摘要：针对目前无人海上平台登临系统安全能力不足、适应调整能力较差以及克服海况能力偏弱等问题,设计了一种可依据平台结构特点进行改造的新型无人平台登临栈桥。新型登临栈桥可进行伸缩、俯仰、水平旋转等3个自由度的运动,满足海上多种工况下的登临需求。对栈桥自身结构及安装栈桥的导管架平台的局部结构进行作业工况与极端工况下的数值模拟,借助建模及有限元软件分析不同工况下的位移和等效应力,对结构进行局部强度校核,验证该无人平台登临栈桥设计的可行性。结果表明:该登临栈桥设计可保障无人平台日常工作的安全和稳定,整体设计具有较高的安全冗余度,为今后的海上平台改造奠定了基础。

摘要：为解决海上水基钻屑回收过程中输送效率低、环保风险高等问题,在分析水基钻屑特性及输送难点的基础上,研究了适用于海上水基钻屑输送的高效密闭输送技术,分析了钻屑输送过程中的摩阻,进行了降阻和防堵清管技术研究。模型计算结果与现场试验表明,水基钻屑密闭输送宜采用液压输送方式,结合输送管道设计和增压混合器,有效降阻提速,当泵送速度设置为30%~100%时,输送量7.5~25.7 m^(3)/h,泵送压力1.4~2.8 MPa。研究结果表明,海上水基钻屑密闭输送技术解决了水基钻屑高效、密闭、远距离输送的难题,能够满足海上钻井作业的需要,具有较好的推广应用价值。

摘要：近年来,海底节点(OBN)同步震源高效采集方法的研究成为地震勘探领域的热点之一。陆地可控震源数据分离激发参数的选择有时间延迟、相位、扫描长度等3种编码方式。但是,由于海上空气枪激发的特点,相位和扫描长度编码适用性差。只能采用时间延迟编码方式。海上混叠采集时间延迟序列的编码是影响数据分离效果的最关键因素之一。提出了一种基于正态分布约束的均匀随机时间分布定量编码准则,通过目标函数约束构建最优时间序列,并对比分析了实际自然随机激发时间和其它2种理论模拟的随机时间分布方式在共检波点域的分布特征。利用频率波数波数(FKK)域迭代反演方法进行混叠数据分离,单炮模拟测试结果表明,构建的最优时间序列比其它3种分布方式更能有效地分离混叠地震数据。海上三维工区高效混叠采集试验结果表明,根据最优准则构建的延迟时间序列,能够取得较好的数据分离效果。该研究结果为后续野外混叠采集的延迟激发时间设计提供了技术支持。

摘要：渤海湾盆地渤中凹陷深层潜山地质条件复杂,目的层埋藏深,钻遇地层层位多,岩性复杂多变,地层压力系统变化大,钻井过程中复杂情况频发,薄弱层易漏失,影响勘探开发进程。为此,研究了钻前井漏风险预测及地层压力校正,钻中高压段中完科学决策、潜山界面精确卡取和潜山地层压力随钻识别与控制等方面的技术,实现了钻井设计及随钻调整方案优化,形成了渤中凹陷深层高压井全过程地质工程一体化技术。渤海油田20口深层高压探井应用全过程地质工程一体化技术后,钻井复杂情况降低了60%,井漏、溢流等复杂情况处理时间缩短了40%,潜山界面识别准确率100%,单井钻井成本降低3000万元以上。全过程地质工程一体化技术为渤海油田深层超深层勘探开发提供了技术途径,具有较好的应用前景。

摘要：在石油开采过程中,由于底水锥进、储层非均质性等原因会出现油层出水现象,这会导致产油量递减加快,于是不断有新技术被应用到油井完井之中,以达到延缓水突破和控水增油的目的。为此,文中研发了一种基于流量控制阀的控水技术,该结构可根据流体黏度大小自动控制阀体过流量,限制低黏度流体的通过性,在一定程度上起到了控水的作用。借助CFD软件对该项技术进行深入研究,并通过对流场特性分析,剖析了其工作原理及工作特性,该技术经渤海油田现场应用验证,取得了显著的控水增油效果,为控水生产的相关工具开发提供了理论依据及技术支撑。

摘要：针对稠油相对于常规采出液分离难度大的特点,以螺旋流道形旋流器为基础设计了一套稠油产出液高效处理工艺流程,并通过数值模拟方法对旋流分离装置的运行操作参数进行优化模拟对比分析,研究了不同入口流量、分流比以及入口含水体积分数对流场和整体分离效率的影响规律。研究结果表明:旋流器螺旋流道结构可实现稠油介质油相的聚结,实现稠油采出液油水两相的分离;当Ⅰ-1旋流器入口流量为5 m^(3)/h,分流比为0.4,含水体积分数为95%,Ⅰ-2旋流器分流比为0.3时,Ⅰ-1旋流器、Ⅰ-2旋流器分离效率分别为96.44%、99.76%;当入口含油质量浓度为15200 mg/L时,第一级底流出口含油质量浓度1275 mg/L,第二级底流出口含油质量浓度1359 mg/L。研究结论可为稠油处理的工艺流程设计和操作参数优化提供借鉴。

摘要：气体封隔器胶筒是实现气井分层分段开采的关键部件。常规三胶筒结构在坐封时易发生初始破坏,导致胶筒整体应力水平降低,密封安全性储备不足。为此,提出一种多材料组合式密封单元的增强方法,用于HPHT105-232-V0型含硫化氢高温高压气体封隔器密封单元的设计;基于拉伸试验和Yeoh理论获得橡胶的本构模型参数;在温度204℃、坐封力200 kN和环空压力70 MPa下,分析了胶筒的应力和变形规律;试验测试了增强单元的密封安全性。分析结果表明:HPHT105-232-V0型封隔器密封单元胶筒的最大变形量为94.785 mm,最大接触应力为240 MPa,位于金属护环与套管接触区域。根据API标准,对HPHT105-232-V0型封隔器实物进行测试试验,坐封时胶筒未发生初始破坏,密封单元的整体应力水平提高;稳压过程胶筒压降幅度小于1%;整个试验测试过程中,密封单元无气泡溢出,封隔器卸载后胶筒结构无明显的塑性变形。研究结果表明,采用该增强方法所设计的多材料组合式密封单元具有良好的密封性能,满足极端环境下的密封安全性要求。

摘要：通过采集容器的设计、建造、使用,运行期间保养,往年的介质化验和容器检验等相关资料,采用基于风险的检验(RBI)技术对渤海某油田11台超过设计年限的压力容器进行了评估,分析容器中存在的损伤模式和腐蚀机理,辨别出相应的失效模式,采用专业软件对容器进行数据库建立并分析计算,完成各容器风险评级,根据风险等级情况制定有针对性的检测策略。

摘要：渤海BN油田的特高孔渗疏松砂岩油藏储层非均质性强,生产井出水、出砂问题严重,而现有各自独立设计实施的控水和防砂工艺存在设计实施繁琐、控水防砂效果差等问题。为此,在连续封隔体控水完井技术的基础上,根据地质工程一体化的思路,给出了优选连续封隔体颗粒粒径、设计ICD筛管控流强度及优化配置ICD筛管的方法,形成了适用于渤海特高孔渗储层的防砂控水一体化完井技术。BN油田3口井进行了控水防砂一体化完井技术试验,与邻井相比,单井无水采油期平均延长187 d,初期含水率远低于预期含水率,井口无砂时间明显增长,其中BN-D4H1井井口无砂时间长达889 d。现场试验结果表明,防砂控水一体化完井技术可以满足BN油田控水、防砂的双重需求。

摘要：以相似理论为指导,根据渤海BZ油田目的层地质条件设计了具有不同封隔能力的50 cm×50 cm×30 cm(长×宽×高)非均质性三维储层模型,井网选择平行水平井网。在优选的1.0 mL/min的驱替速度条件下,采用平行水平井网进行2组水驱油实验,通过测量驱油过程中储层的电性特征、注入水、采油量和产水量等参数,将储层的电性特征换算成含油性,分析在具不同特征的储层中水驱特征。结果表明:平行水平井网在具不同夹层类型模型水驱油过程中,注入水在重力和不渗透夹层的遮挡作用下使得注入水在储层下部注采跟部区域突进更快、见水更早、波及范围小、总体采出程度低,在模型上部夹层之上区域剩余油饱和度高。对于具不渗透夹层的储层类型可以通过在夹层上方加密井网来提高采收率。对于具半渗透夹层的储层类型的储层剩余油的挖潜重点在夹层下部未受注采井控制的区域。