注水压力

摘要： 溶洞是缝洞型碳酸盐岩油藏中主要的储集空间,开采缝洞型油藏的基本思路是通过水力压裂产生裂缝沟通井眼和溶洞。基于TOUGH-AiFrac耦合求解器,分别研究了不同注水压力和溶洞内压对水力裂缝扩展的影响规律。结果表明,随着注水压力的增加,水力裂缝受地应力的影响逐渐减弱,更加倾向于沿着初始方向起裂并扩展。当注水压力大于1.6倍水平最大主应力时,裂缝起裂方向变化幅度明显减小,起裂方向趋于稳定;注水压力大于2.4倍水平最大主应力时,裂缝扩展形态趋于稳定。溶洞内压越大,溶洞对水力裂缝的作用越强,内部压力达到2倍水平最大主应力的溶洞对水力裂缝存在吸引作用,且其吸引作用随着溶洞内压的增加而增强,随着注水压力的增加而减弱。研究成果对于根据储层地质条件优化压裂作业参数提高采收率具有一定的指导意义。

摘要： 采用煤层注水治理矿井粉尘灾害问题的一个重要部分是探究煤层注水压力对煤层湿润半径的影响。基于COMSOL软件来模拟探究煤层注水压力渗流规律,采用核磁共振仪、微机控制电液伺服万能试验机等仪器测出煤件的物理参数,通过物理试验与数值模拟相结合,运用COMSOL仿真软件研究不同钻孔半径下等值线的分布规律和不同压力下渗流速度分布规律。结果表明:注水钻孔周围压力等值线呈椭圆形分布,由等值线可以看出水平方向上渗透性优于垂直方向。钻孔周围等值线比较密集,远离钻孔处等值线分布比较稀疏;在注水钻孔周围渗流速度较大,越向周围扩散渗流速度越小。

摘要： 为研究煤层注水过程中煤体孔隙结构的演化规律,采用低场核磁共振仪测试煤样在不同注水压力下的孔径分布特征。试验结果表明,t2谱表现出“三峰”的特征,以小孔居多,中孔和大孔较少;随着水压的增大,煤样孔隙度增大,当水压达到8 MPa时,孔隙间的渗流通道有效连通。

摘要： 通过对短玻纤增强聚丙烯溢流法水辅注塑过程进行数值模拟,研究了注水压力、型腔截面形状,以及玻纤含量对水穿透行为的影响。结果表明,注水压力为4 MPa时,各个型腔截面形状的水穿透形状都趋于圆形;随着注水压力升高,边残余壁厚及角残余壁厚则随之减小,且角残余壁厚减小量更大,水穿透率随之增大,但水穿透率增值会呈现减小趋势;当注水压力增大至10 MPa时,水穿透形状都趋于型腔截面形状;水穿透率随型腔截面形状的圆率减小而减小;在注水压力较低(4,6 MPa)时,水穿透率随玻纤含量升高而降低,而在注水压力较高(8,10 MPa)时,趋势相反,此外,随着短玻纤含量的增加,水穿透率受水压的影响越大。这些发现可为实际生产的工艺调节提供参考。

摘要： 埕海油田滩海区是大港油田增储上产的重要区域,目前区内多个断块已经进入开发中后期强化注水阶段,需要避免注水引起断层活化带来的开发风险。为此针对滩海区断裂系统开展研究,通过断层的精细解释、应力场分析、运动学特征、裂缝特征描述等,明确了需要重点关注的几条通天断层的基本特征,并利用静态方法评价了断层的原始封闭性,通过动态法计算出各注水区块的注采比、地层破裂压力及最大注水压力,并根据注采比、最大注水压力变化提出了油藏注水开发要点,保证了研究区的安全有效开发,也为有相似条件油田的注水开发提供了技术支持。

摘要： 渤海B油田经过长期注水开发,注水压力逐渐上升,注水量不断下降,同时,酸化解堵效果变差,有效期变短,导致油田长期欠注,地层压降大,产量递减快.在实际注水过程中,注水井近井地带会形成一定污染,造成额外的附加压降,目前执行的注水压力界限是早期注水开发时的设计值,已不能满足当前的注水需要,亟需开展注水压力优化研究.因此,引入附加压降理论,运用流体力学原理计算实际注水压差,推导出理论无因次吸水指数,进而求得理论注水压差,并通过压降试井及酸化解堵效果来验证附加压降计算值的准确性,最终得到合理的注水压力,为油田提压注水提供依据.结合现场设备条件,在渤海B油田实施了23井次提压注水,在节省酸化解堵费用的同时,也取得了较好的增注稳油效果,为提高油田最终采收率提供保障.

摘要： 海上疏松砂岩油田设计阶段确定的注水压力不能完全满足油田开发过程中配注量的需求,严重影响了油田正常高效生产.结合海上梯级压力测试数据,认为造成注水压力不满足需求的主要原因是近井筒地带存在附加阻力.在此基础上,建立了一种近井筒地带附加阻力的计算方法,并结合井筒摩阻和液柱压力等形成了注水压力优化方法.渤海油田现场试验结果表明,注水压力优化方法可指导不同生产阶段注水压力的确定,具有较好的应用推广价值.

摘要： 针对寺家庄矿目前防突效果较差、掘进速度慢的现状,通过在该矿15104工作面采用水力挤出防突技术现场试验,确定了最佳注水压力、注水孔有效影响半径、终孔间距、注水孔孔深、封孔孔深等关键技术参数.采用钻屑瓦斯解吸指标K1,结合掘进进尺、瓦斯涌出特征,对水力挤出防突效果进行了全面效验分析.结果表明,最佳注水压力为12 MPa,注水孔有效影响半径1.0～1.5 m,终孔间距2～3 m,注水孔孔深12 m,封孔孔深6 m.水力挤出措施合理效检时间应为措施实施后3 h,施工时间同超前排放钻孔相比大幅度降低,掘进速度提高到1.5倍以上,使用过程中瓦斯不超限且效检超标率低于10％,研究成果对寺家庄矿安全生产起到重要作用.

摘要： 注水压力管理贯穿油田整个开发周期,从前期研究设计阶段的注水压力设计到实施阶段的核实调整优化,应有一套标准化的程序和做法,才能保证注水阶段的安全和效果.在以往常规预测注水压力方法的基础上,考虑表皮系数带来的附加压力及不压裂地层注水等因素,建立了企业标准Q/HS 2078—2019《注水井井口压力计算方法》,确保注够水,安全注水,并根据标准制定了注水压力管理流程及细则.标准实施后,已经应用于近50个油田的注水开发,大大提高了油田开发效果.

摘要： 针对矿井煤层注水过程中存在钻孔施工效率低、封孔质量差、注水压力低以及封孔器难以多次循环利用问题,从钻孔钻进、封孔、注水控制等方面对注水工艺进行优化,并进行现场应用.结果表明,改进后的煤层注水工艺可显著提升煤层注水效果,采面煤尘产生量、瓦斯涌出量均显著降低.

摘要： 为了提高煤、油气共存的黄陵二矿煤层抽采效率,加快工作面回采及掘进速度,充分分析研究区地质条件,在获取煤、油气赋存规律的基础上,以205回采工作面运输巷11号钻场为研究对象,利用可远程操作及视频监控的水力压裂设备,对黄陵二矿205工作面运输巷11号钻场底板进行水力压裂试验研究.结果表明:通过底板2个水力压裂钻孔的施工,促使煤层底板油型气富集区域与煤层形成裂隙贯通,压裂影响半径达20m以上,最高注水压力分别达到了26.8MPa和25.2MPa,远超过了设计的23MPa的理论破压力.通过2个月的抽采监测,与未压裂施工钻孔对比瓦斯抽采浓度平均提高了19倍;瓦斯抽采纯量平均提高了22倍.研究结果为进行煤、油气共存区域的瓦斯增透抽采技术提供了技术支持.

摘要： G83油藏位于鄂尔多斯盆地西部,主要生产层位长4+5、长6,平均孔隙度11.77％,渗透率1.58×10-3μm2,属于典型的超低渗透储层.该区域注入水中SO42-浓度1801mg/L,油层采出水中Ba2+、Sr2+浓度2838mg/L,注入水与采出水混合易生成Ba(Sr)SO4沉淀,是造成区内注水压力急剧上升的主要因素;为缓解注水压力上升速度,2014年区内安装了纳滤脱硫酸根装置,本文以历年注水井注水压力、结垢、剖面、递减等数据为基础,分析压力变化趋势,评价注纳滤水对油藏注水压力的影响,为区内油藏高效开发提供理论依据.

摘要： 大港南部油田下辖枣园、王官屯、舍女寺、小集、段六拨和乌马营6个油田,含油面积93.1km2,地质储量23910×104t,开发动用的主要含油层系为沙河街组、孔一段、孔二段、中生界.油藏具有断块小、流度低、层组多、非均质性强的特点.原油物性表现为高凝、高黏、高含蜡的特征.针对低渗透油藏注水见效单方向见效明显,单层突进严重的开发矛盾,进行多因素综合决策调剖选井,即首先确立多因素模糊决策因子,然后对储层渗透率、渗透率变异系数、流动系数、沉积相带、吸水百分数突进系数、水淹级别、井口压降、注入倍数、启动压力、吸水指数、剩余可采储量、地层压力等动、静态资料综合分析,确定调剖有效概率,作为依据进行调剖选井.2015年实施调剖治理48井次,累计增油5163t.目前,调剖治理完成的48口井平均注水压力上升3.57MPa,90min井口压降减缓了3.27MPa,受益油井日增油47t.该方法对低渗透油藏调剖选井和调剖治理治理提供了借鉴作用.

摘要： 超低渗透油藏储层渗透率低,天然裂缝较发育,加之水平井开发采用混合水压裂投产,改造规模大,人工裂缝发育,形成了天然裂缝与人工裂缝交织的缝网结构,复杂的缝网结构一方面有利于油藏的开发,另一方面加剧了储层物性的平面矛盾,给予注水水窜提供了有利条件,大大降低了地下存水率.在现有油藏条件下,调剖首先要解决裂缝封堵问题,由于原油启动压力梯度大,调剖时应采取以"堵"为主的调剖思路,提高封堵强度.注水井调剖最终目的是提高注入水的水驱波及体积,动用剩余油,超低渗透储层发育微纳米孔喉,喉道半径小,注入水主要以毛细管力吸入,过高的注水压力对提高水驱波及体积有限,但会提高对堵剂的冲刷能力,影响调剖有效期,调剖后合理的注水政策对措施效果的影响也是相当重要的.

摘要： 采用自主研制的三轴渗透实验仪对不同方式水(干燥、液态水自然润湿、吸附瓦斯后高压注水、加表面活性剂注水)处理过的煤样进行三轴渗透率实验.实验结果表明:不同煤样渗透率关系为:干燥煤样＞饱和表面活性剂煤样＞饱和水煤样,这是因为清水的表面张力比较大,进入煤样后附着在煤壁上,堵塞了瓦斯在煤体内的运移通道,加入表面活性剂后,降低了表面张力,所以渗透率增大;随着注水压力增大,煤样渗透率逐渐增大.因为高压注水过程中,水压对煤体的冲击力使其裂隙发育,瓦斯渗流通道扩大,从而导致渗透率增加.

摘要： 煤层高压注水是最常用的一种煤层气压裂技术,煤层高压注水不仅是一种煤与瓦斯突出的防治措施,而且也是煤层增透的主要措施之一.本文主要测试分析高压注水是不同注水时间和不同注水压力对煤岩渗透性的影响.研究结果表明,随着注水时间和注水压力的增加,煤岩渗透率都有明显提高,但是在高压注水4h和高压注水20MPa后煤岩渗透率的增长速度减慢.

摘要： 注水制漏技术是处置液化烃储罐底部泄漏事故一种很有效的方法,但前提条件必须是方法正确合理.文章通过对注水制漏技术应用现状及原因的分析,提出在现有技术条件下,注水制漏技术可应用的类型归纳起来有4种:即消火栓注水法、消防车注水法、增压泵注水法、固定水泵注水法.这四种方法的应用原则是以注水压力大于储罐内压0.05MPa为前提条件综合考虑;同时提出注水设施的设置、安装、维护与管理等技术要求.

摘要： 目前欢西油田注水区块存在各种原因导致的欠注井有30口,日欠注量为1960m3/d.采用常规酸化解堵效果不理想,针对这一情况,在分析油层堵塞原因的基础上,引进二氧化氯解堵技术.在严格的室内实验和矿场试验的情况下,证明了二氧化氯作为1种强氧化性可以有效地解除高分子聚合物、细菌、硫化亚铁等造成的堵塞,从而降低注水压力,提高注水井注入量.对油层近井地带复杂多样的污染堵塞类型，可以采用将二氧化氯与酸化处理液相结合的方式，能起到显著的解堵效果。二氧化氯解堵工艺成本低廉，施工简单，适应性强，是水井解堵增注的新型工艺技术，在油田注水开发中，具有良好的应用前景。

摘要： 微生物活化水改善水驱技术可有效利用采出水资源,利用微生物代谢产生生物表活剂、生物聚合物、生物气、有机酸等,提高洗油效率、调剖、乳化原油等作用,新Y油藏目前开发进入高含水、高采出程度开发阶段,通过试验微生物活化水驱改善探索提高该类油藏的开发效果,本文重点通过试验区的选取、过程管理、效果评价方面对前期的实施情况作了详细的分析和评价.

摘要： 微生物活化水改善水驱技术可有效利用采出水资源,利用微生物代谢产生生物表活剂、生物聚合物、生物气、有机酸等,提高洗油效率、调剖、乳化原油等作用,新Y油藏目前开发进入高含水、高采出程度开发阶段,通过试验微生物活化水驱改善探索提高该类油藏的开发效果,本文重点通过试验区的选取、过程管理、效果评价方面对前期的实施情况作了详细的分析和评价.

摘要： 本发明公开了一种用于确定注水煤层裂隙内部水压力的测试装置及测试方法，属于孔隙水压力测试技术领域。其解决了现有技术中注水钻孔周围煤体中水压力无法测试的技术问题。其包括测试机构和显示机构，外壳上设置有若干个不同孔径的进水孔，在外壳内部的圆柱形空腔内设置有若干个隔板，若干个隔板将空腔分割为若干个密封腔。本发明通过测试机构与显示机构相配合获得进水孔的孔径，以该孔径为中间量，根据washburn方程中的毛细孔径和水压力之间的关系计算出煤层注水钻孔周围煤体裂隙结构中的水压力，从而对煤层注水过程中钻孔周围煤体内部的水压力进行精确地定量计算，其计算结果对于调整煤层注水参数，提高煤层注水综合防灾效果具有重要的作用。

摘要： 本发明公开了一种高压力注水压裂系统及操作方法，涉及一种坚硬顶板高压水预裂技术，具体为一种使用高压注水泵向钻孔内煤岩层压入高压水，用高压水冲压孔内煤岩孔壁，以压裂煤体、岩体结构，使煤岩层内产生裂缝或者使原来的闭合裂缝被压开形成新裂缝的技术方法。利用该方法，通过在钻孔中封孔、高压注水压裂等过程，破坏顶板的完整性，以及整体强度，将厚度大、完整岩层分为多层，达到弱化顶板岩层的目的。最终解决煤炭开采过程中遇到的坚硬厚煤岩层采动引起的一系列动力灾害等问题，为进一步在煤矿现场安全生产中冲击地压防治工作提供有利技术支撑。

摘要： 本发明涉及油气田勘探开发领域，尤其是一种储层裂缝开启压力、开启次序及注水压力预测方法。本发明利用地质资料、物理实验等确定地质力学模型，在古应力场数值模拟的基础上，借助于岩石破裂准则，古今岩石力学层演化特征，预测不同组系裂缝的现今产状；在现今应力场数值模拟的基础上，结合工区岩石力学层分布规律，采用岩石力学层顶底面寻点法求取不同节点的主应力垂向梯度，综合地应力、裂缝信息，实现了裂缝开启压力、开启次序以及注水压力的反演预测。本发明由严格的数学算法推导组成，对相应的地质信息数字化后，可以利用计算机编程语言开发相应的计算程序，并且预测成本低廉、可操作性强。

摘要： 本发明涉及油气田勘探开发领域，尤其是一种储层裂缝开启压力、开启次序及注水压力预测方法。本发明利用地质资料、物理实验等确定地质力学模型，在古应力场数值模拟的基础上，借助于岩石破裂准则，古今岩石力学层演化特征，预测不同组系裂缝的现今产状；在现今应力场数值模拟的基础上，结合工区岩石力学层分布规律，采用岩石力学层顶底面寻点法求取不同节点的主应力垂向梯度，综合地应力、裂缝信息，实现了裂缝开启压力、开启次序以及注水压力的反演预测。本发明由严格的数学算法推导组成，对相应的地质信息数字化后，可以利用计算机编程语言开发相应的计算程序，并且预测成本低廉、可操作性强。

摘要： 本发明公开了一种内藏式注水压力控制锚，包括有：仓体，包括有：下仓体；连接件，竖向布置在下仓体上，且至少与下仓体顶壁滑动密封连接；下端盖，固定在下仓体的底部，在下端盖上形成有：容纳腔，容纳腔具有第一注水部和第一出口部；锚装置，设置在容纳腔内，包括有：锚爪片，锚爪片朝向第一出口部；锚杆，与锚爪片固定连接；滑动件，设置在锚杆端部，与容纳腔滑动密封连接，朝向第一注水部，滑动件的横截面积大于锚杆的横截面积；滑动腔，滑动腔与下仓体的内部空间连通；下封堵件，与连接件固定连接，其与滑动腔滑动密封连接；第二注水部，与滑动腔连通。通过本发明解决了现有技术中锚结构不便于水下装备布放以及抛射，占用空间大的问题。

摘要： 本实用新型公开了一种可调节注水压力的石油开采用注水装置，包括支板、变速箱、水箱和注水管；变速箱和水箱，分别设置在所述支板的上方左右两侧，且水箱的右下角设置有对水进行注入的注水管；还包括：双向丝杆，轴承连接在所述变速箱和水箱中间，且双向丝杆的外侧螺纹连接有滑动卡合在水箱内部的推板；过滤板，设置在所述水箱的内部上方，且水箱的内部设置有对水进行阻挡的挡板，通过连接杆移动使锥形齿轮组的转动速度进行调节，进而对推板的移动速度进行调节，对内部的水压进行调节，通过过滤板的设置实现对水中的杂质进行过滤，避免杂质进入到水箱的内部，进而避免杂质进入到石油的内部，提高石油的质量。

摘要： 本实用新型具体为一种带过滤装置并可即时监测注水压力的注水井口结构。一种带过滤装置并可即时监测注水压力的注水井口结构，包括内油管，内油管外侧设有与内油管同轴，且用于与注水井套管连接的套管短接，套管短接上设有出水口；还包括位于内油管顶端且与内油管连接的十字形油管头、注水管线及数据采集系统；所述的数据采集系统包括压力监测系统，还包括过滤装置。本实用新型可以控制注水质量，从而降低因注水水质造成的井下结构的破坏与油藏的污染，并对注水井的注水压力进行即时监测与记录，方便工作人员进行后续分析。

摘要： 本实用新型涉及一种可即时监测注水压力的注水井口装置。一种可即时监测注水压力的注水井口装置，包括内油管，内油管外侧设有与内油管同轴，且用于与注水井套管连接的套管短接，套管短接上设有出水口；还包括位于内油管顶端且与内油管连接的十字形油管头、注水管线及数据采集系统；所述的注水管线一端与十字形油管头连通，另一端与套管短接连通，注水管线上设有进水口；所述的数据采集系统包括压力监测系统，所述的压力监测系统包括依次连接的压力传感器、数据采集模块及计算机，所述压力传感器分别位于下连通上，以及注水管线与套管短接的连接处。本实用新型操作简单，可以实现正注，反注，正洗，反洗操作，并且可以即时监测注水压力。

摘要： 本实用新型公开了一种射流泵井的注水压力自动控制系统，涉及到测试设备领域，包括柜体，柜体的下端内部设置有制动电阻，柜体的上端内壁并排设置有用于接插板的多功能插座和对柜体内部电路进行保护的2P空开，监控中心计算机也可通过远程上位机软件平台对高压注水压力目标调节值、变频器步进值进行设置，也可以远程获取到相关数据，并远程发出变频指令改变地面增压泵的频率，测试人员无须到达现场操作，测试无须耗费人力物力和时间，即可实现对地注水压力值、地面增压泵频率等参数的测试。同时，为了方便人为现场更改地面增压泵频率，可通过控制柜中触摸屏与数据采集模块进行通讯，进一步控制地面增压泵频率，达到稳定注水压力的目的。

摘要： 本实用新型提供了一种基于SCADA和PLC的油田联网注水压力控制系统，包括SCADA系统和注水站PLC控制系统，SCADA系统和注水站PLC控制系统通过油田通讯网连接，注水站PLC控制系统用于注水泵稳压控制，SCADA系统用于实时采集注水站PLC控制系统参数，并对联网注水多注水站进行压力平衡补偿控制。本实用新型可实时掌握注水管网运行数据，进行科学分析处理，提供优化决策，合理调配利用资源，满足油田注水要求。采用SCADA系统有效地对注水管网和关键注水站、设备进行监视、控制，保证安全平稳注水，提高注水管网系统整体运行的可靠性。由于具有实时可靠的数据采集和远程控制能力，优化运行管理机制，降低成本。