计算原油管路摩阻的一种新方法

分析幂律流体圆管层流流动特点，提出可用有效管流表现粘度及牛顿流体摩阻计算公式计算幂律流体的层流和紊流摩阻损失。针对热油管道工况特点，提出通过用旋转粘度计模拟测定管输原油流变性来计算摩阻的方法。     

热油管道中有流型流态改变时最小输量计算

通过分析有流型流态改变的热输原油管道的流动特征，用数学中的组合方法证明管道中有４３种流型流态组合并给出组合图，建立了且二分法计算有流型流态改变管路最小输量的数学模型。采用二分法具有公式简单，对函数性质要求不高，稳定性好等优点。根据所建模型研制的程序系统可完成４３种组合工艺及最小输量计算，具有广泛使用性，为计算有流型流态转变热油管路的最小输量提供了方法，在此基础上，研制出一整套程序系统性并给出了算例     

国外水平管油／水流态转变的机理及其建模方法的实验研究

水平管油／水流态的可用数据不足以确定其流态转变．因此，需要试验以确定其流态转变的机理。采用公布的数据和已获得的数据确定油水流态的新分类标准。确认的六种流态可分为两大类：层流和分散流。层流和界面有些紊乱的层流可归为层流流态（ST＆ME）．而分散流则为油或水占主导的流动。换言之，水层里油在水中的分散和水包油乳化液，是水占主导的流态：而油包水乳化液和双重分散，则是油占主导的流态。对轻质油的油／水流态转换，曾有人使用两相流体模型和重力与垂直于轴向流动方向的紊流脉动间的平衡理论进行预测。     

热油管道输油温度的研究

在研究了热油管道的极限运行温度，热处理温度和最优运行温度间的关系及其影响因素后指出：热油管道要求的允许停输时间取决于管道的状态和管道所处的地形，地貌和环境条件；管道允许的最低运行温度取决于管输的流变性。，管道要求的允许停输时间，季节和管道的设备配置；热油管道正常运行时的输油温度应根据优化运行理论来确定，在计算热油管道最优运行温度时，应考虑管道允许的极限运行温度的限制和不同热处理条件下原油流变性的变     

低输量下含蜡原油管道摩阻损失计算的理论分析

结蜡现象对含蜡热油管道的运行能耗存在着很大的影响,由于结蜡层的影响,使管道的通流截面积减小,摩阻增大.特别是当管道长期处于低输量时,结蜡层会对管道的压能消耗产生更为显著的影响.分析含蜡热油管道中流体流动和传热机理,建立热油管道的热平衡和水力计算关系方程组,推导出了热油管道结蜡时摩阻损失的计算公式.     

新疆油田某热稠油管道水力特性分析

热稠油管道的流动特性同一般热油管道相比,有如下2个特点:一是在给定加热温度和管段压降条件下,管段流量的试算过程可能陷入其特性曲线的不稳定区间;二是稠油在管道中的流动可能位于层流和紊流的过渡区,分别按层流和紊流公式确定的该点的摩阻系数差别较大。基于对某掺稀热稠油管道在不同加热温度、不同总传热系数及不同流量下的水力计算,得到了一组管路特性曲线,由此确定其不稳定的流量区间以及影响不稳定区间大小的因素进行分析。     

非牛顿管流摩阻计算方法的比较

介绍非牛顿层流的假塑性幂律体、宾厄姆塑性体和屈服假塑性体的管流可用同一表达形式的范宁摩阻系数公式计算摩阻损失。对常用的非牛顿湍流摩阻系数公式及用管流特性系数反算的表观粘度为参数按牛顿湍流公式的计算结果进行分析。对非牛顿管流摩阻计算提出建议。     

介质流态对凝析气集输管道的腐蚀影响分析

凝析气田集输管道内介质为气液两相流,气液比较大,流体流型复杂,不同流态对管道弯管和水平管道产生不同的腐蚀机制,其中冲击流对腐蚀的影响最大,雅克拉、大涝坝凝析气田集输管道内介质流态主要为冲击流和分层流,对于冲击流,由于冲刷腐蚀、空泡腐蚀、流体促进腐蚀作用,弯管、管道底部等腐蚀严重,主要呈整体均匀减薄、蜂窝状、沟槽状腐蚀形貌,对于分层流,由于地层水分离沉积,在管道底部、油水分离界面腐蚀严重,呈溃疡状、台地状及烧杯口状腐蚀形貌。针对雅克拉、大涝坝凝析气田流态特征、腐蚀特征,对介质流态对集输管道的腐蚀影响进行了初步分析。     

考虑摩阻损失的水平井长度优化

井筒压降会影响水平井的产能,传统的水平井产能公式不考虑井筒压降。为了得到井筒的压降方程,把水平井水平段看作水平管路,并且假设地层流体均匀流入井筒,利用伯努利方程得到管路任意两个断面之间的摩阻损失,进而得到层流和紊流条件下井筒中的压力梯度,经过积分得到水平井跟部和趾部之间的摩阻损失。根据Joshi公式得到水平井在水平面和垂直面上的摩阻,再结合井筒中的摩阻,利用等值渗流阻力法便可得到水平井在层流和紊流条件下的产能公式,最后优选出水平段的长度。     

低渗透砂岩油藏平面径向渗流流态分布

为了研究低渗透储集层中流体非达西渗流规律，在室内非达西渗流实验的基础上，将低渗透储集层中流体的渗流分为非流动、非线性渗流和拟线性渗流3种渗流状态并给出了各渗流状态的渗流方程，以此为依据，推导出了单相平面径向渗流流态分布规律公式，可用以定量地确定油井周围3种流态的分布范围。两相平面径向渗流流场中各点的饱和度不断变化，拟线性渗流区、非线性渗流区的范围也不断变化，因此在确定流态分布范围时，应在单相最小驱替压力梯度和临界驱替压力梯度公式中乘以两相驱替系数。根据流态分布，提出了确定低渗透油藏合理井距的方法和理论公式。应用该研究成果对国内5个典型加密试验区进行了井距计算，取得了较好的效果。图4表1参9     

气液两相流与油水两相流流型现状研究

开发石油的过程中,油井采出物一般不仅仅是原油,而是原油及其伴生天然气。本文总结了多相混输过程中的气液和油水两相流的流型现状。     

涡轮钻具内部流场的三元流计算与研究

根据叶轮机械三元流动的普遍理论和涡轮钻具叶轮具体边界问题，建立了三元流动计算的数学模型，推导出了适用于叶轮机械三元流动计算的流函数方程，将三元流动计算流函数法成功地运用于涡轮钻具叶栅的数值计算。编制了计算SI流面（叶片到叶片间回转面）速度分布的计算机程序，并对几种涡轮钻具实例进行了数值计算和流动分析，同时进行了涡轮钻具台架性能试验。通过对理论计算和试验结果对比分析，指出了几种涡轮钻具叶片的不足。     

新型流量自动调节阀的研制

结合油田注水井监控装置的需要，设计了一种流量自动调节阀，用来配舍注水井监控装置的使用。该调节阀具有结构简单、耐高压、耐腐蚀、寿命长的特点；减速机装置采用行星传动机构，具有减速比大、传动效率高、体积小、质量轻的特点。目前，该装置在油田应用60余台，运行良好，满足了油田注水的要求。     

非环状流气井两相流机理模型

针对目前气井两相流模型难以正确预测非环状流气井井筒压降和微观流动参数的问题,建立了非环状流气井两相流机理模型.首先基于液滴受力平衡和液膜桥接原理,提出了气井非环状流流型判别方法;其次根据非环状流中泰勒泡和液塞交替上升的流动特征,建立了单元体压降模型,封闭关系式中泰勒泡上升速度基于漂移模型得到,液塞含气率由Schmidt实验数据得到.38口非环状流气井数据评价表明,非环状流模型预测压降的相对误差仅为-1.464％.该模型能够精细描述非环状流气井多个微观参数,且计算简单.     

低黏液体井筒携砂流动规律及特征流速实验

固体颗粒在井筒中的流动规律是石油工程领域中钻井携岩和携砂生产过程涉及到的基础性问题之一,其中的携砂（岩）流速是上述工程问题的主要设计参数之一。提出了井筒中固液携砂流动的3个特征流速,分别为静水沉速、悬浮流速和携砂流速,并给出了其界定方法。使用井筒携砂流动综合模拟实验装置进行了液体黏度为1~23 mPa·s、井筒倾角为45°~90°、石英砂和陶粒尺寸为0.05~1.5 mm、井筒内径为40~100 mm范围条件下的特征流速敏感性测试实验,得到了低黏度条件下静水沉速、悬浮流速、携砂流速随颗粒尺寸、流体黏度、井筒倾角、井筒直径、材料密度的定量敏感关系和规律。利用实验数据拟合了静水沉速、悬浮流速和携砂流速三者之间的经验关系。结果表明,在相同的条件下,液体流动对颗粒的悬浮流速约为颗粒在静水中沉降速度的80.43%,这与传统将静水沉速视为临界携砂流速的观点不同;合理携砂流速约为悬浮流速的3.73倍,可以达到快速携砂要求。针对现有直接根据静水沉速计算携砂流速所存在的问题,给出了一套利用3个特征流速完成合理携砂流量设计的流程和方法。     

流体流动的预测

本文通过讨论多相流流动过程中流型的变化,分析了流型变化的规律及变化的原因。     

流动层析成像技术在多相流流型识别与计量中的应用研究

多相流流型识别一直是多相流研究领域难度最大的课题之一 ,流动层析成像技术是进行多相流流型识别、显示及计量的一种新型检测手段。文中概述了国内外主要流动层析成像技术在应用研究方面的进展情况 ,并重点阐述了中国海洋石油总公司与中国科学院力学研究所在电阻流动层析成像技术方面和多相计量方面所开展的研究工作及取得的初步研究成果。虽然流动层析成像技术目前还未应用于工业现场 ,但相关研究工作的开展无疑为流动层析成像技术的深入研究及其在多相流可视化与计量技术方面的应用奠定了基础。     

欠平衡钻井油气藏与井筒耦合模型

利用流体力学的质量守恒方程、动量守恒方程和地层的渗流力学方程,建立了欠平衡钻井油气藏与井筒耦合流动模型,并利用有限差分方法对模型进行了求解.所建立的欠平衡钻井油气藏与井筒耦合模型能模拟主要油气藏类型欠平衡钻井过程中油气藏流体与井筒内流体的耦合流动,模拟地层油、气的流入对井底压力的影响.欠平衡钻井过程中,不同类型油气藏和井筒流体耦合流动时地层油/气进入动态不同,地层油/气的进入对井底压力的影响规律也有很大区别.计算结果表明地层油/气的流入可以使井底压力下降0.03～2.50 Mpa,因此在欠平衡钻井设计中,应充分考虑产层段油/气流入对井底压力的影响.     

考虑非达西的半球面流气井产能公式推导

对于底水气藏,为了防止或减缓底水锥进,通常只打开气层顶部,此时井底附近气体流动不再是平面径向流,而是半球面流;地下储气库注气时,气体从井底往地层的渗流也类似于半球面流,并且上面两种情况中井底附近均为非达西流动。然而,目前已知的文献中,尚查询不到关于考虑非达西流动的半球形气井产能公式的推导。在实际的气井计算中,若不考虑非达西,会产生很大的误差。本文对非达西的半球面气井产能公式进行推导,并通过气藏实例分析,表明不考虑非达西流动计算的气井产能将产生较大误差,用本文推导的公式进行计算更接近气井的实际情况。     

引入比产能进行气井产能评价引发的思考

气井产能的评价,理论基础已相当成熟,实际生产中也已形成相当成熟的方法,具体的操作过程亦不复杂。然而在实际运用中由于受到资料数量和质量的制约,稍不留意就会使得评价结果与实际产能出现较大差异,从而影响开发技术政策的制定、气田的开发效果及气田的经济效益。笔者引入比产能方法,在对XXX气田进行产能评价过程中,遇到一系列难以用常规方法解决的问题,由此引发产能评价的思考,对其原因以及对实际气田开发的影响进行分析和探讨,并提出了相应的应对措施。