摘要：长庆油田定边区块为油田上产开发的主战区,其目的层为长8组,近两年开始推广应用水平井、大斜度井,但该区块长7组存在大段油页岩,钻遇油页岩地层时井斜较大,油页岩段井壁易垮塌,起下钻及电测遇阻卡严重,甚至工程报废。文章阐述了该区块水平井、大斜度井在钻遇油页岩过程中,通过优化剖面设计,改进、优选PDC钻头及钻具结构,优选钻井液体系和配方,在确保井控安全的前提下使用较低密度的钻井液,安全顺利的钻穿了长7组油页岩地层,形成了该区块水平井、大斜度井安全钻井和持续提速的成熟工艺技术。

摘要：对页岩气储层实施初次体积压裂后,生产测井监测显示1/3的射孔簇不产气或产气量较少,而且投产后产量递减也普遍较快。为此,应用微地震解释数据与裂缝网络扩展结果,建立压裂缝网预测模型与压裂井产能预测模型,在综合考虑岩石物性、微地震、生产动态等影响因素的条件下,提出了页岩重复压裂开发潜力评价指数(RDPEI),建立了重复压裂设计与评估方法,实现了针对性的层段优选与评价,并进行了现场应用。研究结果表明:(1)天然裂缝的非均质性导致压裂缝网存在着较大的差异,易形成明显的"死气区",具有较大的重复压裂挖掘潜力;(2)初次压裂裂缝网络受天然裂缝的影响大,裂缝网络主体沿最大水平主应力方向扩展,局部改造段裂缝扩展呈双翼扩展,液体波及裂缝网络长度为地震解释结果的52%~70%;(3)RDPEI模型避免了单因素分析的局限性,实现了对可采性、可压性与重复压裂3类指数的定量预测;(3)实例井重复压裂测试页岩气产量提高了38.9%,1年累计产气量提高了62.5%,增产效果明显。结论认为,重复压裂是提高页岩气单井最终可采储量的有效可行手段,该研究方法为页岩水平井重复压裂层段优选与效果评估提供了理论与技术支撑。

摘要：针对常用三甘醇脱水工艺存在"计量泵的出口压力和流量波动较大,泵流量调节不便,换热效果差,甘醇再生热负荷大"的不足,五宝场气田三甘醇脱水装置采用先进的齿轮泵和高效的波纹板式换热器,取消了泵出口缓冲罐、甘醇贫液水冷却器及循环水系统。为此,论述了该气田三甘醇脱水装置工艺流程及设计特点,探讨了现有三甘醇脱水装置中甘醇泵和甘醇贫富液换热器存在的问题,分析了装置的优化设计。该装置的成功运行表明:与同类常规三甘醇脱水装置相比,采用先进的齿轮泵和高效的波纹板式换热器,三甘醇脱水装置的再生塔重沸器热负荷降低了54kW,燃料气用量减少了8m3/h,其单位综合能耗降低了72MJ/104m3,节能效果明显。

摘要：现有井下节流器存在坐封不严、不易打捞及失效率较高等问题,为了更好地在苏里格气田推广应用井下节流技术,设计了一种新型节流器。这种节流器采用活塞坐封,比弹簧坐封更加严密;肩部增设保护环,防止胶筒撕裂;配套了新型防砂筛管,可实现有效防砂。新型节流器在苏里格气田进行了数十口井的现场试验,试验中最大井斜角34.49°,最大配产25万m3/d,投放与开井间隔时间最长59d,现场生产运行情况正常。

摘要：L203H4-3井表层开钻按设计采用Φ660.4mmPDC钻头带Φ229mm减振器钻进,当钻进至井深46.75m钻时加快,近似放空至井深51.57m后钻时突然升高,泵压由2.5MPa升至3.0MPa,泵冲由160冲/min降至152冲/min,地面未查到原因,起钻完发现Φ228.6mm减振器距内螺纹0.78m处本体断裂,落鱼长度5.21m,初判鱼顶井深46.56m;采用卡瓦捞筒+扶正器、壁钩+扶正器等一系列措施进行打捞;实时分析井下情况,调整打捞方案和工具结构,4次清理落鱼环空,4次壁钩内置卡瓦捞筒打捞,最终在Φ660.4mm井眼表层完成Φ229mm减振器打捞,避免钻机平移和侧钻。

摘要：牙轮钻头密封圈的性能对钻头的整体使用寿命有着重要影响,室内实验研究是改进密封圈性能的一种有效手段。文章在国内相关通用密封试验机的基础上设计了一种专用的牙轮钻头密封试验机系统,该试验机系统由试验机、泥浆缓冲罐、电机扭矩仪总成、计算机数据采集和控制系统等四个子系统组成,同时确定了该试验机系统的相关工作参数。该试验机由计算机自动控制,实验数据均由高精度传感器测定并由计算机采集和处理。牙轮钻头密封试验机的研制为进行密封圈的基础研究和性能测试提供了有力的保证。

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：在苏里格南项目中引进固定式井下节流器,较好的解决了传统节流器在苏里格气田使用中存在的寿命短、打捞困难、投放一段时间再开井生产失效率高等问题。该节流器通过钢丝作业投放至井内专用工具(坐落短节)内,最大外径小,中途不会坐封,能顺利下至设计深度,坐封简单可靠,且减少了打捞时与井筒内壁的摩擦力,解决了节流器打捞难的问题;在气嘴材料选择上采用人工陶瓷耐磨材料,使气嘴使用寿命更长。该节流器能满足苏里格南气田的生产要求,在斜井、水平井也有很好的适应性。

摘要：现行气体钻井返出岩屑只能依靠降尘水分离,排砂管线出口必须接到污水池,地层出气后不具备点火条件。若将排砂管线接到燃烧池进行点火,岩屑又容易堆积,影响燃烧池后续使用。迫切需要研究能有效实现分离、点火的除尘方法。文章从常规的环境处理方案中开启思路,以气体钻井返出岩屑分离的总流程分析为基础,将岩屑处理系统分为分离系统和循环水处理系统。分析并计算分离系统入口岩屑粒径和浓度,将分离系统设计为两级:一级分离采用湿式、重力、惯性原理除去大颗粒和部分细颗粒岩屑;二级分离采用湿式原理除去较细小颗粒。通过岩屑分离系统除尘性能计算结果可知,分离出的气体能达到直接排放标准并直接排放至燃烧池。此套系统对进一步拓宽气体钻井的应用领域,为气体钻井储层钻井技术的发展奠定坚实基础。

摘要：修井机和连续管钻开暂闭井上部井段水泥塞后,水泥塞下方的圈闭压力突然释放易导致钻具飞出、设备和钻具受损以及井喷事故。采用带压作业机控压钻磨暂闭井上部井段水泥塞,能在管柱自重基础上施加足够高的下压力,工作防喷器回压控制能力高,钻塞管柱刚度强,能有效预防此类事件发生。针对带压作业机钻磨水泥塞存在的技术难点,从防喷器组合、地面流程、钻具组合、施工工艺等方面进行优化设计,形成一套“主动加压+复合旋转+平衡背压”的带压作业机控压钻磨水泥塞技术,能够有效应对桥塞或水泥塞下方可能圈闭有高压的风险,满足暂闭井钻塞的施工要求,且对道路、场地要求低,不需基建,作业周期短,可大幅降低作业成本。该技术在现场应用11井次,效果良好,为暂闭井、高压气井钻塞作业提供了技术借鉴。