塔河原油范文第1篇
1 项目的概况
我公司承建了西北油田分公司的跃进区块奥陶系油气藏产能建设地面工程 (一标段) (原油管道, 管道型号:168、219) 工程, 该工程为新建1#阀组间至跃进2#原油脱水站集输管线, 新建4#阀组间至跃进2#原油脱水站集输管线, 新建YJ2拉油流程至跃进2#原油脱水站集输管线, 新建2#阀组间至YJ2流程集输管线, 这四条管线长度约为 (8940) 米。
上述新建集输管线承担着向新建跃进2#原油脱水站输送原油的任务, 由于跃进区块原油属于高蜡、低凝固点、低粘度轻质原油, 原油平均密度0.8128g/cm3, 平均粘度为4.45mm2/s, 含蜡4.7%, 含盐量438.89mg/L, 含硫量0.19%。为了保证脱水站的正常运行, 设计要求这4条集输主管需要采用聚乙烯内衬管进行管道内防腐。
聚乙烯 (PO) 这种物质具有很强的稳定性与耐磨性, 且其摩擦系数较小, 抗冲击力和耐久力都较强, 因此, 采用PO内穿插修复技术治理被腐蚀的管道, 经济效益高、治理效果好, 能够起到防护作用, 大大提高管道的性能。一般情况下, 一只质量好的PO管内插到被腐蚀的管道中, 使用年限能够达到50之久。
2 内穿插修复工艺分析
2.1 工艺原理
内穿插技术的主要原理为通过相关设备将聚乙烯管进行变形处理, 之后内插在被腐蚀的管道内部, 再采取适当的操作使得PO管在金属管道内部恢复其原型, PO管的内壁紧贴金属管道的内壁, 使得两个管道紧紧地结合起来, 同时运输管道就同时具有了PO管的防腐性能和金属管道的机械性能, 二者合二为一, 形成一种“管中管”的复合型式, 运送时油气在PO管中运输, 没有直接接触到金属管的内壁, 避免了金属管道的腐蚀, 达到了防腐的目的。在此过程中需要注意的是聚乙烯管的直径应该略小于金属管道。
2.2 内穿插的方式
在《采用聚乙烯内衬修复管道施工技术规范》中指出, 将内衬管插入金属管道的方式有两种, 一种是将内衬管在内插之前变成“U”形, 一种是径向均匀压缩, 也称之为“O”形等径内插。前者复原时采用空气加压的方式, 这种方法使得原管道与内衬管之间留有固定的缝隙, 管道的抗压能力大打折扣, 预应力也较小, 容易出现管道变形的情况, 当内衬管的支撑力达不到要求时, 会产生管道变形而阻塞管道的情况;而采取径向均匀压缩的方式能够有效避免以上问题的发生, 其原理是运用聚乙烯自身的特点来促使其进行自然释放, 恢复到原来的形式, 内壁的贴合效果更好, 因此, 塔河油田一般采用“O”形等径内插技术。
2.3 选择内穿插材料
一般情况下, 各个运输管道之间的温度不尽相同, 所采用的内衬管的种类也不同。聚乙烯管的最高耐热温度为60摄氏度, 但是稠油集输管道的运输温度较高, 远远超过60摄氏度, 此时应该选用可承受温度较高的聚乙烯管道, 例如耐热聚乙烯管, 其工作温度能够达到90 摄氏度, 较PO管来说, 耐热聚乙烯管的耐热性更强。由于西北塔河油田冬天的极端温度-27.4 ℃, 井场原油输送都采用加热后再输送一般井口出油温度一般在70 ℃, 固本项目选用的管材为HTPO管, 该管材最高耐运行温度在90℃以上, 最高耐高温为105℃。
2.4 确定断管长度
原管线的弯头与断管的长度息息相关, 聚乙烯管道的屈服强度、横截面积与内穿插所需要的拉伸力之间具有以下关系:
其中, F是拉伸力;k为系数, 是由PO管道的收缩比和直径来确定的;σy是指屈服强度, A则为内插管道的横截面的面积。
此外, 当最大牵引力过大时, 会导致内插管断裂, 因此, 当原金属管道与内插管道之间的摩擦力同样大时, 采用以下公式来计算出断管的长度:
在此公式中, W是指原管道与内插管道之间的摩擦力;p是指每米原管道对内插管所产生的压力;k是指管道的主动系数, 一般为0.3;p0是指每米内穿插的管道重量;f是指内插管道与原管道之间的摩擦系数, 计算时一般为0.4;L是指管道的长度, 单位是米。
3 修复的工艺流程
修复流程为: (1) 统计需要修复管道运送的介质种类、运行压力和温度、腐蚀程度, 进行现场挖坑; (2) 对被腐蚀的管道进行断管处理并制作高密度聚乙烯内衬管; (3) 对金属管道进行清洗, 去除内部的杂物;4) 对管道内部的情况进行CCTV检测, 确定其内壁的情况; (5) 采用热熔焊接技术将内衬管连接在一起, 进行试压检查; (6) 开始进行内插作业, 采用径向均匀压缩方式进行内插; (7) 将管道的街头连接在一起, 用水泥包裹住接头部分的内衬管; (8) 在修复工作整体完成后, 对管线进行试压, 保证修复工作没有遗漏, 使得修复管道可以自由使用。
4 内穿插修复技术在塔河油田中的具体应用
塔河油田的运输线路具有流量大、运输距离长的特点, 当油水由于重力发生沉降时, 管道内部的低洼和弯曲处会积累大量的水分, 其中含有很多酸性物质, 例如氯离子。在酸性环境中, 管道的腐蚀作用明显, 渗漏出的油田造成棉花地和胡杨林的毁坏。采用内穿插技术绝对腐蚀较严重的地方进行处理之后, 管道治理的成本降低, 费用与原来相比节省了30多个百分点。我国的塔河油田首次应用该技术的时间为2010年, 对长达5千米的管道进行了修复处理。
第一, 对相关的参数进行设计。管道内部的输送物质为原有, 其中含有大量的水分;管道运输产生的压力大约为2.5MPa;最高运输温度为60摄氏度;管道所在的冻土的深度为1.2米;内衬管的选择一般为耐热聚乙烯管;穿插的方式主要为径向均匀压缩方式。
第二, 选择外径和壁厚。本工程集输线钢管的规格分别为219mm×6mm, 168mm×6mm;内插HT-PO管的204mm×7mm, 155mm×6mm;选择的内插管的管壁的厚度分别为7mm, 6mm。
第三, 确定断管的长度。选择的内衬管为206mm×6mm;内衬管的最大强度拉伸力为77.6KN;穿插过程中产生的最大牵引力为原管道和内插管之间的摩擦力;断管的最大长度确定为1102m;在管线的弯头处进行单独断管, 按照1.1km的长度进行断管操作。塔河油田自2010 年进行内穿插修复技术进行防腐处理之后, 管道的使用状况良好, 没有发生泄露或者继续腐蚀的情况, 在2012年对修复过的区域进行检查, 发现内插管与原管道之间的贴合度良好, 管道运行正常。
5 管线修复管理及方法
5.1 管道运行管理。 (1) 管道穿插修复竣工后, 不能随意在管道上开孔, 如果需要开孔必须要通过专业技术人员的研究制定出可行性的方案, 并且由专业技术人员进行操作 (。2) 经过修复后的管道中间不能随意断开, 如果由于其他破坏产生的断裂, 则断裂端口必须重新焊接PO管热熔套, 再连接起来 (。3) 管道外不能使用气割以免破坏内衬层, 内衬段中间需要断开时必须用断管机。 (4) 与PO管热熔套连接的部位也应避开热源, 以免加热PO管热熔套变形。
5.2管道遭外力破坏后的修补方法 (。1) 如果因为管道外力而遭破坏后, 导致PO管出现内衬管破漏水或PO管严重损坏时, 应立即断开遭破坏的部分, 在两端焊接PO管热熔套, 在管道的中间加装钢质或铸铁短节。 (2) 如果因为管道外力而遭破坏, 但PO管尚未损坏或有轻微损坏时, 将损坏部分作加固处理即可。
6 结语
塔河油田使用的内穿插技术对腐蚀的金属管道进行修复, 已经取得了明显的效果, 不但能够有效解决了油气泄露的问题, 还能够大大降低治理的成本, 增加油田的经济效益。特别在较为敏感的地带时, 此技术能够有效地降低污染, 除了在管道腐蚀之后, 采用此技术进行治理, 笔者参与的该项目在管道的设计阶段就将此技术应用于管道之中, 会大大降低后期的工作难度。充分体现了中石化集团将隐患消除在设计阶段的理念。
摘要：塔河油田是西北油田分公司的主要油田, 是中石化集团的产油大区, 对于我国的资源供应具有重要意义。金属线管被腐蚀是存在于油田的普遍现象, 这也是造成油田产量逐年递减的原因之一, 要想稳定油田的产油量, 保证油田的安全稳定发展和运行, 必须对这一问题进行处理。
关键词：内穿插修复技术,塔河油田
参考文献
[1] 林凯, 王立志, 江洪湖, 韩林.关于管道修复技术的应用[J].中国新技术新产品, 2011 (22) .
[2] 葛鹏莉, 羊东明, 韩阳, 高秋英, 朱原原.内穿插修复技术在塔河油田的应用[J].腐蚀与防护, 2014 (04) .
塔河原油范文第2篇
塔河油田的井斜控制技术主要是在二开钻进过程中, 因为塔河油田新三级井身结构二开井眼大、裸眼段长, 长达4000多米, 要想在二开钻进过程中大量节约钻进周期, 复合钻井技术是首选, 复合钻进基本都采用了PDC+螺杆。如果在钻进过程中由于司钻加压送钻不均、再加之地层等因素是很容易造成井斜的, 一旦井斜控制不力又不能及时发现, 就容易造成井斜超标甚至填井重钻, 这是塔河油田目前井斜的一大特点。目前通过对以前多口井的施工总结和技术分析及邻井资料, 我们认为井斜控制技术主要应作好以下几个方面的工作。
1.1 优化钻井参数:根据不同地层合理优化钻井参数, 塔河地区二开钻时较快, 特别是吉迪克组以上地层, 如果井斜监控不力, 一旦井斜达到2度以上造斜率极高, 很容易造成井斜严重超标。为了避免井斜超标, 现场使用机械式随钻测斜技术, 可以随时测量井斜, 一旦发现井斜增大, 及时降低钻压调整钻井参数, 这样就可以很好的避免井斜超标, 同时我们为了保险起见利用短起下井斜单点测斜、起钻多点测斜以此来校正随钻测斜的准确性。
1.2 合适的钻具组合:通过理论研究和现场实践表明:塔河工区地层平缓, 采用钟摆钻具是一种很理想防斜组合。一般二开钟摆钻具钻具组合为:250.8mm PDC+197直螺杆+630*410+机械式随钻测斜仪+177.8无磁钻铤+248mm扶正器+177.8mm DC1根+248mm扶正器+177.8mm DC16 根+127mm加重钻杆12 根+411*540+139mm DP。只要合理的钻井参数, 操作得当, 井斜均能控制在有效标准范围内。
1.3 司钻操作方面:司钻严格执行设计参数, 送钻平稳, 根据钻时合理调整钻井钻井参数。同时加强与地质人员的沟通和联系, 根据扭矩、上提钻具摩阻或钻时变化, 如果活动钻具摩阻增大, 立即查找分析原因。在处理交接面时适当降低钻压和转数, 通过划眼修整界面3~5次, 避免形成台肩增斜, 否则很可能会造成井斜并超标。
经过近几年现场施工总结表明, 结合现场经验只要能严格执行以上防斜技术措施, 井斜控制均能达到优良标准。
2 上部地层快速钻井技术
塔河上部地层主要是215.9mm以上大井眼, 一般使用使用“PDC+螺杆”钻井模式, 在加上使用139.7mm非标钻杆提速提效明显。
塔河区块二开250.88mm井眼中完井深5700~6200m左右, 三开215.9mm井眼中完井深6320m左右, 8 1/2"以上大井眼、井深>4000米使用139.7mm非标钻杆钻井提速效果显著。
3 钻井液技术
针对塔河油田的地层和井身结构特点, 我们对现场实际经验和已完成井资料进行了细致地研究。在此基础上, 钻井液采用了目前先进的、成熟的、在塔河油田使用过的钻井液工艺技术。
3.1 针对地层和井身结构特点, 钻井液工作着力解决以下几个问题:
(1) 裸眼井段长, 地层孔隙压力和坍塌压力变化大, 地层特征变化大。由于要平衡下部井段高的地层坍塌压力, 需要适当提高钻井液密度, 而高的钻井液密度会使上部井段的液柱压差变大、高渗透性地层泥饼变厚, 这样易造成上部井段的粘附卡钻和起下钻的遇阻卡问题。
(2) 用优质大分子聚合物包被剂, 加强钻井液的包被和抑制性能;采用大、中、小分子聚合物复配, 配合适量润滑剂, 改善泥饼质量, 调整、优化钻井液流型, 从而解决上部地层的阻卡问题。
(3) 长裸眼井段穿过多个层位多套孔隙压力系数的地层, 钻井液漏失量比常规井段高出一倍以上, 必须严格控制钻井液失水量, 并配合适当的暂堵材料, 最大限度地减少钻井液的损耗。
针对以上问题, 通过优选钻井液体系, 优化钻井液配方, 精心维护和管理, 在不浪费钻井液材料的前提下, 要最大限度地满足井下安全, 并保护好油气层。
4 现场协调组织管理
现场协调组织管理对一口井的优质、安全、快速施工很重要。作为现场的管理人员, 首先我们将现场协调组织管理作为快速钻井技术的一个重要组成部分。一个好的现场管理不但能够安全高效的缩短钻井周期, 增加钻井效益, 而且也保证安全施工和质量隐患。所以我们在现场协调组织管理工作中我们认为必须要作好以下几个方面的工作:
4.1 人员岗位分工要明确, 职责落实到位, 施工前技术措施要详细, 根据施工计划要认真分析总结, 各项准备工作要作充分, 施工后必须保证工作的连续性和紧凑性, 不能出现任何低级的时间损耗。
4.2 中完作业要衔接有序, 确保和各配合单位施工的安全和连续。所以我们必须要合理安排每项施工工序、严格按照计划有序的开展。
4.3 各项施工阶段的安全性是快速钻井的基础和前提, 特别是二开钻进期间的短起下要科学安排, 要以最短的时间达到最好的效果。
5 结语
5.1 合理的钻井参数和钻具组合, 能够满足上部地层快速钻进和防斜要求, 在快速钻进的同时作好井斜的监测工作。在操作方面必须要严格把关, 根据不同井段要合理优选钻井参数。
5.2 在快速钻进的同时, 掌握好PDC+配套螺杆及上部地层非常规钻具组合和优质的泥浆技术是实现快速钻井的关键技术。同时优质泥浆也为井下安全提供了有力的保障。
摘要：近两几年, 塔河主体区块部署的新三级结构井比例较高, 因此, 各家钻井公司都在积极优化二开井段钻井技术, 努力实现提速提效, 复合钻井技术也成为首选, 而且效果显著。这些钻井技术主要包括:二开快速钻进技术、井斜控制技术、钻井液技术、现场协调组织管理等。
关键词：塔河油田,超长裸眼,井斜,现场管理
参考文献
[1] 陈庭坚刘希圣钻井工程理论与技术中国石油大学出版社2000.
塔河原油范文第3篇
塔河油田12区块T74上覆地层沉积相属海陆两相交互沉积环境, 由西北—东南从5小区至1小区地层序列由海相逐渐过渡到陆相;经历了水退再到水进的过程, D3d组、C1b组超覆于奥陶系中下统灰岩地层之上, O3q组、O3l组、O3s组和S1k依次形成退覆沉积序列;不同沉积时期物源多样、沉积物成分、厚度不一、岩性组合方式多样、变化复杂;在横、纵向上非均质性十分明显。
2 卡层施工影响因素
2.1 客观因素
2.1.1 古潜山顶面构造形态复杂
12区5小区T74顶面是一个广泛发育局部残丘、岩溶洼地、沟槽、断层和坑洞组合的复杂面;受这些条件影响, 上奥陶统纵向上起伏大、区域上厚度不均。因此, 实钻地层界线往往与设计出入较大。
2.1.2 参考资料局限性
施工现场比较有参考价值的参考资料仅有邻井测井曲线和地质旬报。部分测井曲线不齐全;少一口井就少了一个方向上跟踪对比和对岩性变化认识;旬报中存在着新、老井针对同一岩性前后认识不一致, 针对同一套地层划分方法不统一的现象。
2.2 主观因素
2.2.1 卡层难度识别不力
总结本区以往卡层井失误经验, 发现实钻地层界线较设计地层界线误差较大;且恰尔巴克组上部灰色泥质岩与上覆良里塔格组下部灰色泥灰岩不易区分;卡层人员对中完卡层难度认识不充分, 不能及时识别塔河12区5小区的中完卡层风险。层位判断出现困难的情况下, 容易出现盲目追踪标志层或者认准设计井深结束中完的现象, 往往导致卡层不符合的发生。
2.2.2 卡层技术方法单一
目前施工现场的卡层方法仍然以肉眼识别岩性为主, 相关的技术设施仅有碳酸盐分析仪, 没有其他的技术设施辅助卡层人员进行岩性识别和地层划分。录井技术发展的相对落后很大程度上制约了中完卡层。
3 卡层管理措施
针对以上影响因素, 12区5小区的中完卡层工作一段时间内技术上很难得到突破。为了进一步做好中完结束井深的卡取, 只能在管理上采用更为先进、严格的管理措施。加强管理弥补技术缺陷。
3.1 建立三级控制措施、加强卡层基础工作
建立“事前预控、事中把控、事后反思”的中完卡层三级控制措施, 全过程跟踪现场施工动态, 保证整个过程在可以把控的范围之内。
3.1.1 事前预控, 创造最优卡层环境:
提前搜集区域资料, 并进行消化吸收, 做好难点识别、风险识别, 及时制定有针对性预控措施。将卡层准备工作调整到最佳状态。
3.1.2 事中把控, 关键环节重点控制:
卡层过程中, 严格控制岩屑质量, 确保岩屑真实、可靠;碳酸盐分析仪专人操作, 充分利用碳酸盐曲线、钻时曲线与邻井测井曲线建立对比, 提前预测目的层位置。
3.1.3 事后反思, 总结经验进行分享:
卡层结束后, 深度还原中完卡层过程, 将前期分析情况与实钻情况进行认真比对, 寻找控制关键点进行全工区经验分享。
案例:TH12542井卡层过程中实钻O3q上部泥质岩颜色为灰色, 与上覆O3l下部灰色泥灰岩不易区分。且本井卡层阶段处在夜间施工, 岩性观察更加困难。现场人员通过控制好岩屑质量, 及时绘制钻时、碳酸盐分析曲线。在岩性不易区分的情况下, 通过碳酸盐、钻时曲线找到变化。帮助本井顺利结束三开中完。
3.2 加大区域地质资料整理和研究
建立分区块地质资料库, 内容包括各开次层位卡取统计表、岩屑百格盘照片等内容。后期中完卡层工作中, 有效的利用先前实钻井各项数据, 并且不断进行信息修正、整合, 以便今后在新上井的中完卡层过程中提供有力参考。
案例:TH12537X井地质设计当中存在O3s+O3l+O3q, 通过对两口邻井实钻资料的分析, 认为本井存在奥陶系上统地层缺失的可能性, 通过前期对区域地质资料的充分消化吸收, 在充分考虑到奥陶系上统地层可能缺失的情况下, 及时调整中完卡层措施, 本井顺利中完。
3.3 杜绝盲目追踪
卡层现场坚持三不打钻原则, 即:界线不清楚不打钻、岩性没确定不打钻、地层有疑问不打钻。如果在超过设计界线的情况下确实有下探依据, 必须向甲方相关部门做出申请。如果实钻地层界线较设计提前, 追踪过程中建议充分参考邻井及本井设计, 控制奥陶系上统厚度, 避免进入目的层过多。
案例:TH12540井设计要求进入O2yj地层2m结束三开。地理位置上本井位于南-北向TH12535-TH12516两口井之间。现场确定O3q地层顶界之后, 通过与以上两口井的地层对比发现:O3q地层厚度纵向上变化相对较大, 而且多口邻井均在目的层见较好油气显示, 说明本区碳酸盐地层缝洞发育, 继续钻进进入O2yj地层存在较大风险, 鉴于中完卡层已钻穿O3q顶部含泥灰岩段, 现场决定改变中完策略, 不进入O2yj地层。本井四开钻进揭开O2yj2.5m即发生井漏。三开中完符合设计要求的同时避免了盲目追求设计可能造成的井漏风险。
3.4 建立沟通, 多渠道解决现场问题
现场卡层人员应加强自身的沟通能力, 卡层过程中寻求现场钻井、钻井液方提供支持;出现地层提前或推迟, 岩性认识不清的情况, 及时向甲方主管部门请求指导和帮助。如果确实难度较大, 可以考虑建议提前中完, 将卡层风险降到最低。
案例:TH12539井三开中完卡层过程中, O3l/O3q地层界线岩性划分出现困难。现场分析本区邻井O3l地层厚度变化大, TH12302H、TH12525、AD5三口井分别为14.5m、2.5m、50m。现场人员及时向甲方汇报当前的卡层情况, 申请提前中完, 待中完电测结束后确定下部施工方案, 经过电测验证, 目前井深仍处于O3l地层, 继续申请在下钻通井过程中钻穿O3q顶部含泥灰岩段, 获得了甲方许可, 并且后期钻进过程中找到岩屑变化, 顺利中完。
4 结语
针对目前12区5小区的中完卡层工作, 一方面需要现场人员不断加强对区域地质资料的消化和吸收, 通过不断的学习和加强, 使卡层人员对本区的区域特征、地层特点认知能力有所提升。另一方面, 基础工作是当前中完卡层过程控制的核心部分, 进一步加大现场基础管理有助于更好的把握中完卡层过程, 控制人为因素造成的卡层失误。在此基础之上不断探索科学的、优化的卡层方法是提高本区中完卡取符合率的最终目标。
摘要：塔河油田12区块5小区中完卡层工作, 相对于塔河油田其它区块来讲卡层难度大;客观上本区特殊的地质演化背景所形成的地层序列复杂。主观上卡层难度识别不力、卡层方法单一。若进入目地层过多, 由于T74界面上下地层压力不同可能造成井漏;若预留过多则对后期采油产生不利影响。为了更好的完成中完卡层, 建设高效优质油气井, 本文总结近年来12区5小区的中完卡层现场经验, 对相关的影响因素进行了全面的分析梳理, 力争提炼出相对优化的卡层管理措施。
关键词：12区5小区,卡层,影响因素,管理措施
参考文献
[1] 杨雪飞, 王兴志等.塔河油田12区海西早期岩溶作用.《地质科技情报》, 2013年02期.
[2] 林忠民.塔里木盆地塔河油田奥陶系大型油气藏形成条件.地质评论, 2002年04期.
[3] 阎相宾.塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层特征;石油与天然气地质, 2002年03期.