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由于受外在条件的限制水泥浆流态性能常常无法达到紊流顶替要求，而井眼状况、钻井液性能调整对界面胶结质量的影响又常被固井作业者所忽视； 文章结合大港油田现场作业结果提出的固井前钻井液性能地面调整可以降低固井施工紊流顶替对水泥浆流态性能的过高要求以及使用前置液紊流低返速顶替固井技术提高二界面胶结质量，充分体现了固井工程“一体化”系统设计思想；固井前调整、优化钻井液流变性能，可降低钻井液屈服值、塑性粘度、初终切力和流动摩阻压力，防止固井顶替过程中泵压过高压漏薄弱地层，并能有效除去大块钻屑及附着在井壁的虚滤饼，预防固井后声幅测井电测遇阻下小钻杆通井等复杂工况，有利于改善滤饼质量并提高第二界面胶结质量；在水泥浆返速无法达到紊流流态性能下采用前置液紊流冲洗及水泥浆低返速顶替技术，并结合流速剖面梯级匹配顶替技术，能够有效提高顶替效率，适合窄安全压力窗口防漏注水泥的施工要求，提高固井质量。     

河南油田稠油井一体化固井技术研究

针对河南油田稠油井第二界面汽窜问题,开展了油井水泥-泥饼-地层整体胶结一体化固井技术研究。该技术是在不改变现有钻井液、水泥浆体系及性能的基础上,采用化学方法实现水泥环-泥饼-地层的整体胶结,达到大幅度提高固井第二界面胶结强度的目的。通过室内配伍性实验及胶结强度测试,证实了泥饼改性剂(GM-Ⅰ)、凝饼形成剂(GA-Ⅱ)与钻井液、水泥浆配伍良好,水泥环-泥饼-地层的整体胶结作用使固井第二界面胶结强度提高到200%以上。6口井的现场应用表明,固井第二界面胶结质量较邻井显著提高,解决了稠油井第二界面汽窜问题。     

提高第二界面固井质量的钻井液与前置液研究

针对提高第二界面固井质量的问题．研究出了多功能钻井液和SF-1冲洗前置液。对这两种体系的性能评价表明：加入矿渣后多功能钻井液的滤失量大大降低．泥饼的胶结强度提高，从而降低了钻井液对地层的损害；加有活性组分的SF-1前置液具有较强的稀释钻井液、降低粘度和切力的作用，提高了钻井液和水泥浆的相容性。现场应用表明．多功能钻井液须与MTC固井液配合使用．才具有提高第二界面固井质量的效果；SF-1前置液改善了水泥环与套管和水泥环与井壁的胶结环境．增强胶结力，提高了水泥浆的顶替效率．有效地提高了固井质量。密度介于钻井液与水泥浆之间的加重前置液在现场使用效果良好．固井质量优质，钻井液与水泥浆界面清晰。     

矿渣MTC固化滤饼能力实验研究

固井液与钻井液滤饼实现整体固化胶结一直是石油工程界期待解决的重大技术难题。由于钻井液滤饼的存在，水泥浆与井壁不能牢固胶结，固井后常常出现油气水窜等严重问题，从而造成固井失败。为此，系统地比较了矿渣MTC水泥浆与油井水泥浆在没有滤饼、普通钻井液滤饼、多功能钻井液滤饼3种情况下的界面胶结性能。实验结果表明，没有滤饼存在时，油井水泥浆的胶结性能明显优于矿渣MTC；普通滤饼存在时，水泥浆和MTC均不能得到令人满意的胶结性能；油井水泥浆不能使多功能钻井液滤饼固化胶结，而矿渣MTC能够实现多功能钻井液滤饼的固化胶结。多功能钻井液钻井技术与矿渣MTC固井技术联合使用可以适当淡化顶替技术，充分发挥矿渣MTC技术的经济、技术优势，提高固井质量。     

旋转尾管固井技术在川西高温高压深井的应用

采用旋转固井技术可以从固井工艺角度提高水泥浆的顶替效率,在水泥浆环空流动过程中,加上转动尾管的搅拌作用,提高水泥浆对钻井液的驱替效果,将残留泥浆尽可能地驱替出来,使水泥浆在环空的充填度及水泥石的粘附性能大幅度提高,从而提高包括第二胶结面的固井质量。川西深井的应用情况表明,采用旋转固井技术后第二胶结面的固井质量得以明显提高,成功地防止了气窜的发生,延长了油气井的寿命。     

新型钻固一体化技术的界面特性与现场应用研究

固井第二界面的胶结强度与水泥浆本身的性能、水泥浆与泥饼胶结面的强度、泥饼本身的强度、泥饼与地层之间胶结面的强度都有关。在系统分析井筒二界面特性和影响因素基础上,通过在常规钻井液中添加活性材料、界面增强剂等转化而成的钻固一体化工作液,有效地克服了传统固井水泥浆与钻井液及泥饼不相容的难题,通过物理和化学激活,提高了地层-泥饼-水泥环的胶结亲合力,最终将钻井液滤饼由水泥环胶结质量薄弱层转化为增强层,实现了提高二界面封隔质量的目的。该技术在热采生产井、生产井、定向井斜井段进行了多次应用,与邻井的现场应用效果对比,一体化工作液技术可以有效解决层间窜流问题,满足油田改造和增产措施的需要。     

提高固井第二界面质量的技术研究与应用

为了提高水泥环的层间封隔能力,利用ESEM、Zeta电位仪、FTIR及钻井液滤饼模拟等方法,研究了钻井液及其滤饼对固井第二界面质量的影响,并提出了一种滤饼清除技术。研究结果表明:钻井过程的钻井液性能不满足提高固井第二界面胶结质量的要求,该钻井液容易在井壁上形成虚厚的滤饼,将严重恶化水泥石与地层间的界面胶结,降低固井第二界面质量,室内模拟水泥石与岩心间界面的7 d胶结强度仅为0.12 MPa。在固井前调整钻井液的p H值≈11、流性指数n0.75、动切力YP≈5 Pa,通过提高钻井液的pH值和流变性以破坏钻井液中聚合物的化学结构、增加钻井液中高分子处理剂的亲水性,并提高钻井液中黏土颗粒表面的ζ电位、增加黏土颗粒间的分散作用,可提高对滤饼的清除程度及水泥浆的顶替效率,水泥石与岩心界面间7 d的胶结强度由0.12 MPa提高到了1.18 MPa。同时,固井前调整钻井液性能并结合配套浆柱结构技术,已在大港油田连续应用14井次,固井第二界面优质率从23.1%提高至71.6%。     

胜利油田东部油区页岩油气水平井固井技术

胜利油田东部油区页岩油气使用水平井开采,针对高温高压长水平段固井所面临的现场下套管困难、环空界面胶结环境差、施工前井筒漏失、施工后气窜气侵等一系列技术难题,采用两亲冲洗隔离液、纤维膨胀和塑性胶乳防窜水泥浆体系以及相关配套技术措施共同组成了固井技术方案,解决了技术难题。室内实验评价结合现场施工应用,研究成果表明：(1)两亲冲洗隔离液可有效清除油基钻井液附着套管壁油膜和井壁含油滤饼,改善环空界面胶结环境,为固井质量提供前提保障;(2)塑性胶乳防窜水泥浆具有低失水、零游离液、沉降稳定性好、防窜性能好、水泥石抗压强度高和弹性模量低等性能优点,有效保证了长水平段固井界面胶结质量;(3)纤维膨胀水泥浆具有良好的堵漏防漏效果,在固井施工中可实现前期防漏,提高地层承压能力;(4)优化扶正器、漂浮顶替、环空压稳、辅助下套管等配套技术措施,使长水平段套管居中度得以保证,并解决了水泥浆在候凝失重过程中水平段油层无法压稳的难题;(5)将上述固井关键技术,现场应用于胜利油田东部油区4口页岩油气水平井,固井质量优,后期压裂开采效果好,为今后页岩油气水平井固井提供借鉴。     

套管偏心对水平井顶替效果的影响

水平井套管偏心引起的钻井液局部滞留制约了水平井固井质量的提高和水平井优势的发挥,为了准确地描述水平井环空钻 井液滞留的规律以及范围,考虑水平井套管偏心条件下水泥浆与钻井液密度差引起的驱动力对顶替界面扩展的影响,根据顶替界面达 到稳定的平衡条件建立了水平井偏心环空套管和井壁处的钻井液滞留层边界位置计算模型,分析了套管偏心对水平井顶替效果的影响 。研究得出:套管上偏心时随着偏心度的增加,顶替效率降低,环空水泥环的厚度分布不均程度增大;套管下偏心时顶替效率随着偏 心度的增加而提高,环空水泥环的厚度先是趋于均匀而后逐渐变为非均匀;水平井套管下偏心偏心度控制为0.1~0.2能够获得较好的 固井质量,应严格控制套管上偏心以防止整体钻井液窜槽和水泥环厚度分布不均现象的出现。     

微膨胀水泥浆在涠洲11-1N区块固井中的应用

涠洲11-1N区块油水层相距较近,隔层薄,固井时要完全封住水层、油层和油水层之间的隔层.采用以非渗透降失水剂为主、膨胀剂为辅组成的微膨胀水泥浆体系固井,该水泥浆气侵阻力大,能有效防止水泥石孔隙窜槽,同时能有效消除因水泥凝固后体积收缩造成的微环空间隙,增强水泥石的强度,提高水泥环与套管和井壁两个界面的胶结质量.现场应用表明,微膨胀水泥浆适用于井底静止温度低于120 ℃的固井作业,凝固后具有气侵阻力大和微膨胀特性,能有效封隔油气水层;清洗液 稠隔离液 清洗液 紊流清扫水泥浆组成的前置液能有效提高钻井液顶替效率,取得了固井质量SBT电测结果优良的效果.     

金属热膨胀对分馏塔和分馏塔楼梯间损坏原因分析及处理办法

本文分析了分馏塔塔体与热膨胀系数的关系、变形原因、处理方法。     

制硫装置解吸塔塔体裂纹形成原因分析

通过宏观检查，金相组织检验及裂纹断口观察，分析了制硫车间解吸塔（C-403/2）塔体裂纹产生的原因，并提出更换新塔的对策。     

追求顾客满意是项目管理的成功保证

2000版ISO 9000族标准拟定了一个行之有效的现代经营战略——顾客满意战略。建筑企业要处处体现以顾客满意为中心和主线的质量策划和质量控制。项目管理要靠科技进步提高效率,依靠先进的施工方法,坚持管理创新,走质量效益型发展道路。通过强化过程控制,以过程精品塑造精品工程。     

苯乙烯环氧化制环氧苯乙烷的研究

环氧苯乙烷是重要的有机中间体,主要用于香料,制药工业。环氧苯乙烷主要由苯乙烯环氧化制得,本文介绍了卤素法,过氧化物法,氧气或空气环氧化法以及相应的催化剂。     

渤中坳陷青东凹陷古近系沙三下亚段构造-古地貌对沉积的控制

利用地震、测井及录井资料,采用回剥技术及断失量的趋势分析方法,恢复了古近系沙河街组三段下亚段沉积时期青东凹陷的构造-古地貌,并阐明了构造-古地貌对沉积体系的控制.受郯庐断裂及其派生断裂的控制,沙三下亚段沉积时期青东凹陷呈现整体沉陷,为一东断西超的箕状断陷.凹中发育3个近东西向的次隆,将青东凹陷分隔为4个次洼,由南至北,次洼的规模逐渐扩大.受构造-古地貌的控制,沙三下亚段青东凹陷的东部发育扇三角洲,西部和南部发育辫状河三角洲,三角洲沉积体系的主体发育部位明显受次洼的控制.由于凹陷规模小,物源供应充分,扇三角洲和辫状河三角洲的砂质沉积不同程度超覆于次隆之上,次隆地带水浅浪强,形成规模不等的砂质滩坝.发育于东部断坡带的三角洲砂体,发育于西部缓坡带的辫状河三角洲砂体,以及发育于次隆地带的砂质滩坝砂体均具有较好的储集条件和较好的圈闭背景,是油气勘探的重要目标.