坪北油田中高含水期合理注采比确定

注采比可反映油田产液量、注水量和地层压力三者之间的关系,是研究注水开发油田地层压力的重要依据。制定合理的注采比对于稳定原油生产、控制含水上升、实现油田高效开发具有重要的意义。应用油藏工程方法中水驱特征曲线法和Logistic模型法,理论推导注采比与综合含水之间的关系式,确定坪北油田中高含水期合理注采比。计算结果表明,现阶段坪北油田注采比应保持在2.28左右较为合理,该项研究结果可指导油田合理配注及注水调整。     

利用Gompertz模型预测水驱油田合理注水量和注采比

基于经济增长和油气资源增长的Gompertz模型,建立了适用于水驱开发油田不同含水时期的合理注水量关系式,绘制了合理注水量图版,并确定了油田的合理注采比。实例分析表明,P油田在目前综合含水率为85%的情况下,合理累计注采比应保持1.44左右。     

渤海B油田地层压力恢复研究

针对渤海B油田各个亏空单元处于不同的开采阶段,油藏以及井网类型都不相同,研究采取不同的压力恢复方案。根据exclipse建立模型研究砂体在地层压力恢复不同时期的开发效果以及影响因素,并结合油藏工程方法得出压力恢复速度与注采比的关系式,从而制定合理的地层压力恢复方案。研究表明在压力恢复过程中采用变注采比能使砂体达到更好的开发效果,对于水体倍数小于5的砂体变换注采比的时机选择在含水率85%,并且在增注时应控制缘内注水井的注水量。在矿场实践过程中,对4～1 300砂体注采比调整后地层压力回升,产量实现零递减,对于不同类型的砂体压力恢复有重要的指导意义。     

中区西部合理注水压力研究

注水压力是水驱油田注采压力系统中的重要参数,确定合理注水压力对调整层间矛盾、提高油田开发效果、降低套损等具有重大意义.合理的注水压力增加了吸水厚度和吸水层位,缓解了层间矛盾.注水压力过高导致吸水能力增强,降低了开发效果.高含水期的油藏注入压力一般通过实验获取.运用经验公式法和数值模拟法,在注水压力不超过地层破裂压力的情况下,计算该区块合理注水压力值,考察了脱气对原油黏度的影响进而对采收率的影响.该方法易于计算、精确度高,确定了中区西部合理注水压力值范围.结果 表明:中区西部合理注水压力为17.1～20.2 MPa时,有利于指导油田的高效开发.     

大庆油田萨尔图中区西部合理地层压力研究

确定合理地层压力,对提高油田采收率、减少油田耗水量、降低套损速度等方面具有重要作用。地层压力是否合理关系到油田的稳定生产和经济效益。对于特高含水期的油藏,地层压力研究比较少,已有的方法都未综合考虑不同黏度、采出程度、气油比对合理地层压力的影响。为此,运用了物质平衡法、气油比动态资料分析法、数值模拟法,开展了不同黏度、采出程度、气油比和地层压力变化规律的研究,计算了各区块合理地层压力,考察了溶解气对原油黏度的影响,进而考察对采收率的影响,确定了中区西部合理地层压力。结果表明,中区西部合理地层压力接近饱和压力,萨、葡油层合理地层压力为9.11 MPa;高台子合理地层压力为10.12 MPa,对大庆油田后期注水开发具有重要的指导意义。     

葡萄花油田压力系统评价方法研究——以葡北地区为例

针对低渗透油田合理地层压力保持水平及合理流压界定等问题,开展了不同含水率、采出程度和注采比下的地层压力变化规律研究,建立了合理地层压力计算新方法,给出了葡北地区各区块合理地层压力范围和压力系统调整意见。考虑含水率和产液量影响,修正了葡北地区各区块IPR实际曲线,计算了各区块合理流动压力范围,建立了葡北地区单井各种连通情况下流入动态修正方程,计算了部分单井合理流动压力范围。结果表明,研究的地层压力和流动压力评价方法更合理,依据计算的各区块最小合理地层压力及最小合理流动压力开展的压力系统调整井增油效果明显,地层压力趋于合理;通过调整流动压力井的气影响得到有效控制,泵效得到了提高。     

坪北油田特低渗透油藏超前注水探索与实践

超前注水作为特低渗透油田提高采收率的一种重要的技术方法,在我国很多油田得到广泛的应用,并且都获得了良好的开发效果。为了提高特低渗透油田探明储量的采收率和开发效果,根据坪北油田的地质特点,借鉴国内外油田及邻近油田的开发经验,探索适合油田超前注水的合理技术参数,建立有效的驱替压力系统,在一定程度上减小启动压力梯度和介质变形对地层的伤害。利用超前注水保持合理的地层压力,降低对储层渗透率的伤害,降低油井投产后的含水率和递减率,提高最终采收率。     

哈萨克斯坦贝克塔斯气顶边水油藏开发对策与实践

气顶、边水油藏在开发过程中容易引起气窜造成油井因高气油比而关停,进而影响油田稳产,降低储量的采出程度。研究认为,稳定油气边界是这类油田开发的关键,而解决问题的根本手段在于保持地层压力,阻止气顶的膨胀外扩,因此对油田实施边部注水和气顶屏障注水相结合的开发调整对策。调整实施后油田的开发取得了良好的效果,产气量和气油比显著下降,含水基本保持稳定甚至出现负增长,原油产量稳中有升,各项开发指标均表现出良性开发的特征。通过注水补充地层能量的同时又完善了油田的注采井网,注采井数比和累计注采比逐渐提高,水驱控制程度进一步提高,油田水驱开发取得了较好的效果,为此类油藏的开发提供了借鉴。     

塞152区块注水压力快速上升机理研究与防治

安塞油田塞152区块2000年投入注水开发,原始地层压力6.12MPa。随着油田开发时间的延长、累计注水量的增加,注水压力快速上升,由初期5.6MPa上升到目前清水系统的14.5MPa,污水系统压力上升到18.5MPa,导致系统压力超过设计压力,地层吸水变差,水驱效率降低,严重影响开发效果。采用敏感性分析的方法,对水质伤害、注入水与地层水的配伍性进行分析研究,确定了塞152区块注水压力快速上升的形成机理,通过室内试验和筛选,进行注低浓度表面活性剂降压增注试验,收到较好的效果。     

海上半衰竭式水驱开发油藏注采平衡性研究

随着油田开发,渤海SZ油田S区注采系统暴露出来的问题越来越明显,具体表现在：区块地层压力保持程度低、累积注采比低、累积亏空量大、水井吸水能力变差且欠注严重.利用注采平衡交汇图对S区目前注采系统平衡情况进行分析,结果表明区块注采系统不平衡,通过对区块注采井数比和注采比两个指标计算,认为注采比低是造成S区注采不平衡的原因;利用注采平衡交汇图指导S区注采系统调整,并对注采平衡后油田各开发指标进行预测,按调整方案开采系统地层能量可以得到补充并且实现了增油;此外,保证S区注采系统平衡需要油藏研究与加强措施实施相结合.     

成品油管道泄漏量测算误差及敏感性分析

为了提高成品油管道泄漏量测算的准确性,对用于成品油管道泄漏量测算的输入参数进行了误差分析,包括管道运营数据的时间滞后误差、运营数据的数值误差、管道内径的数值误差以及油品物性的数值误差。通过泄漏量参数敏感性分析发现,管道泄漏量对流量的敏感程度最低;管道泄漏量变化率与时间滞后率、压力变化率、内径变化率呈正相关,与流量变化率呈负相关,在不同的参数变化率范围内,管道泄漏量对各参数的敏感性不同。     

基于TRIZ和ANSYS的老年人外骨骼助行器足底踏板设计

为更好的满足老年人行走需求,解决其行走不便的问题,将TRIZ理论运用到老年人助行器创新设计开发中。通过对相关文献整理分析探究老年人行走不便的原因,应用IFR创造性思维方法,利用冲突矩阵,对现有外骨骼助行器的足板结构进行改良,获取两种方案。根据足底压力分区示意图及老年人足部尺寸数据绘制足部轮廓线图,利用Rhino三维软件建模后,将两种方案分别导入ANSYSWorkbench有限元分析中划分网格运行仿真并对比。结果发现不同结构的足底踏板可为老年人足部提供不同程度的力学支持,从而缓解足部应力集中现象。     

大落差管道注水清管过程不满流水力模型研究

为了阐明大落差管道注水清管过程中复杂的不满流现象,结合一条大落差管道对其开展深入研究。根据大落差管道注水清管特点,从力平衡以及能量平衡角度出发,提出了一种求解不满流的数学模型,该模型能较好地描述大落差管道注水清管过程中的不满管流动。针对管内被压缩气体与液流耦合求解的难点,提出了一种耦合计算方法。基于该计算方法对大落差管道的不满流过程进行求解,并通过分析计算结果,揭示了大落差管道注水清管过程中的不满流特性。结果表明,在计算清管所需总压力时应考虑不满流的影响,否则会造成计算结果偏小。     

基于CFD的埋地天然气管道泄漏扩散数值分析

受地质灾害、腐蚀缺陷、第三方破坏等因素的影响,油气管道在安全运输方面存在诸多隐患,因此研究埋地天然气管道泄漏扩散规律对泄漏点预测定位、应急预案制定具有重要的现实意义。通过对埋地天然气管道泄漏扩散过程进行数值模拟,分析了泄漏速度、风速以及环境温度对CH4体积分数的影响,总结了扩散规律。研究结果可为埋地天然气管道泄漏点准确定位及应急预案提供理论支撑。     

普通车床溜板箱模拟练习装置的设计制作

自行设计"普通车床溜板箱模拟练习装置",通过对装置的设计原则、工作原理、结构设计、操作方法以及装置特点等方面进行了详细描述。对于提高学生车工实训的兴趣和积极性,培养工程实践能力和创新能力具有推进作用。     

采出液黏度对液-液分离旋流器性能的影响

为了考察产出液黏度变化对井下油水分离性能的影响规律,基于计算流体动力学(Computational fluid dynamics,CFD)专业软件fluent,采用精细雷诺应力模型(Reynolds stress model,RSM),深入分析采出液不同黏度条件下对Martin-Thew型液-液旋流器内部流场的油相集中度、动压分布、切线速度和湍动能分布等多方面的影响规律。结果表明:采出液黏度变化对旋流器性能影响较大,黏度由1mPa·s增加到15mPa·s,旋流器油相的集中度、动压和切线速度逐渐减小,湍动能逐渐增加,且分离效率由91.2%下降到17.5%,此时旋流器分离能力比较差。     

一类电泵机组掉井事故分析及解决措施

新疆塔里木油田在应用防落接头的电泵机组油井施工过程中,曾多次发生电泵掉井事故,存在很大的安全隐患。结合油田现场实际问题,从原理上分析问题所在,并采用最简单、经济的方法实现工艺的改进,完美解决了新疆塔里木油田不带筛管方案应用电泵机组的掉井隐患问题,得到了油田和现场施工人员的肯定和认可。     

地上输油管道泄漏危害研究进展

输油管道泄漏事故对环境的影响很大,如果泄漏产生的油池和蒸汽云遇明火发生爆炸和燃烧,会对企业造成严重的经济损失和人员伤亡,国内外学者针对输油管道泄漏危害进行了大量的研究,总结出了大量石油污染物的迁移规律,但是所得到的迁移规律大都受特定环境条件的约束,参考价值不大,因此寻找适用范围广泛的污染物迁移规律和影响其扩散效果的各个因素之间关系是今后研究的主要方向。石油蒸汽云的爆炸属于重气扩散,其扩散范围集中在近地处,受环境因素影响较大。遇明火室外爆炸评价使用TNO多能法比TNT当量法更为适用,模拟研究也证实了这一点,并且不同组分的蒸汽云产生的危害范围不尽相同。爆炸引发的池火灾的模拟主要是研究各因素对燃烧特性的影响及伤害范围,而小尺度油池试验得出的结论能否用于更大规模的池火灾需进一步论证。通过事故现场大数据对模拟模型进行修正,从而提高模拟精度,为爆炸燃烧特性的研究和企业预测危害范围提供理论支持。     

起伏地区天然气管线清管过程分析研究

研究清管过程中气液两相流流动特征,有助于管线本身及上下游设备的设计和操作。因此,采用多相流瞬态模拟软件OLGA,对起伏地区天然气管线清管过程中气液两相流动规律进行了研究,重点分析了清管过程中的流型、压力、持液率、清管速度、积液量等参数的变化规律。结果表明,由于清管过程中地形起伏较大,气液两相流体出现了分层流、段塞流和环状流等3种流型;管道入口处压力最大,沿程压力逐渐减小,压力波动情况与流体持液量和地形有关;清管器速度总体上波动不大,平均速度为3.5～3.8 m/s;清管过程中出现的最大液塞段长度达到3 851.0 m;持液率不断变化,最大清出液量接近300 m3。研究结果对地形起伏地区天然气管线的清管作业具有一定的实际指导意义。     

4-碘-2,3,5,6-四氟-甲基苯与3-甲基吡啶、呋喃及丁酮间卤键作用的理论研究

在B3LYP/6-311++G**-PP水平上理论计算了三种以卤键结合的组装体,即4-碘-2,3,5,6-四氟-甲氧基苯(PIP)与3-甲基吡啶(MPY)、呋喃(THF)及丁酮(MEK)间卤键结合体的键强度和性质。结果表明,复合物相互作用能从这些PIP…MPY到PIP…MEK逐渐减小,且结构上具有明显的方向性。电荷密度拓扑分析表明,C-I…N(O)属于闭壳层相互作用,键关键点处电荷电荷密度变化与相互作用能趋势一致。自然键轨道理论(NBO)表明,电荷密度从N(O)孤对电子轨道转移到C-Iσ*反键轨道。