基于氦气注入法的致密岩孔隙度测试

常规的氦气注入法对致密岩孔隙度的测试具有一定的局限性。为了提高致密岩孔隙度的测试效果,分析了氦气注入法的工作原理,对该方法进行了参数优化并进行了实验验证。实验结果表明:优化后的氦气注入法能有效提高致密岩孔隙度的测试效果,可使油水饱和度之和最大降低18.0%。因此,经过参数优化后,氦气注入法更适合致密岩孔隙度的测试。

酸气注入泄漏扩散模拟与应急处置

针对国内某油田拟建设的国内首个酸气注入工程进行酸气回注管道泄漏扩散模拟,研究了不同泄漏口径、大气稳定度、风速条件、泄漏时间等对酸气在纵向和横向条件下的扩散距离影响,制定了应对酸气管道泄漏的紧急关断和放空燃烧措施,提出了应急处置措施,划分了泄漏应急响应区,可为首个酸气回注工程设计提供安全部署指导。

低渗灰岩油藏气水均衡驱替主控参数合理界限及开发效果评价

为制定中东低渗生屑灰岩油藏注气注水均衡驱替合理开发技术政策,设计开发因素正交试验模拟,运用组分模型数模技术,并通过二元次模型创建开发主控参数正交图版,明确气水协同注入均衡驱替的主控参数界限;在此基础上,构建基于数模预测的开发动态模糊综合评价体系,定量表征油井生产差异性,评价开发效果,指导矿场先导试验区优选。结果表明:注气注水开发主控参数对采出程度的影响由大到小排序为注气速度、注入时机、采油速度、井距、注水速度;实现油气油水前缘均衡驱替的合理采油速度为2.0%,注气速度为(34~45)×10^(4)m^(3)/d,注水速度为240~320 m^(3)/d,注采井距700 m,地层压力保持原始地层压力水平85%;指导优选开发等级区,实施注水注气矿场先导试验,取得较好试验效果。

EAST托卡马克激光吹气杂质注入系统控制系统设计及测试

开展托卡马克等离子体中杂质输运与杂质控制研究对于提升等离子体约束性能与保障装置安全有重要意义。为了在EAST(Experimental Advanced Superconducting Tokamak)托卡马克装置上开展杂质输运研究,需要发展一套用于注入示踪杂质粒子的激光吹气(Laser Blow-off,LBO)微量杂质注入系统。本文描述了一种用于EAST托卡马克装置上LBO系统的控制系统设计过程与测试结果。该系统采用了全新的自动控制流程,使得系统可以重复、定量地向EAST等离子体注入不同元素的示踪杂质粒子。该设计通过STM32单片机系统实现对聚焦透镜位移、激光器被触发时刻的准确控制,且激光光斑直径可调,以改变杂质注入量。测试结果显示,系统能快速检测到外触发信号并实现精确定时,激光光斑聚焦位置误差小于0.40 mm,达到激光吹气杂质注入实验要求。本研究对在EAST装置上开展等离子体杂质输运研究具有重要意义。

气液交替注入参数的选择

采用气液交替注入技术可以提高高含水油藏的波及效率,改善油层的动用程度,达到提高原油采收率的目的。针对氮气/起泡剂溶液交替注入方式,分别在静态和动态条件下评价了起泡剂的使用浓度、注入速度、气液比、注入方式、岩心渗透率等参数对泡沫封堵性能的影响。综合评价结果表明,气液交替注入方式好于气液同时注入方式,能够在岩心中形成性能稳定的泡沫,对岩心的封堵作用较强。

聚驱中后期气聚交替注入提高驱油效果试验

为改善聚驱效果,提高中、低渗透层的采收率,在室内,对聚驱中后期气聚交替注入技术的气液比、段塞组合、聚合物相对分子质量、聚合物溶液质量浓度及注入速度等参数进行优化,在聚驱基础上可提高采收率10%左右.现场试验表明,注聚中后期进行气聚交替注入,油井含水率大幅度下降,二次受效明显,表明该项技术是提高聚驱效果的有效方法.在气聚交替过程中,利用天然气代替聚合物,可以节省聚合物,提高经济效益.

气水交替驱CO_2注入界限研究

通过机理模型,研究了M1油藏CO2驱气水交替注入的主要技术参数,并在此基础上,结合各井组地质模型,利用正交实验设计确定了各井组最优气水交替注入方案。结果表明,气水交替注入时除了CO2注入量、注入气体浓度、CO2注入速度、注水速度、CO2段塞数、气水段塞比等因素外,焖井时间和前、后段塞比都会对开发效果产生影响,但这两个因素在此之前并没有引起人们的重视。同水驱效果相比,开采后期气水交替注入的采油量有了明显提高,而含水率却比水驱低。因此,CO2驱气水交替可以在M1油藏使用。

特低渗透油藏水驱后气水交替注入提高采收率技术研究

大庆长垣外围特低渗透油藏存在注入压力高、储层动用程度低、水驱及常规调整措施效果差、效益差等问题,严重制约了油田产量。以长垣外围N区块为例,通过室内实验,对比分析水驱、水驱后连续注气以及水驱后气水交替注入方式的驱油效果。利用数值模拟方法优化注入参数,得到N区块最优注入方案:气水交替方式,CO2注入速度8 000 m^3/d,注水速度20 m^3/d,周期3个月,气水比1:1,注入轮次9次。经预测,该方案可在水驱的基础上提高采收率13.53%。

低渗低黏油藏CO2气水交替注入主控因素分析

针对低渗低黏油藏常规注水存在注采压差大、有效驱替压力系统难以建立、产量递减快及常规注气存在气体突破时间早、波及体积小等问题,以中东X油藏为例,利用数值模拟方法对低渗低黏油藏CO2气水交替注入开发方式进行研究,分别研究储层渗透率、原油黏度、气水比、注入速度、注入周期和注入压力等因素对低渗低黏油藏采收率的影响;基于数值模拟结果,利用灰色关联分析法确定影响CO2气水交替注入采收率的主控因素。研究结果表明:储层渗透率、原油黏度、气水比和注入速度是影响低渗低黏油藏CO2气水交替注入开发效果的主控因素,其次是注入周期和注入压力。

注入气体提高砂岩储层酸化效果

针对常规酸化作业逐渐暴露出酸化效果差、有效期短、解堵范围有限等问题,充分考虑砂岩储层气井酸化效果普遍好于油井的现场经验,提出了油井酸化过程中通过注入气体以提高酸化效果的设计思路。研究过程中分析了气液交替注入酸化解堵工艺的作用机理及优势,通过室内实验进一步探索3种不同注气模式下,对未伤害及受钻完井液伤害岩心的酸化改善效果,并对比分析了注入不同气体对酸化效果的影响。研究认为,酸化过程中注入气体能明显提高被污染岩心的酸化效果,尤其采用前置气+气液交替注入的酸化模式,而对未受污染岩心注入气体改善酸化效果不明显,且总体上注CO_2气体酸化效果要好于注N_2。气液交替注入酸化工艺现场实验解堵效果显著,能够有效地提高常规酸化效果。

胃肠注入气体死亡1例

洗胃中将气体注入胃肠致死的报道甚少,本文通过对一起医疗纠纷案例的检验,报道这样一个案例.死者胡X,男性,24岁.身体健康,1995年1月12日21时40分,胡饮38度白酒约250ml后醉酒,被抬送本市医院门诊.医生见胡烦燥,脉块,诊断为酒精中毒,拟定补液、洗胃.随命护士取39～41℃清水2100ml加入洗胃机贮水桶中开机洗胃.当贮水中剩下约1600ml水时,护士开机并去护理办公室烧水,约3分钟后返回见贮水桶中无水,胡自己将胃管拔出,极度烦燥,腹胀如鼓.护士立即关机,确定插管吸出腹中清水未成功.值班医生见胡烦燥不安,腹膨隆,肌紧张,腹式呼吸消失,

气体混相驱影响因素及不同注入气特性分析

油藏注气开发作为近年来迅速发展的技术之一,其对于不宜注水的差物性油藏有着很明显的优势,能否开展注气混相驱油是需要对油藏各个方面的因素进行综合评价,实际油田上各个因素对混相驱的波及范围、最小混相压力、采收率等都有影响,通过从储层的温度、渗透率、非均质性等方面;原油的脱气程度、黏度、密度、组分等方面;不同注入气的特性这三大方面阐述了各个因素对混相驱的影响。

注二氧化碳和氮气提高煤层气采收率的经济评价及敏感性分析

应用耦合的煤层气数值模型,模拟和对比了不同注入气体和煤基质力学参数对开采方案的影响。在氮气购买价格分别为二氧化碳购买价格的1倍、2倍、3倍和4倍的情况下,最好的提高采收率方案分别为注纯氮气、75%N2+25%CO2的混合气、50%N2+50%CO2的混合气、25%N2+75%CO2的混合气,当超过4倍时,注纯二氧化碳的方案最好;结果表明注入气体的组份、气体价格和煤基质的力学参数对开发方案的可行性、收益大小和开采年限具有较大的影响。

超深巨厚油藏顶部注烃气提高采收率调控机制

以超深巨厚D油藏顶部注烃气开发为背景,针对注入气气源不稳定、甲烷物质的量分数增加的现场情况,开展细管实验和长岩心驱替实验,研究多种烃气/地层油混相能力、驱替特征及产出流体组分变化规律。根据5种不同组成注入气/地层油的混相能力实验,得到最小混相压力与注入气中甲烷物质的量分数的对数计算关系式。通过长岩心驱替实验中产出端多次取样,分析不同驱替阶段的产出流体组分变化规律。结果表明D油藏目前注入气与地层油的最低混相压力为38.9 MPa,在目前地层压力42 MPa下可以实现混相驱,且最终驱油效率达81.35%;注入烃气中甲烷物质的量分数小于92.38%时能确保D油藏实现烃气混相驱;注入气突破后产出流体中轻质组分物质的量分数增加,重质组分物质的量分数降低。

温西3块非混相驱注气参数优选室内实验研究

开展温西3块非混相驱长岩心室内实验,分析了注入气贫富、注入气段塞尺寸、注入气水比和转注气驱时机对驱油效率的影响,并优选出了该块非混相驱注气参数。该项研究对今后类似油藏的开发具有一定的借鉴作用。

CO_2非混相驱注气参数优化研究

气—水交替注入技术可控制流度及稳定驱替前缘从而大大提高宏观采收率,已广泛应用于油田生产实践。针对某低渗油藏,通过数值模拟研究,引入正交试验设计和分析方法,考虑注入次序、注入速度、气水比、注气段塞、交替周期5个影响因素,以采出程度为评价指标,进行正交试验设计。通过直观和方差分析法,得到注入参数影响程度的主次顺序,各参数的影响顺序为:注入速度>气水比>交替周期>注气段塞>注入次序,其中注入速度对CO2-水交替驱效果存在最为显著影响,注入次序影响最小;同时也优选出CO2-水交替驱注入参数的最佳组合方案。

气举采油系统注气外输压力调节技术研究与应用

简述文东油田气举系统工艺状况,分析认为遇有供气系统突发事件时,采用手动关井存在执行速度慢,且无法避免气举系统压力波动的问题;介绍了气举采油系统注气外输压力调节技术的组成、工作原理、性能参数和应用情况。

烟道气双注采油工艺研究

为改善油区断块开发效果对开发方式进行了优化 ,确定烟道气驱为最佳开采方式 .即将烟气与高压含油污水混合 ,同时从油管注入油层 ,并建成一套注入系统装置 .试验表明 :处理注入烟气这套装置用于不干扰锅炉正常燃烧条件下烟气采集 ;将温度降低 1 40～ 1 6 0℃以满足压缩机入口条件 ;利用旋流子进行离心和纤维过滤 ,将 95 %～ 98%的烟尘滤除 ;脱水之后使其露点降到 - 2 0℃以达到深度除水 ;两级压缩以达到油层要求的注气压力 1 5 MPa;加入泡沫剂或缓蚀剂等 ,以满足油层所需药量及药压 .现场生产初步验证 ,注烟气的效果介于注 CO2 气和注 N2 气之间 .在单纯蒸汽吞吐已不能产油时 ,经烟道气双注后 ,原油日产量达到 2 6 t,取得明显效果 .

渤海油田聚驱受效井液气交注复合深部解堵工艺

渤海油田注聚受效井堵塞物复杂,常规解堵工艺效果差。堵塞物组分分析表明,堵塞物以有机、无机及聚合物相互包覆的复杂形式存在,为此提出先采用有机溶剂清洗有机质,再对含聚胶团堵塞物进行分散,采用逐级剥离逐级解除的解堵思路。从溶解有机物、胶团降解及氧化破胶等3方面开展不同类型解堵液溶解效果对比实验,结合堵塞机理优选解堵液体系为8%~10%甲酸+4%~6%有机溶剂解堵剂D+1%强氧化剂。渤海油田注聚受效井堵塞半径可达3 m以上,为提高解堵效果及扩大解堵半径,通过对比分析堵塞物多轮次溶解效果,配套形成了多轮次处理及液气交替注入或伴注的解堵工艺。新工艺现场试验单井日增油达60 m3/d,应用效果显著,为解决聚驱受效井产能释放难题提供了新的思路,具有较好的现场推广价值。