模拟实际运行工况的变压器油流带电特性

变压器油纸绝缘系统内普遍存在着油流带电现象。随着变压器油老化程度加剧,不断上升的油流带电度容易引发变压器油放电甚至击穿现象,极大地威胁着变压器绝缘系统运行寿命。该研究以人工加速热老化油样(5种老化时间)与实际运行变压器老化油样(5种运行时间)为对象,首先研究人工加速老化油流带电度随油流速的变化规律,然后对比研究不同老化程度下2种变压器油样的油流带电度、介质损耗、体电阻率等理化参数,建立2种老化方法之间关系。研究发现:利用人工加速热老化方法可以模拟实现变压器运行工况,为实际运行变压器老化评估技术提供了必要的理论与实验基础。

应用阻力系数优化聚合物驱参数

为了合理的匹配聚合物的注入速度、注入浓度和聚合物的相对分子质量,根据阻力系数和残余阻力系数的关系以及相对渗透率曲线,对于一定的油层条件应该匹配多大的阻力系数进行了研究。结果表明,在聚合物驱过程中,使聚油流度比小于等于1的条件是聚合物驱阻力系数大于等于水油流度比,因此,可以采用聚合物的阻力系数进行聚合物驱参数优化或设计,采用该方法可以实现注聚合物单井的个性化设计,进一步提高聚合物驱采收率。

剪切作用对自发乳化驱油提高采收率的影响

为获得剪切作用对自发乳化体系提高采收率的影响规律,通过引入无量纲剪切速率和有效水油流度比两个参数研究了填砂管渗透率、化学驱驱替速率和剪切强度对自发乳化体系驱油效果的影响,分析了驱油机理。研究结果表明:当填砂管渗透率较高且化学驱驱替速率较低时,无量纲剪切速率较低,形成的乳滴粒径较大,依靠乳滴在孔喉处聚并产生的贾敏效应降低有效水油流度比、提高波及系数和采收率;随着填砂管渗透率降低或化学驱驱替速率增加,无量纲剪切速率增加,乳滴粒径变小,不能有效封堵水流通道,而被驱替液携带流出地层,降低有效水油流度比能力减弱,驱油效果变差。自发乳化驱乳化-捕集作用提高采收率效果优于乳化-携带作用,应降低驱替过程中无量纲剪切速率以获得较高的采收率。

水驱油田含水上升规律和递减规律研究μ

含水上升规律和递减规律是水驱油田的主要规律,但目前对于两者的内在联系及含水上升规律的主要影响因素还未认识清楚。根据相对渗透率曲线和分流量方程,从理论上揭示了水驱油田含水上升率的变化规律及其影响因素,同时研究了在定产液量的条件下含水上升率和递减率的关系。结果表明:含水上升率通常随可采储量采出程度先凹形上升后转凸形上升,上升到峰值后开始下降,先凸形下降后转凹形下降,转折点的含水上升率及对应的可采储量采出程度和含水率由水油流度比、水相指数和油相指数3个参数确定;在定产液量的条件下,含水上升率和递减率的变化规律一致。认清含水上升规律和递减规律,可以更准确地预测水驱油田的开发指标。

海上油田波及系数修正新方法

在数值模拟分析相渗曲线对波及系数影响规律基础上建立了海上油田波及系数修正新方法,该方法综合考虑了水油流度比、渗透率变异系数、原油粘度、相渗曲线形态等因素影响,具有较高的计算精度。实例分析表明,在水油流度比大于10的情况下,新方法比行业标准具有更好的适用性。

地面常温与地下高温高压油层数据的相似分析

分析了温度、压力对油水相对渗透率的影响,主要利用相似理论中的方程分析法对塔里木南轮油田地面数据与地下数据做相似理论研究,希望可以通过地面常温油层数据推测出地下高温高压油层数据。油水相对渗透率是研究油水两相渗流的基础,利用相对渗透率变化下的油流量变化情况验证结论。研究油层地上、地下数据的相似性,对以后油井产量的控制有重要价值,对节约油气资源有重要意义。

M油田D区回注方案优化可行性研究

注水开发是渤海油田最重要的开发方式之一。生产水作为注水开发得主要水源,回注方式的选择尤为重要。为寻求最优回注方案,首先考虑在注入流体从井口经井筒至井底的过程中存在热损失,确定注入流体在地层处的温度是研究的前提,其次结合M油田静态资料和相关借鉴参数,利用数值模拟结果,最后分析研究结果,得出相关规律及认识。从优化方案与基础方案的最终采收率对比来看,其主要是降低水油流度比,当注入流体的温度增加时,地层处近井地带的原油温度升高,导致原油黏度降低。优化方案比基础方案采收率略有提高。

常规砂岩油藏无水采油期采出程度计算新方法

基于不稳定渗流理论,建立水驱砂岩油藏渗流数学模型,用有限差分方法对其求解.分析了水油流度比、水相指数、油相指数、束缚水饱和度、残余油饱和度五个因素对无水采油期采出程度的影响,结果表明:无水采油期采出程度与水油流度比呈幂函数关系,与水相指数、油相指数、束缚水饱和度、残余油饱和度均呈线性关系.采用SPSS多元回归方法,得出五因素影响的理论无水采油期采出程度计算公式.公式将理论无水采油期采出程度与水油流度比、油相指数、水相指数、束缚水饱和度、残余油饱和度关联起来,为开发指标预测过程中确定见水节点提供了可靠的依据.

PAM的吸附:选择性调整渗透率参数

疏水改性聚丙烯酰胺 (HM PAM )引起的粗糙度降低和贝雷面的完全覆盖能够改善界面的润滑性 ,由此可以提高非润湿流体 (原油 )的流动。附加接触角的测量发现 ,PAM能够稍微增加表面的水湿状况。由于HMPAM的这一特性提高了原油的流度 ,降低了水的流度 ,因此提高了原油采收率。静态吸附实验证实了这两种效应共同作用的结果 ,也为HMPAM在硅酸岩地层中具有选择性降低渗透率的潜力提供了依据。

基于油水渗流差异的剩余油形成机理研究——以大庆长垣杏树岗油田为例

为了从油水渗流差异角度解释剩余油的形成机理,通过开展岩心铸体薄片观察和扫描电镜测试、压汞测试、相对渗透率测试以及水驱油测试等一系列实验,将砂岩的孔喉系统、油水相对渗透率和剩余油类型进行综合分析,认为储层孔喉系统发育特征及其内部流体渗流特征是造成剩余油形成的主要因素,并且不同类型剩余油的形成机理存在差异.研究结果表明:低渗、中渗、高渗和特高渗砂岩的孔喉半径分布峰值分别为9.1%,25.3%,28.4%,40.7%,其渗流临界喉道半径分别为0.25,0.63,2.50,2.50μm,无效渗流孔喉半径的百分比分别为52.2%,42.3%,37.7%,17.5%.该数据反映了砂岩渗透率与其内部孔喉系统复杂程度的负相关关系,并且砂岩的孔喉系统越复杂,无效渗流孔喉体积的百分比越高.在注入水无法进入的无效渗流孔喉位置,存在因渗流条件差而形成的水驱后不可动剩余油.以油水黏度比为13.33的测试组为例,渗透率逐渐增加的3组样品从开始出现油水两相流到处于油水等渗状态的含水饱和度跨度分别为17.1%,29.8%,36.2%,反映了在渗透率越低的砂岩中水相的出现对油相的抑制作用越明显.在发生渗流的孔喉系统中,存在受不规则喉道结构和界面张力的影响而形成的不规则状剩余油.以与对照组渗透率比值依次为1.6和2.6的2组高渗样品为例,其驱替效率比值依次为1.2和1.4,反映了非均质储层中不同部位驱替效率的差异.在注入水优势渗流通道的分割包围区内,存在受不同位置渗流能力差异影响而形成的水驱后可动剩余油.