E-mail Alert2015年 37卷 第5期
2015, 37(5): 1-4.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.001
摘要:
指向式旋转导向工具在国内的研究起步晚，许多技术环节还处于攻关阶段。该系统钻头轴（或偏心轴）与钻铤的相对角位置测量是工具在导向过程中保持工具面相对大地稳定的关键和前提，其精确度和实时性至关重要。在研究指向式旋转导向系统工具结构和工具面测量原理的基础上，对利用旋转变压器的2 种角位置测量方法——反正切法和鉴相法进行适用性对比分析，对2 种算法进行了仿真，并优选鉴相法开展实验室平台验证。仿真及实验结果证明，在电动机模拟井下转动并受干扰的情况下，鉴相法比反正切法处理后的信号具有更强的稳定性，能够较好地实时跟踪并高精度还原工具偏心轴相对于外部钻铤的转动角度，为钻头轴工具面角的测量、导向控制以及整个工具的研制提供了基础。
指向式旋转导向工具在国内的研究起步晚，许多技术环节还处于攻关阶段。该系统钻头轴（或偏心轴）与钻铤的相对角位置测量是工具在导向过程中保持工具面相对大地稳定的关键和前提，其精确度和实时性至关重要。在研究指向式旋转导向系统工具结构和工具面测量原理的基础上，对利用旋转变压器的2 种角位置测量方法——反正切法和鉴相法进行适用性对比分析，对2 种算法进行了仿真，并优选鉴相法开展实验室平台验证。仿真及实验结果证明，在电动机模拟井下转动并受干扰的情况下，鉴相法比反正切法处理后的信号具有更强的稳定性，能够较好地实时跟踪并高精度还原工具偏心轴相对于外部钻铤的转动角度，为钻头轴工具面角的测量、导向控制以及整个工具的研制提供了基础。
2015, 37(5): 5-9.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.002
摘要:
通过煤矿井下实测，直观描述了煤层水平孔的失稳、垮塌特征，统计分析了煤层水平孔稳定性与埋深、煤坚固性之间的关系，并应用晋城地区现有煤层气水平井的实际排采数据进行了对比分析。认识到影响煤层气水平井井壁稳定性的主要地质因素是：小微构造、地应力、埋藏深度，其中小微构造导致水平井眼易穿过构造软煤区，地应力、埋藏深度会增加井壁的受力导致井壁失稳垮塌。研究结果为从地质方面预防井壁失稳提供了理论依据。
通过煤矿井下实测，直观描述了煤层水平孔的失稳、垮塌特征，统计分析了煤层水平孔稳定性与埋深、煤坚固性之间的关系，并应用晋城地区现有煤层气水平井的实际排采数据进行了对比分析。认识到影响煤层气水平井井壁稳定性的主要地质因素是：小微构造、地应力、埋藏深度，其中小微构造导致水平井眼易穿过构造软煤区，地应力、埋藏深度会增加井壁的受力导致井壁失稳垮塌。研究结果为从地质方面预防井壁失稳提供了理论依据。
2015, 37(5): 10-13.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.003
摘要:
超深水平井多封隔器分段改造作业过程中，井筒温度下降造成尾管悬挂封隔器下部环空压力下降，易造成尾管悬挂封隔器、下部分段改造封隔器和油管柱失效。针对典型分段改造水平井井身结构，开展分段改造过程中尾管悬挂封隔器下部环空压力变化的影响因素和潜在后果分析，综合考虑油管柱鼓胀效应引起的环空体积变化、井筒压力温度变化引起的环空流体体积变化和井筒温度变化引起的油管柱体积变化对尾管悬挂封隔器下部环空压力的影响，建立了尾管悬挂封隔器下部环空压力变化预测模型。以塔里木油田一口超深水平井为例，开展了分段改造过程中尾管悬挂封隔器下部环空压力预测，并在此基础上开展了封隔器和改造管柱力学分析。分析结果表明：超深水平井分段改造过程中，由于井筒温度场急剧下降，尾管悬挂封隔器下部环空压力相对坐封工况将发生大幅下降，从而给改造管柱和封隔器带来非常大的失效风险，超深水平井分段改造管柱设计过程中必须充分考虑该因素。
超深水平井多封隔器分段改造作业过程中，井筒温度下降造成尾管悬挂封隔器下部环空压力下降，易造成尾管悬挂封隔器、下部分段改造封隔器和油管柱失效。针对典型分段改造水平井井身结构，开展分段改造过程中尾管悬挂封隔器下部环空压力变化的影响因素和潜在后果分析，综合考虑油管柱鼓胀效应引起的环空体积变化、井筒压力温度变化引起的环空流体体积变化和井筒温度变化引起的油管柱体积变化对尾管悬挂封隔器下部环空压力的影响，建立了尾管悬挂封隔器下部环空压力变化预测模型。以塔里木油田一口超深水平井为例，开展了分段改造过程中尾管悬挂封隔器下部环空压力预测，并在此基础上开展了封隔器和改造管柱力学分析。分析结果表明：超深水平井分段改造过程中，由于井筒温度场急剧下降，尾管悬挂封隔器下部环空压力相对坐封工况将发生大幅下降，从而给改造管柱和封隔器带来非常大的失效风险，超深水平井分段改造管柱设计过程中必须充分考虑该因素。
2015, 37(5): 14-16.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.004
摘要:
深水钻井地层破裂压力低、钻井液密度窗口窄，溢流时采用司钻法压井，往往未控制溢流却又诱发井漏事故。因此采用深水司钻法压井时地层受力显得尤为重要。考虑节流管汇影响，利用流体动力学，建立了深水钻井司钻法压井立管压力和地层受力计算模型，分析了深水司钻法压井中立管压力和地层压力变化规律，给出了司钻法压井过程中累计泵入长度对应的立管压力、套压、地层受力变化曲线，结合地层破裂压力极限值，确定压井过程中最优压井排量。对于压井排量和钻具组合相同的情况，司钻法压井时，套管鞋越深，套管鞋处地层受力越大；深度大的套管鞋位置出现最大压力时间要早于深度小的套管鞋位置；当天然气柱顶部达到井深某处时，某处地层受力最大；当天然气柱顶部达到井口时，套管压力最大，并且地层受力最大值总是早于套管压力最大值。
深水钻井地层破裂压力低、钻井液密度窗口窄，溢流时采用司钻法压井，往往未控制溢流却又诱发井漏事故。因此采用深水司钻法压井时地层受力显得尤为重要。考虑节流管汇影响，利用流体动力学，建立了深水钻井司钻法压井立管压力和地层受力计算模型，分析了深水司钻法压井中立管压力和地层压力变化规律，给出了司钻法压井过程中累计泵入长度对应的立管压力、套压、地层受力变化曲线，结合地层破裂压力极限值，确定压井过程中最优压井排量。对于压井排量和钻具组合相同的情况，司钻法压井时，套管鞋越深，套管鞋处地层受力越大；深度大的套管鞋位置出现最大压力时间要早于深度小的套管鞋位置；当天然气柱顶部达到井深某处时，某处地层受力最大；当天然气柱顶部达到井口时，套管压力最大，并且地层受力最大值总是早于套管压力最大值。
2015, 37(5): 17-21.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.005
摘要:
为研究水力脉冲射流流场内旋流流场的变化特性，通过建立井底边界条件下单喷嘴脉冲射流冲击流场物理模型，对脉冲射流旋流流场进行了数值模拟研究。结果表明，非稳态旋流是脉冲射流流场的一个显著特征，对脉冲射流钻井提速起到重要作用，旋流速度和范围具有周期性变化且不随脉冲频率发生改变；在单周期内，旋流强度与脉冲射流速度变化具有一致性， 旋流影响范围由前期的快速扩大到后期的缓慢扩大，一直保持增大趋势；旋流作用强于射流动能是脉冲射流产生局部脉动负压的主要原因，有利于降低压持效应；旋流流场改变钻头表面的压力分布，有利于提高钻头清洗效果。研究结果对指导脉冲射流提速技术具有一定的参考价值。
为研究水力脉冲射流流场内旋流流场的变化特性，通过建立井底边界条件下单喷嘴脉冲射流冲击流场物理模型，对脉冲射流旋流流场进行了数值模拟研究。结果表明，非稳态旋流是脉冲射流流场的一个显著特征，对脉冲射流钻井提速起到重要作用，旋流速度和范围具有周期性变化且不随脉冲频率发生改变；在单周期内，旋流强度与脉冲射流速度变化具有一致性， 旋流影响范围由前期的快速扩大到后期的缓慢扩大，一直保持增大趋势；旋流作用强于射流动能是脉冲射流产生局部脉动负压的主要原因，有利于降低压持效应；旋流流场改变钻头表面的压力分布，有利于提高钻头清洗效果。研究结果对指导脉冲射流提速技术具有一定的参考价值。
2015, 37(5): 22-25.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.006
摘要:
为了降低东濮凹陷断块油气藏大落差阶梯水平井管柱下入摩阻，开展了大跨距阶梯水平井轨道优化研究。考虑地层实际造斜能力，优化了造斜段的靶前位移和造斜率；建立了带封隔器（或扶正器）的完井管柱下入摩阻模型，优化了阶梯过渡段的井眼曲率和位移差。分析表明，造斜段靶前位移控制在300~400 m，造斜率先低后高，适当降低阶梯过渡段造斜率和位移差，有利于降低钻进和管柱下入摩阻。设计成果在东濮凹陷4 口阶梯水平井中应用，阶梯着陆中靶率100%，储层钻遇率最大95.3%，水平段最长达到1 214 m，断块落差控制范围7.14~40.3 m。应用结果表明，采用分段评估的方法优化阶梯水平井轨道参数具有针对性和全面性，为同类型阶梯水平井的设计提供了借鉴。
为了降低东濮凹陷断块油气藏大落差阶梯水平井管柱下入摩阻，开展了大跨距阶梯水平井轨道优化研究。考虑地层实际造斜能力，优化了造斜段的靶前位移和造斜率；建立了带封隔器（或扶正器）的完井管柱下入摩阻模型，优化了阶梯过渡段的井眼曲率和位移差。分析表明，造斜段靶前位移控制在300~400 m，造斜率先低后高，适当降低阶梯过渡段造斜率和位移差，有利于降低钻进和管柱下入摩阻。设计成果在东濮凹陷4 口阶梯水平井中应用，阶梯着陆中靶率100%，储层钻遇率最大95.3%，水平段最长达到1 214 m，断块落差控制范围7.14~40.3 m。应用结果表明，采用分段评估的方法优化阶梯水平井轨道参数具有针对性和全面性，为同类型阶梯水平井的设计提供了借鉴。
2015, 37(5): 26-29.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.007
摘要:
伊朗北阿油田自2011 年进入了整体开发阶段，以savark3 为目的层，钻成了大量水平井。已完钻的水平井井深均在4 000 m 以上，平均钻井周期3 个月以上。为了提高单井采收率，缩短钻井周期，部署第1 口双分支井AZNN-022 井，该井分支井眼的完钻层位与主眼不同，且水平偏移距短，曲率设计高，防碰施工难度大。采取开窗位置优选、轨道优化设计、精确轨迹控制、防碰扫描技术等措施，成功解决了上述难题，顺利地钻完分支井眼，实现了井下安全。这对于该区块的后续双分支井施工和斜井段开窗侧钻井的施工具有重要的借鉴意义。
伊朗北阿油田自2011 年进入了整体开发阶段，以savark3 为目的层，钻成了大量水平井。已完钻的水平井井深均在4 000 m 以上，平均钻井周期3 个月以上。为了提高单井采收率，缩短钻井周期，部署第1 口双分支井AZNN-022 井，该井分支井眼的完钻层位与主眼不同，且水平偏移距短，曲率设计高，防碰施工难度大。采取开窗位置优选、轨道优化设计、精确轨迹控制、防碰扫描技术等措施，成功解决了上述难题，顺利地钻完分支井眼，实现了井下安全。这对于该区块的后续双分支井施工和斜井段开窗侧钻井的施工具有重要的借鉴意义。
2015, 37(5): 30-33.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.008
摘要:
长庆气田水平井钻进具有地层条件复杂，岩石可钻性差的特点。为探索适合长庆气田水平井提速的配套技术，从复合钻井工艺、钻井液体系性能、防托压和事故复杂预防4 个方面进行了生产应用。实践表明，高效PDC 钻头配合螺杆复合钻井可显著提高机械钻速，缩短建井周期；膨润土、聚合物和聚磺钻井液体系可通过控制钻井液性能参数防止不同井段的地层漏失、坍塌，并满足钻具润滑要求；采用倒装钻具组合和应用水力加压器可减小钻具摩阻，减缓托压现象，从而提高滑动钻进速度；此外，应做好井下复杂事故的防治方案并在施工中严格执行。该配套工艺可为长庆地区同类结构水平井钻进提供参考，对提高勘探开发效益具有重要意义。
长庆气田水平井钻进具有地层条件复杂，岩石可钻性差的特点。为探索适合长庆气田水平井提速的配套技术，从复合钻井工艺、钻井液体系性能、防托压和事故复杂预防4 个方面进行了生产应用。实践表明，高效PDC 钻头配合螺杆复合钻井可显著提高机械钻速，缩短建井周期；膨润土、聚合物和聚磺钻井液体系可通过控制钻井液性能参数防止不同井段的地层漏失、坍塌，并满足钻具润滑要求；采用倒装钻具组合和应用水力加压器可减小钻具摩阻，减缓托压现象，从而提高滑动钻进速度；此外，应做好井下复杂事故的防治方案并在施工中严格执行。该配套工艺可为长庆地区同类结构水平井钻进提供参考，对提高勘探开发效益具有重要意义。
2015, 37(5): 34-36.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.009
摘要:
为了进一步挖掘吉林油田老区剩余油资源、充分利用老井网，开展了老井侧钻水平井开发试验工作。红侧平+24- 022 井是红岗油田的第一口?118 mm 小井眼侧钻水平井，水平段长、钻进难度大。通过优选套管开窗工艺、优化剖面设计和优选强抑制性钻井液体系，确保了红侧平+24-022 水平井侧钻裸眼段长度、水平段长度、平均机械钻速等技术指标都处于较先进水平。 通过钻完井难点分析和现场应用，全面总结了长水平段?118 mm 侧钻水平井的钻完井技术经验，对于同类侧钻水平井的施工具有借鉴意义。
为了进一步挖掘吉林油田老区剩余油资源、充分利用老井网，开展了老井侧钻水平井开发试验工作。红侧平+24- 022 井是红岗油田的第一口?118 mm 小井眼侧钻水平井，水平段长、钻进难度大。通过优选套管开窗工艺、优化剖面设计和优选强抑制性钻井液体系，确保了红侧平+24-022 水平井侧钻裸眼段长度、水平段长度、平均机械钻速等技术指标都处于较先进水平。 通过钻完井难点分析和现场应用，全面总结了长水平段?118 mm 侧钻水平井的钻完井技术经验，对于同类侧钻水平井的施工具有借鉴意义。
2015, 37(5): 37-40.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.010
摘要:
中国南海莺琼盆地具有温度梯度高、地层压力高、安全密度窗口窄的特点，在高温高压状态下经常出现钻井液流变性控制困难、井漏、电测遇阻和储层污染等问题。根据该区块地层的特点，通过大量的室内研究，在聚磺体系的基础上，引入甲酸钾作为抑制剂，优选了磺化材料及抗温聚合物，在提高抑制性的同时，有效地降低了体系的活度，通过加重剂的优化，改善钻井液的流变性，同时使其具有低的高温高压失水，密度2.4 g/cm3 的体系抗温可达200 ℃。现场应用结果表明，该钻井液体系具有良好的抗温性和流变性，高温高压失水低，泥饼质量好，电测结果显示，该钻井液体系具有良好的储层保护效果。
中国南海莺琼盆地具有温度梯度高、地层压力高、安全密度窗口窄的特点，在高温高压状态下经常出现钻井液流变性控制困难、井漏、电测遇阻和储层污染等问题。根据该区块地层的特点，通过大量的室内研究，在聚磺体系的基础上，引入甲酸钾作为抑制剂，优选了磺化材料及抗温聚合物，在提高抑制性的同时，有效地降低了体系的活度，通过加重剂的优化，改善钻井液的流变性，同时使其具有低的高温高压失水，密度2.4 g/cm3 的体系抗温可达200 ℃。现场应用结果表明，该钻井液体系具有良好的抗温性和流变性，高温高压失水低，泥饼质量好，电测结果显示，该钻井液体系具有良好的储层保护效果。
2015, 37(5): 41-45.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.011
摘要:
针对常规封堵剂难以对非均质渗透性储层实现有效封堵的难题，基于疏水缔合聚合物的缔合理论，采用共溶剂聚合法，经分子结构优化设计，合成了新型的丙烯酰胺（AM）/ 十八烷基二甲基烯丙基氯化铵（C18DMAAC）/ 丙烯酸钠（AANa）疏水缔合共聚物（HMP），采用红外光谱、元素分析和凝胶色谱表征和测定了HMP 的分子结构和分子量，并对其作为钻井液封堵剂的可行性进行了探讨。结果表明，新型疏水缔合聚合物HMP 的重均分子量小于10 万，对钻井液的流变性能影响小，当HMP 分子中疏水单体C18DMAAC 摩尔含量达到0.66 %，且HMP 在钻井液中的质量浓度达到0.6% 后，其具有优良的封堵性能，在高温高压条件下可以实现对石英砂床和不同渗透率岩心的有效封堵，且形成的封堵层薄而致密；粒度分布测定结果表明，HMP 将钻井液体系的粒度分布范围拓宽至几微米到几百微米，并能显著增大体系的平均粒径，这是其具有优良封堵性能的主要原因。
针对常规封堵剂难以对非均质渗透性储层实现有效封堵的难题，基于疏水缔合聚合物的缔合理论，采用共溶剂聚合法，经分子结构优化设计，合成了新型的丙烯酰胺（AM）/ 十八烷基二甲基烯丙基氯化铵（C18DMAAC）/ 丙烯酸钠（AANa）疏水缔合共聚物（HMP），采用红外光谱、元素分析和凝胶色谱表征和测定了HMP 的分子结构和分子量，并对其作为钻井液封堵剂的可行性进行了探讨。结果表明，新型疏水缔合聚合物HMP 的重均分子量小于10 万，对钻井液的流变性能影响小，当HMP 分子中疏水单体C18DMAAC 摩尔含量达到0.66 %，且HMP 在钻井液中的质量浓度达到0.6% 后，其具有优良的封堵性能，在高温高压条件下可以实现对石英砂床和不同渗透率岩心的有效封堵，且形成的封堵层薄而致密；粒度分布测定结果表明，HMP 将钻井液体系的粒度分布范围拓宽至几微米到几百微米，并能显著增大体系的平均粒径，这是其具有优良封堵性能的主要原因。
2015, 37(5): 46-48.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.012
摘要:
涠洲某油田A9 井是位于广西北海北部湾的大斜度生产井，采用裸眼下入?178 mm 钻孔管柱完井。A9 井的特点是目的层压力系数高、钻井液密度高、黏度和切力大、井眼曲率大、井斜角大、水平段长、目的层为大段泥岩、页岩等，综合分析认为主要的完井技术难点有钻孔管下入摩阻大、井控和储层保护难度大、下钻激动压力和循环压力高易造成悬挂封隔器中途坐封等。针对以上难点，对钻孔管柱下入难度进行了分析，计算了管柱下入摩阻，并优化了管柱配置，采用具有储层保护效果的钻完井液体系和特殊结构的悬挂封隔器总成，从而将管柱顺利下入到位，并获得理想的油井产量。该技术为同类复杂井况条件下的钻孔管柱下入设计与施工作业提供参考。
涠洲某油田A9 井是位于广西北海北部湾的大斜度生产井，采用裸眼下入?178 mm 钻孔管柱完井。A9 井的特点是目的层压力系数高、钻井液密度高、黏度和切力大、井眼曲率大、井斜角大、水平段长、目的层为大段泥岩、页岩等，综合分析认为主要的完井技术难点有钻孔管下入摩阻大、井控和储层保护难度大、下钻激动压力和循环压力高易造成悬挂封隔器中途坐封等。针对以上难点，对钻孔管柱下入难度进行了分析，计算了管柱下入摩阻，并优化了管柱配置，采用具有储层保护效果的钻完井液体系和特殊结构的悬挂封隔器总成，从而将管柱顺利下入到位，并获得理想的油井产量。该技术为同类复杂井况条件下的钻孔管柱下入设计与施工作业提供参考。
2015, 37(5): 49-53.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.013
摘要:
卡拉赞巴斯油田老区浅层调整井固井后存在声幅测井质量合格率低、环空带压严重的问题，分析其原因是由于前期水泥浆设计指导原则脱离油田实际。针对现场实际要求，通过去掉降滤失剂、减少分散剂使用、选择合理实验温度、优化外掺料配比等措施调整水泥浆配方，调整后的低温早强水泥浆体系稠化时间、终凝时间可分别控制在2 h、4 h 以内，8 h 强度可达3 MPa 以上。对调整后的水泥浆体系进行了8 井次的现场应用，固井合格率由前期的69% 提高到90% 以上，基本上解决了该油田薄油层、薄隔层、活跃水层调整井固井难题，为油田的高效开发创造了良好条件。
卡拉赞巴斯油田老区浅层调整井固井后存在声幅测井质量合格率低、环空带压严重的问题，分析其原因是由于前期水泥浆设计指导原则脱离油田实际。针对现场实际要求，通过去掉降滤失剂、减少分散剂使用、选择合理实验温度、优化外掺料配比等措施调整水泥浆配方，调整后的低温早强水泥浆体系稠化时间、终凝时间可分别控制在2 h、4 h 以内，8 h 强度可达3 MPa 以上。对调整后的水泥浆体系进行了8 井次的现场应用，固井合格率由前期的69% 提高到90% 以上，基本上解决了该油田薄油层、薄隔层、活跃水层调整井固井难题，为油田的高效开发创造了良好条件。
2015, 37(5): 54-57.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.014
摘要:
克深2-1-14 井是塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带上的一口重点天然气开发井，完钻井深为5 541 m。该井地质结构复杂，第四系、新近系和古近系上段苏维依组为易吸水膨胀坍塌的泥岩段，同时存在砾石及砂岩层，为低压易漏地层。针对该地层特点和工程现状，二开采用?365.13 mm + ?339.7 mm 大尺寸组合套管，下至深度5 541 m，同时应用了低黏切先导钻井液、黏性加重隔离液和双凝水泥浆的体系，完成了该深井、大尺寸套管、大井眼环空的固井施工作业，施工后电测检验封固质量优。该井的成功经验可为今后同类型井的固井施工提供有益的借鉴。
克深2-1-14 井是塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带上的一口重点天然气开发井，完钻井深为5 541 m。该井地质结构复杂，第四系、新近系和古近系上段苏维依组为易吸水膨胀坍塌的泥岩段，同时存在砾石及砂岩层，为低压易漏地层。针对该地层特点和工程现状，二开采用?365.13 mm + ?339.7 mm 大尺寸组合套管，下至深度5 541 m，同时应用了低黏切先导钻井液、黏性加重隔离液和双凝水泥浆的体系，完成了该深井、大尺寸套管、大井眼环空的固井施工作业，施工后电测检验封固质量优。该井的成功经验可为今后同类型井的固井施工提供有益的借鉴。
2015, 37(5): 58-62.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.015
摘要:
为分析在钻井、完井过程中套管头的损坏原因，了解套管头在工作过程中的受力状态和危险部位，判断其安全性，对套管头在多工况作用下应力分布状态进行了仿真计算和安全性分析。根据API 标准和行业规范制定了套管头计算校核准则， 针对现场套管头实际工作过程，分析了试压、钻井等6 种典型的作业工况；对套管头在6 种作业工况下的受力状态进行了分析， 得到了套管头的变形和应力分布状态，确定了套管头的危险部位，对不满足校核准则的工况给出了合理化的建议。仿真计算分析结果与现场套管头破坏的形态特征一致，为现场套管头安全可靠作业提供了参考。
为分析在钻井、完井过程中套管头的损坏原因，了解套管头在工作过程中的受力状态和危险部位，判断其安全性，对套管头在多工况作用下应力分布状态进行了仿真计算和安全性分析。根据API 标准和行业规范制定了套管头计算校核准则， 针对现场套管头实际工作过程，分析了试压、钻井等6 种典型的作业工况；对套管头在6 种作业工况下的受力状态进行了分析， 得到了套管头的变形和应力分布状态，确定了套管头的危险部位，对不满足校核准则的工况给出了合理化的建议。仿真计算分析结果与现场套管头破坏的形态特征一致，为现场套管头安全可靠作业提供了参考。
2015, 37(5): 63-67.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.016
摘要:
针对胜利油田东营北带丰深1 与盐227 区块沙四下砂砾岩体地层岩石研磨性强、可钻性差、机械钻速低、钻头寿命短的技术难题，开展了旋流PDC 钻头个性化设计与应用研究。通过室内实验，优选出了适合该地层特点的PDC 切削齿类型； 通过电脑模拟，优化了钻头的冠部轮廓、切削结构和切削齿后倾角设计；研制出旋转射流喷嘴，设计并试制了水力与机械联合破岩的新型PDC 钻头。在丰深1- 平1 井的砂砾岩体地层中进行了钻井试验，与其他类型PDC 钻头相比，机械钻速提高了46.8%，单只钻头进尺提高了69.6%；与牙轮钻头相比，机械钻速提高了48.1%，单只钻头进尺提高了156.5%。在盐227 井工厂砂砾岩体井段推广应用也取得了明显的提速效果，机械钻速提高26%，平均单只钻头进尺提高102 m。研究成果对PDC 钻头个性化设计具有一定的借鉴意义，对硬的强研磨性地层钻井提速具有推广应用价值。
针对胜利油田东营北带丰深1 与盐227 区块沙四下砂砾岩体地层岩石研磨性强、可钻性差、机械钻速低、钻头寿命短的技术难题，开展了旋流PDC 钻头个性化设计与应用研究。通过室内实验，优选出了适合该地层特点的PDC 切削齿类型； 通过电脑模拟，优化了钻头的冠部轮廓、切削结构和切削齿后倾角设计；研制出旋转射流喷嘴，设计并试制了水力与机械联合破岩的新型PDC 钻头。在丰深1- 平1 井的砂砾岩体地层中进行了钻井试验，与其他类型PDC 钻头相比，机械钻速提高了46.8%，单只钻头进尺提高了69.6%；与牙轮钻头相比，机械钻速提高了48.1%，单只钻头进尺提高了156.5%。在盐227 井工厂砂砾岩体井段推广应用也取得了明显的提速效果，机械钻速提高26%，平均单只钻头进尺提高102 m。研究成果对PDC 钻头个性化设计具有一定的借鉴意义，对硬的强研磨性地层钻井提速具有推广应用价值。
2015, 37(5): 68-72.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.017
摘要:
Standing 在Vogel 方程的基础上建立了溶解气驱油藏非完善井的IPR 方程，但这一方程并未得到国内外学者的一致认可。通过分析Standing 产能方程，指出Standing 定义的流动效率（油井在同一产量下理想井底压差与实际井底压差之比）是建立在油藏单相渗流理论基础之上，并不适用于油气两相渗流。选用相同压降下实际油井产量与理想油井产量之比定义流动效率，建立了新的非完善井产能预测方程，该方程计算结果的正确性得到了油藏数值模拟结果的验证。
Standing 在Vogel 方程的基础上建立了溶解气驱油藏非完善井的IPR 方程，但这一方程并未得到国内外学者的一致认可。通过分析Standing 产能方程，指出Standing 定义的流动效率（油井在同一产量下理想井底压差与实际井底压差之比）是建立在油藏单相渗流理论基础之上，并不适用于油气两相渗流。选用相同压降下实际油井产量与理想油井产量之比定义流动效率，建立了新的非完善井产能预测方程，该方程计算结果的正确性得到了油藏数值模拟结果的验证。
2015, 37(5): 73-77.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.018
摘要:
在以往裂缝性碳酸盐岩酸化模拟的研究中，一般假设裂缝与基质均匀切割且将求解域离散为规则网格的形式，处理复杂形态的裂缝时会有较大困难。为了更加真实地模拟裂缝性碳酸盐岩的酸液流动过程，采用有限元网格对其求解域进行精细网格划分，使求解域更好地逼近各种复杂的裂缝形态，并且使用有限单元法进行模拟计算，实现对线性流和径向流酸化的模拟仿真，很好地解决了网格取向问题。结果表明，将有限单元法用以酸化模拟是可行的，为多孔介质内的精细酸化模拟提供了新方法。
在以往裂缝性碳酸盐岩酸化模拟的研究中，一般假设裂缝与基质均匀切割且将求解域离散为规则网格的形式，处理复杂形态的裂缝时会有较大困难。为了更加真实地模拟裂缝性碳酸盐岩的酸液流动过程，采用有限元网格对其求解域进行精细网格划分，使求解域更好地逼近各种复杂的裂缝形态，并且使用有限单元法进行模拟计算，实现对线性流和径向流酸化的模拟仿真，很好地解决了网格取向问题。结果表明，将有限单元法用以酸化模拟是可行的，为多孔介质内的精细酸化模拟提供了新方法。
2015, 37(5): 78-81.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.019
摘要:
针对鄂尔多斯盆地致密油层施工排量和簇间应力干扰作用对形成复杂缝网的影响开展了相关研究。采用离散缝网模型及有限元软件进行模拟分析，选择产层相同、压裂增产方案相近的2 口试验水平井，进行压裂设计参数对比、产量对比及微地震监测结果对比。研究表明，施工排量过小，压裂效果以常规双翼缝为主，大排量是保证复杂缝网形成的条件；储层存在实现复杂缝网的临界排量，大于该临界排量时，主裂缝变短，次生缝网增加，带宽变大；多簇压裂时，主裂缝不同步开裂易引起主裂缝不同步延伸，率先延伸的主裂缝会抑制周围主裂缝的延伸甚至开裂，后延伸的主裂缝周围易产生剪切诱导的次生裂缝，利于形成复杂缝网。因此，选取大于临界排量的施工排量有利于增加储层改造体积，而多簇压裂时开裂延伸的主裂缝数量有可能小于设计簇数。
针对鄂尔多斯盆地致密油层施工排量和簇间应力干扰作用对形成复杂缝网的影响开展了相关研究。采用离散缝网模型及有限元软件进行模拟分析，选择产层相同、压裂增产方案相近的2 口试验水平井，进行压裂设计参数对比、产量对比及微地震监测结果对比。研究表明，施工排量过小，压裂效果以常规双翼缝为主，大排量是保证复杂缝网形成的条件；储层存在实现复杂缝网的临界排量，大于该临界排量时，主裂缝变短，次生缝网增加，带宽变大；多簇压裂时，主裂缝不同步开裂易引起主裂缝不同步延伸，率先延伸的主裂缝会抑制周围主裂缝的延伸甚至开裂，后延伸的主裂缝周围易产生剪切诱导的次生裂缝，利于形成复杂缝网。因此，选取大于临界排量的施工排量有利于增加储层改造体积，而多簇压裂时开裂延伸的主裂缝数量有可能小于设计簇数。
2015, 37(5): 82-84.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.020
摘要:
塔里木油田碳酸盐岩储层深度达5 000~7 000 m，为了避免下套管固井造成的井下复杂问题并节约成本，一部分井采用长井段裸眼完井的方式进行改造。长井段裸眼完井由于井段长，改造后仅靠酸压效果和软件模拟进行评估具有很大的盲目性。通过储层改造前后井底裸眼段成像测井资料的对比，可以得出裂缝起裂位置和近井筒处的缝高，明确改造过程中对哪段储层进行了针对性改造。将成像测井图像对比得出的结论与产液剖面测试结果、压后产能流体资料进行了对比，结果显示三者具有良好的一致性。储层改造前后成像测井图像对比为储层改造评估提供了新的技术手段，为优化储层改造方案提供了直观依据。
塔里木油田碳酸盐岩储层深度达5 000~7 000 m，为了避免下套管固井造成的井下复杂问题并节约成本，一部分井采用长井段裸眼完井的方式进行改造。长井段裸眼完井由于井段长，改造后仅靠酸压效果和软件模拟进行评估具有很大的盲目性。通过储层改造前后井底裸眼段成像测井资料的对比，可以得出裂缝起裂位置和近井筒处的缝高，明确改造过程中对哪段储层进行了针对性改造。将成像测井图像对比得出的结论与产液剖面测试结果、压后产能流体资料进行了对比，结果显示三者具有良好的一致性。储层改造前后成像测井图像对比为储层改造评估提供了新的技术手段，为优化储层改造方案提供了直观依据。
2015, 37(5): 85-88.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.021
摘要:
GX-3 井2002 年酸化投产，至2014 年产量正常递减至5×104 m3/d，拟再次酸化增产。为提高重复酸化效果，使用绒囊暂堵流体封堵原酸化高传导蚓孔，迫使酸液进入未酸化地层。室内测试绒囊流体暂堵后提高原酸化高传导蚓孔承压能力78.06 MPa，pH 值2~7 的暂堵流体塑性黏度、动切力等变化3% 以下，原酸化高传导蚓孔渗透率恢复值88.64%。现场配制密度0.90~0.95 g/cm3、塑性黏度15~30 mPa·s、动切力15~35 Pa 的绒囊暂堵流体120 m3 封堵原酸化高传导蚓孔，井口清水试压3 MPa 后注入盐酸6.5 m3，静置7 h 后排残液。恢复生产后，产气量由5×104 m3/d 提高到7×104 m3/d，表明绒囊暂堵流体封堵原酸化高传导蚓孔后再酸化，不损伤原缝产气能力，并新增产量贡献层，为碳酸盐岩储层重复酸化转向提供了一种有效的新方法。
GX-3 井2002 年酸化投产，至2014 年产量正常递减至5×104 m3/d，拟再次酸化增产。为提高重复酸化效果，使用绒囊暂堵流体封堵原酸化高传导蚓孔，迫使酸液进入未酸化地层。室内测试绒囊流体暂堵后提高原酸化高传导蚓孔承压能力78.06 MPa，pH 值2~7 的暂堵流体塑性黏度、动切力等变化3% 以下，原酸化高传导蚓孔渗透率恢复值88.64%。现场配制密度0.90~0.95 g/cm3、塑性黏度15~30 mPa·s、动切力15~35 Pa 的绒囊暂堵流体120 m3 封堵原酸化高传导蚓孔，井口清水试压3 MPa 后注入盐酸6.5 m3，静置7 h 后排残液。恢复生产后，产气量由5×104 m3/d 提高到7×104 m3/d，表明绒囊暂堵流体封堵原酸化高传导蚓孔后再酸化，不损伤原缝产气能力，并新增产量贡献层，为碳酸盐岩储层重复酸化转向提供了一种有效的新方法。
2015, 37(5): 89-91.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.022
摘要:
华北油田注水井具有井眼深、温度高、斜度大等特点，曾经采用不同类型封隔器进行分注，但大部分分注井管柱有效期短，部分井管柱还出现起出困难甚至大修的情况，无法满足油藏分注的要求。通过对常规分注管柱井下受力的分析研究，论证其短寿命原因，提出了分注管柱底部支撑锚定的方式，从根本上解决了深井分注管柱上下蠕动的问题。此外，现有的封隔器用于多级分注时解封负荷过大且易上大修，研制出的新型逐级解封封隔器可以解决常规封隔器下井后的安全起出问题，具有一定的推广价值。
华北油田注水井具有井眼深、温度高、斜度大等特点，曾经采用不同类型封隔器进行分注，但大部分分注井管柱有效期短，部分井管柱还出现起出困难甚至大修的情况，无法满足油藏分注的要求。通过对常规分注管柱井下受力的分析研究，论证其短寿命原因，提出了分注管柱底部支撑锚定的方式，从根本上解决了深井分注管柱上下蠕动的问题。此外，现有的封隔器用于多级分注时解封负荷过大且易上大修，研制出的新型逐级解封封隔器可以解决常规封隔器下井后的安全起出问题，具有一定的推广价值。
2015, 37(5): 92-94.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.023
摘要:
由于常规偏心分注技术、桥式偏心分注技术存在着测调成功率低、效率低、工作量大、作业风险大等诸多问题，提出了桥式同心分层注水工艺技术。该技术将可调式水嘴与配水器一体化集成，实现配水器中心通道内免投捞配水作业模式，通过地面可视化直读方式操作井下测调仪与配水器同心定位对接，实现流量测试与调配同步进行，具有较高的测调成功率和工艺效率。桥式同心分层注水工艺在长庆油田现场应用1 664 口井，施工成功率100%，分层测调合格率96.8%，平均单井测调时间4~6 h，具有一定的推广价值。
由于常规偏心分注技术、桥式偏心分注技术存在着测调成功率低、效率低、工作量大、作业风险大等诸多问题，提出了桥式同心分层注水工艺技术。该技术将可调式水嘴与配水器一体化集成，实现配水器中心通道内免投捞配水作业模式，通过地面可视化直读方式操作井下测调仪与配水器同心定位对接，实现流量测试与调配同步进行，具有较高的测调成功率和工艺效率。桥式同心分层注水工艺在长庆油田现场应用1 664 口井，施工成功率100%，分层测调合格率96.8%，平均单井测调时间4~6 h，具有一定的推广价值。
2015, 37(5): 95-99.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.024
摘要:
塔里木油田分层注水、注气井存在超深、高温、高压的特点，注入流体物性沿井深变化大，为了满足计算精度，必须充分考虑流体物性的变化。常见的注水水嘴计算方法无法达到精度要求，而注气水嘴的计算方法也未见报道。为此提出了满足塔里木油田分注要求的分层配注水嘴尺寸计算方法，由管柱中的流动得到嘴前压力、注入指数曲线得到注入压力，利用嘴前压力和注入压力，通过嘴流方程得到水嘴尺寸。在计算中需要考虑注水和注气在管流和嘴流方面的差别，充分考虑流体物性随温度和压力的变化，沿井深划分小段进行计算。此外，气体嘴流计算中的容积绝热指数需要通过热力学理论计算得到。在塔里木油田的工程实例中，该方法计算出的尺寸与实际尺寸接近，取得了较好的应用效果。
塔里木油田分层注水、注气井存在超深、高温、高压的特点，注入流体物性沿井深变化大，为了满足计算精度，必须充分考虑流体物性的变化。常见的注水水嘴计算方法无法达到精度要求，而注气水嘴的计算方法也未见报道。为此提出了满足塔里木油田分注要求的分层配注水嘴尺寸计算方法，由管柱中的流动得到嘴前压力、注入指数曲线得到注入压力，利用嘴前压力和注入压力，通过嘴流方程得到水嘴尺寸。在计算中需要考虑注水和注气在管流和嘴流方面的差别，充分考虑流体物性随温度和压力的变化，沿井深划分小段进行计算。此外，气体嘴流计算中的容积绝热指数需要通过热力学理论计算得到。在塔里木油田的工程实例中，该方法计算出的尺寸与实际尺寸接近，取得了较好的应用效果。
2015, 37(5): 100-103.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.025
摘要:
针对目前油田注水增压设备能耗高、注水压力不能合理调配等问题，设计了节能注水增压泵。该装置通过机械换向阀来控制活塞左右行程，从而控制装置内部液流流向，通过双作用柱塞增压泵对液流进行增压。通过活塞结构受力分析，将活塞的运动分为2 个阶段，第1 个阶段为加速阶段，第2 个阶段为匀速阶段，计算了活塞运动速度、运动时间和有效功率，利用ANSYS 软件对活塞缸和活塞进行有限元仿真计算，证明其结构强度满足要求。在胜利油田对2 口高压井进行增压，增压1.5 MPa，能够满足注入压力和日配注量要求，完成增注任务；并且低压出口的压力和排量可以满足1~2 口低压井的注水要求。
针对目前油田注水增压设备能耗高、注水压力不能合理调配等问题，设计了节能注水增压泵。该装置通过机械换向阀来控制活塞左右行程，从而控制装置内部液流流向，通过双作用柱塞增压泵对液流进行增压。通过活塞结构受力分析，将活塞的运动分为2 个阶段，第1 个阶段为加速阶段，第2 个阶段为匀速阶段，计算了活塞运动速度、运动时间和有效功率，利用ANSYS 软件对活塞缸和活塞进行有限元仿真计算，证明其结构强度满足要求。在胜利油田对2 口高压井进行增压，增压1.5 MPa，能够满足注入压力和日配注量要求，完成增注任务；并且低压出口的压力和排量可以满足1~2 口低压井的注水要求。
2015, 37(5): 104-108.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.026
摘要:
针对常规无机颗粒堵剂不适合特低渗砂岩油藏卫360 块挤堵的问题，对纳米粉体堵剂的性能进行了室内综合评价。密度1.4~1.8 g/cm3 堵剂浆体的黏度小于35 mPa·s，注入性好，能进入地层深部孔隙；悬浮性好，密度大于1.6 g/cm3 时，浆体基本不分层；固化时间可调，施工安全，初凝时间2.7~18.5 h，终凝时间3.1~28.1 h；固化后体积不收缩，抗压强度大于25 MPa，封堵率达到99.9%；具有一定的溶解性，渗透率恢复率大于50%。介绍了现场挤堵工艺，掌握挤堵关键环节和精细施工能提高挤堵一次成功率。在低渗油藏卫360 块应用27 井次，工艺成功率100%，增油有效率100%。纳米堵剂是一种高效新型堵剂，施工安全性好，措施成功率高，对低孔低渗地层具有较好的封堵作用。
针对常规无机颗粒堵剂不适合特低渗砂岩油藏卫360 块挤堵的问题，对纳米粉体堵剂的性能进行了室内综合评价。密度1.4~1.8 g/cm3 堵剂浆体的黏度小于35 mPa·s，注入性好，能进入地层深部孔隙；悬浮性好，密度大于1.6 g/cm3 时，浆体基本不分层；固化时间可调，施工安全，初凝时间2.7~18.5 h，终凝时间3.1~28.1 h；固化后体积不收缩，抗压强度大于25 MPa，封堵率达到99.9%；具有一定的溶解性，渗透率恢复率大于50%。介绍了现场挤堵工艺，掌握挤堵关键环节和精细施工能提高挤堵一次成功率。在低渗油藏卫360 块应用27 井次，工艺成功率100%，增油有效率100%。纳米堵剂是一种高效新型堵剂，施工安全性好，措施成功率高，对低孔低渗地层具有较好的封堵作用。
2015, 37(5): 109-112.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.027
摘要:
Y221 封隔器广泛地应用在隔抽管柱上，但常规Y221 封隔器坐封后，在压重作用下，封隔器以上的油管、泵筒会在轴向上弯曲变形，加剧管杆偏磨，增加抽油机负荷，针对此现象，研制了一种自锁式Y221 封隔器。阐述了该种封隔器的工作原理， 并且针对封隔器胶筒的合理压重，对封隔器卡瓦的锚定力进行了校验，对解封负荷进行了计算。此外，还设计了配套的自锁式Y221 封隔器的坐封工具，使得卸载压重后，封隔器既不解封，油管挂还能顺利坐入井口，实现管柱的入井回接。由于在封隔器内部增加了自锁机构及双级解封机构，封隔器坐封后，当释放掉压重时，封隔器依然能够保持坐封状态，封隔器上部管柱处于自由状态，从而减少了抽油杆的上下行摩阻及抽油机负荷。但该管柱在自锁方面有其局限性，即虽然可多次坐封，但只能第1 次坐封后可以自锁，再次坐封后不能自锁。
Y221 封隔器广泛地应用在隔抽管柱上，但常规Y221 封隔器坐封后，在压重作用下，封隔器以上的油管、泵筒会在轴向上弯曲变形，加剧管杆偏磨，增加抽油机负荷，针对此现象，研制了一种自锁式Y221 封隔器。阐述了该种封隔器的工作原理， 并且针对封隔器胶筒的合理压重，对封隔器卡瓦的锚定力进行了校验，对解封负荷进行了计算。此外，还设计了配套的自锁式Y221 封隔器的坐封工具，使得卸载压重后，封隔器既不解封，油管挂还能顺利坐入井口，实现管柱的入井回接。由于在封隔器内部增加了自锁机构及双级解封机构，封隔器坐封后，当释放掉压重时，封隔器依然能够保持坐封状态，封隔器上部管柱处于自由状态，从而减少了抽油杆的上下行摩阻及抽油机负荷。但该管柱在自锁方面有其局限性，即虽然可多次坐封，但只能第1 次坐封后可以自锁，再次坐封后不能自锁。
2015, 37(5): 113-115.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.028
摘要:
两伊边界轻质油油田主力产层A 油组在生产过程中，沥青质在井筒析出、沉淀的现象很严重，是无水开采阶段影响油井生产时率的主要因素之一。A 油组异常高压，地层原油中高含硫化氢，所以整个作业过程，油管和油套环空之间不允许建立循环，这些都给井筒沥青质沉淀清除工作带来了很大困难。本次施工先采用泵车小排量控压、分段挤入、分段浸泡以及分段返排的工艺，挤入过程中井筒被沥青沉淀堵死，之后改用连续油管通洗井和泵车小排量控压挤入与浸泡相结合的工艺，顺利完成作业，使油井恢复正常生产。本次作业历时5 d，现场施工过程艰难复杂，通过作业认识到高效的沥青质沉淀溶剂、连续油管通洗、泵车控压控排量挤入、浸泡时间和浸泡深度几方面紧密配合是保证施工成功的关键。
两伊边界轻质油油田主力产层A 油组在生产过程中，沥青质在井筒析出、沉淀的现象很严重，是无水开采阶段影响油井生产时率的主要因素之一。A 油组异常高压，地层原油中高含硫化氢，所以整个作业过程，油管和油套环空之间不允许建立循环，这些都给井筒沥青质沉淀清除工作带来了很大困难。本次施工先采用泵车小排量控压、分段挤入、分段浸泡以及分段返排的工艺，挤入过程中井筒被沥青沉淀堵死，之后改用连续油管通洗井和泵车小排量控压挤入与浸泡相结合的工艺，顺利完成作业，使油井恢复正常生产。本次作业历时5 d，现场施工过程艰难复杂，通过作业认识到高效的沥青质沉淀溶剂、连续油管通洗、泵车控压控排量挤入、浸泡时间和浸泡深度几方面紧密配合是保证施工成功的关键。
2015, 37(5): 116-119.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.029
摘要:
为了快速准确地评价交联聚合物冻胶强度，将旋转黏度计法与突破真空度法相结合，提出了黏度定量突破真空度法。该方法先通过测定实验体系的几个突破真空度值（BV）与相应黏度，做出标准曲线，之后可以通过测定的该体系其他BV 值， 从曲线上直接得出对应的体系黏度。以HPAM- 铬冻胶体系为例，研究了不同聚合物质量分数、交联剂质量分数、温度和矿化度条件下，冻胶体系BV 值与对应黏度的关系，结果表明：在实验条件范围内，无论体系的强度是增大或减少，黏度都表现出相应的线性变化关系，从而证实了所提出的黏度定量突破真空度法的可信性。使用瓜胶- 有机硼冻胶体系和黄原胶- 有机铬冻胶体系进一步验证了该方法的普适性，表明该方法可在简单易行的实验条件下，准确反映出体系的冻胶强度。
为了快速准确地评价交联聚合物冻胶强度，将旋转黏度计法与突破真空度法相结合，提出了黏度定量突破真空度法。该方法先通过测定实验体系的几个突破真空度值（BV）与相应黏度，做出标准曲线，之后可以通过测定的该体系其他BV 值， 从曲线上直接得出对应的体系黏度。以HPAM- 铬冻胶体系为例，研究了不同聚合物质量分数、交联剂质量分数、温度和矿化度条件下，冻胶体系BV 值与对应黏度的关系，结果表明：在实验条件范围内，无论体系的强度是增大或减少，黏度都表现出相应的线性变化关系，从而证实了所提出的黏度定量突破真空度法的可信性。使用瓜胶- 有机硼冻胶体系和黄原胶- 有机铬冻胶体系进一步验证了该方法的普适性，表明该方法可在简单易行的实验条件下，准确反映出体系的冻胶强度。
2015, 37(5): 120-123.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.030
摘要:
塔中11 井钻遇了两个漏层和一个高压层，同一裸眼内存在多个不同的压力系统。钻井复杂使得钻井液性能变差， 钻井液携砂性变差、滤饼摩阻增大增加了发生卡钻事故的概率。钻井过程中发生了2 次卡钻事故，由于卡钻地层为碳酸盐岩储层，借鉴试油、修井的酸化技术来解除卡钻事故。实践表明，泡酸解卡工艺是一种解除碳酸盐岩储层卡钻行之有效的方法，还利于储层保护，但能否在大漏失、高套压、高含硫油气井运用及泡酸解卡对后续作业有何影响，需要进一步分析研究。
塔中11 井钻遇了两个漏层和一个高压层，同一裸眼内存在多个不同的压力系统。钻井复杂使得钻井液性能变差， 钻井液携砂性变差、滤饼摩阻增大增加了发生卡钻事故的概率。钻井过程中发生了2 次卡钻事故，由于卡钻地层为碳酸盐岩储层，借鉴试油、修井的酸化技术来解除卡钻事故。实践表明，泡酸解卡工艺是一种解除碳酸盐岩储层卡钻行之有效的方法，还利于储层保护，但能否在大漏失、高套压、高含硫油气井运用及泡酸解卡对后续作业有何影响，需要进一步分析研究。
2015, 37(5): 124-125.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.031
摘要:
牙哈凝析气田经过10 余年的开采，地层压力普遍下降，部分采气井开始出水，井口压力也呈现下降趋势，部分井井口压力低于集输管线压力，难以利用油井自身能量将油气输入集输管线。单井气液增压开采技术的成功应用，促使由于压力低而关井的YH23-1-14 井恢复生产，日增油10~13 t/d，气产量4.0~5.0×104 m3/d，为该技术在同类油田的应用提供了可借鉴经验。
牙哈凝析气田经过10 余年的开采，地层压力普遍下降，部分采气井开始出水，井口压力也呈现下降趋势，部分井井口压力低于集输管线压力，难以利用油井自身能量将油气输入集输管线。单井气液增压开采技术的成功应用，促使由于压力低而关井的YH23-1-14 井恢复生产，日增油10~13 t/d，气产量4.0~5.0×104 m3/d，为该技术在同类油田的应用提供了可借鉴经验。
2015, 37(5): 126-127.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.032
摘要:
为了有效收集低套压抽油机井的套管气，研制了一种自控式套管气回收装置。该装置排液缸连接生产阀门，气缸通过进气管连接套管阀，两缸活塞通过连杆连接，利用抽油机井上下冲程时井口压力变化实现气缸强制吸入套管气。上冲程时排液缸压力上升，活塞右行，气缸容积增大，压力降低，完成套管气吸入；下冲程时井口压力下降，在集油管线压力下使气缸活塞左行，气缸内套管气进入排液管，如此往复循环，整个工作过程不需要额外动力，可以将套压低至0.1 MPa 的油井套管气有效回收。现场应用22 口井，平均日回收天然气1 352 m3，有效提高了天然气资源利用率。
为了有效收集低套压抽油机井的套管气，研制了一种自控式套管气回收装置。该装置排液缸连接生产阀门，气缸通过进气管连接套管阀，两缸活塞通过连杆连接，利用抽油机井上下冲程时井口压力变化实现气缸强制吸入套管气。上冲程时排液缸压力上升，活塞右行，气缸容积增大，压力降低，完成套管气吸入；下冲程时井口压力下降，在集油管线压力下使气缸活塞左行，气缸内套管气进入排液管，如此往复循环，整个工作过程不需要额外动力，可以将套压低至0.1 MPa 的油井套管气有效回收。现场应用22 口井，平均日回收天然气1 352 m3，有效提高了天然气资源利用率。
2015, 37(5): 128-130.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.05.033
摘要:
由于常规泄油器须投杆剪断泄油销钉后泄油，致使对于抽油杆断的油井无法投杆而不能实现泄油，且泄油后不能二次关闭。针对常规泄油器存在的缺陷，借鉴Y221 封隔器工作原理，通过对换向机构的理论计算，研制了可关闭旋转式泄油器。该工具采用下放旋转并上提管柱实现泄油功能、再次下放管柱关闭泄油孔的工艺设计，除能在不起抽油杆柱情况下实现泄油外，还可实现泄油器反复开关使用，避免带液体起管柱伤害环境。该工具在中原油田采油三厂进行了室内实验并在泵深为3 000 m 以上的油井中进行现场试验，成功率100%，可进一步推广使用。
由于常规泄油器须投杆剪断泄油销钉后泄油，致使对于抽油杆断的油井无法投杆而不能实现泄油，且泄油后不能二次关闭。针对常规泄油器存在的缺陷，借鉴Y221 封隔器工作原理，通过对换向机构的理论计算，研制了可关闭旋转式泄油器。该工具采用下放旋转并上提管柱实现泄油功能、再次下放管柱关闭泄油孔的工艺设计，除能在不起抽油杆柱情况下实现泄油外，还可实现泄油器反复开关使用，避免带液体起管柱伤害环境。该工具在中原油田采油三厂进行了室内实验并在泵深为3 000 m 以上的油井中进行现场试验，成功率100%，可进一步推广使用。
