注入压力

摘要： 为探索低渗透油藏注水降压增注技术,提高低渗透油田原油采收率,针对低渗透油田注水压力高,注入效果差等问题,研制了一种以SiO_(2)晶体为核心的纳米聚硅材料,通过室内实验模拟,对该纳米聚硅材料在低渗透油藏注水井中的降压增注能力进行了研究。结果表明,纳米聚硅乳液对注入储层能够起到润湿反转作用,能有效地降低储层中流体的流动阻力,同时对中低渗岩样(气测渗透率1.52×10^(-3)~4.70×10^(-3)μm^(2))具有较好的降压效果,压降变化为18.2%~36.5%,平均降压幅度为27.7%。该结论对于纳米聚硅材料在油田现场中的选井应用有着重要的指导意义。

摘要： 由于储层和生产特点,渤海N油田存在注水井注入压力上升快、分层调配有效期差异大、精细注水监测滞后等问题,精细注水管理提升需求迫切。为此,渤海N油田采取了以下精细注水管理措施:考虑近井地带污染对注入压力的影响,通过引入附加压降,对注水压差进行了修正,对最大井口注入压力进行优化;首次明确了合理调配周期,形成了注水井差异化调配的管理方法;通过挖掘现有作业数据,在不增加成本的基础上,实现了对分注井精细注水质量的及时监测。实施海上油田精细注水管理措施后,N油田自然递减率减缓2.1%,节约作业成本4.4%。矿场实践证明,应用精细注水管理方法可以显著提升注水开发效果,降低油水井作业成本,油田开发效益显著提高。

摘要： 致密油藏衰竭式开发产量递减快,能量亏损严重。为探索更有效的开发方式,采用CMG-GEM软件建立水平井CO_(2)缝间驱替模型,模拟CO_(2)注入量、注入压力、储集层温度、裂缝间距以及裂缝长度对水平井产能的影响。结果表明:水平井CO_(2)缝间驱替能够较大程度地增加CO_(2)波及面积,充分挖掘剩余油,提高开发效果;注入压力为25 MPa时,CO_(2)注入量应接近且不超过10×10^(4) m^(3);日产量峰值随注入压力、裂缝间距和裂缝半长的增大而增大;储集层温度为80°C时,日产量峰值相对于其他温度较高,储集层温度越高,日产量达到峰值所需的时间越短。

摘要： 近年来,渤海油田调剖调驱技术研究和矿场试验取得重要进展,但随着调剖调驱轮次增加,调剖调驱效果逐渐变差,注入压力过高是重要原因之一.为此,本文开展了注入压力对调驱效果影响及作用机理研究.结果表明,随调剖剂和调驱剂注入压力升高,中低渗透层吸液压差和吸液量增加,吸液启动压力增加,后续水驱阶段吸液压差和吸液量减小,液流转向效果变差.与调剖剂(凝胶)相比较,调驱剂(微球)注入压力对深部液流转向效果影响较小.当以水驱结束时,注入压力P值1.5倍作为调剖剂和调驱剂注入压力时,调剖调驱可以取得较好技术经济效果.

摘要： 多分支井地热系统利用分支井眼强化注采性能进行地热开采,为了研究该系统不同参数对注采效果的影响规律,开展了多分支井流动传热实验.基于搭建的地热多分支井室内实验系统和人工岩样,开展了地热多分支井注采性能评价实验,研究了不同参数对分支井注采能力的影响规律,对比了多分支井系统与单井开式系统的注采效果.研究发现:降低注入温度,可以增大多分支井地热系统的注入压力,提高其注入能力;增加分支井眼数量和长度,可减小多分支井系统的注入压力,并提高出口排量,提高系统的注采能力;多分支井系统的注采能力明显优于单井开式系统,更适用于地热资源的开采与回注.研究表明,多分支井可以提高地热系统的注采能力,研究结果为多分支井地热系统的现场应用提供了理论依据.

摘要： 沥青质及金属无机沉淀对致密储层的伤害是注CO2驱替中不可避免的问题.为探究沥青质及无机沉淀对储层的伤害机理,以鄂尔多斯盆地延长组长7储层为例,在明确(非)混相压力下原油中CO2含量与沥青质沉淀量关系的基础上,通过开展CO2驱替长岩心实验,研究了CO2非混相和混相驱过程中沥青质和无机沉淀对储层的伤害特征,评价了有机和无机沉淀对储层渗透率和孔隙度的伤害程度.结果表明:当原油中CO2含量达到临界值时,沥青质开始沉淀,沉淀量随CO2含量的增加先快速上升后趋于稳定.混相压力下沥青质沉淀对渗透率和孔隙度的伤害程度均大于非混相.沥青质在混相压力下大量沉积部位为长岩心中后部,而在非混相压力下主要在长岩心前中部.当岩心中沥青质沉淀量达到最大时,后续岩心中的沥青质沉淀量将会逐渐降低,对渗透率造成的伤害也会逐渐减小.无机沉淀在非混相压力下对前中部岩心的渗透率伤害程度大,而在混相压力下则对中后部岩心的渗透率伤害程度大;无机沉淀对孔隙度的影响规律与对渗透率存在差异,主要与溶蚀作用及无机沉淀产生的位置有密切关系.若目标油藏采用非混相驱开发,预防重点为无机沉淀,预防沉淀部位为注入端附近储层;若采用混相驱开发,则预防重点为有机沉淀,预防沉淀部位为产出端附近储层.

摘要： 针对低渗透油藏注水压力大的问题,研制了一种高浓度表面活性剂体系.以油在表面活性剂水溶液中的增溶为判据,从阴离子和非离子型表面活性剂中筛选出一个最佳的减压体系,即13.3％表面活性剂HEX+2.23％正丙醇+4.47％正丁醇,该体系具有良好的耐盐性,在1～200 g/L的NaCl浓度范围内表现出水外相微乳液.岩心驱油结果表明,这种高浓度表面活性剂体系与岩心中的残余油形成水外相微乳液,驱油压力降低35％以上.同时,还研究了浓度和注入量对降压效果的影响.结果表明,注入1孔容、盐浓度为100g/L的体系,降压效果良好.

摘要： 渤海LD5-2油田具有平均渗透率较高和非均质性较严重等特点,长期高强度水驱进一步加剧了储层间非均质性,亟待采取调剖调驱措施来实现深部液流转向。本文以LD5-2储层特征为模拟对象,采用三并联岩心实验开展了调剖调驱剂注入压力对分流率影响及作用机制研究。结果表明,微球颗粒易于在岩心注入端端面滞留,引起注入压力“虚高”,液流转向效果较差。与微球类调驱剂相比,聚合物凝胶类调剖剂注入能力较强,易于进入岩心深部和发生滞留,附加渗流阻力和注入压力增幅较大。随注入压力升高,中低渗透层对调驱剂和调剖剂吸液量增加,滞留作用引起附加渗流阻力增加,液流转向效果变差,因此,采取合理注入压力有助于改善调剖调驱液流转向效果。建议矿场实施调剖调驱措施前开展注入井吸液剖面测试,据此确定调驱剂和调剖剂最高注入压力或注入速率。

摘要： 致密油藏驱替过程中存在注入压力高,采出程度低的问题。本文提出将烯酯类驱油剂运用到致密油藏驱替开发中,以9-癸烯酸甲酯为例通过致密岩心驱替实验,研究烯酯类驱替剂在致密岩心驱替过程中注入压力与驱油效果相对常规驱油剂的优势。9-癸烯酸甲酯不溶于水,能够与乙醇、乙醚、乙酸等有机溶剂互溶,在驱替过程中可以迅速传质扩散到岩心深处。研究结果表明:对于0.1×10^(-3)μm^(2)级别的致密岩心,相对于常规驱油剂,9-癸烯酸甲酯驱替压力极大降低,不到水驱压力的1/30,适用于致密油藏的驱替开发。同时驱替实验表明,先注入2 PV的9-癸烯酸甲酯再进行水驱,9-癸烯酸甲酯驱采出程度达到80%以上,综合采出程度达到90%以上。水驱后注入0.3、1.5 PV的9-癸烯酸甲酯段塞,提高采收率分别达到20.61%、57.52%。烯酯类驱油剂在致密油藏驱替开发应用中具有良好的注入适应性同时可以极大地提高采出程度,具有广阔的应用前景。

摘要： 为改善文33块沙三上油藏开发中采用酸化解堵时低无效井所占比例较高,且普遍存在措施有效期较短、注水压力较快恢复至措施前的问题,室内将低浓度(0.05%)的降压增注剂XH207B(非离子表面活性剂)注入天然岩心,研究孔隙水膜厚度和相对渗透率的变化规律,揭示降压增注剂对注入压力和渗透率变化的影响。结果表明,降压增注剂处理后,岩心水膜厚度降低,两个岩心分别下降了67.90%和38.13%;同时,降压增注剂可以降低注入压力,提高岩心渗透率,两个岩心注入压力分别降低1.2%和4.9%,岩心渗透率分别提高1.3%和4.1%,达到降压增注的效果。

摘要： 分注是提高油层动用，缓解层间矛盾的重要手段，是提高原油采收率的有效途径之一。不同类型注入井因油层发育及层间吸水状况不同，分注过程中需进行差异化小层水量调整，调整方式不同，注入压力变化规律不同，有必要分析不同配水方式的井注入压力变化规律，建立小层水量调整与注入压力变化关系图版，指导各类分注井小层水量调整。本文通过对分注井不同配水方式条件下注入压力变化规律的研究,建立小层水量调整与注入压力变化关系图版,量化分注井小层水量调整,同时结合图版计算结果,可推算嘴损、加强层启动压力及平均推进速度,对分注井跟踪调整具有重要指导意义.

摘要： 绥中36-1油田注聚井注入压力高导致欠注的比例占到70％。本文通过对该油田储层特征以及注聚井堵塞物的分析研究,剖析注入压力高的原因.研究表明:储层内在因素主要是岩石胶结疏松,泥质杂基含量高,微粒易运移,强水敏性.外因主要是注水水质超标、产出聚合物加剧水质恶化、聚合物吸附滞留造成近井地带堵塞,堵塞物主要是有机物、碳酸盐岩以及硅酸盐类物质形成的复合垢.通过在注聚系统加多重滤网过滤、改善注水水质、并运用复合型化学解堵剂进行解堵可有效解除注聚井堵塞,达到增注的目的。

摘要： 基于CFD对空气钻井井筒二维稳态气固两相流场进行模拟分析,得到气固两相压强与速度分布.结果表明:增大注入压力,可有效提高机械钻速,但过大注入压力会导致流体对井壁和钻具的冲刷加剧,近环空井口钻具因受显著冲蚀而缩短使用寿命.通过改变注入压力进行多组次模拟,找寻环空流速介于最小携岩速度和冲蚀临界速度之间的注入压力范围,算例井的优选范围为1.1～1.7MPa,与现场数据吻合较好.

摘要： CO2驱过程中发生的储层伤害效应主要是由沥青质沉积引起的,为了明确影响沥青质沉积量的主要因素,进行CO2驱室内实验,通过改变实验条件及原油组分,对比了CO2驱替前后实验油样的沥青质含量差,评价不同因素对沥青质沉积量的影响程度.实验结果显示,原始油样沥青质含量越高,沉积量单调增加,沉积率基本不变:温度在70°C-80°C时,沥青质沉积量最小;沉积量随注入压力增加而增大,随注入速度的增加而缓慢减小:CO2注入量增加,沥青质沉积量上升.

摘要： 为了明确地层条件下水油流度比接近1000的普通稠油化学降黏复合驱的驱油特征,利用单管模型、双管模型及微观可视化模型开展了不同化学驱条件下的驱油实验,研究稠油油藏化学驱过程中含水率、注入压力、驱油效率等在不同化学驱油体系组成、驱替相黏度、驱替孔隙体积倍数等条件下的变化,并对比了不同驱替阶段剩余油的分布规律.实验结果表明,稠油化学降黏复合驱前置聚合物段塞可以更有效地提高驱替压差,减弱非均质性对驱油效果的不利影响:降黏剂段塞可以提高波及范围内及其边缘剩余油流动能力,提高储层动用程度:采用聚合物和降黏剂组成的驱油体系开展稠油化学降黏复合驱具有协同增效作用,同时提高波及范围与洗油效率.

摘要： 本文以IOR2016和IOR2017为例,结合参会心得,总结了国外化学驱提高采收率研究和应用的新进展.和国内通过矿场试验重点攻关二元复合驱不同,国外化学驱更关注聚合物驱和基础研究,尤其是聚合物在多孔介质中的流变性和吸附滞留,离子、温度对于聚合物黏度和水解度的影响,表面活性剂的吸附.氧气和铁离子含量对于聚合物的黏度有很大影响.和国内的认识不同,炮眼剪切和地层剪切对聚合物的黏度影响并没有想象中的那么大,原因在于国内矿场返排取样试验并未消除氧气和还原性离子如Fe2+的影响.非均质油层聚合物驱后的后续水驱中,注入的水并非优先进去相对低渗透层,而是优先进入聚合物已经波及的相对高渗层,这和一般认识不同.国外学者认为,聚合物注入压力可以高于地层破裂压力,关键在于裂缝的方向.国外零吸附的表面活性剂的成功研发,对于国内二元复合驱降低表面活性剂吸附和改善驱油效果有借鉴意义.

摘要： 本文以南海某气田工程项目为背景,介绍了化学药剂注入系统在水下油气田开发中的运用,并以该项目模拟仿真实验结果为依据,对化学药剂注入的工作原理、组成结构以及控制方式进行了详细分析,为以后同类工程中化学药剂注入系统使用提供实践参考.

摘要： 针对目前海上油田注水开发现状,本文分析了海上注水系统能量损失组成,指出配水阀节流损失是海上注水系统损失最为严重的组成部分.在统计分析3种类型油田的注入压力与注入量变化规律的基础上,从优化注水井注入压力的角度,对不同类型油田注水井的合理注入压力进行了探讨;针对注水井注水压力呈周期性的缓慢升高的变化规律,可通过增加注水泵叶轮级数的方法来适应注水压力的变化;对于同一平台不同注水井间存在注水压力高低不同的现象,提出采用分压注水的方法解决.

摘要： 在七东1区克下组砾岩油藏30万吨聚合物驱驱油方案设计基础之上,结合试验区空白水驱阶段油、水井生产动态,建立了“以动校静、动静结合”的单井注聚参数个性化设计原则与方法,在配方整体设计基础上,对单井进行注入参数的个性化设计,并根据聚驱工业化试验区注聚过程中注入压力、霍尔曲线等变化特征,制定了30万聚驱注入参数的调控方法和限制条件,为注聚过程中注入参数的动态调整提供依据和保障.

摘要： 聚合物井网投产初期，对高含水饱和度油层实施分布射孔的措施，以获得良好的驱油效果。本研究根据聚合物流体性质和油层中的渗流特征，考虑了不规则井网条件下油层渗透率的变化，建立了非均质不规则井网聚合物前缘位置和油水井动态指标预测模型，在大庆油田杏4-6面积和杏4区PⅠ组油层聚驱井网进行了实际验证和应用，主要开发技术指标计算误差在5%以内。应用该模型定量分析高含水层补孔时机对聚合物前缘推进速度、水井注入压力、聚合物驱油效果的影响，给出了聚驱生产井高含水层合理补孔时机，为注聚后8个月左右，现场实施后取得了较好的增油效果和经济效益。

摘要： 本发明涉及的测定系统是对从射出装置向对象物射出的射出液在该对象物内的行为进行测定的测定系统，其具备：由树脂材料形成的容器部、拍摄装置、以及第1照射装置，所述拍摄装置被配置成能够在射出口相对于对象物从其正面侧进行了定位的给定状态下从对象物的背面侧夹隔对象物对配置有射出口且与对象物接触的容器部的前端面进行拍摄，所述第1照射装置对前端面照射第1近红外光。通过该构成，可以利用拍摄装置对从射出装置向对象物射出射出液时的该射出液的行为进行拍摄并测定。

摘要： 本发明的课题在于提供以高效率向注入对象的细胞核内直接注入包含生物分子的溶液的注入器、以及使用上述注入器以高效率向注入对象的细胞核内直接注入包含生物分子的溶液的方法，该课题可以通过以下注入器来解决，所述注入器是不进行在注入对象内插入有给定的结构物的状态下的经由上述给定的结构物的注入、而从注入器主体向上述注入对象注入包含生物分子的溶液的注入器，其中，该注入器具备：容纳包含生物分子的溶液的容纳部、以及具有使经过加压后的所述包含生物分子的溶液流过并向所述注入对象射出的射出口的喷嘴部，在从上述包含生物分子的溶液的射出开始时刻起至0.20毫秒时刻之间，存在上述包含生物分子的溶液的射出速度达到40m/秒以上的时刻。

摘要： 本发明的课题在于提供在向注入对象注入了包含生物分子的溶液的情况下在注入对象中发挥功能的生物分子相对于注入的生物分子的比例大的注入器、以及使用上述注入器向注入对象注入包含生物分子的溶液的方法，该课题可以通过以下注入器来解决，所述注入器是不进行在注入对象内插入有给定的结构物的状态下的经由上述给定的结构物的注入、而从注入器主体向上述注入对象注入包含生物分子的溶液的注入器，所述注入器具备：容纳包含生物分子的溶液的容纳部、以及具有使经过加压后的所述包含生物分子的溶液流过并向上述注入对象射出的射出口的喷嘴部，且满足给定的条件。

摘要： 本发明涉及利用对液体溶液选择性还原(SCR)，即柴油发动机废气后处理技术，无漏泄式再注入的方法，所述方法包括在储液箱(37)的联接部分和用于无漏泄再注入的注枪(9)分配嘴的联接部分之间建立不漏液体连接的步骤。本发明还涉及用于液体无漏泄式再注入的系统使用，及另外涉及用于无漏泄再注入液体的注枪、汽车储液箱的连接、无漏泄液体再注入系统控制和通信用的方法和系统、在无漏泄再注入系统中供应介质的方法和系统、无漏泄和不漏液的再注入连接和计算机程序产品。

摘要： 本发明公开了一种基于注入流量和压力的硬岩水力压裂效果评价方法与装置。本装置包括压力传感器和高压水管，压力传感器包括压力传感器I和压力传感器II，压力传感器I设于高压水管的输入端，压力传感器II设于高压水管的输出端，压力传感器用于测量高压水管内水的压力；所述高压水管输入端与水泵连接，输出端与伸入压裂钻孔的压裂管连接。通过测量高压水管两处位置的压力，得到差压值，此差压值大小正比于流经高压水管管路的体积流量，采用泊肃叶定律由差压计算得到水力压裂注入水流量。本发明能够实现对煤矿井下硬岩水力压裂作业中的注水压力与流量进行准确的测量与计算，基于注入流量与压力，进而对水力压裂效果进行评价。

摘要： 用于将压力护套(134)和注射器(132)保持在流体注入器上的组件，该组件包括：包括主体(1904)的基板(1902)；至少第一保持臂(1910a)和第二保持臂(1910b)，可操作地安装在基板的主体上，第一保持臂在其远端处具有第一保持表面，并且第二保持臂在其远端处具有第二保持表面，其中第一保持表面和第二保持表面被配置成用于邻接压力护套和注射器中的至少一者的远侧表面；连杆组件，可操作地连接到第一保持臂和第二保持臂中的至少一者，其中连杆组件被配置为在至少第一打开位置和关闭位置之间移动第一保持臂和第二保持臂中的至少一者。

摘要： 本发明公开了一种井下注入流量与注入压力的实时监测装置，属于油田采油工艺技术领域。该实时监测装置设置在井下油水分离工艺管柱的下端，包括：监测装置本体；设置在所述监测装置本体的内部的密封腔；以及经过所述密封腔、且贯穿所述监测装置本体的通道，所述通道与所述井下油水分离工艺管柱连通；且所述密封腔内设置有流量传感器、压力传感器、以及分别与所述流量传感器和所述压力传感器电连接的单片机控制器。本发明实施例基于有线数据传输方式设计一种可实现井下注入流量与注入压力在线监测的监测装置，解决了井下油水分离工艺系统工作中不能对井下注入端产生的流量及压力进行实时监测的问题，为评价工艺系统运行效果提供科学依据。

摘要： 一种用于井下含有地层注入压力的控制压力套管钻井方法。主要解决现有的三采套损井钻关更新井时影响产量及三采开发效果、不钻关影响钻井安全的问题。其特征在于：一开钻井，一开固井，安装控压钻井设备并试压；二开非油层段钻井，液力加压防斜工具测试，并记录过程中立管压力和泵排量；二开套管钻井段钻井，二开固井；测井。采用该用于井下含有地层注入压力的控制压力套管钻井方法，可以在不停井条件下钻更新井，既能及时完善套损井组注采关系，又不影响钻井区域的注入，保证正常的区块开发效果。

摘要： 一种用于井下含有地层注入压力的控制压力套管钻井方法。主要解决现有的三采套损井钻关更新井时影响产量及三采开发效果、不钻关影响钻井安全的问题。其特征在于：一开钻井，一开固井，安装控压钻井设备并试压；二开非油层段钻井，液力加压防斜工具测试，并记录过程中立管压力和泵排量；二开套管钻井段钻井，二开固井；测井。采用该用于井下含有地层注入压力的控制压力套管钻井方法，可以在不停井条件下钻更新井，既能及时完善套损井组注采关系，又不影响钻井区域的注入，保证正常的区块开发效果。

摘要： 本发明公开了一种降低地面注入压力的注气管柱及方法，包括连接在油管上的封隔器、筛管、丝堵，所述丝堵安装在油管的最下端，所述筛管位于封隔器下方，还包括：气水分离器，所述气水分离器连接在油管上，且气水分离器位于封隔器上方；高压喷射泵，所述高压喷射泵连接在油管上，且高压喷射泵位于气水分离器上方。本发明有效的控制地面注气压力的前提下减少注入水对地层的伤害，降低了注入能耗，提高了现场的注气效率。