HIPPS在天然气输送管线中的设计和应用

针对可燃、易燃介质的工艺系统中超压安全保护设施安全阀在工程项目的经济性、安全性和可操作性上的缺陷,从安全性和可靠性上选择高完整性压力保护系统(HIPPS)作为可替代设施。结合实际工程案例,采用动态模拟法分别计算基本控制系统、安全仪表系统和高完整性压力保护系统在天然气管线超压保护过程中的贡献,并定量计算了高完整性压力保护系统设定值对其安全性、可靠性的影响。结果表明:应从安全性、可靠性和经济性角度综合考虑安全阀和HIPPS系统的优缺点来进行选择使用;应重点关注并合理地设定HIPPS系统联锁的设定值及阀门关闭曲线、关闭时间,才能实现HIPPS系统安全地替代传统机械安全泄放设施;可借助动态模拟软件定量、实时、准确计算和校正HIPPS系统的设定值及关闭时间。     

管道超压保护系统的设计与应用

针对管道运行中存在高低压系统设计压力和操作压力不一致的现象，比较了多种超压保护措施的设计方案，并对措施的适用性进行了模拟验证，最后对高完整性压力保护系统(HIPPS)的SIL等级进行验证。结果表明：设置安全阀或爆破片并不能完全避免低压系统的超压工况；经Hysys软件动态模拟验证，安全仪表系统(SIS)和HIPPS均可实现低压管道的超压保护，HIPPS切断阀的关断时间不应超过7 s; HIPPS中的压力传感器采用“2oo3”结构，执行器采用“1oo2”结构，逻辑控制器采用“1oo1”结构，HIPPS的SIL等级满足SIL3的要求，可以作为管道超压保护的最后一道防线，降低安全风险系数。     

海上高压天然气外输管道超压保护与动态仿真

当海上气田采用同一压力源进行高低压同时外输时,需重点考虑对低压外输操作进行压力和超压保护.以某海上气田的高压气集输系统为例,研究采用常规的压力泄放装置(PSV)和高完整性压力保护系统(HIPPS)进行保护的方案.受制于海洋平台的结构和重量,火炬长度受限,采用常规压力泄放的方案不可行,因此选择HIPPS超压保护方案.使用...     

HIPPS在塔里木三高气井的应用

高完整性压力保护系统(HIPPS)是一种安全仪表系统(Safety Instrumented System,SIS),它是在满足和符合IEC 61508/61511等电气/电子/可编程电子系统(E/E/PE)功能安全标准条件下的特殊应用。其通过切断压力源,防止超压,保护下游设备。通过选择安全可靠的HIPPS,可以降低下游设备和管线的压力等级,从而降低工程投资。参照HIPPS系统在海洋平台上的应用经验,如果在高含硫的三高气井上应用HIPPS系统,安全完整性等级(Safety IntegrityLevel,SIL)达到SIL3级,可以取消安全泄放阀和放空火炬系统。可通过两种方式设置HIPPS:一种是自成系统,另一种是按照HIPPS的结构功能进行集成配置,再取得专业认证。     

井下节流工艺在低渗透气田的应用

对于单井产量低、单井压力下降快、集气压力低的低渗透气田，传统高压集气工艺难以满足气井低压生产的实际工况，针对这种情况，在某气田井区进行了井下节流工艺研究和现场应用，简化了地面工艺，从理论和实际应用上发展并完善了低渗透气田开发模式。     

应用高完整性压力保护系统防止天然气压缩机出口管线超压

为了保障天然气管道压缩机的正常运行,防止出口压力超高,应用高完整性压力保护系统(HIPPS)诊断压缩机出口参数,针对出口压力的异常,快速有效地切断气源,避免压缩机由于超压而造成管线破裂和设备的损坏,较安全阀等紧急泄放系统有很大优势。结合哈萨克斯坦压气站的工程实例,应用站场控制系统组建HIPPS系统,运用故障失效率计算系统的安全等级。结果表明:高等级的安全完整性回路可以有效地保护压缩机,防止出口超压,降低安全风险系数,保证管道安全高质运行。     

深水水下采油树系统完整性测试技术分析

针对深水区域的高压环境和复杂的地质条件，水下采油树安装时压力系统的完整性难以判断的问题，建设并形成了自主的水下采油树完整性测试技术。该技术通过自主化水下采油树完整性测试设备方案及测试步骤，提升水下采油树气密测试压力等级至10000psi，扩大移动式气压试验单元压力范围为50～22500psi，实现水下采油树在海底生产过程工况模拟，确保水下采油树保持压力系统完整状态入水安装。技术成果广泛应用于深水气田勘探开发钻完井工程中，有力保障了深水油气田安全高效开发。     

甬沪宁管网水击模拟

鉴于甬沪宁管线落差大、管道水力工况复杂等特点,分析水击现象的产生原因并加以防范是十分必要的。通过动态模拟软件对甬沪宁管网运行的几种工况进行动态模拟,得到了在不同工况下沿线各枢纽站场的低压端进站压力、流量随时间的变化关系。如果进站端或下载端没有安装泄压阀,一旦发生水击和憋压事故,站场阀门很容易因超压而损坏。增加泄压阀后,低压端压力波动严格控制1.0 MPa左右,由于站内低压端管线与设备压力均不低于1.6MPa,困此可以起到有效保护作用。     

HIPPS系统在长输管道压气站的应用

高等级的安全完整性仪表回路可以有效地防止压气站设备管道超压,保护各压力设备安全,保证管道安全运行。HIPPS系统是高完整性压力保护系统,该系统具有良好的可靠性。介绍了HIPPS的构成和功能,描述了HIPPS用于压气站安全保护系统的工作原理,并结合哈萨克斯坦南线天然气管道工程实例,利用计算运用故障失效率确定安全可靠性等级,把被动保护转变为主动保护,增强了安全仪表系统可靠性,从源头消除危险,降低了工程投资和运营成本。     

HIPPS系统在海洋石油工程领域的应用

分析了HIPPS系统的功能要求、适用条件、在海洋石油工程的应用情况及应用局限性,同时介绍了采用HYSYS软件动态模拟番禺34-1CEP平台上装有HIPPS系统的番禺35-1低压设施在超压工况下压力上升过程的方法和结果。     

SSVH井口安全液压截断系统

研制的SSVH井口安全液压截断系统具有高压、低压、火警自动截断功能。当高(低)压感测管路的压力超过(低于)设定值以及火警感测元件感测的温度达到设定值时,通过蓄能器储存的高压的液压油来自动关闭液动截断阀,截断井口气源,保护人员和设备的安全。详细介绍了SSVH系统的组成、结构和工作原理。现场试验证明该系统安全可靠,具有推广应用价值。     

高完整性压力保护系统在水下生产系统中的应用

高完整性压力保护系统(HIPPS)是一种安全仪表系统,近年来在油气工业使用越来越多, HIPPS不仅用于陆地过程工业、海上平台,也用于水下生产系统.分析了水下生产系统使用HIPPS的优点及存在的问题,指出了水下生产系统HIPPS设计的特殊要求.还介绍了Kristin油田使用HIPPS的情况,对水下生产系统HIPPS的设计和应用有很好的借鉴作用, 通过实例说明合理使用安全仪表系统可以大大降低工程投资.     

番禺35-2/35-1气田水下生产系统的优化设计

解决好番禺35-2/35-1深水开发项目水下生产系统在设计过程中遇到的关键技术问题,可优化整个生产系统的设计,满足下一阶段海上安装和气田生产的需要,保证深水气田水下设施的经济性并降低风险。为此,在对水下生产系统设计温度、化学药剂注入、硬管与软管比选、连接器形式选择以及海底管线在线管汇的安装方案等方面问题进行梳理和分析的基础上,结合项目在基本设计阶段的成果文件和目前设备供应和海上安装承包商的制造能力和优势,以及当前世界深水开发的经验,在详细设计阶段对水下生产系统关键技术、水下生产系统设计优化方面初步总结出了一套适合该项目的方案。结论认为:详细设计阶段需要对基本设计阶段的成果进一步进行核实,并在全面考虑各方面影响因素的基础上对各个关键技术进一步优化,以保证项目的顺利开展,合理设计并节约投资。该成果为以后类似项目的开发提供了技术支撑与经验借鉴。     

压力泄放阀的计算与选择

在石油化工厂，压力泄放阀安装于压力容器、设备或压力管道上以保护生产装置正常运行，避免装置超压或爆炸，确保人员和生产安全，保护环境。着重介绍压力泄放阀计算及选择，保证在故障发生时．压力泄放阀根据工艺要求迅速正确动作。     

陵水17-2气田深水水下生产系统工程设计关键技术北大核心CSCD

陵水17-2气田位于琼东南盆地深水陆坡区,其水下生产系统设计面临大高差、大跨距、海底低温等带来的井位分散、远距离油气水多相混输系统中水合物防控、液塞控制、水下远程通信和供电以及安全运行等挑战。本文通过对7口探井转开发井的可行性分析,确定了气田的井位布置方案,并确定了水下4井式从式双管管汇的水下生产系统应用模式;开展了从油藏-井筒-水下井口-海管的流动安全保障分析,确定了海管及立管的最大气速,使海管及立管的内径比常规设计小了一个等级,并基于不同抑制剂浓度下水合物生产相平衡曲线,制定了水合物的防控策略;通过对深水远程通信及供电分析,论证了采用电力载波通信和常规低压交流供电方式的可行性;针对深水长距离回接立管中存在较多可燃物可能导致事故升级的问题,提出了将水下隔离阀位置设置在平台浮箱上,降低了事故风险及工程投资;此外还探索了应对气田开发后期井口产水量高问题的水下气液分离与增压技术。本文相关成果为陵水17-2气田的成功开发提供了技术支持,也为推动深水水下生产系统的工程应用和技术的深入研究、助力中国深水油气田自主开发提供了参考。     

陵水17-2气田深水水下生产系统工程设计关键技术

陵水17-2气田位于琼东南盆地深水陆坡区,其水下生产系统设计面临大高差、大跨距、海底低温等带来的井位分散、远距离油气水多相混输系统中水合物防控、液塞控制、水下远程通信和供电以及安全运行等挑战。本文通过对7口探井转开发井的可行性分析,确定了气田的井位布置方案,并确定了水下4井式从式双管管汇的水下生产系统应用模式;开展了从油藏-井筒-水下井口-海管的流动安全保障分析,确定了海管及立管的最大气速,使海管及立管的内径比常规设计小了一个等级,并基于不同抑制剂浓度下水合物生产相平衡曲线,制定了水合物的防控策略;通过对深水远程通信及供电分析,论证了采用电力载波通信和常规低压交流供电方式的可行性;针对深水长距离回接立管中存在较多可燃物可能导致事故升级的问题,提出了将水下隔离阀位置设置在平台浮箱上,降低了事故风险及工程投资;此外还探索了应对气田开发后期井口产水量高问题的水下气液分离与增压技术。本文相关成果为陵水17-2气田的成功开发提供了技术支持,也为推动深水水下生产系统的工程应用和技术的深入研究、助力中国深水油气田自主开发提供了参考。     

南海深水陆坡区油气集输的重大挑战与技术创新——荔湾3-1深水气田及周边气田水下及水上集输工程关键技术

为解决南海陆坡区荔湾3-1深水气田及周边气田油气集输工程中面临的深水环境、恶劣海况、集输高差及复杂路由等重大挑战,创新性提出了"深-浅-陆"开发模式,其中多相流控制及集输安全保障、超大型海上油气集输处理系统设计建造和安装、高分辨率深拖和深水工程地质调查分析、高压小径厚比海管国产化技术及深水气田生产运维应急处理等多项关键创新技术为该项大型深水工程的成功实施提供了支撑。荔湾3-1深水气田的顺利投产验证了"深-浅-陆"开发模式在南海陆坡区深水气田的可行性,对南海油气田开发与国家能源安全战略具有重大意义。     

基于动态仿真的火炬气回收系统超压保护措施

油气田火炬气回收是碳减排的重要手段,但目前针对火炬气回收系统(FGRS)尤其是超压保护方面还缺乏系统性研究。以文昌9-7海上钻井生产平台为例,采用K-Spice软件搭建了火炬气回收系统动态仿真模型,研究确定火炬气回收系统在不同放空工况下的超压保护措施。结果表明：火炬气回收系统分液罐的压力高高关断(PAHH)设定值应根据连续放空气量变化确定,参照现行规范设定的PAHH值(210 kPa)明显偏高,应调至38.5 kPa,以确保超压值不高于分液罐设计压力又满足平台低压设备的泄放背压要求;应急放空工况下,为确保一级保护和二级保护相互独立,火炬支路快速开关阀(ESD)的开阀时间应小于27 s;火炬支路ESD故障时,为确保应急放空过程中分液罐内压力不超过设计压力,同时考虑爆破膜泄压对上游设备泄放背压的影响,最终选择Z型爆破膜。目前该平台已结合上述关键参数形成了一套完整的火炬气回收方案,预期回收火炬气可达13万立方米/年以上,碳减排效果显著。本研究为火炬气回收系统超压保护措施关键参数确定提供了定量分析手段,为火炬气回收系统的设计提供了参考。     

鄂尔多斯盆地靖边气田下古生界非均质性气藏的产量递减规律

鄂尔多斯盆地靖边气田下古生界气藏具有非均质性强的特点,随着开发程度的提高,气藏地层压力逐渐降低,不同区块的生产动态特征表现出明显的差异性。为了给气田的滚动开发和产能弥补提供参考依据,在气田的不同开发阶段选择了有代表性的2个高渗透区块和1个低渗透区块开展了气井定压生产试验。通过Arps产量递减分析方法,对于井口压力为13 MPa、6 MPa和3 MPa的生产条件下的试验数据进行了分析,揭示了该气田下古生界非均质性气藏的产量递减规律：高渗透区块在高压和低压条件下的产量递减均符合指数递减类型,且随着井口压力的降低,产量递减率趋缓;低渗透区块的产量递减符合双曲递减类型;同时高、低渗透区块的产量递减率又表现出一定的共性,在采气速度一定的条件下,产量递减率与井口压力呈正比,与动用地质储量、泄流半径和储层能量补给速度呈反比。     

中间介质气化器换热管破裂工况泄放量的计算方法

中间介质气化器(IFV)是一种组合型的管壳式换热器,广泛应用于LNG接收站项目中。针对管壳式换热器管侧和壳侧操作压力相差较大的特点,工程设计过程中需考虑IFV高压侧换热管潜在破裂的可能性。在调研已投产的IFV基础上,分析其换热管破裂工况的危害,并从安全性、经济性和可实施性方面考虑解决换热管破裂的方法和途径。分析结果表明,在IFV低压侧设置流通能力满足换热管破裂工况泄放量的安全阀是经济有效的措施。结合相关规范和手册,给出换热管破裂工况下超压泄放量的计算方法,并分析高压侧操作压力、破裂孔直径、天然气组成等因素对泄放量的影响,以指导换热器低压侧安全阀的选取,保障工艺系统的安全性。