涡轮增压器壳体自动铆压机的设计与分析

根据涡轮增压器壳体的结构特征和铆压要求,设计一面两销的定位方式和自顶向下的气缸自动压紧装置,设计双工位同时铆压的工作机构。根据装配关系计算最大过盈量情况下的铆压力大小,选择了合适的铆压气缸。使用NX Nastran软件进行有限元分析,验证了铆压的可行性,完成了铆压机的设计,有效提高了铆压的质量和效率。     

碱金属Na对黑液水煤浆焦-CO2气化特性的影响

黑液中富含大量的碱金属Na及其化合物,这些碱金属将在黑液水煤浆焦气化过程中起到催化气化的作用.为了研究黑液水煤浆焦-CO2催化气化反应特性,采用XRD、SEM和热重分析技术对黑液水煤浆焦和普通水煤浆焦CO2催化气化实验进行分析,得到了焦炭表面孔隙分布情况、煤浆焦样和气化后残渣XRD分析结果,以及等温条件下气化反应时碳转化率数据.试验结果表明:黑液水煤浆焦表面密集分布很多"斑点"和微孔,说明碱金属Na盐在焦碳表面形成了活化中心点,它们在气化过程中起到催化作用;碱金属Na使焦样表面具有更强的反应位,削弱C-C键的强度,使气化反应更容易进行;同时由于碱金属催化剂在高温气化时将与煤中矿物质反应生成惰性物质,从而可能削弱催化效果.从黑液水煤浆与普通水煤浆XRD晶相分析中可以看出碱金属Na盐主要以氯化钠、硅酸钠形式存在,气化反应后生成的晶相组成主要是霞石和微斜长石.     

水平梯度和映射函数对PPP对流层延迟估计的影响分析

基于GPS精密单点定位(PPP)技术,比较分析了水平梯度及目前三种主要的映射函数(NMF,VMF1和GMF)对天顶对流层延迟(ZTD)估计精度的影响.研究结果表明,在气象变化剧烈和低高度截止角情况下,附加水平梯度的对流层延迟模型有利于提高ZTD精度;就映射函数效用而言,VMF1和GMF较NMF更优.     

玄武岩纤维束储热箱放热稳定性数值分析

为了实现显热移动储热系统的高效放热和高放热稳定性,基于玄武岩的高温稳定性和高储热密度,提出了以玄武岩纤维束为储热介质的显热移动储热系统。系统内部流道采用两级流道排布,增加储热介质比表面积,提高储热箱换热效果。同时,提出了基于该系统的变流速控制方案,以实现系统的高放热稳定性。研究结果表明：采用0.5 m/s流速方案的储热箱放热稳定性较好;基于0.5 m/s流速,建立了变流速功率控制方案,在原有基础上稳定放热时间延长109%,稳定放热效率从39.11%增加至81.12%,稳定放热时间由1 603 s延长至3 353 s,充分利用储热箱存储的热量;同时本方案提供了宽泛的供热功率范围,单位面积放热功率达到0.491～0.501 MW,实现了高储热密度、强稳定放热性及小体积大功率的并存。     

低张力体系改善低渗透油藏水驱渗流特征实验

低渗透油藏注水井吸水能力低,注水压力逐渐升高,注水开发效果差。以国内低渗透注水开发油田(T油田)为例,研制了改善低渗透油藏注水开发效果的低张力体系。室内实验结果表明,低张力体系能够有效地降低残余油饱和度,增加油水两相共渗区间,改善低渗透油藏水驱渗流特征,从而改善低渗透油藏的注水开发效果。     

海洋深水钻井隔水管动力分析

随着海洋油气钻井向深水领域发展,钻井隔水管的受力越来越复杂,随着水深的增加,钻井隔水管的动力学分析显得越来越重要.文章考虑了隔水管所受的三维载荷,运用有限元法,采用三维动力学模型对深水钻井隔水管的动力特性进行了计算分析.研究表明,顶部张力对隔水管的自振频率影响明显,随着顶部张力的增大,隔水管的自振频率增大;深水隔水管常规使用下的高阶频率与常见海浪频率接近,在设计和施工中应特别注意.调节隔水管顶部张力可在一定范围内改变隔水管系统的自振频率,以避开与海浪产生共振的频率.     

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随着海洋油气钻井向深水领域发展，钻井隔水管的受力越来越复杂，随着水深的增加，钻井隔水管的力学分析显得越来越重要。为此，文章建立了深水钻井时在海流、波浪等海洋环境载荷的作用下，隔水管静态分析及动力学分析的三维有限元力学模型，在研究中，考虑了隔水管在外载作用下的小应变大变形和轴向力影响的特点，引入了非线性理论，因而计算结果更加符合实际情况。考虑了隔水管所受的三维载荷，对深水钻井隔水管的变形及载荷分布规律进行了计算分析。对于深水钻井隔水管，水下中间部位的变形最大；而在隔水管靠近水面的位置，其弯曲载荷最大，而现场隔水管失效事故也恰好证实了此研究结果，揭示了深水钻井隔水管失效的力学机理。在弯曲载荷大的位置，应特别注意隔水管的强度问题。文章还分析了风浪流速度、波浪周期、波高等重要的海洋环境载荷对隔水管变形及强度的影响。     

非交联缔合结构压裂液新型增黏辅剂优选与性能评价

研究了以疏水缔合聚合物GRF-1H为稠化剂的非交联缔合结构压裂液基液与疏水尾基碳原子个数分别为6、10、14的新型非离子表面活性剂(GS-1、GS-2、GS-3)复配后体系表观黏度的变化规律,优选出了适用于该压裂液的增黏辅剂GS-3;确定了该辅剂的最佳浓度及适用温度范围;评价了其对压裂液基液黏性及黏弹性的影响。实验结果表明,加入微量(0.03%率0.05%)GS-3即可大幅提升基液表观黏度,其最佳浓度为体系峰值表观黏度对应的浓度,适用温度范围为30率90℃;在测试浓度范围内,随GS-3浓度增加,体系表观黏度先增大后减小,变化趋势符合Biggs三阶段模型;温度从30℃增至120℃时,体系表观黏度先增大后减小,63℃下的增黏率最大(168%);GS-3还可大幅提升基液黏弹性,储能模量可提升1率10倍;使用GS-3作为增黏辅剂,可达到降低压裂液稠化剂用量的目的。     

抗高温有机硅降滤失剂的合成与作用机理研究

采用自由基聚合方法,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和N-(3-三乙氧基甲硅氧烷基)丙基丙烯酰胺(APTS)为原料制备了有机硅耐温降滤失剂AM/AMPS/NVP/APTS。使用FT-IR光谱表征了分子结构,评价了其钻井液性能。结果表明,随着AM/AMPS/NVP/APTS质量分数的升高,180℃老化16h后的淡水钻井液的常温中压滤失量(FLAPI)和高温高压滤失量(FLHTHP)随之减小。当AM/AMPS/NVP/APTS的质量分数为0.6%时,即可将FLAPI维持在9.2 mL,FLHTHP维持在14.2mL。加入1.0%AM/AMPS/NVP/APTS的淡水钻井液老化后的滤失量,随着温度的升高(150～220℃)而增大(FLAPI:7.8～19.8mL;FLHTHP:13.5～56.7mL),抗温可达200℃。通过测定淡水钻井液中有机硅共聚物的颗粒粒度、吸附量和Zeta电位,分析了该有机硅降滤失剂的作用机理。     

大庆油田疏水缔合聚合物驱物理实验模拟

通过阻力系数(FR)和残余阻力系数(FRR)测定及岩心驱油实验,在实验室考察了一种疏水缔合聚合物HAP工业产品在大庆油田条件下(45℃,天然或模拟人造岩心)的驱油性能,并与一种HPAM工业产品(M=1.43×107,HD=27%)进行了对比.HAP溶液用矿化度4 456 mg/L的污水配制,HPAM溶液用矿化度918 mg/L的清水配制.800 mg/L HAP溶液流过水测渗透率0.037-0.333 μm2的天然岩心时产生的FR＞10,FRR＞2.在三层非均质人造岩心(Vk=0.72, Ka=0.840-1.120 μm2)上进行的岩心驱油实验中,相同浓度(1 000 mg/L)HAP溶液驱替水驱残余油的采收率比HPAM溶液高3%-4%(OOIP),相同粘度(41-42 mPa·