高压流体气—液相导热系数模型的建立

对温度Ｔ、导热系数λ和压力ｐ三者之间的关系进行了分析，建立了一个能够同时预测纯组分气－液相导热系数的统一模型，它能够描述高压流体和超临界流体的导热系数随温度和压力的变化。在较宽的温度和压力范围内（Ｔ＝８０－１４００Ｋ，ｐ＝０．１－３５０ＭＰａ），对油气藏流体中常见组分的气－流相导热系数进行了计算，２２个组分３２６３个数据点的拟合结果的平均相对误差为１２．５３％。通过引入常规的态方程混合规则，将模型     

烃类混合物及油气藏流体的粘度计算模型

根据ｖａｎｄｅｒＷａａｌｓ单流体混合规则，将基于两参数Ｐｅｎｇ－Ｒｏｂｉｎｓｏｎ状态方程的流体粘度计算模型应用于烃类混合物及油气藏流体粘度的计算。     

纯组分高压流体的粘度模型

基于ｐ－Ｖ－Ｔ和Ｔ－μ－ｐ图形有相似性,并结合两参数Ｐｅｎｇ－Ｒｏｂｉｎｓｏｎ状态方程,建立了一个能够同时预测纯流体气、液相粘度的统一模型。该模型能够同时描述气、液相及超临界流体的粘度随温度、压力和组成的变化情况。模型的纯组分参数已普遍化为对比温度、对比压力和偏心因子的函数。在较宽的温度、压力范围内（Ｔ＝２８０￣６００Ｋ,ｐ＝０．１￣１００ＭＰａ）,对２２种烷烃、二氧化碳和氮气的粘度进行了计算,其     

纯组分高压流体的粘度模型

基于ｐＶＴ和Ｔμｐ图形的相似性,并结合两参数ＰｅｎｇＲｏｂｉｎｓｏｎ状态方程,建立了一个能够同时预测纯流体气、液相粘度的统一模型。该模型能够同时描述气、液相及超临界流体的粘度随温度、压力和组成的变化情况。模型的纯组分参数已普遍化为对比温度、对比压力和偏心因子的函数。在较宽的温度、压力范围内（Ｔ＝２８０～６００Ｋ,ｐ＝０．１～１００ＭＰａ）,对２２种烷烃、二氧化碳和氮气的粘度进行了计算,其相对平均误差为７．０１％．     

烃类混合物及油气藏流体的粘度计算模型

根据ｖａｎｄｅｒＷａａｌｓ单流体混合规则,将基于两参数ＰｅｎｇＲｏｂｉｎｓｏｎ状态方程的流体粘度计算模型应用于烃类混合物及油气藏流体粘度的计算。对３种二元烃类混合物（甲烷丙烷、甲烷正丁烷和甲烷正癸烷）的粘度进行了计算,２４３９个数据点的平均相对误差为１６．７２％．计算了９种天然气及１７种油藏原油的粘度,其平均相对误差分别为９．８０％和１７．２９％．这种模型优于现有的油气藏流体粘度模型。     

油气藏流体—CO2体系粘度的实验测与计算

应用RUSKA落球式高压粘度测试装置,测定了某油藏原油在油藏温度下粘度随压力的变化,着重研究了CO2注入量对该油样的减粘效果,实验结果表明,注CO2对该油样的减粘效果明显,当注入的CO2与原始油样的摩尔比为0．33时,粘度为原始油样的60．9％,但CO2注入量继续增加油样粘度下降的幅度变缓,当CO2注入量与原始油样的摩尔比2．00时,油样粘度为原始油样的40．9％,用PR粘度模型对含CO2明确组合分体系和注CO2油气藏流体体系的粘度进行了预测计算,对CO2－n-C10H22二元体系,PR粘度模型的总均误差为7．2％,对注CO2油气藏体系,PR粘度模型的总均误差为12．59％,结果表明,PR粘度模型可用于预测注CO2油藏体系的粘度,计算精度显优于石油工程中常用的其他粘度模型。     

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。     

油气藏流体—CO2体系相行为的实验测定与计算

利用高压相平衡实验装置,地某油田Ｆ６６Ａ井和Ｆ３０井的原油在油藏温度下注入不同量的ＣＯ２（注入ＣＯ２与油藏流体的摩尔比为０￣２．００）时的ＰＶＴ关系进行了测定,共取得ＰＶＴ数据点１６５个,泡点压力点和体积系数点各１１个。实验结果表明帛于原始油样的组分结构和组成不同,其注气体系相行为有较大的不同。Ｆ６６Ａ井油藏原油的饱和（泡点）压力随着ＣＯ２注入量的增加近似呈线性增加,而Ｆ３０井的饱和压力和ＣＯ注入     

甲烷＋氮气／水体系高压界面张力的测定与计算

利用改装的JEFRI高压界面张力仪测定了5组不同配比的甲烷、氮气混合物与水之间的高压界面张力。并分析了温度、压力以及气体混合物组成对该体系界面张力的影响。在298～373K、1～30MPa的实验条件下。甲烷、氮气混合物与水之间的界面张力总是随压力、温度的升高以及甲烷含量的增加而降低。采用Zuo和Stenby提出的线性梯度理论对实验体系的界面张力进行了计算，计算值与实验值符合较好。     

油气藏流体-CO_2体系粘度的实验测定与计算

应用RUSKA落球式高压粘度测试装置 ,测定了某油藏原油在油藏温度下粘度随压力的变化 ,着重研究了CO2 注入量对该油样的减粘效果。实验结果表明 ,注CO2 对该油样的减粘效果明显 ,当注入的CO2 与原始油样的摩尔比为 0 33时 ,粘度为原始油样的 6 0 9%。但CO2 注入量继续增加油样粘度下降的幅度变缓 ,当CO2 注入量与原始油样的摩尔比为 2 0 0时 ,油样粘度为原始油样的 40 9%。用PR粘度模型对含CO2 明确组分体系和注CO2 油气藏流体体系的粘度进行了预测计算 ,对CO2 nC10 H2 2 二元体系 ,PR粘度模型的总均误差为 7 2 % ,对注CO2 油气藏体系 ,PR粘度模型的总均误差为 12 5 9%。结果表明 ,PR粘度模型可用于预测注CO2 油藏体系的粘度 ,计算精度显著优于石油工程中常用的其他粘度模型