稠油掺热水混输流动特性研究

稠油具有高黏特性,管道输送稠油前需要进行降黏工艺。从稠油掺热水工艺以及油水两相流流变特性两个方面进行了介绍和分析。在稠油掺热水工艺方面,介绍了利用加热后的脱油污水回掺实现降黏输送的方法,其具有节能、经济且可靠的优点。在油水两相流流变特性方面,分析了流变特性中油水反相以及黏度的影响因素,为稠油掺热水集输工艺提供理论支撑。最后,总结出将理论模型研究应用于实际管道输送时,需要根据油田的油品性质和实际运行进行合适的掺水条件修正。

气水两相下降流中泡状流与段塞流转换边界研究

针对塔河油田气水混注驱替“阁楼油”过程中泡状流与段塞流转换边界不清的问题,利用数值模拟方法对气水两相下降流中泡状流与段塞流进行了模拟分析。结果表明:在气相表观流速为0.01~1.00 m/s、液相表观流速为0.03~2.00 m/s、管径为76 mm的模拟条件下,管道中主要为泡状流和段塞流;与模拟结果相比,Barnea、Kokal、薛玉卿模型预测的转换边界偏小,Bhagwat和Yijun模型预测的转换边界偏大;随着气相表观流速增加,泡状流向段塞流转换时所需液量逐渐增大;在低液量条件下,越靠近管道中心,气泡数量越多,空隙率越大;随液量增加,单个小气泡体积减小,气泡在整个管道横截面上分布越均匀。基于漂移模型,考虑气泡群滑脱速度,建立了新的泡状流与段塞流转换边界模型,216组文献数据验证结果显示,新模型准确率为95.37%,准确度较高。建立的泡状流—段塞流转换边界模型,不仅可提高井筒压力、温度模型的计算精度,同时对塔河油田现场注入井井口参数优化、注入设备优选和提高“阁楼油”驱替效率有很好的理论指导意义。

CO_(2)快速吞吐提高页岩油采收率现场试验

页岩油注CO_(2)吞吐提高采收率技术处于探索阶段,目前面临着CO_(2)与页岩储层及流体相互作用机制不明确、数值模拟技术不成熟、缺乏规模注采及低成本回收工艺等技术难题。为探索页岩油注CO_(2)提高采收率主控机理,以苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段页岩油为对象开展了超临界CO_(2)水岩反应实验,分析了高温高压条件下页岩矿物溶蚀作用及其对孔隙度和渗透率的影响,并通过注CO_(2)恒质膨胀实验、最小混相压力测试评价了地层超压条件下注CO_(2)后原油高压物性变化特征,并在此基础上开展考虑多因素数值模拟研究优化了设计注入参数,最终通过矿场试验验证了技术可行性。研究结果表明:(1) CO_(2)水岩反应以碳酸质矿物溶蚀占主导,长英质矿物部分溶解,生成中大孔隙;(2)在地层原油中注入适量的CO_(2),显著萃取了原油中间烃组分,原油黏度从5.151 mPa·s下降到1.250 mPa·s,且CO_(2)首先萃取轻烃组分,随生产时间增加萃取组分逐渐变为重烃;(3)基于人工压裂与天然缝网混合介质组分数模模型,优化设计单井吞吐注气量1.7×10~4 t,注气速度500~600 t/d,焖井时间50 d;(4)低压侧加热的页岩油CO_(2)吞吐地面工艺,可依据CO_(2)注入地面工艺多参数数据模型,实现精准控温,避免注入管线冻堵及井下油管和套管材料低温脆断问题;(5)产出气CO_(2)浓度高于80%时,采用气相回收直注工艺,实现产出气回收成本降至104元/t。结论认为,CO_(2)快速吞吐有效提高了页岩油采收率,形成的机理认识和技术系列可为页岩油注CO_(2)吞吐开发提供参考和借鉴。

油水气混合的数字化微量润滑装置

微量润滑装置对油水气量的准确控制及其雾化效果,将直接影响切削冷却效果,进而影响零件加工质量。为改善微量润滑装置的辅助切削效果,研制了一种具有油水气混合的数字化微量润滑装置,有效改善了润滑油雾喷射的连续性和均匀性。基于微量润滑雾化技术,设计开发了数字化微量润滑装置,搭建铣削工艺实验平台,测试新型微量润滑装置的辅助切削效果。结果表明,所研制的油水气混合的数字化微量润滑装置能够明显提高油雾质量和辅助切削效果。

基于分子动力学仿真的混合油中水分子扩散行为及其介电常数研究

绝缘油是油浸式变压器内绝缘的重要组成部分,其绝缘性能对电力系统的稳定运行至关重要。实验研究表明植物油与矿物油共混可有效提升其绝缘性能,但改性机理尚不明确。该文利用分子动力学研究了植物油、矿物油不同共混比例下油中水分子的扩散行为及其介电常数。结果表明:随着植物油占比增加,水分子的扩散系数逐渐降低,抑制了油中“水桥”的形成,提升了混合油的绝缘性能。水分子与混合油组分分子之间相互作用能与氢键计算结果表明,植物油中强极性基团的引入增大了混合油与水分子的相互作用能与氢键数目,抑制了水分子的热运动,导致其扩散系数降低;而随着植物油占比增加,混合油的静态介电常数显著增大,且随着含水量的提高显著上升,这是由于水分子及植物油中强极性基团的引入增大了混合油中参与极化的粒子数目,导致体系介电常数显著增高。综上所述,强极性基团是影响混合油绝缘性能的重要因素,共混时需综合考虑其对水分子扩散行为的抑制及对介电常数的增大效应,以达到提升混合油绝缘性能的目的。

薄板式静态混合器混合性能数值模拟

薄板式静态混合器内构件简单、通量高、压降低,可以有效降低稀释水掺混能耗。文中以不均匀系数ψ和管路压降Δp作为评价指标,利用CFD(计算流体动力学),对比分析单直管、单顺流羽状管、单逆流羽状管和双顺流羽状管等4种注水方式的混合效果和压降。研究发现,在注水管安装在L/D=5.3处,单管注入时,注水两侧形成的径向二次流强度Se变化缓慢,稳定的涡旋流在混合器内产生混合“死区”,降低了静态混合器的油水混合速度;当ψ降至0.05时,混合距离超过18D。此混合死区解释了单管注入时分散相注入点附近易出现局部高浓度区。双顺流羽状管注入时,对撞水相产生较高径向二次流强度Se,且迅速降低。快速变化的流场显著减少混合距离,与单管注入相比,ψ降至0.05时混合距离减少76.9%,Δp增加1.5%。

钱塘江河口盐官段混合式丁坝修建对水沙及河床影响的实测研究

钱塘江北岸古海塘堤脚加固工程中,辅助围堰施工的临时性管袋黏土混合式丁坝对工程的顺利进行、提高施工效率起着至关重要的作用,然而目前对其周围水沙运动的研究较少,且缺乏相关实测资料。考虑混合式丁坝修建的动态过程,利用无人机拍摄水流视频结合LSPIV(粒子图像测速)处理技术对丁坝修建前、中、后期周围的流场进行分析,并对丁坝附近的地形进行跟踪测量,同时对不同潮差的水流含沙量进行现场测定。结果表明,丁坝具有改变水流方向,减少水流对河岸冲刷的作用,且丁坝越长,挑流作用越明显,为围堰施工提供了较为平缓的水流条件;混合式丁坝对坝后处的促淤效果明显,且坝后地形变化与含沙量密切相关,潮差越大,水体含沙量越高,丁坝后河床淤积幅度越大,有利于提高围堰的施工效率。研究成果对之后相关物理模型和数值模拟的研究提供数据支持。

嗜盐原油降解混合菌处理采出水特性研究

针对高矿化度高硫化物的油田采出水的生物处理,从含油污泥、采出水等样品中经初筛、复筛获得嗜盐原油降解菌14株,选取降解率最高的4株进行复配,构建出嗜盐原油降解混合菌TG-1。16 SrDNA序列分析表明4株菌分别为不动杆菌(Acinetobacter);副蕈状芽胞杆菌(Bacillus paramycoides);芽孢杆菌(Bacillus sp.);肠杆菌(Enterobacter sp.)。考察了TG-1处理采出水性能,发现最适矿化度范围在30 g/L以下,最高耐受硫化物质量浓度可达150 mg/L,原油质量浓度不高于500 mg/L去除效果最好。将TG-1应用于生物接触氧化装置中,在pH值7~8、温度30℃左右、溶解氧4~5 mg/L、水力停留时间为4~12 h以及进水原油质量浓度为10~100 mg/L的条件下,出水原油质量浓度小于15 mg/L,满足克拉玛依油田注水水质标准A2。

沸腾床渣油加氢装置运行及优化

文中结合工业运行数据,研究了影响沸腾床渣油加氢装置长周期稳定运行的因素,并提出优化措施。结果表明,反应沉淀和杂质脱除率对沸腾床渣油加氢装置长周期稳定运行有较大影响。可通过降低转化率和/或减小渣油流量来减少反应沉积,转化率降低1百分点,反应沉积物指数减小0.03百分点;也可通过增加原料中稠环芳烃的比例抑制沥青质析出,进而减少反应沉淀,稠环芳烃掺炼比例多5百分点,反应沉积物指数降低0.02百分点。减小催化剂金属沉积率会使杂质脱除率增加,可采用增加催化剂加排量的方式来减小催化剂金属沉积率,达到增加杂质脱除率的目的。升高反应温度会使杂质脱除率增加,但同时也会使反应沉淀增加。

水电机组水导油槽油混水超标原因分析

高坝洲水电站3号机组在C修后,运行过程中出现水导油槽油混水超标问题,检查发现水导油槽盖板接触式梳齿密封与大轴之间配合不佳、存在较大间隙。进一步观察分析表明,因为间隙使油槽内外空气出现热交换,导致在密封和大轴配合处出现聚集的冷凝水,冷凝水顺着大轴流入油槽内,经过长时间的积累,最终导致油槽油混水超标,通过更换密封、清扫油槽、更换新油等措施,解决了问题。

油气混输工艺在低输量管道安全运行中的优势分析

为了保证华北油田某区块J-S输油管道能够在低输量下安全运行,对比分析油气混输和低含水油输送两种技术方案,优选通过油气混输的运行方式降低J-S输油管道最低启输量和启输温度。通过在J站新建伴生气压缩、注入、放空系统,在S站新建分离、过滤、放空系统,利用两相流在管道中的流动特性,提高管道内介质流速,并将J站富余的伴生气资源通过管输的方式输送至S站。设计采用PIPESIM软件及HYSYS软件进行模拟,计算结果相互验证。该方案不但解决了J-S输油管道低输量下安全运行的问题,同时缓解了J油田与S油田伴生资源分布不均匀的矛盾,降低了油田原油生产成本。

煤化工优质再生水处理工艺优化研究

针对RO+混床工艺处理煤化工优质再生水的周期制水量与处理水库水相比明显偏低,影响回用锅炉补水问题进行了原因分析,并进行了RO+EDI工艺替换RO+混床工艺处理优质再生水的中试研究。试验结果表明:采取RO+EDI工艺处理优质再生水时,再生水回用率可从采用RO+混床工艺的30%提高至100%,产水电导率和硅含量达到相关锅炉进水标准要求,同时吨水产水成本可由1.63元降低至1.02元,工艺优势明显。

探析渣油加氢装置油水乳化的原因及处理措施

针对某炼厂渣油加氢装置反应生成油出现油水乳化的问题,通过两个平行系列进行对比分析,导致油水乳化发生的因素有很多,一旦装置出现油水乳化,会对整个分馏系统造成比较大的波动,严重则会危及装置停工。本文分析了出现油水乳化的原因有原料油的种类及性质、催化剂的活性和运转时长、装置的设计缺陷、循环氢流量、掺渣比等,并给出装置出现乳化后的处理措施,及时进行调整,保证装置的平稳生产。

煤气发电机组高速混床运行周期优化措施

凝结水精处理系统中高速混床运行周期受多方面因素影响,主要有树脂数量、树脂比例、树脂性能以及运行控制等。针对某钢厂亚临界发电机组2台高速混床运行周期相差较大及高速混床运行压差大的问题,通过优化控制程序,改进高速混床内部结构缺陷以及完善运行控制等措施,提升了2#高速混床的周期制水量。

葡西油田油水层识别

葡西油田葡萄花油层以油水同层为主,油水分布复杂,储层类型多样,给测井解释油、水层带来较大难度。测井响应机理研究表明:储层高含泥、高束缚水饱和度和薄层、薄互层是形成低电阻率油层的主要原因;而储层致密、含钙、含残余油是形成高电阻率水层的主要因素;此外,油藏被破坏造成油水呈非均质分布,致使储层产油、产水交替出现。通过储层“四性”(指岩性、物性、含油性、电性)关系研究,应用细分层交会图版法、曲线形态对应性分析方法来综合识别油、水层。经试油、生产动态资料检验,综合解释符合率在85.0%以上。

夹层对底水油藏开发及剩余油分布影响研究

砂岩底水油藏在中国储量丰富,底水油藏开发面临的核心问题是底水锥进,而夹层对抑制底水锥进具有明显效果。由于夹层成因的复杂性,目前夹层研究尚没有统一模式。针对这一问题,提出从夹层分布面积、夹层厚度、夹层渗透率、夹层泥质含量等参数,将夹层归纳为无夹层、渗滤型夹层、小范围不渗透夹层和大范围不渗透夹层4种模式。无夹层模式底水锥进速度快,大范围不渗透夹层模式底水完全被抑制,这两种夹层模式下的油气开发效果较差;渗滤型夹层底水被转化为次生边水和次生底水,小范围不渗透夹层底水转化为次生边水,这两种夹层模式开发效果较好。无夹层模式远离井筒周围分布大量剩余油,可以通过完善井网来提高动用程度;渗滤型夹层开发效果好,剩余油分布很少;小范围不渗透夹层底部形成"屋檐油",顶部形成"屋顶油",这种剩余油可作为后期挖潜的一个方向;大范围不渗透夹层上下邻层均可存在大量的剩余油,是油田开发后期挖潜的重点对象。

凝结水精处理混床周期制水量偏低原因分析及处理

安徽某发电厂不同机组凝结水精处理混床氢型周期制水量存在差异,部分混床制水量明显低于理论值。检查发现精处理混床布水水帽内树脂污堵、阳再生塔内树脂混合不均及树脂在混床内发生二次分层是造成问题的主要原因。通过对再生工艺进行优化调整和阳再生塔顶部排气管道的改造,混床的制水量提高至15万t以上,基本接近理论值。

安塞油田杏河区长6油层组沉积微相研究

目的通过沉积微相研究,为精细油藏描述中“相控建模”和后期数值模拟提供坚实的地质依据。方法运用地质、地球物理(测井)等方法,对安塞杏河区长6油层沉积体系进行了分析。结果首次建立了该区长6沉积相模式,细分出沉积微相,并阐述了各小层沉积微相的时空展布特征;分析了长6油层油水运动规律及其与沉积微相之间的关系,提出了相应的开发调整方案。结论该区为三角洲前缘亚相沉积,包括水下分流河道、河口坝、河道侧翼、分流间湾、水下天然堤和前缘席状砂等6种沉积微相,而且沉积微相与油水运动规律之间有着密不可分的因果联系。

鄂尔多斯盆地致密油层混合水压裂试验

鄂尔多斯盆地长C储层岩性致密、物性差,采用常规工艺增产幅度有限,提高单井产量面临巨大的挑战。针对盆地长C致密储层的地质特征,借鉴国外致密油开发的成功经验,以体积压裂为理念,开展了致密油直井混合水压裂技术试验,取得了阶段性成果。通过对鄂尔多斯盆地致密储层混合水压裂先导试验的分析与总结,进一步探索长庆油田致密储层提高单井产量试验的新思路、新方法,为有效动用盆地致密油提供技术保障。

辽河油田滩海地区低阻油层成因及其精细解释

陈学义 ,魏斌等 .辽河油田滩海地区低阻油层成因及其精细解释 .测井技术 ,2 0 0 0 ,2 4(1) :5 5～ 5 9应用岩心物理实验和试油结果相结合的方法 ,深入分析低电阻率储层所处的地质环境和形成低电阻率油层的成因。低阻油层的成因是受泥浆侵入、低幅度构造、泥质附加导电等多种影响因素所致 ,但在不同地质条件下 ,只有一种或两种因素对低阻油层的形成起主要作用。利用有效的测井解释方法 ,识别低电阻率油层 ,并在辽河油田锦 2 9井区见到了明显的地质应用效果 。