考虑孔喉与流体分子相互作用及毛管力的相平衡计算

在致密气藏或者页岩气藏中,纳米级孔喉与流体的相互作用会影响到气相的凝析与蒸发,从而影响流体露点压力和泡点压力的计算。考虑到纳米孔喉与流体分子的相互作用,建立了考虑孔喉与流体分子相互作用的状态方程以及相关逸度方程。基于该状态方程和逸度方程,建立了考虑孔喉与流体分子相互作用和毛管力影响的相平衡计算方法。通过对甲烷、丁烷和辛烷混合物的相平衡计算发现,当孔喉直径小于10 nm时,孔喉与流体分子的相互作用对状态方程的影响显著,孔喉与流体分子的相互作用使得相包络线缩小,露点压力降低,泡点压力增大。毛管力作用使得露点压力降低,且孔喉越小,露点压力下降越显著。通过该研究更深入地认识到纳米孔喉对流体相态的影响。     

超额Gibbs自由能-状态方程模型计算和预测相平衡的进展

综述了用超额G ibbs自由能-状态方程模型计算相平衡的思路及进展,介绍了Huron-V idal,W ong-San-d ler,MHV1,MHV2,LCVM,HV ID等几种超额G ibbs自由能混合规则。重点介绍了UN IFAC基团贡献法、MHV1混合规则和SRK方程三者结合的可预测相平衡的PSRK模型及其改进。与结合传统混合规则的状态方程法及活度系数法相比较,超额G ibbs自由能-状态方程模型能够在更大范围内准确计算和预测流体相平衡。     

气体与长链烃类体系的相平衡模型研究

基于气体与长链烃类非对称物系的结构与大小不同的特点,及在压力无穷大时,状态方程的引力项可以忽略的情况下,假定AE∞(等于零,结合Patel Teja状态方程,给出了一个能够较好的描述该类物系相平衡的的热力学模型。本文对乙烯,CO2和甲烷气体与长链烃类的相平衡实验数据进行了关联计算,并与MHV1、LCVM和vanderWaals(vdW)等模型的计算结果进行了比较,并考核了气体与烃类的三元物系CO2 C15H32 C16H34、和CH4 C2H6 C22H46,结果表明本模型的计算结果优于MHV1,LVCM和vdW模型。     

微-纳米受限空间原油-天然气最小混相压力预测方法

微-纳米受限空间原油-天然气的最小混相压力(MMP)对致密/页岩油储层注天然气提高采收率参数优化、方案设计及产能预测至关重要,但至今尚缺少获取该参数的可靠方法。针对这一关键问题,提出一种微-纳米受限空间原油-天然气界面张力(IFT)计算方法,通过原油-天然气相平衡计算得到Parachor模型参数从而计算出IFT,并基于界面张力消失法(VIT)预测MMP。该方法改进了气液平衡计算及Peng-Robinson状态方程,考虑了毛细管压力并修正了流体的临界压力和临界温度,简化了传统计算方法,并将气/液相压力考虑到平衡常数K_i的迭代公式中。通过设计8组不同组分天然气并以长庆油田原油和拟注入天然气为实例,分别计算了孔隙半径r_p为5 000 nm、1 000 nm、500 nm、100 nm、10 nm时的IFT和MMP。计算结果表明,压力越高,IFT越小;在r_p为100~5 000 nm时,原油-天然气体系的IFT和MMP基本不受r_p的影响;当r_p≤100 nm时,IFT和MMP显著降低,MMP最大降幅达38.76%,说明致密/页岩油储层注天然气提高采收率相比常规储层注天然气更容易混相。原油-天然气体系的MMP与C₂—C₄含量呈现负相关性,且r_p越小,MMP递减速度越快,最大降幅达57.33%(r_p=10 nm,C₂—C₄摩尔分数增至40%)。将计算结果与文献报道数据进行对比,进一步验证了模型的可靠性。     

长7致密砂岩微观孔喉结构测试及特征

以岩心观察、测井、分析试验等资料为基础,探讨了鄂尔多斯盆地湖盆中部长7致密砂岩储层微观孔隙结构测试方法及特征.研究区致密储层以（岩屑）长石砂岩为主,沉积物粒度细,软组分含量高,可见孔面孔率低,多物源沉积造成孔隙结构及成岩作用具有明显差异;储层物性差,孔隙度介于4 ％～10％,平均约为9.12％,90％以上样品渗透率小于0.3× 1 0^-3μm^2介于0.16～0.25× 1 0^-3μm^2研究区裂缝发育;采用高精度扫描电镜、纳米CT等方法结合常规测试,实现致密砂岩储层微米-亚微米-纳米级多尺度孔喉精细识别,采用图像分析法-恒速压汞-高压压汞相结合的方法,建立起了致密砂岩储层孔喉定量化评价方法;测试结果表明：研究区致密砂岩储层微米级孔隙占比约为25％,亚微米级孔隙约为35.9％,纳米级约为30％.储层喉道半径小,孔喉比大,盆地致密储层发育纳米级喉道,主要分布在20～300 nm、配位数较低,孔喉系统复杂,孔喉网络系统由多个独立连通孔喉体构成.孔喉特征参数中最大连通喉道半径、孔喉均值、孔喉分选系数等与物性具有一定相关性,其中最大连通喉道半径与渗透率相关性密切,相关系数为0.918.     

页岩气纳米孔气体传输模型

页岩气纳米孔气体传输模型是准确进行页岩气数值模拟的基础,对页岩气经济开发具有重要的意义。页岩气纳米孔气体传输机理包括纳米孔体相气体传输和吸附气表面扩散,而纳米孔体相气体传输机理包括连续流动、滑脱流动和努森扩散。基于滑脱流动和努森扩散两种传输机理,分别以分子之间碰撞频率和分子与孔隙壁面碰撞频率占总碰撞频率的比值作为滑脱流动和努森扩散的权重因子,将这两种传输机理叠加,建立了纳米孔体相气体传输模型。基于Hwang模型,考虑高压条件下吸附气覆盖度的影响,建立了纳米孔吸附气表面扩散模型。结合纳米孔体相气体传输和吸附气表面扩散模型,建立了页岩气纳米孔气体传输模型,并采用分子模拟和实验数据进行了验证。结果表明:①滑脱流动、努森扩散和表面扩散对气体传输的贡献是此消彼长的,其主要受孔隙尺度和压力的支配。②滑脱流动在介、宏孔(半径> 2 nm)和高压条件下,对气体传输贡献大;在微孔(半径≤2 nm)和低压条件下,其贡献小,可忽略。③努森扩散在宏孔(半径> 50 nm)和低压条件下,对气体传输贡献不可忽略,在其他条件下均可忽略。④表面扩散在微孔(半径≤2 nm)和全压力范围内,总是主宰了气体传输;当孔隙半径> 25 nm和压力高于1 MPa时,表面扩散贡献可忽略;当孔隙半径在2~25 nm和压力低于5 MPa时,表面扩散贡献较高,不能忽略。     

低孔渗储层核磁共振孔隙结构评价方法与应用

复杂岩性储层孔隙结构以及微米孔喉的评价是目前测井解释深入到微观领域评价的新方向。基于核磁共振测井基本理论,提出将分段等面积法和相似对比法有机结合,构建利用T2谱计算伪毛细管压力曲线的模型。结合岩心实验数据,建立了孔径分布及最大孔喉半径等孔隙结构参数计算模型。与岩心实验结果对比表明,最大孔喉半径、排驱压力、饱和度中值压力等孔隙结构参数与岩心实验结果均具有较好一致性。利用伪毛细管压力与孔隙结构参数计算模型对PL地区低孔隙度低渗透率储层进行孔隙结构评价,展示了核磁共振测井在储层孔隙结构评价方面具有独特优势。     

基于压汞资料的碳酸盐岩储层渗透率预测模型 ——以扎纳若尔油田KT-Ⅰ和KT-Ⅱ含油层系灰岩储层为例

以哈萨克斯坦扎纳若尔油田82块碳酸盐岩岩心的压汞及物性分析资料为基础,对比分析Swanson模型、Capillary-Parachor模型、Winland模型、Pittman模型、Nelson模型和δ函数模型预测碳酸盐岩储层渗透率的精度。结果表明,这6种渗透率预测模型对孔隙结构复杂的碳酸盐岩储层渗透率的预测精度均较差,但Swanson模型的预测精度优于其他5种模型。进一步分析Swanson模型预测碳酸盐岩储层渗透率的适用性,认为该模型不能反映储层微裂缝对渗透率的影响,也不能反映复杂的孔喉半径分布特征对渗透率的影响。对于孔喉半径分布呈多峰特征的碳酸盐岩岩心,孔喉的发育对储层的渗透率都有贡献,不存在优势孔喉区域,而Swanson模型将毛管压力曲线拐点处对应的孔喉半径作为岩心发育的优势孔喉半径,且忽略了孔喉半径分布呈双峰特征的岩心中发育的小孔喉对渗透率的影响,导致Swanson模型计算的渗透率误差较大。因此,以Swanson模型为基础,提出一种综合考虑孔隙度、歪度和分选系数等孔隙结构参数的改进渗透率预测模型,将该模型与Swanson模型进行对比,发现改进渗透率预测模型对孔隙结构复杂的碳酸盐岩储层渗透率的预测精度有明显提高。     

考虑气体滑脱及Knudsen扩散的低渗致密砂岩微观流动模拟

低渗致密砂岩纳米-微米尺度孔喉发育,微观非均质性强,渗流机理复杂,现有物理实验方法难以准确评价。采用基于数字岩心理论的微观流动模拟方法来分析低渗致密砂岩中天然气的渗流规律。以川西地区沙溪庙组砂岩样品为基础,利用CT扫描建立目标岩样三维数字岩心,通过孔喉识别、形态简化及喉道调整,构建了包含不同孔喉分布的低渗致密砂岩三维孔隙模型;考虑天然气在纳米-微米孔喉中输运机制的复杂性,建立了耦合Darcy渗流、气体滑脱和Knudsen扩散的流动控制方程,并结合孔隙模型对其进行离散求解。开展流动模拟,评价不同孔隙压力下各输运机制对天然气产出运移的影响。结果表明：低渗致密砂岩中喉道越小、孔隙压力越低,气体流动非线性越强;在孔隙压力高于10 MPa范围,天然气在平均喉道半径大于0.1 μm的砂岩孔隙空间中的流动基本满足Darcy渗流;而对于平均喉道半径小于0.1 μm的致密砂岩,孔隙压力低于10 MPa后气体滑脱和Knudsen扩散是气体运移中重要机制,对天然气生产的影响不可忽略。     

稠油与CO2、CH4或N2体系高温高压界面张力测定分析

高温高压下,稠油与CO2、N2或CH4等气体之间的界面张力数据,具有十分重要的理论和实用价值.在不同温度和压力下,采用ADSA方法(对称液滴形状分析法)测量了渤海稠油与CO2、N2和CH4体系的平衡界面张力.实验结果表明,在不同温度和压力下,渤海稠油与CO2、CH4和N2体系的界面张力由小到大的顺序依次为CO2、CH4和N2.对于稠油与CO2体系,当压力低于CO2临界压力(7.39 MPa)时,升高温度对界面张力影响不大;当压力高于CO2临界压力时,升高温度对界面张力影响明显变大.对于稠油与CH4体系,由于高温蒸馏的作用造成150cc时界面张力要高于100℃,而温度对稠油与N2体系界面张力的影响不明显.增大压力可使稠油与CO2、CH4和N2体系的界面张力分别降低60％ ～70％、40％ ～ 50％和20％ ～30％.     

金属热膨胀对分馏塔和分馏塔楼梯间损坏原因分析及处理办法

本文分析了分馏塔塔体与热膨胀系数的关系、变形原因、处理方法。     

制硫装置解吸塔塔体裂纹形成原因分析

通过宏观检查，金相组织检验及裂纹断口观察，分析了制硫车间解吸塔（C-403/2）塔体裂纹产生的原因，并提出更换新塔的对策。     

追求顾客满意是项目管理的成功保证

2000版ISO 9000族标准拟定了一个行之有效的现代经营战略——顾客满意战略。建筑企业要处处体现以顾客满意为中心和主线的质量策划和质量控制。项目管理要靠科技进步提高效率,依靠先进的施工方法,坚持管理创新,走质量效益型发展道路。通过强化过程控制,以过程精品塑造精品工程。     

苯乙烯环氧化制环氧苯乙烷的研究

环氧苯乙烷是重要的有机中间体，主要用于香料，制药工业。环氧苯乙烷主要由苯乙烯环氧化制得，本文介绍了卤素法，过氧化物法，氧气或空气环氧化法以及相应的催化剂。     

渤中坳陷青东凹陷古近系沙三下亚段构造-古地貌对沉积的控制

利用地震、测井及录井资料,采用回剥技术及断失量的趋势分析方法,恢复了古近系沙河街组三段下亚段沉积时期青东凹陷的构造-古地貌,并阐明了构造-古地貌对沉积体系的控制.受郯庐断裂及其派生断裂的控制,沙三下亚段沉积时期青东凹陷呈现整体沉陷,为一东断西超的箕状断陷.凹中发育3个近东西向的次隆,将青东凹陷分隔为4个次洼,由南至北,次洼的规模逐渐扩大.受构造-古地貌的控制,沙三下亚段青东凹陷的东部发育扇三角洲,西部和南部发育辫状河三角洲,三角洲沉积体系的主体发育部位明显受次洼的控制.由于凹陷规模小,物源供应充分,扇三角洲和辫状河三角洲的砂质沉积不同程度超覆于次隆之上,次隆地带水浅浪强,形成规模不等的砂质滩坝.发育于东部断坡带的三角洲砂体,发育于西部缓坡带的辫状河三角洲砂体,以及发育于次隆地带的砂质滩坝砂体均具有较好的储集条件和较好的圈闭背景,是油气勘探的重要目标.