油井采油指数及地层压力计算新方法

根据拟稳态下流体能量平衡原理,建立了一个新的油井采油指数及地层压力计算的数学模型。新模型将现场地面生产动态数据与地下未知地层参数相关联,建立目标函数,大大提高了模型的实用性。引入非线性最小二乘法原理及最速下降方法,运用VB计算机语言编制相应程序进行求解。通过实例分析表明,模型计算结果与实际测试结果相关性好,取得了良好的效果,可用于生产实践。

同井抽注采油树配套技术

为了满足不同增产工艺要求,解决"同井抽注"工艺难题,根据中海油渤海自营油田采油树结构及技术特点对其进行了改进,在油管挂和上法兰处按照合理的布局钻孔,分别利用油管挂矩形密封与电缆橡胶护套配合密封、配套的三铁四胶的胶块膨胀密封电缆,开辟了电缆穿越通道。使用一种由普通电缆穿越器改造后的双联式电缆穿越器,耐压等级达到20 MPa,价格只是整体固化的1/4。对同井抽注工艺,将采油树由单管采油管柱改造为同井双管柱,在原井油管四通的基础上增加1个新油管四通,通过上下2个四通内的油管挂来坐挂双管柱;对同井注气采油采用下面挂?114 mmEU油管,上面挂?73 mm NEW VAM油管的管柱组合,解决双管柱在采油四通的布置、悬挂问题。改进方案在现场使用过程中获得了较好的效果。

HSE在海洋石油工程中应用的必要性

海洋平台结构复杂,体积庞大,造价昂贵,所处的海洋环境十分复杂和恶劣,一旦发生安全事故,必将会造成重大的经济损失和不良的社会影响。介绍了海洋平台的基本要求及特点,阐述了在海洋平台作业上实施HSE管理的必要性;认为HSE管理体系的实施,可以保证安全、环保生产,提升企业形象,增强企凝聚力,完善企业内部管理,促进企业熟悉相关法律法规,减少企业经营的职业安全卫生风险。

HSE在海洋石油工程中的应用

阐述了我国对海上油气田开发的全安管理和环境保护的政策法规,介绍了海洋平台的基本要求和特点,以及实施HSE管理的必要性。

机械隔离标准在海洋石油的应用

本文详细介绍了包括物理隔离在内的四种隔离种类以及怎样去验证隔离的完整性,并针对日常轻微工作如何执行好个人隔离。最后重点阐述利用表格矩阵进行数字化分析和计算,确认好隔离的等级,从而创造出良好的安全施工环境,确保人员安全健康、保护环境不受污染、施工高效快捷。

辽东湾坳陷古近系沙河街组层序地层分析

辽东湾坳陷是中国东部海上的主要含油气区之一,包括3凹2凸共5个次级构造单元,其中辽中凹陷面积最大、埋藏也最深,整个盆地充填古近系及新近系沉积。通过对全盆地范围内的地震、钻井、测井和古生物资料的综合研究,建立辽东湾坳陷沙河街组层序地层格架,将辽东湾坳陷沙河街组划分为3个二级层序,6个三级层序,并对各层序特征进行了分析对比。在层序格架内进行沉积相划分和沉积体系研究,确立辫状河三角洲、扇三角洲、深水浊积扇3种主要的沉积相类型,建立了沙河街组各个层序的沉积模式。Es4沉积范围较小,Es1+2和Es3沉积范围较大,Es3沉积水体比Es1+2沉积水体深,Es1+2层序的辫状河三角洲前缘沉积为有利勘探区带。

低渗透油藏压裂水平井裂缝优化研究

针对低渗透油藏压裂水平井裂缝参数难确定的问题,在某低渗透油藏概念模型的基础上,结合裂缝性低渗透油藏的实验研究,运用油藏数值模拟方法,对压裂水平井的裂缝参数包括裂缝方位、裂缝位置、裂缝条数和非均匀裂缝长度等影响因素进行了优化研究。研究结果表明,在概念模型的基础上,考虑直井注水水平井采油的井型组合时,水平采油井走向应垂直于最大主应力方向,且裂缝方位应平行于最大主应力;裂缝最优缝数为3条,且裂缝最优间距为水平井水平段长度的0.23～0.30倍;对于非均匀裂缝长度的3条裂缝,中间缝较长两端缝较短的部署方式为最优。通过本次数值模拟研究发现,低渗透油藏压裂水平井的裂缝参数确实存在最优情况,实际油田应根据不同的模型类型考虑优化各裂缝参数。

固相颗粒损害储层机理研究

在钻井、完井、井下作业及油气田开发全过程中,存在很多损害储层的因素,其中,入井工作液中的固相颗粒是一个不容忽视的重要因素。固相颗粒侵入储层的孔隙喉道,在孔隙喉道内滞留、沉积,堵塞油气流动通道,造成储层绝对渗透率下降。入井工作液中固相颗粒的种类很多,大致分为三大类:刚性颗粒、可变形球状颗粒和可变形纤维状颗粒。颗粒类型不同,堵塞机理也不同,主要原因在于颗粒的受力状态。作用在流动悬浮颗粒上的力分为3类:与吸附机理有关的力、与分离机理有关的力和与传输机理有关的力。理论研究表明,固相颗粒在孔隙内滞留的条件是与吸附机理有关的力大于或等于与分离机理有关的力。为进一步探讨固相颗粒侵入造成储层损害的机理,在室内对含不同类型固相颗粒的钻井液对岩心的损害程度进行了模拟评价。实验结果表明,不同类型的固相颗粒对岩心造成的损害率不同,其中,刚性颗粒损害率较低,可变形球状颗粒损害率较高,而可变形纤维状颗粒损害率没有明显的规律,彼此差别较大。

油田储层敏感性评价实验研究

应用岩心流动实验评价了渤中25-1油田储层的敏感性。结果表明,渤中25-1油田储层存在中等偏强水流速敏感性、中等偏弱水敏感性、弱碱敏感性、无酸敏感性、无盐敏感性。

聚醚改性聚硅氧烷原油消泡剂的制备

以氯铂酸作催化剂使端烯丙基聚醚与低含氢硅油进行硅氢加成,合成了聚醚改性聚硅氧烷,再与二氧化硅、乳化剂及增稠剂复配,得到性能优良的原油消泡剂。优化合成参数为:硅醚摩尔比1:1.3,反应时间3.5～4.0小时;反应温度120℃;催化剂用量8mg/kg。优化复配组成(以质量计)为:聚醚改性聚硅氧烷23%;疏水二氧化硅1.8%;HLB值8～9的复合乳化剂Tween-60+Span-604%;羧甲基纤维素钠1%;去离子水至100%;搅拌速度为500r/min。最佳配方原油消泡剂代号为YN-69,用于渤海油田B区高含水含气原油样的消泡时,在加量20～80mg/L范围内消泡率高达75.0%～91.7%,特别是在加量40～80mg/L时,消泡率高于4种所用对比消泡剂,包括现用消泡剂。

模拟海底管道的阴极保护中数值计算边界条件的确定

根据相似论和因次分析,用钢丝来模拟实际海底管道。通过实验,研究了牺牲阳极及被保护钢丝的极化性能,从而得到了在阴极保护中进行数值计算的边界条件;对于从实验基础上建立的数学模型进行有限元计算,计算结果与实测结果吻合较好,证明确定的边界条件是合理的,可以将建立的数学模型用于实际海底管道的阴极保护设计。

气体钻井井眼净化程度判断方法探讨

气体钻井是近年来发展起来的一种新的钻井方式,以其机械钻速快、防止井漏、保护储层等优点在全国范围内得到越来越多的应用。但由于气体钻井较雾化/泡沫钻井或常规钻井携岩能力最弱,井眼净化差。如果井眼不能得到有效的净化,气体钻井就不能快速的钻进。文中介绍了几种判断井眼净化程度的方法,即利用立压、排砂管压力、排砂管出口状态及排砂管线声音。通过现场应用发现,这些方法不仅能够及时地发现井眼净化不良,而且能够确定引起井眼净化不良的原因,为制定合理的处理措施提供了依据。

岩石动态损伤模拟实验装置的研制

基于爆燃压裂技术原理,研制了岩石动态损伤模拟实验装置。该装置用一重物自由落体撞击岩心夹持器的内活动柱塞,压缩岩心模拟井眼内的流体,产生动态压强作用于岩心模拟井眼壁面,以模拟油井爆燃压裂时爆燃药爆燃所产生的动态压强对井眼附近油层的影响。根据动量和能量守衡原理,建立了岩石动态损伤峰值压力和加压速率计算模型,并通过实验验证了计算模型的准确性,增压值和加压速率的计算值与实验结果的平均相对误差分别为2.56%和4.04%。该装置的研制为动载下的岩石力学特性研究提供了定量研究手段。

岩心返排解堵率影响因素的实验研究

室内采用岩心恒定有效应力新技术,分别用低渗、中渗和高渗岩心作岩样,分别考察了岩心原始渗透率、正压差、温度和剪切速率、返排介质对岩心返排解堵率的影响规律。实验结果表明,岩心原始渗透率不同时,岩心的返排解堵率有一定差别,钻井液中的固相颗粒与储层孔隙尺寸配伍性好,储层损害深度就小,岩心返排解堵率就高;随着正压差增大,岩心返排解堵率先减小后增大;随着温度升高,岩心返排解堵率呈明显上升趋势;剪切速率增大,岩心返排解堵率先减小后增大;用水相返排和用油相返排对岩心返排解堵率有一定的影响,但影响不大。因此,室内评价入井工作液时,必须选用与地层条件相近的岩心和合理的实验条件。

海上油田缓蚀剂性能的综合研究

缓蚀剂HYH24251经室内静态挂片失重法、高压动态法、极化曲线测量、乳化倾向实验、起泡倾向实验、配伍性实验和第三方评价及现场应用等结果表明,该缓蚀剂能有效地抑制腐蚀,具有乳化倾向小、起泡倾向小、能与多种在用化学药剂配伍使用等特点;是一种新型的混合抑制型缓蚀剂;它比较适合番禺油田油水介质和工况条件,能满足现场防腐蚀的需要。

疏松砂岩油藏水平井适度出砂开采携砂计算模型

针对疏松砂岩油藏水平井适度出砂开采方式下的压力及产量的求解问题,以水平井适度出砂生产过程中沿油藏到水平井生产段井筒为研究对象,采用现场工程法建立了出砂特征参数分析模型,在常规水平井筒压降求解公式基础上,进一步推导建立了携砂开采情况下水平井筒变质量流压降计算模型,联立了水平井向井流动态关系耦合求解模型,进行了实例计算分析,得到了井筒压降、流量及含砂浓度等重要参数的特征曲线,给出了水平段上沿程各流体参数非均匀变化规律,指出实际生产评价中应依据流量及浓度参数值计算水平井筒生产段上的危险沉砂点。该研究对疏松砂岩油藏水平井适度出砂开采方式最终产能评价及实际应用中的参数选择有指导意义。

酸化返排液对原油乳化液稳定性的影响

渤海湾QHD32-6海上油田两口油井酸化后返期期间，原油集输系统三相分离器和热处理器水相出口pH值下降。最低降至4．0，返排11小时后恢复正常值7．0。在此期间原油乳状液样稳定性增大，破乳剂（BH-09）的性能显著变差。考察了影响原油乳状液稳定性的3个因素。①显微观测表明pH=8．0时乳化水滴在油外相中分布较为均匀，而pH=2．0时乳化水滴出现凝聚倾向，使破乳剂不易进入油水界面；油水界面张力在pH≈7时最高，随pH值降低（7-1）而降低，随pH值升高（7-12）而迅速降低；注碱中和返排酸液引起pH升高，是原油乳状液稳定性增大的主要原因之一。②酸化产生的胶态金属氢氧化物和黏土颗粒使原油乳状液稳定化。③酸液中具有表面活性的添加剂使黏土颗粒亲油化或亲水化，导致原油乳状液稳定性增大。图2表3参8。

油水旋流分离器数值模拟优化研究

受实验条件限制,单纯通过实验研究旋流器的性能周期长,且费用较高。为此,采用雷诺应力模型CFD数值模拟方法,对油水旋流分离器内的油水两相流流场进行了试验研究。研究表明,采出液在进口处的相互流动干扰对油水分离效果有重要影响,据此提出一种新型结构———带有空间阿基米德螺旋线进口流道和导流螺旋的油水旋流分离器。进一步的优化设计和性能试验表明,空间阿基米德螺旋线进口流道和导流螺旋实现了平滑过渡,从而得到较稳定的流场和较高的分离效率。

江苏油田花17断块阜宁组阜三段储层特征

运用储层地质学理论,利用钻井、岩心分析资料,对江苏油田花17断块阜宁组三段储层的分布和储层的物性条件、变化规律进行了分析、描述,达到充分认识该储层特征的目的,同时结合试油、试采流体数据分析,确定该油藏的类型,为该区块下一步的增产增注提供了地质依据和指导。

安全组播仿真系统研究与实现

针对组密钥管理方案的性能评价问题,提出了一个安全组播管理系统仿真平台方案(GKMSP)并阐述了其仿真机制.平台的设计采用了模块化设计的方法,便于集成多种经典解决方案或经典算法,并使用了离散用户事件驱动的仿真机制,可仿真任意用户分布特征,以帮助分析或改进不同方案的性能.仿真试验中,成功地应用该平台对几种经典组密钥管理方案的性能做出评价,证明了该平台的有效性.