液压举升装置安装在简易移动底座可进行侧钻作业。以渤海油田海况条件为基础,分析了正常最大作业工况及极端作业工况下设备的安全稳定性。结果表明,采用简易移动底座方式承载液压举升装置时最小安全系数大于1.67,满足设备安全稳定性要求。为减少多井同时作业的安装时间,结合海上平台井槽布置特点,推荐海上平台采用简易移动底座对液压举升装置进行横纵滑移以实现侧钻作业。

对液压举升装置在进行侧钻作业过程中的功能进行了分析,对标了行业标准要求并统计分析了渤海湾修井机侧钻井历史资料。分析结果表明,典型340 K液压举升装置可在海上平台进行侧钻作业,但需对目前配置的循环系统进行改进,并按照作业要求配备固井系统、测井系统、录井系统。340 K液压举升装置的关键设备参数能够覆盖渤海湾修井机已钻侧钻井作业需求,能有效解决低配修井机平台的侧钻难题。

聚丙烯酰胺乳液压裂液具有现场应用效果良好、作业效率高、降本效果显著等优点,目前已在致密砂岩气大规模体积压裂中广泛应用,但缺乏针对该体系的统一指标及检测方法。以鄂尔多斯盆地大牛地、东胜气田为研究背景,通过文献调研、理论推导、室内实验、工程实践等手段,量化制定了聚丙烯酰胺乳液压裂液关键技术指标增黏速率≥85%、表观黏度≥50 m Pas、耐温耐剪切能力≥50 m Pas、降阻率≥70%、破胶液防膨率≥80%、破胶液表面张力≤28 mN/m,为鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏压裂用聚丙烯酰胺乳液压裂液规范化使用提供有力技术指导。

气动球阀是控制集气站天然气流通的重要设备,在集气站生产运行过程中发挥着重要的作用.由于目前苏里格南C1集气站在用的气动球阀存在异常关断故障问题,会造成所属集输管线流体截断,导致管线超压,形成生产隐患.针对此问题,结合生产实际,提出了一套完整的解决气动球阀异常关断故障的方案,对方案给予可行性讨论和风险估算,并在苏里格南C1集气站进行了方案成果检验,证明了方案的可行性.解决方案为集气站的正常安全生产提供了有力支撑,为其他集气站在气动球阀领域的工艺优化提供了更安全、有效的建议.

随着中缅油气管道的开工建设，我国已初步形成东北中俄原油管道、西北中哈油气管道和中亚天然气管道、西南中缅油气管道及海上4大油气进口通道的战略格局。中缅油气管道全长771km，中国石油天然气管道局在境外承担319km的施工任务。在管道施工中焊接工程车是现场施工必需的专用设备，该设备在山高坡陡的山区段使用时，易发生溜滑，存在重大安全隐患。

柱塞式注水泵应用广泛,其对润滑油有较高的要求,但目前国内外还没有规范的用油标准。根据注水泵的结构特点、工作原理以及其在石油化工领域使用的工况条件及运行特点,对注水泵的润滑要求、用油现状及发展趋势、常用润滑油的性能特点等进行分析,发现常用的CD级柴油机油、齿轮油等不适合注水泵的工况要求。而注水泵专用油产品,以其良好的抗乳化、抗氧化、抗磨损性能,满足了油田注水泵润滑系统的特殊使用工况要求。

为解决海上无修井机平台、低配修井机平台及靠泊受限平台的侧钻作业难题,针对液压举升装置在海上平台进行侧钻作业的可行性进行了分析。通过对渤海油田海上平台使用修井机进行侧钻作业的井统计分析,发现典型340K液压举升装置的作业能力能够满足修井机单一井眼侧钻90%以上已钻井对设备能力的需求;通过对设备的抗风载能力进行计算,发现在最大风力载荷、最大举升载荷及最大作业扭矩综合工况下,设备的强度及变形量都能满足标准要求,结果表明液压举升装置可应用于海上平台进行侧钻作业。

试井是了解油藏动态和获取地层参数的重要手段,常规试井工艺有钢丝存储式、电缆直读式两种。此两种工艺:钢丝存储试井不能实时获取井下资料,设备提出井口之前,工作人员无法知晓是否已经获得有效数据,存在下井失败风险;而传统麻面电缆直读试井,系统复杂且存在污染环境等问题。因此思坦公司与国内某油田公司于2020年展开合作攻关,开发设计了一套切实可行的钢管电缆技术,该新技术能实时动态监测,现场施工简单,施工成本低,不存在环境污染等优点。其主要配套设备为:地面控制器、液压防喷举升系统、钢管电缆头、电动安全接头、打捞工具等,目前已成功施工36口井次,施工成功率100%,为该油田公司创造价值400余万,填补了钢管电缆直读试井作业的空白。

针对渤海油田无修井机采油平台在需要实施修井作业时修井机资源短缺、成本高昂等问题。在充分调研了渤海油田采油平台的结构和布局的基础上,通过技术研发和技术改造,优化安装模式,并将设备进行模块化、集成化处理,使其具备了高可靠性、高机动性、低作业成本等突出特点。通过该技术在渤海油田的应用结果表明:液压举升修井技术能优质、安全和高效地完成常规修井作业,在降低修井作业成本方面有其独特的优势,在实际应用中获得了比较满意的效果。