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。     

基于链流体状态方程的高压流体混合物的粘度模型

在压力型Eyring理论的基础上,结合链流体状态方程建立了一个高压流体混合物的粘度模型。对20个不同的二元体系和1个三元体系,温度在273~373 K,压力在0.1~73M Pa下,共3 075个数据点的计算表明:用一个与温度无关的可调参数,本模型能相当满意地关联高压混合物的粘度,预测结果与文献数据相当吻合,总的平均误差为1.47%,预测平均误差为2.62%。对于烃类混合物,本模型明显优于f-SRK和f-PRSV模型。     

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。     

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     

液体混合物粘度的测定和计算

在不同温度和组成条件下测定了乙酸乙酯（1）－苯（2）和丙烯腈（1）－苯（2）体系的粘度,并根据溶液粘度理论对混合物粘度进行了理论推算,结果与实验值基本一致。     

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％．     

油水混合物的转相及转相前后的粘度计算

分析并介绍油水混合物在含水率不断变化过程中的转相现象。对转相现象前后的油水混合物进行分析,并给出计算转相前后混合物粘度的公式。随着含水率不断变大时,油水混合物的粘度不断上升,而当含水率到达转相点附近,油水混合物的粘度会有发生突变,粘度会忽然降低。     

多组分烃类混合物机械密封性能参数计算

介绍了多组分烃类混合物的密度，汽液相平衡常数等热力学物性及粘度，导热系数等热物性的计算方法，以平行端面机械密封为模型，给出了多组分烃类混合物密封性能参数计算程序的编制方法和使用方法。对不同组成的多组分烃类混合物，给出了膜压系数和端面温度间的关系曲线，理论计算结果和现场实测结果吻合很好，证明文中所给方法及程序的可靠性。该计算方法可供机械密封设计部门使用。     

含蜡原油井筒结蜡剖面的预测模型

油井结蜡是含蜡原油开采中的不利因素。对含蜡原油在井筒流动过程中蜡沉积影响因素进行了分析，研究了石蜡的沉积机理。利用Ｆｉｃｋ扩散定律和剪切扩散理论，推导并建立了蜡分子扩散和蜡晶径向迁移过程中油井结蜡剖面的预测模型，该模型可用于计算油井井筒中各点的石蜡沉积速度以及沉积厚度的增长速度。对影响油井结蜡剖面的各因素进行了敏感性分析。研究结果表明，油井沿井筒的蜡沉积厚度分布随原油的性质、含水量、原油在井筒中的温度和压力条件、油井的产量以及生产时间的变化而变化。在实际生产中，对上述影响因素进行控制和调节，可以改善油井的结蜡状况。该预测模型可为进一步掌握油井蜡的沉积过程以及对油井的防蜡和清蜡措施提供理论基础     

含蜡原油井筒结蜡剖面的预测模型

油井结蜡是含蜡原油开采中的不利因素。对含蜡原油在井筒流动过程中蜡沉积影响因素进行了分析,研究了石蜡的沉积机理。利用Ｆｉｃｋ扩散定律和剪切扩散理论,推导并建立了蜡分子扩散和蜡晶径向迁移过程中油井结蜡剖面的预测模型,该模型可用于计算油井井筒中各点的石蜡沉淀速度以及沉淀厚度的增长速度。对影响油井结蜡剂面的各因素进行了敏感性分析。研究结果表明,油井沿井筒的蜡沉积厚度分布随原油的性质、含水量、原油在井筒中的     

多组分烃类混合物机械密封性能参数计算

介绍了多组分烃类混合物的密度、汽液相平衡常数等热力学物性及粘度、导热系数等热物性的计算方法，以平行端面机械密封为模型，给出了多组分烃类混合物密封性能参数计算程序的编制方法和使用方法，对不同组成的多组分烃类混合物，给出了膜压系数和端面温度间的关系曲线。理论计算结果和现场实测结果吻合很好，证明文中所给方法及程序的可靠性，该计算方法可供机械密封设计部门使用。     

多期叠合盆地油气运聚模式

多期叠合盆地的主要特征是盆地经历了多个演化阶段 ,并且在不同演化阶段中具有不同的盆地类型和性质。对中国西北塔里木和柴达木盆地进行了多期叠合盆地油气运聚研究。这两个盆地自震旦纪以来经历了震旦纪中泥盆世、晚泥盆世三叠纪和侏罗纪第四纪等 3个开合旋回 ,在演化过程中出现由海向陆的转化和拉张 -挤压的交替转化 ,形成了油气来自多源、油气形成多期、油气运移多方向、油气聚集多场所的油气运聚特征。多期叠合盆地有 3种基本油气运聚模式 :①放射状运移、环状聚集模式 ,以柴达木盆地西部环英雄岭构造带为代表 ,油气运移方向垂直于构造等高线的方向 ;②前陆油气运聚模式 ,以塔里木盆地库车坳陷为代表 ,油气运移方向平行于造山带挤压应力方向 ;③古生代海相克拉通盆地油气运聚模式 ,油气沿大型断裂带和区域性不整合面运移和聚集     

多期叠合盆地油气运聚模式

多期叠合盆地的主要特征是盆地经历了多个演化阶段,并且在不同演化阶段中具有不同的盆地类型和性质。对中国西北塔里木和柴达木盆地进行了多期叠合盆地油气运聚研究。这两个盆地自塬旦纪以一经历了震旦纪－交替转化,形成了油气来自多源、油气形成多期、油气运移多方向、油气聚集多场所的油气运聚特征。多期叠合盆地有３种基本油气运聚模式;（１）放射状运移、太聚集模式,以柴达木盆地西部环英雄岭构造带为代表,油气运移方向垂直     

适用于钻并液的流变模式的初步评价

本文对钻井液常用的几个流变模式进行了初步的理论分析,并根据旋转粘度计和管式粘度计的实验资料作了分析对比,说明了罗伯逊—斯蒂夫模式和卡森模式是理论上较完善、适用范围较宽广的模式,而宾汉模式和指数模式对某些钻井液在一定范围内也有良好的吻合性。     

饶阳凹陷大王庄地区沙三上及沙一下碳酸盐岩沉积模式与含油性

本文通过运用沉积学的分析方法,对饶阳凹陷大王庄地区沙三段碳酸盐岩的沉积特征及含油性进行了研究。研究表明,该区湖相碳酸盐沉积可以划分为3个沉积区——滨湖区、浅湖区和较深湖区,4种亚相——生物滩亚相、鲕粒滩亚相、湖湾亚相、泥晶碳酸盐岩亚相以及若干种微相。这些亚相和微相明显受到古构造和古地形控制,进而建立起缓坡型与陡坡型两种碳酸盐沉积模式。缓坡型模式的特点是地形平缓,沉降慢,相类型多,相带宽,储集性好;陡坡型模式则以地形较陡,沉降快,相类型单调,相带窄,储集性较差为特征。讨论了沉积环境对碳酸盐岩分布及储集性的控制。     

用Lennard—Jones和Kihara位能模型预测真实流体的PVT性质

分别采用Ｌｅｎｎａｒｄ－Ｊｏｎｅｓ（Ｌ－Ｊ）和Ｋｉｈａｒａ位能模型并结合顺序解析法计算了径向分布函数，然后代入统计热力学所给出的严格理论状态方程来预测真实流体的ＰＶＴ性质。位能模型参数由纯流体的临界温度性质确定。计算结果表明，该方法可用于预测较度广的压力、温度范围内的非极性和弱极性纯流体的ＰＶＴ性质。讨还上于正己烷时，近临界区除外，由Ｌ－Ｊ模型预测的饱和液体体积的相对平均误差一般小于５％。对于分子     

用Lennard-Jones和Kihara位能模型预测真实流体的PVT性质

分别采用ＬｅｎｎａｒｄＪｏｎｅｓ（ＬＪ）和Ｋｉｈａｒａ位能模型并结合顺序解析法计算了径向分布函数,然后代入统计热力学所给出的严格理论状态方程来预测真实流体的ＰＶＴ性质。位能模型参数由纯流体的临界温度性质确定。计算结果表明,该方法可用于预测较宽广的压力、温度范围内的非极性和弱极性纯流体的ＰＶＴ性质。当分子尺寸小于正己烷时,近临界区除外,由ＬＪ模型预测的饱和液体体积的相对平均误差一般小于５％。对于分子尺寸更大的流体,需用三参数Ｋｉｈａｒａ位能模型来提高预测精度