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[中图分类号] [文献码] B [ 文章 编号] 1000-405X(2013)-7-229-2 中国地质调查局是我国目前唯一组织公益性地质钻探技术研究开发和推广应用的单位，自1999年成立以来，在组织地质钻探技术研究开发和推广应用方面开展了大量工作并做出了显著的成绩，对我国地质钻探技术的发展起到了较好的推动作用。面对地质工作大发展的新形势和实现地质工作现代化目标的要求，地质钻探技术如何发展，如何更好地起到对地质工作的支撑作用，笔者对这些问题有些不成熟的想法，在此发表，希望能抛砖引玉，与大家共同探讨地质钻探技术的发展问题。 1地质工作对钻探技术的需求 目前我国矿产资源紧缺，资源问题成为制约国家建设和国民经济发展的瓶颈问题，引起了国家政府和领导的高度重视。在国务院关于加强地质工作的决定提出的地质工作主要任务中，突出能源矿产勘查和加强非能源重要矿产勘查是两项首要任务。国家为此投入了大量经费，除了正在实施的国土资源大调查专项基金之外，又启动了危机矿山接替资源找矿专项基金和地质勘查基金。此外，地方、甚至个人也在找矿方面表现出很大的热情，并进行积极的投资。近年来，随着地质工作的加强，地质钻探工作量成倍增长，一些省区的年钻探工作量达到了几十万米。钻探工作项目资金来源有国土资源大调查、矿产资源补偿费、中央财政补贴、省资源补偿费、地方财政补贴、市场项目等。钻探工作量加大，使得对钻探设备和技术的需求同时加大。 2地质钻探技术应用现状 与世界先进的钻探技术相比，目前我国地质勘探工作中采用的钻探技术总体水平比较落后。钻探施工主要采用立轴式岩心钻机，基本上是20世纪80年代左右的设计。现代的全液压动力头钻机依靠进口，我国自己研制的产品已经开始出现，但还未得到大面积推广应用，而且现在只有个别钻深能力(1000m)的钻机，还未形成系列。钻探工艺方面，一些先进的钻进工艺方法还没有得到推广应用。金刚石绳索取心钻进方法虽得到了较多的应用，但还未能大面积普及。液动锤钻进(液动冲击回转钻进)方法的优点虽然为人们所认识，但由于该方法在恶劣的泥浆条件下使用时，钻具可靠性和寿命方面存在着一些问题以及这些年钻探现场管理水平的下降，使其在地质钻探中的应用较以前更少。一些具有较好前景的先进的钻进工艺方法，如绳索取心液动锤钻进方法和不提钻换钻头方法虽然都已研制成功，但实际应用很少。空气反循环取样钻进方法尽管具有高效率、低成本的特点，但由于没有得到地质人员的认可，至今未能得到推广。除此之外，目前地质钻探施工中所用的钻孔护壁堵漏技术、测斜技术等，基本上也是20世纪80年代左右的水平。由于采用的钻探技术水平不高，地质勘探中钻探工作的效率和效果不太理想，表现在台月效率较低、复杂地层钻进问题多、深孔钻进能力差、钻进成本高。这些问题的存在，使得钻探技术对地质工作的技术支撑效果受到影响。 3地质钻探技术发展目标 笔者认为，考虑地质钻探技术发展目标时应该分阶段，应该分成近期、中长期和远期。划分原则是：至2010年为近期，至2020年为中长期，至2050年为远期。 远期(至2050年)目标 实现地质钻探技术的现代化应该是钻探技术发展的远期目标。在国务院关于加强地质工作的决定和国务院温家宝就贯彻决定所作的重要批示中，都明确地提出了要实现地质工作现代化。关于地质工作现代化的定义，目前尚无统一的说法。笔者的理解是：地质工作现代化的标志应该是，在地质工作中普遍采用具有现代世界先进水平的地质勘查技术。钻探技术是地质勘查技术的种类之一，地质钻探技术的现代化也应该符合此项标准。然而，此项目标的实现是一项长期和艰巨的任务，因为只有国家的整体工业技术水平达到了世界先进水平后，我国的地质钻探技术才有可能从总体上达到世界先进水平，地质钻探技术现代化与国家的现代化应该是基本同步的。邓小平同志在介绍中国实现现代化的三步走战略时，明确提出到2050年中国基本实现现代化，达到世界中等发达国家的水平。1999年10月22日，时任国家主席江泽民在英国剑桥大学发表演讲时向公众宣布：我们的目标是，到下世纪中叶，即中华人民共和国成立一百周年时，基本实现现代化。由此看来，我国地质钻探技术现代化实现的时间应该是21世纪中叶。 中长期(至2020)年目标 地质钻探技术发展的中长期(至2020年)目标应该是：自主创新能力显著增强，地质钻探技术水平显著提高，自主研发的新型钻探设备和先进钻进工艺方法得到较大面积的推广应用，钻探装备与施工技术总体上接近发达国家水平。 近期(至2010年)目标 地质钻探技术发展的近期(至2010年)目标应该是：初步完成2000m深度以内的新一代地质岩心钻探设备系列研制;改进完善一批先进的钻进工艺方法，使之达到推广应用的水平;取得一批深孔钻探、复杂地层钻探和高精度定向钻探技术研究成果;研发成功现代的深水井和煤层气井钻探用全液压动力头钻机;地质钻探科技成果转化和推广取得较显著的成效。 4地质钻探技术近期研发工作重点 中国地质调查局近期组织开展的地质钻探技术研发工作基本上是按照上述的近期目标的思路安排的，重点研究内容如下： (1)2000m深度以内的新一代地质岩心钻探设备系列;(2)满足覆盖区化探和异常查证需求、适应复杂地层条件的轻便、高效、多功能取样钻机及其配套的钻进工艺方法和器具;(3)1000m全液压动力头水井和煤层气井钻机及其配套的钻进工艺方法和器具;(4)改进完善一批先进的钻进工艺方法，包括冲击回转钻进方法、绳索取心冲击回转钻进方法、不提钻换钻头方法和深孔绳索取心方法;(5)解决复杂地层钻进技术难题，包括复杂地层钻孔护壁堵漏技术问题、复杂地层取心技术问题等;(6)高精度定向钻探技术，包括提高钻孔测量精度和定向钻进施工中靶精度的技术以及取心定向钻进技术;(7)万米科学超深孔钻探技术方案预研究。除了研究与开发工作以外，钻探新方法、新技术推广应用也是中国地质调查局钻探技术管理工作的重点之一，拟开展以下一些工作： ①新型岩心钻探机具应用培训;②地质调查浅层取样钻技术应用培训;③地质钻孔测量技术应用培训;④新型地质钻探泥浆体系应用培训;⑤节水钻进技术应用培训;⑥空气反循环取心钻进技术培训和应用示范;⑦车载式浅层取样钻机应用示范。 5几个值得强调的问题 加强技术创新 技术创新的核心内容是科学技术的发明和创造，其直接结果是推动科学技术进步，提高社会生产力的发展水平，进而促进社会经济的增长。通过技术创新可实现技术跨越式发展，在短期内获得显著的技术经济效果，使一些常规方法难以解决的问题得到解决。这里举2个钻探技术领域技术创新取得显著成效的实例。第一个实例是科拉超深钻。前苏联的工业技术发达程度比不上西方国家，却钻成了世界上唯一一口深度超万米的钻井——12262m深的科拉超深井。钻万米超深井的难度非常大。这口井之所以能钻进成功，是因为前苏联人在施工这口井时进行了大量的钻探技术创新，其中3项对钻进施工的成败起决定性作用的重大创新是：超前孔裸眼钻进方法;铝合金钻杆;带减速器的涡轮马达井底驱动。第二个实例是中国大陆科学钻探工程科钻一井。该项目是在坚硬的结晶岩中施工5000m连续取心钻孔。这种施工在我国没有先例，在世界上也属高难度钻井工程。该井在施工时采取了一系列的技术创新，涉及套管和钻进施工程序、取心钻进技术、扩孔钻进技术和井斜控制技术，最终获得了高效、优质的施工效果。由于采用螺杆马达-液动锤-金刚石取心钻进方法，使机械钻速提高50%以上，回次长度由3m提高到8～9m，大大节省了施工时间和成本。 加强新方法、新技术推广应用 新方法、新技术从研发出来，到在钻探施工中得到普遍应用，通常需要花很长的时间，做大量的推广应用工作。推广应用工作包括宣传、现场演示、技术培训和技术交流等。这些环节工作效果的好坏，都会直接影响到科技成果转化及其得到实际应用所需的时间，影响地质钻探技术现代化的进程。为获得好的效果，该项工作应有计划、有组织地开展，因为研发单位通常只是从本单位的利益和眼前的利益考虑推广应用工作，而该项目工作的计划和组织实施需要一种全局性和长远的考虑。这些年来，在钻探技术研究与应用的所有环节中，科技成果推广应用是相对比较薄弱的环节，加强此方面工作是当务之急。 参考文献 [1]王达.探矿工程(地质工程)未来20年科技发展战略研究[J].探矿工程(岩土钻掘工程)，2004，31(1).看了“地质钻探技术论文”的人还看： 1. 工程地质勘探中的钻探技术应用论文 2. 工程地质勘查论文 3. 工程地质勘察论文 4. 地质毕业论文范文 5. 地质学毕业论文范文
随着煤炭资源向深部开发,建井的趋势是井筒向纵深发展,冲积层越来越厚,井型越来越大。下面我给大家分享一些建井技术论文，大家快来跟我一起欣赏吧。
煤矿建井中的通风设计
【摘 要】煤矿基本建设构成中，通风系统占据着重要的地位。从煤矿通风系统建成各环节出发探讨煤矿立项建井时的通风设计，对设计过程中应该特别注意的问题进行分析。
【关键词】煤矿;主副井;通风设计
众所周知，现如今我国主要能源中煤炭的占有量依然保持着，煤炭对国家经济建设发展的推动作用是巨大的。作为煤矿建设的重要组成部分，煤矿通风系统关系着井下采煤人员以及整个煤矿的生产安全，只有在煤矿建井初期，优化煤矿通风设计，才能最大程度上避免因为通风系统不合理造成的生产事故，保障煤矿顺利运行。
1 矿井通风的设计要求
新建矿井的通风设计应该满足煤矿基础建设时期和后期煤矿开采时期的不同要求，同时要注重兼顾已有矿区和未来扩建矿区的发展要求。从矿井的实际情况出发，对于井下通风设备、通风线路、实际通风效果都要有合理的控制，满足矿井各个时期、各个巷道、各个采煤工作面的实际通风需求。
通常情况下，煤矿的通风设计应该区分为基础建设时期和生产时期。基建时期通风设计主要考虑主副井井筒、井底车场、基础水平运输大巷、各井下硐室、上下山以及通风巷道建设时的通风。生产时期的通风是在原有基建通风的基础上，考虑采煤工作面、后期掘进巷道以及全矿开拓时期各巷道的通风。矿井通风是井下生产的最基本保障，必须确保进风口的新鲜风流无粉尘、杂质、有毒有害气体等，通风系统自身要具备抗灾能力强，结构简单，通风效果稳定可靠等必备特点。
2 矿井通风的设计内容
矿井通风系统
(1)煤矿建设必须有完整独立的通风系统，以满足通风要求。
(2)因为通风进出口的不同要求，主副井提升设备的不同也决定了通风系统的风口选择，对于采用漏斗提升或者皮带运输的井筒不能作为进风井。
(3)通风系统提供的风量应该满足或者稍稍超过矿井所需风量，对于局部的巷道和工作面应该具体分析，采用局部通风设备，满足实际要求。
(4)因为井下特殊的环境条件，煤矿瓦斯与地热的存在使得通风系统对于回风巷的选择以及回风风流的控制必须严格标准，回风风流中含有的煤尘、少量煤层瓦斯等具有爆炸危险，应该积极避开井下**存放地，及时汇入总回风巷道。
(5)无论煤矿三个立井如何安排通风口，都要考虑到全年内地区风向变化，最大程度上去控制进风口的新鲜风流。
(6)对于井下配电室的通风应该设置独立的风流循环系统，不能与采面、运煤巷道等其他生产巷道混用，回风风流可以被及时引入回风巷。
综合上述各种要求，结合煤矿地质条件和煤层条件，在经济条件允许的情况下，确定科学经济的矿井通风系统。
矿井风量和通风阻力
矿井总进风量的计算，需要综合井下采煤采准工作面、掘进工作面、硐室以及其他通风点的风量实际需求。总风量要按照井下同时工作人数的最大值来计算，按照《煤矿安全规程规定》，井下工作人员每人每分钟供风量应该不少于4立方米，而工作面和硐室以及其他通风点的风量通过计算求出，取最大值。
矿井通风阻力是指风流经由煤矿进风井口流入，由回风井口流出这一过程中，各个通风道路所产生的摩擦力和局部通风阻力的总和。根据煤矿所处地区的大气压和煤矿井巷实际情况，原则上矿井通风阻力不能超过2940Pa。因为煤矿生产时各采面和井巷是在不断变化的，矿井通风阻力也会随之变化，所以在矿井通风阻力计算中，要选取一个最小值，一个最大值，分别进行考虑。
通风设备的选择
矿井通风设备主要是通风机，考虑到煤矿安全生产的需要，矿井必须具有两套同等通风能力的主通风设备，一套运行，一套备用以应对意外情况。按照通风机的服务范围，可以将其分为三种：服务全矿或主要采区的主通风机，调节矿井某一支路通风的辅助通风机和服务矿井局部工作面的局部通风机。而通风机可以分为两类：离心式通风机和轴流式通风机，两者由于内部动轮、扩散器等构造不同，除了主要的通风功能之外还有不同的通风效果。离心式通风机噪音小，结构简单，能够在较大范围内稳定工作，但是它需要反风道通风，风量调节不变。轴流式通风机性能调节方便，可反转反风，但是它噪音大，稳定工作范围较小。
通常情况，煤矿立井开凿和大断面长巷的掘进时通常采用离心式局部通风机，而主通风设备的选择要考虑抽出式通风、压入式通风和混合式通风的不同通风方式各自的优缺点。
通风网络的选择
对于煤矿进、回风井的布置，主要有中央式、对角式和混合式，而其中中央式有细分为并列式和边界式，从实际效果来说，中央式一般在基础建设时期就能直接铺设，成本低，投产快，而且地面建筑集中，非常便于管理，同时，井下便于延伸，但另一方面，由于通风设备集中，使得通风路线加长，风阻较大，而对角式通风恰恰相反，风路短，风阻小。通风网络通常有串联、并联和角联三种基本形式，实际设计中，通常采用并联网络，其特点是总风阻小，各通风支路相对独立，总风量易调节，实际通风效果好。
3 煤矿建井中通风设计应注意的问题
风机选择问题
通风系统的重要组成就是风机，它的正确选择直接关系着煤矿的安全生产。根据上述讨论中不同类型风机的特点，结合煤矿现有的条件，综合经济条件、实际需求、后期发展等各种因素选择合理科学的风机组合。很多时候，煤矿为了加快投产速度，盲目地缩短基建过程 ，对于通风设备的选取往往没有一个长远的规划，不能满足煤矿后期扩建时的需求，这无疑给煤矿生产带来了不必要的麻烦，也会增加额外的投入。
通风设备的管理
矿井通风系统建成以后，对于通风设备的日常管理和维护也在一定程度上影响着通风系统的安全稳定。通风的主要任务就是满足井下工人安全生产需要，随着采煤工作的推进和新巷道的掘进，矿井的通风量会一直变化，通风设备的反应、通风效果和稳定性是煤矿安全生产的保障，加强通风设备的日常管理和维护，对于异常状态的监控和检修，对于延长通风设备寿命，保障井下安全有着重要的意义。
强化通风管理意识
通风设备的安全可靠很大程度上需要管理者的规范使用和维护，煤矿管理部门应从制度上和管理理念上重视通风安全，树立危机意识，优化和完善通风设备管理制度，从各个细节着手，全方位地保障通风安全。
4 结论
综上所述，在满足通风设计要求的前提下，针对通风设计各主要内容的分析，总结出一套有广泛适用性的通风设计方案，同时，还要考虑到煤矿建设在遵循基本安全原则的情况下，要切实结合实际情况，制定最合适的通风方案，为煤矿长期的安全生产奠定基础。
参考文献：
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[2]石远方.浅谈矿井通风设计采取的保护措施[J].科技与企业，2011 (14).
[3]陈少千，俞龙华.矿井通风浅析[J].黑龙江科技信息，2009(17).
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[5]曾凡华.简述矿井通风设备的选型与计算[J].科技致富向导，2012 (03).
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城市集中供热管网设计之浅见 [内容摘要] 通过分析城市集中供热管网设计中问题，对管网布置、直埋敷设等提出自己粗浅的看法 [主 题 词] 城市集中供热管网、布置类型、直埋敷设、补偿器应用、水力平衡 随着经济发展和居民生活质量的提高，城市集中供热因其易控制、能源利用率高，供热范围广和环境影响较低等优势得到迅速发展。但随着城市集中供热的推广和室内采暖系统采用热计量，也产生了一系列的问题。对城市集中供热管网设计也提出了更高的要求。本文就供热管网设计的几个技术问题进行分析。 一、城市集中供热管网布置类型 城市集中供热管网布置与热媒种类、热源与热用户相互位置有一定的关系，其布置应考虑系统的安全性和经济性。城市供热系统的特点是热用户分布区域广、分支多。在管网发生事故时，通常允许有若干小时的停供修复时间。有些热网为提高供热可靠性和应付供热发展的不确定性，在规划设计时就将热网象市政给水管网一样成网格状布置，但这样存在一定的问题，热网水力工况和控制的十分复杂，同时网格状管网投资非常高。在城市多热源联合供热时，有些规划设计时将热网主干线设计成环管网环状布置，用户管网是从大环网上接出的枝状管网，这种布置方式具有供热的后备性能，运行安全可靠，但热网水力工况和控制的也比较复杂，投资很高。 在充分考虑系统的安全性和经济性的前提下，笔者认为城市热力管网应是多条枝状管网放射型布置。在规划设计时，根据城市规模、热用户分布及热源位置布置几条输配主干线，在实施过程中根据供热能力和热用户情况，逐步完善不同的主干线。当城市供热主干线骨架形成后，适当敷设连通管，在正常工作时连通管上的阀门关闭，当主干线某段出事故时，可利用连通管进行供热。这种热网布置形式保证了枝状管网适应不确定热用户的发展，如果一条干管供热能力不够，敷设相邻干管时加大其供热能力就可以解决，以达到供热管网输配能力最优化，不必象环状管网那样先埋入较大管道去等负荷确定的热用户。 二、热力管道直埋敷设 供热管网直埋敷设由于占地面积小、工程造价低、施工周期短、保温性能好等特点，在实际工程中得到了广泛应用。正确认识热力管道直埋原理，合理选择敷设方式是很关键的。热水管道直埋与架空或管沟敷设主要不同之处在于直埋敷设的供热管道保温结构与周围土壤直接接触，管道热胀冷缩的过程受到土壤摩擦力约束，此时管道处于锚固状态，在热胀冷缩过程中产生的位移势能，被储存在管道壁上，使管道受力复杂化。管道直埋敷设方式可分为：无补偿直埋敷设、一次性补偿直埋敷设和有补偿直埋敷设三大类。 热力管道的敞开预热无补偿直埋敷设是一种“冷紧”式直埋。工艺过程是在管道焊接完毕后 ，对一定长度管道进行预热，管道受热产生变形，释放一部分热应力，同时对管沟进行回填夯实，利用土壤摩擦力将管道嵌固。这种敷设方式不需要设补偿器和固定支墩，其工程造价最低。但这种方法不仅施工复杂，而且管线预热只能改变管线的热态应力水平，而不能改变它的全补偿值，从管材疲劳的角度来看，在实际采用时应仔细斟酌。 一次性补偿直埋也是一种“冷紧”型直埋。工艺过程是：在管道焊接完毕沟槽回填后，对管道进行预热，管道热伸长被“一次性补偿器”吸收，此时立即将“一次性补偿器外壳和管道 焊死，使其不能再次伸缩，这样预热结束后，管道由于温降产生的热应力在管道中表现为拉应力，用以克服管道再次受热时的热应力。 有补偿直埋是目前应用最多的敷设方式，因其施工方便，所以得到广泛采用。实际工程中应尽量合理布置补偿器，使管道的补偿器分段长度接近最大安装长度，(管段由于移动所产生的土壤摩擦力在管道截面上产生的应力和材料许用应力相等，这个管段长度即最大安装长度)同时应保证补偿器在固定支墩两侧 对称布置，以减小固定支墩受力，降低支墩土建费用。另外对直线段“驻点”位置的固定支墩应考虑取消，以降低造价。对于小区二次热网，如果仅是为集中空调或地板辐射采暖服务，热媒温度65℃以下，实际工作温度较低，热应力较小，因此热网设计中可根据管网柔性考虑非预热的无补偿直埋敷设。 直埋敷设管线最大安装长度Lmax计算如下： Lmax＝（ƒ[δ]20-pdi/4s）A/(πDoFf) m 式中：A－－管道横截面积 mm2 Ff－－管道外表面摩擦力 N/ m2 ƒ－－应力范围的减小系数 di－－管道内径 mm p－－设计压力 MPa [δ]20－－钢材许用应力 MPa Do－－保温管直径 m s－－管道壁厚 mm 供热管网直埋敷设应注意下列有关事项：直埋管道尽可能直线敷设，管道自然弯曲应限制在5º以内；从主干线引出的分支干线处，应设“L”、”Z”型弯管；水平弯管处应力集中，受力较大，应增加弯头壁厚、加大弯头的曲率半径；在土壤下沉性属于二级或高于二级地区，直埋敷设要采取一定的措施。 三、波纹管补偿在热力管网中的应用 在热力管网敷设中，补偿器是保证管道安全运行的重要部件。波纹管补偿以其体积小、重量轻、节省钢材、占地面积小、流动阻力小、不易渗漏，已开始占有举足轻重的地位，而且很有发展前景。目前波纹管制造突破了传统的材料和工艺，采用高弹性金属管经滚压一次成型，并采用多层金属结构，从而提高了其补偿能力和承压能力，应用新技术制造的波纹管补偿为其在热力管网中的应用提供了可靠的保证。 尽管波纹补偿器有很多优点，但它也有自身的缺点。例如轴向型波纹补偿器对主固定支架产生压力推力，管壁较薄不能承受扭力，设备投资高等。许多设计人员对波纹补偿器的认识还不够全面，因此在设计中存在计算和补偿管系选定不合理问题。 波纹管补偿器根据位移形式可基本分为轴向、横向、角向三类，每一类都有各自的优点和缺点，所以必须根据不同的使用条件，恰当地选用才能使波纹补偿器正常工作，做到波纹补偿器设计选型经济、合理。 轴向补偿 直管段上的膨胀节对沿膨胀节及管段的轴向方向拉伸与压缩进行补偿。膨胀节给出的额定补偿量包括拉伸、压缩位移的总和。轴向型补偿器。这是应用最多的也是最基本的型式。在工作时主要是利用其波纹部分的轴向变形来吸收管道的轴向位移。 横向补偿 是在“L”、“Z”、“Ⅱ”型管道中的补偿形式。通过成对的波纹管弯曲变形实现直线补偿。 角向补偿 管路补偿需要膨胀节作弯曲变形，它们往往是两个或三个角向式膨胀节组合使用，实现直线补偿。 铰链型补偿器 在结构上由波纹管、活动铰链、销轴组成。该补偿器可在同一平面内作角向偏转，因此可吸收管道在同一平面内的角位移。 万向铰链型补偿器 在结构上由波纹管、铰链和万向铰链组成。它可以在任意平面内作角向偏转，从而可吸收管道的任意平面内的角位移（空间角位移）。 波纹管的产品性能有两大类：其中一种是为满足使用必须保证的性能，如耐压、耐温、耐疲劳和弹性补偿等；另一类，如刚度、有效面积、材质等，它们不是使用所需要的，但它们对管系的设计及补偿器的使用有重要影响，所以对它们都要有充分的认识。 波纹补偿器的补偿能力源于波纹管的弹性变形，有拉伸、压缩、弯曲及它们的组合变形。补偿能力的大小，由设计者根据需要确定规定的额定补偿量，即表示在一定条件下具有的最大补偿能力。热力管网两固定点之间的最大长度是由管道失稳条件决定的，它与管径的大小及补偿器的补偿能力有关，一条管线无论如何复杂都可以通过设置固定支座将其分割成若干形状相对简单的独立管段，如直管段，L形管段，Z形管段等。波纹管补偿器的计算应从以下几方面着手。 （1）热力管道的热伸长量通常按下式计算： Δx=α(t1-t2)L 其中：Δx —— 管道的热伸长量，mm; α —— 钢管的线膨胀系数，mm/(m ℃), t1 —— 管内介质温度，℃，管内介质指蒸汽、热水、过热水等; t2 —— 管道安装时的温度,℃, L —— 管道计算长度，m。 计算管道热伸长量，是为了确定补偿器的所需补偿量，或验算管道因热伸长而产生的压缩应力，所以对于管道的热伸长量应计算其最大值，即取冷态安装条件的最低温度和热态运行条件的最高温度之间的最大温差。由于管网安装的气候条件差异很大，因此t2不应有统一的取值，应根据当时的气候条件和施工环境，确定适当的管道安装温度。 （2）安装轴向型补偿器的管道轴向推力F，按下式计算： Fx=Fp+Fm+Fs N 式中： Fp——内压力产生的推力， N FS——波纹管补偿的弹性反力 N Fm——管道活动支架的摩擦力 N 计算固定支架推力时，应按管道的具体敷设方式，参考上述公式按支架两侧管道推力的合力计算。 （3）管道应力验算 补偿器在内压作用下的失稳包括两种情况，即平面失稳和轴向柱状失稳。 A、 平面失稳 表现为一个或几个波纹的平面相对于波纹管轴线发生转动而倾斜，但其波平面的圆心基本在波纹管的轴线上。这是由于内压产生的子午向弯曲应力和周向薄膜应力的合力超过材料屈服强度，局部出现塑性变形所致。 B、 柱失稳 波纹管的波纹连续地横向偏移，使波纹管偏移后的实际轴线成弧形或S形（在多波情况下呈S形）。这种情况多数是因为波纹数太多，波纹管有效长度L跟内径d之比（L/d）太大造成的。为避免失稳情况发生，对管道应进行应力验算。 管道在工作状态下，由内压产生的折算应力按下式计算： σeq＝P[－Y(s－α)]/ s－α ≤[σ]t MPa P－设计压力 MPa do－管线外径 mm s－管线设计壁厚 mm Y－温度对计算管线壁厚的修正系数 α－腐蚀裕量 mm [σ]t－设计温度下的许用应力 Mpa 四、推广使用水力平衡元件，提高水输送系数 在供热系统中，热媒介质由闭式管路系统输送至各用户。对于一个设计合理，并能够按设计工况运行的供热管网，其各用户应均能获得相应的设计流量，以满足其负荷要求。但在实际运行当中，由于缺乏消除环路剩余压头的水力平衡元件，大部分管网系统近段环路的剩余压头只能靠管线管径的变化来消除，而且目前管网上控制阀门既无调节功能，又没有流量显示，使得部分环路及末端用户的流量，并不按设计要求输配。水力失调直接导致热力失调，供热系统存在的冷热不均现象，主要原因就是系统的水力失调亦即流量分配不均所致。 水力失调度计算如下：水力失调度X=实际流量G’/设计流量Gsj 当水力失调度X 远远大于1 时，根据散热器性能曲线可以看出，此时平均室温的增长缓慢；当X远远小于1时，平均室温的减少幅度明显增加。热力工况失调形成了“大流量，小温差”的运行方式。实际上大流量运行方式并没有从根本上消除系统的水力失调，反而带来了能耗的增加。即大流量要求大水泵，增加了电耗；大流量形成了大热源，热源低负荷运行降低了热源热效率，管网小温差运行增加了输送能耗，还影响了散热器的散热效率。除此之此，大流量还降低了系统的可调性，即系统流量过大，近端多余的流量无法调剂到末端，甚至出现回水温度过高的假象。结果增加了整个供热系统的热耗，降低了输水系统的热效率。 规范中规定“设计中应对采暖系统进行水力平衡计算，确保各环路水量符合设计要求。在室外各环路及建筑物入口处采暖供水管（或回水管）路上应安装平衡阀或其它水力平衡元件，并进行水力平衡调试”。为搞好管网的初调节，在一、二次管网的各个分支处和各热力入口处装置调节性能好的平衡调节阀，以保证各环路水量符合设计要求。 目前市场水力平衡元件主要有手动调节阀（平衡阀）和自动调节阀（自力式调节阀）两大类，其具体选用应结合系统运行方式的不同，分别对待。对于手动调节阀来说，流量G=KV ∆P，式中K V为手动调节阀阀口的流量系数，∆P为手动调节阀阀口两侧的压差。K V的大小取决于开度，开度固定，K V即为常数，那么只要∆P 不变，则流量G不变，安装后可替代原有管网控制阀门。而自力式调节阀从结构上说，是一个双阀组合，由手动孔板和自动孔板组成一个有机的整体，手动孔板是按设计流量进行调控的锁定机构，自动孔板是保证设计流量恒定的控制机构。当流经手动孔板流量大于设计流量时，自动孔板的阀瓣上移，减少自动孔板的断面，从而减少通过调节阀的流量，使其与设计流量相符。反之亦然。 当系统的运行调节为质调节时，可以采用自力式调节阀，因为这种调节方式只改变供水温度，而与系统的水力工况无关，即在不改变系统的水力工况的情况下，把调节传达到每个用户和设备。采用自力式流量控制阀，可以吸收网路的压力波动，维持被控负载的流量恒定。采用自力式压差控制阀可以吸收网路的压力波动，以维持施加于被控环路上的压差恒定。 当系统的运行调节采用集中量调节(水泵的变频调节等)时，不能采用自力式调节阀。因为这种调节是通过改变水量实现的，因而调节时改变了系统的水力工况，所以若采用自力式调节阀，势必造成出现流量分配的混乱。显然，由于自力式调节阀的存在而造成了系统集中调节的不能实现。这时若采用手动调节阀(比如平衡阀)，则系统总流量增减时，各支路、各用户的流量可以同比例增减，即系统的集中调节可以传达至每一个末端装置。当系统采用分阶段改变流量的质调节时，虽然每个阶段流量不变。但若采用自力式调节阀，每个流量阶段要对控制流量或控制压差进行设定，给运行管理带来很大不便，所以不宜采用。 五、结束语 热力管线工程运行是否正常直接关系到居民生活质量，在设计过程中应遵循技术先进、经济合理、安全适用的原则，作为一项系统工程，从管网的设计到管道的 制造、安装及管网的启动运行，每个环节都直接影响着工程的成败。而一项好的设计可以使产品的性能得以充分发挥，可以最大限度地减少施工中的困难，可以降低工程造价。因此，我们的设计一定要做到严谨合理，为工程的成功提供可靠的前提保证，如若不然，不仅增加工程造价，同时还由于设计不当而削弱了热力管线运行的安全性和可靠性。
机械专业毕业论文开题报告范文（精选6篇）
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论文题目：
MC无机械手换刀刀库毕业设计开题报告
本课题的研究内容
本论文是开发设计出一种体积小、结构紧凑、价格较低、生产周期短的小型立式加工中心无机械手换刀刀库。主要完成以下工作：
1、调研一个加工中心，了解其无机械手换刀刀装置和结构。
2、参照调研的加工中心，进行刀库布局总体设计。画出机床总体布置图和刀库总装配图，要有方案分析，不能照抄现有机床。
3、设计该刀库的一个重要部分，如刀库的转位机构(包括定位装置，刀具的夹紧装置等)，画出该部件的装配图和主要零件(如壳体、蜗轮、蜗杆等3张以上工作图。
4、撰写设计说明书。
本课题研究的实施方案、进度安排
本课题采取的研究方法为：
(1)理论分析，参照调研的加工中心，进行刀库布局总体设计。
进度安排：
收集相关的毕业课题资料。
完成开题报告。
完成毕业设计方案的制定、设计及计算。
完成刀库的设计
完成毕业设计说明书。
毕业设计答辩。
主要参考文献
[1] 廉元国,张永洪. 加工中心设计与应用 [M]. 北京:机械工业出版社,
[2] 惠延波,沙杰.加工中心的数控编程与操作技术 [M]. 北京:机械工业出版社
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[4] 徐正平.CIMT2001 加工中心评述[J]. 制造技术与机床,2001,6
[5] 刘利. FPC-20VT 型立式加工中心[J]. 机械制造,1994,7
[6] 李洪. 实用机床设计手册 [M]. 沈阳:辽宁科学技术出版社,
[7] 刘跃南.机械系统设计[M].北京:机械工业出版社,
[8] Panasonic 交流伺服电机驱动器 MINASA 系列使用说明书
[9] 成大先.机械设计手册第四版第 2 卷[M]. 北京:化学工业出版社,
[10] 成大先.机械设计手册第四版第 3 卷[M]. 北京:化学工业出版社,
1 课题提出的背景与研究意义
课题研究背景
在数控机床移动式加工中移动部件和静止导轨之间存在着摩擦，这种摩擦的存在增加了驱动部件的功率损耗，降低了运动精度和使用寿命，增加了运动噪声和发热，甚至可能使精密部件变形，限制了机床控制精度的提高。由于摩擦与运动速度间存在非线性关系，特别是在低速微进给情况下，这种非线性关系难以把握，可能产生所谓的尺蠖运动方式或混沌不清的极限环现象，严重破坏了对微进给、高精度、高响应能力的进给性能要求。为此，把消除或减少摩擦的不良影响，作为提高机床技术水平的努力方向之一。该课题提出的将磁悬浮技术应用到数控机床加工中，即可以做到消除移动部件与静止导轨之间存在的摩擦及其不良影响。对提高我国机床工业水平及赶上或超过国际先进水平具有重大意义，且社会应用前景广阔。
课题研究的意义
机床正向高速度、高精度及高度自动化方向发展。但在高速切削和高速磨削加工场合，受摩擦磨损的影响，传统的滚动轴承的寿命一般比较短，而磁悬浮轴承可以克服这方面的不足，磁悬浮轴承具有的高速、高精度、长寿命等突出优点，将逐渐带领机电行业走向一个没有摩擦、没有损耗、没有限速的崭新境界。超高速切削是一种用比普通切削速度高得多的速度对零件进行加工的先进制造技术，它以高加工速度、高加工精度为主要特征，有非常高的生产效率，磁悬浮轴承由于具有转速高、无磨损、无润滑、可靠性好和动态特性可调等突出优点，而被应用于超高速主轴系统中。要实现高速切削，必须要解决许多关键技术，其中最主要的就是高速切削主轴系统，而选择合理的轴承型式对实现其高转速至关重要。其中，磁悬浮轴承是高速切削主轴最理想的支承型式之一。磁悬浮轴承可以满足超高速切削技术对超高速主轴提出的性能要求。但它与普通滑动或滚动轴承的本质区别在于，系统开环不稳定，需要实施主动控制，而这恰恰使得磁悬浮轴承具有动特性可控的优点磁悬浮轴承是一个复杂的机电磁一体化产品，对其精确的分析研究是一项相当困难的工作，如果用实验验证则会碰到诸如经费大、周期长等困难，在目前国内情况下不能采取国外以试验为主的研究方法，主要从理论上进行研究，利用计算机软件对磁悬浮控制系统进行仿真是一种获得磁悬浮系统有关特征简便而有效的方法。这就是本课题的研究目的和意义。
2 本课题国内外的研究现状
磁悬浮轴承的应用与发展可以说是传统支承技术的革命。由于具有无机械接触和可实现主动控制两个显著的优点，主动磁悬浮轴承技术从一开始就引起了人们的重视。磁悬浮轴承的研究最早可追溯到1937年，Holmes和Beams利用交流谐振电路实现了对钢球的悬浮。自1988年起，国际上每两年举行一届磁悬浮轴承国际会议，交流和研讨该领域的最新研究成果；1990年瑞士联邦理工学院提出了柔性转子的研究问题，同年教授提出了数字控制问题；1998年瑞士联邦理工学院的和等人提出了无传感器磁悬浮轴承。近十年，瑞士、美国、日本等国家研制的电磁悬浮轴承性能指标已经很高，并且已成功应用于透平机械、离心机、真空泵、机床主轴等旋转机械中，电磁悬浮轴承技术在航空航天、计算机制造、医疗卫生及电子束平版印刷等领域中也得到了广泛的应用。纵观2006年在洛桑和托里诺召开的第10界国际磁轴承研讨会，磁轴承主要应用研究为磁轴承在高速发动机、核高温反应堆（HTR-10GT）、人造心脏和回转仪等方面。国内在磁悬浮轴承技术方面的研究起步较晚，对磁悬浮轴承的研究起步于80年代初。
1983年上海微电机研究所采用径向被动、轴向主动的混合型磁悬浮研制了我国第一台全悬浮磁力轴承样机；1988年哈尔滨工业大学的陈易新等提出了磁力轴承结构优化设计的理论和方法，建立了主动磁力轴承机床主轴控制系统数学模型，这是首次对主动磁力轴承全悬浮机床主轴从结构到控制进行的系统研究；1998年，上海大学开发了磁力轴承控制器（600W）用于150m制氧透平膨胀机的控制；2000年清华大学与无锡开源机床集团有限公司合作，实现了内圆磨床磁力轴承电主轴的'工厂应用实验。目前，国内清华大学、西安交通大学、国防科技大学、哈尔滨工业大学、南京航空航天大学等等都在开展磁悬浮轴承方面的研究。2002年清华大学朱润生等对主动磁悬浮轴承主轴进行磨削试验，当转速60000r／min、法向磨削力100N左右时，精度达到小于8m的水平，精磨磨削效率基本达到工业应用水平。2003年6月，南京航空航天大学磁悬浮应用技术研究所研制的磁悬浮干燥机的性能指标已通过江苏省技术鉴定，向工业应用迈出了可喜的一步。2005年“济南磁悬浮工程技术研究中心”研制的磁悬浮轴承主轴设备，在济南第四机床厂做磨削试验，成功磨制出一个内圆孔工件，这是我国第一个用磁悬浮轴承主轴加工的工件。此项技术填补了国内空白。近几年来，由于微电子技术、信号处理技术和现代控制理论的发展，磁悬浮轴承的研究也取得了巨大进展。
从总体上看，磁悬浮轴承技术正向以下几个方向发展：
(1)理论分析更注重系统的转子动力学分析，更多地运用非线性理论对主动
磁悬浮转子系统的平衡点和稳定性进行分析；更注重建立系统的非线性耦合模型以求得更好的性能。
(2)注重系统的整体优化设计，不断提高其可靠性和经济性，以期获得磁悬浮轴承更加广泛的应用前景。
(3)控制器的实现越来越多的采用数字控制。为达到更高的性能要求，控制器的数字化、智能化、集成化成为必然的发展趋势。由于数字控制器的灵活性，各种现代控制理论的控制算法均在磁悬浮轴承上得到尝试。
(4)发展了多种新型磁悬浮轴承如：无传感器磁悬浮轴承、无轴承电机超导磁悬浮轴承、高温磁悬浮轴承。此外，磁悬浮机床主轴在各方面也有较大的发展空间如：高洁净钢材Z钢和EP钢的引入；陶瓷滚动体，重量比钢球轻40%；润滑技术的开发，对于高速切削液的主轴，油液和油雾润滑能有效防止切削液进入主轴；保持架的开发，聚合物保持架具有重量，自润滑及低摩擦系数的特点从应用的角度看，磁悬浮轴承的潜力尚未得到的发掘，而它本身也未达到替代其它轴承的水平，设计理论，控制方法等都有待研究和解决。
3 课题的研究目标与研究内容
研究目标
控制器是主动控制磁悬浮轴承研究的核心，因此正确选择控制方案和控制器参数，是磁悬浮轴承能够正常工作和发挥其优良性能的前提。该课题主要研究单自由度磁悬浮系统，其结构简单，性能评判相对容易、研究周期短，并且可以扩展到多自由度磁悬浮系统的研究。针对磁悬浮主轴系统的非线性以及在控制方面的特点，该课题探索出提高系统总体性能和动态稳定性的有效控制策略。
主要研究内容
（1）阐述课题的研究背景与意义，对国内外相关领域的研究状况进行综述。
（2）对磁悬浮机床主轴的动力学模型进行分析，并将其数值化、离散、解耦和降阶等，为后续研究
1、 目的及意义(含国内外的研究现状分析)
本人毕业设计的课题是”钢坯喷号机行走部件及总体设计”,并和我的一个同学(他课题是“钢坯喷号机喷号部件设计”)一起努力共同完成钢坯喷号机的设计。我们的目的是设计一种价格相对便宜，工作性能可靠的钢坯喷号机来取代用人工方法在钢坯上写编号。
对钢坯喷号是钢铁制造业必然需要存在的一个环节，这是为了实现质量管理和质量追踪。我们把生产钢坯对应的连铸机号、炉座号、炉号、流序号以及表示钢坯生产时间的时间编号共同组成每块钢坯的唯一编号，适当的写在钢坯的表面。这样就在钢铁厂的后续检验或在客户使用过程中，如果发现钢坯的质量有问题，就可以根据这个编号来追踪到生产这个钢坯的连铸机、炉座、炉号、流序及时间等重要信息，及早的发现并解决生产设备中存在的问题。
目前，在国外像日本、美国等一些发达国家已经实现了对钢坯的自动编号，虽然其辅助设备较多，价格较贵，但大大提高生产的自动化进程和效率。并且钢坯喷号机具有设备利用率高、位置精度高、可控制性能好等优点。而在国内，除了少数的几家大型钢铁企业(宝钢、鞍钢等)引进了自动钢坯喷号机，大部分的钢铁企业仍然处在人工编号的阶段。
实现钢坯喷号的机械化和自动化是提高生产效率和降低生产成本的重要途径之一，钢坯喷号机无论在国内还是国外都会有很大的市场。一方面因为人工的工艺流程不但浪费了大量的能量，而且打断了生产的自动化进程，从而致使生产效率降低，生产成本增加。另一方面由于生产钢坯的车间温度很高，有强烈的热辐射，同时还有大量的水蒸气和粉尘，因此对其中进行人工编号的工人的劳动强度非常大，并且对身体是一种摧残，容易得职业病。所以无论从那个方面看都急需一种价格相对便宜，工作性能可靠的钢坯喷号机来代替人工编号。
作为一个大学生，毕业设计对我来说是展示我大学四年学习成果的一个机会，也是对我的综合能力的一个考验。我本人对“钢坯喷号机行走部件及总体设计”的课题也非常感兴趣，我一定会努力完成这次毕业设计的。总的来说，钢坯喷号机对于钢铁厂和这次毕业设计对于我都是具有现实意义的。
2、基本内容和技术方案
本课题是基于机械设计与电子控制结合的技术来设计钢坯喷号机。经连连轧的钢坯规格为160mmx200mm的方形钢坯，用切割机割成定长，由300mm宽的输出通道送出。
1.基本内容
先拟定钢坯喷号机的总体方案，然后确定钢坯喷号机行走部件的传动方案及结构参数，最后画出钢坯喷号机行走部件的装配图以及零件图。
2.系统技术方案
(1)工作过程：启动机器PLC控制步进电机带动钢坯喷号机到相应的位置，按下启动键发送控制信号传到控制部件(PLC)，控制部件发出控制命令给执行部件(主要是行走部件及喷号部件，行走部件带动喷头靠近钢坯表面，然后喷头进行喷号)，喷号完成后喷头上升并清洗号码牌。再次移动喷号到下一个钢坯处。
(2)要求实现的功能：行走部件功能(喷号机整体左右的移动，喷号部件的上下前后移动，喷头的左右移动)、喷号部件功能(喷头喷号，清洗号码牌，号码牌的更换)。其中号码为(0—9)十个数字，号码可以变化更换。每个号码大小为35mmx15mm，号码间距为5mm。
(3)实现方案：
行走功能的实现：由于在钢坯上喷号并不需要很精确的定位，所以采用人工控制步进电机的方式移动整体喷号机来粗调。采用液压缸提供动力来推动喷号部件，并采用行程开关控制电机来实现喷号部件上下移动，下行程开关可以控制喷号部件与钢坯表面之间的间距和发出信号使喷头开始喷涂料并向右移动。采用液压缸推动，滚轮在导架上滚动的方式实现喷好机构的前后移动，并采用行程开关控制电机来实现喷头的左右移动，右行程开关可以控制喷头停止喷涂料并回到初始位置和喷号部件向上移动。
喷号功能的具体实现方案由和我一组的同学确定。
3、进度安排
3-4周 认真阅读和学习有关资料和知识，并翻译英文文献
5-7周 钢坯喷号机行走部件的传动方案及总体设计
8-9周 确定钢坯喷号机行走部件结果参数
10-13周 完成钢坯喷号机行走部件装配图及零件工作图
14-15周 准备并进行毕业答辩
1. 设计（或研究）的依据与意义
十字轴是汽车万向节上的重要零件，规格品种多，需求量大。目前，国内大多采用开式模锻和胎模锻工艺生产，其工艺过程为：制坯→模锻→切边。生产的锻件飞边大，锻件加工余量和尺寸公差大，因而材料利用率低；而且工艺环节多，锻件质量差，生产效率低。
相比之下，十字轴冷挤压成形的具有以下优点：
1、提高劳动生产率。用冷挤压成形工艺代替切削加工制造机械零件，能使生产率大大提高。
2、制件可获得理想的表面粗糙度和尺寸精度。冷挤压十字轴类零件的精度可达ITg---IT8级，表面粗糙度可达Ra O．2～1．6。因此，用冷挤压成形的十字轴类零件一般很少再切削加工，只需在要求特别高之处进行精磨。
3、提高零件的力学性能。冷挤压后金属的冷加工硬化，以及在零件内部形成合理的纤维流线分布，使零件的强度高于原材料的强度。
4、降低零件成本。冷挤压成形是利用金属的塑性变形制成所需形状的零件，因而能大量减少切削加工，提高材料的利用率，从而使零件成本大大降低。
2. 国内外同类设计（或同类研究）的概况综述
利用切削加工方法加工十字轴类零件，生产工序多，效率低，材料浪费严重，并且切削加工会破坏零件的金属流线结构。目前国内大多采用热模锻方式成形十字轴类零件，加热时产生氧化、脱碳等缺陷，必然会造成能源的浪费，并且后续的机加工不但浪费大量材料，产品的内在和外观质量并不理想。
采用闭式无飞边挤压工艺生产十字轴，锻件无飞边，可显着降低生产成本，提高产品质量和生产效率：
（1）不仅能节省飞边的金属消耗，还能大大减小或消除敷料，可以节约材料30﹪；由于锻件精化减少了切削加工量，电力消耗可降低30﹪；
（2）锻件质量显着提高，十字轴正交性好、组织致密、流线分布合理、纤维不被切断，扭转疲劳寿命指标平均提高2~3倍；
（3）由于一次性挤压成型，生产率提高25%.
数值模拟技术是CAE的关键技术。通过建立相应的数学模型，可以在昂贵费时的模具或附具制造之前，在计算机中对工艺的全过程进行分析，不仅可以通过图形、数据等方法直观地得到诸如温度、应力、载荷等各种信息，而且可预测存在的缺陷；通过工艺参数对不同方案的对比中总结出规律，进而实现工艺的优化。数值模拟技术在保证工件质量、减少材料消耗、提高生产效率、缩短试制周期等方面显示出无可比拟的优越性。
目前，用于体积成形工艺模拟的商业软件已有“Deform”、“Autoforge”等软件打入中国市场。其中，DEFORM软件是一套基于有限元的工艺仿真系统，用于分析金属成形及其相关工业的各种成形工艺和热处理工艺。DEFORM无需试模就能预测工业实际生产中的金属流动情况，是降低制造成本，缩短研发周期高效而实用的工具。二十多年来的工业实践清楚地证明了基于有限元法DEFORM有着卓越的准确性和稳定性，模拟引擎在大金属流动，行程载荷和产品缺陷预测等方面同实际生产相符保持着令人叹为观止的精度。
3. 课题设计（或研究）的内容
1）完成十字轴径向挤压工艺分析，完成模具总装图及零件图设计。
2）建立十字轴径向挤压成形模具的三维模型。
3）十字轴径向挤压成形过程数值模拟。
4）相关英文资料翻译。
4. 设计（或研究）方法
1）完成十字轴径向挤压成形工艺分析，绘制模具总装图及零件图。
2）写毕业论文建立十字轴径向挤压成形模具的三维模型。
3）完成十字轴径向挤压成形过程数值模拟。
4）查阅20篇以上与课题相关的文献。
5）完成12000字的论文。
6）翻译10000个以上英文印刷符号。
5. 实施计划
04-06周：文献检索，开题报告。
07-10周：进行工艺分析、绘制模具二维图及模具三维模型设计。
11-13周：进行数值模拟。
14-16周：撰写毕业论文。
17周：进行答辩。
一、毕业设计题目的背景
三级圆锥—圆柱齿轮减速器，第一级为锥齿轮减速，第二、三级为圆柱齿轮减速。这种减速器具有结构紧凑、多输出、传动效率高、运行平稳、传动比大、体积小、加工方便、寿命长等优点。因此，随着我国社会主义建设的飞速发展，国内已有许多单位自行设计和制造了这种减速器，并且已日益广泛地应用在国防、矿山、冶金、化工、纺织、起重运输、建筑工程、食品工业和仪表制造等工业部门的机械设备中，今后将会得到更加广泛的应用。
二、主要研究内容及意义
本文首先介绍了带式输送机传动装置的研究背景，通过对参考文献进行详细的分析，阐述了齿轮、减速器等的相关内容；在技术路线中，论述齿轮和轴的选择及其基本参数的选择和几何尺寸的计算，两个主要强度的验算等在这次设计中所需要考虑的一些技术问题做了介绍；为毕业设计写作建立了进度表，为以后的设计工作提供了一个指导。最后，给出了一些参考文献，可以用来查阅相关的资料，给自己的设计带来方便。
本次课题研究设计是大学生涯最后的学习机会，也是最专业的一次锻炼，它将使我们更加了解实际工作中的问题困难，也使我对专业知识又一次的全面总结，而且对实际的机械工程设计流程有一个大概的了解，我相信这将对我以后的工作有实质性的帮助。
三、实施计划
收集相关资料：20XX年4月10日——4月16日
开题准备： 4月17日——4月20日
确定设计方案：4月21日——4月28日
进行相关设计计算：4月28日——5月8日
绘制图纸：5月9日——5月15日
整理材料：5月15日——5月16日
编写设计说明书：5月17日——5月20日
准备答辩：
四、参考文献
[1] 王昆等 机械设计课程设计 高等教育出版社,1995.
[2] 邱宣怀 机械设计第四版 高等教育出版社,1997.
[3] 濮良贵 机械设计第七版 高等教育出版社,2000.
[4] 任金泉 机械设计课程设计 西安交通大学出版社,2002.
[5] 许镇宁 机械零件 人民教育出版社,1959.
[6] 机械工业出版社编委会 机械设计实用手册 机械工业出版社,2008
1. 设计（或研究）的依据与意义
十字轴是汽车万向节上的重要零件，规格品种多，需求量大。目前，国内大多采用开式模锻和胎模锻工艺生产，其工艺过程为：制坯→模锻→切边。生产的锻件飞边大，锻件加工余量和尺寸公差大，因而材料利用率低；而且工艺环节多，锻件质量差，生产效率低。
相比之下，十字轴冷挤压成形的具有以下优点：
1、增强劳动生产率。用冷挤压成形工艺代替切削加工制造机械零件，能使生产率大大增强。
2、制件可获得理想的表面粗糙度和尺寸精度。冷挤压十字轴类零件的精度可达ITg---IT8级，表面粗糙度可达Ra O．2～1．6。因此，用冷挤压成形的十字轴类零件一般很少再切削加工，只需在要求特别高之处进行精磨。
3、增强零件的力学性能。冷挤压后金属的冷加工硬化，以及在零件内部形成合理的纤维流线分布，使零件的强度高于原材料的强度。
4、降低零件成本。冷挤压成形是利用金属的塑性变形制成所需形状的零件，因而能大量减少切削加工，增强材料的利用率，从而使零件成本大大降低。
2. 国内外同类设计（或同类研究）的概况综述
利用切削加工方法加工十字轴类零件，生产工序多，效率低，材料浪费严重，并且切削加工会破坏零件的金属流线结构。目前国内大多采用热模锻方式成形十字轴类零件，加热时产生氧化、脱碳等缺陷，必然会造成能源的浪费，并且后续的机加工不但浪费大量材料，产品的内在和外观质量并不理想。
采用闭式无飞边挤压工艺生产十字轴，锻件无飞边，可显着降低生产成本，增强产品质量和生产效率：
（1）不仅能节省飞边的金属消耗，还能大大减小或消除敷料，可以节约材料30％；由于锻件精化减少了切削加工量，电力消耗可降低30％；
（2）锻件质量显着增强，十字轴正交性好、组织致密、流线分布合理、纤维不被切断，扭转疲劳寿命指标平均增强2~3倍；
（3）由于一次性挤压成型，生产率增强25%.
数值模拟技术是CAE的关键技术。通过建立相应的数学模型，可以在昂贵费时的模具或附具制造之前，在计算机中对工艺的全过程进行分析，不仅可以通过图形、数据等方法直观地得到诸如温度、应力、载荷等各种信息，而且可预测存在的缺陷；通过工艺参数对不同方案的对比中总结出规律，进而实现工艺的优化。数值模拟技术在保证工件质量、减少材料消耗、增强生产效率、缩短试制周期等方面显示出无可比拟的优越性。
目前，用于体积成形工艺模拟的商业软件已有“Deform”、“Autoforge”等软件打入中国市场。其中，DEFORM软件是一套基于有限元的工艺仿真系统，用于分析金属成形及其相关工业的各种成形工艺和热处理工艺。DEFORM无需试模就能预测工业实际生产中的金属流动情况，是降低制造成本，缩短研发周期高效而实用的工具。二十多年来的工业实践清楚地证明了基于有限元法DEFORM有着卓越的准确性和稳定性，模拟引擎在大金属流动，行程载荷和产品缺陷预测等方面同实际生产相符保持着令人叹为观止的精度。
3. 课题设计（或研究）的内容
1）完成十字轴径向挤压工艺分析，完成模具总装图及零件图设计。
2）建立十字轴径向挤压成形模具的三维模型。
3）十字轴径向挤压成形过程数值模拟。
4）相关英文资料翻译。
4. 设计（或研究）方法
1）完成十字轴径向挤压成形工艺分析，绘制模具总装图及零件图。
2）毕业论文建立十字轴径向挤压成形模具的三维模型。
3）完成十字轴径向挤压成形过程数值模拟。
4）查阅20篇以上与课题相关的文献。
5）完成12000字的论文。
6）翻译10000个以上英文印刷符号。
5. 实施计划
04-06周：文献检索，开题报告。
07-10周：进行工艺分析、绘制模具二维图及模具三维模型设计。
11-13周：进行数值模拟。
14-16周：撰写毕业论文。
17周：进行答辩。
郭兰磊张以根宋新旺姜颜波
摘要描述了胜利油区三次采油的发展历程；综合运用室内实验、数值模拟和油藏工程等多种研究手段，深入研究了三次采油期间以及后续水驱过程中相关的技术政策界限，以最大限度的减少三次采油的风险，最大幅度地提高油田的最终采收率；还提出了三次采油攻关的方向和目标，以保障胜利油区三次采油的可持续发展。
关键词胜利油区三次采油聚合物驱技术政策
一、引言
胜利油区经过30多年的勘探开发，勘探新增储量的难度越来越大，成本越来越高。已开发油田目前大都处于高含水或特高含水期，水驱稳产难度越来越大。为了在老油田的增产挖潜方面走出一条新路，保持油田开发持续稳定发展，在二次采油的基础上出现了三次采油。
胜利油区自20世纪60年代就开始了三次采油室内实验研究工作，积累了丰富的研究经验，为现场实施奠定了基础。1992年，在孤岛油田中一区Ng3开展聚合物驱矿场先导试验，在孤东油田开展了三元复合驱油先导试验，开始了胜利油区三次采油新纪元，为胜利油区的增产挖潜注入了新的活力，并取得了显著的降水增油效果。在此基础上，从适宜三次采油资源的一类单元开始，于1994～1995年开展了孤岛、孤东两个聚合物驱扩大试验，取得了明显的效果。之后，三次采油规模迅速扩大，从1997年开始进入工业化推广应用阶段。为了最大限度地降低三次采油的风险性，通过大量的室内实验、数值模拟和矿场资料统计，深入研究了胜利油区三次采油的技术政策界限。针对胜利油区的油藏特点，提出了三次采油的发展方向。
二、三次采油驱油剂产品质量的技术政策界限
性能优越的化学驱油剂是三次采油取得明显效果的基本前提。目前，三次采油化学驱油剂产品种类繁多。为了有效控制驱油剂产品的质量，针对胜利油区的油藏特点，经过“八五”、“九五”的攻关和大量的室内实验研究，建立了适合胜利油田的三次采油单元油藏特点聚合物和表面活性剂的产品质量指标。
1.聚合物产品质量指标
制定的聚合物产品技术质量指标见表1。以此指标对每批聚合物产品进行固含量、分子量、水解度和滤过比等基本物化性质进行测定和增粘性、筛网系数、抗剪切能力、热稳定性及吸附与滞留等基本应用性能进行评价。该标准得到国内外大公司认可，在聚合物干粉订货中，严格执行该技术质量指标，确保聚合物干粉的质量，保护了油区的经济利益。
表1聚合物产品质量指标表
2.表面活性剂产品质量指标
在大量界面张力、驱油、抗[Ca2+]/[Mg2+]能力等试验的基础上，提出了适合胜利油区油藏特点和复合配方体系的表面活性剂质量指标，即pH＞7；固含量≥40%；与碱的复配体系界面张力≤3×10-3mN/m。
三、油藏条件技术政策界限
胜利油区油藏条件极其复杂，本文主要对驱油效果影响较大的油藏非均质性、油层韵律、沉积相、油层温度、水矿化度、原油粘度、剩余油饱和度、注入时机、单层及多层等油藏条件进行了研究。
1.油藏非均质性
油藏非均质性是影响聚合物驱的一个重要因素，又分静态非均质和动态非均质两个方面。
（1）静态非均质
静态非均质性用油层渗透率变异系数（VK）来表征，随VK增大，水驱和聚合物驱的采收率均下降，但幅度不同。初期随 VK增大，由于聚合物具有一定的增粘作用，可以一定程度地调整油藏纵向和平面非均质，所以采收率下降幅度较水驱下降缓，聚合物驱提高采收率幅度（ER）逐渐增大；但聚合物的增粘和改善油藏非均质性具有一定的限度，如果VK过大，其“指进”或“舌进”现象将加剧，因而△ER将下降。研究结果认为VK为左右最佳，适合于三次采油区间的VK为～。
（2）动态非均质
动态非均质是指在长期注水过程中由于水的冲刷作用而使原来渗透率很高的油层渗透率变得越来越高，形成“大孔道”，又称贼层，贼层的存在对开发效果有显著影响。数模研究结果表明，当含水大于90%，油田经强烈的注水冲洗，使油层渗透率增大，三采效果明显变差。矿场统计结果表明，大孔道井区见效比例与其他井区相近，但平均单井增油和每米增油幅度明显较低。因此，进行三次采油的区块动态非均质应不严重。
2.油层韵律
数值模拟结果表明，对于不同韵律的地层，水驱采收率依次为反韵律＞复合韵律＞正韵律。在反韵律地层中，由于高渗透层位于地层的上面，而低渗透层位于地层的下面。在重力作用下，上面高渗透层的水会向下部的低渗透层窜流，从而改善了中低渗透层的驱动效果。因此，反韵律油层的采收率高于正韵律油层的采收率，而复合韵律层的采收率介于反韵律和正韵律地层之间。
实施聚合物驱后，三种韵律的地层采收率都有不同程度的提高。其提高采收率幅度依次为：正韵律＞复合韵律＞反韵律（表2）。可见，聚合物的注入减弱了重力的影响，减小了垂向上水的窜流。
表2地层的韵律性对提高采收率的影响表
3.沉积相
从矿场统计结果平均单井增油幅度来看：心滩相（A1)＞河道充填相（A2)＞河道边缘相（B)＞泛滥平原相（C）。而每米增油幅度依次为：河道边缘相（B)＞河道充填相（A2)＞心滩相（A1)＞泛滥平原相（C），但A1、A2、B相间相差不大，C相明显较差。说明与C相比A1、A2和B对三次采油更有利。
4.油层温度
油层温度影响聚合物溶液地层粘度，而地层粘度是决定聚合物驱效果的主要因素之一。用黄河水配制5000mg/L的聚合物溶液，用回注污水稀释成1500mg/L浓度，测定不同温度下的粘度。实验结果可知：随温度的上升，聚合物溶液粘度呈下降趋势，粘度保留率减小，70℃时，其粘度为，仅为30℃时（·s）的。表明聚合物溶液具有较强温敏性，目前条件下实施三次采油单元油藏温度应小于80℃。
5.水矿化度
水矿化度是通过影响聚合物溶液地层粘度而影响聚合物驱效果的。以不同比例的回注污水与黄河水混合，配制成不同矿化度的聚合物溶液，并测定溶液粘度随矿化度的变化曲线。随配制水矿化度的不断增加，溶液中的聚合物分子由伸展构象逐渐趋于卷曲构象，分子的有效体积缩小，溶液粘度减小。如质量浓度为1000mg/L的聚合物溶液完全污水配制时，其粘度为，仅为完全清水配制时（）的。聚合物溶液浓度越高，粘度保留率越低；地层水矿化度越高，聚合物溶液注入地层后，其前缘粘度下降愈大，会降低聚合物溶液的驱油效果。
6.原油粘度
三次采油单元的地层原油粘度也很重要。原油粘度低，水驱采收率高，三次采油提高采收率潜力小；原油粘度太高，也不利于驱油剂作用的发挥。数值模拟表明，胜利油区馆陶组油藏聚合物驱的原油粘度有利范围在40～70mPa·s之间，为最佳。
7.剩余油饱和度
剩余油是聚合物驱的物质基础。剩余油饱和度是保证三次采油驱油效果的主要因素之一，也是影响见效时间的关键因素之一。在相同地层条件下，驱油剂用量、浓度及段塞大小相同，油层的剩余油饱和度高，容易形成原油富集带，见效时间早，驱油效果好。
孤东油田八区Ng3～6和孤岛油田中一区Ng4地质条件相似、储集层物性相近、流体性质相差不大。矿场实施聚合物驱后，孤东油田八区注入聚合物溶液即开始见到增油效果，而孤岛油田中一区Ng4注入量达到时才开始见到明显效果（PV为孔隙体积）。其原因之一就是由于孤岛油田中一区Ng4注聚前采出程度较高（），剩余油饱和度较低，而孤东八区注聚前采出程度较低（），剩余油饱和度高。
8.注入时机
聚合物注入时机对增加采收率的幅度有明显的影响。室内物理模拟表明，注聚时间越早提高采收率效果越好，还可节省大量的注水及水处理费用。
9.单层和多层
数值模拟结果表明，多层注聚能充分发挥聚合物溶液的调剖作用，改善层间动用状况，效果好于单层注聚。在特高含水期，多层注聚优越性更明显。
四、注入参数技术政策界限
选择合适的注入参数能充分发挥驱油剂的驱油效果，相反，如果注入参数选择不当，则会不同程度的影响到三次采油的效果，甚至见不到驱油效果，造成巨大的经济损失。本文重点对驱油效果影响较大的井网、井距、用量、注采方向、受效方向数、注采比、注入速度等进行了研究。
1.井网
一般说来，三次采油都是在注水开发中后期进行的，因此需对注水开发的井网进行优化，优选出适合于三次采油的最佳井网。共计算了五点法、七点法和反九点法四种不同井网下的开发效果，注采井距取250m，数模结果表明，对于水驱，驱油效果由好到差的顺序为五点法井网、四点法井网、七点法井网、反九点法井网。对于聚合物驱，驱油效果由好到差的顺序为五点法井网、七点法井网、四点法井网、反九点法井网。而聚合物驱的增采幅度则以七点法为最高，反九点法为最低。因此，七点法、五点法和四点法井网为聚合物驱采油的理想井网。
2.井距
以五点法井网为例，研究了200m、250m、300m三种不同的井距对聚合物驱开发效果的影响。与水驱相比，提高采收率幅度分别为、和。可以看出，井距对聚合物驱的开发效果影响不大，相对来说，小井距的井网聚合物开发效果相对较好一些，但由于胜利油区油藏的非均质性较强，井距太小，易造成聚合物溶液的窜流，因此，井距为250～300m之间较为合适。
3.用量
数值模拟结果表明，聚合物用量越大，进行聚合物驱含水下降漏斗的深度和宽度也越大，提高采收率幅度也越大，但当用量过大时提高采收率上升的幅度明显变缓。矿场实际统计表明，聚合物用量越大，单井增油幅度及每米增油幅度也越大。因此，从技术角度上讲，三次采油在矿场实施过程中，用量越大效果越好。另一方面，随着聚合物用量的增大，其提高采收率幅度变缓，说明其经济效益变差。优化结果表明，胜利油区三次采油聚合物用量在450～时，财务净现值较大。因此，从经济角度上讲，聚合物最佳用量为450～550PV·mg/L。
4.注采方向
根据矿场实际统计结果，三次采油注水井的注入方向由高渗透区往低渗透区注，其驱油效果单井增油和每米增油均高于由低渗透区往高渗透区注入的方向。
5.受效方向数
三次采油中心井的见效比例、单井增油和每米增油均远远高于边角井的效果。实施三次采油油井的受效方向数越多，其增油效果越好。因此，在三次采油投产或转后续水驱时，一定要考虑同时投产或同时结束注聚，避免人为地造成大量的边角井，影响驱油效果。
6.注采比
数值模拟结果表明，实施三次采油其注采比为～时含水下降最大，提高采收率幅度最高，驱油效果好。因此，三次采油矿场应保证均衡注采，以达到最佳的三采效果。
7.注入速度
注入速度对最终采收率影响不大，但速度越快见效越早，投资回收快，经济效益好。而注入速度越大，剪切速率越大，聚合物溶液粘度损失越大，且易引起窜流或注入压力过高。从目前胜利油区实施单元的注入速度来看，注入速度在～时较合适。
五、后续水驱技术政策界限
从孤岛、孤东三个已转后续水驱的聚合物驱试验单元看，目前后续水驱阶段实际增油已占总增油量的50%左右，预测后续水驱阶段最终增油量约占总增油量60%，即三次采油的大部分油量要在后续水驱阶段采出。因此，后续水驱阶段是三采增油的一个重要阶段，必须加大对这一阶段的技术政策界限研究，以确保达到最大的增油效果。
1.压力保持水平
地层压力水平高，高渗条带压差加大，导致注入水突破聚合物段塞和已形成的“油墙”，形成新的水流通道，影响聚合物驱效果。数值模拟结果表明，在后续水驱阶段，压力保持在饱和压力附近时的开发效果要好于压力较高的开发效果。
2.后续水驱注采比
为了探讨在后续水驱阶段最佳的注采强度，对后续水驱阶段的注采比进行了数值模拟研究。结果表明，后续水驱阶段的最佳注采比为～，在这一范围内提高采收率幅度最大。
六、发展方向
1.高温高盐驱油体系研究及矿场实施
资源评价结果表明，胜利油区适合三次采油的地质储量为×108t，其中一类单元地质储量为×108t，二类单元地质储量为×108t，三类单元地质储量为×108t，四类单元地质储量为×108t。目前，矿场已动用的三采资源基本为一类单元，并且一类优质资源所剩余无几，而油层温度较高和矿化度较高的二、三类资源动用较少或未动用。因此，今后需在耐温耐盐驱油体系研究方面进行攻关，以便动用丰富的二、三类地质资源。
2.聚合物驱后进一步提高采收率研究
‘八五”、“九五”期间，胜利油区实施聚合物驱单元12个，动用地质储量超过1×108t。聚合物驱试验结果表明，聚合物驱实施完以后，仍有50%～70%的原油存留在地层中，地层中的剩余油储量仍十分丰富。目前，已开展的聚合物驱单元已进入或即将进入后续水驱，首要面临的问题是聚合物驱以后如何提高采收率。因此，急需开展聚合物驱以后的新技术、新方法攻关研究，以充分开采剩余在地下的石油资源。当务之急是在弱交联和石油磺酸盐驱方面进行攻关，以取得突破性进展。
3.复合驱将成为聚合物驱接替技术
如何更有效地利用石油资源和进一步提高采收率是21世纪更为关注的问题，而解决这一问题更为合理的手段是充分利用不同采油方法之间的优势，采用复合方式进行采油。随着合成化学剂复合驱（如三元复合驱、二元复合驱等）、合成化学剂－气复合驱（如泡沫驱）、不同气复合驱（如CO2＋富气等）、合成化学剂热力复合驱、合成化学剂水平井注入复合驱等复合驱油技术的发展，以及结垢和注剂效果（如粘度、活性等）的改善，复合驱油方法将成为21世纪最重要的聚合物驱接替技术。
七、结论
通过制定三次采油驱油剂的质量标准，使驱油剂的质量得到了保证；通过制定三采注入过程和后续水驱阶段的技术政策界限，明确了适合三次采油的油藏条件范围和合理的工作制度。以上研究从不同的方面保证了胜利油区三次采油向好的方向发展。
另外，高温高盐驱油体系研究及矿场实施、聚合物驱后进一步提高采收率和各种复合驱技术研究将是今后三次采油研究的重点和方向。
石油工程钻井论文
随着经济的发展，人们对石油的需求不断增长，为满足人们需求，石油工程技术也呈现出了不断发展的趋势。以下是我搜索整理一篇石油工程钻井论文，欢迎大家阅读!
摘要： 石油钻井工程技术是石油工程技术中的重要部分，为提升钻井速度，提高钻井质量，黑龙江大庆油田有限公司也加强了对这一技术的研究。本文就石油工程技术钻井技术进行了研究分析。
关键词： 石油工程技术；钻井技术；研究
石油的开采中，石油工程技术具有重要地位，石油钻井技术则是石油工程技术中的重要部分。为充分满足现阶段人们对石油的需求，石油企业也应加强对石油工程技术中钻井技术的研究，以提升钻井效率和工作质量，以推动我国石油开发与勘探工作的进一步发展。
1、石油钻井技术相关概述
近年来，我国石油产业得到了巨大的发展，石油技术方面也取得了显著的成就。尤其是近十年，越来越多的先进技术被引入石油工程[1]。尤其是钻井技术的应用，使我国的油气储备量大大增加，对石油的开采也从以往的地面转向了海洋、深层等难度较大的区域，有效提升了我国的'油气产量。而石油工程钻井技术的创新发展，也成为了现阶段石油企业发展的关键。
2、主要石油钻井技术研究
石油工程技术水平钻井技术研究
水平钻井技术是一种定向钻井技术[2]。在实际运用过程中，需要利用井底动力工具、随钻测量仪器等，钻井完成时的斜角应保持86°以上。这一技术的应用时间较早，大庆油田在这一技术的研究应用中，抓住了动态监控、上下方位调整，钻具平稳、多开转盘等技术要点。其中，上下调整是要求工作人员能够对井斜角和铅垂位置进行调整，动态监控是实现对已钻井段、钻具组合定向状态等进行分析，以便进行科学调整的过程，钻具平稳是要求钻具稳定性能较强，这一要点主要受钻具选型和组合设计所影响，而多开转盘则是通过减少摩擦力提升钻速，以保证水平段开钻盘进尺度能够不小于总进尺的75%。
石油工程技术地质导向钻井技术研究
地质导向钻井技术的运用需要将导向工具和仪器相结合，并实现了钻井技术与测井技术和油藏工程技术的协同使用。因其具备的电阻率地质参数等，使这一技术在运用中，能够给对地质构造进行准确判断，并对储层特性进行明确，有效实现了对钻头轨迹的控制，使钻井工程的开采成功率提升，成本降低。
石油工程技术大位移井钻井技术研究
这一技术是现阶段石油工程技术中的高精尖技术之一，能够实现定位井和水平井技术的有效统一。现阶段，这一技术的运用中还存在着很多难点，我国大庆油田企业也加强了对这一技术的研究，不但优化器配套技术和相关理论，并将其应用于浅海区域油田，以充分发挥其实际价值。
石油工程技术连续管与套管钻井技术研究
连续管与套管钻井技术主要应用于小眼井、侧钻以及老井加深等方面，由于其所用设备和空间较小，因此具有较大的优势，能够在海上或是限制条件较多的地面的钻井工作中。这一技术在运用时，需要在防喷器上设置环形橡胶，以保证欠平衡压力钻井工作的顺利进行，并起到保护油气层的作用，钻井时通常不需要停泵，钻井液会在这一技术的运用下始终处于循环状态，有效避免井喷。
石油工程技术深层钻井提速技术研究
为提升钻井速度、加快石油勘探工作，大庆油田企业对深层钻井提速技术进行了研究。深层勘探主要是对超过两千五百米深度的地质层进行勘探的工作，这一工作多由深层气藏岩性的复杂，导致工作很难进行，硬度较大的岩石会造成钻头的严重磨损，并影响钻井工作效率，而地下的高温也会对钻井设备造成极大的伤害，地下压力层和胶质性较差的破碎性地层会为工作人员的工作造成极大的安全隐患。大庆油田公司对深层钻井提速技术进行了研究，深入研究钻井设计、提速工具、配套技术等。钻井设计优化有利于深层钻井提速提效[3]。大庆油田公司综合考虑了井深、岩性、地层压力等方面的因素，要求深层直井全部采用三开井身结构，例如对古深3井进行优化，使其表层套管下深为352m，二开井段采用气体钻井技术，套管下深为3180m，三开井段采用气体技术与涡轮技术等相结合的方式。最终完钻井深4920m，钻井时间与以往相比缩短了。同时，根据不同井段选择了相应的高效钻头。另外，大庆油田公司对提速工具进行了研制。其中，液动旋冲提速工具能够实现钻井液流体能量向机械能的转化，减轻了钻头的磨损度，有效提升了机械钻速。涡轮钻具则能够利用钻井液的冲击产生机械能，推动钻头高速运转，有效提升了对高硬、极硬地层的钻井速度。同时，其在地层出水预测技术、气体钻井技术等方面也进行了完善。建立了不同渗透率、不同流动方式等条件下底层出水的判别公式，有效提升了预测精度。完善后的气体钻井技术也在石油钻井中中得到了成功运用，平均钻井周期缩短了。
3、结语
石油工程技术在石油勘探工作中起到了重要的作用，尤其是其中的钻井工程技术的有效运用，能够有效减少安全事故的发生。我国大庆油田公司针对这一技术进行了积极研究，并实现了深层钻井提速技术的有效研究运用，对我国石油工程技术的发展做出了巨大的贡献。
参考文献：
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[2]魏斌.关于石油钻井工程技术的探讨[J].中国石油石化,2015,7(14):86-87.
[3]李瑞营.大庆深层钻井提速技术[J].石油钻探技术,2015,1(1):38-42.
深水石油钻井技术现状及发展趋势*摘要:随着世界深水油气资源不断发现,近几年来深水钻探工作量越来越大。随着水深的增加和复杂的海况环境条件,对钻井工程提出了更高的挑战,钻井技术的难度越来越大。从目前国内外深水钻井实践出发,对深水的钻井设备、定位系统、井身结构设计、双梯度钻井技术、喷射下导管技术、动态压井钻井技术、随钻环空压力监测、钻井液和固井工艺技术和钻井隔水管及防喷器系统等关键技术进行了阐述,对深水的钻井设计和施工进一步向深水钻井领域发展具有重要导向作用。关键词:深水钻井;钻井设备;关键技术全世界未发现的海上油气储量有90%潜伏在水深超过1000 m以下的地层,所以深水钻井技术水平关系着深海油气勘探开发的步伐。对于海洋深水钻井工程而言,钻井环境条件随水深的增加变得更加复杂,容易出现常规的钻井工程难以克服的技术难题,因此深水钻井技术的发展是影响未来石油发展的重要因素。1国内外深水油气勘探形势全球海洋油气资源丰富。据估计,海洋石油资源量约占全球石油资源总量的34%,累计获探明储量约400×108,t探明率30%左右,尚处于勘探早期阶段。据美国地质调查局(USGS)评估,世界(不含美国)海洋待发现石油资源量(含凝析油)548×108,t待发现天然气资源量7815×1012m3,分别占世界待发现资源量的47%和46%。因此,全球海洋油气资源潜力巨大,勘探前景良好,为今后世界油气勘探开发的重要领域。随着海洋钻探和开发工程技术的不断进步,深水的概念和范围不断扩大。目前,大于500 m为深水,大于1500 m则为超深水。据估计,世界海上44%的油气资源位于300 m以下的水域,其中,墨西哥湾深水油气资源量高达(400~500)×108桶油当量,约占墨西哥湾大陆架油气资源量的40%以上,而巴西东部海域深水油气比例高达90%左右。20世纪90年代以来,由于发现油气田储量大,产量高,深水油气倍受跨国石油公司青睐,发展迅速。据估计,近年来,深水油气勘探开发投资年均增长30. 4%, 2004年增加到220亿美元。1999年作业水深已达2000 m, 2002年达3000 m。90年代以来,全球获近百个深水油气发现,其中亿吨级储量规模的超过30%。2000年,深水油气储量占海洋油气储量的12. 3%,比10年前增长约8%。2004年,全球海洋油气勘探获20个重大深水发现(储量大于110×108桶)。1998-2002年有68个深水项目,约15×108t油当量投产; 2003-2005年则增至144个深水项目,约4216×108t油当量投产, 2004年深水石油产量210×108,t约占世界石油产量的5%。2目前深水油气开发模式深水油气开发设施与浅水油气开发设施不同,其结构大多从固定式转换成浮式,因此开发方式和方法也发生了变化。国外深水油气开发中常用的工程设施有张力腿(TLP)平台、半潜式(SEMIOFPS)平台、深吃水立柱式(SPAR)平台、浮式生产储油装置(FPSO)以及它们的组合。3深水钻井关键技术深水钻井设备适用于深水钻井的主要是半潜式钻井平台和钻井船2种浮式钻井装置。. 1深水钻井船钻井船是移动式钻井装置中机动性最好的一种。其移动灵活,停泊简单,适用水深范围大,特别适于深海水域的钻井作业。钻井船主要由船体和定位设备2部分组成。船体用于安装钻井和航行动力设备,并为工作人员提供工作和生活场所。在钻井船上设有升沉补偿装置、减摇设备、自动动力定位系统等多种措施来保持船体定位。自动动力定位是目前较先进的一种保持船位的方法,可直接采用推进器及时调整船位。全球现有38艘钻井船,其中额定作业水深超过500 m的深水钻井船有33艘,占总数的87%。在这33艘深水钻井船中,有26艘正在钻井,有5艘正在升级改造。在现有的深水钻井船中, 20世纪70年代建造的有10艘, 80年代和90年代建造的各有7艘,其余9艘是2000-2001年建造的。其中2000年建成的钻井船最多,有8艘;其次是1999年,有4艘。目前在建的7艘钻井船中,均是为3000多米水深建造的, 2007年将建成1艘, 2008年和2009年将各建成3艘。钻井船主要活跃在巴西海域、美国墨西哥湾和西非海域。2006年7月初,正在钻井的26艘深水钻井船分布在8个国家。其中巴西8艘,占1/3;其次是美国,有6艘;安哥拉、印度和尼日利亚分别有4艘、3艘和2艘;中国、马来西亚和挪威各1艘。. 2半潜式钻井平台半潜式钻井平台上部为工作甲板,下部为2个下船体,用支撑立柱连接。工作时下船体潜入水中,甲板处于水上安全高度,水线面积小,波浪影响小,稳定性好、支持力强、工作水深大,新发展的动力定位技术用于半潜式平台后,到本世纪初,工作水深可达3000 m,同时勘探深度也相应提高到9000~12 000 m。据Rigzone网站截至2006年7月初的统计,全球现有165座半潜式钻井平台,其中额定作业水深超过500 m的深水半潜式钻井平台有103座,占总数的62%。在这103座深水半潜式钻井平台中,有89座正在钻井,有11座正在升级改造。其中31座是20世纪70年代建造的,最长的已经服役30多年; 40座是20世纪80年代建造的; 13座是90年代建造的; 19座是2000 -2005年建造的。此外,还有24座深水半潜式钻井平台正在建造。深水半潜式钻井平台主要活跃在美国墨西哥湾、巴西、北海、西非、澳大利亚和墨西哥海域。2006年7月初,处于钻井中的89座深水半潜式钻井平台分布在18个国家,其中美国最多, 24座,占总数的27%;巴西17座,挪威10座,英国6座,澳大利亚、墨西哥和尼日利亚各5座,其余国家各有1~3座。深水定位系统半潜式钻井平台、钻井船等浮式钻井装置在海中处于飘浮状态,受风、浪、流的影响会发生纵摇、横摇运动,必须采用可靠的方法对其进行定位。动力定位是深水钻井船的主流方式。在现有的深水钻井船中,只有6艘采用常规锚链定位(额定作业水深不足1000 m),其余27艘都采用动力定位(额定作业水深超过1000 m)。1000 m以上水深的钻井船采用的都是动力定位,在建的钻井船全部采用动力定位。动力定位系统一般采用DGPS定位和声纳定位2种系统。声纳定位系统的优点: (1)精确度高(1% ~2% )、水深(最大适用水深为2500 m); (2)信号无线传输(不需要电缆); (3)基本不受天气条件的影响(GPS系统受天气条件的影响); (4)独立,不需要依靠其他系统提供的信号。声纳定位系统的缺点: (1)易受噪声的影响,如环境噪声、推进器噪声、测试MWD等; (2)折射和阴影区; (3)信号传输时间; (4)易受其他声纳系统的干扰,如多条船在同一地方工作的情况。大位移井和分支水平井钻井技术海上钻井新技术发展较快,主要包括大位移井、长距离水平钻井及分支水平井钻井技术。这些先进技术在装备方面主要包括可控马达及与之配套的近钻头定向地层传感器。在钻头向地层钻进时,近钻头传感器可及时检测井斜与地层性质,从而使司钻能够在维持最佳井眼轨迹方面及时做出决定。由于水平井产量高,所以在国外海上油气田的开发中已经得到了广泛的应用。目前,国外单井总水平位移最大已经达11 000m。分支水平井钻井技术是国际上海洋油气田开发广泛使用的技术,近年来发展很快。利用分支井主要是为了适应海上需要,减少开发油藏所需平台数量及平台尺寸(有时平台成本占开发成本一半还多)。具体做法是从一个平台(基础)钻一口主干井,然后从主干井上急剧拐弯钻一些分支井,以期控制较大的泄油面积,或者钻达多个油气层。深水双梯度钻井技术与陆地和浅海钻井相比,深海钻井环境更复杂,容易出现常规钻井装备和方法难以克服的技术难题:锚泊钻机本身必须承受锚泊系统的重量,给钻机稳定性增加了难度;隔水管除了承受自身重量,还承受严重的机械载荷,防止隔水管脱扣是一个关键问题;地层孔隙压力和破裂压力之间安全钻井液密度窗口窄,很难控制钻井液密度安全钻过地层;海底泥线处高压、低温环境影响钻井液性能产生特殊的难题;海底的不稳定性、浅层水流动、天然气水合物可能引起的钻井风险等。国外20世纪60年代提出并在90年代得到大力发展的双梯度钻井(DualGradi-entDrilling,简称DGD)技术很好地解决了这些问题。双梯度钻井技术的主要思想是:隔水管内充满海水(或不使用隔水管),采用海底泵和小直径回流管线旁路回输钻井液;或在隔水管中注入低密度介质(空心微球、低密度流体、气体),降低隔水管环空内返回流体的密度,使之与海水相当,在整个钻井液返回回路中保持双密度钻井液体系,有效控制井眼环空压力、井底压力,克服深水钻井中遇到的问题,实现安全、经济的钻井。喷射下导管技术海上浅水区的表层套管作业通常采用钻孔、下套管然后固井的作业方式。在深水区,由于海底浅部地层比较松软,常规的钻孔/下套管/固井方式常常比较困难,作业时间较长,对于日费高昂的深水钻井作业显然不合适。目前国外深水导管钻井作业通常采用“Jetting in”的方式。常规做法是在导管柱(Φ914. 4 mm或Φ762 mm)内下入钻具,利用导管柱和钻具(钻铤)的重量,边开泵冲洗边下入导管。3. 6动态压井钻井技术(DKD)DKD(Dynamic killDrilling)技术是深水表层建井工艺中的关键技术。该技术是一种在未建立正常循环的深水浅层井段,以压井方式控制深水钻井作业中的浅层气井涌及浅层水涌动等复杂情况的钻井技术。其工作原理与固井作业中的自动混浆原理相似,它是根据作业需要,可随时将预先配好的高密度压井液与正常钻进时的低密度钻井液,通过一台可自动控制密度的混浆装置,自动调解到所需密度的钻井液,可直接供泥浆泵向井内连续不断地泵送。在钻进作业期间,只要PWD和ROV监测到井下有地层异常高压,就可通过人为输入工作指令,该装置立即就可泵送出所需要的高密度钻井液,不需要循环和等待配制高密度钻井液,真正意义上地实现边作业边加重的动态压井钻井作业。3. 7随钻环空压力监测(APWD)由于深水海域的特殊性,与浅水和陆地钻井相比,部分的上覆岩层被水代替,相同井深上覆岩层压力降低,使得地层孔隙压力和破裂压力之间的压力窗口变得很窄,随着水深的增加,钻井越来越困难。据统计,在墨西哥湾深水钻井中,出现的一系列问题,如井控事故、大量漏失、卡钻等都与环空压力监测有关。随钻环空压力测量原理是主要靠压力传感器进行环空压力测量,可实时监测井下压力参数的变化。它可以向工程师发出环空压力增加的危险报警,在不破坏地层的情况下,提供预防措施使井眼保持清洁。主要应用于实时井涌监测和ECD监控、井眼净化状况监控、钻井液性能调整等,是深水钻井作业过程中不可缺少的数据采集工具。3. 8随钻测井技术(LWD /MWD /SWD)深水测井技术主要是指钻井作业过程中的有关井筒及地层参数测量技术,包括LWD、MWD和SWD测井技术。由于深水钻井作业受到高作业风险及昂贵的钻机日租费的影响,迫使作业者对钻井测量技术提出了多参数、高采集频率和精度及至少同时采用2套不同数据采集方式的现场实时数据采集和测量系统,并且具有专家智能分析判断功能的高标准要求。目前最常用的定向测量方式是MWD数据测量方式,这种方式通常只能测量井眼轨迹的有关参数,如井斜角、方位角、工具面。LWD是在MWD基础上发展起来的具有地层数据采集的随钻测量系统,较常规的MWD增加了用于地层评价的电阻率、自然伽马、中子密度等地层参数。具有地质导向功能的LWD系统可通过近钻头伽马射线确定井眼上下2侧的地层岩性变化情况,以判断井眼轨迹在储层中的相对位置;利用近钻头电阻率确定钻头处地层的岩性及地层流体特性以及利用近钻头井斜参数预测井眼轨迹的发展趋势,以便及时做出调整,避免钻入底水、顶部盖层或断裂带地层。随钻地震(SWD)技术是在传统的地面地震勘探方法和现有的垂直地震剖面(VSP———VerticalSeismic Profiling)的基础上结合钻井工程发展起来的一项交叉学科的新技术。其原理是利用钻进过程中旋转钻头的振动作为井下震源,在钻杆的顶部、井眼附近的海床埋置检波器,分别接收经钻杆、地层传输的钻头振动的信号。利用互相关技术将钻杆信号和地面检波器信号进行互相关处理,得到逆VSP的井眼地震波信息。也就是说,在牙轮钻头连续钻进过程中,能够连续采集得到直达波和反射波信息。深水钻井液和固井工艺随着水深度的加大,钻井环境的温度也将越来越低,温度降低将会给钻井以及采油作业带来很多问题。比如说在低温情况下,钻井液的流变性会发生较大变化,具体表现在黏、切力大幅度上升,而且还可能出现显著的胶凝现象,再有就是增加形成天然气水合物的可能性。目前主要是在管汇外加绝缘层。这样可以在停止生产期间保持生产设备的热度,从而防止因温度降低而形成水合物。表层套管固井是深水固井的难点和关键点。海底的低温影响是最主要的因素。另外由于低的破裂压力梯度,常常要求使用低密度水泥浆。深水钻井的昂贵日费又要求水泥浆能在较短的时间内具有较高的强度。深水钻井隔水管及防喷器系统深水钻井的隔水管主要指从海底防喷器到月池一段的管柱,主要功能是隔离海水、引导钻具、循环钻井液、起下海底防喷器组、系附压井、放喷、增压管线等作用。在深水钻井当中,隔水管柱上通常配有伸缩、柔性连接接头和悬挂张力器。在深水中,比较有代表性的是Φ533. 4 mm钻井隔水管,平均每根长度为15. 2~27. 4 m。为减小由于钻井隔水管结构需要和自身重量对钻井船所造成的负荷,在钻井隔水管外部还装有浮力块。这种浮力块是用塑料和类似塑料材料制成的,内部充以空气。在钻井隔水管外部,还有直径处于50~100 mm范围的多根附属管线。在深水钻井作业过程中,位于泥线以上的主要工作构件从下向上分别是:井口装置、防喷器组、隔水管底部组件、隔水管柱、伸缩短节、转喷器及钻井装置,井口装置通常由作业者提供。4结论深水石油钻井是一项具有高科技含量、高投入和高风险的工作,其中喷射下导管技术、动态压井钻井技术、随钻环空压力监测、随钻测井技术、ECD控制等技术是深水钻井作业成功的关键。钻井船、隔水管和水下防喷器等设备的合理选择也是深水钻井作业成功的重要因素。另外,强有力的后勤支持和科学的作业组织管理是钻井高效和安全的重要保障。参考文献:[1]潘继平,张大伟,岳来群,等.全球海洋油气勘探开发状况与发展趋势[J].中国矿业, 2006, 15(11): 1-4.[2]刘杰鸣,王世圣,冯玮,等.深水油气开发工程模式及其在我国南海的适应性探讨[ J].中国海上油气,2006, 18(6): 413-418.[3]谢彬,张爱霞,段梦兰.中国南海深水油气田开发工程模式及平台选型[ J].石油学报, 2007, 28(1): 115-118.[4]李芬,邹早建.浮式海洋结构物研究现状及发展趋势[J].武汉理工大学学报:交通科学与工程版, 2003, 27(5): 682-686.[5]杨金华.全球深水钻井装置发展及市场现状[J].国际石油经济, 2006, 14(11): 42-45.[6]赵政璋,赵贤正,李景明,等.国外海洋深水油气勘探发展趋势及启示[J].中国石油勘探, 2005, 10(6): 71-76.[7]陈国明,殷志明,许亮斌等.深水双梯度钻井技术研究进展[J].石油勘探与开发, 2007, 18(2): 246-250.
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敏感性稠油油藏火烧驱油油藏工程设计——以王庄-宁海地区郑408块为例评论推荐 全文加七四五六九零四六零摘要:郑408块是国内外敏感性稠油油藏开展火烧驱油的首例，作者通过与火烧驱开发油藏筛选条件的对比、物模及数模研究，综合论证了敏感性稠油油藏火烧驱油的可行性，详细分析了火烧驱油的影响因素，开展了油藏工程优化设计，且已通过现场实施初见成效，为同类油藏的开发提供了借鉴和指导。
深水石油钻井技术现状及发展趋势*摘要:随着世界深水油气资源不断发现,近几年来深水钻探工作量越来越大。随着水深的增加和复杂的海况环境条件,对钻井工程提出了更高的挑战,钻井技术的难度越来越大。从目前国内外深水钻井实践出发,对深水的钻井设备、定位系统、井身结构设计、双梯度钻井技术、喷射下导管技术、动态压井钻井技术、随钻环空压力监测、钻井液和固井工艺技术和钻井隔水管及防喷器系统等关键技术进行了阐述,对深水的钻井设计和施工进一步向深水钻井领域发展具有重要导向作用。关键词:深水钻井;钻井设备;关键技术全世界未发现的海上油气储量有90%潜伏在水深超过1000 m以下的地层,所以深水钻井技术水平关系着深海油气勘探开发的步伐。对于海洋深水钻井工程而言,钻井环境条件随水深的增加变得更加复杂,容易出现常规的钻井工程难以克服的技术难题,因此深水钻井技术的发展是影响未来石油发展的重要因素。1国内外深水油气勘探形势全球海洋油气资源丰富。据估计,海洋石油资源量约占全球石油资源总量的34%,累计获探明储量约400×108,t探明率30%左右,尚处于勘探早期阶段。据美国地质调查局(USGS)评估,世界(不含美国)海洋待发现石油资源量(含凝析油)548×108,t待发现天然气资源量7815×1012m3,分别占世界待发现资源量的47%和46%。因此,全球海洋油气资源潜力巨大,勘探前景良好,为今后世界油气勘探开发的重要领域。随着海洋钻探和开发工程技术的不断进步,深水的概念和范围不断扩大。目前,大于500 m为深水,大于1500 m则为超深水。据估计,世界海上44%的油气资源位于300 m以下的水域,其中,墨西哥湾深水油气资源量高达(400~500)×108桶油当量,约占墨西哥湾大陆架油气资源量的40%以上,而巴西东部海域深水油气比例高达90%左右。20世纪90年代以来,由于发现油气田储量大,产量高,深水油气倍受跨国石油公司青睐,发展迅速。据估计,近年来,深水油气勘探开发投资年均增长30. 4%, 2004年增加到220亿美元。1999年作业水深已达2000 m, 2002年达3000 m。90年代以来,全球获近百个深水油气发现,其中亿吨级储量规模的超过30%。2000年,深水油气储量占海洋油气储量的12. 3%,比10年前增长约8%。2004年,全球海洋油气勘探获20个重大深水发现(储量大于110×108桶)。1998-2002年有68个深水项目,约15×108t油当量投产; 2003-2005年则增至144个深水项目,约4216×108t油当量投产, 2004年深水石油产量210×108,t约占世界石油产量的5%。2目前深水油气开发模式深水油气开发设施与浅水油气开发设施不同,其结构大多从固定式转换成浮式,因此开发方式和方法也发生了变化。国外深水油气开发中常用的工程设施有张力腿(TLP)平台、半潜式(SEMIOFPS)平台、深吃水立柱式(SPAR)平台、浮式生产储油装置(FPSO)以及它们的组合。3深水钻井关键技术深水钻井设备适用于深水钻井的主要是半潜式钻井平台和钻井船2种浮式钻井装置。. 1深水钻井船钻井船是移动式钻井装置中机动性最好的一种。其移动灵活,停泊简单,适用水深范围大,特别适于深海水域的钻井作业。钻井船主要由船体和定位设备2部分组成。船体用于安装钻井和航行动力设备,并为工作人员提供工作和生活场所。在钻井船上设有升沉补偿装置、减摇设备、自动动力定位系统等多种措施来保持船体定位。自动动力定位是目前较先进的一种保持船位的方法,可直接采用推进器及时调整船位。全球现有38艘钻井船,其中额定作业水深超过500 m的深水钻井船有33艘,占总数的87%。在这33艘深水钻井船中,有26艘正在钻井,有5艘正在升级改造。在现有的深水钻井船中, 20世纪70年代建造的有10艘, 80年代和90年代建造的各有7艘,其余9艘是2000-2001年建造的。其中2000年建成的钻井船最多,有8艘;其次是1999年,有4艘。目前在建的7艘钻井船中,均是为3000多米水深建造的, 2007年将建成1艘, 2008年和2009年将各建成3艘。钻井船主要活跃在巴西海域、美国墨西哥湾和西非海域。2006年7月初,正在钻井的26艘深水钻井船分布在8个国家。其中巴西8艘,占1/3;其次是美国,有6艘;安哥拉、印度和尼日利亚分别有4艘、3艘和2艘;中国、马来西亚和挪威各1艘。. 2半潜式钻井平台半潜式钻井平台上部为工作甲板,下部为2个下船体,用支撑立柱连接。工作时下船体潜入水中,甲板处于水上安全高度,水线面积小,波浪影响小,稳定性好、支持力强、工作水深大,新发展的动力定位技术用于半潜式平台后,到本世纪初,工作水深可达3000 m,同时勘探深度也相应提高到9000~12 000 m。据Rigzone网站截至2006年7月初的统计,全球现有165座半潜式钻井平台,其中额定作业水深超过500 m的深水半潜式钻井平台有103座,占总数的62%。在这103座深水半潜式钻井平台中,有89座正在钻井,有11座正在升级改造。其中31座是20世纪70年代建造的,最长的已经服役30多年; 40座是20世纪80年代建造的; 13座是90年代建造的; 19座是2000 -2005年建造的。此外,还有24座深水半潜式钻井平台正在建造。深水半潜式钻井平台主要活跃在美国墨西哥湾、巴西、北海、西非、澳大利亚和墨西哥海域。2006年7月初,处于钻井中的89座深水半潜式钻井平台分布在18个国家,其中美国最多, 24座,占总数的27%;巴西17座,挪威10座,英国6座,澳大利亚、墨西哥和尼日利亚各5座,其余国家各有1~3座。深水定位系统半潜式钻井平台、钻井船等浮式钻井装置在海中处于飘浮状态,受风、浪、流的影响会发生纵摇、横摇运动,必须采用可靠的方法对其进行定位。动力定位是深水钻井船的主流方式。在现有的深水钻井船中,只有6艘采用常规锚链定位(额定作业水深不足1000 m),其余27艘都采用动力定位(额定作业水深超过1000 m)。1000 m以上水深的钻井船采用的都是动力定位,在建的钻井船全部采用动力定位。动力定位系统一般采用DGPS定位和声纳定位2种系统。声纳定位系统的优点: (1)精确度高(1% ~2% )、水深(最大适用水深为2500 m); (2)信号无线传输(不需要电缆); (3)基本不受天气条件的影响(GPS系统受天气条件的影响); (4)独立,不需要依靠其他系统提供的信号。声纳定位系统的缺点: (1)易受噪声的影响,如环境噪声、推进器噪声、测试MWD等; (2)折射和阴影区; (3)信号传输时间; (4)易受其他声纳系统的干扰,如多条船在同一地方工作的情况。大位移井和分支水平井钻井技术海上钻井新技术发展较快,主要包括大位移井、长距离水平钻井及分支水平井钻井技术。这些先进技术在装备方面主要包括可控马达及与之配套的近钻头定向地层传感器。在钻头向地层钻进时,近钻头传感器可及时检测井斜与地层性质,从而使司钻能够在维持最佳井眼轨迹方面及时做出决定。由于水平井产量高,所以在国外海上油气田的开发中已经得到了广泛的应用。目前,国外单井总水平位移最大已经达11 000m。分支水平井钻井技术是国际上海洋油气田开发广泛使用的技术,近年来发展很快。利用分支井主要是为了适应海上需要,减少开发油藏所需平台数量及平台尺寸(有时平台成本占开发成本一半还多)。具体做法是从一个平台(基础)钻一口主干井,然后从主干井上急剧拐弯钻一些分支井,以期控制较大的泄油面积,或者钻达多个油气层。深水双梯度钻井技术与陆地和浅海钻井相比,深海钻井环境更复杂,容易出现常规钻井装备和方法难以克服的技术难题:锚泊钻机本身必须承受锚泊系统的重量,给钻机稳定性增加了难度;隔水管除了承受自身重量,还承受严重的机械载荷,防止隔水管脱扣是一个关键问题;地层孔隙压力和破裂压力之间安全钻井液密度窗口窄,很难控制钻井液密度安全钻过地层;海底泥线处高压、低温环境影响钻井液性能产生特殊的难题;海底的不稳定性、浅层水流动、天然气水合物可能引起的钻井风险等。国外20世纪60年代提出并在90年代得到大力发展的双梯度钻井(DualGradi-entDrilling,简称DGD)技术很好地解决了这些问题。双梯度钻井技术的主要思想是:隔水管内充满海水(或不使用隔水管),采用海底泵和小直径回流管线旁路回输钻井液;或在隔水管中注入低密度介质(空心微球、低密度流体、气体),降低隔水管环空内返回流体的密度,使之与海水相当,在整个钻井液返回回路中保持双密度钻井液体系,有效控制井眼环空压力、井底压力,克服深水钻井中遇到的问题,实现安全、经济的钻井。喷射下导管技术海上浅水区的表层套管作业通常采用钻孔、下套管然后固井的作业方式。在深水区,由于海底浅部地层比较松软,常规的钻孔/下套管/固井方式常常比较困难,作业时间较长,对于日费高昂的深水钻井作业显然不合适。目前国外深水导管钻井作业通常采用“Jetting in”的方式。常规做法是在导管柱(Φ914. 4 mm或Φ762 mm)内下入钻具,利用导管柱和钻具(钻铤)的重量,边开泵冲洗边下入导管。3. 6动态压井钻井技术(DKD)DKD(Dynamic killDrilling)技术是深水表层建井工艺中的关键技术。该技术是一种在未建立正常循环的深水浅层井段,以压井方式控制深水钻井作业中的浅层气井涌及浅层水涌动等复杂情况的钻井技术。其工作原理与固井作业中的自动混浆原理相似,它是根据作业需要,可随时将预先配好的高密度压井液与正常钻进时的低密度钻井液,通过一台可自动控制密度的混浆装置,自动调解到所需密度的钻井液,可直接供泥浆泵向井内连续不断地泵送。在钻进作业期间,只要PWD和ROV监测到井下有地层异常高压,就可通过人为输入工作指令,该装置立即就可泵送出所需要的高密度钻井液,不需要循环和等待配制高密度钻井液,真正意义上地实现边作业边加重的动态压井钻井作业。3. 7随钻环空压力监测(APWD)由于深水海域的特殊性,与浅水和陆地钻井相比,部分的上覆岩层被水代替,相同井深上覆岩层压力降低,使得地层孔隙压力和破裂压力之间的压力窗口变得很窄,随着水深的增加,钻井越来越困难。据统计,在墨西哥湾深水钻井中,出现的一系列问题,如井控事故、大量漏失、卡钻等都与环空压力监测有关。随钻环空压力测量原理是主要靠压力传感器进行环空压力测量,可实时监测井下压力参数的变化。它可以向工程师发出环空压力增加的危险报警,在不破坏地层的情况下,提供预防措施使井眼保持清洁。主要应用于实时井涌监测和ECD监控、井眼净化状况监控、钻井液性能调整等,是深水钻井作业过程中不可缺少的数据采集工具。3. 8随钻测井技术(LWD /MWD /SWD)深水测井技术主要是指钻井作业过程中的有关井筒及地层参数测量技术,包括LWD、MWD和SWD测井技术。由于深水钻井作业受到高作业风险及昂贵的钻机日租费的影响,迫使作业者对钻井测量技术提出了多参数、高采集频率和精度及至少同时采用2套不同数据采集方式的现场实时数据采集和测量系统,并且具有专家智能分析判断功能的高标准要求。目前最常用的定向测量方式是MWD数据测量方式,这种方式通常只能测量井眼轨迹的有关参数,如井斜角、方位角、工具面。LWD是在MWD基础上发展起来的具有地层数据采集的随钻测量系统,较常规的MWD增加了用于地层评价的电阻率、自然伽马、中子密度等地层参数。具有地质导向功能的LWD系统可通过近钻头伽马射线确定井眼上下2侧的地层岩性变化情况,以判断井眼轨迹在储层中的相对位置;利用近钻头电阻率确定钻头处地层的岩性及地层流体特性以及利用近钻头井斜参数预测井眼轨迹的发展趋势,以便及时做出调整,避免钻入底水、顶部盖层或断裂带地层。随钻地震(SWD)技术是在传统的地面地震勘探方法和现有的垂直地震剖面(VSP———VerticalSeismic Profiling)的基础上结合钻井工程发展起来的一项交叉学科的新技术。其原理是利用钻进过程中旋转钻头的振动作为井下震源,在钻杆的顶部、井眼附近的海床埋置检波器,分别接收经钻杆、地层传输的钻头振动的信号。利用互相关技术将钻杆信号和地面检波器信号进行互相关处理,得到逆VSP的井眼地震波信息。也就是说,在牙轮钻头连续钻进过程中,能够连续采集得到直达波和反射波信息。深水钻井液和固井工艺随着水深度的加大,钻井环境的温度也将越来越低,温度降低将会给钻井以及采油作业带来很多问题。比如说在低温情况下,钻井液的流变性会发生较大变化,具体表现在黏、切力大幅度上升,而且还可能出现显著的胶凝现象,再有就是增加形成天然气水合物的可能性。目前主要是在管汇外加绝缘层。这样可以在停止生产期间保持生产设备的热度,从而防止因温度降低而形成水合物。表层套管固井是深水固井的难点和关键点。海底的低温影响是最主要的因素。另外由于低的破裂压力梯度,常常要求使用低密度水泥浆。深水钻井的昂贵日费又要求水泥浆能在较短的时间内具有较高的强度。深水钻井隔水管及防喷器系统深水钻井的隔水管主要指从海底防喷器到月池一段的管柱,主要功能是隔离海水、引导钻具、循环钻井液、起下海底防喷器组、系附压井、放喷、增压管线等作用。在深水钻井当中,隔水管柱上通常配有伸缩、柔性连接接头和悬挂张力器。在深水中,比较有代表性的是Φ533. 4 mm钻井隔水管,平均每根长度为15. 2~27. 4 m。为减小由于钻井隔水管结构需要和自身重量对钻井船所造成的负荷,在钻井隔水管外部还装有浮力块。这种浮力块是用塑料和类似塑料材料制成的,内部充以空气。在钻井隔水管外部,还有直径处于50~100 mm范围的多根附属管线。在深水钻井作业过程中,位于泥线以上的主要工作构件从下向上分别是:井口装置、防喷器组、隔水管底部组件、隔水管柱、伸缩短节、转喷器及钻井装置,井口装置通常由作业者提供。4结论深水石油钻井是一项具有高科技含量、高投入和高风险的工作,其中喷射下导管技术、动态压井钻井技术、随钻环空压力监测、随钻测井技术、ECD控制等技术是深水钻井作业成功的关键。钻井船、隔水管和水下防喷器等设备的合理选择也是深水钻井作业成功的重要因素。另外,强有力的后勤支持和科学的作业组织管理是钻井高效和安全的重要保障。参考文献:[1]潘继平,张大伟,岳来群,等.全球海洋油气勘探开发状况与发展趋势[J].中国矿业, 2006, 15(11): 1-4.[2]刘杰鸣,王世圣,冯玮,等.深水油气开发工程模式及其在我国南海的适应性探讨[ J].中国海上油气,2006, 18(6): 413-418.[3]谢彬,张爱霞,段梦兰.中国南海深水油气田开发工程模式及平台选型[ J].石油学报, 2007, 28(1): 115-118.[4]李芬,邹早建.浮式海洋结构物研究现状及发展趋势[J].武汉理工大学学报:交通科学与工程版, 2003, 27(5): 682-686.[5]杨金华.全球深水钻井装置发展及市场现状[J].国际石油经济, 2006, 14(11): 42-45.[6]赵政璋,赵贤正,李景明,等.国外海洋深水油气勘探发展趋势及启示[J].中国石油勘探, 2005, 10(6): 71-76.[7]陈国明,殷志明,许亮斌等.深水双梯度钻井技术研究进展[J].石油勘探与开发, 2007, 18(2): 246-250.
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