耐高温石墨颗粒—凝胶复配调剖剂研制及性能评价

为了获得适用于稠油油藏蒸汽驱的调剖剂,首先通过改性在NH-1主剂(芳香族羟基羧酸盐)分子苯环上引入了硝基得到了改性NH-1主剂,再与助凝剂BK-A05(HPAM)以及交联剂I(酚类)交联剂II(醛类)混合得到可形成空间网状四元共聚凝胶的凝胶体系,并与耐高温石墨颗粒复配,研制了一种耐高温颗粒-凝胶复配调剖体系,并研究了该复配调剖体系的适应性、高温封堵性、耐冲刷性和热稳定性。结果表明:配方为0.025%助凝剂BK-A05+2.2%交联剂I+1.8%交联剂II+8%改性NH-1主剂(NH-主剂与65%浓硝酸按固液比1∶6反应制得)+0.7%石墨颗粒(10000目)+0.3%悬浮剂CMC的石墨颗粒-凝胶复配体系的成胶黏度可达2×106m Pa·s,成胶温度范围广(160~280℃),耐温300℃,适用p H值范围6~8、碱性水矿化度在8000 mg/L以下的地层条件。该复配体系的注入性能良好、封堵率高,对水测渗透率900×10-3μm2的岩心的封堵率在99%以上;此外,复配体系的耐冲刷性和热稳定性良好,30 PV、300℃蒸汽高速冲刷后封堵率仅下降0.35%,300℃下老化50 d后的封堵率仅下降1.63%。复配体系的耐冲刷性和热稳定性效果明显优于单独凝胶体系。     

天然气压缩因子计算及影响因素分析

天然气长输管道首端与末端之间往往会出现输差,输差是影响输气成本的一个最关键的因素。针对出现的输差问题,以天然气组分为基础,以压缩因子作为突破口,通过着重理解天然气压缩因子的解法与改进来得到控制输差。以BWRS方程为重点,通过Excel求得方程系数,然后从中解出气体密度,再代入气体状态方程中求得压缩因子。通过对天然气压缩因子的求解,得到影响压缩因子的主要因素,从而修正到天然气输量,以便减少输差。     

调峰型天然气液化流程影响因素分析

调峰型天然气液化流程是实际生产过程中比较实用的天然气液化工艺流程。通过HYSYS模拟软件,模拟计算调峰型天然气液化流程在LNG储存压力、混合冷剂(N_2+CH_4)以及高(低)压制冷剂压力不同值时的效果,并计算分析液化流程达到最佳效果时各影响因素的取值范围,为实际工艺流程设计提供理论指导。     

稠油井井口采出液密闭取样器流场数值计算

在我国超稠油开采过程中出现了高浓度的硫化氢气体,给现场的取样工作带来极大的困扰。目前,国内研究生产的取样器大多为开放式,这些取样器存在着残留物质清洗困难、原料利用不充足、破坏环境严重、以及使用过程中发生危险的几率大等等弊端,而国外生产的取样器价格昂贵,不能满足实际条件下的经济因素。因此在国内生产的设备弊端多、国外设备价格高的条件下设计一款新型的密闭环保取样器是非常有必要的。通过对现场实际情况的调研,基于活塞式取样器的原理,通过对目前取样器装置的结构与工作原理的分析,运用Solid Works对取样器进行建模与装配,得到取样器的三维模型。使用软件建立取样器的简化模型,通过应用FLUENT中动网格部分的UDF编写成功的实现了液体吸入取样器内部。运用FLUENT数字模拟软件,通过对流体非定常流的数值模拟,控制不同的抽吸速度分别得到气体的体积分布,并计算最终的含气率与含水率,再对模拟结果进行分析,获得抽吸速度对于气体含量的影响。     

油套环空压裂液压降影响因素分析

油田增产压裂过程中压裂液到井底的压力受现场条件的制约无法精准测量,通过计算压裂液在油套环空中的压降确定井底压力。将油套环空管道的计算转化为具有当量直径的圆形管道计算,根据油套环空内液体压降数学模型,通过Visual Basic软件编写高压油套环空压降计算程序。计算在不同当量直径下压裂液压降随压裂液密度,粘度,排量的关系,结果表明压降随着排量、压裂液密度和粘度的增大不断增大,环空截面积减小导致压降增大。     

立式分离器两相流场数值模拟

针对海上平台的发展趋势,所开采出的为油气混合液需要分离处理。因海上平台自身的特点,提出了海上平台主要以立式分离器为主来进行气液分离。而立式分离器其本身的分离效能对海上平台的应用至关重要。因此采用CFD模型(计算流体力学)方法对油气两相分离过程中的两相流场进行了数值模拟分析,模拟结果表明,所采用的数学模型和数学模拟计算方法正确。通过分析,可以预测并反映混合液变量中,流体的不同速度,粘度对气液两相分离的分离效能产生的规律及影响,并更加系统深入地探讨了立式分离器内气液两相的流动及特,从而预测了提高立式分离器气液分离的分离效能的影响因素,数值模拟计算结果可为海上平台的气液分离提供一定的理论指导。