摘要：陇东页岩油水平井上部洛河组地层承压能力低,地层水活跃,存在固井难题,现有轻珠体系存在耐压性能差、受压后流变性能恶化且不抗水侵的问题。为此,研发出低成本防水侵耐压低摩阻水泥浆体系,与同密度玻璃微珠体系相比,该体系1 m3浆成本下降50%左右,水下水泥损失量低于0.5%,水陆强度比高于0.85,耐压密度差不高于0.03 g/cm^(3);水泥浆受压后n>0.5,k<1.5 Pa•sn,45℃常压养护48 h水泥石抗压强度大于7 MPa,在水泥浆成本与轻珠体系相差不多情况下,水泥浆性能得到大幅度提升。在陇东的60口页岩油水平井应用,现场施工压力明显降低,未发生漏失,水泥浆返高满足设计要求,洛河水层封固合格率100%,为低压易漏水层固井提供了有力的技术支撑。

摘要：为确保造粒装置撬座在实际使用过程中的可靠性和安全性,根据造粒装置撬座的实际外形尺寸、材料属性及受力情况等建立线体模型,并对起吊状态下的撬座进行受力分析。结果表明,在造粒装置处于起吊状态时,撬座承受的最大应力为102 MPa,最大变形量为18.2 mm,其刚度和强度满足设计要求。在此基础上对造粒装置撬座提出优化方案,进一步提升其强度和可靠性。

摘要：为了防止原油结块影响输油管线的正常运行,会在油井与增压点之间定期投放清蜡球,收球装置是增压点定期回收清蜡球应用而生的设备。长庆油田收球装置种类繁多,收球速度慢,清蜡球取出后需要二次清洗且伤害环境,同时不能在线监测,为此研制了新型输油管线在线电磁加热收球装置。该装置主要包括快速收球装置、高效内加热体和在线电磁加热控制柜三个关键部位。在保证输油管线正常运行的情况下,将清蜡球快速导入收球筒内,具有收球等待时间短、加热快、智能控制的特性,避免了人工收球来回倒流程、开关阀门等工序。收球装置加热通过电磁无热源内加热方式,提高了加热效率,缩短了加热时间。能够根据季节温度变化,实时加热功率的调节,节能效果明显。而且该收球装置采用一体化设计,适用于野外偏远地区,对工作环境温度无要求,使用寿命长,且有利于环境保护,通过远程控制终端,实现无人值守自动收球。目前,该装置在长庆油田投运3套,实现了输油管线清蜡球自动收球,清蜡球所携带的蜡被及时融化又降低能耗,具有很强的推广价值。

摘要：陇东气井目的层埋藏深度为4 300～5 000 m,裸眼段长3 000～3 600 m,温差大、上部易漏薄弱层段的防漏问题成为一次上返固井技术的主要难点.通过引入超细活性材料代替部分油井水泥,开发GZQ复合减轻材料,以自主研发的GFL高温降失水剂、GHN高温缓凝剂和GQD高温增强剂为外加剂,研制出了低成本的GZQ抗高温防漏低密高强水泥浆体系,该体系具有良好的耐高温性能,且在45℃、120 h的抗压强度大于10MPa,很好地解决了高温水泥浆体系的低温早强问题.在现场施工设计中,应用压稳及防漏压力计算,通过控制顶替排量和井口压力,做到现场施工不漏失、候凝中不气窜,保证了固井质量.已完成现场施工30多口井,一次合格率为100％.

摘要：厄瓜多尔安第斯区块表层的固井主要应用A级油井水泥,固井过程中出现多次顶替压力异常升高。为此,针对该区块表层低返速固井水泥浆在注替过程中流动速度低、剪切速率小可能影响其水化反应速度的问题,研究了低返速固井条件所致低剪切速率对A级水泥浆性能的影响。研究结果表明,在低剪切速率条件下,水泥浆的水化反应速度及进程加快,稠化时间大幅缩短,容易导至水泥浆提前稠化;水泥石悬浮稳定性和抗压强度基本不受影响;依据低剪切速率对水泥浆性能的影响,对水泥浆设计进行优化,解决了表层固井水泥浆提前稠化顶替压力异常问题。

摘要：苏里格气田奥陶系储层情况复杂,呈现典型的双高特点:异常高压和高含硫化氢。同时,该区域在双石层存在裂缝性漏失,山西组和太原组有多组煤层进一步增加了该区域钻井复杂情况[1]。马四段以上盖层有厚膏盐岩,盐膏层钻进井筒质量控制难,钻井液性能维护成本高。分别针对以上难题展开研究,通过优化井身结构和抗硫管柱设计,成功解决了双石层漏失、煤层垮塌和高含硫钻井难题。研发形成了一套高抗盐抗硫化氢饱和盐水钻井液体系有效降低了膏盐层井径扩大难题,同时,该体系通过反滴定工艺采用高效抗硫药剂有效降低了硫化氢对钻井液的污染。结合精细控压钻井技术成功攻克了该区域储层压力异常高压和窄安全密度窗口难题,形成了一套长庆气田中东部盐下高压高含硫安全优快钻完井技术,有力支持盐下高含硫气藏安全高效开发。

摘要：Y37-2H井是国家储气库项目分属榆林储气库的第一口四开大尺寸井眼注采试验水平井,也是目前鄂尔多斯盆地井身结构及完井方式最为复杂的一口水平井。由于储气库为注采合一井,具有双重功能,要承载交变载荷的变化,周期循环一般要达50年以上等特殊要求,因此,对Y37-2H井注采气井的设计、施工和完井管串技术都提出了非常高的要求。Y37-2H井除了具有储气库特殊要求的特点外,该井主要存在水平段长、摩阻大、加压困难、钻压不能有效传递等技术难点,通过摩阻分析和应用先进的水力振荡器,同时采用了相应的安全可行钻井措施,确保了长水平段的顺利完成,为长庆大库容的储气库建设奠定了可靠的技术基础。

摘要：为克服目前3次采油中水凝胶耐温抗盐性能差、机械强度低等问题,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为聚合单体,通过水溶液聚合法合成水凝胶PBZD-1,基于单因素实验确定最佳制备工艺,并辅以常规改性和纳米改性两种实验方法进行功能强化改性,制备深度调剖用水凝胶PBZD-1-C和PBZD-1-M。采用FTIR、XRD、TG等表征水凝胶的化学结构、热稳定性等,进一步探究其吸水、耐温和抗盐等性能,并结合宏观性能和微观结构揭示其功能强化机制。结果显示:PBZD-1-C和PBZD-1-M的化学结构符合预期设计,热稳定性良好,350℃失重约20%,且具有良好的耐温抗盐性能,吸水倍率分别为198和249,可有效抵抗70000 mg/L Na+、10000 mg/L Ca^(2+)和Mg^(2+)矿化度水;纳米二氧化硅、超细碳酸钙等材料主要通过自身三元刚性环状结构、成核剂及反应中心等赋予水凝胶优异的应用性能,使水凝胶的吸水、耐温和抗盐性能大幅提升。

摘要：苏里格分支水平井难度最大的地方在于分支井眼,分支井眼首次将大斜度井段和水平段设计为全裸眼,针对苏里格气田分支井眼斜井段和水平段处于同一裸眼段的技术难题,室内研发了强抑制性有机-无机盐低伤害钻井(完井)液体系,并在桃7-14-18H分支井和桃7-15-20H分支井的分支井眼成功试验应用。室内和现场试验结果表明,该体系能有效解决气井水平井斜井段和水平段同处于裸眼段情况下的的泥页岩井壁失稳、气层保护、高摩阻大扭矩、井眼净化、携砂悬砂等一系列技术难题。该体系抑制性强,其页岩一次回收率达到了97.2%,二次回收率达90.3%;体系利于保护产层,对盒7和盒8产层岩心的平均伤害率为10.60%,属于低伤害。钻井液优良的综合性能保障了1742m装有裸眼封隔器的套管完井管串直接穿越裸眼斜井段安全下至水平段的预定位置。

摘要：为了提高油藏采收率,长庆油田采用超前注水开发超低渗油藏,通过多年的注水开采,形成地下高压层与低压层共存的多压力体系,层间压差大,地下流体活跃,固井施工存在水泥顶替到位及候凝期间出现稀释及窜槽,多套压力层系一次上返固井防漏压稳难度大以及固完井后井口出水等技术难题,通过超前注水对固井质量影响研究、不渗透水泥浆体系配方研究及水泥浆浆柱结构设计,形成了解决长庆油田超前注水区块固井技术难题的配套固井技术,同时对其它油田超前注水区块固井施工有很好的借鉴意义。