一种考虑损伤的胶凝原油启动初始应力-应变模型

引入损伤变量（因子）,结合胶凝原油恒剪切速率启动过程的应力－应变特性,建立了考虑损伤的力学本构模型,经实验验证,新本构方程可很好地描述胶凝原油启动初始破坏过程的应力－应变关系。利用获得的本构方程参数,作出了相应条件下的损伤演化曲线,与应力－应变曲线结合分析发现,启动温度对胶凝原油结构损伤破坏过程影响最小,其不同条件下的损伤演化曲线基本重合;而启动剪切速率和静态降温幅度对损伤演化过程的影响相对较大,且随其值的增大,损伤演化过程表现出加速特性。     

胶凝含蜡原油屈服时间研究

针对胶凝含蜡原油的屈服规律问题,定量描述了应力加载速率与屈服时间之间的关系.在控制应力模式下,使用RS150流变仪对胶凝大庆原油、北疆原油和吐哈原油等3种含蜡原油进行了应力阶跃式加载和应力匀速加载两种作用方式下的屈服特性实验.发现对于胶凝含蜡原油,随应力加载速率的减小屈服时间单调增加,数据回归分析表明二者之间存在相关性很好的幂函数关系.在此基础上提出了描述胶凝含蜡原油应力加载速率与屈服时间之间的关系式,结合量纲分析对该式的物理意义进行了分析.利用国内外文献中的不同胶凝含蜡原油的实验数据对该式进行了验证,结果表明该式具有通用性.     

不同测试条件对含蜡原油流变特性的影响研究

以大庆新庙原油为研究对象,采用流变学测试与分析方法,探讨了降温速率及剪切速率对原油低温静屈服值的影响、测试时间和冷却速率对原油低温流变曲线的影响,以及热处理温度、降温方式及降温速率对原油粘温曲线的影响.结果表明,非牛顿含蜡原油的流变特性强烈地依赖于测试条件.在此基础上,提出了含蜡原油流变特性测试思路,通过模拟计算或合理设计来确定降温速率、剪切速率、测试时间等测试条件,为其它含蜡原油流变特性的测定提供了参考.     

胶凝砂砾石坝渗流场对温度场的影响

大华桥胶凝砂砾石围堰实测温度表明,由于堰体防渗、排水设施的简化,渗水降温会对胶凝砂砾石围堰运行期的温度场产生重要影响,在温度场计算分析时不容忽略。充分考虑胶凝砂砾石材料渗流特点和热力学特性,根据渗流和热传导理论,建立了考虑渗流影响的温度场分析微分方程,推导了其有限元数值解法的计算公式,提出了适用于胶凝砂砾石坝的温度场计算方法,并利用大华桥胶凝砂砾石围堰实测数据进行了验证。以该工程为例,通过有限元仿真计算探讨了胶凝砂砾石坝渗流场对温度场的影响规律。分析表明,低温渗透水使浸润线以下区域和浸润线以上部分区域产生较大的降温速率和降温幅度,改变了坝内温度分布状况,使约束区提前产生了较大的基础温差,会对胶凝砂砾石坝抗裂产生不利影响。     

胶凝原油屈服值多元回归分析

对应于流量的屈服值对胶凝原油管道的顺利再启动至关重要。自行研制的管流试验装置实现了在设定条件下对原油长时间的连续剪切及启动时的流量控制,利用该装置模拟原油在实际管道中的动态降温、静态降温以及再启动的全过程,测试启动温度、停输前的剪切流量、静态温降幅度、启动流量等因素对胶凝原油屈服值的影响;试验数据显示,胶凝原油屈服值与上述诸因素存在一定的关系。应用逐步回归方法,根据各变量的重要性大小,边引入边剔除,最终启动温度、启动流量、静态降温幅度保留在回归模型中,即三元线性模型能较好的描述屈服值与各自变量的相关关系,而停输前的剪切流量为无关紧要的自变量。上述实验数据及分析结果可以为实际胶凝原油管道再启动提供依据。     

CO2预处理对含蜡原油胶凝屈服特性影响

利用自主研发的CO2⁃原油PVT装置,在模拟地层条件下对含蜡原油进行CO2预处理,并通过气相色谱分析、DSC热分析、流变测量、显微观察等手段研究了不同压力CO2预处理对含蜡原油的物性及胶凝特性的影响。结果表明,经CO2预处理后,含蜡原油中的轻烃含量减少,使原油对蜡晶的溶解能力降低,含蜡原油的析蜡点和析蜡量升高;CO2预处理使原油析出蜡晶尺寸更加细小,结构更加致密,导致含蜡原油胶凝结构的弹性增加,屈服值增大,低温流变性恶化;随着CO2预处理压力的增大,含蜡原油胶凝屈服特性变化越来越明显     

考虑乳化水质量分数影响的含蜡原油胶凝特征研究

水相存在于含蜡原油体系中时,随着温降过程的发生,非牛顿型油水乳化体系的胶凝行为在具备含蜡原油属性的同时又具有其自身的特性.针对油包水型(W/O)含蜡原油乳状液,考虑乳化水质量分数的影响,基于流变测量方法,识别并表征了不同乳化环境下W/O型含蜡原油乳状液体系的胶凝温度界限及胶凝结构强度变化规律.结果表明,随着乳化水含量的...     

胶凝原油管道启动压力衰减研究进展

低温胶凝原油管道启动过程中启动压力沿管长传递存在衰减现象。对低温胶凝原油管道启动压力传递过程中衰减现象的研究现状进行了总结,并对原油管道启动压力传递过程中衰减的原因进行了归纳、分析。结果发现,低温胶凝原油的压缩性对管线启动压力传递的衰减有重要影响。对现有考虑了原油可压缩性的启动模型进行了分析研究,并指出精确定量地描述低温胶凝原油的压缩性是管道再启动过程中亟待解决的关键问题。     

架空原油管道停输期间温降及原油凝固界面推进

由于架空原油管道没有土壤的蓄热来减缓管内原油的热散失,架空原油管道的温降过程往往成为决定整条管道允许停输时间的关键。根据原油温度划分管内原油为纯液油区、凝油区和纯固油区,并假设凝油区以已凝固原油、固体骨架和液态原油为填充相的多孔介质区域,该区域随着温降过程向管心推移。考虑了凝固潜热和空气横掠管道对流换热对原油温降过程的影响,建立了空气、管道与原油相互耦合的传热模型,并进行了数值模拟,数值结果表明停输前期管内原油的温度整体下降较快;在停输中后期,由于凝固潜热的释放,凝油厚度增加使得热阻增大,大大减缓了原油温度的降低;对流换热系数沿管道周向分布不均,导致管内原油温度周向分布不均和凝固界面中心偏离管道中心。     

靖三-靖二联管道原油停输后流变特性与再启动研究

长庆靖三-靖二联外输管线采用加热输送,所输送的是靖安油田典型的低胶质沥青质含量的高含蜡原油,这对安全、经济、高效的管输工艺提出了很高的要求。基于原油流变学、物理化学和凝胶化学理论,首先使用高精度控制应力流变仪对管道停输条件下,原油体系的黏-温、屈服、黏弹、触变等复杂流变行为进行了研究,然后拟合了适用于该原油的流变方程与触变模型,最后基于原油流变性、管流的流动与传热、热力与水力的耦合特性,对长庆靖三-靖二联管道的再启动特性进行了预测。结果表明,长庆原油在反常点温度以下剪切稀释性也随着温度的降低表现得更为明显。在凝点以及凝点温度以上,原油所形成的胶凝结构表现出一定的延性性质,而在凝点温度以下则表现出很强的脆性性质,并且随温度的降低,屈服值呈指数规律增大。在恒剪切速率的作用下,胶凝结构的破坏和重整发生在初期的10min内。所预测的长庆靖三-靖二联外输管线停输再启动特性,与现场数据相吻合。停输32h后,管道末端原油油温会降至其反常点附近,停输48h后,管道末端原油油温会降至其凝点附近。考虑管道运营的安全性,管道最大停输时间为32h,对应再启动压力为1.51MPa。     

应用水包油乳状液改善稠油油藏水驱效果研究

针对江汉油区提高稠油油藏开发效果的需要,进行了室内试验研究。研制出新的表面活性剂体系,可降低稠油界面张力达70％,使稠油形成的水包油乳状液增加流度,改善稠油的渗流流变性,可提高原油采收率7．3％～16．9%。在室内模拟试验结果基础上编制出江汉油区丫角油田稠油开采矿场先导试验方案,预计产出与投入比为3．96：1,经济效益明显。     

江汉油区污油处理初探

江汉采油厂每年都要产生大量的污油。这些油乳化严重,含泥砂多、杂质多、粘度高,原油处理系统无法处理,堆积占用大量罐存,严重影响正常生产。对污油样进行室内药剂试验,设计现场简易处理装置和现场试验,并制定出了一套适合江汉油区污油处理的工艺流程。     

影响河南油区调整井固井质量的因素及对策

调整井固井质量差对油田细分层开采有严重影响。在河南油区影响调整井固井质量的主要因素有注水井高压,层间压差大以及泥浆的性能等。有针对性地提高固井质量的工艺技术,可以解决调整井固井质量差的难题。现场实际施工表明:控制地层因素动态干扰、使用屏蔽暂堵技术、调整泥浆性能、优化固井设计等可以明显提高调整井固井质量。     

大通径压裂封隔器及管柱研究

大通径压裂管柱能明显减少管柱摩阻,降低施工泵压,以及提高压裂作业效能。根据江汉油田的油井生产状况和地层特点研制的大通径压裂封隔器及管柱,能很好地与井下Ф88．9mrn油管（内通径76mrn）相配套,无须球座封。     

江汉油区油气勘探的发展和主要启示

江汉油区经历四十多年的油气勘探历程,依靠多学科协作和技术创新,取得了老油区油气勘探新突破和国内跨油区油气勘探新进展,达到了新增探明油气地质储量翻番。综合江汉油区近期油气勘探成果,总结出了几点主要启示,旨在为江汉油区通过持续滚动勘探开发,增储上产。     

江汉油区管线防腐实践与玻璃钢管线改进认识

江汉油区已进入油田中后期开发阶段,综合含水率逐年上升,管线腐蚀和结垢严重。针对江汉油区管线腐蚀机理,并借鉴以往所采用的防腐技术和经验,提出采用玻璃钢管线防腐技术改进的认识。     

低电阻油层测井方法在江汉油区的应用

低电阻率油层包括含有高矿化度地层水的油层、高含水饱和度和低含油饱和度的油层或富含泥质的砂岩低电阻油层等。其形成因素可归纳为受岩性、孔隙结构、流体性质及泥浆侵入影响等。为了识别低电阻油层,我们采用了多种方法,例如图版法、电阻率曲线重叠法、密度与声波曲线重叠法或密度、声波与中子曲线重叠法,以及定量解释法等。这些方法用于江汉油区的测井资料处理,取得良好效果。     

热水洗法处理油田油泥技术的研究

采用热水洗法,对辽河油田油泥进行净化处理。通过筛选、对比,确定最佳实验助剂,分别考察了浆 化液中助剂质量分数、液固比、浆化时间、温度、搅拌速度等实验条件对油的回收率的影响。通过实验确定最佳操作 条件,当助剂质量分数为4%、清洗时间为25min、清洗温度为60 ℃、液固比为4∶1、搅拌速度在200r/min的情况 下处理一次油泥,油的回收率可达94.29%左右;浆化液可循环使用,分离出来的原油经处理后可回收利用。