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     

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     

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 ,对某油田F6 6A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 .0 0 )时的PVT关系进行了测定 ,共取得PVT数据点 16 5个 ,泡点压力点和体积系数点各 11个。实验结果表明 ,由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。F6 6A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CO2 注入量之间呈二次曲线关系 ,上升速度比F6 6A井缓慢 ,注气体系的体积系数的增加速度与CO2 注入量近似呈直线关系。对油藏流体中各组分进行适当组合合并为假组分后 ,用PR和SRK状态方程对所测注CO2 原油体系的相行为进行了预测。结果表明 ,PR状态方程的预测精度优于SRK方程 ,但两者均不能用于计算高CO2 注入量时油藏流体的相行为     

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。     

江汉油藏油及其注二氧化碳体系高压粘度的实验测定

对国产江汉原油进行了组成分析；实验测定了井流物在油自条件下的粘度以及在油藏条件下注ＣＯ２后样品的粘度随温度和压力的变化。所得实测数据已应用于江汉油田注ＣＯ２混相驱开采方案的制订。     

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。     

Lohrenz剩余粘度模型的改进及其应用

用Peng-Robinson状态方程计算的密度和典型原油粘度的实测数据对Lohrenz等提出的剩余粘度模型中对比密度多项式的系数进行了重新关联,并通过引入C7^ 组分的有效相对密度和CO2的有效摩尔分数,使改进后的剩余粘度模型成功地用了预测油藏原油和注CO2原油的粘度,预测精度可满足工程应用要求。     

油藏原油及其注CO_2体系粘度的研究

实验测定了油藏原油及其注ＣＯ２体系在油藏温度下的粘度数据５６点．建立了饱和液相粘度随ＣＯ２注入量间的变化关系．并应用ＬＶＩＳ粘度模型对实验体系在不同压力下的粘度进行了预测．     

注CO2油气藏流体体系油/水和油/气界面张力实验研究

采用高压界面张力装置测定了某油田在油藏温度下,原油中不同CO2注入量时油藏流体/地层水的界面张力,并考察了压力的影响.实验发现,随着原油中CO2注入量的增加,油藏流体/地层水界面张力不断减小.相同CO2注入量时,随着压力升高,油藏流体/地层水界面张力增大;当CO2摩尔分数达到0.650时,测得的油藏流体/地层水界面张力随压力的升高已变化很小,同时,从测得的PVT关系中也已很难分辨出泡点压力,体系接近一次接触混相的状态.当CO2摩尔分数为0.578时,油藏流体/CO2界面张力随着压力的升高而降低.研究表明,对某油井采用注CO2降低油藏流体/地层水、油藏流体/CO2间的界面张力的方法是可行的,注CO2方法在降低界面张力的同时,还增加了地层压力,对提高油井的采收率有利.     

注CO2油气藏流体体系油/水和油/气界面张力实验研究

采用高压界面张力装置测定了某油田在油藏温度下，原油中不同CO2注入量时油藏流体／地层水的界面张力，并考察了压力的影响。实验发现，随着原油中CO2注入量的增加，油藏流体／地层水界面张力不断减小。相同CO2注入量时，随着压力升高，油藏流体／地层水界面张力增大；当CO2摩尔分数达到0．650时，测得的油藏流体／地层水界面张力随压力的升高已变化很小，同时，从测得的PVT关系中也已很难分辨出泡点压力，体系接近一次接触混相的状态。当CO2摩尔分数为0．578时，油藏流体／CO2界面张力随着压力的升高而降低。研究表明，对某油井采用注CO2降低油藏流体／地层水、油藏流体／CO2间的界面张力的方法是可行的，注CO2方法在降低界面张力的同时，还增加了地层压力，对提高油井的采收率有利。     

共聚物电解质MA-Na2/AA-Na稀溶液粘度与浓度关系的探讨

研究共聚物电解质MA-Na₂(顺丁烯二酸钠)/AA-Na(丙烯酸钠)水溶液粘度与浓度的关系,探讨前人所提出的聚电解质溶液粘度与浓度经验式的适用性,运用合理的方法求得各经验式中的常数,并确定了MA-Na₂/AA-Na稀溶液体系中粘度与浓度关系的经验公式。     

CO2和N2惰化条件下合成气可燃下限实验研究

利用自主搭建的可燃极限实验系统,对含有CO₂和N₂的合成气可燃下限进行实验研究,并对Le Chatelier公式进行校核.结果表明,合成气可燃下限随含氢量的增加而降低,由于反应控制机理的影响效应,少量氢气的加入对混合物可燃下限具有显著影响;合成气可燃下限随N₂和CO₂比例的增加近似线性升高,而CO₂较强的热效应及化学效应使其对混合物可燃下限的影响更显著;由于Le Chatelier在推导过程中对化学反应作用的简化及忽视,使其对含氢量较低及惰化比例较高的合成气可燃下限的预测准确性较差,且计算结果不能区分不同惰性气体对合成气可燃下限的影响差异.     

负载型燃烧催化剂La0.8Sr0.2CoO3／ZrO2—CeO2的性能研究

以稀土复合氧化物La0.8Sr0.2CoO3为活性组分,ZrO-CeO2为载体,采用浸渍法制备出负载型燃烧催化剂La0.8Sr0.2CoO3/ZrO2-CeO2,用XRD,TPR,二甲苯完全氧化研究了催化剂的晶相,还原性能及催化活性,并与负载型催化剂La0.8Sr0.2CoO3／堇青石和单一相La0.8Sr0.2CoO3催化剂进行了对比,结果表明,负载型La0.8Sr0.2CoO3/ZrO2-CeO2催化剂具有较好的催化活性和抗高温性能。     

CO2增注剂与油藏的适应性

针对油藏CO2驱开发注气增注剂与油藏的适应性问题,以中原油田某储层为研究对象,采用室内试验手段,分别考察了降低界面张力型增注剂LB-1和改善润湿性型增注剂NR-1与储层流体及储层多孔介质的适应性。研究结果表明：两类增注剂均适于在该目标区块推广应用,两种增注剂与地层水混合未产生任何沉淀和絮状物,并且与原油的乳化效果较好;在一定的浓度区间上,前者可使油水界面张力降低一个数量级,后者能够将岩石润湿角提高三倍以上,两者的作用效果非常明显并且稳定性好;在较低吸附滞留量范围内,可具有较好的防膨性能;基于上述适应性数据分析,分别优选了两类增注剂的适应性浓度区间,从而形成了一种增注剂浓度优选与评价方法;室内实验提高注气能力6%以上,研究成果丰富和发展了注气开发技术体系,为注气开发的现场实施提供重要的技术参考。     

TiO2/Al2O3-Al2O3-TiO2/Al2O3绝缘结构的真空沿面闪络特性

基于变插入层介电常数的多层绝缘结构能改善电场分布、提高真空沿面闪络特性.通过真空热压烧结制备了TiO2/Al2O3-Al2O3-TiO2/Al2O3(A-B-A)3层绝缘结构,A层w(TiO2)为0.5%到20%.测量了该绝缘结构的真空沿面闪络特性,发现闪络特性随w(TiO2)的增加而提高,当w(TiO2)为20%时,其脉冲初次闪络电压较同等厚度的Al2O3陶瓷提高了63%.研究发现:A层的介电常数可由w(TiO2)调控,介电常数的增大能有效降低真空-绝缘子-阴极三结合点处的电场强度;A层表面存在的TiO2颗粒可以减小二次电子发射系数并改善表面电荷分布;TiO2的电导率虽比Al2O3高,但其仍为绝缘体,即使TiO2含量较高时也不会形成贯穿的导电通道.     

注低温CO2井油层温度场分布研究

注CO2提高采收率过程中,低温CO2与地层岩石、储层流体存在换热过程,井底附近油层温度将明显下降,其温度分布直接影响注入CO2和储层流体性质和油气混相。如果注入参数不合理,将形成低温降黏带,发生固相沉积,以至形成CO2水合物,产生冷伤害,影响生产。通过对油层传热机理的研究,在Lauwerier油层传热模型的基础上建立了综合考虑沿程流体相态以及热物理性质变化的油层温度场数学模型,模拟注气过程中油层温度分布变化规律。研究结果表明,注气初始阶段近井油层温度下降较快;随着时间的增加,低温带的推进速度逐渐变慢,为优化注气参数,提高注气开发效果提供依据。     

介孔CoFe/CeO2催化剂CO2与甘油干重整制合成气的实验研究

利用生物柴油副产物甘油和CO₂干重整制取高附加值合成气，关键是高性能催化剂的选择和研究。通过胶体溶液燃烧法制备了CoFe/CeO₂催化剂，在固定床反应器中，温度范围650～800 ℃条件下，研究了CO₂与甘油干重整过程中的催化活性和稳定性。结果表明，胶体溶液燃烧法制备的CoFe/CeO₂催化剂具有典型的介孔结构，比表面积为33.4～40.8 m²/g，表现出了活性组分Co-Fe与载体CeO₂较强的相互作用。 7CoFeCe显示出了较好的干重整催化性能，750 ℃下甘油转化率达84.8%，CO₂转化率达19.9%。随着温度的升高，CO₂转化率提高，在800 ℃下，CO₂转化率达到了30.3%，表明高温有利于逆水汽变换反应。稳定性实验表明，介孔CoFe/CeO₂催化剂具有较好的干重整稳定性。     

Yb2O3、Al2O3、TiO2对Yb-TZP材料性能的影响

用超细ZrO     

CO2/HCs混合物宽区域黏度模型的热力学研究

 基于Vesovic-Wakeham理论,建立CO₂/HCs二元混合物黏度预测模型,对CO₂/CH₄,CO₂/C₂H₆,CO₂/C₃H₈,CO₂/n-C₄H₁₀和CO₂/iso-C₄H₁₀这5种重要CO₂/HCs二元体系的黏度进行了预测,温度范围为273.15～973.15 K,压力范围为0.1～200 MPa,最大黏度预测值达140 μPa·s。与大量文献实验数据的比较表明,所预测的黏度计算值具有较高的精度,可以满足工程应用的实际要求。     

CF4/N2混合物替代SF6/N2的可行性研究

SF6具有良好的绝缘强度,但其全球温室效应指数(GWP)是二氧化碳的23 900倍,因此有必要寻找一种环境友好的绝缘气体替代SF6。从绝缘性能、协同效应和GWP三方面研究了CF_4/N_2混合物替代SF6气体的可行性。研究结果表明:CF_4/N_2混合物的工频击穿电压随气压的升高出现饱和现象;80%CF_4/N_2混合物为最佳混合比例,其绝缘性能约为同条件下纯SF6击穿电压的65%;CF_4/N_2混合物具有协同效应,协同系数在0.2~0.59之间,和SF_6/N_2的协同系数接近;CF_4/N_2混合气体的GWP值随着气体的混合比呈线性关系,80%CF_4/N_2混合物的GWP值比SF_6/N_2低很多。因此,综合考虑绝缘性能、协同效应和GWP,80%CF_4/N_2混合物有希望替代SF_6/N_2气体用于气体绝缘。