摘要：桥塞是页岩气水平井分段压裂开发中一项重要的暂封工具.文章介绍了分簇射孔与桥塞联作基本原理及国外三种先进的可溶桥塞,重点阐述了可溶桥塞具有的自动可溶解、无需连续油管钻磨桥塞且保持井筒全通径、经济时效性高等技术特点和优势.基于X井的基本井况,进行了可溶桥塞与坐封工具优选,管串设计与泵送排量模拟等设计工作,在该井进行了25个可溶桥塞的应用,均一次坐封成功并顺利完成坐封段的压裂改造.通过现场作业情况表明了可溶桥塞坐封可靠,暂堵效果良好,满足深井长水平段分段压裂的要求,在页岩气水平井开发中具有重要的推广应用价值.

摘要：压裂车是油田压裂过程中最重要的设备,其体积大,自重大。为了设计出一种综合性能最优的压裂泵车车架构型,结合3000HP型压裂泵车原车架型式,提出五种改进方案,并在ANSYS中对六种车架进行了模态分析和瞬态动力学分析,得出六种型式车架的前12阶固有频率和在三缸泵工作产生的横向交变力作用下车架变形情况。结合分析结果,通过建立综合性能评价目标函数,得出"工"字型的车架是3000HP型压裂泵车最佳形式。

摘要：在上保护层11505工作面回采时,为了消除卸压带瓦斯隐患,建立了薄板力学结构模型,设定了四边固支的边界条件,得到了下伏岩层"山谷"状的挠曲特性,沿工作面走向、薄板中面是最危险区域;借助于RFPA2D软件的声发射模块,得到在11505工作面开采时"漏斗"状的卸压范围,并验证了四边固支薄板模型的正确性。依据上述理论,提出了在21煤邻近的粉砂岩内布置瓦斯抽采巷,并对高位钻孔布置进行了分层优化,在现场得到了良好的应用,消除了上保护层开采卸压带内瓦斯隐患。

摘要：利用连续油管开发了一种多通道连续油管地面分层注水系统,其中3个通道由捆扎成束的连续油管的内部通道构成,铠装连续油管置于另一个连续油管之中,利用两者之间的间隙构成第4个通道。对连续油管进行了强度设计,并设计了相应的可钻桥塞、多功能密封接头、多通道分层注水井口以及相应的分层注水工艺,形成了一种多通道、多地层同时进行地面分层注水的技术,注水极限深度可达2 299 m。现场试验结果表明,该系统可解决常规地面分层注水层数少的技术难题,实现三层同时注水。所开发的可钻桥塞与插管密封配套技术可延长封隔器密封寿命,可简便、快捷地实现地面验封和分层水量地面调配等操作。

摘要：徐深气田中基性火山岩储层自然产能低，需要改造才能获得可观的工业气流，但多数井压裂后增产效果不够理想。针对中基性火山岩储层的特点和水平井裸眼分段压裂施工的技术难点，以SSA井为例，进行套管开窗控压水平侧钻，采用裸眼分段压裂优化设计方法、测试压裂诊断技术和人工裂缝延伸控制技术压裂施工，探索出一套低产老井增产改造的新工艺。与套管固井、压裂完井相比，裸眼压裂完井具有一定优势，适合当前深层火山岩水平井完井和压裂的需求。

摘要：产量是储层的反映,产量分析是认识储层最有效的方法。研究煤层气产能控制因素,可为煤层气勘探开发选区、井位部署及开发工程设计提供依据。沁水盆地南部是我国煤层气勘探开发的热点地区,初步实现了煤层气产业化,地面垂直井产气量一般在2 000~5 000 m3/d之间,但不同地区甚至同一地区的不同气井产气量有所差别。在对地面垂直井产气量数据对比分析的基础上,结合煤层气地质条件,分析影响气井产能的主要控制地质因素是构造条件、煤层厚度、煤层埋深、气含量、渗透率及水文地质条件。各种因素对气井产能的影响不同,煤层气井的产气潜力主要取决于各种主要控制因素的有效组合。

摘要：利用LWD曲线实时评价地层,可以确保水平井井眼在储层中的有效延伸,提高钻遇率。针对传统钻井方式是以靶点确定井眼位置,很难保证水平井井眼在储层内有效延伸,为此,阐述了一种在钻井过程中实时更新地质模型优化水平井井眼位置的新方法。该方法依据从邻井资料建立的水平井地质模型构造出沿着设计井眼轨迹的LWD标准模拟曲线,利用模拟曲线与实测曲线的对比结果评价地质构造并相应更新地质模型并进行图形可视化显示,为优化水平井井眼位置提供依据。实例分析表明,该方法在优化水平井井眼位置提高钻遇率方面效果明显,具有现场应用价值。

摘要：陵水17-2气田位于琼东南盆地深水陆坡区,其水下生产系统设计面临大高差、大跨距、海底低温等带来的井位分散、远距离油气水多相混输系统中水合物防控、液塞控制、水下远程通信和供电以及安全运行等挑战。本文通过对7口探井转开发井的可行性分析,确定了气田的井位布置方案,并确定了水下4井式从式双管管汇的水下生产系统应用模式;开展了从油藏-井筒-水下井口-海管的流动安全保障分析,确定了海管及立管的最大气速,使海管及立管的内径比常规设计小了一个等级,并基于不同抑制剂浓度下水合物生产相平衡曲线,制定了水合物的防控策略;通过对深水远程通信及供电分析,论证了采用电力载波通信和常规低压交流供电方式的可行性;针对深水长距离回接立管中存在较多可燃物可能导致事故升级的问题,提出了将水下隔离阀位置设置在平台浮箱上,降低了事故风险及工程投资;此外还探索了应对气田开发后期井口产水量高问题的水下气液分离与增压技术。本文相关成果为陵水17-2气田的成功开发提供了技术支持,也为推动深水水下生产系统的工程应用和技术的深入研究、助力中国深水油气田自主开发提供了参考。

摘要：针对以往常规加砂方式的局限性,提出了活性水携砂指进压裂技术,该技术利用活性水与交联冻胶黏度差异形成的"黏滞指进"效应,在正式加砂的前期采用活性水携砂,活性水携带的支撑剂会不同程度地悬浮在裂缝内的冻胶中而不沉降在缝底,既可降低对储层的伤害和压裂成本,又能获得理想的裂缝支撑剖面。长庆油田的A井和B井采用活性水携砂指进压裂技术进行了压裂施工并获得成功,与采用常规压裂技术的邻井相比,在物性变差的不利因素下,压后储层改造效果却相对较高。该压裂技术将会为长庆油田提高类似特低渗透油气田的压裂改造效果及稳产期,提供坚实的技术基础。

摘要：高含硫气井到了开发后期,出于安全考虑,部分井需进行封井处理。挤水泥封井工艺效果明显,成本低廉,而水泥承留器具有保压候凝的优点,可提高挤堵效果,现场应用广泛。水泥承留器在中原储气库建设期间出现坐封后密封不严等问题,给施工带来了不便。为提高高含硫气井封井成功率,选用在H_2S分压9 MPa、CO_2分压10 MPa、120℃环空保护液环境中,年腐蚀速率0.010 9 mm的抗硫膨胀管,应用有限元对高强度膨胀头优化设计,研制了新型的抗硫膨胀管水泥承留器,其锚定密封性强,一趟管柱就能完成挤堵作业,操作方便,性能可靠,且可保压候凝,并在中原油田现场试验成功,可在高含硫气井应用。