歧口17-2油田水质处理流程调整研究

歧口17-2油田实行清污混注后,注入水含油浓度超标,急需对水质处理流程进行调整。对注水流程各节点含油浓度的检测结果显示,水力旋流器除油效率低是导致注入水含油超标的关键节点。对水力旋流器运行参数进行了优化,结果表明,当PDR值为1.75,流量为95 m3/h时,水力旋流器除油率可提高到70%以上,注入水含油浓度满足控制指标要求。     

基于FS98021的高精度压力数据采集仪的设计

介绍了台湾富晶单片机FS98021的主要特点，以及基于FS98021单片机的高精度压力数据采集仪的软、硬件设计方法。以FS98021为控制单元的压力数据采集仪结构简单，采集数据精度高，稳定性好，有很高的推广价值。     

海上油田分注分采效果及其影响因素数值模拟——以渤海SZ36-1油田为例

依据渤海SZ36–1油田地质特征和流体性质,通过建立排状注采井网地质模型,利用CMG油藏数值模拟软件,开展了笼统注采、水井单独分注和"分注+分采"三种注采方式下的增油效果,以及影响"分注+分采"增油效果的因素研究。结果表明,实施分注分采有利于进一步扩大各层注入水波及体积,提高水驱采收率,但过早或过晚实施分采均会减弱增油效果,排状注采井网的最佳分采时机为含水90%,最优分注率为33%;随井排距比增大,采收率增幅呈现"先升后降"的趋势,合理井排距比为1.25;对平面非均质性强的油藏,实施分注分采可调整平面矛盾,改善驱替前缘呈"矩形"推进,从而提升增油效果。     

渤海绥中36-1油田原油消泡剂的研制与国产化

根据原油消泡剂的作用机理和海上作业对它的技术要求 ,研制了BHX 0 2水基消泡剂和BHX 0 3油基消泡剂。绥中 36 1油田现场试验结果表明 ,BHX 0 2水基消泡剂和BHX 0 3油基消泡剂使用效果良好 ,可以替代进口产品D 30 90和EX 90 6消泡剂。目前绥中 36 1油田已实现了原油消泡剂的国产化。     

井网类型对"堵/调/驱"综合治理效果的影响——以渤海LD5-2油田为例

LD5-2油田具有储层厚度大、平均渗透率高、非均质性强和原油黏度高等特点,长期注水开发加剧了储层非均质性.为了遏制水驱开发无效循环、提高油田开发效果,以渤海LD5-2油田为例,通过室内大尺寸岩心模型,开展了"调剖+调驱+驱油"措施组合与井网类型适应性实验研究.结果表明:与直井井网相比较,水平井井网注入井渗滤面积较大,注入压力较低,调剖剂难以进入中、低渗透层,措施后中、低渗透层吸液压差增幅较大,后续微球和高效驱油剂吸入量较多,扩大波及体积和提高洗油效率效果较好,采收率增幅较大;与水平井布置在中渗透层井网相比较,水平井贯穿高、中、低渗透层井网时,调剖剂可以更多进入中、高渗透条带,发挥宏观液流转向作用,促使后续调驱剂和高效驱油剂转向进入低渗透层,发挥深部调剖和原油降黏作用,采收率增幅较大.由此可见,"调剖+调驱+驱油"措施组合可以形成协同效应,进而可以取得更好增油降水效果.     

海上油田小井眼分注井测调一体化工艺研究

针对海上油田小井眼注水井缺乏高效测调分注工艺的技术现状,在现有大尺寸边测边调分注工艺基础上,创新设计了高效测调分注工艺、分注管柱、注水工作筒及验封测调一体化仪器,形成了适用于海上油田82.6 mm(3.25 in)内通径的小井眼分注井测调一体化工艺技术。采用该工艺技术可使小井眼注水井的分注层数不受限、单层流量不小于1000 m³/d,测调时效和成功率高,且具备测试通道。海上油田小井眼分注井测调一体化工艺技术现场应用了11口井,验封调配144层次,一次性验封测调成功率97.3%以上,平均单井测调时间在6 h以内,分层验封效果可达90%以上,分层流量测调误差在10%以内,测调精度在2%以内,分层配水合格率超过95%。该工艺技术可以满足当前海上油田小井眼注水井精细化注水的开发需求。     

稠油油藏蒸汽吞吐注入能力影响因素研究

蒸汽吞吐作稠油油藏开发的主力技术,为稠油开发作出了巨大的贡献,但是目前对于蒸汽吞吐稠油油藏注汽能力影响因素以及各个因素影响程度的研究还不充分。为防止汽窜、 超覆等,提高蒸汽的热利用率,通过室内实验,在考虑油藏渗透率、注汽速度、注汽温度以及原油黏度的情况下,研究了蒸汽吞吐稠油油藏的吸汽规律,基于均一化研究,分析了上述影响因素对吸汽能力的影响程度,明确了不同注采参数的影响规律,为油田稠油油藏蒸汽吞吐开发方案制定提供指导。     

反向原子转移自由基反应体系及其研究进展

反向原子转移自由基聚合(R-ATRP)是一种更优于传统ATRP方法的活性/可控聚合方法。本文概述了反向ATRP的反应机理,详细介绍了其反应体系的研究进展,包含聚合方法、引发剂、催化剂、单体等方面,并对反向原子转移自由基聚合研究的发展方向进行了展望。