萨曼杰佩天然气井口管道位移分析.pdf

7 2 石油工程建设 2 0 1 1年 1 0月 一 陈意深 ，何永明 中国石油工程建设公司，北京1 0 0 1 2 0 摘 要 萨曼杰佩气区天然气气井投产后 ，随着天然气产量的提 高 ，部分单 井井 口地面管道 出现 不 N程度的位移 。给生产 的正常运行带来了隐患。文章分析 了井 口管道位移的原 因，通过对现场 实际 运行参数 的收集 ，建立模型对 系统进行应力分析 ，提 出了整改措施 ，并对位移量较 大的井 口管道增 设 固定墩 通过一年 多的生产运行 ，证 明了整改措施的可行性 。文章对今后类似工程提 出了建议 。 关 键词 天然 气 ；井 口管道 ；单 井管道 ；位 移 ；应 力分析 ；改进措 施 中图分类 号 T E 9 7 3 文献标识码 B 文 章编号 1 0 0 1 2 2 0 6 2 0 1 1 0 5 0 0 7 2 0 3 1 工 程概 况 萨曼杰佩 气 区位 于土库 曼斯坦 阿姆 河右岸 ， 该 地 区 坐 落 于 阿 姆 河 盆 地 、 卡 拉 库 姆 大 沙 漠 中 ， 大 部 分 地 区处 在 荒 漠 腹 地 。井 口设 施 和 单 井 管 道 工 程 由中国石油 工程 建设公 司 C P E C C 承建 。 该项 目自2 0 0 9年 2月开始设计 ，2 0 0 9年 1 1月开 始陆续建成并投入生产 ，到 目前 ，已经有 3 3口单 井投入生产运行。该气区天然气气井有三个明显的 特点 ，一是天然气产量高 ，一般直井单井产量在 5 O万 ～8 0万 m 3 ／ d ．水平井单井产量达 1 0 0万m 3 ／ d ， 伴 随高产而带来 的是介 质温度 高 ；二是 压力高 ， 井 口压力约 2 0 M P a ；三是含硫 高 ，天然气 中 H S 含量达到 3 ． 8 ％ V 5 7 ． 7 g ／ m 。同时 ，介质 中 C O 2 的含 量达到 4 ． 0 ％ V 。 因此 ，该工 程在工 艺技 术 、 自动控制 、设备及材料选用以及 施工方面 的 要求都非常高 。 从 气井流 出的天然气 ，在井 口经 过二级节流 至系统要求 的压力 ，通过 单井 管道 以埋 地方式输 送至集气 站场。而井 口管 道则 布置在地 面 。气井 在投产后 ，随着单井产量 的提高 ，井 流物温度 明 显升高 ．2 0 1 0年 3月 ．现场巡检发现在 已经投产 的 1 5 V I 单井中 ，部分井 口管道发生 了位移 ，其 中 有 4口井 的井 口管 道位 移量 较 大 ，5口井 位 移量 较 小 ，另外 6口井没有发生位移。 由于天然气管道输送 的介质是高压 、高含硫 的天然气 ，危 险性高 ，井 口管道 因位移受 到拉伸 或压缩影 响造成应力集中 ，应力腐蚀 开裂 S C C 和硫 化 物 应力 开 裂 S S C敏感 性 增加 ，尤 其是 当 法兰、弯头等处受力超出许用应力时 ，极易造成这 些设施 的损坏 ，从 而酿成 大 的事故 。 2井 口管道产 生 位移 的原 因分析 针对 发现 的 问题 ，项 目部组织 技术 人员 ，一 方 面深入现场 ，跟踪气井的生产运行情况 ，收集有关 数据和参数 ；另一方面，会同设计人员对设计图纸 进行分析 。并将现场收集 的参数与设计输入参数对 比，之后建立模型进行计算 ，提出整改措施 。 井 口管道长度很短 ，井流物的热量不足以产生 使管道位移的推力。但是从井 口接出的埋地单井管 道较长 ，在气井投入运行后热胀 ，如果在其本身系 统中不能吸收这部分位移量时．其产生的推力将作 用到井 口管道上 ，从而使井 口管道产生位移 ，推力 越 大 ，井 口管道 的位 移量 越 大 。 影响井 口管道系统位移大小的因素主要有以下 几 个方 面 出井场后单井管道的走向、地势 ；单井管道是 否设置补偿器 、固定墩 ；单井管道的埋深、回填系 数 、土壤对管道的摩阻系数 ；管道施工时的季节和 气 温 的影 响 ，尤 其 是管道 的闭合温 度 ；井 口管道 的 配管设 计 ．固定 支 架 、活动 支架 的合 理设 置等 。 通过对现场收集 的数据与设计原始数据对 比， 得 出 以下 结论 1 在投产初期 ，气井产量控制在较低的水平 羊 羊 ．’ ★ ★ ★～ m ★ 第 3 7卷第 5期 陈意深等萨曼杰佩天然气井 口管道位移分析 7 3 时 ，井 流物 的温度 也 比较低 ， 或位 移量 很小 。 2 在提高单井产量后 ， 高 ．井 口管道的位移增大。 井 口管道不产生位移 点 。 井 流物 的温度 随之 升 3 部分井口管道之所以产生较大位移 ，是由 于气井实际生产运行时井流物的温度要 比设计工况 高。根据设计输人条件 ，二级节流后的温度一般在 4 0℃左右 ，而现场实际值多数在 5 0℃以上 ，少数 单井达到了 6 0 c I 。 3 对 系统进行模拟计算 ，制订整改方案 针对井 口管道产生位移 ，采用 C A S E RI I 软件 ， 建立计算模型 ，选取和调整有关参数 ，对已经投产 井进行井 口管道应力分析 ，并与现场实际情况进行 比较 ，使之有较好的符合性。对于管道及系统的应 力 、法兰受力校核超标的单井 ，按照不同的整改方 案进行应力分析 ，以确定最终的整改措施 。 从前面的分析可以看出 ，导致井 口管道产生位 移的直接原因是单井管道 的推力所致 ，因此 ，只要 消除或将这一推力降低到一定的程度 ，井 口管道就 是安全 的。消除单井管道对井 口管道的推力 ，需要 将单井管道因热胀而产生的作用力在其管道系统中 吸收消除 ，可供选择的措施为 在靠近井 口的单井 管道上增设固定墩或补偿器 ，也可同时增设固定墩 和补偿器。 下面以单井 S a m 一 3 1 H为例进行分析说 明。 3 ． 1 S a m一 3 1 H单井基本情况 S a m一 3 1 H单井管道长度为 5 9 2 4 m，该井于 2 0 0 9年冬 季 完成 施 工 并投 产 。现场 位 移情 况 出站 球 阀 的支架 为滑 动 型式 ，向采气 树 方 向位 移 1 2 mm，采气树正对的管道的两个管支架与基础 悬空 ，最 大处 为 1 0m m。 3 ． 2 对 S a m一 3 1 H单井现状进行应力分析 根据 井 场 配 管及 单 井管 道 走 向 ，建 立 S a m一 3 1 H井井场设施及埋地管道模型 ，分析范围包括采 气树管 口、井场地面管道和阀门、长约 1 0 0 0 m的 单井埋地管道 ，通过分析。挑选 出以下几个不利的 因素作 为关 注点 1 二级节流阀下游支架位移 1 3 0号节点 。 2 出井场球阀支架位移 1 4 0 、1 5 0号节点 。 3 采气树两翼 角阀处法兰应力 1 0 、5 0 1 0 号节点 。 4 二级节流阀法兰处应力 1 0 0 、1 2 0号节 5 二级节流阀之前管支架位移 7 O 、9 0号 节 点 。 由于该井 口在 2 0 0 9年冬季完成施工 ，管道 内 介质温度与管道施工闭合温度差按 5 5 o 【 二 考虑 。 通过 C A S E R I I 软件对 S a m一 3 1 H井单井管道 进行应力分析计算和复核 ，井场内各关注点的位移 情况见表 1 ，各关键部位法兰校核见表 2 。 表 1 井场 内各关 注点 的位移情况 节点号 节点名称 向／ mm ， ， 向／ mm Z向／ m m 7 0 二级节 流阀之前管支架 3 ． 5 8 0 0 ． 0 0 0 - 0 ．7 3 5 9 0 节流阀上游支架 2 2 ． 7 7 3 0 ．O o 0 1 ．0 7 5 1 3 0 节流阀下游支架 2 5 ． 4 7 9 0 ． 0 0 0 2 ． 1 6 5 1 4 0 球 阀上游支架 2 4 ． 3 1 5 3 ． 0 4 7 2 ． 7 3 8 1 5 O 球 阀下游支架 2 3 ． 8 4 1 4 ． 2 2 8 2 ． 7 0 1 表 2井场 内各关键部位法兰校核情况 受力值 占许用 应力 节点号 节点名称 的百分 比／ ％ 1 O 靠近球 阀的采气翼与采气树连接端 5 7 ．6 5 5 0 1 0 另一采气翼与采气树连接端 6 2 ．5 4 1 o o 节流阀上游法兰 9 5 ．2 0 1 2 0 节流阀下游法兰 9 6 ．9 1 分析结果 1 井 口地面部分管道位移较大 ，二级节流阀 法兰处及采气树法兰处受力情况 良好。 2 管系应力水平较高 ，达到了 1 4 5 ％。 结论 井 口管系最大应力超高，生产运行存在 安全隐患 ，需要采取相应整改措施 。 3 ． 3 增设 固定墩 方案 的应 力分析 根据井场外单井管道 的走 向．在井场围墙外约 2 0 m的单井管道上增设固定墩 ，利用 C A S E R I I 软 件对单井管道重新进行应力分析计算和复核 。井场 内各 关注 点 的位 移情 况见 表 3 ．各关 键 部 位法 兰 校 核 见表 4 。 分析结果 1 井 V I 管道位移显著减少 ，二级节流阀法兰 处及采气树法 兰处均受力 良好。 2 管 系应力水 平大 幅 降低 ，由 1 4 5 ％降 至 4 0． 8 ％ 。 通 过计 算 。增设 固定 墩后 ，井 口管 道位 移及 管 系应力水平大幅降低 ，保证了整个系统的安全。 2 0 1 0年 3月 ，在 S a m一 3 1 H井 场 围 墙 外 增 设 了 固定墩 ．在 实施 时 ，同 时切割 掉井 场二 级节 流 阀 7 4 石油工程建设 2 0 1 1年 1 0月 表 3 增设 固定墩后各关注点的位移情况 节点号 节点名称 向／ mm y向／ mm Z向／ mm 7 0 二级节流阀之前管支架 1 ． 2 4 8 0 ． 0 0 0 0 ． 3 7 4 9 0 节流阀上游 支架 6 ． 7 6 0 0 ． 0 0 0 2 ． O 4 8 1 3 0 节流阀下 游支架 6 ．9 1 0 0 - 2 8 1 2 ．5 3 8 1 4 0 球 阀上 游支架 5 ． 9 2 5 3 ． 4 6 3 1 ． 8 2 6 1 5 0 球阀下 游支架 5 ． 4 9 4 4 ． 7 7 1 1 ． 4 3 0 表 4 增设 固定墩后各关键部位法兰校核情况 受力值 占许用应 力 节 点号 节点名称 的百分 比／ ％ 1 O 靠近球阀的采气翼与采气树连接端 5 6 ． 8 5 5 0 1 O 另一采气翼 与采气树连接端 6 0 ． 5 5 1 0 0 节 流阀上游法 兰 8 4 ．3 O l 2 O 节流阀下游法兰 8 4 ． 9 6 后 2 5 mm 的 管 道 。2 0 1 0年 4月 ，S a m一 3 1 H 井 复 产 ，开井产量为 5 3 ． 5万 m3 ／ d时 ，地面设施无位移 现象 ，提产至 8 0万 m 3 ／ d时 ，球 阀支架轴向位移约 6 mm。计算结果与现场实际情况基本相符。 4实施 与效果 2 0 1 0年 3月 ，对 已经投产的 1 5口单井 ．根据 应 力分 析结 果并 对照 现场 的实 际情 况 ，对 4口单井 位移量较大的管道采取了切割部分管道并加设 固定 墩的措施 ，其他单井管道不再整改。 此后建成投产 的 1 8口单井 ，其 中 1 0口单井 井 口管道采取 在靠近井 口处加设 固定墩 的措施 ， 另外 8口单井井 口管道采取加设 L型补偿器 的方 式 。 到 目前止 ，投入运行的 3 3口单井 ，从跟踪情 况看 ，井 口管道位移量较小 ，部分单井井 口管道没 有出现位移 ，现场情况与应力分析结果吻合 ，确保 了气井 的安全生产 ，部分气井 已平稳运行超过一年 半时间。 5结 论 和建议 井 口管道 系统因受热膨胀产生位移是正 常的 现象 ，一方 面 ，管道热胀后会在管道 系统 中产生 上接 第 4 2页 参考文献 [ 1 ] T S G R0 0 0 4 2 0 0 9 ， 固定式压力容器安全技术监察规 程[ S ] ． [ 2 ] G B 1 5 0 1 9 9 8， 钢制压力容器【 S 】 ． [ 3 ] S H 3 5 2 4 1 9 9 9，石油化工钢制罐 、容器现场组 焊施 工工艺标准 [ S 】 ． [ 4 ] J B 4 7 0 8 2 0 0 0， 钢制压力容器焊接工艺评定【 s ] ． 推力从而使管道产生位移 ；另一方面 ，管 道位移 后 系统又会产生反作用力 ，作用力 和反作 用力是 平衡 的 ，只要这个力不超过管道及其 附件 的许 用 应力 ，系统就是安全 的。通过对萨曼杰佩气 区单 井管道产生位移 的原 因分析 、模拟计算 、整改实 施及跟踪对 比，为今后建设类似工程时 ，减少井 口管 道受 力 、提 高 生产 的安 全可 靠 性 积 累 了经 验 。 现提出以下建议 1 尽可能将埋地单井管道 因井流物温升热胀 而产生的推力在其系统 内部消除，只要这个推力不 作用到地面的井 口管道 。井 口管道就是安全的。 2 为提高井 口管道的安全性 ，在进行配管设 计时要注意合理设置 固定 、滑动支撑。 3 消除单井管道对井 口管道的作用力 ，可采 取 以下有效措施 a ． 在设计单井管道的路 由时 ，要考虑 自然补偿 问题 ，尤其是靠近井 1 3 部分 ，充分依托地理条件。 b ． 在 自然补偿不能满足要求时 ，可考虑在靠近 井 口处设置固定墩的办法 ，但需要注意管道的防腐 和应力集 中问题。 c ． 设置补偿器是行之有效的措施 ，但要注意宜 采用长径弯管，尽可能减少气流的冲蚀影响。 d ． 管道发生位移主要是 由于管道施工闭合温度 与投产后井流物温差引起 的，因此在单井管道施工 时选择合适 的温度非常重要。 4 投产时开井速度不宜过快 。开井速度过快 会造成管道承受 的瞬间压力过大 。引发管道震 动 。 造成管道的局部位移 ，投产时气井 的产量应逐步缓 慢提高。 作 者简介 陈意深 1 9 6 3 一 ，男，广西南 宁人 ，高级工程 师 ，1 9 8 6年毕业 于西南石 油学院油 气储 运专 业，现从事 海 外石 油工程建设的管理工作。 收稿 日期 2 0 1 1 - 0 6 1 5 [ 5 ]j ] 3 ,IT 4 7 0 9 2 0 0 0 ， 钢制压力容器焊接规程[ s 】 作 者 简介 吴俊 1 9 7 8 一 ，男 ，云 南 昭通人 ，工程 师 ， 一 级 建造师。2 0 0 2年毕 业于西安石 油学院焊接 ．Y - 艺与设备 专业．一 直从事石化工程建设焊接 管理 工作 。 收稿 日期 2 0 1 0 1 0 2 5