摘要：气体钻井以其保护油气层、提高钻速等方面的巨大优势而得到广泛应用,但是气体钻井井斜问题一直没有得到很好地解决,制约着气体钻井的发展。国内外对气体钻井井斜机理及控制方面研究较少,还没有形成系统的理论和技术。根据大庆油田气体钻井实例现从地质因素、井径扩大、钻井参数、井斜角、钻井循环介质等方面分析了气体钻井井斜的原因,基于分析结果并与大庆现场钻井实例相结合,初步给出了气体钻井井控措施,为气体钻井设计和施工提供一定的基础。

摘要：不加热集输是油田高含水开发期经常采用的一种能耗较低的工艺流程。为了提高油田开发建设的经济效益,以管线管径、保温层厚度和管顶埋深为设计变量,管网建设投资、动力能耗和热力能耗最小为目标研究建立了不加热埋地集输油管道多目标参数优化设计的数学模型。该模型属于混合变量的非线性优化设计问题。根据模型的结构特点,采用线性加权法将多目标优化问题转化为单目标优化问题,然后采用序列二次规划法进行求解。对某区块集输管网进行了优化设计。与优化前相比,管网投资降低5.64%,热力能耗降低39.55%,动力能耗增加37.01%。

摘要：在传统渗流试井模型中,根据弱可压缩流体的假设,非线性偏微分方程中忽略了二次梯度项,但在试井时间较长时忽略掉二次梯度项将产生一定的误差。低渗透油藏一个显著的特点就是流体的流动边界随着时间不断向外扩展。为了更好地研究低渗透变形介质油藏中流体的流动问题,综合考虑低渗透油藏启动压力梯度、动边界、二次梯度项的影响,建立了低渗透变形介质油藏渗流数学模型,并采用全隐式有限差分方法获得了有界地层定产量生产时模型的数值解,分别讨论了启动压力梯度、介质变形及动边界对压力动态曲线的影响,还分析了二次梯度项对压力数值解差异的影响。

摘要：基于室内环道模拟试验装置,开展了高含水原油低温混输试验。利用差压方法研究了不同流型时的管壁沉积物沉积速率,并借助于室内试验与油田矿场生产实际相结合的方法,以流动介质的极限流通管径为基准,建立了相应集输管路热洗周期的确定方法。应用实例表明,该方法对于高含水期低温集输管路具有较好的适用性,有益于指导新形势下油田地面工程生产能耗的有效控制。

摘要：井底压力控制是气体欠平衡钻井技术的核心,该文在Guo模型的基础上,采用微分迭代的方法求解井底压力。考虑气体注入速率、井口回压、井深、机械钻速和井径扩大率对井底压力的影响,并利用编制的计算程序进行模拟。模拟结果表明,随着气体注入速率、井口回压、井深、机械钻速的增大,环空井底压力逐渐升高;随着井径扩大率的增大,环空井底压力逐渐降低。计算为气体钻井设计和井控理论研究提供了一定的依据。

摘要：为满足大庆深层气井压裂完井一体化工艺技术要求,压裂完井一体化用封隔器胶筒需满足耐温150℃、承压70 MPa,长期密封油套环空要求。优选“全氟醚+纳米材料”橡胶材质,应用Yeoh模型表征封隔器胶筒大应变本构特征,采用室内实验建立胶筒试件拉伸应力应变曲线,并求解封隔器胶筒材料参数。通过建立封隔器胶筒、隔环、保护伞、套管有限元计算模型,分析封隔器坐封工况下各胶筒受力变形,优化胶筒边部保护结构,即最优倒角30°。根据坐封计算结果,获得了胶筒坐封载荷与接触总应力关系曲线、坐封载荷与压缩距关系曲线,为封隔器胶筒结构设计提供依据。现场应用表明,封隔器胶筒能达到耐温154℃、承高压79 MPa、有效密封油套环空4年以上的技术指标。封隔器胶筒成功应用,提高了压裂完井一体化工艺可靠性,节约了作业成本。

摘要：阶梯水平井轨迹优化以设计井深或者摩阻为目标函数,这些都是基于纯技术层面上的,对经济和钻井安全考虑较少。根据其特点,提出了阶梯水平井井眼轨迹的最优化设计方法,以安全、有用和费用最低为井眼轨迹的设计原则,根据阶梯水平井井眼轨迹的设计原理,应用数学优化理论,建立了追求费用最低的最优井身轨迹的目标函数,这是一个非线性有约束的目标函数,利用外罚函数法可以对其求解,进而求得最优井身轨迹。现场试验表明,提出的阶梯水平井井眼轨迹最优化设计方法是正确的、可靠的,可以满足现场要求。

摘要：对油田在用加热炉进行节能监测,是石油企业提高设备能源利用率的一项基础工作。针对目前监测方法将所有评价指标视为同等权重,而且所得评价结果仅限于定性的情况,将灰色关联分析引入加热炉运行的综合评价。采用熵权法确定各评价指标的权重,建立了加热炉节能运行综合评价的数学模型。对某油田实际运行加热炉进行综合评价的应用实例研究,得出各项评价指标作用权重大小依次为炉体外表面温度、排烟温度、空气系数及热效率;基于关联度大小得到的用能情况排序,为企业的节能管理工作提供了更具可操作性的依据。

摘要：在陆上油田普遍进入高含水阶段的背景下,主力油层由一类油层逐渐过渡到二、三类油层势在必行。如何在现有技术的基础上,对二三结合模式下的水驱与化学驱合理配产配注成为二三结合优化技术的重点。结合北一区断东的实际物性参数,分别针对二三结合模式下的水驱与化学驱进行正交方案设计,并对单井日配产配注量进行数值模拟和多元回归分析,确定了二、三类油层单井各层段的合理注水量公式;采用井组注采平衡和地层系数劈分的配产方法,计算出单井各层段产液量。模拟结果表明,水驱经过配产配注后采收率较实际方案高出2.52%;化学驱配产配注结果与沿用现阶段水驱注采参数进行化学驱开发的效果相比,采收率高出3.54%。

摘要：应用数值模拟软件CMG,参照上倾区域的特点建立一个典型地质模型,利用等渗流阻力法对位于上倾尖灭区的油井P1进行了压裂处理,通过对比压裂前后压裂井及整个井组的开发效果,确定压裂技术在解决上倾尖灭区供液不足方面具有显著效果。在此基础上,对裂缝与主流线之间的角度及裂缝半长进行了优化,发现裂缝与主流线垂直,裂缝半长为85m时,压裂开发效果最佳。