摘要：气井带压作业以其安全、环保、高效的特点,为气井修井、储层技术措施提供了一种"绿色"的施工方案。长庆气田因储层的三低特性,压井修井会大幅度减少井口产气能力,对带压修井需求迫切,而且待修井数量庞大。开展气井带压作业施工,可确保无外来液体进入井筒,杜绝外来液体对储层的伤害,减少井内积液返排时间,保护储层原有的性能和生产能力,为气田修井作业的一套安全有效、绿色环保的解决方案,将对长庆气田后期完井、修井领域带来一次技术革新。

摘要：针对连续油管钻磨复合桥塞存在成本高、易卡钻等问题,结合长庆致密油藏地层压力低的特点,提出了水平井中采用油管输送工具钻磨复合桥塞。改进了一种平底磨鞋;兼顾转速和扭矩优选了性能稳定、使用寿命长的螺杆;按实现功能和尽量简化的原则组配形成了国产化的钻磨工具组合;依据环空止动返速模型设计了最小施工排量;以偏心环空压耗计算为重点得到最大施工泵压;针对水平井难以精确计算钻压的问题,提出了按螺杆最大许用钻压控制悬重同时限制泵压压降的钻压施加方法。该技术在长庆油田进行了8口井的现场试验,一趟钻最多钻除复合桥塞13个,单个桥塞平均钻磨时间小于120min,单个桥塞最快钻磨时间40 min,性价比不低于连续油管作业。

摘要：长庆油田试油修井作业过程中，普遍使用BJ-18井架，其基础有混凝土浇注的固定基础或者活动基础，井架支脚一般在基础中心线上。由于桅式井架安装好以后，井架与地面垂线有一个小夹角，所以井架对基础的作用力会对基础产生一个转动扭矩，往往造成基础发生前后倾斜，存在较大的安全风险，也会影响生产进程。BJ-18试油井架新型活动基础的设计改变了基础受力，避免了基础倾斜，现场试验成功，2012～2013年在长庆油田区域油水平井推广应用了150余口井，应用效果显著。

摘要：在榆43-9井使用钢丝特种作业进行盲锤解卡施工中,进行了详细的施工设计,制定了相应的安全保障措施,对设备和操作技术提出严格要求,进行风险分析,保证成功解卡。同时对井下钢丝特种作业工具进行总结和分析。实践证明,盲锤解卡打捞工艺是一套成功有效的解卡工艺。

摘要：目的解决天然气在集输和开采过程中形成的天然气水合物堵塞管道、井筒以及地层中的多孔介质等问题。方法用N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、烯丙基聚乙二醇(APEG-1000),二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)和N-羟甲基丙烯酰胺(N-HAM)合成了一种动力学水合物抑制剂NADN,利用单因素实验法得到其最优合成条件。结果单体配比n(NVP)∶n(DMDAAC)∶n(N-HAM)∶n(APEG-1000)=1∶2∶2∶0.3,反应温度60℃,反应时间6 h,单体质量分数35%,引发剂加量为单体总质量的0.3%,通过红外谱图与核磁共振氢谱验证其结构与最初设计结构一致。结论经实验证明,当抑制剂质量分数达1.05%时,能够在环境温度为-18℃时表现出优良的抑制效果,其水合物的结冰温度可低至-7.5℃。

摘要：以长庆油田油泥为研究对象,设计了一套固定床式生物修复装置并进行实验。对影响复合微生物菌剂的修复效果相关因素进行优化,包括温度、通气、水分、石油含量、盐含量、菌剂及营养剂添加量。实验结果表明,在w(石油)低于8%,w(盐)低于20000 mg/kg时,最佳生物修复条件为w(石油类物质)为5%、w(水)为25%、每隔12 h通气1 h、流量60 L/min、温度30℃。在长庆油田陇东华HXX井场经过20天现场试验,w(石油类物质)由83.1 g/kg降低为3.7 g/kg,微生物菌落总数高达89.63×10^(7) cfu/g,石油降解率为95.5%,相关指标满足含油污泥处理标准的要求。

摘要：连续油管钻磨作业过程中,需反复拖动钻磨工具串完成井筒的冲洗,施工时间长、效率低。在连续油管钻磨工具组合中增加飓风冲洗工具,可提高冲洗阶段排量至设计值以上,清理井筒内大直径固相颗粒,提升了井筒清理效率。通过室内实验及现场试验效果评价,当排量高于500 L/min时,飓风冲洗工具完全开启,马达因液体分流未受损伤,清理井筒排量得到进一步提升,平均钻磨用时减少33.1%,平均清理井筒用时减少74.9%,平均施工用时减少52.7%;而当排量低于400 L/min时,飓风冲洗工具完全关闭。飓风冲洗工具可在确保配套连续油管、井口装置、井筒本质安全的前提下,提升钻磨整体施工效率。

摘要：为降低陇东大偏移距页岩油长水平段钻井中管柱摩阻,提高钻井时效,在前期井眼轨道优化设计、钻井液体系优化的基础上,强化了基于轨道优化的钻具组合优选、钻柱扭摆滑动钻进,应用自研的钻井液信息技术智能分析系统实现了事故复杂预警和实时钻井液性能快速调整辅助决策,形成了陇东大偏移距页岩油水平井特色的减摩降阻配套技术。理论分析和现场实测摩阻对比分析表明,系列配套技术的实施,减摩降阻效果明显,提高了钻井时效。

摘要：在南阿尔及利亚油田的钻井和修井工作中,在井内密度较小的液体上面打密度大的水泥塞是一个比较麻烦的问题。当在远离造斜点或废弃井的井底打水泥塞时,要成功取得一个合格的水泥塞之前平均需要进行3次尝试。失败的水泥塞施工需要额外花费大概$75000,外加4天的钻井时间损失。对水泥塞的现场应用分析表明:导致水泥塞失败的根本原因是高黏段塞的流变性设计较差或根本没有设计造成的。事实上,直到最近高黏段塞的制作还是沿用以前的方法,并没有考虑水泥的特性以及水泥浆和高黏段塞之间界面的稳定性。密度大的液体下落到密度小的液体下面是一种自然趋势,只有阻止这种趋势,才能使远离井底的水泥塞保持静止状态直到水泥硬化。流体密度差越大或者井眼尺寸越大,水泥塞要保持稳定就越困难。为了提高稳定性,通常在水泥浆和钻井泥浆之间打高黏段塞。通过估算出的可靠的流体屈服应力,可以稳定不同密度的流体界面,这适用于任何尺寸井眼、井斜和流体密度差。当高黏段塞用于两个界面时可能出现不稳定:即在水泥浆与高黏段塞以及高黏段塞与钻井泥浆之间的界面。这些估算值已经转化成了计算机模型,用于高黏段塞和水泥浆物理性能的设计,这样界面的机械稳定性就能确保。这种计算机模型应用在南阿尔及利亚油田打水泥塞施工中,可以计算出流变性和密度的设计值,而水泥浆和高黏段塞中都将用到这两个值。实例研究表明,在最上面的水泥塞,其顶部的水泥正如期盼的那样。通过最近一系列的水泥塞施工,成功率已经从25%提高到接近100%。

摘要：G0-7三维水平井组部署在长庆油田苏里格气田东南部,由1口直井、2口定向井、2口常规水平井、4口三维水平井组成,采用工厂化钻井作业"一字型"施工模式,3部钻机同时施工,每部钻机施工1口常规井和2口水平井。针对丛式井组施工难点,从防碰绕障、井身剖面优化、井眼轨迹控制、降摩减阻等方面制定一系列措施,形成"预分法"井眼防碰绕障、三维井剖面优化、三维井井眼轨迹控制及CQ-SP2钻井液体系等特色技术。该丛式井组水平井平均机械钻速达9.68 m/h,同比提高18.19%,平均钻井周期为55.67 d,比原有模式施工周期缩短8.82%。该井组工厂化作业顺利完成为长庆油田部署三维水平井井组工厂化作业提供了有力技术支撑。