小管径天然气管道封堵动火作业新技术

氮气置换动火技术因操作规程标准和指标控制严格、安全等级极高,常用于气田管道动火作业,但投运后的天然气管道中除含大量甲烷外还含少量凝析油和游离水,导致氮气置换动火作业存在困难,管道内无法置换干净的凝析油因挥发导致置换作业周期延长、成本增加。通过将研制成功的天然气管道新型封堵剂（固水乳化剂）及小管径冷冻封堵工艺和设备,与气田现用置换动火技术结合,有效地缩短小管径天然气管道置换动火作业周期,降低作业成本,确保氮气置换动火作业更经济、更安全、更实用。     

小管径天然气管道局部冷冻封堵技术

小管径天然气管道实施管壁开孔局部封堵,存在动火操作复杂、置换作业时间长、费用高和安全隐患大的问题。为此,基于将管道中流体冷冻以承受压力,从而起到隔离作用的原理,提出了小管径天然气管道局部冷冻封堵技术,并进行了局部冷冻封堵机理试验、固水乳化剂的研制及性能测试、局部冷冻封堵室内试验和含凝析油管道动火试验等。结果表明,局部冷冻封堵技术承压能力可以提高至2.5 MPa,适用于小管径天然气管道的封堵,能够有效隔离管内的油气,不需要长时间置换扫线,封堵介质解冻后易清除,提高了施工后恢复输气的安全性,操作方便快捷,对管道安全动火具有重要意义。     

含凝析油天然气管道动火安全参数计算

天然气管道在停输泄压进行焊接修复时涉及到惰性气体置换,残余油气的爆炸极限作为置换程度的重要判据,在残余油气隔离技术中残余油气的蒸汽压与凝析油系统中主要易燃物质的燃烧特性直接影响油气隔离技术的参数确定。笔者在对长庆油田榆林地区三个采气厂的凝析油样品成分分析的基础上,得出在天然气置换动火时必须将管道内残余油气含量控制在0.859%以内以及油气隔离设备至少承压0.1 MPa才能保证安全施工的结论,对舍凝析油系统的天然气管道置换动火、管道油气隔离技术有重要意义。     

浅析苏里格气田天然气管线工业动火风险控制

苏里格气田属凝析气田,在连续五年的规模化开发中,涉及的动火作业级别高、频次多,要打开的管线设备有凝析油残存,氮气置换难度大、周期长,动火期间安全措施落实不到位极易引发着火、爆炸、灼烫、触电、中毒、高处坠落等事故。就苏里格气田天然气管线工业动火存在的风险进行辨识,并提出风险控制及应对措施,确保苏里格气田天然气管线工业动火安全受控。     

炼油区火炬总管大检修动火施工安全管控措施

大检修期间炼油火炬系统总管动火施工具有极大的安全风险,是安全管控的难点。四川石化本次炼油区大检修中根据动火施工安全风险辨识内容和安全原则,制定了炼油区各装置蒸汽吹扫和氮气置换的统筹计划以及隔离措施。炼油火炬系统总管按期采样分析合格,并根据施工进度调整氮气泄放点,按时顺利完成动火施工作业。     

输气干线非封堵换管施工方法

报道中原油田至济南市输气干线中济南黄河大堤爬越段停输更换管段的成功实施过程.针对该工程动火施工点多线长、作业时间紧、施工难度大等特点,采用放空天然气、用氮气置换和非封堵动火换管的方法.更换管段全长480m,整个换管作业时间仅用26h,安全、高效,为今后输气管道局部更换在技术措施和安全施工等方面提供了有益的经验.     

水溶性管道封堵工艺在苏东气田的应用评价

天然气通过钢管密闭输送,由于接入新井需要在老管道上动火连头。以往苏东气田动火作业采用"氮气+馒头黄油"工艺,该种方法虽然操作规范、安全等级高,但存在工序多、检测频繁、周期长、停产经济损失大等缺点。基于此,引入水溶性管道封堵器替代馒头黄油封堵,通过试验表明:水溶性封堵器承压和密封性可满足可燃气体封堵要求,水溶性能良好;与常规工艺大致相同,但只需短时间吹液置换,无需到各个检测点检测可燃气体浓度,确定管道内压力为0后,即可进行封堵,工艺流程简化;相比常规工艺可提前投产1～3.5天,加快投产进度效果明显;同时新工艺可节省直接成本费用、降低停产经济损失,具有明显的降本增效效益。     

大型CNG母站扩建工程动火作业的实施

目前国内大型压缩天然气母站一般采用分期建设,在后期增加设备的过程中,需要通过焊接动火作业与前期工艺管线进行碰口对接.母站扩建项目施工动火属于一级动火,动火工艺复杂、难度较大,实施过程需要严密组织、合理部署.从组织、机械、作业、动土、阀门操作、氮气置换、应急预案、无损检测、气密性试验等方面,描述了某大型母站扩建工程动火作业的方案设计和操作步骤,可为同类工程施工提供参考.     

粗苯罐爆燃事故的安全风险分析与防控

某公司粗苯储罐氮气保护管线动火作业引发粗苯罐爆燃事故。文章从罐体的设计、粗苯罐的运行过程、氮气管线的动火作业、变更作业以及安全管理几方面,进行安全风险分析。分析发现存在以下几方面问题：动火作业违章,建设项目“三查四定”未严格落实,安全风险隐患未及时整改,排查和治理过程安全管理缺失,以及员工安全风险意识淡薄。针对这些问题,文章最后提出了安全防控的建议。     

天然气管道动火连头施工难点及对策

由于天然气具有易燃易爆等特点,因此对新老天然气管道系统进行动火连头作业就比较危险。结合某湿气管道改造工程,介绍了首次采用具有易于操作、安全可靠、施工成本低等特点的蒸汽吹扫、加装隔离法兰、黄油墙封堵等技术措施,切实做到了在动火连头作业中消除轻烃,隔绝可燃气体,保证了施工作业安全;较详细论述了工程难点,动火连头方案的确定,以及停产降压、氮气置换、蒸汽吹扫、气体检测、黄油墙封堵、法兰焊接、石棉板隔离、管道焊接、无损检测等的施工步骤。工程实践表明,采用上述方案进行施工效果良好;同时也指出了对于短距离湿气管道,采用蒸汽进行吹扫的效果较好,对于长距离天然气管道,宜采用清管扫线方式清除轻烃。     

利用分压法测输气管线冻堵位置

苏里格气田冬季气温低,最低气温-30℃。受冬季低温气候影响,气田地面管线冻堵严重,给生产管理带来了很多困难。目前管线冰堵后通常采用放空或注醇方法解堵,这些方法在冻堵程度轻微时比较有效,冻堵严重时则需要明确管线具体冻堵位置,采取直接加热手段才能彻底解堵。如何找出管线冻堵位置,目前尚没有有效的办法。针对这种情况,本文首次提出了一种应用分压原理方法来测定天然气管线冰堵位置的新方法,并开展了现场试验。试验效果表明这种方法简单、快捷、精度高,为检测管线冻堵位置提供了一种可靠途径。     

大牛地气田水合物防治工艺研究

在天然气生产过程中天然气水合物会增大井内油管和地面集气管线的阻力，严重时会堵塞油管和地面管线和设备，影响气井正常生产，水合物的防治是气田开发过程中一大技术难题。为此针对大牛地气田水合物的防治方法从预测到应用加以了研究。大牛地气田采用集气站集中向井筒高压注醇的方法预防水合物的形成，使用质量浓度98%的甲醇集中注醇工艺与现场生产管理实时检测相结合，取得了良好的效果，保证了安全、平稳采输，并得出如下结论：①即使在炎热的夏季天然气生产中气井、集气管线仍会产生水合物；②结合气田实际情况建议采用甲醇作为该气田水合物抑制剂；③甲醇注入量要根据生产状态及时调整，以节约生产成本，采用集中注醇的同时还要集中回收再生，保护环境。     

凝析气田单井井口回压集输管线冻堵分析及解决对策

新疆维吾尔自治区的雅克拉、大涝坝、S3凝析气田属于压力高、温度高、埋藏深、凝析油含量高的凝析气藏凝析油具有"三低一高"的特点,属于低密度、低粘度、低含硫、高含蜡的轻质原油,凝析气田单井集输流程,采用一级布站方式,井口经油嘴一级节流,降压后经井口水套炉加温进集气处理站集中处理。因节流效应井口回压管线经常出现冻堵问题。为此,对雅克拉、大涝坝、S3凝析气田井口回压金属管线冻堵原因进行了分析、总结。有针对性地提出了以下解冻对策:(1)回油伴热+二级节流;(2)高矿化度盐水加注;(3)井下油嘴;(4)中频感应加热技术;(5)特种防堵管道该研究结果对类似气田井口回压集输管线冻堵具有较好的指导和借鉴意义。     

普光气田高含硫气井过油管深穿透射孔技术优选

普光气田属于特高含硫化氢、中含二氧化碳的特大型海相气田,为了确保气井的长期安全,论证采用带井下安全阀和永久封隔器的酸压生产一体化生产管柱。气田投入生产后,生产测井证实大部分气井生产剖面不完善,井控储量动用程度差异大,气井产能难以得到充分发挥。开展3口井的过油管屏蔽暂堵酸化、酸压等储层改造施工,不能达到预期效果。基于近井地带钻井污染深度和投产作业井筒污染情况评价成果,论证优选能达到"投产用114 mm有枪身射孔枪系统"穿深效果的过油管深穿透射孔技术,开展现场先导试验,射孔成功率100%,射孔有效率75%,相同油压条件下单井日增产超过10×10~4 m^3。过油管深穿透射孔技术在普光气田的成功有效实施,拓宽了高含硫气井增储增产措施的思路,希望为中国高含硫气井论证实施有效的过油管完善生产剖面措施提供借鉴。     

层内生成二氧化碳驱油技术在绥中36-1油田的尝试

层内生成二氧化碳驱油技术具有封堵高渗透层、热解堵、驱替等多重作用,在油气田开发过程中有效运用此技术可起到控水稳油作用。该技术施工工艺简单,适合于海上油气田在狭小作业空间下进行。在渤海绥中36-1油田尝试运用了此技术。经渤海绥中36-1油田H5井组的现场作业,取得较好的增油控水效果,实施后3个月增产幅度近10%。     

一种新型的管道封堵器

开发的新型管道封堵器由中心管、气囊、活塞、弹簧、夹板、护板、内接头、外接头、连接板和楔键等组成。该封堵器采用专用的送进机构送入管道,适用于管道维修作业中暂时封堵已卸压的管段。与现有用于油气输送管道维修的封堵设备不同的是,该封堵器不仅能实现双向自解封,适用于管道双向封堵,而且可承受0.1MPa的油气封堵压差,在施工期间可有效地防止油气漏失到动火区域,确保施工安全。     

空心杆热洗工艺技术应用

针对采用封上采下工艺油井无法进行热洗、加药等日常生产管理的问题,开发应用了空心杆热洗工艺,对于这类油井的清蜡提供了一种有效的技术手段。该工艺通过开发研究井下热洗阀组和地面热洗装置及配套工具,热洗时通过建立空心杆和油管的循环通道,避免了热洗介质污染油层现象的发生,同时解决了油套不通油井日常生产时的清蜡等问题,克服了传统油套反循环热洗清蜡工艺的弊端,提高了热洗效率,提高机械采油井的生产时率,清蜡彻底,并且节约大量热洗介质。目前在江苏油田试采一厂成功实施了7井次的热洗工作,取得了一定的效果。     

长输管道改迁连头“五位一体处置”工艺探索应用

针对近年来长庆油田靖咸输油管道局部频繁迁建所带来的愈发突出的新建管道安全碰口问题与废弃局部管道妥善处置问题,提出了长输管道改迁连头"五位一体处置"工艺。通过带压封堵、密闭收油、投球清管、氮气封存及连头投运五项工艺技术的组合应用,进行了新建局部管道投产与废弃迁建管道处置一体化实施。现场应用结果表明:"带压封堵"保证了碰口处能量有效隔离,动火作业安全性大大提高;"密闭收油"实现了作业管段内留存原油的全密闭回收,达到了环保要求;"投球清管"对迁建废弃管道内残留物进行了有效清理;"氮气封存"对迁建废弃管道内可燃气体进行了有效置换;"连头投运"实现了新建局部管道的高效投产。该应用成果为新建管道的安全连头、废弃管道安全环保隐患的消除提供了新的解决方案,为新建局部管道投产工程提供了新的指导思路。