埕岛油田海底管道悬空特征及其影响因素

海底管道是海上油气生产的重要设施,而管道悬空是影响其安全运作的主要因素之一。根据海底管道复勘资料,利用ArcGIS对埕岛油田海底管道的在位状态以及分布情况进行分析,重点统计分析了管道悬空特征和悬空规律,并分析了海底管道悬空的原因以及影响因素。结果表明,悬空管道占总调查管道总长度的4.03%,主要分布在水深为5~15 m范围内的三角洲前缘斜坡上。近90%悬空管段的长度<60 m,其中以10~20 m最为常见。超过90%悬空管段的悬空高度<1 m,其中以0.2~0.4 m最为常见。研究区海底管道悬空的主要原因为海床冲刷,其影响因素主要包括沉积物特征、地形地貌以及海洋动力条件。

埕岛油田海底管道冲刷悬空机理及对策

对埕岛油田海底管道冲刷悬空的机理进行了理论分析及模型试验 ,给出了海底管道在水流作用下发生共振时实际最大允许悬空长度的范围 ,并在此基础上对抛砂袋结合混凝土块覆盖法、水下短桩支承法和挠性软管跨接法等治理对策进行了对比。提出应采取改进常规的挖沟埋管工艺、实行定期检查和测量海底管道悬空长度范围等治理措施 ,尤其对已投产和新建的海底管线悬空问题的治理 。

黄河水下三角洲埕岛油田海底管线悬空分析

现代黄河三角洲埕岛油田海底管线的调查发现了许多管线悬空现象。分析表明,悬空主要在3种条件下产生,其中平台周围冲刷坑导致的管线悬空是最主要的。经计算可知,所调查管线的最大允许悬空长度为18.6 m,其中有3条管线悬空长度已超过此值,应及时进行治理。

埕岛油田海底管线在位稳定性的计算分析

埕岛油田主要分布粉土和淤泥质软土2类典型的海床。通过建立海床与其上裸置管线相互作用的有限元计算模型,对埕岛油田2类典型海床上裸置管线的在位稳定性进行了数值计算分析,并与现行常用的DNV(挪威船级社)管道设计方法的计算结果进行了对比。分析表明,对于埕岛油田粉土海床上裸置管线的在位稳定性分析,数值计算结果与DNV简化分析方法的结果较为一致;对于埕岛油田淤泥质软土海床上裸置管线的在位稳定性分析,DNV简化分析得到的裸置管线的在位稳定性一般高于相应的数值计算结果。

埕岛油田海底管道监测与预警技术研究

埕岛油田地处黄河口滩海交界地带,部分海底管道底部周围被冲刷淘空,给管道的安全运行带来严重的安全隐患,是埕岛油田安全生产的潜在威胁。为了解决海底管道运行期在位安全状态实时监测和预警问题,提高埕岛油田海底管道安全可靠性,针对埕岛油田海底管道的服役环境和退化特点,通过系统集成、安装工艺、配套软件的研究,初步形成了基于分布式光纤传感器的埕岛油田海底管道在位状态监测与预警系统,成功实现了对埕岛油田新建海底管道的在位状态的监测和预警;提出了建立海底管道在位状态安全管理的新思路,对提高埕岛油田海底管道的安全具有参考意义。

黄河水下三角洲海底管线差异沉降的安全性分析

针对胜利油田埕岛海域海床土体强度的非均匀性和可能引起的海底管线差异沉降破坏,提出1种海底管线差异沉降安全性分析方法。具体介绍差异沉降产生的原因,通过分析管线的受力状态,建立管线因差异沉降引起的附加应力的表达式。针对黄河水下三角洲埕岛油田常见的3种规格管线,建立不同土质条件下的管线附加应力表格,方便工程师查询。考虑附加应力和流体对管线的应力,与管线材料的允许应力比较,可以判断管线的安全性。

埕岛油田海底管道建设安全问题的思考

埕岛油田特殊的地理位置、海底地质条件、复杂的管网布置及其使用年限(主要涉及腐蚀问题),加上人为因素(抛锚、盗油等),给海底管道安全运行带来较大隐患及风险。文章结合埕岛油田海底管道运行现状,分析了海底管道存在的主要安全隐患,并提出了改进措施,如对管道进行定期检测,发现安全隐患及时处理,采用挠性软管,开发海底管道安全保障系统。

沙特阿美油田海底管线铺设前后处理方法综述

在铺设海底管线前,如果管线路由需要跨越在役的管线或电缆,就需要进行交叉点处理。管线铺设后如存在悬跨问题,将造成后续管线变形、断裂等后果,为了避免这种情况发生,需要对悬空的管线进行处理。根据某公司规范的要求,对沙特阿美油田常见的几种交叉点处理方式和悬跨处理方法进行了论述。

埕岛油田海底管道修复施工技术探讨

考虑到胜利油田埕岛海域海底管线的修复及维护施工难度大,分析埕岛油田浅海区域内海底管道漏点、外管变形及断裂的修复方法,同时对修复的施工工艺进行探讨。

黄河水下三角洲海底管道沉降量确定方法研究

提出一种海底管道沉降计算方法——递推法,应用到胜利油田埕岛海域海底管道沉降计算中,并将计算结果与目前常用的日本规范法和极限法进行比较。研究发现在粉土与粉质粘土为主的强度较高的海床上,递推法与日本规范法计算结果比较接近,极限法的最小;在淤泥质土组成的强度较低的海床上,日本规范法的计算值最大,递推法的居中,极限法的最小。递推法可计算裸置和埋设两种形式的管道沉降量,而另外两者只能计算裸置管道的沉降。文中进一步讨论了引起管道沉降的影响因素,土体强度和压缩性对管道沉降影响较大,且管道埋深越大,沉降也越大。最后分析了黄河水下三角洲埕岛海域4个区的管道沉降量,I区和II区管道沉降较小,可以忽略,IV区沉降较大,在淤泥质软土上的管道,可能会完全陷入土中。

埕岛油田海底管道运行现状及安全分析

分析了中国石化埕岛油田海底管道安全运行现状及存在的问题,介绍了解决问题的对策措施及实施效果。

南堡油田1号构造海底管道潮流数学模型研究

根据渤海湾曹妃甸海域的潮流特点,应用平面二维潮流数学模型,研究南堡油田1号构造人工岛工程建成后对海底管道海域水动力环境的影响。计算结果表明,工程建成后,管道海域潮流主要在人工岛附近发生绕流,远离人工岛的水流变化不大;NP1-1D人工岛离岸较近,其水动力变化比NP1-2D和NP1-3D小。就单个人工岛而言,人工岛迎流侧水流受到建筑物阻挡,背流侧为绕流隐蔽区,流速均有所减小;平行流向侧由于建筑物束窄了潮流通道,流速有所增加。潮流数学模型研究结果可为海床稳定性评价及岸滩演变分析提供水动力条件。

埕岛油田油藏调整检测与评估

胜利埕岛海上油田自1993年正式开发至今，目前已建成平台近百座，海底管线，海底电缆各近200km。根据油藏调整方案，需要新打180多口井，新建22座新平台（包括一座中心平台），建成产能约100万t。这些新平台依托旧平台进行生产，新建的平台上设置生产设施，产出液、电力和注水通过新建海底管线和电缆，依托老平台的处理系统和外输系统，进入整个系统。因此，要对已有平台、管线和电缆进行检测评估。 考虑到油藏调整规划方案中涉及的平台管线的服役状况，在利用这些已有设施前必须做下述工作：一是已建系统能力是否适应，即目前油、气、水、电等系统的能力是否满足埕岛油田生产的需要？需要对目前海上油田的油气集输管网、注水管网、电网、平台的油、气、水生产处理能力、变配电能力、自控系统能力、消防系统能力、油气加热能力、地面除砂能力等进行综合分析和评价；二是已建设施的寿命是否匹配？必须对平台上部设施、平台结构和海底管道进行全面地检验与评估；三是在检测评估的基础上，决定对现有设施的利用、更新改造或废弃新建提出具体建议。

南堡油田1号构造海底管道波浪数学模型研究

以采用考虑底摩擦损耗和风能输入的抛物型缓坡方程为控制方程建立数学模型,研究了冀东南堡油田1号构造人工岛建成后对周边海底管道海域波浪场的影响。研究结果表明,由于管线沿线水深较浅,外海波浪传至近岸大多在浅滩发生破碎,多数点处的波高达到极限波高。在50年一遇波浪条件下,工程区主要是受S^SE方向的外海波浪控制,人工岛NP1-1D至NP1-2D海底管线沿线波高H_(1%)为3.84~4.28 m,NP1-1D至NP1-3D海底管线沿线波高H_(1%)为3.46~5.07 m。

对胜利埕岛油田集输管网模拟计算的优化研究

为了准确模拟整个埕岛油田集输管网的回压、温度变化情况,为埕岛油田管网的优化调整提供依据,在收集大量数据(包括埕岛油田主体区域所有平台的液量、油气物性参数、所有管道的参数)的基础上,对PipePhase软件的计算公式和参数进行筛选和修正。文章主要分析研究了影响模拟计算的几个关键因素,如:水力计算公式、原油黏度与温度关系和管网流动效率。

埕岛油田海底天然气管道掩埋状况勘测及其影响因素分析

以胜利埕岛油田海底长输天然气管道为例 ,较系统介绍了海底管道勘测方法 ,根据调查资料成果 ,划分了调查区地貌特征类型 ,给出了天然气埋设探测状况 ,总结了水深变化规律和区域水深差异特点 ,分析了水深变化、海底冲蚀和地质作用等因素对海底管道可能造成的影响 ,为管道安全生产。

渤西油气田海底输气管道清管技术

针对渤西油气田海底输气管道清管作业中存在的不利因素,改进了泡沫清管球清管技术,克服了管道变形、单密封面球阀不利于通球的技术难题,并成功地实施了该输气管道的清管作业,取得了明显的清管效果。渤西油气田海底输气管道清管技术的研究与实践,在一定程度上使存在局部变形或缺陷的输气管道也能进行清管作业,拓宽了清管技术的应用范围。

原位内涂敷技术在埕岛油田海底管道上的应用

考虑到应用原位内涂敷技术可以对铺设好的管道进行内壁防腐涂层涂敷,达到减少腐蚀、保护管线、延长管线寿命的目的,对埕岛油田已建成的海底管道采用原位内涂敷技术施工工艺,指出施工中应该注意的几个问题。

胜利埕岛油田海底管道内壁防腐补口技术探索

介绍了胜利埕岛油田海底管道建设过程中采用补口车内补口技术、玻璃钢套内补口技术和管端不锈钢喷焊内补口技术,并对其适用范围和优缺点进行了论述。

流花16-2油田海底管道清管方案优化研究

流花16-2油田投产初期,海底管道按原规划需每5天实施一次清管作业,但现场每次清出的含蜡杂质较少。为保证清管作业的安全,清管时需将海底管道输量由4957 Sm^(3)/d降低至4512 Sm^(3)/d,高频次的降产清管作业造成油田产量过多牺牲。为了在保障油田安全生产的前提下实现提质增效,选取冬季典型工况,对流花16-2油田海底管道清管方案开展优化研究。结合各软件的优点,选用OLGA软件模拟流花16-2油田海底管道清管时管道沿线温度、压力变化规律,选用Pipeflo软件模拟稳态工况下管道沿线温度、压力分布情况,选用TUWAX软件预测管道内蜡沉积规律。结果表明:流花16-2油田海底管道冬季运行时,距离海管入口约19.7 km处开始结蜡;该油田需要清管的条件为海底管道已连续运行10天未实施清管作业或在产量未增加的情况下海底管道入口压力的增幅长时间超出0.05 MPa且呈继续增长的趋势;选取2 m/s作为清管器运行速度最大值,要求清管流量应不超过7500 Sm^(3)/d,现场原采用的“清管需减产”方案可优化为“清管不减产”方案,即清管时,按照流花16-2油田当前产液量4957 Sm^(3)/d,无需降低各井口总产液量,只需将发球置换泵流量由2640 Sm^(3)/d调整为2543 Sm^(3)/d。本研究为类似油田海底管道合理清管方案的制定提供了参考。