PLC在超高压管线试压装置中的应用

油田管线工程中需在施工现场对超高压管线进行100MPa液体焊缝强度试压和8MPa气体严密性试压，为保证操作安全和试验准确可靠，选择OMRON的C200H型可编程序控制器（PLC）作为试压装置的控制系统。给出了PLC的主要参数、输入输出端子接线图、控制程序框图和控制系统梯形图。装有PLC的试压装置在塔里木油田某一工程中对100、500、1000m焊接管线进行的检测表明，PLC控制系统工作性能良好，提高了试压装置的自动化程度，达到了设计要求。     

LP-90型油管柱试压装置的研制

为解决油水井挤灰、酸化等作业施工中油管漏失的问题,研制了LP-90型油管柱试压装置。该装置设计了双球试压模式,可实现在额定压力(50 MPa)下对油管柱试压,并保证在10 MPa左右的压力下打开通道,进行挤水泥或酸化施工。实现了一趟管柱的试压与施工,保证了施工质量。现场试验效果好。     

牙哈凝析气田集注气管网工程试压施工技术

牙哈凝析气田地面建设集注气管网工程包括集气管线及注气管线两部分。集气管线的设计压力为25MPa(除YH2井井口到加热炉之间为32MPa外),注气管线的设计压力为56MPa,其中集气井为13口,注气井为8口。集气管线部分总长度为30km,注气管线部分总长度28.5km。1.试压应具备的条件试压应     

SY-I型作业井试压装置的研制

针对水罐车加水试压、水泥车试压导致资源利用浪费、试压费用高和手动试压泵试压时压力上升缓慢等问题，研制了SY—I型作业井试压装置。该装置主要由增压液缸、三位四通手动换向阀、单向阀、液压管路等组成，与井口的连接采用油管螺纹，与动力源连接采用快速接头，以井场作业机液压源为动力源，以井口水源为试压水源，便于操作。现场应用表明，作业机的输出压力一般控制在6-10MPa，对2000m井深的油管柱，试压装置输出压力表显示起压至10MPa一般只需15min，满足现场油管柱的试压检测要求。     

长输线气体通球试压技术

根据涩宁兰长输管线的气体通球试压情况,对管线试压段的划分情况、试压用压力表和温度计的选择方法、通球试压程序几方面进行了探讨,并提出了在进行长输管线气体通球试压过程中应注意的施工事项和施工建议.     

天然气深冷装置投产前循环干燥技术的应用

目的 塔里木油田天然气乙烷回收工程的部分系统设计压力达到8.0 MPa,采用水压试验模式,以保证工程施工过程中管线设备强度试压安全。为避免水压试验装置运行冻堵,保证装置顺利试车及长期平稳运行,需要高效完成天然气深冷回收装置投产前的干燥操作。方法 在较全面地调研分析目前国内天然气深冷装置普遍采用的干燥方法及其存在不足的基础上,对塔里木油田天然气乙烷回收工程的循环干燥工艺技术进行优化改进。结果 经过装置后期投产运行检验,优化后的循环干燥工艺流程的干燥效果好,实现了干燥气体“近零排放”,有效避免了装置水压试压后的冻堵问题。结论 (1)即使采用气压试验装置,建议投产前同样要开展系统干燥工作;(2)结合工程实践情况,明确了循环干燥压力、流量、温度、水露点检测等参数确定原则;(3)针对实践中存在的不足,提出了切实可行的解决措施及建议,可为其他天然气深冷装置的干燥操作和相关设计提供参考。     

基于可靠度的旧有海底管线试压评估方法

介绍了一种全新的评估海底管线安全可靠性的方法——基于可靠度的海底管线试压评估方法。用经验公式估算了管线腐蚀量，计算了海底管线在原设计条件下的可靠度值。根据DnV2000规范标准，考虑温度和内压对管线的共同作用，依照管线使用前后可靠度相等的原则，按管线壁厚估算了管线等效压力值，得到两者的关系曲线。再根据腐蚀试验报告，采用相应的等效试压值对管线试压，根据试压结果对管线的安全可靠性做出正确评估．该方法费用低，周期短，是对海底管线安全可靠性评估一种新的尝试，并在实际工程中得到了应用。     

大型导管架管线试压过程探讨

某大型导管架管线系统包括泥浆、放空、注水管线,立管及卡桩器、封隔器所用控制管线。在管线连接完毕后,均需进行试压以检验管线对接是否符合要求。通过对此导管架管线试压过程分析,明确了试压过程注意的事项:压力要求、试压介质要求、保压时间要求、试压的操作步骤。通过对立管试压过程中水温及压力计算分析,发现试压水温每升高1℃,压力升高3.8bar。     

法兰式防喷管线快速试压技术研究及应用

本文探讨法兰式防喷管线快速试压技术研究及应用。防喷管线是钻井井控高压承压件,必须定期进行试压。通过对防喷管线结构和试压条件进行分析,应用"液压卡紧+U型弧卡固定"技术,快速密封防喷管线法兰。现场试压证明,对常用的通经为103mm、压力等级为35～70MPa的防喷管线,完成安全快速进行防喷管线试压。     

大型气体处理装置的吹扫及试压施工工艺

吹扫、试压是石油石化装置竣工投产运行前非常重要的一个环节 ,是对装置工艺流程、工程质量的最终检查和验收。通过多项工程实践总结出大型气体装置吹扫、试压的施工经验。文章依据SH35 0 1- 1997、GB15 0 - 1998和GB5 0 2 35 - 97等标准规范 ,从吹扫、试压方案的确定、施工组织和设备安排以及系统吹扫、试压、干燥的施工方法等方面 ,系统而详细地介绍了这些经验。     

外压容器液压试验问题探讨

阐述了对外压容器和真空容器以内压进行压力试验的理论依据和合理性。对于带夹套的压力容器 ,当内筒压力低于夹套压力时 ,在内筒压力试验中常存在一些实际操作问题 ,对存在的问题进行了探讨 ,建议性地提出了解决方法     

高压气井环空压力预测与控制措施

气窜引起的高压气井套管环空压力严重影响气井的安全生产。基于对含微裂隙水泥环结构特征和高压气体渗流过程的分析,用水泥环综合渗透率和一维不稳定渗流来描述高压气体的窜流过程,根据质量守恒定律和体积相容性原则,建立了气体侵入状态下含液密闭环空压力计算模型,并用该模型研究了各个因素对环空压力的影响。环空压力的上升过程分为快速上升期和平稳上升期,环空压力的影响因素有环空液体的气体溶解度和可压缩性、水泥返高、水泥环综合渗透率以及环空体积。环空压力的上升速度随环空液体可压缩性的提高而降低;环空压力的极限值和上升速度随着水泥返高的增加而增大;水泥环综合渗透率越大,环空压力上升速度越快;环空体积的增加能够有效延长压力上升时间。从工程角度,高压气井应合理配置环空液体的可压缩性,全井段固井的高压气井应采用自修复水泥以提高固井质量,如有必要应采取相应的措施来降低水泥环的综合渗透率,同时适当增加环空体积。     

低压气井井口增压开采技术

牙哈凝析气田经过10余年的开采,地层压力普遍下降,部分采气井开始出水,井口压力也呈现下降趋势,部分井井口压力低于集输管线压力,难以利用油井自身能量将油气输入集输管线。单井气液增压开采技术的成功应用,促使由于压力低而关井的YH23-1-14井恢复生产,日增油10~13 t/d,气产量4.0~5.0×104 m3/d,为该技术在同类油田的应用提供了可借鉴经验。     

变压力梯度下钻井环空压力预测

为准确掌握变压力梯度钻井环空温度和压力分布特性,基于井筒流体流动与传热理论,充分考虑分离器位置处流体"变质量"传热传质与循环流体物性参数随温度和压力的变化,建立了变压力梯度下钻井环空温度和压力预测模型,并应用双循环迭代算法对模型进行求解,开展了环空温度和压力分布数值模拟研究。研究结果表明:相比于常规钻井,变压力梯度钻井环空温度和压力分布曲线上均存在一个明显拐点,且拐点位置与分离器位置一致;由于具有低导热系数空心球的注入,变压力梯度钻井环空流体温度要低于常规钻井;分离器位置、分离效率、空心球注入体积分数和空心球密度等参数均对变压力梯度钻井环空压力分布有较大影响。     

超高压容器爆破强度的模糊可靠度

应用模糊可靠性设计理论,研究了最苛刻耐压试验条件下超高压容器爆破强度的模糊可靠度。结果表明:①当取抗拉安全系数为2.50时,初始爆破强度的模糊可靠度Rb=0.9477951~0.915707。②当取抗拉安全系数为3.00时,初始爆破强度的模糊可靠度Rb=0.958979~0.921898。所得结论为压力容器的模糊可靠性设计从理论走向实用提供了参考依据。     

精细控压钻井井底压力自动控制技术初探

控压钻井技术是当前油气钻井工程领域的前沿技术之一。钻井各个工况的井底压力须保持恒定,才能确保窄密度窗口复杂地层井段的安全、顺利钻进。为此,通过分析前人对各个工况井底压力计算的研究成果,提出了精细控压钻井井底压力计算模型,该模型的环空循环压耗计算包含了多相流动的重力压降、摩阻压降和加速度压降梯度。在塔里木盆地实施了1口井的精细控压钻井作业,用停泵工况由地面回压泵施加的回压值与计算值比较,最大误差为0.30 MPa,能满足工程实际需要,为今后精细控压钻井井底压力精确计算与控制提供了理论支撑。     

温五区自喷流压下限地层压力保持研究

利用前苏联克雷诺夫的油气垂直管流中的上升理论公式计算了温五区块不同气油比下不同含水阶段自喷流压下限.研究表明地层压力应保持在饱和压力以上,防止由于地层压力低于饱和压力造成地层原油粘度急剧增加,防止油层中脱气形成油气水三相渗流导致油相渗透率降低、渗流阻力增大;地层压力保持越高,油相流动能力越强,采油指数值越大,采油井生产能力越强.结合渗流阻力分析所得结论、采液和采油指数变化规律、生产压差等对脱气半径的影响,以及,确定了保证温五区块不同气油比、不同含水阶段保持采油井自喷产液量达到10 m^3/d所需的地层压力,为温五区油藏的开发提供了良好的理论基础,对于油藏性质相近的油藏的开发工作也具有一定的借鉴意义.     

控压钻井井筒压力控制技术初探

常规钻井技术钻遇压力衰竭或复杂地层时,经常遇到钻井液安全密度窗口窄,并引起漏、喷、卡、塌等井下复杂问题。控压钻井(MPD)通过控制井筒环空循环流体介质的流量与流态、井口施加压力等因素,结合环空压降模型计算,使环空压力保持在一定的范围,就可以降低甚至避免这些钻井问题,减少非钻井作业时间,提高钻井效率,降低作业成本。     

盖层、压力封盖和异常压力系统研究

通过对四川盆地川西坳陷中生界非常规致密砂岩气藏的研究,认为物性盖层的遮盖能力不仅取决于其孔隙,还取决于其缝隙及其孔隙水的压力。对辽河西部凹陷第三系油气藏的研究发现,欠压实超压封盖是一种非常有效的封盖,并将盖层分为微孔型、微缝型和欠压实超压型3种类型,提出应用饱和度与对应毛细管压力的比值,即主峰饱压比,作为区分微孔型和微缝型盖层的参数。盖层的孔隙水异常压力常常是由泥岩欠压实形成的,与通常的泥岩遮盖机理并不相同,欠压实泥岩盖层在埋藏浅—中等的地层中具有重要作用,对于浅层气更加重要。微孔型盖岩的发育可以导致封存箱的形成,在埋藏中等—深的地层中最为重要,也是最常见的具封存和遮挡作用的盖岩类型。异常压力系统是具有一定体积的地质体,根据其成因可分为封闭型(封存箱)、滞排型(与欠压实有关的超压带)、顶封滞排型和入侵型4种类型。根据异常压力和压力遮盖封闭研究,勘探的优先目标是一大(体积大)、一高(压力系数高)、一低(压力梯度低)的封存箱或封存包,或者是欠压实滞排超压带压力遮盖闭合区主遮盖面的紧下方,可概括为异常压力系统封存或遮盖聚集油气,也简称为超压封盖油气的理论认识。      

精细控压钻井控压响应时间浅析

精细控压钻井通过PWD随钻测压、计算机控制、回压泵和节流阀等闭环调节井口回压,精细控制井底压力,以满足安全、快速钻井的需要。判断精细控压钻井系统性能高低的一个重要指标就是压力控制的响应时间。短的控压响应时间可以很快平衡井底压力变化,维持钻进在井底压力基本恒定下进行。以回压从井口传到井底的时间为研究对象,建立了回压在环空传播速度的计算模型,分析了影响回压传播速度的主要因素钻井液密度、气体含量和岩屑含量,并以控压钻井实例数据计算为例、分析了精细控压钻井的控压响应时间,为精细控压钻井提供理论支持。