超临界CO2 处理对乳状液稳定性的影响机理研究

超临界CO₂(scCO₂)混相驱在提高原油采收率的同时,也显著改变采出原油乳液的性质。利用自主研发的CO₂-原油混相装置在模拟地层条件下对长庆原油进行混相处理,分别使用流变仪、电导率仪和显微镜研究了混相处理前后长庆原油及其W/O 乳液的流变性、稳定性和微观形貌。实验结果表明,scCO₂ 处理改变了长庆原油的组成,破坏了沥青质溶剂化层结构,使得失去保护的沥青质胶粒更易吸附于油水界面;scCO₂ 处理也使得析出的蜡晶尺寸更加细小,数量增加,这将导致乳液黏度显著增大。上述变化导致scCO₂ 处理后W/O 原油乳液的水滴粒径变小、分布更加均匀,宏观表现为乳液体系的流动性恶化、稳定性增强。     

含蜡原油管道停输降温的数值计算

埋地热含蜡原油管道停输后,当管内原油温度降至析蜡点以下时,原油中的蜡晶将逐渐析出。根据含蜡原油降温过程中黏弹性随温度的变化特点,利用温降过程中储能模量、损耗模量和损耗角的变化与温度的关系提出了划分管道停输温降阶段的方法,即以析蜡点和储能模量与损耗模量相等时(损耗角等于45°)的温度点为临界点,将温降过程划分为三个阶段,并以花格管道为例利用FLUENT软件对原油降温过程进行数学描述和计算求解。另外还选取不同性质的原油对该方法进行验证,得到含蜡原油管道停输温降规律。     

超临界CO2处理对长庆原油添加降凝剂效果的影响

利用超临界CO2(scCO2)与原油混相处理装置,模拟地层条件对长庆原油进行超临界CO2混相处理,通过对处理前后油样的四组分(SARA)、沥青质稳定性、蜡析出曲线、凝点、流变性分析及微观显微观察,从沥青质缔合状态与蜡结晶层面分析了超临界CO2处理对乙烯 醋酸乙烯共聚物(EVA)降凝剂添加到长庆原油作用效果的影响。结果表明,超临界CO2处理加剂原油相比未处理加剂原油具有更好的低温流动性能。超临界CO2处理会增加未加剂原油体系极性,增强沥青质缔合程度,使低温下蜡晶形貌更细小,恶化原油低温流动性,而超临界CO2处理后添加EVA降凝剂却使得蜡晶形貌向更加紧密的团簇转化。由于超临界CO2处理有利于EVA降凝剂进一步改善蜡晶形貌,故超临界CO2处理可以促进EVA降凝剂对长庆原油低温流动性的改善效果。     

穿堤箱涵伸缩漏水的处理

沿江地区的排灌站出水箱涵及低间多为混凝土结构，且在大堤身内，称为穿堤箱涵。60年代初至70年代，穿堤箱涵伸缩缝的止水多用沥青铜片。实践表明，这种止水材料容易老化、脱落，出现渗水、漏水现象，严重导致堤防翻砂、滑坡，影响排灌站正常运行，甚至在汛期发生险情，威胁大堤安全度汛。安徽省当涂县地处皖江，沿江河堤防有涵闸200余座，其中半数以上是70年代以前建造的。近几年来，针对伸缩缝漏水情况，采取"铁板压橡皮上水"技术，处理了几十座老涵闸，效果很好，具体做法如下：一、清除原伸缩缝内填料，并将伸缩缝四壁50厘米宽范围内钻…     

基于模糊故障树的输油管道压力异常波动分析

针对复杂输油管道压力异常波动事故频发,防控措施效果不理想的现状,应用图论中的故障树分析方法演绎压力异常波动的诱导机制,首次提出并建立了复杂输油管道压力异常波动的故障树模型。以某进口原油管道为例,运用德尔菲法和模糊数学理论求解模型,定性分析与定量计算的结果与工程实际相吻合。运用K 均值聚类方法分析典型基本事件的三个重要度,提出了管网压力异常波动的三元决策树结构,为波动事件的分析和防控措施的优化提供了理论依据。以压力异常波动为切入点,在历史数据不完备条件下,为大型复杂输油管道运行安全与完整性管理领域的研究提供了一种新的思路。     

基于自适应权重调整与差分进化策略的并行式混合蛙跳算法

针对标准混合蛙跳算法（SFLA）在复杂优化问题中出现的收敛速度慢、求解精度不高和运行效率低等问题,提出了一种基于自适应权重调整与差分进化（DE）策略的并行式混合蛙跳算法（P-DE-ASFLA）。在局部搜索过程中,采用邻近学习策略更新子群中的最优个体以加快算法的收敛;采用动态蛙跳规则更新子群中的最差个体以避免算法早熟收敛;在全局搜索过程中,采用DE策略对混合后的种群进行基因更新,增强算法的全局寻优能力。同时基于主从式并行架构,采用多进程技术使子群的局部搜索过程并行化,大幅提高了算法的运行效率。实验结果表明,所提算法在6个标准测试函数中的求解质量和运行效率要远优于标准SFLA和DE算法。     

乳化条件对O／W稠油乳液流变性的影响

通过采用偏光显微镜和控制应力流变仪,考察了油水体积比、乳化剂质量分数、乳化温度、乳化时间和搅拌机转速等乳化条件对O/W稠油乳液流变性的影响.实验结果表明,O/W稠油乳液的粒径和粘度随油水体积比(1∶9～7∶3)的增大均逐渐增大;但是,当油水体积比足够大时(8∶2),乳液转相为W/O型,粘度急剧增大.随着乳化剂质量分数的提高(0.5%～5%),乳液粒径减小而粘度先减小再增大.当乳化剂质量分数≤4%时,乳液为简单的牛顿流体;增大乳化剂质量分数到5%导致乳液转变为具有一定结构特性的非牛顿流体.随着乳化温度的提高(40～70 ℃),乳液粘度和粒径均减小;当乳化温度高于70 ℃时,乳化剂失效导致乳液转相为W/O型,乳液粘度急剧增大.随着乳化时间的增长和搅拌机转速的提高,乳液粒径减小、粘度增大,乳液的非牛顿流体特性也越来越显著.     

HHS-08油溶性缓蚀剂作用规律及分子动力学模拟

对HHS-08油溶性咪唑啉缓蚀剂（简称HHS-08缓蚀剂）在应用超临界CO2驱油技术的油田采出水环境中的作用规律进行了研究。向上述油田采出水中添加不同质量浓度的HHS-08缓蚀剂,利用CHI604E电化学工作站对极化曲线、电化学阻抗谱进行测试;通过Materials Studio 8.0软件对HHS-08缓蚀剂在Fe（001）晶面的吸附行为和作用机理进行了研究。宏观形貌、失重试验、极化曲线和阻抗谱试验结果表明：随着HHS-08缓蚀剂加入量的增加,缓蚀率逐渐提高;当HHS-08缓蚀剂质量浓度达到80 mg/L时,缓蚀率达到80%以上;继续增大缓蚀剂加入量,缓蚀率增加幅度减小。分子动力学研究结果表明,HHS-08缓蚀剂分子可以通过自身的扭转形变,使缓蚀剂分子中的极性头基（咪唑环）稳定吸附在Fe（001）晶面上,而烷基碳链则则背离金属表面形成疏水膜,从而实现良好的缓蚀作用。     

管输温度对EVA型防蜡剂防蜡效果的影响

采用Couette蜡沉积实验装置研究了聚乙烯醋酸乙烯酯(EVA)型防蜡剂对长庆原油蜡沉积特性的影响,分析了不同管输温度条件下EVA型防蜡剂的防蜡效果。研究发现,与空白原油相比,加剂原油的蜡沉积速率大幅降低,同时蜡沉积物的老化速率升高。无论是在恒定油壁温差还是在恒定壁温条件下,EVA型防蜡剂的防蜡效率均随油温的升高而不断降低,EVA对蜡沉积物老化速率的提升幅度均随油温的升高而不断增大。通过分析EVA型防蜡剂对长庆原油流动特性、低温胶凝结构特性及微观蜡晶形貌的影响,阐明了EVA型防蜡剂对长庆原油蜡沉积特性的影响机理,并从蜡沉积物初始凝油层抗剪切强度及蜡分子扩散速率2个角度揭示了管输温度对EVA型防蜡剂防蜡效果的影响。     

热处理对添加防蜡剂长庆原油流动性及蜡沉积特性的影响研究

基于流变性测试和蜡沉积实验研究了热处理温度对添加EVA/PAMSQ复合防蜡剂的长庆原油的流动性和蜡沉积特性的影响。研究发现加剂原油依然具有热处理效果,50℃热处理条件下加剂原油的流动性改进效果较差,随着热处理温度升高至60、70和80℃,加剂原油的流动特性(如凝点、黏度、小振幅振荡剪切特性)显著改善。80℃热处理条件下,加剂原油的凝点已低于0℃,表明热处理与EVA/PAMSQ复合防蜡剂具有良好的协同效果。同时,随着热处理温度的升高,加剂原油的蜡沉积速率逐渐降低,但蜡沉积物的含蜡量逐渐升高,这可能不利于蜡沉积物的剥离。蜡沉积物呈现出非均质结构,表层蜡沉积物为凝油状,底层蜡沉积物具有比表层蜡沉积物更高的析蜡点和屈服强度。