基于CFD⁃PBM模拟水力旋流器油水分离特性研究

分析讨论了常规欧拉模型和耦合PBM下水力旋流器的静压力、切向速度及湍流耗散率等流场信息分布规律,结果表明在流场预测方面二者基本一致。在此基础上,采用基于PBM模型的CFD数值模拟方法,对水力旋流器的分离特性进行研究,并探究了不同入口流量、溢流分流比、油相黏度及密度等因素对油滴粒径分布以及油水分离特性的影响。结果表明,随着入口流量的增加,水力旋流器的分离效率呈先增大后减小的趋势,在处理量为4 m³/h时达到98%的最高分离效率;溢流分流比的增大有利于提升分离效率;随着油相黏度的增大,油滴受到的径向力减小,不易发生聚结,使分离效率明显降低;油相密度的增大导致尾管段平均油滴粒径的增加,使分离效率明显降低。总体而言,利用CFD?PBM数值模拟方法可以获得水力旋流器内部油滴粒径分布及变化特性,有利于从不同尺度揭示水力旋流器的分离机理。     

冷却管内气液界面流动特性数值模拟研究

采用数值模拟的方法,并应用VOF多相流模型,对管内液膜的速度分布特性、管内动压力分布特性进行了分析,探讨了气液两相速度差与气液两相湍动能大小的关系及不同液膜入口厚度下的液膜流型。结果表明:液膜平均速度在轴向位置先增大,后趋于稳定;液体入口流量对液膜轴向速度分布影响显著;液膜沿管径方向速度梯度较大;管内动压力受液体入口速度的影响明显;气液两相速度差越大,湍动能越大;液膜入口厚度越厚,液膜越稳定。     

喇嘛甸油田强碱三元复合驱采出液性能分析

为了给强碱三元复合驱技术决策提供依据,以喇嘛甸油田取样井的采出液为研究对象,分析了强碱三元复合驱采出液药剂加量与黏度和界面张力间的关系,探索了强碱三元复合体系段塞黏度对采出液药剂加量和色谱分离程度的影响。结果表明,随取样井储层渗透率增加,采出液中碱、表面活性剂质量分数和聚合物质量浓度呈现“先升后降”变化趋势。随采出液聚合物质量浓度增加,黏度增加,界面张力升高。随采出液碱和表面活性剂质量分数增加,黏度减小,界面张力降低。分析表明,强碱三元复合驱过程中存在比较严重色谱分离现象。通过提高三元复合体系黏度可以减弱色谱分离现象,进而改善三元复合驱增油效果。     

气液旋流分离中两相流动模型的理论研究

气、液旋流分离过程是气、液两相的三维强旋流运动,以漂移流动模型和颗粒轨迹方程为基础。采用欧拉-拉格朗目方法建立一种新的气液两相流动机理模型,该模型可以用来直接计算气液旋流分离器内部流场中连续相、分散相（液滴）的速度分布情况,通过计算能够预测旋流器内部浓度分布情况,并通过对影响气液分率效率的主要原因一出口气体中的液滴夹带情况进行分析计算,预测旋流器的分离性能。     

螺旋管内流场数值模拟

螺旋管以其结构简单等优点在油水分离领域得到广泛应用。数值模拟作为一种可替代实验研究的 方法,广泛应用于螺旋管内流场变化规律的研究。采用VOF模型对螺旋管油水两相流进行数值模拟,得出了螺旋 管内流场变化特性:第9圈油水分离度达到95%,近进口端水相分布较大,沿重力方向水相分布变化不大并出现油 水重混合现象;靠近进口处湍动能强度、动压最大,动压在进口处突降而在外沿轴向线性递减;在进口端外侧剪切应 力最大,沿管道轴向分布变化不大。螺旋管内的油水分离数值模拟,为螺旋管油水分离技术的改进提供了一定的理 论基础。     

气液固三相逆流化床内气液传质特性的实验研究和数值模拟

基于欧拉双流体模型,对液固两相进行拟均相处理,应用计算流体动力学(CFD)软件Fluent 6.3,对气液固三相逆流化床内气液传质特性进行了实验研究和数值模拟,考察了床内溶解氧浓度的轴径向分布规律,气液表观速度和液体黏度对气液传质系数的影响。从实验和模拟结果发现:在轴向上,溶解氧浓度由上到下逐渐增加并趋于饱和;在径向上,溶解氧浓度中心区域低,壁面附近高;气液传质系数随气液表观速度增加而增加,随液体黏度增加而减小,模拟值和实验值吻合较好。     

操作参数对液-液旋流器内部流场及分离性能的影响分析

为了进一步研究液-液旋流器操作参数对其内部流场及分离性能的影响,用FLUENT流体分析软件,采用雷洛应力模型(RSM),对不同的进口流量及底流口压力分别进行了仿真研究,得到不同操作参数下的内部流场情况,并据此分析其对液-液旋流器内部流场及分离性能的影响。     

旋流器固-液分离的数值模拟

为研究旋流器固-液分离性能,采用欧拉模型与离散相模型相结合的方法,对旋流器内部流场特征和分离效率进行数值计算。结果表明:砂粒粒径大于10 μm时主要分布在外旋流场;入口流量为9 m³/h时,旋流器的分离效率最大;砂粒粒径>30 μm时,旋流器分离效率趋近于100%,粒径为40 μm时分离效率达到最大为97.5%;砂粒浓度由1 g/m³增至8 g/m³时,粒径为10 μm的砂粒分离效率增加了9.7%,砂粒浓度为10 g/m³时,旋流器分离效率下降。通过数值计算得到了旋流器的最优工况。     

圆柱段长度对水力旋流分离性能的影响

采用Fluent软件对以Martin Thew液-液旋流器为基础的不同圆柱段长度模型进行了数值模拟,对比分析了分离效率、压力降、速度分布及流场,研究了圆柱段长度对旋流器的分离性能的影响.结果表明:随着圆柱段长度的减少,分离效率呈线性增长,但当圆柱段长度趋近于0时,分离效率反而下降;底流口和溢流口的压力降随着圆柱段长度的减少而增大;随着圆柱段长度的减少,大锥段和小锥段处的切向速度和轴向速度逐渐增大,循环流区域逐渐减小;当无圆柱段时,循环流区域完全消失.     

水力旋流器流场径向速度分布规律研究

水力旋流器内部流体径向速度对其内部颗粒的径向运移有着重要的影响,它是固体颗粒径向运移受到阻力的重要原因,直接影响水力旋流器的最小分离粒度.针对水力旋流器内部流体径向速度分布规律基本上是沿旋流器半径成反比的观点,通过合理选择湍流模型,对水力流器内部流场进行数值模拟,得出旋流器径向速度的分布规律基本上是速度值沿着半径向里先逐渐增加,然后又逐渐降低,在气液界面处基本为零,并对这两种结论从理论上做了对比分析,认为标准k-ε湍流模型和Boussinesq假设均不适合水力旋流器流场.     

大庆油田中区西部合理注采比的确定

注采比是研究注水开发油田压力系统的重要依据。合理的注采比对于油田的产液量、注水量与地层压力之间的联系具有十分重要的意义。注采比是否合理也关系到油田的稳定生产和经济效益。针对特高含水后期合理注采比的确定,给出了物质平衡法和水驱特征曲线法,考虑实际地层压力状况,通过建立注采比与产液量、含水率等之间的关系,确定了中西部地层的合理注采比。结果表明,注采比保持在0.99~1.02范围内才能使注采压力系统在高水开发期内保持动态平衡,对大庆油田后期注水开发具有重要的指导意义。     

聚驱后提高采收率及注入参数优化实验研究

目前,渤海L油田已经进入Cr3+聚合物凝胶调驱（聚驱）调整阶段,亟待寻求聚驱后进一步提高采收率方法。针对矿场实际需求,开展了聚驱后提高采收率方法及其注入参数优化物理模拟研究。结果表明,与“高分”高质量浓度聚合物溶液、抗盐聚合物溶液、“聚合物/表面活性剂”二元体系和“碱/表面活性剂/聚合物”三元体系相比较,聚驱后Cr3+聚合物凝胶调驱采收率增幅有较大提高,技术经济效果较好。随调驱剂注入段塞尺寸增加,采收率增幅呈现“先增后降”变化趋势,注入段塞尺寸为0.2 PV时,“产出/投入”比最大。在调驱剂段塞尺寸相同条件下,与整体段塞相比较,采用“Cr3+聚合物凝胶+水+聚合物溶液+水”或“Cr3+聚合物凝胶+水”交替注入方式采收率增幅较大,表明该注入方式可以减缓“吸液剖面反转”进程,进一步提高中低渗透层波及系数。     

同井注采井封窜后产量预测方法研究

油田进入中高含水期后,产出水的处理问题越来越突出,而同井注采技术可实现在井下对产出液进行油水分离。分离出的水经注入泵回注到油层,而含油较高的油水混合物经采出泵被举升至地面。但是一旦对产出层实施封窜作业,封窜层段的产液能力无法判断,进而无法给定注采层段的合理配产,而正常生产过程中生产管柱无法起出,进而很难通过测井的方法判定封窜之后产液能力,因此有必要根据油藏工程的方法对同井注采井封窜作业之后的产液能力进行理论研究。笔者根据现场实际情况对比3种计算方法,对其进行优选和优化。最终结合IPR曲线法,利用Matlab软件拟合沃格尔方程,计算同井注采井封窜之后产液量的变化规律。与实际产液量相比,该方法计算封窜后产液量与实际相比平均相对误差为26.36%。     

HLB对原油乳化降黏的影响及分析

利用烷基酚聚氧乙烯醚（OP⁃10）和丙二醇嵌段聚醚（L61）两种乳化剂配置不同亲水亲油平衡值（Hydrophilic Lipophilic Balance,HLB）的混合乳化剂,针对辽河油田欢喜岭采油厂二区稠油进行降黏实验,以探明该稠油最适宜乳化剂的HLB。同时,采用聚焦光束反射测量仪（Focused Beam Reflectance Measurement,FBRM）对稠油乳状液进行微观实时测量,分析液滴数量及粒径对原油乳状液黏度的影响。结果表明,在一定范围内,混合乳化剂的HLB为9.0时,降黏效果最好,小液滴数量趋于稳定,小液滴数量与HLB不等于9.0的乳化剂相比明显偏低,液滴分布均匀,乳状液性质稳定。     

基于CFD的埋地天然气管道泄漏扩散数值分析

受地质灾害、腐蚀缺陷、第三方破坏等因素的影响,油气管道在安全运输方面存在诸多隐患,因此研究埋地天然气管道泄漏扩散规律对泄漏点预测定位、应急预案制定具有重要的现实意义。通过对埋地天然气管道泄漏扩散过程进行数值模拟,分析了泄漏速度、风速以及环境温度对CH4体积分数的影响,总结了扩散规律。研究结果可为埋地天然气管道泄漏点准确定位及应急预案提供理论支撑。     

鄂尔多斯盆地延长组地层PDC钻头钻井破岩数值研究

针对鄂尔多斯地区浅部地层,通过岩心实验获取力学参数,根据岩石力学D-P准则确定地层本构模型,利用剪切损伤原则确定失效标准。在此基础上,建立了PDC钻头动态破岩的非线性三维有限元模型,开展浅层PDC钻头破岩效率研究,进一步分析钻头破岩过程的响应机理与钻进规律。并对泥岩砂岩进行了破岩仿真,考虑了切向力随时间变化规律。计算结果表明,岩石损伤和应力分布能够反映钻头钻进过程中岩石的动态响应;在其他条件相同时,砂岩层段刀齿受力要高于泥岩层段,刀齿侧向力变化幅度大,在往复受力作用下,切削齿易于产生疲劳破坏甚至崩齿现象。以目标区块的砂岩层段为研究目标,其高效破岩的合理转速为5r/s,可在较低的能量消耗下提高钻井效率,为现场施工提供理论指导。     

成品油管道泄漏量测算误差及敏感性分析

为了提高成品油管道泄漏量测算的准确性,对用于成品油管道泄漏量测算的输入参数进行了误差分析,包括管道运营数据的时间滞后误差、运营数据的数值误差、管道内径的数值误差以及油品物性的数值误差。通过泄漏量参数敏感性分析发现,管道泄漏量对流量的敏感程度最低;管道泄漏量变化率与时间滞后率、压力变化率、内径变化率呈正相关,与流量变化率呈负相关,在不同的参数变化率范围内,管道泄漏量对各参数的敏感性不同。     

4-碘-2,3,5,6-四氟-甲基苯与3-甲基吡啶、呋喃及丁酮间卤键作用的理论研究

在B3LYP/6-311++G**-PP水平上理论计算了三种以卤键结合的组装体,即4-碘-2,3,5,6-四氟-甲氧基苯(PIP)与3-甲基吡啶(MPY)、呋喃(THF)及丁酮(MEK)间卤键结合体的键强度和性质。结果表明,复合物相互作用能从这些PIP…MPY到PIP…MEK逐渐减小,且结构上具有明显的方向性。电荷密度拓扑分析表明,C-I…N(O)属于闭壳层相互作用,键关键点处电荷电荷密度变化与相互作用能趋势一致。自然键轨道理论(NBO)表明,电荷密度从N(O)孤对电子轨道转移到C-Iσ*反键轨道。     

尼日尔Agadem油田STV阀与LPR-N阀试油测试技术探讨

尼日尔Agadem油田引进了STV阀和LPR-N阀两种APR测试工具,形成了两种三联作试油工艺管柱。为了弄清两者在现场应用的优势与不足,将两种工艺管柱与原试油工艺进行对比,并对现场应用情况进行统计分析。发现Agadem油田单井试油层位较多,LPR-N阀需要环空憋压开启,在层位较多的井让井筒处于来回憋压与放压的循环中,给套管带来疲劳破坏的风险,尤其是在低产液井,风险更高;而STV阀可以克服LPR-N阀的这一缺点,但在浅层地层使用受到限制。     

高温高压下高密度全油基钻井液流变模式

在高温高压深井中,受温度和压力的影响,油基钻井液处理剂会发生降解、交联、甚至固化等,导致钻井液的流变性发生巨变,严重影响了钻井液的携岩性,甚至会导致钻井无法进行,为准确掌握油基钻井液在井底高温高压下的流变状态,建立了全油基钻井液的高温高压流变模式。使用Fann50SL型高温流变仪分析温度和压力对两种油基钻井液体系流变性能的影响,并采用回归分析方法对实验数据进行处理。实验及回归分析表明,钻井现场作业中普遍采用的宾汉模式不能完全准确表示全油基钻井液的高温高压流变特性,应根据具体地层条件和钻井液组成采用实验手段选出最优流变参数模型。