气-液置换法测量多孔滤膜孔隙率的方法评价

孔隙率是多孔膜材料的重要技术参数,与其渗透过程密切相关.气-液置换法在常温条件下操作,可测得多孔膜通孔的孔隙率,能准确表征多孔膜的渗透性能.本文阐述了气-液置换法测试多孔膜孔隙率的测试原理和实验方法,并进一步开展了该方法对不同材料膜、不同孔径膜、不同测试液体等普适性和方法精密度、方法比对的评价研究.结果表明,该方法原理科学、操作简单、精密度高,是适用于各种材质、不同种类、不同孔径大小多孔膜孔隙率测试的普适性方法.

气-液置换法测量多孔膜的孔隙率

孔隙率是多孔膜重要的孔性能参数,现行标准测量方法在适用性方面具有一定的局限性,且不能准确表征分离膜的渗透性能。气-液置换法可在常温条件下完成,测出多孔膜通孔的孔隙率。文中对气-液置换法测试多孔膜孔隙率的测试原理、试验方法、测试条件等作了系统的研究和阐述,并进一步开展了方法精密度、方法比对的评价研究。结果表明,升压过程是气-液置换法测试孔隙率的关键,其终点是当湿曲线由陡峭上升的曲线转变为平缓上升的直线后。该方法原理科学、操作简单、精密度高,测试结果能够准确地反映多孔膜的渗透性能。

气-液置换法测量聚乳酸生物膜的孔隙率

气-液置换法一般用来测定微孔膜的孔径参数,在常温条件下完成.当用于孔隙率的测试时,可以得到微孔膜通孔的孔隙率.以聚乳酸平板膜为对象,开展了气-液置换法测试微孔膜孔隙率的研究,包括测试液体的选择、测试条件的确定、方法精密度和方法比对等.结果表明,升压终点是气-液置换法测试孔隙率的关键控制条件,当湿曲线转变为直线,透过膜气体流量达到孔径测试过程中干、湿曲线交点对应的透过气体流量值后,停止升压,结束气-液置换过程.该方法操作简单、精密度高,是替代热法测定聚乳酸膜等疏水、热不稳定、易分解微孔膜孔隙率的科学适宜方法.

起伏管道液气置换过程的压降预测

起伏管道在投产过程中极易出现气阻现象,影响管道安全。为保障新建管道的顺利投产,提出了一种新的压降预测方法:将处于液气置换过程中的管道分为积气段、气泡段及转弯段3部分,分别针对每一部分提出了相应的压降计算方法。将该预测方法应用于中国某原油管道的投产过程中,对管道沿线的压降进行预测,结果表明该方法的计算结果与现场实际数据较为吻合,可为同类管道投产时的压降预测提供理论指导。(图4,表3,参25)

气液置换式实心柱塞小直径抽油泵

针对低产油井常规抽油泵供采不平衡、泵效低及能耗大等问题,研制了一种泵径为25mm的气液置换式实心柱塞小直径抽油泵。该泵采用实心柱塞结构,能够防止阀罩断裂造成的柱塞断脱事故;在泵筒上增设了气液置换装置,降低了泵腔内的气液比,消弱了气体影响,提高了泵效,更加适应低产井和沉没度低等供液能力差的工况。同时,利用CFD软件对抽油泵气液置换腔和分流器进行了流体仿真分析,对出油阀罩进行了强度分析,验证了其结构合理性。现场试验数据分析结果表明:试验后的平均泵效相对试验前提高了约7. 3%,合理调节抽汲参数后泵效能够超过70%。气液置换式实心柱塞小直径抽油泵能够满足低产油井的生产需求,为小直径抽油泵采油技术的推广提供了依据。

气液置换型防气锁反馈泵的研制与应用

稠油黏度大,流动性差,现场大多采用高温蒸汽注入油层来稀释降黏,液力反馈抽油泵既能抽油又能注汽,还具有下行反馈力,因此在稠油井得到广泛应用,但是稠油井内大多含有伴生气体,常规反馈泵没有排气功能,在使用中常因气锁而导致泵工作失效,油井不能连续生产。为此,研制了气液置换型防气锁反馈泵,该泵在反馈泵上设计有排气装置,给进入泵内的气体提供排出的通道,使其具有防气锁功能,从而提高泵效,延长抽油泵使用寿命。

基于气-液置换方式的毛细管流动孔径分析仪及其应用

介绍了毛细管流动孔径分析仪的原理,提出影响孔径数据的测试条件。以聚偏氟乙烯中空纤维膜为实验对象,考察测试条件如浸润方式、浸润液类型及时间、氮气升压速率等对孔径结果的影响,根据孔径相对标准偏差(RSD)确定测试条件。采用低表面张力porefil浸润液超声浸润、浸润时间10min、升压速率50mbar/s的最佳测试条件,PVDF膜泡点压力、最大孔径、平均孔径及最小孔径的相对标准偏差均低于5%,保证了测量结果的准确性。毛细管流动孔径分析仪采用气-液置换测试方式,直接测量膜贯通孔的孔喉直径,测试过程气体压力较低,可实现多次无损伤测量,使测量结果更准确。

裂缝发育页岩地层水平井钻井气液重力置换规律

长宁区块国家级页岩气示范区目前天然气产量达60×10^(8) m^(3)/a左右,是四川盆地页岩气上产的重要战场,但该区块下志留统龙马溪组页岩地层裂缝、断层发育,特别是存在气液重力置换式漏失现象,井控风险高,处理难度大,在一定程度上制约了该区页岩气资源的高效开发。为此,在数值仿真研究的基础上,对重力置换的特征及影响规律进行了系统分析。研究结果表明:①气液重力置换发生时裂缝与水平环空均存在气液分界面,裂缝内的气液界面由两侧向中间隆起,环空气相以气膜的形式存在,不会出现分层流;②重力置换主要受井底压差、裂缝宽度、钻井液密度、黏度、地层压力及裂缝倾角的影响,其中井底压差和裂缝宽度的影响远大于其他参数;③只有当井底压差处于置换窗口内时才会发生置换,而裂缝宽度是重力置换的决定因素,裂缝越宽,置换窗口就越大;④水平井钻遇双裂缝时,置换窗口显著拓展,漏失速率和气侵速率均大幅度增加,裂缝间距越大,置换越容易发生且越严重。结论认为,降低钻井液密度、提高钻井液黏度理论上可抑制重力置换,但效果有限。精细控制井底压差并配合科学堵漏措施是抑制重力置换的主要技术手段。

裂缝气液重力置换的流动实验及仿真

通过可视化模拟实验对真实裂缝下气液重力置换现象进行了模拟,得到了其气液界面现象与常规平板裂缝的差异;通过对压力、置换量等数据的处理证实了气液重力置换的机理;根据实验的液体漏失流量数据提出了钻井过程中漏失、置换、溢流区间;最后根据k-ε双方程模型进行了气液重力置换流动的仿真计算,得到三维裂缝流道中都是钻井液下部侵入,呈现一个近似的直角三角形形状。本文对现场钻井工程方案设计及安全钻井具有指导意义。

考虑气液置换的压回法气井压井过程对井底压力的影响

为在压回法气井压井计算中进一步贴合现场实际情况,提出新的压回法气井压井过程计算方法。在压井过程中,考虑压井液与侵入井筒的气体发生置换,导致井筒流体自上而下分布为液-气液2相-气-气液2相的实际问题,建立压井过程模型,并对井底压力的变化进行计算分析。结果表明:发生气液置换对压回法压井过程井底压力以及注入压力具有明显影响,考虑气液置换对井底压力的控制可更加精确,同时,气液置换越多,压回过程所需要的注入压力越大,易引起更加严重事故。因此,气液置换过程在压回法压井过程不可忽略。

顺南区块裂缝性储层置换式气侵影响因素研究

塔河油田顺南区块塔中北坡奥陶系鹰山组上段属于碳酸盐岩裂缝孔洞型储层,钻进该层段时气侵现象严重,现场常采用提高钻井液密度和循环排气的方式处理气侵。为解决裂缝性储层在高密度钻井液条件下易发生漏失、循环排气方式处理时间较长等问题,对裂缝性储层置换式气侵发生时间的影响因素进行了研究。通过建立漏失速率模型与置换式气侵模型,分析了裂缝宽度、高度、长度,地层压力、压差及钻井液的黏度、密度对气侵发生时间的影响。研究发现,裂缝宽度越小、高度和长度越大,钻井液黏度越大、密度越小,以及地层压力越低、压差越大时,气侵发生时间越长。研究结果表明,现场施工中合理控制钻井液密度和压差,可以控制和减小置换式气侵速度。

新深101D井钻遇裂缝性地层气液多相流模拟

为预测石油钻井钻遇裂缝性地层所产生的气液置换现象,对新深101D井须家河组某井段钻遇某处裂缝性地层建立多相流模型进行数值模拟,分析裂缝大小、钻井液密度对气液置换现象的影响,分析模拟井段气液置换带来的井底压力变化规律。结果表明:所预测气液置换现象具有良好的可行性,裂缝大小及钻井液密度越大,相同时间内气液置换现象发生得越缓慢;裂缝-环空接触面上端置换速率最快,气液交界面挤压严重;钻井液密度为1800 kg·m^(-3)时井底压力变化波动较小,呈线性趋势增长至稳定,但由于密度过大可能会损害其他薄弱地层,因此选取气液置换发生稳定且不压漏地层的钻井液密度,会使气液置换发生缓慢,减小井筒内外压差波动影响,有利于井控安全。

碳酸盐岩裂缝性地层气液重力置换实验

碳酸盐岩裂缝性地层在钻进过程中常出现由气液重力置换导致的溢漏同存现象,造成井下复杂、井控困难和储层伤害。笔者建立了气液重力置换室内实验装置,可模拟溢漏同存工况,具有裂缝尺寸、钻井液性能等关键参数可调、数据自动采集与分析、置换过程可视化等特点。基于该装置模拟了气液重力置换现象,可观察到裂缝中存在明显的气液分界面。通过改变裂缝宽度、裂缝钻开程度、钻井液黏度、井底压力等参数,研究了裂缝性地产气液重力置换特点。研究结果表明:漏失速率随裂缝缝宽和裂缝钻开程度的增加而增加,且对裂缝宽度更为敏感,而钻井液黏度增大对气液重力置换的抑制效果明显。基于室内实验结果,提出了气液重力置换的预防措施,可为碳酸盐岩裂缝性地层安全钻井施工提供参考。

碳酸盐岩储集层钻井井涌特征及井涌风险评价

以塔中顺南地区碳酸盐岩储集层为例,分析碳酸盐岩储集层钻井井涌特征,建立井涌风险定量评价方法,并进行算例分析。依据钻井地质资料,分析塔中顺南地区碳酸盐岩储集空间特点与气体侵入井筒机制,发现储集层裂缝及孔洞发育,气体主要以压差与气液置换方式侵入井筒。综合考虑气体侵入井筒机制、气体在井筒中运移规律和井筒温度-压力场,并引入井筒气相体积分数密度函数,建立了井涌风险定量评价方法和井控风险分级方法。算例分析结果表明:可采用施加井口回压法判定井底气体侵入方式;碳酸盐岩储集层孔缝洞发育特征和酸性气体对井筒气相体积分数影响较大,易引发难监测、高强度井涌;井深、井径、钻井液密度、钻井液排量、钻井液黏度和钻速对井涌风险的影响依次减弱。