薩曼杰佩天然氣井口管道位移分析

陳意深，何永明

（中國石油工程建設公司，北京 100120）

薩曼杰佩天然氣井口管道位移分析

陳意深，何永明

（中國石油工程建設公司，北京 100120）

薩曼杰佩氣區天然氣氣井投產后，隨著天然氣產量的提高，部分單井井口地面管道出現不同程度的位移，給生產的正常運行帶來了隱患。文章分析了井口管道位移的原因，通過對現場實際運行參數的收集，建立模型對系統進行應力分析，提出了整改措施，并對位移量較大的井口管道增設固定墩。通過一年多的生產運行，證明了整改措施的可行性。文章對今后類似工程提出了建議。

天然氣；井口管道；單井管道；位移；應力分析；改進措施

1 工程概況

薩曼杰佩氣區位于土庫曼斯坦阿姆河右岸，該地區坐落于阿姆河盆地、卡拉庫姆大沙漠中，大部分地區處在荒漠腹地。井口設施和單井管道工程由中國石油工程建設公司 （CPECC）承建。該項目自2009年2月開始設計，2009年11月開始陸續建成并投入生產，到目前，已經有33口單井投入生產運行。該氣區天然氣氣井有三個明顯的特點，一是天然氣產量高，一般直井單井產量在50萬~80萬m3/d，水平井單井產量達100萬m3/d，伴隨高產而帶來的是介質溫度高；二是壓力高，井口壓力約20 MPa；三是含硫高，天然氣中H2S含量達到 3.8%（V）（57.7g/m3）。 同時，介質中 CO2的含量達到4.0% （V）。因此，該工程在工藝技術、自動控制、設備及材料選用以及施工方面的要求都非常高。

從氣井流出的天然氣，在井口經過二級節流至系統要求的壓力，通過單井管道以埋地方式輸送至集氣站場。而井口管道則布置在地面。氣井在投產后，隨著單井產量的提高，井流物溫度明顯升高，2010年3月，現場巡檢發現在已經投產的15口單井中，部分井口管道發生了位移，其中有4口井的井口管道位移量較大，5口井位移量較小，另外6口井沒有發生位移。

由于天然氣管道輸送的介質是高壓、高含硫的天然氣，危險性高，井口管道因位移受到拉伸或壓縮影響造成應力集中，應力腐蝕開裂 （SCC）和硫化物應力開裂 （SSC）敏感性增加，尤其是當法蘭、彎頭等處受力超出許用應力時，極易造成這些設施的損壞，從而釀成大的事故。

2 井口管道產生位移的原因分析

針對發現的問題，項目部組織技術人員，一方面深入現場，跟蹤氣井的生產運行情況，收集有關數據和參數；另一方面，會同設計人員對設計圖紙進行分析，并將現場收集的參數與設計輸入參數對比，之后建立模型進行計算，提出整改措施。

井口管道長度很短，井流物的熱量不足以產生使管道位移的推力。但是從井口接出的埋地單井管道較長，在氣井投入運行后熱脹，如果在其本身系統中不能吸收這部分位移量時，其產生的推力將作用到井口管道上，從而使井口管道產生位移，推力越大，井口管道的位移量越大。

影響井口管道系統位移大小的因素主要有以下幾個方面：

出井場后單井管道的走向、地勢；單井管道是否設置補償器、固定墩；單井管道的埋深、回填系數、土壤對管道的摩阻系數；管道施工時的季節和氣溫的影響，尤其是管道的閉合溫度；井口管道的配管設計，固定支架、活動支架的合理設置等。

通過對現場收集的數據與設計原始數據對比，得出以下結論：

（1）在投產初期，氣井產量控制在較低的水平時，井流物的溫度也比較低，井口管道不產生位移或位移量很小。

（2）在提高單井產量后，井流物的溫度隨之升高，井口管道的位移增大。

（3）部分井口管道之所以產生較大位移，是由于氣井實際生產運行時井流物的溫度要比設計工況高。根據設計輸入條件，二級節流后的溫度一般在40℃左右，而現場實際值多數在50℃以上，少數單井達到了60℃。

3 對系統進行模擬計算，制訂整改方案

針對井口管道產生位移，采用CASERⅡ軟件，建立計算模型，選取和調整有關參數，對已經投產井進行井口管道應力分析，并與現場實際情況進行比較，使之有較好的符合性。對于管道及系統的應力、法蘭受力校核超標的單井，按照不同的整改方案進行應力分析，以確定最終的整改措施。

從前面的分析可以看出，導致井口管道產生位移的直接原因是單井管道的推力所致，因此，只要消除或將這一推力降低到一定的程度，井口管道就是安全的。消除單井管道對井口管道的推力，需要將單井管道因熱脹而產生的作用力在其管道系統中吸收消除，可供選擇的措施為：在靠近井口的單井管道上增設固定墩或補償器，也可同時增設固定墩和補償器。

下面以單井Sam-3-1H為例進行分析說明。

3.1 Sam-3-1H單井基本情況

Sam-3-1H單井管道長度為5 924 m，該井于2009年冬季完成施工并投產。現場位移情況：出站球閥的支架為滑動型式，向采氣樹方向位移12 mm，采氣樹正對的管道的兩個管支架與基礎懸空，最大處為10 mm。

3.2 對Sam-3-1H單井現狀進行應力分析

根據井場配管及單井管道走向，建立Sam-3-1H井井場設施及埋地管道模型，分析范圍包括采氣樹管口、井場地面管道和閥門、長約1 000 m的單井埋地管道，通過分析，挑選出以下幾個不利的因素作為關注點：

（1）二級節流閥下游支架位移 （130號節點）。

（2）出井場球閥支架位移 （140、150號節點）。

（3）采氣樹兩翼角閥處法蘭應力 （10、5010號節點）。

（4）二級節流閥法蘭處應力 （100、120號節點）。

（5）二級節流閥之前管支架位移 （70、90號節點）。

由于該井口在2009年冬季完成施工，管道內介質溫度與管道施工閉合溫度差按55℃考慮。

通過CASER II軟件對Sam-3-1H井單井管道進行應力分析計算和復核，井場內各關注點的位移情況見表1，各關鍵部位法蘭校核見表2。

表1 井場內各關注點的位移情況

表2 井場內各關鍵部位法蘭校核情況

分析結果：

（1）井口地面部分管道位移較大，二級節流閥法蘭處及采氣樹法蘭處受力情況良好。

（2）管系應力水平較高，達到了145%。

結論：井口管系最大應力超高，生產運行存在安全隱患，需要采取相應整改措施。

3.3 增設固定墩方案的應力分析

根據井場外單井管道的走向，在井場圍墻外約20 m的單井管道上增設固定墩，利用CASER II軟件對單井管道重新進行應力分析計算和復核。井場內各關注點的位移情況見表3，各關鍵部位法蘭校核見表4。

分析結果：

（1）井口管道位移顯著減少，二級節流閥法蘭處及采氣樹法蘭處均受力良好。

（2）管系應力水平大幅降低，由145%降至40.8%。

通過計算，增設固定墩后，井口管道位移及管系應力水平大幅降低，保證了整個系統的安全。

2010年3月，在Sam-3-1H井場圍墻外增設了固定墩，在實施時，同時切割掉井場二級節流閥后25 mm的管道。2010年4月，Sam-3-1H井復產，開井產量為53.5萬m3/d時，地面設施無位移現象，提產至80萬m3/d時，球閥支架軸向位移約6 mm。計算結果與現場實際情況基本相符。

表3 增設固定墩后各關注點的位移情況

表4 增設固定墩后各關鍵部位法蘭校核情況

4 實施與效果

2010年3月，對已經投產的15口單井，根據應力分析結果并對照現場的實際情況，對4口單井位移量較大的管道采取了切割部分管道并加設固定墩的措施，其他單井管道不再整改。

此后建成投產的18口單井，其中10口單井井口管道采取在靠近井口處加設固定墩的措施，另外8口單井井口管道采取加設L型補償器的方式。

到目前止，投入運行的33口單井，從跟蹤情況看，井口管道位移量較小，部分單井井口管道沒有出現位移，現場情況與應力分析結果吻合，確保了氣井的安全生產，部分氣井已平穩運行超過一年半時間。

5 結論和建議

井口管道系統因受熱膨脹產生位移是正常的現象，一方面，管道熱脹后會在管道系統中產生推力從而使管道產生位移；另一方面，管道位移后系統又會產生反作用力，作用力和反作用力是平衡的，只要這個力不超過管道及其附件的許用應力，系統就是安全的。通過對薩曼杰佩氣區單井管道產生位移的原因分析、模擬計算、整改實施及跟蹤對比，為今后建設類似工程時，減少井口管道受力、提高生產的安全可靠性積累了經驗，現提出以下建議：

（1）盡可能將埋地單井管道因井流物溫升熱脹而產生的推力在其系統內部消除，只要這個推力不作用到地面的井口管道，井口管道就是安全的。

（2）為提高井口管道的安全性，在進行配管設計時要注意合理設置固定、滑動支撐。

（3）消除單井管道對井口管道的作用力，可采取以下有效措施：

a.在設計單井管道的路由時，要考慮自然補償問題，尤其是靠近井口部分，充分依托地理條件。

b.在自然補償不能滿足要求時，可考慮在靠近井口處設置固定墩的辦法，但需要注意管道的防腐和應力集中問題。

c.設置補償器是行之有效的措施，但要注意宜采用長徑彎管，盡可能減少氣流的沖蝕影響。

d.管道發生位移主要是由于管道施工閉合溫度與投產后井流物溫差引起的，因此在單井管道施工時選擇合適的溫度非常重要。

（4）投產時開井速度不宜過快。開井速度過快會造成管道承受的瞬間壓力過大，引發管道震動，造成管道的局部位移，投產時氣井的產量應逐步緩慢提高。

Analysis of Wellhead Pipeline Displacement in Samantepe Gas Field

CHEN Yi-shen（China Petroleum Engineering and Construction Corp.,Beijing 100120， China）,HE Yong-ming

After natural gas wells were put into production and along with gas output was increased,different displacements appeared in partial single wellhead ground pipelines,that brought some potential troubles to normal gas production.This paper analyzes the reasons of wellhead pipeline displacement,establishes a calculation model for stress analysis based on collected field practical operation parameters,puts forward countermeasures such as adding fixed block for wellhead pipeline with considerable displacement.The countermeasure feasibility has been proved after more than one year’s production.Some suggestions for similar projects in the future are also provided in this paper.

natural gas;wellhead pipeline;single well pipeline;displacement;stress analysis;improvement measure

TE973

B

1001－2206（2011）05－0072－03

陳意深 （1963-），男，廣西南寧人，高級工程師，1986年畢業于西南石油學院油氣儲運專業，現從事海外石油工程建設的管理工作。

2011-06-15