DreamBlooms/HansPub-15000-to-45000 huggingface dataset:
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user: 2. 机组甩负荷试验介绍 2.1. 机组介绍和试验依据 北仑电厂3号汽轮机组由日本东芝公司制造，TC4F-42型、单轴、四缸四排汽、亚临界、一次中间再热、冲动、双背压凝汽式，设计额定输出功率为600 MW。汽轮机采用数字式电液调节系统(DEH)控制汽轮机的负荷和转速，高、中压自动主汽门及调速汽门的执行机构均为单侧进油式油动机，以11.0 MPa的高压抗燃油作为调节保安系统的液力工作介质，并且完成汽轮机事故跳闸保护的任务。DEH控制系统包括以数字计算机作为控制器的控制部分和电液转换机构、高压抗燃油系统和油动机等组成的液动部分。 利用3号机组大修机会对汽轮机DEH系统的仪控设备(包括跳闸保护系统(ETS))进行了更换，就地液压系统设备未进行改造，因此改造后的DEH系统高、中压自动主汽门及调速汽门的执行机构仍均为单侧进油式油动机，以11.0 MPa的高压抗燃油作为调节保安系统的液力工作介质，并且完成汽轮机事故跳闸保护的任务。改造后的DEH系统控制部分设备由上海艾默生控制工程有限公司提供。 针对改造后的汽轮机组进行了甩负荷试验，检验汽机调节系统是否符合设计及运行要求，即在额定工况下主变开关开路、机组甩去额定负荷之后，机组调节系统动态过程应能迅速稳定，机组的最高转速不超过额定转速的110%，并能有效地控制汽轮机空负荷3000 r/min运行，同时通过试验测取汽机调节系统动态特性参数，评价调节系统动态调节品质。以充分了解机组改造后的汽轮机调节系统的动态特性，检验系统的调节品质。试验的主要依据和标准包括：1) 《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》DL/T 656-1998；2) 国家经贸委《汽轮机调节控制系统试验导则》 DL/T711-1999；3) 《汽轮机甩负荷试验导则(2000年版)》；4) 上海艾默生公司《液压系统传递图》、《逻辑图》等。 2.2. 试验步骤 1) 在进行甩负试验前，进行下列检查性试验，包括高压主汽门、调门活动试验，中压主汽门、调门活动试验，抽汽逆止门活动试验，直流润滑油泵自启动试验，危急保安器充油试验，主跳闸电磁阀(MSTV)试验，转速通道试验，电磁泄压阀活动试验，柴油发电机自启动试验，各被试设备均应正确动作。 2) 试验前在解除汽机跳闸保护中的锅炉主燃料跳闸(MFT)联跳汽机、协调控制系统(CCS)的负荷快速返回回路、发变组保护中解除逆功率跳汽机保护。 3) 将机组负荷带至试验要求值，各项参数符合要求并稳定。试验前机组稳定运行一小时以上，若是冷态启动升负荷，则应稳定运行五小时以上。 4) 检查并记录运行中出现的各种报警信号，及时处理。 5) 全面检查机组主、辅机运行状态。各测试仪器与测试信号的连接及调试已完成并准备就绪，试验人员已进入岗位。 6) 设专人记录甩负荷前机组运行的有关数据，主要有：主汽温度/压力、再热蒸汽温度/压力、主汽流量、汽机转速、真空、机组振动、胀差、调门开度、调节级压力、汽缸壁温、轴承金属温度、回油温度、润滑油压力、轴向位移、高排压力、高压缸排汽温度、轴封汽压力、除氧器压力与水位、凝汽器水位、发电机有功功率、频率等。 7) 试验总指挥通知：试验前五分钟准备，请运行、试验及记录人员到位，并注意监视。 8) 试验总指挥通知：试验前二分钟准备，试验人员向总指挥汇报，确认试验人员全部到位；同时，运行人员手动拉主变5022开关。 9) 试验总指挥倒计时：40秒、30秒、20秒、10秒、9秒、8秒、…...0，在开始倒计时时启动记录仪，在倒计时至“0”时，手动拉#3主变5021开关，解列机组，机组甩负荷。 10) 运行人员密切注意各主辅设备的运行状态；记录人员记录甩负荷前后机组运行情况及有关参数变化的最大(最小)值及稳定值。 11) 机组转速稳定后(甩负荷后三分钟左右)，由试验总指挥根据本级试验情况确定系统设备的运行情况。甩负荷后应及时检查机组状态，并尽快重新并网运行。 12) 试验人员立即汇总试验记录并分析试验结果，运行人员全面检查机组运行状态，并向总指挥汇报，以决定下级试验是否进行(甩100%负荷试验结束后由试验总指挥确定系统设备的运行情况)。
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user: 3. 结果分析 本次甩负荷试验分两级进行，第一级甩50%额定负荷，试验时主蒸汽参数按机组滑参数运行要求而定；第二级甩100%额定负荷，试验时主蒸汽参数为16.56 MPa/537℃ (额定参数)。如机组在第一级试验中转速动态超调量大于5%或其他设备系统有较大异常情况则不得立即进行第二级试验。在甩负荷试验前，对汽机调节系统的静态特性和所有保护逻辑均进行了确认，并按照《甩负荷试验导则》的要求进行了准备性试验，主要包括汽门快关试验、机头与集控室汽机紧急跳闸试验、汽门严密性试验、主机超速试验。除汽门严密性试验不合格外，其余均符合要求。 3.1. 50%甩负荷试验分析 试验前机组负荷为285.9 MW，发电机出口开关断开后汽轮机转速开始从3000 r/min飞升，经过1.735 s到达最高转速3079 r/min，然后下降，并经过23.13 s后达到最低转速2981 r/min，稳定转速为3000 r/min，稳定时间为34.83 s。根据动态超调量的计算公式可知，此过程的动态超调量为2.63%，符合《甩负荷试验导则》规定的低于5%的要求，可以进行甩100%负荷试验。 3.2. 100%甩负荷试验分析 试验前机组负荷为580 MW，甩负荷后汽轮机从初始转速3002 r/min经过0.343 s飞升至最高转速3145 r/min，净飞升转速为143 r/min；然后开始下降，到33.61 s后转速下降到最低转速2937 r/min，到43 s时转速稳定到3000 r/min。从发电机出口开关拉开开始计时，25 ns后OPC动作，13.11 s后OPC复位，复位转速为3088 r/min，即汽门关闭后飞升转速为57 r/min。根据试验记录数据，并结合文献 [ 8 ] [ 9 ] 的计算方法，机组100%甩负荷后汽轮机动态特性参数如下。 动态超调量， 转子加速度， 转子角加速度， 转子时间常数， 转子转动惯量， 容积时间常数， 稳定时间，根据稳定时间的判断标准和甩负荷试验时转速飞升数据可知，此时机组的稳定时间为11.32 s。 3.3. 对比分析 结合早期的该机组甩负荷试验数据 [ 5 ] ，对改造前后汽轮机组的调节性能进行了对比分析，如表1所示。DEH系统改造前后机组的调节性能有所变化，改造后转子飞升时间常数比改造前下降了9.25%，主要与转子的转动惯量减少有关，意味着改造后的机组更容易加速了，将导致甩负荷后的动态超速问题不易控制；而蒸汽容积时间常数从0.48 s下降到0.14 s，比其它600 MW汽轮机的明显偏小，这说明调节汽门的关闭不严密对汽轮机的蒸汽容积时间常数影响较小或者说几乎没有影响，这与常规理解不一致。考虑到汽轮机高压主汽门是在发电机出口开关断开1.108 s后全关，此时汽轮机还没有到最高转速，所以可以认为高压主汽门的关闭减弱了汽轮机转速飞升，减小了汽轮机的蒸汽容积时间常数。以上表述说明，造成汽轮机调节汽门严密性试验不合格的原因很可能是高压调节汽门关闭不严密，因此建议如有机会可以重点检查高压调节汽门。 Table 1 Comparison of regulation performance before and after unit reformatio 参数 动态超调量 转子时间常数 转子转动惯量 容积时间常数 稳定时间 改造前3#机 5.42% 7.934 s 49，103 kg∙m 2 0.48 s 54.95 s 改造后3#机 4.76% 7.20 s 42，816 kg∙m 2 0.14 s 43 s 表1. 机组改造前后的调节性能对比
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user: 4. 试验总结 4.1. 合理利用高低压旁路 发电机出口开关拉开后，高压旁路由于发电机出口开关跳闸且主蒸汽压力高于6 MPa而快开。高旁快开，低旁也快开，约5~6 s便达到100%开度。此次甩100%负荷试验，低旁保持全开，降低再热汽压力，有利于降低高排温度。高旁全开后19 s，将其关至50%，16 s后关至30%，而后每间隔一定时间关小高旁5%，控制主汽压随指令变化平稳。这样有利于水位的控制，也可以降低再热汽压力，防止主汽温大幅下降。甩100%负荷时，注意维持凝泵出口压力，防止低压旁路喷水压力低于1.8 MPa而快关低压旁路。 4.2. 密切监视高压缸排汽温度 机组甩负荷后，高压缸排汽温度将升高，因为调门下关后高压缸进汽量急剧减少，引起高压缸末几级叶片鼓风热量增加且没有足够的蒸汽把热量带走；另一关键原因是甩负荷后，由于高压缸基本没有进汽(即高压缸排汽量甚小)，同时主汽压力上升较快，此时高旁又打开后，蒸汽通过高旁管道排至高排逆止门后冷再管道，致使高排逆止门在双重作用下顶死关闭。所以此时导致了高压缸处于闷缸运行状态，如果转子仍处于较高转速旋转或惰走状态阶段，这些鼓风热量将无法带走，势必造成高排温度上升较快。 针对上述原因我们需从以下几个方面考虑： a) 确认高压缸通风阀开启，来维持高压缸有冷却蒸汽流量，将高压缸的热量及时经扩容器排至凝汽器。 b) 低旁全开，高旁手动干预慢慢关小，减小再热汽压力，降低高压缸背压，有利于控制高排温度。这点已在甩50%负荷和甩100%负荷对比中得到验证。 c) 甩负荷试验结束，机组转速稳定后，应尽快并网。如果并网不及时，仅靠高压缸通风阀来维持高压缸冷却蒸汽流量是不够的，此时应该增大低旁开度，尽可能地降低再热蒸汽压力，有利于提前开启高排逆止门，以提高高压缸蒸汽流量。 4.3. 汽包水位控制 两台汽泵运行，电泵旋转备用，增加勺管指令，控制出口压力。甩负荷时，立即拍停一台汽泵，单台汽泵控制水位。只要旁路配合恰当，水位控制不算太难。此次水位最低−350 mm。 4.4. 除氧器水位控制 甩100%负荷时，除氧器水位波动非常大。因四抽至除氧头加热隔离，辅汽至除氧头加热没有投，除氧器压力一路下滑，水容易沸腾。加上汽包水位波动大，给水流量波动频繁，凝结水流量也跟随大幅波动。此时应注意：a) 凝泵尽量不要超流量运行，否则导致凝泵出口压力降低，影响低旁减温水和汽泵密封水运行。b) 除氧器指示有大小量程，小量程水位低于−250 mm时会出现坏值。此时因参照大量程水位，尽快将水位补到−250 mm以上。c) 连续进水，除氧器水温低于100℃，可以投运辅汽至除氧头加热。 4.5. 轴封汽温度控制 密切监视高低压差膨胀变化趋势，采用主汽混温(调节主汽至轴封旁路阀开度)，控制轴封汽温度350℃左右。 4.6. 炉膛负压控制 a) 只停给煤机，保留磨煤机运行，能保持风量不变，有利于一次风量和负压控制。b) 此次甩负荷采用提前关小引风机进口调节挡板(50%~60%)，提高引风机变频转速。连续跳磨过程中，负压最低至−1.317 kpa。及时开大跳闸磨煤机的二次风挡板，有利于二次风的控制。
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user: 5. 总结 改造后的北仑电厂3号汽轮机组的甩负荷试验是成功的，新的DEH系统在汽轮机负荷瞬时失去后能有效抑制汽轮机的转速飞升，调节系统的动态过程迅速稳定，并使机组维持额定转速空载的工况继续运行，说明该机组调节系统具有良好的动态性能，符合设计要求，满足运行需要。
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user: 摘 要 渤海湾盆地垦利16-1区块发育两种不同气测特征的油层，一种是气测烃组分齐全，重烃占有一定百分比的正常油层；另一种是气测烃组分不齐全，以C 1 组分为主，C 1 所占百分比高，表现为气层或水层特征的生物降解油层；针对研究区油层原油性质复杂多变的特点，分别建立有针对性的解释模版。在分析该区不同类型油层气测、地化岩石热解气相色谱的基础上，建立以C 1 、iC 4 、nC 4 、iC 5 、nC 5 轻、重烃组分异常倍数评价参数为主和以地化岩石热解气相色谱分析为辅的正常油层解释标准和建立以全烃、C 1 异常倍数、地化岩石热解气相色谱为评价参数的生物降解油层解释标准。现场实际应用表明，针对不同气测组分特征优选解释评价标准，无论是正常油层还是生物降解油层均能较好地识别。 关键词 :垦利16-1区块，气测解释，异常倍数，热解色谱，评价方法 Copyright © 2017 by authors， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 垦利16-1构造位于渤海海域莱州湾凹陷南部斜坡带，整体受反向控洼断裂和走滑断裂共同控制，发育断块型圈闭和断鼻型圈闭，其主要含油层段为古近系沙三段和新近系明化镇组下段、馆陶组，油藏具有埋藏浅、储量大、丰度高、原油物性多样、测试产能高等特征 [ 1 ] [ 2 ] 。从垦利16-1区块实钻情况显示，气测特征主要表现为浅层新近系明化镇组、馆陶组气测组分以C 1 为主，仅存少量C 2 、C 3 ，无C 4 、C 5 等重组分；古近系沙河街组显示段气测组分齐全，且气测异常明显；由于工区内原油性质复杂多变，除了有中、轻质油层外，还发现了大量的生物降解油层，且不同类型油质油层纵向叠置，油藏油水性质变化大，录井综合解释难度大，符合率低。笔者在研究垦利16-1区块测录井、试油以及MDT取样资料的基础上，结合前人研究成果，建立了以气测烃组分异常倍数法为主和以地化岩石热解气相色谱特征分析为辅的综合解释方法，2种不同录井技术手段相结合，有效地解决了本区块由于油气类型繁多、油气水性质复杂导致随钻综合解释困难的问题。
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user: 2. 录井响应特征 为了厘清垦利16-1区块油气显示录井响应特征，自西向东优选4口探井建立气测对比图(图1)。从气测对比图上可知工区内同时存在2种气测组分特征截然不同的油层；即气测组分齐全的正常油层和气测组分不全的生物降解油层；在分析前人研究资料的基础上结合该区块内10余口探井现场录井资料，分别从气测、荧光、地化岩石热解气相色谱三个方面对两类油层录井特征进行了归纳总结： 1) 气测烃组分齐全(正常油层)：其录井表现特征为重烃含量占有一定比例，C 1 百分比大部分低于90%，气测组分曲线以箱形和指状峰型为主；岩屑受钻井参数、钻井液性能等影响，荧光级别不高，绝大部分岩屑荧光面积小于30% (即C、D级为主)，油质从轻、中、重质都比较常见；地化岩石热解气相色谱图中正构烷烃组分齐全且呈正态梳状分布，且储层含油浓度越高，正构烷烃峰值面积越大(图2(a))； 2) 气测烃组分不全(生物降解油层)：其录井表现特征为气测组分不全，以C 1 为主，仅含很少的其他组分，C 1 百分比达95%以上，全烃曲线形态多呈箱状峰型；相较于正常油层荧光显示级别较高，部分岩屑槽面见油花，荧光面积高达90%以上(即A级)，油质一般偏重；地化岩石热解色谱分析表现为无或缺失正构烷烃，色谱流出现基线逐渐抬起，部分隆起 [ 3 ] [ 4 ] ，正、异构烷烃的峰值面积大小代表储层含油浓度的高低(图2(b))。 图1. 垦利16-1区块气测对比图 图2. 垦利16-1区块岩石热解气相色谱图谱特征
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user: 3. 解释标准的建立 3.1. 正常油层识别与评价 录井资料解释的本质是对储集层“有什么”和“有多少”的认识，为了对储集层有全面的认识，采用以气测烃组分峰基比值为原则的异常倍数法为主和以岩石热解气相色谱分析为辅的评价方法。气测烃组分异常倍数法是在分析储集层显示段和上覆非储集层泥岩段气测烃组分特征的基础上，利用储集层显示段气测烃组分与非储层段泥岩层气测烃组分进行比值分析，比值变化幅度大小既可以反映储层内烃类丰富程度，也可以评价盖层封堵性好坏，同时采用二者气测组分比值分析可以排除钻井过程中泥浆等因素的影响。二者比值越大，表明储集层内烃类气体越富集，盖层封堵性越好；反之则不富集，封堵性差。为了全面、有效评价油气藏，引入了以对储集层含烃较为敏感的C 1 组分和对储集层含油较为敏感的C 4 、C 5 烃组分建立多参数异常倍数模型，从轻、重组分多参数、多角度来约束评价，克服了单个参数解释不足的缺陷 [ 5 ] 。 异常倍数计算公式： (1) (2) (3) 基值的选取原则，以离储集层最近、厚度大于5 m的泥岩段(盖层)、封堵能力好为原则；对于储集层段气测值选取，以储集层段气测最大值为原则。 对垦利16-1区块内10口探井216组以钻井液为载体的Reserval TM气测烃组分数据进行统计分析，优选了C 1 、iC 4 、nC 4 、iC 5 、nC 5 等轻、重组分作为评价参数，结合工区内已有的试油、测井、MDT取样结论建立垦利16-1区块的气测解释阈值标准(表1)。 表1. 垦利16-1区块正常油层气测解释阈值 3.2. 生物降解油层识别与评价 生物降解油层气测烃组分以C 1 为主，仅含微量的其他烃组分，气测录井表现特征与气层、水层相似；在实际识别中仅依靠气测数据难以准确区分，一旦对流体定性不准，就会容易出现误判和错判，得出完全不同的结论。针对这一问，在现场录井作业中采用了地化岩石热解气相色谱分析，从对生物降解油层的分析来看，热解气相色谱图谱峰型形态在识别生物降解油层方面具有非常强的指导意义 [ 6 ] 。从研究区统计的数据分析可知，地化岩石热解气相色谱图谱基线隆起越高，正构烷烃峰缺失越多，表明生物降解作用越严重。但在对工区内5口井82层生物降解油层岩屑和64层井壁取心地化岩石热解气相色谱特征分析的基础上，发现油层与含油水层的录井响应特征差异不明显，仅从岩石热解气相色谱特征上难以区分，为了准确评价这类油层与含油水层、水层之间的差异，引入气测全烃、C 1 异常倍数对此类问题进行综合识别 [ 7 ] 。 对垦利16-1区块内6口探井104组生物降解油层气测烃组分数据进行统计分析，优选了全烃、C 1 作为生物降解油层气测评价参数，结合工区内已有的试油、测井、MDT取样结论建立起垦利16-1区块的生物降解油层气测解释阈值标准(表2)。 Table 2 Interpretation threshold of biodegradation reservoir in Kenli 16-1 bloc 流体类型 全烃异常倍数 C 1 异常倍数 油层 >5 >6 含油水层 >2 >2 水干层 - >2 表2. 垦利16-1区块生物降解油层气测解释阈值
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user: 4. 实例分析 4.1. KL16-1-X井 KL16-1-X井在1183.00~1186.00 m井段，层位为沙河街组，岩性为浅灰色荧光粉砂岩，岩屑荧光面积20%。与上部非储层泥岩段相比气测异常幅度较高，全烃体积分数由1.03%上升到5.95%，气测曲线组分齐全且形态饱满同步，与正常油层的气测特征相似(图3)；根据地化岩石热解气相色谱分析(图4)，气相色谱图谱基线平直，正构烷烃峰组分齐全，呈梳状展布，表现为原生油层特征峰型。依据基值选取原则，选取1155.00~1162.00 m段作为基值，异常倍数公式计算得出：C 1 异常倍数为4.6，iC 4 异常倍数175，nC 4 异常倍数168.2，iC 5 异常倍数117.3，nC 5 异常倍数172；根据垦利16-1区块气测解释阈值模版，该井段为油层，录井综合解释为油层；该井段未测试，MDT取样为800 mL纯油样。录井综合解释与取样结论一致。 4.2. KL16-1-Y井 KL16-1-Y井在993.00~998.00 m井段，层位为馆陶组，岩性为浅灰色荧光细砂岩，岩屑荧光面积40%，槽面见油花。与上部非储层泥岩段相比异常幅度较高，气测录井异常明显，全烃体积分数由0.76%上升到11.27%，气测曲线形态饱满且同步，但气测组分以C 1 为主，仅存在少量的C 2 组分，与生物降解油层和气层的特征相似(图5)；根据地化岩石热解气相色谱分析(图6)，气相色谱图谱基线隆起明显，正构烷烃峰组分基本缺失，且主峰靠后，表现为生物降解油层特征峰型，油质偏重。根据基值选取原则，应选取985.00~993.00 m段作为基值，但考虑到990.00~993.00 m段气体受下部显示段气测影响，气测值偏高，因此优选985.00~990.00 m作为该段基值；异常倍数公式计算得出：全烃体积分数异常倍数为6.0，C 1 异常倍数11.8；据垦利16-1区块气测解释阈值模版，该井段为油层；该井段DST测试，日产油41.23 m 3 ，原油密度为0.9504 g/cm 3 。录井综合解释结论与试油结论一致。 图3. KL16-1-X井综合录井解释图 图4. KL16-1-X井地化色谱图 图5. KL16-1-Y井综合录井解释图 图6. KL16-1-Y井地化色谱图
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user: 5. 结论 1) 在KL16-1区块录井作业过程中总结正常油层和生物降解油层在气测烃组分、曲线形态特征、荧光显示、地化岩石热解气相色谱等方面的差异性，其中二者在气测烃组分和地化岩石热解气相色谱图上差异明显。 2) 在KL16-1区块的随钻录井综合解释中，充分利用二者气测烃组分和地化岩石热解气相色谱上的差异，建立起两类不同油层气测烃组分异常倍数法与岩石热解气相色谱图谱的综合解释标准。经与区块内试油、MDT取样结论对比分析，随钻录井综合解释符合率达85%以上，能够很好地解决本区块由于原油性质多变、油气水关系复杂导致随钻解释工作难度较大的问题。
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user: 摘 要 渤海JZ区块变质花岗岩潜山界面之上局部发育一套较薄的砂砾岩和砂岩(坡积岩层)。该坡积岩层厚薄分布不均，横向可对比性差，为现场钻井地质作业带来诸多问题。利用岩心、岩屑资料分析坡积岩的岩性特征，可分为长石砂岩和岩屑砂岩2种岩性，表明该坡积岩层应为2种不同成因形成的砂岩。通过分析工程录井参数与地层岩性的响应特征，应用钻井工程参数建立功指数和机械比能模型，结合其他录井手段，实现对潜山坡积岩的随钻实时判别。经过研究区多口井的实际资料处理与验证，随钻识别率高达86.7%，应用效果较好。 关键词 :坡积岩，岩石特征，功指数，机械比能，随钻识别 Copyright © 2017 by authors， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 随着石油钻探认识的不断增加，具有工业性开采价值的潜山油气藏越来越引起人们的重视。渤海JZ区块发现的大型变质岩潜山油气藏与典型的碳酸盐潜山油气藏不同，其主要靠风化壳和裂缝储集油气。在钻进变质岩潜山的作业过程中，常常会在潜山界面之上钻遇一层较薄的砂砾岩和砂岩。该岩层特征与潜山及其上覆岩性具有差异性，由于其主要分布于潜山顶面缓坡区，故称之为“坡积岩”。坡积岩层横向发育无规律，预测难度大；纵向上较薄，由于随钻测井测量工具和钻头的距离差，无法及时判断是否钻进坡积岩，在潜山界面、取心位置和下套管位置的判断上等存在较大困难，造成钻井风险增大。因此，为了降低钻井风险，获取更为精确的地质资料，笔者在分析坡积岩层的岩石特征和录井工程参数响应特征的基础上，利用钻井工程参数建立功指数和机械比能模型，实现了对潜山坡积岩层的随钻判别，达到了降低钻井地质作业风险的目的。
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user: 2. 工区地质背景 渤海JZ区块变质岩潜山位于辽东湾辽西低凸起中北段，西侧以辽西大断层与辽西凹陷相邻，东侧向辽中凹陷下倾，毗邻辽中凹陷中、北洼，处于油气富集的有利位置 [ 1 ] 。自上而下主要发育新近系明化镇组(N 1 m)和馆陶组(N 1 g)、古近系东营组(E 3 d)、沙河街组一~三段(E 3 s 1 、E 3 s 2 、E 3 s 3 )，基底为上太古界，缺失古近系沙河街组四段、孔店组，中生界，古生界和元古界 [ 2 ] 。变质岩潜山油藏主力产层为太古宇变质岩，盖层为上覆E 3 s 3 泥岩，属风化体块状储集层地貌潜山 [ 3 ] 。 根据岩性特征和裂缝发育特征，变质岩潜山可分为半风化壳上段、半风化壳下段、基岩等。在研究区内，潜山上部的风化黏土层通常被剥蚀掉，在半风化壳之上直接沉积E 3 s 3 [ 4 ] 。E 3 s 3 沉积特征复杂、相变快、岩性类型多样，尤其是E 3 s 3 底部局部发育有坡积岩层。坡积岩层以下为花岗质变质岩，受长期风化影响，变质岩上部裂缝及溶洞十分发育，部分裂缝被充填。
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user: 3. 坡积岩层的岩石特征 尽管在油田实施开发井钻井作业中，受作业手段限制，缺少坡积岩层的测井等资料，但通过现场岩屑和岩心资料及探井试验资料，可对坡积岩层进行较为系统的分析。 分别对研究区的坡积段砂岩、E 3 s 2 砂岩和E 3 s 3 砂岩开展了岩石薄片分析鉴定，通过三角图(图1)投点发现，E 3 s 2 砂岩主要落在V和VI区域，属于岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩；E 3 s 3 砂岩主要落在VI区域，属于长石岩屑砂岩；坡积岩层砂岩分为2种，一种是长石含量较多的长石砂岩，另一种是岩屑含量较多的岩屑砂岩。 图1. 研究区砂岩三角投点图 研究区的E 3 s 2 砂岩、E 3 s 3 砂岩以及坡积岩层砂岩的岩石薄片体积分数具有较大差异(图2)。E 3 s 2 砂岩和E 3 s 3 砂岩的成分及其含量较为一致，以石英、长石为主；相比之下，坡积岩层的长石砂岩和岩屑砂岩的含量差异较大；坡积岩层岩屑砂岩的火成岩岩块体积分数较高，达到了66%，使得石英、长石的体积分数较低；坡积岩层长石砂岩不含有火成岩岩块，其钾长石比其他3种岩石的体积分数平均值都要高。 图2. 研究区砂岩成分及其平均体积分数柱状图(岩石薄片鉴定) 图3为E 3 s 2 砂岩、E 3 s 3 砂岩以及坡积岩层砂岩的粒度分布图，分析认为坡积岩层岩屑砂岩和长石砂岩的粒度中值要大于E 3 s 2 砂岩、E 3 s 3 砂岩的粒度中值。坡积岩层岩屑砂岩的磨圆度差，有粗粒也有细粒，且分布范围较广；坡积岩层长石砂岩的粒径主要分布在1 mm左右，最大2.6 mm，比岩屑砂岩的分布范围小；E 3 s 2 砂岩、E 3 s 3 砂岩粒度较小，在1 mm以下。 图3. 研究区砂岩粒度的分布图 通过上述资料可以看出，坡积岩层分为岩屑砂岩和长石砂岩2种类型的砂岩；在成分和粒度对比上，岩屑砂岩更趋近于花岗岩，长石砂岩更趋近于正常砂岩，表明该坡积岩层应为2种不同成因形成的砂岩，其中岩屑砂岩的形成与花岗岩存在一定关系。
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user: 4. 钻井工程参数识别模型 钻井工程参数具有实时性、连续性的优点，根据钻井工程参数建立的功指数模型和机械比能模型，两者能从不同角度反映地层的致密程度，从侧面反映岩性的变化，结合岩屑分析结果，可实现对坡积岩层的随钻识别。 4.1. 功指数模型 钻头钻进过程实际是其做功的过程，不同强度的地层其做功也有不同。要计算钻头每破碎单位体积岩石所做的功是十分困难的，目前国内外尚无较好的计算方法。因此需要引入经过变形简化后的计算模型，该模型的计算结果即为钻头的做功指数，即“功指数”。功指数与钻头做功大小呈正相关性，从而可以从侧面反映钻头的做功情况。 钻头破岩做功可简要表述为垂直纵向力做功与水平剪切力做功之和，纵向力分为静钻压和冲击钻压，水平剪切力为扭矩，则钻头每进尺一个单位深度(1 m)所做功为： (1) 式中：W z 为钻头每进尺一个深度单位所做功大小，kJ；Y J 为静钻压，kN；Y C 为冲击钻压，kN；R为转速，r/min；Z为钻时，min；N为扭矩，kN∙m。 Y C 目前尚无法获取，其余参数均可通过综合录井系统监测得到，因此需对式(1)进行变形，使之能够 直接计算并具应用价值。变形后的功指数表达式为 [ 5 ] ： (2) 式中：W m 为变形后的功指数，kJ；a为区域经验静钻压值，kN；b为区域经验转速值，r/min；c为区域经验系数，1。 4.2. 机械比能模型 机械比能理论是作为一种用来描述钻头性能的概念而被提出，它提供了一种实时评价钻井性能的工具。开展机械比能的研究对随钻监测井下工作状态，随钻岩性分析，提前预测而避免发生钻井事故，及时做出合理的钻进参数调整，提高钻井效率，降低钻井成本等方面都具有重要意义。在国外，机械比能理论已广泛应用于钻进过程的监测与预测、钻井工程设计优化、随钻岩性评价等方面，并取得了很好的应用效果。国内对机械比能的研究相对较少，主要应用于钻头选型、监测钻头磨损等。 一种完善的机械比能模型应具备的条件是：① 在岩性不同的地层内钻进，最小机械比能值应该约等于岩石的抗压强度；② 模型参数易于测量和计算；③ 适用范围广，能很好地适用于各类钻头与各种井型。 通过分析不同模型的优劣，并结合渤海JZ地区的特点，研究区使用樊洪海模型 [ 6 ] ： (3) 式中：E MS 为机械比能，MPa；A b 为钻头面积，mm 2 ；v ROP 为机械钻速，m/h；D b 为钻头直径，mm。 4.3. 模型识别规律 通过对渤海JZ区块功指数和机械比能曲线响应特征的分析及研究，确定模型系数，计算识别特征值范围，从而达到随钻识别的效果。渤海JZ地区的功指数模型系数，E 3 d为：a = 145 kN，b = 125 r/min，c = 0.8；E 3 s (沙河街组)为：a = 180 kN，b = 127 r/min，c = 0.8；太古界为：a = 212 kN，b = 103 r/min，c = 0.8。 总结了研究区E 3 s 3 泥岩、坡积岩层、太古界花岗岩的功指数、机械比能曲线变化规律(见表1)。该区E 3 s 3 泥岩功指数较低，一般小于2 kJ；太古界花岗岩较高，一般大于8 kJ；坡积岩层功指数则呈现出高低值跳跃变化，一般分布于1~8 kJ之间。机械比能与功指数曲线类似，将其放置同一图道中，赋予相同刻度，则E 3 s 3 泥岩段呈填充特征，太古界花岗岩段呈重叠特征，坡积岩层段则呈现出曲线填充、重叠交替变化特征。 Table 1 The characteristics of work index and mechanical specific energy identificatio 地层 功指数/kJ 功指数、机械比能曲线特征 E 3 s 3 泥岩 <2 曲线填充 太古界花岗岩 >8 曲线重叠 坡积岩层 1~8 曲线填充、重叠交替变化 表1. 研究区功指数、机械比能识别特征表
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user: 5. 实例应用分析 以JZ-X1井为例，从图4中可以看出，E 3 s 3 泥岩与太古界花岗岩功指数特征差异明显，E 3 s 3 泥岩功指 图4. JZ-X1井模型识别方法图 数较低，平均在0.6左右；太古界花岗岩潜山功指数则较高，平均在100左右；而坡积岩功指数则出现高、低值跳动的现象，最高达8，最低仅为1。分析认为，功指数高、低变化值主要与坡积岩自身的致密程度相关，坡积岩越致密，其功指数越高，坡积岩越疏松，则功指数越低。将功指数与机械比能曲线放置在同一图道，赋予相同刻度，机械比能与功指数曲线形态呈类似特征。机械比能与功指数曲线在E 3 s 3 泥岩段呈填充特征，在太古界花岗岩段呈重叠特征，在坡积岩层段却呈现出曲线填充、重叠交替变化特征。 应用该方法对研究区21口实际井资料的处理与验证，随钻识别率高达86.7%，表明该方法效果较好，可用于研究区的坡积岩层随钻识别应用。
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user: 6. 结论 1) 渤海JZ区块变质花岗岩潜山中的坡积岩层位于E 3 s 3 泥岩与太古界变质花岗岩之间，分为2种类型砂岩，一种是长石含量较高的长石砂岩，其特征与正常沉积的砂岩相似，另一种是岩屑含量较高的岩屑砂岩，其特征与下覆花岗岩特征相似。表明该坡积岩层应为2种不同成因形成的砂岩。 2) 功指数、机械比能曲线组合能够较好地对坡积岩层进行随钻识别。在E 3 s 3 泥岩段，功指数呈低值，功指数与机械比能曲线呈填充特征；在太古界花岗岩段，功指数呈高值，功指数与机械比能曲线呈重叠特征；在坡积岩层段，功指数呈高、低值跳跃变化，且功指数与机械比能曲线亦呈填充、重叠交替变化特征。 3) 功指数模型、机械比能模型构建参数简单、易得，有利于后期的推广及应用。在潜山界面识别、潜山内部储层储集性能快速识别等方面具有广泛的应用价值。
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user: 摘 要 分析了当前勘探开发形势下的录井技术发展现状及相关问题，结合油气勘探开发的实际，针对现有录井作业方式的不足，提出了“集群化远程录井技术”平台体系结构，基于“互联网 + 智能制造”理念，阐述了涉及的关键技术，为建立工厂化录井模式、区域标准化综合解释提供了新的方法和手段。 关键词 :录井，装备技术，集群化远程录井，互联网 + 智能制造，工厂化录井，区域标准化，综合评价 Copyright © 2017 by author， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 当前，石油石化企业成为互联网+制造的先行者。中石油、中石化、中海油等企业，正在打造智能化油田、智能化管道、智能化工厂。对于录井行业来说，“互联网+”不是把互联网与录井装备技术简单相加，牵手互联网获得的不只是改变，更应是转型和提升。所谓好的互联网+应用，一方面要有创意，另一方面也要与用户的需求，或者与传统产业结合起来，“加什么？怎么加？”，需要我们认真思考和规划。
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user: 2. 当前勘探开发形势下的录井技术现状及存在问题 在石油勘探开发过程中，录井同时肩负着两种重要责任：一是油田勘探开发的眼睛。录井始终伴随钻井在现场实时获取、分析、评价、应用钻探最基础、最原始、最直接的第一手地下地质、油气信息，对油气勘探开发不可缺少、不可替代。二是钻井工程的安全卫士。钻井工程要实现安全高效生产，录井地下地质、工程异常早期准确预警极为关键。因此，录井装备技术水平的高低直接影响着石油勘探开发的最终成效。 传统的综合录井方式是每个井场都需要部署一台综合录井仪，工程参数、钻井液参数等数据通过传感器采集，再经过PC集中采集、CAN总线、485总线等方式传输到仪器房的采集计算机；气体检测系统放置在仪器房内，实现气体参数的检测、处理；随钻测井数据通过采集接口集成到录井仪的数据库；每个井场需要2~3名仪器操作及维护人员。 随着钻井作业方式的改变(钻井井工厂、开发井的重视，页岩气、煤层气等非常规油气藏的开发，钻井人工岛的推广等)，往往在方圆一公里范围内部署多个钻井平台。按照传统的录井方式，每个钻井平台都要部署一台综合录井仪。这种传统的分散型录井工作模式具有不足之处：①造成了资源浪费：方圆很小的范围内，每口井都需要一台仪器，每台仪器都需要2~3名仪器操作、维护人员，造成设备、人力、运力等资源的浪费；②增加了人员管理、安全管理等方面的管理成本；③多井信息资源共享的及时性、有效性有待提高：每口井的录井资料无法及时、有效共享，形成了一个个的“信息孤岛”，无法及时、有效地指导钻井作业；④由于是多套设备分散作业，资料采集标准的统一性无法保障，使得数据的可对比性有待提高。 录井技术的不足与传统工作模式的缺陷，导致了现有的录井技术水平和服务能力已经不能适应油气勘探的要求，亟需依靠科技转变发展模式。如果改变传统的采集方式，采用开放式软件架构，则可以将每个钻井现场作为一个传感器节点，建立集群化远程录井平台，实现一个录井平台可以同时录取数口井。 随着“互联网+”、云技术、大数据分析应用技术的发展，基于时间、方位四维空间的移动办公技术将成为未来勘探开发的技术发展趋势，有助于实现钻探现场各专业间的相互融合促进，大大丰富和提高服务石油勘探开发的手段和能力。
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user: 3. 集群化远程录井技术架构 中原录井在2015年承担了石化集团公司远程录井方面的“集群化录井平台研发”项目，其核心目标是实现现场信息(地质、工程、钻井液、地面动力设备、井控设备、随钻工具等)的全面感知、无线采集、智能组网，使综合录井仪不仅能够单井单机作业，而且可以在一定区域范围内同时录取多口井，建立区域化协同作业及远程集控录井中心，实现定制的工厂化录井模式，提高现场资料的解释评价能力，建立移动工作空间，拓展服务领域，提高服务能力。 根据功能不同，该平台划分为4大模块：现场无线采集及智能组网技术、集群化录井平台、区域协同化资料解释应用技术、智能办公环境技术。 1) 现场无线采集及智能组网技术。主要包括录井信息的无线采集、处理技术，非结构化及第三方数据采集、处理技术和现场信息的无线智能组网、传输技术 [ 1 ] [ 2 ] 。 2) 集群化录井平台。主要包括开放式的双向数据交换及操控技术、多任务数据集中采集–处理–展示技术、大容量数据快速存取技术。 3) 区域协同化资料解释应用技术。基于“互联网+”下的区域标准化大数据挖掘分析技术，开发、完善数学解释方法，创新性提升传统功能，包括随钻多井地质三维导向、随钻气体解释与评价、水力学分析及优化、随钻地层压力分析、多井地层分析及对比分析、储层的空间展布及物性分析等，实现从单井评价到区域标准化综合分析的转变，进一步提高随钻解释评价技术的适用性和准确性。 4) 智能办公环境技术。构建井场信息综合平台，实现钻井、定向井、测井、录井、试油等作业数据以及图像、视频的集中，并可通过远程数据传输系统进行共享。通过虚拟化应用技术、“互联网+”技术、云计算技术、大数据分析技术等研究，突破传统的办公室办公环境，实现任何办公地点和办公时间的无缝接入，提高办公效率。
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user: 4. 集群化远程录井平台的技术优势 作为“互联网+”和工业制造业结合的突破口，相比于传统录井模式，集群化远程录井平台有技术优势。 1) 创新性地建立了“工厂化录井”协同作业模式，使综合录井仪不仅能够单井单机作业，更能在一定区域范围内可以同时录取多口井，实现了录井作业方式的根本性变革，代表了录井技术发展的一个方向。 2) 基于集群化录井平台的实时大数据挖掘分析应用技术，实现了录井现场单井评价向区域性标准化综合评价的工作模式转变，能够有效提升服务石油勘探开发的能力。 3) 基于互联网及分布式处理的信息传输及移动办公系统，突破了空间的限制，真正意义上实现随时随地随心的办公，让身处不同现实空间的人，获得在同一空间的体验。 4) 集群化录井平台技术还可以为后续的压裂、测试及试采提供服务，实现“钻采工程的全生命周期管理”，有效提高管理决策水平。 5) 有效降低人员、设备、管理成本，降低安全风险，实现“降本增效”。
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user: 5. 结语 录井是石油工程领域的重要专业之一，长期以来被誉为油气勘探开发的“眼睛”和“参谋”、石油工程领域中信息化建设的排头兵，录井行业在钻井现场数据采集、网络化应用等方面具备独特优势。作为“互联网+”和工业制造业结合的突破口，集群化远程录井技术实现了“工厂化录井”模式，代表了录井技术发展的一个方向，能够有效提升服务油气勘探开发的能力，发挥最大综合效益，有效提高管理决策水平，必将在以后的勘探开发活动中发挥越来越重要的作用。
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user: 摘 要 针对因录井传感器工作性能不稳定、安装位置受限等原因造成数据失真和丢失导致的钻井工程异常预报准确率不高，因传感器传输问题无法获知钻井状态导致工程事故预报准确率不高，因新研制的岩屑流量监测仪系统单一无法准确预警等问题，以录井传感器、井下传感器和岩屑流量监测仪为对象，结合其数据失真、数据不完整、数据传输困难、动态数据流、单一系统等特点，从欧氏距离、曼哈顿距离、GMBR距离、马氏距离4个维度，以无异常、异常上升、异常下降为目标空间，采用随机森林算法设计参数异常判断。以各个参数的欧氏距离为维度，以各种钻井事故复杂程度为目标空间，采用随机森林算法设计钻井工程事故复杂预警模型。利用该模型在现场真实数据集上进行仿真，结果表明工程参数异常和事故复杂预报准确率均明显提升。 关键词 :钻井工程，数据流，随机森林 Copyright © 2017 by authors， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 石油钻井事故严重威胁着钻井安全。录井传感器受测量原理或安装位置等原因，某些参数存在失真现象，如总池体积传感器受搅拌机影响，测量数据波动较大；把式出口流量传感器受泥浆结饼粘结影响，存在传感器失效，获取不到真正出口流量值。录井传感器均在地面，而预测目标如井漏、溢流发生位置在井下，间接测量加上失真数据导致钻井工程事故预报不准确。针对上述问题，中国电子科技集团公司第二十二研究所研发了井下测量系统，能够对近钻头钻具内外压力、扭矩、温度和密度等参数直接测量，获取井下数据，并研发了岩屑流量监测仪，通过测量岩屑上返质量，结合进尺情况判断地层变化及可能发生的工程事故。随着传感器井下化系统和岩屑流量监测仪技术越来越成熟，在钻井工程事故复杂预警中的作用越来越大，如何综合利用各个系统信息为安全钻井保驾护航成为越来越紧迫的任务。 钻井工程事故异常预报 [ 1 ] [ 2 ] 的首要工作是检测参数异常，组合各种参数异常类型及程度，对钻井事故是否发生及严重程度进行报警。目前，主要的机器分类方法有神经网络 [ 3 ] 、SVM (支持向量机) [ 4 ] 、随机森林(RF， random forests) [ 5 ] [ 6 ] 。神经网络容易陷入局部最小点，SVM运算量过大，不利于在线运行。RF是由Leo Breinan在2001年提出的一种统计学习方法，在生物学、医学、工程、互联网应用等领域取得了很好的效果。为此，笔者初步探讨了RF在钻井工程预警中的应用，只针对RF在钻井工程参数趋势异常判断和钻井事故模型检测2个方面的内容进行研究。
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user: 2. 随机森林算法 RF是一种由多个决策树 [ 7 ] 进行分类的方法。RF是决策树的一种，随机决策树是组成RF的最小决策单元。RF有2个特征：①有放回地随机选择样本数据；②无放回地随机选择训练样本特征来进行随机决策树的节点分裂。采用CART (classification and regression trees)的方式生成决策树，通常不需要进行剪枝，最大程度生长 [ 8 ] 。通过Bootstrap Aggregating Method [ 9 ] 采集样本数据作为每棵树的训练集。结合Bootstrap Aggregating Method [ 9 ] 和Random Subspace Method [ 10 ] 两种思想，构建多个决策树，组合分类预测结果。 2.1. 生成决策树 在机器学习技术中，数据采样一般采用Bagging和Boosting两种方式 [ 6 ] 。Bagging是采用有放回的方式，即从样本库中采其总量的约2/3数据作为训练样本，采集后再放回到样本库中，重复K次采样，得到K个训练样本库。Boosting采用一次抽样、迭代训练的方式。 RF采用Bagging方式，从N个样本库中，随机抽取n个数据，抽取后再放回样本库中，再次抽取n个数据，重复K次，得到K个训练数据集，经过训练分类得到K个决策树{h(X，θ k )，k = 1， 2， …， K}，n < N。训练数据中，n以外的数据称为袋外数据OOB (out of bag) [ 11 ] ，OOB数据可以用来预测分类器的精度，综合K次评估结果，得到错误率的OOB估计，用于评估集成分类器的正确率，但大多采用的是训练数据以外的数据作为测试数据，即测试数据和训练数据无交叉，但两者测试的精度是一样的。由于Bagging的训练样本抽取方式，每次生成的决策树训练样本都不一样，可以一定程度地避免过拟合现象。RF的第2个特征是无放回的抽取分裂属性，从M个属性中随机抽取m个作为单个分类器的属性集，m < M。当原始数据集中M较少时，可以通过线性组合的方式确定新的属性，提高分类器之间的差异。RF的2个随机性特征，确保不会出现过拟合，同时也能提高精确度和抗噪声能力。 设数据有M个输入特征，则在生成随机树时，无放回地随机固定选取M个特征中的m个，以不纯度最小原则选取1个特征进行分支生成；再通过同样的方式，生成下面的所有分支和叶子。RF相比于决策树有2个特征：有放回地随机抽取固定数量训练数据；无放回地随机抽取固定数量m个属性。2个随机性特征保证了RF具有较好的抗噪声干扰能力，避免了固定数据训练导致的过拟合现象。 2.2. 投票决策 在分类阶段，最终结果由所有决策树的结果综合而成。常用的方法是概率平均和投票法。由于该次研究的决策基于不同测量系统数据，因此采用投票法进行决策。 (1) 式中：C是分类结果；P是类别；N是森林中决策树的数目；I是森林中第i个决策树的权重； 是树h i 对类C P 的分类结果； 是树h i 的叶子节点数。 如果把数据看成一个表，行表示数据，列表示属性，则RF算法具有随机选择行数据的特征。采用Bagging方式对样本数据集采取有放回的抽取策略，构建与测试数据集相对应的决策树。无放回的随机选择列属性，采用CART (classification and regression tree) 方式选择一个最优分裂属性。由多个决策树组成一片森林。根据每个决策树的结果，通过投票方式确定最终分类结果(图1)。 图1. 钻井工程预警RF决策系统
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user: 3. 基于RF的钻井工程预警研究 基于RF的钻井工程事故预警主要应用在2个方面：一个是数据异常判断，另外一个是预警模型判断。数据异常判断采用不同特征量的距离作为属性，目标空间为异常上升、异常下降和无异常。预警模型判断采用不同参数的欧氏距离，目标空间为井漏、溢流和刺漏等。由于现场工况复杂，很多正常操作也会导致参数类似于故障异常的特征，再加上传感器数据丢失和失常等原因，导致现场参数趋势异常、事故误报和漏报增多。RF可以结合几个领域的决策优势，经过综合判断输出一个比单一系统效果好的结果。 地面和井下参数异常判断均采用RF方法进行。岩屑流量监测仪数据并入录井数据辅助决策。由于受传输带宽影响，井下传感器参数不能够实时传输到地面，因此井下传感器采用RF技术独立运行，只传送事故复杂预报结果到地面，再联合录井和岩屑流量监测仪进行投票决策。压缩感知CS (compressed sensing) [ 12 ] 具有前端直接采集压缩后数据、后端计算量大的特点，完全满足了钻井井下数据传输特点和要求。随着CS技术的发展，井下传感器数据实时传输到地面后，将提高钻井工程事故检测准确率，降低误报率和漏报率。 图2是对某油田某井井漏数据的RF仿真试验结果，数据是各个系统单独采样，标签化是通过专家经验，对故障数据开始、结束时刻进行标志化工作。从结果可以看出，井下参数(井底外压、井底内压)对事故的重要性更大，能够更直接地反映井漏事故发生。 图3为RF训练与实测效果对比图，可以看出，经过专家标定的数据库监督学习，训练AUC (area under curve)的值(A UC )最高能达到93%；实测A UC 平均能达到92%，选择最合适的决策树颗数，最佳A UC 能达到92.6%。图3与图4对比可知，RF能够获得比传统单一模型高的准确率，及比单一模型低的误报率和漏报率。 图2. RF井漏参数重要性分析图 图3. RF训练与测试效果对比图 图4. 传统单一模型与RF对比图
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user: 4. 结语 该次研究的主要成果在于探索了钻井工程事故预警在数据失真、数据丢失、信息片面和测量范围局限性等问题。引入了RF算法，利用RF算法的随机抽取数据、随机抽取属性，集成多个模型综合决策的特点，解决由数据失真、数据丢失和系统单一造成的钻井工程事故误报率高、漏报率高等问题。通过现场真实数据仿真实验得知，RF算法不但能够提升事故复杂预报准确率，降低误报率和漏报率，还能够分析出事故复杂的关联参数，为海量钻井数据知识挖掘提供技术支持和探讨，为钻井工程事故预警技术的提升进行有效探索。
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user: 摘 要 超声波液位传感器是测量钻井液体积的最主要监测设备。由于在录井作业过程中存在影响超声波液位传感器参数监测的因素，针对传感器的影响、钻井液池体积标定的影响、选择标定方法不正确的影响、钻井作业过程中的影响，提出通过标准化安装、标准化操作减少人为干扰因素发生的概率。通过人工校对法和安装支架改进等手段，排除超声波液位传感器参数监测的影响，让采集数据更准确，预报评价更科学。 关键词 :传感器因素，钻井作业，标定方法，人为因素 Copyright © 2017 by authors， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 钻井作业过程中，综合录井仪超声波液位传感器实时监测体积变化，及时发现钻井液增加或减少，判断是否出现溢流、井漏等井下异常情况，为钻井、起下钻、测井、下套管、固井等作业过程提供科学、准确的池体积监测资料。与此同时降低钻井作业过程中发生安全事故的概率，提高工作效率，充分发挥录井作为钻探工程眼睛和参谋的作用。
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user: 2. 传感器的影响 以SK -8C 05型超声波液位传感器为例，它是一种将传感技术与电信号处理结合在一起的超声波液位传感器，专门用来测量敞开或密封容器中的液体液位。 2.1. 传感器参数设置不正确的影响 超声波传感器的盲区和反应速度设置不正确，会导致传感器测量误差大、响应时间长，是造成传感器系统性误差的主要影响因素，但这种影响很容易排除，只要严格按照《综合录井仪传感器校验规范》进行设置 [ 1 ] ，就能准确采集参数监测，这也是综合录井仪准确采集参数的最基本要求。 要排除传感器参数设置不正确对参数监测的影响，可以通过以下方法进行设置。 1) 零位(空罐)标定，将探头对准一遮挡物，使屏幕显示值为罐高与探头高度之和，图1(a)标定空罐为4 mA。 2) 满度标定，将探头对准一遮挡物，使屏幕显示值为探头高度至罐顶高度，图1(b)标定满度为20 mA。 3) 盲区设定，调整至所需高度，但最低高度不能小于0.25 m。 4) 速率设定，通常选为2。 5) 失效安全保持设定，通常选为2。 6) 单位设置，通常选择为1 m。 图1. 传感器零位、满度标定 2.2. 传感器安装不规范的影响 传感器测量范围内受外界因素干扰，是导致采集到的参数不准确的最直接原因。为保证有效准确的监测，在钻井液上水罐、分池体积、专用起下钻罐等位置安装传感器必须要符合安装规范要求。 为了排除传感器安装不规范对参数监测的影响，如图2所示，通过以下标准安装。 1) 钻井液池安装窗口，必须是直径不小于20 cm的圆形安装窗口或边长不小于20 cm方形安装窗口。 2) 传感器支架固定于安装口边沿，测量面与被测钻井液罐顶面保持300 mm垂直距离。 3) 测量面与钻井液面保持垂直，定向波束角10˚范围内无遮挡物，确保无钻井液罐壁回声等干扰信号。 图2. 正确安装传感器方法 2.3. 传感器安装支架缺陷的影响 图3所示即为传感器安装支架设计不合理，对抗干扰措施考虑不全面。由于传统的池体积传感器安装固定架只有一个支撑点 [ 2 ] ，钻井液循环时产生的振动，以及人为碰撞和刮风等，都是造成池体积测量准确度下降及参数监测不稳定的因素，使录井现场参数监测出现假异常。 图3. 传统池体积传感器示意图 为了排除传感器安装不规范对钻井液参数监测造成的影响，改进传感器安装支架，如图4所示，设计制作蹲坐式安装支架。通过录井现场使用，测得的数据重复性更好，稳定性和灵敏度更高，为录井现场提供支撑和保障，确保准确采集录井资料，既符合《综合录井仪安装技术规范》等要求，又解决了传感器安装支架缺陷造成的参数监测不稳定的问题。 图4. 改造后传感器实物示意图 2.4. 传感器老化的影响 传感器探头随着工作环境的变化、工作时间的延长或施工环境的不断变化，都会造成测量精度下降，传感器老化也是导致传感器测量误差大的影响因素。 通过以下几种方法排除传感器老化的影响。 1) 进行传感器标定，从标定方法的原理上分析，多点法是最精确的标定方法。从传感器工作刻度曲线标定图判断，回归曲线相关系数R 2 ≥ 0.995，传感器才符合录井技术要求。 2) 如果传感器工作刻度曲线标定回归曲线R 2 < 0.995，传感器就不符合录井技术要求，应更换传感器。 2.5. 传感器测量精度的影响 超声波液位传感器测量范围为0.25~5.0 m，误差范围为±0.25%FS。为了解决传感器测量精度偏大的不足，以人工方式进行计算校正，利用Microsoft Excel表格组件，编辑液面下降高度与钻井液变化量对应表格，以表1为例(外形尺寸10800 mm × 3200 mm × 2000 mm，有效体积为49.2 m 3 )进行录井现场校正。把池体积测量高度对应钻井液变化量与实际测量参数进行对比，排除传感器测量误差造成的影响。 表1. 池体积测量高度对应钻井液变化量校正方法 录井施工现场具有复杂性、多样性，不管钻井、起下钻、测井、下套管、固井等作业，必须使用理论值与实测值进行校对，发现偏差应认真分析，找出原因，不放过任何异常，保证钻井作业安全顺利进行。
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user: 3. 钻井液池体积测量的影响 录井工作人员在准备开展录井作业经常遇到不同型号钻机，相应的池体积也不相同。想要把综合录井仪各项参数调校至最佳状态，首要任务就是准确测量池体积长、宽、高，计算出总体积，与钻井液池标定体积进行对比。与此同时还要对比模拟值与理论值。 为了排除池体积标定对参数监测造成的影响，通过以下方法核对。 1) 每个班组上井必须对各池长、宽、高进行精确测量，计算总体积，并填写《钻井液池体积测量核对记录》，然后进行模拟、理论、实际与工程对比，排除池体积参数监测不准确的影响。 2) 钻井队负责人签字确认并监督，确保钻井液池体积计算准确。 3) 钻井液池液面指示器也显示钻井液池体积，但是仍然需要与工程同步测量计算池体积是否与指示器标注刻度一致。操作方法如图5所示，首先要确定钻井液指示器是否正确，强行将指示器指针按到零位，看看是否到池底(零位4 mA)，然后推至最高点，看看是否满刻度(对应为20 mA)；然后进行池体积与钻井液指示器、采集软件满度和零位标定。工程中与录井测量液位参数相同。每次开展录井作业前都要反复开展此项工作，才能排除池体积标定误差造成的影响。 图5. 钻井液池液面指示器、钻井液池体积、录井软件标定