长封固段大温差固井水泥浆技术研究进展

深井超深井常会遇到长封固段大温差固井水泥浆施工困难,固井质量难以保证等问题。本文在总结国内外研究现状的基础上,分析了长封固段大温差固井水泥浆技术研究不足主要在于:(1)缓凝剂的跨温区使用易造成水泥浆超缓凝,目前研究没有从本质上解决该问题,且缓凝剂加量大抗盐性有待提高;(2)聚合物类外加剂在高温下的粘度急剧降低易造成水泥浆稳定性变差;(3)低密度水泥浆环空封隔性能较差;(4)高密度水泥浆在高温高压条件下稳定性较差等。针对上述难点,提出了长封固段大温差固井水泥浆技术对策,包括:(1)合理设计缓凝剂分子结构,研发加量少、抗盐性强的低温敏感缓凝剂;(2)探索AMPS类共聚物引起"鼓包"现象的本质;(3)选择并修正适用于固井水泥浆的紧密堆积模型,以提高高密度、低密度水泥浆应用性能;(4)积极开展高温悬浮稳定剂的合成与生产。

深部调剖技术研究与应用现状

注水井深部调剖技术由于可以有效改善注入水宏观波及系数,较大幅度提高整个区块原油采收率,近年来得到了越来越广泛的认可与应用。本文在充分调研国内外相关文献基础上,系统总结了当前油田应用比较广泛的深部调剖技术的渗流特性和研究应用现状,对今后进一步深入研究各类调剖体系渗流规律以及开发新的调剖体系都具有重要指导意义。

浅谈大数据分析技术在钻井生产中的研究与应用

随着工业的日益发展,对石油生产智能化及信息化管理的需求日趋增强,配合长庆油田公司陆续开展智能油田建设工作,如何发现数据隐藏的价值、提高数据利用率、真正做到用数据指导钻井生产、实现降本增效成为目前长庆钻井亟待解决的问题。

影响固井质量的工艺因素与技术对策研究

石油钻完井工程对固井工程有着紧密地关联,固井质量的好坏关系到整个钻井工程的进度,而且还会影响施工成本,严重的还会对油气井开发产生危害。因此,提高固井质量对于钻井工程具有重要的作用和意义。本文结合工作实践,针对影响固井质量的相关工艺因素进行分析,并在此基础上提出针对性的技术对策,促进固井工程施工的质量管理,并为工作人员施工和研究人员的研究提供参考。

可回收聚合物压裂液体系及其性能研究

为建立压裂返排液的重复利用技术,以聚合物(部分水解聚丙烯酰胺)、助排剂(氟碳表面活性剂)、黏土稳定剂(小分子阳离子聚合物)和有机金属交联剂为原料制得一种可由压裂液返排液配制的可回收压裂液体系,比较了用清水和破胶液(模拟现场返排液)配制的压裂液的各项性能。结果表明,部分水解聚丙烯酰胺在水中溶解迅速,可以满足现场连续混配施工;用清水配制的压裂液耐温(105℃)耐剪切性和剪切恢复性较好,常温下的黏度损失率为57%;压裂液弹性良好;同条件下与清水相比压裂液摩阻降低率大于40%;压裂液在95℃下可彻底破胶,破胶液黏度小于5 mPa·s,残渣含量为11.7 mg/L,对岩心基质渗透率的损害率为10.94%。在破胶液中添加0.12%稳定剂即可作为配液水重复利用,破胶液配制压裂液的各项性能与清水配制压裂液的相当,可以满足现场压裂施工的需求。

CQ-HDEM无土相油基钻井液技术

针对传统的有土相油基钻井液在高密度条件下暴露出的流变性差、易诱发井漏等技术难题,研制了以油基钻井液用乳化剂G326和润湿剂G329为核心处理剂,配套形成了CQ-HDEM无土相油基钻井液体系,实现了主要处理剂国产化。室内实验结果表明,该体系流变性好、电稳定性强,密度可达2.50g/cm^3,抗温160℃,与有土相油基钻井液相比,无土相油基钻井液具有更强的电稳定性和更低的终切力,有利于预防高密度条件下油基钻井液的稠化和复杂地层漏失问题。该体系在四川长宁—威远和壳牌反承包项目页岩气水平井中进行了现场试验应用,均取得良好效果,能够满足页岩气水平井安全快速钻井施工的要求。

新型可回收压裂液体系研究与应用

可回收压裂液体系是一种新型的表面活性剂压裂液,体系具有"无残渣、低伤害、低摩阻、直接混配、可回收利用"的特点,液态稠化剂遇水混合即可快速稠化携砂,现场使用连续混配施工,同时无需添加破胶剂,地层遇原油或地层水即可实现破胶,其技术特点特别适合水平井及丛式井提速提效、节能环保和大规模工厂化作业需求。2012-2017年,该压裂液体系在长庆区域累计推广应用200口水平井(1 781段),节水降耗效果显著,并取得了较好的措施效果。今后,在低渗透油气田大规模清洁化生产改造中具有广阔的应用前景。

CO_2密闭混砂装置在长庆苏里格气田的应用

CO_2干法加砂压裂技术针对强水敏、强水锁地层的压裂开采具有明显优势,可使储量巨大的致密气、页岩气等非常规油气藏得到有效开发,其核心装备是CO_2密闭混砂装置。根据工艺技术要求,经过多年研究,研发出具有自主知识产权的CO_2密闭混砂装置,打破了国外的技术垄断,技术性能达到国际先进水平。多次现场应用表明,该装置可在密闭带压条件下将支撑剂与液态CO_2按施工要求的比例混合后输送给压裂车,具有高可靠性、安全性,达到了设计要求。应用后显示增产效果好,加砂量小于10m^3的井,平均增产20%~30%;最大加砂量20m^3的井无阻流量达24.756×104m^3,较常规压裂对比井产能提高50%以上,为CO_2干法加砂压裂技术的进一步推广应用奠定了坚实的基础。

输气管线阴极保护在线监控系统研究与应用

针对长庆油田伴生气综合利用配气站输气管线腐蚀严重问题,对输气管线阴极保护远程在线监控系统进行了研究,重点研究了输气管线外加电流法阴极保护和远程在线监控系统的构成与功能。在长庆油田第三采油厂伴生气综合利用油房庄配气站输气管线上进行了现场应用,结果表明:该系统实现了配气站输气管线的强制电流阴极保护,防止了腐蚀;同时可以在线监测阴极保护状况并调整恒电位仪的工作状态,配合阴极保护在线监控专家系统进行辅助分析,收到了良好的效果。

低浓度胍胶压裂液体系在致密砂岩气藏的研究与应用

针对致密砂岩气藏低孔、低渗、低压力系数、强水锁特点,室内从降低压裂液残渣和水锁伤害、提高裂缝导流能力出发,通过系统研究开发出新型复合交联剂、水锁处理剂、高效黏土稳定剂和助排剂,形成一套低浓度胍胶压裂液体系。该体系具有良好的耐温耐剪切性能,破胶快速彻底,岩心基质渗透率损害率平均为11.3%,压裂液残渣含量仅为220 mg/L,远远低于常规胍胶压裂液体系,从而降低了压裂液残渣对裂缝导流能力的损害。该体系破胶液的表面张力和界面张力均较低,分别为24.011 mN/m和0.203 m N/m,有利于压后的快速返排。现场应用效果表明,试验井投产3个月后的平均产量为对比井的1.4倍,为今后致密砂岩气藏的高效开发提供了一条有效途径。

耐高温海水基植物胶压裂液性能研究

针对海上油田低渗透油藏平台化压裂作业的生产要求,以我国某海域海水为研究对象,优选了离子络合剂,研究建立了耐高温的海水基植物胶压裂液体系。该植物胶稠化剂在添加络合剂的海水中溶胀速率快,压裂液配伍性好,在130℃、170s^(-1)连续剪切60min,压裂液黏度大于100mPa·s,静态滤失系数为1.49×10^(-4) m/min^(1/2),残渣含量为490.0mg/L,破胶液表面张力24.6mN/m,平均岩心渗透率损害率为22.38%,各项性能均优于行业标准要求。

基于创新视角下优化石油化工质量的管理探析

随着社会科技的不断进步,市场以及人们对石油化工工业的发展提出了新的要求,就现阶段而言,提高石油化工工业生产效率以及产品服务质量,成为国民经济发展中的关键问题。为了提高相关从业队伍对石油化工工业发展的认识水平以及生产与研发水平,本文从质量管理工作方面入手,立足于质量管理工作现状,石化行业质管创新性方面入手进行深入探讨,以期进一步提升石油化工质量管理工作综合效益。

旋转导向钻井轨迹控制特性实验教学装置设计及应用

旋转导向是目前钻井技术的最前沿科技,也是定向钻井领域未来发展的主流方向。获取并展示旋转导向钻井行为对钻井人才培养及实现现场技术再次革新升级均有重大意义。为展示旋转导向钻井行为,基于相似性原理,研制旋转导向钻井轨迹控制特性实验教学装置,装置可展示旋转导向钻井系统的轨迹控制行为和揭示其控制特性,可评价不同导向钻井技术实施效果,提升学生导向钻井作业的工程实践能力,为科研人员揭示轨迹控制机理、开展科研创新提供保障。

二氧化碳压裂供液系统设计

在CO2压裂技术早期应用过程中,使用常规CO2槽车和CO2增压泵车作为压裂车的主要供液设备,施工过程中由于增压泵车的抽吸作用和地面管路的摩阻,使得CO2槽车中处于临界状态的液态CO2部分气化,导致施工排量难以提高且极不稳定,影响施工的正常进行。针对液态CO2气化导致的压裂装备走空泵、排量波动、持续供液难等问题,主要从气体增压装置、控制系统、CO2储罐及地面管汇四部分对供液系统进行设计,通过现场多井次的应用表明该供液系统可大幅提高施工排量,保持整个施工过程的排量平稳,为CO2压裂技术的现场成功应用奠定了坚实的基础。文章主要从技术分析、系统功能、系统结构、现场应用四个方面介绍该供液系统。

输油管线腐蚀泄漏在线监测系统研发及应用

针对长庆油田输油管线翻越多、落差大,因管龄时间长而发生管道腐蚀穿孔造成的泄漏事故、环境污染等问题,研发了输油管线腐蚀泄漏在线监测系统。在管道两端安装音波传感器,实时接收并监测管线内产生的次声波信号,确定是否发生泄漏并根据次声波信号到达管线两端的时间差,计算出发生泄漏的位置,并将输油管线的压力和流量作为泄漏监测的辅助评估参数。通过输油管线上的应用表明:该系统降低了输油管线的运行风险,为输油管线的安全生产提供了便利,具有较高的经济效益和社会效益。

原油含水分析仪在线检定装置研发及应用

针对原油含水分析仍然采用蒸馏化验方法,需要现场采集原油试样,在实验室进行含水率分析,化验时间长,耗费人力、物力较多,不安全环保等现象,研发出的原油含水分析仪在线检定装置,可以快速、安全、准确地检测出原油含水率,并能检定多种类型的插入式原油含水分析仪的准确度;也可携带到现场用于检定工作中的原油含水分析仪,同时能配制0~100%各点的标准原油含水油样,模拟油田现场输油管线原油含水分析在线连续测量方式。根据目前现场的实际应用情况,该原油含水分析仪在线检定装置满足了油田发展的要求。

新型温度自适应性驱油剂的合成及性能评价

以丙烯酰胺(AM)、2-甲基-2-丙烯酰胺基-丙磺酸(AMPS)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)和甲基丙烯醇聚氧乙烯醚(HEPG)为单体,合成了一种新型温度自适应性驱油剂PMHA,其结构和微观形貌经IR和SEM等表征。采用岩心驱替实验评价了PMHA的驱油性能。结果表明:PMHA有良好的热稳定性,微观形貌呈网状结构;PMHA溶液浓度为2000 mg/L时,粘度为100.8 mPa·s;温度为100℃时,总体粘度保留率超过50%;PMHA驱油效果良好,提高采收率约25.51%。

输油管线防腐蚀效果在线监测系统研发应用

针对输油管线防腐蚀现状,研发了输油管线防腐蚀效果在线监测系统,介绍了该系统的工作原理、系统构成及管线腐蚀检测步骤,实际应用表明:该系统具有防腐蚀效果检测快速、准确、自动化程度高等特点,可确定埋地输油管线的腐蚀损伤状态和速率;同时,可预测输油管线的安全使用寿命,避免腐蚀泄漏等隐患的产生;可优化缓蚀剂最佳加注量;能评估输油管线强制外加电流阴极保护效果,使输油管线腐蚀得到有效控制。

原油储罐升降机自动计量装置研发及应用

针对原油储罐内的液面精确计量难题,尤其是罐内油水界面位置精确计量十分困难,研发了原油储罐升降机自动计量装置,该装置主要由自动升降机、量油孔管、射频液位含水分析仪和检测探头等组成,实现了原油储罐液面和油水界面自动准确计量、液面超限报警、以及分层含水率的测量,解决了原油储罐液面和油水界面准确计量等难题。

丛式井组套管阴极保护数字化远程监控柜研发应用

某油田丛式井组套管阴极保护缺乏远程监控,需专职人员定期巡查,针对该问题研发了一种丛式井组套管阴极保护数字化远程监控柜。该数字化远程监控柜主要由仪表单元、直流供电单元、远程控制终端(RTU)等组成,具有运行效率高、调压安全、体积小、质量轻、投入成本低、组网方便、数据传输稳定可靠、功能强大等优点。通过该油田60多个丛式井组的现场实际应用表明:该数字化远程监控柜实现了丛式井组套管阴极保护和数字化远程监控,无需专职人员管理,达到了预期的设计目的。