原油乳状液稳定性研究：Ⅳ.界面膜特性与原油乳状液稳定性

对以大庆和吉林原油界面活性组分为乳化剂的模型乳状液的稳定性与油水界面压、界面膜的界面粘度、界面屈服值的关系进行了研究。结果表明，模型乳状液（油／水体积比７０／３０）的稳定性与油水界面压、界面粘度，界面屈服值的大小有关，油水界面压，界面粘度，界面屈服值越大，乳状液越稳定，在油水界面，由原油界面活性组分形成的界面膜具有较强的结构，油水界面压，界面粘度，界面屈服值可作为衡量界面膜结构强度的参数，结晶能改     

原油乳状液稳定性研究 Ⅵ.界面膜特性与原油乳状液稳定性

对以大庆和吉林原油界面活性组分为乳化剂的模型乳状液的稳定性与油水界面压、界面膜的界面粘度、界面屈服值的关系进行了研究。结果表明，模型乳状液（油／水体积比７０／３０）的稳定性与油水界面压、界面粘度、界面屈服值的大小有关。油水界面压、界面粘度、界面屈服值越大，乳状液越稳定；在油水界面，由原油界面活性组分形成的界面膜具有较强的结构，油水界面压、界面粘度、界面屈服值可作为衡量界面膜结构强度的参数；蜡晶能改变界面膜的流变特性，增加界面膜的强度和乳状液的稳定性。     

水分析技术在古潜山探井的应用

水分析技术是古潜册钻探实施欠平衡录井的一项配套技术，应用现场水分析中所测定的主要离子含量变化规律，来判断地层的油水，气水界面，通过古潜山12口井水分析资料的研究应用，在判断油水界面方面取得了很好的效果，这种技术在现场随钻过程中能快速，准确地判断出油水，气水界面。     

接地电极在稠油电脱水器中的应用

稳定的油水界面是保证电脱水器的预脱水和深度脱水的关键,而稠油在电脱水器中很难形成稳定的油水界面。为解决这一难题,在油水界面处设置与直流电极板同样规格的电极板     

大庆长垣砂岩储层构造油藏油水界面控制因素研究

大庆长垣构造上的喇嘛甸、萨尔图、杏树岗油藏是砂岩储层背斜构造油藏,油藏东、西两翼的油水界面深度不一致,过去有水动力及地应力等许多种地质成因解释。利用构造油气成藏重力分异的物理学原理,根据毛管力与浮力平衡理论推导出能够刻画油水界面分布规律的毛—浮方程,指出油藏内任意位置的油水界面深度是由该处储层的孔隙结构,即由排替压力所对应的孔隙半径(rd)大小决定的。rd与储层物性呈正相关,由于储层非均质(岩性因素)存在,一般背斜构造油藏的油水过渡带(段)表面(油水界面)是波状起伏、厚度有变化的锥柱形。     

ID-201界面探测器

为确保原油电脱水器的正常运行,就必须可靠地控制电脱水器的排水阀,使其排放的水中含油在控制标准以内,为达此目的,关键问题是探测出脱水器内油水界面的位置。油水界面超位就使电极板短路,造成电脱水器停产。为此,大庆油田于1987年引进了(美)AGAR公司生产的ID-201油水界面探测器,并用于电脱水器上获得成功。投入运转两年来,未出现任何故障,深受工人的欢迎。     

大庆油田三元复合驱碱与原油长期作用研究

采出液的稳定性及处理效果与油水界面特性有关,三元复合驱碱与原油作用时间对油水界面特性及采出液稳定性具有重要影响.用界面张力仪、表面黏弹性仪、Zeta电位分析仪及浊度仪研究了大庆油田三元复合驱碱与原油长期作用后对油水界面性质及乳状液稳定性的影响.结果表明:NaOH与原油长时间反应后得到的水相与原油模拟油间的界面张力降低,...     

利用实测岩心含油水饱和度及毛管压力曲线预测油水界面位置

本文提出了一种预测油水界面位置的新方法：根据实测的岩心含油水饱和度值，在相应的毛管压力曲线上确定出岩心的最小含油喉道半径值，然后，根据计算的最小含油喉道半径算出岩心在油水界面以上的高度，从而可以确定油水界面位置。黄骅坳陷南部部分油藏预测结果表明，根据一系列岩心分析资料的计算结果取平均值，可以比较准确地预测油水界面位置。本文提出的方法并不比常规方法更精确，但这种方法十分简便，需用资料很少，所需资料也很容易获得，可以在勘探初期根据少量探井取心资料，较早地对油水界面位置做出估计，这对于指导进一步油田勘探是有意义的。     

模拟二元复合驱采出液稳定性影响因素研究

二元复合驱是中高渗透油藏提高采收率的主要技术之一。为了研究聚表二元驱对乳状液稳定性的影响,选取含聚表水与模拟油组成油水界面体系,测试了油水界面张力、界面剪切黏度等参数,并结合乳状液静置脱水效果,分析聚表二元驱对油水采出液稳定性的作用机理。采用含聚合物和表面活性剂的水相与模拟油配制成模拟油采出液,用于测试不同聚合物及表面活性剂浓度对界面张力的影响。界面张力结果表明:聚表二元驱成分能够显著增大油水乳状液的稳定性,但聚合物与表面活性剂在界面活性上存在明显差异;界面剪切黏度的影响因素主要为聚合物;静置脱水实验表明,影响油水乳状液稳定性的主要因素为表面活性剂。这与过去的观点存在矛盾,即认为界面剪切黏度是影响乳状液稳定性的关键。因此本研究认为存在其他因素影响乳状液稳定性。     

油水界面升降与堰管出水口高度的定量关系

从分离器油水界面调节器工作原理出发，推导出了油水界面升降与可调节堰管出水口高度变化的定量关系式。由该公式计算出的结果和现场实测数据比较，误差很小，对现场操作人员进行油水界面调节操作有一定的指导作用。     

油罐自动计量系统与压力传感器

压力传感器的精度对油罐自动计量系统的精度起决定性的作用。每套油罐自动计量系统客观存在着保证测量精度的最小调量高度，油罐内所装油品高度低于最小测量高度时，油罐自动计量系统的计量误差有可能大于预定误差。     

全站仪在立式油罐容积表编制中的应用

依据油罐容积表编制原理,比较详细地介绍了全站仪的工作原理以及通过建立数学模型和使用全站仪测量和编制立式油罐容积表的方法和步骤,提出了测量和编制过程中应当注意的问题和减小误差的对策。与传统的围尺法和注水法标注立式油罐容积表方法相比,利用全站仪编制油罐容积表具有省时省力、自动化程度高;准确度较高,重复性误差小以及用工成本较低,工作效率高的特点,为油罐测量和编制容积表提供了参考。     

固定顶油罐内气体空间油气浓度分布

实测2000m^3的地面汽油罐，给出了高、中、低液位储油时油气浓度的纵向油气分布曲线，证实了油罐内气体空间油气浓度呈明显的梯度分布，且与装油高度存在着密切联系，当装满度大于75％时，呼出的油气浓度为饱和，而装满度低于25％时，呼出的油气浓度仅为饱和浓度的45％。分析原因得出：油罐的装满度越高，气体空间的油气浓度就越均匀，且越接近于饱和浓度；油气浓度是影响呼吸损耗量的一个重要参数。     

立式圆柱形储油罐地震敏度分析

以罐 -液系统耦联振动规律为理论基础 ,对立式圆柱形储油罐的地震敏度进行了定量分析。储油罐地震敏度反应包括地震载荷引起的动水压力、基底剪力、倾覆力矩以及储液表面的晃动 ,地震敏度定量分析就是对这些参数做定量计算 ,从而对储油罐进行抗震设计。通过与《API 650》附录E和我国采用的《工业设备抗震鉴定标准》附录九的比较表明 ,新的地震敏度定量计算方法可对不同高径比的储油罐做地震敏度计算 ,物理概念清楚 ,计算过程简单明了 ,适用于工程中储油罐的地震敏度分析。     

萨北油田北二西区点坝内部侧积层定量表征

萨北油田北二西区萨Ⅱ+2b小层层内非均质性强,剩余油分散,难以挖潜.文中依据研究区的地质特征和沉积环境,总结出该区点坝内部侧积层的坝面分布为水平斜列式,分布形态呈"缓一陡"模式.基于研究区的密井网资料,在点坝内部侧积层分布模式的指导下,综合利用经验公式、岩心及密井网剖面的方法,对点坝内部侧积层进行了定量表征,分析了各种...     

曲流河点坝型厚油层内部构型及其对剩余油分布的影响

目前中国大部分厚油层类油田已进入高含水开发阶段,水淹严重,剩余油高度分散.为明确曲流河点坝型厚油层的剩余油分布规律及其影响因素,在曲流河点坝内部构型分析的基础上,利用面控制建模方法建立点坝精细构型地质模型;并运用数值模拟方法,采用正交试验与单因素实验相结合,对曲流河点坝型厚油层剩余油分布进行研究.结果表明,曲流河点坝型厚油层剩余油整体分散,局部富集;剩余油主要分布于点坝顶部、侧积层遮挡部位以及井间水驱未波及区域;侧积层倾角、注水方式、侧积面曲率、侧积间距、井网以及侧积层连通性等因素均会对剩余油分布产生重要影响.正交试验结果表明,侧积层倾角越小,连通性越差,侧积间距越大,曲流河点坝型厚油层的开发效果越好.根据曲流河点坝型厚油层剩余油分布特征,可采取在其上部钻水平井、中部转换注水方式和下部调堵油水井的方式进行挖潜.     

人工气顶形成评价理论方法与参数界限研究

高角度构造油藏可采用人工气顶驱的方式开采局部富集剩余油,气顶的形成界限是影响人工气顶驱可行性的重要因素。为明确人工气顶形成的理论界限,依据多孔介质中气泡的受力特征,建立气泡微观控制模型,开展了模型主控因素敏感性分析,明确了室内模拟和油藏条件下氮气驱水和氮气驱油时人工气顶形成所需最小气柱高度。研究结果表明:人工气顶生成所需最小气柱高度随界面张力、油藏压力和毛管力与质量力反方向的夹角增大而增大,随渗透率、密度差和地层倾角增大而减小,降低界面张力是人工气顶形成的关键。室内实验条件下,氮气驱油最小气柱高度为65.4 cm,氮气驱水最小气柱高度为86.9 cm;油藏条件下,氮气驱油最小气柱高度为42.9 cm,氮气驱水最小气柱高度为93.5 cm,气泡启动所需的临界气柱高度远大于长岩心尺度。研究结果为相关油气田的开发和生产提供技术支持和理论指导。     

河口坝砂体剩余油分布规律及影响因素—— — 以东营凹陷胜坨油田为例

将河口坝划分为单一河口坝和叠置河口坝 2 种类型,建立了不同厚度、不同渗透率、不同夹层频率、不同注采条件等共计 18 个概念模型,并数值模拟至模型极限含水。通过对数值模拟结果的对比分析,得到了河口坝剩余油的影响因素及剩余油分布模式。分析认为,影响 2 种类型河口坝砂体剩余油的最主要因素是渗透率级差和夹层位置与夹层上下储集层渗透率韵律特征;将单一河口坝砂体剩余油模式分为顶部富集型、均匀驱替型和底部富集型 3 种模型;将叠置河口坝砂体剩余油模式分为界面之上富集型、界面之下富集型和界面上下富集型 3 种模型。     

特高含水期构型控制隐蔽剩余油定量表征技术

沉积构型对特高含水期隐蔽剩余油分布控制作用强,为实现构型及剩余油的量化表征,首先以典型曲流河点坝沉积模式为基础,在基于层面建模理念的指导下,提出了一套以曲流河点坝侧积泥岩顶底沉积界面的构建为核心的数学算法和计算机程序,实现了曲流河点坝概念模型建模。在此基础上,研发了实际构造分布和砂体分布背景下,侧积泥岩顶底界面形态的几何校正算法,实现了实际点坝的建模。以大港油田北部明化镇组曲流河点坝砂体为例,构建了概念和实体模型,通过基于概念模型的数值模拟提出了特高含水期点坝单砂体内部剩余油沿侧积泥岩与点坝顶面交线弧形条带状分布的特点。量化统计表明,点坝概念模型的数值上部1/3采出程度仅为7.8%,中部1/3采出程度为30.1%,底部1/3采出程度则高达65%,并以侧积体为单元量化分析了剩余油的富集规律。针对油田单一点坝内部直井注水-水平井采油的开发模式,通过设计模拟实验,比较了2种典型一注一采井配置关系对注水开发效果的影响。模拟实验表明,当注水直井在点坝上远离废弃河道处部署,水平井在靠近废弃河道一侧部署时,注水方向与侧积体加积方向一致,此时侧积泥岩的定向遮挡作用会增加注水流线的复杂程度,从而起到扩大波及系数、抑制含水上升的目的,具有较好的开发效果。     

管道下载中液位高度对油品计量结果的影响

针对管道下载企业与省市石油公司在油品交接中产生计量纠纷的情况,探其原因之一是计量员对油罐本身的计量特性缺乏了解。通过对油罐底部变形影响底量变化的实验,验证了随着下载量的增加,罐底板由空罐时的凸起形,变成不平的凹陷状,阐明了产生油品计量误差的原因。指出为防止油品交接中的计量纠纷,确保计量结果正确,应摸清下载油罐在不同液位高度下,罐底板承压后形状的变化规律。