计算混合原油凝点的一种新方法

对大量混合原油凝点数据的分析发现，两组分原油按1：1混合后，混合原油凝点的实测值与线性加权方法计算值之差的绝对值与两组分原油各自凝点之差的绝对值之间具有良好的相关性，用原有计算模型须已知每两组分原油按1：1混合后的凝点。提出了计算混合原油凝点的一种新方法，弥补了现有混合原油凝点计算模型的缺陷。利用此方法，仅须知道各组分原油的凝点，即可计算在任意混合比例条件下混合原油的凝点。对于凝点不完全确定的两组分混合原油，用此方法不仅可以预测凝点，还可预测各配比条件下混合原油凝点的变化范围。利用5组2～5组分混合原油的实验数据验证表明，新方法对混合原油凝点的计算结果与现有模型的计算结果的准确性相当。     

用差示扫描量热法确定原油的含蜡量

应用DSC热分析技术得到了原油析蜡过程的热谱图，测定出了原油的析蜡点、析蜡高峰点、析蜡热焓等特性参数。给出了根据DSC实验结果计算原油含蜡量和一定温度区间内原油析蜡量的方法。分别对大庆、中原、胜利油田的原油进行了DSC热分析实验，根据其DSC热谱图计算了3种原油的含蜡量以及不同温度区间内的原油析蜡量。其计算结果与采用RIPP－90方法（氧化铝吸附法）的测量结果对比表明，二者吻合较好，从而验证了DSC方法的可靠性。计算原油含蜡量方法的关键是选取DSC热谱图基线及确定蜡的平均结晶热。蜡的平均结晶热与原油中蜡的分子结构、碳数值等因素有关。胜利原油蜡的平均结晶热取215J/g；对未知分子结构的原油，建议蜡的平均结晶热取为210J/g。     

计算混合原油凝点的一种新方法

对大量混合原油凝点数据的分析发现 ,两组分原油按 1∶1混合后 ,混合原油凝点的实测值与线性加权方法计算值之差的绝对值与两组分原油各自凝点之差的绝对值之间具有良好的相关性 ,用原有计算模型须已知每两组分原油按 1∶1混合后的凝点。提出了计算混合原油凝点的一种新方法 ,弥补了现有混合原油凝点计算模型的缺陷。利用此方法 ,仅须知道各组分原油的凝点 ,即可计算在任意混合比例条件下混合原油的凝点。对于凝点不完全确定的两组分混合原油 ,用此方法不仅可以预测凝点 ,还可预测各配比条件下混合原油凝点的变化范围。利用 5组 2～ 5组分混合原油的实验数据验证表明 ,新方法对混合原油凝点的计算结果与现有模型的计算结果的准确性相当。     

状态方程法用于原油沥青质沉淀的计算

应用ＰｅｎｇＲｏｂｉｎｓｏｎ（ＰＲ） 状态方程代替目前广泛使用的活度系数模型，对原油中沥青质的沉淀点及沉淀量进行了计算。利用实验数据反算原油中重组分的特征化参数，以解决目前原油重组分特征化较差的问题。计算结果表明，沥青质沉淀点的计算值与实验数据基本相符，但沉淀量计算结果尚不能令人满意。与常规特征化方法相比，ＰＲ 状态方程法有了较大改进     

原油乳状液稳定性光学评价方法研究

以光散射原理为基础,建立了原油乳状液比表面积与时间的关系模型,进一步推导了原油乳状液衰变速率表达式。借助近红外扫描仪,评价了石油磺酸盐原油乳状液和碱原油乳状液两种体系的稳定性。红外扫描实验结果表明,碱原油乳状液体系、石油磺酸盐阴离子表面活性剂原油乳状液体系、OP-15非离子表面活性剂原油乳状液体系的半衰期分别为10.92,0.96,0.26 h。对各种原油乳状液体系的衰变速率进行了定量计算,计算结果表明,碱原油乳状液体系、石油磺酸盐阴离子表面活性剂原油乳状液体系、OP-15非离子表面活性剂原油乳状液体系的液珠衰变速率分别为0.000 652,0.055 6,0.121 8。计算结果和常规析水指数测定结果在分析原油乳状液稳定性方面具有一致性,验证了所建立的数学模型在原油乳状液稳定性评价中的可行性。     

原油热输管道的最优运行模型

以降低原油热输管道的运行费用为目的，分析了原油加热管道在在稳态运行过程中运行费用的主要构成．以原油热输过程中的单位热力费用与单位电力费用之和即单位能耗费用作为目标幽数，给出了原油热输管道最优运行的一个新经济模型．该模型全面考虑了原油温度沿管线的真实分布对原油热力特性和流体动力特性的影响以及输率对泵效的影响因素．实例计算表明，该模型对影响因素反映比较全面，准确，收敛速度比较快，数值稳定性比较好并使计算的泵效值始终等于实际运行的泵效值．     

原油乳状液稳定性光学评价方法研究

以光散射原理为基础,建立了原油乳状液比表面积与时间的关系模型,进一步推导了原油乳状液衰变速率表达式.借助近红外扫描仪,评价了石油磺酸盐原油乳状液和碱原油乳状液两种体系的稳定性.红外扫描实验结果表明,碱原油乳状液体系、石油磺酸盐阴离子表面活性剂原油乳状液体系、OP-15非离子表面活性剂原油乳状液体系的半衰期分别为10.92,0.96,0.26 h.对各种原油乳状液体系的衰变速率进行了定量计算,计算结果表明,碱原油乳状液体系、石油磺酸盐阴离子表面活性剂原油乳状液体系、OP-15非离子表面活性剂原油乳状液体系的液珠衰变速率分别为0.000652,0.0556,0.1218.计算结果和常规析水指数测定结果在分析原油乳状液稳定性方面具有一致性,验证了所建立的数学模型在原油乳状液稳定性评价中的可行性.     

灰色系统在预测原油产量方面的应用

为了使油田能够长期稳定高产，必须编制科学合理的生产计划，而在计划编制过程中，对原油产量进行科学预测又是十分必要的。为此，本文选定ＧＭ（１．１）模型，通过对原油生产的实际分析，建立了老井原油递减后产量的预测模型，并经过实征，具有预测精度高、计算速度快、方便实用等优点。     

利用 HYSIM 软件包进行未稳定原油的平衡闪蒸计算

原油稳定对于减少原油在储存与运输中的蒸发损耗、回收利用C_1-C_5轻烃资源具有十分重要的意义。无论采用何种稳定方法,在原油稳定的工艺计算中都离不开未稳定原油的平衡闪蒸计算。作者通过认真理解与消化,利用几种不同方法都可从引进的HYSIM软件计算到几乎完全一致的未稳定原油平衡闪蒸计算结果。     

原油常压精馏塔设计中侧线抽出温度的确定

各侧线抽出温度的确定是原油常压精馏塔设计的重要组成部分。将相邻馏分“重叠计算法”用于现有工业装置常压精馏塔侧线抽出温度的计算，并采用简捷的特性因数恒定法对相邻侧线或塔顶产品的重叠摩尔量进行了计算。侧线抽出温度的计算结果与实测值接近，明显优于传统计算方法，可以用于原油常压精馏塔的设计计算。     

西区油田高含水期原油粘壁规律研究

针对西区油田高含水期常温集输过程中原油会出现粘壁的情况,对高含水期不同含水率原油进行了石蜡杯实验和室内环道实验研究.通过改变流体流量、温度、含水率等因素,得到了粘壁厚度、粘璧速率与温度之间的变化规律.并对实验数据进行了公式拟合,得到了粘壁温度关系式.通过比较实验值和计算值发现,采用拟合公式计算西区油田粘壁温度所得结果误差小,可以较好的应用于实际生产.     

微机积分计算石油和天然气储量

容积法计算石油与天然气储量,在我国长期来使用参数平均值进行手工计算。本文是作者参加某气田开发设计时,进行天然气储量核算的研究成果。它取得了三方面的进展:把容积法计算油气储量的算术公式转变成了积分公式,理论上迈进了一步;储量计算在微机上实现了软件化;它提出了物性场的概念,并以微机描述物性场特征,这不仅是储量计算的基础,它还为油气田数字模拟及开发工程提供了依据。它输出的储量分布图反映了油藏的非均质性,有利于开发布井和动态分析。     

数据驱动建立地层原油黏度计算新方法

针对海上勘探评价阶段稠油油田地层流体取样少或无取样的问题,通过对大量渤海地区已取样稠油流体数据统计,应用数据矩阵分析探寻影响地层原油黏度的主控因素及不同参数与地层原油黏度的关系,采用非线性回归建立地层原油黏度与其他参数之间关系的经验公式,同时建立不同参数条件的地层原油黏度与地面密度的取值图版。新经验公式计算的地层原油黏度与实测地层原油黏度平均误差5.6%,同时应用经验公式和原油黏度确定综合图版对某海上稠油流体性质进行分析,两种方法研究结果相当,说明新方法的可靠性。基于数据驱动建立的地层原油黏度公式和图版成果可解决海上稠油油田地层流体取样少或无取样的问题,为油田开发方案编制、开发方式选择、采收率预测、平台设施设计及原油输送提供重要参考依据。     

原油不加热等温输送工艺参数的计算模型

等温输送是原油管道输送未来发展的方向.为了对原油不加热等温输送的工艺参数进行准确计算,从原油输送管道的热平衡方程出发,综合考虑了保温材料性质、保温层厚度和管道埋深对总传热系数的影响,不同流态对摩阻系数的影响等因素,给出了原油不加热等温输送工艺计算的完整数学模型和计算方法.计算表明,模型及其算法适用于紊流的不同流态区,能较好地反映原油不加热等温输送各工艺参数之间的制约关系.文中模型和算法为原油不加热等温输送的工艺计算和优化设计提供了理论依据.     

原油差温顺序输送管道温度场的数值模拟研究

原油差温顺序输送管道的温度场不同于输送单种原油的热油管道,探明其规律有助于管道的设计和运行方案的制定.建立了非稳态传热的数学模型,采用有限容积法和热力特征线法相结合的数值算法进行了求解.用国内某差温顺序输送原油管道的现场实测数据对编制的计算程序进行了检验.受原油种类和出站温度交替变化的影响,油流温度场和土壤温度场均呈现出周期性变化的特点;不同位置温度的变化周期相同,但可能存在滞后时间;停输时机不同,管道的安全停输时间可能不同.     

致密油藏注CO2增能效果及参数优化

为了研究致密油藏注CO2增能效果,利用长庆油田陇东P区块致密砂岩岩心开展核磁共振实验、扫描电镜实验,分析CO2对储层孔隙结构的影响规律;通过相态计算,分析CO2注入对原油体积系数及饱和压力的改变。运用有限差分方法和三维有限元方法,建立三维动态地应力与油藏双向耦合模型,分析储层渗透率变化规律及井底附近压力分布特征;通过建立目标区块储层注CO2增能图版,评价注CO2增能效果,优化注入参数。结果表明,室内实验表明CO2主要通过溶解、冲蚀作用使岩心大孔隙数目增加;注入10%-45%不同摩尔分数的CO2可使原油体积膨胀至1.19倍,原油饱和压力增加86%;注CO2对目标区块储层增能效果明显,目标区块的最佳注气体积为700 m³,最佳注入速度为4 m³.min^-1。     

低渗透油藏气驱“油墙”几何形态描述

在界定气驱类型的基础上,阐述了高压注气"油墙"形成过程。将气驱"油墙"形成机制概括为"差异化运移"和"加速凝析加积";并首次区分出控制气驱见效高峰期生产效果的"先导性显式油墙"和"伴随性隐式油墙"两种类型。基于简化实际气驱过程的"三步近似法"、物质平衡原理和低渗透油藏气驱增产倍数等概念,给出了见气见效时单井组内"先导性显式油墙"的形态、宽度、高度、面积、周长、体积等几何产状要素的定义和描述方法。进一步提出"油墙集中采出体积"和"油墙集中采出时间"概念及其计算方法,为见效高峰期持续时间估算和气驱开发阶段定量划分提供了理论依据,也为注气开发方案编制提供了必要依据。     

一种描述含蜡原油触变性的新方法

触变性是含蜡原油重要的流变特性之一.输油管道工艺计算需要对触变行为做出准确的定量描述.为了方便有效地表征含蜡原油的触变性,根据Moore模型进行推导,提出了一种描述含蜡原油触变性的方程式,并讨论了其具体的应用方法.利用该触变性表征方法对3种含蜡原油11个温度下的触变性实验数据进行拟合,最低相关系数为0.927 7,最高相关系数为0.991 0,平均相关系数为0.967 3.该触变性表征方法物理意义较明确且使用方便,能够较准确地描述不同剪切率下含蜡原油的触变特征.     

深层稠油减氧空气吞吐注气量确定方法研究

鲁克沁油田减氧空气吞吐注气时一般采用笼统注气，没有相关优化注气量的明确方法，导致增油效果在不同类型单井之间有较大差异。为此，通过物模实验确定优势通道注气量，进行数值模拟并提出优势通道注气系数α、优势通道进气系数β的概念，结合优势通道体积优化注气量。通过模拟不同注气量吞吐时的换油率大小来验证优化结果是否正确，得到对实际现场应用的注气量有理论指导作用的优化计算公式。实验表明，最优注气量为0.20 PV，优势通道注气系数为0.8，表明有80%的气进入到优势通道中，优势通道进气系数为0.348，说明距生产井约1/3的井距范围为受效区域。经过注气量优化公式计算和数模验证，最优注气量为4.5×10⁵ m³是合适充分的。优化方法结合减氧空气吞吐的增油机理与现场实际需求，对减氧空气吞吐注气量的相关设计具有一定的理论意义和现场应用价值。     

大港油田二氧化碳驱最小混相压力测定

混相压力是确定油藏能否采用混相驱的重要依据,测定混相压力的方法最好的是细管试验法,文中首先选用了一些最小混相压力经验关联式对此进行了预测,然后对大港油田五个区块的原油进行了混相压力测定,并分析了在不同驱替体积下的气油比、采收率、出口气组成变化。结合目前区块的油藏条件分析了采用混相驱替的可能性,筛选了适合于注二氧化碳混相驱的井,还介绍了测试装置及结果。