基于应变设计的X70直缝埋弧焊管应变硬化能力研究

从A、B两种轧制状态的X70抗大变形钢板制成的钢管中取样,用板状试样测定了拉伸应力-应变曲线,计算了该钢的应变硬化指数n值,研究了时效及两种轧制状态的n值分布规律。结果表明,工艺B状态的钢管时效前n统计均值为0.116 0,时效后n统计均值为0.112 0,下降约3.4%;工艺A状态的钢管时效前n统计均值为0.115 0,时效后n统计均值为0.105 4,下降约8.3%。X70工艺B状态钢管的n值、屈强比及屈服强度呈明显线性关系。0.8%和1.4%扩径率对应钢管的应变硬化指数n值差别不大,但1.4%扩径率对应钢管的均匀延伸率均值下降明显,比0.8%扩径率对应钢管均匀延伸率均值低约2%。     

液相欠平衡钻井合理欠压值设计方法

液相欠平衡钻井井底欠压值的确立和控制直接决定着钻井的成败。目前钻井行业井底欠压值确立方法一般基于现场经验,误差较大,在现场应用时,其控制调节缺乏理论依据。欠压值过大,易导致井壁失稳,出现井控风险及速敏、应力敏感等储层伤害问题;欠压值过小,易导致钻井液进入储层,无法实现有效保护储层及提高机械钻速的目的。为此,利用井眼力学稳定及井控风险分析确定欠压值上限,利用储层毛细管力确立欠压值下限,建立液相欠平衡钻井合理欠压值设计新方法,并结合塔里木盆地塔北地区X井现场数据进行分析优化。结果表明,此欠压值设计新方法能够为欠平衡钻井现场设计提供理论指导,避免了单纯依靠经验值确立欠平衡钻井欠压值导致的钻井事故或储层保护效果不好等问题。     

乙烯装置急冷水系统pH值的自动控制技术

乙烯装置急冷水系统pH值影响到急冷水塔中的液体是否产生乳化现象,同时pH值过低,急冷水流经的设备会受到腐蚀。文中对乙烯装置急冷水系统实施了pH值自动控制技术,实现了急冷水系统pH值自动控制,避免pH值过高导致急冷水乳化以及pH值过低对系统造成酸性腐蚀的问题。     

松辽盆地兴城火山岩相中测井资料的特征及应用

通过对松辽盆地兴城地区火山岩相测井资料的研究,得到了自然伽马和深、浅双侧向测井在火山岩相中的基本特征:火山通道相除了火山颈亚相玄武岩显示低伽马和火山颈亚相凝灰岩显示低阻外,均为高伽马、中阻;爆发相除了空落亚相为低—中低阻外都是低阻;自然伽马测井可以区分喷溢相火山岩的岩性,双侧向测井显示喷溢相火山岩为中低阻、中阻;侵出相火山熔岩自然伽马测井显示高值,双侧向测井显示低—中低值,侵出相外带亚相凝灰熔岩为中伽马、中阻的特征。以上述岩相中测井特征作为参照,通过测井特征的对比分析达到对岩相和岩性识别的目的,还用实例介绍了测井资料在火山相中识别岩相特殊岩性应用。     

表面张力预测小桐子生物柴油氧化程度的应用与分析

采用Rancimat法在110 ℃下对小桐子生物柴油进行不同时间的加速氧化降解，利用GC-MS技术、酸值滴定等手段研究了用表面张力检测燃料氧化程度的适用性。通过对实验数据分析表明:小桐子生物柴油经加速氧化后生成醛、酮、相对分子质量较高的含氧化合物及可溶性聚合物;其表面张力、酸值以及密度在氧化14 h后分别增加了9.1%、551%和3.8%；经相关性分析得到氧化后小桐子生物柴油表面张力与酸值的相关系数为0.99。基于此提出了4种利用表面张力预测小桐子生物柴油氧化程度的模型，并采用留一交叉验证法进行了检验分析，通过比较均方根误差（RMESP）值、相关系数R值，最终确定对数模型精确度以及相关性较高，其RMESP值以及相关系数R值分别为0.0937、0.9879，并且酸值预测值与实际值的误差为2.95%，说明通过表面张力可以预测小桐子生物柴油的氧化程度。     

井下安全阀力学性能分析

井下安全阀对安全性和可靠性要求较高。以渤海油田常用油管携带式井下安全阀为分析对象,对其工作压力、地面控制压力、全开启和全关闭压力、最大下入深度和自平衡能力等关键力学性能进行分析。井下安全阀的工作压力值与地面液控压力值相等,其选取依据为井口压力; 全开启和全关闭液控压力值可通过压力曲线法得到; 最大下入深度取决于弹簧安装时的预紧力; 自平衡能力与活塞面积和自平衡孔面积的比值有关,比值越大,自平衡能力越强。     

关于内部审计为企业增加价值的思考

从内部审计工作增加价值的理念出发,分析了内部审计增加价值的具体体现,探讨了内部审计增加价值的主要途径。     

光聚合法制备聚(N-异丙基丙烯酰胺/2-甲基丙烯酸)水凝胶及其pH敏感性研究

利用光聚合法合成了N-异丙基丙烯酰胺(NIPA)与2-甲基丙烯酸(MA)的共聚水凝胶P(NIPA-co-MA),研究了其pH敏感性和溶胀行为。结果表明,在NIPA上引入亲水单体MA后,凝胶的pH敏感性得到改善。该凝胶在pH值为2.0～12.0范围内均有pH敏感性。在不同的pH值溶液中凝胶的溶胀行为不同,在pH值为2.0溶液中凝胶的溶胀率最小,随着pH值增加,凝胶的溶胀率增加,在pH值为9.0时,溶胀率最大,之后随着pH值增加,凝胶的溶胀率下降。     

利用气井测试资料建立湍流系数的新公式

气井的高速湍流系数β是确定非达西流动常数D和附加湍流表皮因子St的重要参数。对于一口新的气井,在稳定生产条件下,根据关井测试压力恢复曲线,可以利用Horner法确定气层有效渗透率K和视表皮因子Sa。视表皮因子由完井表皮因子Sc和湍流表皮因子St两部分组成,即Sa=Sc＋St,只有先确定了St,才能确定Sc的数值,并用于判断实施增产措施的必要性。由于St=Dqg,因而,需要寻找确定D值的方法。然而,迄今为止,在利用单点测试资料确定D值时,均采用地面实验室一维岩心多点测试资料求得的β值和K值所建立的相关经验公式。该相关公式用于气井不稳定测试,确定D和St的数值,显然是不合理的。利用气井多点测试资料,由二项式求得β值和关井后由压力恢复曲线求得K值,建立β与K的相关经验公式,可用于确定D和St的数值。实例应用表明,该方法是有效的。     

基于运行仿真的多气源环状管网能量计量方法研究

目的 天然气能量计量的对象是其完全燃烧后产生的总热量,通常采用体积计量值与体积发热量相乘的方法确定天然气的能量值,而体积发热量取决于天然气的组成,即天然气中各组分的摩尔分数。多气源管网中天然气的组成通常随空间位置和时间变化,故管网的每个计量站都需要确定不同时刻输入或输出本站的天然气的体积发热量。国内长输管道的A级计量站均配置了在线气相色谱仪,可以分析天然气发热量,B级和C级计量站可使用仿真方法为天然气发热量赋值,从而降低配置气相色谱仪的投资与运行维护费用。方法 依据面向能量计量的管网仿真理论基础,针对某多气源环状管网,分别使用TGNET和SPS仿真软件建立了具有天然气组分跟踪与发热量计算功能的运行仿真模型。为提高仿真结果准确性,基于历史运行数据校准了仿真模型的管段输气效率这一关键参数。结果 分别应用TGNET和SPS模型对该管网持续48 h的历史运行过程进行了动态仿真,TGNET模型的发热量仿真结果与历史记录值的偏差在0.3%以内。结论 基于运行仿真的多气源环状管网能量计量是一种可行的方法,研究成果为国内天然气能量计量的实施和推广提供了一种可操作的方法。