摘要：随着国家“双碳”目标持续推进,长庆油田大力推进绿色低碳转型发展,探索建立新能源与油气井站融合发展模式。利用油气田井场、站点剩余空间建设分布式光伏,为油气设备设施供电。长庆油气田研究制定分布式光伏发展规划,创新技术路线,加强分布式光伏与工艺制度变革、油井提高采收率、提高终端电气化率间的融合发展。项目组织实施中,与专业设计单位合作推进设计标准化,严格落实层级监督、属地监管,施工建设市场化;运行管理中,加强数字化平台建设、光伏组件清洁管理、巡检和故障处置。2022年建成井站分布式光伏56MWp,2023年发电小时数1463h,发电量7692×10^(4)kW·h,节约电费4231万元,效益显著。

摘要：截至2023年12月22日,长庆油田陇东油区首个页岩油水平井CO_(2)区域增能体积压裂示范平台已投产12个月,单井初期日产量达23.3t,最高日产量突破30t,各项技术指标优于设计目标。这标志着长庆油田页岩油水平井压裂提产新技术攻关试验取得重要成果,探索形成了CO_(2)“区域增能、提产和节水”的高效开发新模式,页岩油藏有效动用、高效开发获得新突破。

摘要：长庆页岩油井区在2019年完成亚洲陆上首口4000 m级水平段水平井的基础上,2021年施工完成了5000 m级水平段水平井,该井采用了水基钻井液技术进行施工。超长水平段水平井的关键问题是钻井液润滑性和井眼清洁,为了较好地解决这两个技术难题,以天然材料为骨架,通过基团接枝、发酵等方式进行改性,自主研发了高性能提切剂TQ-8和高效润滑剂HTZ,并以这2种处理剂为核心研制了5000 m水平段高性能水基钻井液体系。体系的主剂配方为(4%~6%)高效润滑剂HTZ+(0.5%~2%)高性能提切剂TQ-8+(0.5%~2%)泥岩抑制剂YYZ-1+(1%~2%)PAC-LV+(1%~2%)BLA-LV+(3%~4%)成膜封堵剂FDJ-1+(20%~80%)可溶性加重剂+烧碱,该体系在井眼清洁、润滑性和抗污染等方面,均比4000 m水平段水基钻井液性能更优。该技术在长庆页岩油华H90-3井进行了试验应用,下套管前的钻具摩阻为400 kN,下完套管后钩载余17 t,具备将水平段长度进一步延长的能力。

摘要：为了提高长庆气田致密气开发效益,加大部署水平段长超4000 m的水平井,但随着水平段长度增加,面临井眼轨迹控制困难、钻井液携岩难度大、钻具起下钻摩阻大、泥页岩井壁易失稳和尾管难以下至设计井深等技术难点。为此,应用优化钻具组合及强度校核技术,以保证施工的安全性;研发高性能水基环保钻井液体系并配合井眼清洁监测技术,以实现超长水平段的安全钻进;采用破裂板悬浮器下套管技术,以确保套管下入顺利;并结合该油田的实际情况提出了具体的技术措施,形成了长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术。长庆油田3口致密气水平井的超长水平段应用该技术后,均顺利完井,表明其可以保证超长水平段的安全施工。长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术为长庆油田致密气高效开发提供了技术途径。

摘要：长庆油田采出水处理站具有数量多、单站处理量少、水温低等特点。本文在借鉴国内其他油田采出水余热利用技术的基础上,提出了采出水直接换热和热泵升温两种方案,并通过工程投资、全寿命费用现值和优缺点对比,推荐采用直接换热技术。采用该技术后,年节省燃气48万m3,减排二氧化碳1038 t,实现了低品位采出水余热的经济利用。

摘要：国家“双碳”战略背景下,油气田企业作为能耗大户,纷纷制定符合自身实际的碳达峰行动方案,成为“双碳”目标战场的主力军。长庆油田立足鄂尔多斯盆地资源优势,油气产量持续攀升,但电力、天然气等资源消耗巨大。“十四五”以来,长庆油田将绿色低碳转型发展作为新阶段目标,确立“资源勘探、油气开发、新能源”三大主业;秉持清洁低碳、效益达标、安全合规、科技先行的原则,按照“节能降耗、清洁替代、战略储备”总体部署,建设新型产业工程;技术上从减碳、用碳、替碳、埋碳4个方面,推进油气与新能源技术融合发展;管理上加强考核激励,调整用能结构,把控建设质量,打造梯队人才队伍,持续完善顶层设计。从节能改造、清洁电力及热力应用、CCUS、碳汇林建设等方面入手,打造姬塬油田和神木气田绿色低碳示范工程,培育形成了井、线、站全流程可复制推广的经验和做法,为高耗能油气田企业实现绿色转型发展提供了“长庆方案”。

摘要：井控工作是一项系统工程,是钻完井工程成功实施的重要保障。井控风险是钻完井施工重大风险之一,要加强井控风险识别管理,提高井控风险识别能力,落实井控风险防范措施,保障井控安全。文章立足长庆油田钻完井基本情况和特点,分析2015~2021年发生的井控事故事件,结合井控监督检查出现的突出问题,从异常高压层段、地质状况复杂区域和作业队伍施工能力等方面详细识别了井控风险。同时,针对长庆油田井控风险因素,从规范设计、优选作业队伍、优化钻井工艺和钻井液性能、加强井控设备可靠性等方面研究井控风险消减的措施,在建产实践中有效落实,保障了长庆油田钻完井过程中井控风险可控,促进长庆油田勘探、评价、产能建设钻完井的高质量。

摘要：长庆油田华庆长6油藏为典型的超低渗透油藏,水平井注水开发技术可提高开发效果,如何进行压裂裂缝优化设计是提高开发效果的关键。在对油藏特征分析的基础上,结合注采井网对水平井压裂裂缝长度、改造段数、布缝方式及施工参数进行了优化研究,提出了适合华庆长6超低渗透油藏水平井的改造参数。24口水平井矿场实践表明,该参数组合具有较好的适应性,水平井产量达10.3 t/d,为直井的5倍。

摘要：裂缝方位和几何尺寸决定了井网的部署、射孔的方位、压裂设计的优化等,直接影响着低渗透油田开发的好坏。长庆油田采用井下微地震技术进一步认识到水力裂缝延伸的复杂性,明确了压裂裂缝真实延伸情况,在指导油田开发中的井网部署、压裂优化设计、压裂后的效果评估方面将发挥重要作用。

摘要：长庆油田陇东地区页岩油超长水平段水平井钻井过程中存在井眼轨迹控制困难、机械钻速低、水平段堵漏难度大、井壁易失稳和完井套管下入困难等技术难题,为此,进行了井眼轨道设计及井眼轨迹控制技术优化,优选旋转导向钻具组合,应用高性能水基钻井液和套管漂浮下入技术,根据漏层特点和漏失速度采取不同的堵漏技术措施,形成了页岩油超长水平段水平井钻井技术。该技术在陇东地区华H50–7井进行了应用,顺利完成长度4088.00 m的超长水平段钻进,创国内陆上油气井最长水平段纪录,表明该钻井技术可以满足陇东地区页岩油高效开发的需求,也为国内其他地区超长水平段水平井钻井提供了借鉴。