工程技术分析材料

工前讲话
作业工具
普光分公司采气厂大湾采气区 中原油田普光分公司采气厂
2、阀室UPS电路板深度防护步骤 （1）将BV打到就地状态，断开电池组开关、配电箱中UPS供电开关。 （2）检查并记录UPS显示面板、RTU显示面板所有功能数据。逐一拆下 UPS主机通讯线缆、电源线缆。 （3）打开机箱、拆除附件。
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FMC采气树阀门提升螺母材质为铍铜合金，此金属材质抗腐蚀能力弱。
随着阀门在高腐蚀环境下生产运行，其提升螺母螺纹很容易腐蚀磨平，
或腐蚀变形。目前普光区块针对提升螺母更换成镍基825材质，正在做实 验，正在验证实验效果。
பைடு நூலகம்
D404-2井11号 阀门螺纹磨平
加工的镍基825 提升螺母
面安全阀关闭1小时之后，待井筒气流稳定后再关闭井下安全阀。
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三、采气树阀门无法开闭原因分析 1、概况描述
大湾区块采用的采气树分别是FMC、CAMERON、上海神开三家公司
的产品。其中：Cameron采气树应用在405集气站3口井、FMC采气树应
用在402/403/404/503/501五座集气站的9口井、上海神开采气树应用
在401/502两座集气站2口井。部分站场出现阀门不能正常关闭的现象
。如D404-1H井7#阀门，D403-1H井1#阀门，D404-2井11#阀门,M5032井9#阀门等。
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2、阀门无法正常开闭原因分析 （1）安全剪切销钉损坏 由于阀门在使用过程中，阀门开关用力过猛，超过安全剪切销钉 的受力值，导致阀门安全剪切销钉损坏，最终使阀门产生“空转”现 象。2016年大湾区块共出现3台次，为避免安全剪切销钉损坏，出现阀 活动困难时，叮嘱职工不要强行开关阀门，及时组织闸板轴承注脂。
2016年8月
全阀能关严。
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针对井下安全阀不能关严的井下一步措施及建议 1、当发生井下安全阀关不严状况时，可以通过活动井下安全阀，也 可以频繁调产，将井下安全阀阀瓣处沉积物带出。 2、当上述方法无效时，可以通过连续油管对井筒沉积物进行冲洗。
3、尽量避免紧急关闭井下安全阀。需要关闭井下安全阀时，需将地
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（2）提升螺母变形或者螺纹磨平，直接导致阀门开关失效
提升螺母螺纹变型后，阀门开关不灵活，当提升螺母螺纹严重变型
后，阀门开关“不动作。提升螺母螺纹被磨平以后，阀门开关失效。 即：开关阀门时会产生空转现象。大湾投产至今，出现两台FMC采气树阀
门提升螺母损坏的问题。
M503-2井9号阀门 严重变形 D404-2井11号 阀门
新加工的铜套及现场使用情况
4、下步措施及建议 （1）规范ESDV手动开关操作，在进行手动操作是用力平稳，速度适中， 当出现开不动或关不动的情况下，不要强行操作。 （2）在安装ESDV连动轴杆时，对连动轴杆清洗及加润滑脂保养。 （ 3）新加工的铜套螺钉固定处的厚度增加到 5mm，尽量保证铜套不容 易被损坏。
管线加热解堵
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（2）结合现场实际情况对电伴热带进行整改，将原有的平行敷设改为
缠绕式敷设，加大管线与电伴热的接触面，确保加热保温效果。在改进电 伴热敷设方式后，对排液管线温度进行检测，管线整体温度在 30℃以上，
能有效的避免水合物的形成。
电伴热敷设方式及效果验证
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二、M503-2H井下安全阀不能关严恢复正常 问题描述
2016年6月25日，西油联合开始对M503-2H井井下安全阀进行开关测试，
现场共进行了2次测试，采取简易测试法，每次测试持续2分钟，发现井口油
压无变化（维持在23MPa到24MPa），初步判断井下安全阀无法关严。 9月5日，利用关井机会再次组织对M503-2H井井下安全阀进行开关测试， 第一次测试井口油压无明显变化，判断井下安全阀无法关严。
M501-1H井油套硫化氢含量变化曲线
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5、下一步工作及措施 目前井筒内油套环空介质与油管内介质处于交换状态，待堵漏剂和含
硫天然气发生充分反应后（堵漏两个月后），通过提高产气量降低漏点处的
流压，进一步增大漏点处的压差。观察油套压力变化情况，若套压降低则判 断堵漏不理想，漏点未完全堵住。
计量分离器自动排液管线
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2、原因分析 计量分离器主要用于集气站单井气液的分离计量，用于核算该井的液 气比。计量分离器自动排液管线上控制阀门多，管线弯头多且管径变化幅 度大。造成排液管线堵塞的原因主要有： （1）产液中携带的单质硫等杂质在排液管线中沉积板结； （2）排液管线中存在积液，在高压低温作用下形成水合物造成堵塞； 根据该站以往的排液情况及目前的气候条件总结分析，造成自动排液
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不能关严采取的措施
日期 2016年6月25日，发现M503-2H 关井次数 1 2 1 调产次数 5 7 9
2016年6月
2016年7月
井井下安全阀无法关严。该井在井
下安全阀不能关严期间，调产频繁 对井下安全阀阀瓣硬卡解除有一定 的积极作用。2016年9月5日，通过 多次开关笼套式节流阀，加大放空 量，对油管介质造成波动。共进行 三次开关井下安全阀。最终井下安
次堵漏实验。16:30分启泵对油套环空注入
堵漏剂，启泵排量0.1方/小时，泵压
完井时加注的环 空保护液
3.2MPa。16：59分停泵，停泵前泵压22MPa，
共计注入堵漏剂 3 方。 17:15 分启泵注环空 保护液，17:17分油套环空内注满停泵，共 计注入环空保护液 0.2 方，停泵压力 26MPa 。
大湾区块4号线运行温度曲线
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六、D404集气站自动排液管线堵塞原因分析及处置
1、情况描述
12月8日，D404集气站值班人员对计量分离器进行排液时发现，计量分离器 液位无变化，流量计无流量显示，无法正常排液，判断为计量分离器自动排液
管线堵塞。
自动排 液管线
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4、下步措施及建议
（1）对各个集气站自动排液管线运行情况进行统计分析，对易堵塞 部位电伴热加热及保温效果进行现场验证并整改。
（2）定期对各站电伴热运行情况进行检查，并做好记录，如有异常
及时处理，避免因加热保温不到位造成管线堵塞。
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五、集输系统运行情况分析
2016 年，大湾区块集输系统运行参数平稳，年累计产气 22.32×108m3 ， 年累计产水13487m3。 1、运行压力分析 全年， 4 号线进集气 总站集输管线运行压力 平 稳 ， 处 于 7.5 ～ 8.2MPa 之间，运行压力 在设计范围内。
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大湾采气管理区 二○一七年一月
2018/5/3
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尊敬的各位领导： 2016年，大湾采气区紧紧围绕采气厂下达的安全生产经营指标
，认真组织生产运行、技术方案编写等工作，着重解决现场影响安
全平稳生产的各项问题， 开展了采气树故障阀门维修及更换、风险 井运行情况分析、管线解堵、阀室低压架空线路改造、UPS故障处 理等工作，为区安全平稳生产提供了保障。
扭簧断裂
活塞与阀瓣之间的传动机 起出井下安全阀进行更
构有问题 换
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原因分析：2016年9月5日，通过活动井
下安全阀后测试M503-2H井井下安全阀能正常
关闭。说明该井井下安全阀活塞、扭簧、活 塞与阀瓣之间的传动机构都是正常的。 通过对比该井井下安全阀先后出现开关 异常和开关正常，在此过程未对该井下安全 阀进行更换配件作业。说明M503-2H井井下安 全阀先前不能正常关闭的原因为其阀瓣处有 异物硬卡。
气缸密封板 固定铜套 铜套螺钉固定处全部损坏
厚度增加
现场拆卸执行机构照片
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2、原因分析 （2）在开阀门的过程中，操作人员用力过猛，导致铜套螺钉固定处
受力不均匀，从而导致铜套螺钉固定处损坏。
（3）连轴杆上附着杂质、缺乏润滑导致开关困难，出现操作人员在 开关阀门的过程中力度不好掌握。
目前环空状态
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2、压力变化情况 由图可知，套压和油压基本保持稳定，套压略高于油压。后 期套压略有下降，判断油套环空内介质与油管内介质发生交换，井 筒内呈平衡状态。
二次堵漏后压力变化曲线
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3、井筒内介质变化情况 11 月 14 日 二 次 堵 漏 后 ， 油 套 环 空 压 力 27.4MPa 高于油管压力 26.5MPa ，因漏点直径较 小（约186um2），加注堵漏剂颗粒较大(490um223000um2) ，即使油管漏点处油套环空压力大于 油管压力，堵漏剂也无法通过漏点。而随着环 空保护液向油管漏失，油管内的含硫天然气将 通过漏点进入油套环形空间与堵漏剂进行反应， 形成堵漏层，反应后残留的含硫天然气将进入 油套环形空间增加环空内气体硫化氢含量。
管线堵塞的原因为温度过低造成的冰堵。
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3、现场处置 （ 1）将计量分离器切出流程，关闭自动排液管线进外输处控制球阀， 关闭排液汇管处调节阀上下游控制球阀，拆卸自动排液管线保温层及电伴 热带，使用锅炉车对堵塞管段进行蒸气加热解堵，解堵已完成，目前自动 排液运行正常。
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原因分析： 2016年6月25日，M503-2H井井下安全阀不能正常关闭。有以 下四种原因导致井下安全阀不能正常关闭。 故障 产生原因 活塞工作不正常 排除方法 反复多次打压、泄压，
并测量回油量进行对比 下连续油管通径
起出井下安全阀进行更 换
井下安全阀不能 正常关闭
阀瓣处有异物硬卡
七、M502外输ESDV故障维修及原因分析
1、情况描述
岗位员工在手动开关M502外输ESDV时，发现M502外输ESDV无法手动开
关。立即组织技术人员进行现场检查，分析原因。
M502外输ESDV
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2、原因分析 （1）拆卸 ESDV手轮执行机构，发现固定铜套螺钉固定处损坏，铜套 无法固定在执行机构上，导致手动开关阀门时出现丝杆空转的现象。
（4）铜套螺钉固定处厚度太薄，在用力不当的情况下很容易将铜套
损坏。 3、现场处置 重新加工铜套，原铜套螺钉固定处厚度为 2mm，新加工的铜套螺钉固
定处厚度为5mm，尽量保证铜套不容易被损坏。更换ESDV铜套，ESDV手动开
关恢复正常。
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新加工的铜套螺钉固 定处厚度增加到5mm
井筒内部示意图
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4、硫化氢含量变化情况 由图可知，油套环空内硫化氢含量出现小幅上涨，环空保护液向 油管内发生漏失，同时含硫天然气进入套管，导致油套环空内硫化氢含 量发生小幅上升。
硫化氢（摩尔%） 60 50 40 30 20 10 0
11.14日开展二次 堵漏实验
硫化氢含量小幅上涨
2018/5/3
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汇报提纲
第一部分 第二部分 典型故障技术问题分析 下步计划开展主要技术工作
2018/5/3
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一、 M501-1H井二次堵漏试验效果分析 1、二次堵漏后基本情况 2016年11月 14日M501-1H井开展第二
第二次加注堵漏 剂，液面约0-265 米 第一次加注堵漏 剂与环空保护液 混合物，液面深 度约265-100米
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八、阀室UPS深度防护期间发现线路板故障的原因分析
1、阀室UPS电路板深度防护意义 为预防因潮湿、环境温度变化大而造成阀室UPS电路板失灵、腐蚀、霉菌
侵蚀甚至损坏等危害，确保UPS主机安全平稳运行，达到“防潮湿、防水汽、
防腐蚀和防霉菌”目的，本月完成对UPS主机电路板进行深度防护工作。
4号线进站压力
8.5 8.4 8.3 8.2 8.1 8 7.9 7.8 7.7 7.6 7.5
大湾区块4号线运行压力曲线
2、运行温度分析 2016年，大湾集输系统运行温度相对平稳，4#线进总站温度主要处 于27.2℃ ～30.9℃之间，运行温度在设计范围内。
4号线进站温度
34 32 30 28 26 24 22