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内压载荷下输氢复合柔性管力学性能研究

海洋工程 2024年第3期42卷 119-134页

作者：张吉祥安晨邓海峰张爱霞张贝贝中国石油大学(北京)安全与海洋工程学院北京102249 中国石油集团工程技术研究有限公司天津300451 中国石油集团海洋工程有限公司北京100028

中国氢能产业正随着碳中和愿景的不断推进而快速发展,由于氢气在钢管中容易引发“氢脆”现象,使用钢管输送氢气存在较大挑战,纤维增强复合柔性管作为一种非金属管道在氢气输送领域备受关注,其结构设计及强度分析是产业化应用的瓶颈。为... 详细信息

中国氢能产业正随着碳中和愿景的不断推进而快速发展,由于氢气在钢管中容易引发“氢脆”现象,使用钢管输送氢气存在较大挑战,纤维增强复合柔性管作为一种非金属管道在氢气输送领域备受关注,其结构设计及强度分析是产业化应用的瓶颈。为探讨内压工况下输氢复合柔性管的结构响应,考虑不同层材料的各向同性及各向异性,基于三维各向异性弹性力学,建立了纤维增强输氢复合管道在内压作用下的力学理论模型,并采用数学方法求解管道位移微分方程,进而获得了N层缠绕增强层输氢复合管道在内压作用下的应力应变解析解,计算结果与内压作用下13层输氢复合柔性管的数值计算结果相符。管道的环向应力最大值出现在防渗透层,输氢软管的增强层承担约70%的载荷作用,径向应力绝对值大小随距离管道截面中心点的距离增大而减小。提出的力学行为分析模型及求解方法为设计输氢复合柔性管提供了重要的理论支撑。

关键词：纤维增强复合柔性管输氢管道内压载荷理论分析

CALM系统漂浮软管动力响应数值模拟及优化

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油气储运 2024年第6期43卷 683-691页

作者：胡轲安晨张爱霞陈可心白显婧中国石油大学(北京)安全与海洋工程学院中国石油集团工程技术研究有限公司·中国石油集团海洋工程重点实验室

[目的]漂浮软管是海上输送原油的关键设备,其运行的可靠性及安全性对原油外输的效率影响非常大。由于海洋环境、作业船舶及软管自身长度等因素的影响,外输软管会出现不同的水动力响应,增大原油输送中的风险。[方法]采用数值模拟方法,对... 详细信息

[目的]漂浮软管是海上输送原油的关键设备,其运行的可靠性及安全性对原油外输的效率影响非常大。由于海洋环境、作业船舶及软管自身长度等因素的影响,外输软管会出现不同的水动力响应,增大原油输送中的风险。[方法]采用数值模拟方法,对悬链浮筒式系统(Catenary AnchorLeg Mooring,CALM)系统外输漂浮软管进行动力响应分析及优化设计研究,以单点系泊系统中漂浮软管为研究对象,利用OrcaFlex软件建立穿梭油轮-漂浮软管-浮筒的耦合响应模型,对漂浮软管总长、浮筒与穿梭油轮的间距、艏管连接角度、艉管连接角度等影响软管动力响应的因素进行分析,考虑最小化软管的有效张力及曲率,优化软管设计变量。[结果]随着软管总长的增加及浮筒与穿梭油轮的间距缩小,漂浮软管的最大有效张力先减小后增加,而弯矩及曲率一直增加;随着艏管连接角度增大,最大有效张力先减小后增大,而随着艉管连接角度增大,最大有效张力先减小后增大再减小,弯矩及曲率变化趋势各有不同。选择合适的软管总长、浮筒与穿梭油轮的间距、艏艉管连接角度对外输软管动力响应优化十分重要。随后采用遗传算法对漂浮软管构型进行优化,以最小化软管的有效张力及曲率为目标进行多目标优化设计,得出软管动力响应最优配置方案。[结论]研究结果可为外输软管的整体设计与构型优化提供工程指导。(图10,表5,参20)

关键词： CALM系统漂浮软管动力响应软管优化

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海洋工程项目材料管理信息化建设研究

石油工程建设 2024年第3期50卷 76-82页

作者：张晓春李洪星王依凝于长江丁方伟王腾飞中国石油集团海洋工程(青岛)有限公司山东青岛266555 中国石油集团海洋工程有限公司海洋工程设计院北京100028

工程材料现场信息化建设有助于促进海洋工程企业项目管理创效。以工程项目材料信息化为载体,以现场建造管理为出发点,将工程材料数据按照固定的信息化模板关联反映每项工作包所需图料匹配的程度,形成信息化数据库,并上传至在线编辑软件... 详细信息

工程材料现场信息化建设有助于促进海洋工程企业项目管理创效。以工程项目材料信息化为载体,以现场建造管理为出发点,将工程材料数据按照固定的信息化模板关联反映每项工作包所需图料匹配的程度,形成信息化数据库,并上传至在线编辑软件,实时状态在线更新。以分享链接的方式将材料信息化数据库推送至项目所有相关人员,实现工程项目材料的实时状态信息共享,提高了沟通效率,并结合项目四级计划有效推进项目施工进度,消除或降低工程材料对项目工期的负面影响,实现了企业的管理创效,形成可借鉴的海洋工程材料信息化建设经验。

关键词：信息化建设材料管理海洋工程在线数据库

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基于回压激励响应的实时地层压力反演方法

石油学报 2024年第6期45卷 1009-1018页

作者：徐宝昌尤香凝孟卓然刘伟尹士轩中国石油大学(北京)信息科学与工程学院北京102249 中国石油集团工程技术研究院有限公司北京102206

随着石油勘探技术不断向深层复杂地层发展,深层复杂油气藏钻探过程中易发生气侵现象,准确、快速地反演出气侵发生时的地层压力,使井底压力快速回到安全窗口内,抑制更多气体从地层流入井筒是井控的关键。传统钻井过程中,大多数气侵发生... 详细信息

随着石油勘探技术不断向深层复杂地层发展,深层复杂油气藏钻探过程中易发生气侵现象,准确、快速地反演出气侵发生时的地层压力,使井底压力快速回到安全窗口内,抑制更多气体从地层流入井筒是井控的关键。传统钻井过程中,大多数气侵发生时的地层压力反演依靠关井压力恢复曲线得到,但关井求取地层压力需耗费大量时间,时效性差,基于此提出了一种无需关井的回压激励下地层压力反演方法。首先,建立简化两相流模型模拟环空内气液两相流动行为,通过与OLGA多相流模拟器对比,验证了简化两相流模型具备较高的计算精度,可用于提供地层压力反演算法所需的实时环空数据;其次,考虑到气侵过程中各组分体积关系,结合油藏模型,推导出地层压力反演公式,该方法需要在井口处施加回压激励气侵响应参数(井底压力、出口流量等)的变化,利用回压激励后控压钻井系统获得的地面测量数据和简化两相流模型计算的环空数据,反演出地层压力。仿真实验结果表明,回压激励法与递推最小二乘算法相比反演精度更高;最后,考虑钻井液密度、出口流量存在误差的情况,对回压激励算法进行鲁棒性分析。实验结果表明,钻井液密度、出口流量存在误差时,回压激励算法的反演结果仍准确,算法的鲁棒性好。

关键词：气侵地层压力反演油藏模型控压钻井两相流模型

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准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油藏注CO_(2)吞吐提高采收率机理

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天然气工业 2024年第4期44卷 126-134页

作者：左名圣陈浩赵杰文刘希良孟展柏明星杨江武艺刘海鹏齐新雨程威铭中国石油大学(北京)安全与海洋工程学院油气资源与工程全国重点实验室•中国石油大学(北京) 中国石油集团测井公司新疆分公司西南石油大学石油与天然气工程学院东北石油大学石油工程学院

页岩油藏的成功开发在缓解我国能源紧缺的问题上发挥了重要作用,但衰竭式开发采收率较低,传统提高采收率的措施难以有效增产,因此明确页岩油藏注CO_(2)提高采收率的机理,对于探索页岩油的开发技术具有重要意义。为此,以准噶尔盆地吉木... 详细信息

页岩油藏的成功开发在缓解我国能源紧缺的问题上发挥了重要作用,但衰竭式开发采收率较低,传统提高采收率的措施难以有效增产,因此明确页岩油藏注CO_(2)提高采收率的机理,对于探索页岩油的开发技术具有重要意义。为此,以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油藏为例,开展了一系列注CO_(2)实验并结合流体注入能力和油气组分传质评价实验,揭示了注CO_(2)吞吐提高采收率的机理,并明确了注CO_(2)吞吐的埋存形式、埋存效率与其生产动态之间的耦合关系。研究结果表明:①CO_(2)的注入能力是水的7.77倍、N2的1.18倍;增加注入压力,促进CO_(2)与原油之间的相互作用,能有效提高CO_(2)的注入能力。②CO_(2)对原油物性的改善能力显著强于N2,在CO_(2)—原油组分传质的协同作用下,注CO_(2)吞吐的采收率比N2高6.84%。③原油膨胀和黏度降低是注CO_(2)吞吐前期提高采收率的主要机制,而后期主要通过CO_(2)对原油轻质烃类组分置换、萃取进一步实现了采收率的提高,混相压力(MMP)是注CO_(2)吞吐的阈值压力。④注CO_(2)吞吐过程中,埋存率从最初的77.77%持续降低到7.14%,不同形式CO_(2)的埋存比例具有动态变化的特征,但主要以游离态和溶解态埋存为主。结论认为,吉木萨尔凹陷页岩油藏注CO_(2)吞吐在提高采收率的同时实现了CO_(2)的埋存,实验结果为研究国内相似页岩油藏注CO_(2)吞吐提采—埋存效率提供理论支撑和经验借鉴。

关键词：准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油提高采收率注CO_(2)吞吐 CO_(2)埋存注入能力 CCUS

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基于扩展卡尔曼滤波的水中放电阶段辨识方法

电工技术学报 2024年第11期39卷 3475-3485页

作者：高崇邵在康康忠健傅雪原侯腾飞中国石油大学(华东)石大山能新能源学院青岛266580 中国石油集团工程技术研究院有限公司北京102206

水中脉冲放电的电弧通道发育具有强随机性,难以固定时域进行放电阶段划分,故水中脉冲放电阶段的辨识方法研究极为重要。首先,该文建立了水中脉冲放电等效电路模型并阶段化分析了电阻时变特性,得到了判定放电阶段的临界参数阈值;其次,采... 详细信息

水中脉冲放电的电弧通道发育具有强随机性,难以固定时域进行放电阶段划分,故水中脉冲放电阶段的辨识方法研究极为重要。首先,该文建立了水中脉冲放电等效电路模型并阶段化分析了电阻时变特性,得到了判定放电阶段的临界参数阈值;其次,采用扩展卡尔曼滤波算法将离散电阻数据连续化,同时降低随机放电带来的噪声,从而获得辨识时变电阻模型;再次,计算辨识电阻斜率,并依据斜率变化特性及变化系数判定预击穿放电阶段和剧烈放电阶段;最后,通过水中脉冲放电观测试验平台验证了该辨识方法的有效性。结果表明,基于扩展卡尔曼滤波算法得到的水中脉冲放电电阻较试验值的方差小于1.717Ω^(2),电阻斜率方差小于1.899,故该方法可用于水中脉冲放电阶段的判定。

关键词：水中脉冲放电时变电阻扩展卡尔曼滤波放电阶段辨识

基于压裂液自发吸入模型的页岩气压裂液滤失定量预测

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天然气工业 2024年第2期44卷 92-98页

作者：王琳琳蔺小博冷静怡周长静马占国肖元相中国石油大学(北京)安全与海洋工程学院中国石油长庆油田公司油气工艺研究院巴黎高科路桥学院

非常规油气资源开发常使用水力压裂技术提高单井产量,然而压裂现场数据表明,大量压裂液会滞留在地层中导致压裂液的返排率较低,将对储层和地下水环境造成一定影响。为进一步研究压裂液滤失机理并准确预测压裂液滤失量,首先建立了由毛细... 详细信息

非常规油气资源开发常使用水力压裂技术提高单井产量,然而压裂现场数据表明,大量压裂液会滞留在地层中导致压裂液的返排率较低,将对储层和地下水环境造成一定影响。为进一步研究压裂液滤失机理并准确预测压裂液滤失量,首先建立了由毛细管力作用引起的压裂液自发吸入模型,然后对压裂液滤失量进行定量计算,并在现场进行了验证。最后,引入无量纲吸入率参数分析了控制压裂液滤失的关键因素。研究结果表明:(1)页岩气水平井压裂施工中大约50%~95%的压裂液通过基质吸入,压裂液吸入量仅与吸入率参数、裂缝面积和吸收时间有关;(2)当润湿相黏度与非润湿相黏度之比超过阈值时,吸入率参数主要由岩石的孔径分布参数决定,流体黏度的影响非常有限;(3)当孔径分布参数介于0.5~0.7时,吸入率参数达到相对较高的值,即更多的压裂液被吸收到地层中;(4)当润湿相黏度与非润湿相黏度之比大于10,孔径分布参数小于0.8时,优化后的自吸模型具有较大的适用性;(5)由毛细管力机理引起的压裂液滤失量与实际储层观察到的滤失量相近,可认为页岩储层有足够的存储滤失液的能力,不会影响地下水层中的饮用水。结论认为,建立的压裂液自发吸入模型,能够准确预测页岩气水平井压裂液滤失量,为非常规油气的生产及环境保护提供了技术支撑。

关键词：页岩气藏毛细管力滤失自发吸入吸入率参数流体黏度孔径分布参数

控压钻井井下气侵工况的自适应参数及状态估计

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控制与决策 2024年第2期39卷 551-558页

作者：徐宝昌孟卓然陈贻祺刘伟吴楠中国石油大学自动化系北京102249 中国石油集团工程技术研究院有限公司北京102206 中国石化工程建设有限公司北京100101

针对控压钻井过程中井下可能发生气侵的特殊工况,提出一种可在异常工况下估计井底压力,并借此判断异常工况的方法.首先,基于简化的漂移通量模型,在传统控压钻井水力学模型中添加气体膨胀项,建立控压钻井气液两相流模型;其次,将井下环空... 详细信息

针对控压钻井过程中井下可能发生气侵的特殊工况,提出一种可在异常工况下估计井底压力,并借此判断异常工况的方法.首先,基于简化的漂移通量模型,在传统控压钻井水力学模型中添加气体膨胀项,建立控压钻井气液两相流模型;其次,将井下环空摩擦积分和井底气侵量视为未知参数,将井底流量视为未知状态,设计一种可对未知参数以及未知状态进行联合估计的自适应观测器,并以此为基础估计井底压力;最后,通过仿真实验验证所提方法的有效性.仿真结果表明,所建气液两相流模型可在井下发生气侵时模拟井底压力变化,且所提观测器能实时准确地跟踪井底流量及压力变化.

关键词：控压钻井气侵气液两相流模型联合估计自适应观测器

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泸州地区深层页岩气水平井套变成因机理探讨

天然气工业 2024年第2期44卷 99-110页

作者：金亦秋赵群牟易升位云生崔永平胡云鹏汪梦诗董腾超中国石油油气和新能源分公司中国石油勘探开发研究院中国石油集团工程材料研究院有限公司山东省地震局

四川盆地南部泸州地区深层页岩气储量丰富,是继长宁、威远等中浅层页岩气之后重要的天然气资源接替领域。但在泸州地区深层页岩气开发过程中水平井套管变形(以下简称套变)频发,对水平井压裂施工产生明显影响,制约了该区深层页岩气的规... 详细信息

四川盆地南部泸州地区深层页岩气储量丰富,是继长宁、威远等中浅层页岩气之后重要的天然气资源接替领域。但在泸州地区深层页岩气开发过程中水平井套管变形(以下简称套变)频发,对水平井压裂施工产生明显影响,制约了该区深层页岩气的规模建产。业内普遍认为套管变形是地层中的断裂发生滑移并对水平井产生剪切和挤压作用引起的,但基于该理论的套变模型与诸多实测数据不相吻合。为了进一步明确套管变形机理,提高套变的防控效果,以泸203井区18口套管变形水平井为对象,基于多臂井径成像测井,逐个对比套变形态、套变层位以及平面断裂发育情况,建立了断裂滑移和层理面滑移2种地质模型,并分析了2种地质模型下的不同套管变形特征。研究结果表明:(1)断裂滑移诱发的套变具有以下规律,即平面上套变仅出现在水平井与断裂带的交会处;套管的变形长度理论上应在10 m以内;套管的变形程度应呈近似对称关系,中部变形强,向两侧逐渐减弱。(2)该区多数套变不在预测的断裂带内,且部分套变段变形长度与形态不符合断裂滑移的特征。(3)层理面滑移可诱发多个相似的套变,在该机制下套管变形长度等于井筒与滑移面相交的距离,且层理面滑移的垂向分布与地层的页理发育程度一致。(4)层理面滑移与断裂滑移具有相似的力学机理,通过三维莫尔圆可以分析钻井和压裂过程中诱发断裂/层理面滑移的关键参数变化。结论认为,除断裂滑移外,层理面滑移是诱发页岩气水平井套管变形的另一重要机理,该研究成果可为深层页岩气规模效益开发的套变防控提供理论指导。

关键词：水平井套变层理面滑移断裂滑移多臂井径测井多级断裂预测变形长度变形程度莫尔应力圆