摘要：深层超高温致密碳酸盐岩储层具有埋藏深、温度高、闭合应力高以及非均质性强的特点,常规酸压工艺有效作用距离短、裂缝导流能力下降快,压后产量差异大、措施有效性差等诸多难题。通过室内岩心实验和软件模拟,开展储层地质特征分析、缝网可行性评价、酸压方案优化设计等研究,分析天然裂缝、岩石力学特征、矿物组成、脆性指数以及水平应力差等因素,评价复杂“缝网”形成条件,最终形成了大排量滑溜水造缝、大规模清洁酸扩缝、加砂支撑保持长期裂缝导流能力的缝网酸压技术;同时,以“最大化改造体积”为目标,模拟优化施工排量、用液强度、用酸强度、支撑剂用量等参数。该技术在杨税务潜山应用3口井,平均日产气24.3×104 m 3,日产油39.49 m 3,实现深层潜山气藏“少井高产”高效开发,对深层超高温气藏的效益开发具有技术指导意义。

摘要：利用高压复合材料制作桥塞代替金属桥塞,其独特的材料设计容易钻铣,磨掉的碎屑轻小,较易冲出,防止卡钻。特别适用于斜井、水平井的分层压裂、酸化、封堵水等作业,克服了金属桥塞易卡、钻铣困难等缺点。

摘要：针对水平井、斜井在修井时下井管柱在水平段和斜井段内贴靠在井壁底边,管柱与套管内壁发生多点接触,受摩擦面积大、管柱弯曲等因素影响,使倒扣打捞等操作不能进行旋转,加不上压重等问题,开发了液压倒扣器。该装置通过油管或钻杆连接送入井中,由相应配套的打捞工具捞获被卡管柱,通过地面液压操作,液压倒扣器动力部分产生左旋扭矩,此扭矩直接从倒扣器锚定部分传递给落鱼,使落鱼左旋,卸开落鱼管柱上的螺纹,实现了不旋转管柱进行倒扣施工,解决了水平井、斜井及丛式井旋转管柱扭矩过大、传递扭矩困难等难题。

摘要：综合石油天然气工程、经济学和软件工程领域的知识,根据国内外相关领域的研究成果,设计出一套智能系统模型。该模型通过计算机程序,用迭代算法计算出气举采油井及试油井最优排量,自动发送指令使气体按照最优排量注入,且全程监控油压。若油井实现自喷,则停止气举;若油井间断性自喷,则间断性气举;若无法自喷,则全程气举。此气举试油及采油井智能控制系统,具有自动精确、全程化控制的特点,对全面实现气举效率最大化与气举成本最低化具有实践价值。

摘要：以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、对苯乙烯磺酸钠(SSS)和二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)为聚合单体,通过水溶液聚合法制备了高分子聚合物压裂液稠化剂FTW-1,与有机锆交联剂交联,考察了聚合反应温度、体系酸碱度、反应时间、单体浓度、引发剂加量等对高分子聚合物稠化剂FTW-1性能的影响,利用FTIR、TG等方法对高分子聚合物稠化剂FTW-1进行了表征。结果显示,高分子聚合物稠化剂最佳合成工艺为单体质量浓度为35%,pH值为7.8~8.0,引发剂加量为0.12%,反应温度为50℃,反应时间为4 h。红外及热重分析显示,该高分子聚合物稠化剂FTW-1分子结构符合预期设计,黏均分子量约为1.8×10^(6),具有良好的热稳定性,可满足180℃施工需求。同时,也开展了压裂液性能,诸如溶解性能、增稠和交联性能、耐温耐剪切性能、抗微生物降解性能、破胶性能等的研究,结果表明压裂液各项性能均满足相关行业标准要求。

摘要：分析了防喷盒自身影响其密封效果的因素,设计出气控液压抽汲防喷盒。该防喷盒采用气控液压方式、双级滚动导向扶正系统、剪切销钉安全机构、高弹性耐磨胶筒、双级密封等措施,有效地解决了抽汲过程中井口防喷问题,最大限度降低抽汲所造成的井场污染。现场应用表明,该防喷盒具有设计结构合理,使用维护方便,胶筒寿命长,密封性好,成本低,防顶、防偏磨,安全可靠等优点。

摘要：抽油机平衡的评价标准通常采用电流法。由于钳形电流表无法判断电流方向,电流法会出现"假平衡"现象,即误判抽油机为平衡状态。功率法测平衡能够不受电流方向干扰,但测量计算较电流法复杂。为了方便现场应用功率法判断抽油机井的平衡状况,开发了抽油机井功率法平衡分析仪。该仪器能够便捷地测量功率曲线,计算分析平衡度,并提出平衡调整建议。使用该平衡分析仪对抽油机井的平衡状况进行了测试,并与电流法的同步测试结果进行了对比,功率法较电流法能清晰地反映平衡变化情况,较准确地计算真实的平衡度,可以避免因抽油机不平衡而造成不必要的设备损耗、耗电量增大、设备安全隐患等问题。

摘要：随着常规油气资源的不断开发,深层低渗透油气已逐渐成为勘探开发的主要资源,设计新结构耐温稠化剂和配套交联剂,构建适用于高温深井的耐温压裂液体系是深层低渗透油气勘探开发的关键问题。以三种丙烯酰胺类单体为原料,采用溶液聚合方法制备出聚合物稠化剂NWJ-1,通过红外光谱、XRD和DSC表征聚合物的组成和结构,结果表明:聚合物分子符合设计的结构。通过对稠化剂基液浓度、交联剂与基液体积比以及延迟交联剂加量进行优选,获得耐高温聚合物压裂液体系:0.6%聚合物稠化剂NWJ-A+0.2%助排剂DRKJ-16+0.4%HCl(20%质量分数)+0.06%延迟交联调节剂FAY-3+0.6%交联剂MP200。该压裂液体系具有良好的黏弹性,180℃高温环境下剪切2 h,压裂液体系的初始黏度为152 mPa·s,最大黏度可到1165 mPa·s,保留黏度68 mPa·s;180℃下的静态滤失实验显示,压裂液体系的滤失系数为1.47×10^(-5)m/min^(1/2),滤失速率为2.45×10^(-5)m/min,初滤失量为9.47×10^(-5)m^(3)/m^(2);同时体系具有良好的破胶性,破胶时间可控。此方法对耐温压裂液体系的研究具有理论参考意义。

摘要：为了优选煤层气井活性水压裂时不同粒径支撑剂的比例,文章运用大型可视化平行板通道压裂支撑剂运移模拟装置,对不同粒径支撑剂及其组合的运移铺置形态进行测试,掌握了支撑剂的运移铺置形态随粒径以及比例的变化规律并找到了不同支撑剂组合的最佳比例,研究结果对煤层气井活性水压裂施工设计具有重要的指导意义。

摘要：根据蒙古林油田的出泥砂特点,分析了压裂防泥砂工艺的原理,认为端部脱砂技术是该工艺的关键点,并给出端部脱砂发生的时间、平均缝宽、压裂液效率,前置液用量等相应的计算公式,提出采用常规支撑剂压裂+树脂砂封口的压裂工艺技术,经过现场应用,取得了较好的效果,未出现停工检泵现象。