低渗透油藏地层压力保持水平对油水渗流特征的影响

油水渗流规律的研究是低渗透油藏水驱开发的关键。相对渗透率曲线能直观反映油水渗流特征,其影响因素研究主要涉及岩石固有性质(润湿性、孔隙结构)、流动介质(油水粘度比)、动力条件(驱替压力梯度及速度)等方面,极少见到地层压力对相对渗透率曲线影响的研究。通过室内流动实验,模拟低渗透油藏地层压力下降过程,建立了不同地层压力保持水平下的相对渗透率曲线,分析了地层压力保持水平对油水渗流特征的影响规律。结果表明,地层压力保持水平下降,孔隙结构非均质性增强,油相相对渗透率下降,水相相对渗透率上升,等渗点左移,油水两相区变窄,残余油饱和度增加,即低渗透油藏渗流规律也存在着应力敏感性特征。分析认为,储层岩石弹性或塑性变形是低渗透油藏油水渗流特征应力敏感性的根本原因,因而提出了储层岩石初始渗透率越低,越应尽早注水保持地层压力开发的低渗透油藏效益开发理念。

满足水驱规律的合理地层压力保持水平

为了评价油藏不同开发阶段地层压力保持水平的合理性,依据物质平衡原理,结合油藏的综合水驱规律,建立了能够描述不同注采比、不同地质储量采出程度条件下的地层压力保持水平数学模型。并以鄂尔多斯盆地某砂岩油藏为实例,对模型进行了简化。分析结果表明:依据累积注采比大于1.0或小于1.0且变化趋势不同时,油藏的合理地层压力保持水平呈现不同的变化规律;当累积注采比小于1.0且递增时,地层压力保持水平有极小值;当累积注采比大于1.0且递减时,地层压力保持水平有极大值。

长8油藏超前注水压力保持水平研究

超前注水是指注水井在采油井投产前投注,油井投产时其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度,地层压力高于原始地层压力,并建立起有效驱替系统的一种注采方式,它正是针对特低渗透油层具有启动压力梯度及油层具有弹一塑性形变等特点,根据非达西流提出的改善这类储层开发效果的一项技术。现场实践证明,超前注水对于低渗透及特低渗透油藏更具有指导意义。针对长8油藏,应用油藏数值模拟技术,分析了不同超前注水量条件下的开发指标,使地层压力分别提高到原始地层压力的1.05倍、1.10倍、1.15倍、1.20倍,并与未实施超前注水利用天然能量开采方式下的开发指标进行了对比,结果表明,当注水量为1.03%PV时,地层压力保持水平为原始地层压力的1.10倍,长8油藏开发效果最佳。将为提高特低渗透油藏注水采油效果、制定油藏合理的超前注水开发政策提供理论依据和技术支撑,对提高长庆特低渗透油田油井产量,保证特低渗透油田开发效益最大化具有较好的指导意义。

合理注采井数比与合理压力保持水平的确定

遵循最大产液量目标及注采平衡的原则,在确定合理井网密度的基础上,根据油井产液指数、生产井最小井底流压、水井吸水指数、注水井最大井底流压,建立了同时确定合理注采井数比、合理压力保持水平、合理生产压差、合理注水压差、最大产液量、油井合理产液量和水井合理注水量的数学模型.应用实例表明模型实用、可靠.

宝北Ⅲ_2低渗透油藏合理压力保持水平研究

宝浪油田宝北区块Ⅲ2层系油层孔隙度12.8％，空气渗透率16.8×10-3μm2，地层原油饱和压力19．92MPa，地饱压差仅4．74MPa，气油比250m3／t，原油收缩率38．38％．开发过程中,地层压力保持水平合理与否直接关系到开发的成败．本文通过注来节点分析、油井脱气半径计算，认为：地层压力保持在90％时，在满足注采平衡的条件下，采油井井底流压18MPa，井口油压3．65MPa，注水井井底流压46．66MPa，井口注入压力241.6MPa，注采关系比较协调；油井脱气半径仅1．7m，油井产量不会因此而明显下降．因此，确定Ⅲ2层系合理压力保持水平为原始地层压力的90％。

温五区自喷流压下限地层压力保持研究

利用前苏联克雷诺夫的油气垂直管流中的上升理论公式计算了温五区块不同气油比下不同含水阶段自喷流压下限。研究表明地层压力应保持在饱和压力以上,防止由于地层压力低于饱和压力造成地层原油粘度急剧增加,防止油层中脱气形成油气水三相渗流导致油相渗透率降低、渗流阻力增大;地层压力保持越高,油相流动能力越强,采油指数值越大,采油井生产能力越强。结合渗流阻力分析所得结论、采液和采油指数变化规律、生产压差等对脱气半径的影响,以及,确定了保证温五区块不同气油比、不同含水阶段保持采油井自喷产液量达到10m3/d所需的地层压力,为温五区油藏的开发提供了良好的理论基础,对于油藏性质相近的油藏的开发工作也具有一定的借鉴意义。

埕岛油田馆陶组油藏压力保持水平研究

埕岛油田主力层系馆陶组油藏已进入中含水期,液量较低且提液困难成为影响油田稳产的最主要因素。油藏工程和数值模拟分析研究表明,地层压力保持水平低是影响提液的最主要因素,且馆陶组合理地层压力保持水平11.5MPa,合理恢复注采比1.1,随后进行的矿场试验验证了研究结果的正确性,对改善馆陶组油藏注水开发效果具有重要的指导意义。

朝阳沟油田合理油层压力保持水平研究

利用朝阳沟油田的地质、开发资料，对朝阳沟油田构造轴部各主力区块在注水开发中的合理油层压力保持水平进行了综合研究，给出了解决这类问题的方法。

一种氨燃料舱及其压力保持系统的原理设计

为对船舶氨燃料舱及其内部压力保持系统进行设计,通过计算船舶消耗总热值确定氨燃料舱容积,通过计算液氨对应温度下的蒸气压确定燃料舱工作压力及各设备工作压力,通过液氨蒸发气体流量确定气体回收装置、再液化装置和压力释放阀的容量,最终完成氨燃料舱及其压力保持系统的原理设计。

低渗透油藏反九点井网超前注水地层压力保持水平研究

超前注水作为一种低渗透油藏的有效开发方式已被广泛认可,超前注水结束后,地层合理压力水平的确定是保证油田产量的关键,目前还没有理论公式作为支撑。本次研究通过理论公式推导了反九点井网,超前注水开发方式下的合理地层压力保持水平,该公式考虑了低渗透油藏启动压力梯度及介质变形现象,计算得出了不同压力系数、不同油藏深度条件下,超前注水合理的地层压力保持水平。通过已开发的超前注水示范区生产动态可以看出,该公式计算得出的地层压力保持水平具有较强的实际应用价值。分析该理论可知,对于压力系数小于1.0的油藏,为达到油藏平衡压力,可采用超前注水的开发方式,从而提高地层压力,改善低渗透油藏开发效果。

室内研究地层压力保持水平对低渗透油藏渗透率的影响

通过室内流动实验模拟地层压力的升降过程,基于原始地层压力下的油藏渗透率,研究了不同地层压力保持水平下渗透率的保留程度。认识到渗透率越低,地层压力下降对岩石的伤害程度越大;相同地层压力保持水平下,地层压力初次回升时机越早,地层压力升降次数越多,岩石受伤害程度越小。

充气压力保持率对轮胎老化和耐久性能的影响

研究气密层胶中BIIR用量对气密层胶性能和轮胎充气压力保持率的影响,及充气压力保持率与轮胎老化和耐久性能的关系。结果表明,随着BIIR用量的增大,气密层胶的空气和湿气渗透性明显降低,强伸性能变化不大,轮胎充气压力保持率提高;充气压力保持率与轮胎的耐久性能,胎肩垫胶和带束层胶的粘合强度、固定氧质量和模量变化率及热空气老化和低气压试验后胎面总裂纹面积的相关性显著;充气压力保持率最大的轮胎,其部件能够得到最好的保护,不易出现老化变硬现象,带束层边缘不易出现破坏,耐久性能最好。

锅炉热蒸汽压力保持法保养的实施

热力设备的维护在当下已经成为亟待解决的问题,其腐蚀问题直接关系到机器运行的安全性以及设备的寿命。不论是在设备的运行阶段还是停用阶段,都必须对设备的维护和保养予以重视。本文主要探讨了就余热锅炉的腐蚀问题列出了几种保养方法,并且对热蒸气压力保持法进行了详细阐述,以期对余热锅炉的保养问题作出一定的建设性意见。

安全防护系统——带有压力保持、溢流和减压功能的恒压阀

流程设备的运行必须向钟表一样准确。其中，可靠性和准确性在流程工艺技术中具有重要的决定性作用。而这种可靠性和准确性又与流程设备所使用的元器件有关。因此，作为向流程设备提供高性能元器件的ASV Stubbe公司一直在不断地研发设计和生产新型的压力调节阀，以满足用户的需求。他们研发成功的新型压力阀DHV718在ACHEMA展会期间向公众展示。

费森尤斯血透机使用过程中压力故障分析与排除

本文描述了费森尤斯血透机使用过程中常见的与压力相关的故障现象,详细介绍了分析排除故障的过程。

安塞油田侯市北区长6油藏地层能量保持与利用状况研究

油田注水是维持地层能量,提高油田最终采收率的重要手段,对于注水开发的裂缝性低渗透油藏,注入水一部分用于驱动储层流体,另一部分则进入裂缝系统,起到充填裂缝、储存能量的作用。本文通过物质平衡方程推导,对侯市北区长6油藏能量保持及利用状况进行了定量研究,计算得到了有效注水率,为制定该区合理注采比提供了依据,研究方法对同类型油藏合理开发技术政策的确定具有借鉴意义。

普通稠油油藏注水开发合理压力水平研究

合理压力水平是指既能满足油田提高排液量的地层能量的需要，又不会造成原油储量损失、降低开发效果的压力水平，本文运用注采平衡原理，将油藏驱替能量与注采工艺技术结合起来，通过研究不同条件下注采压力系统的合理组合，确定油藏在不同条件下的合理压力水平。

燃油压力调节器的结构原理与检修

1、燃油压力调节器的功用 燃油压力调节器（Fuel Pressure Regulator,简称FPR）是安装在燃油泵和喷油器之间，确保喷油压力符合要求的压力调节装置。由此可见，其主要功用是确保MEFI供油压力保持在规定的范围内，亦即低压型为0．25～0．30Mpa，高压型为3．0～4．0Mpa。