对广6注水系统注入水防垢机理的研究与应用

广6注入水系统注入水结垢的主要原因是地层产出水中含有大量的成垢离子,加上水中含泥砂太多,在生产过程中,地层水从地层到地面温度和压力都下降,使地层水的溶解平衡被破坏,原来饱和的地层水为达到新的平衡而结晶,析出后与地层中的泥沙一起沉积在管壁上.针对这种情况,采取控制PH值、去除溶解气、进行水的软化处理等方法进行防垢,效果较好.在广6注水系统投加缓蚀阻垢剂DF-3(浓度为30mg/l),其缓蚀率为91.2%,阻垢率为97.8%.     

陆梁油田生产系统结垢机理及防垢对策研究

在陆梁油田生产系统中,生产井筒、抽油杆、集输管线、分离器、加热炉、注水管线等部位都存在不同程度的结垢现象,严重影响了油田的正常生产和安全.水质分析表明陆梁油田的采出水、注入水和地表水均为高矿化度水,有氯化钙和重碳酸氢钠两种水型,水质极不稳定,具有成垢的离子条件.垢物成份分析表明主要以碳酸钙垢为主.说明陆梁油田不同层位的采出水、注入水互不相容,在一定的温度和压力等条件下,一经混合则发生结垢.提出了相应的防垢对策,对保证油田的正常生产具有重要意义.     

老油田二次开发注采压力系统研究

以克拉玛依油田为例,利用实测的生产动态资料研究注水开发油藏注采系统的压力水平,主要包括采油井最低井底流压、采油井地层压力以及注水井极限井底流压的确定.     

SZ36-1油田三种水源水混注的实验研究

SZ36-1油田提供的注入水水样为海水、污水和地层水。注入水的结垢是影响该油田注水井吸水能力和油田注水开发效果的重要因素。水分析结果表明，海水中SO^2-4浓度高达3670mn/L，因此，注水时特别注意与海水混合水源水的Ba^2 浓度，以免产生BaSO4垢，三种水源水中均含有一定量的HCO^-3，注水时需考虑由于温度变化打破水系统的平衡而产生CaCO3垢。用正交方法对三种水源水混合水样在常温下（20℃）和地层温度（60℃）结垢趋势进行了实验研究，结果表明，三种水源水的混合水样的最大结垢量在地层温度和常温下相差很大（分别为139mg/L和12mg/L）；同时，得到了三种水源水混注的最佳配比和最差配比，为该油田的清水/污水/海水混注提供了可靠依据。     

尕斯油田注入水和地层水混注对储层的影响

利用溶度积规则预测尕斯油田注入水和地层水混注时储层的结垢类型,在此基础上通过天然岩心流动实验,分析注入水和地层水混注时地层渗透率下降的影响。结果表明,混注水在储层中主要生成CaCO3垢,储层渗透率有明显下降,且当混注水以1∶1注入时储层的渗透率下降最大。     

巷道锚注支护机理的研究

在工业性试验的基础上，应用岩石力学数值模拟软件ＦＬＡＣ，对锚注支护巷道围岩的应力和位移进行了计算分析，揭示了锚注支护与围岩的作用机理     

外排水回用于循环冷却水系统试验研究

通过静态阻垢试验、旋转挂片腐蚀试验、动态模拟试验等试验手段，对尼龙66盐外排水经处理后与新鲜的补充水按1：1混合回用于循环冷却水系统中所产生的结垢和腐蚀进行试验，结果表明系统运行正常，降低了生产成本。     

电厂水力排灰系统结垢影响因素的模拟试验

应用模拟实验法系统地研究了电厂水力排灰系统冲灰用水的硬度、碱度、ｐＨ值及灰水比、流速、混合时间对排灰系统结垢的影响,其结果对解决长期困扰电厂排灰系统防腐阻垢问题具理论和实用意义．     

SZ36-1油田水源水混注对储层损害的实验研究

根据正交实验的结果，结垢趋势及结垢类型分析，对八种阻垢进行了筛选及最佳用量评价，用激光粒度仪对用最佳与最差配比配制的混合水样在常温（20℃）和地层温度（60）℃下分别进行了测定，结果两种配比的混合水样的固相浓度，固相粒径等发生了变化，对两种酯比的混合水样在常温和地层温度下及在投加阻垢剂与未投加阻垢剂条件下对储层岩芯的损害进行了对比评价，结果表明：最佳酯比的混合水样对岩心的损害较最差配比混合水样小；同一种配比的混合水样在常温下对岩心的损害较地层温度下水；投加阻垢剂后两种配比的混合水样对岩心的损害均比未投加阻垢剂的小。     

智能变电站SF6气体密度及微水状态在线监测应用研究

SF6气体现阶段被广泛应用于高压电气设备中,在正常工况下,具有良好的绝缘性能和灭弧性能,是较为理想的绝缘及灭弧介质。但在电弧和电晕的作用下,SF6气体会分解,产生剧毒的低氟化合物,这些化合物会导致沿面的绝缘材料和金属表面恶化,引起绝缘材料的损坏。SF6的分解反应与水分有很大关系,其工作气压和微水含量的高低对设备的安全可靠工作具有直接的影响,如果SF6气体泄漏导致密度下降或气体中微水含量超标,高压电气设备就会存在安全隐患甚至导致事故发生。因此对SF6高压电气设备气体密度和微水含量的监测一直是相关行业对设备监测的一个重要的组成部分。     

注水井节点系统分析数学模型及其应用

根据注水实用计算理论,建立注水井节点系统分析数学模型,并以某注水井的实际生产资料为例计算注水井注入量和注入压力.注水井中实测值和计算值基本吻合,利用该模型可绘制注水井的动态曲线,确定目前条件下的注入量与注入压力,并可进行注水系统的参数优选和配注方案编制.     

碳酸盐岩油藏注水开发方式研究

碳酸盐岩储层储集空间以洞穴、溶蚀孔洞、裂缝为主,后期生产大都表现为天然能量不足,通常采用注水替油方式来有效地补充能量、提高油气采收率。利用ECLIPSE数值模拟软件建立单元注水、一注一采机理模型,优化注水替油、保压开采、单元注水等3种不同开发方式的注入参数,为矿场注水开发和提高采收率提供依据。     

火电厂冲灰水回收系统中的除垢试验研究 (Ⅰ)高效阻垢剂的筛选和研制

通过研究国内常用阻垢剂的性能及在各种水质条件下的阻垢效果,经过理论分析和大量试验,研制出了高效复合阻垢剂———ＷＵ ２阻垢剂．     

不稳定注水在广华油田广一区的应用

不稳定注水是油田开发中后期改善水驱效果的一种重要方法。针对广华油田广一区进入特高含水开发期的具体情况,我们采用不稳定注水的方式,并辅之以油井补孔、放大压差采油、老井恢复生产等措施,用以改善水驱效果,在控制油井含水上升,挖掘剩余油潜力方面,取得了较好效果。目前采出程度51.48%,已达到二次采油阶段较高原油采收率。     

机械式智能分层注水工艺技术研究与应用

针对目前海上油田注水技术存在调配工作量大,测调周期长,测调精度低,受井斜影响严重等问题,开展了机械式分层注水工艺技术研究。该工艺技术首次采用液压机械式控制方式,并集成了智能化井下监测、自动化工具调控等特点,实现了实时监测、在线测调的功能。此项工艺技术2017年6月在渤海某油田X井的成功应用,表明分层注水工具性能可靠,在线实时测调,提高了测调效率,可适用酸化、井间示踪剂等作业,为渤海油田分层注水开发技术提供了新的思路。     

泵控泵技术在海一联注水系统的应用

注水开发油田的注水电耗占原油生产总成本的比例较大,为降低能耗,通过对泵站改造方案的比较和泵串联特性分析,提出了用增压泵控制串接大功率注水泵的泵控泵(Pump-Control-Pump)技术.PCP技术在海一联合站注水系统的应用,解决了注水泵泵效低、泵管压差大、单耗高等问题,节能效果明显.     

注采调控技术在吴仓堡长6油藏中的应用

鄂尔多斯盆地中生界开发层系均为低压油藏,注水开发是低渗透油藏提高采收率、提高开发效益的有效手段,是低渗透油藏实现长期稳产的根本保证。以控制吴仓堡地区长6低渗透油藏含水上升速度,减缓递减,实现长期稳产为目的,分析了精细注采调控技术在吴仓堡长6油藏的应用效果,并进一步对区内开发存在的问题和下步与开发相关的研究提出了建议。     

烷醇酰胺表面活性剂在降压增注技术中的性能与应用研究

针对我国油田部分注水井注入压力高、注水驱替效率低的情况,进行了烷醇酰胺表面活性剂在降压增注技术中的性能与应用研究.室内完成了烷醇酰胺表面活性剂体系界面张力、界面张力稳定性能研究以及岩心驱替评价试验研究.实验结果表明,烷醇酰胺表面活性剂油水界面张力达到10^-2mN/m数量级,且具有较好的界面张力稳定性,同时也验证了烷醇酰胺表面活性剂具有较强的抗盐能力和较大的吸附量.岩心驱替评价实验表明,烷醇酰胺表面活性剂对岩心的降压效果较好,降低了注入聚合物溶液压力20%以上.同时,为进一步验证表面活性剂降压增注技术的可行性,对大庆油田采油二厂的7口井进行了表面活性剂现场注入实验,取得了显著的降压增注效果,单井最长增注量达3 600 m^3,单井有效期最长达130天.     

大型集中空调循环水系统停泵水锤成因分析及防护

从停泵时回水和供水对水泵及止回阀造成的压力脉冲角度,分析了空调循环系统水锤产生的过程和原因,指出了大型空调水系统水锤的严重危害,给出了水锤压力估算的基本方法,并从设计和运行等方面介绍了防治和消除水锤现象的措施．