地下水封石油洞库竖直水幕设计参数及其影响分析

滨海地区地下水封石油洞库工程中,需要增设竖直水幕系统,以满足其水封性和控制海水入侵。为研究竖直水幕系统的设计方法与参数,以滨海地区某地下水封石油洞库为例,通过有限元数值模拟方法获得了竖直水幕孔距主洞室距离d、竖直水幕孔间距b、竖直水幕孔长度l和竖直水幕孔注水压力p_(i)4个参数对洞库周围地下水渗流场、水封性、涌水量以及海水分布范围的影响规律,并与现有结果进行了对比验证。研究表明:竖直水幕孔距主洞室距离主要影响竖直水幕孔的埋深范围,长度的影响范围取决于超出主洞室的变化位置,间距和注水压力影响整个深度范围;4个参数对水封性和抑制海水入侵的影响程度顺序分别为:b<l<d<p_(i),d<b<l<p_(i);研究中共7个工况存在海水入侵洞室的风险,需进一步增强淡水补给。研究结论可为滨海地区地下水封石油洞库的竖直水幕设计参数提供一定理论依据。

地下水封石油洞库建设管理过程中关键点控制探讨

目前,用于储存原油、成品油、液化石油气等介质的地下水封洞库工程陆续建设,工程发展呈现储存规模大型化、储存介质多样化的趋势。地下水封石油洞库作为一种安全、经济、环保的储存方式,逐渐在世界范围内得到广泛应用。基于此,文章分析地下水封石油洞库的特点及建设要求,从优化设计方案、把控施工质量、强化安全管理等方面总结建设管理过程中的核心控制点,同时强调科学合理的施工组织设计和严格的过程监控,从而为类似工程的建设管理提供有益的参考和借鉴。

大型地下水封石油洞库主洞室群间距分析

大型地下水封石油洞库往往由多个洞室构成,在工程设计中洞室群之间的距离不仅影响洞室围岩的稳定性,同时还能够影响工程建设的经济性。目前大型地下水封石油洞库地下洞室群间距多是根据洞室截面尺寸和洞室围岩质量,按照工程经验来确定,缺乏合理的解释。通过数值分析,模拟实际工程地下洞室开挖过程,根据围岩的空间位移分析洞室群中洞室开挖对其相邻已开挖洞室围岩的影响,确定其影响距离,从而提出合理的洞室间距。数值分析以某地下水封洞库为例,分析8种不同洞室间距工况下两相邻洞室围岩变形变化规律及其相互影响,构建了大型地下水封石油洞库地下洞室围岩关键位置位移立方与洞室间距之间的关系,为该地下水封石油洞库设计提供了参考。

某地下水封石油洞库地下水渗流场及涌水量模拟

地下水封石油洞库是通过人工开挖建于地下,利用稳定地下水的水封作用密封储存在洞室内的石油。具有占地少、投资少、损耗少等优点,但对地下水环境影响相对较大。为评价地下水封石油洞库施工期和运营期对地下水环境的影响,以某大型地下水封石油储库为研究对象,结合现场试验数据,利用GMS软件,建立了非均质、各向异性、三维非稳定地下水流模型和溶质运移模型。研究结果表明:有水幕系统时预测水位高于设计水位3 m以上,可以保证洞库的水封效果,且石油局限于洞室周围不外泄,为后期制定地下水污染防治措施及长期监测计划提供了依据。

水封石油洞库污染物运移规律研究

水封石油洞库储油可能造成地下水污染。明晰石油污染物在裂隙岩体中的运移规律是库区地下水污染防控的前提。为揭示石油污染物在洞周围岩地下水中的运移规律,基于裂隙-孔隙双重介质模型,采用数值模拟方法研究了石油中的特征污染物——苯的运移扩散过程,并分析了裂隙倾角、裂隙开度、基质渗透率和纵向弥散度对苯运移规律的影响。研究表明:储库正常运行50 a后,苯的迁移被限制在较小的范围内,不会到达水幕系统,也不会进入到地面表层下的水体中。在长期运行条件下,相邻洞周围岩中的污染晕可相互连通,并将引起相邻洞罐中油品污染物之间的交叉污染。苯的竖向污染距离对纵向弥散度和裂隙倾角大小敏感性强,而对裂隙开度和基质渗透率的敏感性较弱。洞室间岩柱中轴线上苯的最大浓度对裂隙倾角最为敏感,且随裂隙倾角和基质渗透率的增大而减小,随纵向弥散度和裂隙开度的增加而增大。

基于离散介质流固耦合理论的地下石油洞库水封性和稳定性评价

以我国首个大型地下水封石油洞库工程为背景,基于离散介质流固耦合理论,开展地下石油洞库水封性和稳定性评价。通过室内岩石三轴试验和结构面剪切–渗流耦合试验,获得岩石的弹性模量、泊松比和结构面的剪切模量、水力开度等参数。根据施工巷道开挖过程中围岩变形和水位变化情况,对围岩参数进行反分析,获得较为可靠的洞库围岩参数。综合上述成果,分析地下石油洞库的水封性和稳定性特征。研究发现,在水幕压力为50kPa条件下,该地下水封石油洞库稳定水位位于主洞室上方约60 m,且大于洞内储存介质的压力,满足洞库水封条件;洞库各主洞室位移为9～30 mm,达到洞室稳定相关控制标准;分析8#和9#主洞室边墙附近的水平应力、竖向应力、法向应力和切向应力的变化,并将其划分为3个区域,即松动区、扰动区和未扰动区,其中洞室松动区范围约为6 m。研究为大型地下石油洞库水封性和稳定性评价提供理论依据。

大型地下石油洞库自然水封性应力–渗流耦合分析

根据地质条件,地下水封石油洞库可以选择自然水封或人工水封方式。以中国首个大型地下水封石油洞库为背景,开展了岩石三轴压缩试验和现场水文试验,获得了洞库围岩变形特征和渗透特性,采用应力–渗流耦合理论,分析了该地下石油洞库的自然水封性与稳定性。岩石三轴实验表明,岩体受剪作用下体积变化情况与剪胀性密不可分。现场水文试验表明,洞库渗透系数存在一定的不确定性。通过数值分析得出如下结论:自然水封条件下,洞库水位将不满足水封要求;地下水封洞库实现水封条件的水头受水力梯度和岩体渗透性影响;洞库施工期涌水量与渗透系数存在着分形关系;施工期各洞室拱顶沉降为19～32 mm,水平收敛为16～35 mm。研究成果为中国首个大型地下水封石油洞库工程建设提供了科学依据。

大型地下水封石油洞库施工过程力学特性研究

施工过程对地下工程岩土力学性质具有重要影响。以国内首个在建的大型地下水封石油储库为背景,运用流-固耦合理论,研究了不同排水条件下大型地下水封石油洞库的施工过程力学特征。研究表明排水条件和开挖顺序对洞库渗流场和稳定性具有重要影响。排水条件下洞库围岩孔隙水压力小于不排水条件下,而同在排水条件下不同开挖顺序洞库孔隙水压力时空分布和涌水量也不相同。排水条件下洞壁围岩松动区范围远小于不排水条件下范围,但两种条件下应力场时空分布规律均与开挖顺序密切相关。排水条件下洞库围岩水平收敛小于拱顶沉降,而不排水条件下洞库围岩水平收敛大于拱顶沉降。在相同排水条件下围岩变形与开挖顺序有关。研究成果不但可以为大型地下水封石油洞库建设提供依据,还可丰富施工过程力学理论内涵。

地下水封石油洞库渗水量预测与统计

渗水量规模与空间分布特征是地下水封石油洞库建设中的关键问题。以中国首个大型地下水封石油洞库项目为背景,采用经验公式、有限元法计算和现场实测等方法研究了该洞库渗水量规模和空间分布特征。在大量现场岩体渗透性试验基础上,获得了可靠的岩体渗透系数,采用经验公式和数值计算等方法对洞库渗水量规模和空间分布特征进行了预测。根据现场揭露的渗水形态,统计了洞库渗水量规模,获得了渗水量空间分布特征,调查了渗水部位地质特征,据此提出了渗水量控制标准和有针对性的工程注浆防渗对策。通过对比预测与统计结果,讨论了渗水量规模预测方法适用性和渗水量空间分布特征离散性等问题。研究成果为提高中国地下水封石油洞库建设水平提供了理论支持,并为复杂条件下地下工程渗流特性研究提供了工程实例。

大型地下水封石油洞库渗流场时空演化特征研究

地下水封石油洞库是利用饱水岩体密封性进行石油储存的方式。在地下水封石油洞库的建设中,由于工程体的出现,改变了区域地下水的补给、径流和排泄条件,干扰了原来平衡的地下水渗流场,为保证地下石油洞库的水封效果,需进行裂隙岩体渗透特性及地下水渗流场时空演化研究。以国内首个在建的大型地下水封石油储库为工程背景,结合现场试验数据分析,运用等效连续介质的方法,采用裂隙岩体各向异性渗透张量,建立三维地下水数值模拟模型,预测不同施工进程时地下水位的变化。分析预测结果表明:在地下洞室开挖过程中,无水幕条件下地下水位逐渐降低,主洞室部分区域出现零水头压力区,无法保证水封性;模拟运营期水幕巷道施加定水压力,地下水位上升至设计高度35 m且趋于稳定,可以满足水封效果要求。研究结果对地下石油洞库的水封性评价具有一定的工程意义和理论价值。

地下水封石油洞库渗流场的数值分析

对研究区水文地质条件和地下水封石油洞库、水幕系统进行了概化,利用Visual MODFLOW软件,建立了某地下水封石油洞库无水幕和有水幕条件下的三维地下水数值模拟模型,模拟了地下水封石油洞库区的渗流场。利用所建模型预报了2种条件下涌入地下水封石油洞库的涌水量、区域地下水降落漏斗扩展情况及洞库上方地下水位变化情况等。由预测结果可知,2种条件下洞库涌水量均逐渐减小并趋于稳定,而有水幕条件下的地下漏斗扩展范围和速度均比无水幕条件小;在洞库开挖初期水幕作用较小,随时间延长作用愈加明显,因此水幕系统在保证地下水封石油洞库的储油安全和保护周围地下水资源方面都起到重要作用。

地下石油洞库水封性评价方法体系及应用

水封性评价是地下水封石油洞库建设的关键科学问题。围绕地下石油洞库水封性评价,提出了地下水封石油洞库水封性评价的水文地质概念模型,总结了水封性评价中地下水、岩体性质与地质环境和洞库工程特征3个方面基础数据,分析了三者之间关系;分析了经验法、数值分析法和试验法三大类评价方法的特点和对应的适用范围,提出了评价方法"三适应"选用原则:评价方法与建设阶段、评价目标和参数要求相适应,提出了水封性评价流程,分析了不同评价阶段所应采用评价方法和重点的评价内容;以具体工程为背景,介绍了评价方法体系的应用情况,并着重介绍了经验法、裂隙网络法和现场试验法在水封性评价中的使用情况。研究成果对提高地下水封石油洞库水封性评价水平具有重要参考价值。

地下水封石油洞库施工期围岩完整性参数敏感性分析

地下水封石油洞库是利用饱水岩体密封性进行石油储存的方式,保持围岩完整性对地下水封石油洞库建造具有至关重要的作用。以我国首个在建的大型不衬砌地下水封石油储备库建设项目为背景,运用弹塑性理论,在室内岩石三轴试验基础上,研究了花岗岩地层大型不衬砌地下水封石油洞库围岩完整性参数的敏感性。研究表明:采用剪胀起始点作为岩体屈服点,可进行围岩完整性分析;洞库围岩松动范围和程度对摩擦角的敏感性大于对剪胀角的敏感性;洞室中墙应力分布变化对摩擦角的敏感性大于对剪胀角的敏感性;拱顶沉降对摩擦角的敏感性要大于对剪胀角的敏感性,水平收敛对摩擦角和剪胀角均具有较强的敏感性。研究成果对地下石油洞库围岩完整性评价以及水封系统设计提供了重要依据。

地下水封石油洞库施工期安全风险评估研究

地下水封石油洞库建设具有投资大、无成熟设计施工规范、不确定因素多等特点,建设过程中存在着一定安全风险,开展地下水封石油洞库施工期安全风险评估研究具有重要意义。针对地下水封石油洞库施工期安全风险,从洞库稳定性与水封性两个方面,开展了洞库施工期安全风险评估研究,结合中国首座大型地下水封石油洞库工程对研究结论进行了验证。研究中,开展了地下水封石油洞库风险因子识别,进行了风险因子重要性和引发功能失效概率调查;采用模糊数学方法获得了风险因子模糊权重集和模糊评价集,得到了风险因子影响程度排序;总结了某地下水封石油洞库建设中典型稳定性和水封性风险事故,分析了事故发生原因,并与上文所得风险因子影响程度进行了对比验证。研究结果不但为提高地下水封石油洞库风险管理水平提供支撑,而且还可丰富地下工程安全风险评估研究内容。

裂隙随机分布条件下地下石油洞库水封性评价

以国内首个大型地下水封石油洞库工程为背景，在考虑洞库围岩节理裂隙的随机分布特征基础上，采用离散介质流-固耦合理论对大型地下石油洞库水封性进行了评价。介绍了地下水封储油洞室水封原理与水封准则。通过室内结构面剪切试验获得了结构面参数，采用Barton-Bandis剪胀模型对结构面参数进行了校验。根据库区节理裂隙统计结果，建立了洞库围岩的随机节理裂隙网络模型。分析了不同水幕压力条件下洞室开挖后地下水压力分布情况、涌水量大小和洞库围岩变形与受力情况。分析表明：在水幕压力大于或等于75 kPa的条件下，洞室周围地下水压力满足水封准则；在水幕压力为75 kPa条件下各洞室涌水量在0.003~0.015 m3/d之间，拱顶沉降量在16-32 mm之间。研究结果可为地下水封石油洞库水幕系统设计提供依据。

大型地下水封石油洞库水幕系统优化设计研究

水幕系统是决定地下水封洞库运营的关键,水幕孔设计是水幕系统的核心组成部分。以国内首个在建的大型地下水封石油储库为背景,运用地下水渗流理论,研究水幕孔间距以及隙宽对地下洞室水封性的影响。研究结果表明,在陡倾结构面条件下,水平水幕孔的间距以及隙宽对水封性具有重要影响。在计算工况中,水幕孔间距为10 m时,水封效果最好;水幕孔间距为30 m时,无法满足水封要求;相同水幕孔间距条件下,隙宽越大,水封效果越好;主洞室拱顶区域,水封效果较差。研究结果可为地下水封石油洞库水幕系统优化设计提供理论依据。

黄岛地下水封石油洞库场区地应力场模拟分析

地应力主要是指存在于地壳岩层中的未受工程干扰的天然应力,是影响地下洞室围岩稳定性的主要因素之一。利用FLAC3D数值计算软件的内嵌FISH语言编制了阻尼最小二乘拟合程序,将拟合计算与应力数值计算结合在一起,实现应力自动调整与拟合分析。将这套方法在黄岛地下水封石油洞库工程中进行应用,对场区内#Zk17钻孔的水压致裂地应力测试结果进行拟合,得出场区地应力分布:区内最大主应力值一般为10～12 MPa,中间主应力值为6～8 MPa,最小主应力基本受岩体自重控制,最大主应力方向为水平NWW向,最小主应力方向为竖直方向,库址区属于低-中地应力区。

地下水封石油洞库施工期监控量测与稳定性分析

现场监控量测是确保大型地下工程建造和运营安全的重要手段。地下水封石油洞库在中国刚刚起步,不但缺少监测方案设计原则、实施方法等方面的规范标准,还缺少对相关监测数据分析方面的研究。以国内首个正在实施的大型地下水封石油洞库建设项目为依托,首先介绍了适用于大型地下水封石油洞库的监测原则与实施方法,该原则和方法充分考虑工程特征、地质情况和经济适用性;其次介绍了洞库监测结果：洞室大部分监测断面的洞周围岩收敛变形、拱顶沉降、内部位移和围岩松动圈分别处于4~8 mm、3~6 mm、4~8 mm和0.9~1.8 m区间范围内,锚杆应力和接触应力值大部分控制在50 MPa和0.5 MPa以内;而后分析了监测数据：1黄岛地下水封石油洞库围岩变形和支护受力较小、岩体稳定性良好、设计支护方案合理;2综合全面的监控量测结果可准确地反映地下水封石油洞库稳定性特征;3监测数据显示地下水封石油洞库稳定性表现出显著的时空演化特征。该研究可为中国地下水封石油洞库监测技术和稳定性评价研究提供重要依据。

基于流固耦合的围岩后注浆对大型水封石油洞库水封性影响分析

基于多孔弹性连续介质流固耦合理论,通过合理选取围岩主要物理力学参数,建立了大型石油储备地下水封洞库全断面开挖后洞室涌水量计算模型,利用大型商业软件Comsol对黄岛国家石油储备地下水封洞库地下水渗流场和位移场进行数值模拟分析。通过不同注浆方案及不同注浆厚度情况下地下水渗流量的比较分析发现,并不是注浆圈的厚度越大对洞室渗水量的控制效果越好,而是存在相对经济合理的阈值。研究表明,最佳的注浆方式是形成全断面闭合注浆圈,最佳注浆厚度为5m。

地下水封石油洞库深部岩体二维裂隙网络模拟

低渗透性的裂隙岩体是地下水封石油洞库建库的最佳选择。为研究深部岩体的稳定性及裂隙渗流特征,对深部洞库区进行了二维裂隙网络模拟。通过深部钻孔裂隙统计和地表裂隙测量统计相结合的方法,得出了洞库区剖面二维裂隙网络图和线密度图。分析了运用钻孔成像结果获得深部裂隙统计参数的优点,并对模拟结果做了进一步分析,结果显示,模拟区主要发育两组近于正交的裂隙,和地表相比裂隙发育少,岩体稳定性高。模拟结果可用于后续的洞库水封效果评价。