静电聚结效果在线评价实验

研究在线测量连续流动聚结实验系统,实现油包水乳状液微观形貌的在线观察和采集,并利用该系统研究电场参数和流动参数等对油包水乳状液中水滴聚结特性的影响规律。结果表明:高强电场在低流量下具有显著作用,随着流量增加其作用减弱但在高流量下依然使液滴粒径明显增大;不同波形下,低频范围内最优频率为30 Hz,但是超过50 Hz后随频率增加液滴聚结效果提高;不同波形下,液滴粒径随电场强度增加而增加,但最优电场强度不同;直流脉冲和正弦交流波形的最优场强约为200 k V·m^(-1),而交流脉冲和方波的最优场强要高于该值;不同波形下聚结效果不同,相同电场频率和电场强度下直流脉冲电场中聚结效果最优,正弦交流、交流脉冲和方波电场中聚结效果稍差。

基于控制规划的边界层滑模控制

提出了一种基于控制规划的边界层滑模控制方法。在对传统边界层方法分析的基础上,通过对切换控制作用的规划设计,一个固定的边界层厚度将自动产生,在边界层内切换控制作用按照规划好的控制作用来进行调整,保证了系统可以充分利用已有的设计带宽,提高了系统的跟踪精度。针对一个二阶非线性系统进行了仿真研究,结果表明本文给出的设计方法是有效的。

郑庄区块高阶煤层气低效产能区耦合盘活技术

高阶煤层气井低产低效区的普遍存在,已成为制约我国煤层气产业发展的主要瓶颈之一。沁水盆地郑庄区块有2/3的矿井属于低效井,区块整体经济效益差,以郑庄区块为例,剖析造成高阶煤煤层气低效开发问题的影响因素,提出了低效区盘活技术策略和模型。建立了井网部署方式、储层改造适应性技术、高效排采管控方式3个方面的优化技术,形成了适用于高阶煤储层煤层气井增产的技术系列:一是基于开发动态分析和数值模拟的开发井型井网优化技术和水平井耦合降压盘活直井技术;二是基于煤储层特征及煤层气开发机理分析的高阶煤储层疏导式储层改造技术;三是基于煤储层气-水赋存机理和微裂隙气-水流动机理的高效排采管控技术。在此基础上,提出了郑庄区块低效产能带耦合盘活的工艺技术思路:以资源有效动用为核心,通过调整井网井型,采取疏导式储层改造技术和高效排采管控模式,实现低效区带整体协同降压,新井高效开发,老井稳定增产,达到区块整体盘活的效果。建立了低效区整体盘活工艺技术模型,并在郑庄区块进行了现场试验。为期3 a的现场试验取得了显著的开发效果:44口直井平均单井日产气量2 400 m 3 ,是周围老井峰值产气量的3.6倍;22口水平井盘活试验井产量是调整前水平井的4.2倍,耦合降压使得周围低产直井平均单井日产气量提高了435 m 3 ,试验区采气速度由调整前的1.8%提高为目前的7.6%,提高了区域煤层气储量动用程度和采气速度,使区块开发经济效益转亏为盈。该项技术的研发成功,为国内类似地质条件煤层气低效区盘活提供了示范和借鉴。

西柳站高含水油井常温集输温度界限试验研究

高含水期油井集油的加热能耗会迅速上升,而常温集输可以有效降低集油能耗。高含水原油可在原油凝点以下进行常温集输,但集输温度低于其粘壁温度时,会发生原油在壁面粘附积聚的情况,影响油田实际生产运行,因此粘壁温度可作为常温集输的温度界限,用于衡量高含水油井常温集输是否可行。通过大量的油田现场试验,利用可视化的试验管路系统,通过停用三管伴热降低油水进站温度的方法,研究了华北油田西柳站油水两相流的管输流动状态以及常温集输的温度界限,得到了集油进站温度与管线压降之间的关系,并发现粘壁温度下压降突增的现象,从而得到了各试验油井的常温集输温度界限。实际生产条件下测得的温度界限均低于原油凝点1~3℃,且油井产液量越大,含水率越高,粘壁温度越低,实现常温集输的温度界限越低。

郑庄区块地应力场分布规律及其对煤层气开发的影响

为了研究地应力对郑庄区块煤层气开发的影响,基于该区煤储层的试井资料,并结合构造、储层等资料,采用地质统计等方法,探讨了郑庄区块地应力场的分布规律,并分析了地应力场的变化对煤储层压裂效果的影响及对开发的影响作用。结果表明郑庄区块从西南向东北方向,随着地应力场的变化,压裂效果逐渐变差,难以造长缝,泄气范围小,产气能力下降。

原油含水含气分析仪的研究与应用

原油含水含气分析仪是利用介质对某一低能γ射线的吸收而引起强度的变化 ,与介质的质量吸收系数和密度有关外 ,还与组成介质的成份和各种成份所占的比例有关。通过测量γ射线穿过被测介质前后强度的变化获取有关信息 ,经过分析与计算 ,得到组成介质的各种组份的含量。再输入流量计信号 ,实现原油在线连续自动测量。这种仪表是核机电一体化的高科技产品 ,保证了较高的测量精度 ,避免了人工计量工作量大、计量误差大的现象 ,实现了分队计量 。

岔河集油田注聚调驱返排液破乳剂配方研制

近年华北油田岔河集油田实施注聚合物提高油田产量,虽然取得了一定的效果,但是由于这些聚合物药剂的加入,不仅增加了采出原油乳状液的油水分离的困难程度,而且分离后的污水水质差。为此,本文以岔河集油田典型注聚调驱原油乳状液为研究对象,研制了一种针对岔河集油田注聚调驱乳状液脱水配方体系。当破乳剂TEH-61、聚醚有机阳离子X-1#组合比为3∶1且总加药量为120mg/L、沉降时间为90min、实验温度为45℃时,脱水率为88.2%。

火驱采油地面工艺技术研究

火驱是一种重要的热菜方法。它通过注气井项地层连续注入空气并点燃油层,实现层内燃烧,从而将地层原油从注气井推向生产井。火驱采油以其采出液、气成分复杂,腐蚀性强为地面系统提出了新的挑战。

华北油田小断块采出水处理技术探讨

针对目前华北油田小断块由于水多油少、运距远带来的高额的拉运成本,及由于产出水全部拉运至联合站,油田开发注水需求只能选择清水资源,增加了水资源税的成本压力,这些严重影响了小断块油田开发的经济效益评价。论述了目前小断块开发所面临的问题,针对这些问题,从改变工艺流程,完善采出水处理工艺,达到就地分水,就地处理,就地回注的目的,提高小断块油田的开发经济效益评价。

高含水期高凝高黏原油低温集输特性

随着中国大多数油田已进入高含水期,原油流动特性发生了较大变化,传统的双管掺热水工艺流程能耗较高,为降低集输能耗,优化工艺流程,急需对管道低温集输特性开展研究。在华北油田某区块搭建了可视化试验管道,开展长期的低温集输试验,持续研究低温集输过程中高含水原油管输井口压力的变化规律和流型变化趋势。结果表明:不可低温集输油井的井口压力迅速上升至安全阈值,可低温集输油井井口压力变化分为4个阶段,长期监测发现井口压力会出现规律性波动;低温集输特性受油品物性、产液量、含水率及环境温度等因素的综合影响。试验观测到管道起点段流型为油气水分层波浪流,终点段油水流型随着集油温度降低由无胶凝淤积的分层流转变为有胶凝淤积的分层波浪流。研究结果能够指导现场安全生产及低温集输特性的深入研究。

高含水期原油低温集输黏壁特性实验

高含水期油井可在原油凝点以下进行低温集输,但当集输温度低于其黏壁温度时,会发生原油在壁面黏附积聚的情况,影响油田实际生产运行。基于大量的油田现场实验,利用可视化实验装置,通过停三管伴热降低油水进站温度的方法,分析华北油田高阳区块油水两相流在不同进站温度下的管输流动特性,得到了进站温度与压降间的关系,并发现黏壁温度下压降突增的现象,从而得到油田现场测定高含水期油井原油黏壁温度的方法,并测得高阳区块3口典型油井的黏壁温度,其实际生产条件下的黏壁温度均低于原油凝点3~4℃,且油井液量越大,含水率越高,黏壁温度越低。提出的黏壁温度测试方法,对华北油田高含水期油井实现低温集输具有指导意义。