51CrV4弹簧钢热处理工艺的研究

本文测试了不同热处理后51CrV4弹簧钢的力学性能,并对其微观组织进行了分析。通过正交试验得出,实验用51CrV4弹簧钢的最佳热处理工艺为:880℃油淬—460℃回火保温2 h空冷。

51CrV4弹簧钢低温脆性的研究

以51CrV4弹簧钢为研究对象,研究了其低温脆性。结果表明,在-60～0℃时,51CrV4弹簧钢的冲击功在20～25J,它会随温度的下降而有所降低;在-60℃时其冲击功仍保持较高水平,没有发生脆性断裂。51CrV4弹簧钢的冲击断口为混合型断口,有解理、撕裂和韧窝聚集等特征。经能谱分析可知,51CrV4弹簧钢含有少量由硅、氧组成的非金属夹杂物,属于硅酸盐类夹杂。

SWRH82B珠光体片层间距计算模型研究

本文对SWRH82B动态热模拟后的试样进行组织观察和分析,通过扫描电子显微镜,运用定量金相技术,计算了珠光体片层的间距。研究了变形量和应变速率不变时不同的冷却速率条件下,珠光体片层间距随着过冷度的变化规律。结果表明:当过冷度不太大时,过冷度和珠光体片层间倒数距保持良好的线性关系,过冷度和珠光体片层间距倒数存在的关系模型为:Sp-1=3.099 69+0.079 84×ΔT;过冷度增大至一定值时,则偏离线性关系。

工程造价风险分析及其管理控制措施探讨

工程造价风险具有复杂性、可变性、全程性和被动性等特点,因此需要对可能影响工程造价的各种风险因素进行研究分析。通过建立风险管理制度和实施风险管理控制措施,可以确保工程建设项目顺利完成,同时实现施工单位的经济利益目标。有效管理工程造价风险对于成功交付项目、控制成本以及保护所有涉及到建筑行业的利益相关者的利益至关重要。因此,在工程项目的规划到完成的各个阶段都需要充分考虑工程造价风险管理。

正理庄油田断块油藏合理注采比研究

注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况的一个重要指标。本文以正理庄油田断块油藏为例,根据地层压力变化与注采比关系确定了合理注采比。从油藏工程原理和矿场实际分析了造成矿场合理注采比大于1.0现象的原因,主要包括油水井地层压力的差异、矿场注采比计算不一定满足物质平衡方程、注入水的外溢、矿场统计注水量的偏差。

水平井蒸汽驱相带发育特征及影响因素

与陆上稠油油田蒸汽驱开发实践相比,海上首个蒸汽驱先导试验具有薄储层、水平井开发、大井距的特点,造成了相带发育特征认识不清,难以指导试验区高效开发的难题。基于直井蒸汽驱的“三相带两前缘”分布,应用理论分析、数值模拟及数学回归方法,开展薄层水平井大井距蒸汽驱相带发育规律研究,并确立主控因素。结果表明:水平井特有的垂直径向流渗流特征、储层薄造成的热损失、井距大导致的驱替压力梯度小综合加剧了蒸汽冷凝。冷凝水容易积蓄至储层底部形成新的热水带,呈现出“四相带三前缘”的分布特征。这种分布在不同蒸汽干度、储层厚度、注采井距下均有一定程度变化。通过评价超覆凝析因子M,确定影响相带分布的主控因素为转驱前地层压力和蒸汽干度。研究成果为试验区后续流场调控及海上其他稠油油田蒸汽驱开发优化设计提供了理论依据。

聚合物驱后二元复合驱油藏的层系调整——以孤东油田七区西为例

胜利油区的聚合物驱后油藏剩余储量丰富,现有的层系井网已不能满足后续开发的要求,为了更好地通过细分层系达到提高采收率和增加经济效益的目的,以孤东油田七区西二元复合驱油藏为代表,利用油藏数值模拟方法对聚合物驱后二元复合驱油藏进行层系调整研究。以化学驱投资与成本构成分析为基础,依据动态经济评价方法,建立了一套适用于聚合物驱后二元复合驱油藏开发的层系调整界限图版;应用此图版结合熵权算法计算得到的油藏各小层非均质综合指数和聚类分析确定的最优化分割方案,筛选出满足要求的最优化分割方案。依此方法对孤东油田七区西聚合物驱后二元复合驱油藏进行层系调整,调整后效果显著,采收率提高了3.45%,财务净现值增加了174.6×104元。

冀东油田高浅北油藏天然气泡沫驱泡沫体系优选

模拟冀东油田高浅北区油藏油水条件,综合考虑起泡剂起泡能力、半衰期及界面张力评价指标,初步筛选出CEA/FSA1、CEA/DHF-1两种复配泡沫体系,质量比均为7:3,二者的起泡体积分别为152、140mL,半衰期分别为72、63 min,无因次筛选系数分别为21.144、19.881,界面张力达到10^(-3)数量级。泡沫性能评价研究结果表明,CEA/FSA1与冀东原油作用后,起泡体积降至110mL,半衰期降至40min,无因次筛选系数为1.180,耐油性较好,并且耐温抗老化能力较强。优选CEA/FSA1为该油藏天然气泡沫驱油起泡剂,起泡剂加量为0.5%。单管封堵实验中,单一CEA/FSA1泡沫阻力因子为127,封堵性较好;CEA/FSA1和爱森聚合物组成的强化泡沫的阻力因子为438,二者匹配性良好。双管驱油实验中,水驱后强化泡沫驱可提高采出程度22.9%,高、低渗模型的采出程度分别提高18.8%、27.0%。

海上稠油油藏弱凝胶调驱提高采收率技术

针对非常规稠油油田弱凝胶连续注入过程中出现的注入能力逐年变差、增油效果逐年降低的问题,探索了适用于海上非常规稠油的弱凝胶调驱技术。基于室内物理模拟实验和矿场实践,认识到弱凝胶连续注入后剖面反转是必然规律,高、低渗管的阻力系数的变化特征不同是剖面反转的原因;为抑制剖面反转,提出弱凝胶(水)交替注入模式,交替注入开发效果优于继续连续注入,交替注入下低渗层采出程度更高;交替模式在矿场应用后化学剂用量降低50%,注入能力提高20%,日产油提高149 m^3/d,含水率下降14个百分点,降水增油效果明显。研究表明,连续注入转弱凝胶(水)交替注入对开发非常规稠油是行之有效的。该项研究为类似稠油油田的高效开发提供了技术借鉴。

海上稠油油藏弱凝胶驱辅助吞吐增油效果研究

以海上弱凝胶驱辅助吞吐矿场实践为基础,借助油藏数值模拟技术,开展增油效果、不同因素作用贡献以及作用位置的定量研究,实现组合技术增油效果的劈分。研究表明:与仅热流体吞吐相比,弱凝胶辅助热流体吞吐试验后,热采井自喷期延长74 d,自喷期累计产油提高1 822 m3,热采有效期增加240 d;热流体吞吐、弱凝胶驱以及组合增效3个因素对采收率提高的贡献率分别为14.0%、8.3%、3.6%;3个因素动用剩余油位置不同,热流体吞吐对井周50 m以内剩余油动用程度较高,弱凝胶驱动用剩余油位于注采井间,呈"连片"分布,而组合增效动用剩余油主要位于注采井间,呈"孤岛状"分布。弱凝胶驱辅助热流体吞吐能够有效动用井周及井间剩余油,是对海上多元热流体吞吐技术体系的进一步丰富和补充。

大体积混凝土承台施工及其裂缝控制分析

文章分析了大体积混凝土的定义及其特点,并结合广东云浮(双凤)至罗定(榃滨)高速公路工程中桥梁大体积混凝土承台施工情况,分析了大体积混凝土承台施工及其裂缝控制措施。

实时监测技术在公路施工风险控制系统中的应用

为有效降低公路施工中的各类风险隐患,提高工程的效率和质量,文章介绍了实时监测技术(RTM)在公路施工风险控制系统中的研究与应用,总结了RTM技术的基本原理和应用情况,分析了该技术应用于公路施工风险控制领域所具备的功能特性,完成了基于RTM的公路施工风险控制系统的架构设计,并以实际工程为例,进行了RTM应用前后的公路施工风险概率对比试验,证明了实时监测技术在公路施工风险控制系统中应用的可行性。

海上多元热流体吞吐与蒸汽吞吐开采效果对比

多元热流体(热水、N2、CO2的混合物)热采技术作为近年来兴起的海上开采新技术,加热范围和吞吐效果与蒸汽不同。利用物理模拟实验方法定量研究N2和CO2的溶解降黏作用,根据海上油田实际地质油藏参数建立水平井单井数模模型,通过蒸汽和多元热流体注入热焓相同和注入热水量相同2种方案,对水平井吞吐加热半径和最终采收率进行研究。结果表明:多元热流体吞吐比蒸汽吞吐提高采收率的幅度大,提高多元热流体中蒸汽的干度,可最大限度发挥N2和CO2的增产作用。现场应用显示,产能提高1.6倍,数模预测井控储量采收率可在冷采基础上提高近10个百分点,为渤海油田数亿吨非常规稠油寻找到有效开发方向。

稠油油藏弱凝胶调驱增油预测模型研究

为分析稠油油藏注弱凝胶调驱效果的主控因素,定量预测和评价不同矿场条件的弱凝胶调驱采出程度及其增加幅度,以渤海N稠油油藏典型参数为原型,建立数模井组模型,运用正交实验法设计水驱、弱凝胶调驱实验各25组,对影响弱凝胶调驱效果参数进行了多因素交互分析,得到了影响采出程度增加幅度的4个主控因素及其排序,并通过一元和多元非线性回归,得到注弱凝胶采出程度及其增加幅度的多因素预测模型。利用该预测模型对3个井组弱凝胶调驱矿场试验进行了实例计算,预测误差在10%以内,吻合度较高。该研究成果对稠油油藏弱凝胶调驱方案的设计和调整具有一定的借鉴意义。

车站电码化入口电流调整方案优化

根据目前车站电码化入口电流调整要求、电码化系统构成,在既有电码化系统入口电流调整方案基础上,结合室内模拟测试数据、建模仿真数据及现场测试数据,在尽量保持既有系统不变的前提下,对车站电码化入口电流进行研究,提出调整优化方案。

汤原县生态文明建设路径的新选择

习近平总书记在十九大报告中指出:"加快生态文明体制改革,建设美丽中国。"汤原县委、县政府认真贯彻落实党的十九大精神,采取各种行之有效的措施,抢抓机遇,务实创新、锐意进取、奋力拼搏,进一步抓好生态文明建设,促进了社会经济稳定快速发展。

汤原县选聘培训管理经济普查人员的有效途径

选聘好普查人员是搞好经济普查的重要基础,强化普查人员业务培训是提高普查人员素质的重要内容,管理好普查人员是发挥普查人员作用的关键,本文从抓好普查人员选聘、培训、管理三个关键环节入手,探讨如何提高经济普查数据质量。

注多元热流体吞吐转驱替三维物模及数值实验

针对注多元热流体(蒸汽、热水、氮气和二氧化碳的高温混合物)热采组分多、增油机理复杂、吞吐后转驱规律不同于常规注蒸汽的问题,开展了注多元热流体吞吐转驱替三维物模及数值试验研究。研究以相似准则为基础,根据渤海N稠油油田地质油藏特征为原型,首先建立了三维比例物理模型,开展了水平井注多元热流体多轮吞吐后转驱替的三维物理模拟实验,得到了转驱生产动态与加热腔扩展的对应规律。然后,建立了数值试验模型,在对三维实验数据进行历史拟合的基础上,进行了注多元热流体吞吐后转多元热流体驱、转蒸汽驱、转蒸汽复合氮气二氧化碳驱等注入不同介质的数值试验,对比分析得到了不同生产阶段的主要增油机理。最后,对渤海N油田南区水平井多元热流体三轮吞吐后转驱的工艺参数进行了优化,得到了最佳工艺参数组合。研究结果可为稠油油田吞吐转驱方案设计提供指导和借鉴。

渤海南堡35-2油田原油物性差异地质成因分析

渤海南堡35-2油田各区原油物性平面差异较大。S-1区为轻质油油藏,油质最轻;南区为重质稠油油藏,地层原油黏度和密度从东南向西北逐渐增大;断块区地层原油黏度和密度介于南区和S-1区之间,油质由南向北逐渐变重。为明确原油物性差异的地质成因,以油气成藏理论和原油稠化机制为分析手段进行综合研究,认为该油田各区原油物性差异并非是不同油源造成的,并且烃源岩有机成熟度高,原始油品好,形成轻质油藏概率大;而稠油油藏是后期改造作用形成的,同一油源运移距离越远,受到生物降解、水洗等稠化作用越严重,原油密度和黏度容易增大。微生物降解受地层温度、断层活动速率和油水层空间位置关系控制:地层内部温度异常高,不易发生生物降解,原油密度和黏度越小;断层活动速率越低,地层原油黏度和密度越小;油水过渡带范围越大,生物降解程度越大,原油黏度和密度越大。同时,预测斜坡区原油黏度与密度和断块区南部相似,为该区优质储量潜力区。

渤海湾盆地A稠油油田M层油水界面主控因素

A油田位于渤海湾盆地渤中坳陷北部石臼坨凸起西南端,是构造平缓、具有复式鼻状特征的砂岩稠油油藏。多井资料揭示,M层油水界面由东南向西北倾斜上升,高差达5.0~22.0 m;注示踪剂及动态生产资料证实,油水界面差异的井间,储集层具有连通性。据毛细管压力与浮力平衡理论分析认为,连通砂体内部油水界面差异主要受地层原油黏度及储集层物性的控制,地层原油黏度越大,储集层物性越差,则油水界面越高。不同程度的微生物降解,使地层原油黏度由东南向西北逐渐增大;废弃河道沉积和侧积层的发育,使储集层物性由东南向西北逐渐变差,2个因素共同导致了油水界面由东南向西北倾斜上升。