可视化技术在石油行业的应用及发展趋势

可视化是近年来新发展起来的一个研究和开发十分活跃的技术领域,它将计算机图形、图像处理和计算机视觉等技术应用于科学计算领域,目前已在各个学科中得到广泛的应用。文章主要探讨了可视化技术的概念、发展、系统组成及其在石油行业中的应用和前景。

可视化技术在石油行业的应用

可视化是近年来新发展起来的一个研究和开发十分活跃的技术领域,它将计算机图形、图像处理和计算机视觉等技术应用于科学计算领域,目前已在各个学科中得到广泛的应用。本文主要探讨了可视化技术的概念、发展、系统组成及其在石油行业中的应用和发展前景。

可视化技术在石油行业的应用

可视化是近年来新发展起来的一个研究和开发十分活跃的技术领域,它将计算机图形、图像处理和计算机视觉等技术应用于科学计算领域,目前已在各个学科中得到广泛的应用。本文主要探讨了可视化技术的概念、发展、系统组成及其在石油行业中的应用和发展前景。

表面活性剂HKH-8为主剂的驱油体系在渤海油砂上的吸附与损失

以表面活性剂HKH-8为主剂的驱油体系在渤海油砂上的吸附实验表明,用馆陶水配制的驱油体系,在所测浓度范围其吸附量未出现最大值;而用蒸馏水配制的驱油体系,在其吸附平衡浓度为271.8 mg/L时,出现最大吸附量(以砂计)2.88 mg/g,其表面活性剂HKH-8的损失远小于用馆陶水配制的驱油体系。馆陶水配制的HKH-8在油砂上的实际吸附量小于所测定值。实验还表明,HKH-8在水相中的损失除钙镁离子络合剂的影响外,重要影响因素是矿化度,当加入NaCl浓度≥16 000 mg/L,驱油体系中22%以上HKH-8由水相转入油相中;当加入NaOH浓度≥8 000 mg/L,82.4%以上的HKH-8由水相转入油相中,而若将这种转化控制在一定的范围内,有利于降低油水界面张力。

驱油剂HKH-8体系对渤海原油界面张力的影响研究

氢氧化钠与渤海原油反应可生成少量石油皂类活性物质,在不含钙镁离子时,这种活性物质可使油水界面张力降到0.31mN/m,但达不到超低范围。钙皂分散剂和钙镁离子络合剂可显著改善HKH-8在高矿化度水中的溶解性和抗钙镁离子的性能,使HKH-8的适应性更广。HKH-8可在较宽的复碱范围内与渤海原油形成超低界面张力,而适应氢氧化钠的范围是0.15%～0.6%,因为当氢氧化钠浓度再加大以后,体系中大部分HKH-8将溶入油相中,打破了已形成的油水界面上活性剂的最佳分配系数。当氢氧化钠浓度控制在一定的范围内时,体系中活性剂的浓度只需0.001%(商品浓度)即可与渤海原油形成超低界面张力。在HKH-8复配体系的室内驱油试验中,采收率在水驱基础之上可提高20%(OOIP)。

低温下N80钢油套管冲击韧性和断口特征研究

为了明确低温条件下油套管N80钢的韧性变化规律,利用示波冲击仪对N80钢油套管材料进行不同温度(25、0、-20、-40℃)条件下的示波冲击试验,采用SEM观察N80钢冲击试样断口形貌,研究了不同温度条件下N80钢的韧脆特性及断口裂纹扩展特征。结果表明:N80钢的冲击功随温度降低而减小,裂纹扩展功与冲击功的比值随温度升高先减小后增大再减小,起裂功与冲击功的比值随温度升高先增大后减小再增大。断口形貌分析表明,裂纹萌生及扩展的断口特性与力-位移示波冲击曲线反映出的断裂特性一致。25℃时,断口面可见裂纹稳态扩展阶段,起裂区断口为韧窝状韧性断裂;0℃时稳态扩展过程短,温度降至-20℃和-40℃时显示出解理脆性断裂特征。-20℃时为韧性和脆性断裂特征,-40℃时完全脆性化,N80钢组织中所含贝氏体和块状铁素体加剧其低温脆性断裂。

单弯螺杆钻具组合非线性瞬态动力学分析

为了合理地使用螺杆钻具进行防斜打快作业,采用有限元分析方法,建立了单弯螺杆钻具组合下部结构的力学模型,并利用该模型定量分析了该钻具组合的力学特性,同时对比分析了影响该钻具组合控制井斜的主要因素。计算结果分析表明,利用单弯螺杆钻具控制井斜时,要综合考虑各种因素,对下部钻具组合进行力学计算,优选螺杆(包括弯角大小、肘点位置)、扶正器个数和安装位置以及钻进参数,以求有效控制井斜和提高机械钻速。

冀东油田水平井钻井液体系的研究与应用

针对冀东油田水平井钻井液的技术难点,设计开发了无土相钻井液体系,体系配方为:海水+0.1%NaOH+0.15%Na_2CO_3+0.7%增粘剂HVIS+1.5%降滤失剂HFLO+2%抑制剂HPA+1%润滑剂HLB+5%KCl+5%暂堵剂QWY。研究结果表明,该体系具有很好的抑制性、抗温性、抗污染性、润滑性及储层保护性能,热滚回收率达93%,泥饼粘滞系数0.087 5,LSRV达90 000 mPa·s以上,破胶后渗透率恢复值达90%以上。现场应用表明,该钻井液体系能满足水平井及大斜度井钻井的技术要求,具有良好的推广应用价值。

适合海上L气田砾石充填携砂液性能研究

海上L气田属于高温高压气田,储层温度高达150℃,储层段压力系数接近1.51。为了满足L气田砾石充填防砂完井作业施工的需求,以新型可溶性复合盐HFHY来调节砾石充填液的密度,结合抗高温高盐增黏剂HZN-CT、表面活性剂HAD,研制了一种密度为1.60 g/cm^(3)无固相砾石充填携砂液体系,室内对其综合性能进行了评价。结果表明:该砾石充填携砂液体系基本性能优良;具有优良的悬砂能力,与该气田地层水具有很好的配伍性能,储层保护效果良好,其岩心的渗透率恢复值达85.00%以上。可以满足海上L气田完井作业对砾石充填携砂液性能的要求。

CA6140车床后托架的夹具设计

本文主要叙述CA6140后托架的毛坯批量加工设计的一套专门的夹具,从工件的定位、工件的工艺分析以及工艺加工、基准选择以及加工余量等方面进行分析,在保证零件的工艺标准的基础上,再结合考虑零件的加工精度和夹具的操作方便、安全可靠等因素,设计出一套专用夹具。

破损套管温控型化学液体堵漏剂BDS的研制与应用

研制了一种温控型化学液体堵漏剂(BDS),适用于油水井破损套管的修补作业。配制出适合不同井况的堵剂,评价了堵剂抗压性能、耐腐蚀性能、固化温度以及固化时间等性能指标。结果表明,堵剂的固化温度在0~150℃可调,固化时间在30 min~10 h可控,抗压强度达140 MPa,耐酸碱盐能力优异,性能稳定。通过应用实例证明,该堵剂堵漏成功率极高。

海上X5井油基作业起泥球问题研究

海上X5井在使用油基钻井液钻井时,频繁出现起泥球的现象,严重影响了作业。经分析海上其他区块起泥球的经典案例和经验,认为无论是地层、工程还是使用的钻井液类型,该井与相关案例都存在很大差异,因此给现场问题解决带来了极大挑战。为此,室内突破常规理念,探索构建了一套针对油基情况的泥球模拟评价方法,并从岩屑、水侵、油基钻井液三个方面开展了大量实验,最终确认了造成油基作业起泥球问题的主要因素、次要因素和关联因素,并优选出一种能将油基钻井液防泥球性能极限提升20%的高效油基润湿剂材料。研究也提供了预防泥球的工程和油基钻井液措施,这些措施经现场应用后,基本解决了油基作业时的起泥球问题。

YH7井钻井液煤层井壁稳定技术研究及应用

YH7井所在区域地层煤层发育丰富,煤层易垮塌失稳,邻井钻井作业过程中出现了较多的阻卡情况。针对煤层井壁稳定,提出了微纳米封堵技术和反渗透抑制技术,通过使用微纳米封堵材料加强煤层、泥岩微裂隙封堵和提高膜效率,使用键合剂控制活度减少自由水迁移和加强抑制性,形成了YH7井钻井液煤层井壁稳定和储层保护技术。通过现场应用,降低了钻井液密度、井径规则井壁稳定、滤液表面张力低、润滑性好,避台3 d井壁稳定、钻井液性能稳定,钻井复杂情况大幅度减少,显著提高了钻井时效。

一种深水合成基钻井流体流变稳定剂的研发

在深水钻探作业中,由于海底温度较低,海底静液柱压力较大,浅层欠压实,深水表层孔隙压力和破裂压力的窗口较窄,常导致井漏和循环当量密度(ECD)不易控制。为解决上述问题,国外研制出一类新型的具有恒流变特性的合成基钻井液(CR-SBM)。通过对国内外CR-SBM性能的调研,研制了钻井液流变稳定剂,并确立了恒流变合成基钻井液的基本配方。利用深水钻井用低温高压可视化装置测试了体系在真实低温高压状态的流变性,构建的合成基体系具有低温恒流变特性。

白油基钻井液在冀东浅海区域的应用

根据国内外使用白油基钻井液的成功经验,在冀东人工岛浅海区域三开井段使用白油基钻井液体系,以最大程度地满足密闭取心的需要,减少对油气层的伤害。该白油基钻井液的高温高压滤失量低,形成的滤饼质量好,拥有强抑制性,有利于井壁稳定,防止井径扩大,同时该体系具有较低的密度和良好的触变性,塑性黏度低,有利于提高钻井速度。现场应用结果表明,该钻井液具有高的低剪切速率黏度和良好的静、动态悬砂能力,能够很好地满足现场钻井要求。

模拟在役井注减氧空气对1Cr-L80井筒管材防腐研究

目的在充分调研陆上及渤海周边相似油气田注气开发井筒腐蚀情况的基础上,明确注减氧空气开发井对井筒全寿命周期管材腐蚀速率大小。方法系统性开展注气井不同含氧量条件下的动态腐蚀实验研究,并对生产井动态腐蚀进行评价,深入分析减氧空气对油井管腐蚀行为,分类分层次分析归纳注减氧空气工况管柱腐蚀特性、腐蚀速率影响因素以及管柱腐蚀风险。结果得出在注气井井口、井中、井底工况,不同氧气浓度下,1Cr-L80管材在注气井井口、井中、井底的腐蚀关系曲线。在含氧量为5%(质量分数)的注气井井口、井中、井底,1Cr-L80的腐蚀速度分别为0.345、0.2147、0.1158mm/a;在含氧量为21%的注气井井口、井中、井底,1Cr-L80的腐蚀速率分别为0.7399、1.2854、2.4506 mm/a。结论1Cr-L80材质腐蚀速率均保持在较高水平,老井直接注入空气会存在高腐蚀风险。

S13Cr在超高温超临界CO2环境下的腐蚀行为及产物膜特征

目的明确超级13Cr在超高温超临界CO2环境下的适用性、耐蚀性及腐蚀产物膜特征。方法采用高温高压反应釜模拟气井井底超高温超临界CO2腐蚀工况,采用腐蚀失重法获取腐蚀速率,结合扫描电子显微镜(SEM)、能谱(EDS)及X射线衍射仪(XRD)对腐蚀产物特性进行分析研究。结果在215℃、31.2 MPa CO2分压、7.24 kPa H2S分压下,超级13Cr在含饱和水的超临界相中及含饱和CO2的模拟凝析水相中均呈现均匀腐蚀特征,腐蚀速率分别为0.009 mm/a及0.126 mm/a。腐蚀受CO2-H2S共同控制。腐蚀产物呈双层结构,内层腐蚀产物以碳酸亚铁为主,外层以磁黄铁矿为主,且内外两层腐蚀产物膜结合较弱,易剥离。超临界相中,内外层腐蚀产物膜均较为稀疏,水相区内外层腐蚀产物膜更为致密,但外层腐蚀产物膜容易发生破裂剥落。结论以0.125 mm/a作为油套管选材标准,对于仅含凝析水、无积水问题的气井,可选用超级13Cr作为油套管材质(温度≤215℃,CO2分压≤31.2 MPa,H2S分压≤7.24 kPa,Cl^–质量浓度≤4646 mg/L),但对于井底有比较严重积水问题的气井,或者含水率较高的油井,超级13Cr并不适合。

渤海某油田绒囊暂堵流体修井工艺

两口井试用证明绒囊暂堵流体可以解决渤海某油田修井过程中漏失问题,但其性能和施工工艺需要进一步优化.实验表明封堵深度0.1 m,无需挤入地层更多流体以形成更深封堵带即可实现有效封堵;绒囊暂堵流体封堵能力与密度无关,塑性黏度20-30 mPa·s、动塑比0.7-1.1 Pa/（mPa·s）即可封堵低压漏失地层.绒囊暂堵流体封堵后用标准地层水试漏,承压能力达25.64 MPa,表明无需全井循环即可实现漏失地层封堵.陆上S181 井气井全井筒段塞先导试验成功后,在渤海某油田A井储层段段塞封堵试用成功,表明绒囊暂堵流体在渤海某油田可以实施段塞封堵储层修井.

3Cr管材在含氧气驱生产井中腐蚀行为与防护研究

目的针对注含氧气体开发井筒管材腐蚀问题,系统性开展生产井动态腐蚀实验研究,明确注含氧气体开发井筒全寿命周期管材腐蚀速率的大小,为全寿命周期防腐材质选择及防腐措施提供数据支撑和参考。方法采用模拟渤海某油田生产井井口(27℃、2.0 MPa)、井中(98℃、13 MPa)、井底(135℃、18 MPa)工况,进行不同含氧量条件下的动态腐蚀实验,O2含量占总气体的3%(摩尔分数),采用模拟油田伴生气组分(CO2含量占伴生气组分的4.13%、总气体组分的4.01%),实验周期为14d,实验材质3Cr管材,对照组采用13Cr材质,仅在井底工况进行试验分析。结果由于生产井中O2(3%)和CO2(4.01%)共存,O2对CO2腐蚀起到显著催化作用,同时地层水电导率远高于注入井中的去离子水,因而随含氧量的升高,管材腐蚀速率急剧升高。3Cr和13Cr材质的腐蚀速率均远高于极严重腐蚀等级,单独使用材质防腐不适用于目标油田生产井工况。结论针对氧气、二氧化碳协同腐蚀的工况特征,应采用3Cr材质加咪唑啉类缓蚀剂进行防腐,同时加强氧气浓度检测,或者考虑采用ISO 15156-3推荐的双相不锈钢22Cr、超级双相不锈钢25Cr或28Cr。

可重复利用的水基钻井液及其在渤海湾油田应用

可重复利用的钻井液技术是解决海上油田钻井作业与海洋环境保护之间矛盾的有效措施。为论证可重复利用钻井液在海洋钻井的可行性,通过钻井液的抑制性、黏土颗粒在钻井液体系的分布规律等技术参数,对比评价了可重复利用水基钻井液与渤海湾油田常用钻井液体系性能差异。室内实验和现场应用结果均表明,可重复利用钻井液较目前海上常用聚合醇钻井液和有机正电胶钻井液具有更强的抑制性,抗污染能力强、固相容量限高、黏土颗粒粒径分布稳定。在高效固控设备配合下,可重复利用钻井液性能稳定,具备重复利用的条件,在渤海湾油田应用前景广阔。