绑定机构
扫描成功 请在APP上操作
打开万方数据APP,点击右上角"扫一扫",扫描二维码即可将您登录的个人账号与机构账号绑定,绑定后您可在APP上享有机构权限,如需更换机构账号,可到个人中心解绑。
欢迎的朋友
万方知识发现服务平台
获取范围
  • 1 / 100
  (已选择0条) 清除 结果分析
找到 5881 条结果
[硕士论文] 田培蓉
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:目前压裂技术已经广泛用于低渗油田的储层改造中,而胍胶压裂液是压裂液的主流体系。由于其返排液组成性质复杂,处理难度较高,已经给油田开发现场带来无法避免的污染。另外胍胶压裂液的配置需要大量的淡水资源,给一些边远缺水地区带来了一定的经济压力。所以胍胶压裂返排液的重复利用一直是油田开发的热点和难点,针对胍胶压裂液返排液不能有效进行回收再利用这一现状,返排液重复利用的影响分析和消除方法研究,具有非常深远的意义。
  本文首先采用化学容量法和仪器分析相结合对现场压裂液返排液的组成性质进行了综合分析,明确了压裂返排液中主要成分的含量和理化性质特征;然后通过单因素实验研究,确定出影响胍胶压裂返排液重复利用的主要因素,并且研究这些主要因素的影响机理为消除这些不利因素做基础准备。通过“臭氧氧化-絮凝沉降”预处理和合成缓速交联剂来消除胍胶压裂返排液中影响重复利用的主要因素,最后形成了一套胍胶压裂返排液重复利用工艺。
  研究结果表明:(1)胍胶压裂返排液具有体系稳定、高pH、高含铁和低矿化度的特点。(2)影响胍胶压裂返排液回收利用的主要因素为 pH值、Ca2+、Fe3+、残余交联剂和固相颗粒。(3)采用“臭氧氧化-絮凝沉降-过滤”处理可以消除pH值、Fe3+、Ca2+和固相颗粒对胍胶返排液重复利用的影响。(4)“臭氧氧化-絮凝沉降-过滤”预处理的方法为:臭氧氧化30min、PAC加量为800mg/L、助凝剂PAM为4mg/L,絮凝沉降30min。处理后压裂返排液pH为6.32、悬浮固体的去除率为98.95%、总铁含量1.61mg/L。(5)缓速交联剂的合成方法:第一步反应为14.9g羟乙基乙二胺,8.9g环氧氯丙烷,5g氢氧化钠,反应温度50℃,反应时间为8h制备中间体;第二步反应为23.8g中间体中加入50g硼酸混合酯,加入10g季戊四醇和5g的氢氧化钠处理,加热升温至150℃反应大约2h,减压反应1h出料,加水16.1mL搅拌均匀即可。(6)“臭氧氧化-絮凝沉降-过滤”处理后的返排液,改变交联剂,形成的压裂液冻胶体系,在温度80℃、剪切速率为170s-1下,压裂液粘度在185mPa·s左右;在温度80℃、破胶时间为2h,破胶液粘度为2.37mPa·s,残渣质量浓度为325mg/L。返排液重复利用基本满足压裂液性能要求。(7)确定出一套“臭氧氧化-絮凝沉降-过滤”的压裂返排液重复利用工艺。
[硕士论文] 邓彦玲
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:本文以鄂尔多斯盆地南部长7储层页岩为研究对象,运用X射线衍射技术、地球化学实验定量分析了研究区页岩的矿物组分、有机质丰度、干酪根组分和有机质成熟度;运用氩离子抛光—电镜扫描和 CT扫描技术分析了页岩样品内部储集空间类型;运用压汞、核磁共振、低温氮气吸附等实验定量表征了页岩中孔隙的孔径分布特征及比表面积;基于甲烷的等温吸附实验和Knudsen数分析了页岩气在储层中的赋存特征,并通过计算甲烷的等量吸附热和极限吸附热结合多元线性回归方法研究了页岩组分对甲烷的吸附作用,分析了影响甲烷吸附解吸的因素。研究结果表明:储层温度、压力条件下页岩气的主要赋存形式为吸附态,其次为游离态;页岩中对甲烷有吸附作用的组分为伊/蒙混层和有机质,并且有机质对甲烷的吸附能力强于伊/蒙混层;吸附气主要赋存于孔径为1~3nm的孔隙表面,游离气主要赋存于中孔、宏孔和裂缝中;温度和压力恒定时吸附气含量页岩比表面积、有机质丰度和伊/蒙混层相对含量呈正相关;温度恒定时,在一定压力范围内,甲烷吸附量随着压力升高而增大,甲烷解吸量随着压力降低而增大;压力恒定时,在一定温度范围内,甲烷解吸量随着温度升高而增大,甲烷吸附量随着温度降低而增大。影响页岩中气体赋存规律的外部因素为温度和压力,内部因素为页岩中有机质丰度、伊/蒙混层相对含量和比表面积。
[硕士论文] 许磊
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:近年来,天然气作为清洁能源极大地促进了城市燃气管网的快速发展。城市燃气管网作为燃气的输配系统,运行环境极其复杂,危害影响因素较多,燃气管网事故频繁发生,对城市环境、社会生活、人身安全造成极大危害,对城市燃气管网的风险评价研究具有重大现实意义。
  本文以西安吕-潘燃气管网为背景,对吕-潘燃气管网的吕小寨门站、吕-潘高压管道、潘家庄储备站进行风险评价研究。首先,对吕小寨门站、吕-潘高压管道、潘家庄储备站进行工艺危险性分析,运用危险可操作分析法(HAZOP)分别对其进行风险定性分析,建立了吕小寨门站、吕-潘高压管道、潘家庄储备站风险评价指标体系,其中,吕小寨门站风险评价指标体系是以员工素质、关键设备、环境因素、管理因素为一级指标构成,吕-潘高压管道风险评价指标体系是以第三防破坏、腐蚀因素为一级指标构成,潘家庄储备站风险评价指标体系是以球罐、消防设施等设备为一级指标构成;然后,运用结构熵权法确定了各个指标的权重值,采用可拓综合评价法进行风险定量评价,得出吕小寨门站、吕-潘高压管道、潘家庄储备站的风险等级,风险定量评价得出吕小寨门站、吕-潘高压管道、潘家庄储备站的风险等级分别为一般风险、严重风险、较大风险。根据评价结果,从人、机、环、管四个方面提出了针对吕-潘燃气管网的风险管理对策措施。
  通过对吕-潘燃气管网的风险评价研究,明确了吕-潘燃气管网风险等级;根据评价结果提出的风险管理对策,对吕-潘燃气管网的风险管理具有现实的指导意义;该评价研究对其他领域的风险评价工作具有借鉴和推广价值。
[硕士论文] 展宏洋
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:鄂尔多斯盆地胡尖山地区地理上位于陕西省榆林市,构造上位于伊陕斜坡的中西部,其整体构造呈向西倾斜的平缓单斜,局部发育小型的鼻状构造。根据胡尖山地区的开发及试油资料显示,该区域长3以上层位出油井点多,实施效果好,增储潜力大。随着开发的进程,对长3以上层位的构造形态,沉积微相储层特征等研究逐渐深入。但是目前对长3以上油藏的成藏规律认识尚不清楚。
  针对胡尖山地区长3以上油藏存在的问题,本文以胡尖山地区长1~长3油层组作为研究对像,以油藏精细描述、层序地层学、沉积岩石学等相关学科作为理论指导,利用钻井、录井、取心和测井资料,对长1~长3油层组进行了地层的划分对比,长1~长3油层组划分为长1、长21、长22、长23、长31、长32和长33共7各小层;在此基础上充分利用沉积相标志对长1~长3油层组的沉积相进行了研究。研究显示,长1~长3油层组均为三角洲平原沉积,主要的沉积微相有分流河道和分流间湾。在单井相研究的基础上,对沉积相的垂向和平面展布进行了研究;同时利用岩心的分析化验以及压汞实验等资料对长1~长3油层组的储层特征进行了研究。通过储层“四性”关系研究确定了储层的物性下限,建立了测井解释模型,进行了测井资料的二次解释,利用测井二次解释的结果分析了储层物性的平面展布规律。
  综合沉积微相、砂体展布、储层特征的分析结果,对胡尖山地区长1~长3油层组的油气富集规律进行了研究,研究认为:胡尖山地区长1~长3油藏的多个因素有关,优质的烃源岩为油藏提供了油气来源,沉积相、砂体以及储层物性特征控制着油气富集空间,构造对油气的富集程度有一定的控制作用。综合分析认为,胡尖山地区长1~长3油藏含油性好的区域主要分布在构造值较高、沉积相为分流河道、砂体较厚、孔隙度和渗透率较大的区域中。
[硕士论文] 郭海洋
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:随着国家经济的飞速发展,对于油气资源的需求日益增加,因此致密油藏的开发成为国内外学者研究的重点,压裂水平井作为开采致密油藏的一种有效手段得到越来越广泛的应用。致密油藏开发难度大,分段压裂水平井技术开采成本通常较高,由于水平井产能的大小直接关系到油气田开发的经济效益,所以压裂水平井产能问题得到越来越多的关注。目前国内外致密油藏水平井分段压裂后的产能计算还不成熟,关于水平井分段压裂参数的优化选取的研究还不多,所以水平井压裂后的产能研究具有重要的理论及现实意义。
  本文在分析致密油藏分段压裂水平井渗流特征的基础上,根据致密油储层的地质特征,运用保角变换、位势理论及势的叠加原理,对致密储层压裂水平井的产能预测以及裂缝参数的优化等方面进行了研究。主要内容有以下几点:
  (1)运用位势理论以及保角变换方法,建立了单裂缝在致密储层中的势分布函数,考虑了启动压力梯度的影响;
  (2)运用势的叠加原理,建立了多裂缝水平井在致密储层中的势分布函数,考虑了不同裂缝特征以及裂缝内渗流阻力等各种实际因素;
  (3)利用微软VBA宏语言编写了程序代码整理裂缝参数,求出产能方程的系数矩阵,编写MATLAB程序代码计算产能模型的解;
  (4)对本文建立的产能模型进行了实例验证,在产能模型的基础上分析了致密油藏储层参数和裂缝参数对水平井产能的影响。
[硕士论文] 安建桥
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:近年来国内致密砂岩油藏在水平井、体积压裂“工厂化”作业等技术的支持下,得到了高效的动用,但致密砂岩油藏依然存在一些开发的难点,如孔隙结构特征的研究和致密砂岩油藏水驱油效率影响因素的研究均是当前所面临的关键问题。因此本文以回归分析、灰色关联分析灰色聚类分析为理论依据,以压汞实验、油水相对渗透率实验和水驱油实验为手段,完成对致密砂岩储层孔隙结构特征水驱油效率的研究。基于压汞实验、灰色关联分析灰色聚类分析完成对孔隙结构特征的研究,并得到以下结论:在所涉及的孔隙结构特征参数中,结构系数储层孔、渗物性相关性最好;获得灰色孔隙结构综合因子,并建立灰色孔隙结构综合评价模型。结合孔隙结构研究结果、油水相对渗透率实验水驱油实验结果,完成对水驱油效率的相关研究。结果表明,注入倍数、储层物性和孔隙结构特征水驱油效率存在一定相关性,但均不明显。其中本文所提出的灰色孔隙结构因子在特征结构系数的比较中,灰色孔隙结构因子水驱油效率表现出了较好的相关性。
[硕士论文] 王运
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:姬塬油田耿43区长4+5储层非均质性强,开发过程中注采矛盾较突出,主要表现为:“单井产能低,油井见水早且呈多向性,含水上升快,裂缝见水明显”的特征。聚合物微球调驱技术是近年来发展起来的一种有效调整层内层间矛盾、改善注水油田开发效果的工艺技术,姬塬油田耿43区前期开展过现场微球调驱实验,也取得了一定的效果,但在工艺参数优化方面做的很少,因此本论文围绕室内微球调驱工艺优化实验,通过不同含水时期的微球粒径匹配实验,微球注入浓度、注入量以及段塞组合的优化实验,得出:低含水时期,选用微球粒径为5微米,微球溶液的注入浓度为7000mg/L,注入量为0.3PV,段塞组合选用微球+表活剂;中含水时期,选用微球粒径为5微米,微球溶液的注入浓度为5000mg/L,注入量为0.5PV,段塞组合选用微球+微球+表活剂;高含水时期,选用微球粒径为10微米,微球溶液的注入浓度为5000mg/L,注入量为0.5PV,段塞组合选用微球+微球+表活剂。室内模拟现场单注和配水间合注结果显示单注明显优于合注,且合注5微米微球的提采效果优于合注10微米微球,但封堵效果较差。通过分析姬塬耿43区长4+5现场六个井组调驱资料,可知三个井组见效性较好,另外三个井组见效性较差,通过室内实验结论和其现场动静态资料反馈,建议三口见效性较差的井组应使用较小粒径的微球进行调驱。
[硕士论文] 张浩
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:姬塬油田处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部,位于陕西省定边县、宁夏盐池县境内。是多个油层组合的油藏富集区,在延9、长2、长4+5分别获得工业油流。从勘探开发历史来看,长2油藏是该区的主力油层。具有资源潜力大、出油井点多、单井产量高等特点。但随着产建规模的不断扩大,已基本围绕出油点完成了滚动建产,由于油藏规模较小,在继续跟踪探评井有新的发现之外,还需要通过利用深层开发井在长2的含油显示,结合测井解释等信息,发现和筛选新的长2有利目标区。
  本文结合前人研究成果,针对该区的主要任务和所面临的问题,在地层对比的基础之上,从构造、地层厚度、砂体、沉积相和储层着手,对研究区沉积相、储层、成藏主控因素和油藏富集规律进行系统地研究,提出控制本区长2油藏富集的主要因素,为进一步预测优选目标提供依据。
  研究表明该区长2属于三角洲平原分流河道沉积环境,岩性主要以灰色、灰绿色细-中粒长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主,砂岩的矿物成熟度较低,结构成熟度较好-中等。由于沉积微相和后期成岩作用的差异,使得长2储层具有较强的宏观非均质性。平面上砂体呈北东-南西向展布。
  长2油气富集规律研究表明:长2油藏主要为构造-岩性油藏,油藏分布在分流河道砂体最发育处,且沿西倾的低幅度鼻状隆起成排分布。平面具有含油砂体分布面积小,连片性差的特点,但在该区局部区域多期河道砂体的交错叠置导致油藏分布也表现出交错叠置的特点。沉积相和构造对油气具有共同的控制特征。通过长2油藏分类评价标准,最终优选出Ⅰ类有利区5个,Ⅱ类有利区6个,Ⅲ类有利区12个。
[硕士论文] 徐达妮
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:煤层气开采过程中,煤层气、水两相的流动过程受到多个因素的影响。本论文对煤层气的储层特征、渗流机理等进行了研究。重点考虑了煤层气吸附/解吸效应、储层压力变化和温度变化对煤层气开采的作用,并考虑了储层中水相的存在,以此为研究背景,建立了煤体变形本构方程、流体流动方程(包括煤层气流动方程、水相流动方程)和热传导方程,并通过代入基质孔隙度和裂隙孔隙度动态变化模型,建立了完整的气-水两相热-流-固多场耦合的数学模型。应用数值模拟软件Comsol对所建立的数学方程进行模拟分析。模拟了煤层气开采过程中,不同的地应力、储层初始温度、裂缝发育程度及水相初始饱和度条件下储层的压力分布及日产出速率曲线图,研究结果显示:侧压系数越小,煤层气储层压力传导越快,产出速率越高;储层初始温度越高,煤层气储层压力传导越快,产出速率越高;裂缝发育程度越好,煤层气储层压力传导越快,产出速率越高;初始含水饱和度越低,煤层气储层压力传导越快,产出速率越高。
[硕士论文] 柯振兴
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:近年来,随着我国对能源需求的增加,原油作为一次能源在我国能源构成中占了较大比例。在原油的生产、输送环节其储存量较大,同时,由于我国所产原油特点以及输送工艺的改进,决定了原油储存时间延长且需要对其进行加热维温,这样就使得浮顶罐内原油外界温差增大,散热严重,造成不必要的热能浪费,增加了生产成本。基于此,对原油浮顶罐储油时传热规律进行研究。
  本文以联合站罐区20000m3原油浮顶罐为研究对象,以传热学理论为基础,分析了原油浮顶罐向外界环境散热的温降过程,包括原油物性温度关系和结蜡机理。依据原油浮顶罐的结构,同时考虑罐底土壤对散热的影响,并做了合理的简化,利用 ANSYS ICEM CFD建立了实际浮顶罐尺寸相同的三维模型。采用随温度变化的原油物性参数,考虑原油温降过程中析蜡潜热释放,利用FLUENT进行数值求解。得出原油依次经历了快速温降、温降速率降低、低速温降三个阶段,对每一阶段原油的温度、速度变化进行了分析。对不同储量、浮顶保温措施的浮顶罐进行模拟,明确了储量和浮顶保温因素对原油温降的影响。提出增加顶置加热器、局部加热的思路,实现原油在日常较低温度存储,收发油时利用主力加热器,快速、局部加热升温,可减少原油储存期间热能浪费。
  通过对原油浮顶罐温降规律进行研究,对原油浮顶罐储油提出改进,对于减少原油储存期间热能浪费,实现原油浮顶罐安全、经济运行具有重要意义。
[硕士论文] 宋双
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:页岩气的开发利用可以缓解传统化石能源短缺的问题,是全世界油气开发研究的重点问题。针对页岩储层微纳米级孔隙、页岩气藏赋存方式、渗流特征的复杂情况,本文首先基于页岩岩心的SEM图像,建立了微观形态下的页岩岩心等效毛管束模型,并模拟求解得到了页岩的渗透率,同时计算了考虑吸附效应影响时的页岩渗透率,结果表明考虑吸附影响时页岩渗透率较低。而后基于Langmuir吸附等温方程、离散裂缝网络模型以及质量守恒定律分别推导出了页岩气藏气体单相和气水两相在储层基质和裂缝孔隙中的渗流微分方程。最终得到了页岩气藏双重介质渗流数学模型。
  利用 Comsol软件对建立的模型进行了参数求解和分析:地质参数方面,将传统双重介质模型和离散裂缝网络模型进行了对比,模拟结果表明利用离散裂缝网络模型的模拟结果更符合页岩气实际渗流状态;在人工改造参数方面,分析了压裂裂缝开度、数量以及长度对产气速度的影响,结果表明产气速度随着裂缝开度、数量以及长度的增大而增大,但对某一区域气藏来说,其增长效果递减,裂缝缝长对长期开发的影响更明显。此外,还研究了气水两相流动对页岩气开发的影响。模拟结果表明,在水相存在的前提下,页岩气的流动将更为困难,并且在井筒以及裂缝附近,会形成“水墙”,进一步阻碍气相的流动。
[硕士论文] 刘凯
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:本文依据底水油气藏开发过程中需要进行压裂以提高原油采收效率的现实需求,采用先期堵水以便于充分利用地层能量,并防止底水锥进通道形成的堵水理念,选用容易携带和铺置,可以减少液相和沉积物对储层伤害的固体颗粒油溶性树脂作为选择性封堵剂,提出了油溶性封堵剂辅助控缝高压裂堵底水工艺的设想用于底水油气藏开发,以此为基础研究该工艺在底水油气藏开发过程中的适应性。
  油溶性封堵剂的室内静态实验表明,实验用油溶性封堵剂在不同携带液中无相互攒聚现象,分散性较好,易于携带,可以通过合理的携带工艺使之沉降形成人工隔层;实验用油溶性封堵剂的最佳油溶温度为70℃,原油含蜡量越低,溶解时间越长,溶解度越高;油溶性封堵剂地层水,酸液、碱液配伍性好,可以适应于多种地层条件和工艺。
  室内动态导流实验表明,油溶性封堵剂和隔离剂所形成复合人工隔层的导流能力受到油溶性封堵剂隔离剂的质量配比,油藏温度,以及油藏的含油饱和度等方面的影响。其中油藏温度、油溶性封堵剂隔离剂的质量配比主要影响人工隔层的水相渗流能力,油藏含油饱和度主要影响人工隔层的油相渗流能力。
  通过对施工过程的讨论,建议使用隔离剂油溶性封堵剂间隔式交替注入的方式将其携带入地层;通过温度场模拟确定所需油溶性封堵剂玻璃化温度后进行油溶性封堵剂类型的选择。
  通过建立的油溶性封堵剂隔离剂所形成人工隔层存在条件下裂缝高度驱替压力的计算关系式,研究人工隔层厚度、油溶性封堵剂隔离剂质量配比对裂缝高度控制的影响。结果表明:在低油溶性封堵剂隔离剂质量配比条件下,人工隔层厚度的增加为缝高控制的主要因素。
[硕士论文] 张岩
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:段塞流是液塞和长气泡在空间和时间上的交替流动,是油气混输中经常遇到的流型,段塞流的不稳定流动给油气田的安全生产带来诸多问题,如:管道强烈震动、分离器溢流和管道腐蚀加速等。为保证管线和下游油气处理设备的最优设计和安全操作,对段塞流流动特性进行准确的分析十分重要。
  本文以空气和水为介质,依托西安石油大学多相流实验室的设备及相关仪器,完成实验台搭建。在小径管内径为25mm、大径管内径为50mm;三种不同变径锥角θ分别为3.57°、4.76°和7.13°的水平变径管中进行两相流的实验研究,对完善水平变径管中的段塞流及实际应用具有十分重要的意义。主要研究内容和结论如下:对于水平变径管气液两相段塞流液塞速度,大径管和小径管呈现出相同的规律,液塞速度均呈现高斯分布,且气相折算速度的变化是影响液塞速度的主要因素,不同点是小径管对气相折算速度的变化更敏感,增幅更加明显;对于液塞长度,大径管和小径管呈现出相同的规律,液塞速度均呈现高斯分布,液塞长度的变化主要受到气相折算速度的影响,液相折算速度的变化对其影响较小;对于液塞频率,大径管和小径管均呈现高斯分布,且管径的变化对液塞频率有十分明显的影响;对于持液率,当液相折算速度保持不变时,段塞流持液率会随气相折算速度不断增加而随之减小;对于变径段的不同锥角θ,大径管小径管中段塞流液塞长度、液塞频率和液塞速度的变化趋势相同。在分别恒定气相折算速度液相折算速度时,段塞流液塞速度和液塞频率都会随着变径段的锥角θ的逐渐增加而减小,而段塞流液塞长度随着变径段的锥角θ的逐渐增加而增加。
[硕士论文] 惠凯
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:段塞流是油气混输管道中较为常见的一种流型,其流动的间歇性、不稳定性在生产过程中带来许多问题,譬如:管件疲劳失效、管路运行恶化以及影响设备测量精度。为保证输送管线、沿线相关测量设备以及下游处理设备的设计优化,对段塞流的研究势在必行。
  在以西安石油大学多相流实验室为依托自行搭建的实验平台上,本文对水平变径管中气水两相段塞流进行了研究。主要研究内容如下:
  系统研究了变径管气水两相段塞流压力和压差的波动特性,研究结果表明:段塞流压力和压差信号均呈现出类周期性波动,变径管前压力压差波动的周期性更加明显;折算液速是造成压力波动周期及波动频率变化的主要因素。变径管前后,系统压力随变径管的变径角度和折算液速增大而增大,并且变径管入口粗管中的系统压力大于出口细管中的压力。压力概率密度分布为单峰、双峰、多峰的复杂分布形式,压差概率密度分布为单峰分布形式。压力和压差概率密度分布的分散性随变径角度和折算液速增大而增大。压差波动功率谱函数密度具有波动频率稳定且范围小的特点。
  本文采用图像数字处理方法对段塞流持液率进行了测量,文中对持液率的获取方法做了详细的介绍。变径管入口粗管中持液率呈现出类周期性波动特征,出口细管中持液率周期性不明显;液塞及液膜区的持液率均随液相折算速度增大而增大;入口粗管中的持液率概率密度分布形式较为单一,出口细管中的持液率概率密度分布形式较为复杂。
[硕士论文] 徐涛
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:低渗透油田开发过程中会遇到很多的困难。在开采初期,区块处在低含水阶段,仅靠地层的天然能量进行开采,油井产量开始高,随着开采的进行,产量地层压力快速下降。为了补充地层能量,之后油田采用注水开发,随着区块含水率逐渐上升,特别是进入中高含水期后,油井采油量仍然不高,同时注水井会出现注水量剧减的情况。
  针对上述问题,本文主要提出了如下解决方案:
  (1)本文以冀东油田 A区储层为例,总结了该区块的静态和动态资料。针对低含水阶段油井产量、地层压力快速下降的问题,采用超前注水的开发方式进行解决。为了研究低渗透油田进行超前注水开发的增油机理,采用了油藏数值模拟的方法,建立了超前注水开发的机理模型,分别研究了不同的井网类型、注水时机、地层渗透率、井距、排距对超前注水开发效果的影响。最后结合正交试验设计原理层次分析法,确定了一种同时考虑多个因素、多个目标的优法方法,并以冀东油田 A块为例,确定其最优的超前注水开发方案。
  (2)当低渗透油田的开发进入到中高含水阶段后,储层的非均质性增强,油井产油量大幅下降,注水井注水困难,为了解决这些问题,考虑对地层进行压裂改造。为了研究低渗透油藏在中高含水阶段压裂开发的增油机理,建立了压裂开发的机理模型,采用油藏数值模拟手段,研究了不同的压裂井别、地层渗透率、裂缝导流能力、裂缝半长对压裂开发效果的影响。基于前文的优化方法,以冀东油田 A区块为例,确定其最优的压裂开发方案。
  本文研究说明,低渗透油田为了提高开发效果,可以在低含水阶段对区块进行超前注水开发,在中高含水阶段采用地层压裂的手段进行开发,这为同类油田的开发提供了借鉴思路。
[硕士论文] 姬陆陆
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:胡153区块侏罗系油藏自注水开发以来,注入水沿着高渗带、大孔道和裂缝产生指进或锥进,导致主向井水淹严重、侧向井水驱不均,油井过早见水。随着油田开发时间的延长,这种矛盾越来越突出,成为影响该油田稳产的主要因素之一。虽然该区曾通过压裂的方式来增产,但是控水稳油效果不理想,因此考虑对该区油井采取更为有效的堵水措施。
  本文以胡153区块侏罗系油藏地质特征和油藏数据为基础,通过对国内外堵水技术的调研及该区油井见水规律的分析,开展了室内堵剂配方优选实验。优选出弱凝胶堵水剂(体系配方为2000mg/L主剂+0.2%交联剂+0.25%稳定剂)、强凝胶堵水剂(体系配方为15%AM+0.1%交联剂+8%增强剂+0.14%引发剂)以及预交联体膨颗粒三种堵剂体系。通过静态实验和岩心实验对堵剂体系的成胶性能、抗盐性、抗剪切性、长期稳定性、封堵能力等进行了评价。实验结果表明,弱凝胶和强凝胶堵剂的封堵性能好、耐盐性高、抗剪切能力强,对不同渗透率岩心都能进行封堵。预交联颗粒粒径可控,能够选择性地封堵水层,而不封堵油层。
  同时还对现场施工工艺参数进行了设计。设计的施工参数为:注入压力控制范围为10~20MPa,施工排量控制范围为3~5m3/h;段塞组合方式为:前置段塞+主段塞+保护段塞+注入水的组合方式。该优化工艺对于改善胡153区块侏罗系油藏的水驱开发效果、增加原油产量和提高采收率都具有重要意义。为进一步开展胡尖山油田侏罗系油藏的调剖堵水作业提供了宝贵经验。
[硕士论文] 张艳玲
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:近年来民航业快速发展,机坪管线加油逐渐取代了油罐车加油,成为飞机加油的主流方式。随着机坪供油管网的普及,其在运行中存在的一些问题也显现出来。长距离输油管网、集输管网相比,机坪供油管网具有结构复杂、管线密集环路多、节点流量压力变化复杂、间歇式操作、流动方向不确定等特点,使得机坪供油管网水击问题压力区间的选用成为机场建设者和运营人员关注的问题。
  本文通过对供油管网结构特点、流动特征、操作特性等多个方面的综合考虑,首先通过流体力学的基本理论建立流体流动相应的连续性方程、运动方程和能量方程。根据基本假设对机场机坪供油管道内的流体建立流动基本关系式。在此基础上通过管网内节点的质量和能量守恒关系,从而建立了适用于机坪管网系统的水力分析模型。
  其次,对国内不同的大中型机场机坪供油管网进行模型建立,通过现场采集的加油单数据及自控室数据构建不同条件的仿真控制模型,并将动态仿真结果机场机坪压力测点数据进行偏差分析,验证所建立机坪管网模型的适用性和准确性。在此基础上,结合机坪供油系统工艺操作特征,进行各个机坪管网不同工况下的水击模拟分析,从而为机坪供油管网压力区间的确定提供依据。
  最后通过对飞机地面供油系统工艺流程进行分析,结合现场采集的系统参数,建立地面供油系统模型。以现场采集运行数据为依据,对地面供油系统进行仿真模拟。为了验证仿真模拟的准确性,以地面供油系统测试平台,进行地面加油系统压降实验研究。将实验数据仿真数据进行对比分析得到平均相对偏差为4.01%。
  本文综合考虑机坪供油管网水击分析地面供油系统压降研究,结合机坪供油管网的操作特性安全运行要求,最终确定机坪供油管网压力区间为0.4~1.2MPa。
  通过对机坪管网水击及压力区间的研究、分析和实验,本文提出的流速、压力区间等研究成果已为MH5008-2017《民用机场供油工程建设技术规范》的制定提供了技术支撑。
[硕士论文] 王宁
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:鄂尔多斯盆地石油资源十分丰富,盆地内低渗透油藏在构造运动、沉积成岩过程中下产生天然微裂缝,目前天然微裂缝发育程度量化分析尚不成熟,油藏裂缝地质模型的建立具有一定的难度,此外低渗透油藏产能的高低裂缝发育程度密切相关,现有的产能预测模型精度不高,因此进行天然裂缝发育程度量化分析,建立低渗透油藏裂缝模型及考虑裂缝发育程度的产能预测模型,对低渗透油藏的开发具有积极的指导意义。
  论文从理论分析、岩石力学实验等方面证明了天然微裂缝在低渗透油藏中广泛发育,微米尺度的微裂缝充当大喉道角色,提高了储层的渗透率。对比裂缝发育程度量化分析方法,应用分形理论,引入裂缝发育程度指数量化储层天然裂缝的发育程度。以渭北油田长3低渗透油藏为例,在油藏基质模型的基础上,应用克里金方法建立了裂缝发育程度指数模型,在天然裂缝发育程度指数高值区,油井平均初期日产液5.5m3/d,产液量高。根据单井天然裂缝发育程度量化分析结果,基于渗流理论建立了低渗透油藏垂直裂缝井产能预测模型,分析了长3油藏裂缝发育程度对油井压后产能的影响。研究认为,天然裂缝发育程度是影响低渗透油藏压后产能最基本的因素,在天然裂缝相对发育区适当扩大压裂规模,可大幅提高油井的产能,同时压裂过程中应使用低伤害压裂液体系,降低对天然裂缝的污染对油藏的高效开发具有重要意义。
[硕士论文] 党磊
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:天然气贸易计量是燃气公司日常管理中的一项重要的日常工作。其在天然气购销、经营、管理过程中占有十分重要的地位。如果没有天然气的准确计量,就不能准确的掌握天然气贸易交接量和燃气企业购销动态情况;就会造成燃气公司的管理混乱,经济效益受损。同时,城市燃气公司的日常生产管理过程中的一系列考核制度就无法落实,天然气计量交接矛盾会逐步激化,最终导致燃气企业无法正常生产,也将无法维持正常的供气秩序。
  本文通过综合研究分析的方法,以西北地区西安、兰州、天水等地的天然气贸易计量方式、管理模式为研究目标,重点研究了提高天然气贸易计量准确度,完善天然气计量管理、控制输差等的方法措施。
  本文还通过对能量计量方法的了解和分析,对日新月异发展起来的燃气计量新技术、新设备和新先进管理模式进行探讨,为城市燃气企业进一步提高计量准确度、加强计量管理、控制输差探索新方法、途径和管理模式,从而为企业实现利益最大化提供一些新的思路和方法。
  (已选择0条) 清除
公   告

北京万方数据股份有限公司在天猫、京东开具唯一官方授权的直营店铺:

1、天猫--万方数据教育专营店

2、京东--万方数据官方旗舰店

敬请广大用户关注、支持!查看详情

手机版

万方数据知识服务平台 扫码关注微信公众号

学术圈
实名学术社交
订阅
收藏
快速查看收藏过的文献
客服
服务
回到
顶部