注采与储存过程储油盐穴溶腔内温度变化研究

盐穴储油库内的原油温度是影响储库安全运行的重要参数,经过合理简化,基于能量守恒构建热模型,利用有限容积法对岩盐溶腔温度场求解,并结合美国SPR实际工程数据,分别模拟了注油、储存工况.计算结果与试验数据吻合较好,最大误差为0.33%,结果显示在注入阶段溶腔内流体的温度变化显著,原油与卤水温度平衡所需时间较长,但溶腔与岩层间径向热流量将逐渐减小,该算例储存的62个月温度仅升高1.6 K.     

用于核废料处理的岩盐溶腔力学特性

综合各国研究成果,分析岩盐的蠕变、渗透、防辐射力学效应、盐腔内卤水的热膨胀等力学特性、以及盐层倾角、岩盐溶腔围岩的应力和应变,溶腔的几何形状和溶腔顶板稳定性等影响岩盐溶腔稳定的主要因素,可知岩盐溶腔用于核废料处置是安全的并具有较好的应用前景.     

盐穴战略储油库注采运行方案的优化分析

为了研究储油库运行参数和溶腔蠕变对地下战略储油库稳定性的影响,并分析地下储油库战略储存的不同运行方案,由传热学和流体动力学理论,建立了溶腔内热质交换和溶腔蠕变模型。利用美国BH101盐岩战略储油库从1990年到1998年的实测数据对模型进行验证,模型预测的最大相对误差控制在15%之内,可较好地满足工程精度的要求。对拟建的金坛盐穴战略储油库的几种典型运行方案进行了分析,结果表明:适当减少原油注采周期之间的平衡稳定时间可以缓解溶腔蠕变,并能增加注采时间,有利于地下战略储油库溶腔的稳定;原油战略储存的开始阶段应使卤水井口与大气相通,待溶腔内油卤稳定之后再封闭卤水井有利于储油库的安全运行。     

盐穴储气库垫底气利用方案研究

为保证盐穴的安全,盐穴储气库运行过程中留有垫底气,这是盐穴储气库的特点之一,也是盐穴储气库的缺点。为充分利用盐穴储气库的垫底气,首先介绍了紧急工况下的最小运行压力概念,并给出基于屈服-扩容-破坏复合强度理论的设计准则,该方法能够采出部分垫底气;其次,为了置换出全部的垫底气,提出饱和卤水置换盐穴储气库垫底气的技术方案,该方案能够置换出全部的垫底气,但该方案需要大量的饱和卤水;然后,提出采用高压空气置换盐穴储气库垫底气,利用饱和卤水作为隔离介质,高压空气推动饱和卤水,饱和卤水推动天然气来置换出全部垫底气,该方案仅需一口溶腔的饱和卤水作为隔离介质,就可以用空气置换出全部的垫底气,但置换效率受制于液体的流动速度;最后介绍了一种内胆式盐穴储气库,该型储气库为无垫底气式储气库,能够高效采出全部的天然气,并能保持盐穴内压在一个较高的压力水平,有利于盐穴的稳定,能够延长其使用年限。     

岩盐储气库水溶建腔岩盐溶蚀模型研究

为了深入研究岩盐水溶机理及溶腔形状变化规律,在岩盐水溶物理机理研究的基础上,根据物质平衡原理和Fick第一扩散定律,导出了水溶造腔腔体边界变化的动边界方程,建立了完整的岩盐溶蚀数学模型.通过计算机数值求解方法,对岩盐溶腔过程进行了动态模拟研究.结果表明,该岩盐溶蚀数学模型能够有效的反映腔体形状的变化规律,指导储气库水溶建腔.     

岩盐溶腔围岩应力分布规律的有限元分析

在有限元数值计算的基础上，分析了岸盐溶腔围岩地应力等值线图以及主应力随深度和水平方向的变化规律，探讨了溶腔顶板跨度、溶腔水压力以及岩盐层埋深等因素对岩盐溶腔围岩地应力分布的影响。研究认为，主应力一般将随深度的增大而增大；离岩盐溶腔的越近，岩盐溶腔对其周围地应力分布的影响程度也随之增大。随着顶板跨度的增加，在岩盐溶腔边界的地应力集中愈明显，且波及的范围愈大；随着溶腔内水压力的逐渐增大，岩盐溶腔围岩内的地应力集中逐渐削弱；随着岩盐层埋深的增大，岩盐溶腔围岩内地应力集中现象愈加明显，且其围岩内的地应力绝对值也将明显增大。     

封闭腔水膜闪蒸汽液界面瞬态传质系数的实验研究

以膜渗透理论为依据,通过搭建水膜闪蒸实验台,对水膜闪蒸汽液界面的瞬态传质系数进行了实验研究.实验中液膜厚度为0.02～0.10 m,过热度为10～20℃,真空腔压力为0.005～0.015MPa.结果表明,实验条件下界面传质系数的变化范围为0.08～16.77 m/s.在相同条件下,该系数随初始过热度或初始液膜厚度的增大而减小.闪蒸过程中,该传质系数随液膜厚度的减小或真空腔压力的升高而迅速减小.     

浅埋薄层岩盐溶腔稳定性的数值模拟计算

为了延长盐矿井的寿命，避免开采带来的地面沉陷，并合理利用形成的溶腔，必须探讨岩盐水溶开采过程中影响溶腔稳定性的因素，以便即时采取有效的防治措施。文章采用ADINA非线性有限元程序对薄层岩盐水溶溶解形成的溶腔稳定性进行了分析研究。结果表明，对薄层岩盐矿床而言，溶腔的稳定性随其高度的减小而显著增强，随跨度的增大而有减弱的趋势，倾角对溶腔的稳定性影响很小；圆柱形溶腔最为稳定，其次为倒锥形，组合模型为过渡形态；影响溶腔稳定性的因素由强到弱顺序为：溶腔高度，溶腔的几何形态，溶腔的跨度，岩盐层的倾角。     

金坛盐穴储气库腔体偏溶特征分析

国内可用于盐穴储气库建设的盐矿以层状盐岩为主,造腔过程中普遍存在腔体偏溶现象,研究其特征及成因对国内以后盐穴储气库的建设具有一定的借鉴作用。以国内第一个盐穴储气库金坛储气库为研究对象,基于声呐测腔数据,提出了以偏溶系数,即腔体最大半径与同一平面最小半径的比值,来定量表征腔体的偏溶程度,最大半径方向即为腔体偏溶方向。统计结果表明,金坛储气库腔体偏溶系数1.13~11.88,偏溶方向以北东南西向为主。结合夹层、可造腔盐层厚度和地应力数据,分析了腔体偏溶发生的原因,认为造腔过程中夹层的不均匀垮塌可促使腔体发生偏溶;可造腔盐层厚度越大,腔体发生偏溶的可能性就越大,偏溶程度就越严重;地应力方向对腔体的偏溶方向具有重要影响。     

盐穴建造期夹层与卤水运移相互作用机理分析

以金坛层状盐岩能源地下储库群建造工程为背景,基于RNG kε湍流计算模型及物质输运理论,研究了盐穴建造期夹层与卤水输运相互作用关系。计算发现,建造期卤水在运移过程中受夹层影响会形成复杂的紊流,一般在夹层附近会产生涡流,其影响程度随腔体扩大而减弱,另外夹层对流场的影响程度还受注水循环方式、注水流量及套管位置等造腔工艺影响。同时卤水的非均匀流动对夹层也会产生不同程度的扰动水压力,一般建腔前期夹层主要受注入流产生的扰动水压力作用,而后期主要受边界质量流作用,卤水对夹层的扰动水压力大小同样受造腔工艺的影响,但无论哪个造腔阶段卤水流动产生的压力都不足以使夹层垮塌破坏。利用PIV技术监测物理模型中的卤水运移规律,实验中卤水运移规律与数值计算结果一致。     

金坛盐穴储气库畸形对盐腔体积影响

金坛盐穴储气库属于层状盐岩型储气库，建设过程中经常出现腔体畸形、偏溶现象，严重降低盐腔有效体积。研究腔体畸形对盐腔体积的影响规律，并在造腔过程中加以控制，将有助于加快库容工作气形成。结合金坛盐穴储气库实际盐腔情况，分析了腔体畸形、偏溶和底坑形状对盐腔有效体积的影响，并根据其形成原因给出了相应解决措施。结果表明，金坛盐穴储气库畸形、偏溶腔体约占总数的30%，畸形系数（11.8~90.1）×10^-3，畸形系数越大盐层利用率越低；畸形导致横截面为椭圆形，且不同深度的腔体直径差别较大，使腔体周围盐层利用率降低；偏溶使井间矿柱宽度过低，矿柱比减小，腔体直径受限，腔体积严重降低；底坑形状可分为“V”形、“一”形、“\”形、“A”形4种，其注气排卤效率依次降低，其中，“\”形、“A”形最不利盐腔空间利用，严重降低储气体积。对于腔体畸形可采用的控制手段有降低排量、采用正循环、天然气阻溶回溶等技术。对于偏溶可采用预测偏溶方向合理设计井位、降低矿柱比增加腔体直径等措施。底坑畸形尚无有效控制手段和提高注气排卤措施。该研究为后期腔体形状控制和提高盐腔体积奠定了理论基础，将有助于加快金坛盐穴储气库建设速度。     

西北地区太阳能采暖系统储热水箱热损失试验研究

以西北新农村117.07 m²的单体建筑太阳能采暖系统为研究对象,以12月15日为例,得出储热水箱热损失主要发生在自然冷却阶段,当日储热水箱的总热损系数为5.68 W/℃,总热量损失为9.49 MJ.再选取其余11个典型日的试验数据对储热水箱总热损系数和总热损失各影响因素进行拟合,储热水箱总热损失由于受到环境温度和室外风速的影响,储热水箱的温度也随之变化.研究结果表明:平均环境温度每降低1 ℃,储热水箱总热损失增加0.067 MJ;室外风速每增加1 m/s,储热水箱总热损失增加0.042 MJ;储热水箱平均温度每降低1 ℃,储热水箱总热损失增加0.068 MJ;储热水箱温度变化幅度每增加1 ℃,储热水箱总热损失增加1.641 MJ.针对储热水箱热损失分析及室内热环境现状,提出将储热水箱置于室内以增强储热水箱储热能力和改善建筑室内舒适度.     

盐穴在地下能源存储领域的应用及发展

 盐岩具有较低的渗透性、良好的蠕变特性及损伤恢复功能。盐穴是能源地下存储的良好介质,广泛应用于天然气、原油、液态碳氢化合物等的存储;也可以进行压缩空气蓄能和氢气存储蓄能,存储转化可再生能源;同时可应用于工业废料、有害废料的处置及二氧化碳封存等。综述了盐穴在地下能源领域的应用情况及基本原理,展望了盐穴的技术发展趋势。阐述了中国盐穴能源储库起步较晚、资源有限、技术难点多、发展与挑战并存的现状。     

裂隙岩体渗透各向异性对地下储油洞库水封性的影响规律

为研究岩体渗透各向异性对地下储油洞库的水封性影响规律,建立油库单一洞室的二维等效连续介质模型,用不同渗透张量表征岩体渗透各向异性的不同情况,并开展数值模拟。从洞室周围水压力、渗流场和涌水量等角度对模拟结果进行分析,并评价了洞室水封性。结果表明:岩体各向渗透性较均匀时,储油洞室水封性要求相对一致,有利于水幕系统的统一设计和施工处理,容易通过设置的水幕系统保证洞室整体的水封密闭;岩体最强渗透方向在45°～90°之间时,有利于水幕系统的水压力向下传递,形成高水力梯度区包围洞室,保证洞室密封。     

湿式铜基摩擦副局部接触对摩擦因数的影响

考虑金属的热衰退特性及温度、压力和摩滑速度对混合润滑油膜的影响,建立了湿式铜基摩擦副局部接触摩擦因数计算模型,研究了摩滑过程中湿式铜基摩擦副局部接触状态下摩擦因数的变化规律,并通过销-盘摩擦因数测量实验对摩擦因数计算模型进行了验证.研究结果表明:摩擦元件屈曲变形导致摩擦元件间摩擦状态发生变化,在局部接触条件下,接触区摩擦状态随温度升高可分为油膜主导阶段、微凸峰主导阶段、摩擦因数上升阶段和热衰退阶段4个阶段.其中,油膜主导阶段会随摩滑速度的减小而消失.干摩擦状态下,摩滑速度对摩擦因数影响较小.在混合润滑状态下,摩擦因数随摩滑速度增加而下降,且温度越小摩擦因数衰减越显著.局部接触区平均面压较小时,压力对摩擦因数影响较小,当压力超过100 MPa时,接触面压力开始对混合润滑中的油膜主导阶段产生影响,此时摩擦因数随压力升高而增大.      

金坛盐穴储气库上限压力提高试验

为了精确获取造腔层段最小主应力以确定盐穴储气库上限压力，确保气腔安全稳定运行且最大限度地发挥盐穴储气库的功能。在金坛储气库进行小型水力压裂地应力测试，测量5个层段的最小主应力，选取注采B井套管鞋处最小主应力22.5 MPa的80%，即18 MPa作为理论上限压力。上限压力的确定需进行数值模拟，研究表明，注采B井在上限压力18 MPa下满足气腔稳定性和密闭性的要求。根据注采站压缩机技术参数和安全考虑，金坛盐穴储气库确定了上限压力提高0.5 MPa的方案，且提压过程中利用实时微地震技术监测腔体及围岩的稳定性。经过现场提压试验，注采B井上限压力达到17.5 MPa，库容从3 481.06×10⁴ m³增加到3 590.39×10⁴ m³，工作气量从2 137.02×10⁴ m³增加到2 246.15×10⁴ m³，增加了5.11%。研究认为：虽然盐穴储气库行业普遍采用最小主应力的80%~85%的经验值作为盐穴储气库上限运行压力，但采取的上限压力需要进行数值模拟。通过理论模拟研究和现场试验，金坛盐穴储气库上限压力可以从当前的17.0 MPa提高到17.5 MPa。     

断块型深层低渗油藏天然气驱最小混相压力及相态特征

本文以大港油田深层低渗油藏X断块为研究对象,采用细管实验和PVT测试仪器,测定了大港油田X断块地层原油和Y气藏天然气的最小混相压力,地层原油的基本物性参数,以及注入天然气对原油高压物性参数的影响。实验结果表明：大港油田X断块地层原油属于轻质原油,能够与Y气藏天然气实现混相,且最小混相压力为45 MPa,低于地层压力(49.8 MPa)和国内常用高压天然气压缩机的压力等级(50 MPa),因此,在X断块实施天然气混相驱具有理论可行性;地层原油的气油比、泡点压力、体积系数、压缩性、气体平均溶解系数均较高,多次接触实验结果表明,注入天然气与原油在最小混相压力条件下能够实现多次接触混相。为了实现大港油田深层低渗油藏X断块的高效开发,建议在X断块实施天然气混相驱。     

致密砂岩油藏热水+表活剂驱提高采收率机理及其对产能贡献的定量评价

在室内实验的基础上,通过数值模拟定量评价了长庆油田致密砂岩稀油油藏热水+表活剂驱提高采收率的各种机理对产能的贡献.研究结果表明:致密砂岩油藏热水驱提高采收率的主要机理是原油的热膨胀和对相渗曲线的影响,在注入温度100℃情况下,20 a末的采收率由冷水驱的19.3%提高到22.8%,增加了3.5%,其中热膨胀和对相渗曲线影响的贡献各占42%;热水+表活剂驱提高采收率的主要机理是原油热膨胀、对相渗曲线的影响和对界面张力的影响,在注入温度100℃情况下,20 a末的采收率从冷水驱的19.3%提高到25.6%,提高了6.3%,其中热水驱贡献占55%,表活剂贡献占45%.     

超临界CO_2萃取高原香薷精油工艺研究

目的:研究超临界CO2萃取高原香薷精油的最佳工艺条件.方法:通过正交试验研究萃取压力、温度、萃取时间、CO2流量对萃取率的影响.结果:通过各因素级差大小的比较可知,萃取压力是影响萃取的最主要的因素,其他影响因素依次为萃取温度、CO2流量,萃取时间影响最小.结论:优选出最佳萃取条件为萃取压力30MPa、萃取温度50℃、萃取时间1.5h、CO2流量25kg·h-1.在此条件下的精油收率为2.05%.