飽和壓力
- 順北高溫超高壓縫洞型油藏原油相態(tài)性質測定及分析
度對應的原油飽和壓力,確保取得的樣品是單一油相;②在實驗室將取樣器加熱至取樣溫度,取樣器打開壓力與取樣點壓力偏差小于3%,確保樣品運輸過程沒發(fā)生泄露;③取樣時油藏生產穩(wěn)定,生產氣油比不隨產量變化而明顯波動,確保取樣時儲層中沒有發(fā)現(xiàn)相變現(xiàn)象,且從儲層進入井底的流體和從井中取得的流體一直,同時要確保取得樣品中含水率小于5%;④條件允許情況下應取3支樣品,至少有兩支樣品泡點壓力相對偏差小于3%,確保樣品的重復性。結合井下樣代表性評價準則,分析明確順北1、5號帶上
科學技術與工程 2023年31期2023-12-09
- PBAT/PVA復合材料發(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作為擴鏈劑對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
寧波大學學報（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)實驗
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；當注入N2的摩爾分數達到40%時，該近臨界揮發(fā)油流體轉變?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。本文以真實的近臨界揮發(fā)油藏地層流體為實驗對象，本著由簡單到復雜的研究思路，首先從單相近臨界揮發(fā)油流體的相態(tài)特征實驗入手，其次開展CO2-近臨界揮發(fā)油兩相相平衡規(guī)律實驗研究，最后開
大慶石油地質與開發(fā) 2022年6期2022-12-03
- 二氧化碳混相壓裂吞吐實驗
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摩爾分數的增加而增大，且飽和壓力增幅不斷變大；當CO2摩爾分數達到35%時，原油飽和壓力接近目前地層壓力；當CO2摩爾分數為50%時，原油的飽和壓力上升至40.35 MPa；當CO2摩爾分數達到60%時，原油的飽和壓力達到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數大于60%的CO2，并達到
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%。實驗用水按照實際地層水配制（CaCl2水型，礦化度為20 512.59 mg/L），實驗用CO2純度為99.99%。2.2 實驗設計按照油藏實際設計實驗方案，考慮CO2與原油的接觸狀態(tài)并結合最小混相壓力確定注采壓力。實驗設定溫度為80 ℃，在原始地層壓
新疆石油地質 2022年2期2022-03-25
- 注氮氣對揮發(fā)性油藏流體相態(tài)特征影響實驗研究
a·s，原始飽和壓力為34.1 MPa，氣油比445 m3/m3，體積系數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)油藏投產后依靠溶
石油化工應用 2022年2期2022-03-17
- 基于機理研究的稠油蒸汽吞吐可行性評價
——以旅大27-2油田為例
地層壓力大于飽和壓力時，原油的氣油比等于原始溶解氣油比。當地層壓力小于飽和壓力時，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天然氣的溶解性、溶解氣油比對原油黏度的影響，進行了PVT實驗。圖3為注氣綜合實驗曲線。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，而脫氣油黏度達到1 861 mPa·s，為飽
科技和產業(yè) 2021年4期2021-04-23
- HFE-7100工質穩(wěn)態(tài)臨界沸騰傳熱實驗研究
表面粗糙度及飽和壓力對池沸騰臨界熱通量的作用機理。本文考察不同飽和壓力條件下HFE-7100工質在光滑及粗糙表面的穩(wěn)態(tài)臨界沸騰傳熱，對沸騰臨界狀態(tài)下的工質沸騰相變動態(tài)過程進行可視化研究，并測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，飽和壓力試驗范圍為絕壓0.07～0.20 MPa。同時本文將臨界熱通量實驗數據與相關預測模型進行對比，并通過引入代表表面粗糙度及飽和壓力的相關無因次參數建立臨界熱通量參數K預測關聯(lián)
原子能科學技術 2021年4期2021-04-20
- 縫洞型碳酸鹽巖油藏新型油藏生產指示曲線
，地層壓力與飽和壓力差值較大，可達50 MPa 以上，原始地層壓力與飽和壓力下的原油壓縮系數差別很大，可相差幾倍，甚至十幾倍［7-9］。因此，縫洞型油藏根據該油藏生產指示曲線進行油藏驅動類型判斷、地質儲量計算與油藏動態(tài)預測等研究將會存在明顯的誤差。針對縫洞型碳酸鹽巖油藏，通過建立原油體積系數、原油壓縮系數與地層壓力的函數關系式，簡化彈性驅動物質平衡方程，建立新型的油藏生產指示曲線，以期能夠更加準確地進行油藏研究。1 油藏生產指示曲線存在問題彈性驅動是指開采
巖性油氣藏 2021年2期2021-04-08
- 碳纖維增強微孔可燃殼體的制備及性能研究
定的壓力，即飽和壓力Ps，關閉注氣閥，取下高壓釜。然后將高壓釜放入已設定飽和溫度為Ts的恒溫水浴鍋中保溫；待達到飽和時間ts后，打開高壓釜快速卸壓并移至設定發(fā)泡溫度為Tf的恒溫油浴鍋中，采用升溫法進行發(fā)泡，達到發(fā)泡時間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 制備微孔可燃殼體工藝流程圖1.3 測試表征利用掃描電子顯微鏡(SEM)觀察可燃殼體斷面的形貌結構。采用JJ-20擺錘沖擊試驗機對可燃殼體發(fā)泡前后的沖擊強度進行測試
火炸藥學報 2021年1期2021-03-08
- CO2增能壓裂在低滲透儲層的應用
后降低壓力至飽和壓力后測量油樣體積。（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全部溶解在原油當中，達到新的飽和壓力。（3）對CO2-原油體系的物性參數（密度、黏度、組分、飽和壓力、體積膨脹系數等）進行測量后，改變壓力和溫度，在達到新的飽和點后測量新的CO2-原油體系的物性參數（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，當注入30 mol/mol%的
石油化工應用 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驗
[8]考察了飽和壓力對核化池沸騰傳熱的影響，分別測試了工質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 驗 結 果 相 似。Sakashita[11]通過可視化池沸騰實驗發(fā)現(xiàn)，表面有效核化點數量隨著系統(tǒng)壓力的增大而增加，核化點密度與飽和壓力的1.5 次方成正比。同時，Sakashita和Ono[12]指出氣泡脫離直徑隨系統(tǒng)壓力的增
化工進展 2021年1期2021-01-18
- 海相頁巖孔隙度GRI測定方法優(yōu)化
數主要是氣體飽和壓力和平衡時間?？紫抖葴y定時，不管是高含黏土的碎屑巖、碳酸鹽巖（膏巖）還是頁巖，其礦物結晶水（或結合水、黏土束縛水）不能去除[25]，否則將導致孔隙度結果偏大，因為它們占據的孔隙空間不是油氣的儲集空間。對于常規(guī)儲層柱塞樣，氦氣法孔隙度測定的平衡時間在幾分鐘內即可達到平衡[19]。頁巖因發(fā)育大量微孔和閉孔，氣體分子難以快速進入，可能需要數小時或數天才能平衡[26-27]。因此，頁巖碎樣總孔隙度（GRI法）測定需要進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氣膨脹實驗研究
錄此狀態(tài)下的飽和壓力與膨脹體積；之后注入比前次實驗更大量的氣體，并記錄新的飽和壓力和膨脹體積，如此持續(xù)進行，如圖1類型A所示。圖1 原油注氣膨脹實驗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。當實驗壓力高于目標地層破裂壓力時，該實驗數據僅作為研究參考，無實際應用價值，此時PVT容器中為氣液兩相，如圖1類型B所示。本次實驗共設計了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
- 潛油電泵井產能預測軟件的設計
式中：Qb為飽和壓力下的油井產量(m3/d)；Qmi為油氣滲流時理論最大產量(m3/d)；Jo為采油指數(m3/(MPa·d))；Pb為飽和壓力(MPa)；PR為地層壓力(MPa)；Qmax為純油滲流時的最大產量(m3/d)；Q 為油井產量(m3/d)；fw為含水率(%)；Pwf為流壓(MPa)。2.2 油、氣、水滲流時的計算(1)普通賦值語句：是把制定的參數值賦給某個變量或某個帶有屬性的對象，是為變量和控件屬性賦值的主要方法。如式1 中對飽和壓力下的油井
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膨脹實驗研究
系測試，得到飽和壓力值、壓力與體積系數、壓縮系數等數據之間的關系曲線。(3)黏度測試：將地層原油樣品保持單相轉入高溫高壓落球式黏度計中，在地層溫度下測定其在各個壓力點下的黏度。(4)密度測試：測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壓力點下的原油密度。1.2 注CO2膨脹實驗方法(1)將地層原油樣品在高于飽和壓力下保持單相轉入實驗儀器中，在地層溫度(84.8 ℃)下穩(wěn)定不少于4 h，進泵升壓至地層壓力22.50 MPa，測定此時原油樣品的體
非常規(guī)油氣 2020年2期2020-08-02
- 基于噴動床技術的超臨界CO2 聚氨酯珠粒發(fā)泡工藝
了飽和溫度、飽和壓力、飽和時間及其相互作用對珠粒發(fā)泡行為的影響，并通過響應面法優(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／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行飽和，為保證良好的傳質傳熱，同時避免顆粒粘結，需向其中加入水作為分散劑，有時還需將表面活性劑、碳酸鈣和高嶺土等作為分散助劑加入，因此產生大量廢水[10–12]。無水噴動床發(fā)泡技術使用
工程塑料應用 2020年5期2020-05-18
- 冀東淺層稠油油藏CO2/N2復合氣體吞吐提高采收率的可行性*
觸后對地層油飽和壓力、體積系數、黏度等高壓物性的影響；其次，利用室內長巖心開展復合氣體吞吐物理模擬實驗，對比不同CO2與N2比例的復合氣體注入后的增壓能力和增油效果。結合PVT測試結果和物理模擬的實驗結果，系統(tǒng)分析CO2/N2復合氣體提高稠油油藏采收率的相關作用機理。1 實驗部分1.1 材料與儀器實驗用油為冀東G區(qū)塊地層油樣；實驗用水為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 2020年1期2020-04-07
- 不同油藏壓力下CO2驅最小混相壓力實驗研究
壓力低至原始飽和壓力后，溶解在原油中的溶解氣會部分脫出，此時根據原始地層流體測試獲得的MMP是不準確的。為此，根據儲層物性和原油性質等從中國西部某油田篩選出8 個典型區(qū)塊作為研究對象，編號依次為S1—S8，結合高壓物性分析、細管實驗、多相多組分數值模擬，研究不同油藏壓力下的MMP變化規(guī)律，以期為該油田CO2提高采收率機理和CO2混相驅應用潛力提供理論依據，為持續(xù)推廣CO2混相驅技術，保持目標油田持續(xù)穩(wěn)產及CO2混相驅技術整體布局提供技術支撐。1 實驗器材與
油氣地質與采收率 2020年1期2020-03-24
- 溫度和氣體對稠油物性的影響*
體加量對體系飽和壓力的影響、汽油比與飽和壓力之間的關系、不同溫度下氣體對稠油黏度的影響等進行詳細分析。筆者采用PVT 分析儀測試了氣體對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）對渤海某油田稠油黏度的影響。1 實驗部分1.1 實驗設備PVT 分析儀，揚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試容器的Haake Reo
油田化學 2019年2期2019-08-01
- M110區(qū)長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，流壓與油井產量之間呈線性關系，滲流符合達西定律：對于水驅油藏，當油井流動壓力低于飽和壓力，由于原油脫氣，油相的流動能力將發(fā)生變化，此時油相相對流動能力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流動能力：如果井底壓力大于飽和壓力，則R=0。當井底流壓低于飽和壓力時
石油知識 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)泡溫度對發(fā)泡材料密度和發(fā)泡倍率的影響研究飽和壓力對發(fā)泡POE材料密度的影響時，設工藝參數為發(fā)泡溫度55、60、65、70 ℃，飽和時間為30 min，飽和壓力為8、10、12、14 MPa,實驗結果如圖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，溶解在熔體內的氣體對發(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，
中國塑料 2019年1期2019-01-29
- CO2輔助蒸汽提高春光超稠油開發(fā)效果實驗研究
氣混合體系的飽和壓力；④通過壓力平衡轉樣的方法將溶解了 CO2的油氣混合體系飽和進填砂巖心模型中；⑤模型管出口尾壓設定大于CO2飽和壓力。3 實驗結果與討論3.1 春光超稠油不同條件下黏度測試春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%。分別測試原始油樣與脫水樣品在常壓條件下的黏-溫關系，同時還測試了7.5 MPa和13.6 MPa壓力下脫水原油黏-溫關系，測試結果見圖1。圖1 春10區(qū)塊原油黏-溫關系通常條件下，測試春10區(qū)
石油地質與工程 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，發(fā)現(xiàn)隨著飽和壓力的增加，SC-CO2溶解量和解吸附擴散系數相應增大；溫度升高促使SC-CO2溶解量降低，而解吸附擴散系數則得到相反的結果。Sun等[10]對SC-CO2在硝化棉中的溶解行為進行了研究，得出了飽和溫度、飽和壓力、飽和時間等參數對SC-CO2溶解量的影響趨勢，并應用傅氏轉換紅外線光譜分析儀(FTIR)研究了共溶劑對硝化棉的增塑作用。此外，聚合物吸收CO2的過程會導致壓力的降低，Primel等[11]利用狀態(tài)方程，通過密閉容器內壓力的變化研究
兵工學報 2018年10期2018-11-07
- CO2在準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、泡點壓力下原油體積系數以及溶解氣油比等參數的變化規(guī)律，論證了CO2驅油技術在研究區(qū)特深層稠油油藏開發(fā)中的可行性。本文旨在通過室內原油注CO2實驗和細管驅替等實驗研究CO2在吉7井區(qū)稠油中的溶解特性，為論證CO2驅油技術在特深層稠油油藏開發(fā)中的適用性提供依據。1 地質概況昌吉油田吉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；構造上位于準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
中國石油勘探 2018年5期2018-10-18
- 海上油田晚期注水開發(fā)實踐
110，原油飽和壓力為 6.23～6.87 MPa，原油體積系數為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，共 3套層系，實行單層分層開采。該油藏初期采用天然水驅，于1999年7月開始逐步實施注水開發(fā)。注水分2期進行，第1期實施注水的油層包括33-4、33-6、34-1W，實施時間為1999年7月～2000年8月；第2期注水油層為34-1E，于2005
重慶科技學院學報（自然科學版） 2018年3期2018-09-11
- 鋸齒扁管內沸騰換熱試驗
·s)，工作飽和壓力為0.27～0.46 MPa，加熱熱流密度為9～42 kW/m2。試驗結果表明:相同結構的通道，當量直徑小換熱能力更強；熱流密度和飽和壓力對沸騰換熱的影響與一個干度值有關。當干度小于此值時，沸騰換熱系數會隨著熱流密度及飽和壓力增大而增大；而當干度大于此值時，沸騰換熱系數隨著干度增大而急劇下降，熱流密度和飽和壓力對換熱的影響較小；該干度值會隨著熱流密度或飽和壓力增大而逐漸變小。質量流率對沸騰換熱的影響與熱流密度有關，隨著熱流密度增大，質量
航空學報 2017年3期2017-11-20
- 原油脫氣對揮發(fā)性油藏產液能力的影響
當地層壓力在飽和壓力以上時，隨井底流壓的降低，油藏產液能力降低，但不明顯，當地層壓力在飽和壓力以下時，隨井底流壓的降低，油藏產液能力降低明顯；隨油藏含水率的逐漸增高，原油脫氣對油藏產液能力的影響逐漸減小。原油脫氣；揮發(fā)性油藏；產液能力；影響因素地層壓力低于飽和壓力時，原油會發(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，從而影響非均質砂巖油藏的產液能力，進而影響驅油效率及最終采收率。國內許多專家學者針對該問題[1-5]，采用室內實驗方法研究了不同
承德石油高等專科學校學報 2017年4期2017-10-21
- 準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)計準噶爾盆地油氣藏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、流體密度等物性參數，分析各變量的相關性。以油層物理理論為依據，建立飽和壓力數學模型，解析出準噶爾盆地油藏飽和壓力數學計算式。飽和壓力；流體物性；數學模型；準噶爾盆地根據油氣性質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油藏注氣混相驅可行性實驗研究
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，細管法測得的最小混相壓力為28.03 MPa，說明利用CO2可實現(xiàn)CO2的混相驅替，而且最終的驅替效果比較理想。說明該油藏可開展注CO2混相驅，為進一步的開發(fā)方案調整提供了依據和合理的建議。N2CO2飽和壓力 混相驅替X底水油藏位于新疆維吾爾自治區(qū)輪臺縣境內，構造隸屬東北坳陷區(qū)沙雅隆起阿克庫勒凸起上的一個局
石油與天然氣化工 2017年4期2017-08-30
- 地下流體脫氣對油藏產液能力影響研究
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變化規(guī)律，對后期進一步深入分析脫氣油藏的開發(fā)規(guī)律有一定的指導作用。脫氣；相滲曲線；無因次采液指數H區(qū)屬于鄂爾多斯盆地特低滲透油藏， 儲層物性以低孔、特低滲為主, 原始氣油比高達116.9 m3/d,與典型揮發(fā)油對比，該油藏流體性質處于典型揮發(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)為壓力恢復曲線呈曲率較大弧線形態(tài)，說明地層流體流動受
遼寧化工 2017年10期2017-03-22
- 支化及交聯(lián)聚對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發(fā)泡過程的影響。聚對苯二甲酸乙二醇酯; 支化; 交聯(lián); 發(fā)泡聚對苯二甲酸乙二醇酯(PET)具有機械強度優(yōu)良,耐蠕變，抗疲勞性、耐摩擦性及電絕緣性佳等特點,廣泛應用于纖維、聚酯瓶、包裝薄膜及工程材料領域[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、力學性能優(yōu)良等優(yōu)點,可以作為結構材料使用,有著廣闊的應用前景。普通PET由于其線性結構及其相對分子質量較低,導致其熔體黏度和熔體強度較低,因此在發(fā)泡
華東理工大學學報(自然科學版) 2017年1期2017-03-08
- 特高含水期水驅油藏合理地層壓力界限研究
力，即保持在飽和壓力附近，同時考慮油田產量需求，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地層壓力合理恢復速度。該方法可為特高含水各開發(fā)區(qū)制定不同的調整對策及挖潛方法提供一定的指導意義。特高含水期；水驅油藏；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油田開發(fā)注水、產液政策的核心。對于注水開發(fā)油田來說，油層壓力水平的高低對開發(fā)過程有影響，對儲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
長江大學學報(自科版) 2016年35期2016-12-17
- 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，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，m3/(m3·MPa)；—井底附近油層絕對溫度，K；w—原油含水率，小數；o—原油體積系數，m3/m3。利用（1）、（2）式可計算油井的流動壓力與產量的關系曲線，通過曲線可以看出，隨著油井井底流壓的下降，其油井生產壓差變大，產量增大；同時，當井底流壓降到某值時，油井產量達到最大，如果在降低井底壓力，則會造成在油井井底附
當代化工 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。引入我國時因國情的不同又發(fā)展為適應國內需求的自增壓供給系統(tǒng)。隨著技術的進步，未來五到十年，低溫壓力泵供給系統(tǒng)技術將成為新的主流技術。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
汽車實用技術 2016年8期2016-09-19
- 水驅油田生產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。從這三個角度出發(fā)，進行了數值模擬研究，研究結果表明，在含水率一定并且其它因素保持不變時，生產氣油比隨著井距的增大而降低。在含水率為97%時，井距為125 m時的生產氣油比為50.96 sm3/sm3，而在井距為300 m時的生產氣油比降低至45.92 sm3/sm3。含水率一定并且其它因素保持不變時，生產氣油比隨著井底流壓的升高而降低，在含水率為93%時，井底流壓為1.0 MPa時的生產氣油比為67.40sm3/sm3，而在井底流壓為
當代化工 2016年5期2016-08-11
- 注入水對地層油高壓物性影響實驗研究
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。當含水百分比為80%時，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，注水時氣水比平均值為2.09 cm3/g，注聚時氣水比平均值為2.01 cm3/g。注入水進入油藏與地層油充分接觸后會從油相奪取部分氣體成為含氣水。關鍵詞：地層油；飽和壓力；氣油比；
當代化工 2016年1期2016-07-22
- 應用數值模擬研究原油脫氣后注氣效果
中，對于低于飽和壓力下注氣的相關理論和實驗研究很少。目前，室內注氣實驗均建立在飽和壓力之上，而且實驗周期較長，花費較大。為此，采用數值模擬方法在室內實驗的基礎上建立起對應的數值模擬模型，驗證其正確性，進而模擬研究原油脫氣下注氣的效果。結果表明：利用數值模擬方法開展壓力低于飽和壓力下注氣，結果可靠；原油脫氣后注氣驅油，其采收率隨壓力變化出現(xiàn)上翹趨勢；壓力仍是影響注氣驅油采收率的一個關鍵性因素。此次研究補充和豐富了油藏注氣研究的相關內容，為更好地開展油藏注氣驅
當代化工研究 2016年4期2016-03-16
- 不同氣體注入對揮發(fā)油流體性質的影響
O2對揮發(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濟有效的氣體。揮發(fā)油；注氣膨脹實驗；流體性質；數值模擬國外揮發(fā)性油藏的發(fā)現(xiàn)始于20世紀40年代末50年代初，國外學者針對開發(fā)過程中存在的問題進行了大量實驗室相態(tài)研究和動態(tài)模擬[1-3]，使揮發(fā)性油藏的開發(fā)水平不斷提高。近年來國內也陸續(xù)發(fā)現(xiàn)揮發(fā)性油藏[
油氣藏評價與開發(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
)當壓力低于飽和壓力后，原油會在地層脫氣，在井筒附近形成三相流，影響油井產量。針對大多數油井在生產過程中僅在井底附近局部脫氣的現(xiàn)象，根據滲流力學理論，建立油井脫氣半徑的計算公式，重點分析地層壓力、井底流動壓力、含水率對脫氣半徑的影響。研究結果表明，油井脫氣半徑隨井底流壓和地層壓力的降低而逐漸增大，當地層壓力降至飽和壓力時，脫氣半徑等于供給半徑；含水率對脫氣半徑的影響遠小于地層壓力和井底流壓的影響，生產過程中可忽略不計。脫氣半徑； 流動壓力； 飽和壓力； 地
重慶科技學院學報（自然科學版） 2015年5期2015-04-22
- 數值模擬研究原油脫氣對混相壓力的影響
須在壓力高于飽和壓力條件下進行。而針對驅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，情況較為復雜，目前還沒有開展對應的細管實驗，因此如何獲取準確的MMP成為關鍵。在對地層流體PVT性質進行擬合的基礎上，建立一維數值模型模擬細管實驗確定MMP，最后，模擬預測不同脫氣程度下原油和注入氣MMP。結果表明：在準確擬合流體PVT參數場的基礎上，利用數值模擬方法建立的細管實驗模型能夠得到可靠的MMP；當驅替壓力大于MMP時，原油采收率隨驅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，不同的模式和技術會對開采效率產生極大的影響，新興的開發(fā)模式為天然氣驅模式，對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)對油藏的內部構造和存儲情況深入了解 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，開采縱向情況復雜，再加上天然裂縫、人工裂縫的存在，使油藏平面內部和各層面之間的矛盾狀況愈發(fā)復雜，這就要求我們做好對油藏地址的調查研究，
化工管理 2015年22期2015-03-23
- PVT取樣的前期準備
于預計的原始飽和壓力下進行生產的油(氣)井。2.2 不產水或產水率不超過5%的油(氣)井。2.3 氣油比和地面原油相對密度在周圍井中有代表性的油(氣)井。2.4 采油(氣)指數(日產油量/生產壓差)比較高，在較小壓差下能達到穩(wěn)定生產的油(氣)井。2.5 油(氣)流穩(wěn)定，沒有間歇現(xiàn)象的油(氣)井。2.6 井口量油測氣設備齊全可靠，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，井內無落物的油(氣)井。2.8 取樣時，作業(yè)期間的入井流體應被替噴干
化工管理 2015年9期2015-03-23
- 華北低滲透油藏烴氣驅最小混相壓力實驗研究
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間,為該區(qū)塊低滲透油藏烴類氣驅注入壓力的選擇提供依據。實驗結果表明：Q區(qū)塊在目前地層條件下注烴類氣驅的最小混相壓力(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現(xiàn)混相驅,但適當提高注入壓力,可實現(xiàn)烴氣與原油近混相,最終達到提高原油采出程度的目的。最小混相壓力；烴類氣驅；自然衰竭；注入
天然氣與石油 2015年4期2015-02-24
- 聚合物驅合理地層壓力控制方法
近，不能低于飽和壓力；轉聚合物驅前地層壓力低時，應在轉驅前提高地層壓力到原始地層壓力，再進行聚合物驅效果較好；聚合物驅過程中地層壓力低時，調整地層壓力的時機越早越利于改善聚合物驅效果。應用上述方法，調控了正在實施的二類油層區(qū)塊的地層壓力，地層壓力由平均10.2 MPa上升到10.6 MPa，聚合物驅效果顯著。合理地層壓力的調控方法對于聚合物驅及時的跟蹤調整具有重要意義。二類油層；飽和壓力；注采比；開采曲線；聚合物驅0 引 言水驅開發(fā)研究表明，地層壓力是整個
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，液相相對滲透率降低，最終造成油井產液量不增反降。本文通過分析氣、液相的相對流動能力，采用無因次化處理的方法，確定油井的合理井底流動壓力，并進一步尋找合理井底流壓隨含水率的變化規(guī)律。1 油井流入動態(tài)模型的建立考慮原油脫氣和油井產水的影響，基于油井流入動態(tài)模型［2］，以原油飽和壓力為節(jié)點，不同井底流壓條件下，可將油井的流入動態(tài)劃分為3種情況:當井底流壓高于原油飽和壓力(pwf＞pb)時，油井產量與井底流壓呈線性
重慶科技學院學報（自然科學版） 2014年5期2014-09-21
- 遼河油田歐37區(qū)塊CO2吞吐試驗研究
溶解汽油比和飽和壓力呈增長趨勢,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,且降幅很小;隨CO2注入量的增大,溶解汽油比呈快速增長趨勢,飽和壓力增長趨勢不明顯;在實際施工中,采用第1周期進行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,油層分布主要受構造控制,油水界面為
長江大學學報(自科版) 2014年20期2014-06-27
- 南梁西區(qū)M井組長4+5合理流壓探討
當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；同時還會使得原油中溶解氣的稀釋效應降低，原油粘度增加。此外，壓力降低后，儲層巖石發(fā)生彈—塑形變形，也會導致滲透率下降，有必要對該區(qū)M井組合理的流壓進行確定。1 開發(fā)概況南梁西區(qū)長4+5儲層以發(fā)育水下分流河道微相為主，砂體橫向連片性較好，為有利儲層。研究區(qū)以發(fā)育長石砂巖為主，巖屑質長石砂巖次之。儲層平均孔隙度為11.67%，平均滲透率為0.45mD，儲集空間以次生孔隙為主
科技視界 2014年25期2014-04-27
- 湖相頁巖油可動性
——以渤海灣盆地濟陽坳陷東營凹陷為例
氣油比及原油飽和壓力等特征，在此基礎上，從地層能量角度，分析頁巖油的可動性。研究表明，Es4s和Es3x彈性可動油率和溶解氣驅動可動油率均隨深度增加而增大，Es4s頁巖彈性可動油率和溶解氣驅動可動油率均高于Es3x頁巖。2 800～4 000 m深度范圍內，Es3x總可動油率為8%～28%，Es4s為9%～30%。綜合頁巖含油飽和度變化剖面和可動油率變化剖面，認為3 400 m以深是東營凹陷Es3x和Es4s頁巖油勘探開發(fā)的有利區(qū)。圖11表1參27湖相頁巖
石油勘探與開發(fā) 2014年6期2014-03-07
- 高壓取樣技術的研究與應用
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能計算新方法
性碳酸鹽巖高飽和壓力油藏隨著地層壓力的下降，滲透率會發(fā)生明顯的下降，即表現(xiàn)出強的應力敏感性［1－8］，隨著氣體從原油中脫出，原油的體積系數和粘度都會發(fā)生變化。因此不能用常規(guī)的方法去預測計算這類油藏的油井產能。由于主要是流動系數與常規(guī)油藏有差異，因此我們首先研究流動系數的變化規(guī)律，再以達西公式為基礎導出產能預測方法。1 流動系數與油藏壓力的變化關系對于高壓異常壓力敏感性油藏，當油藏壓力下降時，油藏孔隙壓力(內壓)減小，油藏滲透率降低，采液指數也隨之降低。滲透
石油與天然氣地質 2013年2期2013-11-10
- 含蠟原油析蠟點確定的新方法及其應用
05MPa，飽和壓力10.78MPa，壓力系數0.79，平均地層溫度60.5℃，地溫梯度為3.0℃/100m。3.1 試驗用流體將井口取來的高壓油樣通過實驗室測試，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 析蠟曲線測定利用石蠟沉積激光檢測儀測定不同壓力下油樣的析蠟點。在壓力13MPa 下，激光功率隨復配油樣的溫度變化曲線如圖1所示，由圖中的轉折點可確定出析蠟溫度
河南科技 2013年6期2013-11-07
- 胡尖山油田油井合理生產參數優(yōu)化及應用
因為流壓低于飽和壓力時，原油脫氣現(xiàn)象嚴重，從而影響產能發(fā)揮，當因降低流壓增加的產量小于氣體影響減少的產量時，IPR 曲線存在拐點，此時采液指數最高，但采油指數因受氣體影響較為嚴重，并不是最高，所以生產中一般取飽和壓力的2/3 作為合理流壓，此時采油指數最大；另外，超低滲透油藏主要受滲透率影響，生產存在啟動壓力，大于改啟動壓力，原油才能克服各阻力的束縛，進入井筒；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，所以可以用來確定不
石油化工應用 2013年5期2013-07-04
- 蒸汽發(fā)生器運行極限計算
或二回路極限飽和壓力，統(tǒng)稱作蒸汽發(fā)生器的運行極限，也可分別稱為差壓極限、濕氣極限和振動極限。運行極限用各負荷情況下，蒸汽發(fā)生器一回路冷卻介質的平均溫度曲線，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的運行極限曲線Fig.1 Operating limits indicated by the average temperature at primary side圖2 用飽和壓力表達的運行極限曲線Fig.2 Operating limits in
中國核電 2012年3期2012-11-20
- 具有拐點的油井IPR方程建立及應用
流動壓力低于飽和壓力時，溶解于原油中的天然氣析出，水驅油藏油井出現(xiàn)三相滲流，部分油井受其影響，產量出現(xiàn)隨著流動壓力降低而下降的現(xiàn)象，表現(xiàn)為IPR曲線發(fā)生倒轉。利用新建立的油井流入動態(tài)關系方程，能夠合理地擬合和描述這種倒轉現(xiàn)象，并可以判斷油井IPR曲線是否出現(xiàn)倒轉現(xiàn)象或具有拐點，計算油井的最低合理流動壓力。新建立的IPR方程通式囊括了大部分經典的IPR方程，包括經典的Vogel方程和Fetkovich方程及其推廣式，具有較強的實用性。油井;流入動態(tài)方程;飽和
特種油氣藏 2012年4期2012-09-15
- 低滲透致密巖自動加壓及恒壓孔隙度測試裝置的研制
則要求必須把飽和壓力加到一定程度并在壓力相對恒定的狀態(tài)下樣品飽和一段時間[2]。目前,飽和乙醇法致密巖孔隙度測試技術存在的主要問題是: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差異較大,一旦回流至真空泵內極易導致真空泵損毀。圖1 飽和煤油法與飽和乙醇法孔隙度測試流程差異2)致密巖石采用飽和乙醇法測定孔隙度測試須人工打壓,勞動強度大。飽和壓力從0 MP
石油管材與儀器 2010年6期2010-11-04
- 考慮汽包壓力信號的三沖量給水控制策略改進
略平衡容器室飽和壓力誤差因素，考慮到汽包飽和壓力對水位測量誤差的影響，可以采用文獻[4]方式對汽包水位測量值進行修正。顯然 ，也就是 ，以汽包設計飽和壓力下的比重近似處理前半部分參數。則式(1)可以簡化為：2 汽包水位的影響因素與汽包壓力的相對關系相對于汽包壓力對水位測量的影響而言，汽包壓力對實際水位的影響更大。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，同樣我們從這四個方面對汽包壓力進行分析。式(3)表明汽包水位變化的影響因素。 表示當前
制造業(yè)自動化 2010年11期2010-08-23
- 4KG-M制冷機做冷源的自循環(huán)氦液化裝置研制
.17 K(飽和壓力為96 kPa)時，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，獲得了116 L/d的液化率;經擬合，在液氦溫度為4.2 K(飽和壓力為100 kPa)時，液化率為83 L/d。而且該小型氦液化裝置不需要循環(huán)泵，實現(xiàn)了自循環(huán)，運行可靠。作為首臺具有每天百升氦液化率的小型氦液化裝置的成功研制，對涉及低溫液氦的科學實驗、氦氣資源的有效利用和多臺制冷機氦液化裝置的設計制造，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
- 對熟肉真空冷卻曲線的分析
成。當產品的飽和壓力接近真空室內壓力時,慢速冷卻階段出現(xiàn)。對真空冷卻過程中的壓力、溫度變化進行分析,認為產品內外的壓差變化導致真空冷卻過程中出現(xiàn)快速和慢速2個冷卻階段。關鍵字真空冷卻;熟肉;飽和壓力;冷卻速率中圖分類號TS251.6文獻標識碼A文章編號 1007-5739(2009)08-0171-02真空冷卻是一種依靠水分蒸發(fā)來進行快速冷卻的方法。在50年前,真空冷卻就已經被應用于萵苣、蘑菇以及切花的預冷[1-4]。近幾年來,食品安全問題,尤其是肉制品的
現(xiàn)代農業(yè)科技 2009年8期2009-06-29