自生热复合解堵工艺技术研究终稿课件

自生热复合解堵工艺技术研究采油技术服务公司增产作业分公司2011年07月自生热复合解堵工艺技术研究采油技术服务公司增产作业分公司汇报提纲技术背景1反应放热能力评价2生热剂性能评价3工作液综合性能评价4添加剂优选研究5汇报提纲技术背景1反应放热能力评价2生热剂性能评价3工作液综3一、技术背景渤海稠油油藏的地质储量占整个渤海油田地质储量80％以上。所有油田探明储量分布－按流体性质3一、技术背景渤海稠油油藏的地质储量占整个渤海油田地质储量8单一技术难以解除伤害流体粘度大，流动性差，产量低井筒结蜡石蜡、沥青质及胶质沉积形成有机伤害钻井、固井、完井造成无机伤害研究一种新技术，有效解除多重伤害，改善近井地带渗透率一、技术背景单一技术难以解除伤害流体粘度大，流动性差，产量低井筒结蜡石蜡技术的作用机理自生热复合解堵技术高温熔化蜡、胶质、沥青等有机物提高近井油层压力，提高返排能力利用相似相溶原理，使油垢溶解并随有机相流动酸处理溶剂溶解气体溶蚀无机垢，参与热反应热量技术的作用机理自生热复合解堵技术高温熔化蜡、胶质、沥青等有机汇报提纲技术背景1反应放热能力评价2生热剂性能评价3工作液综合性能评价4添加剂优选研究5汇报提纲技术背景1反应放热能力评价2生热剂性能评价3工作液综铵盐与亚硝酸盐自生热解堵体系活泼金属单质遇水反应生、气体系（332.58KJ/mol）（184.8KJ/mol）过氧化氢自生热解堵体系（196KJ/mol）多羟基醛氧化自生热解堵体系（107.02KJ/mol）不同自生热化学体系二、反应放热能力评价铵盐与亚硝酸盐自生热解堵体系活泼金属单质遇水反应生、气体系（H自生热化学体系基本化学反应方程

三种反应物的摩尔比为1:2:2；反应即能生成大量的热（426KJ/mol），标准状态单位摩尔的反应物可以产生70.6L气体。不同自生热解堵体系二、反应放热能力评价H2N－CO－NH2+2NaNO2+2HCl=2NaCl+CO2+2N2＋3H2OH自生热化学体系不同自生热解堵体系二、反应放热能力评价H2N为了达到升温降粘、起泡助排等目的，需选用生热产气能力最佳的自生热解堵体系H自生热解堵体系产气量、“热峰”值最高不同自生热解堵体系(自生热液量100ml)反应物浓度（%）产气量（ml）“热峰”值（℃）铵盐与亚硝酸盐10320080双氧水自生热解堵体系10330062多羟基醛氧化自生热解堵体系10430055H自生热解堵体系(10%A+20%B+12%HCl)109000106不同类型生热、气体系的生热、产气能力对比二、反应放热能力评价为了达到升温降粘、起泡助排等目的，需选用生热产气能力最佳的自二、反应放热能力评价不同反应液体积使得体系温度升高幅度

在不考虑热量通过环空扩散情形下，由上述结果推算1m3反应液可使得300m油管及液体温度升高幅度达到80－95℃。反应放热测量实验初始温度：20℃

二、反应放热能力评价不同反应液体积使得体系温度升高幅度在不汇报提纲技术背景1反应放热能力评价2生热剂性能评价3工作液综合性能评价4添加剂优选研究5汇报提纲技术背景1反应放热能力评价2生热剂性能评价3工作液综三、生热剂性能评价H自生热解堵体系的升温降粘稠油实验

试验目的测定一定体积的生热液对一定体积稠油的降粘效果。实验条件生热剂A、B，无机酸C，实际储层稠油；温度：室温。实验步骤用生热剂A、B配制自生热溶液组分I，无机酸C配制自生热溶液组分II共100ml，生热剂A浓度为10%，B、C按化学摩尔比计算；在50ml稠油中加入自生热溶液组分II；将组分I溶液快速倒入放有稠油的高温反应釜中，记录不同时间点的温度，并测定原油在体系“热峰”值、反应完后的粘度。三、生热剂性能评价H自生热解堵体系的升温降粘稠油实验H自生热解堵体系的升温效应

室温下油样“热峰”值时油样反应结束时油样稠油降粘试验混油液温度随时间的变化稠油粘度从2984mp.s下降到121mp.s，流动性大大增加混合液温度能维持30min在60℃以上，有足够溶解稠油能力三、生热剂性能评价H自生热解堵体系的升温效应室温下油样“热峰”值时油样H自生热解堵化学体系惰性气体降粘效用分别通过单纯的升温和利用H自生热解堵溶液两种不同方法对稠油进行降粘。实验方法：称取100g稠油放入高温反应釜中，配置生热剂A浓度为5%的H自生热化学溶液100ml加入反应釜中，待反应结束后测定稠油粘度（密闭环境，5%A提高体系压力0.8MPa）。利用滚子加热炉单纯升温对稠油进行降粘，温度恒温60℃1小时（根据实验结果生热剂浓度为5%的生热溶液体系温度能到达60℃），加热完毕测定原油粘度。对比用两种不同的方法的稠油降粘效果。三、生热剂性能评价H自生热解堵化学体系惰性气体降粘效用分别通过单纯的升温和利用H自生热解堵化学体系惰性气体降粘效用对比单纯的升温和利用H自生热解堵液两种不同的方法对稠油进行降粘的效果。降粘法类型H自生热解堵溶液滚子炉加热加热降粘前粘度（mPa.s）29842984降粘后粘度(mPa.s)483927降粘率(%)83.868.9H自生热解堵体系在放出热量的同时生成大量的惰性气体溶胀稠油，改善原油的流动性。

滚子炉直接加热法降粘H自生热解堵溶液降粘三、生热剂性能评价H自生热解堵化学体系惰性气体降粘效用对比单纯的升温和利用H自H自生热解堵体系的升温效应

实验目的评价H自生热解堵体系对固体石蜡的溶解能力；实验条件药剂：生热剂，固体石蜡；温度：室温实验步骤配制生热剂A浓度分别为4%、5%、10%自生热溶液各100ml；称取50g固体石蜡3份，分别放入盛有不同浓度自生热溶液组分I的三个烧杯中；将配好的自生热溶液组分II倒入烧杯，并记录溶解石蜡所需的时间。组分Ⅰ（A+B）+组分Ⅱ（无机酸C）固体石蜡的溶解试验三、生热剂性能评价H自生热解堵体系的升温效应实验目的固体石蜡的H自生热解堵体系对石蜡的溶蚀H自生热解堵体系的升温效益

随生热剂浓度增加，固体石蜡溶解的量增加，且所需的时间越短。固体石蜡的溶解试验不同浓度生热剂石蜡溶解速率三、生热剂性能评价H自生热解堵体系对石蜡的溶蚀H自生热解堵体系的升温效益模拟油管清蜡实验

石蜡在管壁的沉积附着照片清理后管壁上石蜡沉积附着照片沉积凝固附着在管壁上的石蜡生热液的放热升温融化、气体的冲刷作用，有效清除管壁附着的石蜡三、生热剂性能评价模拟油管清蜡实验石蜡在管壁的沉积附着照片清理汇报提纲技术背景1反应放热能力评价2生热剂性能评价3工作液综合性能评价4添加剂优选研究5汇报提纲技术背景1反应放热能力评价2生热剂性能评价3工作液综四、工作液综合性能评价综合性能评价对稠油、有机质的清洗能力酸化流动效果岩石溶蚀能力.工作液腐蚀性酸液分流效果四、工作液综合性能评价综合性能评价对稠油、有机质的清洗能力酸对稠油、有机质的清洗能力自生热解堵、酸解堵液的静态清洗有机质能力自生热解堵解堵液对表面包裹稠油和石蜡、沥青等有机质的岩石颗粒的清洗实验。自生热解堵液在静态条件下能很好的清洗岩石颗粒表面的稠油和有机质，清洗效率可以达到80%以上。四、工作液综合性能评价自生热、气化学溶液配方：10%A+20%B+12%C+添加剂对稠油、有机质的清洗能力自生热解堵、酸解堵液的静态清洗有机质对稠油环境中石英的溶蚀能力不同酸液对石英的溶蚀率自生热解堵、酸解堵液对有稠油环境下的石英溶蚀率远远高于常规酸，加入起泡剂的自生解堵液对石英的溶蚀能力居中。实验用石英成分实验用石英成分不同酸液对石英的溶蚀率四、工作液综合性能评价酸液类型滤纸（g）石英（g）稠油（g）反应后混合量（g）溶蚀率（%）自生热酸（自生热液+多氢酸）9.990110.008110.005526.643211.2自生热泡沫酸（自生热液+多氢酸+起泡剂）9.891310.005110.003827.32878.6常规酸（多氢酸）9.887910.002910.007128.61234.3对稠油环境中石英的溶蚀能力不同酸液对石英的溶蚀率自生热解堵、单岩心酸化流动效果评价自生热解堵酸解堵液对1号岩心的酸化解堵效果常规多氢酸解堵液对2号岩心的酸化解堵效果自生热解堵、酸工作液解堵效果明显四、工作液综合性能评价酸液名称酸液配方多氢酸3%HCl+3%SA601+1%SA701+添加剂自生热、气酸溶液Ⅰ（10%A+20%B）+溶液Ⅱ(12%C+3%HCl+3%SA601+1%SA701+添加剂）单岩心酸化流动效果评价自生热解堵酸解堵液对1号岩心的酸化解堵并联岩心驱替试验试验目的分析H自生热解堵泡沫液对高低渗并联岩心的分流效果。工作液配方自生热解堵液组分I（10%A+20%B）+组分II（12%C+1%起泡剂）。岩心数据（人造岩心）编号长度(cm)直径(cm)孔隙体积(ml)孔隙度(%)基液测渗透率(mD)1102.523.8648.655262102.519.3139.3546393102.516.6033.8460084102.519.7640.2822865102.521.6944.201283四、工作液综合性能评价并联岩心驱替试验试验目的编号长度(cm)直径(cm)孔隙体积并联岩心驱替试验试验结果岩心1-5并联分流实验结果（1:2.4）入口、出口处液体流量曲线累计入口、出口液体流量曲线出现分流四、工作液综合性能评价从这个点开始，斜率开始变小了，而后又逐渐又恢复。并联岩心驱替试验试验结果岩心1-5并联分流实验结果（1:2.并联岩心驱替试验试验结果岩心1-4并联分流实验结果（1:4.3）入口、出口处液体流量曲线累计入口、出口液体流量曲线出现分流四、工作液综合性能评价并联岩心驱替试验试验结果岩心1-4并联分流实验结果（1:4.并联岩心驱替试验试验结果岩心1-2并联分流结果（1:8.8）入口、出口处液体流量曲线累计入口、出口液体流量曲线短暂分流四、工作液综合性能评价并联岩心驱替试验试验结果岩心1-2并联分流结果（1:8.8）并联岩心驱替试验试验结果岩心1-3并联分流实验结果（1:11.4）入口、出口处液体流量曲线累计入口、出口液体流量曲线无分流四、工作液综合性能评价并联岩心驱替试验试验结果岩心1-3并联分流实验结果（1:11

体系防腐性能评价四、工作液综合性能评价体系防腐性能评价四、工作液综合性能评价汇报提纲技术背景1反应放热能力评价2生热剂性能评价3工作液综合性能评价4添加剂优选研究5汇报提纲技术背景1反应放热能力评价2生热剂性能评价3工作液综H自生热、气工作液反应残液不仅不会引起储层内粘土矿物的水化膨胀，而且在一定程度上具有一般防膨剂的防膨性能。

特效添加剂优选研究自生热溶液反应残液防膨性能评价H自生热、气化学液反应残液的粘土防膨性能测定岩心在H自生热、气反应残液中的膨胀率能测定H自生热、气工作液反应残液不仅不会引起储层内粘土矿物的水化膨起泡剂优选条件耐酸；发泡性能好；泡沫稳定性强；泡沫的抗原油、抗盐水污染能力强；起泡剂耐高温稳定性好；毒性小，凝固点低，确保现场顺利施工。

特效添加剂优选研究起泡剂优选条件耐酸；特效添加剂优选研究ZY-06、FP-6、FP-7的发泡体积倍数超过5倍，其中只有ZY-06发泡体积倍数最大，达7.3倍。不同起泡剂性能评价

特效添加剂优选研究ZY-06、FP-6、FP-7的发泡体积倍数超过5倍，其中只复合型起泡剂ZY-06在多氢酸中的起泡性能最好起泡剂耐酸性能评价不同类型起泡剂在多氢酸中的半衰期

特效添加剂优选研究复合型起泡剂ZY-06在多氢酸中的起泡性能最好起泡剂耐酸性能复合型起泡剂ZY-06在高温处理后具有良好的起泡性能起泡剂抗温性能性能评价不同起泡剂高温处理后的起泡能力

特效添加剂优选研究复合型起泡剂ZY-06在高温处理后具有良好的起泡性能起泡剂抗起泡剂ZY-06具有良好的抗原油、盐污染能力起泡剂抗污染性能评价

ZY-06起泡剂抗原油污染能力ZY-06起泡剂在不同矿化度水中的起泡能力含油20~25%时，部分油水在发泡剂的发生乳化，造成半衰期读数逐渐增大

特效添加剂优选研究起泡剂ZY-06具有良好的抗原油、盐污染能力起泡剂抗污染性能37上述4种增粘剂均能有效增加泡沫稳定性，本研究选用X.C。泡沫增粘剂多氢酸中增粘剂浓度与粘度的关系不同增粘剂增加效果随浓度的变化增粘效果随浓度变化相近

特效添加剂优选研究37上述4种增粘剂均能有效增加泡沫稳定性，本研究选用X.C。1%清洗剂洗油效率超过90%，温度其洗油能力影响不大有机清洗剂ZY-03清洗剂浓度对洗油能力影响温度对清洗剂的洗油能力影响

特效添加剂优选研究1%清洗剂洗油效率超过90%，温度其洗油能力影响不大有机清洗谢谢谢谢自生热复合解堵工艺技术研究采油技术服务公司增产作业分公司2011年07月自生热复合解堵工艺技术研究采油技术服务公司增产作业分公司汇报提纲技术背景1反应放热能力评价2生热剂性能评价3工作液综合性能评价4添加剂优选研究5汇报提纲技术背景1反应放热能力评价2生热剂性能评价3工作液综42一、技术背景渤海稠油油藏的地质储量占整个渤海油田地质储量80％以上。所有油田探明储量分布－按流体性质3一、技术背景渤海稠油油藏的地质储量占整个渤海油田地质储量8单一技术难以解除伤害流体粘度大，流动性差，产量低井筒结蜡石蜡、沥青质及胶质沉积形成有机伤害钻井、固井、完井造成无机伤害研究一种新技术，有效解除多重伤害，改善近井地带渗透率一、技术背景单一技术难以解除伤害流体粘度大，流动性差，产量低井筒结蜡石蜡技术的作用机理自生热复合解堵技术高温熔化蜡、胶质、沥青等有机物提高近井油层压力，提高返排能力利用相似相溶原理，使油垢溶解并随有机相流动酸处理溶剂溶解气体溶蚀无机垢，参与热反应热量技术的作用机理自生热复合解堵技术高温熔化蜡、胶质、沥青等有机汇报提纲技术背景1反应放热能力评价2生热剂性能评价3工作液综合性能评价4添加剂优选研究5汇报提纲技术背景1反应放热能力评价2生热剂性能评价3工作液综铵盐与亚硝酸盐自生热解堵体系活泼金属单质遇水反应生、气体系（332.58KJ/mol）（184.8KJ/mol）过氧化氢自生热解堵体系（196KJ/mol）多羟基醛氧化自生热解堵体系（107.02KJ/mol）不同自生热化学体系二、反应放热能力评价铵盐与亚硝酸盐自生热解堵体系活泼金属单质遇水反应生、气体系（H自生热化学体系基本化学反应方程

三种反应物的摩尔比为1:2:2；反应即能生成大量的热（426KJ/mol），标准状态单位摩尔的反应物可以产生70.6L气体。不同自生热解堵体系二、反应放热能力评价H2N－CO－NH2+2NaNO2+2HCl=2NaCl+CO2+2N2＋3H2OH自生热化学体系不同自生热解堵体系二、反应放热能力评价H2N为了达到升温降粘、起泡助排等目的，需选用生热产气能力最佳的自生热解堵体系H自生热解堵体系产气量、“热峰”值最高不同自生热解堵体系(自生热液量100ml)反应物浓度（%）产气量（ml）“热峰”值（℃）铵盐与亚硝酸盐10320080双氧水自生热解堵体系10330062多羟基醛氧化自生热解堵体系10430055H自生热解堵体系(10%A+20%B+12%HCl)109000106不同类型生热、气体系的生热、产气能力对比二、反应放热能力评价为了达到升温降粘、起泡助排等目的，需选用生热产气能力最佳的自二、反应放热能力评价不同反应液体积使得体系温度升高幅度

在不考虑热量通过环空扩散情形下，由上述结果推算1m3反应液可使得300m油管及液体温度升高幅度达到80－95℃。反应放热测量实验初始温度：20℃

二、反应放热能力评价不同反应液体积使得体系温度升高幅度在不汇报提纲技术背景1反应放热能力评价2生热剂性能评价3工作液综合性能评价4添加剂优选研究5汇报提纲技术背景1反应放热能力评价2生热剂性能评价3工作液综三、生热剂性能评价H自生热解堵体系的升温降粘稠油实验

试验目的测定一定体积的生热液对一定体积稠油的降粘效果。实验条件生热剂A、B，无机酸C，实际储层稠油；温度：室温。实验步骤用生热剂A、B配制自生热溶液组分I，无机酸C配制自生热溶液组分II共100ml，生热剂A浓度为10%，B、C按化学摩尔比计算；在50ml稠油中加入自生热溶液组分II；将组分I溶液快速倒入放有稠油的高温反应釜中，记录不同时间点的温度，并测定原油在体系“热峰”值、反应完后的粘度。三、生热剂性能评价H自生热解堵体系的升温降粘稠油实验H自生热解堵体系的升温效应

室温下油样“热峰”值时油样反应结束时油样稠油降粘试验混油液温度随时间的变化稠油粘度从2984mp.s下降到121mp.s，流动性大大增加混合液温度能维持30min在60℃以上，有足够溶解稠油能力三、生热剂性能评价H自生热解堵体系的升温效应室温下油样“热峰”值时油样H自生热解堵化学体系惰性气体降粘效用分别通过单纯的升温和利用H自生热解堵溶液两种不同方法对稠油进行降粘。实验方法：称取100g稠油放入高温反应釜中，配置生热剂A浓度为5%的H自生热化学溶液100ml加入反应釜中，待反应结束后测定稠油粘度（密闭环境，5%A提高体系压力0.8MPa）。利用滚子加热炉单纯升温对稠油进行降粘，温度恒温60℃1小时（根据实验结果生热剂浓度为5%的生热溶液体系温度能到达60℃），加热完毕测定原油粘度。对比用两种不同的方法的稠油降粘效果。三、生热剂性能评价H自生热解堵化学体系惰性气体降粘效用分别通过单纯的升温和利用H自生热解堵化学体系惰性气体降粘效用对比单纯的升温和利用H自生热解堵液两种不同的方法对稠油进行降粘的效果。降粘法类型H自生热解堵溶液滚子炉加热加热降粘前粘度（mPa.s）29842984降粘后粘度(mPa.s)483927降粘率(%)83.868.9H自生热解堵体系在放出热量的同时生成大量的惰性气体溶胀稠油，改善原油的流动性。

滚子炉直接加热法降粘H自生热解堵溶液降粘三、生热剂性能评价H自生热解堵化学体系惰性气体降粘效用对比单纯的升温和利用H自H自生热解堵体系的升温效应

实验目的评价H自生热解堵体系对固体石蜡的溶解能力；实验条件药剂：生热剂，固体石蜡；温度：室温实验步骤配制生热剂A浓度分别为4%、5%、10%自生热溶液各100ml；称取50g固体石蜡3份，分别放入盛有不同浓度自生热溶液组分I的三个烧杯中；将配好的自生热溶液组分II倒入烧杯，并记录溶解石蜡所需的时间。组分Ⅰ（A+B）+组分Ⅱ（无机酸C）固体石蜡的溶解试验三、生热剂性能评价H自生热解堵体系的升温效应实验目的固体石蜡的H自生热解堵体系对石蜡的溶蚀H自生热解堵体系的升温效益

随生热剂浓度增加，固体石蜡溶解的量增加，且所需的时间越短。固体石蜡的溶解试验不同浓度生热剂石蜡溶解速率三、生热剂性能评价H自生热解堵体系对石蜡的溶蚀H自生热解堵体系的升温效益模拟油管清蜡实验

石蜡在管壁的沉积附着照片清理后管壁上石蜡沉积附着照片沉积凝固附着在管壁上的石蜡生热液的放热升温融化、气体的冲刷作用，有效清除管壁附着的石蜡三、生热剂性能评价模拟油管清蜡实验石蜡在管壁的沉积附着照片清理汇报提纲技术背景1反应放热能力评价2生热剂性能评价3工作液综合性能评价4添加剂优选研究5汇报提纲技术背景1反应放热能力评价2生热剂性能评价3工作液综四、工作液综合性能评价综合性能评价对稠油、有机质的清洗能力酸化流动效果岩石溶蚀能力.工作液腐蚀性酸液分流效果四、工作液综合性能评价综合性能评价对稠油、有机质的清洗能力酸对稠油、有机质的清洗能力自生热解堵、酸解堵液的静态清洗有机质能力自生热解堵解堵液对表面包裹稠油和石蜡、沥青等有机质的岩石颗粒的清洗实验。自生热解堵液在静态条件下能很好的清洗岩石颗粒表面的稠油和有机质，清洗效率可以达到80%以上。四、工作液综合性能评价自生热、气化学溶液配方：10%A+20%B+12%C+添加剂对稠油、有机质的清洗能力自生热解堵、酸解堵液的静态清洗有机质对稠油环境中石英的溶蚀能力不同酸液对石英的溶蚀率自生热解堵、酸解堵液对有稠油环境下的石英溶蚀率远远高于常规酸，加入起泡剂的自生解堵液对石英的溶蚀能力居中。实验用石英成分实验用石英成分不同酸液对石英的溶蚀率四、工作液综合性能评价酸液类型滤纸（g）石英（g）稠油（g）反应后混合量（g）溶蚀率（%）自生热酸（自生热液+多氢酸）9.990110.008110.005526.643211.2自生热泡沫酸（自生热液+多氢酸+起泡剂）9.891310.005110.003827.32878.6常规酸（多氢酸）9.887910.002910.007128.61234.3对稠油环境中石英的溶蚀能力不同酸液对石英的溶蚀率自生热解堵、单岩心酸化流动效果评价自生热解堵酸解堵液对1号岩心的酸化解堵效果常规多氢酸解堵液对2号岩心的酸化解堵效果自生热解堵、酸工作液解堵效果明显四、工作液综合性能评价酸液名称酸液配方多氢酸3%HCl+3%SA601+1%SA701+添加剂自生热、气酸溶液Ⅰ（10%A+20%B）+溶液Ⅱ(12%C+3%HCl+3%SA601+1%SA701+添加剂）单岩心酸化流动效果评价自生热解堵酸解堵液对1号岩心的酸化解堵并联岩心驱替试验试验目的分析H自生热解堵泡沫液对高低渗并联岩心的分流效果。工作液配方自生热解堵液组分I（10%A+20%B）+组分II（12%C+1%起泡剂）。岩心数据（人造岩心）编号长度(cm)直径(cm)孔隙体积(ml)孔隙度(%)基液测渗透率(mD)1102.523.8648.655262102.519.3139.3546393102.516.6033.8460084102.519.7640.2822865102.521.6944.201283四、工作液综合性能评价并联岩心驱替试验试验目的编号长度(cm)直径(cm)孔隙体积并联岩心驱替试验试验结果岩心1-5并联分流实验结果（1:2.4）入口、出口处液体流量曲线累计入口、出口液体流量曲线出现分流四、工作液综合性能评价从这个点开始，斜率开始变小了，而后又逐渐又恢复。并联岩心驱替试验试验结果岩心1-5并联分流实验结果（1:2.并联岩心驱替试验试验结果岩心1-4并联分流实验结果（1:4.3）入口、出口处液体流量曲线累计入口、出口液体流量曲线出现分流四、工作液综合性能评价并联岩心驱替试验试验结果岩心1-4并联分流实验结果（1:4.并联岩心驱替试验试验结果岩心1-2并联分流结果（1:8.8）入口、出口处液体流量曲线累计入口、出口液体流量曲线短暂分流四、工作液综合性能评价并联岩心驱替试验试验结果岩心1-2并联分流结果（1:8.8）并联岩心驱替试验试验结果岩心1-3并联分流实验结果（1:11.4）入口、出口处