基于启动压力的稠油停输海管再启动与置换对策

为稠油-水混输停运海管制定安全合理的再启动及置换对策,其关键是需精准预测停运海管的再启动压力。为此,运用HAAKE智能流变仪测定稠油-水混合液在不同工况下的流变特性,剖析稠油乳状液旋转剪切应力与剪切速率之间的变化规律,通过构建剪切速率与启动流量间关系、剪切应力与启动压力间关系,计算不同工况停运海管的再启动压力,进而获得海管在不同工况下临界启动压力。结果表明,停运管线的再启动压力与含水率、温度、启动流量等因素有较大关系,停运管线的启动压力随启动流量的增大而增大,随温度的升高而降低。针对停输海管不同工况,可预测再启动压力,并提出停运海管所适应的再启动及置换对策,为稠油-水混输海管安全停运及顺利启动提供理论依据。     

稠油管道安全停输时间的数值计算

针对稠油低凝点、高黏度的特点,以稠油凝点、泵提供的压力上限、规定的启动时间及管道末端的流量为约束条件,建立了稠油管道安全停输时间的数学模型。给出了其相应数值计算方法,并以辽河油田盘锦线稠油长输管线为例计算其安全停输时间。计算的安全停输时间与实际安全停输时间相对误差不超过10%,可以认为建立的稠油管道安全停输时间数学模型及数值计算方法可行。     

应用支持向量回归预测胶凝原油启动屈服应力

启动屈服应力的影响因素很多,且呈现复杂的非线性关系.以室内管流实验数据为基础,分析了启动屈服应力随启动温度、启动流量、静态温降幅度和停输时间的变化规律,并应用支持向量回归方法得到预测胶凝原油管道启动屈服应力的计算公式.预测值与实测值的对比结果验证了计算公式的可靠性.     

普通稠油降粘剂驱物理模拟和数值模拟

为实现普通稠油热采转化学驱,通过物理模拟实验和数值模拟方法研究了降粘剂驱提高稠油采收率的驱替机理。首先通过实验评价了降粘剂的性能参数,然后通过岩心驱替实验开展了降粘剂驱注入特征和驱油效果研究,通过微观可视化实验研究了降粘剂驱提高采收率的机理,最后对物理模拟实验结果进行了数值模拟和历史拟合。研究结果表明,稠油降粘剂驱过程中能够形成稳定的水包油乳状液,稠油驱替过程可划分三个阶段：启动压力突破阶段,压力快速下降阶段,压力低位运行阶段;降粘剂驱可以降低稠油启动压力梯度,减小驱替压力,实施降粘剂驱后采收率提高了12.4%,总采收率达到46.6%;降粘剂提高采收率的主要机理是降低原油粘度,减少残余油饱和度;采用非线性混合规则拟合实验结果,表征了原油粘度随降粘剂浓度的变化规律,可以应用于数值模拟计算,模拟结果和实验值拟合得较好;先导试验表明该技术能够降低水井注入压力,降水增油效果显著,试验区内油井全面见效。     

考虑应力敏感的稠油热采试井模型研究

基于稠油热采的物理过程,利用渗流力学基本原理,建立考虑应力敏感的稠油热采试井解释数学模型,通过Laplace变换和摄动变换法求解得到模型在拉氏空间的解析解,再利用Stehfest数值反演方法得到实空间的数值解,绘制无因次井底压力及压力导数与无因次时间的特征曲线,并进行影响因素分析。研究表明:该试井模型曲线可划分为5个流动阶段;考虑应力敏感影响时,内区与外区径向流阶段压力导数曲线都表现出不同程度的"上翘",外区径向流阶段压力导数曲线高于斜率为(1-n)/(3-n)的直线,应力敏感系数越大,偏离幅度越大;幂律指数越小,外区径向流阶段压力导数曲线"上翘"幅度越大。利用该模型可以分析储层的应力敏感特征,指导存在应力敏感效应的稠油热采试井资料的解释与研究。     

普通稠油降黏剂驱物理模拟和数值模拟

为实现普通稠油热采向降黏剂驱的转换,首先通过实验评价了降黏剂的静态性能参数,然后通过岩心驱替实验开展了降黏剂驱注入特征和驱油效果研究,其次通过微观可视化实验研究了降黏剂驱提高采收率的机理,最后运用非线性混合法则的方法,得到了降黏剂在数值模拟中的实现方法;并对物理模拟结果进行了数值模拟计算和历史拟合。研究结果表明,稠油降黏剂驱过程中能够形成稳定的水包油乳状液;稠油驱替过程可划分三个阶段:启动压力突破阶段、压力快速下降阶段和压力低位运行阶段;降黏剂驱可以降低稠油启动压力梯度,减小驱替压力,实施降黏剂驱后采收率提高了12. 4%,总采收率达到46. 6%;降黏剂驱提高采收率的主要机理是降低原油黏度,减少残余油饱和度;采用非线性混合规则表征了原油黏度随降黏剂浓度的非线性变化规律,该表征方法可以应用于数值模拟计算,计算结果和实验值拟合得较好;先导试验表明该技术能够降低水井注入压力,降水增油效果显著,试验区内油井全面见效。     

基于毛管束模型的启动压力梯度分析与计算

针对低渗岩心渗流规律研究和室内实验测定中准确计算启动压力梯度的方法,提出启动渗透率的概念,认识到启动压力梯度和启动渗透率在渗流过程中是变化的,对冀东油田低渗透岩心通过稳态"流量-压差"法进行驱替实验,建立了用于分析启动压力梯度变化规律的毛细管束模型。对实验结果处理和分析,研究结果表明启动压力梯度和启动渗透率随流量的增加而增加;并且增加的幅度逐渐减小。由启动压力梯度和流量的关系计算出了不同实验岩心的最小启动压力梯度、拟启动压力梯度及对应的启动渗透率,得到启动压力梯度与岩心渗透率呈幂函数关系的经验公式;并将一维实验结果应用于平面径向流中,指出启动压力梯度随距离增加而减小,并得到启动压力占总驱替压差的比例。     

蒸汽吞吐井采出过程的压力温度场数值模拟

蒸汽吞吐井采出稠油时，经常利用电缆加热，正确设定电缆加热时间、温度、范围可以节约开采成本，提高生产效益，本首先建立了井筒径向传热和产液径向传热模型，适用于产液需要或不需要电缆加热两种情况，然后对产液、油管、套管、水泥环的温度分布和产液的压力分布进行了数值模拟，最后比较了预测值与实测值，分析了误差产生的原因，总体结果表明预测值与实际值相符，这种数值模拟方法能有效地指导生产。     

大庆普通稠油粘温及流变性研究

以大庆江37普通稠油为研究对象,利用Anton Paar MCR301旋转流变仪开展了稠油黏温及流变特性的实验研究。通过室内实验,测定了大庆普通稠油在不同温度、压力及剪切速率条件下的黏度,研究了稠油流变性特性及屈服应力与温度的关系。研究结果表明,稠油的黏度对温度非常敏感,随温度升高而大幅度降低,在拐点温度处之前,稠油黏-温关系曲线随压力变化较大;在拐点温度处之后,压力对黏度影响不大。流变性曲线说明,低温40℃条件下稠油油样属于Bingham塑性流体。随着温度升高,原油流变性表现为牛顿流体特性。     

制冷工质R11池沸腾换热气泡行为的可视化研究

采用可视化实验技术对压力为0.1MPa的条件下、制冷工质R11池沸腾气泡行为进行了深入观察和分析．可视化实验结果表明，气泡底部微液层的蒸发对气泡的生长具有极其重要的作用．在气泡生长过程中，未发现气泡底部的微液层有液体补充．研究结果表明，随着壁面过热度的升高，气泡脱离直径与脱离时间减小，而气泡脱离频率升高．此外，通过对实验图像资料的分析，得到了气泡直径及气泡底部干斑直径随时间的变化曲线以及沸腾表面汽化核心密度随热流变化的关联式．基于实验结果，利用动态微液层模型对制冷工质R11的池沸腾曲线进行了预测，结果显示，预测值与实验值在高热流密度条件下符合较好．     

热油管道停输过程中土壤温度变化规律研究

由于热油管道的计划检修和事故抢修都在管线停输情况下进行 ,停输后 ,管内存油油温不断下降 ,存油黏度随油温下降而增大 ,存油黏度上升到一定值后 ,会给管道再启动带来极大的困难 ,甚至会造成凝管事故 .为此 ,为了确保安全经济地输油 ,研究了管路停输后的管内油品及周围土壤温度场的变化规律 ,确定允许停输时间 .根据热油管道停输后油品和管道周围土壤的热力变化工况 ,提出了土壤温度场传热定解问题 ,并通过运用数学分析法 (保角变换、拉普拉斯变换 )对其进行数学求解 ,得出土壤温度场的解析式 .该解析式的计算值比由源汇法及当量环法所得到的解析式的计算值更接近于实际测量值 .编制了相应的软件 ,为更合理地确定在不同季节安全停输时间提供了科学计算依据     

起伏天然气掺氢管道气体静置分层过程数值研究

天然气管道掺氢输送被认为是当下清洁、经济转运氢能的方式之一。利用计算流体力学方法,研究了均匀掺入不同体积分数氢气的起伏天然气管道停输后气体静止分层的过程,重点分析了起伏高差对静置分层发展历程及稳定后氢气最高体积分数的影响。结果表明,倾斜管内气体剪切作用尤为明显,气体流动可分为4个阶段:剪切启动与增强阶段、剪切起旋与衰减阶段、旋涡消亡与流动平整阶段、流动减速与垂向分层阶段。气体流动的强弱直接决定了管内体积分数的变化历程。起伏高差和管道长度同时增加的条件下,气流剪切作用加剧,静置分层达到稳定所需的时间更长。因而,需依据氢气风险浓度确定停输检修的安全窗口期。     

饱和含水土壤埋地原油管道冬季停输温降

建立了饱和含水土壤埋地原油管道在低于冰点环境温度下的停输流动和传热模型，该模型不仅考虑土壤水分结冰和管内原油凝固相变过程与初始温度场和流场的影响，而且考虑了水分在土壤多孔介质中和管内原油的自然对流。通过数值模拟，获得了停输期间温度场、流场以及土壤水分结冰界面和管道中原油凝固界面的分布情况。结果表明，停输期间越靠近管壁正上方的土壤，其温度梯度越大；受温度分布的影响，土壤水分和管内原油产生沿y轴对称线自下而上的自然对流；土壤水分结冰界面和管道中原油凝固界面随停输时间向埋深方向推进，管道顶部土壤中的结冰界面推进速度较远离管道土壤中的结冰界面缓慢，管内原油凝固界面也向埋深方向偏移。     

大庆胶凝原油启动屈服应力研究

准确预测胶凝原油管道的启动压力,是实现热含蜡原油管道安全经济输送、避免“凝管”事故发生的关键问题。根据原油流变性研究中剪切率和屈服值的定义,提出了胶凝原油启动剪切率和启动屈服应力两个新概念。研究认为,对应热油管道最低临界启输流量,管道存在启动剪切率,对应启动剪切率的屈服应力定义为启动屈服应力。使用室内模型环道,对大庆胶凝原油的启动特性进行了实验研究。结果表明,原油析出的蜡晶对静态降温过程胶凝原油结构强度的作用远大于对动态降温过程生成结构强度的作用。原油静态降温幅度越大,新生长的结构越强。胶凝原油启动屈服应力的主要影响因素有启动温度、启动剪切率和静态降温幅度,它们之间的关系可用三元线性方程描述。     

软土地层大直径曲线顶管隧道受力特性

为研究软土地层中大直径曲线顶管隧道受力特征,采用现场实测方法,对软土地层大直径曲线顶管的管壁接触压力、环向和纵向钢筋应力进行测试,并与已有文献研究进行对比分析.结果表明:顶管接触压力整体分布均匀,注浆对管壁接触压力影响较大,停机后接触压力略有减小;环向应力初期以受压为主,顶进后期逐渐转为受拉,整体分布特征不明显,纵向应力以拉应力为主,其变化主要由管道轴线偏移控制;管壁注浆后减阻效果明显,顶力与管侧平均摩阻力均显著降低.对土压力分布模式展开分析,发现顶管规范公式偏于保守;土柱理论由于未考虑卸荷拱效应,所得理论值较实测值偏大;太沙基理论与马斯顿理论与实际情况吻合较好.该研究结论可为实际工程提供参考.     

大庆胶凝原油启动屈服应力研究

准确预测胶凝原油管道的启动压力，是实现热含蜡原油管道安全经济输送、避免“凝管”事故发生的关键问题。根据原油流变性研究中剪切率和屈服值的定义，提出了胶凝原油启动剪切率和启动屈服应力两个新概念。研究认为，对应热油管道最低临界启输流量，管道存在启动剪切率，对应启动剪切率的屈服应力定义为启动屈服应力。使用室内模型环道，对大庆胶凝原油的启动特性进行了实验研究。结果表明，原油析出的蜡晶对静态降温过程胶凝原油结构强度的作用远大于对动态降温过程生成结构强度的作用。原油静态降温幅度越大，新生长的结构越强。胶凝原油启动屈服应力的主要影响因素有启动温度、启动剪切率和静态降温幅度，它们之间的关系可用三元线性方程描述。     

含蜡原油管道流动的触变性研究

在管流试验装置上研究了含蜡原油的触变性 ,对原有的触变性描述模式进行了改进。实验发现 ,同样的剪切历史 (管道停输前的剪切历史和停输过程中凝油的收缩 )对蜡晶结构的恢复虽然具有一定的不确定性 ,但重新启动后的平衡剪切应力几乎不受这种不确定性的影响。     

海底热油管道悬空段停输温降过程的数值模拟

海底热油管道的悬空段由于没有周围泥沙的保温蓄热作用,停输之后管内温降比埋入海底泥沙中的管段快得多,故而其温降成为停输过程的关键。针对海底管线悬空段的热力特性,考虑原油凝固潜热对停输温降的影响,利用CFD软件,对其停输温降过程进行数值模拟。分析温降变化规律、不同海水温度对温降的影响,从而确定最佳停输时间,为海底热油管道制定再启动方案提供理论依据。     

埋地热油管道停输后周围土壤温度场的数值模拟

为精确模拟管道周围土壤温度场,建立了埋地热油管道周围土壤温度场数学模型.在模型中,根据管外不同位置处土壤受热油管道散热影响的大小,将管外热影响区域简化为矩形并分为两部分,其中第一部分为距管外壁0.5 m内的环形烘干区域.针对该模型,编制了有限元程序计算管道周围土壤温度分布.计算结果表明,管外径426 mm、管内油温65.0℃、管道埋深处自然地温9.0℃时,矩形热影响区域的水平边界距管中心距离在13 m左右;若管道停输40 h,仅管道周围1.1 m内的土壤温度发生变化,为管道停输再启动的安全性评价提供了科学依据.