萨曼杰佩天然气井口管道位移分析

陈意深，何永明

（中国石油工程建设公司，北京 100120）

萨曼杰佩天然气井口管道位移分析

陈意深，何永明

（中国石油工程建设公司，北京 100120）

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同程度的位移，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。

天然气；井口管道；单井管道；位移；应力分析；改进措施

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 （CPECC）承建。该项目自2009年2月开始设计，2009年11月开始陆续建成并投入生产，到目前，已经有33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50万~80万m3/d，水平井单井产量达100万m3/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20 MPa；三是含硫高，天然气中H2S含量达到 3.8%（V）（57.7g/m3）。 同时，介质中 CO2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，2010年3月，现场巡检发现在已经投产的15口单井中，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 （SCC）和硫化物应力开裂 （SSC）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时，井流物的温度也比较低，井口管道不产生位移或位移量很小。

（2）在提高单井产量后，井流物的温度随之升高，井口管道的位移增大。

（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。根据设计输入条件，二级节流后的温度一般在40℃左右，而现场实际值多数在50℃以上，少数单井达到了60℃。

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CASERⅡ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Sam-3-1H为例进行分析说明。

3.1 Sam-3-1H单井基本情况

Sam-3-1H单井管道长度为5 924 m，该井于2009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12 mm，采气树正对的管道的两个管支架与基础悬空，最大处为10 mm。

3.2 对Sam-3-1H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Sam-3-1H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1 000 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 （130号节点）。

（2）出井场球阀支架位移 （140、150号节点）。

（3）采气树两翼角阀处法兰应力 （10、5010号节点）。

（4）二级节流阀法兰处应力 （100、120号节点）。

（5）二级节流阀之前管支架位移 （70、90号节点）。

由于该井口在2009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55℃考虑。

通过CASER II软件对Sam-3-1H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

表2 井场内各关键部位法兰校核情况

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145%。

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20 m的单井管道上增设固定墩，利用CASER II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）井口管道位移显著减少，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145%降至40.8%。

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。

2010年3月，在Sam-3-1H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后25 mm的管道。2010年4月，Sam-3-1H井复产，开井产量为53.5万m3/d时，地面设施无位移现象，提产至80万m3/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。

表3 增设固定墩后各关注点的位移情况

表4 增设固定墩后各关键部位法兰校核情况

4 实施与效果

2010年3月，对已经投产的15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18口单井，其中10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33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，尤其是靠近井口部分，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。

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

陈意深 （1963-），男，广西南宁人，高级工程师，1986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。

2011-06-15