凝析气田高压长距离气液混输管道运行工况分析

迪那2气田为异常高压气田,为了充分利用地层压力能,给天然气处理提供足够的天然能量,气田集输采用超高压集气工艺技术.集气系统运行压力高达14.2 MPa,设计压力达到15 MPa,气田集气管道为目前国内凝析气田运行压力最高、管径最大的长距离气液混输管道.     

时移地震在中国海上气田的应用

本文介绍了崖城13-1、东方1-1两个海上气田时移地震的应用与实践。文章通过介绍岩石物理实验、时移地震资料处理、综合解释等方面的研究与分析,对崖城13-1气田的生产动用区块、剩余气分布进行了分析和预测,并在此基础上对东方1-1气田进行了系统的时移地震综合研究。在东方1-1气田的时移地震研究过程中,克服了多批次地质资料的匹配处理、无法直接用井资料进行地震动态标定、气田开发导致开发区块压力下降而各气层组气水边界基本不变等难题,取得了很好的研究成果,研究成果已被应用于气田开发调整方案的设计。开发调整井资料显示东方1-1气田时移地震预测结果正确,可使气田提高一定的采收率。     

东方1-1气田输气管道除水与干燥工艺设计及施工

在投产前对海底输气管道进行除水与干燥处理 ,可以抑制投产过程中产生水合物或防止海底输气管道腐蚀。文中对海底输气管道除水与干燥工艺所涉及的清管器设计、除水干燥方案设计、除水与干燥标准等技术问题做了总结分析 ,设计并实现了东方 1 1气田输气管道的除水、干燥及氮气惰化工艺。东方 1 1气田平台间生产管道和外输海底管道除水、干燥及氮气惰化工艺应分开实施。除水由干空气推动的清管“列车”完成 ;平台间生产管道干燥处理采用干空气干燥技术 ,而外输海底管道干燥处理采用甘醇干燥技术。除水与干燥效果表明 :聚氨酯材料制作的双向直板式清管器具有较好的耐磨性和密封性 ;干空气干燥和干燥剂干燥工艺是东方 1 1气田输气管道干燥处理的最佳选择。     

荔湾3-1深水气田开发中心平台工艺设计若干问题研究

在荔湾3-1深水气田开发工程中,采用在深水区气田设置水下生产系统、在浅水区建设中心集输处理设施的工程模式,实现深、浅水天然气的区域性开发,既可以满足深水区气田开发的依托要求,也能提高浅水区气田开发的经济效益.对荔湾3-1深水气田开发中心平台工艺设计中登平台压力对平台工艺设计的影响、气体脱水系统压力和增压设备配制、中心平台节能降耗工艺设计等问题进行了研究,提出了相应的解决措施,以期为我国海上类似工程工艺设计提供参考.     

试压工况下盾构隧道内输气管道应力分析

目前输气管道的应力分析主要针对普通埋设管道,对隧道内的输气管道（尤其是在试压工况下）的应力分析还比较少,一般情况下管道试压压力大于运行压力。因此,有必要分析试压工况下穿越输气管道的应力分布情况。为此,采用CAESARⅡ建立了试压工况下XX竖井盾构隧道穿越管道的应力分析模型,得到了穿越管道的应力分布情况,确定了应力关键点,校核了管道强度,通过实例分析发现管道应力的最大值在管道的弯管处。一次应力、二次应力和管道自重引起的应力对比分析结果表明,在试压压力较高的情况下,内压是产生管道应力的主要因素,而温度、管道自重对管道应力的影响很小。最后建议：在穿越管道的设计中应进行试压工况下的应力分析,以便找出应力集中点,采取相应的工程措施,保证穿越管道的安全运行。     

液化天然气接收站国产BOG压缩机的管道设计

以某接收站运行的首台国产BOG压缩机为例,对压缩机设备的平面布置、超低温下管道材料的选择、压缩机管道布置方案、管道应力分析、压缩机管道系统振动分析等管道设计过程中的各重要节点进行了讨论,最后通过实例对应力、振动分析过程进行了介绍。利用CAESAR II软件对管道应力进行了校核,优化后的管道布置满足应力分析的要求;利用CAESAR II软件对管道系统进行了脉冲振动分析,结果显示压缩机管道系统各阶频率下的脉动压力不均匀度以及管道系统的固有频率值均满足要求。目前该装置实际运行良好,说明该压缩机组及管道布置方案是合理的,为后续同类装置国产BOG压缩机的应用提供了借鉴。     

2016年第6期导读

<正>本期论文广场栏目中,内压无折边锥壳加强设计与应力分析一文,基于ASMEⅧ-1和ASMEⅧ-2分别对无折边锥壳的加强设计原理从应力的观点进行了探讨,基于有限元法对圆筒与锥壳连接结构的三向应力分布规律、边缘应力衰减规律及不同半锥角对边缘应力分布的影响规律进行了合理分析。高压U形管式换热器的设计、油田开发中海底管道的设计研究、海洋平台防沉板方案的优化研究、复杂离     

海上高温高压气井投产经验总结

东方1-1气田F平台是我国在南海投产的首个高温高压气藏,该气藏井底温度高达200℃,压力系数超2.0,而该平台设备国产化率达95%,生产管理难度极大。对投产过程中涉及的技术难点,初次开井如何打开非自平衡式井下安全阀、井口装置受热抬升、环空套压升高等问题进行了深入研究,明确了形成机理和影响因素,同时总结了解决措施。提出的海上高温高压气井投产管理方法,对海上同类气田的开发具有一定的借鉴意义。     

苏里格气田管道完整性管理的必要性浅析

随着苏里格气田的规模开发,气田管道数量急速增加,管线分布日益复杂,安全环保形势严峻。已有的系统平台独立分散、功能单一,缺乏管线安全隐患、强度缺陷分析、全周期跟踪、管道剩余强度、防腐层变化等功能。且平台内容参差不齐,缺乏统一的标准和规范。针对气田管道的日常运行管理、维修维护等工作量大、极易产生错误与遗漏,且设计、安装、运行、历次维护、原始资料数据量大、种类庞杂,维护管理十分困难。结合国内外管道系统建设现状,归整、合并已有的平台,建立规范统一的完整性管理系统,即是一项非常必要而紧迫的重要任务。     

基于CAESARⅡ软件的井口管道优化设计与疲劳分析

井口区是海洋石油井口平台安全等级最高的区域,井口管道布置和支架设计是否合理,直接影响整个平台的安全。井口平台投产后发生采油树上升现象,如果不采取适当措施,将会造成管道应力超标、管道支架脱空和井口管道疲劳失效。为了有效解决采油树上升产生的问题,以某海上气田项目井口管道布置方案为例,应用CAESARⅡ管道应力分析软件优化井口管道布置,编制了应力分析和疲劳分析工况,详细介绍了井口管道应力分析和疲劳分析的计算方法和分析思路,校核了持续应力、位移应力、偶然应力和疲劳应力,评估了采油树油嘴和G-Clamp卡箍的受力情况,为井口管道布置和计算提供工程参考。     

土库曼斯坦某气田集输增压方案比选及建议

土库曼斯坦合同区某气田集输采用了多井高压集气、单井节流、集气站加热节流、后期增压和气液混输工艺。根据气田单井分布、单井压力和产量递减情况,对各气区集中增压和天然气处理厂集气装置集中增压方式进行了对比分析,考虑了不同增压工艺对集气干线管径、流速和压缩机组装机功率及配置的影响,同时对两种增压方案的优劣和经济性进行了比选,推荐采用各气区集中增压方案。建议在方案比选中考虑增压方案对站场设备和管道流速的影响,避免由于压力和产量的波动而严重影响设备和管道的正常运行。结论认为：该气田集输增压方案应综合考虑集气干线、压缩机装机功率和机组配置、站场设备和管道适应性分析3大因素,使优选出的增压工艺具有较强的适应性,确保气田平稳开发和运行。     

HIPPS在深水高压气田开发中的应用

深水高压气田开发面临的主要挑战之一,是如何应对高关井压力带来的超压工况下低压生产设施的安全保护问题。HIPPS作为一种高完整性的压力保护系统,具有反应快、安全性高、项目整体投资低的特点,已逐步应用于我国深水高压气田开发领域。在具体分析HIPPS基本配置、功能要求、水下和依托平台安装方案优缺点的基础上,采用HYSYS工艺模拟软件,对装有HIPPS的南海深水气田群项目番禺35-1段塞流捕集器,在超压工况下容器内部压力上升过程进行动态模拟。研究表明:对于深水高压气田,合理使用HIPPS可有效地提高生产安全性,降低项目整体投资;应在操作维修可行性、安全性、成本等方面对HIPPS的安装位置进行综合评估;HIPPS双关断阀SDV的压力高高值PSHH设定值建议比紧急关断阀ESDV压力高高设定值高3%,比低压系统安全阀PSV设定值低2%。     

莺歌海盆地DF13-1气田井壁稳定性研究

DF13-1气田是高温高压气田,温度会对井壁稳定产生很大影响。传统的井壁稳定模型多未考虑温度的影响,为研究东方13-1气田的井壁稳定,在室内试验的基础上研究了该气田地层强度纵向分布规律,建立了考虑温度效应的井壁稳定分析模型,分析了温度对井壁稳定性的影响。指出在DF13-1 气田钻井最大的挑战是井
壁温度降低使破裂压力大幅降低,从而导致钻井液漏失,而钻井液密度过低又无法压住地层高压,准确预测地层破裂压力是DF13-1气田安全钻井的关键。在高温高压储层钻井时,考虑井壁温度变化的影响能提高安全钻井液密度窗口预测精度,对实际钻井具有指导意义。     

东方1-1气田浅层大位移水平井钻井技术

东方1-1气田浅部储层已进入开发中后期,受海上平台空间、井槽数量等条件限制,现多采用“外挂井槽+大位移井”或“老井侧钻+大位移井”的模式挖潜平台周边剩余油气。该区域浅部地层疏松,同时受群桩效应影响,表层桩管鞋易窜漏,井眼轨迹控制难度大,并且该气田储层压力衰竭,在前期的钻井作业过程中卡钻、卡套管、井漏等井下复杂情况频发,钻井时效低于70%。针对以上问题,在表层隔水管选型、提高钻井液封堵性及润滑性、精细控制井眼轨迹等方面进行了技术攻关,于2016年在东方1-1气田X4平台4口大位移水平井上进行了应用并进一步完善,最终形成一套适用于该气田的浅层大位移水平井钻井技术。2017年底将该技术应用于东方1-1气田X1平台的1口水平位移4 107 m、水垂比3.119的水平井,整个钻进过程未发生漏失及井下复杂情况,钻井时效提高至99%,该研究为东方1-1气田后续类似井施工提供了技术参考。     

中海油南海莺歌海钻获首个高温超压大气田

莺歌海首个高温超压探明大气田—东方13-2气田近日被中国海洋石油总公司湛江分公司成功钻获。东方13-2气田位于莺歌海盆地中央凹陷北部地区,储层属典型的高温超压地带。2010年底,湛江分公司首次钻遇高产能东方1-1-14高温超压井,对其进行成功评价后,发现东方13-1气田。东方13-2气田是继东方13-1气田之后,在该区域以西的新发现,其成藏条件、储层物性、天然气品质和产能均优于东方13-1气田。     

凝析气田集输管道的冲刷腐蚀与防护

雅克拉和牙哈凝析气田集输管道曾多次因冲刷腐蚀穿孔，对集输系统的安全生产带来了严重危害。文章对凝析气田高压集输管道的冲刷腐蚀问题进行了分析，并结合冲刷腐蚀特点提出了相应的防护措施，对解决凝析气田集输管道的冲刷腐蚀问题具有一定的参考价值。     

海上高温高压气井生产管柱优化设计

针对东方气田高温高压的地质环境给生产管柱下放、承压、受力变形、耐腐蚀等方面带来的一系列的技术问题,探讨了高温高压气井生产管柱的优化设计。对油管及井下工具的选型提出了具体的要求和优选办法;对不同工况下生产管柱进行了受力分析,根据管柱受力分析的结果及高温高压的特点,以东方气田D2井为例,确定了针对海上高温高压气井生产管柱采用射孔和生产联作两趟下入式结构。通过研究,能够有效地分析高温高压井的井筒温度和压力分布,以及温度和压力对油管的影响,包括温度和压力作用下油管的应力与油管的变形等,并能根据设计安全系数评价分析对象的安全性,这些计算结果可对现场作业起到一定的警示作用。     

低温低应力工况在低温放空管道选材中的应用

在石油、化工、制冷等领域的设计中,经常会遇到温度很低、压力也很低的放空管道系统,超出了普通碳素钢管道的最低使用温度下限值,需选用耐低温不锈钢管道的情况。根据某天然气液化厂放空管道系统的工作参数件,对该管道系统进行了应力核算和分析,判定该低温放空管道系统处于低温低应力工况,可以选用碳素钢管道材料,验证了低温低应力工况在低温放空管道设计中的实用性。     

压力管道的应力分析及计算

本文针对油气管道所受的各种应力,对压力管道应力特征、应力分类及分析计算进行了分析研究,对压力管道的设计使用有一定的借鉴意义。     

高压输送燃气管道Π型补偿器应力分析

气田开采过程中高压燃气管道的应用日益广泛，高压输送使管道承受复杂多变的应力变化，复杂载荷已成为燃气管道失稳破坏的主要原因。针对实际工程中高压燃气管道局部Π型补偿器，利用有限元计算方法对具有不同结构参数的Π型补偿器应力场进行分析，并基于第三强度理论评估管道受力情况。分析发现，随着弯管曲率半径的增大，Π型补偿器应力集中的区域面积逐渐增大，但最大应力数值减小；当外伸臂长度较小时，Π型补偿器轴向整体刚度较高，承受轴向载荷的能力较强。随着外伸臂长度的增大，Π型补偿器径向转矩随之增大，容易产生更高的最大应力数值。在有限元计算分析基础上，提出了Π型补偿器变形量和载荷变化与管道公称直径、管道壁厚之间的拟合关系式，可为减小高压燃气管道变形载荷的设计方法开发提供技术支持。