過熱蒸汽注汽管網系統的檢測

付國輝 河南油田技術監測中心壓力容器檢驗所

過熱蒸汽注汽管網系統的檢測

付國輝 河南油田技術監測中心壓力容器檢驗所

河南油田某稠油開發區塊現有注汽管網管線實測壁厚及校核計算結果表明：注汽溫度提高后，現有注汽管線可以滿足使用要求，但個別管線的可用腐蝕余量較小，需定期檢測管線的腐蝕情況，并采取措施，以保證注汽管道之安全。

注汽管網；過熱蒸汽；壁厚；檢測；計算

1 現有注汽管網管線實測壁厚

熱采注汽管線的熱補償采用自然補償和方形補償器補償，原設計溫度為321℃，現改注過熱蒸汽時，由于蒸汽溫度升高，管道熱伸長量加大，補償器的補償量相應加大，需對現有注汽管網的方形補償器、自然補償的補償能力和固定支架的推力進行校核。如果滿足要求，則不需對過熱蒸汽溫度或現有注汽管線進行調整；如果不能滿足要求，則需對現有注汽管網的補償器進行改造（改造工程量很大）或降低過熱蒸汽的溫度，以保證注汽管線的安全運行。按《火力發電廠汽水管道應力計算技術規定（SDJ6—90）》進行補償驗算；按《火力發電廠汽水管道應力計算導則》對管線熱補償進行驗算。

2 過熱蒸汽影響的檢測

根據張琪、萬仁溥的《采油工程方案設計》，套管P—110的耐溫不能超過288℃，S—95套管耐溫不超過246℃，N80套管耐溫不超過204℃，套管接頭耐溫不能超過343℃，目前井樓北區、中區熱采井采用常規熱采完井，基本上采用N80，或N80與TP110H組合套管，固井采用G級加砂水泥。該區塊現有濕飽和蒸汽注汽鍋爐額定壓力為10MPa，運行壓力一般在9MPa以下，井口注汽壓力一般不超過8MPa，對應飽和溫度295℃。根據計算采用光油管注汽，套管溫度可達281℃，雖然已經超過套管安全溫度，但套損比例并不高，說明該區塊熱采套管基本可以承受281℃高溫。采用過熱蒸汽熱采后，由于鍋爐出口溫度可達400℃，根據油井遠近、蒸汽、壓力、流量不同，井口溫度可在250～380℃，為了保證套管不超過281℃的安全溫度，當井口蒸汽溫度超過295℃時需要采取井筒隔熱措施，保護套管和固井水泥環，如果不采取有效的隔熱措施必將造成套管和固井水泥環的破壞。例如新莊油田油層埋深比較深，注汽壓力10～14MPa，注汽溫度300～330℃，試采時采用光油管注汽，注汽后引起管外竄，無法正常開采，后采取了井筒隔熱措施已見到效果。

井樓老區普遍使用KR14型熱采井口，井樓八區超稠油新井使用KR21型熱采井口。KR14和KR21型熱采井口設計溫度為400℃，可以滿足過熱蒸汽溫度要求。井口熱補償采用方型補償器（部分球型補償器），經核算，補償量滿足要求。

熱采井井下配套工具主要有封隔器、伸縮管、抽油泵等。鋼體耐溫都超過400℃，密封部位采用金屬機械密封或石墨、高碳纖維密封，耐溫400℃以上。目前的井下配套工具可以滿足過熱蒸汽熱采的要求，但相對老區飽和濕蒸汽熱采，相應增加伸縮管的伸縮距即可。配套工具在河南下二門、楊樓油田（15MPa、350℃）注汽井上應用已證明可以滿足350℃過熱蒸汽熱采的要求。

3 結語

（1）河南油田某稠油開發區塊現有注汽管網管線實測壁厚及校核計算結果表明：注汽溫度提高后，現有注汽管線可以滿足使用要求，但個別管線的可用腐蝕余量較小，需定期檢測管線的腐蝕情況，并采取措施，以保證注汽管道之安全。

（2）注汽溫度提高后，現有注汽管網方形補償器補償能力檢測及核算表明，補償器的補償能力、固定支架推力均可滿足要求。現有熱采井口裝置的設計參數：設計壓力為12MPa、設計溫度≤425℃，當井樓油田熱采注汽方式由濕飽和蒸汽改變為9.8MPa、380±20℃過熱蒸汽時，該稠油開發區塊現有熱采井口裝置可以滿足要求。

（欄目主持 樊韶華）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.4.060