深层气井压裂投产一次完井管柱

松辽盆地北部深层气田储层埋藏深,岩性复杂,存在大量微裂缝、孔洞,通过压裂改造可获取较高的产能。在气井压裂施工中破裂压力高,压力波动大,施工难度大,亟需新的压裂工艺及压裂工具。为此而研究开发的深层气井压裂投产一次完井技术优选压裂工艺及管柱,通过逐级投球实现多段压裂和投产的目的。压裂投产一次完井管柱关键是压裂密封工作筒,从压裂密封工作筒工作原理、锥体受力分析及计算入手,在大量室内试验的基础上,通过对压裂密封工作筒与插入密封段及其密封胶圈的改进完善,探讨、研究提高压裂密封工作筒承压能力的方法,根据松辽盆地北部深层气井实际研制不同规格密封工作筒及配套插入密封段,满足深层气井压裂生产需要。优化喷砂器等工具,形成深层气井压裂投产一体化管柱,管柱及井下工具耐温150℃,耐压80 MPa,可提高施工效率,降低储层伤害率。     

工作筒承压能力研究

大庆外围天然气井在压裂施工中破裂压力高，压力波动大，施工难度大，亟需新的压裂工艺及压裂工具，深层气井压裂投产一次完井技术中使用的压裂密封工作筒就是压裂工具之一。从压裂密封工作筒工作原理、锥体受力分析及计算入手，在大量室内试验的基础上，通过对压裂密封工作筒与插入密封段及其密封胶圈的改进完善，探讨、研究提高压裂密封工作筒承压能力的方法。     

裸眼压裂封隔器胶筒结构的数值优化研究

针对裸眼压裂封隔器封隔性能有待进一步提高的问题,对4″-142裸眼压裂封隔器胶筒与井壁的接触压力进行了数值模拟计算,并对裸眼压裂封隔器胶筒结构提出改进建议。研究表明,裸眼压裂封隔器胶筒工作时主要承受压应力,同等条件下第一个胶筒与井壁的接触压力最大,最大接触压力位于胶筒中部;裸眼压裂封隔器采用双段双胶筒、单个胶筒长度为100.8 mm、防突角为150°的结构时具有更好的封隔性能。     

深层气井试油压裂技术分析

试油压裂作为当前油气勘探开采过程中的一项关键步骤,在深层气井勘探开发中起到了不可替代的作用。由于深层气井具备高温、高压、低孔隙度以及低渗透性等特征,所以试油压裂的难度很大。对此,相关企业或部门需要加大对深层气井试油压裂技术的研究实践力度,明确试油压裂技术的使用方式,从而为今后深层气井的勘探开采积累宝贵经验。     

深层气井封隔器胶筒力学行为仿真

以深层气井测试作业过程中常用的RTTS封隔器为对象,采用ANSYS软件建立了封隔器胶筒非线性材料大变形接触问题的力学模型,开展了坐封后胶筒的受力与变形规律研究,并对影响封隔器密封性能的各种结构参数和材料参数进行了敏感性分析。分析结果表明,胶筒高度越高、胶筒硬度越小,越易坐封;胶筒厚度越小、胶筒高度越高、胶筒摩擦因数越小,胶筒与套管间接触力越大。需要特别指出的是,存在一个胶筒坐封最容易的中等厚度,存在一个胶筒与套管内壁接触力最大的胶筒硬度,随着摩擦因数的增大,胶筒与套管内壁间接触力减小,摩擦力增大。     

深层气藏压裂井井下压力温度监测技术应用

通过压裂施工前将存储式电子压力计随管柱下入到目的层,完整地记录压裂施工过程和压后排液的真实井底压力、温度变化情况。利用所录取的数据,可准确计算压裂施工不同阶段管柱的实际摩阻,建立深层气井压裂液摩阻图版;科学指导破胶剂追加,确保压裂液及时破胶返排;优化设计固化剂固化温度和固化时间,有效防止气井压后返排时支撑剂回流现象;解释、拟合人工裂缝长度和储层渗透率等参数,有效评价压后增产效果。     

深层气井试油压裂技术研究与应用

东濮凹陷深层气藏具有高温、高压、低孔隙度、低渗透的特点，使得度油压裂工艺难度加大。通过对过去深层气井试气压裂技术总结分析，并结合现有的先进理论有工艺技术，在深层气井的射孔技术上采用大孔密、深穿透、负压射孔方式，并附以高能气体压裂技术来解除井筒地带泥浆污染问题，降低压裂施工的破裂压力。在储层改造技术方面优选压裂方式、优化压裂设计、研制耐高温低伤害压裂液体系，在储层内压出深穿透、高导流的长缝，来达到增加产能的目的。对于深层气井采用常规抽汲排液技术不能满足要求，采用连续油管液氮排液技术解决这一难题。这些技术在濮深15井应用成功，进一步完善了东濮凹陷深层气井的试油压裂技术。     

组合测井方法在深层气井套管质量评价中的应用

针对深层气井的特点提出了小直径多臂井径和电磁探伤相结合的深层气井套管质量评价方法,并采用该方法对AS9-P5井、AS27-P1井和AS3-P2井的井下套管进行了测试。结果表明,小直径多臂井径和电磁探伤深层气井套管质量检测技术可以有效判断深层气井井下套管风险程度,为压裂、完井方式、修井和射孔方案的制定提供可靠依据。     

深层页岩气水平井多尺度裂缝压裂技术

深层页岩气（埋深3 500.00 m以深）资源量丰富,但存在压裂施工压力高、加砂困难和压裂后产量低等问题,尚未实现商业化开发。为此,通过模拟地层条件的三轴应力-应变试验分析了深层页岩的变形特征,发现深层页岩具有较强的非线性变形特征,导致深层页岩压裂后平均裂缝尺度偏小;在此基础上,总结深层页岩气井的压裂经验,提出了深层页岩气水平井多尺度裂缝压裂技术:采用酸预处理或中途注酸、粉砂段塞打磨等技术降低施工压力,利用大阶梯变排量、变黏度多级交替泵注模式实现对多尺度裂缝的改造,增加小粒径支撑剂比例实现对多尺度裂缝的长效支撑。该技术在川东南某井进行了现场试验,压裂效果明显改善。这表明深层页岩气水平井进行多尺度裂缝压裂具有可行性,并能提高深层页岩气井的压裂效果。      

我国深层气井压裂技术取得突破

大庆油田日前攻克深层天然气井压裂系列技术 ,使我国成为世界上少有的能够在深度超过 3 0 0 0米、温度达 1 70摄氏度的地下实施特殊岩层压裂技术的国家。岩层压裂技术的开发应用水平直接关系油气田开发的产能和效益。据介绍 ,通过采用这一系列技术 ,去年压裂施工的 3口深气井、6个天然气储层均获成功。这项系列技术的推广应用 ,将为大庆油田深层天然气开发和开拓国内外市场提供有力的技术支撑我国深层气井压裂技术取得突破@孟其林     

高、超高转差率电动机

介绍了高、超高转差率电动机发展历程及技术水平和发展现状,提供了高、超高转差率电动机的工作原理、产品结构、性能特点、技术参数指标及用途;指出该产品具有节电性能好、机械收益高、起动性能优越等特点,并介绍了相关的自主知识产权、特色技术,产品室内试验与现场试验的情况,在国内外各大油田的现场使用情况,以及高、超高转差率电动机进一步研发方向。     

高温高压油管锚定器的研制与应用

为解决油管锚定器耐温耐压性能低,锚定不可靠以及解卡困难等问题,研制了高温高压油管锚定器。该锚定器解卡结构设计独特,实现了泄压平衡油套压力后工具解卡,不受压差影响,安全可靠;锁块锁定中心管,解卡销钉不受坐封压力和尾管重力影响,避免了管柱提前坐卡;锚定器与封隔器配合能实现管柱逐级解卡,可减小起管柱载荷,提高了解卡成功率。高温高压油管锚定器在5井次的现场应用中,最大井斜59.3°,最高注水压力43 MPa。该锚定器起到了对管柱的锚定作用,施工安全,成功率高,保证了整个作业过程封隔器密封可靠,具有广阔的推广应用前景。     

高温高矿化度高密度水基钻井液用润滑剂

复杂深层油气钻井工程中,超高温高矿化度高密度（简称“三高”）复杂条件对水基钻井液润滑剂性能提出了更高要求。笔者利用环保性能较好的改性基础油、极压耐磨成膜材料、复合表面活性剂以及复合抗氧化剂等,研制了一种高温高矿化度高密度钻井液润滑剂SDR-1。评价结果表明,润滑剂SDR-1抗温达200℃,在饱和盐水基浆及含6000 mg/L钙的饱和盐水基浆中润滑系数降低率均大于80%,其沉降稳定性好,荧光级别小于3级;与高密度钻井液配伍性良好,可有效降低高密度钻井液的循环流动压耗及动态摩阻。      

超高温高密度固井隔离液研究与应用

高温高密度井给提高顶替效率的固井隔离液提出了严峻的挑战.通过选用高分子聚合物,辅助高温稳定剂配制出了密度可达2.4 g/cm3的超高密度隔离液,室内研究表明,该隔离液抗温性能达到175℃,具有很好的悬浮稳定性和流变性,与钻井液和水泥浆有较好的相容性及抗污染性,并能延长水泥浆凝结时间,对固井施工安全有保证作用.通过现场一口钻井液密度达2.05 g/cm3的超深井固井应用,固井施工顺利,水泥浆返高界面清晰,过渡段短,水泥环胶结良好,固井质量合格.     

高韧性高流动性聚丙烯材料的研究

采用动态硫化方法对聚丙烯进行增韧改性，以克服传统的简单共混增韧改性产生的冲击强度增幅有限。加工流动性明显下降的问题。对于不同的交联体系、三元乙丙橡胶(EPDM)进行了对比试验。     

高焊速高韧性氟碱型烧结焊剂

焊剂又叫焊药,类似于手工电弧焊条的药皮,它是由多种矿粉混合、烧结而成的颗粒状非金属物混合物。焊剂与焊丝是自动埋弧焊接中不可缺少的焊接材料,前者的主要作用是为金属焊接过程造渣、造气,从而保护焊缝金属不被氧化,减少焊缝金属中氮气的侵入,保证焊缝组织质量,提高生产效率。     

高温高压尾管顶部封隔器研制

常规尾管顶部封隔器无法满足深井、超深井及海洋油气井的高温高压环境对尾管固井作业的需要。依据O形密封圈高温高压密封机理分析,完成了"金属+橡胶"式封隔器密封结构的研制。研究了硫化橡胶厚度、防退锁紧装置、膨胀锥角、坐封力及硫化工艺等关键技术与高温高压密封性能的关系,并优化了主要性能参数。通过对3种氟橡胶材料在高温下的力学性能研究,优选氟橡胶A作为封隔器橡胶密封材料。开发了井下工具的高温高压试验装置,并进行了地面性能评价试验。研究结果表明,高温高压尾管顶部封隔器在204℃下正反双向密封70 MPa,达到现场高温高压井的使用要求。     

高温(220℃)高密度(2.3 g/cm3)水基钻井液技术研究

针对钻井工程需求，评价优选出了抗高温钻井液用高温保护剂、降滤失剂、封堵剂等钻井液处理剂，并进一步优选出了抗高温（220℃）高密度（1.80～2．30g／cm^3）水基钻井液配方。室内评价结果表明：该体系具有良好的抑制性和抗钻屑污染性能，抗钻屑粉污染达10％；具有一定的抗电解质能力，抗盐达2％，抗氯化钙达0．5％；具有良好的润滑性能；容易配制和维护。     

高温高压钻井技术的探索与认识

高温高压钻井作业过程中面临诸多的困难和挑战,为了保障高温高压钻井作业的安全、减少复杂情况,提高作业效率,分析了高温高压钻井所面临的主要挑战,结合国内外的成功经验,提出了相应的应对措施。指出了高温高压钻井除面临压高温高压之外,还要克服地层可钻性差、钻井周期长、钻具易发生疲劳破坏、部分地层含硫化氢等酸性气体等对钻井作业所带来的一系列影响;研究认为科学选择钻井装备、钻井工艺和配套技术,加强现场组织管理对高温高压钻井作业的成功至关重要。高温高压钻井技术是一项系统工程,要不断积累经验、做好技术沉淀,完善相关技术标准和规范,为今后高温高压井的作业提供借鉴和参考。     

三高气田套管磨损研究及应用分析

依据套管磨损相关理论,给出了套管磨损深度预测模型,开展了模拟现场钻井条件下气田在用套管磨损室内试验。分析了三高气田套管磨损后带来的问题,用编制的套管磨损预测软件并结合试验测得的套管磨损参数和实钻井史资料,对龙岗气田部分井在用的244.5 mm技术套管的磨损情况和强度进行了计算。计算结果显示,技术套管普遍存在磨损情况,平均磨损率在10%左右,套管磨损后抗挤强度和抗内压强度都显著降低。探讨了影响套管磨损的主要因素,提出了考虑磨损后套管强度满足要求的三高气田套管柱设计安全系数。研究结果对提高三高气田钻完井安全性有一定的指导作用。