一、川中低渗油田开发后期伴生气增压开采技术（论文文献综述）
黄天坤[1]（2019）在《鄂尔多斯盆地靖边东南部地区长2油藏流体性质与流体场特征研究》文中提出靖边东南部地区长2油藏经过28年开发历程,已步入油田开发中后期阶段。为了实现油田增产稳产目的,提高水驱动用程度,提升注采工艺技术,需要重新开展油藏地质特征研究,特别需要加强流体性质研究,以便制定合理有效的开发对策。根据野外露头和岩心观察、地质录井和测井资料分析、以及实验数据分析,参考前人地质研究成果,将长2油层组划分为长21、长22、长23三个亚油层组,其中长21亚油层组是研究区的主力产层。长21亚油层组沉积体系主体为曲流河分流河道沉积相。储层岩性为灰色中-细砂岩。长2储层Ⅰ类低渗储层、Ⅱ类特低渗储层和Ⅲ类超低渗储层被划定为有效储层,第Ⅳ类致密层被划定为非有效储层。有效储层与非有效储层总比例为97.4∶2.6。长21各类储层总体平均渗透率为5.86×10-3μm2,平均孔隙度为11.4%,综合评价长2油藏储层为低孔隙度-特低渗透性储层。油藏圈闭类型整体为构造-岩性复合油藏,局部发育水动力油藏。测得研究区油田水总矿化度值分布在2.65g/L54.3g/L范围,平均值为34.1g/L,主体水型为CaCl2型和NaHCO3型。原油表现出常规原油和稠油两类性质。稠油密度、凝点、粘度、硫含量平均值分别为0.9478g/cm3、24.8℃、175.7mPa·S、0.66%,具有普通稠油特征。本研究项目首次在鄂尔多斯盆地含油气构造单元中部发现稠油。本文在苏林油田水理论基础上,以化学反应基本原理为指导,引入溶度积常数经验值ksp*物理量。计算出溶度积常数经验值ksp*是理论值ksp的12个数量级,指出应以ksp*值为根据去判断水体之间是否会发生化学反应。提出将矿化度和水型分别作为两项参数,围绕油田水化学反应这一核心,去划分油田水水性类别,并以水性类别确定水化学场分布特征。另外,建立了水体混合交替过程中离子含量变化的数学模型,可以计算离子浓度的变化量,据此分析水体交替程度。从而创建起一套较为系统的研究油田水水性特征及水化学场运动规律的理论与方法。该理论继承了以苏林为代表的前人的研究理论,将勘探与开发所共同关切的油田水性质紧密地联系在一起,丰富了油田水研究方法,发展了油田水研究内容。运用所创建的水性分类方法,将研究区油田水划分为中矿化度CaCl2型（Ⅰ类）、低矿化度CaCl2型（Ⅱ类）、低矿化度NaHCO3型（Ⅲ类）和特低矿化度Na2SO4型（Ⅳ类）四种油田水水性类别。研究表明,前三类水型具有明显的分区分带性,显示着不同的水化学场特征。在A区和C区水化学场内分别发现了一条TDS异常低值线,据此推测出场内分布着近NE-SW向断裂线,为地质研究提供了宝贵信息。通过比较2007年与2017年水化学场运动变化规律得出,水化学场受注水改造强度要比自然改造强度大很多,因此强调在开发过程中应特别关注油田水性质,协调解决地质特征与开发工艺的矛盾关系。运用引入的ksp*物理量概念,成功地开展了长2油田水结垢预测研究,弥补了《SY/T0600-2009油田水结垢趋势预测》行业标准的不足与缺陷,解答了水质配伍性客观物质世界与主观认知世界的对立统一性问题。设计了从原油中提取有机质悬浮体及微生物的操作步骤,以及观察油包水悬浊液微观结构的技术方法。按照这一方法成功地从本区稠油中提取出有机质悬浮体和疑似古生物标本,解析了顽强的油包水的形成机理。从稠油中初步鉴定出至少4种疑似古生物,表明该地区长2油藏流体中存在着丰富的古生物群落;这种从原油中成功地提取出生物标本的技术以及发现古生物的事例,在国内外各类文献中尚未有过相关报道,所以,这一发现极具创新意义,为油藏流体性质的研究提出了新的课题,找到了新的方向。在对油藏特征及开发现状研究的基础上,提出优化注采井网、改进注采工艺流程和制定稠油热采工艺三项开发对策。论文的不但注重理论研究的深度,也解决了生产实际困难。
汶锋刚[2]（2019）在《鄂尔多斯盆地低渗透油藏CO2驱实验研究 ——以A油田M区长6为例》文中研究指明随着油田开发进入中后期,石油开采条件日趋苛刻,特别是在低渗（超低渗）油藏中,如何提高原油采收率一直是倍受关注的焦点问题。CO2驱提高采收率技术被认为是一种经济高效的提高采收率技术,且满足当今世界节能减排、保护环境的广泛诉求。鄂尔多斯盆地具有丰富的低渗（超低渗）油气资源,但地表干旱缺水、自然环境脆弱,因此采用CO2驱这样的节水/无水驱油技术具有不可比拟的优势。鄂尔多斯盆地是国内开展CO2驱油研究和应用较晚的盆地,对本区域内CO2驱油的认识和应用尚不够全面和系统。本文以鄂尔多斯盆地A油田M区长6为目标研究区,以室内实验为主要研究手段,通过开展一系列CO2驱油相关室内实验,获得了研究区CO2驱油提高采收率技术的系统性认识,对鄂尔多斯盆地低渗透油藏CO2驱油的矿场应用和推广具有重要的指导意义。通过驱替实验,结合电镜观察、表面张力测定、接触角测定、密度测定、粘度测定、红外光谱分析等方法进行研究,获得了研究区CO2驱油机理及驱油效果影响因素的定量化、直观认识。采用非稳态法驱油实验研究了油水、油气两相流渗流特征。通过CO2-原油体系相态实验,得到了CO2-原油体系的PVT参数。采用细管法、界面张力消失法分别测取了研究区CO2-原油最小混相压力,并对经验公式法预测CO2-原油最小混相压力进行了探讨,接着通过不同条件下驱油实验对CO2-原油最小混相压力影响因素和降低CO2-原油最小混相压力方法进行了研究。通过CO2封堵实验、驱油实验,揭示了CO2在多孔介质中窜逸的基本规律,形成了扩大波及体积应用技术。运用数值模拟方法,开展了CO2驱开发方案优化设计,提出了研究区CO2驱开发方案。取得的主要认识如下:（1）降低油水界面张力、改变原油组成在研究区CO2驱油中发挥消极作用（制约着CO2驱油效率的发挥）。储层的非均质性严重影响CO2驱油效果,非均质性越强,CO2连续气驱的驱油效果越差。（2）水气交替注入能够有效地抑制气窜,延缓气窜时间,改善非均质油藏的驱油效果。室内实验条件下水气交替最佳注入参数:注气速度50mL/min（地面标况下）,段塞尺寸0.1PV,气水比为1:1,注入时机含水90%。（3）与水驱相比,CO2驱更有利于提高研究区原油采收率,比水驱采出程度高10%以上。研究区储层水驱过程中存在无法克服的矛盾:无因次产油指数下降幅度大与无因次产液指数变化不大。（4）CO2-原油最小混相压力随着注入气中C2及C4摩尔分数的增加而降低,注入气中轻烃组分含量越高越有利于混相。采用“月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚段塞+C2气态烃”降低最小混相压力实施方案,可显着降低CO2-原油最小混相压力。（5）非均质性是影响气窜的最重要因素,降低储层非均质性是改善CO2驱油效果的关键所在。针对裂缝窜逸和基质中高渗带的窜逸,研发了“凝胶体系+乙二胺”组合式两级封窜体系,结合水气交替注入方式,可发挥封窜体系与注入方式两者的综合作用,获得最佳封窜效果。（6）研究区CO2驱推荐方案:注气速度10t/d,采油井井底流压3.5MPa左右,连续注气5年转10年WAG11。注气井最大井底流压27MPa,生产井最小井底流压3.5MPa,采油井极限气油比1200m3/m3。
赵亚南[3]（2019）在《CO2驱黄3试验区地面集油系统设计方案研究》文中指出CO2驱油技术能够提高原油采收率,同时实现CO2地质埋存。目前我国部分油田的CO2驱油技术还在试验阶段,未进入大规模应用阶段。本文在调研国内外文献基础上,结合长庆油田地面集输工艺特点及生产现状,研究设计了适用于长庆油田黄3试验区的集油系统方案,以期为CO2驱油技术在长庆油田的应用提供参考。首先,对黄3试验区的管网连接进行了路径规划,根据地形地貌特点确定了井场间管线连接布局,以实际地形数据为基础建立了黄3试验区的三维地形模型,将地形模型的管网路径优化转化为求解已知曲面上两点间的最短距离问题,采用蚁群算法对上述问题进行求解,结果表明优化后的管道路径比人工设计路径缩短5%～40%。用现场实际压降数据筛选了适合于黄3试验区CO2驱集油管道压降计算模型。集油系统采用优化后的管道长度,运用PIPEPHASE软件进行模拟,对串接进站和直接进站两种集油流程进行了对比研究,确定在塬29-100井场位置合并增设一座增压点,并确定采用井口不加热单管分散集油流程。在此基础上,设计了井场、增压点以及综合试验站的站内工艺流程,分析了CO2驱油技术对不加热集输工艺的适应性,对冻堵问题提出了防控措施。
张露[4]（2019）在《注富含CO2天然气提高L4断块凝析气藏采收率机理研究》文中提出L4断块凝析气藏经过衰竭开采后,目前地层压力衰减严重,地层中存在大量的凝析油尚未采出。因此有必要开展相关措施提高凝析油的采出效率。邻近L4断块的L21断块属富含C02天然气藏,将L21断块富含CO2的天然气回注至L4断块一方面能有效提高L4断块地层剩余油采收率,另一方面也达到了 L21断块富含CO2天然气的综合利用。本文通过物理模拟实验以及数值模拟实验相结合的方法,对注富含CO2天然气提高凝析气藏后期相态变化、混相特征以及渗流规律进行了相关探索,最后从实际应用的角度明确了衰竭后期凝析气藏注富含CO2天然气提高地层反凝析油驱油以及提高采收率机理。研究在对目标区块和外源气区块地质构造以及动态特征充分调研认识的基础上,从相态变化和渗流规律两方面着手研究,对L4断块凝析气藏流体相态特征、油气层不同部位注气相态特征进行了室内实验研究,在对地层流体高压物性的认识上进行了长细管最小混相压力以及不同压力下渗流规律的研究;进一步开展L4断块2注3采富含CO2天然气提高凝析油采收率应用。通过研究得到了以下结论与认识:（1）基于近临界饱和凝析气藏,进一步完善了相态分析→混相特征→驱油效率→实际应用的提高凝析油采收率研究方法;（2）富含CO2天然气藏流体相态特征研究表明:该类流体在地层条件下露点较一般凝析气藏偏低,且会出现临界乳光现象的黑褐色雾状相态特征,L4断块目前地层凝析气体系注气能够降低饱和压力,从而减小地层反凝析伤害;目前地层凝析油体系注富含CO2天然气能够达到很好的增容膨胀效果,有利于混相驱提高采收率;（3）驱替实验表明:注入压力大于蒸发气驱最小混相压力时,注富含CO2天然气能大幅提高地层剩余油采出程度;同时发现在近混相压力区间延长驱替倍数能够在注入端发生凝析气驱混相从而提高驱油效率;相比于蒸发气驱混相压力区,延长驱替倍数后近混相压力区驱替的采收率所能提高的幅度更大;（4）基于实际地质模型的数值模拟应用表明:富含CO2天然气在地层中波及面积广、溶解能力强,能够有效补偿地层压力同时与地层凝析油达到混相,在蒸发-抽提双机理的作用下,有效提高地层凝析油采出程度。
于超[5]（2019）在《低渗透油藏减氧空气驱原油低温氧化机理研究》文中研究说明随着近几年的研究与发展,减氧空气驱已经成为注气开发中一种新型高效的开发方式。该技术结合了空气驱与氮气驱两种开发方式的优势:成本低廉、安全性高、气源充足、较高的驱油效率。然而目前注减氧空气技术在国内还没有得到广泛的重视和应用,因此还需要进一步的探讨和研究。本文对减氧空气驱原油低温氧化机理进行研究,探究不同条件（氧气浓度、氧化时间、地层条件、压力）对原油低温氧化反应的影响。实验过程中按时取样,将获得的气样与油样处理放入色谱仪中,通过色谱报告中的气体与液相组分含量变化来分析实验结果。通过研究得到以下结论:随着减氧空气中氧气浓度的降低,原油氧化反应剧烈程度越低,液相组分变化越不明显,结合反应程度、安全因素和腐蚀问题,确定8%氧气含量的减氧空气为5种氧气浓度中最适合现场使用的浓度。而最佳低温氧化时间为5天。在不同的地层条件中,地层砂会促进反应的进行,而地层水和伴生气则可能对反应产生抑制作用。同时,随着压力的升高,初始反应速率也会相应提高,但压力只会影响反应的强度,而氧气的最终消耗量基本不变。
李欣迎[6]（2019）在《火驱尾气回注H油藏驱油及埋存效果室内研究》文中提出新疆稠油主体开发区蒸汽开发转火驱取得了突破性进展,火驱生产近6年,采出程度提高19.4%,已燃烧体积的剩余油采出程度为69.9%,证实了砂砾岩油藏注蒸汽开采后期转火驱的可行性,但在火驱过程中产生的尾气产量高达2.1×106m3,尾气中含有CO2和H2S等有害气体,因此,将火驱尾气回注至油层,既可以埋存有害气体,又可以增加原油产量,对火驱及气驱技术的推广应用具有重要实际意义。本文在充分调研火驱尾气驱油提高采收率及埋存效果的基础上,结合油藏实际生产数据,采用室内物理模拟实验和数值模拟相结合的方法进行论证,首先通过长岩心实验研究不同注入气体对采收率的影响,然后计算了不同注气方式下火驱尾气的埋存效果,最后用数值模拟反推储层条件下气油相渗并与实验测得的气油相渗对比、同时对真实火驱尾气（含H2S）埋存及驱油效果进行预测。取得了以下结论与认识:1)长岩心驱替实验表明:气驱可大幅度提高原油采出程度:水驱后CO2驱、火驱尾气驱及氮气驱分别提高采出程度23.54%、15.37%及10.81%。CO2-火驱尾气联合驱油比直接火驱尾气驱增加采出程度6.33%。2)火驱尾气埋存实验表明:在气体突破前,注入气体完全埋存于岩心中;气体突破后,交替驱部分气相被水驱出,导致埋存比大幅度低于连续驱;埋存气体以CO2和N2为主,气水交替驱对埋存CO2有利。3)数值模拟拟合推出储层条件相渗表明:储层条件下气-油相间质量传递,导致气相粘度增大、油相粘度降低,气相相对渗流能力降低、油相相对渗流能力提高;储层条件气油相渗两相共渗区更宽、残余油饱和度低、驱油效率更高。4)真实火驱尾气数值模拟研究发现:火驱尾气中H2S含量对原油高压物性及驱油效率影响不大,连续气驱及气水交替驱气体突破时采出气中H2S含量分别为70ppm和25ppm,远低于注入气H2S含量250ppm;气水交替驱更有利于H2S的埋存。
张勇[7]（2018）在《LS油田CO2驱地面集输系统腐蚀与控制方案研究》文中提出LS油田在LB区块开展CO2驱先导试验,依据LB C02驱试验部署方案,存在对地面集输管线腐蚀规律研究不到位、腐蚀控制技术待提高等问题。本文针对LS油田C02驱地面集输系统,进行集输工艺及腐蚀规律研究,从缓蚀剂、管线材质、管道内涂层优选等方面,提出相应的控制策略,主要研究工作如下:（1）调查、分析国内外CO2驱地面集输管线腐蚀控制技术及腐蚀控制情况,包括CO2驱油集输系统工艺现状、CO2腐蚀控制技术研究、国内外油田地面集输系统防腐控制情况等。（2）针对CO2驱受效井采出液和伴生气,对脱水后纯原油和伴生气样品的一般性质和原油黏温特性进行了分析评价,针对涵盖CO2驱地面集油系统压力至采出井正常生产时压力范围内的CO2和CH4混合物的水合物生成界限开展了室内试验研究,得到不同CO2含量条件下的水合物生成曲线;通过对比CO2干法和湿法回收方法,并与相关技术商开展技术交流,选用MEDA溶剂回收CO2,设计了一整套CO2回收工艺流程和设备选用。（3）分析集输管线典型腐蚀失效案例,通过实验研究含水率、CO2和流速对集输管线的影响,得到集输管线腐蚀规律:低含水率条件下,原油在试样形成一层保护膜,能一定程度上减缓试样的腐蚀,随含水率的升高,原油在试样表面无法形成完整的保护膜,局部腐蚀会加剧;LS油田产出液含水率非常高、流速慢,介质易形成三相的层流状态,管线底部腐蚀会加剧;在LS油田地面系统工况条件下,管材的腐蚀速率随CO2的含量增大而增大。（4）研究LS油田CO2驱地面集输系统腐蚀控制技术,形成适用于LS油田的腐蚀控制方案,评价在用缓蚀剂效果,研制缓蚀剂配方,研制的CI-6A缓蚀剂的缓蚀效果在随着浓度加大逐渐升高,在针对LS CO2驱的腐蚀环境下,当浓度达到200mg/L,缓蚀效果接近最佳,CI-6A缓蚀剂对现场在用破乳剂效果无不良影响,投加缓蚀剂防护时遵循以点带面的原则,均匀连续投加足量的缓蚀剂,并形成了在G43-23转油站加药机制:将缓蚀剂加在掺水泵前,加药浓度为200mg/L,每天需投加缓蚀剂50公斤左右,全年共需缓蚀剂约18吨。（5）提出新建的地面集输管线材质建议:掺水管线使用胺固化玻璃钢管、集油管道为玻璃钢管、进站阀组及油气分离器进出口采用不锈钢材质等;对于已建的地面集输管线建议:在管道碳钢材质的基础上,添加适宜于LS油田地面集输系统的缓蚀剂,评价了在用内涂层适用性,优选了 CO2驱地面集输管线内涂层。
马鹏飞[8]（2018）在《CO2驱产出气体处置及回注方案优化研究》文中研究指明将CO2注入到油气藏,不仅可以大幅度提高油气采收率,还可以实现CO2的地质封存,具有良好的经济和环保效益。但是CO2一次注入的封存效率低于50%,为了提高CO2封存效率和利用率,需要将产出的CO2进行处置并循环利用,以达到降低生产成本的目的。本文在分析油田CO2驱产气规律的基础上,论证了CO2驱伴生气处置方案的可行性及适用范围,包括含CO2伴生气直接/掺和回注方案、燃气发电及烟道气回注方案和捕集分离回注方案,初步建立了含CO2伴生气处置方案优选依据;通过数值模拟方法,比较了化学吸收工艺、低温分馏工艺、变压吸附工艺和膜分离工艺的经济性和适用性,优选了最佳的含CO2伴生气捕集分离工艺。基于上述工艺优选结果,进行了CO2吸附剂的实验筛选,重点分析了温度、压力、气体组分、CO2含量等因素对吸附剂吸附分离效果的影响,评价了油/水含量对吸附剂的损伤。根据数值模拟结论和实验筛选结果,进行了伴生气CO2捕集回注工艺和伴生气直接/掺和回注工艺的详细设计。建立了CO2驱产出气处置技术经济模型,结合现场产气特征,针对上述方案进行了技术经济评价。研究结果表明,对于新疆油田目标区的CO2驱伴生气,可以考虑直接/掺和回注方案,并辅以CO2捕集分离回注方案,即当伴生气中CO2含量小于70%时,采用掺和回注方案;当伴生气中CO2含量在70%-90%时,采用分离回注或掺和回注方案;当伴生气中CO2含量大于90%时,选择直接回注方案。工艺优选结果表明,变压吸附工艺具有分离能耗低、产品气纯度高和处理CO2浓度范围广的特点,优选作为CO2驱伴生气分离工艺。优选的13X分子筛CO2变压吸附材料,在20℃、2.5MPa、原始气体中CO2含量50%条件下,对CO2-CH4混合气体的吸附量为3.5mol/kg,分离系数为25;10%含水及10%含油条件下,吸附总量分别下降32%和78%,分离系数分别下降48%和78%,表明油水的存在对吸附剂的分离性能影响较大。经济评价结果表明,采用变压吸附捕集回注方案,CO2捕集成本为167元/吨,CO2捕集及回注成本为243元/吨;采用直接/掺和回注方案,CO2的回注成本为138元/吨。
郄海霞[9]（2018）在《长庆油田伴生气轻烃回收工艺与设备橇装化研究》文中认为如何有效地利用伴生气资源,提高伴生气回收的经济社会效益,同时降低油田生产对生态环境带来的不利影响,目前已经成为各大油田着力解决的问题。本论文在对长庆油田伴生气收集、处理现状调研和伴生气组成分析的基础上,首先通过工艺对比分析确定了长庆油田伴生气轻烃回收的主体工艺,即丙烷制冷-低温冷凝分离工艺;然后通过工艺对比分析确定了伴生气轻烃回收的五项辅助工艺,即配套负压原油稳定、活塞机增压、分子筛脱水、丙烷制冷等辅助工艺,最终形成了完整的伴生气轻烃回收总体工艺;最后在总体工艺的基础上,以长庆油田已建伴生气轻烃回收装置的设计情况作为参考并通过软件模拟计算,开展了关键工艺设备的选型工作,形成橇装为主,模块化为辅的成橇研究成果。从长庆油田目前的建设和运行情况来看,丙烷制冷-低温冷凝分离工艺具有能耗低、投资省的优点,可以有效的回收伴生气中的凝液,工艺高度优化、运行能耗低、回收率高,十分适宜长庆油田装置规模小、伴生气组分富的特点。轻烃回收的设备均采用橇装化、模块化设计,节约占地,能够很好的满足长庆油田目前的伴生气轻烃回收工艺要求,适应长庆油田沟壑纵横、地形复杂的特点,有利于长庆油田节能减排工作的开展,推进伴生气轻烃回收项目的发展。
王鑫[10]（2018）在《长庆超低渗透油藏集输工艺优化研究》文中认为本课题针对长庆超低渗透油田多井低产、规模大、滚动开发等特点,从降低投资、提高运行效率入手,通过理论分析、工艺计算、运行模拟、室内外试验,对超低渗透油田地面工艺的关键节点进行了分析,并进行了优化研究,完成了丛式井单管不加热串管集输工艺、射流泵井口降回压工艺研究及验证。通过丛式井组单管不加热串管集输流程的研究、试点、应用串接工艺,使得站外管网得到优化,管网形式更趋于合理,大大减少了站外管线长度。对影响油井回压的主要因素分析,研发了射流泵降回压装置,降低井口回压的同时充分利用了系统能量,降低了能耗。整个过程经过梳理分析,得出长庆超低渗透油田地面工艺优化的关键因素,为新建产能和老油田改造的地面建设提供了可靠可行的参考,可创造较高的经济、社会和环境效益,在行业内具有推广使用的价值。
二、川中低渗油田开发后期伴生气增压开采技术（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、川中低渗油田开发后期伴生气增压开采技术（论文提纲范文）
（1）鄂尔多斯盆地靖边东南部地区长2油藏流体性质与流体场特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题背景 |
| 1.2 研究目的与意义 |
| 1.2.1 研究目的 |
| 1.2.2 研究意义 |
| 1.3 国内外研究现状及前沿 |
| 1.3.1 国内外研究历史与现状 |
| 1.3.2 研究区油藏地质特征研究现状 |
| 1.3.3 研究区存在的问题 |
| 1.4 研究内容及思路 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 研究思路及技术路线 |
| 1.4.3 主要工作量 |
| 1.5 论文主要成果及特色创新点 |
| 1.5.1 取得的主要成果 |
| 1.5.2 特色创新点 |
| 第二章 研究区地质特征 |
| 2.1 鄂尔多斯盆地的形成与演化概述 |
| 2.1.1 盆地基底断裂与古地核构造格局 |
| 2.1.2 盆地构造单元划分 |
| 2.2 区域延长组地层沉积演化特征 |
| 2.2.1 延长组地层沉积演化特征 |
| 2.2.2 延长组地层岩性段特征 |
| 2.3 研究区长2地质构造特征 |
| 2.3.1 地层划分与对比 |
| 2.3.2 研究区地质构造特征 |
| 2.4 研究区长2层组地层沉积特征 |
| 2.4.1 沉积相标志 |
| 2.4.2 沉积相类型 |
| 2.4.3 单井相分析 |
| 2.4.4 剖面相分析 |
| 2.4.5 平面相及砂体展布特征 |
| 2.5 研究区储层特征 |
| 2.5.1 岩石学特征 |
| 2.5.2 孔隙结构特征 |
| 2.5.3 储层物性特征 |
| 2.5.4 储层物性综合评价 |
| 小结 |
| 第三章 油藏特征及主控因素 |
| 3.1 油藏特征 |
| 3.1.1 油气分布规律 |
| 3.1.2 油藏温压系统 |
| 3.1.3 油田伴生气性质 |
| 3.1.4 油藏类型 |
| 3.2 油气聚集的主控因素分析 |
| 3.2.1 油气藏形成期次及年代 |
| 3.2.2 油气聚集主控因素分析 |
| 小结 |
| 第四章 油藏流体性质 |
| 4.1 油田水性质与分类方法 |
| 4.1.1 油田水苏林(B.A.ЩУЛИН,1946)分类方法简述 |
| 4.1.2 区域纵向地层水水型标准 |
| 4.1.3 长2 油田水物理性质与化学成分 |
| 4.1.4 长2 油田水性质及苏林水型解析 |
| 4.1.5 长2 层油田水化学反应类型及判别方法 |
| 4.1.6 油田水水性分类模型 |
| 4.1.7 油田水混合交替数学模型的建立 |
| 4.2 原油性质分析 |
| 4.2.1 原油常规性质分析 |
| 4.2.2 稠油性能分析 |
| 4.2.3 稠油形成机理 |
| 4.2.4 原油地化指标特征 |
| 4.3 原油中古生物群落的发现与初步鉴定 |
| 4.3.1 从原油中提取古生物的方法与步骤 |
| 4.3.2 原油中微生物的初步鉴定 |
| 小结 |
| 第五章 油藏流体场运动变化规律 |
| 5.1 运用水化学特性系数推断油藏成因 |
| 5.2 运用水性特征判定流体场运动变化规律 |
| 5.2.1 运用水性分类方法分析水化学场分布特征 |
| 5.2.2 通过水性特征预测断裂线 |
| 5.2.3 研究区水化学场运动变化规律 |
| 5.2.4 水化学场与油藏的统一性认识 |
| 5.3 用水性特征分析油田水结垢趋势 |
| 5.3.1 油田水油田水结垢趋势预测标准方法简述 |
| 5.3.2 依据标准方法预测水体结垢趋势 |
| 5.3.3 依据溶度积理论预测水体结垢趋势 |
| 小结 |
| 第六章 油田开发对策 |
| 6.1 研究区水文地理概况 |
| 6.2 油田开发现状及注采工艺技术简述 |
| 6.2.1 油田开发形势 |
| 6.2.2 注采工艺技术 |
| 6.3 油田注采工艺技术综合评价 |
| 6.3.1 A区、B区注水效果分析 |
| 6.3.2 注采工艺与水化学场的矛盾 |
| 6.3.3 注采井组中水性特征的矛盾 |
| 6.3.4 稠油分布与注采工艺的矛盾 |
| 6.4 油田开发技术对策 |
| 结论与展望 |
| 附录 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（2）鄂尔多斯盆地低渗透油藏CO2驱实验研究 ——以A油田M区长6为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.1.1 研究目的 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 国内外研究现状 |
| 1.2.2 存在问题 |
| 1.3 研究区开发现状 |
| 1.3.1 开发现状 |
| 1.3.2 开发中存在问题 |
| 1.4 研究思路、技术路线及研究内容 |
| 1.4.1 研究思路及技术路线 |
| 1.4.2 研究内容 |
| 1.5 主要工作量 |
| 1.6 主要认识及创新点 |
| 1.6.1 主要认识 |
| 1.6.2 创新点 |
| 第二章 CO_2驱油机理及驱油效果影响因素研究 |
| 2.1 CO_2 驱油机理实验研究 |
| 2.1.1 溶蚀储层岩石 |
| 2.1.2 改变岩石表面润湿性 |
| 2.1.3 降低原油密度 |
| 2.1.4 降低原油粘度 |
| 2.1.5 降低油水界面张力 |
| 2.1.6 改变原油组成 |
| 2.2 CO_2 驱油效果影响因素研究 |
| 2.2.1 气驱与水驱的驱替界限 |
| 2.2.2 非均质性对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.3 注入方式对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.4 WAG注入参数对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.5 注入时机对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.6 裂缝对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.7 压力恢复方式对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 多相流渗流特征研究 |
| 3.1 油水相对渗透率测定 |
| 3.1.1 实验设备 |
| 3.1.2 实验方法 |
| 3.1.3 实验结果及分析 |
| 3.2 油气相对渗透率测定 |
| 3.2.1 实验设备 |
| 3.2.2 实验方法 |
| 3.2.3 实验结果及分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 CO_2-原油相态及CO_2-原油最小混相压力研究 |
| 4.1 CO_2-原油相态研究 |
| 4.1.1 地层流体组成与物性分析测试 |
| 4.1.2 CO_2-原油PVT实验研究 |
| 4.2 CO_2-原油最小混相压力研究 |
| 4.2.1 细管法测CO_2-原油最小混相压力 |
| 4.2.2 界面张力消失法测CO_2-原油最小混相压力 |
| 4.2.3 经验公式法预测CO_2-原油最小混相压力 |
| 4.2.4 CO_2-原油最小混相压力影响因素研究 |
| 4.2.5 降低CO_2-原油最小混相压力技术研究 |
| 4.3 本章小结 |
| 第五章 CO_2窜逸规律及扩大波及体积技术研究 |
| 5.1 CO_2 在多孔介质中窜逸的基本规律 |
| 5.1.1 渗透率对气窜的影响 |
| 5.1.2 注气压力对气窜的影响 |
| 5.1.3 水/气交替注入对气窜的影响 |
| 5.1.4 油藏非均质性对气窜的影响 |
| 5.1.5 影响窜逸因素及其基本规律 |
| 5.2 扩大波及体积技术研究 |
| 5.2.1 裂缝中窜逸的控制技术研究 |
| 5.2.2 基质中相对高渗窜逸的控制技术研究 |
| 5.2.3 封窜驱油效果实验 |
| 5.3 本章小结 |
| 第六章 CO_2 驱开发方案优化设计及先导试验 |
| 6.1 CO_2 驱开发方案参数优选 |
| 6.1.1 开发方案设计原则 |
| 6.1.2 注气压力和初期注气速度 |
| 6.1.3 地层压力恢复方式 |
| 6.1.4 初期采油速度 |
| 6.1.5 注气方式 |
| 6.2 推荐方案及指标预测 |
| 6.2.1 衰竭开发(极限)指标预测 |
| 6.2.2 完善井网水驱对比方案指标预测 |
| 6.2.3 优化注气方案及指标预测 |
| 6.3 CO_2 驱先导试验 |
| 6.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 作者简介 |
（3）CO2驱黄3试验区地面集油系统设计方案研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 课题研究背景及意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 管道三维路径规划研究现状 |
| 1.2.2 多相流混输管道压降研究现状 |
| 1.2.3 CO_2驱集油工艺流程现状 |
| 1.3 本文主要研究内容 |
| 第2章 黄3试验区集油管道路径规划研究 |
| 2.1 规划原则及算法简介 |
| 2.1.1 管道路径规划原则 |
| 2.1.2 蚁群算法简介 |
| 2.2 基于蚁群算法的管道三维路径规划方法 |
| 2.2.1 构建数学模型 |
| 2.2.2 模型求解过程 |
| 2.2.3 参数的影响及选择 |
| 2.3 黄3试验区集油系统管道路径规划 |
| 2.3.1 黄3试验区管网初步规划 |
| 2.3.2 求解曲面两点间最优路径 |
| 2.3.3 黄3试验区集油系统管网规划结果 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 CO_2驱黄3试验区集油系统设计方案优选 |
| 3.1 集输模型及计算参数 |
| 3.1.1 集输模型 |
| 3.1.2 计算参数 |
| 3.2 压降计算相关式的比选 |
| 3.2.1 压降计算式初选 |
| 3.2.2 压降计算式对比 |
| 3.3 黄3试验区集油系统方案设计 |
| 3.3.1 井口不加热单管分散集油流程 |
| 3.3.2 井口不加热串接集油流程 |
| 3.3.3 方案对比分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 CO_2驱集油流程工艺设计分析 |
| 4.1 长庆油田油气集输关键工艺技术 |
| 4.1.1 丛式井单管不加热密闭集输工艺 |
| 4.1.2 油井功图法计量 |
| 4.1.3 同步回转油气混输装置输油工艺 |
| 4.2 站点工艺流程设计方案 |
| 4.2.1 井场工艺流程 |
| 4.2.2 增压点工艺流程 |
| 4.2.3 综合试验站工艺流程 |
| 4.3 不加热集输工艺适应性分析 |
| 4.3.1 CO_2驱不加热集输工艺的适应性 |
| 4.3.2 不加热集输工艺中的冻堵问题 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（4）注富含CO2天然气提高L4断块凝析气藏采收率机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 问题的提出及研究目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 断块油气藏注气开发及进展 |
| 1.2.2 富含CO_2天然气藏开发及进展 |
| 1.2.3 凝析气藏注气开发数值模拟 |
| 1.2.4 蒸发气驱及凝析气驱混相机理 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.3.3 目标结论及认识 |
| 第2章 断块凝析气藏地质及开发动态特征 |
| 2.1 油气藏地质特征 |
| 2.1.1 断块构造特征 |
| 2.1.2 断块储层特征 |
| 2.1.3 断块气藏特征 |
| 2.2 断块储量计算 |
| 2.2.1 参数确定 |
| 2.2.2 储量计算 |
| 2.3 动态特征分析 |
| 2.3.1 L4区块生产数据分析 |
| 2.3.2 L21区块生产数据分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 凝析气藏注富含CO_2天然气相态行为 |
| 3.1 设备及测试流程 |
| 3.2 原始地层流体PVT相态实验 |
| 3.2.1 实验样品准备与单次闪蒸测试 |
| 3.2.2 露点测试与等组成膨胀测试 |
| 3.2.3 定容衰竭实验测试 |
| 3.2.4 P-T相图计算 |
| 3.3 L4区块目前地层流体注富含CO_2天然气相态行为 |
| 3.3.1 测试方法及注气方案设计 |
| 3.3.2 凝析气体系注气配伍性实验 |
| 3.3.3 凝析油体系注气配伍性实验 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 凝析油注富含CO_2天然气长细管MMP实验 |
| 4.1 实验设备及测试流程 |
| 4.2 多次接触传质机理及混相机理 |
| 4.2.1 多次接触理论模型 |
| 4.2.2 蒸发气驱向前接触混相机理 |
| 4.2.3 凝析气驱向后接触混相机理 |
| 4.3 最小混相压力实验测试 |
| 4.3.1 蒸发气驱混相长细管实验测试分析 |
| 4.3.2 凝析气驱长细管实验测试分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 凝析油注富含CO_2天然气长岩心驱替实验 |
| 5.1 储层岩样孔渗及非均质性评价 |
| 5.1.1 岩心孔渗测试 |
| 5.1.2 岩样孔渗关联性分析 |
| 5.1.3 岩样孔渗物性分析 |
| 5.1.4 储层岩样非均质性分析 |
| 5.2 实验装置、流程及准备 |
| 5.2.1 设备与流程 |
| 5.2.2 样品准备 |
| 5.3 方案设计及实验步骤 |
| 5.3.1 方案设计 |
| 5.3.2 测试步骤 |
| 5.4 实验结果及分析 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 富含CO_2天然气驱提高采收率应用及机理分析 |
| 6.1 模型的建立、初始化及历史拟合 |
| 6.1.1 网格划分 |
| 6.1.2 基本参数确定 |
| 6.1.3 流体参数及相渗曲线 |
| 6.1.4 生产历史拟合 |
| 6.2 注富含CO_2天然气驱机理分析 |
| 6.2.1 富含CO_2天然气波及效果 |
| 6.2.2 油相中富含CO_2天然气组分分布 |
| 6.2.3 凝析油饱和度降低效果 |
| 6.2.4 地层流体高压物性变化情况 |
| 6.3 方案设计及提高采收率开发指标预测 |
| 6.3.1 开发方案设计 |
| 6.3.2 开发指标预测 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（5）低渗透油藏减氧空气驱原油低温氧化机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外减氧空气驱研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 减氧空气驱优势与机理 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 技术路线 |
| 第2章 油藏物性条件与减氧空气驱适应性分析研究 |
| 2.1 油藏物性参数 |
| 2.2 油藏筛选标准 |
| 2.3 QK18-2油藏条件与筛选标准对照 |
| 第3章 不同含氧浓度下原油低温氧化特征研究 |
| 3.1 实验设备与流程 |
| 3.2 含氧3%空气条件下原油低温氧化特征研究 |
| 3.2.1 含氧3%减氧空气对原油组分的影响 |
| 3.2.2 含氧3%减氧空气对气体组分的影响 |
| 3.2.3 含氧3%减氧空气对系统压力的影响 |
| 3.3 含氧5%空气条件下原油低温氧化特征研究 |
| 3.3.1 含氧5%减氧空气对原油组分的影响 |
| 3.3.2 含氧5%减氧空气对气体组分的影响 |
| 3.3.3 含氧5%减氧空气对系统压力的影响 |
| 3.4 含氧8%空气条件下原油低温氧化特征研究 |
| 3.4.1 含氧8%减氧空气对原油组分的影响 |
| 3.4.2 含氧8%减氧空气对气体组分的影响 |
| 3.4.3 含氧8%减氧空气对系统压力的影响 |
| 3.5 含氧10%空气条件下原油低温氧化特征研究 |
| 3.5.1 含氧10%减氧空气对原油组分的影响 |
| 3.5.2 含氧10%减氧空气对气体组分的影响 |
| 3.5.3 含氧10%减氧空气对系统压力的影响 |
| 3.6 含氧12%空气条件下原油低温氧化特征研究 |
| 3.6.1 含氧12%减氧空气对原油组分变化的影响 |
| 3.6.2 含氧12%减氧空气对气体组分变化的影响 |
| 3.6.3 含氧12%减氧空气对系统压力的影响 |
| 3.7 最佳含氧浓度的确定及组分变化特征的综合研究 |
| 3.7.1 最佳含氧浓度的确定 |
| 3.7.2 最佳含氧浓度(8%)下原油静态氧化后的组分变化特征 |
| 第4章 不同氧化时间下原油低温氧化特征研究 |
| 4.1 不同氧化时间条件下原油与减氧空气低温氧化研究 |
| 4.1.1 不同氧化时间对O_2浓度的影响 |
| 4.1.2 不同氧化时间对系统压力的影响 |
| 4.1.3 不同氧化时间对原油氧化耗氧量的影响 |
| 4.2 最佳氧化时间的确定 |
| 第5章 不同地层条件下原油低温氧化特征研究 |
| 5.1 脱水原油、地层水与减氧空气低温氧化研究 |
| 5.1.1 地层水条件对原油氧化O_2浓度的影响 |
| 5.1.2 地层水条件对原油氧化液相组分的影响 |
| 5.2 脱水原油、地层水、地层砂与减氧空气低温氧化研究 |
| 5.2.1 地层砂、地层水条件对原油氧化O_2浓度的影响 |
| 5.2.2 地层砂、地层水条件对原油氧化液相组分的影响 |
| 5.3 脱水原油、地层水、地层砂、伴生气与减氧空气低温氧化研究 |
| 5.3.1 地层砂、地层水、伴生气条件对原油氧化O_2浓度的影响 |
| 5.3.2 地层砂、地层水、伴生气条件对原油氧化液相组分的影响 |
| 5.4 地层砂、地层水、伴生气各地层条件对原油氧化规律的综合分析 |
| 第6章 不同压力条件下原油低温氧化特征研究 |
| 6.1 原油与减氧空气在压力23MPa下的反应研究 |
| 6.1.1 压力条件(23MPa)对原油氧化O_2浓度的影响 |
| 6.1.2 压力条件(23MPa)对原油氧化液相组分的影响 |
| 6.2 原油与减氧空气在压力25MPa下的反应研究 |
| 6.2.1 压力条件(25MPa)对原油氧化O_2浓度的影响 |
| 6.2.2 压力条件(25MPa)对原油氧化液相组分的影响 |
| 6.3 原油与减氧空气在压力30MPa下的反应研究 |
| 6.3.1 压力条件(30MPa)对原油氧化O_2浓度的影响 |
| 6.3.2 压力条件(30MPa)对原有氧化液相组分的影响 |
| 6.4 不同压力条件对原油氧化反应规律的综合分析 |
| 第7章 原油低温氧化反应方程及油气两相参数研究 |
| 7.1 油相组分分析 |
| 7.2 气相组分分析 |
| 7.3 原油低温氧化反应方程式 |
| 第8章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（6）火驱尾气回注H油藏驱油及埋存效果室内研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 砂砾岩油藏开发方式 |
| 1.2.2 注气提高采收率研究 |
| 1.2.3 注气埋存研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 本文完成工作量 |
| 1.5 主要研究成果概述 |
| 第二章 样品配制及代表性检验 |
| 2.1 实验设备 |
| 2.1.1 实验装置流程 |
| 2.1.2 技术指标 |
| 2.2 实验仪器准备 |
| 2.3 地层流体样品的配制 |
| 2.3.1 样品准备 |
| 2.3.2 配样及检验 |
| 2.3.3 流体组成 |
| 2.3.4 目前地层流体样品高压物性特征 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 火驱尾气-CO_2联合驱油效果评价实验 |
| 3.1 实验装置与流程 |
| 3.2 实验准备 |
| 3.2.1 岩心准备 |
| 3.2.2 流体样品准备 |
| 3.3 实验步骤 |
| 3.4 实验结果 |
| 3.4.1 注CO_2驱油实验 |
| 3.4.2 注N_2驱替实验 |
| 3.4.3 注火驱尾气驱替实验 |
| 3.4.4 火驱尾气-CO_2联合驱油实验 |
| 3.5 实验结果对比分析 |
| 3.6 小结 |
| 第四章 火驱尾气回注储层埋存效果研究 |
| 4.1 气驱油埋存及组分变化规律 |
| 4.1.1 火驱尾气-水交替驱 |
| 4.1.2 火驱尾气连续驱 |
| 4.2 气驱油埋存量确定 |
| 4.2.1 埋存量确定方法 |
| 4.2.2 火驱尾气连续驱及交替驱埋存量 |
| 4.3 小结 |
| 第五章 气油相渗及真实火驱尾气研究 |
| 5.1 常温常压气油相渗曲线 |
| 5.1.1 实验装置及流程 |
| 5.1.2 实验准备 |
| 5.1.3 实验结果 |
| 5.1.4 实验结果分析 |
| 5.2 数值模拟确定气油相渗及真实火驱尾气研究 |
| 5.2.1 流体相态拟合 |
| 5.2.2 不含H_2S火驱尾气驱油实验拟合 |
| 5.2.3 相渗曲线对比 |
| 5.2.4 真实火驱尾气驱油及埋存效果预测 |
| 5.3 小结 |
| 第六章 结论及建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（7）LS油田CO2驱地面集输系统腐蚀与控制方案研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 CO_2驱油集输系统工艺现状 |
| 1.2.2 CO_2腐蚀控制技术研究现状 |
| 1.2.3 CO_2驱地面集输系统防腐控制情况 |
| 1.3 论文研究内容以及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 LS油田CO_2驱地面集输系统工艺研究 |
| 2.1 LS油田CO_2驱采出流体集输与处理技术 |
| 2.1.1 采出流体性质研究 |
| 2.1.2 采出流体集输技术现状认识 |
| 2.1.3 LB试验区蚕3和柳18建设现状 |
| 2.1.4 蚕3和柳18集输总体方案研究 |
| 2.1.5 CO_2水合物形成条件及影响因素研究 |
| 2.1.6 CO_2回收处理方案研究 |
| 2.2 小结 |
| 第3章 LS油田CO_2驱地面集输管线腐蚀规律研究 |
| 3.1 地面集输管线腐蚀现状 |
| 3.1.1 LS油田地面集输基本概况 |
| 3.1.2 LS油田腐蚀介质主要特点 |
| 3.1.3 LS油田地面集输管线腐蚀现状 |
| 3.1.4 地面集输管线腐蚀穿孔特征 |
| 3.2 地面集输管线典型腐蚀失效案例分析 |
| 3.2.1 G65掺水管线 |
| 3.2.2 M2外输管线 |
| 3.3 地面集输管线腐蚀因素分析 |
| 3.3.1 试验方法 |
| 3.3.2 含水率对集输管线的腐蚀影响规律研究 |
| 3.3.3 CO_2对集输管线的腐蚀影响规律研究 |
| 3.3.4 流速对掺水管线腐蚀影响规律研究 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 LS油田CO_2驱地面集输系统腐蚀控制技术研究 |
| 4.1 CO_2对碳钢的腐蚀机理 |
| 4.2 CO_2驱地面集输系统缓蚀剂优选 |
| 4.2.1 在用缓蚀剂效果评价 |
| 4.2.2 缓蚀剂室内配方研制 |
| 4.2.3 CO_2驱地面集输系统缓蚀剂现场试验 |
| 4.3 CO_2驱地面集输管线材质优选 |
| 4.3.1 CO_2驱地面集输管线分类 |
| 4.3.2 CO_2驱地面集输管线材质腐蚀控制技术方案 |
| 4.3.3 CO_2驱地面集输管线材质使用及腐蚀控制方案 |
| 4.4 CO_2驱地面集输管线内涂层优选 |
| 4.4.1 集输管线内涂层类型 |
| 4.4.2 在用内涂层适用性评价 |
| 4.4.3 LS油田内涂层优选结果 |
| 4.5 腐蚀监测应用技术研究 |
| 4.5.1 腐蚀监测的必要性 |
| 4.5.2 LS油田集输管线腐蚀监测现状 |
| 4.5.3 腐蚀监测存在的问题和技术改进建议 |
| 4.6 LS油田腐蚀控制方案及应用效果评价 |
| 4.6.1 腐蚀控制方案 |
| 4.6.2 现场应用效果评价 |
| 4.7 小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（8）CO2驱产出气体处置及回注方案优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 CO_2捕集与分离技术概况 |
| 1.2.2 国内外CO_2驱产出气处置案例 |
| 1.2.3 CO_2驱产出气处置及回注方案总结 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第二章 新疆油田试验区CO_2伴生气产出规律及物性研究 |
| 2.1 新疆油田CO_2驱及地质埋存示范工程概况 |
| 2.2 目标区块CO_2驱产出气特征分析 |
| 2.2.1 原始油气组成分析 |
| 2.2.2 地面三相分离器气源条件 |
| 2.2.3 目标区块CO_2驱产气规模分析 |
| 2.2.4 新疆CO_2驱产出气组分及物性特征 |
| 2.3 含CO_2混合气体相态及热物性分析 |
| 2.3.1 含CO_2混合气体的相态特征 |
| 2.3.2 含CO_2混合气体的物性分析 |
| 2.3.3 目标区块含CO_2混合气体热值分析 |
| 2.4 含CO_2混合气体与原油MMP分析 |
| 2.4.1 CO_2与原油最小混相压力计算方法 |
| 2.4.2 含CO_2伴生气与原油最小混相压力 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 新疆油田试验区含CO_2伴生气体处置方案设计 |
| 3.1 含CO_2伴生气直接或掺和回注技术方案 |
| 3.1.1 不同驱替方式对CO_2含量的要求 |
| 3.1.2 直接回注或掺和回注工艺流程 |
| 3.2 含CO_2伴生气的燃烧及烟道气回注技术可行性研究 |
| 3.2.1 燃气轮机及锅炉对含CO_2伴生气纯度要求 |
| 3.2.2 烟道气回注附近油藏提高采收率可行性分析 |
| 3.3 含CO_2伴生气中CO_2的捕集分离及回注方案 |
| 3.4 含CO_2伴生气处置方案优选 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 新疆油田试验区伴生气CO_2循环利用工艺方案设计 |
| 4.1 伴生气CO_2捕集分离工艺优选 |
| 4.1.1 MDEA法 |
| 4.1.2 低温分馏法 |
| 4.1.3 变压吸附法 |
| 4.1.4 薄膜分离法 |
| 4.1.5 不同CO_2分离工艺对比 |
| 4.2 伴生气CO_2捕集材料筛选评价 |
| 4.2.1 实验部分 |
| 4.2.2 结果分析与讨论 |
| 4.2.3 实验结论 |
| 4.3 伴生气CO_2捕集及回注工艺流程 |
| 4.3.1 变压吸附装置主要工艺参数 |
| 4.3.2 CO_2捕集及回注工艺流程设计 |
| 4.4 伴生气直接或掺和回注工艺流程 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 新疆油田试验区含CO_2伴生气处置方案经济评价 |
| 5.1 CO_2驱产出气处置技术经济模型 |
| 5.1.1 基于工艺参数的经济评价模型 |
| 5.1.2 基于参考案例的经济评价模型 |
| 5.2 新疆油田CO_2驱产出气处置工艺方案经济性对比 |
| 5.2.1 变压吸附捕集分离回注工艺经济评价 |
| 5.2.2 产出气直接/掺和回注工艺经济评价 |
| 5.2.3 经济评价对比与分析 |
| 5.2.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间获得的学术成果 |
| 致谢 |
（9）长庆油田伴生气轻烃回收工艺与设备橇装化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 伴生气轻烃回收及橇装化现状 |
| 1.2.1 轻烃回收现状 |
| 1.2.2 轻烃回收设备橇装化现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.3.1 长庆油田伴生气收集现状与伴生气组成分析 |
| 1.3.2 长庆油田伴生气轻烃回收主体工艺研究 |
| 1.3.3 长庆油田伴生气轻烃回收辅助工艺研究 |
| 1.3.4 长庆油田伴生气轻烃回收主要设备选型及成橇研究 |
| 第二章 长庆油田伴生气收集现状与伴生气组分分析 |
| 2.1 长庆油田井组及站场伴生气集气工艺应用现状 |
| 2.1.1 井组集气工艺现状 |
| 2.1.2 站场集气工艺现状 |
| 2.2 长庆油田各单位伴生气收集工艺应用现状 |
| 2.2.1 总体现状 |
| 2.2.2 各单位集气工艺现状汇总 |
| 2.3 伴生气组分分析 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 长庆油田伴生气轻烃回收主体工艺研究 |
| 3.1 基础数据 |
| 3.1.1 设计规模 |
| 3.1.2 不同来源伴生气的组成 |
| 3.2 长庆油田伴生气轻烃回收主体工艺研究 |
| 3.2.1 轻烃回收主体工艺概述 |
| 3.2.2 轻烃回收主体工艺的优选及流程描述 |
| 3.3 小结 |
| 第四章 长庆油田伴生气轻烃回收辅助工艺研究 |
| 4.1 原油稳定工艺 |
| 4.1.1 未稳定原油来源 |
| 4.1.2 原油稳定工艺优选 |
| 4.1.3 原油稳定工艺优化 |
| 4.2 原料气增压工艺 |
| 4.3 脱水工艺 |
| 4.3.1 脱水方法 |
| 4.3.2 分子筛类型 |
| 4.3.3 脱水压力 |
| 4.4 制冷工艺 |
| 4.5 分馏工艺 |
| 4.5.1 产品指标 |
| 4.5.2 脱乙烷工艺 |
| 4.5.3 脱丁烷工艺 |
| 4.6 总体流程图 |
| 4.7 小结 |
| 第五章 长庆油田伴生气轻烃回收主要设备选型及成橇研究 |
| 5.1 主要工艺设备设计及选型 |
| 5.1.1 压缩机 |
| 5.1.2 换热器 |
| 5.1.3 分离器 |
| 5.2 工艺装置模块划分及成橇设计 |
| 5.2.1 原则 |
| 5.2.2 工艺装置橇块模块划分 |
| 5.2.3 工艺装置橇块模块设计 |
| 5.3 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读工程硕士期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（10）长庆超低渗透油藏集输工艺优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题背景 |
| 1.2 长庆超低渗透油藏地面建设要求 |
| 1.3 课题研究意义 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 第二章 超低渗透油藏集输管网优化研究 |
| 2.1 低渗透油藏集输工艺研究 |
| 2.1.1 集输工艺发展历程 |
| 2.1.2 低渗透油藏集输工艺现状 |
| 2.2 超低渗油藏集输管网优化 |
| 2.2.1 油水物性分析 |
| 2.2.2 系统优化分析 |
| 2.2.3 集输工艺对比 |
| 2.2.4 管网形式采用串接枝状管网 |
| 2.3 应用情况 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 超低渗透油藏管输降回压工艺研究 |
| 3.1 现状及存在问题 |
| 3.2 射流泵掺水降回压的可行性分析 |
| 3.2.1 射流泵工作原理及特点 |
| 3.2.2 射流泵井口掺水降回压技术 |
| 3.2.3 反相点的测定 |
| 3.2.4 高压水源 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 超低渗透油藏管输降回压装置研究 |
| 4.1 降回压集成装置研制 |
| 4.1.1 工艺流程研究 |
| 4.1.2 工艺安装研究 |
| 4.1.3 装置整体制造及技术指标 |
| 4.2 成果及应用情况 |
| 4.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
四、川中低渗油田开发后期伴生气增压开采技术（论文参考文献）
- [1]鄂尔多斯盆地靖边东南部地区长2油藏流体性质与流体场特征研究[D]. 黄天坤. 西北大学, 2019(01)
- [2]鄂尔多斯盆地低渗透油藏CO2驱实验研究 ——以A油田M区长6为例[D]. 汶锋刚. 西北大学, 2019(01)
- [3]CO2驱黄3试验区地面集油系统设计方案研究[D]. 赵亚南. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [4]注富含CO2天然气提高L4断块凝析气藏采收率机理研究[D]. 张露. 西南石油大学, 2019(06)
- [5]低渗透油藏减氧空气驱原油低温氧化机理研究[D]. 于超. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [6]火驱尾气回注H油藏驱油及埋存效果室内研究[D]. 李欣迎. 西南石油大学, 2019(06)
- [7]LS油田CO2驱地面集输系统腐蚀与控制方案研究[D]. 张勇. 西南石油大学, 2018(06)
- [8]CO2驱产出气体处置及回注方案优化研究[D]. 马鹏飞. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [9]长庆油田伴生气轻烃回收工艺与设备橇装化研究[D]. 郄海霞. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [10]长庆超低渗透油藏集输工艺优化研究[D]. 王鑫. 中国石油大学(华东), 2018(07)