An Ordered Clustering Based Segmentation Method for Water Control Completion with AICD in Horizontal Wells
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摘要:
目前水平井分段完井时主要依靠现场经验进行分段，尚未形成完善的分段方法，制约了控水完井技术的应用。为此，基于有序聚类方法，结合水平井筒流入剖面，以延长无水采油期和提高累计产油量为目标，建立了水平井AICD控水完井分段方法。模拟分析某非均质底水油藏发现：在水平井配产2 000 m3/d的情况下，与均匀分段和按测井渗透率分布非均匀分段2种AICD完井方案相比，该分段方法对应的无水采油期分别为延长了0.86 d和缩短了1.76 d，累计产油量分别提高了0.20×104 m3和0.11×104 m3；与射孔完井相比，无水采油期延长了17.88 d，累计产油量提高了4.48×104 m3。渤海油田某底水油藏现场试验结果表明，该分段方法能够解决水平井底水锥进问题，提高累计产油量。该分段方法进一步丰富了水平井控水完井分段理论，为水平井AICD控水完井技术的推广应用提供了支撑。
Abstract:Currently, the application of segregated completion technology in horizontal wells mainly relies on field experience, and an ideal segregated method has not yet been developed, which limits the application of water controls in completion. To extend the water-free production period and increase the cumulative oil production, a segregated completion method which involved water control in horizontal wells has been propose. This method is based on ordered clustering and combination with the distribution of inflow profile in horizontal wells. By means of an analysis using simulations, it is found that for a heterogeneous bottom-water reservoir with an assumed flow rate of 2000 m3/d in the horizontal wells that water free production period can be extended by 0.86 days, 1.76 days less compared with AICD completion programs. This calculation was based on uniform segregated method and the segregated method from logging permeability. After implementing the changes, the cumulative oil production increased by 0.20×104 m3 and 0.11×104 m3, respectively. Compared with perforation completion, the water free production period extended by 17.88 days and cumulative oil production increased by 4.48×104 m3. The field test results of a bottom water reservoir in the Bohai Oilfield show that the segregated method can effectively solve the problem of water coning in horizontal wells and improve cumulative oil production. This method further enriches the segmentation theory of water control completion in horizontal wells, and provides theoretical support in the application of water control completion using AICD in horizontal wells.
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我国海底管道总里程已超9 000 km，由于长期处于海水环境下，并受到内部输送介质的腐蚀，加之可能遭受第三方破坏，其泄漏风险不容小觑[1]。目前，深海石油勘探开发主要采用水下生产系统，通过水下井口、采油树和管汇汇集油井产物，经海底管道输送至水面处理设施。该系统替代了传统海洋平台等干式开发方式，核心设备包括水下井口、采油树、管汇等模块[2–5]。水下生产系统作为深水油气开采的“咽喉通道”，深水油气田和海上边际油气田开发的重要模式[6]。在确保油气资源有效开采的同时，也承载着极为重要的安全责任，在结构疲劳、腐蚀失效和机械损伤等损伤模式的影响下面临着巨大的泄漏风险[7]。
当前，中国采用水下生产系统进行海洋油气资源开发多集中于南海深水区域，如荔湾3−1气田、流花16−2油田、番禺35−1/35−2气田以及陵水17−2气田等[8–10]。其中，流花11−1油田是我国第一个采用水下生产系统的油田，平均水深300 m，于1987年发现，1996年投产[11]。至今，流花11−1油田水下生产系统服役近30年，超设计寿命15年，自1999年发生第一次以来已发生50余次水下腐蚀渗漏，产生50多个漏点，共安装近50个卡子。随着水下生产系统服役时间不断增长，水下漏点情况日趋复杂，盲管尾端漏点封堵、漏点扩大且离盲端焊缝近、漏点位置呈90°分布，常规卡具无法实现封堵，水下生产系统因腐蚀产生的泄漏问题日渐严峻。为保障深水油气安全高效开发，迫切需要研制水下生产系统泄漏应急处置装备，而陆地集成测试是海试之前的必要环节。因此，搭建深海水下生产系统泄漏应急处置装备陆地测试装备具有重要意义。
API RP 17A[12]规定了水下生产系统从设计到废弃各个阶段的一般要求和推荐做法。R. Nelson等人[13]简要介绍了水下生产系统的测试过程，主要包括工厂验收测试（factory acceptance testing，FAT）、湿漏测试和系统联合测试（system and integration testing，SIT），其中FAT用于单个组件的测试，湿漏测试用于验证ROV的操作性，而SIT则对整个系统进行综合测试。I. Overgaard等人[14]介绍了挪威Snorre水下生产系统的地面测试和安装过程，重点介绍了水下生产系统的整体测试与安装。梁稷等人[15]介绍了水下生产系统的测试技术，测试的主要内容、方法和相关要求。韩峰等人[16]研究了水下跨接管、管道终端等关键水下设施的测试，归纳了测试内容、标准要求及具体步骤。陈斌等人[17]对国内外水下生产系统测试水池的发展现状进行了概括，指出我国在测试装备方面存在不足。韩云峰等人[18]研究了水下生产系统设备的测试要求，分析了我国水下生产系统测试技术与装备的现状及未来的发展方向。张云卫[19]设计了水下采油树系统地面测试单元，可以验证水下采油树应用时的性能，为水下采油树的正式投用提供了保障。综上所述，关于水下生产系统及其配套设施的全流程陆地测试还不是十分完善，目前尚处于起步阶段，仅可进行部分设备的陆地测试，缺乏对系统全流程设备的整体测试。且部分文献仅为调研相关标准或尚处于理论研究阶段，鲜有成形的测试系统设计。
基于上述现状，笔者按照现有相关标准，根据雷诺数相似准则和弗劳德数相似准则进行了测试系统的自主设计，介绍了测试系统的工作原理以及测试流程，建立了测试系统整体模型，利用ANSYS软件中的Fluent模块模拟了三通、弯管、阀门等关键部件的冲蚀，明确了易发生故障的部位，并提出了相应的应对措施，以确保测试系统的正常运转。
1. 陆地测试方案设计
基于雷诺数相似准则和弗劳德数相似准则，设计了深海水下生产系统泄漏检测与应急处置装备的全流程陆地模拟系统，通过构建涵盖水下井口、采油树、跨接管、中心管汇、生产立管、传输立管及海底管道的全流程陆地模拟系统，以实现海底管道泄漏检测、管汇泄漏定位、封堵器密封性能评估及柔性管耐压测试等功能。
1.1 测试系统相似性分析
水下生产系统主要由水下采油树、水下管汇、脐带缆终端及相关水下控制、连接和处理系统组成。为满足水下生产系统泄漏检测、应急处置装备及技术的测试需求，还原水下生产系统真实的流体环境，要确保测试系统管道与管汇中的流场与真实水下生产系统中流场的相似性。
水下生产系统作业过程中用来表征流体流动情况的无量纲常数主要有雷诺数和弗劳德数，雷诺数（Re）的计算公式：
Re=ρvdμ (1) 式中：
ρ 为流体的密度，kg/m3；v 为流体的流速，m/s；d 为一种特征长度，m（在本测试系统中，d 为管道或管汇的管径）；μ 为流体的黏度，Pa·s。弗劳德数（Fr）的计算公式：
Fr=v√gd (2) 式中：
g 为重力加速度，m/s2。雷诺数相似准则主要为确保两个流动系统在黏滞力作用下的相似。弗劳德相似准则主要为确保两个流动系统在重力作用下的相似，流体的惯性力与重力之比必须相等。
文中涉及的流体介质选用与真实水下生产系统相同的介质，保证密度和黏度一致。通常海管及立管气体设计流速不大于15 m/s，参考文献[20]所提流体流速进行设计，确保测试系统流体流速与真实情况一致；参照“深海一号”水下生产系统，测试系统所选管道与管汇外径为152.4 mm，即特征长度相同，在保证公式中物理量一致的前提下，使测试系统与真实水下生产系统流场雷诺数、弗劳德数均保持一致，以真实模拟现场环境。
1.2 测试系统方案设计
全流程陆地模拟系统是以“深海一号”水下生产系统为原型进行设计的，并且根据各个装备所需的测试环境对其进行了简化。该系统所用管道与管汇的管径、材质，外部保温涂层均与现场相同，以更好地模拟现场环境。在装备正式投入生产之前要经过出厂测试、陆地联调测试、水池测试、海试验证，只有在陆地联调测试阶段贴近现场、还原现场环境，才可以确保测试的真实性与准确性，为接下来的水池测试和海试提供支撑。
为了满足深海水下生产系统泄漏应急处置装备的陆地测试需求，全流程陆地模拟系统涵盖了海管泄漏检测、管汇泄漏检测与定位、封堵器封堵性能测试等关键内容。该测试系统由耐压水箱、ϕ304.8 mm测试管线和中心管汇模型等3个主要模块组成，采用了ϕ152.4 mm和用于管内带压封堵测试的ϕ304.8 mm管线，配备了过滤器、压力计、法兰盲板和截止阀等管件（见图1），确保测试过程中各项参数的准确控制与采集，保证测试顺利进行。
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图 1 全流程陆地模拟系统的主要构成1.ϕ152.4 mm主管线；2.过滤器；3.压力表；4.变径短节；5.ϕ304.8 mm测试管线；6.法兰盲板；7.柱塞泵；8.水箱；9.离心泵；10.多级带压封堵测试系统；11.水下管汇泄漏精准定位测试系统Figure 1. Main composition of land-based full-process simulation system该系统中的2个水箱均采用封闭式耐压水箱，以避免测试过程中产生的高压挤压水箱，使其产生变形，与水箱连接的支路上配有控制流量和流速的阀门。测试模块所测试的带压智能封堵装备由高压/低压双清管单元和三节式锚定短节组成，采用双级锚定卡瓦协同承载设计，通过轴向力动态分配机制提升锚定的可靠性。作业时一级密封胶筒执行主封堵，二级胶筒处于热备状态，同时配置三级冗余锚封模块，以确保在双级系统失效时仍可完成应急封堵，为深水管道泄漏处置提供双重安全保障。多级带压封堵测试系统由长约2 m的模块化管路构成，采用可拆卸式结构设计。系统左端通过变径接头与主管道实现多规格适配，以满足不同管径封堵装置的测试需求；右端配置法兰盲板，形成快速装卸测试工件的端口结构。管路系统集成以下功能组件：注压接口、排水回路和外置式压力监测表。多级带压封堵测试管线如图2所示。
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图 2 多级带压封堵测试系统示意1.过滤器；2.压力表；3.变径短节；4.法兰盲板Figure 2. Multi-stage pressurized sealing test system多级带压封堵测试系统的简要工作流程：1）开启测试管路末端法兰盲板并连接发球装置，通过发球筒将封堵器定位至预定测试段，启动离心泵进行管路充水直至系统满流状态，同时启动柱塞泵实施分级升压直至达到预设测试压力；2）保持目标压力30 min并同步监测系统的密封性，若保压周期内压力波动无明显变化且无介质渗出现象，则判定封堵器高压密封性能达标。测试终止后，系统可通过集成排水回路实现测试介质的定向排放与回收。
水下管汇泄漏精准定位测试系统放置于4.5 m×3.0 m×1.5 m水槽中，中心管汇本体尺寸为3.8 m×1.8 m×1.0 m，外径为152.4 mm。管汇上设有法兰，用于布设水听器、压力变送器等检测泄漏的设备。模型配有阀门，通过控制阀门的开闭来模拟水下泄漏环境。该方法检测泄漏主要利用水下管汇压力波反射信号降维模型，将原始信号转化为特征反射图谱，实现基于压力波反射法的水下管汇泄漏高效准确识别定位，形成水下管汇泄漏检测系统，实现对水下管汇泄漏位置的精确、高效定位。在测试过程中，中心管汇将被浸泡在水槽中进行泄漏检测测试。水下管汇泄漏精准定位测试管汇如图3所示。
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图 3 水下管汇泄漏精准定位测试系统示意Figure 3. Precise location test system for underwater manifold leakage2. 关键部件多因素耦合风险分析
为模拟现场实际情况，在全流程陆地模拟系统测试过程中，会让系统内流体达到高流速、高压力，但这会对系统造成冲蚀、对测试结果产生影响。为此，模拟分析了该系统及三通、弯头、阀门等压力和流速变化的较大部位，研究了流速变化、湍流增加或局部压力波动等导致的冲蚀现象。
2.1 数学模型
2.1.1 流场湍流模型
当前流体动力学数值模拟技术已成为分析管道冲蚀现象的重要手段。该方法通过数值模拟获取流场压力分布、速度矢量等关键参数，综合考虑固液两相相互作用机制，结合冲蚀预测模型实现管道易损区域的可视化评估，定量预测固体颗粒对管壁材料的磨损速率。
在管路冲蚀研究中，许多学者采用计算流体动力学（computational fluid dynamics，CFD）。因此，采用商用CFD软件Fluent模拟各个部位的冲蚀磨损现象。管路中的流体为水，由于模型中带有弯管且流体速度变化较大，存在二次流，因此，为了更好地模拟实际情况，采用了Realizable κ-ε湍流模型。该模型可以更精确地模拟平面和圆形射流的扩散速度，同时在旋转流计算、考虑流动方向性的边界层计算和分离流计算等问题中，计算结果更符合真实情况。其湍流动能及耗散率输运方程如下：
ρdydx=∂∂xj[(μ+μtσκ)∂κ∂xj]+Gκ+Gb−ρε−YM (3) ρdεdt=∂∂xj[(μ+μtσε)∂ε∂xj]+ρC1Sε+ρC2ε2κ+√vε+C1εεκC3εGb (4) C1=max[0.43,ηη+5] (5) η=Sκε (6) 式中：κ为湍流动能，J；ε为湍流耗散率，J/s；μt为湍流状态下流体的黏度，Pa·s；Gκ为由平均速度梯度引起的湍流动能，J；Gb为由浮力影响引起的湍流动能，J；YM为可压缩速度湍流脉动膨胀对总耗散率的影响；C2，C1ε为常数；σκ，σε分别为湍动能及其耗散率的湍流普朗特数；S为平均应变率张量的标量值。在Fluent中，默认C1ε=1.44，C2=1.9，σκ=1.0，σε=1.2。
此外，本文选择标准壁面函数，压力−速度采用Simple耦合方式，动量、湍动能和湍流耗散率的离散均采用二阶迎风格式，壁面采用相对无滑移边界条件与静止壁面。
2.1.2 面碰撞恢复方程
为了准确模拟冲蚀过程，需要合理设置壁面碰撞系数。粒子与壁面碰撞时，由于能量的损失与转移，粒子的回弹速度通常低于其入射速度。这一现象可以通过碰撞前后粒子速度分量的比，即碰撞恢复系数来描述。国内外学者研究表明[21]，颗粒的入射率对恢复系数有显著影响。通过大量研究与实验，许多研究者得出了不同的恢复系数。本文采用壁面碰撞恢复方程来描述这一过程[22]。
εN=0.993−0.0307θ+4.75×10−4θ2−2.61×10−6θ3 (7) εT=0.998−0.029θ+6.43×10−4θ2−3.56×10−6θ3 (8) 式中：εN为法向的恢复系数；εT为切向恢复系数；θ为入射角，（°）。
2.1.3 冲蚀模型
在连续相流体和固体颗粒组成的多相流体系中，当固体颗粒的体积分数小于10%时，采用分散相模型（DPM）进行求解[23]。采用的DPM模型中，冲蚀速率的计算公式为：
E=N∑n=1qmC(dp)f(α)vb(v)Af (9) 式中：E为冲蚀速率，m/s；qm为质量流量，kg/s；n为颗粒碰撞数目；C(dp)为颗粒直径的函数，设定为1.8×10−9；α为颗粒对壁面的冲击角，（°）；f(α)为冲蚀角的函数[24]；v为颗粒相对壁面的速度，m/s；b(v)为v的指数函数，在模拟过程中取常数2.6；Af为壁面受冲蚀面积，m2。
冲蚀角函数f(α)与α的关系见表1。
表 1 f(α)与α的关系Table 1. Relationship between f(α) and α点 冲蚀角α/（°） 冲蚀角函数f(α) 1 0 0 2 20 0.8 3 30 1.0 4 45 0.5 5 90 0.4 2.1.4 边界条件设置
常温条件下，连续相设置为水，离散相设置为均匀球形颗粒，密度设置为1 500 kg/m3，直径设置为0.000 2 m。边界条件：入口速度v=15 m/s，离散相速度与连续相速度相同；出口为自由流出，模型采用COUPLE算法求解，压力离散采用PRESTO离散格式；其他参数为二阶差分格式，壁面无相对滑移，模拟所涉及管道均为外径152.4 mm的管道，其中弯头的R/D（外径和弯头弯曲半径之比）为1.5。
2.2 系统模拟分析
在确保可以满足各个应急处置装备工作环境的基础上，对深水水下生产系统的管道与管汇结构进行了简化，选取测试系统具有代表性的部分建立了几何模型（见图4），进行了模拟分析。
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图 4 全流程陆地模拟系统截取部分的几何模型Figure 4. Geometric model partially intercepted by land-based full-process simulation system多区域网格划分、面网格划分、边界层网格划分相结合进行模拟分析。流体域网格划分如图5所示。
通过模拟计算得到如图6所示的冲蚀云图。据模拟结果，分析了系统组成和每个组成易发生冲蚀的部位及其原因，见表2。
表 2 系统组成部件及易发生冲蚀的位置和原因Table 2. Erosion-prone locations and reasons of system components系统组成部件 易冲蚀部位 冲蚀原因 球阀 阀座附近 高速流体区域，流速突变导致冲蚀率与流速幂次方vn成正比 弯头 外侧壁面 大粒径颗粒惯性大，高速运动时直接撞击壁面 三通 分支接口处、涡流区 高速流体冲击分流部位，局部流速激；小颗粒受湍流影响产生二次流，导致多次碰撞 整体系统 压力/速度突变区 流道突变引起的压力梯度变化和能量耗散 2.3 关键部件冲蚀模拟分析与机理研究
2.3.1 三通冲蚀模拟分析
建立了测试系统中三通模型，其管径为152.4 mm。多区域网格划分、面网格划分、边界层网格划分3种方法相结合，对三通及其入口进行了网格划分，结果如图7所示。
然后，对三通冲蚀情况进行了数值模拟研究，得到速度分布云图和压力分布云图，见图8。
由图8可知，流场中速度梯度与压力梯度的显著突变主要集中于三通中流体流向突变区域。在分流/合流界面处，由于流体动量方向发生突变，引发颗粒相与连续相间的动力学解耦效应，导致离散相颗粒在Stokes数大于临界值时产生惯性碰撞现象，碰撞能量密度在管壁曲率突变处呈现指数增长趋势；管径突变区域，因流动截面积骤变引发加速效应，使颗粒相对运动雷诺数显著增大，同时伴随湍流脉动强度增大，致使壁面碰撞频次呈非线性增长，该现象在三通分流区域及支管过渡段表现尤为突出。
三通分流区域数值模拟结果表明，当主流体经分流棱线进入支管时，速度矢量的法向分量突增会诱发剪切层分离和二次流动结构的形成。这种瞬态流动特征导致局部湍动能峰值达到主流区2.3～3.8倍，同时伴随壁面剪切应力显著增大。
在支管出口区域，数值模拟揭示了流动加速效应与几何约束的耦合作用机制。当出口渐缩比失当或出口曲率不连续时，文丘里效应会导致近壁面速度剖面呈现显著的边界层剥离特征。此时，局部马赫数大于0.3区域内压力梯度诱导的微射流现象会显著增强壁面材料的应力疲劳损伤。
颗粒轨迹流向图和三通表面所受冲蚀云图见图9。分支管入口处因流动分离形成马蹄涡，导致壁面剪切力增大，冲蚀集中于分支管下游侧10～20倍管径范围内。主支管流量比对冲蚀分布具有非线性影响。
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图 9 三通颗粒轨迹流向图和冲蚀云图Figure 9. Track flow diagram and erosion cloud map of tee particles2.3.2 弯头冲蚀模拟分析
除三通外，弯头在测试过程中也会受到较为严重的冲蚀。就测试系统中可能用到的弯头建立模型并进行网格划分。所建模型管径为152.4 mm，划分网格时采用多区域网格、面网格、边界层划分方法，如图10所示。
通过数值模拟，得到弯头速度云图和压力云图，如图11所示。从图11可看出：弯头内侧流体的流速远大于外侧；弯头内侧的压力远小于外侧。
这一现象可以从流体动力学的角度解释：当流体通过弯头时，由于惯性作用，流体在弯头内侧（弯曲半径较小的一侧）倾向于向外偏转，因为外侧处流体的偏转较为剧烈，会形成较大的离心力，导致内侧流体流速增大；与内侧相反，弯头外侧（弯曲半径较大的一侧）流体会被弯头内壁“拉住”，由于离心力作用较小，内壁流体的流速相对于外壁较小。根据伯努利原理，流速增高的内侧区域压力降低。同时，流体在外侧处流速相对减小甚至发生流动分离形成滞止区，导致压力升高。
颗粒轨迹流向图和弯头所受冲蚀云图见图12。弯头外侧流速较小，这通常意味着流体的动能较低，流体中的固体颗粒在此区域的流动性降低。由于流速较小，固体颗粒更容易沉积并与外侧发生碰撞，导致外侧更容易受到冲蚀。外侧处的流速较小，但弯头部分由于流体突然弯曲，可能会形成强烈的湍流或旋涡流动。湍流和旋涡增长了流体与表面的接触时间，使固体颗粒能够更有效地与管壁发生撞击，从而加剧冲蚀。与外侧相比，内侧的流速较大，流体的动能较强，流体中的固体颗粒会被更强的流动带走，降低了与内侧的接触频率。因此，虽然流速较大，但内侧的冲蚀相对较小。内侧压力较低，意味着流体在此处的吸附力较小，不利于固体颗粒在此区域沉积和撞击，从而减轻了冲蚀。
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图 12 三通颗粒轨迹流向图和冲蚀云图Figure 12. Track flow diagram and erosion cloud map of tee particles2.3.3 球阀冲蚀模拟分析
球阀的三维结构如图13所示。球阀在整个测试系统中起着至关重要的作用，不仅可以通过旋转扳手调整阀门的开度来控制流体流量的大小，还可以通过开闭阀门来模拟泄漏的发生。因此，对球阀进行冲蚀模拟有助于提高整个测试系统的稳定性，保证测试顺利进行。
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图 13 球阀的三维结构示意1. 阀座；2. 扳手；3.阀杆；4.球体；5.阀体Figure 13. Three-dimensional structure of ball valve图14所示为阀门流体域的网格划分，该网格为进行流体域抽取后绘制的网格。
通过数值模拟分析得到的速度场与压力场分布特征如图15所示。数值模拟结果表明，阀门关键部件在服役过程中存在显著的冲蚀磨损现象，其中阀座区域表现出尤为突出的材料损伤特征。作为流体介质的主要接触界面，阀座在启闭工况下承受周期性流体动载荷作用，其表面边界层因瞬态压力梯度引发的流动分离效应导致壁面剪切应力急剧增大，这种非定常流动特性与空化效应的协同作用加速了材料的疲劳剥落。
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图 15 阀门及其流道速度云图和压力云图Figure 15. Cloud maps of valve and its flow path velocity and pressure球阀作为流体调控的执行机构，在节流工况下遭遇高速流体的直接冲击。数值模拟结果表明，当开度小于50%时，球体迎流面局部流速可达入口流速的3.2倍，由此产生的微射流现象导致表面涂层发生层状剥离。
3. 关键部件优化设计
根据关键部件多因素耦合风险分析结果，为防止冲蚀，提出了相应的应对措施，即对关键部件进行优化设计。
1）三通结构优化设计。在全流程陆地模拟系统中三通是不可或缺的管件，极易受到较为严重的冲蚀，冲蚀速率（E）通常与流速（v）的幂函数（n）成正比，E∝vn，n=2.5～3.0，流速激增会引起冲蚀速率剧变。可通过优化结构设计降低流速，避免冲蚀：提高管径减缓流速，采用圆滑过渡替代直角连接，增大分支角度减少流向突变；同时加装旋流分离器和滤网来拦截粒径大于200 μm的颗粒，并对易损部位进行加厚处理，延长使用寿命。
2）弯头结构优化设计。为了有效缓解弯头受到的冲蚀，对弯头的流场进行了优化设计，使用较大曲率半径的弯头，弯曲半径尽量为管道内径的3倍以上，尽可能避免90°的弯头出现，从而减少局部流速低、湍流过强的情况。采用耐磨涂层或光滑表面处理减少固体颗粒的附着和冲击。
3）球阀结构优化设计。在阀门使用过程中要合理设计阀门流道和控制流速，避免在阀门内产生过高流速和湍流，特别是在阀座、密封面等高冲蚀风险区域。选型时，要根据实际的工况来确认阀门类型，如球阀、蝶阀等。在操作阀门时要避免流量大幅度变化，以防止流体发生强烈的湍流和气蚀。此外，还要避免快速开关阀门，控制操作速度，减少冲蚀现象的发生。
4. 结 论
1）基于流体力学经典理论中的雷诺数相似准则和弗劳德数相似准则，自主设计了具有工程实践价值的深海水下生产系统泄漏检测与应急处置装备的全流程陆地模拟系统。该系统可模拟水下生产系统的真实情况，攻克了深水装备陆地验证的技术难题，实现了从理论模型到工程应用的关键跨越。根据不同设备的功能特性采取专属测试方案，满足从常规工况到极端工况全面验证的需求。
2）针对测试过程中可能发生的冲蚀问题，建立了全流程陆地模拟系统，模拟分析了冲蚀，优化了结构，确保了测试的正常进行。模拟发现，在三通处分支管入口处因流动分离形成马蹄涡，导致壁面剪切力增大，冲蚀集中于分支管下游侧10～20倍管径范围内，主支管流量比对冲蚀分布具有非线性影响；弯头处外弯侧因离心效应导致颗粒浓度和冲击角增大，冲蚀速率显著高于内弯侧；阀门开启状态下易在阀芯背风面形成涡流区，导致二次冲蚀。
3）根据模拟结果，进行如下优化设计：采用长半径弯头或内衬陶瓷涂层可使冲蚀速率显著降低；采用分支角为更小的斜接三通，与常规三通相比可减小分离区面积，最大冲蚀速率明显下降；阀芯表面开槽或导流翼设计可削弱涡流强度，减小冲蚀热点区域面积。
4）现有设计基于雷诺数与弗劳德数的稳态相似性，但对深海复杂动态环境（如瞬态涡激振动、随机波浪载荷、海底地震波传播等）的模拟精度不足，可能影响极端工况下设备失效模式的真实还原。在接下来的研究中可与数字孪生进行结合，使测试过程的呈现更加直观。
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图 1 无因次损失函数随分段数的变化趋势
Figure 1. Trend of dimensionless loss function with segmentation number
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图 2 基于有序聚类的水平井分段流程
Figure 2. Ordered clustering-based segmentation flowchart for horizontal wells
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图 4 水平井射孔完井对应的流入剖面
Figure 4. Inflow profile of horizontal well for perforation completion
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图 5 不同完井分段方案对应的无水采油期
Figure 5. Water free production period for different completion programs
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图 6 不同完井分段方案对应的累计产油量
Figure 6. Cumulative oil production for different completion programs
表 1 最小分类损失函数
Table 1 Minimum loss function for classification
节点
序号不同分段数对应的最小分类损失函数 2 3 4 5 6 7 3 0.125(3) 4 0.145(3) 0.020(3) 5 0.145(3) 0.020(3) 0.005(4) 6 5.613(3) 0.145(6) 0.020(6) 0.005(6) 7 8.277(3) 0.165(6) 0.040(6) 0.020(7) 0.005(7) 8 9.600(3) 0.225(6) 0.100(6) 0.040(7) 0.020(8) 0.005(8) 
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表 2 某底水油藏的储层参数和井筒参数
Table 2 Reservoir and wellbore parameters of a certain bottom-water reservoir
参数 数值 参数 数值 油藏长度/m 2 400 地层水体积系数 1.02 油藏宽度/m 1 050 原油压缩系数/（10–7MPa–1） 3 油藏厚度/m 15 水压缩系数/（10–7MPa–1） 3 油藏顶部深度/m 2 000 岩石压缩系数/（10–7MPa–1） 4 油水界面深度/m 2 030 束缚水饱和度 0.38 油藏原始压力/MPa 21 残余油饱和度 0.24 水平渗透率/mD 1 100～
3 540井深/m 2 009 孔隙度，% 25 水平井长度/m 2 000 原油密度/（kg·m–3） 870 避水高度/m 10 地层水密度/（kg·m–3） 1 000 水平井筒直径/mm 200 原油黏度/（mPa·s） 7.0 套管外径/mm 139.7 地层水黏度/（mPa·s） 0.7 套管内径/mm 121.36 原油体积系数 1.20 套管粗糙度/mm 0.1
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