高含水原油对水力旋流器预分离性能的影响

简述了高含水原油经水力旋流器分离时出现乳化的原因, 讨论了影响水力旋流器高含水原油预分离性能指标, 并对影响高含水原油预分离性能的重要参数———旋流器入口流量、分流比、压降和溢流口直径等分别进行了试验。试验结果表明, 当水力旋流器的流量、分流比和压降比控制在一定范围内时, 选择适当溢流口直径才能同时提高分离效率和脱水效率, 使高含水原油预分离后溢流的含油浓度满足生产要求, 底流口污水的含油浓度也满足后续除油工艺要求。     

单点注气液-液旋流器分离效率的实验研究

针对油田后期开发中遇到的污水处理难度大等实际问题,实验研究了气携式液液水力旋流器,由于气泡与油滴结合后形成油气复合体,从而有利于部分油滴向旋流器中心处运移,但气体对旋流器内的流场同时也会产生一定的影响。通过旋流器入口注气和锥段不同位置的单点注气实验,发现气携式液液水力旋流器的分离效率有较为明显的提高,同时,与常规的液液水力旋流器相比,对流场的稳定性要求更高,分流比和溢流口直径均较大,对操作参数的控制应更加严格。     

溢流率对液-液旋流器内部流场影响的试验研究

溢流率作为影响液-液水力旋流器分离性能的一个重要参数,对水力旋流器的分离效果有着很大的影响。应用激光测试技术测量了在不同溢流率下的轴流式液-液水力旋流器内部流场的变化特点。测试结果表明,溢流率主要是通过改变旋流器内部轴向速度场来影响旋流器的分离效率,旋流器锥段底部是其内部流场稳定性的"薄弱区",极易受溢流率的影响,对此段结构应做进一步改进。     

海上井下油水分离旋流器结构设计及优化研究

海上油田含水率持续增高,增加了采油平台的处理负担和井下的举升压力,因此有必要对海上特高含水油井开展井下油水分离研究。根据海上油田采出液物性参数,初步设计了6种适用的油水分离旋流器。考虑海洋平台井下油水分离工艺的限制、加工成本及精度与分离效果等因素,确定了BLXDL-D为最佳分离装置。针对变螺距螺旋导流式单锥旋流器BLXDL-D结构类型,采用数值模拟的方法对其主要结构参数进行了优化研究,对模拟的可靠性进行了室内试验验证。研究结果表明:BLXDL-D油水分离旋流器最佳的旋流腔长度为65 mm,溢流管直径为12mm,底流管直径为25 mm,此时旋流器分离效率可达到97. 23%,且压力损失相对较小;不同分流比下分离效率的试验值和模拟值最大误差为4. 79%,验证了数值模拟的准确性。研究结果可以为海上高含水平台的井下油水分离旋流器的设计和应用提供参考。     

水力旋流器用于中转站提前放水的效果及经济效益分析

介绍了水力旋流器的推广应用前景。对用于中转站提前放水工艺的４５００ｍ＾３／ｄ水力旋流器进行了工业性试验,证明和水力旋流器对高含水产出液进行预分离获得了良好的分离效果,可实现中转站就地放水。来液含水８５％左右时,处理后水中含油小于２０００ｍｇ／Ｌ。而且设备操作简便、运转连续、无需反冲洗,得到了一线操作工人及有关技术专家的一致好评。同时,对此项使用进行了经济效益分析,证明旋流分离设备在生产使用中具有极     

油井采出液预脱水用轴向水力旋流器的数值模拟

为提高油田经济效益,需对高含水油井采出液进行预脱水处理,轴向水力旋流器是较为理想的预脱水设备。借助Fluent对所设计的轴向水力旋流器内部流场进行了研究,得到速度场和压力场的分布情况,并基于此开展正交数值试验,探究不同结构参数对旋流器分离性能的影响,随后通过单因素数值试验考察了多个结构参数对分离性能的影响。研究结果表明,所考察的排油管直径、大锥角、小锥角、叶片高度、叶片螺旋升角和叶片数都将影响旋流器的分离性能,分析后认为最优的参数组合为排油管直径26 mm、大锥角25°、小锥角2°、叶片高度10 mm、叶片螺旋升角65°、叶片数为8。所得成果对于推动轴向水力旋流器的工业化进程有重要的参考价值。     

用于原油预脱水的水力旋流器试验研究

水力旋流器是近年来国内外广受关注的液液分离设备,它具有分离效率高,结构简单,占地少,处理量大等优点。文章介绍了一种自行设计的用原油预脱水的水力旋流器。现场试验表明,这种旋流器在入口原油含水率为２０％－９０％的条件下,分离效率明显;选取合理的溢流比,其分离效率可超过８０％。将它运用于原油生产中,可以减少能耗,从而降低生产技术。     

脱油型水力旋流器分离准数模型的建立

在分析影响脱油型水力族流器分离性能的结构参数、操作参数、物性参数和分离性能指标的基础上，利用相似理论推导出相似准数，结合逐步回归分析方法处理现场试验数据，建立了能反映脱油型水力旋流器分离性能的指标与其影响参数间的分离准数模型，统计检验结果表明，这组模型具有较高的精度。对模型分析后认为：除油效率主要受处理液含油浓度影响，其次受底流口压力与进口压力的比值pu／pi、雷诺准数的影响；分流比主要受pu／pi的影响，其次受溢流口直径和底流口直径影响；要提高旋流器的处理量，主要应增大旋流器的当量直径，但增大族流器的当量直径对提高除油效率却未必有利。该模型的建立对脱油型水力旋流器的参数优化及进一步研究提供了一种方法。     

液-液水力旋流器的模拟试验

液-液水力旋流器是一种新型的油水分离器。主要是由旋流腔、收缩腔、尾维、尾管和溢流管组成，分离机理为离心沉降。用有机玻璃制成的液-液水力旋流器的模拟试验结果表明，其分离效率与污水中的含油浓度无关，而随进口流量的增大而增大；当液-液水力旋流器的几何结构确定以后，进口流量随进口压力增大而增大。用计算机仿真与用激光实测所得的水力旋流器内的流场分布基本吻合，故其可作为样机设计的理论指导。液-液水力旋流器具有分离效率高、处理量大、重量轻、占地面积小、无运动部件、维修费用低等优点、特别适用于海洋钻井平台和边远油田的污水处理。     

水力旋流器污水除油试验

为了探索国内陆上油田是否可应用水力旋流法液一液分离技术，大庆油田设计院于1992年进行了水力旋流器污水除油小型试验，取得了大量试验数据，并基本摸清了影响水力旋流器除油效率的因素。1．试验用水力旋流器的结构从结构形状匕分，液一液分离用水力旋流器大体可分为三类（如     

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平落坝气田须二段是该气田的主要产气层段,产层埋深３４００￣３９００ｍ,以细粒,细一中粒或中粒长石石英砂岩和长石岩屑砂岩组成的裂缝－孔隙型致密储层。粘土矿物含量为５％￣１５％,其中伊利石占８８％￣９４％,绿泥石为５％￣１０％,多样样品中还发现了数量不等的伊蒙混层矿物。     

井下两级旋流分离技术流场模拟研究

随着油田开采程度的持续深入,降低生产成本和提高采出效率正逐渐成为各油田提高竞争力的重要手段。井下两级旋流分离技术可进一步提高分离效率,降低回注水的含油量,提升回注水品质,大幅度降低地面采出液及采出液含水率,是油田降低开采成本的重要举措及技术支持。通过井下两级旋流分离技术流场模拟研究,重点分析新型螺旋流道旋流器(一级旋流器)内部的流场特点,研究其速度矢量及速度分量的变化规律,压力损失特点和油相分布规律。新型结构的螺旋流道使流经其内部的流体从单一的轴向运动转变为旋转运动,流体运动空间的改变使其切向速度增加明显,有利于进行离心分离。流体在运动过程中的压力损失转变为流体的速度增量,与流体经过螺旋流道后速度矢量的变化相对应,但因循环流的存在,扰乱了溢流管下部油核及相邻位置流体的正常运动,使油核发散、流场紊乱,令新型结构的旋流器效率有所降低。经过流场分析,进一步认识井下两级旋流分离器的流场分布规律,有利于旋流器的结构改进及现场应用。     

海相页岩压裂液低返排率成因

为了研究压裂液与页岩作用以及滞留机理,以中国南方海相页岩昭通、长宁和威远区块的岩心为样品,从吸附、膨胀、溶出孔、溶出液矿化度及离子组成等实验研究入手,揭示水在页岩中的赋存状态及高矿化度来源,模拟计算了水的滞留及矿化度增加机理。扫描电镜显示页岩中含有黏土矿物质形成的大量微裂缝,超声浸泡页岩矿物溶出率介于0.5%~0.7%,离子组成与地层水一致,取样岩心黏土矿物含量介于18%~20%,主要为绿泥石、伊利石和少量伊/蒙混层,没有蒙脱石(SS)层,XRD及红外光谱验证压裂液不会进入黏土矿物层间,不会引起页岩膨胀,压裂液滞留主要为压裂新形成的页岩微裂缝表面吸附作用的结果,吸附饱和速度与孔径成正比,为逐步渗透。结论认为,压裂液对页岩的逐级萃取及纳米缝隙对离子排斥是返排后期矿化度急剧增加的主要原因,气藏形成时甲烷携液作用也是可能的原因。结合实验及现场数据,分析了9口井压裂液返排率与产气量数据,结果表明相同区块总体趋势为返排率越低,微裂缝越发达、体积改造效果越好、产气量越大。     

柯克亚凝析气田挥发性油藏开发实践

新疆柯克亚凝析气田西五二采油层系是我国最早投入开发的挥发性油藏。该油藏的流体相态特殊、储集层的非均质性严重，加之1977-1982年的无控制井喷，使油藏原始的含油部分变为水侵部分、纯油部分及侵入气顶部分，流体分布复杂，而且没有取得原始条件下的地层压力，流体样品等资料。在油田开发初期，根据对油藏原始压力、温度、流体界面和流体相态的恢复结果，编制了切实可行的开发方案，在开发过程中严格按开发方案实施，开发后期进行油藏精细描述，应用水平井新技术在剩余油富集区加密调整，并对停喷的油井采用气举采油工艺技术。15a的开发实践证明，油藏取得了良好的开发效果。由方案预测指标及目前生产形势分析，油藏一次采油的采收率可达30%以上。图1表4参12     

鄂尔多斯盆地大牛地低渗气田产水规律

根据鄂尔多斯盆地大牛地低渗气田的历史生产数据、水样分析资料及天然气饱和含水量计算方法,定性、定量地分析了产水来源。同时,根据平均产气量和累计水、气比对气井进行了分类,分析了气田不同层位与不同井型单井的产水规律。结果表明,鄂尔多斯盆地大牛地低渗气田单井的产水量和产气量均较低;气田产出的水有凝析水、地层水和工作液,以地层水为主。不同层位表现出不同的生产特征。二叠系下石盒子组3层位和山西组1层位为低产水高产气层位,二叠系下石盒子组1层位和二叠系下石盒子组2层位为低产水低产气层位,山西组2层位和太原组2层位为高产水低产气层位。不同井型单井的产气量无明显差别,但水平井的产水量更大,水、气比更高。分析结果对选择排水工艺和分析生产情况具有重要的指导意义。     

陵水17-2气田深水测试液类型选择

南海北部深水区陵水17-2气田储层地层压力系数1.19~1.21、孔隙度平均值为31.5%,渗透率平均值为633×10-3μm2,储层孔渗关系好;黏土含量为16.1%,具有盐敏、水敏等特点。对该气田测试液类型进行了优选:氯化钙海水溶液、甲酸钾海水溶液和100%络合水3种基液均能满足密度在1.28~1.30 g/cm3内可调的要求;均具有较好的抑制性,防膨率均在95%左右;3种基液抑制气体水合物生成的浓度低限为28.06%氯化钙、51.05%甲酸钾和72.00%有机醇,因此甲酸钾基液抑制气体水合物生成的能力不足;氯化钙基液矿化度高,具有盐敏潜在损害;络合水自身具有较好的防水锁性,表面张力约为25 m N/m,而氯化钙和甲酸钾基液的表面张力较大。最终优选100%的络合水作测试液基液。其在陵水17-2-1井进行了应用,测试后产量为160×104 m3/d,表皮系数为0.2,储层保护效果好。     

高强度复合凝胶选堵剂CY—98封堵能力考察

本文报道了改性树脂交联的聚合物与水玻璃表成的复合凝胶堵水剂CY－98的岩心封堵实验结果,阐述了在中原濮城油田两口超高含水油井用于堵水的良好效果,该堵剂有一定的选择性,堵水率高,承压强度大,丫刷性能,与封口剂配合使用时封堵用效中达以冻胶型堵剂的三倍以上。     

采用计量新技术提升采注适应力

随着油田的不断开发,全油田综合含水持续上升,要维持一定的原油产量,势必造成油田产液量持续上升。由于油田开发常常存在"重油轻水"的现象,对注水工程调整改造的投资不足,多数油田注水系统设备及管网的腐蚀、老化等问题严重制约了油田的后期生产。通过对油田注水系统存在的主要问题进行分析,提出要维持油田的原油产量,必须维持一定的油田污水处理、污水回注的增长,使之与油田产液量的增长相适应的观点。从精准计量入手,加大注水井调整和作业力度,增加污水回注的注水井点,提高污水回注的应急能力,采用新式计量技术,降低计量误差,真正实现"注好水、注够水",最大限度地挖掘自身潜力,提高地面采注系统的适应能力,为油田可持续发展奠定基础。     

粘弹性清洁压裂液的作用机理和现场应用

常规水基压裂液破胶后具有较高的残渣量,对支撑裂缝伤害较大,在一定程度上影响了油气田的产量.研究开发出了新型的VES清洁压裂液体系,它是由VES粘弹性表面活性剂和水或盐水组成.该压裂液集粘弹性、抗剪切性、自动破胶性于一体.通过分析VES清洁压裂液的粘弹性形成机理、抗剪切机理、携砂机理、破胶机理、滤失机理、伤害机理,表明粘弹性清洁压裂液具有独特的分子结构和独特的流变性能,它具有配制简便,使用添加剂种类少,不存在残渣,对储层伤害小等特点.现场实验表明,清洁压裂液具有破胶性能,施工摩阻低,携砂能力强,可有效地控制缝高.与使用水基压裂液的邻井相比,粘弹性清洁压裂液压裂施工后增产效果明显.     

苏里格深部煤系致密气储层绒囊流体控水压裂

苏里格深部煤系致密气储层厚度较小,压裂过程中易沟通水层致使气井产水,因此在压裂深部煤系致密气藏同时需要实施控水。利用封堵性绒囊流体进行控水压裂,既可以提高产量又可以减少出水。对室内配制的绒囊流体开展评价实验,将绒囊流体分别与前置液、地层水等体积混合测试其配伍性,然后利用岩心驱替装置测试气、水突破绒囊封堵岩心基质和造缝岩心柱塞的突破压力,表征绒囊的增气堵水性能。发现绒囊流体与前置液和地层水分别混合后无沉淀生成,绒囊流体封堵含裂缝岩心的气、水的突破压力梯度分别为0.02 MPa/cm、0.04 MPa/cm,绒囊流体封堵基质岩心的气、水的突破压力梯度分别为0.03 MPa/cm和0.2 MPa/cm,皆满足现场施工要求。在苏里格气田A、B两井实施控水压裂,两井在注入前置液造缝后分别泵入50 m3绒囊流体进行堵水,控水压裂后对比同层邻井161 d内平均日产量分别提高了13.71%和6.99%,邻井C、D两井分别泡排3次、63次,而A和B两井投产后无积液产生。研究认为利用绒囊流体在深部煤系致密气层进行控水压裂可以实现增气减水。