喷淋作用下的深水测试放喷热辐射规律及关键参数

在深水天然气测试过程中,多相混合物会通过地面流程分离、泄压、加热后通过燃烧臂放喷燃烧,现场一般采用喷淋的方式来降低热辐射的影响。为了降低深水放喷测试作业时平台及燃烧臂的热辐射风险隐患,首先采用Thornton模型研究了火焰表面辐射能量、视角系数以及水幕透射率等参数,构建了喷淋作用下放喷火焰的热辐射通量计算模型,并结合现场燃烧放喷下的仿真模型,应用有限元软件分析了放喷喷淋影响下的火焰温度和辐射量变化规律。研究结果表明:(1)喷淋形成的水幕使靠近平台区域的温度和辐射量明显降低,放喷管道附近的辐射量由2 050 W/m^(2)减小到了1 840 W/m^(2);(2)在单个水幕的作用下,水幕吸收了一定的热辐射量,水幕温度从11.85℃上升到约26.85℃;(3)由于平台附近的空气中CO_(2)和H_(2)O含量较低,空气的热辐射吸收系数较小,温度主要受到热对流的影响,空气温度基本保持在26.85~36.15℃之间;(4)不同放喷管径和产量变化下平台附近区域的温度和辐射量变化趋势基本一致,管径减小使得辐射峰值增大。结论认为,该研究成果进一步明确了深水测试放喷不同工况下的热辐射分布,为深水地面放喷热辐射设计分析及安全控制提供了技术支撑。

无人井口平台等离子火炬的研究和应用

南海某油田后期伴生气量比较少,且热值比较低,不易燃烧。对此,文章应用了一种新型等离子火炬系统,满足平台伴生气稳定燃烧要求。

海上CCS/CCUS作业模式探讨与分析

CO_(2)地质封存与利用是应对温室气体排放、实现碳达峰碳中和目标的关键技术。从CCS/CCUS作业类型、CO_(2)来源等角度对全球海上CCS/CCUS项目进行分析,总结形成4类海上CCS/CCUS作业模式。通过对CO_(2)相态变化、杂质含量等因素对CO_(2)性能的影响研究,分析了海上CO_(2)源汇匹配、运输、注入的难点。结合国内海上CCS/CCUS业务现状与发展需求,从海上CO_(2)集群枢纽式源汇匹配模式探索、注入模式优化及配套设备研发、流动保障技术能力建设3个方向明确今后海上CCS/CCUS作业技术发展方向。

二氧化碳置换法开采天然气水合物研究进展

应用CO_(2)置换法开采天然气水合物被认为是一种极具潜力的提高CH_(4)采收率和CO_(2)埋存率的技术。论述了CO_(2)及其混合气置换法开采天然气水合物的机理,梳理了CO_(2)混N_(2)/H_(2)及地热辅助CO_(2)提高水合物中CH_(4)采收率的技术进展。研究表明:①应用纯CO_(2)置换开采天然气水合物时,CH_(4)的采收率较低,而将CO_(2)与N_(2)、H_(2)以不同比例混合后注入天然气水合物藏中进行CH_(4)开采,能够有效提高CH_(4)的采收率。②CO_(2)与N_(2)或H_(2)混合注入水合物层时,多种气体分子在竞争吸附作用下降低了CH_(4)分子与水合物分子笼之间的范德华力,同时降低了混合气中CO_(2)的分压,导致水合物相平衡曲线上移,抑制了置换过程中CO_(2)水合物的生成速率,减轻了包裹作用的不利影响,从而提高CH_(4)采收率。③CO_(2)混合N_(2)注入开采水合物时,N_(2)的混入虽然能够减轻包裹作用的影响,但新形成的N_(2)水合物会堵塞CO_(2)进入水合物分子笼的通道,因此提高CH_(4)采收率效果有限。④在水合物层条件下H_(2)并不会形成新的水合物,而且混入少量的H_(2)又会与N_(2)发生吸附竞争,从而抑制N_(2)水合物的形成,故将低浓度的H_(2)气混入CO_(2)与N_(2)的混合气中能够进一步提高对水合物中CH_(4)的置换率,从而提高CH_(4)的采收率。因此,混入H_(2)被认为是提高CO_(2)置换开发水合物效果的重要途径。⑤混合气周期注气方式可明显提高水合物中CH_(4)的采收率和CO_(2)水合物藏封存率。⑥应用地热辅助CO_(2)开采水合物的方法也能够降低新形成水合物的包裹作用,同时实现CO_(2)在地热层和水合物层的两次埋存,在提高CH_(4)采收率的同时,大大提高CO_(2)在地层中的埋存率。

煤/重油加氢共炼残渣中甲苯可溶物制备中间相沥青的可行性研究

以煤/重油加氢共炼残渣中的甲苯可溶物(TS)为原料,研究了在直接热缩聚基础上添加共炭化剂制备中间相沥青的可行性。探索了反应温度、反应时间2个直接热缩聚条件,以及在优化的直接热缩聚条件下添加四氢萘(共炭化剂)对产物中间相含量、晶体结构以及组成的影响,并通过热沉降对中间相沥青产物中的各向异性组分进行富集,以期获得不同中间相含量的中间相沥青。结果表明,TS的直接热缩聚产物中,各向异性组分极少,中间相质量分数最高仅为9.0%,而在直接热缩聚基础上添加四氢萘可有效促进中间相的形成。TS在反应温度400℃、反应时间6 h和添加10%(质量分数)四氢萘条件下,可制备出中间相质量分数为42.8%的中间相沥青。该中间相沥青在热沉降温度340℃、热沉降时间5 h条件下,可有效富集各向异性组分,得到从热沉降产物底部(中间相质量分数96.2%)到顶部(中间相质量分数3.9%)等不同中间相含量的中间相沥青。

深水半潜式钻井平台水下设备作业虚拟仿真教学平台构建

深水油气钻井与陆地及浅水的同类作业存在显著差异,给海洋油气工程专业学生的现场实习、实践带来了诸多困难。为加深学生对深水油气钻井工程装备的认知,采用虚拟仿真技术,构建还原度高、实战性强的深水半潜式钻井平台水下设备作业虚拟仿真教学平台,实现隔水管运移存储及下放、隔水管与上部升沉补偿装置及底部立管总成的连接、水下防喷器结构及安装等功能,帮助学生在无需前往深水平台的前提下、在虚拟环境中系统掌握水下设备的操控方法及作业程序,提升学生的深水钻井作业的工程实践能力。

纳米N-A降黏剂的制备及性能评价

针对普通纳米降黏剂对特稠油降黏效果差、洗油效率低等问题,制备了纳米N-A降黏剂,采用FTIR,TEM等方法表征了降黏剂的微观结构,考察了降黏剂的降黏效果、界面张力以及洗油效率。实验结果表明,纳米N-A降黏剂组成为:50%(w)纳米二氧化硅溶胶+40%(w)分散剂EB-1+4.2%(w)表面修饰剂+5.8%(w)增效剂。该降黏剂分散性能良好,粒径分布在20~60 nm之间,在降黏剂含量为1%(w)、油水质量比为7∶3、200℃,矿化度为0,8829.26 mg/L条件下老化48 h,特稠油降黏后黏度分别为6280,7213 mPa·s,降黏率分别达到83.77%,81.36%,降黏性能保持率分别为96.80%,95.39%。50℃下静置90 d后降黏性能保持率大于90%,可降低油水界面张力至0.076 mN/m,乳化液滴最大粒径9.5μm,洗油效率为30.9%,相对普通降黏剂,驱油效率提高22.3百分点。

深水隔水管-防喷器组耦合系统动力学建模与仿真验证

在深水钻井过程中,隔水管与防喷器组系统是整个作业环节的重要一环。由于在作业过程中面临着诸多风险,因此,建立精确的隔水管-防喷器组耦合系统力学分析模型,准确分析其力学行为和性能,对指导钻井作业安全进行具有重要意义。目前大多只关注于对隔水管的独立建模而忽视防喷器组的潜在影响,这将导致所建模型与实际情况存在差异,使得隔水管系统的力学特性无法得到精确分析。提出了隔水管与防喷器组刚柔耦合概念,推导耦合系统动能、势能,采用拉格朗日方法建立理论模型,用Newmark-β直接积分法对动力学模型进行数值计算。采用ADAMS软件进行了仿真建模,开展不同工况条件下的动态响应对比分析。结果表明,理论模型得到的隔水管横向位移包络线、弯矩包络线、隔水管中部节点横向位移时程曲线和底部弯矩时程曲线与ADAMS仿真结果吻合良好,从而表明了该理论模型的重要性,可为我国隔水管的设计和分析提供参考和支持。

气液两相条件下叶片开孔对电潜泵性能和内部流场的影响

为了研究电潜泵内部流动机理,从而改善高含气工况下电潜泵的气液混输性能,文中基于欧拉-欧拉非均相流模型,对不同入口含气率工况下叶片开孔前后的气液两相流动特性进行了数值模拟分析,探究了气液两相流条件下叶片开孔对电潜泵性能和内部流场的影响.结果表明,在纯水工况以及低含气率、小流量工况下,叶片开孔会降低电潜泵性能;但是叶片开孔可以改善电潜泵在大流量下的气液混输性能.叶片开孔后会改变叶轮内部压力分布,使电潜泵叶轮内部平均压力升高,进而改善叶轮内部流态.叶片开孔后会冲散气相聚集,使气体分布更加均匀,叶轮流道内涡核分布明显减少,减少了能量耗散.该研究为改善电潜泵气液混输性能提供了理论依据.

海域天然气水合物储层改造增产技术研究进展

天然气水合物是以甲烷为主的烃类气体在高压、低温条件下形成的固态可燃烧的结晶化合物,主要分布在温度和压力条件适合的陆域冻土区和海底,其中有超过90%的天然气水合物分布在海底的沉积物中(黄鑫等,2022;王志刚等,2023)。当前已探明的天然气水合物储量是全球石化燃料资源的2倍,如果能够开采出15%的天然气水合物.

考虑“筒中筒”耦合作用的深水隔水管柱与钻柱碰摩运动规律

深水钻井时,旋转钻柱与海洋环境力作用下发生振动的隔水管柱易发生接触,造成钻柱与隔水管柱的碰撞或者摩擦。为了解隔水管柱与钻柱间的运动状态,减轻两者间碰摩,保证作业安全性,提出了一种模拟深水隔水管柱-钻柱组成的“筒中筒”耦合系统模型,通过分析二者间的位移与接触力,实现海洋深水钻井作业时隔水管柱与钻柱的耦合动力学模拟的建立。模拟结果表明,考虑隔水管柱与钻柱接触的情况下,海流作用和涡激作用对钻柱的动力学特征具有较大影响;海流速度增加,隔水管柱弯曲程度变大,隔水管柱的振动特征会限制钻柱运动;井口转速增加对钻柱的涡动特征影响小,但会增大钻柱与隔水管柱内壁的接触力,增大钻柱与隔水管柱的失效风险。该理论为海洋深水钻井摩阻分析提供了新的借鉴。

海上油田烃气驱气窜规律及封窜策略研究

针对海上某油田烃气驱阶段开发现状,充分考虑大倾角、断块复杂、非均质等油藏特点,建立了典型井组概念模型,分析气窜程度影响因素及主控因素,并优选气窜调堵技术,以增油量为指标进行技术适应性分析,得到气窜调堵策略图版。结果表明:该油藏烃气驱为非混相驱开发,影响气窜的主控因素为地层倾角、油藏厚度、物源方向,影响气窜程度的主控因素为注气强度、注采井距,影响烃气驱采收率的主控因素为渗透率级差、注气部位。优选动态调配、泡沫法、凝胶法进行调堵技术适应性分析,针对不同气窜类型制定不同的全生命周期封窜策略,针对顺物源和低注高采气窜类型采用动态调配或泡沫法调堵的封窜方法,针对非均质类型气窜采用泡沫+凝胶法调堵的方法封窜,针对断层遮挡类型气窜建议采用泡沫法或泡沫+凝胶法的封窜策略。

管中管流体流动与管柱变形测量实验平台设计与测试

基于海上管中管结构承载特性设计了管中管流体流动与管柱变形测量实验平台。该实验平台可更换不同的内管尺寸,研究不同管柱组合的变形和海水流动响应,能够通过调节外管外流速度、内管内流速度、顶部张紧力大小及水深等模拟海上管中管流体流动和变形特性。该实验平台可帮助学生加深对海上管中管的结构、原理及其作用的理解,提高专业兴趣,还可以进行管中管结构动态响应创新性实验研究,培养创新意识,提高解决复杂工程问题的能力。

CO_(2)-EOR过程中油藏储层构造封存能力的模拟

为应对日益严峻的能源危机和温室效应,CO_(2)提高采收率技术脱颖而出,因此CO_(2)提高采收率后的地质封存安全性和相应的封存能力评估引起了广泛关注。借助数值模拟方法,基于吉林油田某区块油藏的实际储层条件,构建了注入CO_(2)含量为10%~90%的9个模型,分别探究了含水饱和度为30%,50%和90%以及储层压力为10 MPa,20 MPa和30 MPa时油藏各相组分的分布规律;基于前人对封存CO_(2)安全储存状态划分的研究,最终明确了CO_(2)的安全封存量。结果表明:1)当含水饱和度(30%)和压力(10 MPa)一定时,增加CO_(2)含量(10%~90%)可大幅提高CO_(2)的有效封存体积分数(26%~93%);2)压力的提升(10~30 MPa)促进了CO_(2)在油相中的溶解,从而略微降低了储层的封存能力(18%~7%);3)含水饱和度对储层封存CO_(2)的能力的影响微乎其微。该研究旨在阐明不同条件下CO_(2)的构造埋存量,为相关研究提供借鉴。

海洋平台海水系统新材料适用性研究

海洋平台利用周围取之不尽的海水作为平台的工艺处理介质已成常规做法。因为海水利用的普通性、经济性以及重要性,对于海水系统选材通常涉及到的使用寿命、制造成本、耐腐蚀性能等多个方面研究值得关注。对常用的几种海水管道材料进行了系统的比较和评价,并介绍了一些新型材料应用前景。在综合考虑各种材料的优劣后,提出了一种最适合海洋平台海水系统的选材方案,并阐述了其理由和依据。旨在为海洋平台海水系统设计和施工提供借鉴。

海上平台烟气余热利用分析与工艺优化

依托南海某在建钻采平台,从工艺原理、工艺流程、有机工质的选择、安全性、能源节约及降低二氧化碳排放等方面进行分析,论证有机朗肯循环(Organic Rankine Cycle,ORC)技术在海上平台应用的可行性。根据能量梯级利用原则,设计一套优化的烟气-导热油-热用户系统,利用透平废热实现ORC发电、生产系统加热及溴化锂制冷的热电冷联产系统。

ADCP坐底验潮数据在海上油气田开发中的应用

在海上油气田开发过程中,海洋环境贯穿勘探、开发、钻井、工程、生产及弃置全部环节,海洋水文信息对场址勘察、平台建设和后期运营均有重要意义。采用坐底式声学多普勒海流剖面仪(ADCP)对拟建海底设施区域进行了为期31 d的全剖面海流观测,基于数据分析结果,获得了不同层位潮流流速、流向等水文信息,切实提供了有效的环境参数支持。

海洋工程项目焊工生产测试口机制与数字化管理实践

在海洋工程项目中,焊接是各专业的核心工序,焊接质量关系到产品的安全性和可靠性,因而焊工的资质评定、技能评估是项目质量管理的要点之一。本文介绍了一种焊工生产测试口机制,将焊工取得资质证书后参与焊接作业的前若干道口定义为生产测试口,对其采取额外的线上、线下管理,用来评估焊工初次参与项目焊接作业的施焊质量和技能稳定性。此外,焊工生产测试口的数据记录、分级管理和持续评估采取了焊接质量管理系统。管理机制的引入和数字化工具的采用整体提高了项目焊接质量管理水平。

浮托驳船用大型楔块的移位施工工艺研究

随着我国海洋油气事业的迅速发展,浮托安装技术也正在得到越来越广泛的应用。因不同浮托项目对驳船滑道间距、位置等的设计需求不同,装船前往往需要对楔块进行不同程度的移位,以保证楔块位置与滑道一致。本文将基于曹妃甸6-4项目对海洋石油228船不同浮托项目间楔块移位的设计方案、计算方法、施工工艺流程等进行较为详尽的介绍。可为今后其它浮托项目进行大型楔块移位施工提供参考借鉴。

高孔高渗油藏无机堵水剂适应性及注入参数研究

目的针对海上高孔高渗油藏油水关系矛盾突出的问题,展开了延迟成胶弹性硅酸凝胶堵水剂(6%(w)水玻璃+0.85%(w)三元弱酸一铵GL-1+0.1%(w)正电胶)的适应性及注入参数研究。方法采用目测法考查了堵水剂的成胶性能和长期稳定性能;采用填砂管实验对堵水剂的注入性、封堵性、耐冲刷性和渗透率选择性进行评价,并对注入量、作用位置和注入速度进行优化。结果适应性评价结果表明:堵水剂从A级强度到E级强度的成胶时间为72 h,最终凝胶强度可达I级,满足现场施工要求;堵水剂具有良好的注入性,最高注入压力仅为0.72 MPa;堵水剂具有良好的渗透率选择性、封堵性和耐冲刷性,能够优先进入高渗窜流通道,成胶后对高渗窜流通道的封堵率均高于96%,突破压力梯度均高于4.46 MPa/m,在50 PV回注水的高强度冲刷下,封堵率仅下降2.31%;堵水剂具有良好的长期稳定性能,在65℃下老化180天,脱水率仅为2.61%。注入参数研究结果表明:堵水剂最佳注入量为0.8 PV,最佳注入流量为3 mL/min,最佳作用位置为填砂管中部;在最佳注入参数下,封堵率可达98.03%。结论延迟成胶弹性硅酸凝胶堵水剂可用于高孔高渗油藏堵水。