摘要：现阶段井下管柱恶性遇卡处置效率低、处置时间长,甚至会诱发井眼附加伤害,成为制约井下作业效率及安全的主要因素。为此,研制出一种基于高温熔融的金属管柱快速切割解卡作业工具。将工具下放至目标深度后,利用锚定机构实现工具与被切割管柱的相对固定,采用电激发特制的高能铝热药柱;铝热药剂急速反应释放极量、超高温的等离子火焰;火焰由特殊设计的喷射机构引导喷射,沿径向高速喷出对管柱实施径向熔切。开展液态环境中ø127 mm加重钻杆熔切试验,验证工具井下作业的可行性。研究结果表明:锚定机构能顺利完成工具与被切割管柱的相对固定,药剂能被顺利激发,喷射机构能引导火焰高速喷射实施径向熔切。该工具可对不同厚度的管柱实施熔切作业,管柱熔切深度与装药量相关,10 kg装药量下,切割用时8 s,切割平均深度达21 mm。该工具及其技术可为井下遇卡管柱高效、安全解卡提供新的解决方案。

摘要：近年来,随着裸眼封隔器完井工艺技术的推广应用,在低孔低渗非均质油气藏取得了很好的增产效果,但在实际注替钻井液施工中却时常遭遇溢流显示,也增加了作业过程中的井控风险。为此,以LG022-H2井在作业中连续发生的2次溢流情况为例,通过系统分析该工艺在注替钻井液工况的环空液柱压力变化,找到了引起溢流的地质工程原因:1下完管柱注入低密度KCl液体使环空液柱压力低于地层流体压力;2丢手后使用清水替出井内钻井液,封隔器管柱内外形成的负压差使井底单流阀失效;3封隔器提前坐封,可能封闭地层溢出的带压气体,敞井换装油管头作业处于无控状态等成为作业中的井控风险。进而提出了完善设计内容、严格审查核实并严密组织施工的针对性措施和进一步完善该项技术的建议。为类似作业方案制订及施工中的井控安全分析提供了重要依据。

摘要：为解决反循环气动潜孔锤在钻进过程中岩石重复破碎及排渣效率低下的问题,笔者基于NGQ-320反循环气动潜孔锤设计了进气端分流引射接头。该接头可实现潜孔锤供气量的动态调节,其引射结构可以将部分压缩气体引入中心通道,对井底流场产生泵吸作用的同时改善冲击机构的动力供给;同时采用CFD技术研究了分流引射接头局部流场,分析了喷射孔夹角、喷射孔开口深度、喷射孔直径和喷射孔偏转角度等参数对中心通道抽吸性能的影响,确定了各项结构参数的较优取值。结果表明,分流引射接头在喷射孔开口深度320~330 mm、喷射孔夹角30°~35°、喷射孔直径12 mm、喷射孔偏转角11°~13°的情况下具有较好的抽吸性能。

摘要：气体钻井在我国油气田勘探开发中具有广阔的应用前景,但是川东地区多个构造实施气体钻井过程中,存在地层出水现象,严重影响了气体钻井的顺利进行,不得不改用充气钻井。充气钻井技术难点主要表现在:①井壁稳定性差,易引起垮塌卡钻;②地层出水可能与井漏同存,气液比值难以确定;③环空液柱压力降低,带砂效果差,易导致沉砂卡钻;④浅层天然气易引起井下燃爆。通过分析上述难点,结合充气钻井现场实践经验,有针对性地提出了充气钻井过程的主要技术措施:①钻井液维护处理技术;②井漏处理技术;③参数设计技术等。在川东地区3口井的现场应用效果表明:推行所提出的充气钻井技术措施,能有效避免井漏、提高机械钻速、缩短钻井周期,为川东地区遇地层出水情况下的气体钻井积累了经验。

摘要：阿姆河右岸气田是土库曼斯坦主要产气区之一。为保障2006年中国政府同土库曼斯坦政府签署的300×108 m3天然气供应合同的顺利实施,首先对该合同区块过去勘探开发历程以及地质、工程情况作了深入分析,总结了该区块存在的工程难点、风险,并重点研究了钻井作业速度低和钻井报废的原因;然后,提出了满足高产气井的合理井身结构设计方案和井控装置配套方案,以及各层套管需要解决的地质工程难点,最后,制订了第三、四次开钻钻进控制盐水浸、膏盐溶解、膏盐缩径、井涌井喷等工程风险的应对技术措施。从2008年5月第1口井开钻到2012年5月,共钻井48口,无1口井报废,成功率达100%,平均建井周期156.75d,平均机械钻速3.17m/h,创造了该区钻井记录,形成了适合阿姆河右岸高温、高压、高含硫气田的一整套钻井技术。

摘要：四川盆地乐山—龙女寺古隆起震旦系埋藏深度在5 000～6 000m,地层可钻性差、纵向上多产层多压力系统等复杂地质条件制约了钻井速度。针对钻井提速难点,重点从井身结构、钻头个性化设计及有机盐钻井液体系等方面进行了攻关研究与现场试验,初步形成了适应该地区的钻井提速技术模式:①优化井身结构,较传统井身结构缩短了大尺寸井眼长度,减少了作业时间,同时又能够满足完井与后期生产作业的要求。②个性化设计PDC钻头,应用效果表明较已完钻井机械钻速提高了31%～473%,在侏罗系沙溪庙组试验刚体PDC钻头平均机械钻速16.57m/h,已接近空气钻进效果;在适合井段试验等壁厚长寿命螺杆配合PDC钻头复合钻进,机械钻速较常规转盘钻机械钻速提高44%。③配合使用有机盐低固相钻井液,抑制性较聚磺钻井液更强,亚微米粒子含量减少,实现了辅助提高机械钻速的效果,井壁较使用聚磺钻井液的更稳定。2012年完钻的6口深井平均机械钻速由1.69m/h提高到2.54m/h,平均钻井周期从302d缩短到189d,实现了该区震旦系超深井的安全快速钻井。

摘要：页岩储层天然裂缝发育,加上水力压裂所形成的复杂裂缝网络,可以为油气流动提供有效通道,然而复杂裂缝网络扩展对压裂裂缝识别与优化设计也提出了新的技术挑战。为此,综合考虑天然裂缝与水力裂缝相互作用、缝间"应力阴影"等影响,应用流体力学与断裂力学理论,建立了裂缝网络扩展模型(FNPM),实现了不同力学参数、不同天然裂缝等条件下裂缝扩展方位、几何尺寸、支撑裂缝面积等多指标预测。理论模拟和现场实例应用结果表明:①改造裂缝网络扩展受控因素多,地应力差、簇间距及净压力等参数决定了"应力阴影"效应的强弱,天然裂缝与水力裂缝之间的相互作用机理决定了改造裂缝网络的复杂程度;②地应力差相同时,簇间距越小,"应力阴影"效应越强,水力裂缝扩展偏离主应力方向,裂缝宽度减小,不利于加砂;③天然裂缝内摩擦系数、天然裂缝与水力裂缝夹角越小,净压力越高,天然裂缝越容易开启或剪切,增加了改造裂缝的复杂性;④裂缝扩展方向、裂缝长度二者预测具有较好的一致性,但受天然裂缝发育差异的影响,局部压裂段有一定的差异性。所提出的裂缝预测方法为页岩改造裂缝识别与后期压裂设计提供了技术支撑。

摘要：自2009年四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区第1口井开钻以来,经过8年的探索和实践,中国的页岩气勘探开发工程技术取得了长足的进步和全面的发展。及时总结所优化集成的页岩气勘探开发工程配套技术,对于"高效益、高效率"推进川渝地区页岩气规模开发具有重要的意义。研究结果表明:(1)形成并完善了10项页岩气钻完井工程主体技术系列,整体处于国内领先水平,为页岩气规模上产提供了技术支撑;(2)形成了从设计到室内实验评价、井中地震压裂缝网实时监测的体积压裂配套技术,保证了页岩气增产方案的实施效果;(3)创新形成了钻井—压裂、钻井—采输、压裂—采输等同步作业模板,优化平台布置,实现"批量化、模块化、程序化、一体化"作业,大幅度加快了页岩气井的投产进度;(4)形成6项页岩气开发环保节能技术,实现了页岩气清洁节能生产;(5)形成了以高精度三维地震勘探技术为基础的技术体系,为打造"透明"气藏奠定了基础;(6)优化地面集输工艺,实现了气藏采输智能化、数字化管理。结论认为,所形成的页岩气勘探开发配套工程技术有效支撑了长宁—威远国家级页岩气示范区的页岩气上产,在技术进步和管理创新等方面都具有引领示范作用。

摘要：在油田开发的中后期油气田增产作业过程中,由于地质因素等造成油气井套管损坏,套管损坏制约着油气井正常生产,甚至可能导致井筒溢流等严重后果,及时有效地封堵加固受损套管,是保证油气井正常生产的重要技术手段。研究并设计了88.9 mm(3.5″)套管电缆传输燃气动力补贴工具。介绍了燃气动力补贴工具的原理和技术特点,借助有限元模拟对膨胀锥和锚定结构及工具参数进行了优化设计,并完成了地面试验和该技术及工艺的现场应用,补贴后全井筒试压50 MPa,稳压10min,压降0.7 MPa。现场应用表明:该工具设计合理,首次使用电缆传输便取得了成功。

摘要：针对鄂尔多斯盆地SD区块盒8段储层低孔低渗、非均质性强、常规压裂裂缝形态单一等问题,基于断裂力学理论,考虑缝内流体压降,结合盒8段储层岩石力学参数,开展暂堵压裂裂缝与初次压裂裂缝在整个接触过程中的相互作用力学研究。计算分析了不同裂缝走向、井斜角、方位角等参数对压裂裂缝参数的影响规律,起裂压力随井斜角和方位角的增加而减小;起裂角随井斜角增加而减小直至为0°,随方位角先增加而后减小。通过制备人工水泥试样,利用大尺寸真三轴物模实验系统模拟了暂堵压裂中新缝起裂及其转向行为,评价了不同井斜角、方位角下新缝起裂、转向及延伸行为和起裂压力及裂缝改造面积等参数。实验结果表明:井斜角增大,初次及二次起裂压力呈减小的趋势,裂缝更易转向且改造面积越大。井斜角相同时,裂缝起裂压力随井筒方位角增加而逐渐减小,裂缝改造面积随方位角增加而增大。方位角90°螺旋射孔相比方位角0°螺旋射孔形成的裂缝更为复杂,定面射孔可调控水平井破裂压力及初始破裂位置,初始破裂产生于射孔井筒界面、孔道中部等不同位置,控制射孔射角介于75°~90°。研究结果为低渗透致密砂岩气藏暂堵压裂设计提供了依据。