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公开(公告)号：CN119662234A
公开(公告)日：2025-03-21
申请号：CN202311213641.0
申请日：2023-09-20
Applicant: 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 , 中国石油天然气集团有限公司
Inventor： 邹鹏 , 张世林 , 王玉善 , 黄其 , 张龙 , 范江涛 , 余家同 , 黄峰 , 牛建兵 , 李伟立 , 邵俊龙 , 刘泽宇 , 马婧怡 , 郭丽 , 曹宁 , 李博 , 王宇 , 付士慧 , 周婷
Abstract: 本发明涉及海水基延迟交联剂，所述海水基延迟交联剂为聚氨硼类交联剂，所述的聚氨硼类交联剂为聚氨硼类交联剂Ⅰ、聚氨硼类交联剂Ⅱ中的一种；本发明的海水基超低浓度胍胶压裂液，以质量分数计，所述压裂液包括0.20％‑0.35％植物胶类稠化剂、0.20％‑0.40％海水基延迟交联剂、0.10％‑0.30％海水基交联增效剂、0.05％‑0.10％PH调节剂、0.05％‑0.10％助排剂、0.2‑3％防膨剂、0.03％‑0.20％杀菌剂和余量海水；本发明不仅可节约淡水的水费，还可节约拉运淡水的运费，节约压裂液成本效果尤其显著。
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公开(公告)号：CN119557674A
公开(公告)日：2025-03-04
申请号：CN202311127944.0
申请日：2023-09-01
Applicant: 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 , 中国石油天然气集团有限公司
IPC: G06F18/2321 , G08B21/18 , G06F18/214 , G06F18/15 , G06F18/2131 , G06N3/0442 , G06N3/08 , G06N20/20 , G06F123/02
Abstract: 一种基于集成学习和斜率反转法的压裂砂堵风险预警方法。其包括获得预处理后时间序列数据；获得多个新特征参数；构建原始深度学习模型并训练，获得砂堵预测单算法模型，利用Stacking集成方法对砂堵预测单算法模型和XGBoost模型进行集成学习，获得砂堵预测模型，模型输出油压、套压的预测时间序列数据；基于油压、套压的预测时间序列数据，利用斜率反转法对是否发生砂堵进行判断等步骤。本发明采用深度学习和斜率反转法相结合的方法，显著提高了砂堵事故的预警效果。相比现有的通过人工观察曲线和人工判识砂堵的方法，本方法解决了滞后、偶然和机械性等问题，并取得了一定的成效。
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公开(公告)号：CN118256214A
公开(公告)日：2024-06-28
申请号：CN202211686652.6
申请日：2022-12-26
Applicant: 中国石油天然气集团有限公司 , 中国石油集团渤海钻探工程有限公司
Abstract: 本发明涉及储层增产措施技术领域，尤其涉及一种改性表面活性剂降压增注体系及其施工工艺，旨在解决现有的降压增注体系解堵效果差、措施有效期短的问题。改性表面活性剂降压增注体系，以重量百分比计，改性表面活性剂降压增注体系的原料包括：8‑60％改性表面活性剂、1‑3％黏土稳定剂、1‑4％缓蚀剂，其余为水；改性表面活性剂为表面活性剂与金属螯合剂的混合物；其中，表面活性剂为第一表面活性剂或者第二表面活性剂或者第三表面活性剂；第一表面活性剂为两性表面活性剂或者非离子表面活性剂或者高分子表面活性剂；第二表面活性剂为非离子表面活性剂与阴离子表面活性剂、高分子表面活性剂之间的一种或两种的任意组合。
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公开(公告)号：CN116410722B
公开(公告)日：2024-06-11
申请号：CN202111659560.4
申请日：2021-12-30
Applicant: 中国石油天然气集团有限公司 , 中国石油集团渤海钻探工程有限公司
Abstract: 本发明公开了一种高密度无固相完井液，其包括以下组分：比重调节剂、缓蚀剂、高温稳定剂、pH调节剂、防膨剂、自由基清除剂和水，其中，缓蚀剂为二乙烯三胺五醋酸钠、N‑甲基炔丙基胺和1,4‑氧氮杂环己烷。本发明公开的无固相高密度完井液溶解好、透明、无沉淀、配伍性好、密度在1.55‑2.35g/cm3可调、耐温150‑200℃，克服了常规高密度完井液存在的要么价格昂贵、要么配伍性差易对储层产生污染及堵塞储层孔隙、要么耐温性差及易腐蚀管柱等问题。本发明还提供了上述高密度无固相完井液的制备方法以及一种完井液用复配缓蚀剂。
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公开(公告)号：CN111440606B
公开(公告)日：2022-06-10
申请号：CN202010348472.1
申请日：2020-04-28
Applicant: 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 , 中国石油天然气集团有限公司
IPC: C09K8/68 , C09K8/88 , E21B43/267
Abstract: 本发明公开了一种无油相液体减阻剂及全程滑溜水压裂液，减阻剂由以质量分数计的30％～40％的分子量为1200万～1800万的阴离子型聚丙烯酰胺类衍生物、0.4％～5％的悬浮剂、0.05％～0.2％的活化剂和余量的分散剂构成的非水非油悬浮体系；全程滑溜水压裂液由用于形成复杂分支缝网的滑溜水压裂液A和用于形成主缝的滑溜水压裂液B组成；滑溜水压裂液A由以质量分数计的0.05％～0.1％无油相液体减阻剂、0.2％～2％粘土稳定剂、1％～3％氯化钾和余量为水构成；滑溜水压裂液B由以质量分数计的0.2％～1％无油相液体减阻剂、0.2％～2％粘土稳定剂、1％～3％氯化钾和余量为水构成；该无油相液体减阻剂既可起均匀分散减阻剂分子的作用，且能速溶于水，配制成滑溜水后可起破乳助排作用，加量仅为0.05～0.1％即可表现出≥75％的减阻率，减阻效果好。
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Patent Agency Ranking
公开(公告)号：CN106703746B
公开(公告)日：2022-06-10
申请号：CN201611178178.0
申请日：2016-12-19
Applicant: 中国石油天然气集团有限公司 , 中国石油集团渤海钻探工程有限公司
IPC: E21B33/134
Abstract: 本发明公开了一种膨胀式可降解桥塞，包括安装在套管之间的套管短节、安装在套管内部的中心柱、膨胀管、膨胀锥和C型环；套管短节的内表面沿周向设置有凹槽；中心柱从上到下固定设置有丢手槽、膨胀锥托台、自锁倒齿和防脱块；丢手槽为一凹槽；膨胀管可发生塑性变形，且膨胀管和膨胀锥均可降解；膨胀锥的硬度大于膨胀管的硬度；C型环安装在膨胀锥托台下侧，其在套管内时处于弹性形变状态；当其滑动至套管短节内的凹槽位置时，弹性形变恢复，C型环卡在凹槽处；C型环的内表面还设置有啮合齿，啮合齿能与中心柱上的自锁倒齿配合形成锁紧结构。该膨胀式可降解桥塞在分段压裂后，不用进行钻磨或者打捞作业，能实现压裂后油气井快速投产。
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公开(公告)号：CN112523719B
公开(公告)日：2021-11-02
申请号：CN202011548873.8
申请日：2020-12-24
Applicant: 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 , 中国石油天然气集团有限公司
IPC: E21B33/129 , E21B33/128
Abstract: 本发明公开了一种不压井完井用可溶井底暂闭塞结构，其包括上接头、坐封工具、暂闭塞和引鞋，坐封工具通过地面泵注入高压流体促使上提活塞和下压活塞分别向上和向下滑动，从而带动棘爪丢手和活塞推筒分别向上和向下滑动，棘爪丢手带动中心管、支撑卡瓦、下顶盘、引鞋向上运动，同时活塞推筒推动支撑筒、张开卡瓦、支撑盘向下运动，逆向运动使支撑卡瓦支撑张开卡瓦张开并锚定井壁，上下压缩密封胶筒变形而暂闭井筒，继续运动使棘爪丢手释放中心管，通过泄压孔泄压，完成坐封、丢手过程。通过内堵头释放和可溶部件的溶解，形成井筒的全通径。本发明的使用对储层无污染，可恢复井筒的全通径，可缩短油气井的投产时间，并可提高整体开发的经济效益。
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公开(公告)号：CN112554835A
公开(公告)日：2021-03-26
申请号：CN202011548832.9
申请日：2020-12-24
Applicant: 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 , 中国石油天然气集团有限公司
Abstract: 本发明公开了一种不压井完井作业工艺方法，其包括井筒准备、测压、暂闭井筒、密封性验证、下泵、打开油气通道等若干步骤，属于油气井井下作业技术领域。连续油管带压作业完成井筒准备工作，测静压为井底暂闭塞打开方式及打开压力的确定提供依据。连续油管带压下入不压井作业工具串，坐封井底暂闭塞后暂闭井筒。验证井筒密封性后，采用常规下抽油泵完井工艺完井。采用地面打压或井内负压的方式打开油气流通道，实现快速投产。井底暂闭塞溶解后实现井筒全通径生产。本发明无需压井液压井，对储层无污染，能够实现下泵后及时投产，无需额外的施工作业，即可恢复井筒的全通径状态，可缩短油气井的投产周期，节约投入成本，提高整体开发的经济效益。
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公开(公告)号：CN111440606A
公开(公告)日：2020-07-24
申请号：CN202010348472.1
申请日：2020-04-28
Applicant: 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 , 中国石油天然气集团有限公司
IPC: C09K8/68 , C09K8/88 , E21B43/267
Abstract: 本发明公开了一种无油相液体减阻剂及全程滑溜水压裂液，减阻剂由以质量分数计的30％～40％的分子量为1200万～1800万的阴离子型聚丙烯酰胺类衍生物、0.4％～5％的悬浮剂、0.05％～0.2％的活化剂和余量的分散剂构成的非水非油悬浮体系；全程滑溜水压裂液由用于形成复杂分支缝网的滑溜水压裂液A和用于形成主缝的滑溜水压裂液B组成；滑溜水压裂液A由以质量分数计的0.05％～0.1％无油相液体减阻剂、0.2％～2％粘土稳定剂、1％～3％氯化钾和余量为水构成；滑溜水压裂液B由以质量分数计的0.2％～1％无油相液体减阻剂、0.2％～2％粘土稳定剂、1％～3％氯化钾和余量为水构成；该无油相液体减阻剂既可起均匀分散减阻剂分子的作用，且能速溶于水，配制成滑溜水后可起破乳助排作用，加量仅为0.05～0.1％即可表现出≥75％的减阻率，减阻效果好。
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公开(公告)号：CN116240010B
公开(公告)日：2024-10-22
申请号：CN202111482192.0
申请日：2021-12-07
Applicant: 中国石油天然气集团有限公司 , 中国石油集团渤海钻探工程有限公司
Abstract: 本发明公开了一种耐温180～200℃的高密度无固相完井液，包括以质量分数计的32.6～60.5％溴化锌、0～36.8％氯化锌、0～9.6％氯化钙、0.1～0.2％次氮基三乙酸钠、0.4～2.0％丙炔胺盐酸盐、0.4～2.0％炔丙胺、0.05～0.2％氯化锑、3～5％pH调节剂、0.2～0.4％防膨剂、0.5～1.0％自由基清除剂和余量的水；该无固相完井液兼具配制高密高达2.045～2.355g/cm3、耐高温达到180～200℃、腐蚀速度低至＜0.075mm/a、低成本、及现场适应性强的优势，且室温下防膨率在93.1～96.7％，对地层渗透性及污染性小。
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