DreamBlooms/HansPub-15000-to-45000 huggingface dataset:
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user: 5. 应用实例及效果分析 S20-73井分别在1967.6、1968.6、1969.2 m采用旋转式井壁取心，核磁共振τ 2 谱干样信号与油信号几乎完全重合，具有典型的油层特征。根据核磁共振解释结果(表3)在(S o /S m ) − f o 交会图版中投点，3点均落在油层区域(图4)。对井段1966.8~1970.5 m射孔试油，产油量2.1 m 3 /d，为纯油层，解释结果与试油结果一致。 Table 3 The results of NMS logging interpretation in Wells S20-73 and SX7 井号 井深/m 样品编号 孔隙度/% 渗透率/mD 束缚水饱和度/% S o /% S m /% f o /% 储层分类 核磁共振 解释结果 S20-73 1967.6 1 27.3 33.29 56.4 28.2 15.42 4.60 II 油层 1968.6 2 28.5 30.20 59.7 25.3 15.01 3.98 II 1969.2 3 27.5 28.44 58.6 27.7 13.68 4.49 II SX71 3004.33 1 8.8 0.02 86.2 2.31 11.46 0.02 V 干层 (油干层) 3004.4 2 9.13 0.04 80.7 13.5 5.85 1.06 V 3004.45 3 9.63 0.04 82.5 11.8 5.78 1.97 V 3004.56 4 9.02 0.10 72.1 15.8 12.05 1.27 V 3004.65 5 8.58 0.04 78.0 17.7 4.30 1.36 V 3004.81 6 9.49 0.06 79.1 15.1 5.83 1.27 V 表3. S20-73井、SX71井核磁共振测井解释成果表 SX71井在3004.33~3004.81 m井段共分析6个岩样，核磁共振τ 2 谱孔隙信号为前锋大后峰小的双峰结构，干样信号和油信号均为左侧单峰结构且具有较大幅度差，表现出干层特征。根据核磁共振解释结果(表3)在(S o /S m ) − f o 交会图版中投点，4点落在油干层区，2点落在干层区(图4)，综合解释为干层(油干层)。对井段3004.3~3005.5 m试油，测试无产能，压裂后抽汲，产液量8.6 m 3 /d，全水。
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user: 6. 结论 1) 根据束缚水饱和度与渗透率的关系，结合核磁共振τ 2 谱形态与分布特征，将SN地区储层划分为5类，实现了基于核磁共振τ 2 谱的储层分类标准。 2) SN地区低渗储层τ 2 谱大多呈双峰结构，其中孔隙信号左偏居多，反映了该区以微细孔喉为主的孔隙结构特征。低阻油层以双峰τ 2 谱为主要特征，主要为II、III类储层。 3) 通过核磁共振τ 2 谱分布特征的定性判别法和(S o /S m ) − f o 交会图版法的半定量识别法能快速、精细评价SN地区低渗储层的流体性质。
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user: 摘 要 页岩储层具有低孔、低渗，矿物组分复杂及各向异性突出等特点，其基础的岩石物理研究实验很难进行，而数字岩心模型可为页岩的岩石物理实验数值模拟奠定基础。针对页岩储层的特殊性质，利用二维扫描电镜图像，选用基于互相关的仿真算法(CCSIM)，实现了岩石数字岩心模型的重构。该方法计算效率较高，重构结果与原始二维切片形态具有良好的一致性，再现了页岩组分的长距离连通性，验证了CCSIM用于下一步页岩多尺度三维模型构建的可行性。 关键词 :页岩，数字岩心，基于互相关的仿真算法(CCSIM)，图像重构 Copyright © 2019 by author(s)， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 页岩油气是潜力巨大的非常规油气资源，其勘探开发对解决能源问题具有战略性意义。由于页岩储层低孔、低渗，且孔隙多为纳米级 [ 1 ]，各向异性突出，结构组分复杂，常规岩石物理实验难以展开，页岩气勘探的基础理论研究受到了制约。数字岩心是近几年兴起的岩心分析方法，其基本原理是基于二维扫描电镜图像，运用计算机图像处理技术，通过一定的算法完成数字岩心重构，为基于数字岩心的岩石物理特性数值模拟奠定基础 [ 2 ] [ 3 ] 。目前，应用的重构方法多以低阶统计描述为基础，无法提供关于非均质多孔介质的准确信息。此外，高分辨率二维多孔介质薄片图像的可用性较低，成本较高，计算困难，甚至无法获得完整的三维图像，所以重构二维多孔介质薄片仍是一个尚未解决的重要问题。通过对比前人的研究结果 [ 1 ] [ 2 ] [ 3 ]，笔者利用基于互相关的仿真算法(CCSIM)，基于二维切片进行二维图像的重构，为三维多孔介质图像的重构提供基础。
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user: 2. 数字岩心重构方法 目前数字岩心建模方法主要包括物理实验法和数值重构法。其中，物理实验法又可细分为序列成像法、X射线计算机层析成像扫描法和聚焦离子束电子显微镜扫描法等，使获得岩石样品的三维图像成为可能。但物理实验法也存在许多问题：仪器的分辨率低，费用昂贵，费时费力，局限性较大等，只能进行特定岩石样品模型的构建，无法随意根据建模需要调整岩石的孔隙度等参数。数值重构法较为灵活，借助岩心二维图像等资料，通过图像分析，提取建模信息，建立数字岩心，可分为过程法和随机法。Bryant等 [ 4 ] 提出了过程法，该方法利用岩石二维图像的分布信息，通过模拟沉积岩的沉积、压实和成岩作用等一系列过程，从而建立三维数字岩心。随机法包括完全随机法、高斯场法、顺序指示模拟法、模拟退火算法、多点统计法和马尔可夫链–蒙特卡洛法(MCMC)、CCSIM等。 CCSIM实现了砂岩和碳酸盐岩数字岩心的重构 [ 5 ]，重构图像中的孔隙分布和多点连通性概率等均与原图像显著相似，表明了重构模型的准确性及CCSIM的可行性。为此，笔者利用CCSIM进行页岩储层重构，验证其在三维数字岩心建模中的可行性。
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user: 3. CCSIM重构原理 CCSIM使用一维光栅路径(图1)，在重构图像时为了保持图像各区域的连续性，在光栅路径上使用一个互相关(CC)函数 [ 6 ]，以实现重构图像中多孔介质的连续性。在重构过程中，原始图像大小为m × m，记为T m × m ，在T中选取一块大小为n × n的区域并记为D n × n ，使用CC函数来量化D n × n 和T m × m 之间的相似度。具体步骤为： 图1. 一维光栅路径示意图 1) 初始网格G，使其具有P行和Q列的节点，各个节点为(p，q)，定义一个光栅路径。 2) 在第一个节点处，在原图T中选择一个尺寸为n × n的区域为D。 3) 从D中提取重叠区域O并将其与原图T对比，使用CC函数找到二者相关性高于阈值δ的点的位置，若满足条件的点数多于1个，则随机抽取其中一个点，基于该点的位置选择匹配的模式。 4) 移动到光栅路径的下一个节点，将匹配的模式域赋给该节点处的D。 5) 沿光栅路径重复步骤3)和4)，直到访问了路径网格G中的所有节点。 在D中提取重叠区域O时，若节点(k，l)位于网格的第一行(即图1中I~III区域)，则选择左侧D(1，l − 1)的右侧区域作为O(图2(a))。若节点(k，l)位于其他各行的第一列时(图1中IV区域)，则选择上一行D(k－1，1)的下部区域作为O(图2(b))；其余的节点处(图1中V区域)选择上一行D(k − 1，l)的下部区域以及左侧D(k，l－1)的右部区域作为O(图2(c))。选定O并与原图比较后，将在T中找到的位置处对应区域的模式赋给下一个D(k，l)。其中k和l取值范围分别为1 ≤ k ≤ p和1 ≤ l ≤ q。 图2. 重复区域O的选择方式及匹配方式
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user: 4. 页岩储层数字岩心建模 根据CCSIM的要求，首先选取一块具有代表性的页岩岩样，在垂直方向上进行二维电镜扫描得到页岩原始二维图像切片(图3(a))，并对选取的切片进行逐点X光衍射矿物组分分析，用不同的灰度代表不同的岩石组分。在得到原始切片的矿物组分灰度图像后，应用CCSIM对其进行二维重构。先从原始图像切片中随机选取一个大小为50 × 50的区域，并将该区域定义在重构图像的左上角。由原始切片重构后的图像切片(图3(b))可以看出，重构后的图像与原始图像差别不大，骨架、孔隙及其他物质的分布特征基本一致，重构效果较好。 图3. 页岩二维图像切片对比
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user: 5. 结果分析 将原始二维图像与重构二维图像中各组分体积分数进行对比(表1)发现，多次重构图像中各组分体积分数均与原始二维图像有差别，且个别组分差别较大，主要原因是无条件重构没有硬数据(即与原图中状态完全一致的数据)限制，具有较大的随机性。因此，进行三维重构时需利用原始图像的硬数据限制重构图像，避免出现组分体积分数差别较大的情况。 自相关函数与图像的结构相关，是评价图像结构性质的重要函数 [ 7 ] 。通过对重构二维图像与原始二维图像进行孔隙组分的自相关函数对比(图4)可以看出，虽然部分组分的体积分数存在差异，但其分布特征与原始图像较为相近，说明CCSIM可为下一步页岩三维数字岩心重构提供基础。 图4. 重构二维图像与原始二维图像各组分体积分数的自相关函数对比 Table 1 The comparison of volumetric fraction of each component between the original 2D and reconstructed 2D image 图像序号 不同组分的体积分数/1 孔隙 黏土 有机质 黄铁矿 石英 斜长石 方解石 原始二维图像 0.0022 0.2381 0.0272 0.0159 0.0327 0.0513 0.3276 重构二维图像1 0.0019 0.2339 0.0200 0.0210 0.0460 0.0221 0.3492 重构二维图像2 0.0015 0.2585 0.0240 0.0035 0.0396 0.0464 0.3162 重构二维图像3 0.0017 0.2234 0.0364 0.0188 0.0348 0.0187 0.3600 重构二维图像4 0.0017 0.2173 0.0513 0.0270 0.0448 0.0242 0.3378 重构二维图像5 0.0017 0.2596 0.0299 0.0059 0.0370 0.0414 0.2986 表1. 原始二维图像与重构二维图像中各组分体积分数对比
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user: 6. 结语 数字岩心作为一种新的手段，可以弥补常规岩石物理实验的不足。笔者通过选用CCSIM重构了页岩二维切片数字岩心，并对重构结果进行了分析。CCSIM计算成本低、效率高、分辨率高，且能产生多个高度精确的组分分布，并且重构的图像复制了原始图像的结构、连接性及孔隙空间分布的可变性，重构效果较好。
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user: 摘 要 姬塬油田随着开发过程的进行，集输及注水系统结垢问题突出，严重影响正常生产。通过对油层水型分析、配伍试验以及结垢产物等方面的分析研究，明确了油层主要垢型及结垢机理，合成出了新型钡锶阻垢剂。评价结果表明该阻垢剂能破坏垢体晶型，同时还有电荷分散和螯合增溶作用。 关键词 :姬塬油田，结垢机理，钡锶阻垢剂 Copyright © 2019 by author(s)， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 姬塬油田C8油层主要集中在Q1、Q2、Q3、Q4、Q5等区块。共有增压站24座，使用数字化增压橇25台。现场调研发现，有8座增压橇不同程度出现结垢现象，造成增压橇产进压力上升、液位计堵塞等问题，影响增压橇的正常运行 [ 1 ] [ 2 ] 。其中，Z1、Z2、Z3和Z4等站点结垢尤为严重。 C8油层主力区块注水井236口，欠注井合计58口(清水21口，污水37口)。其中，化堵欠注井17口，日欠注118 m 3 ；其余41口欠注井中，14口投注初期就欠注，另外27口随着注水时间延长注入压力逐渐上升 [ 3 ] [ 4 ] 。2013~2016年实施降压增注措施227井次，措施后油压由18.8 MPa降至16.8 MPa，当年措施有效期120 d，单井日增注8 m 3 。主要表现为有效期短、周期性措施井多(如Q3区块有16口井重复实施38次)。
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user: 2. 结垢及地层堵塞机理研究 2.1. 储层物性分析 储层岩石碎屑以石英、长石为主，填隙物以高岭石含量为最高。平均孔隙度8.13%，渗透率0.26 mD，属超低渗油层。孔隙类型以溶孔为主；喉道分选较好，属微细喉道；储层润湿性表现出中性–偏亲水特征，储层为中等偏强水敏性地层 [ 5 ] [ 6 ] 。 2.2. 水质分析 对C8油层的水质进行分析发现(见表1)，采出水及站内混合水(注入水)水体不稳定，富含成垢离子且自身具有结垢趋势。同时水体中含有大量铁离子，系统存在腐蚀。 Table 1 The analysis water io 区块 注水站 pH值 离子质量浓度/(mg∙L −1 ) 总矿化度/mg∙L −1 水型 Na + + K + Ca 2+ Mg 2+ Sr 2+ /Ba 2+ Cl − SO 4 2 − HCO 3 − Q1 Z5 (清) 7.20 1109.1 227.56 119.74 - 1074.40 2615 - 163.25 4444.39 Na 2 SO 4 Q2 Z6 (污) 7.09 4865.3 1983.60 36.82 - 9903.05 1326.9 - 400.72 18516.40 CaCl 2 Z7 (清) 7.55 990.66 457.43 168.15 - 1011.94 2382.2 - 87.14 5107.49 Na 2 SO 4 Q5 Z8 (污) 7.58 3040.9 1771 30.69 1533.7 7178.63 765.52 - 285.36 13072.20 CaCl 2 Z9 (清) 7.39 1198.4 556.61 72.42 - 1200.15 2456.2 - 42.50 5531.42 Na 2 SO 4 Q4 Z10 污) 7.25 3873.7 2236.50 6.14 1593 9748.75 36.22 - 291.43 16192.80 CaCl 2 Z11 (清) 7.10 661.6 246.93 193.93 - 1106.04 1193.6 - 60.71 3462.76 MgCl 2 Q3 Z12 (清) 7.74 895.51 174.07 94.51 - 905.42 1290.7 - 182.14 3542.33 Na 2 SO 4 Z12 (污) 7.06 4507.8 1143.60 67.51 - 8321.89 954.84 - 242.86 15238.50 MgCl 2 表1. 水质离子分析 2.3. 垢样分析 2.3.1. 垢样溶蚀试验 管线不同区域的垢样测试结果如表2所示，可以看出酸溶蚀率大于30%的垢样占总垢样数的58.8%，说明垢样中含有碳酸盐垢；酸碱不溶物质量分数大于30%的垢样占总垢样的76%，说明垢样中除含有碳酸盐垢外，还含有大量的硫酸盐垢及其他不溶物。 Table 2 The corrosion experiment of scale sampl 编号 样品名称 水溶率/% 有机溶蚀率/% 酸溶蚀率/% 碱溶蚀率/% 不溶物溶蚀率/% 1 Z3缓冲罐沉积垢 1.23 2.88 35.11 2.47 59.54 2 Z3增压撬垢 0.60 0.03 56.40 0.22 42.75 3 Z3增压撬出口管线垢 1.92 2.81 34.16 2.92 60.11 4 Z13增压撬垢 2.94 18.79 77.94 0.13 0.20 5 Z14垢 5.79 7.59 9.56 4.79 72.27 6 Z15垢 0.35 2.80 7.25 1.15 88.45 7 Z16过滤器垢 1.36 7.22 23.24 2.35 65.83 8 Z17垢 1.10 14.68 70.22 3.15 10.85 9 J2井管线垢 0.43 2.70 8.64 2.31 85.92 10 J3井垢 1.10 6.59 0.56 2.45 89.30 11 J1井垢 1.17 1.04 77.30 2.73 18.93 12 J4井垢 0.17 9.74 89.83 0.04 0.22 13 J5井垢 0.55 0.76 10.22 2.02 86.45 14 J6井垢 0.65 4.77 30.22 4.15 60.21 15 J7井垢 0.85 3.64 38.32 2.85 54.34 16 J8井垢 0.45 2.40 15.75 1.20 80.20 17 J9井垢 0.38 0.12 62.50 4.50 32.50 表2. 垢样溶蚀试验 2.3.2. 垢样检测 选取J1井的垢样进行分析，从电镜图(见图1)可以看出，垢样堆积致密。对垢样进行XRD分析发现(见图2)，垢样的主要成分是CaCO 3 、BaSO 4 、SrSO 4 。 图1. J1井垢扫描电镜图 图2. J1井垢XRD分析图
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user: 3. 新型钡锶阻垢剂研究 3.1. 新型钡锶阻垢剂的合成 3.1.1. PE-1主剂的合成 以马来酸酐、丙烯酸、丙烯酸羟丙酯及含磷单体为反应单体，通过自由基聚合反应合成了磷酸基改性聚羧酸PE-1共聚物阻垢剂 [ 7 ] 。 3.1.2. 新型钡锶阻垢剂的复配 以PE-1为主剂，加入有机磷酸阻垢剂、聚羧酸阻垢分散剂、缓蚀剂、分散剂等多种组分进行复配 [ 8 ] ，得到了2种针对池46、池228区块的新型高效钡锶阻垢剂DCZ1601、DCZ1603。该阻垢剂对水中硫酸盐、碳酸盐等难溶盐具有良好的抑制分散作用，尤其适用做Ba 2+ 、Sr 2+ 稳定剂。 3.2. 静态阻垢性能评价 3.2.1. PE-1主剂的评价 由正交试验结果和极差分析可知，当马来酸酐、丙烯酸、丙烯酸羟丙酯和含磷单体的摩尔比为2:5:1:2、反应时间为3 h、引发剂质量分数为4.5%时，合成的PE-1多元共聚物对BaSO 4 垢的阻垢率最高。参照SY/T 5673-93测定阻垢率，配制Ba 2+ 、 SO 4 2 − 的质量浓度均为300 mg/L的水样。当PE-1质量浓度为30 mg/L和pH值为7.5时，其对BaSO 4 垢的平均阻垢率为96.5%。 3.2.2. 新型高效钡锶阻垢剂的评价 来自不同油井的采出水离子质量浓度差别较大，配制成垢离子Ba 2+ 、Sr 2+ 、 SO 4 2 − 的质量浓度分别为900、700、1200 mg/L，总矿化度为17358 mg/L的水样。静态阻垢率见表3，可以看出DCZ1603在200 mg/L时阻垢率最大，可达95.8%。 Table 3 The evaluation of scale inhibition rate of compound scale inhibitor 阻垢剂 不同质量浓度下的阻垢率/% 60 mg/L 100 mg/L 200 mg/L DCZ1601 38.5 56.4 87.8 DCZ1603 76.8 93.2 95.8 表3. 复配后阻垢剂的阻垢率评价 3.3. 动态阻垢性能评价 配制A、B两组模拟采出水，A组模拟采出水携带成垢阳离子(Ba 2+ 、Sr 2+ )，B组模拟采出水携带成垢阴离子( SO 4 2 − )。用泵将2组模拟采出水打入同一根管道，同时用滴加的方式加入阻垢剂DCZ1603。水浴加热2组采出水，模拟现场流体温度；检测A组模拟采出水及混合后液体中的Ba 2+ 、Sr 2+ 的质量浓度，确定阻垢剂的阻垢率。动态阻垢评价流程装置如图3所示。配制水样如表4所示。 图3. 动态阻垢评价流程图 表4. 动态阻垢剂评价水样组成及质量浓度 分别取J1井和动态阻垢评价装置中的垢样，用石油醚萃取出垢样中的油类，干燥后样品在研钵中研细，放入干燥的烘箱内，120℃干燥2 h，对垢样进行能谱分析，结果见图4。由图4(a)发现J1井垢样中Ba 2+ 、Sr 2+ 相对含量较高，图4(b)中Ba 2+ 、Sr 2+ 相对含量减少显著，说明DCZ1603具有良好的阻BaSO 4 垢效果。 图4. 加入阻垢剂前后的能谱 图5为加入阻垢剂前后的垢样电镜图，可以看出未加阻垢剂(见图5(a))时，硫酸钡垢的晶型非常完整，加入阻垢剂(见图5(b))后垢体晶型被破坏，说明阻垢剂的作用机理主要是晶格畸变作用，同时还有电荷分散作用和螯合增溶作用。 图5. 加入阻垢剂前后垢样电镜图
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user: 4. 结论 1) 姬塬油田C8油层储层物性差、水中成垢阴阳离子含量高、不同类型水质不配伍以及水质不达标等均是引起姬塬C8油层结垢及地层堵塞的主要原因。 2) 合成了磷酸基改性聚羧酸PE-1主剂，与有机磷酸阻垢剂、聚羧酸阻垢分散剂、缓蚀剂、分散剂等多种组分进行复配，优选出新型高效钡锶阻垢剂DCZ1603。 3) DCZ1603钡锶阻垢剂在200 mg/L时硫酸钡阻垢率可达到95.8%。DCZ1603钡锶阻垢剂能够破坏垢体晶型，同时还有电荷分散作用和螯合增溶作用。
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user: 摘 要 针对特低渗透油藏垂直裂缝井的产能预测问题，基于椭圆型流动物理模型，考虑启动压力，引入渗透率变异系数和黏度变异系数，导出油井产能预测理论公式。用S油田23口油井的实际生产测试资料进行验算，结果表明，理论公式的计算值与实际值相对误差达−78.7%。基于实测数据将渗透率变异系数修正为地层变异系数，新的油井产能预测公式预测相对误差降至−0.9%。 关键词 :特低渗透油藏，垂直裂缝井，产能预测，椭圆型流动物理模型，渗透率变异系数，黏度变异系数 Copyright © 2019 by author(s)， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 前言 压裂是有效开发特低渗透油藏的常用技术。压裂井产能预测是油井压裂设计和效果预测的重要依据。杨满平 [ 1 ] 、王玉英 [ 2 ] 、宋付权 [ 3 ] 、柴汝宽 [ 4 ] 等都对低渗透油藏油井的产能预测开展了研究，在考虑应力敏感等因素的基础上提出了产能预测方法，但这些方法都没有考虑压裂情况。尹洪军等 [ 5 ] 采用椭圆型流动物理模型导出了低渗透油藏压裂井产能预测方法，但该方法只考虑了启动压力梯度，没有将应力敏感考虑进去。笔者基于椭圆型流动物理模型，考虑启动压力，并引入渗透率变异系数和黏度变异系数，导出压裂井产能理论预测方法。针对具体油藏，引入地层变异系数，导出更符合油田实际的压裂井产能预测方法。
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user: 2. 油井产能预测理论公式的导出 假定一口垂直压裂井位于一边水油藏的中心，油流从地层到井底的流动分成由地层流向裂缝和由裂缝流向井底两部分 [ 6 ]。油井以定产量Q生产一段时间后，油藏渗流达到稳定。基于椭圆型流动物理模型，考虑启动压力，并引入渗透率变异系数和黏度变异系数，导出油井产能预测理论公式。 Q = − h π K i μ i 1 α c e − G α c R − e − α c ( p e − p w ) ( A 0 − A 1 ) − G α c ( B 0 − B 1 ) + ( G α c ) 2 2 ( C 0 − C 1 ) − ( G α c ) 3 6 ( D 0 − D 1 ) 其中： α c = α K − α μ A 0 = 1 2 ln ( L + b ) B 0 = 1 4 [ ( L + b ) − ( L + b ) ln ( L + b ) ] C 0 = 1 8 [ 1 2 ( L + b ) 2 − 2 ( L + b ) ( L + b ) + ( L + b ) 2 ln ( L + b ) ] D 0 = 1 16 [ 1 3 ( L + b ) 3 − 3 2 ( L + b ) ( L + b ) 2 + 3 ( L + b ) 2 ( L + b ) − ( L + b ) 3 ln ( L + b ) ] A 1 = 1 2 ln ( L + b + 2 R ) B 1 = 1 4 [ ( L + b + 2 R ) − ( L + b ) ln ( L + b + 2 R ) ] C 1 = 1 8 [ 1 2 ( L + b + 2 R ) 2 − 2 ( L + b ) ( L + b + 2 R ) + ( L + b ) 2 ln ( L + b + 2 R ) ] D 1 = 1 16 [ 1 3 ( L + b + 2 R ) 3 − 3 2 ( L + b ) ( L + b + 2 R ) 2 + 3 ( L + b ) 2 ( L + b + 2 R ) − ( L + b ) 3 ln ( L + b + 2 R ) ] 式中：Q为油井产量，m 3 /d；G为启动压力梯度，MPa/m；α K 为渗透率变异系数，MPa −1 ；α µ 为原油黏度变异系数，MPa −1 ；p e 、p w 分别为供给边界和井底处的压力，MPa；K i 为初始渗透率，mD；µ i 为初始时刻原油黏度，mPa∙s；L为裂缝半长，m；b为裂缝半宽，m；h为油层厚度，m；R为油井供给半径，m。
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user: 3. 产能预测公式的验证与修正 3.1. 产能预测公式的验证 通过对实际油藏计算结果的对比，对推导出的低渗透压裂井产能预测公式进行验证。 以S油藏为例，该油藏为特低渗、高饱和岩性油藏，普遍存在微裂缝。原始地层压力18.1 MPa，压力因数0.86，地层温度73.4℃，气油比78.6~108.0 m 3 /t。用S油藏实际岩心和原油试验数据得出启动压力梯度与初始渗透率的关系如下： G = 0.0622 K i − 0.914 对20个岩心实测的应力敏感试验数据进行回归，得到渗透率变异系数与原始渗透率的关系如下： α K = 0.0194 K i − 0.4472 原油黏度与压力的拟合关系式如下： μ = 3.9646 e − 0.0606 Δ p 式中：µ为原油黏度，mPa∙s；Δp为压差，MPa。 用23口井的实测数据进行计算与分析对比，理论公式的平均计算误差达−78.7%。 3.2. 产能预测方法的修正 渗透率变异系数和黏度变异系数等参数对产量都有影响。一个油层的原油性质基本相同，黏度和渗透率都会对流度产生影响，考虑到渗透率变异系数可以将天然裂缝等因素的影响包括其中，因此选定渗透率变异系数作为修正的基本参数，修正后的参数称为地层变异系数。 表1为23口试验井地层变异系数与渗透率变异系数拟合结果对比，可以看出，生产数据拟合出的地层变异系数与试验数据拟合出的渗透率变异系数的比值平均值为5.5。 Table 1 The comparison of matching results between formation variation coefficient and permeability variation coefficien 序号 井号 初始渗透率/ mD 拟合值/1 地层变异系数与渗透率 变异系数的比值/1 地层变异系数 渗透率变异系数 1 S26-26 0.936 0.122 0.019982 6.105379 2 S31-44 0.358 0.09 0.030712 2.93047 3 S22-28 (05) 0.774 0.165 0.021755 7.584504 4 S23-24 1.02 0.06 0.019229 3.120294 5 S25-28 1.17 0.22 0.018085 12.16504 6 S25-31 0.457 0.21 0.027535 7.62662 7 S34-42 0.416 0.11 0.028717 3.830447 8 S31-42 1.46 0.113 0.01638 6.898828 9 S25-34 0.184 0.205 0.041359 4.956541 10 S28-36 0.577 0.125 0.024809 5.038556 11 S29-39 0.409 0.17 0.028936 5.875027 12 S29-30 0.638 0.143 0.023718 6.029067 13 S31-29 0.598 0.15 0.024415 6.143704 14 S31-39 0.848 0.225 0.020884 10.77356 15 S30-44 0.239 0.11 0.036794 2.989582 16 S33-36 0.761 0.038 0.02192 1.733553 17 S22-28 (06) 0.828 0.15 0.021109 7.106123 18 S29-36 0.552 0.2 0.025305 7.903572 19 S32-36 0.796 0.151 0.021484 7.028514 20 S34-42 (07) 0.236 0.13 0.037003 3.51324 21 S31-39 (07) 0.896 0.06 0.020376 2.944569 22 S29-32 1.19 0.002 0.017948 0.111433 23 S31-42 (07) 1.4 0.06 0.01669 3.594992 平均值 5.5 表1. 地层变异系数与渗透率变异系数拟合结果对比 图1是地层变异系数与渗透率变异系数分布图，可以看出地层变异系数的分布范围在0.05~0.25之间，而渗透率变异系数的分布范围均在0.05以下。因此在试验拟合方程的基础上乘以两者之间的倍数平均值5.5，对渗透率变异系数进行修正而得到地层变异系数，以适应生产过程中地层中存在裂缝等问题的实际情况。 图1. 地层变异系数与渗透率变异系数分布图 修正后的压裂井产能公式的预测相对误差平均值降为−0.9%，均方误差降为2.16，能够满足工程精度要求。
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user: 4. 结论 1) 基于椭圆型流动物理模型，考虑启动压力、渗透率变异系数和黏度变异系数，导出压裂井产能预测理论公式。直接将试验得出的渗透率变异系数等参数代入理论公式进行计算，得出的油井产量与实际油井产量的相对误差可达−78.7%。 2) 选定渗透率变异系数作为修正的基本参数，将实际数值代入到产能预测理论公式，拟合出地层变异系数。修正后的压裂井产能预测公式计算误差降至−0.9%。
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user: 摘 要 从化学成分、布氏硬度、金相组织、冲击性能、拉伸性能等5个方面对报废游车大钩钩体材料进行测试试验，将试验值与行业标准规范进行对比，对报废大钩钩体材料的机械性能进行分析。该研究对深入了解游车大钩报废原因具有指导意义。 关键词 :游车大钩，布氏硬度，金相组织，冲击性能，拉伸性能 Copyright © 2019 by author(s)， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 前言 在年检中，中海油渤海自营油田修井机游车大钩多套次被检出裂纹缺陷，导致部分游车大钩报废。油田对游车大钩开展了一系列性能分析。骆发前等 [ 1 ] 研究了游车大钩断裂的原因和预防措施，于雷 [ 2 ] 对游车大钩钩体裂纹在静载荷下的断裂性能进行了研究，徐世珍等 [ 3 ] 对大钩的可焊性进行了分析。笔者对报废游车大钩钩体材料性能进行分析试验，以促进游车大钩制造工艺的改进。
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user: 2. 化学成分分析 当金属被能量激发时，原子的壳层电子被激发到较高能级的外层轨道上同时激发出特征谱线。采集这些特征谱线并计算其强度就可以获得该元素的质量分数。根据游车大钩制造商提供的资料显示，该大钩的材料牌号为ZG28NiCrMoA。对游车大钩钩体材料的8种化学元素进行定量分析，并与标准JBT 6402—2006《大型低合金钢铸件》对比，试验结果如表1所示。 Table 1 The test result of chemical composition analysis of hook sample of travelling bloc 试样 各合金元素及其质量分数/% C Si Mn P S Cr Mo Ni 材料标准 0.25~0.30 0.30~0.80 0.60~0.90 ≤0.030 ≤0.030 0.35~0.85 0.35~0.55 0.40~0.80 大钩钩体 0.32 0.45 0.71 0.014 0.012 0.97 0.24 0.05 表1. 游车大钩试样化学成分分析试验结果 该试样的C元素含量略高于标准要求，Si、Mn、P和S元素含量满足标准要求，Cr元素含量明显高于标准要求，Ni和Mo元素含量低于标准要求。
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user: 3. 硬度试验分析 试验采用布氏硬度计进行硬度测量。选取2个游车大钩试样，试验方法参照GB/T 231.1—2009《金属材料布氏硬度试验第1部分：试验方法》。从试验结果(表2)可以看出，2种试样的布氏硬度在250~256 HBW，说明游车大钩钩体各部分的材质比较均匀，抵抗压力和划痕的能力也基本相同。 Table 2 The test result of Brinell hardness analysis of hook sample of travelling bloc 试样 布氏硬度/HBW 1次测量 2次测量 3次测量 均值 1 # 250 252 253 251.7 2 # 253 255 256 254.7 表2. 游车大钩试样布氏硬度分析结果
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user: 4. 金相试验分析 金相组织分析是研究金属及合金内部结构的一种常见试验方法。试验方法参照GB/T 13298—1991《金属显微组织检验方法》。游车大钩试样钩体表面进行金相组织分析并拍摄金相组织相片如图1所示。游车大钩的材质为以铁素体为基体，内分布着较为均匀的碳化物球粒的复合物，是一种典型的回火索氏体组织形态。 图1. 游车大钩钩体金相组织
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user: 5. 冲击试验分析 材料冲击试验是一种动态力学试验，材料的冲击吸收功能够直观反应材料的冲击韧性。试验方法参照GB/T229—2007《金属材料夏比摆锤冲击试验方法》。试样尺寸如表3所示。 试验制作了3组冲击试样，试验温度为−20℃，每组包含3个试样，冲击试验结果如表4所示。游车大钩试样的冲击吸收功在18.5~28 J之间。参考对ZG28NiCrMoA钢材冲击吸收能量的要求，在−20℃时的最小冲击功为32 J，说明该批试样的冲击韧性均未达标。 Table 3 The sample size of impact tes 名称 长度/mm 高度/mm 宽度/mm 缺口角度/(˚) 缺口底部高度/mm 缺口根部半径/mm 缺口对称面到 端部距离/mm 纵向面间 夹角/(˚) 公称尺寸 55 10 10 45 8 0.25 27.5 90 机加工偏差 ±0.60 ±0.075 ±0.11 ±2 ±0.075 ±0.025 ±0.42 ±2 表3. 冲击试验试样尺寸表 Table 4 The result of impact tes 试验组 试样编号 冲击吸收功/J 平均值/J CJ1 1 26.0 25.33 2 22.0 3 28.0 CJ2 1 24.0 21.83 2 18.5 3 23.0 CJ3 1 23.0 21.67 2 20.0 3 22.0 表4. 冲击试验结果
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user: 6. 拉伸试验分析 试验方法参照GB/T 228.1—2010《金属材料拉伸试验第1部分：室温试验方法》进行试样加工和试验分析，制作了4组拉伸试样，试验结果见表5。参考标准JBT 6402—2006《大型低合金钢铸件》，要求该牌号的材料屈服强度大于420 MPa，抗拉强度大于630 MPa，断后伸长率不低于20%，断面收缩率高于40%。从拉伸试验结果可以看出，该游车大钩钩体材料的屈服强度、抗拉强度和断后伸长率均符合标准，断面收缩率ZG3及ZG4也基本满足要求。ZG1及ZG2断面收缩率偏小，可能与试样加工工艺有关。 Table 5 The result of tensile tes 试件编号 原始标距/mm 屈服强度/MPa 抗拉强度/MPa 断后伸长率/% 断面收缩率/% ZG1 50 458 869 24 22.56 ZG2 50 469 885 26.5 34.39 ZG3 50 448 878 28 49.59 ZG4 50 560 894 27.5 37.59 表5. 拉伸试验结果
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user: 7. 结论与建议 1) 大钩试样的化学成分试验结果与该材料牌号的标准要求差异较大，C、Cr、Ni、Mo含量偏离标准值直接影响材料的性能。 2) 大钩试样的冲击韧性不满足标准要求。 3) 大钩试样的拉伸试验结果基本符合标准要求。 4) 为避免游车大钩在油田生产运营中过早报废，建议游车大钩钩体在制造过程中完善铸造工艺，确保大钩材料各化学成分和机械性能满足标准要求。
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user: 摘 要 胜利采油厂胜坨油田油井举升系统矛盾突出，躺井率一度高达8.9%，严重制约了油田的经济开发。胜坨油田强化技术攻关，优化资金投入，倾力打造无短板长寿井，延长油井生产周期。通过打造无短板长寿井，油田躺井率由2010年的8.9%下降至2017年的2.1%，效果显著。使油田开发工作进入良性循环。 关键词 :胜坨油田，无短板，长寿井，举升技术，躺井率 Copyright © 2019 by author(s)， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 前言 胜坨油田经过50多年的开发，井况恶劣，举升环境日趋复杂。躺井率和短命井数居高不下，2010年躺井率高达8.9%，200 d内短命井710口以上。高躺井率导致作业工作量持续上升，年均作业工作量3000井次左右，日作业动力90余部，作业成本由4.39亿元增加到6.54亿元。 胜坨油田举升系统的突出问题，严重制约了采油厂的高质量发展。通过开展现场调查，对举升系统各个节点进行系统梳理，提出“打造无短板长寿井”的理念：将油井比作由五大木板制作而成的木桶。木桶的容量代表油井的生产周期，五大木板分别代表抽油杆、油管、抽油泵、井下工具、工况等油井节点。木桶容量的大小取决于最短木板的高度，油井寿命的长短取决于最薄弱节点的寿命。油田开展打造无短板长寿井工作，努力延长油井生产周期。
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user: 2. 方法措施 面对开发中的诸多问题，胜利采油厂从5个方面开展相关工作，全面提升举升系统配套技术水平 [ 1 ] [ 2 ] [ 3 ] 。 2.1. 从系统上调整结构，正确决策塑长板 胜坨油田2010年杆管偏磨井数589口，占总井数的58%，是制约生产的最短板。通过开展室内评价和小规模现场试验，在油管内加衬高分子聚乙烯，改善油管耐磨性能。图1为普通油管与内衬油管的偏磨对比试验图，可以看出，改善偏磨效果明显。通过内衬油管的大规模投入，管漏躺井得到了有效控制。管漏失效井数由481口下降至78口，失效比例由30.8%下降至14.7%，管漏周期由245 d延长到764 d。 图1. 普通油管与内衬油管的偏磨对比试验图 2.2. 从工艺上破解瓶颈问题，技术突破造长板 复杂的举升环境，使抽油泵适应性变差。抽油泵出现偏磨、腐蚀、刺损等问题。抽油泵成为了举升系统的短板。油田跟踪、拆解抽油泵186台次，研究泵漏失效原因。油田从结构、材质和处理工艺3个方面实施了6项整体技术改进，形成改Ⅳ系列抽油泵。 1) 对抽油泵易失效部位进行结构改进。针对游动阀罩易断裂的问题，将游动阀下移，避免阀球对阀罩出液口的撞击；针对活塞易砂磨的问题，柱塞上部增加刮砂杯结构；针对球阀总承易冲蚀漏失的问题，球阀总承加装保护阀罩。 2) 在材质上，针对球阀易刺损的问题，将不锈钢球阀改为硬质合金球阀，以提高球阀的硬度和耐磨性。 3) 优化活塞与泵筒的处理工艺。活塞由先喷焊、后切槽，改为先切槽、后喷焊，防止切槽对喷焊层的损伤，提高活塞耐腐蚀性；针对不同井况优选不同处理工艺的泵筒，常规井采用镀铬泵筒，酸化井、腐蚀井采用镍磷镀泵筒，增强泵筒对井况的适应性。 胜利采油厂自2011年试用改Ⅳ系列抽油泵，2013年大规模推广，泵漏失效井周期由386 d延长至763 d。 2.3. 从理论上深入机理分析，认识提升引长板 实施内衬管整体投入后，虽然内衬管使抽油杆偏磨减轻，但腐蚀情况更为严重。抽油杆的高抗拉强度不能满足腐蚀环境下的抗疲劳性能而发生断裂。抽油杆应力腐蚀杆断问题成为举升系统的新短板。针对该问题，采用隔绝法，应用PE半包覆抽油杆，杆头采取热喷焊处理，杆本体采用高分子材料包覆，将抽油杆与井液隔绝，提高抽油杆抗腐蚀能力。 2.4. 从管理上优化控制方法，精细管理促长板 用精细管理促进打造长板。为进一步延长生产周期，对抽油杆实施分年限管理，贯彻3个原则：一是分年限分级存放原则，对于新杆、修复杆根据年限和生产厂商分别存放，便于进行针对性更换；二是整体更换原则，一口井的抽油杆在投入时实施同批次同品质的抽油杆整体投入，再次作业需要更换时实施整体淘汰，再换入一套同品质的杆，保证抽油杆寿命的整体均衡性；三是大浪淘沙原则，当一口井在短期内发生杆断，除断杆外其它抽油杆使用良好时，仅更换断杆，淘汰残次品，保留绝大多数优质杆。 2.5. 从质量上全过程严控制，质量控制保长板 规范工具检测频次、内容、手段及资料，把好三道关，做到有标准、有数量、有针对，实现质量控制全过程管理，保证长板技术的有效落实。
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user: 3. 现场实施效果 通过开展打造无短板长寿井工作，胜利采油厂举升技术水平得到不断提高，举升系统可靠性得到大幅提升，取得了良好效果。 1) 躺井控制取得良好效果。躺井率由8.9%下降至2.1%，200 d以内短命井由772口下降至147口，油井检泵周期由387 d延长至982 d，均为有史以来最高水平。 2) 降低作业占产效果显著。日维护作业占产由210 t下降到110 t，折合年减少作业占产3.6 × 10 4 t。 3) 作业费用得到大幅压减。维护作业工作量由1903口减少至1015口，作业费用由27639万元降至17418万元。
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user: 4. 结语 打造无短板长寿井通过正确决策、技术突破、认识提升、精细管理、质量控制等5个方面的工作开展，分别对油管、抽油泵、抽油杆、工况、井下工具等节点进行了短板变长板的打造，有效改善了油井井下技术状况，明显降低了躺井率，延长了油井生产周期，是当前形势下实现油田高效开发的有效技术手段。
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user: 摘 要 介绍了钢管局部变形检测尺、内防风清扫器以及轨道装夹校正器3种辅助工具在自动焊施工中的应用和效果。通过中俄东线天然气管道工程试验段一期的现场验证，利用钢管局部变形检测尺，可由单人快速完成管口变形量检测，避免因变形造成管道组对等环节的停窝工；利用内防风清扫器，可有效保障内根焊稳定，降低焊接缺陷；利用轨道装夹校正器，单次导向轨道安装时间可节约2~4 min。3种辅助工具结构合理、使用简便，能够促进自动焊施工的有效进行。 关键词 :变形检测尺，内防风清扫器，轨道装夹校正器，长输油气管道，自动焊施工 Copyright © 2019 by author(s)， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 随着国家能源战略的快速实施以及天然气用量的不断增大，当前油气长输管道施工已步入了大口径、大壁厚、高钢级、高压力的发展阶段，管道全位置自动焊技术以其稳定的焊接性能和高效的施工效率，已成为市场主流 [ 1 ] [ 2 ] [ 3 ] 。 在西部管道全尺寸爆破试验以及中俄东线天然气管道工程试验段一期的自动焊施工过程中，发现钢管因管径大(1422 mm)和自重大，在倒运过程中局部易变形而难以有效完成变形量检测；内焊机作业产生的粉尘未得到及时清理而影响后续检测工作和内焊施工质量；管道自动焊外焊机轨道装夹效率低、精度不高、焊接准备时间等问题，影响了工程的进度和质量。针对上述问题，结合现场直径1422 mm管道的施工实际，分别设计制作了钢管局部变形检测尺、内防风清扫器以及自动焊轨道装夹校正器，用于改善施工。
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user: 2. 自动焊辅助工具介绍 2.1. 钢管局部变形检测尺 2.1.1. 结构示意 钢管局部变形检测尺由内检测尺、外检测尺以及塞尺组成(图1)，其中内检测尺弧度由钢管外径和壁厚决定，外检测尺弧度由钢管外径决定，塞尺由高强钢制成，变形量检测范围为0.5~5.5 mm。内检测尺、外检测尺的弧顶可配备拆卸式磁吸，满足单人检测、计量同步进行。 图1. 钢管局部变形检测尺结构示意图 2.1.2. 安装使用方法 由1名测量人员持内检测尺、外检测尺以及塞尺，可独立进行直径1422 mm钢管管口局部变形的测量与记录。测量管道内变形时，利用内检测尺在内壁环绕测量，如检测尺与内壁紧密贴合，无法插入塞尺，则管道无变形，如检测尺与内壁局部产生间隙，通过塞尺插入量的读数可得出管道局部变形量的大小；测量管道外变形时，方法与内检测类似，通过外检测尺与外壁的贴合度来确定管道局部的变形量。 2.1.3. 功能效果 油气管道施工中，由于钢管口径大、重量沉，在运输、卸布管等环节容易发生碰撞、挤压，产生钢管局部特别是管口的变形问题，影响施工质量和施工效率。通过钢管局部变形检测尺，1名质检人员便可独立对管口局部的变形情况进行提前有效测量，为钢管组对和自动焊接排除质量隐患，避免不必要的停窝工。 2.2. 内防风清扫器 2.2.1. 结构示意 内防风清扫器主要由连接杆组件和密封挡板组成(图2)。其中连接杆组件包括连接轴、长拉杆、正反螺杆、中心座、连接杆等配件，将密封挡板与内焊机尾部的储气罐端部连接；密封挡板主要由2组与管道内径相同的圆形封堵固定圈构成，通过连接螺杆和螺栓将固定圈、封堵毡布(帆布)连接，封堵固定圈上安装万向行走轮，便于密封挡板随内焊机前后移动，通过内圈帆布进行防风，通过外圈毡布进行移动清扫。 2.2.2. 安装使用方法 现场自动焊施工前，先完成内防风清扫器的组装，随后将密封挡板沿管道内壁放入管内，通过连接杆，将密封挡板和内焊机尾部的储气罐端部活性连接。自动焊接施工中，防风清扫器随内焊机在管内移动，通过2组封堵固定圈固定的2层帆布可保证内焊机不受管道内空气流动干扰，同时固定圈外延的2层耐高温毡布可对管道内的焊渣、粉尘进行清扫。 图2. 内防风清扫器结构示意图 2.2.3. 功能效果 内防风清扫器结构合理、拆装简便，通过该工具可对管道进行及时有效的防风封堵，解决管内流动空气对内焊机的干扰，避免因尾端进出造成的停窝工，从而保证内根焊稳定性，降低焊缝缺陷率，提高施工效率。通过对管道内焊渣、粉尘的清扫，避免其对检测工作的干扰，可有效减少后期清管施工压力。 2.3. 轨道装夹校正器 2.3.1. 结构示意 轨道装夹校正器主要由定位座、移动杆、磁铁3部分构成，其中移动杆可在定位座上方的滑道里水平移动。定位座水平面和移动杆端部印有刻度值，用于水平和垂直方向的定位(图3)。 图3. 轨道装夹校正器示意图 2.3.2. 安装使用方法 自动焊施工时，焊接人员可利用6台(数量可调整)轨道装夹校正器，在管口0、2、4、6、8、10点位(或其他对称位置)完成安装定位，定位安装(图4)操作步骤为：①通过定位座下方的磁体和旁边的刃脚，将校正器与管道管口外壁磁性相连；②参照定位座的刻度值调节移动杆，完成钢管管口与自动焊轨道之间的水平距离定位；③安装自动焊导向轨道，确保轨道与移动杆端部紧密贴合；④参照移动杆端部的垂直刻度，校核轨道高度，确保一致；⑤自动焊设备安装。 图4. 轨道装夹校正器定位安装示意图 2.3.3. 功能效果 轨道装夹校正器体积小、携带方便，通过推广使用，焊接人员可以准确完成导向轨道定位，减少焊接过程中因轨道安装不正而导致的反复调整，降低焊接缺陷的出现率，减少返修、割口等不必要投入。此外，通过轨道装夹校正器可以快捷完成导向轨道安装，提高焊接施工的整体效率，为施工单位降低人机成本。
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user: 3. 工程应用情况 根据国家能源战略的总体规划，中俄东线天然气管道工程于2015年开工建设，是目前口径最大、压力最高的长距离天然气输送管道项目，对提升清洁能源供应量、改善大气环境等方面将产生深远影响。率先开工的试验段一期全长约6.955 km、管径1422 mm、壁厚21.4 mm、设计压力12 MPa，线路位于黑龙江五大连池市境内，地势平坦开阔，其中管道全位置自动焊为重要试验环节，在极寒环境下完成了500余道焊口施工。 直径1422 mm管道外径周长近4.5 m，单管重量约9 t，较以往中小口径管道而言，施工难度、资源投入、安全质量管控等方面都有了质的区别。针对实际情况，经现场验证，利用钢管局部变形检测尺，可由单人快速完成管口变形量检测，避免因变形造成管道组对等环节的停窝工；利用内防风清扫器，可有效保障内根焊稳定，降低焊接缺陷；利用轨道装夹校正器，单次导向轨道安装时间可节约2~4 min。几种自动焊辅助工具得到了中俄东线天然气管道工程试验段一期技术和操作人员的高度认可，现已推广至中俄东线天然气管道工程黑河-长岭段施工现场。
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user: 4. 结语 近几年来，管道全位置自动焊技术得到了长足的发展，多项长输油气管道项目均在线路施工中采用了自动焊技术，有效保障了环焊缝焊接头强度，为后期运营打好了质量基础。随着自动焊技术的不断推广，钢管局部变形检测尺、内防风清扫器和轨道装夹校正器将得到充分使用，在管道施工中发挥更大的作用。
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user: 管板桩沉桩施工技术研究 ——以安哥拉渔港成品油库扩建项目码头与疏浚工程为例 曹鹏，李明涛，麻涛，何永兴 中国石油管道局工程有限公司国际事业部，河北 廊坊 作者简介：曹鹏(1987-)，男，工程师，主要从事油气田地面工程及海洋工程的施工管理方面的工作。 收稿日期：201
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user: 摘 要 管板桩沉桩施工技术能适应较复杂的地质情况，尤其适用于有成本限制和工期较短的深水化码头工程建设。以安哥拉渔港成品油库扩建项目码头与疏浚工程为例，研究了管板桩沉桩施工技术在工程中的应用。 关键词 :管板桩沉桩施工技术，深水化码头，码头工程建设，疏浚工程 Copyright © 2019 by author(s)， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 工程概况 管道局承建的安哥拉渔港成品油库扩建项目，码头与疏浚工程基础采用管板桩组合结构，包含50000 DWT (载重吨)和15000 DWT两个油码头泊位。 50000 DWT泊位分为前墙、端墙和后方锚墙。其中，前墙总长240 m，由81组管桩和板桩组成，端墙长度为29.6 m，由10组管桩和板桩组成。桩组中心距(单组包括1根管桩和1根板桩)为2.96 m。管桩壁厚20 mm，设计桩顶标高+2.5 m，桩底标高−35 m，板桩材设计桩底标高−21 m。锚墙距离端墙40 m，为板桩结构，共有板桩418根，单根桩长11 m，设计顶标高+2.5 m，底标高−8.5 m。 15000 DWT泊位分为前墙、过渡段和后方锚墙。其中，前墙总长203 m，过渡段长47.5 m，由87组管桩和板桩组成。桩组中心距(单组包括1根管桩和1根板桩)为2.96 m和2.68 m。其管桩材质、长度和设计顶及底标高均与50000 DWT泊位一致，板桩设计桩底标高−16.0 m。锚墙距端墙40 m，为板桩结构，共有板桩372根，单根桩长8 m，设计顶标高+2.5 m，底标高−5.5 m。
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user: 2. 工艺原理 管板桩码头前墙由3部分组成(图1)：钢管桩、钢板桩和锁扣。管桩和钢板桩之间采用锁扣连接，利用液压桩锤下落时的瞬时冲击机械能，克服土体对桩的阻力，使其静力平衡状态遭到破坏，导致桩体下沉，达到新的静压平衡状态。如此反复地锤击桩头，桩身就不断地下沉，待深入设计要求的地层深度后，完成沉桩施工作业，形成码头下端稳固的直立式管板桩墙体 [ 1 ] 。 图1. 管板桩标准组合体系示意图