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地质工程一体化漏失机理与预防措施探讨
房超, 张辉, 陈朝伟, 陈业生, 冯永存, 林子力, 范进朝, 翟文宝, 刘恩博
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塔里木库车山前古近系复合盐层严重漏失给安全钻井带来了巨大挑战。针对库车山前复合盐层重点漏失层段,分析漏失段地质特征、地质力学特征,结合钻井施工参数,判断漏失类型,分析易漏岩性组合分布与漏失压力,探讨预防钻井液漏失方法。研究结果表明:膏盐岩段盐岩夹含盐泥岩、含膏泥岩,膏质泥岩夹泥岩、灰质泥岩是主要漏层岩性组合,宏、微观分析可见天然裂缝不发育,物性测试表明孔渗较低,不具备直接发生漏失的原有物质基础;含膏泥岩、含盐泥岩抗拉强度0.61~1.12 MPa,平均值0.946 MPa,在压力作用下易产生裂缝;钻井液平均漏速小于20 m3/h,具有微漏-小漏特征,通过降排量降密度可有效缓解漏失。通过盐间漏失层地质、地质力学、工程特征分析,认为复合盐层漏失为诱导破裂型漏失,漏失压力为地层破裂压力,约等于水平最小地应力,并通过模拟应力场数据与实钻漏失点数据对比进行验证。综上分析,明确膏盐岩段易漏岩性组合分布和建立复合盐层黏弹性三维地质力学模型求取水平最小地应力是预防复合盐层漏失的关键,对减少盐间漏失具有重要意义。
防喷器远程控制装置自卸压四位四通转阀的研究与设计
李正军, 盖靖安
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在维修更换防喷器闸板、胶芯等作业前必须对防喷器关闭腔和开启腔卸压,而传统三位四通转阀存在操作复杂、压力浪费、各阀件磨损、管汇卸压后所有控制对象均无法远程操作的问题,为此,设计了自卸压四位四通转阀。在原有阀体及阀芯内部分别新增一条卸压油道,并将其改造成自卸压四位四通转阀,实际操作时只需将该转阀手柄扳至卸压位,便既能保留管汇压力,又可对维修作业对象进行独立卸压,卸压后仍可远程液压控制除维修对象外的其他控制对象,使得维修和更换防喷器闸板、胶芯等作业过程更加低耗、简单高效。该设计降低了各阀件长期开关造成磨损,大幅度提升了作业效率。
国内盐穴储气库空间利用技术及展望
何奇, 冯永存, 邓金根, 李海涛, 完颜祺琪, 李康, 柳洪鹏
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盐穴储气库具有储层渗透性低、损伤恢复能力强、注采率高、短期吞吐量大、垫层气量低并可完全回收等优点,在国外应用广泛,然而国内盐穴储气库由于盐岩品位差,造腔结束后大量盐岩不溶物堆积在腔体底部形成沉渣,沉渣空隙中存在着大量无法被排出的卤水,造成了储气空间资源的巨大浪费,如何使其腔体空间得到最大化利用是当下需要亟待解决的问题。对国内盐穴储气库盐层地质及其底部沉渣空间利用技术进行了调研,指出虽然在沉渣上方进行注气排卤工艺已日臻成熟,但还需对排卤管柱下入沉渣底部技术进一步深入研究。从管柱下入和起出、管柱下入后的堵塞问题及解决方案、管径参数优化以及未来储氢等方面提出了相关建议,以期对国内盐穴储气库空间利用率技术研究提供借鉴。
吉兰泰浅层变质岩储层水平井压裂技术
朱瑞彬, 王鑫, 许正栋, 刘国华, 李凝, 龙长俊, 宋立, 贾江芬
当前状态:  doi: 10.13639/j.odpt.2022.06.010
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吉兰泰油田潜山变质岩储层埋藏浅(400~650 m),非均质性强,发育有高角度天然裂缝和底水系统,压裂改造存在底水易沟通、原有工艺适应性差、甜点认识不清等问题。通过分析变质岩储层特征和前期改造经验,确定最佳避水高度100~120 m,实现控水目的;优选桥射联作压裂工艺和25 ℃低温可溶桥塞,满足大排量、大规模体积压裂需求;优化射孔方位,避射顶部120°,降低出砂风险;优选水溶性暂堵剂,形成层间/层内暂堵工艺,暂堵后压力抬升5~8 MPa;通过远探测声波成像技术明确地质-工程双甜点,形成少段多簇改造模式。在吉华1区块潜山变质岩储层13口井共74段361簇实施压裂作业,较2020年前期试验单井改造段数平均减少2段,压后初期日产油提高48%,截至2022年6月底,累产液超2.66万t,累产油超2.45万t,实现了浅层变质岩储层高效改造和开发。
潜山注气重力驱富集油采出技术研究与试验
闫海俊, 谢刚, 朱瑞彬, 游靖, 魏爱军
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华北油田古潜山油藏于20世纪90年代开展注氮气重力驱提高采收率试验,在试验区形成了“气顶-富集油带-底水”的格局,采用先期裸眼完井利用旧井采油,只出气不出油。为此,进行了油藏工程、采油工艺一体化研究,提出“隔、控、分”结合的采油工艺设计理念,认为克服重力分异、密度差影响的有效驻留承压堵漏是隔绝气相、水相与井筒直接沟通的关键。借助火山熔岩喷发、岩浆冷凝堆积的自然原理,基于热敏树脂特殊的温敏流变性能,克服重力分异影响,形成了“滞留温控闪凝”承压堵漏工艺技术,解决了高角度大缝大洞发育储层恶性漏失影响固井完井质量的难题,结合人工举升控制生产压差,实现了有限厚度富集油的有效采出,坚定了古潜山发展注气重力驱的信心。
川渝高压致密气储层多段压裂管柱关键技术
王金友, 许永权, 宫磊磊, 赵一泽, 姚金剑
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川渝地区致密气储层老井需要通过油管多段压裂工艺提高开发潜力,现有工艺管柱不能满足高压、大砂量冲蚀、钻井液条件下坐封及压裂后可取等复杂要求,为此开展了高压致密气储层多段压裂技术攻关。自主研制了Y344型导压喷砂封隔器,集喷砂和封隔功能于一体,缩短了工具尺寸,提升多层压裂管柱通过性;利用有限元分析软件优化封隔器喷砂体和胶筒结构,优选42CrMo高强度材料,提高承压性能;开展了材料耐冲蚀和磨蚀研究,数值模拟方法分析流态,优化硬质合金零件布局,解决喷砂口等区域磨损大的问题;水力锚等工具均设计“进液防砂”结构,满足钻井液环境使用要求。室内实验表明,整体工艺管柱满足90 MPa高压要求,现场单层加砂量达到160 m3,为解决类似储层高压多段油管压裂问题提供了有效的技术手段。
大庆油田缆控智能分注技术工艺优化
金振东, 佟音, 王凤山, 高光磊, 李井慧, 王洁春
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缆控智能分注工艺实现了井下参数的连续监测和实时测调,为油藏分析提供充足数据,但由于井下工具涉及多学科应用且工艺复杂,前期现场试验过程中发现,缆控智能分注井运行2年以上井数占比仅为51.9%,无法满足规模应用需求。通过对前期试验井进行故障分析,找到影响工艺可靠性的关键因素,针对主要问题对缆控智能配水器流量控制阀、电缆密封连接工艺以及过电缆封隔器洗井阀结构进行了改进和优化;实现了缆控智能配水器流量控制阀10 MPa压差下顺利开关,漏失量小于1 m3/d;电缆与缆控智能配水器连接密封可靠,电缆可从过电缆封隔器上、下接头顺利穿过。工艺技术优化与完善后截至2022年4月,现场试验223口井,运行2年以上井数占比由原来的56.1%提高到91.9%。优化后的缆控智能分注工艺,可靠性得到提升,为该技术在油田开展规模化应用奠定基础。
抽油机智能运行控制系统
孙延安, 李强, 雷宇, 钱坤, 王新民, 郑东志
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目前国内油田经过多年的开发,很多采油井产液量逐年下降,中低产井供液不足的现象越来越严重。油井供采不平衡的问题,是机采井耗能大、效率低的主要原因。从解决供采关系的核心问题出发,研发基于电器控制器件和数字化技术的新型抽油机智能运行控制系统,在不引入高成本传感器和不进行复杂现场改造的情况下,根据采集的抽油机电参数据特征自动调控抽油机生产参数,实时保持油井在合理流压下生产,发挥油井最大产能,提升机采系统的系统效率。现场试验11口井,通过应用抽油机智能运行控制系统,平均液面深度上升36 m,平均日产液量提高2.22 m3,系统效率提高2个百分点。该系统提高了机采系统智能化水平、节约能源消耗、减少维护工作量,对提升信息化管理水平、降低机采系统运行成本具有重要的意义。
大庆外围低渗透油田直井多分支缝压裂提产技术
王贤君, 胡智凡, 张洪涛, 陈希迪, 王维
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大庆外围低渗透油田常规压裂形成小规模双翼缝,缝控体积小、增产效果差,增加缝长不仅易沟通邻井,还不能改善井排间砂体控制程度,且成本较高。直井多分支缝压裂技术,在井网条件下,通过在主缝两侧形成多条分支缝,有效增大缝控体积,改善井排间砂体控制程度,提高增产效果。通过物模及数模实验,明确了分支缝形成机制;基于岩石力学参数变化规律和分支缝起裂特征,形成了集地应力演变计算、裂缝参数优化的完整优化设计方法。研究评价优选了纤维缝内暂堵剂,形成了“纤维+支撑剂”缝内暂堵工艺,配套了现场诊断控制方法。现场累计应用310口井,初期单井日增油1.9~4.8 t,达到常规压裂的2.1~4.0倍,投入产出比达1∶2.5,为大庆油田低渗透储层的高效开发提供技术支撑。
阻水透油支撑剂在高含水储层的应用
周万富, 李庆松, 韩重莲, 王力, 傅海荣, 李胜利
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针对大庆油田特高含水期压裂增产措施中,常规支撑剂石英砂无法控制采出液含水率的问题,研发了阻水透油支撑剂,主要是采用带活性基团的有机硅化合物覆膜于石英砂上,使其外表面具有疏水亲油气的特性,大幅提高了其控水能力。室内性能评价结果表明,该支撑剂油润湿指数大于0.75,在一定压差下油的通过能力是水的10倍以上,现场应用控水成功率100%,比常规支撑剂控水成功率提高54个百分点,该支撑剂可成为油田开发后期降低开采成本、提高可采储量的生力军。
大庆油田致密油平台三维水平井钻柱摩阻分析
邵帅
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平台水平井是大庆油田致密油开发的主要形式,平台布井的方式导致部分水平井轨道出现三维井段。钻井施工中三维水平井较二维水平井钻柱摩阻更大,限制着水平井的延伸极限。在软杆理论模型的基础上,通过分析三维井段钻柱与井壁的接触形式,给出钻柱挫动的计算模型,采用Landmark软件模拟与实际施工情况相结合的方法进行了验证。模拟结果表明,三维井段钻柱与井壁的接触面积大于二维井段,扭方位时的井斜角大小与钻柱摩阻正相关,三维水平井整体摩阻系数达到0.4以上。钻井设计和施工过程中应根据三维井段钻柱摩阻规律,优化设计水平井轨道和井身结构、合理分配钻具组合中加重钻杆位置、提高钻井液润滑性、采用降摩减阻工具等方式降低钻柱摩阻,提高平台水平井的延伸长度,以保证致密油平台的高效开发。
基于K-means-SVM算法的注水井工况宏观管理图研究及应用
张江, 杨雪风
当前状态:  doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.019
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注水井工况宏观控制图是反映注水井工作状况的重要图件。数字油田建设为注水井生产动态监控提供了海量数据,基于注水井生产动态海量数据样本,采用K-means聚类算法建立了反映注水井宏观工况,即由待改造区、欠注区、正常注区、超注区、待落实区等组成的宏观控制图版,用支持向量机SVM确定了区域边界线,建立了注水井工况管理控制图模型,利用该模型形成了区块宏观管理图和单井动态管理图的绘制方法和应用流程。现场应用表明:基于大数据方法构建的宏观控制图模型能反映研究区块及单井的生产动态特征、注水强度、吸水能力和配注完成率之间的关联关系,为注水井下一步的措施实施提供了决策依据。
渝西大足区块超深超长页岩气水平井钻井技术
车卫勤, 许雅潇, 岳小同, 罗忠保, 姜维, 杜晶, 赵小勇
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为了解决渝西大足区块页岩气超深、超长水平井存在井眼轨迹控制难度大、机械转速低、钻柱振动较大且井温偏高等技术难点,优化了水平段铂金靶体的储层选择,将水平段箱体位置选取于五峰组底界以上5~8 m,依据断层倾角进行剖面设计;优化井身结构设计封隔易漏、易垮塌地层;利用高造斜率ATC旋转导向工具,匹配地层优化钻头选型,降低轨迹控制难度和提高钻进速度;采取分段优化钻具组合和钻井参数,优选油基钻井液确保井壁稳定性,降低钻井风险;利用慢放缓压减振法降低钻具振动和循环降温措施解决井温偏高难题。现场应用顺利完成了该区块多口超长超深水平井的施工,形成了渝西大足区块超深、超长页岩气水平井关键钻井技术,为该区块积累了超深超长页岩气水平井施工经验。
三元复合驱注入井共轭酸解堵增注体系
赵昌明, 郭红光, 王锐, 王庆国, 王玉鑫
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由于三元复合驱中聚合物、碱的存在,易形成“胶团”状混合物,使注入井堵塞,常规化学解堵技术解堵半径小、有效期短,容易产生二次沉淀且需要返排残酸,大幅增加了措施成本及安全环保隐患。为了解决措施有效期短及残酸返排不环保的问题,研究了三元复合驱注入井共轭酸解堵增注体系。通过扫描电镜及CT三维数字岩心重构,明确了堵塞物的微观形貌及结构特征;通过无机质溶垢及离子络合评价实验,研发出1种共轭酸解堵增注体系。实验结果表明,三元复合驱注入井堵塞物是由聚合物、垢质、蜡胶质形成的多元“团状”聚集体;共轭酸解堵增注体系可实现深部解堵,无二次沉淀;岩心渗透率的恢复率较常规解堵剂提高29.2个百分点,平均措施有效期193 d,措施后无需返排,实现了三元复合驱注入井解堵措施的高效环保。
化学驱连续监测及自动测调技术
邱亚东, 徐晓宇, 李海成, 韩宇, 马珺喆, 唐俊东
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为了提高化学驱分注井注入合格率,解决现有测试技术存在的单井测调时间长、录取数据少、偶然性大等问题,开展了化学驱连续监测及自动测调技术研究。通过研制内置数据采集、执行控制、运算处理等电气系统的自动测调配注器,配合过电缆封隔器、预置钢管电缆、井口密封装置、地面控制系统等部分形成一套完整的工艺管柱,将自动测调配注器随管柱下至分注层段,经预置钢管电缆与地面控制系统进行双向交互,实时监测层段注入量、嘴前压力、嘴后压力等井下数据,并且根据预设指令自动调整层段注入量。现场试验5口井,最长运行时间超过500 d。该技术实现了井下数据连续监测以及层段注入量自动调整,使单井测调时间由2~3 d降至2 h以内,层段注入合格率始终保持在90%以上,较原有技术提高30%,提升了测调效率和注入合格率。
大庆油田致密油储层压裂增能影响因素分析
黄有泉, 王贤君, 肖丹凤, 王永昌, 范克明, 孙志成
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为了明确不同因素对压裂增能效果的影响,对致密油藏压裂液注入、焖井、采出全过程进行了模拟。选取大庆外围致密油储层天然岩心开展实验研究,通过对采出程度、孔隙压力和含水率的监测,分析了岩心渗透率、润湿性、裂缝条数、注入量、焖井时间和泥质含量对致密油藏压裂增能动态响应特征的影响。实验结果表明,致密油储层压裂增能工艺可以有效改善致密油储层的采收率;储层物性越好、水湿性越强,压裂增能效果越好,渗透率1.68×10-3 μm2岩心比渗透率0.39×10-3 μm2岩心的采出程度高10.8%,强水湿岩心比弱水湿岩心的采出程度相差2.86%。此外,通过提高压裂液注入量、增加裂缝数量、优化焖井时间和加入防膨剂都能够显著提高致密油藏的采收率,为油田提供技术参考。
三元复合驱结垢防治关键技术进展
程杰成
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大庆油田提高采收率的现场应用中,三元复合驱比水驱提高采收率20个百分点左右,比聚合物驱提高采收率6~10个百分点。但是由于碱的存在,机采井结垢严重,增加了生产难度及维护强度,成为限制其工业化应用的关键性因素之一。大庆油田经过多年的研究与实践,通过先导试验对结垢动态变化、三元体系与油层岩石长期作用进行研究,揭示了钙硅复合结垢机理和规律,首次建立了结垢定性和定量的预测方法;通过结构设计和低表面能材料纳米喷涂改性,研发出系列防垢举升设备;依据成垢机理,发明了复合垢防垢剂,清垢率、防垢率均达 85%以上。通过物理、化学防治措施相结合的方法,油井检泵周期大幅延长,解决了油井因结垢无法长期连续生产的难题,保障了三元复合驱的大规模应用。
松北致密气藏压裂裂缝形态与参数优化
张永平, 齐士龙, 唐鹏飞, 张兴雅, 杨春城, 宋景杨
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摘要:
松北深层致密气藏沙河子储层属超深致密气藏、纵向呈多小层分布且小层发育薄。为了提高单井产量,针对沙河子组储层水平应力差大,天然裂缝不发育等不利条件,开展基于沙河子储层物理模拟和相关数学模拟的基础研究,建立了沙河子组致密气藏复杂裂缝判断图版并形成对应的体积压裂工艺优选技术,实现了不同区块、不同岩性储层的针对性改造。现场试验14口井,5口井试气产量超过10×104 m3,压后工业气流井占比71%,整体提高了松北深层气井的开发效果。研究成果为大庆油田勘探储量的提交以及有效开发提供了有力的技术支撑,同时对国内其它相似油田的开发生产具有借鉴指导意义。
ZS区块提速提效钻完井技术优化与实践
沈宝明, 常雷, 杨丽晶, 潘荣山, 刘美玲, 赵英楠
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ZS区块天然气储层岩性为流纹岩、凝灰岩、火山角砾岩,具有高硬度、高研磨性、强非均质性,裂缝发育,富含酸性流体等特性。邻井存在平均机械钻速较低至1.49 m/h,平均钻井周期长达137.12 d,易发生井漏,套管腐蚀等问题,并且后期增产作业及开采过程中,水泥环密封失效,导致井口带压。通过“一趟钻”技术优化井身结构,优选与地层配伍性好的非平面齿钻头,优选油包水钻井液体系,根据储层特征优化完井方式,分析CO2腐蚀影响因素选择套管,采用自修复水泥浆技术预防井口带压,实现平均钻井周期缩短至69.82 d,三开平均机械钻速3.11 m/h,较邻井提高108.5%,钻井过程中无井漏、井塌等复杂情况,固井后无环空带压问题。
基于瞬态模拟的柱塞排采工艺参数优化方法
黄伟明, 王景芹, 张楠, 安志波, 王清铎
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目前气井柱塞排水采气参数设计主要采用经验计算法,对气液在井筒及地层流动状态的简化处理会导致柱塞运行周期制度不合理,限制气井产量发挥。考虑井筒气液流动状态对柱塞运动特征的动态影响,采用瞬态多相流计算方法建立柱塞动态模拟模型。针对常规柱塞优化方法采用静态IPR描述地层产能,在模型中引入近井地层动态描述功能,实现对柱塞运动特征的准确模拟;基于不同柱塞运行周期制度下累计产气量模拟结果,采用基于最小二乘法的最优化方法实现柱塞运行制度的最优化。经大庆油田现场气井试验,利用方法优化后提高日产量0.94×104 m3/d,累计产气量实际值与预测计算值的误差为9.5%。研究结果表明,通过瞬态计算模型与最优化方法相结合,能够确定合理的柱塞运行周期制度,对于提高柱塞排采工艺的应用效果具有指导意义。
抽油机井可环空测试井筒防喷技术
刘崇江, 姚飞, 宋兴良, 刘钰川, 王鹏程, 张平安
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为了解决抽油机井检泵作业过程中井液喷出污染环境的问题,满足生产时不动管柱过环空测试的需求,开展了可环空测试井筒防喷技术研究。通过研制Y445封隔器、阀芯式井下开关等核心工具,与抽油泵、捅杆形成防喷工艺管柱。生产时,阀芯式井下开关开启,最小内通径Ø36 mm,为测试仪器起下提供了中心通道;检泵作业时,下放泵抽管柱时关闭阀芯式井下开关以实现井筒防喷。利用有限元模拟分析了0~25 MPa不同套压下工艺管柱的密封性能和锚定性能,最高防喷压力28.4 MPa,防上顶力不小于422 kN。室内实验结果表明,工艺管柱在25 MPa套压下安全可靠。该技术在大庆油田现场试验了5口井,二次检泵作业2口井,施工全程井口无溢流,过环空产出剖面测试仪器通过顺畅、无卡阻,实现了抽油机井不压井检泵作业和不动管柱过环空测试。
大庆油田采油工程降本增效设计与实践
冯立, 张学婧, 蒋国斌, 金东明, 张华春, 马蔚东, 刘文苹
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大庆油田进入特高含水期,油田呈现出剩余油高度分散、低效无效水循环严重、开发储层条件变差等问题。作为油田开发的重要组成部分,采油工程相应也面临着单井产量低、能耗高、投资成本高等难题。为了提高采油工程整体经济效益,以降本增效为目标,通过设计思路和优化方法创新,研究形成了基于相控建模的压裂工艺优化、抽油机系统能耗预测方法和节能优选优化技术、抽油机井提高系统效率优化设计方法、老井措施工艺优化设计方法等组成的一系列采油工程优化设计方法。“十三五”期间,采油工程通过降本增效设计累计新建成产能约500万t,减少投资约9亿元,老井措施增油近400万t,系统效率提高2.2个百分点,在井数增加的情况下,能耗降低15.6%。
油水井井筒数字化、智能化构建分析
张激扬, 欧海晨, 师国臣, 王龙, 刘仁勇, 高文峰
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油田开发过程中,油藏层间、平面矛盾加剧,注采动态调整频率加快、剩余油挖潜难度加大等问题亟待解决,提升测调效率和建立动态数据库是为有效手段,即为油藏数字化、智能化的雏形。其中,油水井井筒数字化、智能化作为智慧油田发展的关键一环,一方面为油藏工程提供实时、准确的油层动静态数据,为地面工程提供流体的实时状态,满足数字化开发需求;另一方面能够根据数据库自动、智能改变油层状况,实现动态调整,满足开发动态调整需求。围绕高精度传感器、有线/无线通信、信号处理等现代科学技术,对大庆油田智能油水井井下工具功能、原理及核心技术进行归纳剖析,形成油水井数字化井筒技术的现状论述,结合油水井井筒结构设计、生产参数获取等生产需求,提出1种油水井井筒数智化构建设想和发展雏形,为未来行业形成完整、全面的井筒构建理论提供指导。
大庆油田采油工程主体技术现状及展望
蔡萌
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随着大庆油田60多年的高效勘探开发,采油工程技术不断发展完善,满足了油田不同开发阶段的生产需求,但随着油田进入“后油藏、非常规”勘探开发阶段,智能化、新能源等新技术飞速发展,采油工程面临着前所未有的机遇与挑战。围绕大庆油田的开发历程,系统梳理了60多年来采油工程在快速上产、5 000万 t不同时期稳产、4 000万 t稳产和高质量发展等不同开发阶段形成的技术系列,概述了长垣水驱、三次采油、外围油田、人工举升、修井及清洁化作业等领域目前的采油工程主体技术的发展现状,以推动采油工程技术系统全面布局,核心技术、“卡脖子”技术全面突破为发展目标,探索并展望了未来采油工程技术发展的总体思路及发展方向展望。
新型井下轴流式入口旋流器分析及优选
蔡萌, 王羕, 孙春龙, 宋阳, 周广玲, 杜伟山
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在国内陆地油田井下油水分离同井注采技术应用中,常规井下旋流器由于径向尺寸较大而经常受到限制,影响分离效率。为此,研发了2种新型井下轴流式入口旋流器,在降低旋流器径向尺寸的基础上,提高旋流器的分离性能。在明确新型轴流式旋流器结构特点、分离机理后,通过数值模拟分析,通过油相体积分布云图阐明不同结构旋流器在油相分布特点,指出循环流对旋流器分离性能的影响。研究速度矢量变化特点,掌握轴流式入口结构的作用及流体分布规律,利用压力降曲线,明确能耗、压力损失的关系。模拟分析结果表明,导流叶片轴流式旋流器切向速度差值为1.2 m/s、轴向速度差值1.5 m/s,溢流压力仅为0.02 MPa,分离效率高、能耗低,为特高含水区块的经济性开发提供技术支持。
大庆地热能U型先导试验井钻井设计
潘荣山, 李继丰, 李童, 王影, 王敬岩, 刘美玲
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地热能是1种绿色低碳、可循环利用、可再生的能源,大庆油田X区地温梯度高,平均4.3 ℃/100 m,3 000 m埋深地层温度120~135 ℃,深层无油气干扰,满足地热能试验区开发建设的基本条件。为实现大庆油田燃煤锅炉房地热能源清洁替代,针对X区上部地层成岩性差,胶结疏松;下部葡萄花油层、扶杨油层已注水开发,地层压力较大且均为含气层的施工难点,以先导试验井X1-1及X1-H1井为例,从井身结构、钻具组合、钻井液体系、固井技术等方面进行设计优化,满足地热井钻井需要,完善了中深层地热能勘探开发的技术体系。
大庆油田Ø100 mm套损井精细压裂工艺技术
黄有泉, 王金友, 张宏岩, 程新颖, 毛庆波, 张春辉
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油田开发过程中出现的套损井,其控制的剩余油需要精细分层压裂挖潜,但是套损井井径局部缩小,常规细分压裂工艺无法实施。研发了Ø95 mm小直径封隔器,优选胶筒胶料增强剂、优化帘线组合,钢体结合盐浴淬火热处理工艺,整体提高封隔器承压与耐疲劳性能。同时研制了小直径导压喷砂器,喷砂口采用斜截面多孔结构设计,减轻了磨蚀。设计了油管防喷阀,创新设计了重复开关和密封机构。通过室内与现场评价试验,套损井精细分层压裂工艺管柱整体达到了耐温120 ℃、承压70 MPa,单套喷砂器加砂量230 m3,单趟管柱细分压裂11段,可满足Ø100 mm以上井径套损井压裂,在大庆油田累计应用109口井,工艺成功率99.1%,压后单井平均日增油5 t/d以上,对于老油田开发后期套损区块剩余油精细挖潜、注采井网完善起到了积极作用,同时该工艺也可拓展至相同井径的小套管井精细分层压裂。
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平顶山盐矿老腔改建储气库可行性评价
周冬林, 王文权, 王立东, 赵明千, 王璐, 许彬
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摘要(1)
摘要:
利用盐矿老腔改建储气库能够有效加快盐穴储气库投产速度并降低投资成本,将盐矿老腔改建为储气库已经成为储气库发展的新趋势。平顶山地下盐矿老腔空间资源丰富,经过较长时间的开采,地下已经形成巨大的空腔体积,评价该地区盐矿老腔的可用性对于平顶山盐矿盐穴储气库建设具有重要意义。通过分析盐矿老腔区域地质资料、生产资料和声呐检测资料,从老腔形态、盖层密封性、安全矿柱宽度、腔体稳定性、有效体积和改造经济性等方面,评价了盐矿老腔改造的可行性。结果表明,平顶山地区老腔埋深适宜,盖层密封性好,腔体有效体积大部分都在10×104 m3以上,与钻新井造腔相比具有较好的改造经济性。数值模拟表明,在0.007~0.015 MPa/m的运行压力梯度下老腔的稳定性较好,符合腔体安全运行要求,但部分腔体间存在井距较小的问题,为保障矿柱宽度,应选择井距大于160 m的老腔改造利用。研究认为该地区老腔利用条件整体较好,具有良好的改造利用前景,应进一步开展后续详细评价工作,以期尽快实现改造利用。
深水气井生产过程中的井筒结垢实验规律
刘文远, 胡瑾秋, 姚天福, 欧阳铁兵, 李相方
当前状态:  doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.021
摘要(4) HTML全文(777) PDF 1629KB(2738)
摘要:
海上气井具有深度大、除垢操作复杂、作业成本高等特点,深水气井井筒内结垢的预测与防治具有实际意义。 采用室内实验和理论计算相结合的方法, 对南海气田的4口深水气井生产过程中的井筒结垢风险进行了评价,预测了生产过程中的井筒结垢速率及气井井筒内的结垢位置,并分析了结垢特点及规律。 研究结果表明,地层水组成决定了气井的结垢类型,结垢速率主要取决于表面附着期过后较稳定的垢物附着速率;深水气井生产过程中不同井深处的结垢差异性主要取决于井筒沿程的温度分布,井筒中下部和高产气量及高水气比是防垢重点;相比陆上气井,深水气井受井筒结垢的影响更大,采取及时的防垢手段避免垢物生成或将垢物沉积量控制在容许范围内对维持深水气井的高效安全生产意义重大。
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2022 年 3 期封面
2022, 44(3).  
摘要(0) PDF 1172KB(67)
摘要:
2022 年 3 期目录
2022, 44(3): 1-4.  
摘要(1) HTML全文(53) PDF 1447KB(48)
摘要:
钻井完井
四川盆地高温高压含硫气井五级分支井钻完井技术
李涛, 徐卫强, 苏强, 曾知昊, 杨兆亮
2022, 44(3): 269-275.   doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.001
摘要(0) HTML全文(84) PDF 1244KB(86)
摘要:
MX023-H1井是四川盆地龙王庙组气藏的一口五级分支井,目的是为验证分支井技术在深层碳酸盐岩气藏高效开发的适应性。该井作为国内第一口高温高压含硫五级分支气井,分支井眼钻完井作业面临完井级别高、作业程序多、井身质量要求严格、复杂套管串下入难度大、固井水泥环防气窜性能要求高等技术难题。为此,通过增加窗口强度、选择稳定地层开窗等手段以确保后期开采期间分支井眼与主井眼连接处的稳定性;设计平滑的井眼轨道和提高钻井液防塌性能可保证井径规则,降低了下套管难度;采用新设计的Ø177.8 mm弯套管,完成了近5 000 m井深Ø215.9 mm分支井眼通井作业,满足了分支井眼重入和通井要求,为分支井眼套管顺利下入创造了良好的井眼条件;壁挂式悬挂器壁钩前端开口槽间隙由21.66 mm增至25.66 mm,提高了壁挂成功率;三凝水泥浆体系配合控压平衡法固井技术,保障了分支井眼溢漏同存条件下的固井质量,一界面合格率97.6%、二界面合格率100%。现场应用表明,配套技术能够满足深层高温高压含硫五级分支井钻完井作业要求,该分支井钻完井作业的成功实施可为后续五级分支井技术的推广应用提供借鉴。
岩屑床破坏器清岩效果评价与结构优化设计
彭硕, 黄文君, 高德利
2022, 44(3): 276-282.   doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.002
摘要(0) HTML全文(59) PDF 2216KB(56)
摘要:
在大位移井、长水平井钻进过程中,破碎的岩屑容易在井筒环空低边堆积形成岩屑床,易导致钻杆屈曲、钻具摩阻和扭矩增大、当量循环密度异常甚至出现卡钻事故。岩屑床破坏器可有效搅动沉积的岩屑床,提高井眼清洁效果。以岩屑床破坏器为研究对象,开展了清岩效果定量评价与结构优化设计研究。通过计算流体动力学揭示了岩屑床破坏器的清岩机理,建立了一套岩屑床破坏器清岩效果评估方法,并利用该方法对3种典型岩屑床破坏器的清岩效果进行了量化评估,确定了清岩效果最优的叶片结构,分析了该叶片结构参数对清岩效果的影响规律,进而优化了结构参数。研究表明:在3种类型叶片结构中,反螺旋形叶片岩屑床破坏器清岩效果最佳,通过增加螺旋角度和优选叶片数目可明显提高其清岩效果。该研究为岩屑床破坏器的结构优化设计提供了理论基础。
智能流体研究进展及其在钻井液中的应用与展望
黄志洋, 赵雄虎, 苗留洁, 贾相如
2022, 44(3): 283-290.   doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.003
摘要(0) HTML全文(51) PDF 1111KB(35)
摘要:
智能流体作为一种物理性能“可控”的智能材料,在航天、生物、医疗以及微电子等行业得到了广泛应用。根据智能流体响应条件,将智能流体分为了外场可控智能流体(以磁流变流体和电流变流体为代表)和刺激响应可控智能流体(以智能水凝胶为代表),系统总结了智能流体的流变机理、研究现状,指出将纳米材料引入智能流体是目前研究热点。在此基础上,介绍了可应用于钻井液中的智能流体室内研究进展,分析了智能流体应用于钻井液的可行性。最后结合智慧油田发展需求,提出了开发智能钻井液、研发智能钻井设备以及智能钻井液操控系统是未来智能钻井发展新方向。
深水深井高温高压水泥石固化养护及制备方法研究
刘书杰, 武治强, 吴怡, 侯铎, 张智
2022, 44(3): 291-296.   doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.004
摘要(0) HTML全文(40) PDF 1962KB(25)
摘要:
深水深井面临超深、超高温超高压、复杂储层等特殊地质条件,对固井水泥石的综合力学性能提出了更高要求,急需适用于高温高压工况的水泥石固化养护及制备方法,从而准确可靠地评价和优化水泥浆体系。设计并建立了高温高压水泥浆固化养护装置及水泥石制备方法,精准模拟了深水深井高温高压(150 MPa、250 ℃)工况水泥浆固化养护过程,分析对比了不同温度、压力条件下所制备水泥石的单轴抗压强度、抗拉强度等力学性能。结果表明:所建立的高温高压工况水泥石固化养护及制备方法可准确模拟深水深井高温高压井筒工况条件,同时高温高压条件亦可充分发挥水泥浆体系助剂的性能优势,测试发现运用该方法制备的水泥石与常规方法制备的水泥石在抗压强度、抗拉强度等力学性能方面存在显著差异。该方法的提出有利于促进深水深井高温高压水泥浆体系固化养护和水泥石制备技术的发展,为固井水泥浆体系配方优化提供实验方法和技术支撑。
深水浅层气钻井风险评估与控制技术
喻贵民, 顾纯巍, 宋宇, 赵宇航, 李磊, 刘和兴, 杜威, 赵少伟
2022, 44(3): 297-301.   doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.005
摘要(0) HTML全文(42) PDF 1260KB(27)
摘要:
在深水油气田开采过程中常钻遇浅层气,浅层气是聚集在海底的超压气体,由于预测难、控制手段少,通常采用更换井位的方式对存在浅层气的区域进行规避,严重制约了钻井井口选址范围,甚至无法实现油藏勘探目的。基于ANSYS Fluent软件,采用VOF模型和k-ε湍流模型,建立了浅层气放喷多相流体瞬态流动计算模型,得到了不同压力系数、储藏规模和井眼尺寸条件下的浅层气喷流特征,建立了基于气藏压力、储藏规模的浅层气放喷数值模型,提出了对处于中高风险等级的浅层气采取主动放喷技术的防治方法。该研究对主动应对浅层气地质灾害具有理论指导意义。
深层高温高压气井完井测试管柱失效分析
王宴滨, 石小磊, 高德利, 张进双, 陈军海
2022, 44(3): 302-308.   doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.006
摘要(0) HTML全文(42) PDF 1703KB(26)
摘要:
深层高温高压油气井完井测试管柱的安全可靠对于确保深层油气的安全高效开发具有重要意义。考虑测试过程中的温压变化、管柱端部约束及屈曲摩阻等因素综合影响,建立了测试管柱受力分析模型,开发了深层高温高压气井完井测试管柱力学分析软件,对新疆顺南地区某井测试管柱进行了温度压力分析、受力变形计算和力学强度校核,揭示了该井完井测试管柱失效的原因。结果表明:利用开发的软件能够较为准确地分析高温高压井测试管柱所处的温压环境,并能对其进行受力变形分析和强度校核,可用于工程实际;该井测试管柱表面受到的局部腐蚀损伤和产生的裂纹会使管柱强度降低,是导致其失效的主要原因;该地区高温高压井中腐蚀对管柱力学强度的影响应给予特别重视。该研究可为高温高压井完井测试管柱优化设计及安全控制提供理论依据。
基于分布式光纤声传感的油气井工程监测技术应用与进展
李晓蓉, 刘旭丰, 张毅, 郭放, 王鑫栋, 冯永存
2022, 44(3): 309-320.   doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.007
摘要(0) HTML全文(39) PDF 2310KB(25)
摘要:
为保障油气井全生命周期全井段实时监测,引入了分布式光纤传感技术。根据分布式光纤传感技术基本原理将其分为分布式光纤温传感(DTS)技术和分布式光纤声传感 (DAS)技术,并对二者进行了对比,指出DAS技术具有高精度、长距离监测、高信号强度等优点。介绍了分布式光纤声传感技术的监测原理、光纤结构和安装方式,调研了DAS技术在石油领域——地震、油气井生产和注入、水力压裂、生产出砂、管柱泄露、井筒完整性等领域的研究和应用,提出DAS技术将有望成为一种可实时监测油气井全生命周期的经济型监测技术。该研究可为制定合理的开采方案、提高作业的安全性、降低油气田开发成本提供借鉴。
油气开采
超低渗透油藏水平井缝间异步周期注采补能技术
沈瑞, 熊伟, 王守虎, 王俊涛, 王龙, 何吉波, 平义, 高树生
2022, 44(3): 321-327.   doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.008
摘要(0) HTML全文(17) PDF 2066KB(12)
摘要:
由于超低渗透砂岩油藏水平井缺乏补充能量的有效手段,为此提出水平井同井缝间轮换注采工艺。该工艺管柱由丢手接头、Y445封隔器、Y341封隔器、单向配注器、单向配产器、脱卡器组成,可实现部分压裂缝注水、部分压裂缝采油,在同一口水平井内实现分段异步注采补能。缝间异步注采增油是水驱、弹性驱、渗吸多种驱动机理综合作用的结果,相比传统的面积注水井网,更容易形成有效驱动。研究表明:水平井同井缝间异步周期注采补能方法采用水力压裂裂缝注水,油藏吸水面积大幅度增加;流场形状由径向渗流转变为线性渗流;缩短注入端与采出端的距离,提高了驱替压力梯度,有效渗透率也随之增大,这些机制综合作用起到了增油的效果。现场试验表明,水平井同井缝间异步周期注采补能方法能有效提升单井产量,可在超低渗砂岩油藏规模推广。
国外页岩气井人工举升增产技术研究现状与进展
叶长青, 马辉运, 蔡道纲, 高翔, 杨振周, 刘青
2022, 44(3): 328-334, 365.   doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.009
摘要(0) HTML全文(41) PDF 1959KB(32)
摘要:
压裂后产量快速降低是页岩气井生产的典型特征,不施加干预措施很难实现经济开发。为页岩气井优选合理的人工举升工艺,排出井筒积液,稳定页岩气井产量,提高单井可采储量,是页岩气藏高效开发的核心工作之一。调研了常规人工举升工艺在北美页岩气产区的应用情况,分析了各项技术应用的限制因素和存在的不足;针对页岩气井寿命周期内的压裂液返排、处理段塞流、前期及后期生产特征,总结出了页岩气井不同生产阶段人工举升工艺的优选方案,并阐述了应考虑的影响因素和注意事项;最后,介绍了两种页岩气井增压增产新技术的工艺原理和应用效果。该研究可以为国内页岩气田的经济高效开发提供借鉴。
克拉2气田排水采气工艺优选及效果分析
叶正荣, 裘智超, 周祥, 伊然, 刘翔, 赵志宏
2022, 44(3): 335-340.   doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.010
摘要(0) HTML全文(36) PDF 1347KB(19)
摘要:
克拉2气田作为西气东输的主力气田,因地质原因部分气井已经出水,严重影响气井产能和最终采收率,亟需采取排水采气工艺措施以维持气井稳定生产和边底水均匀推进。对常用排水采气工艺适应性进行了对比,指出克拉2气田目前最合适的排水采气工艺为井口增压和优选管柱,并对其开展了应用效果评价。结果表明:优选管柱和井口增压两种工艺可作为克拉2气田的排水采气工艺;对于出水气井而言,下入油管最优尺寸为62 mm,可有效携液生产并延长自喷生产时间;井口增压工艺可有效降低井口压力,释放地层能量,在井口压力降低6 MPa的情况下,自喷结束对应地层压力降低幅度可达10 MPa左右,大幅度延长了气井自喷周期。研究结果表明,井口增压可作为克拉2气田首选排水采气工艺,优选管柱可作为备选工艺。
高黏减阻剂的研究与应用进展
周洪涛, 宋宗效, 邱晓慧, 张敬春, 马收, 郑博玄, 武晓通
2022, 44(3): 341-347.   doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.011
摘要(0) HTML全文(32) PDF 931KB(13)
摘要:
近年来,高黏减阻剂逐渐取代瓜尔胶及其衍生物,成为主流压裂液化学剂,并逐渐成功应用于现场。基于此背景,本文从高黏减阻剂的发展历程、性能评价、增效研究以及现场应用4个方面对其进行了阐述。相对于传统压裂液,低浓度高黏减阻剂具有更加稳定的减阻性能,高浓度高黏减阻剂表现出优异的携砂性能,同时还有较低的储层伤害性,有很大的发展潜力。
鲁克沁深层稠油油藏空气泡沫驱技术实践
朱永贤, 张明敏, 张凯, 谢佃和, 汪小涛, 周洪涛
2022, 44(3): 348-353.   doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.012
摘要(0) HTML全文(16) PDF 1144KB(7)
摘要:
鲁克沁三叠系稠油油藏采用常温水驱开发,由于注入水黏性指进,开发效果逐年变差,为提高油田整体开发效益,开展了深层稠油油藏泡沫驱提高采收率矿场试验。根据油藏条件筛选出耐高温耐高盐起泡剂,结合其他矿场试验优化了发泡气体选择与注入参数,并在YD203井区采用段塞交替注入方式实施减氧空气泡沫驱矿场试验。YD203井区内19口井4年内见效率达到89%,整体含水下降39.5%,累计增油超过2.0万t,预计提高油田采收率6.8%。该研究对进一步提高鲁克沁深层稠油油田采收率、实现油田可持续发展具有重要指导意义。
苏桥储气库高温高压气井纳米凝胶暂堵技术
宋长伟, 李军, 李昊辰, 钟立国, 刘建斌, 朱宇, 栾政萱
2022, 44(3): 354-359.   doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.013
摘要(0) HTML全文(35) PDF 2089KB(10)
摘要:
苏桥储气库气井储层平均埋藏深度近5 000 m,地层温度140~150 ℃,注采条件下储层压力一般在35~45 MPa。气井修井作业前首先需要进行暂堵压井,常规聚合物凝胶类堵剂耐高温性能差、容易漏失造成压井效果不理想,为此,研制了耐温150 ℃纳米凝胶,对纳米凝胶成胶性能、耐高温性能和流变性能进行了评价,在苏桥储气库2口高温高压井进行了纳米凝胶暂堵压井试验。试验表明,该暂堵技术具有工艺简单、见效快、成本低等优点,可广泛应用于高温高压气井暂堵以及高温油气藏调堵堵水作业。
PAM-AA水凝胶体系中甲烷水合物生成过程的实验研究
师浩林, 徐加放, 陈杰, 杨晓龙, 丁廷稷
2022, 44(3): 360-365.   doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.014
摘要(0) HTML全文(14) PDF 1646KB(5)
摘要:
作为储量巨大的清洁能源和应用广泛的工业原料,天然气水合物越来越多地受到学者和工业界的关注。实验研究了含聚丙烯酰胺-丙烯酸(PAM-AA)盐溶液中甲烷水合物在反应釜中的生成过程,揭示了PAM-AA水凝胶体系对生成甲烷水合物的作用。结果表明:2 ℃、8 MPa时,水凝胶体系促进甲烷水合物生成;2 ℃、4.5 MPa时,水凝胶体系抑制甲烷水合物生成;PAM-AA水凝胶体系能够扰乱甲烷水合物的正常生成,表现为缩短甲烷水合物大量生成的时间(促进)和阻碍气液间的传质(抑制);实验生成的甲烷水合物形态分为两种,即疏松且含有大量孔隙或坚硬且致密,分别对应抑制/促进甲烷水合物生成的体系。通过探究PAM-AA水凝胶体系中甲烷水合物的生成过程,能够为工业领域内甲烷水合物的生成、防治、储存和运输提供借鉴。
旋转喷头射流工具水力参数优化及结构参数优选
胡强法, 谷子昂, 房伟, 史怀忠, 刘家炜, 张学铭, 黄志刚
2022, 44(3): 366-375.   doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.015
摘要(0) HTML全文(31) PDF 2445KB(20)
摘要:
旋转喷头射流工具能产生高速射流,并且在射流反冲力作用下推动喷头旋转,形成复杂的旋转射流,可实现油管和套管高效清洗。以7 000 m井深条件下Ø73 mm油管为例,设计了与Ø44.5 mm连续管配套的Ø54 mm系列旋转喷头射流工具,开展了旋转喷头射流工具水力参数优化,并利用计算流体力学方法对工具结构参数进行优选。研究表明:当排量为270 L/min时旋转喷头射流工具的射流速度约为170 m/s,系统总压耗约为42 MPa,可以满足清洗要求;随着侧向喷嘴偏移半径增加,侧向喷嘴产生的反冲击力矩近似线性增加,其对壁面冲击压力先降低后升高;随着倾斜角度的增加,倾斜喷嘴对油管内壁冲击压力增加;转速在60~360 r/min内,倾斜喷嘴对壁面冲击压力变化不大;最优的结构参数组合为侧向喷嘴偏移半径12 mm、倾斜喷嘴倾斜角度75°、前倾喷嘴角度15°。该研究可为旋转喷头射流工具现场施工和参数优化提供指导。
智能专栏
数字技术赋能海上油田开发
李金蔓, 周守为, 孙金声, 林杨, 霍宏博, 程林松
2022, 44(3): 376-382.   doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.016
摘要(0) HTML全文(48) PDF 1458KB(23)
摘要:
数字技术赋能油田是未来石油行业发展的大趋势。渤海油田通过建立现场级物联网、应用人工智能与大数据、创建三维数字化工作平台,初步实现以数字技术赋能海上油田开发模式。打通边缘物联神经末梢,实现物联网全面感知、可靠传递,形成数据驱动的油藏、注采、安全、设备设施智能管理闭环,实现在役海上生产设施智能运维,极大地提高了海陆的连通性和运营效率,以数字技术助力渤海油田高质量发展。在阐述海洋智能油田建设基础上,对智能孪生、云边协同等未来可降低网络和IT资源消耗的智能油田建设技术进行了展望。应用数字技术赋能油田开发是海上智能油田建设的成功尝试,已取得了初步成果,未来推广空间广阔。
基于集成学习的油藏井筒一体化智能诊断模型
杨耀忠, 邴绍强, 马承杰, 于金彪, 王相, 李秉超, 景瑞林, 孙召龙
2022, 44(3): 383-389.   doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.017
摘要(0) HTML全文(39) PDF 1182KB(23)
摘要:
目前油藏、采油依托各自专业数据和信息系统进行异常问题的分析,对于两个系统间的复杂关联关系考虑不够,导致生产异常的诊断仍较局限,治理措施针对性不强。基于随机森林算法和卷积神经网络算法集成学习构造了油藏井筒一体化智能诊断模型,根据注水失效、泵漏失等不同油藏、井筒问题,以基于随机森林的决策树分析油藏异常工况,卷积神经网络诊断井筒异常故障,通过集成学习方法将两类分类器结合起来,形成一体化诊断。现场验证结果表明,所建立的方法通过集成学习提升了单分类器性能与范化能力,应用准确率达到90%以上,实现了油藏和井筒问题的一体化诊断,为油田智能化管控提供了有力支撑。
分层采油智能开关器控制系统开发与应用
田芳勇, 陈传东, 李金洪, 罗代亮, 海永强
2022, 44(3): 390-395.   doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.018
摘要(0) HTML全文(18) PDF 2034KB(10)
摘要:
分层采油是油田高含水阶段解决层间和平面矛盾、实现剩余油挖潜的重要手段,其核心工具智能开关器在井下高温高压环境下存在有效寿命短、动作不可靠等问题。采用单片机控制和低功耗模式,对智能开关器控制系统电源模块、电机驱动模块及压力监测模块的关键器件进行了优选和电路设计,开发了定时轮采、遥控调层及压力监听控制程序,实现了智能开关器的定时轮采控制和压力信号调层控制功能。选用VB6.0编程语言开发了一套上位人机界面,实现了通信、参数设置、数据回放等功能。室内试验和现场应用表明,在高温高压环境下,智能开关器定时轮采和遥控调层性能稳定可靠,有效寿命达到1年以上,满足了智能分层采油工艺的需要。
基于光电像素识别的慢冲次位移测试方法
倪国强, 刘湃, 高忠献, 吴强, 赖雪勇, 王宇蒙, 才浩楠
2022, 44(3): 396-400.   doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.020
摘要(0) HTML全文(21) PDF 1262KB(11)
摘要:
抽油机低速运行时悬点位移变化缓慢,增加了位移测试过程中计算位移量和辨别位移方向的难度,导致拉线位移和加速度位移数据错误率上升。为摆脱悬点运行速度影响,实现快速、准确、便捷的慢冲次位移测试,设计了基于光电像素识别的慢冲次位移测试方法。以光电鼠标芯片系统作为探头,通过对光杆进行照射并采样分析,借助鼠标芯片的高分辨率和快速扫描功能,将针对位移大小的模拟量检测转化为针对位移有无的状态量检测和微量位移的数字化累计,得到与悬点一致的位移信息。应用该方法对慢冲次抽油机井进行了试验测试,获取了符合工程要求的位移数据曲线。验证了光电像素识别定位技术应用于抽油机光杆位移测试的可行性及其不受抽油机运行速度影响、便于数据处理使用、数据精确等技术特性。