间冷式冰箱蒸发器结霜模拟

针对间冷式冰箱蒸发器的结霜工况进行了模拟。在改进现有的计算霜表面水蒸气过饱和度公式的基础上,建立了适用于间冷式冰箱蒸发器的霜层生长模型,并模拟出结霜过程中的结霜量,空气侧压降,霜的密度和厚度随时间的变化。通过与实验数据的比较,结霜量的误差在10%以内,空气侧压降在25%以内,该模型能够有效的模拟间冷式冰箱蒸发器的结霜过程。

翅片管换热器结霜过饱和模型

在改进现有霜表面水蒸气过饱和度计算公式的基础上,建立了翅片管换热器结霜过饱和模型,计算出了4个随时间变化的参数:结霜量、能量传递系数、霜层密度和厚度.实验数据表明,该模型能够有效地预测翅片管换热器结霜过程中的传热和传质现象.

地面驱动螺杆泵抽油杆柱的受力计算

结合螺杆泵抽油系统的工作特点,对抽油杆柱的扭转载荷与轴向载荷进行了分析和计算,结合第四强度理论,对杆柱强度条件进行了分析。受力分析和强度条件分析表明,杆柱顶部截面所受载荷最大,是设计与校核的重点部位。同时,杆柱所受最大载荷与下泵深度、杆柱直径、原油粘温关系等密切相关,必须结合相关的强度理论才能实现对螺杆泵抽油系统的合理设计。

机抽排水采气配套新技术的研究与应用

排水采气是气藏生产中后期维持气井生产的重要措施之一,其工艺较多,对于产水量小于100m3/d、产层深度小于3000m的低压气藏,机抽排水采气具有不增加对地层回压、理论上可将气采至枯竭等独特优点,但由于常规有杆泵排水采气工艺存在泵挂深度浅、泵效低、检泵周期短等问题,限制了机抽排水采气的应用。通过对机抽排水采气配套的防腐防气整筒式金属柱塞陶瓷泵阀泵、组合式井下高效多相分离器、抽油泵承载阀等配套装备的研发和对整个机抽排水采气系统的优化设计,使泵效与检泵周期得到了较大提高。针对宋8井机抽排水采气存在的主要问题,提出了合理的配套技术方案与措施。结果表明,应用新的配套技术后泵效在70%以上、检泵周期超过4个月,明显高于常规机抽排水采气技术水平,较好地满足了机抽排水采气的需要。

间冷式电冰箱箱体的Z传递函数模型(Ⅰ)——数学方法

为了在间冷式冰箱动态仿真中较快地计算箱内空气温度变化,提出基于Z传递函数计算箱内空气温度的方法。首先采用状态空间方程描述三种边界条件下的单个箱壁动态传热过程,并通过Leverrier-Faddeeva算法求得三种边界条件下单个箱壁的Z传递函数;其次,由单个箱壁的Z传递函数计算得到整个箱室的Z传递函数;最后利用整个箱室的Z传递函数,可求得每一时刻的箱内空气温度的代数关系式。提出的计算方法可避免每个时刻对于箱体传热动态方程的求解,节省仿真时间。

玻璃钢-钢混合抽油杆合理组合范围分析

建立了玻璃钢-钢混合抽油杆柱无阻尼振动模型;给出了计算频率系数的计算公式;分析了二级玻璃钢混合杆柱面积比(Y1)、长度比(Y2)对杆柱频率系数的影响;给出了杆柱组成比例的合理范围。从实际设计出发,简化了三级杆柱频率系数计算公式,分析了三级混合杆柱面积比(Y3)、长度比(Y4、Y5)对频率系数的影响。

海上气田排水采气工艺筛选

气井出水是气田开发生产中后期面临的主要问题,对气井生产有着极大的影响,而排水采气工艺是解决气井出水和井筒积液的有效手段。国内外排水采气工艺技术较多,不同工艺技术有其自身的适应范围。从海上气田生产特点出发,通过对国内外多种成熟的排水采气工艺技术的选井原则、适用条件和经济适用性进行对比分析,筛选了适合海上气田的排水采气工艺技术,并重点对优选管柱—气举复合工艺的实施方案进行了分析,对海上气田出水后的高效开发具有重要的指导意义。

间冷式电冰箱箱体的Z传递函数模型(Ⅱ)——应用实例

为了模拟实际箱体内空气温度,基于Part Ⅰ开发的计算单箱室箱内空气温度的基本方法,开发了实际间冷式冰箱箱体模型。在建模过程中,通过虚拟箱室方法将风道转化为虚拟箱室,实际间冷式冰箱箱体模型可由单箱室模型串联或者并联组合。在间冷式单箱室中验证Z传递函数方法,算法速度约为通常所用的直接求解微分方程的四万倍,最大误差为0.06℃。对某间冷式冰箱的仿真结果表明:模拟与实验得到的箱内空气温度与实验值最大误差为1.32℃,平均误差为0.4℃。

球塞气举排水采气系统效率计算与分析

把球塞气举排水采气系统划分为压缩机组、地面注气管线、井内注气油管和球塞举升油管等几个子系统,分别建立了评价各个子系统效率的数学模型,从而得到了球塞气举排水采气系统效率的计算方法,并进行了实例计算与分析,所获得的结论及认识对进一步探讨球塞气举举升机理具有重要意义。

组合油管柱接力式柱塞气举装置研制

深井采用不同直径组合油管,常规柱塞举升不再适用该油管。提出了一种应用于上大下小组合油管柱的新型接力式柱塞气举装置。这种装置在结构上能够满足深井采用组合油管的要求,为深井柱塞排水采气与柱塞举升采油提供了一种新的思路。介绍了这种装置的结构、特点以及工作过程。

南海西部油田电潜泵举升优化设计研究与应用

电泵采油井换大泵提液是海上油田重要的一项增产措施。随着南海西部油田的不断开发,越来越多油田进入开发的中后期,需要通过提液以及二次提液来保障油田的稳产、增产。结合南海西部油田以往提液存在的主要问题,将电潜泵井系统整体视为研究对象,从油井产层、井筒、平台地面三位一体,充分考虑电泵机组与油井产层变化的适应性、系统高效、安全生产等,系统地对电潜泵举升参数进行分析、优化设计与研究,形成了一套基于“油藏产层、井筒、地面”三位一体系统分析的电潜泵举升系统优化设计方法。矿场试验结果表明,该技术方法可有效避免油井换大泵提液带来的一系列主要问题,达到提液增油以及节能降耗的目的,为海上油田后续日产液量超2000 m^(3)油井的提液提供较大借鉴与参考意义。

低伤害高效海水基压裂液的研制与应用

南海西部油田文昌13区ZJ1-3油组具有低渗、高泥质的储层特性,增产改造所需规模较大,用淡水配制压裂液无法满足连续在线配液和压裂施工规模的要求。针对此问题,展开海水配置压裂液的技术攻关。运用新型交联技术,克服了高矿化度下瓜胶水化增黏、pH值控制、携砂等困难,并保证了压裂液的速溶性。在现场应用中采用连续混配的方法,成功实施了平台规模化的分段压裂。

海水基聚丙烯酰胺高温冻胶体系的研制与性能评价

南海A油田注气开发中,油井气油比急剧增大,气窜明显,为此开展了海水基高温冻胶封窜体系研究。选用非离子聚丙烯酰胺(NPAM)和酚醛体系作为主剂和交联剂,探索增大聚合物浓度、加入除氧剂和高温稳定剂3种方式增强冻胶高温稳定性效果;形成了海水基高温冻胶体系配方,并考察了其对天然气的耐受性和封堵能力。结果表明:尽管采用高浓度聚合物能够增强冻胶热稳定性,但在125℃下,即使采用高浓度(0.8%)NPAM,冻胶老化48 h后脱水率在90%以上;除氧剂的加入也难以显著改善冻胶热稳定性;高温稳定剂可明显增强冻胶的耐温性,是构筑海水基高温冻胶体系的关键组分。优化形成的海水基高温冻胶体系配方为:0.4%NPAM+0.3%乌洛托品+0.3%间苯二酚+0.8%稳定剂。该体系在125℃下的成胶时间为10~12 h,60 d内仍能维持较好冻胶状态,不破胶;弹性模量大于1500 mPa,脱水率小于10%。冻胶能在高温高压环境下与天然气稳定共存,不破胶;冻胶能对岩心形成良好封堵,稳定残余阻力系数210,封堵率99.5%,且耐冲刷性较强。

海上气井“全生命周期”不动管柱双油管完井方案

气井生产中后期往往不同程度地产水,为了提高采收率,需要采取优选管柱等排水采气工艺措施。海上气田完井生产管柱具有很多特殊性,不动管柱条件下陆地气田行之有效的气举、泡排等工艺措施无法实施,而动管柱作业难度大、作业费用高。针对海上气田尤其是深水水下完井的特殊性,提出了大小组合并排双油管完井方案,其Φ95/8in套管中最大可下入Φ31/2in+Φ27/8in组合双油管,最大允许产量可达到160×10^4m^3/d。大小组合并排双油管完井可实现3种管径的灵活切换、通过脐带缆与泡排、气举灵活组合,可实现气井从投产到废弃“全生命周期”的不动管柱生产,为海上气田的高效开采提供了新方案。

注水井结垢趋势灰色关联分析

注水开发油田注水井的结垢会严重影响油田开发效果,甚至带来安全隐患。为了预防垢的形成,应制定合理的防/除垢措施,需要对注入水结垢趋势进行敏感性分析。以碳酸钙结垢敏感性分析为例,采用均匀设计方案,使用Davis–Stiff饱和指数法、Oddo–Tomson饱和指数法和Ryznar稳定指数法对各方案的结垢趋势进行预测,并用灰色关联分析法分析各因素对碳酸钙结垢趋势的敏感程度。由SI值和IS值计算得到的结果趋势相同,各因素对碳酸钙结垢趋势的影响程度从大到小依次为:pH值、钙离子含量、温度、碳酸氢根含量、含盐量。SAI值的计算结果表明,钙离子含量的影响程度更大,其他排序相同。综合考虑,认为pH值和钙离子含量在碳酸钙结垢中占主导地位。

海上油田低产井电潜泵配套技术优化与应用

南海西部油田低产低效井多为地层能量不足、产能低、高气液比影响,油井表现出低产或间歇生产状态,严重制约了油田开发效果。为解决此类问题,系统对低产井梳理和归类,并制定应对策略,使电潜泵优化设计以及配套技术成为低产井增产、稳产最有效的手段。

复合解堵工艺的研究与应用——以涠洲11-4油田为例

针对涠洲11-4油田B井储层存在的聚合物堵塞及微粒运移造成的储层矿物堵塞,通过大量室内研究,形成了HRS复合解堵剂(简称HRS)与改性硅酸复合解堵工艺。HRS在1h内可完全降解抑砂剂中聚合物,在井下生成二氧化氯克服了ClO2气体逸出易造成爆炸使人员受伤害等缺点。改性硅酸体系能够有效溶蚀B井储层岩屑,不破坏岩石骨架,具有较好的防腐、降低表面张力、破乳、抑制二次沉淀的效果。现场应用表明:采用HRS与改性硅酸复合解堵工艺,有效地解除了B井近井地带堵塞,使产液量由90m3/d上升至340m3/d,获得了很好的解堵效果。

HWR新型化学防砂材料在南海西部油田的应用

南海西部W油田储层埋深浅、岩石胶结差,油田生产中后期由于地层压力下降、含水上升、生产压差增大等因素导致出砂问题日益突出,常规机械防砂方法无法满足细粉砂挡砂要求。针对W油田储层特点开展了化学防砂工艺研究与室内性能评价实验,研发了HWR新型化学防砂固砂材料。HWR新型化学防砂固砂材料已在W油田X1井取得成功应用,施工后产液能力恢复至出砂前水平,井口产液未见出砂,具有较好地推广应用价值。

乐东气田水平井井筒积液诊断技术研究

针对海上气田水平井积液监测手段有限、理论模型针对性不强等问题,建立了一套适用于乐东气田的水平井井筒积液诊断技术,包括考虑井斜角影响的水平井临界携液流量预测模型和压降预测模型。研究结果表明斜井段临界携液流量和压降梯度最大,导致在井斜角为30°~50°的井段,特别容易发生井筒滑脱。采用积液诊断技术分析了乐东气田积液情况,准确率达到100%;计算了L3井积液高度;成功指导了L2井进行投棒泡排。水平井井筒积液诊断技术为合理开展排水采气措施提供了科学依据。

PRD无固相修井液酸性破胶技术

为解除PRD无固相修井液对储层造成的固相侵入伤害,构建了新型酸性破胶剂HJD-W。HJD-W在90℃×5h条件下,腐蚀率仅为0.9919g/(m^2·h),对PRD原液的破胶率高达78.4%。PRD污染后的岩芯渗透率损失率为47.6%,污染后的岩芯经HJD-W处理后岩芯渗透率恢复率高达107%。HJD-W在涠洲油田W15井进行现场应用,油井产油量提高2.21倍。