考虑热固耦合作用的高温高压井井筒完整性分析

以高温高压井套管-水泥环-地层为研究对象,建立套管-水泥环-地层组合系统的热固耦合模型,结合边界条件和连续条件,得到相应的应力解析解,并与有限元结果进行对比,验证了解析方法的计算精度.通过分析热固耦合作用下的解析解和不考虑热载荷的解析解,发现热载荷对整体等效应力的影响较大.采用Mises、Drucker-Prager及Mohr-Coulomb屈服准则定义失效系数评价套管-水泥环-地层组合系统的井筒完整性.讨论了水泥环弹性模量、泊松比、非均匀地应力系数、地层温度、套管内压等参数对套管内壁、水泥环内壁及第一、二胶结面失效系数的影响.上述因素对套管内壁、水泥环内壁及第一、二胶结面失效系数均有影响;第一胶结面失效系数较高,对井筒完整性影响较大.      

Ⅳ型储氢气瓶塑料内胆氢渗透特性及失效分析研究进展

综述了材料微观结构和外部环境对Ⅳ型气瓶塑料内胆氢渗透特性的影响,归纳总结了聚合物内胆的氢渗透机理;详细分析了内胆屈曲塌陷和屈服起泡的相关研究进展;指出了目前国内外研究存在的不足,并对未来的研究方向作出展望。     

EVA/纳米蒙脱土复合降凝剂对长庆含蜡原油的作用规律

利用纳米蒙脱土(MMT)特殊的带电性,使用含长烷基侧链的季铵盐对其插层改性得到有机改性蒙脱土(O-MMT)。采用熔融共混法制备O-MMT与EVA(聚乙烯醋酸乙烯酯)降凝剂的复合产物EVA/O-MMT,以国内典型含蜡长庆原油为研究对象,通过流变实验从宏观上评价EVA/O-MMT对长庆油的作用效果,并与EVA降凝剂进行对比,利用DSC和偏光显微镜考察加剂前后原油的结晶特性和蜡晶形貌的变化。结果表明:与纯EVA降凝剂相比较,EVA/O-MMT在最优加剂浓度50 mg·kg^-1下使长庆原油胶凝点、黏度、屈服值进一步降低(胶凝点降低2.5℃,5℃下的平均降黏率为25%,3℃下的屈服值下降55.5 %),从而大幅改善长庆原油的低温流变性。DSC放热特性表明O-MMT的引入可以提升EVA的初始结晶温度,拓宽EVA结晶放热区间,降低原油析蜡点。显微结果表明添加EVA/O-MMT的原油在低温下蜡晶结构更致密。     

三乙醇胺与烯胺混合胺液脱碳性能及配比优选实验研究

胺法脱碳以其脱除效果好、能耗低等优点在天然气预处理中得到广泛应用。目前国内外普遍采用以甲基二乙醇胺为主体的复配胺液为吸收剂,为适应寻找经济、高效的新型吸收剂的需求,本文选取同为叔胺的三乙醇胺(TEA)为主体进行实验研究,在TEA反应机理的研究基础上,添加二乙烯三胺/三乙烯四胺(DETA/TETA)进行混合胺液的吸收解吸性能分析,对比优选出综合表现较好的混合胺液,考察其不同配比下吸收、解吸及贴近实际生产的循环利用效果,完成配比优选研究。结果表明:添加烯胺后,可大大提高吸收性能,但会降低解吸效果;TEA+DETA吸收和解吸性能优于TEA+TETA;TEA+DETA的优选配比为2.0/1.0和2.4/0.6;经循环实验验证,2mol/L TEA+1mol/L DETA综合效果最佳。     

三乙醇胺+哌嗪混合胺液的脱碳性能及配比优选

胺法脱碳以其脱除效果好、能耗低等优点在天然气预处理中得到广泛应用,目前国内外普遍采用以MDEA为主体的复配胺液为吸收剂.本文选取同为叔胺的TEA为主体进行实验研究,在TEA反应机理的研究基础上,选取哌嗪作为添加剂,对三乙醇胺+哌嗪混合胺液进行脱碳性能研究,通过吸收、解吸及酸解实验,对不同配比的三乙醇胺+哌嗪混合胺液的吸收、解吸及循环性能进行了深入地对比分析.实验结果表明,哌嗪的添加量越大,三乙醇胺+哌嗪混合胺液的吸收效果越好,但这一现象会随着哌嗪添加量的增大而不明显.而添加哌嗪对三乙醇胺的解吸性能并无明显改善.     

基于风险矩阵和支持向量机的套管寿命预测

普通预测方法无法有效预测套管寿命,为此,建立了套管寿命预测模型。该模型基于支持向量机方法建立,通过对32个套管失效因素的影响等级及相应因素发生概率等级的定量分析,求得各因素对于套管失效影响的风险矩阵,并确定了油气井套管8种失效形式的危险性能指标。对60口非训练样本的套损井寿命进行预测,通过寿命预测值与现场实际寿命值的对比分析表明,该套管寿命预测方法对中长寿命油气井套管具有较高的预测精度。     

深井分层注水管柱受力变形计算方法改进

针对原高压注水受力分析计算模型的不足之处,提出以下几点改进建议:区分计算完全与部分弯曲管柱的缩短量;细分工作状态,计算温度分布;在多级分层注水中考虑封隔器胶筒摩擦力和配水器水嘴压力与水量损失;增加下入、洗井和停注过程,完整描述整个注水过程中管柱受力变形变化情况。最后,编制深井分层注水管柱受力分析软件进行实例计算。     

水合物法分离CO2与N2混合气的实验

与传统的分离方法相比,水合物法分离气体混合物技术具有可降低制冷能耗、简化工艺流程、节省投资成本等优势,但目前该技术还不成熟,尚未形成统一的成套技术。为研究各种因素对分离效果的影响并给出一定配比混合气的最佳分离条件,以摩尔分数59% CO₂+41% N₂混合气为例,利用自行设计的实验装置,系统地进行了温度、初始压力及含水量对分离效果的单值影响实验。分析处理实验数据,得到混合气在温度1.4~5.6 ℃、初始压力4.2~6.8 MPa及含水量160~300 mL范围内的分离效果。实验结果显示：降低温度,升高初始压力都可以提高分离率,但同时也会增大损失率;增加含水量会提高分离率,降低损失率,但含水量超过一定值,对分离率的影响便不再明显。综合考虑,对于一定配比的CO₂+N₂混合气,在允许的损失率及最小气液比下,可以先增大含水量,然后降低温度,最后提高初始压力,以此来达到最佳的分离效果。     

基于十八醇磷酸酯单乙醇铵盐的天然气减阻剂室内评价

目前,降低天然气输送阻力、提高管道输送能力的方法包括管道内涂层减阻技术和天然气管输减阻剂技术。由于内涂层技术在施工上存在种种缺陷,因而对天然气管输减阻剂的研究成为天然气输送领域的新热点。为此,根据天然气管输减阻剂的减阻机理,在已有的高碳醇磷酸酯盐合成工艺的基础上,设计合成了十八醇磷酸酯单乙醇铵盐（OPEM）作为天然气管输减阻剂样品,利用室内环道评价系统对其0.1、0.2、0.3 g/100 mL的乙醇溶液减阻效果进行了评价。结果表明,该样品具有一定的减阻效果,在0.2 g/100 mL浓度时其减阻效果最好,减阻率在140 m^3/h流量条件下达到最大值8.0%。并采用L₁₆（5⁴）正交表设计了正交实验对其合成工艺进行了优化,得到最佳工艺条件为：酯化时间为6 h,酯化温度为70 ℃,物料比为3.5∶1,加水比为1∶1,水解温度为90 ℃。     

用试片断电法测量埋地管道的断电电位和去极化过程

采用试片断电法测量管道的断电电位来评价埋地管道的阴极保护效果。在室内建立了一个埋地管道外加电流阴极保护系统,用试片断电法测量了管道缺陷处的断电电位和去极化过程,并对测量结果进行分析。结果表明,断电电位应在断电后50～100ms之间读取,按此测量试片去极化过程中形成的电位差值,该值与100mV的比较结果可以判断阴极保护效果。