时温度又往往很低，故很容易生成水化物。此时应采取连续注入水化物抑制剂的做法，直到管道内温度达到正常操作温度为止。

防止产生冲蚀是油气混输管道工艺设计不容忽视的问题。对多相混输管道，若流速超过一定值时，液体中含有的固体颗粒会对管道内壁形成一种强烈的冲刷腐蚀，特别是在急转弯处如海底管道立管及膨胀弯处。因此设计时要计算避免冲蚀的最大流速，其公式为：

图15-13PE外套保温管断面结构

表15-3给出所研制保温管道的技术参数。

表15-3保温管道技术参数表

当然，真正意义上的单管保温结构管道，应该是取消外护套系统，在输油钢管外面施加既能防水也具良好保温性能且有较强抗静水压力及抗机械破损能力的保温材，无疑这是该项技术发展的最终方向。目前，在我国南海东部惠州26-1北油田（水深约120m）一条直径为254mm、长约8.7km的海底保温输油管道，通过深入研究和招标推动，已经具备了工程实用基础，其技术可行性和价格被接受性都得出了较好的结论。