油水界面升降与堰管出水口高度的定量关系

从分离器油水界面调节器工作原理出发，推导出了油水界面升降与可调节堰管出水口高度变化的定量关系式。由该公式计算出的结果和现场实测数据比较，误差很小，对现场操作人员进行油水界面调节操作有一定的指导作用。     

电脱水器油水界面检测及系统改造

１,电脱水器生产现状与大港油田滨海大站配套的电脱水器油水界面测控系统建于１９９５年,由于工艺设计和参数变化的原因,该系统主要存在以下几个问题：（１）电脱水器采用的油水界面检测仪为航天部民用飞机公司生产的短波界面检测仪,安装后测量范围为１３５０～１６５０ｍｍ,而电脱水器最低电极板高度为１５５０ｍｍ,并且探头采用两位式测量方式。这种设计在理想工作状态下时,可使界面有个相对反应。而实际生产中的油水界面高度为５００～１０００ｍｍ,加之过渡带的影响,基本就找不到油水界面。在原油粘挂到探头表面后,会严重影响…     

联合站、聚合物站界面和液位测量仪表

1.DE界面测量仪表使用情况DE界面测量仪表自2000年南二联新建完成投入运行后,仪表检测数据比较稳定、准确,自控系统运行正常。但是自从注聚站开始增多以后,在游离水油水界面检测控制参数没变情况下,电脱水器电场运行出现不平稳、放水经常超标、脱后油含水率变化较大的现象,导致     

聚喇360转油放水站自控系统技术改造

聚喇360转油放水站投产几年来,由于自动放水控制系统瘫痪,游离水脱除器的油水界面失控,造成了外输油含水一直超标（高达60－80％）,大大超出了设计要求,将原有的DJ－101型油水界面仪拆除,更换为ESK951－2型智能油水界面仪,换用FPA14WB2－2004Y型单法兰液位变送器,其探头部分插入深度为200mm,与导压管长度一致,自动控制系统的应用使得游离水脱除器建立了稳定的油水界面,提高了外输油和外输水的质量,同时对油田的挖潜增效,节能降耗也有着积极的影响。     

宁一联采用γ射线密度计实现了自动放水

华北油田采油三厂宁一联投产以来,电脱水器放水一直靠手动操作.油水界面上下波动常达130mm左右,影响了脱后含油污水的质量.今年三月份,该站采用了兰州自动化研究所研制的FD-3型γ射线密度计控制电脱水器的自动放水.经过多次试验证明,该密度计灵敏可靠,未发现任何失控现象,油水界面波动最大时只有2～3mm.     

应用短波吸收法实现沉降罐与电脱水器自动放水

针对我国油田在原油生产及石油炼制过程中，对原油含水、油水界面监控中采用传统方法，存在误差大、可靠性差等不能满足生产发展需要的现状，较详细地介绍了应用短波吸收法原理制成的油水界面检测仪的机理、结构、技术关键，以及应用这一技术实现沉降罐与电脱水器自动放水的工作原理。为提高油田管理水平提供了先进可靠的手段。     

“最小含油圈闭”概念在油藏评价中的应用

章以成藏动力学为基础，以划分单一油藏内不同产液性南界面为目的，引入了最小含油圈闭的概念，介绍了利用储集层物性、油水密度差与油水过渡带高度的关系，确定出圈闭内形成纯油层在理论上所需的最小油柱高度，进而提出了对油藏内不同流体性质及界面尤其是纯油层和油水同层的界面进行预测的方法，为勘探开发方案的制定，提供了可靠依据。     

对油气水三相分离器的认识与实践

就油气水三相分离器中液体流态的变化、油水界面的状态变化、油水界面高度、分离器的长径比及计算方法、液滴的沉降界限、投加破乳剂和水洗效果等问题提出了初步认识,并介绍了依据这些认识所研制的新型油气水三相分离器的实践效果。     

用短波界面仪控制立式分离器油水界面效果好

胜利油田原油平均含水85％以上，油田原油脱水采用进站加热，大罐沉降脱水方式，燃料消耗很大。在孤东联合站设计中，减少加热炉和沉降罐数量，应用短波界面仪控制立式分离器油水界面，实现自动放水，满足了生产需要，效果良好。油水界面控制采用单回路，由DBJ－1型短波界面仪、ICE调节器、NRE记录仪和气动薄膜调节阀组成。孤东联合站IO台v4000X1400O立式分离器油水界面自动控制，于1993年2月投产运行，单台分离器处理进站液量26Om‘／h，原油含水gO％，液量进站温度48～50C，进站压力O，56～O．6OMPa，液量在分离器内停留时间25分…     

原油电脱水器的差电流自动放水

从脱水器底部随时放出从原油中分离沉降下来的污水是脱水岗的主要任务之一,也是确保净化油含水及污水含油两项经济技术指标合格的重要环节。1975年我们总结了以往利用测水电极控制电磁伐自动放水失败的教训,提出了新的放水办法,就是利用反映脱水器内油水界面的差电流信号,驱动调节伐实现脱水器油水界面的定值调节。这个方法经大庆北Ⅱ—Ⅰ转油站脱水实践证实,工作可靠,能提高净化油质量,有推广使用价值。     

英国北海JOANNE／JUDY白垩岩油田倾斜油水界面的解释及含水饱和度分析

英国北海Joanne白垩岩油田在Ekofisk的白垩岩和Tor地层之间有储层，钻入白垩储层的井表明每一口井和每一个地层的油水界面高度不同，在Joanne和Judy构造的结合部，界面高差达660ft。在开发钻井过程中清楚地认识到这种情况不能用断层错位来解释，而应用倾斜的OWC（油水界面）模型预测出油田西部目前钻遇的最深油层下还有储层。针对OWC（油水界面）存在巨大差异的机理进行了研究，并对油藏模型提供了实际的含水饱和度分布。考虑了两种机理（而不是错位），一是岩石的毛细作用导致了OWC存在差异，二是在含水层中水动力压力梯度的作用。来自钻杆和电缆测试的地层压力资料不支持断层错位模型，也不足以肯定或否定水动力模型。研究实验室测定的毛细管压力曲线以识别油藏内部的差异，结果发现毛细管压力变化甚微或者说毛细管压力与岩相及储层位置无相关性，并且在任何状况下这些毛细管压力变化太小，无法用来解释OWC在深度上的变化。利用在Joanne白垩岩层，研究了由电缆测井计算的含水饱和度（Sw）与油水界面以上的孔隙度、高度的关系。这些关系是基于孔隙性岩石内的毛细现象原理。这种关系的参数（包括油水界面位置）是通过详尽的处理得到的，这些处理包括人工迭代和计算机非线性回归。通过该相关关系预测的Sw的值与测井获得的值是吻合的，其相关系数大于0．9。Sw的相关曲线也和重新刻度的Pc数据相吻合。通过相关关系预测的油水界面深度确定了一个斜面。沿地层倾斜方向所钻水平井取得的Sw资料，进一步证明油水界面是向西倾斜的。这一倾斜方向和已知的区域等势面一致，并且其倾斜程度和独立得出的区域水层流动速率2－3cm／年一致。     

利用实测岩心含油水饱和度及毛管压力曲线预测油水界面位置

本文提出了一种预测油水界面位置的新方法：根据实测的岩心含油水饱和度值，在相应的毛管压力曲线上确定出岩心的最小含油喉道半径值，然后，根据计算的最小含油喉道半径算出岩心在油水界面以上的高度，从而可以确定油水界面位置。黄骅坳陷南部部分油藏预测结果表明，根据一系列岩心分析资料的计算结果取平均值，可以比较准确地预测油水界面位置。本文提出的方法并不比常规方法更精确，但这种方法十分简便，需用资料很少，所需资料也很容易获得，可以在勘探初期根据少量探井取心资料，较早地对油水界面位置做出估计，这对于指导进一步油田勘探是有意义的。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏油水界面变化规律探讨

塔河奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏开发近10年仍没搞清油水界面变化规律,给油藏开发带来很多困惑。以缝洞特征和流动状态研究为突破口,按溶洞系统、分支溶洞和微小孔洞分布特征和流动状态特征逐次研究油水界面变化:①溶洞中为典型的管流特征,油水接触为面接触,在微小缝洞中为渗流,油水接触为点状锥进和存在油水过渡带。②溶洞体中油井见水是水推进到井底,可以代表溶洞油水界面的深度和推进时间,微小缝洞中见水是水锥进造成,不代表油水界面的变化情况。③边水在油藏开发过程中逐步向溶洞系统顶部推进,一定条件下逐次向分支溶洞推进和微小孔洞锥进,形成各缝洞体不同部位、不同采出程度条件下参差不齐的相互交杂的油水界面。     

渤海地区某FPSO分离器水堰管高度调节探讨

渤海地区某油田FPSO运行多年,但是两级生产分离器水堰管最佳拔高一直没有确定,经常调整水堰管高度使分离器内油水界面过高或过低而导致油相出口原油含水过高或水相出口水质不合格。此文系统地阐述了水堰管控制油水界面的原理,推算出两级三相分离器水堰管拔高与油水界面高度关系。通过分析船体倾斜、化学药剂效果、分离器内部积砂、油和水密度等影响这两级三相分离器油水界面的因素,结合油田实际生产情况,计算油相和水相的最佳停留时间及对应的有效容积和油水界面高度,从而反推出水堰管最佳拔高。FPSO生产人员根据推算结果调整分离器水堰管拔高,实地验证了计算结果的准确性。     

引进HNS-Ⅱ三相分离器（改型）技术及试验效果

为解决江汉油田高含水原油脱水脱盐工艺流程存在的处理工艺复杂，效果较低等问题，引进了河南油田的HNS-Ⅱ三相分离器（改型）。第一台试脸分离器经过在王一采油站两个月的现场试验，取得了明显的效果，解决了国内尚未过关的油水界面控制及自动放水技术难题。该分离器的技术关键是，根据对油水规律的新认识，采用新结构、新材料，评选高效水溶性破乳剂，提高油水分离效果和自动化水平。目前该分离器已开始在我国部分油田推广，预计将取得可观的经济效益和社会效益，并具有广阔的应用前景。     

“最小含油圈闭”概念在油藏评价中的应用

文章以成藏动力学为基础,以划分单一油藏内不同产液性质界面为目的,引入了最小含油圈闭的概念,介绍了利用储集层物性、油水密度差与油水过渡带高度的关系,确定出圈闭内形成纯油层在理论上所需的最小油柱高度,进而提出了对油藏内不同流体性质及界面尤其是纯油层和油水同层的界面进行预测的方法,为勘探开发方案的制定,提供了可靠依据。     

基于电导成像测井的持水率的测量及动态实验

文章介绍用于水平井持水率测量的流体成像仪器，对该仪器在多相流模拟实验装置上进行了实验。在上位机软件所示的曲线上，可以实时地观察探针所处位置油、水分布的变化，通过界面高度和持水率的测得值与参考值随含水率变化的各种图型对比，找出规律。该仪器在动态条件下实现了对油水界面的识别和持水率的测量，并进行了动态实验，取得了良好的效果。     

基于油水渗流规律分析油水界面深度差异主控因素——以渤海南堡35-2油田为例

在实际油藏中,同一沉积单元油水界面存在深度差异、油水界面与构造线不完全平行的现象十分普遍。以渤海南堡35-2油田为例,利用构造油藏成藏重力分异的物理学原理,根据非均质油藏成藏动力与成藏阻力之间的平衡关系以及油水渗流规律,判断储集层中油的运聚状态,并利用油田勘探开发实践成果对油水界面存在深度差异的原因进行了分析。研究表明,油水界面深度差异的形成与油气生成、运移、聚集再到散失的过程密切相关,可将油气生成到散失的全过程分为油藏形成阶段和油藏调整阶段,不同阶段油气的受力不同,导致油水界面深度差异的主控因素也不同:(1)油藏形成阶段,油气充注压力越大、储层物性越好、油水密度差越小、地层上倾的区域具有更大的油柱高度,从而导致油水界面的差异分布;(2)油藏调整阶段,油气的散失程度影响油水界面的深度,砂体厚度超过临界油柱高度(即浮力与毛细管阻力相等时的油柱高度)时,油气可以克服毛细管阻力运移至浅层形成次生油藏,从而造成油水界面上升形成深度差。本文研究成果对指导油田开发挖潜,乃至完善该方面理论认识都具有重要意义。     

基于油水渗流规律分析油水界面深度差异主控因素——以渤海南堡35-2油田为例

在实际油藏中,同一沉积单元油水界面存在深度差异、油水界面与构造线不完全平行的现象十分普遍。以渤海南堡35-2油田为例,利用构造油藏成藏重力分异的物理学原理,根据非均质油藏成藏动力与成藏阻力之间的平衡关系以及油水渗流规律,判断储集层中油的运聚状态,并利用油田勘探开发实践成果对油水界面存在深度差异的原因进行了分析。研究表明,油水界面深度差异的形成与油气生成、运移、聚集再到散失的过程密切相关,可将油气生成到散失的全过程分为油藏形成阶段和油藏调整阶段,不同阶段油气的受力不同,导致油水界面深度差异的主控因素也不同:(1)油藏形成阶段,油气充注压力越大、储层物性越好、油水密度差越小、地层上倾的区域具有更大的油柱高度,从而导致油水界面的差异分布;(2)油藏调整阶段,油气的散失程度影响油水界面的深度,砂体厚度超过临界油柱高度(即浮力与毛细管阻力相等时的油柱高度)时,油气可以克服毛细管阻力运移至浅层形成次生油藏,从而造成油水界面上升形成深度差。本文研究成果对指导油田开发挖潜,乃至完善该方面理论认识都具有重要意义。     

原油乳状液稳定性研究：Ⅳ.界面膜特性与原油乳状液稳定性

对以大庆和吉林原油界面活性组分为乳化剂的模型乳状液的稳定性与油水界面压、界面膜的界面粘度、界面屈服值的关系进行了研究。结果表明，模型乳状液（油／水体积比７０／３０）的稳定性与油水界面压、界面粘度，界面屈服值的大小有关，油水界面压，界面粘度，界面屈服值越大，乳状液越稳定，在油水界面，由原油界面活性组分形成的界面膜具有较强的结构，油水界面压，界面粘度，界面屈服值可作为衡量界面膜结构强度的参数，结晶能改