E-mail Alert2021年 43卷 第6期
2021, 43(6): 693-697.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.001
摘要:
渤海渤中19-6围区北部构造储层埋深超过4 500 m，平均钻井深度大于5 500 m，目标层位太古界潜山岩性为花岗片麻岩，岩体抗压强度最高超过200 MPa，地层研磨性强，机械钻速仅1~4 m/h，严重制约了区块的高效开发。为提高目标区块钻井效率，基于机械比能理论，从钻进过程能量守恒角度，分别建立了钻压、扭矩、破岩以及摩擦的做功表达式，并进一步建立了破岩过程的能量输入输出平衡方程。实际应用结果显示，该能量平衡方程能够利用待钻地层的基础参数给出合理的钻压区间，推荐的最优化钻压与实钻吻合良好，预测的机械钻速米平均误差为8%，表现出良好的适用性，可为后续深井、超深井钻井作业优化提供设计依据。
渤海渤中19-6围区北部构造储层埋深超过4 500 m，平均钻井深度大于5 500 m，目标层位太古界潜山岩性为花岗片麻岩，岩体抗压强度最高超过200 MPa，地层研磨性强，机械钻速仅1~4 m/h，严重制约了区块的高效开发。为提高目标区块钻井效率，基于机械比能理论，从钻进过程能量守恒角度，分别建立了钻压、扭矩、破岩以及摩擦的做功表达式，并进一步建立了破岩过程的能量输入输出平衡方程。实际应用结果显示，该能量平衡方程能够利用待钻地层的基础参数给出合理的钻压区间，推荐的最优化钻压与实钻吻合良好，预测的机械钻速米平均误差为8%，表现出良好的适用性，可为后续深井、超深井钻井作业优化提供设计依据。
2021, 43(6): 698-704.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.002
摘要:
青海油田柴达木盆地油藏勘探领域和深度不断加大，其主要勘探领域存在地层倾角大、高压盐水层发育、压力系统复杂多变、地层对比性差、地温梯度高、基岩目的层可钻性差等特点。为解决制约钻井提速、导致事故复杂的技术瓶颈问题，开展了非常规井身结构优化技术、防斜打快技术、高压盐水控制技术、优质钻井液技术、高含二氧化碳地层安全钻井技术、提速工具优化集成技术、深层基岩提速技术等方面研究工作，形成了青海油田深探井优快钻井关键技术。2020年成功钻探4口深探井，平均井深6 017 m，事故复杂率3.41%，平均井底位移110.88 m，应用效果良好。该研究为青海油田后续深探井施工提供了宝贵经验。
青海油田柴达木盆地油藏勘探领域和深度不断加大，其主要勘探领域存在地层倾角大、高压盐水层发育、压力系统复杂多变、地层对比性差、地温梯度高、基岩目的层可钻性差等特点。为解决制约钻井提速、导致事故复杂的技术瓶颈问题，开展了非常规井身结构优化技术、防斜打快技术、高压盐水控制技术、优质钻井液技术、高含二氧化碳地层安全钻井技术、提速工具优化集成技术、深层基岩提速技术等方面研究工作，形成了青海油田深探井优快钻井关键技术。2020年成功钻探4口深探井，平均井深6 017 m，事故复杂率3.41%，平均井底位移110.88 m，应用效果良好。该研究为青海油田后续深探井施工提供了宝贵经验。
2021, 43(6): 705-712.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.003
摘要:
对于定向井单弯单稳涡轮钻具造斜率的预测，用现有的修正三点定圆法预测的是钻具几何曲率，不是井眼曲率，且对造斜能力影响因素考虑不全。利用纵横弯曲法的三弯矩方程，确定井下动力钻具上部切点，结合钻头中心点和下稳定器切点，建立了这三点所对应的井眼轴线上三点坐标，利用三点定圆原理，建立了三点定圆全坐标单弯单稳涡轮钻具造斜率预测模型。实例计算了3种结构涡轮钻具造斜率，对比分析了3种结构涡轮钻具造斜率随涡轮钻具结构角，稳定器与井壁间隙，偏心稳定器偏心距以及稳定器、偏心稳定器、结构角分别到钻头的距离等因素的变化规律，明确了稳定器对单弯涡轮钻具的造斜率影响较小，为减小深井卡钻风险，可不用稳定器或用偏心稳定器替代稳定器安装在近钻头处，能有效提高单弯涡轮钻具的造斜率。该方法综合了纵横弯曲法和三点定圆法的优点，实现了超深井单弯单稳涡轮钻具定向钻井造斜率的简便有效预测。
对于定向井单弯单稳涡轮钻具造斜率的预测，用现有的修正三点定圆法预测的是钻具几何曲率，不是井眼曲率，且对造斜能力影响因素考虑不全。利用纵横弯曲法的三弯矩方程，确定井下动力钻具上部切点，结合钻头中心点和下稳定器切点，建立了这三点所对应的井眼轴线上三点坐标，利用三点定圆原理，建立了三点定圆全坐标单弯单稳涡轮钻具造斜率预测模型。实例计算了3种结构涡轮钻具造斜率，对比分析了3种结构涡轮钻具造斜率随涡轮钻具结构角，稳定器与井壁间隙，偏心稳定器偏心距以及稳定器、偏心稳定器、结构角分别到钻头的距离等因素的变化规律，明确了稳定器对单弯涡轮钻具的造斜率影响较小，为减小深井卡钻风险，可不用稳定器或用偏心稳定器替代稳定器安装在近钻头处，能有效提高单弯涡轮钻具的造斜率。该方法综合了纵横弯曲法和三点定圆法的优点，实现了超深井单弯单稳涡轮钻具定向钻井造斜率的简便有效预测。
2021, 43(6): 713-718.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.004
摘要:
静态推靠式旋转导向钻井系统依靠导向翼肋支撑井壁提供导向力，井壁在翼肋推靠力作用下可能发生屈服和塑性变形，会降低钻压传递效率和造斜率，不利于定向钻井施工。采用有限元软件对旋转导向钻井过程中导向翼肋陷入井壁的过程进行了模拟，并对影响井壁变形的因素及规律进行了分析，给出了可降低导向翼肋陷入软地层的若干技术措施。结果表明，现有的单柱塞铰接式导向翼肋与井壁为角接触，接触面积小，导致接触应力分布不均匀，最大应力位于导向翼肋上端；井壁岩石的弹性模量以及塑性参数(内聚力和内摩擦角)对井壁变形影响较大；在钻进软地层时导向翼肋会陷入井壁，陷入深度随运动时间的延长近似呈线性增加。改进导向翼肋结构、适当减小导向翼肋的推靠力、做好地层适应性评价等均有助于降低导向翼肋陷入井壁风险。
静态推靠式旋转导向钻井系统依靠导向翼肋支撑井壁提供导向力，井壁在翼肋推靠力作用下可能发生屈服和塑性变形，会降低钻压传递效率和造斜率，不利于定向钻井施工。采用有限元软件对旋转导向钻井过程中导向翼肋陷入井壁的过程进行了模拟，并对影响井壁变形的因素及规律进行了分析，给出了可降低导向翼肋陷入软地层的若干技术措施。结果表明，现有的单柱塞铰接式导向翼肋与井壁为角接触，接触面积小，导致接触应力分布不均匀，最大应力位于导向翼肋上端；井壁岩石的弹性模量以及塑性参数(内聚力和内摩擦角)对井壁变形影响较大；在钻进软地层时导向翼肋会陷入井壁，陷入深度随运动时间的延长近似呈线性增加。改进导向翼肋结构、适当减小导向翼肋的推靠力、做好地层适应性评价等均有助于降低导向翼肋陷入井壁风险。
2021, 43(6): 719-726.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.005
摘要:
长庆油田米脂气田盒8段气藏地质储量789.8×108 m3，采出程度不到1%，是具有上产潜力的重要区块。虽然储层单砂体厚度较大，但由于储层物性较差，有效气层厚度较薄，富气储层展布规律不清，钻探效果较差。为加快米脂地区产能建设,必须精细化地质认识和潜力评价，寻找有利区带，优选井位布钻。通过细分小层沉积微相研究，精细刻画各小层含气砂体的展布特征；通过储层岩心微观特征研究，利用聚类分析法制定了储层分类标准，在沉积微相控制的基础上，落实了优势储层的展布特征；采用多层优势储层叠合方法优选有利钻探区带；在合理开发对策指导下，进行井位优选，取得了较好的钻探效果。
长庆油田米脂气田盒8段气藏地质储量789.8×108 m3，采出程度不到1%，是具有上产潜力的重要区块。虽然储层单砂体厚度较大，但由于储层物性较差，有效气层厚度较薄，富气储层展布规律不清，钻探效果较差。为加快米脂地区产能建设,必须精细化地质认识和潜力评价，寻找有利区带，优选井位布钻。通过细分小层沉积微相研究，精细刻画各小层含气砂体的展布特征；通过储层岩心微观特征研究，利用聚类分析法制定了储层分类标准，在沉积微相控制的基础上，落实了优势储层的展布特征；采用多层优势储层叠合方法优选有利钻探区带；在合理开发对策指导下，进行井位优选，取得了较好的钻探效果。
2021, 43(6): 727-731.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.006
摘要:
磴探1井尾管固井一次封固段长2 235 m，地层承压能力低，漏失风险大，井眼大且不规则，顶替效率难以保证；裸眼段下部油层段长、上部水层多、层间间断短，压稳难度大；疏松砂岩地层井壁与水泥浆胶结质量差，层间封隔易失效。通过提高地层承压能力、清洁井眼、降低固井施工漏失风险，优化浆柱结构、合理加放扶正器提高固井顶替效率；采用双密三凝水泥浆体系和环空加压工艺压稳油气水层；采用界面增强型冲洗隔离液和微膨胀韧性水泥浆体系提高二界面胶结质量。微膨胀韧性水泥浆体系浆体流动度22 cm，稠化时间在设计范围内且可调，滤失量小于50 mL，游离液为0，沉降稳定性0.01 g/cm3，膨胀率大于0.4%，弹性模量小于6.0 GPa，水泥石抗压强度发展迅速，24 h 抗压强度达30 MPa以上，满足深探井油层尾管固井技术要求，确保了磴探1井Ø139.7 mm尾管固井质量，为后续该区块深探井固井提供了技术借鉴。
磴探1井尾管固井一次封固段长2 235 m，地层承压能力低，漏失风险大，井眼大且不规则，顶替效率难以保证；裸眼段下部油层段长、上部水层多、层间间断短，压稳难度大；疏松砂岩地层井壁与水泥浆胶结质量差，层间封隔易失效。通过提高地层承压能力、清洁井眼、降低固井施工漏失风险，优化浆柱结构、合理加放扶正器提高固井顶替效率；采用双密三凝水泥浆体系和环空加压工艺压稳油气水层；采用界面增强型冲洗隔离液和微膨胀韧性水泥浆体系提高二界面胶结质量。微膨胀韧性水泥浆体系浆体流动度22 cm，稠化时间在设计范围内且可调，滤失量小于50 mL，游离液为0，沉降稳定性0.01 g/cm3，膨胀率大于0.4%，弹性模量小于6.0 GPa，水泥石抗压强度发展迅速，24 h 抗压强度达30 MPa以上，满足深探井油层尾管固井技术要求，确保了磴探1井Ø139.7 mm尾管固井质量，为后续该区块深探井固井提供了技术借鉴。
2021, 43(6): 732-736.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.007
摘要:
胜利油田侧钻井普遍为Ø177.8 mm和Ø139.7 mm套管侧钻井，存在环空间隙小、完井内径有限等问题，特别是潜山油藏二开次侧钻困难、稠油油藏侧钻井注汽工艺不配套、砂岩油藏侧钻后难以机械防砂等难题突出。为了解决上述难题，优选侧钻井扩眼工艺，优化大通径尾管完井方案设计，研发了大通径膨胀悬挂器、预应力地锚和胶塞测试接头等配套工具，并从完井尾管优选、水泥浆体系优化和提高套管居中度等方面完善配套工艺，形成了侧钻井大通径尾管完井技术。现场应用表明，该技术有效地解决了潜山、稠油和砂岩等特殊油藏侧钻井完井难题，具备进一步推广前景。
胜利油田侧钻井普遍为Ø177.8 mm和Ø139.7 mm套管侧钻井，存在环空间隙小、完井内径有限等问题，特别是潜山油藏二开次侧钻困难、稠油油藏侧钻井注汽工艺不配套、砂岩油藏侧钻后难以机械防砂等难题突出。为了解决上述难题，优选侧钻井扩眼工艺，优化大通径尾管完井方案设计，研发了大通径膨胀悬挂器、预应力地锚和胶塞测试接头等配套工具，并从完井尾管优选、水泥浆体系优化和提高套管居中度等方面完善配套工艺，形成了侧钻井大通径尾管完井技术。现场应用表明，该技术有效地解决了潜山、稠油和砂岩等特殊油藏侧钻井完井难题，具备进一步推广前景。
2021, 43(6): 737-743.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.008
摘要:
海洋天然气水合物埋藏浅，土壤胶结弱、地层承载力低，试采井口下陷失稳等问题突出，导管吸力锚可以有效解决此问题。为保证导管吸力锚安全贯入到位，针对其结构特点，基于吸力锚设计规范提出海洋水合物地层导管吸力锚贯入安装负压窗口的预测方法，选取我国南海水合物试采井位土壤参数进行实例分析，并通过导管吸力锚-土壤非线性接触有限元模型对实例计算结果进行验证。研究表明，导管吸力锚负压窗口预测方法具有良好的适用性，能够合理预测贯入阻力、自重贯入深度和负压窗口；导管吸力锚贯入阻力随贯入深度的增加呈非线性增加趋势，土壤抗剪强度越大的区域自重贯入深度越浅；容许负压随贯入深度的增加而线性增加，需求负压随贯入深度的增加而非线性增加，负压窗口逐渐变窄。研究结果为我国南海水合物试采导管吸力锚的现场安装应用提供技术参考。
海洋天然气水合物埋藏浅，土壤胶结弱、地层承载力低，试采井口下陷失稳等问题突出，导管吸力锚可以有效解决此问题。为保证导管吸力锚安全贯入到位，针对其结构特点，基于吸力锚设计规范提出海洋水合物地层导管吸力锚贯入安装负压窗口的预测方法，选取我国南海水合物试采井位土壤参数进行实例分析，并通过导管吸力锚-土壤非线性接触有限元模型对实例计算结果进行验证。研究表明，导管吸力锚负压窗口预测方法具有良好的适用性，能够合理预测贯入阻力、自重贯入深度和负压窗口；导管吸力锚贯入阻力随贯入深度的增加呈非线性增加趋势，土壤抗剪强度越大的区域自重贯入深度越浅；容许负压随贯入深度的增加而线性增加，需求负压随贯入深度的增加而非线性增加，负压窗口逐渐变窄。研究结果为我国南海水合物试采导管吸力锚的现场安装应用提供技术参考。
2021, 43(6): 744-749.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.009
摘要:
采用双层套管是防止盐膏层套管变形和损坏的有效手段，而填充介质是影响双层套管整体力学性能的重要因素。以荆丘地区J45断块沙一段盐膏岩层段套管为研究对象，在确定盐膏岩蠕变本构方程的基础上，应用有限元方法建立了地层-水泥环-外层套管-填充介质-内层套管在非均匀地应力条件下的受载模型，得到内外层套管在不同填充介质厚度、不同填充介质类型条件下的等效应力分布，并进行比较分析。结果表明：增加介质厚度能减弱应力传递效果，但对双层套管整体所受等效应力影响较小；介质类型对套管所受等效应力影响较大，采用机油和天然橡胶介质时内层套管等效应力为使用水泥介质的33.55%和5.87%。基于以上规律，推荐采用正常钢级外层套管+液体介质+低钢级内层套管的双层套管，可以有效降低成本和保障油气生产安全。
采用双层套管是防止盐膏层套管变形和损坏的有效手段，而填充介质是影响双层套管整体力学性能的重要因素。以荆丘地区J45断块沙一段盐膏岩层段套管为研究对象，在确定盐膏岩蠕变本构方程的基础上，应用有限元方法建立了地层-水泥环-外层套管-填充介质-内层套管在非均匀地应力条件下的受载模型，得到内外层套管在不同填充介质厚度、不同填充介质类型条件下的等效应力分布，并进行比较分析。结果表明：增加介质厚度能减弱应力传递效果，但对双层套管整体所受等效应力影响较小；介质类型对套管所受等效应力影响较大，采用机油和天然橡胶介质时内层套管等效应力为使用水泥介质的33.55%和5.87%。基于以上规律，推荐采用正常钢级外层套管+液体介质+低钢级内层套管的双层套管，可以有效降低成本和保障油气生产安全。
2021, 43(6): 750-755, 790.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.010
摘要:
通过室内动态破岩实验，研究切削齿切削深度及岩石可钻性对PDC钻头黏滑振动的影响。选取了红砂岩、黄砂岩、白砂岩和花岗岩4种不同岩性、400 mm×400 mm×400 mm的天然岩石作为实验岩样，通过改变钻压，分析切削齿切削深度、岩石可钻性与钻头黏滑振动的关系。选取扭矩和转速波动作为黏滑振动特征参数来描述PDC钻头黏滑振动现象，对其进行无因次化处理，定义为黏滑严重度，并分别建立了PDC钻头黏滑严重度、扭矩振幅，与平均每转切削深度和岩石可钻性的二元非线性关系模型。实验结果表明：实验室条件下扭矩黏滑严重度差异性更加明显；实验的5种钻压下，扭矩黏滑严重度均随岩样可钻性级值的增加而显著增加；PDC钻头每转切削深度增加，扭矩黏滑严重度显著增加。
通过室内动态破岩实验，研究切削齿切削深度及岩石可钻性对PDC钻头黏滑振动的影响。选取了红砂岩、黄砂岩、白砂岩和花岗岩4种不同岩性、400 mm×400 mm×400 mm的天然岩石作为实验岩样，通过改变钻压，分析切削齿切削深度、岩石可钻性与钻头黏滑振动的关系。选取扭矩和转速波动作为黏滑振动特征参数来描述PDC钻头黏滑振动现象，对其进行无因次化处理，定义为黏滑严重度，并分别建立了PDC钻头黏滑严重度、扭矩振幅，与平均每转切削深度和岩石可钻性的二元非线性关系模型。实验结果表明：实验室条件下扭矩黏滑严重度差异性更加明显；实验的5种钻压下，扭矩黏滑严重度均随岩样可钻性级值的增加而显著增加；PDC钻头每转切削深度增加，扭矩黏滑严重度显著增加。
2021, 43(6): 756-761.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.011
摘要:
针对Ø244.5 mm套管完井作业中突出的调整层间分隔和薄油层精细分层等技术难题,设计了集旁通过流筛管、生产滑套于一体的外层防砂管柱，以及将充填转换总成预置于锚定密封总成的压裂充填防砂服务管柱，使充填时减少1层中心管的下入，满足低摩阻、大排量充填防砂和细分层系的需要。通过对管柱关键工具的分析以及施工参数的模拟，研究结果表明该管柱可安全下入最大拉伸载荷50 kN；冲管长度500 m且正循环压裂充填施工排量为6.48 m3/min时，最大压力58.3 MPa；反循环洗井施工排量为1.27 m3/min时，最大压力17.45 MPa，满足现场施工要求。该技术在渤海油田A井实施1次5层充填防砂作业，现场应用结果表明，细分层系高效压裂充填防砂管柱性能稳定可靠，比常规充填防砂施工作业节约3 d工时，并且实现免下分采管柱进行分层调控生产，节约作业时间近1 d，具有一定的推广应用价值。
针对Ø244.5 mm套管完井作业中突出的调整层间分隔和薄油层精细分层等技术难题,设计了集旁通过流筛管、生产滑套于一体的外层防砂管柱，以及将充填转换总成预置于锚定密封总成的压裂充填防砂服务管柱，使充填时减少1层中心管的下入，满足低摩阻、大排量充填防砂和细分层系的需要。通过对管柱关键工具的分析以及施工参数的模拟，研究结果表明该管柱可安全下入最大拉伸载荷50 kN；冲管长度500 m且正循环压裂充填施工排量为6.48 m3/min时，最大压力58.3 MPa；反循环洗井施工排量为1.27 m3/min时，最大压力17.45 MPa，满足现场施工要求。该技术在渤海油田A井实施1次5层充填防砂作业，现场应用结果表明，细分层系高效压裂充填防砂管柱性能稳定可靠，比常规充填防砂施工作业节约3 d工时，并且实现免下分采管柱进行分层调控生产，节约作业时间近1 d，具有一定的推广应用价值。
2021, 43(6): 762-771.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.012
摘要:
为了解决出砂气藏水平井存在的筛管冲蚀问题，针对常用的多层滤网复合精密筛管，利用创新研制的水平井筒封闭空间筛管冲蚀模拟系统，开展了筛管冲蚀损坏机理及规律实验。实验结果表明，气体携砂条件下的多层金属滤网复合筛管冲蚀破坏分为保护罩正面啃噬以及侧向滤网冲蚀损坏2种机理。交错冲缝式的外保护罩正面抗冲蚀能力较强，但侧向抗冲蚀能力极弱。筛管金属滤网介质的冲蚀损坏速度约是外保护罩的2~3倍。另外，基于冲蚀机理提出了新型双层弧形交错互补冲缝的结构，研究构建了非均质气藏水平井高冲蚀风险位置识别方法，以及分级、分段提高全井段管柱抗冲蚀能力的优化设计。新型高抗冲蚀能力外保护罩在兼顾经济性的同时，为出砂气藏水平井的防砂管柱冲蚀问题提供了可靠易行的解决方案，一定程度上提升了天然气藏防砂管柱的服务期限和开发效果。
为了解决出砂气藏水平井存在的筛管冲蚀问题，针对常用的多层滤网复合精密筛管，利用创新研制的水平井筒封闭空间筛管冲蚀模拟系统，开展了筛管冲蚀损坏机理及规律实验。实验结果表明，气体携砂条件下的多层金属滤网复合筛管冲蚀破坏分为保护罩正面啃噬以及侧向滤网冲蚀损坏2种机理。交错冲缝式的外保护罩正面抗冲蚀能力较强，但侧向抗冲蚀能力极弱。筛管金属滤网介质的冲蚀损坏速度约是外保护罩的2~3倍。另外，基于冲蚀机理提出了新型双层弧形交错互补冲缝的结构，研究构建了非均质气藏水平井高冲蚀风险位置识别方法，以及分级、分段提高全井段管柱抗冲蚀能力的优化设计。新型高抗冲蚀能力外保护罩在兼顾经济性的同时，为出砂气藏水平井的防砂管柱冲蚀问题提供了可靠易行的解决方案，一定程度上提升了天然气藏防砂管柱的服务期限和开发效果。
2021, 43(6): 772-776.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.013
摘要:
为了解决新型光纤测井技术中避光纤射孔工艺累计误差大、射孔枪长度有限、扶正器/锚定装置易卡等问题，采用超声波水下无线通讯方法、枪间无线级联通讯方法，设计出新型电机驱动避光纤精准定向射孔工艺。依据设计出的新型工艺，开发出智能遥传装置、枪头主控装置、枪间测控装置、地面系统等物理模型；并设计出相应的性能测试装置，开展电机旋转驱动力性能测试、水下无线通讯技术性能测试、核心芯片使用范围的试验。研究结果表明，新型电机驱动定向射孔工艺方案可行，为开展油气井用全方位控制技术的相关研究工作，形成新的系列化定向射孔工艺提供技术思路。
为了解决新型光纤测井技术中避光纤射孔工艺累计误差大、射孔枪长度有限、扶正器/锚定装置易卡等问题，采用超声波水下无线通讯方法、枪间无线级联通讯方法，设计出新型电机驱动避光纤精准定向射孔工艺。依据设计出的新型工艺，开发出智能遥传装置、枪头主控装置、枪间测控装置、地面系统等物理模型；并设计出相应的性能测试装置，开展电机旋转驱动力性能测试、水下无线通讯技术性能测试、核心芯片使用范围的试验。研究结果表明，新型电机驱动定向射孔工艺方案可行，为开展油气井用全方位控制技术的相关研究工作，形成新的系列化定向射孔工艺提供技术思路。
2021, 43(6): 777-781.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.014
摘要:
陆地机械采油普遍采用有杆抽油系统，示功图是油井工况的重要指示。在实际开采过程中，由于抽油井数量大、分布广，人工检测油井耗时费力。为提高人工检修效率、提升自动化水平，针对示功图的图形特征，在卷积神经网络Le-Net模型的基础上，建立简化卷积神经网络模型。收集实际生产数据经预处理后输入机器学习模型进行训练，得到关于示功图的分类模型，同时通过测试集数据对分类结果进行评价。结果表明，建立的卷积神经网络模型具有良好的稳定性，能够通过数据学习得出准确率较高的分类模型；所建立的分类模型能够稳定处理多分类问题，对于15种故障类型分类实现效果良好；通过测试集进行评价，该模型准确率达92%以上，预测效果可以满足油田实际生产需求。
陆地机械采油普遍采用有杆抽油系统，示功图是油井工况的重要指示。在实际开采过程中，由于抽油井数量大、分布广，人工检测油井耗时费力。为提高人工检修效率、提升自动化水平，针对示功图的图形特征，在卷积神经网络Le-Net模型的基础上，建立简化卷积神经网络模型。收集实际生产数据经预处理后输入机器学习模型进行训练，得到关于示功图的分类模型，同时通过测试集数据对分类结果进行评价。结果表明，建立的卷积神经网络模型具有良好的稳定性，能够通过数据学习得出准确率较高的分类模型；所建立的分类模型能够稳定处理多分类问题，对于15种故障类型分类实现效果良好；通过测试集进行评价，该模型准确率达92%以上，预测效果可以满足油田实际生产需求。
2021, 43(6): 782-790.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.015
摘要:
为了研究流体在水下采油树本体中的流动特性规律，针对中国南部某水下气田1500 m水深采油树，建立了采油树本体、油管悬挂器和内部流道模型，通过Fluent开展了水下采油树本体内部流场和温度场稳态和非稳态耦合传热仿真分析。结果表明，流体在采油树本体T型流道内流动时，流道内压力分布均匀，速度在通道转折处上拐角变大,下拐角流速变小，盲管段温度比流动区域低；入口温度、入口流速、海水温度和T型管尺寸都对流动和传热有所影响。最后通过在原模型基础上增加保温层，对水下采油树进行非稳态耦合传热分析，得出停井工况8 h流体温度的下降曲线，确定了计算最优保温层厚度的方法。
为了研究流体在水下采油树本体中的流动特性规律，针对中国南部某水下气田1500 m水深采油树，建立了采油树本体、油管悬挂器和内部流道模型，通过Fluent开展了水下采油树本体内部流场和温度场稳态和非稳态耦合传热仿真分析。结果表明，流体在采油树本体T型流道内流动时，流道内压力分布均匀，速度在通道转折处上拐角变大,下拐角流速变小，盲管段温度比流动区域低；入口温度、入口流速、海水温度和T型管尺寸都对流动和传热有所影响。最后通过在原模型基础上增加保温层，对水下采油树进行非稳态耦合传热分析，得出停井工况8 h流体温度的下降曲线，确定了计算最优保温层厚度的方法。
2021, 43(6): 791-797.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.016
摘要:
目前的临界携液流量模型均未完整反映页岩气井的复杂井身结构和返排液量变化特征，无法准确预测页岩气水平井积液。为此，通过对液滴动力学和能量分析，综合考虑井筒产液量、液滴变形和造斜率变化引起的液滴能量损失，建立了页岩气井全井筒临界携液流量模型。根据最大稳定变形液滴能量平衡关系，确定了最大稳定变形液滴长轴长度；选取了适用于页岩气水平井的曳力系数和表面张力公式；根据误差分析优选了Mukherjee-Brill两相流模型计算页岩气水平井井筒压力分布。实例分析表明，与现有临界携液流量模型相比，新模型对于页岩气水平井的积液预测符合率最高，预测精度达92.3%。新模型可以准确预测积液井和接近积液井，对不积液井的积液预测精度也能满足现场应用要求，可以有效指导页岩气井积液判断与排采工艺选择。
目前的临界携液流量模型均未完整反映页岩气井的复杂井身结构和返排液量变化特征，无法准确预测页岩气水平井积液。为此，通过对液滴动力学和能量分析，综合考虑井筒产液量、液滴变形和造斜率变化引起的液滴能量损失，建立了页岩气井全井筒临界携液流量模型。根据最大稳定变形液滴能量平衡关系，确定了最大稳定变形液滴长轴长度；选取了适用于页岩气水平井的曳力系数和表面张力公式；根据误差分析优选了Mukherjee-Brill两相流模型计算页岩气水平井井筒压力分布。实例分析表明，与现有临界携液流量模型相比，新模型对于页岩气水平井的积液预测符合率最高，预测精度达92.3%。新模型可以准确预测积液井和接近积液井，对不积液井的积液预测精度也能满足现场应用要求，可以有效指导页岩气井积液判断与排采工艺选择。
2021, 43(6): 798-802.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.017
摘要:
目前低渗油藏流入动态模型大多是在稳态条件下建立，而实际由于低渗储层孔渗条件差，压力波动传播过程慢，在达到渗流边界之前的很长时间内，油藏流体均以非稳态的形式在地层中流动。基于前人建立的致密油藏压裂井瞬态线性流模型，综合考虑脱气条件下油相的渗流能力以及储层的应力敏感效应，建立了一种新的低渗储层溶解气驱压裂油井的流入动态计算方法。该方法可以确定流入动态关系曲线的拐点，同时通过对不同渗透率以及不同脱气程度条件下的流入动态规律的对比分析，得到了低渗储层应力敏感效应越强、原始溶解气油比越大，产能拐点出现越早的影响规律。研究结果可以帮助确定油井的合理生产压差，对油田实际生产具有一定的指导意义。
目前低渗油藏流入动态模型大多是在稳态条件下建立，而实际由于低渗储层孔渗条件差，压力波动传播过程慢，在达到渗流边界之前的很长时间内，油藏流体均以非稳态的形式在地层中流动。基于前人建立的致密油藏压裂井瞬态线性流模型，综合考虑脱气条件下油相的渗流能力以及储层的应力敏感效应，建立了一种新的低渗储层溶解气驱压裂油井的流入动态计算方法。该方法可以确定流入动态关系曲线的拐点，同时通过对不同渗透率以及不同脱气程度条件下的流入动态规律的对比分析，得到了低渗储层应力敏感效应越强、原始溶解气油比越大，产能拐点出现越早的影响规律。研究结果可以帮助确定油井的合理生产压差，对油田实际生产具有一定的指导意义。
2021, 43(6): 803-810.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.018
摘要:
华北油田油藏埋藏深、注水井井温高、层间注水压差大等问题，严重制约了现阶段分层注水技术的发展。针对当前分注工艺与生产需求之间的矛盾，以管外缆控式智能分注技术作为主体，开展了新一代分层注水技术研究。通过对井下智能配水器优化设计，提高了电控智能配水器耐温、承压等关键指标；以深斜井多级多段分注技术为基础，形成了过电缆套保封隔器、过电缆逐级解封封隔器等缆控式智能分注工具系列，井下工具可靠性大幅提高，施工成功率达100%。该技术从根本上改变了分注井测调方式，无需测试车辆和人员现场操作，可远程控制分注井进行验封测调，降低生产成本投入；层段注入量自动调整、生产动态实时监测及层段配注远程调整等功能，为油藏精细分析及生产动态调整提供了数据和技术支持，实现了有效注水、精细注水，有助于提高水驱开发效果。
华北油田油藏埋藏深、注水井井温高、层间注水压差大等问题，严重制约了现阶段分层注水技术的发展。针对当前分注工艺与生产需求之间的矛盾，以管外缆控式智能分注技术作为主体，开展了新一代分层注水技术研究。通过对井下智能配水器优化设计，提高了电控智能配水器耐温、承压等关键指标；以深斜井多级多段分注技术为基础，形成了过电缆套保封隔器、过电缆逐级解封封隔器等缆控式智能分注工具系列，井下工具可靠性大幅提高，施工成功率达100%。该技术从根本上改变了分注井测调方式，无需测试车辆和人员现场操作，可远程控制分注井进行验封测调，降低生产成本投入；层段注入量自动调整、生产动态实时监测及层段配注远程调整等功能，为油藏精细分析及生产动态调整提供了数据和技术支持，实现了有效注水、精细注水，有助于提高水驱开发效果。
2021, 43(6): 811-816.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.06.019
摘要:
海上油田开发以水平井大斜度井居多，开发井层数多，层间矛盾大，需要对层间生产动态进行实时控制。井下液压分层控制方式具有可靠性高、动作力大的特点，但受管线数量影响，工艺适用层数受限。通过井下解码技术减少了多层控制管线数量，提高液控工艺适用性。研制的井下解码器采用滑阀结构形式，通过不同管线压力序列，实现了层位的识别和压力液的引导，利用3条管线可以实现井下6个层位的控制，满足了分层精细化控制的需求。实验结果表明，在指定的管线接入顺序下，解码器只能在指定的压力序列下打开，保证层间互不干扰。同时对液压油传导时间进行了实验验证，在20 ℃环境下，采用壳牌得力士22号液压油，在3 000 m长，直径6.35 mm液控管线中，5 MPa液压油传导至末端时间约为240 s，为井下液控滑套的控制提供了理论基础。
海上油田开发以水平井大斜度井居多，开发井层数多，层间矛盾大，需要对层间生产动态进行实时控制。井下液压分层控制方式具有可靠性高、动作力大的特点，但受管线数量影响，工艺适用层数受限。通过井下解码技术减少了多层控制管线数量，提高液控工艺适用性。研制的井下解码器采用滑阀结构形式，通过不同管线压力序列，实现了层位的识别和压力液的引导，利用3条管线可以实现井下6个层位的控制，满足了分层精细化控制的需求。实验结果表明，在指定的管线接入顺序下，解码器只能在指定的压力序列下打开，保证层间互不干扰。同时对液压油传导时间进行了实验验证，在20 ℃环境下，采用壳牌得力士22号液压油，在3 000 m长，直径6.35 mm液控管线中，5 MPa液压油传导至末端时间约为240 s，为井下液控滑套的控制提供了理论基础。
