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[成果] 1700520401 广东
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2018
成果简介:南海油气高温高压钻完井是公认的世界级难题。该项目历经近20年攻关和实践,在四个方面取得了重大技术创新:1.首创了多源多机制异常压力精确预测方法,研发了极窄压力窗口连续循环微压差定量控制钻井技术,实现了南海高温高压钻井成功率100%。2.首次研发了“五防”、“自修复”高温高压水泥浆体系,构建了多级井筒完整性安全保障技术,实现了南海所有高温高压井环空“零”带压的世界纪录,解决了环空带压的世界级难题。3.首创了智能应急关断、备用应急放喷等8大因素98个控制点的本质安全型测试系统,实现了海上平台狭小空间下的高温高压高产气井安全测试作业。4.研发了环保型水基双效钻完井液和系列提速工具,创建了优质高效作业技术体系,实现了南海高温高压井工期由175天降至52天,费用降低70%。该项目获发明专利32件,实用新型专利90件,企业技术秘密55件,软件著作权34件,发表论文169篇(SCI/EI收录35篇),出版专著5部,制订标准7部。成果已在国内外1820口井上推广应用,发现了7个大中型海上高温高压气田,建成了中国第一个海上高温高压气田群。该项目形成了完整的海上高温高压钻完井技术及工业化应用体系,引领和推动了行业技术进步,使中国成为继美国之后第二个具备独立开发海上高温高压油气能力的国家,为全面开发南海油气、践行“一带一路”和海洋强国战略奠定了坚实基础。
[成果] 1800250214 山东
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2018
成果简介:该项目属于石油、天然气科学技术领域。 长水平段水平井能够最大限度提高油气采收率并降低开采成本,已经成为老油田挖潜增效、低渗透油藏、裂缝性油藏和非常规油气开发的重要技术手段。国内陆上油田主要采用“弯螺杆钻具+MWD”滑动导向系统施工水平井,普遍存在钻井管柱摩阻扭矩大、井眼轨迹调控难度大、井眼清洁程度低、水平段延伸能力不足等技术难题。依托国家863计划课题、国家科技重大专项课题及多个油田横向课题,针对水平井钻柱摩阻扭矩预测与调控、井眼轨迹高效控制、井眼净化评价与调控、水平段延伸能力预测与调控等多个关键技术问题开展攻关,系统完成了理论研究、模拟实验及工业化应用等研发工作,形成了一套能够提高水平井延伸能力和钻井速度的钻柱力学理论及配套应用技术。 创新点1:研制了水平井钻柱力学模拟实验装置,模拟研究了水平井钻柱屈曲特性,建立了钻柱屈曲后附加摩阻计算模型;编制了水平井钻柱摩阻扭矩计算软件,形成了长井段水平井钻柱摩阻扭矩预测与调控技术,水平井钻柱摩阻扭矩预测精度达90%以上,与国际著名软件WellPlan计算精度相当。 创新点2:首次建立了基于井眼曲折度调控的水平段井眼轨迹控制方法,给出了井眼轨迹控制总体方案,包括钻井方式优选、水平段井眼曲折度调控、钻具组合优化及钻井参数优选等,形成了适合滑动导向钻井系统的水平段井眼轨迹高效控制技术,水平段复合钻进比例总体上不低于90%。 创新点3:首次建立了以井眼清洁最优为目标的水平井水力参数优选方法,编制了水平井水力参数优化设计软件,形成了一套水平井井眼净化评价与调控技术,井眼净化评价符合率、水力参数设计精度均高于90%,略高于国际著名软件WellPlan计算精度。 创新点4:综合考虑钻井设备能力、钻柱强度、水力延伸能力、裸眼段井眼承压能力、套管下入能力,建立了水平井延伸能力预测方法;建立了适合长水平段特点的倒装钻具组合设计方法,改进了钻柱振动减阻工具使用方法;形成了一套水平井延伸能力预测分析与调控技术。 该项目成果对延长老油田开采寿命、提高非常规油气开采效益具有重要指导意义。2015年-2017年,在胜利油田、吉林油田、冀东油田等国内多个油田,总计853口水平井的钻井工程设计与施工中得到应用,提高水平井钻井速度、降低钻井风险和钻井成本效果显著,增收节支总额约1.98亿元,取得显著经济社会效益。依托该项目培养博士、硕士研究生40余名,入选“万人计划”1人;授权发明专利15项,软件著作权2项;发表论文57篇(含SCI、EI论文16篇)。
[成果] 1800290179 陕西
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2018
成果简介:随着能源供需矛盾的日益突出,页岩气作为常规油气的补充和接替物,具有重要的战略地位。对天然气的消费需求,迫切要求进一步提高陆相页岩气勘探开发技术,加快陆相页岩气产业化进程。 岩气钻井的关键在于解决页岩井段井壁稳定问题,国内外页岩气开发一直采用油基钻井液技术,虽然保证了钻井安全,但是油基钻井液存在成本高、污染严重、施工过程危险、后期处理复杂等问题。水基钻井液能否取代油基钻井液是目前页岩气开发的热点问题,也是制约页岩气勘探开发的关键技术之一。 创新性技术成果: 针对陆相页岩地层黏土矿物含量高、层理、裂缝发育的现状,在水基钻井液的井壁稳定、井眼净化和降低摩阻等方面取得突破,研制出适合陆相页岩地层的有土甲酸钾强抑制强封堵水基钻井液技术。该技术在延长页岩气“云页平3井”“云页平6井”和“云页平5井”等6口水平井现场应用,效果良好,完全满足陆相页岩地层钻井要求。 优势和发展潜力: 该水基钻井液体系成本低,仅为油基钻井液的40%。配制容易,维护简单。同时,该体系具有环保清洁等优点,不但有效缓解环境污染,而且在目的层钻进中,对地质录井干扰较小,气测显示较为准确,有利于地质导向、卡准目的层,符合QHSE行业标准。 该技术应用于延长陆相页岩气水平井开发,已全面取代油基钻井液技术,也可以应用于其它地区页岩气水平井的勘探开发。项目组也在探索在天然气水平井开发中使用该技术,发挥该技术稳定复杂地层的长处。
[成果] 1700550598 湖北
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:页岩气在全球范围内分布广泛,且开发潜力巨大。20世纪90年代以来,美国、加拿大等北美国家页岩气勘探取得成效,开发技术趋于成熟。据测算,全球页岩气资源量约为456×1012m<'3>,其中美国的页岩气资源量接近30×1012m<'3>。页岩气的勘探开发使美国天然气储量增加了40%。2010年美国页岩气产量接近1000×108m<'3>,约占美国当年天然气总产量的20%,页岩气已经成为美国主力气源之一。国内页岩气的勘探开发尚处于起步阶段,但是发展迅速。据估算中国页岩气储量36.1亿立方米,居世界第一。中国页岩气开发主要集中在重庆涪陵、四川威远—长宁、昭通。页岩气赋存于脆性易裂页片状岩石中,其片层胶结差、基质致密、渗透率极低,无法采用常规油气开发技术,国际上通常采用水平井分段压裂方法进行开发。采用水平井作业方式在提高油井产能方面具有不可比拟的优势,但是,在水平井作业过程中,由于水平位移太长,导致钻井过程中钻具的旋转和提升阻力较大;与直井相比,水平井钻井作业增加了钻进和起下钻过程中的扭矩与摩阻,易产生钻屑床及地层垮塌、井眼缩径等现象,因此,要实现长水平井安全高效钻井,需使用油基钻井液,而要满足长水平段多段压裂的要求则需要在高效清除井壁和管柱油膜和泥饼的情况下,使用高韧性,良好流变性,小滤失和无自由液并具有高顶底温差强度和较好胶结质量的固井技术。该项目的研究意在针对页岩气开发过程中的钻井液、前置液、固井水泥浆、堵漏剂、固井工艺等关键技术进行了开发,有效的解决采用超大位移水平井在钻井、固井及完井作业中所面临的技术难题。
[成果] 1700520049 北京
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:陆上深层是中国能源战略的重要接替领域,39%剩余石油和57%剩余天然气资源分布在深层,超深井钻井成本占勘探开发总投入55%~80%,为高效安全快速地勘探开发深层油气资源,必须解决以下难题:一是溢漏同存导致水平井水平段长度仅达到生产需求的三分之一,深层窄密度窗口安全钻进难;二是强研磨极硬地层比例大、钻速低,常规井身结构不适应复杂压力系统;三是超深井起下钻时间是常规钻井3倍,极易造成复杂和事故;四是高温高压盐水层引起工作液严重不稳定,大温差高压长封固段井筒完整性差。上述世界级难题成为国内外业界攻关的热点,“十一五”前,中国7000米超深井钻井技术与国际先进技术相比差距较大,严重制约了勘探开发进程,复杂超深井钻井技术代表一个国家整体钻井技术水平,为此国家设立科技重大专项,经九年攻关,全面攻克了上述难题,使中国成为掌握7000米复杂超深井钻井技术的先进国家。1、发明了精细控压钻井成套工艺装备。控压钻井工况模拟装置及系统评价方法,压力、流量双目标融合欠平衡精细控压钻井方法,属国际首创,可实现9种工况、4种控制模式、13种复杂条件应急转换的精细控制,压力控制精度0.2MPa以内,可同时解决发现与保护储层、提速提效及防止窄密度窗口井筒复杂的世界难题。深部缝洞型碳酸盐岩水平井水平段延长210%,显著提高单井产能。2、创新形成超深缝洞型碳酸盐岩和复杂盐下砂岩油气藏高效钻井工艺方法。研发一体化钻井设计方法、非常规特殊井身结构、提速司钻导航仪、非平面齿PDC钻头、压力系数2.59的超高压盐水层安全控制等特色技术,完成7000m以上超深井226口,占国内市场61.8%,碳酸盐岩与砂岩油气藏直井钻井周期分别缩短38.2%与50.1%,钻井成本分别降低37.8%与63.7%。3、研制国际首台四单根立柱9000米钻机和国内首台8000米钻机。发明了四单根立柱施工工艺方法和特殊的钻机结构,保障了井架有限空间内弹性薄壁长管柱安全移运;创建了超高井架及底座起升下放、大荷载施工动态响应模型,解决了国内最高井架细长重荷结构件安全作业难题。比常规钻机起下钻时间减少20%,事故复杂时效同比降低75%。4、创新形成超高密度、高温大温差的安全钻完井工作液技术。发明了降粘剂和纳米封堵剂等产品,创新形成了抗45%盐水污染、抗温大于200℃、实钻与压井密度达2.59g/Cm3与2.85g/cm3的油基钻井液技术,事故复杂时效同比降低56.4%;发明了温差大于100℃的缓凝剂和降失水剂等产品,形成3套不同温度段的大温差水泥浆体系,固井合格率100%,创造一次封固6657m的世界纪录。该成果实现了中国超深井钻井工艺与装备升级换代,获授权发明专利23件,实用新型专利30件,技术秘密49项,软件著作权17项,发表论文65篇,制定行业/企业标准35项。获省部级科技进步特等奖1项、一等奖2项,美国E&P工程创新奖,国家重点新产品。已在国内外15个油田1236口井应用,近三年创经济效益139.76亿元,提升了中国钻井技术水平和国际竞争力。
[成果] 1700510472 河南
TE1 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:(一)成果背景:气测录井是发现和评价钻遇地层含有石油天然气资源的重要技术手段,目前传统的气测录井技术遇到了技术挑战,一是快速钻井技术提高了机械钻速,施工现场需要油气信息连续检测技术;薄层、裂缝型油气资源、非常规油气资源的勘探开发需求连续气测录井技术。(二)主要技术发明成果:针对气测录井技术发展所遇到的技术难题,中石化中原石油工程有限公司录井公司在光谱气测录井技术成果基础上,2012年至2014年,先后开展了“CO、CO2、H2S气体光谱连续检测技术研究”和“光谱气测录井技术先导试验”课题研究工作,形成了“光谱连续气测录井装置和方法”,主要有三项技术发明成果。1、光谱连续气测录井装置及方法:光谱连续气测录井装置基于光谱气体检测技术原理,针对录井样品气中不同气体光谱特征,采用模块化结构,设计加工气体分配模块、烷烃组分气体检测功能模块、二氧化碳气体检测功能模块、一氧化碳气体检测功能模块、硫化氢气体检测功能模块,通过计算机控制系统控制,设计开发光谱连续气测录井系统软件,实现光谱气测连续录井,同时由光谱气测录井软件快速解释地层流体性质,实现光谱连续气测录井。2、录井自动稳流脱气装置及方法:针对录井施工过程中,电动脱气器抽取的泥浆量易受钻井工程影响而造成的样品自质量波动较大的问题,基于自动控制原理,设计出一种录井自动稳流脱气装置,可以根据钻井出口泥浆量的大小,自动调整脱气器的高低位置,实现脱气器抽取的泥浆量在设定范围内波动而保证脱气器自动稳流,提高样品气质量。3、气体浓度自动稀释装置:针对光谱气体检测设备检测范围难以满足录井施工现场要求这一技术问题,设计出一种录井用气体浓度稀释装置,该装置在控制单元的控制下,可以通过空气作为混合气体对样品气进行浓度稀释,样品气稀释信息可通过控制信号线传输到光谱录井分析仪,因此能够满足现场样品气浓度变化要求,保证了录井数据的可靠性,该装置能有效测量及控制样品气的浓度变化。(三)授权专利情况:申请9项件专利,均获得授权,其中发明专利1项,实用新型专利8项。(四)技术经济指标:1.光谱连续气测录井装置实现甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、异戊烷、正戊烷、一氧化碳、二氧化碳、硫化氢十种气体同时连续检测。2.甲烷、乙烷检测范围为0.001%-100%,丙烷检测范围为0.001%-60%,丁烷、戊烷检测范围为0.001%-50%,CO检测范围为0.000%-100%,CO2检测范围为0.02%-100%,H2S检测范围为0-100ppm。(五)应用情况:近三年来,成果完成单位先后在多个油气田应用该成果260多口井,解决了传统气测录井技术存在的技术问题,累计创效5326万多元;用户单位利用该成果发现新的石油资源,预计储量7.62万吨,经济效益显著。
[成果] 1700510473 河南
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:1、技术开发背景:钻井过程中井壁失稳问题一直是影响钻井施工顺利进行的主要因素,特别是在深井、超深井、长水平井和大斜度井等日益增多的情况下,上述问题显得更加突出。目前,应用于钻井液中的烷基葡萄糖苷主要是甲基葡萄糖苷(MEG),甲基葡萄糖苷钻井液是高性能水基钻井液,同油基钻井液一样,可以形成理想的半透膜,抑制粘土水化膨胀,而且无毒,可以生物降解,有利于环保,在油层保护方面显示出较强的优越性,较为圆满地解决了钻井液的毒性、润滑性、井壁稳定性与油层保护之间的矛盾,被认为是可以达到油基钻井液效果、防止水敏地层的井壁坍塌及保护储层的水基钻井液体系。但其抑制性有待提高、加量大、抗温性差,限制了其在钻井液中的应用推广。针对烷基糖苷的缺陷,通过分子设计,合成出既保持烷基糖苷润滑性,又显著提高抑制性、抗温性,同时加量小的烷基糖苷衍生物产品十分必要。2、主要技术内容:项目主要完成了以下两个技术内容:“钻井液用高性能烷基糖苷衍生物产品阳离子烷基糖苷(CAPG)的研制及工业化生产技术”和“钻井液用高性能烷基糖苷衍生物产品聚醚胺基烷基糖苷(NAPG)的研制及工业化生产技术”。(1)通过分子设计和合成设计,得到烷基糖苷衍生物产品CAPG的分子设计和合成设计思路,形成了CAPG的优化合成工艺条件,得到了操作简便、纯度较高的提出方法,验证了理论分子设计结构的准确性,研究了CAPG的作用机理,得到了CAPG的工业化生产工艺,最终形成了烷基糖苷衍生物产品CAPG的研制及工业化生产技术。(2)通过分子设计和合成设计,得到烷基糖苷衍生物产品NAPG的分子设计和合成设计思路,形成了NAPG的优化合成工艺条件,验证了理论分子设计结构的准确性,研究了NAPG的抑制防塌机理,得到了NAPG的工业化生产工艺,最终形成了烷基糖苷衍生物产品NAPG的研制及工业化生产技术。3、专利及授权情况:申报国家发明专利23件,已授权5件,其它18件处于审核状态。4、主要技术经济指标:烷基糖苷衍生物CAPG抗温达150℃、NAPG抗温达160℃,CAPG相对抑制率>95%、NAPG相对抑制率>99%,CAPG产品EC50值483500mg/L、NAPG产品EC50值528800mg/L,均大于排放标准30000mg/L,产品及配套钻井液体系应用井段平均井径扩大率<8%。5、应用推广及效益:2012年1月1日-2016年12月31日,钻井液用高性能烷基糖苷衍生物产品CAPG和NAPG及其配套钻井液体系已在陕北、中原、新疆、四川、内蒙等地区现场应用61口井进行了现场应用,直接和间接创造经济效益8733万元,有效解决了现场高活性泥岩、含泥岩、泥岩护层等易坍塌地层的井壁失稳及托压卡钻等井下复杂问题,提高了机械钻速,缩短了钻钻井周期。
[成果] 1700510478 河南
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:(一)技术开发背景:中国陆上39%的剩余石油资源和57%的剩余天然气资源分布在深层,但由于深层油气勘探开发的工程技术起步较晚,埋深达7000-8000m的油气藏尚未投入开发。中原石油工程有限公司在西南、西北等工区承担了大量超深井的石油工程技术服务工作,针对施工中存在的井底高温高压、井筒多套压力并存、井壁稳定性差、地层含H2S/CO2、机械钻速低等主要技术难题,中原石油工程有限公司经过多年的科技攻关与现场实践,改进和完善了大尺寸井眼钻井提速技术、超深小井眼安全钻井技术、复杂地层井壁稳定技术、高温长封固段小间隙固井技术、深井超深井钻井液技术以及超深井眼取心技术等一系列钻完井技术,形成了具有中原特色的超深井钻完井技术系列,成功完钻了马深1、顺北2、顺北1-2H、顺南6、顺南7井等一批高难度超深井,保障了西南和西北工区深层油气藏资源的勘探开发与有效动用,打造了石油铁军品牌形象,促进了中原石油工程公司“战寒冬、求生存、谋发展”的转型升级之路。同时,也推动了一批钻完井液助剂、提速工具、取心工具的国产化。(二)技术经济指标:项目完成7000m以上超深井69口,其中8000m以上超深井2口;马深1井完钻井深8418m,刷新亚洲第一超深井钻井记录;顺北2井侧钻水平井完钻井深8169.27m,刷新中石化水平井最深记录。(三)社会效益:以马深1井为代表的超深井记录,相当于向下打出一座珠穆朗玛峰的高度,得到了中央及地方各级媒体的关注与报道,牢固树立了公司国内一流钻井公司的品牌形象,大大提升了公司在深部油气资源勘探开发领域的市场竞争力,同时也标志着中国石化超深井钻井工程技术跨入世界领先技术行列。(四)论文、专利情况:项目研究内容共授权实用新型专利10项;发表学术论文13篇,其中SCI期刊2篇、中文核心期刊10篇。
[成果] 1700470359 北京
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:研究目的: 2013年以来玛湖凹陷三叠系百口泉组致密砂砾岩油藏勘探获得重大突破,预测地质资源量5亿吨。前期勘探表明,采用常规技术在低油价形势下无法实现经济有效开发。为此,开展钻完井方案优化、钻井提速及降本增效技术研发和创新,对实现该地区致密砂砾油藏经济有效开发具有十分重要意义。 主要技术创新点: (1)针对玛湖地区纵向上多套砂砾岩地层非均质性强、可钻性差的难题,研发了个性化的PDC钻头、液力冲击提速工具,开展钻具组合和轨迹控制技术优化,玛湖平台定向井实现三开各一趟钻完成,水平井造斜一趟钻完成。水平段砂砾岩储层PDC钻头平均进尺从初期的162米提高到337米,机械钻速从2.89米/小时提高到4.82米/小时,PDC钻头最大进尺从前期的600米提高到962米。研发的液力冲击工具配合PDC钻头使用最大进尺780米,机械钻速提高30%。 (2)针对水平井面临的泥页岩井壁失稳、井眼润滑和清洁问题,研发了新型优质水基钻井液以及岩屑床清除工具,有效地保障了水平井安全延伸,最大完井井深超过6000米、水平段长度超过2000米,三维井扭方位最大90°,最大水平偏移距700米。 (3)针对三维水平井165.1mm井眼在扭方位和水平段下入127mm套管面临的摩阻力最高达600KN、套管下入困难的问题,创新了顶驱下套管技术,套管下入最大摩阻力降低到300KN,保障套管安全顺利下入。并配合套管居中和韧性水泥浆体系等技术措施,窄间隙长水平段的固井质量合格率100%,最大水平段长度2007米,最大压裂分段26级,满足了大型压裂、提高单井产能的需要。 成果产生的价值: 该技术成果授权发明专利1项,授权实用新型专利11项,公开发表论文10多篇,制定国家技术标准1项,成果技术水平总体达到了国际先进。2015-2016年共计应用90口平台定向井、27口水平井,定向井钻井周期由75天缩短到54天,水平井钻井周期由原来的140天缩短到80天,共计节约钻井成本2.21亿元,建成致39万吨产能,有力地保障了玛湖致密砂砾岩油藏经济有效开发。
[成果] 1700470367 北京
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:研究目的: 对钻井液中气和油的检测一直是随钻发现、评价地层油气最主要、最经济的技术手段。其技术现状为: 在线含气检测国内技术自上世纪从国外引进以来,原理上没有根本进步,采用电动脱气器分离烃类气体,在离钻井液出口约30m处的仪器房内检测C1~C5烃类气体。检测实时性和准确度不高,定量化不足,检测范围落后国外相关技术。国外实现了定量脱气和高分辨率检测,分析范围扩大至C1~C10。国际市场将C1~C8定量检测列入了市场标准,不转让技术和售卖设备,造成技术上的垄断。 在线含油检测国内外一直是技术空白。PDC钻头粉末状岩屑表面积大,经钻井液冲刷岩屑含油性大幅度降低;荧光钻井液一直影响钻井提速提效与油气发现,低气油比储层气测难以准确发现。 因此,迫切需要新的油、气检测技术来解决上述勘探中的技术难题。 主要技术创新: 成果实现了地层流体气和油全方位、高分辨率、定量、在线、及时检测。分析速度快、检测精度高,安装在钻井液出口区,增强检测实时性和真实性。 含气性检测实现了总烃、C1~C10、苯、甲苯、H<,2>S、CO<,2>、N2等气体组分的检测,突破了C6及之后的气体组分检测的技术瓶颈,分析周期为:C1~C8、苯、甲苯、CO<,2><50s;C1~C10、苯、甲苯、CO<,2><120s。机械定量脱气器脱气效率达到了45%-50%,远大于常规电动脱气器5%~10%的脱气效率。脱气和分析等主要指标达填补了国内空白,达到国际先进水平。 含油量检测实现了钻井液连续、定量进样,小型化钻井液核磁共振传感器重量仅约为20kg,共振频率达到了20MHz,实现了钻井液含油量连续、在线分析,室内最低含油量检测为40mg/L(相当于7级荧光),分析周期<1min,建立了不同荧光钻井液体系下的含油量及含油性评价模型,填补了国内外技术空白。 成果产生的价值: 成果适用于各种勘探对象、作业条件和环境。达到国际市场技术标准,具有广阔的市场前景。已实现直接产值191.605万元。在胜利、江汉、西南等油区进行了10多口井的应用,油气发现率100%,在薄储层划分、油气性质评价、荧光钻井液条件下的油层发现等方面体具有良好的技术优势。 成果已获授权专利7件,受理专利3件,2项中石化认定专有技术,制定行业标准1项,一级企业标准1项,二级企业标准1项,发表正式期刊论文16篇(核心13篇),国际会议口头报告1次,全国会议论文2篇。在2014年北京石油装备展上进行了展出,已列入中石化推广应用项目,正在实施仪器工业化生产和规模化推广,展现出良好的市场和经济前景。
[成果] 1700470370 北京
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:中国页岩气资源量达到25.1万亿方,水平井钻完井技术是实现商业开发的关键技术之一。与北美相比,中国页岩气地表特征和储层特性更加复杂、储层埋藏更深,美国页岩气工程技术不能复制。中国页岩气工程技术存在钻井周期长(超过120d)、钻完井成本高(超过9000万元)、井下复杂问题多等重大技术难题,因此迫切需要打造适合中国地质特征的页岩气水平井钻完井技术。 2010年以来,中国石化持续开展了页岩气钻完井技术攻关,突出自主创新,在关键工具、流体和方法技术方面取得了重大突破,打造形成了适合中国特点、具有自主知识产权的页岩气水平井钻完井技术,实现了5项关键技术突破与创新:(1)地质工程一体化设计及随钻地层评价技术;(2)山地“井工厂”及水平井优快钻井技术;(3)页岩气水平井低粘高切油基钻井液技术;(4)页岩气水平井弹韧性水泥浆体系及长效密封固井技术;(5)页岩气水平井产气剖面测试及产能评价技术。 成果在涪陵应用276口井,在彭水、丁山等区块应用30余口井,其中在中国页岩气功勋井即焦页1HF应用,实现了中国页岩气首次重大突破。在涪陵地区,钻井周期由151天缩短至65天,最短37天,成本降低25%以上;优质储层钻遇率从75%提高到99%;油基钻井液最低油水比控制在67/33-76/24,创国内最低油水比施工纪录;固井质量合格率100%,优质率92%;产能评价准确率达92%。为中国第一个商业性开发的大型涪陵页岩气田提供了工程技术保障,2016年完成了50亿方产能建设。近三年新增直接经济效益46.83亿元,新增利润5.87亿元,节约支出28.89亿元,产生了巨大的技术经济和社会效益。 获授权专利45件(其中发明专利15件)、软件著作权10项,制修订行标、企标6项,发表论文65篇。获批了中国页岩气勘探开发领域第一个“页岩油气富集机理与有效开发”国家重点实验室。研究成果总体达到国际先进水平、部分达到国际领先。
[成果] 1700630213 湖北
TE1 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:该项目属能源、水和矿产资源领域。中国大部分油气藏存在着埋深地质构造复杂、储层非均匀性强等现象,储层注采、完井及储层改造等作业频繁,深部储层岩体处于“三高一扰动”(高地应力、高温度、高渗透压力和施工作业扰动)的恶劣环境,若不能准确预测储层在复杂环境及地质条件影响下的稳定性,将会给钻完井施工、油气开采、水/气驱注入及储层改造带来很大挑战。该项目针对油气储层在复杂环境和地质条件下的稳定性评价及钻完井对策技术等重大难题,从2009年起,长江大学联合国内知名企业,在国家重大专项、国家自然科学基金以及中石油、中石化等企业资助下展开技术攻关,形成了复杂环境与地质条件下油气储层稳定性控制关键技术。其主要创新成果:1、建立了以关键井地应力为约束条件的多目标侧压力反演模型,提出了区域应力场到局部应力场的跨尺度反分析方法,研制了考虑多物理场耦合效应的储层应力场反演系统软件。2、研制了评定复杂流体环境和多轴应力条件的岩石破损特征及其渗透性演化的测试装置和方法,提出了一种考虑储层实际环境的热-弹塑性损伤本构模型,丰富了致密储层和疏松砂岩的岩石破裂损伤耦合理论和数值仿真方法,揭示了储层岩石损伤演化与注水施工作业的关系。3、提出了考虑储层压力衰竭对地应力影响的井眼稳定性预测方法,发展了考虑温度-渗流-应力-损伤耦合效应的储层出砂预测模型,揭示了储层温度、完井方式、生产工艺参数对近井壁储层围岩的影响规律。4、提出了考虑储层物性的筛管冲蚀及寿命的评价方法,丰富了多因素条件下防砂方式选择原则,研制了适用于边底水丰富油藏开发的控水筛管和出砂井的洗井工具。经第三方评价,该项目在深部复杂油气储层应力场反演手段及方法、储层岩石裂隙扩展机制、油气储层防砂完井及洗井完井的工艺和技术等方面达到了国际先进水平。在该领域的知名期刊上发表论文SCI和EI期刊论文32篇,被引次数120余次,发明专利7项,软件著作权4项,部分成果纳入行业标准,起到引领和示范,促进行业科技进步。
[成果] 1700520084 北京
TE6 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:天然气作为重要清洁能源,2015年占世界一次能源的23.7%。中国能源“十三五”规划天然气消费从5.9%增至10%,充分发挥天然气主体作用是优化能源结构的重大战略。液化天然气简称LNG,常压下温度约-161℃,体积约为气态的1/600。超低温液化技术使LNG远洋运输和全球贸易成为现实,被公认为20世纪以来能源领域最重要的革命性技术之一。2015年中国进口LNG达1965万吨,占天然气进口总量的44%。LNG是确保京津冀、长三角等地区以气代煤、建设碧空蓝天中国梦的有力支撑。天然气液化厂及LNG接收站是LNG产业链核心组成。成套技术包括天然气深度净化及液化、超低温储运及超临界气化等,其工艺条件苛刻、装备制造困难、技术集成复杂、建造标准匮乏,世界上仅美、德、法三国拥有。国家能源局和中石油组织攻关,经9年努力,成功开发了具有国际领先水平的大型LNG成套技术,取得4方面核心创新成果:1.创新LNG全产业链工艺流程及优化算法。发明双循环混合冷剂天然气液化工艺(DMR-HQC),国际首创DMR集成高效板翅式换热器工业应用;创建基于遗传算法优化模型,集成天然气液化、烃分离及脱氮工艺,能耗降低8.5%;创新开架式海水气化器和浸没燃烧式气化器联合运行LNG再气化工艺,节省设备投资18%,降低运行费用35%。2.创新研制超低温材料和核心设备。创立LNG储罐用国产9Ni钢核心技术标准,发明低磷硫超纯净冶炼及高拉速、低水比、高温出坯制备工艺;发明超低温高镍球墨铸铁材料及铸造方法;创新研制高效线元素三元叶轮混合冷剂压缩机、超低温蒸发气压缩机、世界最大高压高效板翅式冷箱,费用较进口降低30%-50%。3.创新大型LNG储罐设计建造技术。国际首次通过实验,系统建立-196℃~20℃低温混凝土应力应变量化关系,创立国际首部技术标准;发明预应力混凝土外罐结构自适应分区迭代算法,建立全工况液固耦合内罐模型,创新形成储罐工程设计方法及软件著作权;发明罐顶自平衡顶升方法,创立储罐建造国家一级工法;建成20座8~22万立LNG储罐,绝热蒸发率降低10%。4.创新形成LNG工程成套技术。应用数值及实验模拟技术、本质安全工程设计方法,创新集成天然气净化、液化和LNG再气化工艺流程,形成50-550万吨/年天然气液化、300-650万吨/年LNG再气化工艺包,建成3套天然气液化装置和3座LNG接收站,综合能耗降低7.5%。创立液化天然气工程设计国家标准。该项目获专利79件(发明37件),软件著作权6件,专有技术17件,技术标准28项,论文及专著176项。成套技术自2011年成功应用于安塞、江苏等LNG项目,部分技术推广到俄罗斯、加拿大等国家。近三年累计新增销售收入108亿元、利润21亿元。该成果亦可应用于页岩气等非常规天然气及海上浮式LNG工程等,为中国在南海及海外获取清洁能源提供技术利器,应用前景广阔。
[成果] 1700470364 北京
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:低密度钻井液技术是低压低渗衰竭油气藏勘探开发和欠平衡钻井的核心技术之一,利于防漏、保护储层和提速,常用技术中混油污染环境、充气及发泡设备成本高,加入减轻剂是最简单的方式,但玻璃中空微珠减轻剂壳层脆破碎率高。受制于缺少新型高性能减轻剂,该技术一直未有重大突破。为此,首次提出研发新型钻井液减轻剂弹韧性高分子中空微珠的技术思路,通过技术创新,攻克了多项技术难关,研发出完全自主知识产权的产品及核心技术,填补了国内外空白,使中国成为唯一拥有高分子中空微珠钻井液减轻剂成套技术并工业化应用的国家,推动了减轻剂及低密度钻井液技术的重大发展。 创新点包括: (1)创新设计并研制出新型钻井液减轻剂。首次提出引入弹韧性高分子材料降低壳层脆性的技术方案,创新设计了表面亲水、壳层密闭的高分子中空微珠减轻剂。研制出抗研磨剪切、分散稳定的系列产品,粒径5~90μm、密度0.02~0.65g/cm<'3>可调、最高抗压可达50MPa、抗温≥90℃。成本仅为进口玻璃中空微珠的1/3。实现了产品创新及在油田领域的率先应用。 (2)独创了表面改性与反应成型一步完成的生产工艺。该工艺使生产流程缩短50%以上,提高了时效,实现了工艺原理创新,并通过技术改造及优化组合,形成了一套全国产化的工业生产装置,节约了投资。 (3)首创以高分子中空微珠为减轻剂的新型低密度钻井液技术。该技术解决了减轻剂漂浮分层、吸附聚结、固控分离等关键技术难题,体系稳定,密度在0.78~1.0g/cm<'3>可控,实现了低密度钻井液技术创新。 (4)发明了减轻剂及低密度钻井液性能评价设备并建立了评价方法。研制出“可压缩流体密度测试系统”等4台套新型评价仪器设备,建立了高温高压条件下可压缩流体密度测试等方法,实现了评价方法创新。 该成果获授权发明专利14件、实用新型专利3件,正实审发明专利6件,发表论文4篇,企业标准1件。已在东北、华北和胜利等油气田成功推广应用23口井,高分子中空微珠低密度钻井液同比油基钻井液节支75%,同比充气钻井液节支80%以上,近3年规模应用18口井,累计节支达4891.2万元。显著提升了中国低密度钻井液技术在国内外市场的核心竞争力,为安全、高效、优质勘探开发低压低渗油气藏提供了技术保障。此外,高分子中空微珠作为一种功能材料,还可广泛用于航天、隔音、节能保温等领域,对推动能源结构优化和产业升级,促进绿色发展,具有十分重要的意义。
[成果] 1700280139 广东
TE5 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2016
成果简介:《南海海洋高温高压天然气田开发钻完井技术研究及应用》项目主要是致力于破解海上高温高压气田开发钻完井遇到的重大技术瓶颈,释放难动用储量,为广东等区域贡献更多清洁能源,助力国家南海能源基地的建设。技术背景:海上高温高压气田开发属于世界性难题,中国尚没有开发的先例。该技术研发背景即是针对高温高压高含CO<,2>复杂地层因素条件下海上天然气开发面临的重大技术挑战和安全风险,如高温带来的材料老化、失效,高压引起的井漏、井涌甚至井喷、井筒异常带压等安全问题,以及作业周期长、费用高、无可借鉴经验的情况,开展了系统的科技攻关,形成了11项核心技术,5项创新技术成果,研发出整套海上高温高压天然气田开发钻完井技术。主要技术内容:研发了井筒完整性评价、设计技术,研发了新型固井水泥浆新技术,研发了新型环空封隔液体系,解决了高温高压天然气开发井腐蚀和环空带压问题。研发了基于储层压力精细描述的储层保护技术,降低了储层污染程度,提高了气田开发效果。研发了井壁稳定新技术,减小了井涌、井漏带来的井下事故,解决了强构造应力下的安全钻井问题。集成创新了海上高温高压丛式井安全控制技术,保障海上高温高压丛式井受限空间下的安全作业问题。集成创新了针对超压致密盖层的综合提速技术,显著提高了难钻地层的钻井效率,为整体缩减作业周期奠定了坚实基础。主要创新点:创新点1:海上高温高压生产井井筒完整性技术,创新井筒完整性设计技术,避免了环空带压问题.创新点2:配套研发出抗高温、高密度环空保护液体系和自修复水泥浆体系,解决高含CO<,2>气体储层的腐蚀及高产井的层间封隔。创新点3:独特的高温高压储层精细保护新技术,研发了经济型的储保钻开液体系,研发了精细压差控制的储层保护技术。创新点4:研发了基于高温高压特征的井壁稳定技术,创新分析了强构造应力下的井壁稳定关联参数,创新分析了高温高梯度的温变影响规律。创新点5:研发了定向井超压致密盖层综合提速集成技术,解决了定向井超压盖层的综合提速技术难题。应用效果:该项目授权发明专利4件,实用新型专利25件,发表科技论文26篇,出版专著一部《莺琼盆地高温高压钻井技术》。项目研究成果在中国南海高温高压气田推广应用,累计节省投资费用2.3亿元,累计产生直接经济效益16.26亿元。该技术的研发和成功应用标志着中国海上高温高压气田实现了从勘探向开发的历史性突破,构建了一系列高温高压气田开发的钻完井核心技术,填补了国内海上高温高压天然气开发空白,有力引领了行业技术进步,进一步带动和加快了南海大气区建设,为香港、广东、广西、海南等地区贡献了更多的清洁能源,促进了地方经济发展,助力国家海洋强国和“一带一路”战略实施。
[成果] 1700310088 河北
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2016
成果简介:南堡凹陷深层油气藏埋藏深(3400-5700m),井温高(140-210℃),东营、沙河街储层泥岩裂缝发育,失返性漏失频发,井漏复杂处理难度大,甚至造成无法实现地质目的、油井报废的恶果;潜山裂缝、溶洞型储层安全密度窗口窄(0.01-0.03),气油比高(1309-30000立方米/吨),完井作业中漏失与溢流并存,井控风险较高;另外,海油陆采井因受地面条件限制,井斜角大,水平位移长,井身结构复杂,井下钻具长期在狭长井筒内与井壁碰撞摩擦,套管柱磨损问题突出,加之H<,2>S、CO<,2>等腐蚀性气体的存在,井筒完整性、安全性受到挑战。严重制约了南堡深部储层勘探开发进程。 为此,开展了南堡深层易漏油气藏大斜度井安全钻井关键技术攻关,通过研究与应用,高温裂缝性储层堵漏技术,抗170℃高温冻胶阀窄密度窗口地层安全钻完井技术,适应于大斜度井、复杂油气井的套管磨损预测、酸性环境套管柱安全设计等技术,取得了突破与创新,有效解决了该区漏失、储层保护、完井起下钻安全风险大及套管柱安全设计等难题,实现了南堡深层油气藏安全高效开发,为南堡深层油气藏上产、稳产提供了技术支持。该技术的创新性成果如下: 研发了针对深层油气藏的“可酸溶,可油溶,可降解”的高温裂缝性储层堵漏体系,满足缝宽不确定的裂缝性储层高效堵漏及油气层保护的要求。研发了耐170℃、承压15MPa/300m的高温冻胶阀,实现了深层高温窄密度窗口潜山安全钻完井。 建立了一套适应酸性气体腐蚀环境及大斜度井磨损缺陷的介于弹性挤毁和完全屈服挤毁的套管抗外挤、抗内压强度计算新模型,为酸性气体腐蚀环境下套管科学化设计提供技术方法。 开发了大斜度井套管磨损预测软件,满足现场大斜度井任意套管及钻具组合全工况套管磨损精确预测和剩余强度评价,为安全钻井及套管优化设计提供了依据。 该项目成果在南堡深层油藏的应用,大大降低了钻井漏失、确保钻完井作业安全、实现了井筒管柱科学化设计,为南堡深层易漏油气藏大斜度井安全钻井提供了强有力的技术支撑,三年来新增利润2.07亿元。该成果获得发明专利1项,实用新型专利1项,计算机软件著作权1项,在“Journal of Natural Gas Science and Engineering”等国内外重要期刊发表论文8篇,其中SCI收录1篇,EI收录2篇,CNKI收录6篇。 该项目成果在南堡深层油气藏大斜度井钻井中共计推广应用200余口井,高温裂缝性储层堵漏一次成功率提高95%,窄密度高气油比潜山钻完井安全有了保障,套管柱设计更加合理,安全性更高,且取得了较好的经济效益和社会效益。该项目成果已成为南堡深层油气藏勘探开发的主要技术。
[成果] 1700310098 河北
TE1 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2016
成果简介:项目类别:油气田开发。华北油田曾有过潜山高效勘探开发的辉煌,近些年由于资源接替十分紧张,产能建设始终处于“找米下锅”的困难局面,蠡县斜坡虽然经过了近40年的勘探开发,但由于其针对性主要面向构造油藏,成果不明显,储量、产量始终没有新的增长,突破华北油田面积约2000 km<'2>的最大斜坡岩性油藏的评价建产“禁区”,挑战岩性油藏开发领域世界范围的研究难题,发现新的规模可动用储量,并实现整体开发,是保证油田稳产,也是国家能源安全的关键。“十一五”末华北油田设立长期重大科研项目,通过对蠡县斜坡岩性油藏的生油-输导-运移模式建立及储层沉积微相、圈闭特征的研究,采用“重新构建地下地质基础、重新建立岩性油藏的成藏模式、重新认识油气聚集规律及资源潜力、开展整体评价研究与部署、进行开发方案优化与滚动建设”的“三重一整体一优化”的研究路线与实施策略,在蠡县斜坡经过7年的研究与实施,取得了技术、认识和实施成果的重大创新,斜坡上的原油产量从2009年的年产10万吨快速上升到2015年的年产50万吨,在中国东部勘探程度很高的老探区又建成了一个新的中型原油生产基地,是华北油田近20年来最大的突破性成果。研究成果总体达到国际先进水平。 创新建立了蠡县斜坡“基底形态控相、相控多元聚油”的差异聚油理论。首次对斜坡带的控油因素进行了系统解剖,提出并经实践证实了相控多元聚油的原理,“南北两大物源”揭示了斜坡带形成多种类型大型岩性圈闭的优势条件;“沟梁相间”的构造格局形成了斜坡带优势运聚方向与规律,突破了构造圈闭以外对岩性油藏规模增储的束缚;“南北油气运移与物源不同的配置关系”彻底揭示了油气“北富南贫”的形成机理,指导发现了雁63、西柳10、高9-10等三个千万吨级以上的岩性油藏并实现高效开发建设。 创新了斜坡带五种岩性油藏的成藏模式,系统创建了断鼻型构造—岩性复合油藏、连续性岩性油藏、地层型岩性尖灭油藏、上倾相变物性封闭岩性油藏、超覆型潜山围斜岩性油藏等形成机理,丰富了断陷湖盆斜坡带油气成藏理论,填补了斜坡带系统性岩性油藏成藏模式的空白,公开发表论文7篇,新模式用于在束鹿斜坡新增石油地质储量756万吨,建产能19.3万吨,在文安斜坡新增石油地质储量867.8万吨,具有重要推广应用价值。 创新形成了“优势相带寻甜点、先进技术集成应用”的高效评价建产配套技术系列。包括资源评价技术;斜坡带“缓鼻—相控—油源”三位一体的成藏分析及评价技术;“双域属性”(时间域和深度域)联合识别砂体分布技术;开发方案优化技术;水平井和直井综合部署开发技术等,有效地指导了评价、开发井位的优选与部署,取得了45口评价井钻探成功率达89%,352口开发井钻探成功率达99.4%的高效评价建产实施效果。 该项目研究实施期间在华北油田蠡县斜坡发现石油地质储量8012.1万吨,总体达到亿吨级的富油区,累计新建产能59.72万吨,形成了年产油达50万吨的原油生产基地,新井累计生产原油176.16万吨,新增产值76.12亿元。近三年累计生产原油103.85万吨,新增利润137586.78万元。经济社会效益显著。
[成果] 1700310099 河北
TE8 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2016
成果简介:该项目的研究成果主要应用于油气田开发领域。 对于注水开发的油田,采注井计量是生产管理、掌握油藏动态的关键资料。传统油气集输工艺流程,都围绕单井计量环节,普遍采用二级或三级布站模式。由计配站完成油井液量计量,注水井水量调配,因油田点多面广,导致计配站数量众多,地面系统复杂庞大,建设及运行维护成本高。针对上述问题,华北油田采油工程研究院,对油水井流量井口智能计控关键技术进行了科研攻关,自主研发抽油机井无线示功仪、注水井智能调配装置、油水井远程数据监控器系列产品及顶层一体化监控管理平台,取代计配站,实现了油水井液量远程自动计量调控。 针对油井,经过对比试验得到结论:示功图算产是实现油井产量井口计量的最佳方案,但示功图算产对油井生产数据在精度、连续性、可靠性上提出了更高的要求。采用U型一体式结构传感器技术,创新并建立抽油机井悬点载荷新的测力方法;利用加速度积分得到位移的原理,在示功仪内置集成加速度测试芯片,通过加速度计算位移,实现位移测量的无线化;对比优选了433MHz短距离无线、GPRS和ZigBee通讯技术,研发了采用多种无线通讯模块;最终形成了油井功图测试系列产品,提高了示功仪的测试精度、稳定性和可靠性,满足了功图量油对数据的要求。 注水井井场无电,是制约水井远程计控的瓶颈问题。利用高占空比微电子控制和太阳能蓄电技术,研发了低功耗水井流量自控装置及水井RTU,解决了注水井井场配电难题,实现了注水井井口远程计控,取消配水间,简化了注水管网。利用松耦合技术,建立了以服务为中心的SOA平台架构的一体化监控管理平台,并运用大数据分析技术扩展了油井工况诊断、平衡度系统效率计算、设备故障预警、吨液百米耗电分析、油水井远程计控等多种功能,改变了以往多种系统独立并存的局面,实现了在同一平台中直接完成对油水井实时监测生产数据、技术分析、远程调控多种生产管理,显著提升了油水井生产管理水平。应用该项目成果,在华北油田6个油气田生产单位经过5年推广应用,共覆盖油井1701口、水井221口。改变了传统的油水井计控方式,取消计配站,利用串并联工艺优化管线布局,节省新建产能建设用地和投资,推动了油田地面集输流程简化优化,提高了油田地面的集输效率,取得了显著的社会效益和经济效益。
[成果] 1700310102 河北
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2016
成果简介:针对华北、长庆等油田固井施工中存在地层压力系数低,地层漏失严重,且普遍使用的水泥浆密度远高于水基钻井液,形成较大静压差造成工程漏失。同时也存在减轻剂易破碎,流变性、稳定性差,抗压强度低,满足不了漏失井固井要求的问题。固井填充材料的研发,对影响低密度水泥浆性能的因素进行了系统分析,利于颗粒紧密堆积理论对体系的固相颗粒级配进行了设计,分析评价了低密水泥浆体系抗压强度、渗透率、沉降稳定性、稠化时间等性能特点。通过合理建模和几何计算,进行填充级数和颗粒粒径优化,并以此为依据,选择填充材料,计算初定、实验调整各组分量,形成大量流变、稳定性、强度满足要求的配方,从中优化获得一套低密度水泥浆配方,配合配套的应用工艺,推广应用低密高强水泥浆于固井中。该研究成果具有较强的应用价值和推广应用前景,为满足低压易漏地层固井极保护油气层平衡压力固井技术是的实施提供了方法和途径。 主要技术内容:通过对水泥、减轻材料、稳定剂的合理选取,研制出1.15~1.75g/cm<'3>低密高强水泥浆体系。该水泥浆体系解决了普通漂珠易破碎,水泥石强度低、沉降稳定性和流变性差三者的难题;通过在低密度水泥浆中加入纳米纤维材料,提高了水泥浆本身的防漏堵漏性能,增加了水泥石的韧性,提高了水泥石的抗冲击能力。通过研究气化床和机械混合混拌原理,设计固相材料混拌装置,通过对流、扩散、剪切的方式,解决了因固相材料密度、粒径、静电吸附等原因造成干混物料混拌不均匀的难题,混拌能力在原有基础上提高了2倍并减少了粉尘污染。 技术创新点:利用颗粒级配理论开发了以微珠、粉煤灰、水泥、微硅四种颗粒紧密堆积及水泥外加剂的混合体组成的1.15~1.75g/cm<'3>低密高强水泥浆体系。该低密度水泥浆体系的强度高于常规密度水泥浆的抗压强度,且沉降稳定好,渗透率低,析水、失水等性能指标完全满足工程和地质要求。所研发的低密高强水泥浆体系材料全部采用国产环保材料,依靠科学合理的颗粒级配达到国外同密度水泥浆性能,大大降低了材料成本,有较高的成本优势和完全的自主知识产权。根据气动和机械混合原理,结合固井填充材料的粒径分布特点,设计了新型干混混拌装备。其内部采用内管重力式混合装置,内管顶部的反射罩具有二次分散物料的作用,使不同密度的材料混合更加均匀。 技术经济指标: 水泥浆密度最低达到1.15g/cm<'3>,各项性能满足施工需要,低密高强水泥浆体系拥有完全自主知识产权,获得国家发明专利。并且形成了专有的低密度机械剪切混拌专利和混拌防污染专利,水泥浆基本性能完全满足现场施工要求,现场应用300口井以上,固井合格率100%,节约固井成本1000万元以上。 技术推广: 近三年,利用固井填充材料研发技术成果在华北、长庆等油田等国内市场进行严重漏失井固井500井次,质量合格率100%,水泥返高达到了设计要求。有效的解决了严重漏失井的固井难题,保障了后期开采,得到了甲方好评,创产值2.08亿元,实现利润2401.55万元,经济效益及社会效益显著。
[成果] 1700320382 广东
TE5 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2016
成果简介:该项目属于海洋石油与天然气钻井领域。深水钻井是当今石油工程技术的制高点,代表一个国家钻井技术的水平。深水钻井面临海底低温高压、浅层地质灾害和窄地层压力窗口等挑战,墨西哥湾深水地平线号井喷事故再一次凸显了深水钻井的高风险、高难度。项目启动前,中国自主钻井一直局限于500米水深,深水钻井技术空白。如何突破技术瓶颈形成深水自主作业能力,如何在深水高昂的综合日费(500-700万元/天)下降本增效,如何在环境最复杂、最恶劣的南海海域实现安全高效钻井作业,是中国深水钻井必须要攻克的难题。自2005年,国内十几家单位联合攻关,通过理论研究、模拟实验和现场实践,突破了深水钻井关键技术,建立了一套具有自主知识产权安全高效的深水钻井技术体系,从南海到大西洋钻成了28口深水和超深水井,作业水深从457米到2451.4米,实现了中国海上钻井从浅水到深水的重大突破,打破了国外技术垄断,推动了中国海洋石油的科学技术进步。主要技术创新成果如下:首创了中国深水高效钻井工艺,创建了深水钻井高速模式。通过系统优化深水钻井关键作业环节,突破了常规深水表层多次起下低效作业方式,首创了深水无隔水管井段“三合一”高效钻井工艺;优化三机运动轨迹,形成了“三机智能联动无缝交叉”起下钻方式,起钻速度由500m/h提高到1100m/h;建立了安全期望值为控制准则的隔水管系统批试压技术。深水钻井高速模式大幅提高作业效率,使得同海域3000米当量井深钻井周期从国外同行49.3天降低到自营的16.0天。创建了南海极端海洋环境深水钻井安全实时监控技术。研发了深水钻井避台风和孤立内波“四位一体”实时监测技术,建立了钻井安全控制预警系统,成功应对20次台风、150次孤立内波,拓展了恶劣环境下的作业窗口,使平均单井整体非生产时间从国外同类作业的16.9天降至自营的2.30天。研发了早期井涌预报技术,预警所需时间从135秒缩短到25秒,无井控事故。自主建立了中国深水钻井工程设计技术及标准体系。建立了未成岩地层本构方程、剪切破坏准则和“三浅”声学特征综合解释方法理论,攻克了深水浅层井壁稳定预测理论和方法、窄压力窗口井身结构设计技术、浅层地质灾害评估等难题,掌握了深水钻井设计要素和方法,形成了5大类60余项设计核心技术,制定了中国深水钻井设计标准、作业规程和技术指南。自主研发了深水钻井核心关键装置、工具和材料,实现了工业化应用。研制了国内首台高精度(密度控制精度±0.02g/cm<'3>)自动控制动态压井装置、水下井口切割回收系统,研发了防水合物的恒流变水基钻井液和低温早强水泥浆体系(3.5MPa@3℃,24h),打破了国外技术垄断,成功应用51井次。该项目已获发明专利33件、实用新型17件、软件著作权9件、企业标准12部、专著5部、技术指南3部、论文185篇(SCI/EI36篇),在重大国际会议上作报告30余次,获2014年海洋工程科学技术奖特等奖。该项目突破了中国深水钻井关键技术瓶颈,降低了深水钻井的经济门限,拓展了海洋油气勘探开发领域,为中国独立在南海敏感海域实施油气勘探开发提供了坚实的保障,成果已在南海荔湾、白云、流花、西沙、陵水及海外赤道几内亚、刚果(布)等海域进行了工业化应用,直接经济效益84.9亿元。
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