压降压力下降恢复模拟实验装置

1. 水驱应力敏感性实验

（一）渗透率与净覆压力的关系

图4-2-10为地层水测渗透率随净覆压力的变化关系。与氮气测渗透率随净覆压力的变化曲线相比，两种流体所测得的渗透率随净覆压力变化的定性趋势相同，在净覆压力增幅较小时，渗透率随净覆压力急剧降低；当净覆压力超过某一值（p_c）后，渗透率变化很小，趋于稳定。将p_c定义为临界有效压力。

水测渗透率随有效应力增加而降低的幅度明显高于气测渗透率，尤其在有效应力较低范围，渗透率随有效应力增加急剧降低。对实验中岩心水测和气测渗透率损失百分数进行统计发现，水测渗透率损失一般高达40%以上，大多数岩心气测渗透率损失率小于20%。比较图4-2-10，图4-2-1l和图4-2-1～图4-2-4，水测渗透率趋于稳定值所对应的临界有效压力约为15MPa，气测渗透率趋于稳定值所对应的临界有效压力约为20MPa。同一油藏水测渗透率的应力敏感性比气测渗透率的应力敏感性更强。因此，实际深层高压低渗油藏开发（尤其是注水开发），储层岩石的应力敏感性远比实验室气测应力敏感性强。不论是储层应力敏感性评价，还是开发中应力敏感性对渗流和开采特性的影响，都应以水测结果为准。

岩石力学研究表明^[106-108]，用地层水饱和的岩心其强度明显低于干燥岩心。岩石被水侵后，水会溶解胶结物，并同时对岩石起到润滑作用，从而降低岩石强度。当有效应力增加时，因强度的降低而遭到更加严重的变形和破坏，并降低了进入弹－塑性变形的有效压力界限，从而导致水测比气测渗透率降低幅度大且临界有效压力低。

图4-2-10 水测渗透率与净覆压力的关系

图4-2-11 水测渗透率百分数与净覆压力的关系

图4-2-12 岩心138-85（5-1）渗透率与净覆压力的相关关系

根据储层应力敏感性评价标准，水驱实验中储层应力敏感性为强－超强敏感，文13西储层具有较强的应力敏感性。与前文气测渗透率相比，文13西储层岩心水测渗透率随有效压力增大而降低的幅度远大于其气测渗透率。在有效压力由40MPa降至1.5MPa过程中，渗透率逐渐恢复，但渗透率不可逆损失量远大于气测渗透率。文13西储层水测渗透率不可逆损失量高达12×10^-3μm²，渗透率不可逆损失率为10%～48%。

（二）加压方式对渗透率变化的影响

为研究储层在二次重复受压和恢复过程中物性的变化情况，实验室用减小有效压力的方法模拟地层压力的恢复。实验中以地层水为流动介质，实验装置与水测渗透率相同。有效压力增加过程依次为1.5,5,10,15,20,25,30,35,40MPa。压力恢复过程中，有效压力降低顺序为40,35,30,25,20,15,5,1.5MPa。

通过对6块岩心进行二次循环加压地层水渗透率实验，发现第一次循环加压，岩样表现出明显的机械滞后现象，渗透率不能有效恢复；第二次循环加压，滞后程度减小，压实表现出一定的可逆性，渗透率有一定程度恢复，但不能恢复至原始值，表现出弱塑性特征。如图4-2-12所示，138-85（5-1）岩心二次循环加压实验中第一次渗透率恢复值与初始值相差20.1%，第二次差值仅为10.3%。

这也说明低渗透油藏开发，第一次降压开采对储层物性影响最大，一旦伤害很难恢复。也正是基于此，人们才考虑应用超前注水技术开发低渗透油田。油藏压力恢复后的第二次降压开采对储层物性伤害比第一次要小得多。

2. 水合物热物理参数的实验测定

自然界中水合物有99%是甲烷水合物，直接研究甲烷水合物的热物理参数有重要的实际意义。然而，这一工作长期以来困难重重，一方面是由于实验室合成甲烷水合物过程中存在“铠甲”效应(即外部的水合物生成后会形成一层厚厚的“壳”，导致生成不够彻底，生成的水合物中夹杂大量的气体、水和冰粒，并且合成过程非常缓慢);另一方面是实验技术和测试方法的局限性。青岛海洋地质研究所水合物实验室研制出一套沉积物中水合物分解过程中的热物理特性模拟实验装置，包括一个可编程控制变温实验箱一台，高压模拟实验装置一套，研制了高压热-TDR探针，购置了TDR仪和数据采集器，制作了高压和温度监测系统，并研制了计算机控制与数据采集系统一套。该实验装置的技术核心在于热-TDR探针的设计制作。TDR技术和热脉冲技术具有相对独立的探头，我们将二者有机结合，可以实现同时同地测量介质含水量、温度、容积热容量、热导率、热扩散系数等多项参数。不但避免了介质时空变异性的影响，还可以实现连续定位测定。

实验装置

如图75.13所示，模拟实验系统硬件部分包括可编程步入式变频高低温箱一台、高压模拟实验装置一套(包括其核心技术———耐高压热-TDR探针)、数据采集系统，软件部分我们自行设计编写了计算机控制与数据采集系统。

图75.13 实验装置简图

高压模拟实验设备主体部分是增压系统、两个高压釜体及插入反应体系中的热-TDR探针。气高压气瓶顶端有两个压力控制阀门，用于控制气瓶输出压力和釜体输入压力。阀门连接两个压力指示表，可以直接读出两处压力值，便于控制加压幅度。

高压釜体包含一个反应釜体和一个为搅拌釜体。两个高压釜体容积均为200cm³，最大工作压力30MPa。高压反应釜外层用不锈钢制作，采用自紧法螺纹密封，为保证螺纹密封效果，在连接部分采用两个O型密封圈进行密封。整个反应釜也是专门设计定做，通过测试，其密封效果可以保证实验顺利完成。搅拌釜体内装有聚四氟磁棒，下部是磁力搅拌器。反应釜体内部装有内筒(内筒用聚砜材料切割制成，聚砜具有力学性能优异，刚性大、耐磨、耐高压、热稳定性好等特点，适合在低温高压条件下作为水合物的反应容器材料)。容积为70cm³。热-TDR探针插入内筒所盛的反应物中发射热脉冲和测定反应体系温度、含水量等参数。压力表直接连接在气体管路上，便于采集数据和人工监控。

实验技术与方法

将沉积物装入模拟装置，采用逐渐升压的办法，测量压力对热物理参数的影响。当模拟装置内的压力达到预定的压力条件时，停止加压。室温下模拟装置放置一定的时间后，若压力没有发生变化即可开展水合物生成模拟实验(压力恒定48h)。启动监测装置，监测模拟装置内，温度、压力和TDR波形的变化。随着水合物逐渐生成，TDR波形逐渐发生变化，反射系数逐渐增加，相对距离缩短。

打开搅拌釜、反应釜进气阀门(阀门3、4、5)，打开抽真空口(阀门2)，其余阀门关闭，将系统抽真空。待系统负压稳定后，关闭抽真空口和抽真空机。打开除高压阀以外的所有阀门，通入实验所用的甲烷气清洗气路，重复3～4次。然后打开进气阀门(阀门1、3、4)，其余阀门关闭，开始向两个高压釜内加压。加至实验所需压力(4.0～7.0MPa)后关闭加压阀门稳定一段时间。打开磁力搅拌器直至搅拌釜内的甲烷气溶解在SDS溶液中达到饱和。打开搅拌釜和反应釜之间的阀门(阀门5)，使溶解了饱和甲烷气的SDS溶液流向反应釜，直至反应釜中的松散沉积物达到含水量饱和状态后关闭阀门5。开启控温箱开关，将温度设置为0.5℃。实验进入水合物合成阶段。水合物合成所需时间受多个条件影响，如水合物的“记忆效应”、温度“过冷度”、表面活性剂的添加等。水合物合成一般需要1、2d时间。水合物生成进度可以通过TDR波形图明显看出。

实验选择的热脉冲电源为12V直流电源。通过计算机直接控制热脉冲发射的时间和时长。由于实验采用的加热丝直径很小，加热时间过长容易导致加热丝绝缘层烧化;另外，水合物本身遇热容易分解。综合考虑上述各因素影响，加热时长一般掌握在4～8s内。另外，一个热脉冲发射过后需要一定的散热时间，待反应体系温度完全恢复到脉冲发射前的状态时再发射下一个脉冲。两个相邻的热脉冲之间发射间隔过短，反应体系内的余温会干扰实验结果;间隔过长则费时费电(刁少波等，2008)。

计算

采用了平行热线法和交叉热线法测定热物理特性。

1)交叉热线法。热导率计算公式为:

岩石矿物分析第四分册资源与环境调查分析技术

式中:λ为热导率;"₂、"₁为两次热脉冲的加热时间;T₂-T₁为温度的变化;Q为热源强度。

2)平行热线法。热扩散系数α计算公式为:

岩石矿物分析第四分册资源与环境调查分析技术

式中:t_m为达最高温度时的时间;t₀为热脉冲的加热时间;r为热电偶距线性热源的垂直距离。

容积热容量计算公式为:

岩石矿物分析第四分册资源与环境调查分析技术

式中:q为单位长度加热丝在单位时间内释放的热量;E_i(-x)为指数积分。

由λ=α·ρ_c计算出热导率。

3. PT并列测控装置

一 装置概述
本装置是为了实现水,火电站(厂)和各种大型不能停电的厂矿备用电源的快速切换以及变电站差频同频并网,变电站母线分段方式自投,内桥接线方式自投而专门设计的开关智能控制装置.特别在事故情况下需要将工作电源断开同时又要在残压与备用电源之间的压降,频差,相差很小时合上备用电源,使用电设备不至于因一般故障,误动造成停电,复启动电流过大等事故,本装置尤为适用,是快动的,检同期的,一种多功能的新型备自投(BZT).
该装置对待合开关两端电源的频率,电压,相位量有良好的自动跟踪的功能,并设置电子同步表模拟老式指针同步表对其频差,相差大小进行动态模拟显示,同时结合工况指示灯对合闸前后的工况进行显示,使操作直观,简单化.装置能对故障电源的开关自动发出适时的跳闸脉冲,能配合待并开关顺利实现并联(先合后跳),串联(先跳后合),绝对串联(确认跳的反馈信号后的合控制)的合,跳闸控制,在合,跳闸控制前后能对各开关位置和各输入,输出量的正确性进行巡测判断并适时地发出全状态闭锁,去偶等信号,使跳,合闸控制尽量达到"宁可拒动,不可误动"的效果.本装置特设置两模拟开关,当置在模拟状态时可模拟待并开关两端的频率,相差和合闸的各种工况,供本装置在安装调试,正常安检时使用.
图1;待合开关两端PT1\PT2电压矢量合成图(B"___B'圆弧内为高残压时备用电源安全投运区)
本装置在采集到切换信号时,不仅考虑当前的相差,还考虑以后相位差变化的趋势,用适当的数学模型代入预置的开关导前时间,计算出导前相角,当导前相角不超预置的范围时发出快动合,跳命令,否则进行第一个同期点预测计算,预测条件满足时再发出同期时的合,跳闸命令,以此准确的躲过相差在180度及其附近时合闸所带来的危险(如图1),否则转入下一次的预测控制或转入残压切换控制.
该装置的可靠性,精确性与快速性三个主要技术性能特征,均优于或达到了国内外同类型产品的技术水平,系为新一代智能型自动的电源快切装置.
二 装置设计及技术标准
1 总体设计
设计中采用免维修的模块结构,整机包括两I/O板(其中一个PT断线监测专用板),主板,面板,开关电源五大模块和箱体两个组成部分,这种结构的主要特点是不作元器件级维修,只进行板级(模块)维护,一旦出现硬件故障,只需将故障模块换下即可,大大缩短了故障修复时间.其中电源采用以整体散热金属网屏蔽的性能优良的高频开关电源模块.箱体采用通风网双层金属机箱,既起到了电磁屏蔽的作用又具有良好的散热性能.
2 软,硬件设计
硬件的核心选用超大规模集成块和功能完备的进口单片机芯片,所有的I/O信号全部采用电磁或光电隔离,装置主体与现场无任何直接的电气连接,因此具有较强的抗干扰能力.
对全部输入信号进行数字虑波处理,对输出信号进行冗余控制,对合闸回路进行软件闭锁以及对整机完备的自检功能进一步保证了整机的可靠性.
4 生产过程质量控制
所有的元器件严格按生产工艺要求进行筛选,器件使用多数为军工级,最低为工业级,成型模块进行整体浸漆烘干处理,整机100%进行全部试验,包括常规电气,功能,老化和振动试验.
5 主要技术标准
参考技术标准:《 GB14285—93继电器保护和安全自动装置技术规程》
本企业技术标准:《XKQ—01厂用电源快切换装置企业标准》
三 主要功能
设置1-4个待合开关的参数选择点,用户可通过机外继电器对本机的两PT/CT输入端,参数选择点,跳合闸等控制端一次性切换到相应的待合开关上,就能分时地对4个待合,跳开关组进行快速的自动切换控制或者分别对2组合,跳开关实行正,反切控制.
对于两独立电源供电的两母线有联络开关的线路情况,本装置能同时检测联络开关两边母线电源的运行情况,并根据不同的情况和信号对三段式开关进行投切控制.如下图:
图2 快切装置合,跳配合全图
根据现场情况装置也可以设置关闭一边启动,如关闭T1一边不让其启动,只作合K跳T2的三种形式的启动操作.
对于每一待合开关根据启动方式的不同最多可设置六组不同的参数,每一组参数对应着并联,串联,绝对串联三种合,跳闸控制方式中的一种,并且根据需要通过改写参数的大小随时可以改变合,跳闸控制方式.
装置通电后为常备监控状态,当检测到一种启动方式信号时,将立即从EPROM数据块中取出一组相应的参数进行预测性的快切,同期切换,残压切换组合控制计算,当条件符合某一种情况时则发一次合,跳闸命令.
装置设机位按键复位和远方操作复位.
设置合闸完成时同步的低压减载和后加速保护输出脉冲(但其动作沿时由外部系统沿时继电器完成).
指针式电子同步表,对其频差,相差大小进行动态模拟显示,同时结合工况指示灯对合闸前后的工况进行显示,中文液晶屏则对跳合闸前后的在线频率,时间,装置工作状态进行显示,如合闸不成功中文液晶屏将给以标示(中文液晶屏见面板示意图6).
设置两模拟开关,当置在模拟状态时可模拟待并开关两端的频差,相差,为本装置在安装调试,正常检修和参数修改时提供便利.
完备的自检闭锁功能,主要设置有本装置硬软件出错自动闭锁,开关量控制全状态闭锁,跳合闸开关位置异常闭锁,PT断线闭锁,PT隔离开关未合上闭锁,后备电源失电闭锁等,同时中文液晶屏对各种闭锁工况按其检测到的先后顺序进行不同标示,以提示操作人员作快速的检修.
提供RS232/485通信口.RS232通信口设置在面板的右下侧,供调试上位机用,其通信界面如图7,功能见第九节.RS485通信口设置在后板的右下侧,供DCS系统控制专用.
录波和事件记忆功能.装置每一次动作的前一次动作事件主要指标(如:事件时间,事件结果状态,合闸时的实际相位差,实际频率,实际参数取值,当时的录波波形)都能记忆存贮下来,供上位机查寻,打印(见九节说明),大部分指标由中文液晶屏和工况指示灯现场显示见图6.
可提供GPS秒对时接口(用户如果需要其它方式对时如分对时功能须另外订货).还可采用通信口手动粗略对时,方法详见九节.
四 技术参数
装置工作电源:AC/DC 220V±l0%两用,(AC/DC 110V/±10%两用如订货方有要求则合同注明特供).
功耗:小于25W.
待合开关两端PT同时用l00V,CT为5A(特殊情况现场调整),
输出继电器触点容量(长期闭合): AC 220V/l0A DC 220V/5A.
合开关导前时间TK的设置范围: 20ms～999ms,步长1ms(此参数整定存贮以用户现场安装提供参数为准,也是用户必须提供的参数.)
同期合闸允许频差△F1的设置范围: 0.50Hz～2.99Hz,步长0.01 Hz(此参数按用户机型要求设定,未作要求则按2.25 Hz整定存贮).
快切合闸允许频差△F2的设置范围: 0.50Hz～2.99Hz,步长0.01 Hz.
快切合闸允许相差δ的设置范围: 0.5度～59.9度,步长0.1度.
跳闸延时时间Ty:1～9999 ms,步长1ms.(用户可根据具体的并串的合,跳闸控制方式的要求,以合开关导前时间TK的起始值0为基准,推算待跳开关要求的总跳导前时间To,然后再根据跳开关回路固有的导前时间Tg进行推算.具体算法如下:
并联切换:To大于Tk, Ty=To-Tg ; 串联切换:To小于Tk, Ty=To-Tg
失压启动延时Tj:1～9999 ms,步长1ms.(用户一般应取它大于其最大负荷正常启动时带来短时压降时间,以此躲过正常启动时所带来的误跳合工作).
失压启动整定范围△U%:20%～90%Un.
残压启动整定范围△U%:20%～60%Un.
32档电子模拟指针同步表的分度值:11.25度.
装置所有电路与外壳之间及电路与电路之间的绝缘电阻:在温度为25度,相对湿度为60%±10%时,不低于l00MΩ.
装置所有交/直流12V以上接线端子对外壳耐压2000v/工频1分钟,直流12V以下电气回路对外壳耐压500v/工频1分钟无击穿闪烁现象.
环境温度:-10度～50度
相对湿度:小于80%.
五 硬件模块结构框图

六 基本原理及组成
XKQ—01厂用电快切装置硬件结构如图3所示.主板CPU主频8MHZ,配8K EPROM ,8k EEPROM,8k RAM和若干定时计数器及并行接口等芯片组成一个专用微机控制系统,下面就各主要功能原理进行简单介绍.
厂用电快切的必要性和解决的办法:
目前,在发电厂和所谓一级负荷的工矿企业以及某些变电站中,用电的连续可靠是电机安全运行的基本条件.以往国内广泛采用的备用电源自投方式,一般都是用工作电源开关辅助接点直接(或经低压,延时继电器)启动备用电源投入,这种方式无相频检测,用电切换成功率低或切换时间长,电动机复起动电流过大易超过允许值范围受冲击损坏.特别是一些使用大功率电机,高压电机的场合,由于电机在断电后电压衰减较慢,如在残压较大时不检查同期条件就合上备用电源,起/备变压器和电动机将有可能受到严重的冲击而损坏,如只待其残压降到一定幅度(如20%--40%Un之间)后在投入备用电源,由于断电时间长,电动机的转速下降很大,成组电动机的自起动引起母线严重继续失压,某些辅机势必退出,严重时重要机组自起动困难势必造成停机停炉.
为解决以上问题,本装置在正常用电时就对待合开关两端电源的频率,电压,相位量进行长期的自动跟踪和监测,一段检测到切换信号时,将立即根据当前频差,相差采样值,同时利用适当的数学模型(不仅考虑当前的相差,频差,而且考虑以后相差,频差的变化率)结合预置的待合开关导前时间,推算出以后合闸准点时的相差,频差,然后同预置的允许的相差,频差进行比较,当条件满足时就发出合,跳闸脉冲信号.
首先,由于在工作电源正常工作时,备用电源同工作电源之间的压差,频差,相差一般都很小,因此一段工作电源故障跳开,其母线残压与备用电源的相差将从0度开始逐渐变大,本装置的第一段预测计算是取预置参数中的快切允许频差,相差进行计算的,目的是为了抢在母线的残压压降很小时发出合,跳闸控制信号;如果条件不满足则进入第二阶段的第一个同步点的预测计算控制,其比较取值当然是预置的同期合闸的相差,频差允许值;如果以上两条件都不满足,同时其残压降至残压切换整定值则立即转入无条件的残压切换控制.本装置预测相差的计算公式为:δk=ΔωsTk (dΔωs/dt))Tk2 (式中 δk—理想合闸导前角 ,Δωs—残压或工作电源与备用电源频率之差,Tk—待合开关合闸导前时间)
快切计算合闸条件:δi-δi-10,∣0.576∣δi-1=δi-1-δk (∣0.576∣为同期合闸固定相角误差)
2.切装置辅助控制功能:
本装置当处于工作母线低压自动切换时,将设一足够的延时时间量(由用户根据现场情况设定)延时后即启动计算控制,以此躲过正常启动时所带来的误跳合工作;
本装置在发出合,跳命令后,将设一固定的延时时间如500 ms值再一次巡测合,跳开关的反馈信号的正常性,如发现该跳的没跳,该合的没合则立即发出偶信号,尽量使开关位置正常.
本装置当在低压启动切换时(如低压自动启动切换),为尽快使重要负荷快速启动,设置后加速保护的控制输出(延时时间则由用户在本机外设置延时继电器设定.
3.自检功能,模拟试机及现场"真合闸,假并网"试验:
所有电力仪器仪表在真正投运前首先要进行一次接近现场条件的动模试验,或者投入后要定期检查该装置可靠性.本装置从三个方面实现对本机可靠性检验.
首先,本装置通电后,不管是在合闸控制前和合闸控制后,均设有软件控制CPU适时地对输入输出接口(如继电器)等硬件各组成部分及其相互之间的连接线进行巡测,只要有一部分发生故障,则装置处于闭锁状态,面板的电子同步表不转,面板的液晶屏显示相应的故障标志,以此通知操作人员对硬件,软件有针对性地检查(故障符号意义详见第十一部分).
其次,本机在投运前设置了模拟开关试机,此开关安装在后板上,两开关其中之一为模拟PT1频率信号,另一个PT2频率信号,但不模拟两PT电压量.不管两PT(或者为同频同相的交流100V±5%的两组模拟PT)接入否,两开关投到模拟状态,然后打开电源开关通电,这时面板的电子同步表(后有详述)即转动,面板液晶屏将同时显示本机模拟的两PT频率和未经效正的基时时间等(后有详述),面板的八个工况指示灯中合闸闭锁信号灯同时点亮.当两组PT端接入交流100V±5%两组模拟非同频同相或同频同相PT,同时在后板将公共端C短接一个已输入一组有效数据的对应开关标志H点时(后有详解),这时将模拟开关投到模拟状态,然后装置通电,这时本机处于巡测状态,本机将同时显示PT1,PT2的在线频率值,当从本机后板人为给入一自动启动信号时,本机就能模拟合闸一次,电子表开始转动,当转动到正上方一组红色指针时(0°位置)则停止转动,大圆中心的一个红色信号灯闪烁一次表明发出了合闸脉冲,同时八个工况信号灯中的合闸完成和相应的合闸成功两信号灯同时点亮(注:做这个实验务必将合,跳闸输出断开,主要地为了防止装置在在线模拟试验时误动而发生事故).
其三,本机在投运前,特别是在第一次安装投运前需按本单位提供的《现场投运调试大纲》程序进行一次所谓"真合闸,假投切"的现场动模合闸试验.主要内容为一切接线都以真正条件为准.即模拟开关投到工作状态,后板公共端C端接一个已输入一组有效参数相对应的H端(该H端视为待合开关的标记,该组参数也是待合开关性能决定的真实参数,如开关导前时间Tk),工作电源和备用电源处于待切状态,本机后板各输入输出接线无误,这时分别拉开待合,跳开闸两端的隔离开关,然后装置通电进行模拟快切试验.如果过去有机械同步表则这时可将本装置与过去机械表同时并联运行(只断开过去机械同步表的合闸输出脉冲即可),这时本装置应与过去的机械同步表同期转动,并同时达到合闸点.合闸脉冲发出后,待合开关合上,本机面板只显示合闸完成,电子同步表正指0°红指针位不动.大圆中心的红灯闪烁一次,数码管显示合闸后的系统频率,这时即完成了整个的模拟试验.然后断开刚合上的断路器,合上断路器两边的隔离开关进行真正的合闸控制.
七 监控主程序流程图和切换程序流程图

八 前面板与参数设置
前面板如图6:
1. 面板的左上侧为中文液晶显示部分,其功能在于:在开机监控状态 时,如果待合闸开关两边PT已接入则同时显示待合闸开关两边线路的频率,如 果两边PT之一未接入则显示一边频率和一边的PT断线标志,如果两边PT均未接入则显示两边PT断线标志,但不能鉴别两PT接入相位的正确性;
在前面提到的Tk,△F1,△F2,δ,Ty,Tj参数组设置或修改时,显示操作中的参数(详见参数设置部分);
合闸完成后只显示合闸后的系统频率;
装置接线或本装置硬件有错误时则显示其某些重点错误的标记(见第十一部分)通知技术人员进行有针对性地检修.
显示装置的基时时间,装置工作后可通过功能键或上位机将时间调整同标准时间一致.
液晶显示屏的右侧为装置内用的直流电源 5V和 12V指示灯和装置工况指示灯,电源指示灯亮表明装置通电正常,否则异常.
右侧大圆形为32档LED模拟电子式指针同步表,均匀分布在360° 圆周上,0° 位置为红色,其余为绿色,正中间设一合闸指令脉冲发出同步信号灯,专供合闸时指示用.装置投运或模拟试验时,同步表指示待合开关两端电压的相位差,同步表顺时针旋转表示PT2频率高于PT1频率,逆时针旋转表示PT2频率低于PT1频率,旋转速度表示频差的大小,频差越大转得越快.
8个状态指示灯,用于指示合闸投运过程中及模拟试验时的实际工况.特别在调试合闸过程中,工况灯就是技术人员调试合闸的眼睛.
面板上的功能键及复位键:
复位键的功能是中断当前的一切状态,使装置重新开始运行程序,通常叫"清零"开关.后板的公共端C和远方复位端R短接后断开同该键功能一样,因此用于远方复位操作.该键能同键2,键3组合使用则分别使本机进入参数设置修改模式和调试板模块操作模式.
键1,键2,键3为功能键具体功能及操作如下:
本装置最多设置4大组有效参数,4个大组参数分别对应一个待合开关H1-4,每个大组参数共有36个有效数据.一个待合开关的6种不同的启动控制方式分别对应6个小组参数段,每一个小组参数段含6个意义相同但数值不同的数据,它们是:"待合闸开关合闸导前时间TK","同期合闸允许频差△F1","快切合闸允许频差△F2","快切合闸允许相差δ","跳闸延时时间Ty","失压启动延时Tj". 6种不同的启动控制方式所对应6个小组参数段为:
PT1一边跳自动合闸启动对应1—6数据;
PT2一边跳自动合闸启动对应7—12数据;
PT1一边跳手动合闸启动对应13—18数据;
PT2一边跳手动合闸启动对应19—24数据;
PT1一边跳,合闸失压启动对应25—30数据;
PT2一边跳,合闸失压启动对应31—36数据.
准备阶段:将后板并列的两开关置于"模拟状态"位置,先按复位键再按键2,当显示器出现提示参数整定,先松复位键,再松"键2"即可进行参数设置.
按"键1"显示器出现并列点1并指针指向参数1,后再按"键2"或"键3",输入已整定好的一个数值,输入数值时按键2为增值,按键3为减值,输入完后,再按"键1"时, 指针指向参数2,同时对上次输入是1H1数据进行了存贮,如此循环.(注:数据输入后若未按键1,则上次输入的数据无效,即未存贮)
参数液晶显示顺序:参数整定值举例
并列点:1(2,3,4)
1( 开关导前时间):100ms
2( 同期允许频差):3Hz
3(快切允许频差):1.5 Hz
4(快允许相差):60°
5( 跳闸沿时时间):1ms
6(失压沿时时间):1ms
………………………………….
………………………………….
36(失压沿时时间):5000ms
注:该装置在试验状态或参数设置完成后,必须将状态开关从"模拟状态"位置拔到"工作状态"位置,方能投入正式的合,跳闸控制运行程序.
九 通信界面及功能
通信界面如图7,232/485通信口接一上位机,上位机装入本公司提供的专用通信和打印程序,打开程序即可生成如图6的界面,用光标选定通信的波特率(推荐用1200比较可靠)和上位机硬接口COM1或COM2.
通信口功能有三:基时时间整定:按启动键后在发送命令下键入"A0世纪,年,月,日,小时,分,秒"的16进制代码如"A01403061501050A"然后按Enter键,这时控制器的起始时间被整定为2003年,6月,22日,1小时,5分,10秒,并在装置面板的液晶块下方显示出来,装置的时间表同标准时间同步,当发生一次事件时,事件时间将自动保存供上位机即时查寻,打印.
数据查寻:程序和数据16进制代码可以通过以下方法查寻,按启动键后在发送命令下键入"90地址,字节数,FF"的16进制代码如"9056000AFF"然后按Enter键,这时数据接收区可以收到装置存贮器地址5600起以后的10个16进制代码,用于上位机特别是DCS系统自制控制界面对本装置工作情况的分析.
事件结果数据和录波的查看:按查看数据按键,这时事件时间,事件结果状态,合闸时的实际相位差,实际频率,实际参数取值,当时的录波波形)都能从记忆存贮单元中取出并在界面上显示出来,上位机如接有打印机即可按打印数据键打印.
其打印的格式如下:
快切控制器事件报告单(举例)
事件时间:0:0:9
PT1频率:50Hz
PT2频率:49.9Hz
事件代码: 5 合闸位置异常
合闸相位差:44°
开关导前时间:100ms
同期允许频差:3Hz
快切允许频差:1.5 Hz
快允许相差:60°
跳闸沿时时间:1ms
失压沿时时间:1ms
录波图示范如下:
十 安装尺寸及接线
XKQ—01型快切装置采用仪表屏嵌装式结构,只需将本控制器嵌入仪表屏即可.安装尺寸见图8.
快切装置与现场的连接,主要通过后面接线板.(接线图见端子图及应用接线图)
订货使用须知
订货时请提供如下数据资料:
待合开关总的合导前时间TK.
并列点开关实际编号(一位数字代表).
待跳开关总的跳导前时间,并根据本说明书的第四节计算公式以及各启动状态下的串,并联方式的要求计算出跳闸延时时间Ty.
同期合闸允许频差△F1.
快切合闸允许频差△F2.
快切合闸允许相差δ.
失压启动延时Tj.
本装置以外其他功能,凡需要的用户,敬请订货另行说明.
本装置所有的开关输出量均为无源短脉冲,所有的开关输入量均为有源-12V短脉冲(本机自串电源,外接应为继电器无源接点,复位脉冲大于2秒最为可靠).
模拟试机调试须断开输出开关接线单,以防误动作.
输入,输出远地操作,特别是通信,远方复位建议用屏蔽电缆作馈线,必要时用光纤通信.
十一 硬件故障的测试,诊断和工况表
继电器输出的测试:
通过功能键进入显示屏菜单的测试功能挡.
应顺序有报警输出,PT1跳输出输出,PT2跳输出,合开关跳输出,低压减载输出,闭锁输出,合闸1合上,合闸2合上.
部分信号及硬件故障诊断:将本机模拟开关置"工作状态",合闸输出端不接,开机后如数码管显示以下标志则对应的信息或故障可判断为:
本机外全状态闭锁信号已输入
跳,闸开关位置异常
合闸开关位置异常
部分接线错误疹断:
PT1断线
PT2断线
PT隔离开关未合上
未接参数输入点H
同时接多参数输入点
同时有多种启动方式
以上10种信息或故障其显示的优先级按从上到下的顺序依次减小.
自检过程中,本装置部分硬件出错:
存储器RAM出错
EEPROM出错
I/O出错(R=L=0):(取其中字母0)
I/O出错(R=L=l):(取其中字母1)
I/O出错(VH=V1=1):(取其中字母U)
如本装置显示以上信息则同时启动报警指示灯,闭锁指示灯和报警继电器.
本装置一切接线和硬件无误时,通电处于巡测状态显示:
待合闸开关对应信号显示为:(为1, 2,3,4其中之一)
合闸点=X
按F1键则可查阅PT1一边的在线频率并显示为
FPT1.xx..xxx
按F2键则可查阅PT2一边的在线频率并显示为
FPT1.xx..xxx
开机接线无误巡测时如获一正常启动信号后如发现合闸开关H已合上的去偶的情况显示:
该跳的开关已跳显示
合闸后频率:xx.xxx
这时闭锁灯亮,合闸完成灯和合闸信号灯均不亮,表明不是本机发出的跳,合闸完成.
该跳的开关未跳,但不该跳的开关却跳了则显示:
PT1一边跳工况灯显示合闸完成,故障报警
PT2一边跳工况灯显示合闸完成,故障报警
开机接线无误巡测时如获一正常启动信号后如发现合闸开关H未合上正常的合,跳及去偶的情况显示:
通过计算发出合,跳命令后H合上同时该跳的开关已跳则显示
合闸后频率:xx.xxx
这时闭锁灯熄,合闸完成灯和合闸信号灯均亮,快动,同期,残压合闸完成指示灯其中之一亮,表明是本机发出的跳,合闸完成并表明是何种形式的合闸完成.如果合闸后电压降至一定的范围则自动发出低压减载信号(如需沿时减载则外接沿时继电器)同时低压减载信号灯亮.
通过计算发出合,跳命令后H未合上或者合上后因该跳的开关未跳通过去偶H又跳开了则显示合闸开关位置异常
合开关H异常
通过计算发出合,跳命令后H已合上,但该跳的开关未跳开同时经过合闸后去偶H仍跳不开则为大故障其显示为
大故障
通过计算发出合,跳命令后H已合上,但该跳的开关未跳开而另一边开关却跳了其显示状态同合,跳命令发出前的故障显示.
十二 附图
图9:XKQ—01外形及开孔尺寸
图10:XKQ—01型厂用电源快切装置备用端子图
图11:XKQ—01厂用电源快切装置在30万/60万机组中的应用接线图
XKQ—01厂用电快切装置说明书
I/O板1
I/O板2
面 板
后 板
主 板
开关电源
图3: XKQ—01厂用电快切装置机箱内的硬件模块结构框图
Yes
No
Yes
Yes
No
No
No
No
No
No
No
No
Yes
Yes
Yes
Yes
Yes
图4:主监控程序流程图
闭锁,报警等待复位
去偶
去偶
参数设置
按键复位
图8:录波示范图
图7:通信界面
有效图 无效图
全局闭锁
显示合闸完成及频率
发合跳命令
合跳成功
信号唯一
参数设置
T1,T2开关均合上
PT隔离开关
末合上
PT断线
信号巡检
有切换启动
信号
自检出错
上电,复位
No
No
图5:切换程序流程图
第五参数延时
发合闸命令
No
显示合跳闸成功及频率
No
T1,T2自动,手动,失压六种启动信号之一
Yes
Yes
Yes
Yes

闭锁,报警等待复位
发低电压
减载命令
去偶
No
第六参数延时
满足同期
切换
合跳成功
电压低
满足快动
切换
发跳闸命令
满足残压
切换
合跳反馈
正常否

4. 气驱应力敏感性实验

实验在室温下进行，实验中应用113型氦孔隙度仪和112型高低渗透率仪按“岩心常规分析方法（SY/T5336-1996）、覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法（SY/T6385-1999）”标准执行。

（一）常规孔渗分析

1.氦孔隙度

样品测试前均在105℃下烘干至恒重。样品颗粒体积用岩心公司的孔隙度仪测得，其原理为波耳定律：

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

颗粒体积计算：

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

式中：P₁为参比室中的压力，MPa;V_re_f为参比室体积，cm³;P₂为氦气扩散进岩心柱后的压力，MPa;V_matrix为岩心柱体积，cm³;V_grain为样品的颗粒体积，cm³。

柱塞样品总体积由千分尺度量样品的直径和长度计算而得；总体积减去颗粒体积即为孔隙体积。

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

式中：V_p为孔隙体积，cm³;V_b为总体积，cm³。

2.空气渗透率

使用岩心公司的空气渗透率仪对柱塞岩样进行空气渗透率测试。用200psi环压将样品密封在哈斯勒夹持器中，让干燥的空气稳定通过样品，测其进出口压力和空气流速。样品渗透率通过达西公式计算，其表达式为

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

式中：K为渗透率，10^-3μm²;P_atm为大气压，760mmHg（lmm Hg=133.3224Pa，下同）；μ为气体粘度，mPa·s;P₁为进口压力，psi;P₂为出口压力，psi;Q_a为流速，cm³/s;A为截面积，cm²;L为长度，cm。

（二）覆压孔渗分析

1.测试过程

岩心在105℃下烘干至恒重，将样品装入岩心夹持器，建立模拟上覆压力，测量岩石孔隙度、渗透率，然后逐点增加上覆压力，同时测量各上覆压力下的孔隙度、渗透率。覆压增加到最大值后再逐点降低覆压，降压同时测量各压力下的孔隙度、渗透率。

实验在室温25℃条件下进行，最大覆压分别为35MPa和40MPa。

2.实验结果校正

实验测定的孔隙度φ_（1）、渗透率k_a（1）为静水压力条件，需要校正为单轴压力下的孔隙度φ_（2）、渗透率K_a（2），校正步骤如下：

a.应用实验室测定的静水压力条件孔隙度φ_（1）、渗透率K_a（1）分别除以常压条件下孔隙度φ_（0）、渗透率K_a（0），在同一坐标系下绘制孔隙度变化系数Fφ_（1）＝φ_（1）/φ_（0）、渗透率变化系数FK_a（1）=K_a（1）/K_a（0）与上覆压力的关系曲线1和曲线2。

b.根据下式计算出单轴向孔隙度φ_（2）：

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

式中：φ_（0）为常压条件下的原始孔隙度，%；φ_（1）为静水压力下测定的孔隙度，%；φ_（2）为校正后单轴压力下的孔隙度，%。

c.校正后单轴孔隙度φ_（2）除以常压条件下孔隙度φ_（0），得出单轴向孔隙度变化系数Fφ_（2），在孔隙度变化曲线上找出对应A点。

d.由A点垂直向下交渗透率变化系数曲线2于B点，交点B对应的纵坐标值即为单轴向渗透率变化系数FK_a（2）。

e.单轴向渗透率变化系数FK_a（2）乘以常压下渗透率值K_a（0），即为单轴向渗透率值。

（三）实验结果及分析

实验中共测试及收集样品21块，样品克氏渗透率为（0.37～165）×10^-3pm²，平均值为26.93×10^-3pm²。定义参数——渗透率百分数＝K_pi/K₀×100%，孔隙度百分数＝φ_p/φ₀×100%。式中：φ_pi、K_pi为某一净覆压力（p_i）下的孔隙度、渗透率；φ₀，K₀为初始孔隙度、渗透率（p_i=0）。

1.渗透率与净覆压力的关系

图4-2-1 渗透率百分数与净覆压力的关系

图4-2-2 渗透率随净覆压力的变化

分析实验结果（图4-2-1，图4-2-2），高渗样品的渗透率百分数与净覆压力的相关程度好于低渗样品，渗透率越高，线性相关性越强。中、高渗储层（K=165×10^-3μm²,89×10^-3μm²）好于低渗储层（10×10^-3μm²<K<50×10^-3μm²），特低渗储层（1×10^-3μm²<K<l0×10^-3μm²）好于超低渗储层（K<1×10^-3μm²）。这种趋势在净覆压增加过程尤为明显，这也表明渗透率高储层弹性变形占主导。渗透率越低，解除净覆压其渗透率的恢复程度越差，其原因是低渗储层中刚性颗粒含量低，软、塑性矿物含量高，同时也可能有微裂缝存在（图版4-2-1）。有效应力增加时，软、塑性矿物被重新压实，裂缝、微裂缝闭合，且上述过程的可逆性较差。

图版4-2-1

随净覆压力增大，渗透率呈非线性降低。净覆压力0～15MPa范围内，渗透率随净覆压力的增加急剧降低，渗透率损失大；净覆压力高于20MPa后，渗透率随净覆压力增加降低的趋势变缓并趋于稳定。分析认为，岩石承受净覆压力作用先后经历压实、弹性变形、弹－塑性变形、塑性变形几个过程。从图中也可以看出，岩石渗透率越低，渗透率与净覆压力的线性相关性越弱，渗透率的可恢复程度越差，渗透率损失越大，储层应力敏感性越强。

岩石渗透率随净覆压力的不断增加而减小，且刚开始受到净覆压力时下降的速度较快，净覆压力大干20MPa以后趋于平缓。解除净覆压力，渗透率不能恢复至初始值，且渗透率越低，可恢复程度越差。在有效应力作用下，原来处于张开状态的喉道缩小变形，并趋于闭合。地层岩石为不均匀各向异性介质，随净覆压力增加，刚性颗粒发生弹性变形，塑性颗粒重新压实。弹性形变主要表现为岩石骨架或孔隙的弹性压缩。压实变形主要表现为柔性、塑性颗粒的变形及脆性颗粒的破坏等。解除净覆压力，已缩小变形或趋于闭合的喉道因颗粒的压实变形恢复不到初始状态，造成渗透率的不完全恢复。分析中发现净覆压增加过程，早期渗透率下降较快（渗透率越低，越明显）的原因是此过程中微裂缝闭合及岩石的重新压实占主导作用，而后渗透率下降较慢岩石发生弹性变形。文东油田原始地层压力系数高达1.71～1.88，储层岩石处于欠压实状态。岩心从井筒中取出，地层压力释放，岩石颗粒更加疏松、膨胀。应力敏感性实验中，低围压阶段，颗粒的压缩、压实程度较大。

净覆压力解除过程中净覆压力与渗透率的相关性好于净覆压力增加过程中净覆压力与渗透率的相关性（渗透率越低越明显。渗透率越低，微裂缝越发育，微裂缝的可恢复性差，即微裂缝的弹性变形差。），相关性好的过程说明弹性变形占优势，微裂缝欠发育。

净覆压力由1.38MPa增至20MPa，岩心气测渗透率损失率多为15%～30%。净覆压力由1.38MPa增至40MPa时，渗透率损失率为15%～35%。渗透率减小主要集中在20MPa以前，净覆压超过20MPa后渗透率变化量很小。

2.孔隙度与净覆压力的关系

由实验结果得出净覆压力增加及降低过程的孔隙度百分数（图4-2-3）。随净覆压力增大，孔隙度呈非线性降低。在有效压力0～15MPa范围，孔隙度随有效压力的增加急剧降低，孔隙度损失大；当净覆压力高于20MPa，孔隙度随净覆压力增加降低的趋势变缓；当有效压力继续增大，孔隙度趋于稳定。分析认为，当净覆压力超过一定值后，岩石颗粒压缩、压实基本结束，颗粒的压缩变形空间较小，孔隙度随净覆压力的增加降低不明显。

净覆压力增加及降低过程中，孔隙度参数与净覆压力的相关关系好于此过程中渗透率与净覆压力的相关关系。这也说明净覆压力变化过程中孔隙的弹性变形好于喉道的弹性变形。即孔、喉组成的变形介质系统中喉道的塑性形变较强，而孔隙的弹性形变较强。砂岩受压时，最先被压缩的是喉道，而非孔隙。随净覆压力增加，未闭合的喉道数越来越少。渗透率不断降低，下降趋势逐渐变缓。

由图4-2-1，图4-2-2可知，当有效压力变化时，孔隙度、渗透率随净覆压力的变化具有不均衡性，净覆压力较低时变化幅度较大。净覆压力变化时，渗透率变化远远高于孔隙度的变化（图4-2-3，图4-2-4），这说明渗透率对净覆压力变化的敏感程度高于孔隙度。特别是较低净覆压力范围，渗透率随净覆压力增大而降低的幅度更大。储层岩石是一种不均匀介质，故受有效应力作用时发生不均匀变形。

净覆压力由1.38MPa增至20MPa时，孔隙度损失率多为5%～10%；净覆压力由1.38MPa增至40MPa时，孔隙度损失率多为6%～12%。孔隙度的减小主要集中在20MPa以前，净覆压力超过20MPa以后其变化量很小（图4-2-4）。

比较相同净覆压力下的渗透率损失率与孔隙度损失率发现，渗透率损失率明显高于孔隙度损失率（图4-2-5）。即由孔、喉组成的变形介质系统中，渗透率对净覆压力的反映更加敏感。

由文东油田沙三中油藏的实际特点，实际油藏的应力～应变关系与图4-1-1c较为接近。

图4-2-3 孔隙度百分数与净覆压力的关系

图4-2-4 孔隙度损失率与净覆压力的关系

3.渗透率和孔隙度损失的不可逆性

深层高压低渗油藏开发，随地层压力降低，储层逐渐受到净覆压力（有效压力）的作用，渗透率不断下降，油井产量下降。当生产压差增加（油井井底压力降低）到一定程度后，随着流体的采出油井产量不是上升反而下降。这是因为储层孔隙流体压力降低，作用在岩石骨架上的有效应力增加，压缩岩石发生变形，储层渗透性尤其是近井地带大幅度降低，渗流能力变差，采油指数大幅下降。该变化过程是不可逆的，如图4-2-1～图4-2-4所示，深层高压油藏开发渗透率和孔隙度的应力敏感性损失具有明显的不可逆性。

图4-2-5 净覆压力增加过程渗透率百分数与孔隙度百分数

由图4-2-1，图4-2-2可知，储层岩心的气测渗透率随净覆压力的增大呈非线性递减。在净覆压力由40MPa降至15MPa过程中，渗透率逐渐恢复，但渗透率恢复曲线在其降低曲线之下。将加载－卸载循环过程初始状态下岩心渗透率值与有效压力由40MPa降至1.5MPa后的渗透率值之差称为渗透率不可逆损失量。文13西储层岩心气测渗透率不可逆损失量为（1～6）×10^-3μm²，渗透率不可逆损失率为4%～10%。

由图4-2-3，图4-2-4可知，储层岩心气测孔隙度随净覆压力的增加呈非线性递减。净覆压力由40MPa降至1.5MPa过程中，孔隙度逐渐恢复，但低于对应净覆压下的初始孔隙度值。图4-2-3，图4-2-4表明，文13西储层岩心气测孔隙度不可逆损失量一般低于2%。孔隙度的应力敏感性损失远远小于渗透率的应力敏感性损失。储层渗透率和孔隙度的应力敏感性损失源于储层骨架受力发生不均匀变形所致。

深层高压油藏开发，净覆压力增加相当于油井井底压力降低。所以，利用气驱和水驱过程中有效压力增加和降低过程可以分析异常高压油藏弹性开采和注水开采特征^[103-105]:

a.弹性开采过程油井井底压力降低，形成生产压差，生产压差越大，即油井井底压力越小，初期原油产量越高。但是，弹性开采阶段如果生产压差过大（井底压力过低），井底附近油藏有效压力增加过快、过大会导致其渗透率的损失过大，油井产量和产能都会急剧降低。如果控制生产压差生产，初期产量不会太高，但也不会出现产量和产能急剧下降的现象。适当小的生产压差条件生产，弹性开采控制的区域更大、总产油量高、弹性开采的采收率也较高。因此，弹性开采（包括注水开采）中，不能过分追求初期产量，必须合理控制生产压差。

b.注水开采，油藏孔隙压力逐渐升高（尤其是近井附近），渗透率随之恢复。但如果弹性开采阶段油藏压力下降过大、过快，其有效压力高于弹性变形的临界压力，即使压力恢复到原始油藏压力，渗透率也不可能恢复到初始值。如果生产中出现注水井压力非正常降低将会导致注水井附近油藏产生不可逆的渗透率损失，尤其在裂缝性油藏注水开发中，这种渗透率不可逆损失更为严重。这是深层高压低渗油藏注水能力低的一个原因。

4.加压方式对渗透率变化的影响

为研究深层高压低渗油藏地层压力下降速度及地层压力恢复速度对储层物性的影响，实验室在注入速度一定的情况下，通过快速和慢速加压实验、慢速连续加压－恢复循环实验模拟深层高压油藏开发中不同有效压力下储层渗透率的变化。

（1）有效压力变化速度对渗透率损失的影响

采用与气测渗透率相同的装置对岩心进行快速和慢速加压实验，以分析有效压力（净覆压力）变化速度对储层的伤害。为增加可对比性，选择同一口井、同一深度点的岩心W13-281（2-1），w13-281（2-2）进行实验。对W13-281（2-1）进行快速加压和恢复实验，有效压力为1.5,20和40MPa；对W13-281（2-2）进行慢速加压和恢复实验，有效压力为1.5,5,10,15,20等5MPa间隔一直增大到40MPa。实验结果如图4-2-6所示。

图4-2-6 有效压力变化速度对渗透率损失的影响

分析可知，有效压力增加速度对岩心渗透率影响明显。有效压力快速增至40MPa，渗透率损失率为13.3%（W13-281（2-1））.有效压力慢速增至40MPa，渗透率损失率为12.2%（W13-281（2-2））。有效压力降低速度对岩心渗透率恢复影响也较大。有效压力快速增加的岩心W13-281（2-1）在有效压力降低至1.5MPa后，其渗透率损失率为7.7%；而有效压力缓慢增加的岩心W13-281（2-2）在有效压力降至1.5MPa后，其渗透率损失率为4.6%。可见，有效压力快速变化所造成的渗透率不可恢复损失大于有效压力缓慢变化造成的渗透率不可恢复损失，这与图4-1-1c相吻合。有效压力变化速率决定应变率的高低，有效压力快速变化导致高应变率，有效压力慢速变化导致低应变率。

根据以上研究结果，深层高压低渗油藏开采中井底压力从较高水平缓慢降至生产压力有利于减小储层渗透率的应力敏感损害。因此，深层高压低渗油藏开发应合理控制采油速度、缓慢降低油层压力，以减小渗透率损失、提高油藏最终采收率。

（2）慢速连续加压－恢复循环实验

通过减小有效压力的方法模拟地层压力恢复过程，通过“连续加压－恢复循环实验”模拟油藏实际开采中的连续关井恢复地层压力过程。实验中以氮气为流动介质，所用实验装置与气测渗透率相同。

增压过程有效压力点依次为1.5,5,10,15,20,25,30,35,40MPa。加压过程按设计的有效压力点依次加压到该有效压力值，然后按相反顺序降低有效压力至初始值，再进入下一个加压－降压循环。图4-2-7给出了203-35（2-2）岩心连续循环加压渗透率的变化曲线。由图4-2-7可知，第一次加压渗透率下降幅度大，且有效压力松弛后，渗透率恢复程度小。这是因为第一次增压过程中存在地层压实和压缩双重作用，而以地层压实为主。随有效循环数不断增加，渗透率下降幅度逐渐减小，且有效压力降低后，渗透率恢复程度增加。第二次及第二次以后的增压过程地层压实已经完成，以地层压缩为主。故每一次增、减压渗透率的恢复程度都优于前一次。在围压升高初期，渗透率下降幅度大。随围压松弛渗透率恢复程度小。随围压循环数不断增加，渗透率下降幅度逐渐减小。降围压松弛后，渗透率恢复程度增加。

图4-2-7 岩心203-35（2-2）连续循环加压

经过六次循环，203-35（2-2）岩心加压到30MPa，其渗透率损失率为9.2%（这个值并不大）。经过六次增减压循环，岩石基本可以看做是弹性体（本体变形占绝对优势）。油田开发实践证明，如果油田开发初期地层能量释放过快就会引起近井地带渗透率显著下降，并且恢复程度小。通过频繁关井并不能从根本上减小由于地层压力下降所造成的地层伤害。也就是说，如果某一生产压力造成地层伤害，关井后进行压力恢复，然后再次以相同的生产压力开采，还会造成更严重的地层伤害。

因有效应力加载过程岩石存在重新压实及压缩过程，故储层应力敏感性评价应采用卸载曲线（卸载曲线更接近于弹性变形过程）。砂岩在应力作用下由弹性向塑性转变的转化应力一般超过100MPa，油气藏开发中涉及的有效应力范围一般低于100MPa，基本属于压实、压缩背景上的弹性变形过程。

5.应力敏感的时间效应

岩石受到应力作用需要经过一段时间才能完成全部变形。氮气驱实验中测定净覆压力作用不同时间后的渗透率，从而确定渗透率变化达到稳定的时间，即岩心的形变时间。为表征特定压力条件下岩心渗透率随加压时间的变化，定义不同时刻渗透率与稳定渗透率之比为渗透率比值。W13-358（4-1）样品（K_g=41.1×10^-3μm²）的“时间效应”如图4-2-8所示。渗透率在不同有效压力作用下随时间的增加，变化幅度不断减小，并逐渐趋于某一稳定值。有效压力为20MPa，渗透率达到稳定时间为2.5小时；有效压力为40MPa,5.0h后渗透率仍未稳定。储层变形具有蠕变特性，有效压力越高，渗透率达到稳定所需的时间越长。

图4-2-8 渗透率变化的时间效应

（四）应力敏感性评价结果

以表4-2-1的6块常规气测应力敏感性样品为例探讨气测应力敏感性结果。实验数据如表4-2-1，表4-2-2，表4-2-3和图4-2-9所示。根据储层应力敏感性评价标准（敏感指数SI<0为负敏感；SI<0.1为弱敏感；SI=0.1～0.3为中等敏感；SI>0.3为强敏感；SI>0.5为超强敏感），气驱实验中储层应力敏感性为中等－强敏感。

表4-2-1 实验岩心编号与基本参数

表4-2-2 净覆压力与渗透率的关系实验数据

表4-2-3 净覆压力与孔隙度的关系实验数据

图4-2-9 净覆压力与物性的关系图

5. 哪里能做水下压力模拟实验

水的压力F=水的压强P×装水的容器的底面积S 水的压强P=ρgh

公式为：F=ρghS

ρ=1.0×1000 千克/立方米

g=10 牛/千克

h=水的深度

• 压强

  在国际单位制中，压强的单位为帕斯卡（简称帕），1帕=1牛顿/米2。标准条件（温度T=288.15开（K），空气密度ρ=1.225千克/立方米）下海平面高度大气压力为101325帕，称为标准大气压。工业上采用1千克力/厘米2为1个工程大气压，其值为98066.5帕。气象学中定义106达因/厘米2为1巴，1巴=105帕，接近1个标准大气压。

• 压力

  物理学上的压力，是指发生在两个物体的接触表面的作用力，或者是气体对于固体和液体表面的垂直作用力，或者是液体对于固体表面的垂直作用力。流体的压力与温度、密度等参数有关。理想气体压力p=ρRT，式中R为气体常数，与气体种类有关，空气的R=287.0焦/(千克·开/摄氏度)【J/（kg·K/℃）】。液体压力随密度而增加。

• 公式

  压强=压力/受压面积（P=F/S）；

  压力=压强*受力面积（F=PS）。

6. 用橡皮泥做压力的作用效果的实验的好处

①橡皮泥是比较容易发生形变的物体，所以用橡皮泥的形变程度来表现压力的作用效果；
②要得到压力的作用效果和压力大小的关系，就要控制受力面积一定而压力的大小不同，甲和丙符合题意；控制其他因素不变的方法叫控制变量法；
③单纯的一个小桌倒放在橡皮泥上，由于受力面积大，所以橡皮泥的形变程度是不太明显的，加上两个钩码可以让压力的作用效果更明显一些；本实验是通过橡皮泥的形变程度来表现压力的作用效果．
故答案为：橡皮泥比较容易发生形变；丙；控制变量；让压力的作用效果更明显；橡皮泥的形变程度．

7. 试验成果

(一)二氧化碳驱油技术能够使特低渗透扶杨油层建立起有效驱动体系

通过井温、压力梯度测试，搞清了注入的液态CO₂在井筒内的相态分布，系统分析了注入井、采出井动态变化特征。

1.应用井温、压力梯度测试技术，搞清了CO₂在井筒内的相态分布

为搞清液态CO₂在井筒内的相态、温度、压力变化情况，在正常注入的情况下，录取了井筒内的压力、温度梯度资料。从测试结果看，液态CO₂大约在1300m开始气化，气化后放热使温度梯度增大，压力梯度减小。井底压力为29.5MPa，折算井筒中液态CO₂平均比重(相对密度)为0.89;井底温度63.8℃，比油层温度低22℃左右(图6-21)。

图6-21 压力、压力梯度曲线

2005年4月，对注气井进行了压力降落试井，累计关井576h，压力从29.85MPa下降到28.95MPa，压降速度为0.0016MPa/h。用有限导流垂直裂缝模型和均质径向流油藏模型解释的结果见表6-30。两种解释方法得到的结果基本一致，井筒储存系数很大，油藏渗透率很低((1.26～1.28)×10^-3μm²)，属特低渗透油藏。表皮系数低于-5.9，说明注入的CO₂对近井地带地层有显著的改善作用。

表6-30 注入井芳188-138试井资料解释结果

2.注气压力较低、油层吸气能力较强

未压裂的芳188-138注气井自2004年7月以来，平均日注液态CO₂20～40t;注入压力表现出稳中有降的趋势，由2004年7月的13.0MPa下降到2007年的10.5～11.0MPa。尤其是2006年下半年以来，随着2口见气较早的井(芳190-136，芳190-140井)气油比上升，注气井注入压力下降幅度有所加快，与室内实验结果基本一致。

未压裂的注气井在日注液态CO₂20～40t(相当于日注水40～70m³)的情况下，比州2试验区压裂投注的注水井(平均日注水30m³左右)注入压力低5MPa左右。

另外，从州2试验区注水井与芳48注气试验区注气井霍尔曲线对比情况看(图6-22)，未压裂的注气井注入能力是压裂投注注水井的4.8倍。可见，扶杨油层注气压力较低，吸气能力较强。

图6-22 州2与芳48试验区霍尔曲线对比

3.采出井见到较为明显的注气效果

试验区于2002年12月投产，截至2007年底累计注气20674t(0.413PV)，累计注采比为2.93;累积产油9690t，采出程度6.09%，采油速度0.90%;综合含水7.0%。

(1)注CO₂驱油渗流阻力小，油井见效快

由于CO₂具有黏度和密度小的特点，注CO₂驱油渗流阻力小，注气井和采油井间压力分布与注水驱高渗透油藏类似，注气井和采油井井底压力损失小，注采井间压力梯度大，从而使特低渗透油藏建立起有效驱动体系。

试验区正常注气后，大致3个月左右，渗透率相对较高的芳190-136和芳190-140井陆续见到注气效果，日产油稳中有升。而与之邻近的州2注水开发试验区自投产以来产量一直呈下降趋势，未见到受效显示。如芳190-136井，2004年8月开始受效，日产油上升，到2005年7月上升到最高点2.5t/d，随后受见气影响，产量逐渐下降(图6-23)。

图6-23 芳190-136井日产油曲线

(2)产量恢复程度较高

试验区5口油井中，芳188-137井未压裂直接投产，初期日产量0.02t，其余4口井均为压裂投产，见效后产量恢复程度为44.1%～71.0%(表6-31)。2006年1月试验区产量恢复到最高，日产量达8.3t，产量恢复程度达61%。注气累计增加原油占总产量的57.8%。

表6-31 芳48试验区见效情况分析

受效高峰期的采油速度高达1.89%，平均采油强度0.25t/d·m，是相邻注水开发区块的3倍以上。分析油井受效较好，主要有以下原因:一是气驱控制程度高(100%)，试验区只选取了主力层(FⅠ7)注气，该层为分布稳定的河道砂体，连通较好，气驱控制程度高达100%;二是注入速度高，2004年7月以来，试验区注入速度保持在0.15～0.18PV/a，使油井见到了较好的气驱效果。

(3)油井见气后产量呈双曲规律递减

根据试验区进入产量递减阶段以来的实际产量(图6-24)，进行拟合求解，得出试验区日产油量呈双曲递减规律，递减指数2.371，R=0.9980。

松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践

式中:q_t为开始递减第t月时日产量;q_i为递减前日产油;D_i为初始递减率。

图6-24 实际日产油与计算日产油对比

(4)见气井地层压力保持水平较高

2005年4～6月，对注气井组进行了整体试井，芳190-136和芳190-140井关井末点压力分别为11.6和13.1MPa，明显高于其余3口井(表6-32)。由于这两口井为试验区的主要见效井，随着油井见气后地层压力上升;芳188-137井尽管井距较近，但由于该井未压裂，且受效较差，压力恢复曲线表现为典型的特低渗透储层特征;关井15d最高压力仅3.6MPa。

表6-32 注气试验井组试井资料解释结果

(二)气体示踪及微地震气驱前缘测试技术，有效指导了气驱试验的分析与调整

1.气体示踪剂监测技术

2006年5月，以室内实验为基础，优选了性能稳定的F6气体为示踪剂，并进行了矿场试验，监测结果见表6-33。从表中可以看出，注入气体向芳190-140井推进速度最快(5.45m/d)，芳190-136井次之(3.13m/d)，芳188-137井较慢(0.99m/d)，芳187-138井未见气，芳190-138井见气较晚，未检测到示踪剂。

表6-33 芳188-138井注气气体示踪剂(F6)监测结果

从示踪剂峰值看，芳190-140井最高(20792μg/m³)，芳190-136井次之(256μg/m³)，芳188-137井尽管见到示踪剂最早，但峰值最低(61μg/m³)，表明注入的示踪剂优先向渗透率较高的芳190-140井运移，其次为190-136井和188-137井。示踪剂峰值高低与储层物性和气油比高低具有较好的一致性。

2.微地震气驱前缘监测技术

微地震法气驱前缘监测技术基于地球物理、岩石力学、信号处理及震波传输等理论和油田生产实际情况，通过监测注气引起微裂缝重新开启及造成新的微裂缝时产生的微震波，确定微震震源位置，进一步确定监测井的气驱前缘、注入气波及范围和优势注气方向，为注气方案优化调整提供科学依据。2005年8月对注气井组进行了微地震气驱前缘测试(图6-25)，结合该井的注入数据及测井等资料，取得了以下认识:

一是CO₂气驱存在主、次流两个方向，主流方向呈东南164.6°及西南260.8°两个走向，次流方向略呈北偏东43.3°走向。

二是CO₂气驱前缘波及面形状呈不规则的“Y”字型，分析气驱前缘形态主要受该井区储层非均质性影响，注入CO₂气推进速度不均匀，在东南及西南方向CO₂气推进速度较快，在北西及北偏东方向的CO₂气推进速度次之;而其他方向的CO₂气推进速度相对较慢。

三是CO₂气驱前缘波及面积约为7.6×10⁴m²。

四是芳190-140井和芳190-136井位于CO₂气驱前缘的两个主流方向上，为主要见效井;芳188-137井为次要见效井，因为CO₂气驱前缘向前发展的趋势明显且已接近该井;芳187-138井处在气驱前缘的次流方向上，但由于该井距气驱前缘相对较远，受效也不明显;芳190-138井的方向气驱前缘推进较慢，未见到注气效果。

3.脉冲注气有效提高了CO₂利用率

通过气体示踪及微地震气驱前缘测试技术搞清了扶杨油层非均质特征。为防止CO₂气大量突破后造成资源浪费，改善注气驱油效果，应用数值模拟技术优选了脉冲注气方案(注气时关突破井，停注时突破井恢复生产)为实施方案，取得了较好效果。

设计了6套方案，考虑了不同的注入速度、注入量和脉冲周期(表6-34)。

图6-25 微地震测试结果

表6-34 脉冲注气方案设计参数

注:5∶2表示关生产井注气5个月，然后停注采油2个月。

从各方案预测的开发指标(表6-35)可以看出，脉冲注气开发效果主要与注气速度、注气量及脉冲持续时间有关。综合考虑，持续高速度大排量脉冲注气效果较好。

表6-35 脉冲注气开发指标预测结果

综合以上方案预测指标，采出程度最高的是方案F106，交替周期为6个月(注4个月，停注后采出2个月)。因此优选方案F106(注气速度为40t/d，注4个月，停注后采出2个月)为实施方案。

根据方案优选结果，2006年开展了脉冲注气试验，先后分3个段塞注入液态CO₂5239t。取得了以下认识:

一是注气压力略有下降。2006年脉冲注气后，前面两个段塞，日注气量在37t左右，注气压力稳定在12.5MPa左右;最后一个段塞注入时，注气压力下降到11.5MPa，下降了1.0MPa。说明注气井有较强的吸气能力，井组之间有较好的连通关系，停注期间采出井开井，恢复注气后注气压力有所下降。

二是见气井开井后，气油比下降，CO₂利用率明显提高。以芳190-136井为例(图6-26)，该井2006年5月因出气量大关井，焖井一段时间后，于2006年9月恢复生产。气油比由465m³/m³下降到130m³/m³。之后持续生产，气油比逐渐上升到2007年4月份的337m³/m³，比见气高峰期低210m³/m³。表明通过脉冲注气减小了注采压差，改变了地层流体的液流方向，使见气井出气量大幅度减小，降低了气油比，提高了CO₂利用率。

图6-26 芳190-136井气油比变化曲线

另外，为进一步减少油井生产过程中造成的CO₂损失，对油井开井制度进行了优化。芳188-137井不同关井时间的产量变化情况见图6-27，关井3d后恢复生产1d的产量最高。优选确定了关3d开井1d的生产工作制度，平均日产油1.0t左右。其余3口见气井与芳188-137井不同关井时间的产量变化趋势基本相同，也执行了关3d开井1d的工作制度。

图6-27 芳188-137井不同关井时间产量变化曲线

可见，通过脉冲注气和油井生产制度优化，有效提高了CO₂利用率。

(三)气油比分析技术进一步验证了芳48断块为非混相驱

1.气油比分析技术

气油比是评价注气驱油效果和效益的一项十分重要的指标，由于芳48注气井组产量低，无法现场测试生产气油比。因此，我们通过对采出气的组分变化分析，对生产气油比进行了估算，在现场得到较好应用。

设原始气油比为GOR₁，目前气油比为GOR₂，CO₂气未突破时地面气组成为y_1i，其中CO₂的摩尔含量为y_1CO2，注入CO₂气组成为y_2i，CO₂摩尔含量为y_2CO2。设地面条件下气的摩尔体积为M(mol/m³)。那么未突破时采出1m³油时，采出气为GOR₁m³;CO₂突破后采出1m³油时，采出气为GOR₂m³。采出气的摩尔数分别为:GOR₁/M;GOR₂/M。突破后的气相当于未突破时的气混入了一定量的CO₂气，那么对采出1m³油来考虑，见气前后采出气中的非CO₂气组分的摩尔量是相等的，因此有:

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因此气突破后的气油比GOR₂为:

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利用该公式计算了芳188-137井、芳190-136井、芳190-138井、芳190-140井的气油比，2007年底，4口井的气油比在117～273m³/m³(表6-36)。

表6-36 4口见气井2007年底气油比计算结果

2.芳48断块非混相特征分析

理论和实践均证明:混相驱的驱油效率远高于非混相驱，而注气开采的驱油效率很大程度上取决于驱替压力。只有当驱替压力高于最小混相压力(Minimum Miscibility Pres-sure，MMP)时才能达到混相驱替。也就是说，混相驱和非混相驱应用的界限就是最小混相压力。我国多数油田由于原油性质较差，达不到混相条件，只能是非混相驱替。在矿场实际过程中可通过气油比的变化特征判断混相或非混相驱替。

非混相驱替过程中，注入孔隙体积与气油比的关系大致可分为3个阶段。第一阶段和第二阶段气油比变化不明显，第三阶段气油比急剧上升。即气体突破前，气油比基本不变。突破后，气油比有所增大，但由于建立了油气混合带，随之又出现了一个明显的台阶，持续一段时间以后，气油比才迅速增大(图6-28)。也就是说，在气油比迅速上升之前存在一个明显的过渡性台阶。图6-28所对应的实验压力为20.6MPa，比混相压力(29MPa)低8.4MPa，为非混相驱替。

图6-28 芳48非混相驱长岩心实验压差、气油比变化曲线

混相驱与非混相驱的气油比变化规律则明显不同。由于混相驱替建立的油气混合带较窄，因此，采出端见气后，气油比迅速上升(图6-29)，中间没有明显的过渡带。图6-29对应的实验压力为50MPa，比混相压力(29MPa)高21MPa，为典型的混相驱。

图6-29 芳48混相驱长岩心实验压差、气油比曲线

根据室内实验得出的混相与非混相驱的气油比变化规律，为芳48试验区的混相特征分析提供了依据。

试验区见气较早的芳190-136井的气油比变化曲线见图6-26。该井于2005年3月见气，之后气油比逐渐上升，到2006年8月气油比达到最高(600m³/m³左右)，这期间共注气11500t，折算地下体积0.23PV，后期由于采取脉冲注气使气油比明显下降。根据室内实验得出的混相与非混相驱的气油比判断标准，芳48试验区为典型的非混相驱。

(四)腐蚀状况监测表明，地面及井下管柱无明显腐蚀，满足了开发需要

2006年9月，开展了注气试验区腐蚀现状调查研究。对芳188-137、芳190-140井地面管线进行了实验室分析，并对这2口井安装了腐蚀试验试片。另外，在芳190-138井油套环空内放置了J55钢腐蚀试验试片，进行井下腐蚀状况监测，取得了以下认识:

1.地面管道无明显腐蚀现象

从芳188-137、芳190-140井地面管道直管段及弯头部分剖开后的外观情况看，管道基本完好，内表面无蚀坑、破损、裂纹等现象，未见有明显腐蚀现象发生。2006年9月28日在这2口井的地面管线内部放置20^#钢腐蚀试验试片，2006年11月15日取出，试验周期47d，除去表层油污后，仍可见金属光泽，试片表面无蚀坑、破损等现象，在试验期内腐蚀挂片未见有明显腐蚀现象发生。

2.井下试片腐蚀现象不明显

2006年9月28日，在芳190-138井油套环空内放置J55钢腐蚀试验试片，2006年11月15日取出，试验周期47d，也未见腐蚀现象发生。

3.腐蚀速率评价

芳48断块注气试验井组现场腐蚀试验分析结果见表6-37。地面和井下试片均未见明显腐蚀，介质腐蚀性等级为低级，平均腐蚀速率为0.0028～0.0032mm/a。

表6-37 芳48断块典型介质现场腐蚀试验结果

分析芳48注气试验区地面及井下管柱腐蚀较弱，主要有以下原因:一是油井含水率低。芳188-137井、芳190-138井基本不含水，芳190-140井含水也在10%以下，这是试验井腐蚀较弱的主要原因;二是试验周期短，对腐蚀试验效果有一定影响。

(五)结论及认识

1)CO₂驱油技术能够使特低渗透扶杨油层建立起有效驱动体系，作为一项难采储量动用技术，具有广阔的发展前景。

2)室内实验测得扶杨油层最小混相压力为29MPa，比原始地层压力(20.4MPa)高8.6MPa，结合现场试验气油比变化规律综合分析表明，芳48断块CO₂驱油为非混相驱。

3)室内可行性评价实验和油藏地质建模、数值模拟研究，较好地指导了试验方案优化设计，矿场试验表明，方案符合程度较高。

4)井温、压力梯度测试技术搞清了井筒中CO₂的相态分布特征;气体示踪及微地震气驱前缘测试技术揭示了扶杨油层非均质性强的特点，有效指导了气驱试验的分析与调整。

5)脉冲注气结合油井工作制度优化能够有效解决因储层非均质性强引起的油井受效不均衡，提高了CO₂利用率;CO₂吞吐作为注气驱油的一项引效措施，具有操作方便，成本低等优点。

6)注CO₂驱油实现了特低渗透扶杨油层的有效动用，主要表现在油井见效快、产量恢复程度高，见效高峰期的采油速度是同类型注水开发区块的3倍以上;油井见气后产量呈双曲递减。

7)适合CO₂驱油的撬装注气装置、KQ65-35-FF注入井井口、油管防腐和油井防气工艺技术，基本满足了试验区开发需要。

8)油藏深部封窜技术抑制了CO₂驱油过程中气窜的影响，可作为提高注入气波及体积、改善注气开发效果的储备技术。

8. 物理模拟实验仪器选用

根据煤粉产出物理模拟实验的原理及目的,需要设计可以满足该实验要求的仪器装置。这些要求包括:

(1)满足模拟地层流体在煤储层裂隙之间的流动要求;

(2)满足模拟煤储层经储层改造后的裂隙展布效果要求;

(3)满足模拟煤储层在含煤地层中的赋存状态要求;

(4)满足模拟煤层气井排水→降压→采气的生产模式要求。

通过一系列的摸索与尝试,确定了该物理模拟实验仪器装置的主体系统结构,其中包括计算机监控系统、样品制备系统、泵送驱替系统、物理模拟系统、煤粉储集系统、煤粉分析系统、电力动力系统等。

(1)计算机监控系统:主要由计算机操控平台和驱替导流监测平台等组成。计算机操控平台提供半自动半人工化功能服务,通过计算机实现对驱替导流监测平台的操控,可以满足不同条件下物理模拟实验的要求。同时,驱替导流监测平台实现流体相态驱替模式、自动调控驱替流速及压力、实时监测导流状况及实时记录排出产物状况等。

表5-3 煤体结构差异对煤粉产出的影响研究实验方案

(2)样品制备系统:主要由制样模具、升降施压油缸、平台支架等组成。制备样品的前期准备工作需要碎样机、标准样品筛、电子天平等辅助设备。首先使用碎样机将煤岩样品破碎,经过标准样品筛的筛选,选用一定粒度的煤粉颗粒,依据制样模具的尺寸形状,在升降施压油缸的挤压作用下,制作煤砖样,用于煤粉产出物理模拟实验。该系统需要通过计算机监控系统控制升降施压油缸,为制样提供稳定的压力。

(3)泵送驱替系统:主要由平流泵、储液容器、驱替液、导流室、无缝钢导管、法兰等组成。该系统的工作原理是通过调整平流泵的泵送功率,使其提供一定流速的稳定流体,该流体将储液容器内的驱替液以同等速率注入导流室内,对导流室中的煤砖进行驱替作用,同时,需要导流室的左右两侧分别安装进出液孔道,并在进出口端部安装测压孔道及相应法兰。在此过程中,通过驱替导流监测平台调控平流泵的泵送功率、设置驱替作用的周期及数据记录频率等参数。

(4)物理模拟系统:主要由煤砖样、石英砂、导流室、金属垫片、塑料密封圈、差压传感器、升降施压油缸、平台支架等组成。该系统的工作原理是通过在两块煤砖中夹持石英砂颗粒进行人工造缝,模拟煤储层经过储层改造后的裂隙延展状态;由泵送驱替系统向导流室内提供一定流速的驱替液,模拟地层流体在煤储层裂隙之间的流动过程;由计算机监控系统调控升降施压油缸,使其对导流室内的煤砖产生稳定围压,模拟煤储层在含煤地层中的赋存状态。该系统是在计算机监控系统、泵送驱替系统及物理模拟系统的相互配合下进行的,由平流泵提供驱替流体,由升降施压油缸提供挤压力,由驱替导流监测平台调控记录驱替液流速、油缸压力等参数,由金属垫片和塑料密封圈来保证导流室中煤砖处于密封状态。

(5)煤粉储集系统:主要由电子天平、无缝钢导管、烧杯等组成。该系统的工作原理是收集由物理模拟系统排出的液体及其中煤粉,同时通过驱替导流监测平台对排出液进行实时称重并储存数据结果。

(6)煤粉分析系统:主要由激光粒度仪、滤纸、过滤器、恒温烘干机、电子天平、显微镜、扫描电镜、X射线衍射仪等组成。该系统的工作原理是采用激光粒度仪对不同实验条件中产出的煤粉进行粒度分布测试;采用过滤器及恒温烘干机将排出液中的煤粉进行过滤烘干;采用电子天平对干燥的煤粉颗粒进行精密称重;采用显微镜、扫描电镜、X射线衍射仪分析煤粉的显微形态及物质成分。从煤粉的粒度、质量、显微状态和物质成分等角度研究煤粉的产出物性特征。

(7)电力动力系统:主要由配电箱和电动机等组成。该系统为物理模拟实验设备装置的其他系统提供电力及动力保障。

图5-1 煤粉产出物理模拟实验仪器设计示意图

根据上述物理模拟实验仪器装置功能要求,实验仪器设计如图5-1所示。通过调研,在综合考虑物理模拟实验的可行性情况下,采用HXDL-Ⅱ型酸蚀裂隙导流仪作为测试仪器。该仪器可以在标准实验条件下模拟地层压力及温度状态,可以实现气、液两相驱替过程,并能评价裂缝的导流能力。其装置流程如图5-2所示。根据上述物理模拟实验装置的说明,选用的酸蚀裂隙导流仪的主体系统均达到开展实验的要求,各个装置部件可以满足实验的需求。该仪器的各项参数是参照《SY-T 6302—1997 压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法》标准而设定的。

图5-2 酸蚀裂缝导流仪流程示意图

9. 高压实验大厅有哪些检测设备

实验设备很多！！

电缆实验室

CPJ-25冲片机
CPJ-30冲片机

裁刀
XP-19削片机

JQ-6交联电缆纵横切片机
JT300A型投影仪

QJ57P型电桥带
401B型老化箱

RYS-1热延伸装置
HW-Ⅱ恒温水浴

LP-10-C橡塑多头测厚仪
Jan-76玻璃恒温水浴

UX4200S电子天平
金属材料拉力试验机

TH5000系列电子万能材料拉力机

电力专用车

电力专用指挥车
应急电源车

电力预防性试验车
电力耐压试验车

带电作业车
化学试验车

电缆试验车

在线监测、巡检设备

ED0506系列数字式SF6气体微水、密度综
ED0502F型六氟化硫在线监测报警系统

ED0308系列断路器在线监测系统
ED0210型变压器油中气体含量在线监测系统

容性设备及避雷器绝缘在线监测系统
变电站绝缘子污秽在线监测系统

ED0702A型本安型在线式氢气露点仪
ED0704型在线式氢气纯度分析仪

ED0710系列在线式氢气综合分析仪

绝缘耐压试验设备

SJTU系列冲击电压发生器
YDQ系列充气超轻型试验变压器

YDQD系列带抽头充气式多用高压试验变压器
YDQW系列充气无晕超轻型试验变压器

YDQJC系列充气式串激高压试验变压器
YD系列油浸式高压轻型试验变压器

YDJC系列串激轻型试验变压器
EDCDP系列超低频高压发生器

GTU系列高电压大容量充气式无局放高压组合电
JY系列绝缘筒式无局放全绝缘试验变压器

EDCZB-09型操作波发生器装置
GTB系列干式高压试验变压器

ED2690/ED2691智能耐压测试仪
ED2671A通用交/直流耐压测试仪

ED2670/ED2670A通用交流耐压测试
ZDTC系列高压试验变压器电动操作台

ED2672/ED2672A耐压/绝缘电阻测
ED2670B通用交/直流耐压测试仪

TPXB系列调频串联谐振装置
TC系列高压试验变压器操作台

XC系列高压试验变压器操作箱
TPXB-B系列变电站电器设备交流耐压调频串

TPXB-C系列CVT检验用工频串联谐振装置
TPXB-D系列电缆交流耐压调频串联谐振装置

TPXB-E系列发电机交流耐压调频调感串联谐
TPXB-F系列发电机交流耐压工频串联谐振装

TPCB系列变频控制电源
EDYD系列激励变压器

EDFC系列电容分压器
EDDK系列电抗器

DMA2550型绝缘电阻测试仪
DMB5000型绝缘电阻测试仪

DMC2000型绝缘电阻测试仪
DMD系列绝缘电阻测试仪

DME2305型数显绝缘电阻测试仪
DME2306型数显绝缘电阻测试仪

Q50-300 放电保护球隙
FRC系列交直流数字分压器

H9840型保护式直流数字微安表
高压滤波电容

TAG6000型无线高压核相器
2DL系列高压硅堆

FZ系列高压直流放电棒
FRD型高压核相器

YDQ-Ⅱ型声光伸缩验电器
400ml标准式试油杯

均压球
水电阻

警示灯，警示牌
EDC系列高压电容

测试导线、电流型、电压型多功能连接件，接插件

变压器试验设备

BRTC-I型阻抗法绕组变形特性测试仪
BRTC-II型频响法绕组变形特性测试仪

BTRC-III型频响法、阻抗法变压器绕组变
ED0202A系列变压器综合特性测试台

ED0202B系列变压器综合特性测试台
ED0202C系列全自动变压器综合特性测试台

ED0203型变压器变比全自动测试仪
ED0203B型全自动三相变压器变比测试仪

ED0204-1型(原H9820)变压器直流
ED0204-2型变压器直流电阻测试仪

ED0204-3型变压器直流电阻测试仪
ED0204-5型变压器直流电阻测试仪

ED0204-10型变压器直流电阻测试仪
ED0204-20型变压器直流电阻测试

ED0204-40型变压器直流电阻测试仪
ED0204-III型变压器直流电阻测试仪

ED0205型变压器损耗线路参数测试仪
ED0207型变压器容量及空负载特性测试仪

ED0209型电抗器电参数测试仪
EDBYKC-2000A型电力变压器有载开关

EDBYKC-2000B型电力变压器有载开关
EDTCD－2008型局部放电检测仪

ED2102系列数字式局部放电检测仪
JZF—10校正脉冲发生器

JZF-9型校正脉冲发生器
60KV-1000PF无局部放电耦合电容

60-300KV-1000PF无局部放电耦合
EDGLB系列倍频发电机电源隔离滤波器

EDLB系列电源隔离滤波器
EDKLB系列滤波控制电源

TPCB-W系列纯净变频综合试验电源
EDBP系列倍频发电机组

SBF系列三倍频发生器
EDGWS型工频介质损耗自动测试仪

EDDX6000型异频介质损耗自动测试仪
RLC—9QYG系列瓦斯(气体）继电器压力释

RLC-8QYG气体继电器压力释放阀自动测试

红外热像仪

HM-160红外热像仪
E8-N红外热像仪

HM-200红外热像仪
E8-TN红外热像仪

HM-300红外热像仪
E8-GN红外热像仪

HY-S280红外热像仪
HY-S380红外热像仪

HY-G90红外热像仪
HY-6800红外热像仪

HR-600红外热像仪
JK150红外热像仪

JK350红外热像仪
JK650红外热像仪

SAT-JK150/350/650-V红外热
SAT-CK350-VN红外热像仪

SAT-CK351-N红外热像仪
SAT-CK350-U红外热像仪

SAT-CK350-W红外热像仪
HRYXJ-A(384)红外热像仪

HRYXJ-A(160)红外热像仪
YRH250红外热像仪

YRH-600矿用本质安全型红外热像仪
NV618夜间驾驶安全辅助系统

NV628夜间驾驶安全辅助系统
MC601体温筛查红外热像仪

MC602体温筛查红外热像仪
MC603体温筛查红外热像仪

MC602C体温筛查红外热像仪

避雷器测试设备

ED0401-I型避雷器放电记录器校验仪
ZGF-Q系列轻便型直流高压发生器

ED0401-II型雷击（放电）计数器校验器
ZGF系列便携式直流高压发生器

ED0403—II型氧化锌避雷器特性测试仪
ZGF-600kV/5mA直流高压发生器

ED0402-I型氧化锌避雷器直流参数测试仪
ED0402-II型氧化锌避雷器直流参数测试

ED0403—I型氧化锌避雷器特性测试仪

开关检测设备

ED0301HMT开关低压断路器测试仪
ED0301C型高压开关动特性测试仪

ED0301A型接触器同步测试仪
ED0301B型高压开关动特性测试仪

ED030G型高压开关动特性测试仪
ED0303B型回路电阻测试仪

ED0302A型高压开关操作电源
ED0302B型高压开关动作试验仪

ED0303A型回路电阻测试仪
ED0301E型高压开关动特性测试仪

ED0301F型高压开关动特性测试仪
ED0301H型石墨触头开关测试仪

ED0303C型回路电阻测试仪
ED0301D型高压开关动特性测试仪

ED0304-I型真空度测量仪
ED0304-II型真空度测量仪

ED0305A煤矿开关综合测试台
ED0305B型高压开关试验电源车

ED0306系列通用温升测量系统
DDG系列便携式大电流发生器

ED0309型直流断路器安秒特性测试系统
ED0307-1开关特性智能测试系统

ED0307-2型开关特性智能测试系统
ED0307-3型开关特性智能测试系统

ED0308型高压断路器磨合测试系统
ED0310型开关柜局放监测整体解决方案

ED03011A型高压开关柜接地电阻测试仪
ED03011B型高压开关柜接地电阻测试仪

电机检测设备

EDHNZ-1型发电机转子交流阻抗测试仪
EDR-102型发电机特性测试仪

ED2605型匝间绝缘冲击耐压试验仪
EDHNZ-3型发电机转子交流阻抗测试仪

EDHNZ-4型发电机转子交流阻抗测试仪
EDTS系列电动机综合测试台

优越的低速加载能力基本上从零速开始就可以提供

油化分析检测设备

EDWS-3型微量水分测定仪
EDWS-5型微量水分测定仪

EDWS-8型微量水分测定仪
EDBSD-2型闭口闪点测试仪

EDBSD-07型闭口闪点测定仪
EDKSD-3型开口闪点测定仪

EDKSD-07型开口闪点全自动测定仪
EDZL—2型自动张力仪

EDZL—3型自动张力仪
EDSZ—3型石油产品酸值全自动测定仪

EDPH-07型水溶性酸测定仪
EDND-2型石油产品运动粘度测定仪

EDND-3型石油产品运动粘度测定仪
EDZND-8型凝点倾点测定仪

EDZND-10型凝点自动测定仪
EDWS-10型油中水分测定仪

EDSKD—3型绝缘油体积电阻率自动测定仪
EDDZ-3型多功能振荡仪

EDDW-1型低温稳定型实验仪
EDXS-2型液相锈蚀测定仪

EDXS-3型液相锈蚀测定仪
EDRH-3型破乳化测定仪

EDPM-07型泡沫特性测定仪
EDRD-09型全自动自燃点测定仪

EDKF-09型空气释放值测定仪
EDZY-08型全自动旋转氧弹值测定仪

EDFF型电阻探针腐蚀监测仪
EDLQ-2型沥青油污器皿清洗器

EDZL-2A型石油产品蒸馏仪
EDSY-1型恒温水浴

EDIJJ—II型绝缘油介电强度测试仪
EDIJJ—IIB型绝缘油介电强度测试仪

EDIJJ—III型三杯式绝缘油介电强度测试
EDIJJ—VI型六杯式绝缘油介电强度测试仪

DZL系列单级高效真空滤油机
DZL-A系列双级高效真空滤油机

LY系列板框压力式滤油机
SL系列手提式滤油机

ED6000型一体化精密油介损测试仪
EDMD系列密度仪

SF6气体检测回收设

ED0501B型精密露点仪
ED0501D型精密露点仪(SF6微量水分测

ED0501E型精密露点仪(SF6微量水分测
ED0501F型冷镜式精密露点仪

DMT-142P型精密露点仪
DMT-242系列便携式SF6露点仪

ED0502A型高精度SF6气体检漏仪
ED0502B型SF6定量检漏仪

ED0502C型六氟化硫气体检漏仪
ED0502D型六氟化硫气体检漏仪

ED0502E型SF6气体定量检漏仪
ED0502F型六氟化硫在线监测报警系统

ED0503A型SF6纯度分析仪
ED0503B型SF6纯度分析仪

ED0503C型SF6气体浓度(百分比)分析
ED0504A型SF6分解产物检测器

ED0504B型SF6故障定位分析仪
ED0504C型SF6智能分解产物测试仪

ED0505C型SF6气体密度继电器校验仪
ED0505D型SF6气体密度继电器校验仪

ED0506系列数字式SF6气体微水、密度综
ED0507C型SF6断路器转接过滤装置

ED0507D型SF6开关维护多功能接头附件
ED0507E型SF6气体取样装置

ED0508DP型SF6综合测试仪
ED0508DF型SF6综合测试仪

ED0508PF型SF6综合测试仪
ED0508DPF型SF6综合测试仪

ED0510型激光型sf6气体和氧气在线检测
ED0511型SF6气体泄漏激光成像仪

EDHC-12Y型SF6气体回收装置
EDHC-38Y-160W型SF6气体回收充

EDHC-15Y-15W型SF6气体回收净化
EDHC-15Y-15L型立式SF6气体回收

EDHC-RF300C型SF6气体回收净化提
ED30C型SF6气体微型无油回收装置

VCH-B046R02型抽真空装置
VCH-8型SF6气体抽真空充气装置

VCH-16型SF6气体抽真空充气体装置
VCH-30型SF6气体抽真空充气装置

VCH-70型SF6气体抽真空充气装置
VCH-150型SF6气体抽真空充气装置

SF6气体储罐
Mega系列全自动SF6气体回收装置

Compact系列手动SF6气体回收装置
Economy系列全自动SF6气体液态回收装

C500R02 SF6 称重储存罐
ED280C型小型SF6气体无油回收装置

H2气体分析检测设备

DMT-242型便携式氢气露点仪
ED0702A型本安型在线式氢气露点仪

ED0702B型在线式露点仪
ED0702C型Transmet本安型在线式

ED0703型便携式热导型氢气纯度分析仪
ED0704型在线式氢气纯度分析仪

ED0705型便携式氢中氧、氧中氢分析仪
ED0706A型在线式氢中氧H2-O2分析仪

ED0706B型在线式氧中氢O2-H2分析仪
ED0707型数字式气体检漏仪

ED0708型在线式氢气泄漏报警系统
ED0709A型便携式氢气综合测试仪

ED0709B型便携式氢气综合测试仪
ED0709C型便携式氢气综合测试仪

ED0709D型便携式氢气综合测试仪
ED0710系列在线式氢气综合分析仪

二次回路、保护设备

MPT2300A型微机型继电保护测试系统
MPT2300B型微机型继电保护测试系统

MPT2300C型微机型继电保护测试系统
MPT4330（MPT4340）型微机型继电

MPT6430（MPT6440）型微机型继电
MPT2800型同期装置测试仪

ED0101A型单相热继电器测试仪(电动机保
ED0101B型单相热继电器测试仪(电动机保

ED0101C型三相热继电器测试仪(电动机保
ED0101D型三相热继电器测试仪(电动机保

ED0102型功率差动继电器校验仪
ED0103A型剩余电流保护装置动作特性测试

ED0104型继电保护校验仪
ED0105型综合移相器

ED0107A型断路器模拟试验装置
ED0107B型断路器模拟试验装置

ED0107C型断路器模拟试验装置
ED0107D型断路器模拟试验装置

ED0601型漏电保护器测试仪
ED0602型数字毫秒计

ED0603型相序表
ED0604A型数字双钳相位伏安表

ED0605A型保护回路矢量分析仪
ED0605B型保护回路矢量分析仪

ED0606B型智能三相用电检查仪
ED0607A型三相多功能伏安相位表

ED0607B型智能型三相相位伏安表
ED0608型直流系统接地故障测试仪

ED0609型低频信号发生器（原DPX－II
ED0610型单节蓄电池电池活化仪

ED0611型蓄电池组巡回监测仪
ED0612-30型智能蓄电池放电负载测试仪

ED0612-50型智能蓄电池放电负载测试仪
ED0612-100型智能蓄电池放电负载测试

ED0612-150型智能蓄电池放电负载测试
ED0612-200型智能蓄电池放电负载测试

3551型蓄电池内阻测试仪
ED0604A型数字双钳相位伏安表

运行线路检测设备

ZD-3型复合绝缘子带电检测仪
ED-5700型绝缘子分布电压测试仪

EDHZD-1型电缆故障定位仪
EDHZC-3型电缆故障测试仪

EDHZC-4型电缆故障测试仪
EDHZC-5型通信电缆故障测试仪

EDSB-1型电缆识别仪
EDSB-2型带电电缆识别仪

EDZS-1型电缆扎伤器
EDZS-2型电缆安全刺扎器

EDHZC-6型地下管线探测仪
脉冲电容

EDGY-3型电缆故障用一体化高压发生器
EDGY-4型电缆故障用分体高压发生器

EDHZD-2型液显多功能定点仪
EDWG-16型线路故障距离测试仪

LY-DY-III型智能型电导盐密仪
ED2006型灰密测量成套装置

ED2007型高低压钳形电流表
ED2007B型高低压钳形电流表

ED2008A型全自动电容电感测试仪
ED2008B型全自动电容电桥测试仪

ED2008C型配网电容电流测试仪

接地装置检测设备

ED4001型双钳口接地电阻测试仪
ED4002型双钳口接地电阻测试仪(高压铁塔

ED4003型双钳口接地电阻测试仪
ED4004型双钳多功能接地电阻测试仪

EDWR-II型大型地网接地电阻测试仪
EDWR-III型大型地网接地电阻测试仪

EDJC-I型杆塔接地电阻测试仪
ED2668型智能接地电阻测试仪

ED2667型通用接地电阻测试仪
ED2571型数字式接地电阻测试仪

EDTY型电气设备地网导通检测仪
DJZ系列发电厂和变电所接地电阻测试装置

ETCR2100+型钳形接地电阻测试仪
ETCR2000+型钳形接地电阻测试仪

互感器计量检测设备

EDHP型一体化互感器检定装置
EDJHP型极速全程控源互感器检定装置

EDHG—III型中文大液晶智能型互感器校验
EDHG—V型智能型互感器校验仪

EDHL—II型电流互感器现场测试装置
EDHL—I型电流互感器(误差分析）测试仪

EDYJ—II型二次压降全自动测试仪
EDFH—II型互感器二次负荷在线测试仪

EDYF-I型二次压降及负荷测试仪
HJQ系列精密电压互感器（充气式）

HJY系列精密电压互感器（油浸式）
HJG系列精密电压互感器（干式）

HL系列标准电流互感器
EDFY-95型电压互感器负荷箱

EDFY-96型电流互感器负荷箱
EDFY98电流电压互感器负载箱

DL系列大电流测试导线
HLS系列三相标准电流互感器

ED2000A型便携式互感器综合测试仪
ED2000B型互感器综合测试仪

ED2000C型CT、PT互感器综合测试仪
ED2000D型CT、PT互感器综合测试仪

ED2000E型互感器综合测试仪
ED2000F型互感器综合测试仪

ED2000G型互感器综合测试仪
ED2000H型CT、PT互感器综合测试仪（

ED2000I型智能型CT综合测试仪
ED2000J型智能型CT，PT综合测试仪

电能表检定装置

ED601系列单相电能表检定装置
ED602型单相宽量程标准电能表

ED603系列三相电能表检定装置
ED604三相宽量程标准电能表

SH15型单相电工表
ED3000A型单相便携式电能表检定装置

ED3000B型单相电能表现场校验仪
ED3000C型三相便携式电能表检定装置

ED3000D型三相多功能电能表校验仪

电工仪表及检定装置

GZX92D高压高阻箱
GZX92E绝缘电阻表检定装置

GZX92F绝缘电阻表检定装置
GZX92高压高阻箱

GSB-94高压直流数字电压表
GFJ99高压电阻分压箱

GFJ06高压电阻分压箱
DZ-2000型直流电桥电阻箱电位差计智能检

DZH-2006型高阻箱高压表智能检定装置
JH-5型精密恒流源

JH-10A型可程控宽范围高精密恒流源
JDB-1接地电阻表检定装置

JJZ绝缘电阻表检定装置
QS39a 高压电桥

QS30高压电桥
QS19A高压电容电桥

QS18A万用电桥
QJ19直流单双臂电桥

QJ23a直流单臂电桥
QJ24a携带式直流双臂电桥

QJ24/FMQJ24携带式直流双臂电桥
QJ26直流双臂电桥

QJ31/FMQJ31直流单双两用电桥
QJ32单双臂电桥

QJ35A、QJ35B型变压比电桥
QJ35、QJ35-1型变压比电桥

QJ36直流单双臂电桥
QJ41电雷管测试仪

QJ42/FMQJ42直流单双臂电桥
QJ43/FMQJ43直流单双臂电桥

QJ44/FMQJ44直流单双臂电桥
QJ45/FMQ45线路故障测试器

QJ47型携带式直流单双臂电桥
QJ48型比较电桥

QJ49a直流单臂电阻电桥
QJ55比较式电桥

QJ57直流电阻电桥
QJ58比较仪式测温电桥

QJ60教学用直流单双臂电桥
QJ64直流电阻电桥

QJ65直流单双臂电桥
QJ71携带式直流单双臂电桥

QJ72携带式直流单双臂电桥
QJ23直流单臂电桥

0.2级D61型电动系交直流毫安/安培/伏特
1.0级L7/1-5型整流系平均值/有效值伏

0.5级MZ13型直流成套仪表
0.5级MZ12型交直流成套仪表

0.5级L17型整流系交流三相有功瓦特表无功
0.5级T69-A电磁系交流安培表(100A

0.5级T77型电磁系交直流毫安/安培/伏特
0.5级T51型电磁系交直流毫安/安培/伏特

0.2/0.5级C79-A.V.mV直流安培
0.5级/1.0级C77型直流微安/毫安/安

0.5级/1.0级单量限/多量限C65型直流
0.2级C64-A.V.VA直流安培/伏特/

1.0级/1.5级D3-φ电动系单相相位功率
0.5级D9型中频交直流毫安/安培表/伏特表

0.5级D8型电动系中频交直流毫安/瓦特/伏
0.5级D51-W电动系交直流单相瓦特表

0.5级D77-W电动系交直流单相瓦特表
0.5级D63-W电动系中频单相瓦特表

0.5级COSφ=0.2/1.0级COSφ=
0.2级D76型电动系交直流毫安/安培/伏特

0.2级D65-HZ型电动系频率表
0.2级D61型电动系交直流毫安/安培/伏特

0.1级D4型电动系交直流安培/伏特/瓦特表

10. 实验方案设计

一、 实验内容

考虑不同库水升降条件下,“浸泡—风干”循环作用对岩石试样实验, 对每一期试样进行单轴或三轴实验, 得出在不同水位升降条件下对岩体力学参数的影响规律, 及在不同“浸泡—风干”循环期次作用下力学参数劣化规律。

二、 试验岩样

试验所用砂岩取自三峡库区秭归沙镇溪镇白水河滑坡, 为侏罗系上沙溪庙组砂岩。在同一个岩层开出较大片的岩块, 并在现场切割成小块运回试验室钻心取样。 根据《工程岩体试验方法标准》(GB/T50266—99)、 《水利水电工程岩石试验规程》(SL264—2001)以及国际岩石力学学会推荐标准, 同时满足RMT-150C岩石力学试验系统三轴试验岩样规格要求, 经过细心切磨制成尺寸为Φ50mm×100mm圆柱形试件。 试样的精度严格满足规范要求: 高度、 直径偏差≤±0.3mm, 试件两端面不平整度≤±0.05mm(图5-1)。

岩石矿物鉴定结果为绢云母中粒石英砂岩(图5-2), 孔隙式钙质胶结结构, 基质具微细鳞片变晶结构的中粒砂状结构。 岩石由石英、 长石、 岩屑、 云母等组成。 碎屑组分有燧石岩屑, 次角-次圆状, 粒径0.3mm, 占10%; 石英碎屑, 次角-次圆状, 均匀分布,粒径0.3～0.5mm, 占80%; 基质组分为绢云母, 占10%。

图5-9 有压岩石溶解仪的结构图

图5-10 水压力室俯视图

图5-11 控制箱

YRK-1岩石溶解试验仪为本试验开发的一种模拟库水压及库水升降条件下岩石溶解试验仪, 下面将对该仪器进行详细的介绍。

(1)一种模拟库水压力条件的仪器的研制

本实验仪器为一种模拟库水压力状态下水-岩作用的实验装置, 模拟蓄水后库岸岩(土)体所受水压力环境, 通过考虑不同水压力及水位升降条件下的岩石-水作用的浸泡实验, 研究库水条件下的水-岩作用及力学损伤特征。 为了达到上述目的, 本仪器制作由岩石溶解室(压力室), 动、 静水模拟控制系统, 压力控制系统, 压力传感带等组成。

水压力室: 主要由底座、 圆柱形水压力室和盖板组成, 底板与盖板之间分布有八根加固螺栓, 通过密封垫圈将圆柱形水压力室固定在底座和盖板之间。水压力室采用不锈钢和有机玻璃制作, 以便承受较大压力。

压力控制系统: 由内部压力传导系统和外部压力控制系统组成。在水压力室底部安装一个压力传感带与外部压力控制系统相接, 该压力传感带与外部压力控制系统相连; 外部压力控制系统由供压装置和高精度压力表以及压力传导管道组成, 通过高精度压力表将15MP压力转变为0～1.4MP(量程范围)的压力传递到压力传感带(稳压状态), 通过压力传感带将压力传递给水, 进而控制水压力室中的水压, 满足实验要求达到的压力状态。

动、 静水模拟控制系统: 该系统由稳压电源、 直流电机、 叶轮组成。 直流电机安装在水压力室的底板下部, 通过转轴与水压力室内部的叶轮相连。 可以模拟在动水状态下岩石的溶解特征, 也可以模拟在静水状态下岩石的溶解特征; 同时, 通过控制直流电机转速进一步模拟在不同动水状态下岩石的溶解特征。 与压力控制系统组合可以进一步模拟在水库库水压力状态下(具有一定的流速情况下)的水-岩作用。 同时在水压力室下部设置水样采集口, 通过水样分析研究岩石溶解特征。

(2)岩石溶解仪操作步骤

a. 压力室放置试样。 首先将制备好的岩样放入水压力室内, 分层直立或横卧摆放;盖上盖板并将加固螺栓拧紧, 固定好。

b. 压力室充水。 通过进水管向水压力室内注水, 注水期间将放气螺丝打开, 将水压力室内空气排除, 直至水漫出注水管后, 封闭进水管, 拧紧放气螺丝。

c. 控制压力室水压力。 连接外部压力控制系统与内部压力控制系统, 确认连接完成后, 将总控箱中的气源压力调节阀全部放开(拧至最松位置), 放气阀放到“开”的位置。 缓慢旋转气源压力调节阀, 按照实验要求调节压力, 并通过外部压力系统通过压力传到装置将压力传递给水, 保证水-岩作用是在一定库水条件下进行。

d. 取出试样。 完成一个实验周期之后(实验流程要求), 获取试样之前, 首先关闭总气源(氮气瓶), 按照试验流程调节阀慢慢将气源压力减小, 打开放气阀以及放气螺丝,使残余气体放出。 开放水样采集口, 获取足够水样供分析。 取出岩样做相应分析。

(3)岩石溶解试验仪的特点

该仪器制作的优点是: 结构简单、 易操作、安全可靠, 可以模拟库区岩体所处不同水压力环境, 根据需要保持或调节水压力状态模拟库水位升降; 设置动、 静水模拟控制系统, 以模拟库水扰动; 设置取水管道, 以便分析离子浓度的变化。

该仪器可以模拟在库水升降条件及水压力状态下岩石所处的水环境, 为研究库水条件下水-岩作用机理及力学特性而提供一套室内实验平台。