带压作业装置（精选7篇）
带压作业装置 篇1
摘要：利用非稳态传热数学模型计算了加热管表面的瞬态温度变化情况, 并确定了装置的加热功率, 同时根据实物测绘结果设计、加工了一套带压作业装置井口保温系统。结果表明, 加热管表面温度非稳态变化的数值模拟结果与现场测试值吻合较好, 所设计制造的带压作业装置井口保温系统满足了冬季修井作业要求, 具有升温快、保温效果好、安全便捷的优点。
关键词：带压作业,保温,加热功率,非稳态
在石油工业采油注水井带压修井作业中, 油井井口装置裸露的主要散热部件包括三闸板、井口四通、防盗阀、地面裸露套管等[1—3], 如图1所示。由于东北三大油田都处于开发中后期, 采油注水井修井工作量很大, 需要在寒冬季节继续进行施工。在白天修井施工中, 起下油管等工作能保证地下水与地面装置中的水充分循环, 不会造成井口设备冰冻。晚上停止施工后, 地面装置散热损失大, 使三闸板等设备中的水冻结, 导致第二天继续施工困难, 排除冰冻故障一般采用明火烘烤的方式, 需要几个小时才能进行正常施工, 既影响工作进度又存在安全隐患。为了不影响施工进度, 并为作业工人创造适宜的工作环境, 本文设计了一套加热保温装置, 保证带压作业装置内的水维持液体状态。
加热保温装置的设计关键是确定设备散热量, 加热管的表面温度与散热量存在彼此依赖关系, 因此确定加热管的表面温度显得至关重要[4]。加热功率的确定既要考虑设备达到热稳定状态所需要的时间, 同时还要以待加热体的整体温度维持零摄氏度以上为目标, 因此需要根据加热管表面温度场的非稳态变化确定系统达到稳态的时间, 以及达到稳态后加热管的加热功率。为了保证加热管的加热量有效利用, 在加热管背对待加热设备一侧使用高温绝热材料 (高纯硅酸铝) 减少对外的散热量。
为了节省施工时间, 同时又能避免因使用明火而造成的安全事故的发生, 本文在对复杂外形结构的待保温结构现场精确测绘的基础上, 考虑加热管的非稳态温度变化利用传热学理论确定了装置的加热功率, 设计了一套带压作业装置井口保温系统。所设计制造的加热保温装置不仅加热保温效果好, 而且安全、便捷、操作方便。
1—三闸板;2—井口四通;3—防盗阀;4—地面套管
1 井口保温装置设计思路
在修井现场没有常备电源的情况下, 散热损失有几种补充途径。一是太阳能, 目前太阳能电池容量有限, 储能能力不能满足散热要求能量;二是燃油加热锅炉, 在修井作业中选用燃油加热锅炉, 有两个致命缺陷, 首先是锅炉如果仅为晚上停止修井作业时, 为三闸板等部件保温加热使用, 等修井作业时必然需要停止锅炉热水循环。锅炉功率不能很大, 热水循环管路很容易在低温时冻裂。如果把管路热水放空, 也会造成很大浪费。其次, 燃油锅炉耗油量远高于燃油发电机组, 运行成本也很大。三是燃油发电机组, 该项技术比较成熟, 应选用合适的发电机组, 设计降压变压控制柜组件, 把电压变为36 V, 用安全电压带动加热管对设备进行加热, 保证运行安全。考虑功率需求和装置的便携性及节能要求, 选择2台5 kW柴油发电机组, 经过2台加热控制柜变为36 V安全电压给各裸露部位保温加热。
柴油发电机供给的220 V直流电经过变压器调整为36 V, 利用控制柜为加热保温装置提供充足的电能, 保温壳体是在精确测绘基础上, 由经过详细绘图设计的三闸板保温加热装置、井口四通保温加热装置和地面套管保温加热装置组成, 保温壳体内侧铺设加热管, 加热管与设备通过辐射方式传递热能, 加热管另一侧与高温绝热材料紧密接触, 尽量减少加热管向外部环境散热。
三闸板是主要的散热部件形状复杂、体积大, 是带压作业装置中散射量最大、最容易冻结, 同时也是保温结构设计的难点, 如图2所示。因此, 本文以三闸板保温结构设计为例, 对井口装置保温系统设计进行说明。
三闸板保温装置设计主要分为以下几个步骤:三闸板装置测绘、加热功率计算、三闸板保温装置设计及加工。其中加热功率计算需要深厚的传热学理论基础, 另外两部分需要有较强的机械制图基础和工程背景。由于修井作业停止后, 会放掉高于三闸板位置的液体, 因此从三闸板以下进行保温加热是符合传热学机理的。根据三闸板结构, 考虑现场工人操作方便, 三闸板保温结构设计成两个分体结构, 如图3所示。三闸板的左右两部分保温加热装置分别安装后利用卡扣连接, 对扣用螺栓互相固定, 共布置10 kW加热功率, 左右两部分各布置5 kW, 左或右部分5 kW加热功率分别由两台发电机提供。
2 三闸板加热功率计算
本套加热保温装置的主要目的是保证带压作业装置不冻结, 因此三闸板加热功率是以设定设备表面温度为5℃ (设备内部水不冻结, 而且有一定的安全裕量) 来进行计算的。加热功率主要包括以下几部分:与待保温设备表面辐射、对流换热;高温加热管以导热和对流形式通过高温绝热材料向大气传递热量。加热功率的确定对于加热保温结构设计是一个关键环节, 本文在考虑加热管表面温度非稳态变化的情况下, 考虑圆肋、环肋的散热损失, 给出了加热管表面温度变化规律的计算公式[5]:
由热力学第一定律:
式中
式 (1) 、式 (2) 联立后可列出加热管温度变化的非稳态数学模型, 但其中有加热管表面温度和加热功率两个未知数, 因此为了对其进行求解, 首先应考虑设备达到稳态后加热管表面温度不随时间变化, 即
(3) 式中ε为加热管表面发射率, σ为斯蒂芬-波尔兹曼常数,
利用肋的导热计算公式及相关对流、辐射方程, 假定环境温度为-20 ℃, 并与公式 (1) —式 (3) 联立, 即可求得该设备的加热功率, 同时可得到加热管达到稳态后的表面温度。经过计算可知, 三闸板加热保温装置的加热功率为9.4 kW, 此时加热管的表面温度为123.5 ℃。
得到稳态情况下的加热功率及加热管表面温度以后, 再代入到瞬态传热数学模型 (2) 中, 即可求得加热管温度随时间的变化情况, 如图4所示, 由图中可看出, 三闸板达到稳态所需的时间为54.5 min。
根据上述原则设计了一套井口加热保温装置, 为了验证理论计算结果的可靠性及该套井口加热保温装置的使用效果, 在吉林油田修井现场对其进行了现场试验, 试验环境温度波动范围为-16 ℃—-20 ℃。试验过程中, 首先启动发电机, 分别在三闸板保温装置的加热管、三闸板表面及加热保温设备外表面选择三个有代表性的部位布置温度测点进行测试, 每隔大约5分钟进行一次读数, 直到数据稳定。测试结果显示, 经历了55 min以后, 系统达到稳定状态, 三闸板表面温度为 (5.3±0.3) ℃, 满足现场施工要求。加热管表面温度随时间的变化情况与理论计算结果吻合较好, 误差在10.0%以内, 如图4所示。
3 结论
(1) 带压作业装置井口加热保温系统设计过程中突破了技术关键, 研究选择了适宜的加热保温热源, 并利用调压控制装置将220 V直流电压调整为36 V的安全电压, 保证了保温加热过程既安全又环保;
(2) 利用温度场瞬态时域数学模型得到的加热管表面温度数值解与现场实测数据吻合很好, 其相对误差在10.0%以内;
(3) 三闸板保温加热装置、防盗阀保温加热装置和井口四通保温加热装置进行现场试验时, 在55分钟内均达到稳定状态, 温升很快;
(4) 试验结果表明, 所研制的带压作业修井井口保温系统满足工艺要求, 解决了带压修井作业过程冬季夜晚井口设施冻结造成第二天施工困难的难题, 系统安全、可靠, 满足了工艺指标要求。
参考文献
[1]谢永金, 曹立明.新型不压井作业设备的研究.石油机械, 2007;35 (9) :161—461
[2]张存有.油轮货油加热和保温过程传热机理研究.大连海事大学, 2007
[3]崔斌, 带压作业修井装置的研制.石油矿场机械.2007;36 (1) :63—66
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[5]Incropera F P, Dewitt D P.Fundamentals of heat and mass transfer.John Wiley&Sons Inc, 2005
油水井带压作业装置的研究 篇2
对于大庆油田而言,油田开发进入中后期,不压井作业越来越频繁。该作业可以缩短施工周期,节约作业成本,安全环保性更好[1,2,3]。针对用户的实际需求,对油水井带压作业装置进行了研究。
1总体方案
整套装置由井口装置总成及液压控制装置总成两大部分组成。
1.1井口装置总成
防喷器装置总成包括游动万能卡瓦、环形防喷器、液动闸板防喷器、主液缸、框架总成、油管滑道、扶梯、支撑底座及护栏等,整套装置结构简单、配置较少。下部的液动闸板防喷器既有安全卡瓦作用又有固定卡瓦作用;中间的环形防喷器主要是密封管柱,防止环套空间油液喷出;上部的万能卡瓦与下部的安全卡瓦及主油缸共同配合倒出管柱和接箍。
环形防喷器。发现井涌需要封井时,从控制系统输来的高压油从壳体下油口进入活塞下部关闭腔推动活塞向上运动,迫使胶芯沿球面上向心运动,支承筋相互靠拢,将其间的橡胶挤向井口中心,实现密封钻具或全封闭井口。打开时,液控压力从壳体上油口进入活塞上部开启腔,推动活塞下行,胶芯在本身弹力作用下复位,将井口打开。
液动单闸板防喷器。由壳体、侧门、液缸、闸板总成及闸板锁紧装置等主要零部件组成。壳体、侧门等主要承压件采用高强度、高韧性合金钢锻造成型,并经适当热处理,保证在工作压力下使用安全可靠。
其他配置包括主液缸、框架总成、扶梯、逃生滑道、油管滑道、支撑底座及护栏等。扶梯可方便操作人员上下作业平台;油管滑道作业时能方便快捷地将提出的油管移出井口;支撑底座可提高整套设备的稳定性;护栏可提高作业人员的安全性。
1.2液压控制装置总成
液压控制装置总成由底座、电动机、联轴器、齿轮泵、油箱、蓄能器组、电机防爆控制箱、上平台操作箱、液压集成块及液压管线等组成,主要控制井口防喷器装置总成中各防喷器及主液缸的动作,整套系统结构简单、操作方便、便于维修。
2技术指标
3现场应用
该装置于2015年在大庆油田采油一厂高134-斜395井、中1-丙141井、中501-324井进行了现场应用,通径186mm能满足起下大直径工具要求,环形防喷器密封性能良好,游动万能卡瓦可作为承重卡瓦使用,主液缸及游动卡瓦带动油管上提、下放工作正常,液控系统操作灵敏、安全可靠,能满足低压油水井环保、防喷起下油管作业。
4结论
油水井带压作业装置适用于压力不超过5 MPa的低压油水井的环保作业,整套装置一方面可以密封油水井的环套空间,防止井内油水外溢污染环境;另一方面作业安全可靠、成本低、效率高,可以满足油田需要。
参考文献
[1]樊奖平,张高峰,王学佳,等.带压作业装置现状与发展[J].石油矿场机械,2008,37(12):11-15.
[2]雒继忠,李开连,延晓鹏,等.不压井带压作业装置的引进与改进[J].石油化工应用,2009,28(1):10-12.
带压作业装置 篇3
关键词：带压检泵,抽油杆万能防喷,抽油杆万能夹持
0 引言
带压作业是依靠特殊的修井设备，在油、气、水井井口带压的情况下实现管柱的安全、无污染起下作业[1]。它可以有效地解决高压水井、自喷油井、新射孔和压裂井的作业难题，提高注水时效和水井利用率，大大地减少油层污染，避免因压井而对地层产生的伤害。现阶段，国际上已经普遍应用带压作业技术，研发了多种带压作业装置，还构建了配套的技术体系。目前国内带压起下油管设备已趋于成熟，但油井的带压作业，尤其是抽油杆的带压起下技术还不完善。主要原因是：(1)井下抽油杆规格多，没有通用合适的防喷器作保证；(2)全井抽油杆直径的上下变化大，缺乏通用的抽油杆夹持工具；(3)井下抽油杆接箍变径比较大，扶正器分布位置不确定，给防喷工作造成困难。本文介绍一种带压起下抽油杆作业装置，较好地解决了以上的问题。
1 带压起下抽油杆作业装置总体结构
图1为带压起下抽油杆作业装置，它由全封、万能抽油杆夹持装置、抽油杆万能液动防喷器、下横梁、三通、液动放喷阀、抽油杆接箍探测装置、中横梁、防喷伸缩管、举升油缸、上横梁、大变径抽油杆自封刮油器等组成。其中万能抽油杆夹持装置、抽油杆万能液动防喷器、抽油杆接箍探测装置和0m～2.5m的伸缩防喷管的组合极大地提高了本装置的通用性，为带压起下抽油杆作业提供了完整的解决方案。
图2为万能抽油杆夹持装置，它将现有的半圆弧夹持面改为V型夹持面，来适应不同直径抽油杆的夹持要求；Ⅴ型夹持面上的网纹槽结构能提高夹持效果，防止抽油杆与其之间产生串滑现象，同时在其表面的淬硬层能提高卡瓦座的使用寿命。
图3为抽油杆万能液动防喷器，主要由上盖、球形胶芯、支撑环、活塞和下壳体组成。其中心通径为Φ65mm（油管通径为Φ62mm），通过卡箍与油管相连，当抽油杆在其内腔经过时实现防喷作用。该密封方式理论上可以实现零座封，不受抽油杆直径影响，无论多复杂的井下状况都能适应。
1-油管全封；2-万能抽油杆夹持装置；3-抽油杆万能液动防喷器；4-下横梁；5-三通；6-抽油杆接箍探测装置；7-液动放喷阀；8-防喷伸缩管；9-举升油缸；10-中横梁；11-上横梁；12-万能抽油杆夹持装置；13-抽油杆万能液动防喷器；14-大变径抽油杆自封刮油器
抽油杆接箍探测装置由金属刮板、联接螺钉、传动转轴、限位垫片、张紧轮、卡簧、凸轮、紧固螺钉、密封圈、张紧弹簧及主体组成，在解决抽油杆表面清蜡问题的同时，能使在接箍和扶正器通过时产生的直径变化通过转轴输出，为抽油杆带压作业中的接箍和扶正器的位置探测提供了有效的途径。
大变径抽油杆自封刮油器由上盖、胶芯、下座组成。胶芯是采用高弹性柔软型硅橡胶制成，倒喇叭口形，结构合理，不影响作业速度，中间通孔直径有Φ16mm、Φ19mm、Φ22mm三规格，视井下抽油杆状况而选择。
1-左油缸总成；2-活塞；3-壳体；4-左卡瓦座；5-竖直孔；6-右卡瓦座；7-水平孔；8-右油缸总成
1-上盖；2-球形胶芯；3-联接螺栓；4,6,7,8,10-密封圈；5-支撑环；9-活塞；11-下壳体
2 带压起下抽油杆装置工作原理
本装置通过控制液动放喷阀、特有的万能抽油杆夹持装置和抽油杆万能液动防喷器，结合抽油杆接箍探测装置和大变径抽油杆自封刮油器，实现带压起下抽油杆作业。与常规抽油杆作业装置不同的是，其万能抽油杆夹持装置能够对不同直径的抽油杆进行可靠夹持，为抽油杆起杆和下杆作业提供可靠的夹持保证；其抽油杆万能液动防喷器能够解决各种规格的抽油杆防喷问题，为带压检泵提供了可靠保证；其抽油杆接箍探测装置能够解决抽油杆表面的清蜡问题，又能顺利通过接箍和扶正器，为抽油杆带压作业提供了有效的接箍和扶正器的位置探测途径；其大变径抽油杆自封刮油器能够解决抽油杆接箍和扶正器通过的问题，结合下部的三通，还可将所刮原油集中收集，有效地避免了井场污染，为抽油杆起柱环保作业提供保障。
万能抽油杆夹持装置通过控制两侧油缸推动活塞来调节两侧卡瓦座，使得两侧卡瓦座上具有网纹槽的Ⅴ型夹持面适应对不同直径抽油杆的夹持，在防止抽油杆与V型夹持面之间产生串滑现象的同时实现可靠夹持，给使用带来极大的方便。
抽油杆万能液动防喷器在抽油杆在其内腔经过且井下有压力需要密封时，液压油在A、B口进回油，活塞在压力油推动下向上挤压球形胶芯，球形胶芯同时受到上盖内球面的反作用向中间团抱将抽油杆周边完全密封，从而实现防喷作用。
抽油杆接箍探测装置在油井起提抽油杆工作过程中，金属刮板受张紧弹簧的作用始终贴靠在抽油杆上，抽油杆上的结蜡就会被金属刮板刮下，当抽油杆接箍（或扶正器）通过时，接箍（或扶正器）就会拨动金属刮板克服弹簧作用力反向转动，可传输至另一端的凸轮驱动蜂鸣器按钮实现遇接箍鸣叫。
大变径抽油杆自封刮油器在起提抽油杆过程中，胶芯封住抽油杆实现刮油，所刮原油经下座上的三通出口流向原油收集池，当接箍或扶正器通过时，该胶芯会被自然胀开，抽油杆只有轻微受阻，作业速度几乎不受影响，保证了抽油杆的无污染作业。
3 变径防喷带压起下抽油杆作业工艺流程
3.1 起杆过程
当井下压力不足以推动抽油杆，抽油杆无上窜趋势时，可以直接采用修井机上的大吊来起杆以提高效率。其过程如下：关闭液动放喷阀及其上方的抽油杆万能液动防喷器，大吊上提抽油杆；当接箍探测装置发出鸣叫信号后，暂停或放慢大吊上提速度，关闭上方的抽油杆万能液动防喷器，打开液动放喷阀来释放防喷伸缩管中的压力后，再打开上方的抽油杆万能液动防喷器，继续上提抽油杆，直至接箍（或扶正器）露出；卸下此杆后，继续上述作业过程来起出下面的油杆，直至完成全部作业。
当井下压力使得抽油杆有上窜趋势时，可以采用本装置中的举升油缸进行起杆，修井机大吊携吊卡配合扶正抽油杆。其过程如下：关闭液动放喷阀、上方的万能抽油杆夹持装置（卡持抽油杆）和抽油杆万能液动防喷器，举升油缸上举，其他部件处于打开状态；当举升油缸行到最高点后，关闭下方的抽油杆万能液动防喷器和万能抽油杆夹持装置（卡持抽油杆），打开液动放喷阀释放出防喷伸缩管中的压力后，再打开上方的万能抽油杆夹持装置（松开抽油杆）和抽油杆万能液动防喷器，让举升油缸下行。重复上述动作，直至接箍露出，卸扣取下抽油杆，如此往复，完成整个起杆作业。在起杆过程中，由于井下单流阀的作用，会有大量的原油随抽油杆带出，此时防喷伸缩管起到了储存原油的作用。当油缸下行时，大变径抽油杆自封刮油器保证了所储原油经液动放喷阀流出，避免了井场的污染。
3.2 下杆过程
当井下压力不足以推动抽油杆，抽油杆无上窜趋势时，可以直接采用修井机上的大吊来下杆。下杆过程中撤下接箍探测装置的张紧弹簧，使刮板始终处于打开状态。下杆过程如下：关闭下方的抽油杆万能液动防喷器和液动放喷阀，其他部件都处于打开状态，大吊通过吊卡携抽油杆下行，接箍通过上方的抽油杆万能液动防喷器后，就关闭上方的防喷器并打开下方的防喷器，继续下行；估计接箍已经通过下方的防喷器后关闭下方的防喷器，再打开液动放喷阀和上方的防喷器继续下行。重复上述过程，直至全部油杆下完。
当井下压力使得抽油杆有上窜趋势时，可以采用本装置中的举升油缸进行下杆，修井机大吊携吊卡配合扶正抽油杆。下杆过程中撤下接箍探测装置的张紧弹簧，使刮板始终处于打开状态。其过程如下：首先将举升油缸上行至最高点，再关闭液动放喷阀、上方的抽油杆万能液动防喷器和万能抽油杆夹持装置（卡持抽油杆），其他部件都处于打开状态；接着让抽油杆被夹持随着举升油缸下行，当油缸下行到最低位后，关闭下方的抽油杆万能液动防喷器和万能抽油杆夹持装置（卡持抽油杆），打开液动放喷阀、上方的油杆万能液动防喷器和万能抽油杆夹持装置（松开抽油杆），再将举升油缸上行到最高点。重复上述过程，直至全部油杆下完。
3.3 现场工艺安装
拆除井口采油树，吊车将本装置吊至井口，用比本装置的总体高度还长的抽油杆穿过本装置中心通孔，导出井口抽油杆。将本装置下部（全封下口）通过卡箍与井口联接。固定好本装置后，再将液压控制管线分别与全封、万能抽油杆夹持装置、抽油杆万能液动防喷器、液动放喷阀、举升油缸上对应的控制油口相连。液动防喷阀出口通过水龙带接放喷灌（池）。将接箍探测器输出凸轮与蜂鸣器按钮接好。车间装配如图4所示，施工现场如图5所示。
4 结束语
(1）带压起下抽油杆作业装置较好地解决了目前抽油杆规格多所引起的防喷器通用性差、夹持装置和其接箍及扶正器位置不确定等原因引起的操作、防喷、刮油效果差等实际问题，在保护井场不受污染的情况下提高了油井检泵的作业效率。
(2）本带压起下抽油杆作业装置，可以直接同带压起下油管的作业设备配合使用，利用它的液压源作为本装置的动力。因此，结构简单，易于操作，安全可控性强，有较高的推广价值。
该装置在江苏油田带压检泵18井次，取得了较好的经济效果。
参考文献
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带压作业装置 篇4
为保证乙烯装置在生产运行中不因泄漏而停车, 通常采取带压堵漏的处理办法。堵漏使用的TXY-18密封剂由于阻燃剂含量不够, 热失重较大, 随着时间的推移会发生二次泄漏, 补充密封剂的现象时有发生。这不但会影响乙烯装置的稳定运行, 而且增加了维修作业成本。
二、改进措施
1. 阻燃剂配比改良
针对TXY-18密封剂在使用过程中显现出耐高温性不足、易挥发等缺陷进行改良, 选用多种阻燃剂进行添加配比试验。
(1) 原料。纳米级阻燃剂Al (OH) 3, 纳米级阻燃剂Sb2O3, 氯化石蜡-70阻燃剂, 带压堵漏密封剂, 阻燃橡胶。
(2) 基础配方。添加的新阻燃剂配比:Sb2O33%, 氧化石蜡-70 12%, Al (OH) 315%, 耐高温的膨胀石墨30%。
(3) 主要设备与仪器。SDF400-1100试验多用分散机, 橡胶粉碎机, 橡胶挤出机, 阻燃测试仪, GT-M2000-A硫化测定仪。
2. 性能测试
(1) 热失重温度按ASTM D6370—1999 (2003) 进行测试。
(2) 质量流动速率按GB/T 3682—2000进行测试。
3. 试验结果与分析
(1) 改变阻燃剂成分
Al (OH) 3、Sb2O3为纳米无机阻燃剂主要成分, 利用纳米微粒本身具有的量子尺寸效应来增强和提高它与聚合物的界面作用, 起到刚性粒子增塑增强的效果, 达到提高阻燃性的目的。
Al (OH) 3 (氢氧化铝) 是无机阻燃剂的代表品种, 主要作用是阻燃和提高耐温性, 而且可以降低发烟量。氢氧化铝受热时分解为氧化铝和水, 并吸收大量热。因此随着氢氧化铝用量增加, 阻燃效果也增加。每一种阻燃剂单独使用时, 都有一个最低用量。单独试用Al (OH) 3, 用量高达100份才具阻燃效果 (见表1) 。
随着氢氧化铝用量的增加, 阻燃性不断增加, TXY-18的塑形不断减小, 作业时的注射压力逐渐增加。当氢氧化铝用量超过240份时, 室温注射压力达到40 MPa, TXY-18密封性能降低。
Sb2O3 (氧化锑) 是无机阻燃剂的助阻燃剂, 本身有一定阻燃性, 单独使用时作用不明显, 与含卤阻燃剂并用时可产生很大的阻燃协效作用。Sb2O3只有和氯化石蜡-70并用才具阻燃性能, 此为锑与卤素的协同效应, 理论上锑与卤素的摩尔比为1∶3时表现出最高的阻燃效果, 由于橡胶本身是一种卤体, 在热的作用下会消耗一部分氯, 因而锑、氯摩尔比应>1∶3, 一般达到1∶ (4~6) 。
(2) 多种阻燃剂复合的效果
阻燃剂的阻燃效果随着阻燃剂用量增加而增大, 每一种阻燃剂单独使用时, 一般用量都很大, 但效力不大, 难以达到预期效果。许多阻燃剂都显示出非线性, 当两种或多种阻燃剂复合使用, 其阻燃效果比提高单一阻燃剂含量更为有效, 而并用时还需要考虑到阻燃物理性、工艺性、成本间的协调平衡。
有机含卤阻燃剂与无机阻燃剂并用, 利用前者的高效和后者的无烟无毒起到优势互补作用。含卤化合物使用最多的是氯化石蜡, 而无机品种一般是三氧化二锑、硼酸锌、氢氧化铝和陶土。氢氧化铝是一种价格低、高效率、低烟尘阻燃剂, 一般选粒度2μm为宜。
选用纳米级阻燃剂Al (OH) 3、Sb2O3, 为了增加阻燃效果添加氯化石蜡-70, 替代阻燃陶土。阻燃剂的用量与氧指数的关系见图1 (氧指数<11%无阻燃效果, >27%具有阻燃效果) 。阻燃剂总用量超过35%以后氧指数增加缓慢, 此时氧指数约为40%阻燃剂达到最佳效果, 总用量大约35%较合适。确定阻燃剂各组分:Sb2O35%, 氯化石蜡-70 13%, Al (OH) 317%。
(3) 增加耐高温膨胀石墨
膨胀石墨密封性好且有耐高温、高压、耐各种介质腐蚀等特性。天然鳞片石墨经酸氧化剂处理后, 遇热膨胀。
改良前TXY-18在500℃时热温失重率为20%, 添加膨胀石墨后热温失重率明显降低, 产生的烟气明显减少且无毒。膨胀石墨在1000℃时膨胀达到最大体积, 体积可膨胀到初始时的200倍以上, 它的试用温度最高达2000℃。改良配比中添加了30%膨胀石墨, 大大改善了TXY-18的耐温、耐压性, 可以在800℃以下长期使用, 密封性能良好。
三、改进效果
带压换闸门装置在风城油田的应用 篇5
关键词：SAGD井,带压,井口装置,更换闸门
1 带压换闸门的工艺技术现状
常规带压换闸门技术都是采用堵塞器封堵油管内径或封堵井口四通和六通的旁通通道进行更换闸门的方法。这两种方法都是利用堵塞器堵塞流体通道, 而达到暂时截流的作用。截流后再更换完损坏部件, 可以立即解堵生产, 从而达到带压更换闸门的作业目的。
1.1 采用堵塞器封堵油管内径更换闸门的方法
堵塞器堵塞油管内径就是利用带压设备或特殊的设备, 把和油管内径匹配的堵塞器下入到预定油管位置后, 座封丢手暂时封闭油管达到截流作用, 在更换完损坏的井口部件后, 然后进行打捞解堵, 恢复井口正常生产。
1.2 采用封堵井口旁通通道更换闸门的方法
封堵井口旁通通道的方法就是用一种特殊堵塞器, 引入到需更换闸门一侧的四通或六通内腔中, 采取各种座封方式使堵塞器封堵旁通内腔, 以达到截流状态而及时更换损坏部件, 然后再解堵恢复生产的方法。
根据这些方法以及新疆风城油田SAGD双管井井口特点, 采取机械堵塞密封井口六通旁通通道更换闸门的方法, 是比较易于加工制作和可靠程度较高的方法。
2 带压换闸门装置工作原理
新疆油田公司工程技术公司研制的带压换闸门装置, 采用的是机械堵塞密封井口六通旁通通道的方法, 该装置的原理如下:
2.1 固定支撑和限位设计
该装置固定支撑和限位充分利用了井口本身条件, 通过支撑杆一端和下端井口闸门法兰连接, 另一端和支撑法兰连接。固定法兰卡死固定在要更换闸门内侧法兰处, 再通过四个连杆和支撑法兰连接, 形成三个固定点, 使接头螺栓组件和螺杆有了可靠的支撑和限位作用。
2.2 堵塞工具设计
该装置利用接头螺栓组件通过外力压缩以及井内压力, 共同作用在组件上的V型密封件上使之胀封, 从而达到堵塞六通通道内腔的目的。该组件和螺杆通过螺纹连接, 再通过旋转螺杆尾部螺帽, 使螺杆和该组件一起进退。在该组件的前端是Ø48m m的滑套, 当滑套前进并抵到井口六通内管柱的外壁后, 我们通过正旋转施压, 使滑套相对组件产生运动而挤压处的V型密封件, 使之产生膨胀而达到密封通道内腔的目的。如果在更换完闸门后, 反旋转螺杆尾部螺帽, 就可退出该组件而达到解堵恢复井口原状。
该组件的胀封后的限位没有采用卡瓦的方式, 而是通过螺杆和工艺法兰给的预紧力达到支撑限位作用, 安全上有一定的保障。该装置的解封只需卸掉预紧力即可, 方便快捷可控性很强。
2.3 承压密封设计
该装置大部分密封部位, 都是采用便捷、可靠的法兰密封方式。其它依靠密封件密封的部位是接头螺栓与六通通道内腔之间的密封以及盘根法兰与螺杆之间的密封。
这两个密封点是整个装置特别重要的部位, 因为在整个作业过程中, 在拆除井口闸门后, 井内压力全部作用在这些密封件上。而整个井口控制完全依靠这些密封件, 所以密封材料选择和密封方式尤其重要。为了确保密封安全, 密封材料选择了软硬结合的方式, 可以达到更好的高温, 高压安全密封要求。
3 带压换闸门装置施工注意事项
(1) 施工前要确保装置的完好, 各部件灵活好用。
(2) 检查钢圈、螺帽、螺杆、密封件等配件不得有任何缺陷, 不能因这些配件的问题, 造成井控失控。
(3) 施工前要指定有经验和熟悉该装置原理和操作流程的人员指挥, 施工人员要明确分工, 交待操作要点, 确保每一步的正确操作。
(4) 施工中各岗位要密切配合, 要严格按操作流程施工, 不能因无谓的误操作, 造成严重的后果。
(5) 密封件的安装要严格按要求安装, 操作要轻巧, 避免损坏密封件。
(6) 施工作业中要做好硫化氢等有害气体检测工作, 做好应急设备和车辆的安排, 并针对单井制定应急抢险预案, 有了完善的应急措施方可施工。
4 带压换闸门装置的问题和改进建议
带压换闸门井口装置, 经过对风城作业区FHW34142井带压4MPa换23/8闸门一个和FHW203I注汽井换23/8闸门一个成功实验后, 验证该装置基本可以完成带压换闸门作业。但实际操作中还是有需要进一步改进的问题:
配件凌乱没有归类存储。建议使用专用的部件公用柜并做好标识, 且利于吊装。使用时调到现场即可, 即利于保养又利于快速现场安装。
该装置支撑方式没有通用性, 建议支撑点改为以六通井口本体为支撑点, 可以很好的解决这个问题。
各种法兰太多, 没有统一的方向标识, 安装过程容易造成闸门方向不平的问题。建议在哑铃法兰和盘根法兰上标识清楚螺孔顺序的位置。
密封件通入六通内腔和退出六通内腔在带压情况下, 旁通堵塞工具的送入取出辅助工具目前是手动, 建议改进丝杆的传动方式, 达到省时省力的目的。
哑铃法兰的放压和测压分为两处, 位置对安装法兰螺丝造成困难。建议可采取安装一个高压三通考克的方式, 位置选在不影响安装法兰螺丝的地方。
5 结论
总之该装置还是较为安全可靠的带压作业装置。如果采取其它作业方式平均每井次作业费用要20~30万左右, 而采用这套带压装置费用只需5万元左右, 只是其它作业的六分之一, 有很好的经济效益。更为重要的是用这种技术更换闸门, 可以在不停产的情况下作业, 避免了对油气井的井下工具、产层产生伤害, 能保持生产井的原有生产状况, 对整个油田的保护起到很好的作用。而且该工艺安全、可靠, 配套设备少, 省时省工, 对油田更换井口闸门的作业具有广阔的市场应用前景。
参考文献
[1]田玉琛, 谢平, 陈磊, 雷永莉, 高红萍.利用可捞式油管桥塞不压井更换井口闸门技术[J].断块油气田, 2009, (04)
[2]文成槐, 尹强, 文蜀.带压安全更换井口闸阀技术的研究与应用[J].钻采工艺, 第25卷2期
带压作业现状与发展浅析 篇6
中国油田对油水井带压作业的认识是从2000年国内油田各级领导去美国和加拿大油田考察开始的, 考察过程中发现国外油田作业, 只要是带有压力的井, 均采用不压井、不放喷的带压作业方式。其好处是:带压作业由于没有外来流体入侵, 油气层就没有外来液相、固相和气相的侵害, 不污染地层, 不会堵塞原有地层的孔隙, 不污染地面环境, 实现绿色环保作业, 不会降低地层原有压力, 无需重新建立平衡, 更有利于油气井修复后的稳产、高产。不发生拉远污水的费用;不发生处理污水的费用;不会发生因地层压力降低而造成原油减产。因此从综合成本考虑, 对带有压力的井实行带压作业, 其综合效益十分可观。
2 带压作业技术的配套与完善
国内油田从2001年开始, 接触带压作业至今, 已有十年历史, 从简单到复杂, 从低压到高压, 几乎每年都有新的改进和完善提高。在这十多年里, 我国也从美国和加拿大进口了多台带压作业装置, 但是, 进口价很高, 每套带压作业装置均在2000万元左右, 如果大批进口, 油田承受不起, 而且, 进口的设备均为中、高压设备, 而我国油田, 油水井中、低井较多, 如用高压设备带压作业低压井, 其成本太高。因而, 吸取国外带压作业先进技术, 结合中国油田的中、低井的实际情况, 国产化适合中国油田使用的带压作业装置, 事在必行。
3 国产化带压作业装置发展的几个阶段
3.1 2001年到2003年:初期阶段
由于油田对油水井带压作业的好处认识不足, 投入不够, 做出的带压作业装置压力等级只能达到9MPa左右, 油缸行程在2000m m左右, 装置的总体高度在4米左右, 动力源及操作箱均放在原有作业车上, 主机的配置简单, 真正用于带压作业上的设备只有筒状环形防喷器和两个卡瓦。而下部的全封、半封、卡瓦应该是只起安全保护作用, 但有时因井压高于9MPa (在9—12MPa之间) , 也采用下部半封和上部筒状环形防喷器导出工具和接箍, 这种操作风险很大, 下部安全半封胶件一旦失效井口压力即无法控制, 会造成井喷事故。
3.2 2003年至2006年:改进阶段
下部的2F Z18-21双闸板防喷器改为3F Z18.6-35的三闸板防喷器, 闸板厚度为1 0 0 m m, 下装全封闸板、中腔装半封闸板、上腔装卡瓦闸板, 做为安全防喷器系统, 不参与带压作业, 只是在紧急情况下、上部失控时或上部检修时、空井时使用;下横梁座在采油大四通上方, 不再卡在生产套管上, 防止把套管晃断, 拉坏套管丝扣;单层筒状环形防喷器改为FH18.6-35球形胶芯环形防喷器, 以降低油压和承受高压。
3.3 2006年至2012年:国产化阶段
(1) 为防止用一般单闸板防喷器在密封条件下封油管、导接箍造成前密封胶件快速磨损, 学习国外先进经验, 重新设计了专用特种单闸板防喷器, 把油缸放在防喷器两侧, 闸板为φ200mm圆形, 增大前密封胶件厚度并加装耐磨瓦片, 更换胶件快速, 没有漏油环节, 耐磨, 减少胶件更换次数。
(2) 卡瓦由原来的闸板式改为自紧式锥度卡瓦, 承重力防顶力大大提高, 可达60t。
(3) 增设四柱框架, 把作业主机与四柱框架连为一体, 配好内部管线, 不用再拆卸, 达到整体结构稳固可靠, 不受作业机晃动的影响, 增设液压四柱支撑并可随意调整水平垂直度。
(4) 2011年开展全国性的油田带压作业。主要是针对中、高压作业井。原有带压作业装置均比较高, 一般高度均在5—7米左右, 但目前国内油水井压力有高有低, 对于大批低压井 (10MPa以下) , 全采用高压井带压作业设备其设备造价高, 安装运输不方便, 高空操作安全性差。针对上述油田实际情况, 经过去油田多方调研, 走访有关专家, 征求多方意见, 设计出了一种国外叫迷你型国内叫低矮型的带压作业装置。该装置结合了国内外带压作业装置的一切优点, 功能完善, 在不改变单体结构原理和功能的情况下, 尽量压缩每个单体的高度, 实现了从装置的最下端至装置的最上端高度只有3.6米, 给安全操作和运输安装带来很大便利。
4 国内带压作业技术存在的问题
尽管我国的带压作业技术已经取得了很大进步, 尤其近3年来全国各油田都大力发展带压作业, 取得了一定的突破, 但是仍然存在着若干典型问题, 制约着带压作业技术的发展。
(1) 一大部分能源工作者仍对带压作业不十分了解;
(2) 管柱内堵塞技术仍有待提高, 尤其是堵塞器性能不够稳定, 针对恶劣井况的专用堵塞器仍存在很大技术缺陷;
(3) 对于高含气的油水井的防喷和堵塞技术有待大幅度提高;
(4) 施工作业效率低下, 尤其在起出原始井下管柱和工具时所耗费的时间和人力很大。
5 结论
带压作业是对常规压井作业方式的一个挑战, 同常规作业方式相比, 带压作业具有不可比拟的优越性, 无论从资源的可持续利用、合理开采、提高采收率方面, 还是从经济和社会效益方面, 都为油气田长期开发、稳定生产和地面环保提供了坚强的技术保证。所以大范围采用带压作业技术, 必将成为下一步修井作业的重要手段。国内带压作业装置需从两个方向发展, 一是进一步完善现有的短冲程带压作业装置, 二是进口并研发适合国内井况的长冲程带压作业装置, 将动力和控制系统有效结合, 以大幅度提高施工作业效率。
参考文献
[1]曲绍刚.高温不压井作业工艺技术研究与试验[J].石油矿场机械, 2006 (5) [1]曲绍刚.高温不压井作业工艺技术研究与试验[J].石油矿场机械, 2006 (5)
带压作业技术的研究与应用 篇7
目前, 在油田生产中, 存在大量的高压油水井, 难以实现正常的维修作业, 导致部分油水井停产、停注, 影响油田产量和注水开发效果。带压作业技术是利用特殊的修井设备, 在油、气、水井井口带压的情况下实现管柱的安全无污染起下作业, 它能有效解决高压水井、自喷油井、新射孔和压裂井的作业难题, 提高油井产能, 特别是在环保要求越来越高的今天, 带压作业显得尤为重要。
与传统的维修作业相比, 采用带压作业技术, 可以使原始地层压力得到很好的保护, 增加油气层的产出能力, 提高油田采出程度, 最大限度降低作业风险, 改善作业环境, 降低压井或多次重复压井等工序的作业成本, 实现了安全快速生产和清洁施工, 带压作业技术必将成为下一步修井作业的重要手段。
二、带压作业技术简介
带压作业是采用加压装置加压控制起下管柱, 采用防喷器控制环空压力, 采用堵塞器控制油管内压力, 即在井口有压力情况下, 通过带压作业装置实现不放溢流、不压井起下管柱的作业。
(一) 、带压作业技术进展情况
1、国内外技术应用现状
在国外, 该技术已有近80年的发展历史。目前, 在加拿大、美国等国家已作为一项成熟的技术在广泛应用, 这些国家90%的高压油气井采用带压作业, 每年带压作业约5000井次。国外带压作业主要技术特点为采用一级动密封, 固定卡管器置于防喷器组的最上端, 施工安全性高;球形防喷器密封压力高, 寿命长。据统计, 不压井作业产生的综合效益是压井作业的3~5倍。
在国内, 部分油田通过引进国外设备开展过带压作业技术研究或应用。辽河、吉林、四川等油田先后开展了研究与应用, 取得初步效果。国内共实施过1000多井次带压作业, 其中90%以上是水井, 80%是近两年实施的。作业范围主要涉及带压起下管柱、通井、刮管和冲砂等施工。
2、纯梁采油厂带压作业技术进展
2006年7月纯梁采油厂首次引进带压作业队伍及动力, 进行不压井作业试验, 到2007年7月共施工油水井33口, 其中笼统注水井施工15口, 分注水井11口, 卡封注水井5口, 自喷转抽2口井, 均取得了成功, 2008年作业大队租用带压设备进行不压井作业, 并开始参与设计制造带压作业设备, 2009年1月具有自主产权的带压作业设备投产使用, 2009年5月采油院设计制作的带压设备在采油厂进行试验, 形成了年带压作业30口以上的施工能力。
(二) 、带压作业设施构成
1、带压机的主要组成包括:
(1) 密封防喷系统:由半、全封防喷器、球形防喷器、自封等组成。
(2) 加载控制系统:由液压缸、固定卡管器、游动卡管器、加载横梁等组成。
(3) 液压控制系统:由液压站、控制柜及保压装置等组成。
(4) 工作台系统:工作台、梯子、逃生滑道、废液漏斗等组成;
2、带压作业配套设施
(1) 、堵塞器:用于堵塞油管内径, 它由芯轴、胶筒、锥体、卡瓦、清管器等组成。
(2) 、防喷阀:该产品由顶杆、螺母、密封套、阀芯、阀体等组成。
三、带压作业技术的配套与完善
2 0 0 9年通过协作制造与整机引进, 目前作业大队拥有带压作业机两台, 同时通过驾驶室移位、指重表配套完成了与之配套的修井机改造, 引进阜新石油机械厂油管堵塞器、防喷固定凡尔, 使用采油院油管堵塞器, 解决了起管、下泵时油管防喷问题, 探索实施半压井工艺, 设计加工单流阀, 使作业工艺进一步完善。
1、带压机的设计制造
2008年8月, 根据租用设备存在的不足, 参考其它带压设备及防喷器生产能力, 设计制造了DYZJ185-35/21型带压作业机 (环封封零时承压21Mpa) , 该设备增加了环型封井器及全封剪切防喷器, 扩大了整机内通径, 提升举升能力、防顶力、卡紧力, 在连接法兰的设计中, 设计了250型与350型井口通用法兰。通过一系列的改进设计, 使制造后的带压机安全性能更高, 密封能力进一步增强, 设备能力进一步提高, 使用更加方便。
2、作业设备的改造
带压作业机组装后整机高度在5.3m左右, 使得JB-18井架与作业机无法满足施工要求, 作业大队利用现有湖北荆州第四石油机械厂生产的XJ250型轮式修井机, 通过驾驶室移位、指重表配套形成了与带压机配套的修井机。
3、配套设施的引进与改造
(1) 、原引进阜新石油机械厂油管堵塞器, 堵塞油管内径;现正与采油院研制定压式堵塞器, 克服光油管井堵塞器易出尾管现象;
(2) 、改进防喷固定凡尔、防喷阀用于自喷井下泵, 不改变现有的管柱结构;
(3) 、设计制作单流阀, 用于通井、刮管等施工工序。
2009年1月自行研制的带压作业设备首次在L8P1井进行试验, 对不合理的地方进一步改进, 已经形成了完整的技术系列, 完成了设备的定型, 设备、设施基本满足了现场需要。
四、应用情况
截止到2009年底, 带压作业共施工油水井25口次, 其中油井19口次, 水井6口次, 一次成功率96%, 成功实施了压裂转抽, 空井筒转注、转抽, 水井增注, 补孔转抽等措施, 各项工序稳步实施, 打破了制约单元和谐开发的瓶颈, 彰显出带压作业的优势。共恢复日油能力74.65吨, 恢复日注水317方, 减少压井液用量1360方, 平均缩短溢流占井时间15天以上, 节约压井费用约76万元、节约收污水费用15万元, 不压井作业避免了油层污染, 提高了日注水量和产油量。
在具体带压作业过程中, 纯梁采油厂配套不同管柱堵塞器, 努力解决带压作业难题。带压作业成功与否, 主要在是否堵塞成功。采油厂与采油工艺研究院结合改进堵塞器, 使其性能更加完善, 泵车打压输送堵塞器, 在下压差的作用下实现堵塞, 如油管漏失或是堵塞不到位, 可采取分段堵塞;面针对结蜡、结垢严重井, 发明了软堵塞器, 软堵塞器内置铝芯, 外部橡胶开口朝一个方向, 共有5层, 其外径大于管柱内壁成过盈接触, 用泵车或是杆体易输送到位, 在卸压或提出杆体时, 在下压差作用下, 软堵塞器一般卡在接箍处, 形成堵塞, 该堵塞器一般用于压力比较低的井或是管柱底部带有多级工具、内径较小的井, 可大大提高作业速度;针对井内无管柱, 采用倒装单流阀、旋塞倒下单根等措施, 实现管柱堵塞, 也可完成套管除蜡、刮管、通井等工序, 所有这些措施都保证了施工的顺利进行。
采用半压井工艺, 解决因结蜡投堵塞器困难的实际。针对井内管柱结蜡严重投堵塞器困难的实际情况, 采用半压井工艺, 即从油管内替入少量压井液, 降低油管内液面, 套管闸门放溢流进活动罐, 迅速起出上部结蜡油管, 然后投堵塞器进行下步施工工序。例在G890-21压裂后自喷转抽井, 就是利用以上办法克服蜡的影响成功实施转抽作业。
五、结论
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