摘要：借鉴于美国长水平段页岩井实践,目前我国川南长宁地区页岩气丛式井就水平段延长进行尝试。基于长宁地区已完钻1800~2000m水平段长页岩气井的实钻情况,通过模拟分析工区长水平段试验井CNH24-5井与N201H1-10井在钻进及下套管过程中的施工难易程度与管串摩阻,展开井身结构与井眼轨迹方案比选以完成钻井可行性研究。研究结果表明:技术套管下深层位由目前韩家店组顶部加深至龙马溪组顶部或A靶,其模拟管串摩阻虽有所改善但并未如期大幅降低,而同时施工难度较大;“双二维”井眼轨迹模式较之传统“底部集中增斜扭方位”轨迹而言,其设计完钻井深更浅、最大狗腿度更小、各工况最大模拟管串摩阻更小。结论认为,在维持技术套管下至韩家店组顶部以及采用“双二维”井眼轨迹模式的条件下,实施长宁地区2500~3000m长水平段页岩气井钻井作业可期。相关结论可为长水平段页岩气井工程设计及施工提供借鉴与参考。

摘要：混合腔是前混式磨料射流发生系统的核心部件,合理的混合腔结构参数有利于磨料和水的混合,从而提高水力能量利用率。考虑液固两相的相互作用,采用标准κ-ε双方程模型,对混合腔内液固两相流场进行数值模拟研究,以液固混合不均匀度为标准,利用统计学方法对混合腔主要结构参数进行优化设计,获得最优结构尺寸组合,并进行磨料体积分数测试试验及套管切割试验。研究结果表明,优化后磨料体积分数与标定值相比波动明显减小,磨料射流切割套管的效率明显提高,且套管断面更加光滑整齐,说明优化后的混合腔能够显著提高液固混合均匀程度。

摘要：利用B&K声压测试系统对新型低压脉冲射流调制器样机振动特性进行试验,系统研究了调制器工作特性随钻头压降、钻井液流量及定子倾角等参数变化的规律。结果表明:调制器振动频率随钻井液流量的增加而增大,随钻头压降上升而基本不变,随定子流道倾角的增大而增高。为全尺寸定转子式脉冲调制器的设计和应用提供依据。

摘要：为及时发现和控制钻井过程中的溢流,减轻井喷和压井作业对地下油气层的伤害,降低对环境的有害影响,对当前国内外录井溢流监测技术进行了分析,结合现场实际建立起一套以出口流量监测为核心的录井溢流监测系统。通过对返出管线流速场进行的水力学模拟,分析返出管线的流体流动规律,优化出口流量监测系统结构设计;采用V型结构设计既满足了流量计满管测量以保证测量精度,又保证了钻井液正常通过和携带岩屑。现场试验验证了系统的可用性,实现了出口流量的自动化、早期化、精确化监测并及时对溢流状态进行报警,取得了良好的效果;在此基础上,对基于出口流量监测技术的溢流预警模型进行了展望,为下一步工作奠定基础。

摘要：根据垂直井筒煤粉沉降模型,设计了煤粉沉降试验装置,结合不同颗粒粒径和不同质量浓度下颗粒的沉降规律,利用试验得出的数据拟合出煤粉自由沉降末速公式,将试验给出的拟合公式与理论推导的沉降末速公式对比,修正了理论公式。试验结果表明,煤粉颗粒力学性能差,在垂直井筒沉降过程中易破碎,沉降时粒径会发生变化,使用砂粒的沉降公式进行研究时偏差较大。利用试验拟合的煤粉颗粒沉降公式对理论公式的系数进行了修正,修正后的公式可更好地反映煤粉颗粒在垂直井筒中的沉降规律,为新型排煤粉井下泵的设计提供依据。

摘要：为研究海底长输油管道清管球运行过程中的通过性、破裂性及破裂压力等特性,以渤海某油田原油外输海管为例,通过优化清管球旁通孔的设计方案,增加了流体通过率,有效降低了清管球卡堵对上游生产单元带来的安全风险。清管球的破裂压力模拟试验证实了泡沫清管球具有一定的承压能力、良好的通过性以及可靠的破裂性。试验表明,泡沫清管球在管道中遇卡堵时,可根据管道中卡堵的程度以及增大压差来调节自身的通过能力;当压差增大至破裂压力时,泡沫球自身破裂、破粹以通过卡堵。该试验为渤海油田外输海管通球方案的制定提供了理论依据。

摘要：从硬件设计和软件开发两个方面分别阐述了石油钻机安全控制系统应遵循的设计原则。硬件设计方面包括:集成控制架构设计、手动急停电路设计、智能刹车系统设计、智能装置自保护功能设计、关键电气设备冗余化设计等。软件开发包括:控制器的"软急停"功能模块开发、运动防碰安全管理系统开发、智能工艺过程模块开发等。针对钻机出厂安全功能试验验证、钻机远程在线监测及专家故障诊断系统开发、网络化控制安全管理等方面提出相关工作建议。

摘要：海洋石油工业具有高技术、高投入、高风险"三高"特点,这决定了在海洋油气资源勘探开采过程中必须要不断进行理论技术创新和实践,实现海洋油气资源的高效、安全合理开发利用。中国海油以国家科技重大专项为依托,"产学研用"相结合,通过联合攻关,在海洋油气勘探、开发、钻采、工程建设等方面取得了丰硕的理论认识创新、技术进步和实践成果。建立并完善了中国近海深层湖相烃源岩大规模生气和成藏理论、近海高温高压天然气成藏理论、近海新近系岩性油气藏成藏理论、盆地边缘富烃凹陷形成机制地质认识,形成了适用于近海独特地质条件的高效地震勘探配套技术,推动了中国海域渤中19-6、垦利6-1、惠州26-6等26个大中型油气田的发现;形成并丰富了海上常规稠油水驱综合调整及高效开发钻采技术、非常规稠油多轮次吞吐与规模化热采配套技术、海上油田化学驱技术,大幅提高了海上油田开发采油速度和采收率;攻克海上高温高压钻井难题,促成中国海上最大高温高压气田东方13-2成功投产;形成了具有自主知识产权的深水油气开发工程技术体系及深水工程实验技术体系,建成流花油田群示范工程,自主设计建造了世界首个带凝析油储存功能的深水半潜式平台"深海一号"。以部分典型案例为代表,论述国家科技重大专项成果为中国海油增储上产起到了支撑作用。

摘要：水平井开发底水油藏时底水脊进的出现会使油井采收率显著下降,在实际生产过程中,多利用控水工具延缓或控制底水脊进。为模拟各种控水工具的控水效果,更加准确地进行整个生命周期内的控水方案设计,基于油藏方案解决软件Petrel RE平台,结合各种控水工具稳油控水机理,建立水平井全寿命控水方案设计模型,并针对实际油田水平生产井,模拟了中心油管、ICD、ICD+打孔管、碟片形AICD的控水效果。结果表明,在整个生命周期内,中心油管技术适应性较差;ICD、ICD+打孔管技术均能实现产水量减少,产油量增加的目的,但效果有限;碟片形AICD能提升油井产量,且大幅度降低油井产水量,增油控水效果较好;不同控水时机模拟结果表明,油井前期下入控水工具进行控水较后期采取控水措施效果更好。利用Petrel RE平台建立的控水方案模型可为油田水平生产井控水方案设计提供借鉴。

摘要：北美页岩气水平井普遍采用大钻压、大排量、高泵压而钻井速度显著提高,对比可知我国川南地区长宁区块钻井参数偏低,制约钻井提速。以工区参数强化试验井A井的水平段为研究对象,通过对比实钻工艺参数与设计强化钻井参数,开展钻井参数强化执行情况分析及计算,并进行钻井硬件适应性评价。结果表明,实钻中钻压与机械钻速总体呈正相关关系;泵输出功率与泵压、钻头水功率及占比、钻头压降及占比等关键水力破岩能量指标随排量同步增加;现场试验中钻井硬件暴露出本身规格型号不匹配、长期服役硬件老化以及相关易损配件质量未满足要求等问题。结论认为:实钻参数低于设计强化参数导致井底破岩能量不足,进而影响机械钻速不及预期,故强化钻井机械与水力参数是必要的;同时钻井硬件适应性不理想成为限制参数强化的关键因素,应相应进行改造升级,包括优选强力钻头与螺杆、采用非API大水眼钻具及采购高质量泥浆泵易损配件等。