冀东南堡油田4号构造路岛工程的建造对潮流影响的试验研究

通过冀东南堡油田4号构造路岛工程整体物理模型试验,研究该路岛工程建造后与周边海域潮流的相互影响。试验结果表明,人工岛建成后仅改变人工岛附近的东、西坑坨浅滩局部水流形态,滩面平均水流强度减小13%～15%,人工岛对涨落潮滩面水流的漫滩归槽有一定的引导和归顺作用,对曹妃甸海域宏观水流强度、流态影响较小。考虑到波浪长期作用,建议4-1号人工岛南侧和引堤前岸滩的底床防护范围为50～60 m,人工岛南岸线东西两端防护范围适当增加。     

南堡油田1号构造海底管道波浪数学模型研究

以采用考虑底摩擦损耗和风能输入的抛物型缓坡方程为控制方程建立数学模型,研究了冀东南堡油田1号构造人工岛建成后对周边海底管道海域波浪场的影响。研究结果表明,由于管线沿线水深较浅,外海波浪传至近岸大多在浅滩发生破碎,多数点处的波高达到极限波高。在50年一遇波浪条件下,工程区主要是受S~SE方向的外海波浪控制,人工岛NP1-1D至NP1-2D海底管线沿线波高H_(1%)为3.84~4.28 m,NP1-1D至NP1-3D海底管线沿线波高H_(1%)为3.46~5.07 m。     

NP1-3D至NP1-1D海底混输管道稳态压降影响因素分析

以NP1-3D至NP1-1D人工岛间海底混输管道为例,利用PIPEFLO多相流模拟软件,计算分析了影响油气水混输管道压降的主要因素,即流体黏度、管径、气液比及起输温度等对海底混输管道稳态压降的影响。分析认为,当输送流体的气液比处于某一区域内,能够降低混输管道沿程压降;对于气液混输管道,起输温度的升高并不一定引起压降的降低;管径对混输管道压降影响重大,在设计中应综合考虑油田整体开发规划和特点,合理确定混输管道的管径。     

冀东油田NP1-3D/NP1-1D海底管道悬空治理

针对冀东南堡1号人工岛和3号人工岛之间的海底混输管道和输水管道悬空的实际情况,通过对四种海底管道悬空治理方法进行比选以及现场实践,最终选用了"抛石回填、高点开挖、管顶覆盖"方案,成功地进行了悬空治理。文章介绍了冀东NP1-3D/NP1-1D海底管道悬空治理方案的实施过程。     

辽河油田海南8区块海工建设

辽河油田海南8区块位于辽东湾海域，根据该海域涨潮满水、落潮为滩、冬季固定冰、流冰共存的实际情况，研究开发了辽河油田海南8区块海底管道和砂石人工岛建设新技术，并建成了中石油第一条海底混输管道和国内第一座不与陆地相连的砂石人工岛。文章概述了海南8区块海底管道和砂石人工岛的工程环境及结构特点，重点介绍了工程建设采用的各项新技术。     

冀东油田4号构造波浪动床物理模型试验

建立了冀东油田4号构造波浪动床物理模型,模型比尺关系同时满足潮流相似和波浪相似要求;研究了4号构造建成后波浪作用(适当考虑潮流作用)下人工岛前岸滩的冲淤情况,以及波浪作用下人工岛前的局部冲刷问题。试验结果表明,冀东油田4号构造所在的西坑坨岛南侧岸滩潮流动力作用相对较弱,波浪作用是影响4号构造岸滩稳定的主要动力。建议4-1人工岛南侧和引堤前岸滩的底床防护范围为50~60 m,人工岛南岸线东西两端防护范围适当增加。     

基于PIPEFLO软件的冀东南堡油田混输海底管道稳态压降影响因素分析

以冀东南堡油田1-3号人工岛至1-1号人工岛混输海底管道为例,利用PIPEFLO多相流模拟软件,计算分析了影响油气水混输管道压降的主要因素,即流体黏度、管径、气液比及起输温度等对海底混输管道稳态压降的影响。分析认为:当输送流体的气液比处于某一区域内,能够降低混输管道沿程压降;对于气液混输管道,起输温度的升高并不一定引起压降的降低;管径对混输管道压降影响重大,在设计中应综合考虑油田整体开发规划和特点,合理确定混输管道的管径。     

冀东油田滩海仿生草冲淤作用模型试验研究

结合冀东油田海底管道仿生草防冲刷试验工程,采用1:10比尺进行水槽断面物理模型试验,研究水流作用下冀东油田滩海区域仿生草的缓流效果和仿生草周边泥沙冲淤变化规律。试验结果表明,水流作用下仿生草倒伏后起到屏蔽作用,使草段内流速大幅减小,草段上部流速增大。当水流流速较小,草段内速度较小,难以发生淤积;当水流流速较大,海床发生普遍冲刷时,草段内海床冲刷程度也远小于草段外海床。     

海流及海床摩擦对油气管道提吊及沉放影响分析

基于海洋管道海上提吊、沉放的工程实际,建立了管道提吊沉放的有限元模型,以建立的模型为基础确定了管道提吊沉放的方法和步骤,并对纵向水流、侧向水流及海床摩擦对管道提吊沉放的影响进行了研究。利用有限元分析软件研究了纵向水流、侧向水流及海床摩擦作用下管道提吊及沉放过程中的管道形态及应力分布。研究结果表明:纵向水流对管道提吊及沉放过程中的空间形态及应力分布几乎没有影响;侧向水流会使管道在水平面内产生明显变形,并提高管道的整体应力水平;海床与管道间的摩擦对管道沉放过程中的侧移有一定的阻碍作用,海床越粗糙,管道最终的整体侧移变形越小,沉放完成后管道达到平衡状态时,管道与海床之间的摩擦力随摩擦系数增大而增大。     

国内最大气举采油人工岛通过国家安全竣工验收

2013年1月17日,国内最大气举采油人工岛--冀东油田南堡1-3人工岛顺利通过国家安全竣工验收。冀东油田南堡1-3人工岛工程包括岛体结构工程、地面工程、海底管道、海底电缆、登陆点及辅助工程。截至目前,这个人工岛投产油井     

滩海构筑物与海洋环境相互作用的数值模拟分析

随着滩海油田海上石油开发的不断发展,滩海陆岸的设施日益增多,由于滩海处于海洋与陆地过渡带的特殊地理环境,在滩海地区进行工程建设,必须对海洋环境动力特征进行深入研究;另外滩海构筑物的建设导致海域周围潮流场变化,影响构筑物周边泥沙的运移,因此开展滩海构筑物与海洋环境相互作用的研究对滩海工程开发建设具有重要意义。基于水动力-生态耦合模型COHERENS,修改并完善了三维水动力与悬沙耦合数值模型COHERENS-SED,并利用该模型对某滩海陆岸井台及进海路工程建设前后的潮流场和泥沙冲淤变化特征进行了模拟分析。结果表明,该数值模型可以较好地分析滩海构筑物与海洋环境的相互作用,为滩海构筑物的开发建设提供了科学依据。     

南堡油田NP1-29P海底管道焊接接头安全性分析

依据APIStd1104-2005《管道及有关设施的焊接》,在已知铺设外力和焊接接头断裂韧度值的前提下,对冀东南堡油田NP1-29P至NP1-2D海底油气混输管道焊接接头铺设阶段的安全性进行分析。评估结果表明,在同一工况下,随着断裂韧度CTOD值的增加,表面缺陷允许尺寸先增大,到达一定值后保持不变;埋藏缺陷尺寸一直保持不变。     

气液两相流管道泄漏瞬态模型及数值计算

气液两相流管道一旦有泄漏发生,管道压力、截面含液率及流速等参数均会发生改变,分析泄漏过程中气液两相流的瞬态变化对于探究管道泄漏特征、实施两相流管道泄漏检测与定位具有重要意义。对气液两相流泄漏过程进行瞬态分析,在双流体模型的基础上建立气液两相流泄漏系统数学模型,利用隐式差分法求解控制方程,并用C++编程计算气液两相流泄漏数值解,分析分层流条件下泄漏对管道压力、截面含液率、气液相流速等参数的影响,将数值计算结果与气液两相流泄漏实验数据进行对比。结果表明:管道泄漏后,泄漏点下游管道压力、截面含液率、气液相流速等参数值均下降,且数值计算结果与实验数据趋势一致,证明所建立的泄漏模型适用性较好。     

高雷诺数下近壁圆柱绕流数值模拟与分析

近壁圆柱绕流问题在海底悬跨管道的研究中具有重要的意义。在绕流阻力、升力以及海底土壤的耦合作用下,海底管道所发生的移位、悬跨等现象对于海底管道的安全运行构成了很大的威胁。正确预测各种绕流条件下管流之间的作用力是保证油气管道安全的首要任务。海底管道在极端海洋环境条件下的管、流相互作用为高雷诺数绕流问题,处于高雷诺数下的绕流模拟比处于低雷诺数下的绕流模拟要复杂很多,它需要更精细的网格以及合适的湍流模型。此文对处于悬跨状态下的海底管道进行数值研究,给出不同间隙比下海流绕流海底管道的流场结构形态,分析了间隙比对绕流阻力和绕流升力的影响,为进一步研究海底悬跨管道的受力和变形提供载荷边界数据。     

大港油建海底管道施工技术破盲点

“浮拖法施工、海上对接连头、潜水挖沟等新技术,破解了中国石油浅海域管道施工的盲点。”不久前,冀东南堡油田1号、3号人工岛附近海域,40多位专家和业主,参加大港油田建设公司组织的海洋石油工程技术研讨及海底管道施工技术演示时讨论热烈。     

天然气水合物试采多相输送的弯管段防护研究

天然气水合物浆液中混杂的泥砂颗粒在低流速管段容易产生堆积阻塞,在高流速管段经常发生冲蚀磨损,目前国内外针对以液体为连续相流动的气液固多相流冲蚀研究较少。为此,以欧拉(Euler)气泡流模型与离散相模型(DPM)耦合的多相流数学模型为理论基础,对多相流中气液相间分布及管壁冲蚀磨损进行了数值模拟,开展了冲蚀磨损试验并提出耐磨防护方案。研究结果表明：可以从减弱弯管段湍流剪切作用、颗粒对弯管内壁的直接碰撞及减少动能传递进行防护设计;15°楔形垫层对应的最大冲蚀速率减幅74.55%,在1.0～2.2 m/s的流速范围内防护效果更明显;陶瓷涂垫层防护对冲蚀-腐蚀交互作用有明显的抑制效果。研究结论可为管道输送工程防护措施的制定提供技术参考。     

原油电脱水器失效分析及结构改进

电脱水器绝缘棒后端因绕流产生涡街,流速较低,易使原油中高含盐沉积物在该处沉积而导电,以致绝缘棒丧失功用。利用FLUENT对原油电脱水器绝缘棒三维圆柱绕流进行模拟,旨在寻找到有效方案,使漩涡区最小,以提高电脱水器的效率。基于现场原始数据,采用层流模型对三种不同来流速度和结构改进后的流场进行了模拟,分析了不同流速下三维圆柱体绕流各截面漩涡脱落形式及速度分布,得出:速度最大值发生在与来流方向成90°夹角的圆柱上、下两侧,低速区出现在圆柱的背流侧、其后的回流区以及漩涡区;雷诺数的高低会影响柱面的压力梯度及漩涡的形成;背流区面积在一定流速范围内随流速的增大而逐渐减小。绝缘棒添加整流器后低速区明显减少,改变了沉积物的沉积条件。模拟结果可为实际脱水器设计提供一定的参考依据。     

基于PHOENICS的管道螺旋流数值模拟

利用PHOENICS计算流体软件,对流速安放角为5~70°管道螺旋流的形成及衰减规律进行数值模拟研究。数值模拟时在柱坐标下采用二次迎风格式离散动量方程和湍流能量方程,采用有限容积法和标准κ-ε两方程湍流模型。研究结果表明,流速安放角在5~30°之间变化时,所产生的螺旋流具有比较合适的切向和轴向速度,也有利于清除管道内的沉积杂质和积水;由于螺旋流的旋流分量很容易因管壁的摩阻作用而衰减,需采取适当的继旋器以维持旋流;管道螺旋流切向速度随管径的增大而增大,最大流速出现在近管壁处,这对带走管道中的沉积物十分有利。     

致密砂岩孔隙中气水分布规律可视化实验

为深入研究气水两相渗流在储层岩石孔隙中形成封闭气和残余水的机理,采用3D打印技术和玻璃刻蚀技术制作了2种具有气藏岩石孔喉结构特征的微流控芯片和1种裂缝-孔隙模型,并研制了一种人造微观可视化模型,进行气水两相驱替实验,观察水驱气和气驱水过程中气水分布情况。结果表明：水驱气和气驱水过程中气水在孔喉中分布规律相反;在水侵过程中,因卡断和绕流作用会形成封闭气,盲端、角隅和不连通孔隙等处也会形成封闭气,当盲端朝向与水流方向夹角为锐角时,盲端中滞留气可被部分采出;在裂缝-孔隙模型中,裂缝、“十型”和“H型”孔道是水驱过程中形成封闭气的主要原因;气驱水过程中,卡断、绕流和“A型”孔道是形成残余水的主要原因。研究多孔介质中气水流动的微观渗流机理有助于了解气藏成藏机理及水驱气时气藏的开发特性,可为定量分析实验现象提供较为准确的图像及数据资料,对于提高气藏开发效果的技术决策具有重要参考价值。     

成品油管道内积水分布规律试验研究

我国成品油管道采用水联运方式投产,导致其运行期间存在管内积水问题。为了研究管内积水的分布及运移规律,自行设计并搭建了成品油携积水试验环道装置,开展了多流速、多注水量、多管道倾角工况的成品油携积水试验,在此基础上对试验现象及数据进行分析。研究表明:积水仅在倾斜管内存在临界爬坡流速,其流速值随着积水量和管道倾角的增大而增加;水平管条件下,油水两相流型为分层流,随着管道倾角的增大,依次出现波浪流、泡状流;水平管条件下,随着油相表观流速增大,积水清除时间减小;临界爬坡流速条件下,初始注水量0.15 L、管道倾角20°工况积水量不见明显减少,流型维持为泡状流,其余工况倾斜管内积水量逐渐减少,流型由波浪流(泡状流)逐渐转变为分层流;积水运移阶段,其运移速度随油相表观流速的增大而增大,清除时间随油相表观流速的增大而减少。