采用标准体积法计量油品应注意的问题及建议

分析了加油站在实行油品体积交接中按标准温度20℃下的体积计量,而在油品销售中按实际温度下的体积计量,由于实际发油温度与标准温度不一致,使油品体积不一致,造成加油站油品数量的虚假盈亏,不利于加油站的数质量管理。通过对问题的分析,提出将这一温度差△t和体积修正系数VCF纳入计量管理范围,把销售体积Vt加上体积修正量(1-VCF)×Vt一起计入应存数量,就可较好地解决加油站油品盈亏的问题。     

油库和加油站实行油品以体积为单位计量交接的尝试

介绍了中国石油甘肃销售分公司实行油品以体积单位(升)为销售计量单位的做法：油库油品接卸和储存过程的计量仍按质量为单位，加油站油品数量管理全部采取“升进升出”，而油库、加油站销售核算统一由经营销售部、加油站管理部用规定密度换算为质量单位。     

对目前加油站油品交接计量体制的调查与建议

建立科学统一的加油站计量管理体制，可使加油站的数量管理工作更加规范化，而且能够及时发现和处理进，锁，存过程中的各种问题，从而有效地堵塞加油站油品运销过程中的管理漏洞。     

对加油站计理管理体制改进的建议

讨论了现行加油站计量管理的现状与缺陷，提出了关于改进现行加油站计量管理 的建议。     

温度补偿对成品油零售环节计量管理的作用

在加油站零售计量交接过程中，由于受到温差的影响。在加油站损耗管理中表现为零售损耗偏大。采取温度补偿是减少零售损耗、加强成品油零售环节计量管理的方法之一。     

加油站如何避免计量投诉

近期，在本刊编辑走访加油站的过程当中，一些加油员和油站经理反馈：每年临近“3·15”前夕，质量技术监督部门和工商部门的联合检查较多，同时顾客投诉加油站计量事件增多，影响加油站正常运转，也影响了企业形象。为此本刊通过了解其他石油公司的“3·15”活动后，总结出避免顾客计量投诉一些方法。     

对加油站计量管理体制改进的建议

讨论了现行加油站计量管理的现状与缺陷,提出了关于改进现行加油站计量管理的建议。     

浅析中国石化加油站油品交接计量体制

分析比较了石化系统加油站油品交接的2种计量体制（即以商业质量为基础的油品交接计量体制和以体积为基础的油品交接计量体制）的利弊，就建立科学统一的加油站计量管理体制提出建议。     

加油站油品用体积交接存在的问题及建议

叙述了目前加油站在实行按任意温度下的体积交接，由于未考虑油品体积随温度、压力、密度的变化，出现了零售损耗很大的问题。建议加油站在现阶段采用“准标准体积”交接；在由体积转换为质量计算加油站损溢时，使用油库当月发出的平均密度；当财会核销损溢时，不使用盘存的体积和固定密度进行计算的方法，而使用实际盘点的质量数，以真实反映加油站的当期损溢。     

加油站油品盈亏分析

加油站油品的盈亏是加油站计量管理的一项重要内容。拟对影响加油站油品盈亏的各相关因素进行分析，并根据不同情况提出相应解决、改进办法，力求达到加油站油品计量的科学、准确、精细、实时。     

采用CT技术研究岩心剩余油微观赋存状态

油层孔隙中剩余油的微观赋存状态是指导剩余油挖潜的重要依据。借助CT微观驱替实验系统,获得了水驱不同驱替时刻岩心模型的CT扫描图像,利用图像处理技术实现了岩心模型图像信息向三维数据体的转化。在此基础上提取剩余油的信息,提出了剩余油块数、平均体积、接触面积比、形状因子等指标对孔隙尺度下剩余油的微观赋存量、赋存位置及赋存形态进行定量表征。实验结果表明：随着驱替的进行,岩心模型中剩余油块数增多、平均体积减小,尺寸小于20倍平均孔隙体积的剩余油在数量上占绝对优势,该类剩余油所占的体积比例逐渐增大;剩余油逐渐从岩石表面剥落下来,水驱至残余油时刻水湿岩心中仍有约1/3的剩余油与岩石表面接触;剩余油形态由网络状向其他类型转化,驱替至残余油时刻以网络状和多孔状为主,结构相对复杂的网络状及多孔状剩余油是注水开发后期的主要挖潜对象。     

An interative procedure to determine depth and time of primary oil migration and expulsion efficiency of source rocks

This study seeks to propose an iterative procedure for estimating time and depth of primary oil migration and expulsion efficiency of a source rock. The procedure is based on two assumptions: (a) oil moves out of the source rock as a separate phase; and (b) oil migration does not start until residual oil saturation is reached. Oil saturation increases with oil generation and porosity reduction during burial. Changes in total volume, pore and oil volumes by oil generation and compaction are calculated at discrete time steps. Oil expulsion begins when oil saturation reaches residual oil saturation and relative permeability of oil rises above zero. The volume of oil expulsion can also be calculated iteratively after oil migration starts. The difference between oil generation and residual oil gives the volume of oil expulsion at each time step. The mass ratio of oil expelled to total oil that is generated provides the expulsion efficiency of the source rock.     

Variation of Crude Oil Physical Properties and Oil Recovery of Natural Gas Flood Under Different Pressures

For the gas flood process, crude oil physical properties including oil volume and viscosity would be greatly changed resulting from gas solution and extraction. First, solubility of natural gas in oil and brine was measured and compared. Meanwhile, the resulting oil expansion and viscosity reduction were experimentally tested. Second, oil viscosity increase due to extraction was studied by extraction experiments. Finally, oil recovery of natural gas and propane-enriched natural gas flood was studied under different pressures. Results show that solubility of natural gas in oil is dozens of times of that in brine. Variation of crude oil physical properties during natural gas injection mainly includes the remarkable volume expansion and viscosity reduction caused by gas dissolution into oil, and the oil volume shrinkage and viscosity increase caused by extraction are not so significant. The oil recovery of natural gas flood grows linearly with increased injection pressure and gas solubility in oil, but is still less than 90% even at 55 MPa, which indicates immiscible flood at 55 MPa. Addition of propane to natural gas is proved to be helpful for enhancing oil recovery and achieving miscibility.     

不同时机聚驱剩余油分布规律研究

通过物理模拟实验和微观可视化实验,研究了不同时机聚驱时剩余油的分布规律及其成因。实验结果表明,早期注聚能够有效降低注入端附近剩余油饱和度,残余油体积细小,分布分散;后期注聚能够降低远离注入端的中后区域剩余油饱和度,残余油体积较大,分布相对集中,整体驱替效果不如早期注聚。     

一种定量描述储层剩余油的新方法

剩余油描述是剩余油研究的核心和难点,多数剩余油描述的方法都停留在定性描述上,对于定量描述剩余油的研究相对较少。通过引入参数“剩余油量”来定量描述剩余油,给出了单井控制剩余油量的计算公式及其解法。通过计算某区块的剩余油量,描述了该区块的剩余油分布,对单井控制的剩余油量作等值线图,并将剩余油量直观地展现在平面图上。研究认为：“剩余油量”不仅能够描述剩余油的详细分布情况,还能够获得不同区块剩余量大小,为油田剩余油挖潜和生产调整提供参考意见。“剩余油量”在剩余油研究中将起到较为重要的作用。     

可动凝胶深部调驱动态预测方法研究

针对目前只能借助于数值模拟才能进行可动凝胶深部调驱动态预测的问题,依据水驱动态预测方法,结合可动凝胶深部调驱的作用机理,采用体积加权法校正驱替体系地下的等效粘度,并根据残余阻力系数校正地层的非均质性,建立了可动凝胶深部调驱的动态预测模型.该模型可用于预测可动凝胶深部调驱的含水率、产油量、产水量等指标的变化规律,还可预测其提高采收率幅度和增油降水等指标,为可动凝胶深部调驱方案设计和效果预测提供了依据.另外,对模型的参数进行了敏感性分析,对一个实际井组的调驱效果进行了测试.     

上流式加氢反应器内连续液相的控制方法

以柴油加氢精制装置多种工况的基本数据为计算基础,考察上流式反应器内液相体积分率的变化规律以及相关操作参数对液相体积分率的影响。结果表明,在上流式反应器内从催化剂床层入口到出口是液相体积分率逐渐增加的过程,操作压力、操作温度和补充氢的组成对反应器内液相体积分率的影响很小,但循环比和注氢方式对其影响较大,液相体积分率随循环比的增加而增加,多点注氢方式可以提高催化剂床层的液相体积分率。反应器出口液相体积分率可以通过数学关联公式预测,以实现连续液相加氢生产的自动控制。     

利用就地CO2技术提高原油采收率

针对CO₂的气源、腐蚀等问题,提出了就地CO₂提高原油采收率技术。利用可视微观模型,对就地CO₂技术的作用机理进行了研究。在油藏条件下,通过实验对CO₂在地层中的产生及气量进行了确定,并研究了对其反应速度进行控制的方法。同时,对就地CO₂技术的性能(原油膨胀能力、原油降粘能力、结垢、地层伤害)及驱油效率进行了评价。实验结果表明,在油藏条件下,利用就地CO₂技术能够生成充足的气体,能膨胀原油体积及降低原油粘度,取得良好的驱油效果。当温度为70℃、压力为6MPa、原油粘度为12 904.1mPa·s时,就地CO₂技术可以使原油体积膨胀32.5%,使原油粘度降低52.69%,能够提高原油采收率6.4%-17.06%。同时,就地CO₂技术对地层不会造成伤害。该技术已经在现场实施并取得较好效益。     

A study of different fluid droplets impacting on a liquid film

Knowledge of droplet dynamics provides the basis of predicting pressure drops, holdups and corrosion inhibitor distribution in multiphase flow. Droplet size and its distribution also determine the separation efficiency between different phases. Experimental observations were conducted for droplet impingements with different fluids, droplet sizes and velocities, and film thicknesses. The observed transition boundaries were compared with the models developed by different authors. For impingement on a deep pool surface, the Marengo and Tropea correlation for splashing does not agree with the experimental results in this study. The Bai and Gosman critical Weber number for bouncing agrees with the water results but not the oil results. Three new correlations for transition boundaries between bouncing, coalescence, jetting and splashing were proposed and compared with the experimental observations.