摘要：将惯容元件与安装在连体超高层建筑各自原有的水箱串联组成多调谐液柱惯容阻尼器(MTLCDI),用于控制连体超高层建筑的风振响应。MTLCDI不仅发挥水箱供水和消防的功能,还利用惯容元件的质量放大效应使其在实际质量较小的情况下有效控制主体结构的风致响应。建立了MTLCDI控制连体超高层建筑风振响应的非线性运动方程,用等效线性化方法讨论该方程的解;结合测压风洞试验,以某一连体超高层建筑为工程实例分析MTLCDI的振动控制效果;将MTLCDI控制效果与单、多调谐质量惯容阻尼器(TMDI,MTMDI)、单调谐液柱惯容阻尼器(TLCDI)的控制效果进行比较。结果表明:与其他3种阻尼器相比,MTLCDI能有效减小连体超高层建筑的风致加速度响应、脉动位移响应和层间位移角,还兼具有效利用建筑物各自水箱和节省安装空间的优势。研究结果为连体超高层建筑风振控制设计提供参考。

摘要：为研究连廊的强、弱连接对连体双塔超高层风振响应的影响,分别建立了强、弱连接双塔连体超高层风振响应分析的简化数学模型;基于工程实例(其结构高度分别为268 m和210.2 m),分析了在两种连接情况下结构的自振特性;最后,开展了该结构在24个风向角下的同步多点测压风洞试验,分析并对比了不同连接形式下的风振响应。研究表明:强连接形式可以减小大多数风向角下两栋建筑的峰值加速度响应,对低栋建筑的风振加速度响应减小效果要优于高栋建筑;强连接形式也可以减小几乎所有风向角下高栋建筑的峰值位移响应,低栋建筑的位移响应会被高栋建筑所主导,导致两栋建筑的峰值位移方向相同。研究的结果为连体超高层建筑抗风设计提供参考。

摘要：水平井产液剖面分布规律研究对于确定出水位置、指导堵控水工艺的精细化设计及实施具有重要意义。目前水平井产液剖面分布主要通过生产测井的方式确定,但是不同因素对产液剖面分布的影响还不明晰。通过数值模拟方法,以海上S油田为例,建立概念模型,研究了水平井长度、原油黏度、钻井污染、采液速度、避水高度、各向异性、平面非均质性、隔夹层位置8个因素对水平井产液剖面的影响规律。结果表明,水平井越短、原油黏度越大、钻井污染越严重、采液速度越大、避水高度越大、平面非均质性越强、产液剖面越不均匀,底水油藏水平井发生底水突进的可能性越高;垂向渗透率与水平渗透率的比值越大,产液剖面越均匀;隔夹层可使底水发生绕流,抑制底水直接突进到井筒,有利于延缓水平井见水。

摘要：海上油田在设计安全注水压力时,地层破裂压力一般参考本油田探井的实际测试结果,未考虑定向井及水平井条件下注水层段实际地层破裂随井眼轨迹的变化。以岩石力学研究为基础,研究了井斜角和方位角变化对地层破裂压力的影响,建立了考虑井眼轨迹影响的安全注水压力预测方法。研究结果表明,地层破裂压力受井眼轨迹影响明显,斜井地层破裂压力实际为直井的0.9~1.6倍。将提出的预测模型应用于渤海KL-1油田注水压力设计,大部分注水井的安全注水压力高于常规设计方法,最大提高1.4 MPa。该方法对海上其他油田的安全注水压力设计具有良好的借鉴意义。

摘要：自渤海油田实施聚合物驱油以来,海上油田注聚配注系统为适应海上作业条件和聚合物性质在持续优化。由于搅拌设备对聚合物的溶解熟化起着至关重要的作用,因此,熟化过程搅拌系统的优化一直是配注系统优化设计的一个重要方向和一项重要工作。文中在聚合物溶解熟化过程内外组合搅拌器流场特性数值模拟基础上,开展了室内优化实验,实验结果表明:采用同向运转翼型搅拌器KCX和较低转速锚式搅拌器MS的内外组合双搅拌,可显著提升聚合物溶解熟化速度,与数值模拟结果基本一致。

摘要：受平台空间、作业环境及吊装能力等限制,海上平台不适合建立专门的大型注聚工作站和摆放庞大的配注设备。为此,开发出了适合于海上油田聚合物驱的平台配注工艺系统,并研制了相应的单井和井组的配注设备。渤海油田现场应用表明,所开发的海上油田聚合物驱平台配注工艺系统由于采用了橇装化设计和PLC自动控制系统,既可以降低劳动强度和人为操作失误产生的风险,减少"鱼眼",降低过滤器堵塞频率,又方便了吊装和安装,节省了平台空间,为聚合物驱在海上油田的推广与应用提供了技术保障。

摘要：为量化评价多种排采工艺适用性,基于海上气井生产特点和积液特征,设计并开发了占地面积小、操作方便的气井排采工艺评价试验平台。该试验平台配备有高压动力源、工艺评价物模系统、压力/流量测量仪及气液分离罐。工艺评价物模系统兼顾多种排采工艺评价装置,所有测量数据实现实时数据采集与远程调控,试验平台可对不同排采工艺在不同井斜和不同工况条件下的临界携液速度、分离效率、排液率、携液能力和井筒流态分布特征进行评价。以渤海某油田B01井为例,运用该试验平台开展了新型管道式高效气液分离器评价试验,证实该分离器特性曲线形态呈现"半交叉X形状"规律,最优工作区间含气率为40%~70%,井斜角小于70°,有效指导了高效分离器工艺参数设计,可为海上不同类型气井排采工艺优选提供试验评价手段。

摘要：目前渤海新发现的油田中边际油田比例逐年增大,这类油田因采用无人、无修井机平台的开发模式,检换泵作业往往采用钻井船实施,存在作业费用高、躺井时间长、滑移威胁平台安全等问题。为此,提出边际油田应用不动管柱检泵技术理念,并结合边际油田特点,创新形成一套具有边际油田特色的不动管柱检泵工艺方案。以B3油田为例,与传统的钻井船检泵方案相比,单井次检泵作业费节省85%,并实现了边际油田“2井1修”到“1井1修”修井模式的转变,大幅提高了油井生产时率。不动管柱检泵技术开启了边际油田采油、修井新模式,为后续边际油田的高效开发提供了很好的借鉴。

摘要：渤海K油田是典型的高凝油油藏,高效开发难度大。为此,对储层原油及储层敏感性进行了评价研究,并开展了相应的注采技术对策研究。注水工艺上,建立了注水井井筒温度场计算模型,优化了注水井的注水温度。采油工艺上,推荐油井采用隔热油管保温生产,通过提高产液温度防止井筒结蜡。研究结果表明,该油田储层水敏和酸敏较为严重;为防止注水引起的地层冷伤害,井口注水温度应不低于60℃;为达到防蜡目的,油井隔热油管下深为600～1 500 m。现场实施效果表明,油田投产后注水温度满足设计要求,注水水质稳定;油井井筒中未出现结蜡问题,生产稳定,充分发挥出了该油田的生产潜能,促进了海上油田的高效开发。

摘要：针对海上高含蜡油田生产过程中井筒结蜡严重,影响正常生产的问题,提出了采用隔热油管保温生产来提高井筒温度,从而达到油井防蜡目的。通过数值模拟方法,以井口产液温度不低于析蜡点温度为目标优化了隔热油管的下入深度;研究了产液量、含水率、动液面深度对井口温度的影响。研究结果表明,油井产液量增大、含水率升高,动液面深度增加后均会使井口产液温度升高,有利于减轻油井结蜡程度;对于目标油井,下入700m的隔热油管后井口产液温度高于原油析蜡点温度,可有效达到防蜡目的,此种方法可应用于海上高含蜡油田隔热油管防蜡设计。