检索结果-内蒙古大学图书馆

石油与天然气化工 2023年第6期52卷 66-73页

作者：孙华忠李忠慧熊青山唐川富王晓燕李玉波油气钻采工程湖北省重点实验室(长江大学) 长江大学石油工程学院油气钻完井技术国家工程研究中心

目的在不同类型的分解促进剂作用下多级降压开采天然气水合物,研究水合物分解的力学性质对储层稳定性的影响。方法采用不同有效围压、不同分解促进剂及其不同含量、焖井时间等多因素,通过多级降压分解,水合物沉积物储层岩石力学稳定... 详细信息

目的在不同类型的分解促进剂作用下多级降压开采天然气水合物,研究水合物分解的力学性质对储层稳定性的影响。方法采用不同有效围压、不同分解促进剂及其不同含量、焖井时间等多因素,通过多级降压分解,水合物沉积物储层岩石力学稳定性性能影响效果评价和规律分析。结果随着降压分解,水合物饱和度降低,抗剪强度和弹性模量逐渐降低,甲烷水合物沉积物呈脆性破坏。结论分解剂含量越大,对水合物的力学影响越大;注入含量越大,焖井时间越长,水合物强度越低,分解剂对水合物强度减弱的效果越明显;醇类分解剂(乙二醇)比盐类分解剂(CaCl_(2))开采水合物更容易减弱水合物试样的强度,降低储层稳定性。

关键词：水合物分解抗剪强度分解剂应力-应变关系一体化试验设备

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基于矿物组分的岩石抗钻特性评价及应用

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钻采工艺 2023年第6期46卷 177-183页

作者：李玉波李忠慧胡棚杰孙文铁朱旋华刘剑油气钻采工程湖北省重点实验室·长江大学长江大学石油工程学院油气钻完井技术国家工程研究中心

PL区块沧浪铺组地层岩石非均质性强,钻井提速困难,严重制约了油气勘探开发进度。因此,精确评价地层岩石的抗钻特性对优选钻头、提高钻井时效具有重要意义。本文采用BP-ANN模型建立了基于矿物组分含量的地层抗钻参数预测模型,首先基于实... 详细信息

PL区块沧浪铺组地层岩石非均质性强,钻井提速困难,严重制约了油气勘探开发进度。因此,精确评价地层岩石的抗钻特性对优选钻头、提高钻井时效具有重要意义。本文采用BP-ANN模型建立了基于矿物组分含量的地层抗钻参数预测模型,首先基于实验数据进行皮尔逊相关性分析,筛选模型输入变量;其次利用Leave-One-Out-Cross-Validation(LOOCV)数据集划分方法,以均方误差(MSE)、决定系数(R 2)和批次(Epochs)三种指标对BP-ANN模型进行训练并评估其性能;最后使用训练后的BP-ANN模型对该区域沧浪铺组地层岩石进行抗钻特性评价,在已有钻头的基础上,依据岩石抗钻参数优化钻头设计并应用于现场。研究表明:①训练后的BP-ANN模型可以准确预测PL区块PT101井沧浪铺组地层岩石的抗钻参数,预测精度大于90%;②基于地层岩石抗钻特性的钻头优化方案在PT101井取得了良好的应用效果,相较于邻井同层位钻头,平均机械钻速提高约110%,单个钻头进尺超过200 m,现场提速效果明显。文章研究结果可以准确评价地层岩石的抗钻特性,为钻头选型、优化提供理论依据。

关键词：钻井提速 BP-ANN模型矿物组分沧浪铺组研磨性可钻性

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抗高温高密度可逆油基钻井液体系

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石油学报 2023年第5期44卷 841-851,861页

作者：任妍君翟玉芬路岩岩西南石油大学石油与天然气工程学院四川成都610500 油气钻完井技术国家工程研究中心四川成都610500

为满足高温深井钻井需求以及弥补油基钻井液在完井固井和环境保护方面的不足,基于非离子表面活性剂CN-2构建了CO_(2)和HAc双响应性可逆油基钻井液体系,并比较了两种纳米颗粒(OTS-KH550/SiO_(2)、CTAB/SiO_(2))对体系性能的影响。结果表... 详细信息

为满足高温深井钻井需求以及弥补油基钻井液在完井固井和环境保护方面的不足,基于非离子表面活性剂CN-2构建了CO_(2)和HAc双响应性可逆油基钻井液体系,并比较了两种纳米颗粒(OTS-KH550/SiO_(2)、CTAB/SiO_(2))对体系性能的影响。结果表明:所建体系在CO_(2)或HAc诱导下从油包水转相为水包油,该转相可由CaO或NaOH诱导回转。CN-2与OTS-KH550/SiO_(2)协同稳定的乳状液性能更佳,抗温达250℃。纳米颗粒OTS-KH550/SiO_(2)的加入不会影响钻井液体系的可逆性能,且能显著地改善体系抗高温性能,使得体系在低油水比50∶50~60∶40、高密度1.8~2.1 g/cm3及高温180~200℃条件下均具有良好的流变性能和滤失性能。含油钻屑、油基滤饼均可通过CO_(2)鼓泡或HAc溶液浸泡很容易地被清洗。通过红外光谱分析和微观观察揭示机理为:在CO_(2)或HAc诱导下,乳化剂发生盐化,亲水性增强,促使乳状液从油包水转相为水包油,从而所制油基钻井液易于被水清洗。纳米颗粒OTSKH550/SiO_(2)吸附在油水界面上并形成一层致密的颗粒膜,阻隔液滴聚并,强化了乳状液体系的抗高温稳定性。

关键词： CO_(2)响应性纳米颗粒高温高密度可逆油基钻井液清洗

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基于改性壳聚糖螯合的新型除钙技术

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石油与天然气化工 2024年第4期53卷 124-129,136页

作者：李鑫唐善法程远鹏长江大学石油工程学院油气钻采工程湖北省重点实验室油气钻完井技术国家工程研究中心

目的以长庆油田某区块钻井污水为例,解决钻井污水产量大、组分复杂和Ca^(2+)等多价离子含量高,且经常规工艺处理后污水仍难以满足压裂液回配性能要求的问题。方法基于以上难解工艺特征,提出多官能团壳聚糖改性螯合Ca^(2+)新型除钙工艺,... 详细信息

目的以长庆油田某区块钻井污水为例,解决钻井污水产量大、组分复杂和Ca^(2+)等多价离子含量高,且经常规工艺处理后污水仍难以满足压裂液回配性能要求的问题。方法基于以上难解工艺特征,提出多官能团壳聚糖改性螯合Ca^(2+)新型除钙工艺,并对其除钙效果、除钙机理、适用条件(温度、pH)、环境影响(产泥量)及回配性能进行了评价。结果以高脱乙酰度壳聚糖为原料,过硫酸钾作引发剂接枝丙烯酸,在温度为70℃,m(壳聚糖)∶m(过硫酸钾)∶m(丙烯酸)=1.0∶1.2∶25.0的条件下反应2 h可制得高水溶性多官能团SZ-1螯合剂,采用质量浓度为600 mg/L的SZ-1可将Ca^(2+)质量浓度螯合去除至500 mg/L以下;SZ-1在10~40℃、pH为6~14条件下均适用,产泥量低(0.016 g/L),回配压裂液基液黏度较优(30.9~31.2 mPa·s),满足SY/T 7627—2021《水基压裂液技术要求》的基液黏度范围要求(10~40 mPa∙s)。结论该药剂绿色清洁、性能优异、制备简单,有望为油气田高含钙钻井污水处理提供新方法。

关键词：钻井污水壳聚糖螯合剂除钙压裂液

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水合物动力学抑制剂合成及其作用机理的分子动力学模拟

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油田化学 2024年第2期41卷 265-272页

作者：马超高胜天王诚刘鑫黄晓依长江大学石油工程学院湖北武汉430100 油气钻采工程湖北省重点实验室(长江大学) 湖北武汉430100 油气钻完井技术国家工程研究中心湖北武汉430100

针对现有动力学抑制剂耐受过冷度较低、对水合物生成的诱导时间短的问题,采用N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、N-乙烯基己内酰胺(NVCL)、甲基丙烯酸二甲氨乙酯(DMAEMA)3种单体,制备了水合物动力学抑制剂P(NVP-g-NVCL-g-DMAEMA);以模拟天然气水... 详细信息

针对现有动力学抑制剂耐受过冷度较低、对水合物生成的诱导时间短的问题,采用N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、N-乙烯基己内酰胺(NVCL)、甲基丙烯酸二甲氨乙酯(DMAEMA)3种单体,制备了水合物动力学抑制剂P(NVP-g-NVCL-g-DMAEMA);以模拟天然气水合物抑制过程中的过冷度和诱导时间为指标,优化了合成条件;用红外光谱仪表征了产物结构,利用分子动力学模拟软件模拟抑制过程,揭示水合物动力学抑制剂的作用机理。结果表明,NVP、NVCL、DMAEMA单体质量比为8∶20∶1,引发剂(过硫酸铵、亚硫酸氢钠质量比为1∶1)为单体总质量的0.5%,反应温度65℃,反应时间6 h为最佳反应条件且产物为目标产物。当该条件下合成的抑制剂加量为1.0%时,常压条件下可将水合物形成的过冷度从2.6℃提高到9.6℃,诱导时间从20 min延长至945 min。该抑制剂的作用机理主要是通过分子链上五元环及七元环上的双键氧和酯基上的双键氧与水分子形成氢键吸附从而抑制水合物的生成,其次分子链上的氮原子也可以形成氢键而吸附;另外,抑制剂的空间位阻也会阻碍水合物分子的聚集进而抑制水合物的结晶。该抑制剂不仅带有可形成氢键的活性基团,增强抑制剂对水合物笼的吸附性,还存在能影响甲烷分子运动及分布状态的烷基链,进一步提高过冷度并延长诱导时间。

关键词：水合物动力学抑制剂分子动力学模拟吸附构象空间位阻

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推力可控的投球式液压随钻扩眼器

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天然气工业 2023年第12期43卷 84-90页

作者：李玮盖京明李思琪陈新勇李钧儒邹林浩东北石油大学石油工程学院油气钻完井技术国家工程研究中心中国石油渤海钻探工程有限公司工程技术研究院

随着我国油气勘探开发向地球深部进军,由深井超深井环空间隙小及大段盐膏层的存在带来的塑性地层卡钻、钻井液安全密度窗口窄等钻井工程难题对井身结构设计、钻井施工和固井质量提升带来了严峻挑战。为此,在分析国产扩眼器结构和功能局... 详细信息

随着我国油气勘探开发向地球深部进军,由深井超深井环空间隙小及大段盐膏层的存在带来的塑性地层卡钻、钻井液安全密度窗口窄等钻井工程难题对井身结构设计、钻井施工和固井质量提升带来了严峻挑战。为此,在分析国产扩眼器结构和功能局限性的基础上,通过结构设计、安全性模拟、流场分析及室内实验,研发了一种投球激活液压式可控随钻扩眼器并开展了现场试验。研究结果表明:①工具在极限钻压、极限扭矩、极限提拉工况下的安全系数分别为2.42、1.70、1.23,安全性能满足现场需求;②工具通过调节钻井液排量来控制刀翼推力,可以满足不同地层的扩眼需求;③工具在小排量时压耗变化更为明显,可通过投球后小排量憋压以判断工具在井下的工作状态;④室内及现场试验表明,工具投球后能够稳定执行刀翼展开和收回动作,试验井段目标扩眼井径241.30 mm,实际平均扩眼井径241.49 mm,相比扩眼前井径平均扩大14.53 mm,扩大率6.4%,与预定目标吻合。结论认为,可控随钻扩眼器有效缓解了地层缩颈导致的电测遇阻、挂卡等问题,为解决盐膏层缩颈、非常规套管作业提供了重要技术手段。

关键词：超压油气藏盐膏层井眼缩颈随钻扩眼器非常规套管

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储能电容充电电压对激波特性的影响分析

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真空科学与技术学报 2023年第2期43卷 96-103页

作者：周静李丹红尚海燕惠喆油气钻完井技术国家工程研究中心西安石油大学井下测控研究室西安710065

利用“液电效应”产生的等离子体冲激声源在岩石破碎、地质导向、确定位置等方向有巨大的应用价值,目前关于等离子体放电回路中充电电压与放电特性、冲激波特性的关联性仍缺乏进一步深入了解。基于水下等离子体放电实验平台,建立水下等... 详细信息

利用“液电效应”产生的等离子体冲激声源在岩石破碎、地质导向、确定位置等方向有巨大的应用价值,目前关于等离子体放电回路中充电电压与放电特性、冲激波特性的关联性仍缺乏进一步深入了解。基于水下等离子体放电实验平台,建立水下等离子体冲激声源的仿真模型,对比分析冲激声源放电典型的电压、电流及冲激波波形的实测和仿真结果,通过仿真模型研究不同充电电压下的放电特性与冲激波特性。结果表明,当充电电压从15 kV提高到25 kV时,冲激波强度峰值增大了31.9%,冲激波能量增大了53.8%,因外电路能量增加速率大于冲激波能量增加速率促使其转化效率降低了28.4%。通过改变充电电压来预测冲激波特性,对比分析不同充电电压下的冲激波强度、能量损耗及能量转化效率等,为水下冲激声源不同工程应用选取最佳的充电电压提供参考依据,也可根据充电电压对冲激波特性影响来设计水下等离子体冲激声源的充电储能部分。

关键词：冲激波特性充电电压冲激波强度能量转化效率

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小分子胺对蒙脱石水化抑制作用的分子动力学模拟

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西安石油大学学报（自然科学版） 2024年第4期39卷 34-40页

作者：马超王诚刘鑫高胜天黄晓依长江大学石油工程学院湖北武汉430100 油气钻采工程湖北省重点实验室(长江大学) 湖北武汉430100 油气钻完井技术国家工程研究中心湖北武汉430100

蒙脱石水化是导致钻井过程中井壁失稳的重要原因,小分子胺常被用做钻井液抑制剂来抑制蒙脱石的水化,但小分子胺的抑制剂作用机理基本是通过对抑制性能的评价来间接验证和分析的。为了深入揭示小分子胺的抑制剂作用机理,本文利用分子动... 详细信息

蒙脱石水化是导致钻井过程中井壁失稳的重要原因,小分子胺常被用做钻井液抑制剂来抑制蒙脱石的水化,但小分子胺的抑制剂作用机理基本是通过对抑制性能的评价来间接验证和分析的。为了深入揭示小分子胺的抑制剂作用机理,本文利用分子动力学的方法建立小分子胺-蒙脱石的分子动力学模型,通过模拟动态抑制过程,计算水分子的均方位移、抑制剂的径向分布函数、体系的能量和蒙脱石力学参数来研究小分子胺的抑制剂作用机理。结果表明:可视化的动态抑制过程显示小分子胺占据水分子原本吸附位点,分子中部的疏水基团阻止水分子在一定范围内接近蒙脱石表面;均方位移表明小分子胺的加入抑制的水分子的扩散,并且在水化后期小分子胺抑制效果更好;径向分布函数图显示,羟甲基比胺基更易与蒙脱石表面裸露的氧原子吸附,而小分子胺中的胺基降低了蒙脱石表面的负电荷密度;体系能量变化显示,在水化后期小分子胺与蒙脱石表面的相互作用更强;力学参数变化显示,在小分子胺加入后,蒙脱石的弹性模量、剪切模量、杨氏模量变大,提高了蒙脱石晶体的结构稳定性。

关键词：钻井液蒙脱石水化膨胀水化抑制剂小分子胺分子动力学模拟

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管道腐蚀深度预测的优化灰色GM(1,1)模型建立及应用

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安全与环境学报 2023年第9期23卷 3107-3114页

作者：孔祥伟刘冰史爽长江大学石油工程学院武汉430100 油气钻完井技术国家工程研究中心(长江大学) 武汉430100 国家石油天然气管网集团有限公司西气东输分公司上海200122

管道腐蚀深度是腐蚀行为研究的重要内容,准确预测管道腐蚀深度变化规律对于保障管道的安全运行意义重大。针对传统GM(1,1)模型背景值计算方法的不足,提出了一种基于二次多项式变换结合背景值优化的改进灰色模型,通过实例对比分析了改进... 详细信息

管道腐蚀深度是腐蚀行为研究的重要内容,准确预测管道腐蚀深度变化规律对于保障管道的安全运行意义重大。针对传统GM(1,1)模型背景值计算方法的不足,提出了一种基于二次多项式变换结合背景值优化的改进灰色模型,通过实例对比分析了改进模型和传统模型预测精度的差异。结果表明:当建模样本数为7时,传统模型、改进模型一(采用二次多项式变换方法所建模型)、改进模型二(采用二次多项式变换结合背景值优化方法所建模型)预测所得的平均相对误差分别为5.33%、4.00%和3.731%,因此改进模型二的预测精度高于改进模型一和传统灰色模型;当建模样本数分别为8和9时,改进模型二的预测精度仍最高,因此采用的背景值优化方法有助于提升改进模型一的预测精度;改进模型用于预测管道腐蚀深度完全可行,且所用方法具有计算简单、精度高的优点。

关键词：安全工程管道腐蚀深度二次多项式变换背景值优化改进GM(1,1)模型

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一种缓释型固体抑盐剂的研制与性能

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中国科技论文 2023年第1期18卷 50-56页

作者：陈妍马超任文东刘星雨刘鑫谷文长江大学石油工程学院武汉430100 油气钻采工程湖北省重点实验室(长江大学) 武汉430100 油气钻完井技术国家工程研究中心武汉430100

针对盐膏地层在油气生产过程中NaCl沉积所造成的油井产油量降低、作业维护费用增加和采油设备堵塞等问题,以及液体抑盐剂防盐周期短、人工成本高和加料频繁的弱点,研制出一种新型缓释型固体抑盐剂。首先筛选抑盐剂并经过优化形成复合抑... 详细信息

针对盐膏地层在油气生产过程中NaCl沉积所造成的油井产油量降低、作业维护费用增加和采油设备堵塞等问题,以及液体抑盐剂防盐周期短、人工成本高和加料频繁的弱点,研制出一种新型缓释型固体抑盐剂。首先筛选抑盐剂并经过优化形成复合抑盐剂,再以树脂、聚合物和交联剂为载体,按一定比例对复合抑盐剂进行包裹并固化,制成缓释型固体抑盐剂。结果表明:复合抑盐剂的最佳单剂质量比为m(亚铁盐)∶m(氨羧络合物)=2∶5,其平均抑盐率可达95%;经缓释浓度测定及抑盐率测定实验得出,缓释型固体抑盐剂质量配比为51.22%复合抑盐剂+19.51%树脂+12.20%聚合物Ⅰ+4.87%聚合物Ⅱ+12.20%交联剂时,缓释、抑盐效果最好,在90℃条件下可有效防盐120 d,在此期间抑盐率始终保持在85.27%~96.72%。此抑盐剂不仅具有良好的抑盐性能,而且能够有效延长防盐周期并克服液体抑盐剂加料频繁的弱点,从而满足油井长期抑盐的需要。

关键词：氯化钠结盐固体抑盐剂缓释剂清防盐

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