摘要：目前川庆钻探工程公司在用的柴油机-液力变矩器机组普遍存在效率低、油耗高等问题,文章通过对使用最广泛的柴油机、液力变矩器进行特性和传动动力分析,并根据川渝地区典型区块各井段的钻井设计规律,对动力需求进行计算,按照柴油机-变矩器-泥浆泵的联动特性,从泥浆泵泵冲和柴油机转速方面对机泵参数进行优化分析,得出不同井段的机泵优化参数,确保柴油机、变矩器和泥浆泵都处于最佳工况运行,达到减少设备故障、降低油耗、提高钻井时效的目的。

摘要：为解决过去深井、超深井、定向斜井、水平井以及页岩气水平井尾管悬挂固井中,采用旋转倒扣和悬重判别释放尾管所出现的"倒扣失效"和"判别失误"技术难题,开展了液压尾管释放和液压判别技术研究。针对旋转倒扣和悬重判别的技术缺陷,设计并采用了液压锁挂释放尾管和泄压判别尾管脱离的新方法,研制出了新型液压尾管释放控制器:在送入管柱与尾管之间设置了锁挂连接及锁控机构,连同尾管悬挂管柱下入井内,通过井口投球、液压悬挂、加压解锁,使锁挂收缩复位释放尾管;再通过稳压上提管柱使插入管解封泄压,观察管内压力明显下降即可判定尾管释放成功。采用该新型液压尾管释放控制器,在复杂井况的尾管释放作业中不需倒扣,操作简便、安全可靠,可避免以往提前下钻称重的繁琐环节,节约了成本。应用结果表明:该新方法的采用改进了尾管释放技术,达到了提高尾管悬挂固井质量的目的。

摘要：经过几年的探索和实践,在四川长宁—威远国家级页岩气示范区内相继完成一批直井和水平井体积压裂改造并获得工业产能,初步形成了自主页岩气储层改造技术,下一步需要探索解决的就是如何通过"工厂化"模式来提高压裂作业效率的问题。为此,介绍了我国第一个页岩气丛式水平井井组长宁A平台的部署情况,针对该平台压裂改造工艺要求和四川盆地山地地形特点,对该平台"工厂化"作业模式进行了优化设计,在国内首次采用"拉链式"压裂作业模式对该平台开展了"工厂化"压裂。通过地面标准化流程、拉链式施工、流水线作业和井下交错布缝、微地震实时监测,实现了每天平均压裂3.16段,最大限度增加储层改造体积,充分体现了"工厂化"压裂对页岩气丛式水平井平台大规模体积压裂改造的提速、提效作用。同时还针对该井组"拉链式"压裂的施工工艺、作业模式、地面配套以及压后初步评价进行了综合研究分析,"拉链式"压裂实践表明:2口井的"拉链式"压裂相对于该地区前期水平井单井压裂作业而言,效率提高78%、增产改造体积增加了50%。

摘要：随着致密砂岩气藏的深入开发,压后气井稳产时间短、产量递减快的问题日益凸显。因此,对人工裂缝有效穿透率及导流能力要求也就越来越高。脉冲式加砂压裂技术引入缝内非连续多层铺砂理念,通过可高频切换的脉冲混砂车、密集多簇射孔技术及特殊纤维材料,确保支撑剂段塞的流动稳定性并最终在裂缝内部形成非均匀铺置砂柱与沟槽,从而使得裂缝导流能力相对常规均匀铺砂提升几个数量级。室内工程模拟评价及现场试验结果表明:压前储层评价、脉冲时间设计、可降解纤维及配套设备的优化是脉冲式加砂压裂工艺成功的关键;与常规压裂相比,其压后产量得以大幅提升,同时还可降低支撑剂用量和减少砂堵风险。在鄂尔多斯盆地苏里格气田桃7区块首次完成了3井6层次自主化脉冲式加砂压裂技术先导性试验,其平均支撑剂用量降低了28.3%,平均加砂强度降低了21.88%,压后平均日产气量提高了26.8%。结论认为:该项技术为我国致密砂岩气藏提供了一种高效、环保的储层改造工艺选择。

摘要：针对四川盆地页岩气水平井在压裂过程中因受到复杂因素导致套管变形、无法应用电缆传输射孔桥塞联作工艺的情况,采用了缝内填砂暂堵分段体积压裂新工艺。采用理论分析的方法并结合技术实践经验,建立了连续油管多簇喷砂射孔参数和缝内填砂暂堵参数优化设计方法,解决了页岩气套管变形水平井ZJ-1井大规模分段压裂的技术难题。现场施工论证和应用效果表明:①页岩气水平井连续油管多簇喷砂射孔缝内填砂暂堵分段压裂技术,可以对储层水平井段进行选择性分段压裂;②可在不使用机械封隔的条件下实现大规模分段压裂且分段效果稳定可靠,压裂作业效率与常规桥塞分段相当;③压裂后井筒实现全通径,可直接放喷测试,节约了占井时间。采用该缝内填砂暂堵体积压裂工艺技术在ZJ-1井实现了14段成功作业,获得同常规桥塞分段相当的SRV有效扩展体积和比同平台邻井更高的产气量,为页岩气水平井分段多簇体积压裂提供了一种新的改造手段与有效的工艺方法。

摘要：异常高温高压井由于埋藏超深、施工压力大和井温异常高,对储层改造施工的液体、管柱、工艺、设备等都提出了极高的要求。针对塔里木盆地异常高温高压井的特点,进行了储层改造的技术难点分析,从压裂液、酸液、支撑剂、施工管柱、井口及地面管线、近井筒处理技术和施工工艺等方面提出了相应的关键技术对策和措施,并结合具体的井例探讨了异常高温高压井的施工失败教训和成功经验。其认识对该类井的储层改造设计和施工方案的制订具有指导作用。

摘要：现场浮箍失效在近期常有发生,使水泥浆倒流、封固段缩短、水泥塞增高,严重影响了固井质量,增加了钻井成本。为改变当前浮箍失效的状况,对浮箍失效的原因进行了深入分析,在保证密封体与密封座吻合的前提下,设计上尽可能扩展浆体的过流间隙,适当提高密封体的自由度,增强浮箍对阻卡物的释放能力。所研制出的"碰压自锁水泥塞控制器"解决了固井水泥塞控制技术的一大难题,能克服浮箍失效的后期隐患,可防止"水泥浆替空"和"水泥浆倒流",达到了提高固井质量的目的。

摘要：龙16井是我国少有的超高压特大产量高含硫气井,该井试油成功表明我国超高压高含硫气井的试油工艺技术取得了长足进步。同时,在施工中也出现了管柱被卡等复杂情况。分析认为管柱被卡实为射孔枪被卡,上提拉断油管才得以解卡,起出管柱发现封隔器以下部分油管弯曲,可能为强大的气流对管柱的上顶力造成。因此,建议设计井身结构时要考虑套管内径与射孔枪外径的间隙应适当;进一步改进射孔枪、射孔弹和射孔减震器,最大限度减少射孔枪在射孔后产生的变形和孔眼毛刺;在设计试油管柱和完井管柱时,应计算管柱的流通能力和气流对封隔器上下管柱的上顶力并对封隔器以下管柱进行优选和强度校核。

摘要：长庆油田陇东地区部分天然气井深度约为5000 m,相应的地层温度会超过130℃。然而随着该地区对深层油气、非常规油气以及页岩气等资源的不断开发,高温已成为钻井作业的重要制约因素。为了防范井下高温可能引发的工程事故,构建了一个二维钻井循环温度预测模型,对井筒温度特性进行了分析,并为钻井液和钻井工具的选择提供了理论支持。研究结果表明:1)在开始泵送循环的初期,井口温度迅速升高,井底温度迅速下降,之后的1.5 h内,井口和井底温度变化逐渐趋缓;2)在相同的井深下,随着循环时间的增加,井筒内的钻柱内钻井液温度和环空内钻井液温度逐渐下降,同时相应位置的环空内钻井液温度和钻柱内钻井液温度也下降;3)在预测的温度范围内,对该井的3种钻井液体系进行了表观黏度和塑性黏度实验,结果显示黏度的变化受温度影响较大;4)在预测的温度范围内,以三元乙橡胶为研究对象,随着老化时间的增加以及温度的升高,橡胶密封圈的厚度逐渐减小,硬度逐渐增加,压缩永久变化率也逐渐增加。该预测模型的预测结果与实际生产相符,为设计和选型提供了有价值的指导,具有重要的研究意义。

摘要：钻井废水是一种污染物含量高、处理难度大的废水。在钻井施工作业中尽量减少钻井废水的产生量是实现绿色钻井、推进清洁生产的重要一环。由于川渝地区地形多为山地以及夏秋季雨量较多,钻井井场清污分流系统的有效设计运行对控制废水产生量尤为重要,而目前的钻前工程的设计和防雨蓬盖设置等方面由于存在固有缺陷不能使雨水完全隔离于污水系统之外。文章从井场设计、蓬盖设置等方面分析了现行清污分流系统设计的缺点,并提出改进可能。