稠油掺水集输水利热力耦合模型与现场试验研究

推导稠油掺水集输的压力温度耦合方程,并用迭代方法进行求解,得出稠油掺水管道沿线各个节点的压力和温度。对比分析管线终点的仿真计算结果与现场试验数据表明,该计算模型能较好地对稠油掺水集输管线的水力热力特性进行预测,为稠油掺水集输工艺计算及运营管理奠定了理论基础。     

富气处理和输送工艺技术

富气输送工艺不要求在矿场提取天然气凝析液成分 ,可以简化油田、凝析气田的气体处理工艺 ,节省天然气凝析液的储运费用。富气输送可采取传统压力下单相输送、高压密相输送、两相输送等 3种基本方式。对富气处理、各种富气输送方式的技术特点进行了讨论和比较 ,指出选择富气输送方式要考虑管道长度、输气量、富气组成 (气体处理工艺 )、边界压力限制等关键参数。与油气长距离混输方案相比 ,只要经过脱硫、脱水处理 ,富气的长距离输送是较稳妥的技术方案。     

基于简化拓扑结构的陕京天然气管网供气可靠性分析

为了定量分析结合了拓扑结构与水力计算的天然气管网的供气可靠性,以陕京天然气管网为分析对象,提出了一种通用的天然气长输管网系统供气可靠性评估方法。首先从上述天然气管网的拓扑结构入手,将站场与天然气管段视为网络结构的结点与链路单元,对系统进行了简化,建立了天然气管网系统的拓扑结构模型;然后通过设备失效数据库确定了系统各单元的事故率分布,耦合基于故障率分布的蒙特卡洛模拟生成了天然气管网的拓扑结构;最后再结合水力计算得到一定拓扑结构下陕京天然气管网的供气能力。结果表明:①无论是用气高月还是用气低月,该管网都保持了很高的供气可靠性;②陕京一、二、三线3条天然气管道构成了具有一定拓扑结构的供气网络,增加了系统的鲁棒性,从拓扑结构层面也提高了供气的可靠性。结论认为,该项研究成果给出了天然气管网供气可靠性的定量计算方法,为天然气管网供气可靠性分析提供了技术支持。     

超疏水表面防结冰结霜性能的研究进展

利用超疏水表面可以防止或减少金属表面结冰结霜,在制备防结冰结霜表面中得到了广泛深入地研究。超疏水表面一般是利用其自身表面的粗糙结构和低表面能来使得液滴无法在其表面长时间停留而获得超疏水性能,但是液滴在低温和大湿度以及液滴在高高度撞击超疏水表面条件下会使超疏水表面的抗结冰结霜性能明显降低。针对这种情况,综述了超疏水表面在这方面的进展来探讨提高其抗结冰结霜性能的可能途径和方法。     

油气管道内检测技术研究进展

当前我国油气管道已经进入事故多发期,开展管道内检测技术研究具有积极的现实意义。主要论述了基于无损检测理论发展起来的超声检测、漏磁检测、射线检测、涡流检测及热像显示五类常用管道内检测技术及其研究进展,指出随着管道服役期的增加,应开展安全评价技术研究,并兼顾油气管道运营中的安全性、可靠性、经济性和适用性要求,科学预测管道的剩余使用寿命,合理制定和客观评价管道的使用维修决策,提高管道的完整性管理水平。     

多相流量计及其标定装置

从1980年代末开始，国内多家高校、科研院所和石油单位都开展了基于各种原理的多相流量计的研制。目前，兰州海默公司研制的MFM2000多相流量计、西安交大研制的，TFM-500多相流量计已经进入现场试验与应用阶段。多相流量计的发展趋势是小型化、智能化、高精度、低成本、适应性广、安全性高和结构紧凑，而且通过多相流量计还可以分析介质组成，包括蜡、水合物、化学组分等。     

盐酸溶液中Tween-80和CTAB对Q235钢的缓蚀协同作用

目的 探究Tween-80（失水山梨醇单油酸酯聚氧乙烯醚）和CTAB（十六烷基三甲基溴化铵）共同存在于盐酸溶液中时,两者对钢材的缓蚀协同作用。方法 采用失重法、极化曲线、阻抗谱、协同参数、SEM图和AFM图,对钢材腐蚀的电化学特征、Tween-80和CTAB的协同作用效果以及钢材腐蚀后的表面形貌进行探究。结果 在各反应温度下,当不同浓度Tween-80与2?10?5 mol/L CTAB共同作用于1 mol/L盐酸溶液中时,腐蚀电流密度显著减小,电荷转移电阻显著增大。复配缓蚀剂属于混合型缓蚀剂,能够同时抑制阴极和阳极反应,其缓蚀效率随反应温度升高而下降。当反应温度为30、40、50 ℃时,复配缓蚀剂分别在Tween-80浓度为5?10?6、2?10?5、2?10?5 mol/L的条件下达到最佳缓蚀效果,最佳缓蚀效率分别为97.05%、94.00%和93.96%。SEM图和AFM图显示,钢材在含复配缓蚀剂的盐酸溶液中反应12 h后,表面平坦,平均粗糙度很小。结论 Tween-80与CTAB以一定浓度共同存在于盐酸溶液中时,两者之间具有很好的协同作用。复配缓蚀剂能够显著提高缓蚀效率,有效地抑制钢材的腐蚀。     

气井积液机理和临界气速预测新模型

井筒积液是气井生产过程中面临的问题之一,积液会导致气井产量降低,严重情况下甚至造成气井停产。准确预测气井临界携液气相流速可以及时采取措施以预防积液的发生。对比最小压力梯度模型、液滴模型和液膜模型并分析积液实验的结果表明,液膜反向是气井积液的主要原因。根据液膜在不同气速范围内速度分布规律,将液膜与管壁剪切应力为0对应的气速作为气井积液临界气速。基于环雾流型并考虑到管径、液相流速、气芯中液滴夹带等因素的影响,构建了适用于垂直气井积液预测的零剪切应力模型。利用实验数据和现场数据对新模型及已有的积液预测模型进行对比验证,以模型预测结果正确率和预测误差为评价指标。结果显示,新模型的预测效果优于其他模型,基于零剪切应力的新模型能够较准确地预测气井积液。     

油水乳化胶凝作用对蜡沉积影响的定量表征

通过对乳液黏温曲线变化规律进行挖掘,对凝油团形成过程定量表征,推导得出凝油团形成的数学关系表达式,将胶凝过程细化为凝油团形成和黏附两个阶段。通过蜡沉积的温度条件,发现随着沉积管壁的温度降低,凝油团形成系数逐渐增大,胶凝作用逐渐显著,即在沉积初期蜡沉积的厚度迅速增加,这与蜡沉积实验结果相吻合。     

稠油-水两相水平管流压降规律的实验研究

设计和建造了内径为25．7mm,长52m的水平不锈钢多相流实验环道,尝试性地利用稠油(50℃时,粘度为1314．89mPa．s,密度为958．05kg／m^2)与水进行了油-水两相流流型和压降实验。混合流速范围为0．2m／s～1．2m／s,入口含水率范围为0．25～0．7,实验温度分别为50℃、60℃和70℃,并加入破乳剂重复了以上的实验。本文着重分析了含水率、混合流速、温度、破乳剂等因素对两相管流压降的影响规律。实验表明：流型是影响压降规律的主要因素;在不同流型下,同一因素对压降规律的影响程度也有所不同。研究结论对油田现场的油-水混输管线的设汁与安全运行具有较好的指导意义。