钻井液加重装置的研制
四种常规压井方法
四种常规压井方法四种常规压井方法1、边加重钻井液边循环压井法。
这种处置方法可以在最短的时间防喷制住溢流，使井控装置承受的压力最小、承压时间最短，可以减少钻具粘卡等井下事故，因此是最安全的，但这种处置方法计算较复杂，需要进行许多的计算。
2、继续关井，先加重钻井液，再循环压井(等待加重法或工程师法)法。
该处置可以在一个循环周完成，所需时间最短，井口压力较小，也较安全，压井多采用这种方法，但是关井时间长，对循环不利，因此该方法效果的好坏关键取决于是否能迅速加重钻井液。
以不变的泵速循环注入加重钻井液；在加重钻井液到达钻头的过程中，调节节流阀使立压由初始循环值下降到终了循环值(加重钻井液低泵冲泵压)，使套压值保持不变；当加重钻井液到达钻头后向环空上返过程中，立压值保持不变，套压值逐渐下降，当加重钻井液到达井口时，套压降为零，重建起地层——井眼压力平衡，压井结束。
3、先循环排出受侵污的钻井液，关井、加重钻井液，再循环压井(两步控制法或司钻法)法。
这种处置相对来说是安全的，技术上也比较容易掌握，但需要最长的时间和最大程度的应用井口装置。
钻井液在第一个循环周内未加重，因此立压不变(或初始与终了循环压力相等)，同时第一循环周结束，关闭节流阀时，套压应该等于立压。
4、先循环排出受侵污的4、先循环排出受侵污的钻井液，然后边加重钻井液边循环压井法。
这种处置方法既复杂又需要时间更长。
附件1-13井压井施工单年月日设批人：工程师法压井步骤1、在关井套压小于最大允许关井套压值的情况下，继续关井，先加重泥浆，再循环压井(工程师法)。
组织一切力量迅速加重配浆是关键。
2、以进入目的层后最后一次低泵冲试验的泵冲及排量，循环注入加重泥浆；在加重泥浆到达钻头的过程中，调节节流阀使立压由初始循环值下降到终了循环值(加重泥浆低泵冲泵压)，使套压值保持不变。
3、当加重泥浆到达钻头后向环空上返过程中，调节节流阀使立压值保持不变，此时套压值逐渐下降，当加重泥浆到达井口时，套压降为零，重建起地层——井眼压力平衡，压井结束。
射流混浆装置
钻井液混浆装置当需要配置或增加钻井液总量以改变钻井液密度、粘度、失水等特性时，都需要将钻井液材料（膨润土，重晶石粉等）和相应的化学添加剂（聚合物等）投入循环罐中，若直接投入会造成钻井液材料和化学添加剂大量沉淀或成团聚状，不能获得分散、均匀地钻井液。
特别是在可能发生井喷的紧急状况下，需要在短时间内均匀地混合配置大量的加重材料，所以必须用辅助设备来完成，即钻井液混浆装置。
混浆装置是与石油钻井固控系统配套使用的一种设备，用它来满足钻井固控系统钻井液的加重和配置。
9.3.1射流混浆器的结构及原理射流式混浆器通常由一台砂泵和一台射流式混合漏斗用管汇阀门连接安装在一个底座上组成的单射流混浆装置，或由两台泵和两台混浆漏斗组成的双射流装置。
9.3.2影响射流式混浆器性能的主要因素（1）混合漏斗水力沿程损失要尽量减小，否则处理量可能大大下降。
（2）喷嘴距文丘里管的间隙要合适，最佳效率时距离在32-90mm,一般情况下不要大于90mm，否则重晶石的加料速度会显著降低。
（3）出口管的回压要适中，过大的回压将降低混合漏斗的处理量。
例如，当喷嘴出口直径为50mm，喷嘴至文丘里管的间隙为90mm,混合漏斗的工作压头为21-23m时，在回压值未达到进口压力的50%之前，混合室具有很高的真空度，而回压值接近进口压力50%时，真空度几乎为零，钻井液开始在漏斗中回流。
（4）进口压力越高，混合漏斗处理量越大。
（5）混合漏斗安装得越高，即回压越高，混合能力就要降低。
9.3.3射流式混浆器处理能力的确定一般来说，若要加大处理量，可以通过加大工作压力或者换用较大喷嘴来实现，并且有实验表明，增大喷嘴直径和入口流量是更为经济的办法。
9.3.4射流式混浆器的安装和使用与所有的设备一样，射流式混浆器和相关设备必须被正确地选择、校准和合理地安装，才能获得理想的工作性能。
（1）要满足现场配浆要求。
一般要求混合漏斗处理量不得小于150m3/h。
对于那些循环罐较大，机泵组功率大的特殊井，也可以选用300m3/h配浆能力的混合漏斗。
钻井装置的安装、试压检验、使用和管理
钻井装置的安装、试压检验、使用和管理第十五条现场装置的安装是指井口装置（包括套管头、变径或升高法兰、钻井四通、分流器、防喷器组）、防喷器控制系统、管汇（包括节流管汇、压井管汇、防喷管线、放喷管线及回收管线）、液气分离器等。
套管头、钻井四通、防喷器、节流压井管汇及其配件的额定工作压力必须与设计的防喷器额定工作压力相匹配。
第十六条钻井井口装置的安装执行以下规定：（一）钻井井口装置包括防喷器组（分流器）、四通及套管头等。
各次开钻井口装置要严格按照设计安装，防喷器闸板尺寸应与作业钻具或套管的外径相匹配。
（二）防喷器安装、校正和固定应符合SY/T 5964《钻井装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。
防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm，用Ф16mm钢丝绳在井架底座的对角线上将防喷器绷紧固定。
（三）防喷器主体安装时要遵循上全下半的原则，使液控管线安装在同一面。
海洋平台钻井闸板防喷器应采用液压锁紧机构，人工岛钻井闸板防喷器推荐采用液压锁紧机构。
配备手动锁紧装置时，手动锁紧杆尽可能接出钻机底座外，手轮上要标明开、关方向和到底圈数，靠手轮端应支撑牢固，操作杆与锁紧轴中心线的偏斜角不大于30。
，并安装计数装置。
手动锁紧杆离地面超过1.6米应搭操作台。
（四）防喷器顶部安装防溢管时用螺栓连接，不用的螺孔用丝堵堵住；防溢管与防喷器的连接密封可用金属密封垫环或专用橡胶圈。
防溢管处应装挡泥伞，保证防喷器组及四通各闸阀清洁，井口圆井应安装防护盖。
冬季施工，防喷器装置应采取保温措施，保证开关灵活。
（五）四通、套管头的配置与安装应符合SY/T 5964《钻井装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。
第十七条分流器系统的配套、安装要求：（一）海洋分流器类型应根据井身结构中隔水管尺寸进行选择，其蓄能器的容量应与所选用的分流器关闭性能相匹配。
两侧管线原则上直径不小于254mm；排出管线出口设在平台尾部季节风的下风口或远离平台的两舷艉后安全地方；至少有一个侧向排出口长期处于开启状态。
海洋钻井平台压裂返排液处理装置的研制及应用
海洋钻井平台压裂返排液处理装置的研制及应用摘要：针对海洋钻井平台，研制了一套压裂返排液处理装置的撬装设备，介绍了工艺流程及设备组成，原理，设备特点，先进性和创新点。
现场使用结果数据表明，该设备处理后的水质达到GB4914-2008《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》，GB8978-1996《污水综合排放标准》。
该装置占地面积小，处理效率高。
关键词：海洋钻井平台压裂返排液引言压裂是油气井增产的主要措施之一，为各油田普遍采用。
常规压裂施工所采用的压裂液体系，以水基压裂液为主。
压裂施工后所产生的压裂废液主要有施工前后采用活性水洗井作业产生的大量洗井废水；压裂施工完成后从井筒返排出来的压裂破胶液，以及施工剩余的压裂原胶液（基液）。
压裂废液组成复杂，与压裂液种类、地层性质等有关。
海洋钻井平台压裂返排液处理装置采用压裂返排液直排环保处理组合工艺、磁性破乳剂和正电纳米LDHs絮凝剂技术、微纳气泡处理技术、臭氧催化氧化技术（HCO）、微生物膜处理工艺等技术，可实现压裂返排液高效无害化绿色处理。
1工艺和设备1.1工艺流程图1.2设备组成及原理海上钻井平台压裂返排液处理装置，主要由混凝沉淀撬、固液分离撬、气浮除油撬、催化氧化撬、多介质过滤和过滤膜撬组成。
设备平面布置图1.3设备特点海洋钻井平台压裂返排液处理装置采用了先进的技术，主要体现在：（1）运用微纳气泡处理法，将微纳气泡通入污水液面下距容器底部8~20cm 处，气泡平均直径为537nm，以1~2升气/（升水·小时）的通气率处理2~6小时，利用微纳气泡破裂时产生的·OH自由基，有利于降解污水中的有机物，能够进行破乳、聚集和促使离子间的反应，可以明显降低油含量、悬浮物含量和矿化度，创新性的将该技术应用于石油污水处理过程，采用改法处理后其矿化度、含油量和悬浮物含量均明显降低，配制的聚合物驱油体系粘度比处理前明显提高，因此可代替清水用于配制聚合物驱油体系，既可解决了污水的环境污染问题，又节省了淡水资源。
离心式井下增压装置的系统设计
由于井 眼 尺 寸 的 限制 ，离 心 泵 的外 径 尺 寸 较
泵级效率 ： １ ； ４％ 全泵效率 ： ０ ３ ４ ．％。 ２ 涡轮动力单元性能参数及结构设计 】 ．
在 设计 中采 用 的涡轮 应具 有较 大 的增压 比 ，以
钻井 。
２ ．增压 装置 的 功能单 元
（ ）设计条件 目前 中深井钻井条 件下 ，钻 １ 井泵出口钻井液压力一般为 １ ２ Ｐ ，排量 ２ ８— ０Ｍ ａ ８
～
３ ／ 。另外 ，增 压装 置结 构 尺 寸应 充 分 考 虑井 ２Ｌ ｓ （ ） 阶段 目标 本 课 题 所 要 实 现 的 现 阶段 目 ２
眼内的空间大装置的工作转速为 ０
６ ０ ｍｎ ０ｒ ｉ，将 １５Ｌ ｓ ０ ／ ． ／ 的钻井液增压 ３ Ｐ ， ０Ｍ ａ 装 置外形尺寸略大于钻铤外径 ，取 钋＝１０ｍ ８ ｍ。整 个 装 置结 构示 意 图如 图 １所 示 。
分析国内外井下增压技术的研究现状 ，不难发 现 ，目前所提出的增压方式多 以柱塞泵增压为主。
目前国内外的研究 和应用表明 ，由于井下空间小 、
和流 道短 节单 元 。
（ ）动力单元 涡 轮作 为结 构特 殊 的工具 ， １
不仅可以通过改变叶轮的直径满足空间要求 ，还可
以通过钻井液来驱动旋转 ，将钻井液携带的能量转 换为机械能 ，为离心泵的旋转提供扭矩 。 （ ） 固液分 离单元 在井下离心增压装置中， ２ 考虑增加一个离心式固液分离装置 ，来降低进入离
伟 等：离心式 井下增压装置的 系统设计
轴功率 ：１８５ｋ １． Ｗ； 轴扭矩：１８５Ｎ・ ８ ． ｍ； 材料 ：Ｋ —５ ０ Ｌ ０ 蒙乃尔； 最 大外 径 ：１０ｍ ０ ｍ； 泵体壁厚 ：６ ｍ； ｍ
钻井取心用液动投球装置研制
钻井取心用液动投球装置研制摘要：钻井取心技术在作业前，需开启循环泵将钻井液充分冲刷取样内筒，确保在取心环节内筒部位无沉砂，取样的岩心样本在取心内筒工具内更加精准。
当内筒工具冲洗干净后，从井口钻具水眼部位将密闭钢球投进内筒，密闭钢球从钻具水眼部位径直到达取心工具单流控制阀处，实现取心后内筒通道封闭的目的。
但在取心环节应注意做好内筒的密闭，以避免钻进过程中钻井液冲刷、污染岩心，从而精准测量岩心的收获率指标。
对于岩心取样环节的密封性问题，文中描述一种钻井取心液动投球装置，该装置能够调整钻井液的排量并打开藏球室，更加高效、简单的实现投球封闭取心作业。
装置在工程实践中有效解决传统钻具组合中因含有内防喷装置，而不能在进口进行投球的技术难题，有助于提升钻井取心的工作效能。
关键词：钻井取心；液动；投球；井控钻进取心的运行机理，在取心前启动取心内筒旋转，清洗干净内筒周围的杂质，然后停泵，将方钻杆拆开，并从井口部位将密闭钢球投进，启动循环泵。
为确保地层岩心样品不被污染，使用投球密闭方法需要反复多次启停循环泵，上卸扣操作，取心作业效率相对较低；特别是一些含硫化物浓度较高的地层进行取心，在地层动力及非平衡状态下，很容易出现喷射或动力导致密闭钢球无法投进井口。
一、钻井取心用液动投球装置研制1. 结构及工作原理介绍文中阐述的液压动力投球装置用于钻井取心，装置的关键构件有，保护外壳、弹性胶圈、限位器、滑套、弹簧、封堵、密闭钢球、密封圈、定位销和导向环等部件，装置的结构示意图见图1。
液压动力投球装置安装在取心工具与钻铤的中间部位，提前将密闭钢球储存于装置内部。
在取心工具缓慢钻入岩心时，开启循环泵将内筒中的钻井液通过间隙喷洒在岩心表面，对内筒壁进行清洗；此时，当钻井液的喷射压力低于弹簧的极限应力值，滑套不能下移，此时密闭钢球无法弹射。
当内套筒清洗过后，可加快钻井液的循环排量，这样钻井液的喷射压力作用于滑套，滑套内压力增大压缩弹簧，密闭钢球经过滑套投球孔固定在内筒上方的球座位置，自动形成对取样岩心的防护，避免钻井液浸入冲刷、污染岩心。
四种常规压井方法
四种常规压井方法四种常规压井方法1、边加重钻井液边循环压井法。
这种处置方法可以在最短的时间防喷制住溢流，使井控装置承受的压力最小、承压时间最短，可以减少钻具粘卡等井下事故，因此是最安全的，但这种处置方法计算较复杂，需要进行许多的计算。
2、继续关井，先加重钻井液，再循环压井(等待加重法或工程师法)法。
该处置可以在一个循环周完成，所需时间最短，井口压力较小，也较安全，压井多采用这种方法，但是关井时间长，对循环不利，因此该方法效果的好坏关键取决于是否能迅速加重钻井液。
以不变的泵速循环注入加重钻井液；在加重钻井液到达钻头的过程中，调节节流阀使立压由初始循环值下降到终了循环值(加重钻井液低泵冲泵压)，使套压值保持不变；当加重钻井液到达钻头后向环空上返过程中，立压值保持不变，套压值逐渐下降，当加重钻井液到达井口时，套压降为零，重建起地层——井眼压力平衡，压井结束。
3、先循环排出受侵污的钻井液，关井、加重钻井液，再循环压井(两步控制法或司钻法)法。
这种处置相对来说是安全的，技术上也比较容易掌握，但需要最长的时间和最大程度的应用井口装置。
钻井液在第一个循环周内未加重，因此立压不变(或初始与终了循环压力相等)，同时第一循环周结束，关闭节流阀时，套压应该等于立压。
、先循环排出受侵污的4然后边加重先循环排出受侵污的钻井液，、4钻井液边循环压井法。
这种处置方法既复杂又需要时间更长。
．附件1-13井压井施工单年月日填井井M原浆钻垂深Mg/L/SMQ排漏失低泵压MPaMPa/ML/S 排梯GfC钻柱钻头套管ML/MMh深积系H斜压井环空钻头L/Mg/c密系垂深2B e关关溢流MPaMPaV立套PaP=+0.009=MPa 1地层压压井泥g/cm+/(0.0098)=密初始循=+=MPa CT立终了循*=MPa γcT立/2000= D=井筒容加重材W=)/)= 用=H/(60*)重浆到钻头时)=H/(60*)重浆从钻头) 井口时T=+)分(压井总时备注：加重材料比石灰2.4(″井筒容D井眼直径，重晶4.2″井筒容45L/M,″钻杆外容36L/13L/M,″钻杆内容9.2L/M：所需加量，一般所需加重量按井筒容积倍计算，/100= =2j设计人：审批人：工程师法压井步骤1、在关井套压小于最大允许关井套压值的情况下，继续关井，先加重泥浆，再循环压井(工程师法)。
油田泥页岩井段防塌钻井液的研制
钠离子构成的不易膨胀扩散的稳定结构，钠离子是通过K +、Cs +阳离子从蒙脱土中置换出来的[1]。
1.2 两性复合离子聚合物钻井液在20世纪90年代初期，为了满足不同油田对钻井液的要求，两性离子聚合物钻井液体系被成功研制出来，由于它具有强抑制性、高润滑性、良好油层保护性能、防缩径卡钻、防漏失、防粘吸卡钻等显著特点，深受客户青睐，已经被广泛应用于各大油服公司；目前，该钻井液体系已被成功研制和投入使用的试剂主要包含有包被剂FA367、FA368、FA369、黄花酚醛树脂、强降滤失剂JT888、沥青FT301以及降粘剂XY27、XY28等，按照合理的配比对它们进行配制，可以进一步地提高钻井液抑制性能。
钻井液体系具有较强的抑制性能，可以很好地控制密度、失水率以及固相含量的升高，从而使得油层受到有利地保护。
人们在井场施工过程中发现，普通聚合物钻井液对于造浆较强的泥页岩抑制性能较弱，从而导致滤饼质量差，造浆严重，钻井液切力与黏度提升快。
针对这些问题，刘平德等人通过对各种钻井液试剂的对比筛选，研制出了一种适合的两性离子聚合物钻井液体系PL ，它具有流变性能好、抑制性能强以及机械钻速快等特点。
2 聚合醇钻井液进入20世纪90年代，随着各大油田常规较简单的地层区块被逐渐开采完，勘探领域已经向环境恶劣，底层结构复杂的地区扩展。
在施工过程中极易导致井壁不稳，影响机械钻速，从而提高了钻井成本。
与此同时，随着大位移井、水平井、定向井技术的快速发展，要求钻井液具有更强的抑制性能与更好的润滑性能，而常用钻井液根本满足不了这几类井的钻井需求。
在海洋井、深井、大位移井的钻探过程中，不得不使用油基钻井液，但此类钻井液污染严重，荧光级别高，使用前景堪忧。
因此，我国研究人员研制了一种具有强抑制性、环保无荧光、强配伍性以及良好的保护性等优点的聚合醇水基钻井液。
1 研究背景1.1 甲酸盐钻井液在20世纪90年代，为满足复杂钻井技术要求而研制的全新钻井液体系。