气油两相流对滑动轴承油膜压力分布的影响

在引入新的气油两相流粘度模型的基础上，建立了适用于气油两相流工况下滑动轴承的数值计算理论，分析了气油两相流对滑动轴承油膜压力分布的影响，得出了一些有益的结论。     

井筒中向上气 液两相流的综合机械模型

本文提出了一个预测向上气液两相流的流动特性的综合机械模型。这个综合机械模型由一个流型预测模型和一组预测泡状流、段塞流和环状流的流动特性(如持液率和压力降)的独立模型组成。并且使用油井数据库评价了这个综合机械模型。这个数据库由1775井次的广泛现场数据组成。同时,还将该模型的性能与通常所用的六种经验关系式的性能进行了比较。该模型的整体性能与这些数据吻合得很好。与其它经验关系式的对比表明,这个综合模型的性能最好,它具有最小的平均误差和最小的离散度。     

硼交联氮气泡沫压裂液两相流流变特性实验研究

利用高参数泡沫压裂液实验回路研究了模拟实际压裂条件下N2硼交联泡沫压裂液的流变特性,得到了模拟实际压裂条件下N2泡沫压裂液流变参数的计算关联式,从而为低渗低压油气藏N2泡沫压裂技术的有效实施提供了实验依据。研究表明：在实际施工条件下,N2泡沫压裂液具有剪切稀化性质,可用幂律模型来描述;其有效粘度随温度的增高而减小;随压力、泡沫质量的增大而增大;相对而言,温度和泡沫质量对流变参数的影响比压力的影响要明显,在实验范围内,温度和泡沫质量对流变参数的影响均呈指数规律变化。     

TEMA-F型换热器壳侧环状流时两相流换热的实验研究与模型

用质量分数为60％的甘油水溶液与空气的混合物为工质，在双弓形折流板垂直切割的TEMA-F型管壳式换热器上，对壳侧两相流换热特性进行了试验研究，针对工业上较常用的壳侧环状流的两相流换热提出一个理论预测模型，该模型计算简单而且实用，预测的壳侧两相流换热系数与试验数据吻合较好。     

水平气液两相流动的持液率

这篇研究的目的是为了简化和改进Ｔａｉｔｅｌ和Ｄｕｋｌｅｒ提出的用来估计水平两相流动液体持液率的机理模型。首先做了一个实验，将空气和煤油的混合物通过一个直径２英寸，长１１８英尺的水平管实验段。用测试到的持液率数据对提出的模型进行评价。     

柱菜气液旋流分离器中两相流的水动力学

本文提出了提出关于柱气液旋流（ＧＬＣＣ）分离器的新的实验数据和一个完善的机械模型，这些数据是通过使用实验室规格３“内径的柱菜气液旋流分离器的得到的，这些实验数据和有限的现场数据一起被提出，这些数据包括柱菜气液旋流分离器的流动特征和运行机壳的几个参数的测量。这个运行机的使用限制条件是不携带流体或夹带气体，这个开发的模型能预测柱菜气液旋流分离器中的水动力流动的一些特征。包括运行机壳、平衡液面、涡流型、     

鼓泡塔内气液两相流的研究

用激光多普勒测速仪和粒子成象测速仪详细测量了气液鼓泡塔内气液并流和气液逆流时的流速分布、湍流度分布和气含率分布,并总结出了湍流度、气含率径向分布关联式。在气含率关联式中,首次考虑了塔高的影响。气泡的存在增强了液相湍动。气液并流时,在升力作用下气泡集聚在塔中心区。气液逆流时,气泡集聚在塔壁面附近。中心速度较大且随着表观气速的增大而增大。塔壁附近出现返混区,零轴向速度和最大湍流度均发生在相对半径ｒ／ Ｒ≈０－７ 左右。     

倾斜井筒气液两相流的模型化方法

倾斜井筒气液两相流动是井筒举升方式优选和生产优化的基础,也是长期以来在理论上没有得到很好解决的一个问题,不能简单采用垂直井筒加修正系数的方法处理。分析国内外研究现状,认为倾斜井筒气液两相流动的流型应分为泡状流、分散泡流、段塞流、搅动流、环流和雾流,综合前人成果给出了各流型在倾斜井筒的存在条件。提出了雾流的特点及其转变机理、泡状流的新管径条件以及段塞流、雾流压降新的计算方法。通过某油田28口油井35井次的井底流压计算结果的应用表明,绝对平均相对误差7.093%,与计算斜井压降的常用的Beggs-Brill和Ansari模型相比,误差较小,能够满足工程计算的需要,且不存在半?验模型的收敛性和区域性的问题。所建立的倾斜井筒气液两相流动模型具有应用价值。     

一个新的钻井液流变模型

钻井液流变曲线的一般特点,是有一弯曲段及一与γ轴成一定角度的近似直线段.据此特点,文中提出了一个新的流变模型：τ=τ_ｓ+η_pγ(1+β/γ)^1/2.新的流变方程中有三个独立参数：静切应力τ_ｓ,塑性粘度ηp及剪切稀释系数β.试验比较了几个现有的方程,结果表明,新方程的剩余标准差最小,预报精度最高.新方程不但描述了塑性流体的流变性,还可描述多种其他流体的流变性.当τ_ｓ=0时,描述假塑性流体;当β=0时,描述宾汉流体;当τ_ｓ=0,β=0时,描述牛顿流体.新方程还有一显着的特点,即当γ足够大时,新方程变得与滨汉方程相同.证明了宾汉方程只适用于中、高剪切区的实践经验.     

油井水泥浆流变模式选择

本文通过对水泥浆的几种流变模式进行线性转化，用水泥浆的实测数据分别对几种模式进行线性回归。然后，将回归后的线性方程还原成原曲线方程。应用相关指数对实测数组与还原后的原曲线方程密切性进行判断，相关指数最高，即为实测数据满足的流变模式。并给出计算程序框图。     

预测油气田产量和可采储量的新模型

基于概率统计中的对数正态分布,建立了预测油气田产量、可采储量、最大年产量及其发生时间的新模型,并提出了求解模型的线性试差法.通过我国两个油田的实际应用表明,该预测模型是实用有效的.     

一种新的油田产量递减阶段预测模型

油田产量递减规律研究是进行产量递减预测的一项重要任务。目前,Arps递减曲线是一种非常重要而又常用的预测油田产量递减规律的方法,此外,国内提出了很多预测方法,使产量递减预测方法更齐全、使用范围更广泛、预测精度更高。基于Arps递减规律推导过程得到一种新的产量递减模型,可简化为Arps指数递减形式,经实例计算,可以用来预测油田产量,以此指导油田开发和管理。     

预测高陡复杂断块岩性油藏产油量的一种新模型

现有产量预测方法,尤其是Arps递减方程在国内外油田得到广泛应用,有效指导了油田开发。但所应用油田一般规模较大,地层倾角较小,而且一般都是在高含水—特高含水阶段应用。现有产量预测方法多数基于历史产油量数据的拟合进行预测,产量数据越多,油田规模越大、地质情况越简单,准确率越高。对处于中低含水阶段的高倾角复杂岩性油藏,没有开发指标预测应用实例。从基本渗流理论出发,通过应用二项式公式表征油相相对渗透率随含水饱和度的变化规律,拟合砂岩、砂砾岩储层,达到较好效果,同时将油水相对渗透率融入产油量预测模型,使模型具备严格的渗流理论基础,结合重力校正系数,可以准确预测高倾角复杂岩性油藏产油量。在已开发区块应用情况表明,新方法预测精度在90%以上,能够用于产油预测。     

预测油田产量的新模型及其应用

本通过对Ｊ．Ａｒａｎｏｆｓｋｙ等人推导的渗吸方程的分析研究，提出了渗吸方程的修正式，由此推导出了预测油田产量的一种新模型。并论证了瞬时产量与年产量之间的差异，给出了相应的预测公式。实例验证，本模型预测误差小，适用于各种驱动类型的油藏及单井。     

稠油油层热物性参数计算模型

本文论述了在无条件直接测定油层岩石热物性参数的情况下．可以根据蒸汽吞吐生产数据和油藏地质特征建立数学模型．计算油层热物性参数(热导率和比热容、热扩散率)的方法、原理及软件。计算结果精度较高、可以满足地质研究和工程设计工作的需要。     

Cu-BTC吸附剂对模拟油中有机氯化物的脱除性能

采用水热合成法制备了苯-1,3,5-三甲酸铜(Cu-BTC)吸附剂,利用X射线衍射、扫描电镜、N2吸附-脱附和热重分析等手段对其进行表征;通过静态吸附法用Cu-BTC吸附脱除模拟油中的3-氯-2-甲基-1-丙烯(A)、1,4-二氯丁烷(B)、3-氯-2-甲基苯胺(C)和5-氯-2-甲基苯胺(D),考察吸附时间、吸附温度...     

Experimental investigation on rheological property of foamy oil in Venezuela

Some heavy oil reservoirs present foamy oil flow behavior under primary production, and the foamy oil viscosity and rheological property are important factors that influence the efficiency of the process. The variation of the foamy oil viscosity during the depletion process is complicated due to the generation and migration of dispersed gas bubbles within the oil phase, and still remains as a controversial topic.

?This study aims to investigate this issue by measuring the foamy oil viscosity at different pressure, temperature and flow rate with a capillary viscometer system equipped with a specially designed foamy oil generator to guarantee the generation and stable flow of gas-in-oil dispersions. Meanwhile, the dead oil and live oil viscosities were also measured for comparison.

?Based on the results from all the tests the following conclusions can be drawn. Below the bubble point pressure, the dispersed gas-bubble volume fraction and foamy oil viscosity increase with pressure decline; the viscosity of foamy oil is higher than that of live oil, and the gap between them widens with pressure decline. Moreover, foamy oil behaves as shear-thinning power-law fluid, and the shear-thinning effect becomes stronger with the decrease of pressure. The foamy oil rheology is also affected by temperature, and the shear-thinning effect becomes milder with the increase of temperature. Based on the experimental data, a formula was established for estimating foamy oil apparent viscosity within porous media, which took flow rate, shear-thinning flow parameters, permeability, porosity and other factors into consideration.