摘要：为了解决CO_(2)分注井节流压差建立困难,气嘴易冲蚀的技术难题,通过构建CO_(2)物性变化的流动-传热耦合模型,揭示2级和3级节流气嘴的流场演化机制,优化设计气嘴结构、建立了绕流气嘴节流图版并开展现场应用。结果表明:流量为10 m3/d时,2级嘴径1.4 mm和3级嘴径1.6 mm的绕流气嘴分别能产生将近6 MPa和8 MPa的节流压差,证明绕流气嘴结构合理、性能可靠、能够达到调整层间压差的技术要求;参照气嘴图版优选的节流气嘴,现场应用20口井,节流压差可达4 MPa左右,调整后注入压力上升2.4 MPa,加强层相对吸气比例由9.7%上升至50.7%,有效调整了层间差异,解决了分注井小层吸气不均的问题。研究结果指导现场测调,为CO_(2)分注规模化应用提供技术支撑。

摘要：为解决Φ70 mm及以上抽油机井起下杆管过程中的防喷安全性隐患,优化设计了防喷脱接器结构,攻关形成了抽油机井大泵油管防喷技术,并结合理论分析及数值模拟方法建立了此工艺管柱作业过程防喷安全性评价方法。首先,通过数值模拟手段分析了防喷脱接器对接过程的使用强度。然后,开展了起抽油杆过程防喷脱接器密封系统的强度和密封性能研究,结合抽油杆起下过程工艺管柱的屈曲行为分析结果获得了防喷工具的防喷压力界限,其数值约为30.85 MPa。最后,结合起抽油杆过程中工艺管柱的受力特点,建立了该防喷工艺管柱作业过程防喷安全性评价方法,设计了其作业过程防喷安全性评价图版,实现了其作业过程防喷安全性的量化评价。研究成果可为不压井作业安全性提供理论依据。

摘要：海拉尔油田深部储层大规模压裂施工停泵压力梯度高,加砂困难,压裂效益低。为了明确高停泵储层裂缝起裂和扩展特征,优化高停泵储层压裂施工参数,利用FracproPT软件模拟海拉尔油田高停泵储层的裂缝扩展,分析了裂缝起裂和扩展的特征,以及高停泵储层渗透率、储层与隔层应力差、杨氏模量和泊松比对施工参数的影响,并对排量、液量、平均砂比和前置液百分数四个施工参数进行了关联性模拟研究。结果表明,高停泵储层压裂裂缝高度易失去控制,裂缝长度和铺砂浓度小,施工成功率低。针对高停泵储层压裂施工特征,最终形成了控制压力,限制缝高的高停泵储层压裂优化设计方法。通过开展实例井应用,证实了该方法的适用性,可为高停泵储层的压裂优化设计和高效开发提供借鉴。

摘要：大庆致密油储层为陆相沉积,主要发育有扶余和高台子油层。扶余油层存在单井产量低、采出程度低、产量递减快等问题,同时扶余油层水平井钻出层情况比较普遍;某区块完钻20口井,其中11口井平均砂岩钻遇率仅40.7%,常规压裂储量损失大。为此,开展大庆致密油储层水平井密集切割穿层压裂提产增效试验,提高储量动用程度,实现井筒的立体改造;开展钻遇储层段密集切割+钻出层段穿层压裂优化设计,优化储层段簇距9.0~10.5 m,穿层段簇距20~24 m,根据致密油穿层标准优化参数,优选伽马值低、储隔层应力差值低、隔层厚度小的位置进行穿层压裂布缝,同时应用压前测试压裂诊断和现场施工控制技术,保证穿层成功率,优选一体化滑溜水压裂液体系,保证基质到裂缝、裂缝到井筒油气流通全通道的畅通,大幅降低储层伤害和施工成本。

摘要：针对目前三元复合驱油井采出液防垢剂浓度的检测方法尚属空白,采用了电感耦合等离子体发射仪(ICP)测定法,分析了三元采出液中聚合物、表面活性剂、碱以及硅离子对防垢剂浓度测定的影响。研究结果表明,聚合物对防垢剂浓度检测影响最大,表面活性剂、碱和硅离子对防垢剂浓度检测影响较小,平均精度偏差最高仅为2.6%。为消除聚合物的影响,采用氧化降解预处理方式,使检测平均精度偏差由38.9%降为0.2%。使用ICP法对大庆油田某三元复合驱试验区块30口油井进行了防垢剂浓度检测现场试验,药剂方案符合率由检测前的80%提高到了96%,检泵周期从210 d提高到了270 d。

摘要：川渝地区致密气储层老井需要通过油管多段压裂工艺提高开发潜力,现有工艺管柱不能满足高压、大砂量冲蚀、钻井液条件下坐封及压裂后可取等复杂要求,为此开展了高压致密气储层多段压裂技术攻关。自主研制了Y344型导压喷砂封隔器,集喷砂和封隔功能于一体,缩短了工具尺寸,提升多层压裂管柱通过性;利用有限元分析软件优化封隔器喷砂体和胶筒结构,优选42CrMo高强度材料,提高承压性能;开展了材料耐冲蚀和磨蚀研究,数值模拟方法分析流态,优化硬质合金零件布局,解决喷砂口等区域磨损大的问题;水力锚等工具均设计“进液防砂”结构,满足钻井液环境使用要求。室内实验表明,整体工艺管柱满足90MPa高压要求,现场单层加砂量达到160 m^(3),为解决类似储层高压多段油管压裂问题提供了有效的技术手段。

摘要：大庆油田进入特高含水期,油田呈现出剩余油高度分散、低效无效水循环严重、开发储层条件变差等问题。作为油田开发的重要组成部分,采油工程相应也面临着单井产量低、能耗高、投资成本高等难题。为了提高采油工程整体经济效益,以降本增效为目标,通过设计思路和优化方法创新,研究形成了基于相控建模的压裂工艺优化、抽油机系统能耗预测方法和节能优选优化技术、抽油机井提高系统效率优化设计方法、老井措施工艺优化设计方法等组成的一系列采油工程优化设计方法。“十三五”期间,采油工程通过降本增效设计累计新建成产能约500万t,减少投资约9亿元,老井措施增油近400万t,系统效率提高2.2个百分点,在井数增加的情况下,能耗降低15.6%。

摘要：地热能是一种绿色低碳、可循环利用、可再生的能源,大庆油田X区地温梯度高,平均4.3℃/100 m,3000 m埋深地层温度120~135℃,深层无油气干扰,满足地热能试验区开发建设的基本条件。为实现大庆油田燃煤锅炉房地热能源清洁替代,针对X区上部地层成岩性差、胶结疏松,下部葡萄花油层、扶杨油层已注水开发,地层压力较大且均为含气层的施工难点,以先导试验井X1-1及X1-H1井为例,从井身结构、钻具组合、钻井液体系、固井技术等方面进行设计优化,满足地热井钻井需要,完善了中深层地热能勘探开发的技术体系。

摘要：大庆外围低渗透油田常规压裂形成小规模双翼缝,缝控体积小、增产效果差,增加缝长不仅易沟通邻井,还不能改善井排间砂体控制程度,且成本较高。直井多分支缝压裂技术,在井网条件下,通过在主缝两侧形成多条分支缝,有效增大缝控体积,改善井排间砂体控制程度,提高增产效果。通过物模及数模实验,明确了分支缝形成机制;基于岩石力学参数变化规律和分支缝起裂特征,形成了集地应力演变计算、裂缝参数优化的完整优化设计方法。研究评价优选了纤维缝内暂堵剂,形成了“纤维+支撑剂”缝内暂堵工艺,配套了现场诊断控制方法。现场累计应用310口井,初期单井日增油1.9~4.8 t,达到常规压裂的2.1~4.0倍,投入产出比达1∶2.5,为大庆油田低渗透储层的高效开发提供技术支撑。

摘要：平台水平井是大庆油田致密油开发的主要形式,平台布井的方式导致部分水平井轨道出现三维井段。钻井施工中三维水平井较二维水平井钻柱摩阻更大,限制着水平井的延伸极限。在软杆理论模型的基础上,通过分析三维井段钻柱与井壁的接触形式,给出钻柱挫动的计算模型,采用Landmark软件模拟与实际施工情况相结合的方法进行了验证。模拟结果表明,三维井段钻柱与井壁的接触面积大于二维井段,扭方位时的井斜角大小与钻柱摩阻正相关,三维水平井整体摩阻系数达到0.4以上。钻井设计和施工过程中应根据三维井段钻柱摩阻规律,优化设计水平井轨道和井身结构、合理分配钻具组合中加重钻杆位置、提高钻井液润滑性、采用降摩减阻工具等方式降低钻柱摩阻,提高平台水平井的延伸长度,以保证致密油平台的高效开发。