适宜高渗窜流通道的新型桥接颗粒调驱体系及封堵机理研究

为改善传统颗粒型堵剂的不足,研究了一种由刚性内核及黏性覆膜组成的新型桥接颗粒的耐温耐盐性能、封堵性能和封堵机理。结果表明,桥接颗粒平均粒径为117.23μm,耐温耐盐性能较好,在150℃、矿化度为35g/L的条件下可稳定黏接;在注入速度1.0 m L/min、颗粒注入量0.05 PV、颗粒质量分数5.0%和胍胶悬浮剂质量分数0.2%的条件下,桥接颗粒的封堵效果最佳,高渗砂管模型水驱压力梯度由封堵前的约3 k Pa/m增至41.82~141.70 k Pa/m,渗透率由封堵前的9~12μm2降至0.24μm2左右,有效封堵率大于97%。微观可视化实验结果表明,桥接颗粒调驱体系具有填充封堵、架桥-黏接封堵的功能。颗粒粒径大于孔喉直径时,颗粒发挥填充封堵功能;颗粒粒径为孔喉直径的1/3~2/3时,颗粒发挥架桥-黏接封堵功能。该桥接颗粒可用于水驱油田开发中后期高渗窜流通道的封堵。

基于LabVIEW的潜油电泵软启动与保护系统设计

提出基于Lab VIEW平台的潜油电泵软启动与保护系统,利用NI公司的Singleboard-Rio9606和NI9683对软启动过程中的电压及电流等参量的变化进行实时采集,将检测结果通过串口RS-232上传到液晶屏上显示出来,通过液晶屏设定系统保护阈值,当系统发生过压、欠压、过流及断相等故障时,立即停机并将故障原因显示在液晶屏上。实验表明:基于Lab VIEW的潜油电泵软启动与保护系统能实现电泵电压从零无极软启动和实时保护,达到预期的设计效果。

自组装颗粒调驱体系渗透率适应性评价及调驱机理研究

水驱油田开发中后期,通常会形成高渗窜流通道,具有水驱效率低的特点,颗粒调驱能够在一定程度上封堵高渗窜流通道,改善水驱效果。为此,对一种新型自组装颗粒调驱技术及其渗透率适应性进行了室内实验研究。封堵实验表明,对于渗透率为9 000~12 000 m D的砂管模型,自组装颗粒调驱体系封堵后渗透率降至250 m D左右,水驱压力梯度为123.1~138.1 k Pa/m,具有较好的封堵效果。驱油实验表明,自组装颗粒调驱体系能够大幅度提高非均质砂管模型的采出程度,但仅适用于渗透率级差在20(20 000 m D/1 000 m D)以内的砂管模型,在水驱的基础上,高渗砂管模型的采出程度可提高32.44%~48.93%,低渗砂管的采出程度可提高11.58%~48.80%。微观可视化机理分析实验表明,自组装颗粒调驱体系具有填充封堵、架桥封堵、黏接封堵的功能。该研究可为自组装颗粒调驱技术提供数据及理论基础。

基于AVR单片机的空气净化器控制系统

以AVR单片机为控制器,设计室内空气净化器控制系统,详述了硬件和软件部分的设计。

适用于渤海绥中油田含聚污水的高效清水剂

渤海绥中油田三次采油污水中含有阴离子聚合物,存在空间位阻效应,传统聚醚嵌段型清水剂具有清水速度慢、药剂用量大、大量黏稠絮凝物黏附于管道壁面及转弯处造成装置堵塞等缺点。以环氧氯丙烷、有机胺为起始剂,乙二胺为交联剂,制得一种高效的季铵盐型小分子阳离子清水剂H1,优化了合成条件,对比了H1与现场应用的清水剂(BHQ-04和BN-5)的清水效果。结果表明,环氧氯丙烷、有机胺、乙二胺投料摩尔比为1.2∶1∶0.3时,在75℃下反应5数6 h制得的清水剂清水效果最佳;与现场用清水剂相比,H1油水分离速度快、油水分离后的上层絮状体松散且可自由流动,有效清水浓度为175 mg/L,远低于BHQ-04的400 mg/L和BN-5的300 mg/L。H1清水剂有效解决了渤海绥中油田区块含聚污水处理过程中的黏性油泥问题。

自组装颗粒调驱体系注入方式优选实验研究

针对渤海油田储层渗透率高、水驱窜流严重的问题,采用新型自组装颗粒调驱体系,进行室内封堵以及驱油实验研究,并对颗粒注入方式进行对比。静态实验表明,自组装颗粒具有良好的耐温耐盐性能,耐温100℃,耐盐35 000mg/L;封堵实验表明,对于渗透率为10 000×10-3μm2左右的砂管模型,采用胍胶或聚合物溶液悬浮颗粒封堵后,砂管渗透率降至3 000×10-3μm2左右,砂管有效封堵率达70%;驱油实验表明,对于渗透率为20 000×10-3μm2和4 000×10-3μm2的并联砂管模型,在水驱采出程度为27.34%~28.17%的基础上,注入0.4PV自组装颗粒调驱体系,其采出程度可提高28.57%~38.76%,最终达55.91%~66.80%,且采用胍胶或聚合物悬浮颗粒的注入方式效果较好。实验揭示了自组装颗粒的封堵机理主要是填充封堵、架桥封堵、黏接封堵。

水平井动用不均治理技术研究与应用

实现水平井均匀动用是提高水平井开发效果、发挥水平井开发优势的基础。针对水平井笼统注汽导致水平段动用不均、动用程度低的问题,开展了水平井分选注技术的研究,理论分析表明,分选注技术可以实现长水平段蒸汽的合理分配,最大限度的均衡水平段动用程度;针对水平井注汽时存在的汽窜问题,开展了调堵技术的研究,室内实验表明,60℃时调堵体系对高渗透岩心的有效封堵率达95%以上。目前,杜84兴隆台西超稠油区块共有效开展水平井分选注及调堵措施99井次,累计增油1.71×104t,平均单井次增油173t,增油效果显著;对比措施前后有效井温数据,水平段平均温度从97℃上升到115℃,说明水平段整体动用程度有所提高,水平段温度离散系数由0.29下降到0.22,说明水平段动用程度趋于均匀化。

自组装颗粒调驱体系驱油实验研究

海上油田注水开发中后期通常会形成高渗窜流通道,具有水驱效率低、水窜严重等特点,为此,本文借助室内实验,对一种新型自组装颗粒调驱技术进行了研究,所用自组装颗粒由刚性内核及粘性覆膜组成,其平均粒径为117.226μm。静态实验表明,自组装颗粒具有耐温100℃,耐盐35 000 mg/L的特性。驱油实验表明,对于渗透率级差为5(20 000/4 000×10^(-3)μm^2)的非均质砂管模型,在适宜的注入条件下,自组装颗粒的注入量为0.02 PV时,采出程度提高幅度为52.93%,提高采收率效果明显。该研究可为高渗油藏自组装颗粒调驱技术提供数据及理论基础。

自组装颗粒调驱体系优选及驱油试验研究

针对渤海油田储层条件,设计合成了一种用于调驱的新型自组装颗粒。通过颗粒粒径测试试验、耐温耐盐性能试验、封堵性能试验以及驱油试验,对颗粒的性能进行了试验研究。静态试验结果表明:自组装颗粒具有良好的耐温耐盐性能,其耐温范围65~100℃,耐盐范围10~35 g/L,适用于海上油藏的储层条件。封堵试验结果表明:对于渗透率介于10~15μm^2的砂管模型,自组装颗粒封堵后,水驱压力梯度达17.04~141.71 kPa/m,砂管渗透率降至(240~1 993)×10^(-3)μm^2,砂管有效封堵率在86.83%以上,具有较好的封堵效果。驱油试验结果表明:对于渗透率在10μm^2左右的砂管模型,在水驱采收率为27.71%的基础上,注入0.05 PV自组装颗粒调驱体系,其采收率可提高36.05百分点,其最终采收率可达63.26%。该研究可为自组装颗粒调驱技术提供数据及理论基础。