雁木西区块自喷流压下限时地层压力保持水平研究

利用前苏联克雷诺夫的油气垂直管流中的上升理论公式计算了雁木西不同气油比下不同含水阶段自喷流压下限。分析了地层压力、气油比以及温度对原油粘度的的影响；分析了储层中油气水三相渗流时的渗流阻力，研究表明地层压力应保持在饱和压力以上，防止由于地层压力低于饱和压力造成地层原油粘度急剧增加，防止油层中脱气形成油气水三相渗流导致油相渗透率降低、渗流阻力增大，避免高气油比对油井生产的影响；地层压力保持越高，油相流动能力越强，采油指数值越大，采油井生产能力越强。结合渗流阻力分析所得结论、采液、采油指数变化规律、生产压差对脱气半径的影响以及保证采油井自喷产液量达到10方／天，确定了雁木西不同油气比下不同含水阶段保持油井自喷所需保持的地层压力水平，并计算了目前条件下要使采油井重新自喷并达到经济产量不同注采比下的恢复年限。     

用原油乳化降粘剂改进稠油采出液流动性的试验研究

针对塔河油田所产稠油粘度、密度大造成井筒举升和地面集输困难的问题,评价了原油乳化降粘剂TXL-1对该油田含水原油的降粘和凝油粘壁抑制效果,确认了投加原油乳化降粘剂TXL-1改善塔河油田稠油采出液流动性的可行性。在含水率为20％和51％的塔河油田稠油采出液中投加1000mg／kg原油乳化降粘剂TXL-1,降粘率可分别达到69．1％和76．6％。     

溶CO2原油乳状液稳定性及界面特性研究

以原油W/O型乳状液为研究对象,利用高压乳状液分水率测定装置、高压流变仪、界面流变仪、显微镜,测试体系分水率随压力(0.5MPa～2.5MPa)的变化、溶气原油乳状液的粘温特性关系、油水界面张力及弹性模量变化、乳状液体系微观形貌,实验结果表明,影响原油乳状液体系破乳效率的主要因素在于油水界面膜强度,体系在溶气状态下较为稳定,不易在热沉降过程中脱出游离水相,其脱出的高含水乳状液相随压力的升高而减少,在较高含水率(40%)时溶CO_2原油乳状液不存在牛顿流体温度区,体相粘度随着温度、压力的上升而降低,初始时界面张力随着压力的升高而增大,稳定后不同压力下的界面张力值相同,界面弹性模量有随压力的升高而增大的趋势。     

长春岭含水原油流变性研究

利用RV22型粘度计,模拟地层条件下流体状态,对长春岭107区和109区3个油样进行了试验研究,测量了不同温度、不同含水率下含水原油粘度,了解原油的流变性,研究结果表明含水原油粘度随含水率变化存在极大值（非乳化拐点）。结论可为油田的开发及原油集输提供科学依据。     

复色多相聚合物／油／水分散体系的分散过程

研究了上粘度与配伍、水相粘度、水相表面张力和两相体积比对复色多相聚合物／油／水 影响规律。结果表明：聚合物／油／水分散体系的分散过程主要是由两相粘度决定的，油相粘度大于１．５０Ｐａ·ｓ时，易使粒子分散成为丝状或条形，油相粘度在１．５０Ｐａ·ｓ以下，则得到球形成椭球形粒子；水相粘度过大、油相／水相体系比增大，均将使油相粒子细分散化，两相体积比的临界值随水相粘度的增大而减小；水相表面张力对多相分散体系     

草浆黑液降低稠油粘度的研究

将碱法制浆黑液与稠油混合，可明显降低稠油的粘度．用均匀设计法设计试验，讨论了黑液浓度、稠油酸值、水油比（体积）、温度及水的矿化度对稠油降粘作用的影响．结果表明，黑液浓度为5％～15％，酸值为3～4.5mg／g（KOH／油）时，体系粘度最低，在试验范围内，水油比越大，温度越高，矿化度越小体系的粘度越低．     

草浆黑液降解稠油粘度的研究

将碱法制浆黑液与稠油混合，可明显降低稠油的粘度。用均匀设计法设计试验，讨论了黑液浓度、稠油酸值、水油比（体积）、温度及水的矿化度对稠油降粘作用的影响。结果表明，黑液浓度为５％￣１５％，酸值为３￣４．５ｍｇ／ｇ（ＫＯＨ／油）时，体系粘度最低，在试验范围内，水油比越大，温度越高，矿化度越小体系的粘度越低。     

浅析油田结垢的原因及防垢剂的使用

油气田开发过程中,油气藏中的流体（油、气、水）从油气层中流出,经井筒、井口到地面集输系统,由于温度、压力和油气水平衡状态的变化,容易发生无机盐类的沉积,生成垢,结垢现象的发生,将给生产带来不利影响,使产量降低,不能正常连续操作,甚至停产,使油气井和设备过早报废,因此,研究垢的生成与防治,具有重要的现实意义。     

CO2-原油体系粘度及其预测模型的研究

通过实验和模型计算,研究了CO2-原油体系粘度的影响因素以及相应规律.在相同含水率、CO2注入摩尔分数条件下,体系的黏度随着温度的升高而降低.在一定温度下,压力高于泡点压力时,粘度随压力的减小而减小;压力低于泡点压力时,粘度随压力的减小而增加.油样的粘度计算结果符合相对粘度与CO2注入摩尔分数呈线性关系.与现有的粘度计算模型相比,改进的PR模型考虑的因素更加全面,计算精度更高,可以用于CO2-原油体系粘度的计算.     

国内首套重油干法气提脱硫装置投运成功

不久前，国内首套重质原油干法气提脱硫装置在西北油出分公司塔河油出三号联合站投产使用。由于塔河油田10、12区块原油高含硫化氢，给油气集输工作带来较多网难。该装置投用后，大幅降低原油中硫化氢含量，因高含硫化氢导致的原油集输问题均得到有效控制。     

浆态床费托合成装置循环换热分离系统工艺优化

针对浆态床费托合成装置循环换热分离系统在日常操作中出现重质油带水、轻质油气夹带重质油的问题，对循环换热分离系统工艺流程及其关联的上下游工艺流程进行了分析，开展工艺流程模拟，研究循环换热分离器不同工艺条件对分离系统的影响趋势。结果表明：在不同的工艺条件下，循环换热分离器出口的操作条件应控制在水的露点温度以上，才能使重质油中的水含量明显减少；当循环换热分离器温度降低时，则反应器产蒸汽量升高、空冷器负荷降低；当高温油气的压力升高，水的露点温度则升高，但对反应器控温除氧水副产蒸汽量、空冷器负荷影响则较小；随着高温油气中重质油含量增高，水的露点温度亦升高。     

稠油浅度热裂化降粘的影响因素研究

介绍一种稠油开采集输新工艺的影响因素。考察以水作供氢剂,不同含水率、不同反应时间、不同温度对稠油水热裂化降粘技术的影响。所用油样经过380℃,30 min水热裂化反应后,粘度大幅降低,油品质量得到显著改善。该工艺对稠油集输工艺的改进研究有着重要作用,既可以大幅降低稠油粘度,解决稠油运输的困难,又可以使得重质原油开采、运输的经济效益大幅提高,具有非常广阔的应用前景。     

油气水三相节流阀的流通能力研究

油、气、水三相混合物的流动规律较单相或气液两相流动更为复杂,然而目前主要采取单相流方法来计算三相节流阀的流通能力。为了更精确地对油气水三相节流阀流通能力进行计算,以油气水三相介质流过节流阀时的能量守恒方程为基础,考虑节流时的临界流动和亚临界流动两种状态,建立了油气水三相节流阀流通能力计算模型;采用二分法对模型进行了求解,并编制了相应的计算软件。以此为基础,结合番禺35-1气田的实际油气生产数据,分析对不同开度,不同节流前压力和不同节流后压力下流经阀门的总质量流量,验证了方法的准确性。     

氯乙烯/异丁基乙烯基醚乳液共聚物的合成

以(NH4)2S2O8／Na2SO3／CuSO4为氧化-还原引发体系、十二烷基硫酸钠(SDS)为乳化剂，采用间歇乳液聚合合成氯乙烯／异丁基乙烯基醚(VC／IBVE)共聚物。结果表明，当投料单体中IBVE质量分数增加时,相同聚合时间的聚合转化率和共聚物特性粘度明显降低。当转化率小于70％时，共聚物平均组成变化不大；聚合温度增加使聚合速率增加，但共聚物特性粘度减小；SDS浓度对聚合速率和共聚物特性粘度的影响很小；随引发体系浓度增加．聚合速率增加，共聚物特性粘度变化不大。     

基于正交试验的输油管道压降敏感性分析

多相混输管道的压降计算是油气集输管道设计和生产运行方案制定的基础。明确影响管道压降的主要因素及其敏感性,对管道设计及运行方案的优化具有重要意义。根据塔河油田集输管网实际运行情况,以沿程百米压降为目标函数,分析了原油黏度、管道管径、液相含水率及管道入口温度(管道入口处油气水混合物温度)对混输压降影响程度。选择Beggs-Brill压降模型,并用实测数据拟合当量表观黏度,对模型进行修正,利用修正后的模型进行正交试验计算。通过对正交试验结果的极差分析,可知各因素的影响程度为:管道入口温度管道内径液相含水率原油黏度。可为输油管线结构设计和运行方案提供参考。     

海上油田水驱后气水交替驱室内实验和数值模拟研究

为了提升油藏的生产潜力,以海上N油田为研究对象,开展了室内岩心水驱转气水交替驱实验研究.长岩心注气驱替实验比短岩心能准确反映流体流动参数,因此进行了长岩心水驱转气水交替驱提高采收率的对比.实验验证了气水交替驱可保持地层压力、增强原油流动性并减缓气窜.基于室内长岩心水驱转气水交替驱实验结果,应用岩心数值模拟方法拟合含水率与采收率曲线,确定气水交替驱数值模拟参数,进而得到可靠的岩心数值模拟模型.在此基础上分析注入速度、注入周期、转驱时机及渗透率对气水交替驱开发效果的影响.结果表明:增大注入速度、增加注入周期可有效降低含水率,延长开采时间.     

木质素-EVA扭矩流变性能试验研究

研究了影响木质素与乙烯醋酸乙烯酯共聚物（EVA）共混物在扭矩流变仪中的共混最大扭矩、平衡扭矩以及达到平衡扭矩时间的各个因素。结果表明，木质素、增容剂、增塑剂、转速、温度对扭矩值有明显影响；木质素／EVA共混体系达到平衡扭矩时的平均时间随木质素的含量增加，扭矩值减小到最小后又逐渐增加。木质素／EVA共混物热溶胶的粘度表现出非牛顿流体的假塑性流体，热溶胶粘度随温度的上升而减小，木质素／EVA共混体系具有可加工性。     

乙苯脱氢三叶型355催化剂的工业开发

开发成功了具有高活性、高选择性、低水同比、高侧压强及抗水性能好等特点的三叶型３５５催化剂。工业试生产和工业生产结果表明，在反应温度为６２０℃，流体空速为１．０ｈ，水油比为２．０的条件下，可使乙苯转化率大于８０％，苯乙烯收率大于７６％，苯乙烯选择性大于９５％。     

超临界二氧化碳流体萃取油茶籽油及其GC／MS分析

采用环境友好的超临界二氧化碳流体萃取技术制备油茶籽油,考察了压力、时间、温度和二氧化碳流量等因素对茶籽油萃取率的影响,得到优化的工艺参数：当萃取压力30MPa、萃取温度35℃、CO2流量30L／h、萃取时间为3h时茶籽油萃取率可高达44．4％。根据中华人民共和国国家标准进行检测的结果表明：超临界二氧化碳流体萃取出的茶籽油,无需进一步精制即可达到国家食用植物油卫生标准GB／T2716—2005,而除含皂量、水分及挥发物外的指标均达到国家一级茶油标准GB11765—2003;GC／MS分析结果表明油茶籽油富含73．6％不饱和脂肪酸。实验结果表明：超临界二氧化碳流体技术萃取茶籽油具有操作简便、萃取率高、无溶剂残留、绿色环保等优点,萃取出的茶籽油具有较高的品质和良好的应用前景。     

川东北龙会场石炭系油气藏油气水界面划分论述

油气水界面是划分含油、含气范围和制定油气藏开发方针的重要参数之一。本文以储层地质学、石油地质学为理论,对川东北龙会场地区石炭系油气藏地质特征进行研究,在此基础上选取合理的方法,对油气水界面进行计算和划分,根据油气水界面划分的结果,对下一步油气藏开发提出建议。龙会场石炭系油气藏储层主要集中在黄龙二段,储集空间包括孔隙、裂缝、洞穴三类,储层有效厚度由北向南逐渐增大,主要以气藏为主,气藏内部具有统一的压力系统,为典型的常温高压气藏。在确定龙会场为统一温度压力系统后,分析气田水型,明确流体来源,使用两种压力交汇法对川东北龙会场地区黄龙组的气藏气水界面进行划分。先用气、水层压力梯度交汇法结合一口水井及一口气井计算气水界面海拔,再用气井水井深度压力交汇法结合两口水井两口气井计算气水界面海拔。计算结果与生产实际对比后得出符合实际的气水界面海拔。综合各方面资料分析及气水海拔的计算结果,最终对龙会场区块提出合理开发措施建议。