输气管道工程放空系统设置现状及改进建议

按照以往工程习惯做法,输气管道阀室设置放空管,站场设置具有点火功能的放空管,受放空管防火间距和火炬热辐射的影响,阀室和站场的选址在工程建设中存在的问题日益突出。针对中国石油输气管道建设情况,对比分析了现行国内外天然气管道放空标准,结合国内放空系统设计、建设、运行现状和存在的问题,对现行国家标准修订提出了建议。     

输气管道不点火放空和点火放空后果对比分析

天然气放空是输气管道生产工艺过程的重要环节,本文对不点火放空和点火放空两种方式的放空特点、影响后果和适用环境做了分析对比研究。模拟计算了不同工况下不点火放空后的天然气扩散影响半径,以及点火放空后火焰热辐射影响半径。研究结果表明,点火放空适用于对可燃气体敏感的环境及存在不确定火源风险较大的地区,对没有特殊要求的地区推荐采用不点火放空。     

大口径、高压力输气管道的不停输开孔封堵

<正>管道不停输机械封堵的一般原理是首先在运行管线上焊接(或机械连接)四个对开三通(其中两侧的为旁通三通,中间两个为封堵三通),三通上加装夹板阀(专用阀),夹板阀上安装开孔机。这样,开孔机、夹板阀、三通形成一个密闭腔体,然后利     

井口平台压力泄放系统的优化

压力泄放系统是确保平台安全生产的不可缺少的辅助系统,其作用是接收并释放平台上油气设备排放出的气体和液体,并对它们进行必要的处理.随着"三新三化”方针的贯彻,一些井口平台的泄放量减少了很多,这些平台有必要对传统的压力泄放系统进行优化,以降低成本.     

井口平台压力泄放系统的优化

压力泄放系统是确保平台安全生产的不可缺少的辅助系统,其作用是接收并释放平台上油气设备排放出的气体和液体,并对它们进行必要的处理。随着“三新三化”方针的贯彻,一些井口平台的泄放量减少了很多,这些平台有必要对传统的压力泄放系统进行优化,以降低成本。     

节能型防回火技术在氢气输气管道泄放系统中的研究应用

本文介绍一种新型节能防回火安全泄放技术在氢气输气管道的应用,将传统的1mmPa级微正压密封提高至10Pa级正压密封,极大提高了常规吹扫气的密封性,阻止空气的渗透,在保证极强的防回火性能的同时可降低80%氮气消耗量,安全性高、节能效果显著,可在氢气输气管道放空系统中广泛使用。     

大口径高压力下两相管流详细测量

通过从凝析液／氮气两相试验中得出了一些新结论。该试验是在位于Tiller的SINTIF多相流试验室内进行的，其试验管道长96m。管径0．29m，倾角办5°系统压力和温度分别为90bar和30℃。试验管道装备了详细测量流动的大量仪器。本文描述一些仪器和从试验中得出的初步结论，同时强调了试验中使用的等动能探头、激光多普勒测速仪和γ射线密度仪等测量仪器。     

大口径高压力下的两相管流详细测量

通过从凝析液／氮气两相试验中得出了一些新结论。该试验是在位于Ｔ８ｌｌｅｒ的ＳＩＮＴＩＦ多要相流试验室内进行的，其试验管道长９６ｍ，管径０．２９ｍ，倾角为５&#176;，系统压力和温度分别为９０ｂａｒ和３０℃。     

我国首条大口径、高压力页岩气外输管道建成投运

<正>2015年5月11日,来自重庆涪陵国家级页岩气示范区焦石坝区块的页岩气成功在涪陵增压站点火成功,这标志着国内首条大口径、高压力页岩气外输管道——涪陵—王场管道顺利建成投运。涪陵—王场输气管道是涪陵页岩气田开发利用的配套工程,也是涪陵国家级页岩气示范区建设的重要组成部分。管道全长136.5 km,设计压力10 MPa,管径1016 mm,设计输气量60×10~8m~3/a,总投资逾18亿元。一期工程按50×10~8m~3/a输气量计     

对大口径、高压力长输天然气管道的投产技术研究

大口径、高压力长输天然气管道的投产技术能够确保油气管道的安全平稳运行,需要相关工作人员进行重点关注。基于此,本文分析了大口径、高压力长输天然气管道多种投产技术对比分析,阐述了大口径、高压力长输天然气管道的投产技术。     

高压气井环空压力管理图版设计与应用

环空带压是国内外气田普遍存在的气井完整性管理技术难题,科学的环空压力管理能够有效缓解环空带压问题的恶化,保证油气井的长期完整性。但目前国际上应用广泛的几种环空压力管理技术均无法满足中国石油塔里木油田公司(以下简称塔里木油田)超深层高压气井的管理要求,急需一套适合于该公司超深层高压气井的环空压力管理技术。为此,基于国内外现有的气井环空压力管理技术,综合考虑超深层高压气井A环空对应所有井屏障部件在不同生产和关井工况下的安全性,创新了一套A环空最大允许压力曲线和A环空最小预留压力曲线的计算方法 ;同时,兼顾安全性和可操作,通过进一步优化B、C、D环空最大允许压力计算的考虑因素和安全系数取值,提出了一套B、C、D环空最大允许压力计算新方法 ;进而设计完成了一套高压气井环空压力管理标准化图版。该项技术已在该公司所有高压气井进行了推广应用,有效地支撑了塔里木油田超深层高压气井的安全高效开发。     

基于3D-VCCT的多裂纹输气管道断裂分析方法

现行的国家标准因不能准确反映含缺陷输气管道多裂纹干涉效应,从而使得评定结果偏于保守。为了提高含缺陷输气管道安全评估的准确性,在对比奇异单元法和三维虚拟裂纹闭合技术(Three-Dimensional Virtual Crack Closure Technology,3D-VCCT)的基础上,优选3D-VCCT建立输气管道多裂纹干涉模型,并通过分析裂纹相互干涉作用因子的变化,研究了附属裂纹对主裂纹前缘各点的干涉影响。研究结果表明:①随附属裂纹尺寸的变化,平行共线裂纹的最强干涉效应发生在裂纹近表面点并表现为增强效应;②一定条件下,平行共轴裂纹的干涉效应在裂纹最深点和表面点较为显著,并且最深点表现为增强效应,而表面点则表现为减弱效应;③当裂纹间的水平间距大于主裂纹长半轴的6倍时,平行共线裂纹与平行偏置裂纹的干涉效应微乎其微,可将多裂纹简化为单裂纹进行分析。结论认为,该研究成果不仅可以为多裂纹输气管道的断裂分析提供技术参考,而且还可以为输气管道多裂纹的安全评定提供理论依据。     

针对中俄东线高钢级大口径输气管道自动焊的设计提升

中俄东线天然气管道首次选用外径1 422 mm、输送压力12 MPa、X80钢级的设计参数组合，并且首次全面采用自动焊施工。为了提高自动焊的焊接效率、保证焊接质量，从管道线路选线、管道敷设、材料及焊接等方面对设计方法和技术进行了改进与提升，重点针对管道路由选择、管道转向、管道穿越障碍物、线路用管技术条件、不等壁厚焊接坡口和管道可靠性校核等方面开展了相关技术研究。研究结果表明：①在线路选线原则上尽可能地保持线路走向顺直，坡度控制在12°以下；②在管道转向设计中，在空间允许范围内尽可能地使用大角度弹性敷设代替冷弯管和热煨弯管；③在穿越等级公路时，优先采用了新式盖板涵代替传统套管；④在管材方面，加强钢管不圆度等参数控制；⑤在焊接方面，采用新型不等壁厚内孔锥形焊接坡口；⑥在管道整体安全性方面，进行线路可靠性评价。结论认为，上述设计提升措施有效地提高了自动焊的施工效率和焊缝质量，使管道线路段的可靠性能够满足规范中的目标可靠度要求，在中俄东线的自动焊现场实施过程中取得了显著成效，可以为自动焊在后续工程中的全面应用提供技术支撑。     

外径1 422 mm的X80钢管材技术条件研究及产品开发

为了满足中俄东线天然气管道工程380×108 m3/a 超大输气量的要求,大口径、厚壁、高钢级钢管便成为了主要选择。为此,结合该管道工程用外径为1 422 mm 的X80 钢管材技术条件的研究制订过程,对国内外管线钢管技术标准进行了对比分析,同时对外径为1 422 mm X80 钢管材技术条件中的化学成分和止裂韧性等关键技术指标及制订过程进行了分析探讨,并对外径为1 422 mm X80 钢管的开发过程及产品性能进行了介绍。通过生产试制和产品检测,证明现有技术条件合理有效地解决了化学成分 控制、断裂控制、产品焊接稳定性等技术问题,不仅满足了工程要求,而且也适应生产情况,可以保障中俄东线天然气管道的本质安全。该研究成果可为中俄东线建设外径为1 422 mm X80 钢天然气管道提供技术支撑,同时对于其他天然气管道工程技术条件的制订也具有指导意义。     

重复式电缆地层测试器液压系统中调压阀特性分析

介绍重复式电缆地层测试器调压阀(RV阀)的工作原理，建立了RV阀的动态及静态性能的数学方程，分析了液压系统中RV阀的特性。结合实际工作中由于RV阀的稳定性较差，影响整个液压系统的稳定性和可靠性的现象，提出了改善性能的措施，为以后设计类似产品提供了参考。     

大牛地“低压、低产、低渗透”气田增压集输模式

随着鄂尔多斯盆地大牛地气田的不断开发,气井压力逐渐下降,目前约有30%的气井压力已接近管网压力（不低于4.5 MPa）。为了维持气田的稳定生产,同时保证气田天然气的正常外输,迫切需要采取增压集输工艺。为此,针对大牛地气田的气藏特点,提出了4种增压集输模式：①单井增压模式;②集气站分散增压模式;③区域集中增压模式（多个集气站集中增压）;④首站集中增压模式。并分别从生产工艺、投资及运行费用、经济效益及生产管理等方面对上述4种增压集输模式进行了对比分析。结果表明：依次采用区域集中增压和首站集中增压的分步两级增压模式可充分利用气田现有的集输工艺设备,既能最大限度地开发气田资源,又能满足管网外输压力的要求,是大牛地气田增压开采最优的增压集输模式。     

气井产能评价二项式压力法、压力平方法的适用条件

为了快速、准确地评价气井产能,需要明确气井二项式产能评价拟压力法的简化方法——压力平方法、压力法的适用条件。为此,通过回顾多孔介质中真实气体渗流控制方程形式的演变,对我国典型气藏PVT数据、模拟井及现场实例井进行分析,深入探讨了气井二项式产能评价简化方法——压力平方法、压力法的适用条件。研究结果表明:①当压力小于14 MPa时,μZ基本上是常数,而当压力大于42 MPa时,则p/μz基本上是常数;②压力平方法的适用范围可以从14 MPa扩展到20 MPa,较之于拟压力法,在上述压力范围内用压力平方法计算气井的无阻流量,相对误差可小于5%,而若在压力介于20～30 MPa时使用压力平方法,所计算的无阻流量相对误差则小于10%;③当压力超过80 MPa时,较之于拟压力法,压力法计算的无阻流量相对误差小于10%,而若在高压情形下使用压力平方法,计算得到的无阻流量偏小,相对误差接近25%;④在低压情况下,当压力一定时,温度越高压力平方法与拟压力法的相对误差越小,而在高压情况下,当压力一定时,温度越高压力法的相对误差越大。结论认为:①气井进行二项式产能分析时,推荐使用拟压力法;②在低压情形(小于...     

高压—超高压碳酸盐岩气藏渗流机理及开发特征——以阿姆河盆地M区为例

为了弄清影响高压—超高压气井生产动态的根本原因,选取土库曼斯坦阿姆河盆地M区多个碳酸盐岩气藏储层岩心,开展了多回次变围压应力敏感、衰竭式开发、CT扫描及三维数字岩心模拟等实验,在此基础上,深入剖析了高压—超高压气井的生产动态特征,研究了不同产状裂缝及其发育程度对气井产能的影响,进而提出了M区高压—超高压碳酸盐岩气藏在开发早期需采取的合理对策。研究结果表明:(1)应力敏感实验表明,孔隙型及孔洞型岩心应力敏感程度中等偏弱,裂缝—孔隙型岩心应力敏感程度强,渗透率不可逆损害率高且损害率主要集中在加压初期;(2)岩石弹性膨胀是高压—超高压气藏开采早期的主要驱动能量;(3)高压—超高压气藏在开发早期应控制采气速度,有利于降低气井产能递减幅度、增加阶段采出程度;(4)裂缝—孔隙型储层中气井初始产能主要受裂缝发育程度的影响,产能递减幅度主要受裂缝产状的影响;(5)以发育低角度裂缝为主的储层,地层压力降低后裂缝易闭合,气井产能递减较快,在开发早期应严格控制生产压差;(6)阿姆河盆地高压—超高压气藏大部分气井在地层压力降至45 MPa以前,应尽量保持生产压差小于5 MPa。结论认为,所建立的方法具有一定的...     

控压钻井技术在塔中区块的应用及效果分析

塔里木油田塔中区块存在着诸多钻井难题,常规钻井装置和方法很难满足当前钻井作业要求,为此,开展了控压钻井技术研究与应用工作。控压钻井技术主要设备有造气及分离装置、回压控制及计量装置、井筒控制装置及井下监测装置。根据实时监测的数据,利用回压泵和节流管汇对井底压力进行控制,用于提高复杂条件下钻井作业的安全性和效率。应用该技术后,XY722井非生产时间减少,钻井周期缩短近百天,在减少恶性漏失的同时,也减少了对储层的损害,XY62-11H井节省钻井液多达4000m3。     

莺-琼盆地高压成因输导体系特征、识别及其成藏过程

莺-琼盆地为新生代的高温高压快速沉降盆地,通常伴随着热流底辟体的发育,形成了异于常压盆地的油气输导体系,由地层深部压力释放形成的底辟和裂缝是莺-琼盆地天然气运移的主要输导通道。研究利用沿层三维地震相干分析及曲率分析技术对莺-琼盆地高压底辟型和裂缝型输导体系进行了系统的识别,研究其空间展布特征及演化过程,结合天然气同位素及包裹体等地球化学手段,综合分析了高压成因输导体系与研究区天然气充注、散失及富集成藏的关系。研究结果表明,底辟型和裂缝型输导体系在空间分布上具有由深向浅阶梯状发育的特点,其中底辟型输导体系通常发育在莺歌海盆地的中央坳陷带,裂缝型输导体系主要分布在盆地热流底辟的边缘、斜坡近凹区的高压地层中。底辟型输导体系的发育演化历史可以划分为增压期、穿刺期、平衡期、释放期和塌陷期五个阶段（类型）,具有增压期深部充气、穿刺期浅层成藏、平衡期复合成藏、释放期翼部成藏、塌陷期破坏成藏的成藏规律。裂隙型输导体系具有高压和构造两种成因,天然气具有浅部早、深部晚的成藏规律。