平湖油气田海底油气管道的检测与修复

介绍平湖油气田海底油气管道铺设中,使用声波球和几何测量球查找355.6mm气管道的渗漏和变形的方法及使用机械接头进行海底管道修复的方法。     

单点原油接卸系统超大管径海底管道通球研究

受港口水深等因素的限制不能靠泊的油轮,多数需要在远离港口的位置设置单点系泊系统,将原油通过单点系泊系统、水下管汇及海底管道等设施从水下输送至陆上(亦可反向外输)。受海况、费用等因素限制,油轮装卸油时间都有严格要求。30万吨级油轮所配套的海底管道外径往往超大。海底管道在投用前以及使用过程中需要多次基于不同的目的进行通球作业,超大管径海底管道的通球作业,难度大、成本高、风险高。单点原油接卸系统海底管道的一端在水下,故需要进行水下通球,难度、成本和风险更大。本文根据某项目的实际情况,对该项目的44英寸海底管道通球进行了研究。     

海底管道内检测技术方案的确定

海底管道的海底服役环境和管道的结构形式,决定了只能通过管道内检测实现对海底管道本体的检测。对海底管道内检测的三种主要检测技术进行了分析。针对海底管道转弯半径小、有立管、多相流动的特点,提出了海底管道内检测技术方案的确定方法:海底管道内检测的技术方法选择要根据海底管道的特点进行;在实施海底管道内检测的过程中,为防止卡球,确保万无一失,应该对海底管道添加蜡及分散剂,试通球,初步清管,机械清管作业,最后进行智能内检测;确定海底管道内检测技术方案时,应该进行可行性和风险分析,对异常情况制定相应的应急处置措施。     

清管球（器）收球工艺流程优化设计

分析了传统的清管球（器）收球工艺流程及其存在的主要问题，如过球指示器不能准确反映清管球是否通过、清管球达到时间计算不准确、常规三通挡条不能承受较大压力等，在此基础上提出了双挡条三通的收球工艺流程方案．并进行了实验模拟验证。新收球工艺流程能解决原存在问题，可避免收球过程中的卡球事故发生，为海底管道和陆上长输管道的收球流程设计提供了有益的借鉴。     

渐进式清管策略在海上油气田海底管道完整性管理中的应用

为避免内、外部状态不明确的海底管道在清管作业中出现清管器卡堵等异常情况,提出采取渐进式的清管方法。清管作业时先使用通过性强、清管能力弱的清管器,再使用通过性弱、清管能力强的清管器,逐步有控制地清除管道内部积垢和杂质,直至满足管道完整性检测的要求。通过海上油气田投产多年的两条海底管道的清管作业现场试验表明:采用渐进式清管方法既避免了管线内部积垢和杂质沉积较多而发生的卡球现象,又能较彻底地清除管道内部的杂质;同时,结合渐进式通球实施过程中的技术细节,总结出渐进式清管实施过程中清管器更换时机、次序调整、杂质截留、清管时间计算等注意事项,为后续其他海底管道或陆地油气管道清管作业提供了一定的借鉴和参考。     

FPSO单点收球筒改造方案研究与实践

清管及内检测作业是管道投产前或运行中的一项重要工作,对该管道内部状况进行检测和评估,评价系统的完整性及安全、可靠和经济化运作的条件。文章阐述了某海上油田FPSO单点的收球装置原设计不具备收较长的内检测智能球,无法对该油田的海底管线实施内检测作业,通过重新设计合适的临时收球筒,最终安全高效地完成内检测作业。     

海底管道清管多球收球筒的研制

清管工作是新铺海底管道投产前预调试阶段的一个关键环节,而传统的收球方式存在安全性差或操作不便捷、制造成本高等方面的问题。创新设计一种海底管道清管多球收球筒,它采用金属结构、设计可视窗口、旋转侧开栅栏门,使用ANSYS软件进行强度计算模拟校核,解决了网兜收球的安全性、常规收球筒多次开盖查看问题以及一次接收多个清管球的问题。在"PY34-1海底管道清管试压排水干燥项目"和"JZ25-1S二期开发项目"等多个项目中使用效果良好,达到了预期目的,水下、水上清管效率明显提高,为清管工艺收球操作提供了更好的解决方案。     

海底天然气管道投产案例分析

为防止形成天然气水合物，天然气管道在投产前必须彻底干燥。海底管道距离长，不能分段施工，多采用清管器组加干燥剂的作业方案，这就存在清管器组的运行控制、卡球和窜漏等问题，作业难度高、风险大。针对我国海底输气管道投产前干燥施工过程中出现的憋压、卡球、窜漏和清管器磨损等问题进行了分析，说明了发生问题的原因。对比研究了不同管道干燥方案的优缺点、清管器使用的合理性、干燥剂使用效果和干燥指标的制定与监测方法等问题。在此基础上， 提出了针对海底天然气管道的凝胶、干燥剂和多盘清管器的组合干燥方案。该方案能有效解决密封、卡球和凝胶滞留等问题，并能确保施工质量，对类似工程有借鉴意义。     

基于传统清管球接收器的滤杂防堵工艺设计

清管球回收操作过程中,清管球接收器的泄压、排液和惰化导致泥、砂、垢等杂质积聚在清管球接收器中,并随油气物流进入闭排系统管线,造成杂质流失、闭排系统管线堵塞和压力无法完全释放,影响对海底油气管道腐蚀、析蜡、结垢及地层出砂等情况的判断,存在很大的安全隐患。通过对清管球接收器实施工艺改造,使清管球接收器具备滤杂防堵功能和自动取样功能,有效解决了闭排管线堵塞、杂质流失和安全隐患问题。该工艺研究对于海上油气田海底管线的运营和维护具有较高的借鉴意义。     

深水海底管道预调试下放软管系统发展现状概述

目前常用的深海海底管道预调试方案主要为水下发球-水上收球方案。由于海底设备本身无法提供相应的动力源和工作介质,因此需要通过下放软管,从水面供源系统向海底的水下发球筒提供淡水、干空气、乙二醇、氮气等工作介质和动力。鉴于国内外对海底管道下放软管系统的研究较少,因此对当今国内外深水海底管道预调试工艺所使用的下放软管系统的类型、发展历程、应用案例、系统组成和下放工艺等内容进行了总结,以期对海底管道下放软管系统的开发和使用提供借鉴和帮助。     

天然气全焊接球阀开闭过程流场分析

全焊接球阀具备启闭速度快、密封性好及可靠性高等优势,在石化、天然气、冶金、电力和造纸等行业输送管道中应用广泛.全焊接球阀开闭过程中高速介质会对壁面产生一定程度的冲蚀腐蚀,阀体一旦泄漏或者关闭不严,会造成很大的损失.球阀的流场分布与阀门的安全使用寿命密切相关,分析阀体内的流场分布对球阀流道设计和密封设计具有重要意义.采用...     

基于ANSYS-CFD的滑套球座冲蚀分析

在水平井裸眼完井分段压裂技术工艺管柱中,投球开启自锁滑套的作用是分层控制开关,通过投球实现准确的分段开启,其安全可靠性能决定了分段压裂工艺的成败,关系到水平井压裂改造开发效果的好坏。研究了压力、砂流量、球座锥度对冲蚀的影响,给出了球座最佳的结构设计数据。     

水平井分段压裂投球滑套承压接触分析

鉴于国内还没有成熟的裸眼完井配套工具,研制了适合苏里格气田的水平井分段压裂投球滑套,并针对投球滑套在压裂施工中到位不明显的问题,利用有限元分析软件ANSYS建立了投球滑套的接触模型,分析了不同压力对低密度球和球座变形与应力分布的影响。分析结果表明,施工压力由10 MPa增至20 MPa时,接触压力近似线性变化,当压力从20 MPa增加到50 MPa时,球和球座之间开始产生塑性变形,接触面积增加,从而使接触压力增加变慢。当压力为50 MPa时,球座最大应力值达到358 MPa,超过了低密度球和球座的屈服强度而发生了塑性变形,但是没有达到材料的屈服极限,满足压裂施工的要求。     

东方某气田浅部软泥岩地层抑制泥球生成技术

南海西部海域东方某气田Z平台开发该区域莺歌海组二段浅部气藏,该气藏浅部非储层段乐东组、莺歌海组一段和二段上部地层松软,泥质含量高。该气田早期开发作业中采用抑制包被性较强的PLUS/KCl或PEM聚合物钻井液体系,来应对非储层段大套泥岩地层,但是该钻井液体系井眼清洁效果差,起泥球严重,导致憋扭矩、憋泵压、起下钻困难等井下复杂情况,严重降低作业的时效。因此,梳理分析了泥球生成的原因,摈弃以往采用抑制包被型钻井液体系应对该大套泥岩地层的思路,首次在该区域非储层段采用全分散钻井液体系进行钻进,配套特殊流体段塞清岩技术以及起钻前转化为强润滑的钻井液体系,成功解决了该区域表层起泥球与井眼清洁问题。Z平台实施的5口井非储层段提速显著,φ311.2mm井段平均机械钻速为141.32 m/h,相对于前期最快的机械钻速提速达62.69%,创造东方区域类似浅部气藏开发大位移水平井的作业纪录。      

苏里格致密砂岩压裂中转向剂用量与转向角的关系

绒囊转向剂通过改变岩石强度控制裂缝走向,已在现场应用获得印证,但是缺乏裂缝转向理论研究。转向剂强度与转向角的关系是转向裂缝准确地延伸至预定位置的关键之一。室内进行转向剂封堵实验和岩石三轴实验,用囊层剂+1.5%绒毛剂+0.3%成核剂+0.5%成膜剂配制绒囊转向剂,测得注入量为4、8、10、12 mL时,封堵后承压达到10.15、12.37、16.52、25.14 MPa;绒囊转向剂封堵直径75 mm致密砂岩岩心人造裂缝,通过三轴试验机测得封堵前后岩心径向应力应变曲线拐点从0.004 8 mm/mm升至0.012 7 mm/mm,轴向曲线拐点从0.014 3 mm/mm升至0.018 6 mm/mm,说明岩心强度提高。测得转向角增量分别为24.9°、23.2°、37.5°和55.9°。根据4组岩心封堵后弹性模量19.55、16.65、19.61、19.77 GPa和泊松比0.36、0.30、0.46、0.38,选择影响转向角度的参数为弹性模量和泊松比,用最小二乘法方法拟合参数与裂缝转向角度之间的数学关系,得到弹性模量与泊松比商的自然对数与转向角度呈线性关系,进而得到注入量与转向角的函数关系。结果表明,绒囊流体的注入量可以控制转向角度,进而实现转向裂缝准确延伸至目的层位。      

分层压裂滑套与密封球受力分析研究

为了解决滑套卡球影响压裂残液排出和油气井正常生产的问题,开展了滑套密封筒卡球研究与分析。建立了滑套与密封球受力简化模型,对密封球在球座斜面上的受力进行了分析,给出了密封球在球座斜面上不发生卡球的条件和解卡力的计算式。指出压裂时密封球与球座发生弹性变形是密封球卡住的根本原因,密封球坐在球座斜面上可降低卡球的风险;钢密封球在球座夹角大于8.53°的球座上不会发生卡球现象,复合密封球在球座夹角大于16.70°的球座上也不会发生卡球现象;卡球时最大解卡力由压裂时最大压力及与球座和球座材料有关的系数决定。     

新型无杆水力采油装置研制与应用

针对中原油田中后期开发存在的液面降低、泵挂加深使得抽油机载荷增加、冲程损失增大、杆管偏磨严重等问题,研制了新型无杆水力采油装置。该装置采用球阀换向,冲程长、冲次低。现场试验时SC38—74—4.8型无杆水力采油装置与常规管式抽油泵联用,下泵深度1650m,冲程4.8m,冲次2.7min-1,日注水量72m3,产出液60m3。结果表明,新型无杆水力采油装置延长了抽油泵的使用寿命,彻底根除了杆管偏磨,采用球阀换向,对动力液要求较低,日常维护简单。     

一种球密封储层保护工具研制及试验

孔洞型或裂缝发育型储层在后期修井作业时会发生大量压井液泄漏问题。研制了一种可多次回插球密封储层保护工具。通过有限元建模和试验,对球阀打开或关闭进行分析。计算和试验结果表明:球阀打开或关闭时,操作杆有效行程约为56 mm; 球阀关闭所需载荷大于球阀打开所需载荷; 球阀摩擦因数与球阀开启所需载荷呈非线性递增关系; 试验测得球阀的开启或关闭载荷约为20～30 kN,且满足70 MPa密封要求。该工具能有效阻止完井液漏入地层,降低完井成本。     

从“深盆气”到“根缘气”

“深盆气”是一个既不能反映天然气成藏机理也不具有分类地质意义的非正式术语。如果按照其特点及地质模式，要确定一个气藏是否属于“深盆气”，首先就必须找到“气水倒置”的界面，而该界面的确定往往不易落实。“根缘气”被界定为致密储层中的具有“根状”天然气聚集，通常表现为致密储气层与气源岩的大面积接触，尤其是致密储层底部具有含气特点，天然气运移聚集服从“活塞式”原理。“根状”特点的出现表明了浮力的限制性作用，与常规气藏依靠浮力驱动的置换运聚模式形成原理上的差异。由于储层孔隙结构的复杂性，气体运移方式在2种典型的气藏类型之间常出现一系列过渡，它们也属于“根缘气”的范畴。因此，采用“根缘气”概念进行气藏类型判识，避免了对区域性气水倒置界面的追索。对于典型的根缘气藏，往往可以达到“单井定乾坤”的效果。