飽和壓力
- 順北高溫超高壓縫洞型油藏原油相態(tài)性質(zhì)測(cè)定及分析
度對(duì)應(yīng)的原油飽和壓力,確保取得的樣品是單一油相;②在實(shí)驗(yàn)室將取樣器加熱至取樣溫度,取樣器打開壓力與取樣點(diǎn)壓力偏差小于3%,確保樣品運(yùn)輸過程沒發(fā)生泄露;③取樣時(shí)油藏生產(chǎn)穩(wěn)定,生產(chǎn)氣油比不隨產(chǎn)量變化而明顯波動(dòng),確保取樣時(shí)儲(chǔ)層中沒有發(fā)現(xiàn)相變現(xiàn)象,且從儲(chǔ)層進(jìn)入井底的流體和從井中取得的流體一直,同時(shí)要確保取得樣品中含水率小于5%;④條件允許情況下應(yīng)取3支樣品,至少有兩支樣品泡點(diǎn)壓力相對(duì)偏差小于3%,確保樣品的重復(fù)性。結(jié)合井下樣代表性評(píng)價(jià)準(zhǔn)則,分析明確順北1、5號(hào)帶上
科學(xué)技術(shù)與工程 2023年31期2023-12-09
- PBAT/PVA復(fù)合材料發(fā)泡行為及抗收縮性能研究
0~89℃、飽和壓力20MPa、飽和時(shí)間6h的條件下, 得到了孔徑小于4μm的發(fā)泡材料; Cui等[16]選擇EGMA作為擴(kuò)鏈劑對(duì)PBAT改性, 制備了雙峰泡孔的發(fā)泡材料; Shi等[17]將PLA、PBAT、CaCO3共混后在45℃、12MPa下保壓15h, 然后放入150℃的硅油中發(fā)泡6s, 制得了平均泡孔尺寸為2.76μm的發(fā)泡材料. 盡管現(xiàn)有研究已極大改善了PBAT的可發(fā)泡性, 然而其制備的產(chǎn)品體積膨脹率仍較低. 聚乙烯醇(PVA)也是一種可降解的
寧波大學(xué)學(xué)報(bào)(理工版) 2023年3期2023-05-26
- 近臨界揮發(fā)油藏CO2-近臨界揮發(fā)油-地層水三相相態(tài)實(shí)驗(yàn)
揮發(fā)油流體的飽和壓力增加,氣油比增加,原油的密度下降;當(dāng)注入N2的摩爾分?jǐn)?shù)達(dá)到40%時(shí),該近臨界揮發(fā)油流體轉(zhuǎn)變?yōu)榻R界凝析氣流體。張利明等[19]分析凝析氣藏循環(huán)注氣開發(fā)中后期重力分異特征認(rèn)為,在飽和壓力附近,近臨界揮發(fā)油藏和近臨界凝析氣藏有相似性,而在低于飽和壓力后有明顯的差別。本文以真實(shí)的近臨界揮發(fā)油藏地層流體為實(shí)驗(yàn)對(duì)象,本著由簡(jiǎn)單到復(fù)雜的研究思路,首先從單相近臨界揮發(fā)油流體的相態(tài)特征實(shí)驗(yàn)入手,其次開展CO2-近臨界揮發(fā)油兩相相平衡規(guī)律實(shí)驗(yàn)研究,最后開
大慶石油地質(zhì)與開發(fā) 2022年6期2022-12-03
- 二氧化碳混相壓裂吞吐實(shí)驗(yàn)
2.1 原油飽和壓力原油飽和壓力的變化規(guī)律見圖4。由圖4可知:原始原油的飽和壓力為25.20 MPa,注入CO2后,原油飽和壓力隨CO2摩爾分?jǐn)?shù)的增加而增大,且飽和壓力增幅不斷變大;當(dāng)CO2摩爾分?jǐn)?shù)達(dá)到35%時(shí),原油飽和壓力接近目前地層壓力;當(dāng)CO2摩爾分?jǐn)?shù)為50%時(shí),原油的飽和壓力上升至40.35 MPa;當(dāng)CO2摩爾分?jǐn)?shù)達(dá)到60%時(shí),原油的飽和壓力達(dá)到47.49 MPa,接近原始地層壓力,表明在原始地層壓力下原油可溶解摩爾分?jǐn)?shù)大于60%的CO2,并達(dá)到
特種油氣藏 2022年5期2022-11-22
- 瑪湖凹陷致密礫巖油藏CO2異步吞吐提高采收率
mPa·s,飽和壓力為26 MPa,目前油藏溫度為80 ℃,地層壓力為34 MPa。取自M13-3 井的巖心樣品A 和B 的滲透率分別為1.22 mD 和1.58 mD,孔隙度分別為9.86%和11.02%。實(shí)驗(yàn)用水按照實(shí)際地層水配制(CaCl2水型,礦化度為20 512.59 mg/L),實(shí)驗(yàn)用CO2純度為99.99%。2.2 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)按照油藏實(shí)際設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)方案,考慮CO2與原油的接觸狀態(tài)并結(jié)合最小混相壓力確定注采壓力。實(shí)驗(yàn)設(shè)定溫度為80 ℃,在原始地層壓
新疆石油地質(zhì) 2022年2期2022-03-25
- 注氮?dú)鈱?duì)揮發(fā)性油藏流體相態(tài)特征影響實(shí)驗(yàn)研究
a·s,原始飽和壓力為34.1 MPa,氣油比445 m3/m3,體積系數(shù)2.70,地層油體積收縮率63.0%,地層油組分甲烷(C1)含量為55.0%,中間烴(C2~6)含量為27.3%,重質(zhì)組分(C7+)含量為17.7%,屬于揮發(fā)性原油(見圖1)。圖1 堡古2 區(qū)塊原始狀態(tài)流體三元相圖Fig.1 The ternary phase diagram of the original fluid in the Pugu 2 block堡古2 區(qū)油藏投產(chǎn)后依靠溶
石油化工應(yīng)用 2022年2期2022-03-17
- 基于機(jī)理研究的稠油蒸汽吞吐可行性評(píng)價(jià)
——以旅大27-2油田為例
地層壓力大于飽和壓力時(shí),原油的氣油比等于原始溶解氣油比。當(dāng)?shù)貙訅毫π∮?span id="syggg00" class="hl">飽和壓力時(shí),原油溶解氣油比隨開采壓力的降低而減小。為了分析旅大原油對(duì)天然氣的溶解性、溶解氣油比對(duì)原油黏度的影響,進(jìn)行了PVT實(shí)驗(yàn)。圖3為注氣綜合實(shí)驗(yàn)曲線。圖3 注氣高壓物性曲線旅大27-2-7井原始地層壓力為11.4 mPa,飽和壓力為6.7 MPa,原始溶解氣油比為8.3 m3/m3。從圖3可以看出,飽和壓力下原油黏度約為581 mPa·s,而脫氣油黏度達(dá)到1 861 mPa·s,為飽
科技和產(chǎn)業(yè) 2021年4期2021-04-23
- HFE-7100工質(zhì)穩(wěn)態(tài)臨界沸騰傳熱實(shí)驗(yàn)研究
表面粗糙度及飽和壓力對(duì)池沸騰臨界熱通量的作用機(jī)理。本文考察不同飽和壓力條件下HFE-7100工質(zhì)在光滑及粗糙表面的穩(wěn)態(tài)臨界沸騰傳熱,對(duì)沸騰臨界狀態(tài)下的工質(zhì)沸騰相變動(dòng)態(tài)過程進(jìn)行可視化研究,并測(cè)試不同工況下的沸騰臨界熱通量。采用的銅基表面平均粗糙度范圍為0.019~0.587 μm,飽和壓力試驗(yàn)范圍為絕壓0.07~0.20 MPa。同時(shí)本文將臨界熱通量實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)與相關(guān)預(yù)測(cè)模型進(jìn)行對(duì)比,并通過引入代表表面粗糙度及飽和壓力的相關(guān)無因次參數(shù)建立臨界熱通量參數(shù)K預(yù)測(cè)關(guān)聯(lián)
原子能科學(xué)技術(shù) 2021年4期2021-04-20
- 縫洞型碳酸鹽巖油藏新型油藏生產(chǎn)指示曲線
,地層壓力與飽和壓力差值較大,可達(dá)50 MPa 以上,原始地層壓力與飽和壓力下的原油壓縮系數(shù)差別很大,可相差幾倍,甚至十幾倍[7-9]。因此,縫洞型油藏根據(jù)該油藏生產(chǎn)指示曲線進(jìn)行油藏驅(qū)動(dòng)類型判斷、地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算與油藏動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)等研究將會(huì)存在明顯的誤差。針對(duì)縫洞型碳酸鹽巖油藏,通過建立原油體積系數(shù)、原油壓縮系數(shù)與地層壓力的函數(shù)關(guān)系式,簡(jiǎn)化彈性驅(qū)動(dòng)物質(zhì)平衡方程,建立新型的油藏生產(chǎn)指示曲線,以期能夠更加準(zhǔn)確地進(jìn)行油藏研究。1 油藏生產(chǎn)指示曲線存在問題彈性驅(qū)動(dòng)是指開采
巖性油氣藏 2021年2期2021-04-08
- 碳纖維增強(qiáng)微孔可燃?xì)んw的制備及性能研究
定的壓力,即飽和壓力Ps,關(guān)閉注氣閥,取下高壓釜。然后將高壓釜放入已設(shè)定飽和溫度為Ts的恒溫水浴鍋中保溫;待達(dá)到飽和時(shí)間ts后,打開高壓釜快速卸壓并移至設(shè)定發(fā)泡溫度為Tf的恒溫油浴鍋中,采用升溫法進(jìn)行發(fā)泡,達(dá)到發(fā)泡時(shí)間tf后,再迅速將樣品放入冷水中冷卻定型,最后將樣品取出放入水浴烘箱中干燥。圖1 制備微孔可燃?xì)んw工藝流程圖1.3 測(cè)試表征利用掃描電子顯微鏡(SEM)觀察可燃?xì)んw斷面的形貌結(jié)構(gòu)。采用JJ-20擺錘沖擊試驗(yàn)機(jī)對(duì)可燃?xì)んw發(fā)泡前后的沖擊強(qiáng)度進(jìn)行測(cè)試
火炸藥學(xué)報(bào) 2021年1期2021-03-08
- CO2增能壓裂在低滲透儲(chǔ)層的應(yīng)用
后降低壓力至飽和壓力后測(cè)量油樣體積。(2)在飽和壓力下在PVT 分析儀中注入一定量的CO2,然后升壓至CO2全部溶解在原油當(dāng)中,達(dá)到新的飽和壓力。(3)對(duì)CO2-原油體系的物性參數(shù)(密度、黏度、組分、飽和壓力、體積膨脹系數(shù)等)進(jìn)行測(cè)量后,改變壓力和溫度,在達(dá)到新的飽和點(diǎn)后測(cè)量新的CO2-原油體系的物性參數(shù)(見表1)。由表1 可以看出,注入CO2后CO2-原油體系的飽和壓力逐步變大且隨著注入量的增加,飽和壓力的增加幅度也在增加,當(dāng)注入30 mol/mol%的
石油化工應(yīng)用 2021年1期2021-02-25
- 不同壓力下HFE-7100在光滑銅基表面的飽和池沸騰傳熱實(shí)驗(yàn)
[8]考察了飽和壓力對(duì)核化池沸騰傳熱的影響,分別測(cè)試了工質(zhì)FC?72在針肋及平滑表面、水在納米涂層表面的沸騰傳熱曲線,發(fā)現(xiàn)傳熱系數(shù)及臨界熱通量隨著飽和壓力的增大而增加,其規(guī)律與Chen 等[9]和Gorenflo 等[10]的 實(shí) 驗(yàn) 結(jié) 果 相 似。Sakashita[11]通過可視化池沸騰實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn),表面有效核化點(diǎn)數(shù)量隨著系統(tǒng)壓力的增大而增加,核化點(diǎn)密度與飽和壓力的1.5 次方成正比。同時(shí),Sakashita和Ono[12]指出氣泡脫離直徑隨系統(tǒng)壓力的增
化工進(jìn)展 2021年1期2021-01-18
- 海相頁(yè)巖孔隙度GRI測(cè)定方法優(yōu)化
數(shù)主要是氣體飽和壓力和平衡時(shí)間??紫抖葴y(cè)定時(shí),不管是高含黏土的碎屑巖、碳酸鹽巖(膏巖)還是頁(yè)巖,其礦物結(jié)晶水(或結(jié)合水、黏土束縛水)不能去除[25],否則將導(dǎo)致孔隙度結(jié)果偏大,因?yàn)樗鼈冋紦?jù)的孔隙空間不是油氣的儲(chǔ)集空間。對(duì)于常規(guī)儲(chǔ)層柱塞樣,氦氣法孔隙度測(cè)定的平衡時(shí)間在幾分鐘內(nèi)即可達(dá)到平衡[19]。頁(yè)巖因發(fā)育大量微孔和閉孔,氣體分子難以快速進(jìn)入,可能需要數(shù)小時(shí)或數(shù)天才能平衡[26-27]。因此,頁(yè)巖碎樣總孔隙度(GRI法)測(cè)定需要進(jìn)一步完善樣品烘干溫度、粉碎粒
天然氣工業(yè) 2020年10期2020-11-03
- XG油田注CO2氣膨脹實(shí)驗(yàn)研究
錄此狀態(tài)下的飽和壓力與膨脹體積;之后注入比前次實(shí)驗(yàn)更大量的氣體,并記錄新的飽和壓力和膨脹體積,如此持續(xù)進(jìn)行,如圖1類型A所示。圖1 原油注氣膨脹實(shí)驗(yàn)隨著注入氣量的不斷增加,壓力須不斷升高至新的峰值才可以使CO2氣體完全溶于原油中。當(dāng)實(shí)驗(yàn)壓力高于目標(biāo)地層破裂壓力時(shí),該實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)僅作為研究參考,無實(shí)際應(yīng)用價(jià)值,此時(shí)PVT容器中為氣液兩相,如圖1類型B所示。本次實(shí)驗(yàn)共設(shè)計(jì)了7組,注入氣比例分別從5 %~35%mol體積,以5%幅度遞增,注入氣采用的純度為99.99
綠色科技 2020年16期2020-10-13
- 潛油電泵井產(chǎn)能預(yù)測(cè)軟件的設(shè)計(jì)
式中:Qb為飽和壓力下的油井產(chǎn)量(m3/d);Qmi為油氣滲流時(shí)理論最大產(chǎn)量(m3/d);Jo為采油指數(shù)(m3/(MPa·d));Pb為飽和壓力(MPa);PR為地層壓力(MPa);Qmax為純油滲流時(shí)的最大產(chǎn)量(m3/d);Q 為油井產(chǎn)量(m3/d);fw為含水率(%);Pwf為流壓(MPa)。2.2 油、氣、水滲流時(shí)的計(jì)算(1)普通賦值語句:是把制定的參數(shù)值賦給某個(gè)變量或某個(gè)帶有屬性的對(duì)象,是為變量和控件屬性賦值的主要方法。如式1 中對(duì)飽和壓力下的油井
化工管理 2020年16期2020-10-03
- 金南油田地層原油相態(tài)及注CO2膨脹實(shí)驗(yàn)研究
系測(cè)試,得到飽和壓力值、壓力與體積系數(shù)、壓縮系數(shù)等數(shù)據(jù)之間的關(guān)系曲線。(3)黏度測(cè)試:將地層原油樣品保持單相轉(zhuǎn)入高溫高壓落球式黏度計(jì)中,在地層溫度下測(cè)定其在各個(gè)壓力點(diǎn)下的黏度。(4)密度測(cè)試:測(cè)定單次閃蒸分離出來的脫氣原油密度。換算成地層溫度下各個(gè)壓力點(diǎn)下的原油密度。1.2 注CO2膨脹實(shí)驗(yàn)方法(1)將地層原油樣品在高于飽和壓力下保持單相轉(zhuǎn)入實(shí)驗(yàn)儀器中,在地層溫度(84.8 ℃)下穩(wěn)定不少于4 h,進(jìn)泵升壓至地層壓力22.50 MPa,測(cè)定此時(shí)原油樣品的體
非常規(guī)油氣 2020年2期2020-08-02
- 基于噴動(dòng)床技術(shù)的超臨界CO2 聚氨酯珠粒發(fā)泡工藝
了飽和溫度、飽和壓力、飽和時(shí)間及其相互作用對(duì)珠粒發(fā)泡行為的影響,并通過響應(yīng)面法優(yōu)化工藝條件,得到發(fā)泡倍率8.04、平均泡孔直徑74.2 μm、泡孔密度 1.46×107個(gè)/cm3的 ETPU?,F(xiàn)有研究都建立在高壓釜法這一工藝上,此工藝將聚合物顆粒和發(fā)泡劑共同加入高壓攪拌釜中進(jìn)行飽和,為保證良好的傳質(zhì)傳熱,同時(shí)避免顆粒粘結(jié),需向其中加入水作為分散劑,有時(shí)還需將表面活性劑、碳酸鈣和高嶺土等作為分散助劑加入,因此產(chǎn)生大量廢水[10–12]。無水噴動(dòng)床發(fā)泡技術(shù)使用
工程塑料應(yīng)用 2020年5期2020-05-18
- 冀東淺層稠油油藏CO2/N2復(fù)合氣體吞吐提高采收率的可行性*
觸后對(duì)地層油飽和壓力、體積系數(shù)、黏度等高壓物性的影響;其次,利用室內(nèi)長(zhǎng)巖心開展復(fù)合氣體吞吐物理模擬實(shí)驗(yàn),對(duì)比不同CO2與N2比例的復(fù)合氣體注入后的增壓能力和增油效果。結(jié)合PVT測(cè)試結(jié)果和物理模擬的實(shí)驗(yàn)結(jié)果,系統(tǒng)分析CO2/N2復(fù)合氣體提高稠油油藏采收率的相關(guān)作用機(jī)理。1 實(shí)驗(yàn)部分1.1 材料與儀器實(shí)驗(yàn)用油為冀東G區(qū)塊地層油樣;實(shí)驗(yàn)用水為G區(qū)塊模擬地層水,礦化度1572 mg/L,其中含Na++K+473 mg/L、Mg2+15 mg/L、Ca2+22 mg
油田化學(xué) 2020年1期2020-04-07
- 不同油藏壓力下CO2驅(qū)最小混相壓力實(shí)驗(yàn)研究
壓力低至原始飽和壓力后,溶解在原油中的溶解氣會(huì)部分脫出,此時(shí)根據(jù)原始地層流體測(cè)試獲得的MMP是不準(zhǔn)確的。為此,根據(jù)儲(chǔ)層物性和原油性質(zhì)等從中國(guó)西部某油田篩選出8 個(gè)典型區(qū)塊作為研究對(duì)象,編號(hào)依次為S1—S8,結(jié)合高壓物性分析、細(xì)管實(shí)驗(yàn)、多相多組分?jǐn)?shù)值模擬,研究不同油藏壓力下的MMP變化規(guī)律,以期為該油田CO2提高采收率機(jī)理和CO2混相驅(qū)應(yīng)用潛力提供理論依據(jù),為持續(xù)推廣CO2混相驅(qū)技術(shù),保持目標(biāo)油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)及CO2混相驅(qū)技術(shù)整體布局提供技術(shù)支撐。1 實(shí)驗(yàn)器材與
油氣地質(zhì)與采收率 2020年1期2020-03-24
- 溫度和氣體對(duì)稠油物性的影響*
體加量對(duì)體系飽和壓力的影響、汽油比與飽和壓力之間的關(guān)系、不同溫度下氣體對(duì)稠油黏度的影響等進(jìn)行詳細(xì)分析。筆者采用PVT 分析儀測(cè)試了氣體對(duì)稠油飽和壓力和溶解氣油比的影響;采用Haake RS6000 流變儀的密閉系統(tǒng),研究了溫度及添加氣體(N2、CO2)對(duì)渤海某油田稠油黏度的影響。1 實(shí)驗(yàn)部分1.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備PVT 分析儀,揚(yáng)州華寶石油儀器有限公司;Haake Reo 6000 模塊化流變儀,賽默飛世爾科技公司;利用帶高壓密閉磁力測(cè)試容器的Haake Reo
油田化學(xué) 2019年2期2019-08-01
- M110區(qū)長(zhǎng)8油藏合理流壓研究
(地層壓力>飽和壓力>流壓),油層中存在單相油流或油水兩相流動(dòng),流壓與油井產(chǎn)量之間呈線性關(guān)系,滲流符合達(dá)西定律:對(duì)于水驅(qū)油藏,當(dāng)油井流動(dòng)壓力低于飽和壓力,由于原油脫氣,油相的流動(dòng)能力將發(fā)生變化,此時(shí)油相相對(duì)流動(dòng)能力Ko可表示為:其中,Vm= Vo+Vw+Vg,式中Vo、Vw、Vg為井下油層部位油、氣、水的體積流量,m3/d。將式(3)、(4)、(5)代入式(2)得到井底附近油層中油的相對(duì)流動(dòng)能力:如果井底壓力大于飽和壓力,則R=0。當(dāng)井底流壓低于飽和壓力時(shí)
石油知識(shí) 2019年1期2019-02-26
- 超臨界CO2發(fā)泡熱塑性聚烯烴彈性體材料的研究
OE2.2 飽和壓力和發(fā)泡溫度對(duì)發(fā)泡材料密度和發(fā)泡倍率的影響研究飽和壓力對(duì)發(fā)泡POE材料密度的影響時(shí),設(shè)工藝參數(shù)為發(fā)泡溫度55、60、65、70 ℃,飽和時(shí)間為30 min,飽和壓力為8、10、12、14 MPa,實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3(a)所示。圖3(a)中可以看出,在相同發(fā)泡溫度的條件下,發(fā)泡材料的密度隨著飽和壓力的增加而降低,這由于氣體的溶解度隨著飽和壓力的增加而增加,溶解在熔體內(nèi)的氣體對(duì)發(fā)泡體系具有明顯的增塑作用[6],從而使POE變形和發(fā)泡能力得到增強(qiáng),
中國(guó)塑料 2019年1期2019-01-29
- CO2輔助蒸汽提高春光超稠油開發(fā)效果實(shí)驗(yàn)研究
氣混合體系的飽和壓力;④通過壓力平衡轉(zhuǎn)樣的方法將溶解了 CO2的油氣混合體系飽和進(jìn)填砂巖心模型中;⑤模型管出口尾壓設(shè)定大于CO2飽和壓力。3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論3.1 春光超稠油不同條件下黏度測(cè)試春10區(qū)塊原始油樣的乳化含水率為19.12%,脫水后乳化含水率小于0.5%。分別測(cè)試原始油樣與脫水樣品在常壓條件下的黏-溫關(guān)系,同時(shí)還測(cè)試了7.5 MPa和13.6 MPa壓力下脫水原油黏-溫關(guān)系,測(cè)試結(jié)果見圖1。圖1 春10區(qū)塊原油黏-溫關(guān)系通常條件下,測(cè)試春10區(qū)
石油地質(zhì)與工程 2018年6期2018-12-19
- 超臨界二氧化碳在球扁藥中的溶解性能研究
數(shù),發(fā)現(xiàn)隨著飽和壓力的增加,SC-CO2溶解量和解吸附擴(kuò)散系數(shù)相應(yīng)增大;溫度升高促使SC-CO2溶解量降低,而解吸附擴(kuò)散系數(shù)則得到相反的結(jié)果。Sun等[10]對(duì)SC-CO2在硝化棉中的溶解行為進(jìn)行了研究,得出了飽和溫度、飽和壓力、飽和時(shí)間等參數(shù)對(duì)SC-CO2溶解量的影響趨勢(shì),并應(yīng)用傅氏轉(zhuǎn)換紅外線光譜分析儀(FTIR)研究了共溶劑對(duì)硝化棉的增塑作用。此外,聚合物吸收CO2的過程會(huì)導(dǎo)致壓力的降低,Primel等[11]利用狀態(tài)方程,通過密閉容器內(nèi)壓力的變化研究
兵工學(xué)報(bào) 2018年10期2018-11-07
- CO2在準(zhǔn)噶爾盆地昌吉油田吉7井區(qū)稠油中的溶解性研究
層原油密度、飽和壓力、泡點(diǎn)壓力下原油體積系數(shù)以及溶解氣油比等參數(shù)的變化規(guī)律,論證了CO2驅(qū)油技術(shù)在研究區(qū)特深層稠油油藏開發(fā)中的可行性。本文旨在通過室內(nèi)原油注CO2實(shí)驗(yàn)和細(xì)管驅(qū)替等實(shí)驗(yàn)研究CO2在吉7井區(qū)稠油中的溶解特性,為論證CO2驅(qū)油技術(shù)在特深層稠油油藏開發(fā)中的適用性提供依據(jù)。1 地質(zhì)概況昌吉油田吉7井區(qū)行政上隸屬于新疆維吾爾自治區(qū)吉木薩爾縣,在吉木薩爾縣城北約14km;構(gòu)造上位于準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷東斜坡,臨近古西凸起(圖1),面積約為50km2[2
中國(guó)石油勘探 2018年5期2018-10-18
- 海上油田晚期注水開發(fā)實(shí)踐
110,原油飽和壓力為 6.23~6.87 MPa,原油體積系數(shù)為1.1。地層水總礦化度為12 077~16 931 mg/L,水型為NaHCO3型。油藏屬于正常的壓力和溫度系統(tǒng)。33S油藏于1990年12月投產(chǎn),共 3套層系,實(shí)行單層分層開采。該油藏初期采用天然水驅(qū),于1999年7月開始逐步實(shí)施注水開發(fā)。注水分2期進(jìn)行,第1期實(shí)施注水的油層包括33-4、33-6、34-1W,實(shí)施時(shí)間為1999年7月~2000年8月;第2期注水油層為34-1E,于2005
- 鋸齒扁管內(nèi)沸騰換熱試驗(yàn)
·s),工作飽和壓力為0.27~0.46 MPa,加熱熱流密度為9~42 kW/m2。試驗(yàn)結(jié)果表明:相同結(jié)構(gòu)的通道,當(dāng)量直徑小換熱能力更強(qiáng);熱流密度和飽和壓力對(duì)沸騰換熱的影響與一個(gè)干度值有關(guān)。當(dāng)干度小于此值時(shí),沸騰換熱系數(shù)會(huì)隨著熱流密度及飽和壓力增大而增大;而當(dāng)干度大于此值時(shí),沸騰換熱系數(shù)隨著干度增大而急劇下降,熱流密度和飽和壓力對(duì)換熱的影響較??;該干度值會(huì)隨著熱流密度或飽和壓力增大而逐漸變小。質(zhì)量流率對(duì)沸騰換熱的影響與熱流密度有關(guān),隨著熱流密度增大,質(zhì)量
航空學(xué)報(bào) 2017年3期2017-11-20
- 原油脫氣對(duì)揮發(fā)性油藏產(chǎn)液能力的影響
當(dāng)?shù)貙訅毫υ?span id="syggg00" class="hl">飽和壓力以上時(shí),隨井底流壓的降低,油藏產(chǎn)液能力降低,但不明顯,當(dāng)?shù)貙訅毫υ?span id="syggg00" class="hl">飽和壓力以下時(shí),隨井底流壓的降低,油藏產(chǎn)液能力降低明顯;隨油藏含水率的逐漸增高,原油脫氣對(duì)油藏產(chǎn)液能力的影響逐漸減小。原油脫氣;揮發(fā)性油藏;產(chǎn)液能力;影響因素地層壓力低于飽和壓力時(shí),原油會(huì)發(fā)生脫氣現(xiàn)象,油藏中流體由油水兩相滲流變?yōu)橛蜌馑酀B流,從而影響非均質(zhì)砂巖油藏的產(chǎn)液能力,進(jìn)而影響驅(qū)油效率及最終采收率。國(guó)內(nèi)許多專家學(xué)者針對(duì)該問題[1-5],采用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)方法研究了不同
承德石油高等??茖W(xué)校學(xué)報(bào) 2017年4期2017-10-21
- 準(zhǔn)噶爾盆地未飽和油藏飽和壓力初探
地未飽和油藏飽和壓力初探張輝(新疆油田公司百口泉采油廠,新疆 克拉瑪依 834000)統(tǒng)計(jì)準(zhǔn)噶爾盆地油氣藏171口油井開發(fā)初期的飽和壓力、溶解氣油比、原油體積系數(shù)、流體密度等物性參數(shù),分析各變量的相關(guān)性。以油層物理理論為依據(jù),建立飽和壓力數(shù)學(xué)模型,解析出準(zhǔn)噶爾盆地油藏飽和壓力數(shù)學(xué)計(jì)算式。飽和壓力;流體物性;數(shù)學(xué)模型;準(zhǔn)噶爾盆地根據(jù)油氣性質(zhì)等我們把油氣藏分為油藏、臨界態(tài)油氣藏、和氣藏。本文研究的是油藏的飽和壓力。主要方法是根據(jù)油層物理原理及油藏流體物性規(guī)律,
化工管理 2017年27期2017-10-13
- X油藏注氣混相驅(qū)可行性實(shí)驗(yàn)研究
MPa,原油飽和壓力為11.06 MPa,注N2后飽和壓力上升迅速,在原始地層條件下難以實(shí)現(xiàn)混相,表現(xiàn)出典型的非混相特征;注CO2后飽和壓力上升較平緩,細(xì)管法測(cè)得的最小混相壓力為28.03 MPa,說明利用CO2可實(shí)現(xiàn)CO2的混相驅(qū)替,而且最終的驅(qū)替效果比較理想。說明該油藏可開展注CO2混相驅(qū),為進(jìn)一步的開發(fā)方案調(diào)整提供了依據(jù)和合理的建議。N2CO2飽和壓力 混相驅(qū)替X底水油藏位于新疆維吾爾自治區(qū)輪臺(tái)縣境內(nèi),構(gòu)造隸屬東北坳陷區(qū)沙雅隆起阿克庫(kù)勒凸起上的一個(gè)局
石油與天然氣化工 2017年4期2017-08-30
- 地下流體脫氣對(duì)油藏產(chǎn)液能力影響研究
地層壓力低于飽和壓力后,脫氣造成流體的粘度、滲透率變化幅度較大。本文通過相滲曲線變化探討脫氣前后油藏的無因次采液采油指數(shù)變化規(guī)律,對(duì)后期進(jìn)一步深入分析脫氣油藏的開發(fā)規(guī)律有一定的指導(dǎo)作用。脫氣;相滲曲線;無因次采液指數(shù)H區(qū)屬于鄂爾多斯盆地特低滲透油藏, 儲(chǔ)層物性以低孔、特低滲為主, 原始?xì)庥捅雀哌_(dá)116.9 m3/d,與典型揮發(fā)油對(duì)比,該油藏流體性質(zhì)處于典型揮發(fā)油和黑油之間,屬于弱揮發(fā)性油。該區(qū)試井曲線表現(xiàn)為壓力恢復(fù)曲線呈曲率較大弧線形態(tài),說明地層流體流動(dòng)受
遼寧化工 2017年10期2017-03-22
- 支化及交聯(lián)聚對(duì)苯二甲酸乙二醇酯的制備及其發(fā)泡性能
了發(fā)泡溫度和飽和壓力對(duì)發(fā)泡過程的影響。聚對(duì)苯二甲酸乙二醇酯; 支化; 交聯(lián); 發(fā)泡聚對(duì)苯二甲酸乙二醇酯(PET)具有機(jī)械強(qiáng)度優(yōu)良,耐蠕變,抗疲勞性、耐摩擦性及電絕緣性佳等特點(diǎn),廣泛應(yīng)用于纖維、聚酯瓶、包裝薄膜及工程材料領(lǐng)域[1-2]。相比于常用的聚丙烯、聚苯乙烯、聚氨酯等發(fā)泡材料,PET發(fā)泡材料具有熱穩(wěn)定性好、力學(xué)性能優(yōu)良等優(yōu)點(diǎn),可以作為結(jié)構(gòu)材料使用,有著廣闊的應(yīng)用前景。普通PET由于其線性結(jié)構(gòu)及其相對(duì)分子質(zhì)量較低,導(dǎo)致其熔體黏度和熔體強(qiáng)度較低,因此在發(fā)泡
- 特高含水期水驅(qū)油藏合理地層壓力界限研究
力,即保持在飽和壓力附近,同時(shí)考慮油田產(chǎn)量需求,確定了薩中開發(fā)區(qū)合理地層壓力界限為10.1MPa,并確定了在最大注水能力下采液量不變時(shí)地層壓力合理恢復(fù)速度。該方法可為特高含水各開發(fā)區(qū)制定不同的調(diào)整對(duì)策及挖潛方法提供一定的指導(dǎo)意義。特高含水期;水驅(qū)油藏;地層壓力;采收率;井底流壓油藏合理壓力系統(tǒng)政策研究一直是水驅(qū)油田開發(fā)注水、產(chǎn)液政策的核心。對(duì)于注水開發(fā)油田來說,油層壓力水平的高低對(duì)開發(fā)過程有影響,對(duì)儲(chǔ)量的最終采收率也有影響。確定合理的地層壓力一直是油藏工程
- 薩中開發(fā)區(qū)地層脫氣影響流壓界限研究
底流壓f小于飽和壓力b時(shí),即f式中:wfmin—油井最低允許井底流壓,MPa;b—飽和壓力,MPa;R—地層壓力,MPa;—天然氣溶解系數(shù),m3/(m3·MPa);—井底附近油層絕對(duì)溫度,K;w—原油含水率,小數(shù);o—原油體積系數(shù),m3/m3。利用(1)、(2)式可計(jì)算油井的流動(dòng)壓力與產(chǎn)量的關(guān)系曲線,通過曲線可以看出,隨著油井井底流壓的下降,其油井生產(chǎn)壓差變大,產(chǎn)量增大;同時(shí),當(dāng)井底流壓降到某值時(shí),油井產(chǎn)量達(dá)到最大,如果在降低井底壓力,則會(huì)造成在油井井底附
當(dāng)代化工 2016年9期2016-10-28
- 車用LNG燃料供給系統(tǒng)發(fā)展探討
料供給系統(tǒng),飽和壓力供給系統(tǒng)在歐美地區(qū)起源并趨于成熟。引入我國(guó)時(shí)因國(guó)情的不同又發(fā)展為適應(yīng)國(guó)內(nèi)需求的自增壓供給系統(tǒng)。隨著技術(shù)的進(jìn)步,未來五到十年,低溫壓力泵供給系統(tǒng)技術(shù)將成為新的主流技術(shù)。本文介紹了車用LNG燃料供給系統(tǒng)的發(fā)展歷程及三種LNG供給系統(tǒng)的特征、原理及優(yōu)劣,并對(duì)短期未來LNG供給系統(tǒng)的發(fā)展予以展望。LNG;供給系統(tǒng);現(xiàn)狀;發(fā)展10.16638/j.cnki.1671-7988.2016.08.002CLC NO.: U473Document Co
汽車實(shí)用技術(shù) 2016年8期2016-09-19
- 水驅(qū)油田生產(chǎn)氣油比主控因素及其影響規(guī)律研究
井底流壓以及飽和壓力。從這三個(gè)角度出發(fā),進(jìn)行了數(shù)值模擬研究,研究結(jié)果表明,在含水率一定并且其它因素保持不變時(shí),生產(chǎn)氣油比隨著井距的增大而降低。在含水率為97%時(shí),井距為125 m時(shí)的生產(chǎn)氣油比為50.96 sm3/sm3,而在井距為300 m時(shí)的生產(chǎn)氣油比降低至45.92 sm3/sm3。含水率一定并且其它因素保持不變時(shí),生產(chǎn)氣油比隨著井底流壓的升高而降低,在含水率為93%時(shí),井底流壓為1.0 MPa時(shí)的生產(chǎn)氣油比為67.40sm3/sm3,而在井底流壓為
當(dāng)代化工 2016年5期2016-08-11
- 注入水對(duì)地層油高壓物性影響實(shí)驗(yàn)研究
模擬地層油的飽和壓力和溶解氣油比都降低,且降低的幅度隨含水百分比的增大而增大。當(dāng)含水百分比為80%時(shí),注水使模擬地層油的飽和壓力降低 10.33%、溶解氣油比減小16.00%,注聚合物溶液使模擬地層油的飽和壓力降低 8.75%、溶解氣油比減小12.93%。不同含水百分比條件下,注水時(shí)氣水比平均值為2.09 cm3/g,注聚時(shí)氣水比平均值為2.01 cm3/g。注入水進(jìn)入油藏與地層油充分接觸后會(huì)從油相奪取部分氣體成為含氣水。關(guān)鍵詞:地層油;飽和壓力;氣油比;
當(dāng)代化工 2016年1期2016-07-22
- 應(yīng)用數(shù)值模擬研究原油脫氣后注氣效果
中,對(duì)于低于飽和壓力下注氣的相關(guān)理論和實(shí)驗(yàn)研究很少。目前,室內(nèi)注氣實(shí)驗(yàn)均建立在飽和壓力之上,而且實(shí)驗(yàn)周期較長(zhǎng),花費(fèi)較大。為此,采用數(shù)值模擬方法在室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上建立起對(duì)應(yīng)的數(shù)值模擬模型,驗(yàn)證其正確性,進(jìn)而模擬研究原油脫氣下注氣的效果。結(jié)果表明:利用數(shù)值模擬方法開展壓力低于飽和壓力下注氣,結(jié)果可靠;原油脫氣后注氣驅(qū)油,其采收率隨壓力變化出現(xiàn)上翹趨勢(shì);壓力仍是影響注氣驅(qū)油采收率的一個(gè)關(guān)鍵性因素。此次研究補(bǔ)充和豐富了油藏注氣研究的相關(guān)內(nèi)容,為更好地開展油藏注氣驅(qū)
當(dāng)代化工研究 2016年4期2016-03-16
- 不同氣體注入對(duì)揮發(fā)油流體性質(zhì)的影響
O2對(duì)揮發(fā)油飽和壓力基本沒有影響,使體積膨脹和界面張力降低幅度最大,同時(shí)降黏效果也較好;CO2是揮發(fā)性油藏注氣保壓開發(fā)最理想的氣體,若考慮到注CO2在氣源獲取和管材防腐等方面存在困難,則天然氣是另一種可選擇的經(jīng)濟(jì)有效的氣體。揮發(fā)油;注氣膨脹實(shí)驗(yàn);流體性質(zhì);數(shù)值模擬國(guó)外揮發(fā)性油藏的發(fā)現(xiàn)始于20世紀(jì)40年代末50年代初,國(guó)外學(xué)者針對(duì)開發(fā)過程中存在的問題進(jìn)行了大量實(shí)驗(yàn)室相態(tài)研究和動(dòng)態(tài)模擬[1-3],使揮發(fā)性油藏的開發(fā)水平不斷提高。近年來國(guó)內(nèi)也陸續(xù)發(fā)現(xiàn)揮發(fā)性油藏[
油氣藏評(píng)價(jià)與開發(fā) 2015年3期2015-05-09
- 井底脫氣半徑方程建立及影響因素分析
)當(dāng)壓力低于飽和壓力后,原油會(huì)在地層脫氣,在井筒附近形成三相流,影響油井產(chǎn)量。針對(duì)大多數(shù)油井在生產(chǎn)過程中僅在井底附近局部脫氣的現(xiàn)象,根據(jù)滲流力學(xué)理論,建立油井脫氣半徑的計(jì)算公式,重點(diǎn)分析地層壓力、井底流動(dòng)壓力、含水率對(duì)脫氣半徑的影響。研究結(jié)果表明,油井脫氣半徑隨井底流壓和地層壓力的降低而逐漸增大,當(dāng)?shù)貙訅毫抵?span id="syggg00" class="hl">飽和壓力時(shí),脫氣半徑等于供給半徑;含水率對(duì)脫氣半徑的影響遠(yuǎn)小于地層壓力和井底流壓的影響,生產(chǎn)過程中可忽略不計(jì)。脫氣半徑; 流動(dòng)壓力; 飽和壓力; 地
- 數(shù)值模擬研究原油脫氣對(duì)混相壓力的影響
須在壓力高于飽和壓力條件下進(jìn)行。而針對(duì)驅(qū)替壓力小于飽和壓力的情況,由于需考慮地層原油脫氣的影響,情況較為復(fù)雜,目前還沒有開展對(duì)應(yīng)的細(xì)管實(shí)驗(yàn),因此如何獲取準(zhǔn)確的MMP成為關(guān)鍵。在對(duì)地層流體PVT性質(zhì)進(jìn)行擬合的基礎(chǔ)上,建立一維數(shù)值模型模擬細(xì)管實(shí)驗(yàn)確定MMP,最后,模擬預(yù)測(cè)不同脫氣程度下原油和注入氣MMP。結(jié)果表明:在準(zhǔn)確擬合流體PVT參數(shù)場(chǎng)的基礎(chǔ)上,利用數(shù)值模擬方法建立的細(xì)管實(shí)驗(yàn)?zāi)P湍軌虻玫娇煽康腗MP;當(dāng)驅(qū)替壓力大于MMP時(shí),原油采收率隨驅(qū)替壓力的增加并無太
天然氣與石油 2015年6期2015-04-21
- 高飽和壓力油藏開發(fā)方式的探究
下降,遠(yuǎn)小于飽和壓力,斷塊的采出程度總體不高,這就需要采取一定的措施,傳統(tǒng)的模式有注水開發(fā)模式,不同的模式和技術(shù)會(huì)對(duì)開采效率產(chǎn)生極大的影響,新興的開發(fā)模式為天然氣驅(qū)模式,對(duì)開采效率的提升有著更為顯著的提升作用。1 注水開發(fā)模式(1)對(duì)油藏的內(nèi)部構(gòu)造和存儲(chǔ)情況深入了解 高飽和油藏油層分布很分散,連續(xù)性不足,油層平面狀況變化大,開采縱向情況復(fù)雜,再加上天然裂縫、人工裂縫的存在,使油藏平面內(nèi)部和各層面之間的矛盾狀況愈發(fā)復(fù)雜,這就要求我們做好對(duì)油藏地址的調(diào)查研究,
化工管理 2015年22期2015-03-23
- PVT取樣的前期準(zhǔn)備
于預(yù)計(jì)的原始飽和壓力下進(jìn)行生產(chǎn)的油(氣)井。2.2 不產(chǎn)水或產(chǎn)水率不超過5%的油(氣)井。2.3 氣油比和地面原油相對(duì)密度在周圍井中有代表性的油(氣)井。2.4 采油(氣)指數(shù)(日產(chǎn)油量/生產(chǎn)壓差)比較高,在較小壓差下能達(dá)到穩(wěn)定生產(chǎn)的油(氣)井。2.5 油(氣)流穩(wěn)定,沒有間歇現(xiàn)象的油(氣)井。2.6 井口量油測(cè)氣設(shè)備齊全可靠,流程符合取樣要求的油(氣)井。2.7 水泥封固井段層間無串槽,井內(nèi)無落物的油(氣)井。2.8 取樣時(shí),作業(yè)期間的入井流體應(yīng)被替噴干
化工管理 2015年9期2015-03-23
- 華北低滲透油藏?zé)N氣驅(qū)最小混相壓力實(shí)驗(yàn)研究
MPa低于飽和壓力,溫度74 ℃)下與烴氣混相的最小壓力及氣體突破時(shí)間,為該區(qū)塊低滲透油藏?zé)N類氣驅(qū)注入壓力的選擇提供依據(jù)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明:Q區(qū)塊在目前地層條件下注烴類氣驅(qū)的最小混相壓力(62.75 MPa)要高于原始地層條件下的最小混相壓力(54.77 MPa),并且注入壓力越高,烴氣突破越晚,最終采出程度越高。在目前油藏條件下不能實(shí)現(xiàn)混相驅(qū),但適當(dāng)提高注入壓力,可實(shí)現(xiàn)烴氣與原油近混相,最終達(dá)到提高原油采出程度的目的。最小混相壓力;烴類氣驅(qū);自然衰竭;注入
天然氣與石油 2015年4期2015-02-24
- 聚合物驅(qū)合理地層壓力控制方法
近,不能低于飽和壓力;轉(zhuǎn)聚合物驅(qū)前地層壓力低時(shí),應(yīng)在轉(zhuǎn)驅(qū)前提高地層壓力到原始地層壓力,再進(jìn)行聚合物驅(qū)效果較好;聚合物驅(qū)過程中地層壓力低時(shí),調(diào)整地層壓力的時(shí)機(jī)越早越利于改善聚合物驅(qū)效果。應(yīng)用上述方法,調(diào)控了正在實(shí)施的二類油層區(qū)塊的地層壓力,地層壓力由平均10.2 MPa上升到10.6 MPa,聚合物驅(qū)效果顯著。合理地層壓力的調(diào)控方法對(duì)于聚合物驅(qū)及時(shí)的跟蹤調(diào)整具有重要意義。二類油層;飽和壓力;注采比;開采曲線;聚合物驅(qū)0 引 言水驅(qū)開發(fā)研究表明,地層壓力是整個(gè)
特種油氣藏 2015年6期2015-02-17
- 油井合理井底流壓的確定
壓降低到原油飽和壓力以下后,井筒附近原油大量脫氣,液相相對(duì)滲透率降低,最終造成油井產(chǎn)液量不增反降。本文通過分析氣、液相的相對(duì)流動(dòng)能力,采用無因次化處理的方法,確定油井的合理井底流動(dòng)壓力,并進(jìn)一步尋找合理井底流壓隨含水率的變化規(guī)律。1 油井流入動(dòng)態(tài)模型的建立考慮原油脫氣和油井產(chǎn)水的影響,基于油井流入動(dòng)態(tài)模型[2],以原油飽和壓力為節(jié)點(diǎn),不同井底流壓條件下,可將油井的流入動(dòng)態(tài)劃分為3種情況:當(dāng)井底流壓高于原油飽和壓力(pwf>pb)時(shí),油井產(chǎn)量與井底流壓呈線性
- 遼河油田歐37區(qū)塊CO2吞吐試驗(yàn)研究
溶解汽油比和飽和壓力呈增長(zhǎng)趨勢(shì),其中溶解汽油比增幅較大,飽和壓力增幅較小,而黏度、密度呈下降趨勢(shì),且降幅很小;隨CO2注入量的增大,溶解汽油比呈快速增長(zhǎng)趨勢(shì),飽和壓力增長(zhǎng)趨勢(shì)不明顯;在實(shí)際施工中,采用第1周期進(jìn)行CO2吞吐較為適宜,并將CO2注入量控制在0.15PV。遼河油田;CO2吞吐;采收率;換油率遼河油田歐利坨油田歐37塊 (簡(jiǎn)稱歐37區(qū)塊)沙三上亞段油層縱向上主要分布在沙三上亞段的中下部,埋深2600~3000m,油層分布主要受構(gòu)造控制,油水界面為
- 南梁西區(qū)M井組長(zhǎng)4+5合理流壓探討
當(dāng)流壓降低于飽和壓力后,井底附近出現(xiàn)氣液兩相流,形成氣化液體滲流,使油相滲透率急劇下降;同時(shí)還會(huì)使得原油中溶解氣的稀釋效應(yīng)降低,原油粘度增加。此外,壓力降低后,儲(chǔ)層巖石發(fā)生彈—塑形變形,也會(huì)導(dǎo)致滲透率下降,有必要對(duì)該區(qū)M井組合理的流壓進(jìn)行確定。1 開發(fā)概況南梁西區(qū)長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層以發(fā)育水下分流河道微相為主,砂體橫向連片性較好,為有利儲(chǔ)層。研究區(qū)以發(fā)育長(zhǎng)石砂巖為主,巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖次之。儲(chǔ)層平均孔隙度為11.67%,平均滲透率為0.45mD,儲(chǔ)集空間以次生孔隙為主
科技視界 2014年25期2014-04-27
- 湖相頁(yè)巖油可動(dòng)性
——以渤海灣盆地濟(jì)陽(yáng)坳陷東營(yíng)凹陷為例
氣油比及原油飽和壓力等特征,在此基礎(chǔ)上,從地層能量角度,分析頁(yè)巖油的可動(dòng)性。研究表明,Es4s和Es3x彈性可動(dòng)油率和溶解氣驅(qū)動(dòng)可動(dòng)油率均隨深度增加而增大,Es4s頁(yè)巖彈性可動(dòng)油率和溶解氣驅(qū)動(dòng)可動(dòng)油率均高于Es3x頁(yè)巖。2 800~4 000 m深度范圍內(nèi),Es3x總可動(dòng)油率為8%~28%,Es4s為9%~30%。綜合頁(yè)巖含油飽和度變化剖面和可動(dòng)油率變化剖面,認(rèn)為3 400 m以深是東營(yíng)凹陷Es3x和Es4s頁(yè)巖油勘探開發(fā)的有利區(qū)。圖11表1參27湖相頁(yè)巖
石油勘探與開發(fā) 2014年6期2014-03-07
- 高壓取樣技術(shù)的研究與應(yīng)用
揮發(fā)油氣藏。飽和壓力是原油中溶解氣開始分離出來的壓力,如果地層壓力降到原始飽和壓力以下,油藏就形成了油、氣兩相,流入井中的油、氣兩相摩爾比不等于地層中形成的氣、液摩爾比[1]。試油中黑油在井筒中的流動(dòng)形態(tài)大致可分為純油流、泡流、段塞流、環(huán)流和霧流幾種[7]。(1)純油流。取樣點(diǎn)的壓力高于飽和壓力地層流體。(2)泡流。此段井筒壓力稍低于飽和壓力,少部分氣從油中分離出來,以小氣泡狀態(tài)存在于油中。雖然小氣泡有一定的膨脹能量,由于氣體與油的密度差別較大,氣泡所占油
石油鉆采工藝 2013年6期2013-12-23
- 裂縫性高飽和壓力油藏產(chǎn)能計(jì)算新方法
性碳酸鹽巖高飽和壓力油藏隨著地層壓力的下降,滲透率會(huì)發(fā)生明顯的下降,即表現(xiàn)出強(qiáng)的應(yīng)力敏感性[1-8],隨著氣體從原油中脫出,原油的體積系數(shù)和粘度都會(huì)發(fā)生變化。因此不能用常規(guī)的方法去預(yù)測(cè)計(jì)算這類油藏的油井產(chǎn)能。由于主要是流動(dòng)系數(shù)與常規(guī)油藏有差異,因此我們首先研究流動(dòng)系數(shù)的變化規(guī)律,再以達(dá)西公式為基礎(chǔ)導(dǎo)出產(chǎn)能預(yù)測(cè)方法。1 流動(dòng)系數(shù)與油藏壓力的變化關(guān)系對(duì)于高壓異常壓力敏感性油藏,當(dāng)油藏壓力下降時(shí),油藏孔隙壓力(內(nèi)壓)減小,油藏滲透率降低,采液指數(shù)也隨之降低。滲透
石油與天然氣地質(zhì) 2013年2期2013-11-10
- 含蠟原油析蠟點(diǎn)確定的新方法及其應(yīng)用
05MPa,飽和壓力10.78MPa,壓力系數(shù)0.79,平均地層溫度60.5℃,地溫梯度為3.0℃/100m。3.1 試驗(yàn)用流體將井口取來的高壓油樣通過實(shí)驗(yàn)室測(cè)試,分析出油氣組分、氣油比。按原氣樣組分配置天然氣,油樣過濾除雜后與配置的天然氣按照測(cè)定的氣油比在地層溫度、壓力下配制成地層流體樣品。3.2 析蠟曲線測(cè)定利用石蠟沉積激光檢測(cè)儀測(cè)定不同壓力下油樣的析蠟點(diǎn)。在壓力13MPa 下,激光功率隨復(fù)配油樣的溫度變化曲線如圖1所示,由圖中的轉(zhuǎn)折點(diǎn)可確定出析蠟溫度
河南科技 2013年6期2013-11-07
- 胡尖山油田油井合理生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化及應(yīng)用
因?yàn)榱鲏旱陀?span id="syggg00" class="hl">飽和壓力時(shí),原油脫氣現(xiàn)象嚴(yán)重,從而影響產(chǎn)能發(fā)揮,當(dāng)因降低流壓增加的產(chǎn)量小于氣體影響減少的產(chǎn)量時(shí),IPR 曲線存在拐點(diǎn),此時(shí)采液指數(shù)最高,但采油指數(shù)因受氣體影響較為嚴(yán)重,并不是最高,所以生產(chǎn)中一般取飽和壓力的2/3 作為合理流壓,此時(shí)采油指數(shù)最大;另外,超低滲透油藏主要受滲透率影響,生產(chǎn)存在啟動(dòng)壓力,大于改啟動(dòng)壓力,原油才能克服各阻力的束縛,進(jìn)入井筒;最后,從不同含水期的IPR 曲線可以看出,隨著含水的升高,最低流壓呈下降趨勢(shì),所以可以用來確定不
石油化工應(yīng)用 2013年5期2013-07-04
- 蒸汽發(fā)生器運(yùn)行極限計(jì)算
或二回路極限飽和壓力,統(tǒng)稱作蒸汽發(fā)生器的運(yùn)行極限,也可分別稱為差壓極限、濕氣極限和振動(dòng)極限。運(yùn)行極限用各負(fù)荷情況下,蒸汽發(fā)生器一回路冷卻介質(zhì)的平均溫度曲線,二回路飽和壓力曲線表示。圖1 用一回路冷卻劑平均溫度表達(dá)的運(yùn)行極限曲線Fig.1 Operating limits indicated by the average temperature at primary side圖2 用飽和壓力表達(dá)的運(yùn)行極限曲線Fig.2 Operating limits in
中國(guó)核電 2012年3期2012-11-20
- 具有拐點(diǎn)的油井IPR方程建立及應(yīng)用
流動(dòng)壓力低于飽和壓力時(shí),溶解于原油中的天然氣析出,水驅(qū)油藏油井出現(xiàn)三相滲流,部分油井受其影響,產(chǎn)量出現(xiàn)隨著流動(dòng)壓力降低而下降的現(xiàn)象,表現(xiàn)為IPR曲線發(fā)生倒轉(zhuǎn)。利用新建立的油井流入動(dòng)態(tài)關(guān)系方程,能夠合理地?cái)M合和描述這種倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象,并可以判斷油井IPR曲線是否出現(xiàn)倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象或具有拐點(diǎn),計(jì)算油井的最低合理流動(dòng)壓力。新建立的IPR方程通式囊括了大部分經(jīng)典的IPR方程,包括經(jīng)典的Vogel方程和Fetkovich方程及其推廣式,具有較強(qiáng)的實(shí)用性。油井;流入動(dòng)態(tài)方程;飽和
特種油氣藏 2012年4期2012-09-15
- 低滲透致密巖自動(dòng)加壓及恒壓孔隙度測(cè)試裝置的研制
則要求必須把飽和壓力加到一定程度并在壓力相對(duì)恒定的狀態(tài)下樣品飽和一段時(shí)間[2]。目前,飽和乙醇法致密巖孔隙度測(cè)試技術(shù)存在的主要問題是:1)樣品抽真空環(huán)節(jié)極易發(fā)生真空泵損毀事故,降低裝置的真空度并影響真空泵的使用壽命。飽和乙醇法存在乙醇流入真空管路及真空泵的問題,無水乙醇與真空泵油性質(zhì)差異較大,一旦回流至真空泵內(nèi)極易導(dǎo)致真空泵損毀。圖1 飽和煤油法與飽和乙醇法孔隙度測(cè)試流程差異2)致密巖石采用飽和乙醇法測(cè)定孔隙度測(cè)試須人工打壓,勞動(dòng)強(qiáng)度大。飽和壓力從0 MP
石油管材與儀器 2010年6期2010-11-04
- 考慮汽包壓力信號(hào)的三沖量給水控制策略改進(jìn)
略平衡容器室飽和壓力誤差因素,考慮到汽包飽和壓力對(duì)水位測(cè)量誤差的影響,可以采用文獻(xiàn)[4]方式對(duì)汽包水位測(cè)量值進(jìn)行修正。顯然 ,也就是 ,以汽包設(shè)計(jì)飽和壓力下的比重近似處理前半部分參數(shù)。則式(1)可以簡(jiǎn)化為:2 汽包水位的影響因素與汽包壓力的相對(duì)關(guān)系相對(duì)于汽包壓力對(duì)水位測(cè)量的影響而言,汽包壓力對(duì)實(shí)際水位的影響更大。影響水位的因素主要有鍋爐蒸發(fā)量.給水量、給水溫度、爐膛燃燒,同樣我們從這四個(gè)方面對(duì)汽包壓力進(jìn)行分析。式(3)表明汽包水位變化的影響因素。 表示當(dāng)前
制造業(yè)自動(dòng)化 2010年11期2010-08-23
- 4KG-M制冷機(jī)做冷源的自循環(huán)氦液化裝置研制
.17 K(飽和壓力為96 kPa)時(shí),獲得了74 L/d的液化率;在液氦溫度為4.42 K(飽和壓力為121 kPa)時(shí),獲得了116 L/d的液化率;經(jīng)擬合,在液氦溫度為4.2 K(飽和壓力為100 kPa)時(shí),液化率為83 L/d。而且該小型氦液化裝置不需要循環(huán)泵,實(shí)現(xiàn)了自循環(huán),運(yùn)行可靠。作為首臺(tái)具有每天百升氦液化率的小型氦液化裝置的成功研制,對(duì)涉及低溫液氦的科學(xué)實(shí)驗(yàn)、氦氣資源的有效利用和多臺(tái)制冷機(jī)氦液化裝置的設(shè)計(jì)制造,都具有積極意義。本裝置將安裝于
低溫工程 2010年1期2010-02-23
- 對(duì)熟肉真空冷卻曲線的分析
成。當(dāng)產(chǎn)品的飽和壓力接近真空室內(nèi)壓力時(shí),慢速冷卻階段出現(xiàn)。對(duì)真空冷卻過程中的壓力、溫度變化進(jìn)行分析,認(rèn)為產(chǎn)品內(nèi)外的壓差變化導(dǎo)致真空冷卻過程中出現(xiàn)快速和慢速2個(gè)冷卻階段。關(guān)鍵字真空冷卻;熟肉;飽和壓力;冷卻速率中圖分類號(hào)TS251.6文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼A文章編號(hào) 1007-5739(2009)08-0171-02真空冷卻是一種依靠水分蒸發(fā)來進(jìn)行快速冷卻的方法。在50年前,真空冷卻就已經(jīng)被應(yīng)用于萵苣、蘑菇以及切花的預(yù)冷[1-4]。近幾年來,食品安全問題,尤其是肉制品的
現(xiàn)代農(nóng)業(yè)科技 2009年8期2009-06-29