基于随机森林算法的石油钻采装备外部故障自动监测方法

为提高石油钻采装备外部故障检测能力,提出基于随机森林算法的监测方法。构建大数据采集模型,以石油钻采装备的异常振动数据为研究对象,进行故障特征提取和信息融合,构建故障工况下的信息融合和特征聚类模型,通过模糊C均值聚类进行故障特征的量化分解和分类识别,在随机森林学习算法下实现对故障检测和诊断的自适应寻优。仿真结果表明,采用该方法进行故障检测,可有效提高故障的自动监测能力,且准确性较高,实时性较好。

BZ29-4S油田软泥页岩钻井液技术研究

针对BZ29-4S油田预探井和评价井软泥页岩地层钻井过程中起下钻不畅、起泥球现象严重、机械钻速低、钻井液流变性难以调控以及维护困难的问题,通过抑制作用机理分析,优选了NaCl作为该油田软泥页岩钻井液的抑制剂;根据泥球形成条件和形成机理,研制了一种不影响钻井液性能的防泥球剂。通过抑制剂和防泥球剂加量优选,构建了适用于BZ29-4S油田软泥页岩地层的钻井液体系。现场应用表明,该钻井液体系能够有效防止钻屑形成泥球,缩短了起下钻时间,降低了倒划眼难度,提高了机械钻速。

油基钻井液井筒清洗液的研制及现场应用

研制了油基钻井液井筒清洗液,并将其应用于现场。结果表明,该清洗液对井筒上的油膜有较好的清洗效果,清洗率达90%以上,具有较好的储层保护性能。

低密度海水水包油钻井液的研制

针对低压油气层和欠平衡钻井,以海水为外相,以生物毒性低、闪点高的矿物油(5#白油)为内相,采用抗温性和乳化能力强的表面活性剂作为乳化剂,研制了抗高温海水水包油钻井液体系,并对其性能进行了评价。试验结果表明,该钻井液具有乳化稳定性强、抗温稳定性好、储层保护效果好等特点,适合于渤海湾地区潜山地层深井钻探。

INVERMUL油基钻井液在建页HF-1水平井的应用

针对建页HF-1页岩气水平井易出现井壁水化垮塌及水平段易粘卡的问题,采用了Halliburton-Baroid的INVERMUL油基钻井液。现场应用表明,INVERMUL油基钻井液具有稳定性强、封堵防塌能力强、破乳电压高、滤失量低、流变性好、润滑性好等特点,很好地满足了建页HF-1页岩气水平井的作业要求。

水包油钻井液在BZ28-1油田潜山地层的研究和应用

N8和S3井是为开发BZ28-1油田剩余储量而钻的2口调整井。因为该油田油藏压力系数已降至1左右,而且已完钻的开发井在钻遇潜山地层时均出现了严重漏失,决定用低密度水包油钻井液配合压力控制钻井技术钻N8和S3井φ152.4 mm井段的潜山储层。对水包油钻井液配方进行了优选并评价了钻井液性能。研究与现场应用结果表明,水包油钻井液总体性能稳定,其良好的流变性、抑制性、降滤失性和携砂性满足了潜山地层近平衡条件下的压力控制钻井要求,储层保护效果好,2口井不仅顺利钻穿漏失严重的潜山储层,且都获得了较高的油气产量。该技术为今后渤海油田潜山地层的勘探开发提供了一条新的模式。

超细“G”级油井水泥低温低密度水泥浆研究

针对海洋深水低温、破裂压力低等特点,通常要采用低密度水泥浆来封固深水表层;低温环境下普通“G”级油井水泥水化速度缓慢或几乎不进行水化反应,水泥石早期抗压强度低且发展缓慢。为有效降低现场候凝时间,节约深水作业成本,开发了一套适用于深水表层固井用超细“G”级水泥用低温低密度水泥浆。对水泥浆体系的设计原理与水泥浆组分进行了论述,并对该水泥浆体系在深水环境下的性能进行了评价,和中海油服现场在用的普通“G”级油井硅酸盐水泥浆体系进行了对比。结果表明,超细“G”级水泥低温低密度水泥浆体系在低温环境下具有较高早期强度、低失水量以及良好的流变性和稠化性能,其中密度为1.40g/cm^3及1.44g/cm^3的水泥浆在10~13℃温度下的稠化时间≥8hr,API失水<70mL,1.40g/cm^3水泥石在10℃及13℃温度下养护24h后的抗压强度可达到3.9MPa及5.4MPa;1.44g/cm^3水泥石在10℃及13℃温度下养护24h后的抗压强度可达到可达到5.8MPa及8.3MPa。同等水泥石密度及温度下,超细“G”级水泥石24h强度较中海油服在用的普通“G”级油井硅酸盐水泥石强度提高40%以上。

水包油钻井液技术研究

水包油欠平衡钻井液是采用高闪点特精白油或新气制油作为密度减轻剂,并作为分散相;水相为分散介质,通过水溶性聚合物YJD作为悬浮稳定剂;该体系控制重点就是体系悬浮稳定性问题。本论文评价新气制油和特精白油两种类型水包油泥浆,并分别从乳化剂的选择、油水比例及比重、失水等性能指标对该体系进行评价,在确定基本配方后,分别做了水包油钻井液的静止热稳定性、防水锁及原油污染实验。

水基钻井液储层保护技术研究进展

钻井液储层保护性能对后续油气资源产能的影响至关重要。文章综述了储层伤害的主要类型以及储层保护钻井液的关键功能,钻井液对储层的主要伤害分为固相污染、聚合物的吸附堵塞、储层黏土易发生水化膨胀,并可能因钻井液中的成分而分散或运移,以及钻井液滤液与地层水配伍性伤害。储层保护钻井液大致分为强封堵低滤失钻井液、强抑制低伤害水基钻井液、低固相/无固相聚合物钻井液体系以及在无固相聚合物钻井液体系上发展的可生物降解的无固相钻井液,在现场应用中取得了较好的储层保护效果,为现场储层保护提供了技术支持。

三元共聚物增黏降滤失剂的制备及性能评价

以丙烯酰胺、丙烯酸和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸为单体,过硫酸钾/亚硫酸氢钠为引发剂,采用水溶液聚合法制备了三元共聚物增黏降滤失剂。通过单因素实验分析了溶液pH值、单体配比、反应温度、引发剂用量对三元共聚物特性黏数的影响,从而确定了最佳制备条件为:pH值为8,反应温度为35℃,单体配比m(AM)∶m(AA)∶m(AMPS)=65∶10∶25,引发剂用量为0.010%,由此获得的产物特性黏数为7.8 dL·g^(-1)。性能评价结果表明,所制备的三元共聚物抗温达到180℃,在淡水基浆、盐水基浆和复合盐水基浆中分别加入0.5%、1.0%和1.5%的三元共聚物,高温老化后表观黏度保留率分别达到71.4%、62.5%、52.0%,滤失量均不超过10.0mL,具有良好的增黏降滤失特性和抗温、抗盐、抗钙性能。

一种水基钻井液用抗温增黏剂的研制与评价

近年来,随着石油勘探向大位移井、深井、超深水井等方向发展,高温储层段对钻井液处理剂的要求也越来越高。增黏剂作为控制无土相水基钻井液黏度和提高钻井液携岩能力的关键材料,其抗温能力也面临着更高的挑战。以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸AMPS、烯基己内酰胺NVCL、N-乙烯基吡咯烷酮NVP、二乙烯苯DVB这4种合成单体为原料,以油溶性偶氮类为引发剂,通过胶束聚合反应,研制了一种水基抗温增黏剂,并评价了其各项性能,结果表明:该抗温增黏剂于160℃老化后,0.9%样品溶液的表观黏度为34 m Pa·s,动塑比达0.55,具有良好的增黏提切效果。该剂抗温达180℃,在高温下的增黏效果优于常规增黏剂,抗盐达饱和,抗钙达1.5%,很好地满足了钻井过程中对高温高盐地层钻井液增黏提切的要求。

一种聚合物交联堵漏剂的研制与评价

针对裂缝型或缝洞型失返性漏失,堵漏材料在井下被流体稀释,导致堵漏成功率低的问题,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)单体为原料,span80为乳化剂,过硫酸钾/亚硫酸氢钠(KPS/SHS)为氧化还原引发剂,采用乳液聚合方法,制备聚合物乳液;聚合物乳液中加入4%~8%Tween80作为转相剂,1%~3%三氯化铬作为交联剂,即可制备遇水交联增稠,快速形成高强度的弹性体的聚合物交联堵漏剂。实验评价表明该聚合物交联堵漏剂在地面可以泵送至井底,井底遇水交联增稠井可驻留能力强;堵漏剂交联增稠交联时间可控,稠化时间最短可达4~5s,交联时间最短可达60min;堵漏剂交联增稠时间受井底温度、钻井液地层水的矿化度、循环的钻屑以及膨润土浆的含量等因素影响较小,形成的较高强度弹性体,可以为水泥等其他堵漏材料提供较强承托能力,减少流体对水泥稠化性能的影响,提高钻完井过程中的裂缝型或缝洞型失返性漏失的堵漏成功率。

低渗致密凝析气藏液锁伤害解堵液体系优选及评价

致密凝析气藏勘探开发前景广阔,但受其储层条件影响,易受液锁伤害。针对低渗致密凝析气藏中严重影响气井生产效果的液锁伤害,根据目标储层及流体特征,确定了解堵液体系优选原则。利用储层岩心,从表面张力测定、油水界面张力测定、接触角测量、岩石润湿性变化、解堵剂处理前后油水自吸试验等方面对解堵主剂进行了优选评价,从相态特征分析及溶液组成分析两方面对携带液进行了优选评价,最终优选体系组成为0.1%FT+99.9%携带液(乙二醇单丁醚∶乙醇=3∶7),该体系表面张力低至20 mN/m,油水界面张力低至1 mN/m,毛细管处理后油水接触角均大于80°,地层岩心处理后均表现出明显的油水双疏性。本研究成果为同类低渗致密气藏液锁伤害解堵液体系的研制及增产改造提供了借鉴。

国内外深水固井设备及国产化方向

全球深水固井装备市场几乎被哈里伯顿、斯伦贝谢、贝克休斯-BJ三大油田服务公司所垄断。三家公司掌握了大量关键专利技术,在深水固井设备制造和研发领域处于领先甚至垄断地位。随着中国南海开发建设,以及中海油深水战略的推动,中国迫切需要掌握深水钻采核心技术和关键装备的制造和研发。介绍了国外三家固井服务商的深水固井装备性能参数及特点优势,总结归纳了深水设备的共性,进行了深水设备的国产化思考,陈述了国内科研项目开展情况,描绘了国产化和系列化蓝图。

HRD弱凝胶钻井完井液研究与应用

研究出一种专门用于水平井油气层井段的体系——HRD弱凝胶钻井完井液。该体系无黏土相,其弱凝胶结构具有独特的流变性,表观黏度低、动塑比高、低剪切速率黏度高,具有很好的动态悬砂能力;静切力恢复迅速,无时间依赖性,具有很好的静态悬砂能力,能有效克服水平井段或大斜度井段携砂难、易形成沉砂床的问题;其在低剪切速率下的高黏弹性,能够减少固相和液相对储层的损害,有利于储层保护。评价结果表明,该体系的综合性能与国外的FloPro NT钻井完井液基本相当。该钻井液在冀东油田4口水平井中进行了应用。施工中该体系有效抑制了岩屑床的形成,井眼畅通,且井壁稳定,保证了钻井和完井作业的顺利进行。

抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液的研制及其在英台气田的应用

针对英台气田火山岩气藏地质条件复杂、压力系数低且富含裂缝等特点,室内研制了抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液体系。现场应用表明,该体系具有良好的抗高温性、流变性、井壁稳定性、润滑性及优良的抑制性能和储层保护性能,保证了英台气田的正常作业及产量。

成膜剂HN-1研制及其在钻井液中的应用

在复杂地区石油勘探开发过程中,井壁失稳和储层伤害已成为国际性技术难题。钻井液中的水相进入井壁地层和油气储层是造成井壁失稳和储层损害的主要原因,为了阻止钻井液中的水相进入井壁地层和油气储层,近年来国内外学者提出了超低渗透钻井液技术,其中成膜剂是超低渗透钻井液的关键处理剂。着重介绍为恩平24-2油田所研制的一种不影响钻井液其他性能并能降低钻井液滤失量的成膜剂HN-1以及由此而构建的恩平24-2油田超低渗透钻井液体系。同时,根据超低渗透钻井液性能测试方法,评价了其侵入砂床深度、高温高压砂床滤失量、岩心承压能力和储层保护能力。评价结果表明,HN-1成膜剂阻止了钻井液中固相和液相进入储层,降低了钻井液侵入砂床深度和钻井液高温高压砂床滤失量,提高了岩心承压能力和储层保护能力,为开发恩平24-2油田提供了有效保障。

固定式泥浆储罐事故分析

从固定式储罐地脚螺栓断裂事故出发，多方面分析了立式储罐地脚螺栓发生断裂事故的可能性，通过详细计算及有限元分析，总结出储罐事故发生的主要原因，提出了固定式储罐安装施工及操作过程的整改措施，对以后固定式储罐的设计、施工、安全运营有一定的借鉴作用。

低温对水泥浆流变性影响规律分析

针对海洋深水固井的特点(低温、浅层流、压力安全值低),提高固井顶替效率,目前已有许多行之有效的理论和施工措施,但这些理论和措施不一定适合深水固井所面对的地层松软、浅层流的特点,这就对前置液和水泥浆的流变性能提出了更高的要求。深水固井过程与常规固井过程中流体遇到的温度影响有较大不同。泥浆与水泥浆均属非牛顿液体,它们的流变特性与注水泥工作有着密切的关系,准确地掌握它们的流变规律便能帮助我们正确地调节泥浆、水泥浆的流变性能,正确地确定顶替流态,并能准确地计算注水泥过程的流动阻力。经研究表明,水泥浆的流变性随温度压力变化十分明显,温度对流动计算结果的影响非常显著。因此,对低温条件下水泥将流变能的研究具有非常重要的现实意义。

钻井过程中泥球形成的影响因素探讨

针对在钻遇大段活性软泥页岩过程中由于钻速快导致钻屑形成大量泥球问题,室内研究了钻井过程中泥球形成的影响因素。结果发现,除了钻屑的粘土矿物组成和钻屑的表面性质等固有因素外,钻屑的颗粒级配、钻井液中钻屑和膨润土的含量、钻井液的抑制性能等是影响泥球形成的外部因素。