Corrosion Behavior of Pipeline Steel in Oilfield Produced Water under Dynamic Corrosion System

In order to predict the corrosion trendency of X100 pipeline steel in flowing oilfield produced water,the effect of flow rate on the corrosion behavior of X100 pipeline steel was studied under general dynamic condition and simulated real working condition at the flow rate of 0.2,0.4,and 0.6 m·s^(-1).Potentiodynamic polarization curves and electrochemical impedance spectroscopy were used to study the corrosion behavior of X100 steel.Energy dispersive spectroscopy,X-ray diffraction and scanning electron microscopy were used to analyze corrosion product composition and micromorphology.The experimental results show that the corrosion is more serious under simulated real working conditions than that under the general dynamic conditions.In any case the corrosion current density increases with the increase of the flow rate,and the total impedance value decreases.The corrosion products include Fe_(3)O_(4),Fe_(2)O_(3),and FeOOH.The mass transfer and electrochemistry were simulated by flow coupled in COMSOL software.The multiphysical field coupling simulation results are closer to the engineering practice than the single flow field simulation,and similar results from the experiments were obtained.Both experimental and simulation results reveal that the higher flow rate is,the more serious corrosion appear and the more corrosion products accumulate.By combining experimental and COMSOL simulation data,the corrosion process model of X100 steel was proposed.

适应锅炉调峰运行的水冷壁高温腐蚀预测模型

随着可再生能源大规模并网,传统火电机组作为调配能源的地位显著增强,这对锅炉灵活调峰运行的安全稳定性提出了更高要求。本文耦合烟气侧与工质侧传热,结合管壁温计算,形成水冷壁壁温分布耦合计算方法。同时,建立了用于确定还原性气氛下的燃料硫释放以及含硫组分的相互转化过程的SO_(x)生成模型。综合炉膛数值模拟、水冷壁壁温耦合计算以及包含时间维度的管壁高温腐蚀模型,提出了一种适应锅炉调峰运行的水冷壁高温腐蚀预测模型并基于Matlab GUI开发了对应软件。选取一台超临界600MW四角切圆燃煤锅炉为研究对象,结果表明:采用壁温耦合计算模型和SO_(x)生成模型得到水冷壁的壁温分布和近壁面H_(2)S浓度分布准确度高,为水冷壁高温腐蚀的准确预测提供了良好基础。不同负荷下水冷壁高温腐蚀特征存在差异,壁面腐蚀程度整体上随负荷降低而降低。100%BMCR与75%THA负荷下前墙水冷壁燃烧器与SOFA之间的区域腐蚀最为严重,最大年腐蚀深度分别为276μm和233μm;50%THA与35%BMCR负荷下高温腐蚀深度在燃烧器区域的上部迅速增加至最大值,分别为224μm和256μm。多工况运行水冷壁高温腐蚀状态表现为各工况腐蚀状态的时空叠加。运用水冷壁高温腐蚀预测模型可实现通过锅炉运行参数和运行时间预测多工况下水冷壁高温腐蚀状态程度的时空分布。

胜利油田油藏数值模拟技术新进展及发展方向

油藏数值模拟技术是油藏分析的重要手段,是油田开发人员编制开发方案、开展动态跟踪调整、进行提高油藏采收率研究等工作的有力工具。为明确胜利油田油藏数值模拟技术的未来发展方向,回顾了胜利油田60年以来油藏数值模拟应用技术和自主知识产权软件研发的发展历程,着重总结了“十三五”以来适配油田当前地质及开发特征的特高含水期精细油藏描述、低渗透油藏压驱开发、非均相复合驱、稠油油藏多元热复合驱、CO_(2)高压混相驱、页岩油大规模压裂整体开发等多个领域的数值模拟应用技术创新性进展;介绍了涵盖水驱、化学驱、微观、智能模拟等不同方向的多款胜利特色油藏数值模拟软件的研发及应用情况。最后指出在当前胜利油田的开发形势下,油藏数值模拟在精细程度、规模、效率和协作方式等方面面临着更大的挑战,油藏数值模拟需要进一步向一体化、并行化、智能化方向发展,为胜利油田开发提质增效提供技术支撑。

轮式动态模拟仪在高含水期原油不加热集输中的应用

随着不断深入开发,油田集油管线内产液的流变性逐渐转变为高含水期“水包油”为主的流态,因而管道内的流动条件得以改善。通过前期开展的季节性停掺冷输试验证实,高含水期集输进站温度可以接近凝固点甚至低于凝固点。因此提出利用临界粘壁温度作为采油井不加热集输边界条件,并利用轮式动态模拟分析仪测试单井临界粘壁温度,指导采油井平稳集输,应用后实现措施节气219.6×10^(4)m^(3),节电73.4×10^(4)kWh。

密闭空间内高压过冷水射流冲击高温铅铋熔池能质传输数值模拟研究

蒸汽发生器传热管破裂(SGTR)事故是铅铋冷却快堆(LFR)最为严重的设计基准事故之一,将导致二回路高压过冷水通过管道破口高速射流注入一回路高温液态铅铋(LBE),强烈的相间热质传输可能引发蒸汽爆炸,严重威胁堆芯结构的完整性。为了揭示SGTR事故现象机理,本文基于VOF多相流模型、LES湍流模型和Lee相变模型,考虑容器内覆盖气体层作用,建立了密闭空间内高压过冷水射流冲击高温LBE多相流动与瞬态传热传质过程的三维数值计算模型,重点分析了过冷水温度及入口压力对射流发展和射流周围环境(即覆盖气体层和LBE区域)的影响。结果表明,典型的射流按相态可分为4个区域,即水-蒸汽过渡区、多相流区、末端水相区和蒸汽斑块区。射流沸腾主要发生在射流中心区域和两侧的相界面上,相变产生的蒸汽夹带残余水相沿着界面从射流的末端向顶部迁移,计算工况下最大沸腾速率通常在喷管出口处,为7090 kg/(m^(3)·s)。覆盖气体层和LBE区压力与过冷水温度和入口压力均呈正相关,LBE区压力会随着射流发展逐渐增加,同时蒸汽的迁移可能引起LBE区压力发生波动,在4.4 ms时间内在覆盖气体层和LBE区获得的最大压力分别为0.157 MPa和0.351 MPa。本文结果揭示了射流沸腾机理与压力演化特性,为铅铋冷却快堆SGTR事故系统安全评估提供了理论支撑。

高温超稠油采出水的电絮凝实验及机理分析

采用电絮凝技术处理高温超稠油采出水,考察了反应时间、电流密度和极板间距对电絮凝处理效果的影响,通过响应面法对电絮凝处理超稠油采出水工艺条件进行了优化,并对电絮凝过程净化机理和电极钝化的影响因素进行了研究。研究表明,电絮凝技术能有效去除高温超稠油采出水中的油、COD和SiO_(2),反应时间对COD和SiO_(2)去除率影响极显著。当反应时间为27.2 min,电流密度为8.6 mA/cm2,极板间距为1.8 cm时,COD和SiO_(2)去除率分别为81.0%和100%。电絮凝对采出水起净化作用的是铝离子与OH-结合生成的多核羟基铝络合物胶体。采出水中Cl-含量的增加使铝板的钝化程度略有减弱,而SO42-和HCO3-含量的增加使铝板的钝化程度增加;当采出水呈中性时,铝板的钝化程度最高。

寒冷地区特高拱坝混凝土最高温度控制研究:以东庄拱坝为例

【目的】东庄特高拱坝位于北方寒冷地区,与国内其他已建200 m以上特高拱坝主要位于西南气候温和地区存在明显差异,混凝土温度控制难度大。为保证工程建设安全的前提下满足进度和质量要求,【方法】针对东庄大坝建设期夏季和冬季不同季节的控制最高温度标准,基于现场环境气温特性,建立有限元仿真分析模型,采用施工过程仿真技术对东庄拱坝不同冷却龄期、不同基础温差条件下的混凝土温度应力进行研究,将现场监测分析结果与仿真分析规律进行对比分析,提出了相应的最高温度控制建议。【结果】结果显示:为保障拱坝混凝土应力安全,最高温度不应高于26℃;为保障拱坝横缝可灌性,最高温度不应低于20℃。缝开度和温控防裂是一个需要协调的关系,基础温差增大,相应地,温度应力增大、开缝宽度变大、温控措施压力增大;基础温差降低,相应地,应力减小、开缝宽度降低、温控措施压力变小,但是存在缝开度不满足要求的风险,尤其在寒冷地区冬季施工最高温度较低,最终导致缝开度较小无法实现接缝灌浆工作。【结论】综合考虑以上两方面影响因素,给出了大坝混凝土最高温度控制的上限值和下限值,区间范围内最高温度的控制即可以满足接缝灌浆和防裂目的。计算成果可为拱坝施工过程的接缝灌浆温控方案调整提供技术支撑。

CO_(2)压裂页岩油产出水中腐蚀性细菌特征及菌群多样性

采用水力压裂的页岩气田整个生产周期内的产出水普遍含大量硫酸盐还原菌(sulfate-reducing bacteria,SRB)、腐生菌(total general bacteria,TGB)和铁细菌(iron bacteria,IB)腐蚀性细菌。采用CO_(2)与水力压裂交替的CO_(2)压裂技术是现阶段页岩油开发最有前景的技术之一,页岩油产出水中SRB、TGB和IB细菌特征及菌群的多样性研究鲜有报道。采用绝迹稀释法和高通量测序技术研究了某页岩油田配置压裂液的河水、压裂液、投产0.67~76 d产出水中SRB、TGB和IB腐蚀性细菌变化规律、腐蚀性细菌对CO_(2)和井下高温环境的适应性,及细菌群落多样性的变化特征。结果表明:页岩油环境的SRB、TGB及IB细菌主要在压裂及生产初期存在(10~3~10~7个/mL),在投产47 d后,细菌含量明显降低。SRB、TGB及IB对压裂期间注入的CO_(2)的敏感性不同,CO_(2)抑制SRB、TGB的生长,促进IB的生长。在150℃,2 MPa环境中暴露10 h后,SRB、TGB和IB细菌的死亡率达99.9%。投产1 d内的产出水中的细菌主要为压裂过程引入的外源细菌。随投产时间延长,压裂过程引入的外源细菌对地层微生物菌群的影响有所降低,且产出水的细菌多样性显著增加。投产0.67 d和1 d产出水的Shannon指数分别为2.4和2.2;投产47 d和76 d后,Shannon指数增加至7.7和7.4。细菌群落结构随投产时间发生了显著变化,压裂液及投产后0.67~76 d的产出水中变形菌门(20%~97%)为优势类群;投产47 d及76 d的产出水中的厚壁菌门、酸杆菌门、放线菌门、拟杆菌门、绿弯菌门的相对丰度较高。页岩油井产出水中还存在潜在石油类降解菌芽孢杆菌纲、假单胞菌属、嗜冷杆菌属、海杆菌属等。

碳钢在CO_(2)/H_(2)S共存体系下油田采出水中的腐蚀行为研究

CO_(2)、H_(2)S和高矿化度是油田采出水中3种常见的腐蚀因素,当3种腐蚀因素同时存在时,腐蚀行为远比CO_(2)、H_(2)S和高矿化度单独作用时复杂。利用反应釜模拟高矿化度采出水同时存在CO_(2)和H_(2)S的实际工况,研究了CO_(2)分压分别为0.15,0.75,1.5 MPa,H_(2)S分压为0.00015 MPa,温度为50,60,70℃条件下,20G、L245N和L360Q三种碳钢的腐蚀行为。结果表明,3种碳钢在CO_(2)/H_(2)S共存的油田高矿化度采出水体系中均腐蚀严重,在液相中比在气相中腐蚀更为严重,最大腐蚀速率达到3.4 mm/a,随着腐蚀时间的延长,腐蚀速率整体呈现波动性下降的趋势;随实验温度的提高其腐蚀速率呈总体增大趋势;在3种分压条件下,腐蚀速率随CO_(2)分压增加先增大后减小,在分压0.75 MPa时腐蚀速率最大;3种材质腐蚀速率大小顺序为L245N>L360Q>20G,则耐蚀顺序为20G>L360Q>L245N。

基于数学物理模拟和高温测速的拉速对吹氩结晶器流场行为的影响

通过结晶器的流场优化可以降低连铸坯的炼钢缺陷,从而提高汽车外板的表面质量。结合数值模拟、水模拟和高温定量测速3种手段研究了拉速对结晶器流场的影响。研究结果表明,随着拉速提高,结晶器1/4宽度附近的表面流速增大,数值模拟、水模拟和高温定量测速的结果吻合良好。在结晶器断面尺寸为1190 mm×230 mm,氩气流量为8 L/min,水口浸入深度为170 mm时,随着拉速从1.2 m/min增加至1.3、1.4、1.5、1.6 m/min,结晶器流场的流动形态均为双循环流,结晶器窄面附近和1/4宽度附近的钢液从窄面向水口方向流动,水口附近的钢液从水口向外流动。随着拉速增大,窄面附近和1/4宽度附近的表面流速逐渐增大,水口附近的表面流速逐渐减小。此外,窄面附近和1/4宽度附近的液面波动都逐渐增大,容易形成气泡卷渣。因此应根据连铸生产中汽车外板的质量要求,将拉速控制在一个合理的范围内。

高含水油田油井常温输送节能技术研究

为降低高含水油田集输系统的单位能耗,提高能量利用率。以某油田典型油井为研究对象,在现场停止掺水或伴热流程,观察温度、压力、流型与原油黏壁现象之间的关系,并对黏壁起始温度与原油凝点、含水率、剪切应力之间的关系进行了非线性回归,针对图版工具在现场对集输工艺进行优化。结果表明,产液量越大、含水率越高,油井实现常温输送的可能性越大;该油田原37口油井采用的三管伴热工艺被取消,双管掺水和环状掺水工艺的掺水量均有所降低,平均吨液耗电量下降至2.5 kWh,吨液耗气量下降至5.7 m^(3),每年可减少运行费用4824万元。

低温输送管道稠油的黏附机理

为从微观角度揭示高含水稠油低温输送黏附机理,以分子动力学模拟为主要方法,从稠油/水/管壁体系的界面特性、扩散性能、组分与特征结构分布以及胶质沥青质协同作用等角度出发,研究了该体系的黏附作用机理。结果表明,体系的界面特性显著影响稠油黏附作用,且与沥青质含量之间存在正相关关系,同时体系中的范德华引力相互作用是影响稠油黏附的主要作用之一。结果发现沥青质和胶质分子主要分布在油水界面和油/管壁界面附近,而正庚烷和甲苯分子分布在油滴的疏水内部,这是由于胶质沥青质分子存在强极性所导致的。沥青质分子中含有O原子的官能团优先分布在油水界面,通过与水分子结成氢键防止水分子向管壁运动并与烃类混合物分子产生竞争黏附;含有N原子和S原子的官能团在油滴和管壁之间的黏附作用中出现优先接触黏附的现象,对稠油黏附层起到“衔接与桥梁”的作用;C_(5)长侧链会抑制胶质和沥青质分子向油水和油/壁界面的运移,削弱稠油的黏附强度。在胶质沥青质协同作用中,沥青质含量超过8wt%时,胶质分子的增溶效应被抑制,体系中逐渐形成沥青质多聚体,促进稠油黏附现象的发生,危害集输管道安全平稳运行。可见高含水稠油低温输送黏附机理是由低温下的范德华引力为主导,胶质沥青质等极性大分子的杂原子官能团优先与管壁接触黏附现象为桥梁,沥青质聚集效应和胶质增溶效应为协同作用的复杂相互作用机理。

塔里木油田富源井区深井超深井抗240℃高温钻井液体系研究

深井超深井的勘探开发已逐渐成为油气开发的主要对象,钻井液是深层超深层钻完井工程的核心技术,是钻井成功的关键之一。本文通过分析塔科1井的技术难点,对水基钻井液的降滤失剂、沥青封堵剂、抗高温抑制剂以及抗高温颗粒封堵剂进行了优选,形成了一套抗240℃高温的水基钻井液体系;并对钻井液体系进行评价。实验结果表明,钻井液体系在240℃高温下具有良好的流变性和降滤失剂性能,满足塔里木油田深井超深的钻井需求。

特高含水油藏剩余油分布特征与提高采收率新技术

渤海湾盆地胜利油区经过60多年开发,整装、断块油藏已处于特高含水开发阶段,含水率超过90%,稠油油藏进入高轮次吞吐开发阶段,整体采出程度不到40%,仍有大幅度提高采收率的潜力,需要攻关进一步提高采收率技术。针对整装油藏特高含水后期高耗水层带发育、低效水循环严重,断块油藏剩余油分布差异大、有效动用难度大,深层、薄层超稠油注汽难、热损失大,有碱复合驱油体系结垢严重,聚合物驱后油藏动态非均质性更强、剩余油更加分散以及特高含水后期套损井多、出砂加剧、精细分层注采要求高等难题,明确地质及剩余油分布特征,深化驱油机制认识,围绕整装油藏经济有效开发、断块油藏高效均衡开发、稠油油藏转方式开发、高温高盐油藏化学驱开发开展技术攻关,形成整装油藏精细流场调控技术、复杂断块油藏立体开发技术、稠油油藏热复合驱提高采收率技术、高温高盐油藏化学驱技术、特高含水期主导采油工程技术等特高含水油田提高采收率技术系列,开辟先导试验区,取得显著开发效果,实现工业化应用,支撑胜利油区持续稳产。

南海某深水高温高压气井SS-15型井口头系统薄弱点安全评价

为应对深水高温高压气井生产过程中井口系统复杂性、井口抬升等对整个井口系统完整性的破坏情况,研究环空压力、上顶力、温度、产量对井口头系统薄弱点的影响。基于数值模拟方法建立井口系统有限元力学模型,分析在不同环空压力与上顶力条件下,井口系统各部件的应力大小变化情况,为井口系统薄弱点位置的确定提供理论依据,进而提出深水高温高压井井口系统完整性的管控图版及方法。研究结果表明:环空密封本体与套管挂、锁环与限位槽的接触部位是薄弱点;同一环空压力下,上顶力越大,套管挂等效应力与锁环变形量越大;当上顶力超过700 t时,不论环空压力是否存在,均达到井口系统薄弱点屈服强度。因此,深水高温高压油气井应制定合理生产制度或管理措施,研究结果对保障井口系统完整性,降低深水高温高压井生产阶段风险具有一定参考意义。

高含水老油田剩余油再富集质量评价及影响因素

中国陆上老油田大部分已进入高含水期,基于矿场实践经验,部分油井经过一段时间关井后,含水率明显降低,剩余油在局部的再富集是造成这一现象的主要原因。水驱后剩余油在重力和毛细管力的作用下向油藏低势闭合区的再富集是影响剩余油再分布的重要因素之一。通过含水率分级与分流量曲线建立水驱油藏含水饱和度分级标准,并以此为依据构建剩余油再富集程度指数和动用潜力指数,从富集程度和动用潜力2个角度对剩余油再富集过程进行表征和评价,并基于实验室尺度物理模拟实验考虑重力、水动力2个主导条件,分析不同影响因素下的剩余油再富集效果。研究结果表明:在重力主导条件下,剩余油再富集主要发生在油藏上部及隔层下部,高压力梯度时再富集效果更好;而在水动力主导条件下,高压力梯度对于剩余油再富集有促进作用,距离构造顶部的距离越大,剩余油再富集空间越大,采收率更高。

吸收式制冷系统应用于高温热害隧道降温的理论分析研究

为解决高地温隧道施工过程中出现的热害问题,利用隧道施工过程中出现的高温涌水作为吸收式制冷系统的热源,驱动溴化锂吸收式制冷机组工作产生冷冻水,通过空冷器释放冷量,作为隧道施工降温辅助措施。提出一个新的热害资源利用方法——利用高温涌水驱动吸收式制冷循环并服务于自身隧道降温,该方法适用于施工过程中遭遇高水温的隧道。基于能量守恒和质量守恒原理对循环的各个部件建立热力学模型,借助EES数值模拟平台对单效溴化锂吸收式制冷循环和2级溴化锂吸收式制冷循环的运行性能进行计算和分析。结果表明:1)当蒸发温度为5℃时,可以利用60℃以上的隧道涌水作为热源驱动吸收式制冷系统。2)提高蒸发温度、降低冷凝温度,系统能够在更低的热源温度下启动,从而能够利用温度更低的隧道涌水作为热源驱动吸收式制冷系统。3)当蒸发温度提高至15℃时,可以利用50℃以上的隧道涌水作为热源驱动吸收式制冷系统,从理论上分析了隧道高温涌水作为热源驱动溴化锂吸收式制冷系统的可行性。4)根据隧道涌水温度能够匹配对应的吸收式制冷系统,当隧道涌水温度在50~63℃时,可以采用2级溴化锂吸收式制冷系统;当隧道涌水温度在63℃以上时,可以采用单效溴化锂吸收式制冷系统。

热害矿井巷道围岩冷水截流降温技术

为了缓解矿井热害问题,提出了向巷道围岩中置入冷水管,通过冷水管截流高温的方法来降低围岩温度。根据相似性原理搭建了高温围岩冷水截流降温实验系统,改变冷水流速、通入时长和围岩温度等进行实验;结合COMSOL模拟分析了冷水管不同管径、不同间距布局对巷道围岩冷水截流降温效果的影响。结果表明:其他条件不变时,围岩降温幅度随着冷水流速,通入时长以及围岩与冷水的温差的增大而增大;模拟实际巷道围岩冷水截流降温,在冷水管管径为10 cm,竖直方向间距为2.5 m时,降温后巷道壁面的平均温度为23.4℃。

中温供水大温差集中空调系统能效分析

为了研究基于新型中温供水大温差空调末端的超高效空调系统的运行能效及经济性优势,本文首先介绍了中温供水大温差超高效空调系统逐时仿真流程,然后基于一个典型工程案例,分别设立常规空调系统方案、中温供水空调系统和中温供水大温差空调系统方案对其进行全年逐时能耗仿真。结果表明:中温供水大温差空调系统(方案5)制冷机房能效可达7.20,相比常规全定频(方案1)提升107%;相对于传统方案,中温供水大温差系统初投资仅增加18.4%,在2~3年内即可回收。

海上底水稠油油藏水平井堵水与低温热化学吞吐复合增效应用

渤海W油田P井区为强底水稠油油藏,具有埋藏深、储层厚度大、地层原油黏度高,储层物性好等特点,投产初期采用冷采开发,出现含水上升快、产量递减大等特征,开发效果差。为了改善油田开发现状,结合水平井冷采井筒条件,提出了堵水体系、化学增效剂和低温热水的复合吞吐方法,并利用三维物模装置开展不同堵水体系及化学药剂复合吞吐的实验。实验表明,氮气泡沫+热水+降黏剂复合吞吐控水增油效果最好,提高采出程度23.52%,且先注堵水药剂再注热水+降黏剂的段塞组合顺序效果更好。结合室内实验和数值模拟研究,优选P3H井开展氮气泡沫-低温热水-降黏剂复合吞吐先导试验,措施后含水率从91.80%降低至5.53%,高峰日产油量为措施前的5倍,有效期达105 d,单次措施累计增油3852 t,措施效果较好。该项技术为海上深层底水普通稠油油藏改善开发效果提供了一种新的技术方法,也为海上类似稠油油田提供一定的借鉴。