修井平台（共7篇）
修井平台 篇1
摘要：为了增强海洋修井平台的作业能力, 提高油井产量, 同时又要节约成本, 本文提出对海洋石油平台现有的修井设备加以改造的配置方案, 使之既保留原有的修井作业功能, 又可满足钻多底调整井的要求。
关键词：海油系统,修井机,配置,海油机械
一、动力系统配置
采用盘筒一泵分组驱动, 选择柴油机时主要根据功率来选择, 由于起升系统和转盘不同时工作, 而且起升系统所需功率较大, 所以:N总=N发起+N辅, 其中, N辅是空气压缩机、照明设备、振动筛等辅助设备的总功率, 一般不大, 柴油机的功率选择时常留有足够的余量, N辅可以不予考虑。
在各种极限拉力情况下大钩提取最大钻柱重量的提升速度, 一般取0.2-0.3m/s.故若当HXJ180取最大钩载180t时, 所需最大提升功率为:N=1800×0.2=360 (KW) , 总的传动效率计算:柴油发动机效率:n发=0.98;变矩器效率:n变=0.98;Alison传动箱效率:n传=0.98;万向轴效率:n万=0.98;并车箱 (交传动箱) 效率:n并=0.98;链传动效率:n链=0.96;绞车滚筒效率:n滚=0.97;天车效率:n天=0.97;游动滑车及钢丝绳效率:n游=0.93。因此, 发动机到大钩的总传动效率:
n发钩=n发×n变×n传×n万×n并×n链×n滚×n天×n游=0.76
取n传=0.76, 发动机到转盘的总传动效率:n发转=n发n井n液n转n传=0.665
故HXJ 180海洋修井机需要的发动机功率为:
起升系统所需发动机功率计算:N发起=V×Qmax/n发钩=N/n发钩=473.68kw
转盘功率计算:N盘=πMnn/30η=102kw
转盘的所需发动机功率计算:N发转=N盘/n发起=153.38kw
盘筒驱动所需柴油机功率为:N总=N发起=473.68k W
原系统采用750HP柴油机 (单机) , 可以满足要求, 但是现场作业中常采用两台柴油机并车工作以备一台出现故障而贻误作业, 故我们在这里采用两台530HP柴油机 (CAT3408B) 并车作业。
二、泥浆循环及固控净化系统配置
原泥浆循环系统由单机泵组 (泥浆机泵组) , 灌注泵, 泥浆循环罐, 泥浆储备罐, 建议循环管线等组成, 泥浆循环罐和储备罐总容积120m3。无振动筛、除砂器、除泥器等固控净化设备, 不能满足泥浆固控净化要求, 另缺少搅拌器、混合漏斗、小循环泥浆管线等配浆设备, 难以完成配浆功能, 加之泥浆储备罐位于钻台下方, 正常钻进时无法参与泥浆循环。因此, 泥浆循环系统所缺设备较多, 需要重新配置。
1) 各工作井段所需泥浆量计算
各工作井段泥浆量, 可按拟定的井身结构 (表1) 计算:
垂直井段体积:V1=π/4×0.2445-2×0.011052) 2×1600=62.1 (m3)
一开井眼体积:V2=π/4× (0.2445-2×0.01105) 2×1600+π/4×0.2162×2000=62.1+73.2=135.3m2;二开井眼体积:V3=π/4× (0.1778-2×0.01035) 2×3600+π/4×0.1522×600=69.75+10.9=80.65m3;最大井眼容积:135.3m3。
2) 水力参数计算
井深3600m时泵的最大排量为21.57l/s
3) 泥浆循环压降计算
井深3600m时最大泵压为26.47MPa, 井深为4200m时最大泵压为26.47MPa。
4) 泥浆泵功率确定
泵组的最大输入功率为:N泵=p Q/n泵=21.57×26.87/0.7=773.7k W。泥浆泵所需的输入功率773.7k W大于500Hp, 因此原系统配备的F-500HP型泥浆泵从功率上满足使用要求。F-500HP型泥浆泵的主要参数如表2所示, 由表2可以看出, F-500型泥浆泵的最大排量只有19.9L/s, 而根据前面计算可知, 所需泵的最大排量为21.57L/s, 所以原系配备的F-500HP型泥浆泵不能满足要求。因此改用配置2套F-800型泥浆泵机组。
泥浆泵一般通过离合器及链条, 皮带或变矩器与柴油机相联的。因此, 动力机组应该为泵组配备的功率为:N发泵=KN泵/n传n泵, 式中, K—动力储备系数, 对于柴油机直接驱动K=1.1;n传—从动力机到泵组的传动效率, 采用传动箱, 则n传=0.98;n泵—泵的总效率, 可由试验测出, 一般情况下, n泵=0.750.9。所以, N发泵=KN泵/n传n泵= (1.11×588) / (0.98×0.85) =793k W, 所以, 选用2台CAT3412C DITA柴油机和Allison S6600传动箱对泥浆泵进行驱动。当海洋修井机用于开窗侧钻作业时, 除了修井机主机的结构、动力配置等需要满足侧钻的要求, 平台上的泥浆处理系统也需要同时满足侧钻和修井时的钻井液处理工艺要求。在进行修井作业时所需要的修井液的量较少, 其处理系统也相对简单, 而在进行钻井作业时, 所需要的泥浆量较大, 泥浆处理系统需要进行五级净化处理。因此, 按照钻井泥浆系统的配置要求, 需要更换泥浆处理设备, 将泥浆罐总净容积设计为180m3以上, 共分三个罐, 分为8个泥浆舱, 依次分别为沉砂舱 (上面放置振动筛) 、除气舱 (上面放置真空除气器) 、除砂舱 (上面放置旋流除砂器) 、除泥舱 (上面放置旋流除泥器) 、离心舱、加重舱、泥浆泵吸入舱、计量舱。当进行修井作业时, 由于泥浆一般只作为洗井液使用, 只产生少量岩屑等固相物质, 因此泥浆系统上需配置:振动筛两台、另配不同目数的筛布若干、真空除气器一台、加重泵、加重漏斗和搅拌器等, 在油田开发后期需要进行侧钻作业时, 再增加相应的泥浆处理设备即可进行作业。
三、HXJ180海洋修井机配置情况
通过理论计算对HXJ 180型海洋修井机在进行开窗侧钻作业时的配置如下:
动力系统:柴油机CAT3408两台;
传动系统:传动箱S5610, 并车箱JXB260;
起升系统:井架HJJ18018033A, 游车大钩YG225, 天车TC180, 绞车JC28C;
旋转钻进系统:转盘ZP175, 水龙头SL225;
泥浆循环系统:三缸单作用泥浆泵F-800两套, 柴油机CAT3412C DITA两台, 传动箱Allision A6600;
防喷器控制装置:双闸板防喷器, 环形防喷器, 防喷器液压控制系统
新增:泥浆沉砂罐, 泥浆循环罐需定制, 振动筛FLC2000-3Panel
参考文献
[1]喻贵民、仵雪飞:《海洋修井机国产化进程及发展方向》.中国海上油气 (工程) , 2003[1]喻贵民、仵雪飞:《海洋修井机国产化进程及发展方向》.中国海上油气 (工程) , 2003
[2]刘清友、龙永辉、张毅超等:《在海洋修井机上安装顶驱装置的可行性研究》.石油矿场机械, 2007[2]刘清友、龙永辉、张毅超等:《在海洋修井机上安装顶驱装置的可行性研究》.石油矿场机械, 2007
修井平台 篇2
关键词：旋流净化技术,修井平台,压载系统,应用验证
海洋修井平台主要担负着海上修井、试油、完井防砂、酸化压裂等油水井措施增产任务, 在胜利浅海油田勘探开发中发挥着重要的作用。海洋修井平台海上施工主要按以下步骤来完成:拖航-就位-压载-调平台对正井口-实施油水井作业。在整个过程中, 平台压载是通过增加平台可变载荷将平台桩脚和部分桩腿压过泥层至岩层, 使平台获得一个稳定的支撑基础, 保证全作业过程平台的稳性, 以应对海上剧烈台风、涌浪、海冰等对海洋修井平台的冲击。因此, 压载是海洋修井平台作业的至关重要一环。
通常采用的压载方法为:采用海水提升泵将海水提升至平台甲板预先敷设的压载管系内, 通过压载水调驳泵实现对平台所有压载舱室的压载。由于海水水质中存在大量的悬浮泥沙、微生物和海生物, 压载过程中这些物质逐渐沉积在舱底, 日积月累, 就会在压载舱底形成淤泥, 一方面增加不必要的平台载荷, 增加作业过程的风险;另一方面, 微生物在舱室内繁殖, 破坏防腐漆面, 加剧材料腐蚀, 降低平台使用寿命。目前, 常采用粗滤器、微生物杀灭装置等对海水进行处理, 其效果不明显。本文采用压载水旋流净化技术对提升的海水进行预处理, 较好地实现了海水的清洁净化, 可有效避免压载舱内泥质和微生物的淤积。
一、修井平台海水压载系统简介
海洋修井平台的压载系统主要由海水提升泵、海水入口管线、过滤装置、压载总管、海水调驳泵、管汇、分支管线等组成。其原理图如图1所示。
平台压载时, 安装在海水提升泵架下的3台潜水泵可从海中提升海水, 海水经粗滤进入压载总管, 再经管汇分流, 输送至各个压载舱室, 实现对平台的压载。调驳泵与管汇相连接, 可以从各个压载舱、海水舱抽吸海水由船底排海, 也可对左右舷压载舱进行压载水调驳。在海水舱顶部设有溢流管线, 满舱后可直接排海。同时, 在每个压载舱和海水舱安装1个舱底泄放阀, 可对舱室进行排载。
1.海水提升泵2.海水入口管线3.过滤装置4.压载总管5.海水调驳泵6.管汇7.分支管线
二、平台压载水净化技术的现状
目前, 海上平台对压载水的处理主要有两大类:一类为预防法;还有一类为后期处理法。
1. 预防法
预防法是对进入平台的海水进行预处理, 消除海水中的杂质和微生物, 保持压载舱的长期清洁。这一类主要包括以下两种:
(1) 清洁压载水
此方法是一种有预见性的压载, 选择较深水域、水生物少、海水清洁的区域取水, 但此方法比较受限制, 不易实现。
(2) 过滤
在船舶压载水时采用过滤装置可以过滤掉体积较大的生物, 体积较小的海生物排放到压载水中, 待处理掉。此方法短期奏效, 时间久了海生物就会沉积在舱壁或管道导致问题。
2. 后期处理法
(1) 紫外线照射
紫外线照射对不同的海生物有不同的效果, 处理效果取决于压载水的透明度, 该方法无副作用, 对船舶管系、泵、涂装等无不利影响。但是该方法需要在舱内安装紫外线装置, 增加投资成本和后期维护难度。
(2) 对压载舱加热
压载水加热到80℃能够杀死所有的海生物, 但是, 船舶设计依据、要求不同, 不但要在舱内敷设加热盘管, 还要考虑如何避免热应力对船体强度的影响, 比较难以实现。
(3) 臭氧
能有效地杀灭微生物, 但是有很强的腐蚀性。
(4) 舱内消毒
采用氯气或铜、银离子对海水舱进行消毒, 可以有效杀灭海生物, 但是氯气消毒存在二次污染, 且高浓度的铜、银离子水对环境影响也需要进一步研究。
(5) 对沉积物进行清淤
很多杂质和海生物都在压载水的沉积物中, 因此应对压载舱内积存的沉积物定期进行清淤, 在船舶设计中对船舶做出参数修订, 最大限度地排掉压载水的沉积物。
三、旋流净化技术在压载水处理系统中的应用
1. 旋流分离器的结构及工作原理
旋流分离主要依托旋流器来实现, 图2为旋流器工作原理示意图。
旋流器主体是由入口段、收缩段、分离段和出口段四个回转体顺序连接而成。在入口段有一个或多个切向入口, 用以输入液体混合物。入口段的顶面上有一个溢流出口, 用以排出较轻的组分。出口段的尾部是底流出口, 用于排出较重的组分。泵注载压流体混合物通过切向入口进入水力旋流器, 促使流体在装置内旋转, 水力旋流器的锥形加速了流体螺旋形流动, 建立了自由的旋涡, 创建了大的离心力。离心力致使轻的物质 (即海水、溶解气体) 游离到水力旋流器的中心, 而密度大的物质 (如固体杂质, 海生物) 由于力的作用被甩到了外壁, 通过在高压下保持底流, 迫使旋涡的海水逆流。结果, 海水流从顶部溢出, 而密度较大的固体杂质和海生物则流向底流。这样就实现了对压载海水的净化分离。
旋流分离器具有设备成本低、外形尺寸小、分离精度高、无运动部件、工作性能稳定、操作费用低等诸多优点, 是油水分离的理想设备。某公司生产的旋流器可以清除几乎100%的固体颗粒、95%的≥50μm的海生物和85%的≥10μm的海生物。
2. 旋流分离器的应用
根据旋流器的工作原理, 将旋流技术引入平台压载水处理系统, 图3为压载水旋流净化装置的工艺流程图。
海水进入入口管线后, 经过采样器, 然后进入2台并联的旋流器CY1和CY2, 密度较小的海水、溶解气等物质从上部经过采样器进入到海水总管中, 密度较大的杂质和海生物经过排污泵及排渣管汇排出, 完成压载海水的净化。操作人员定期从采样器采样测定杂质和海生物含量, 若不达标, 需对设备进行维护。
旋液分离罐结构及现场安装形式如图4。主要设备包括旋流器、手动蝶阀、排渣泵及排渣管汇、采样器、压力表及电控箱等。
3. 压载水净化效果试验
为验证压载水旋流净化装置的净化效果, 对净化处理的海水进行了试验测定。试验按照GB/T11901-1989水质悬浮物的测定重量法, 采用膜分离的办法对净化的海水中包含的不同大小的杂质含量进行测定。试验所采用的设备与器材见表1。
1.旋流器2.手动蝶阀3.排污泵4.排渣采样口5.压力表6.电控箱
实验步骤如下。
(1) 滤膜准备 (前处理)
(1) 滤膜在使用前应经过蒸馏水浸泡24h, 并更换1~2次蒸馏水。
(2) 将滤膜正确地放在过滤器的滤膜托盘上, 加盖配套漏斗, 并用夹子固定好。
(3) 约100ml蒸馏水抽滤至近干状态 (以50~60s为宜) 。
(4) 卸下固定夹子和漏斗, 再用扁嘴无齿镊子小心夹取滤膜置于编了号的称量瓶内, 盖好瓶盖 (可露出小缝隙) 。
(5) 将称量瓶连同滤膜一并移入103~105℃的烘箱中烘干60min取出, 置于干燥器内冷却至室温后称重;再移入烘箱中烘干30min取出, 反复烘干、冷却、称量, 直至两次称量的重量差值≤0.2mg为止。
(2) 样品测定
(1) 用蒸馏水冲洗经自来水洗涤后的抽滤装置。
(2) 用扁嘴无齿镊子小心从恒重的称量瓶内夹取滤膜正确放于滤膜托盘上, 再用蒸馏水简单湿润滤膜后, 加盖配套漏斗, 并用夹子固定好。
(3) 量取充分混合均匀的试样100ml于漏斗内, 启动真空泵进行抽吸过滤。
当水分全部通过滤膜后, 再用每次约10 ml蒸馏水冲洗量器3次, 倾入漏斗过滤。然后, 再以每次约10ml蒸馏水连续洗涤漏斗内壁3次, 继续吸滤至近干状态。
(4) 停止抽滤后, 小心卸下固定夹子和漏斗, 用扁嘴无齿镊子仔细取出载有悬浮物的滤膜放在原恒重的称量瓶内, 盖好瓶盖 (可露出小缝隙) 。
(5) 将称量瓶连同滤膜样品摆放在白磁盘中, 移入103~105℃的烘箱中烘干60min取出, 置于干燥器内冷却至室温后称重;再移入烘箱中烘干60min取出, 反复烘干、冷却、称量, 直至两次称量的重量差值≤0.4mg为止。
(3) 计算
悬浮物含量C (mg/L) 按下式计算:
式中:C——水中悬浮物浓度, g/L;
A——悬浮物+滤膜与称量瓶重量, g;
B——滤膜与称量瓶重量, g;
V——试样体积, ml。
(4) 结果分析
根据修井平台海水提升泵工作参数, 试验中控制工作压力分别为0.3MPa和0.12MPa, 分别进行试验效果统计, 结果见表2。从试验数据可以发现, 该装置对30μm以上的颗粒分离性能达100%, 且对各种大小等级颗粒整体平均分离净化性能达到97%。取得了较好的净化效果。
通过该技术对压载海水的净化处理, 除去了海水中大量的泥质和海生物, 减少了杂质在压载舱的沉积, 减轻了平台重量, 降低了海上平台作业风险。
同时, 降低了压载舱室清淤的工作负担, 减小了杂质堵塞管道带来的隐患, 提升了海上修井平台的本质安全性。
四、结论
压载水旋流净化技术在对海洋修井平台的压载海水进行净化处理时能够有效去海水中的大量泥质和海生物, 减轻了平台重量, 降低了海上平台作业风险。
降低了压载舱清淤、船舶运输费用, 具有较高的经济效益。
压载水旋流净化技术采用的设备造价低、操作简单、维护成本低, 且旋流器能够并联、串联使用, 多级分离确保分离效果。
参考文献
[1]宋林松, 王建军, 黎剑波.自升式平台压载量准静态计算方法应用研究[J].中国海上油气, 2010, 22 (3) :193-196.
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[3]曹士峰, 程龙, 刘新宝.浅谈钻井平台压载水的处理[J].船电技术, 2010, 30 (5) :50-52.
修井平台 篇3
水平井因为井深结构的特殊性, 与直井相比, 水平井修井难度大, 工程风险大, 主要体现为:
(1) 受井眼轨迹限制, 常规井下工具、管柱难以满足水平井修井要求。
(2) 斜井段、水平段管柱贴近井壁低边, 受钟摆力和摩擦力影响, 加之流体流动方向与重力方向不一致, 井内赃物及砂粒容易形成砂床, 作业管柱及工具容易被卡。
(3) 水平井内由于造斜段的作用, 井口的拉力无法有效传递到井下水平段内, 同时出于保护套管的原因, 在直井中普遍采用的大吨位上提、大范围活动解卡等工艺技术无法在水平井中应用。同样由于造斜段的影响, 井口扭矩也无法有效传递到井下水平段, 因此在水平井实施常规的套铣、倒扣等打捞工艺比较困难。
(4) 水平井磨阻大, 扭矩、拉力和钻压传递损失大, 解卡打捞困难, 倒扣作业中和点掌握不准。
(5) 打印过程中铅模易损坏, 很难准确判断井下鱼顶情况。
(6) 水平井在进行磨铣作业时, 由于向心力的作用, 存在对套管损坏的可能性, 加大事故的严重程度。
2 常用修井工艺分析
2.1 修井工具及管柱选择
由于水平井井深结构的特殊性, 修井工具必须满足井眼轨迹的要求, 通常需要特殊加工, 才能满足修井要求。
针对水平井的特殊性, 各油田设计了相应的水平井修井工艺, 基本能满足水平井的修井需求。水平井修井井下管柱受力比较复杂, 斜井段、水平段修井管柱要求:油管柱采用倒角油管。
2.2 水平井常规打捞
2.2.1 打印:
采用防掉铅模, 铅模带护罩, 前段裸露铅体, 易于打印, 印痕清晰并且防磕碰变形。
2.2.2 鱼顶修复。
采用扶正器或采用周边带扶正滚珠的磨鞋, 减少对套管下部的磨损、破坏。
2.2.3 打捞工具的选择。
在水平井修井中, 打捞工具的选择至关重要, 根据鱼顶打印进行修复后, 根据鱼顶位置, 选择合理的打捞工具。打捞工具以可退式打捞工具作为首选, 选在带有引鞋的矛类及桶类打捞工具, 也可根据井况选择特殊的打捞工具。在使用非可退式打捞工具之时, 必须采用打捞工具上安装丢手工具, 在打捞过程中抓获落鱼后上提无效后, 从丢手处丢开, 防止事故的更大的复杂性。
2.2.4 打捞技术。
在水平井修井中常采用活动解卡、倒扣解卡、套铣倒扣、分解打捞等方法。
(1) 在活动解卡中, 由于水平井的特殊井深结构, 拉力不能像直井一样有效的传递到被卡位置, 所以上提拉力要适当加大, 克服造斜点及水平段对打捞管柱的摩擦力, 此种方法适应于不是太严重的砂埋事故。如上提下放多次仍无法解卡, 可以在打捞工具上方加配震击器, 加大向上的震击力, 多次反复操作。在活动解卡的施工中, 修井工具的选择至关重要。选择可退式工具首要选择的方向, 以防在活动解卡中不成功, 可以退出工具, 进行下一步施工。
(2) 倒扣解卡。在多次上提下放仍无法解卡时, 就应该采用倒扣解卡。在倒扣解卡之前, 必须弄清楚井下落鱼鱼顶通过活动后的状态, 有没有被破坏, 就需要通过铅模打印的方式弄清鱼顶是否完好。如果鱼顶损坏, 必须进行修整鱼顶后方可进行倒扣解卡。如鱼顶为油管接箍等比较硬性的材质, 方可使用公锥及矛类打捞工具进行打捞;如鱼顶为油管本体, 则最好使用筒类工具进行打捞, 防止因过大的外挤力, 造成鱼头撕裂, 增加打捞困难。
(3) 在对砂埋的落鱼, 则需要进行套铣打捞, 套铣筒的选择应至少大于一根油管的长度, 进行套铣作业, 通过正冲洗井边冲边洗, 然后套一根倒扣一根的方式进行打捞。
(4) 在打捞封隔器、桥塞等复杂的井下工具, 现场一般使用公锥进行打捞, 由于组件较多, 可能会经过多次打捞, 进行分解打捞, 方能打捞完全。此方法必须经过多次提下管柱, 作业周期长, 而且捞获落鱼后, 悬重无明显变化, 无法有效的判断是否捞获, 导致跑空钻的现象。
实例说明:大牛地气田DP35-1井
该井水平段长800m, 水平段套管为Φ114.3mm技术套管, 胜利压裂队在进行第三段压裂改造后, 试气求产完压井, 上提活动管柱500k N解封, 悬重500k N降至250k N解卡, 起出管柱从SPK344封隔器上部断脱。井内留有落鱼, 管柱结构 (自下而上) 为导向器+Φ73mm平式油管1根+扶正器+K344-90封隔器+扶正器+Φ73mm平式油管1根+压温计+Φ73mm平式油管1根+喷砂器+稳流短节+Φ73mm平式油管17根+扶正器+K344-90封隔器下接头 (带一段中心管及部分胶筒碎片, 鱼顶内径Φ36mm, 外径Φ90mm) 。后进行第四段压裂改造, 压裂后部分管柱落井。落鱼管柱结构 (自下而上) 为Φ73mm平式油管1根+扶正器+K344-90封隔器+扶正器+Φ73mm平式油管2根+半截喷砂器套筒 (鱼顶内径Φ58mm, 外径Φ90mm) 。
2007年、2008年成功完成了DP35-1小井眼两次修井施工, 2007年第一次修井, 历时19天, 采用冲砂、打铅印, 选用Φ60.3mm+Φ73mm外加厚组合钻杆在水平段适当距离加适量扶正器先后下倒刺捞矛、滑块捞矛共4次将水平段落井管柱捞出。2008年第二次修井, 采用钻磨的方法修整鱼顶, 使用套、倒结合的方法打捞油管, 打捞使用工具为:公锥、双滑块捞矛、可退式分瓣捞矛、可退式卡瓦捞矛成功打捞出第四段压裂落井管柱。
3 存在问题及建议
(1) 修井液体系需进一步完善, 达到稳定井壁、提高携带能力, 保护油气层。
(2) 在进行水平段钻磨、套铣等施工时, 一定要考虑向心力作用, 防止磨漏套管。
修井平台 篇4
1 相关参数介绍
针对不压修井井设备, 设计所需要的相关技术参数包括以下几点:
(1) 需要对设备的密封压力进行了解, 即动、静密封压力, 且需啊哟为最高密封压力。设备静密封压力为35MPa, 最高动密封压力为21MPa;
(2) 设备的公称通径为180mm;
(3) 在修井过程中, 对设备的下入管柱速度要求较为严格, 这里的设计技术参数最大为1.6m/min;
(4) 同样对于起升管柱的速度要求同样为1.6m/min;
(5) 遇到卡管时, 解卡速度为0.01m/min。
2 系统原理分析
不压修井井设备中液压系统的应用使得修井设备具有较强的自动化能力, 其系统的组成包括四个部位, 即PLC控制系统、防喷控制回路以及卡瓦控制回路和起下管柱控制回路。其中起下管柱控制系统采用两级回路, 分别对上下卡瓦的起下进行控制, 从而保证在修井作业中设备的连续性以及速度性;而卡瓦控制系统则是由同步的四个缸进行作业, 从而对每个卡瓦进行控制, 完成卡瓦的张闭动作, 以此实现卡瓦对中动作的自动化;而防喷控制系统中, 主要由五个防喷器对防喷动作进行控制, 通过防喷器的闭合与打开完成;而PLC控制系统可以保证不压修井设备自动化动作的实现。
2.1 起下管柱控制回路。
在起下管柱的控制系统中需要强调的是起升液缸的组成, 其主要采用两个液缸均布的形式, 通过刚性连接的方式, 提高了结构承载性, 同时还能够保证系统的稳定运行, 并在阀门之间组成相应的回路, 从而实现了在修井作业中起下管柱的无极调速。
若在设备中三位四通电磁阀位置为上位, 经过液控单向阀, 液压油变鬼进入到液压缸中。而单向阀在功能上具有反向截止的作用, 因而液压缸回油路闭合, 控制油路压力便会随之上升, 换向阀即会接入。另外, 在液压缸中, 无杆腔中进入液压油, 而有杆腔中的压力油便会进入到换向阀, 经其换向进入到另外的无杆腔中, 从而实现快速差动运行。
2.2 卡瓦控制回路。
在主液缸中, 有杆腔面积等于副缸中无杆腔面积, 在工作过程中, 主副缸之间可以实现结构上的串联以及并联, 其切换通过二位四通换向阀实现, 通过这一动作, 实现设备中四个不同的液缸之间的同步运动。
2.3 防喷控制回路。
不压修井井机井口密封系统一共包括5个防喷器, 其中2个球型防喷器, 3个闸板防喷器。当三位四通电磁阀15的左位接入系统时, 液压缸14有杆腔进油, 无杆腔回油, 闸板防喷器打开, 油、套管间的环形空间打开, 允许油管柱自由上下。当三位四通电磁阀15的右位时, 液压缸有杆腔回油, 无杆腔进油, 闸板防喷器关闭。当三位四通电磁阀15的中位接入系统时, 它的中位机能使电磁阀的四个接口全封闭, 防喷器、液压缸保持现有状态不变。
2.4 PLC监控系统。
管柱在起下作业过程中必须实施严格监控, 液压回路要在控制系统操作人员的操作和PLC监控系统的控制下进行工作, 以完成对不压修井井机工作的自动控制。以下压过程为例, 液压系统特点基于PLC的不压修井井机液压控制系统有以下特点:
(1) 卡瓦四缸同步回路控制。如果卡瓦提升杆四缸同步回路出现了不同步的情况, 每个卡瓦提升杆的上部等距安装有行程开关, 行程开关可以发出电信号, 控制平台上的工作人员可以调节二位四通手动换向阀调节卡瓦回路恢复四缸同步状态。
为保证始终有一卡瓦作用在油管上, 避免了油管冒出或落入井中事故的发生, 上、下卡瓦必须互锁, 通过PLC互锁程序来实现。
(2) 平衡点的确定。修井过程中, 起下油管作业主要通过相应的液压控制系统进行控制, 而在此之中, PLC系统以及压力变送器起到了中要的作用, 通过压力变送器以及CMP比较模块可以对平衡点进行实时的判断以及监控。如果触发了两级液缸行程开关, 那么不同的卡瓦便会交替动作。从而实现管轻、管重不同状态下卡瓦的不同动作。若管轻, 那么下端卡瓦夹持油管, 若管重时则上端卡瓦夹持油管。
(3) 防喷控制。在油管接箍经过前需要将防喷器及时打开, 并且在接箍通过后将防喷器及时的闭合。这就需要探测器及时的探测到接箍位置, 通过PLC系统利用电磁阀将回路中的防喷器打开。探测器若已经探测到两个信号, 那么证明接箍通过, 此时需要将防喷器闭合。为了保证修井系统安全, 系统中所具有的五个防喷器必须有开有闭, 禁止同时打开, 因而连锁程序是PLC控制中必须具有也是需要重点研究的。
结论
PLC系统在不压修井作业中, 主要原理便是将PLC系统同液压系统融合在一起。以独立不压修井作业的相关步骤以及技术参数为基础, 将PLC系统融合到原有的不压修井液压控制系统中, 形成了完善的自动化控制系统。通过系统中PLC系统对电磁阀的控制, 实现了修井作业的自动化。
摘要：不压井作业自动化提高是当前石油生产部门的主要研究课题之一, 通过自动化程度的提高可以有效降低工作人员的压力, 因而文章主要对独立式不压井的修井设备进行了分析。并将PLC系统应用于修井机中, 设计出了一套自动化的液压控制系统。并针对其工作原理进行了论述, 最终提出了PLC控制框架以及相关系统方案。通过PLC的利用, 有效提高了修井机的修井效率, 并且在作业的过程中, 管柱事故发生频率也大大降低, 提高了生产系统的安全性以及自动化水平。
关键词：PLC,修井机,自动化
参考文献
[1]谢卓伟, 黄献龙.阀控非对称缸主动式伺服加载系统的数学模型[J].华南理工大学学报 (自然科学版) , 2000 (05) .
水平井修井技术 篇5
关键词：水平井,修井
1 项目来源
水平井主要应用于薄油层、裂缝性油藏、块状底水油藏等油藏类型, 由于水平井的供油井段比直井长, 所以产量较高。我厂现有水平井28口, 水平井垂深最深的井是2928.15m, 最大水平段斜度93.21°。水平井井身结构复杂, 上部套管为95/8″或7″, 悬挂器以下套管为4″、41/2″或51/2″, 完井方式采用割缝衬管式完井工艺或裸眼完井工艺。
由于水平井的井身结构复杂, 压力系数高, 油层裸露, 井段长, 产液量大, 施工难度高, 替浆后易出现井喷预兆, 因此井控工作要求高;水平井的盲板都是钻头或刮刀钻开的, 形状不规则, 易有残留物, 在起下管柱时, 易挂油管接箍。管柱下至造斜段后, 管柱紧贴套管壁产生较大的摩擦力, 管柱悬重发生变化, 悬重会越来越轻, 进入水平段以后管柱悬重则不再变化, 容易给司钻造成错觉, 在起下管柱过程中很容易造成管柱落井、卡钻等恶性事故, 目前还没有水平井的相应操作规程, 因此有一套完整的水平井修井技术来指导施工是极其必要的, 它可以确保施工质量, 从而避免工程质量事故的发生。
2 研究内容
2.1 管柱及工具
1) 下入造斜井段以下的油管, 接箍要求有35-45°倒角, 防止起下过程中挂节箍;
2) 下井工具均带倒角, 如导锥等。
3) 抽油泵必须水平单独放置, 至少有三个油管桥均匀支撑, 严禁将抽油泵搁置在油管、抽油杆上, 更不允许将油管、抽油杆等其它工具搁置在抽油泵上, 入井的泵柱塞不得随意放置, 防止表面被沙砾、异物损伤, 抽油泵入井前必须检查泵固定阀、泵柱塞阀、泵筒内是否有异物。
2.2 起下油管
1) 井口须按规定安装防喷器并试压合格;井口安装自封等防落物措施, 防止从井口掉东西, 消除卡钻隐患;
2) 下井工具、下井管柱必须清洁干净、丈量准确, 做到三丈量、三对口;
3) 下井管柱丝扣上满上紧, 防止油管漏失、落井;
4) 由于悬挂器、盲板不容易通过, 起下管柱过悬挂器、盲板时, 要有专人指挥;
5) 严格控制起下钻速度, 在施工过程中必须有专人来观察悬重的变化, 管柱下入造斜点后, 以0.5-1m/min的速度缓慢下放, 每下10根必须记录一次管柱悬重;
6) 起下各种管柱都要操作平稳, 避免溜钻、顿钻或挂单吊环。
7) 工具管柱起下时, 必须打好背管钳, 以防工具或油管卸扣落井;
2.3 射孔
1) 采用无电缆蹩压式射孔, 油管下井前必须严格检查质量并用标准通径规通过, 水平段的油管接箍应用倒角;
2) 油管下井前准确丈量管柱及配件长度, 精确到三位小数, 三次丈量取平均值, 并将丈量数据提供给射孔队作为射孔校深的参考;
3) 射孔校深采用多级校深短节, 争取将误差降低到最小。
4) 油管内加压起爆射孔时, 油管和油管泄流阀的承受压力应大于起爆压力, 施工单位准备水泥车、罐车往油管内灌水保持压力平衡。
5) 下井油管外螺纹上涂适量的密封脂并上紧扣, 防止油管内加压时泄漏。
2.4 钻塞
1) 地面设备:配备撬装式地面泵, 该泵具有功率高, 排量大, 泵压持续稳定的特点。修井机使用液压式指重表, 该表具有灵敏针, 可准确反映出0.2KN的负荷变化, 以便更加准确的调整钻压。
2) 优选钻具组合:采用Φ114mm六棱磨鞋+Φ73mm8×8加厚短节+Φ95mm高效螺杆钻+Φ73mm×1.58加厚短节+Φ73mm加厚油管。所下的钻具及钻杆变扣均车45°倒角, 连接处四周焊牢, 防止工具脱扣落井。
3) 参数控制, 采用撬装式地面泵时, 发动机转速设定为1200转/分钟, 泵压:6MPa, 排量30m3/h (排量为一般水泥车的2倍) 。每进尺3m时要上下活动划眼一次。每钻60-70小时起出检查、更换钻具, 若1小时内无进尺则起出钻塞管柱, 防止钻具落井。
4) 在井斜超过45°的井段内钻塞加压超过5KN后, 管柱不会反转, 进尺也很慢, 此时应及时上提管柱, 减少钻压, 防止钻具及管柱脱扣。若10-20分钟无进尺时, 上下活动管柱多次划眼即可正常 (钻头下部水泥塞已钻空, 管柱与套管有摩擦力所致) 。
2.5 其它
1) 替浆时由于上部套管容积大, 用两台水泥车同时替浆从而加大排量, 替浆时采用分段替浆, 第一次把上部95/8″或7″套管泥浆替干净, 第二次把盲板以上泥浆替干净, 第三次下到人工井底替浆并加入加油层保护液, 洗井要彻底;
2) 酸化管柱必须刺净, 用相应油管规过规, 油管丝扣必须缠密封胶带、涂密封脂, 保证管柱密封合格;防止油管落井;
3) 氮举排酸时出口要安装液体减压装置。
3 现场应用情况统计及效果评价
我厂今年施工了明10-P1井 (水平段:330m) 、明10-P2井 (水平段:270m) 、云2-P2井 (水平段:360m) 、云2-P3井 (水平段:340m) 、明10-P3井 (水平段:220m) 云2-平1井、云2-平4井、卫360-平1等13多口水平井, 采用水平井修井技术, 一次成功率100%, 合格率100%, 满意率100%。平均每口井提前60小时交井。
卫360-平1井首次在水平井内成功地完成了封窜、钻塞施工, 为水平井的施工积累了宝贵的经验。
4 效益分析及推广前景
取得的经济效益和社会效益
1) 今年来共施工水平井8口, 最高日增产20吨, 从而保证了我厂原油产量顺利完成。
2) 水平井供油井段长, 扩大采收率, 增产增效。
3) 运用水平井修井技术可以减少工程质量事故的发生, 水平井钻井成本高、投入大, 一旦出现质量事故, 经济损失大。
4) 运用水平井修井技术, 提高施工安全系数, 井控工作得到保证, 取得效益不可估量。
5) 增大免修期, 减轻作业强度。
5 项目总体评价及建议
该项目所取得的创新点
目前的技术标准内没有水平井修井操作规程, 我们根据水平井的特点, 总结出了一套完整的水平井修井技术, 具有深远的意义。
参考文献
[1]《井下作业监督手册》, 中国石化出版社2008年版[1]《井下作业监督手册》, 中国石化出版社2008年版
液压修井机节能技术 篇6
1 液压修井机发展现状
1.1 国内液压修井机发展历程及现状
自石油工业投入开发后的百余年来, 国内外修井机技术经历了长期的革新、发展的过程, 其技术性能也得到了不断的提高, 然而其能量的不合理利用、装机过程中功率过大, 设备运转过程中平稳性较差等问题长期存在, 严重影响了修井机的作业效率。
上世纪80年代末, 四川石油管理局帅先从加拿大引进了山地全液压钻修机, 并在此基础上进行了技术改进, 开发研制了新型的山地全液压钻修机, 于90年代初投入使用, 并在实际勘探中收到了很好的作业效果。此外, 中国石油天然气集团公司开发研制出了山地液压地震钻修机, 而北京探矿机械厂、衡阳探矿机械厂等一系列国内机械制造厂商, 均开发出各种不同型号的液压修井机。这些修井机在一定程度上得到了业界的认可, 它易于拆装、机动性能较强、机械操作便捷、易于维修, 有着较为突出的优势[2]。然而与国外具有先进水平的修井机相比, 尚存在着各种不足, 重点表现为如下几个方面:
◇修井机体积庞大, 质量过大, 且由于机械制造材料稳定性差, 在某些使用环境中易遭受腐蚀, 导致修井机遭到破坏, 影响正常使用;
◇由于国内对液压修井机的研发起步晚, 发展速度较慢, 故对其液路元件的生产技术水平尚不够成熟, 产品质量稳定性较差;
◇修井机生产过程中参考指标尚待完善, 所生产的产品能耗高, 对能源的利用率低, 节能性能有待提高, 环保性能较差。
1.2 国外液压修井机发展现状
液压修井机技术在国外的发展经历了一个较长的历程, 如今已逐步研发生产了一系列颇为成熟的高品质产品。美国善姆生产研发的T450系列液压修井机、T685液压修井机及T130XD液压修井机等均为该公司投产以来生产的颇为成熟的机型。在生产过程中, 善姆公司广泛结合了修井机研发历程中各国的生产技术优势, 并对当前修井机普遍存在的不足进行了完善, 在这一过程中, 公司还积极开展自主研发, 对各生产环节进行有计划的创新, 最终生产的液压修井机产品体积小, 质量轻, 性能稳定, 可靠性高。此外, 产品对能源的利用程度较其他产品更高, 较好地实现了节能目的。
意大利索伊麦克公司所生产的全液压式修井机同样是目前国际上十分先进的一款液压修井机, 该修井机对传统的修井机结构做出了较为彻底的改革。在该全液压式修井机中公司设计了一个竖直的油缸, 在作业过程中, 油缸带动钻具上下往复运动, 并以液压顶驱装置驱动钻头进行旋转, 这样便弃置了传统的井架及绞车, 缩小了液压修井机的体积[3]。该型号液压修井机自动化程度远远高于传统的修井机, 故对操控人员的人数要求大大降低, 通常仅需3人便可实施作业。此外, 该全液压式修井机整体各个部件的液压动力源是相同的, 这便减少了不同动力源间的无用能消耗, 提高了能源利用率, 实现了节能的目的。
总之, 在国际化水平中, 以美国、意大利、德国等为代表的液压修井机的先进生产水平, 其具有分类齐全, 满足各类作业需求, 产品性能稳定, 可靠性高, 能源利用程度高, 节能性好等一系列先进的特性, 特别是在能源的利用方面, 有许多技术值得我们进行积极的引入和学习。
2 液压修井机节能技术中的关键因素
2.1 对能量的有效蓄存及利用
在液压修井机的作业过程中实现其对能量的充分蓄存并进行高效的利用, 这对于实现修井机的节能性有着十分关键的作用。为此, 研发者创新性地设计了气液联动的能量储蓄体系。在这一蓄能系统中, 生产者将一个高压的续液缸与另外一只容量极大的高压氮气包相互连接起来, 在进行管柱下放的过程中, 其所释放出的巨大的势能以及未得到充分利用的动能均可通过蓄液缸对氮气包的压缩实现能量的回收, 当这些能量需要得到利用时, 又可通过该气—液联动装置实现储蓄能量的再度利用, 从而大大提高了能量的利用效率。
在液压修井机进行修井的过程中, 油管将被一根一根提起并再度下落, 在这一过程中, 大量的能量被消耗在油管的启动及下落过程中, 并有另一大部分能量以热能的形式消耗掉。若可以对这部分能量实现全部或部分的蓄存, 则可以很大程度上减少能量的浪费。这便需要在管柱的提升及下放过程中, 调节动力机的驱动功率, 减少其在大功率状态下的工作时长, 从而降低能耗。
2.2 能量的输出与回收
在修井机的整个作业过程中, 又可进一步将其划分为多个作业环节, 不同环节具有不同的工作环境状况, 其对能量进行输出与回收的方式亦不尽相同。针对这一问题, 研发人员又设计生产出一款具有多个密封腔室的组合油缸。这三个密封腔室在不同的作业状况下可实现不同的组合形式, 从而产生不同的提升力类型, 这样, 在各类机械作业环境下, 均可通过密封腔的组合形式满足修井作业的需求。同样, 在对管柱进行下放的过程中, 同样需对三个密封腔室进行组合, 这样, 一旦管柱质量大于油缸的提升力, 则能量的差值部分则会被蓄积到蓄能设备中, 以此实现对重力势能的回收[4]。
2.3 液压修井机系统间控制
液压修井机在节能作业过程中对能量实现了充分的储蓄、利用、回收的操作, 但这一操作过程尚需在相应的监控之下进行, 特别是在油缸的组合应用、油管的提升及下放过程中, 需要一定的检测装置实现对其的控制。这需要在设备中设置一速度及用力的控制系统, 即速度调节阀组及力挡控制阀组系统。其中, 速度调节阀组主要可实现作业过程中速度的控制及刹车的手动控制过程, 即利用手动伺服阀在一定情况下对差油缸进行控制, 差油缸再对节流控制阀系统进行操控, 从而实现速度的改变。力挡控制阀组由一个控制凸轮与多个液压控制阀共同组成, 并连接一个手柄对其实现操控。在操控过程中, 控制凸轮旋转, 液压控制阀随之连通或断开, 连通或断开的情况下, 多个油缸进油与否的状况是各不相同的, 而不同的进油过程又对应了不同的力的控制系统, 修井机的能量也随之实现回收或利用。
3 液压修井机节能技术发展趋势
3.1 柴油机电喷控制
传统的修井机柴油机喷油系统受机械运转的影响十分明显, 在不同的机械转速之下, 喷油泵中循环的油量、喷油时的提前角度等均会出现不同的变化, 由于这一变化是受机械影响而非人力可控制的, 故导致柴油机性能很大程度受到限制而无法实现实质性的改变。然而当实现了用电喷控制对柴油机进行操控后, 油泵的作业性能摆脱了传统的机械操控的影响, 而接受调节后长期处于稳定的最佳工作状态, 且工作性能也得到了进一步的提高。由此可见, 对柴油机电喷控制系统的开发在整个液压修井机节能体系中是十分必要的。
3.2 油泵与发动机功率自动匹配
在修井机工作过程中, 油泵与发动机功率的匹配调节是十分必要的, 传统操作体系中, 通常是通过人为操控系统对二者进行调节, 这一过程耗时较多, 且操作过程繁琐。目前, 这一功率匹配控制体系已逐步引入了计算机自动化控制技术, 对二者的功率进行智能化自动匹配, 很大程度上提高了匹配精度, 提高了匹配效率, 降低了燃油消耗, 同时, 也将人力从匹配操作中解放出来。
4 结语
相比于传统的修井机, 采用了节能技术的液压修井机在其作业性能、能量利用及操作成本等方面均有着明显的优势。
首先, 液压修井机在安装过程中采取了节能环保、简易高效的安装方式, 故可显著节省运作费用, 提高运作效率, 平均一台修井机一年可节省资金约数十万元。在液压修井机的保养过程中, 其保养方式远远简洁于传统的修井机保养步骤, 且操作更为便捷, 保养费用相对较低。此外, 在修井机的操作过程中, 由于充分考虑到对能源的合理利用, 从而大大降低了能耗, 避免了不必要的能量浪费, 体现了明显的环保、节能理念[5]。
总之, 液压修井机目前已在国内外得到了十分充分的应用, 但由于我国在该领域的发展起步晚、底子薄, 故尚存在大量亟待改进之处, 需要相关技术人员不断对国外先进技术进行研究、学习, 从而实现我国液压修井机节能技术的不断发展。
参考文献
[1]杨健.四川油气田修井机现状与发展[J].钻采机械, 2000, 23 (1) :44-46.
[2]谢永金.我国修井机发展的技术现状与展望[J].石油机械, 2005, 33 (10) :72-75.
[3]黄昕.液压系统的节能措施[J].公路与汽运, 2001, 30 (4) :81-83.
[4]王庆安, 常绿.全液压钻机节能模糊控制系统研究[J].煤矿机械, 2007, 28 (8) :137-139.
如何预防修井作业工程事故 篇7
关键词：修井作业,工程事故,预防措施
近些年来,随着我国针对石油天然气的需求增加,钻探的井眼数量也日益增多,井口深度更是越来越强。修井的数目在年复一年地累计,遇到的困难更是愈发难以应对:复杂工序、诸多设备、有毒气体……在恶劣的环境中如何保障工作人员的安全是一个值得社会思考与学者探讨的问题。
一、修井作业的工程现状
石油修井作业通常是在野外进行的,由于工作对象的特殊性,地形条件大多较为复杂,工作范围地域广阔,工作环境十分恶劣。作为石油修井工人,无论是生活中还是工作上,条件都比较艰苦。同时,修井作业的操作工序十分繁琐复杂,不但需要各种专业设备,其所需机械设备的流动性还十分巨大。繁琐的程序、复杂的设备都给工作造成了一定难度,客观上也增加了此项工作的危险性。
1. 石油修井的常规工序
针对一般的地质条件,石油修井作业的工作主要有以下几个环节:首先是试油、小修、大修,经过中途测试后,还要进行压裂、侧钻、防砂、酸化等环节,最后还有堵水、调剖、解堵等工序。整套程序下来十分复杂繁琐。
2. 石油修井的常用设备
在我国的石油修井作业中,目前所需要的相应设备设施主要包括以下四类,分别为:
第一类:地表的施工设备设施,包括天车、井架以及常见的起重机等;
第二类:井口设备设施,包括泥浆泵、转盘等;
第三类:井下设备设施,包括井钻等;
第四类:入井流体设备设施,包括以下内容。
(1)地面的提升设备:如作业机、修井机、动力系统、井架等;
(2)测试设备:如测试车、射孔车等;
(3)采暖设备:如锅炉;
(4)泵注循环系统设备:如油罐车、水罐车、灰罐车等;
(5)井控设备:如小修、射孔、试油等;
(6)电力设备:如变压器、发电机等;
(7)压裂酸化设备。
二、修井作业常见的工程事故
1. 井喷事故
在目前技术水平限制下,石油修井作业中应用到的各种设备基本为电气型,在操作过程中使用不当或者设备发生老化就很容易诱发井喷事故。而在井口易燃易爆的天然气和石油如果不慎冒出,更将增强事故发生的概率。更危险的是,轻度井喷只是导致设备损坏,如果现场失控,发生着火甚至爆炸,那么将会产生严重的人员伤亡,而井喷事故所引发的次生灾难如有害气体的大面积泄漏后果更是不堪设想。
2. 雷管及射孔枪弹爆炸事故
在修井工程业中,工人经常会需要采取射孔操作。一旦没有按照标准方法进行操作或者发生操作失误,就会引发射孔中雷管或射孔枪弹爆炸,这也是作业中的多发事故。事故一旦发生,便会严重影响作业进度、破坏已经完成的修井作业,更重要的是对设备及人身造成较大危害。
3. 高空坠物及击打事故
由于修井作业环境的特殊性与复杂性,在工作过程中还经常出现其他意外伤害,如不明的物体击打、突发高空坠物、火灾油气爆炸、意外机械伤害以及冻伤或烧伤等等。其中安全风险最大的一项为因吊装钢丝绳断裂而导致的个人高空坠落。幸而目前我国已有专业人士进行深入研究并提出有效改进意见。
4. 有害气体事故
修井作业中处在现场的工人难免吸入生产石油过程中残存的尾气。而在石油开采过程中所排的大量尾气,含有许多有害气体,如硫化氢、二氧化碳、氢氟酸、盐酸、一氧化碳等。这些尾气没有通过现有的通风设备排放彻底,工人吸入有害气体一旦过量,就有可能导致窒息、中毒甚至身亡。
三、修井作业事故的原因分析
1. 工作固有特殊性导致危险系数较高
根据前文阐述,修井作业因为其产业的特殊性,周边环境较为恶劣,为生产和工作带来了不便,而修井作业这一工种的特殊性又导致了工人必须在危险的井筒内操作。这本身便是一个风险系数极高的行业,因此相对其他行业与职业发生事故与意外概率较高也不足为奇。
2. 工人意识不警醒导致工作行为不规范
即使明确自己的工作性质较为危险,大部分人还是存在侥幸心理。很多情况下,在危险的环境中仿佛对自身安全置之不理一般,缺乏专业的安全管理意识并且漠视相应规定,并不按照标准程序作业,工作流程不规范,导致一些本可以避免的事故时有发生,对作业人员的自身安全造成极大的威胁。
3. 安全投资不到位导致安全设备不完善
企业基于自身利益的诉求虽然每年进行着一定规模的资金投放以加固安全设备、升级安全设施,但却并没有将安全作为首要考虑因素。因此,没有安全系数较高的操作设备,工人在工作过程中遇到险境便难以自保。这归根结底是企业安全意识的缺失,企业需要转变观念,注重“以人为本”,从根本上对安全予以重视。
四、预防修井作业事故的相关建议
1. 完善考核体制,提高安全意识
(1)提升全员安全意识
一方面,针对作业人员,必须从安全意识上提升作业人员的认识,帮助他们了解不规范操作将会导致严重的后果,侥幸心理有可能毁掉一个人的未来甚至一个家庭的幸福,对于作业过程中安全性要以预防为主;另一方面,企业也应该强化对作业人员劳动保护的相关力度,绝不允许工作超时甚至有的企业曾出现24 小时连班上岗的危险情况,应当对他们的体能、工作环境进行进一步保护。
(2)明晰完整的责任制度
通过建立权责分明的责任制,将生产安全的责任分配到人,提升每个人的安全责任感,不仅对自己负责,也要对别人负责,而各级管理者更应发挥自己的主观能动性,协调好安全与生产的关系。通过制度的约束,进一步增强人员对安全的重视,不断提升安全意识。
(3)搭建合理的培训体制
为作业人员树立了正确牢固的安全意识观念后,通过集体培训的形式,帮助他们了解安全知识、学习安全规范、掌握安全技能,才能在实际操作中予以熟练应用。同时,在每次作业前,情况允许的条件下还应该针对每次工作内容的特点进行注意事项的说明,新员工应在老员工的带领下待积累一定自保能力后再独自工作。
(4)周期性的考试检验
对于作业人员的实操技术进行阶段性考核,不但可以掌握每个员工的工作技能情况,一旦发现安全技能短板,便是成功地解决了一个“安全隐患”,也需要立即指导纠正。对于安全意识不足、安全技能不过关的员工,禁止其进行工作作业,对于表现突出的员工予以相对的奖励。奖罚分明,帮助进一步树立安全操作的重要地位。
2. 健全完善体系,注重预防为主
(1)健全发展HSE管理体系
所谓HSE是指健康(Health)、安全(Safety)和环境(Environment)三位一体的管理体系,而危害识别和风险控制正是HSE管理核心所在。企业应该建立健全HSE管理体系,以事故预防为主,坚持标本兼治,严格管控风险。通过HSE管理体系及时识别风险,并在实践中进行防治,最大限度地规避事件发生。同时,更应该建立安全管理的长效机制,改良安全控制系统,真正推动修井作业的健康发展。
(2)坚持预防为主,及早整顿治理
对于作业环境中存在的安全隐患,除人为无法影响改变的,均应及早发现并及早治理。若是因为设备落后陈旧则应及时更新更换或维修升级,亦可采取新兴技术与新型设备来提升工作效率。及时抢救补救固然好,但防治结合才是更应被提倡的合理方式。
3. 针对高危事件,采取实际操作
(1)预防工作
做好个人防护工作:在进行作业前,工作人员需要做好自身防护工作,如检查个人防护装备,更新更换保护设施等;
确保环境安全:首先,需要对井口的障碍物进行清除,安全通道不可放置杂物。保证紧急情况发生时,生命通道畅通无阻,方便人员救援逃生;其次,修井作业地旁边应建立蓄水池且有大量水,可以确保事故发生时消防人员有足够的水可以向井口进行喷射以溶解部分油气与有害气体同时冷却井口,对井口进行保护;再次,对于高度危险的酸化作业应按照规定进行规范操作,避免作业过程中具有强腐蚀性与毒性的盐酸、硝酸等溶液与地表物质反应,产生窒息性及灼伤性的气体危害人体生命安全;最后,射孔作业在操作前还需要注意放炮阀门的螺丝务必上紧,而消防装置和放喷装置也需要完好无缺才可,同时井口防爆工具也应加强使用。
此外,重要安全隐患之一的钢丝绳需要引起关注。钢丝绳的制作及使用标准一定要严格遵守相关规定并定期接受检测,不符合要求或配置的必须及时更换。钢丝绳除常规检测外还应定期保养注意保存,切勿在修井过程中超负载运作,否则将造成严重人员伤亡。
(2)应对工作
第一,一旦井喷引发此生灾害导致灾情失控,首先要断开所有电源开关,停止一切操作设备并设置安全警戒线。在疏导井口喷出的油气后进一步清除场内易燃易爆品;
第二,在抢救过程中应注意测量井口处硫化氢和甲烷的浓度,保证救援人员的人身安全,切勿莽撞营救;
第三,为减少人员伤亡,抢险人员应分批轮流抢险,并且在此过程中时刻警惕注意,不可擦出火花以免引发爆炸。
结语
石油修井作业中存在着多种安全风险,各种工程事故易发。但是,不同地区、不同井场的具体情况有有自身因素影响,应根据实际情况进行应对。总体而言,想要预防修井作业工程事故需要提升工作人员的安全意识,提升对安全隐患的关注,同时发挥管理、施工与技术的协同功能,尽量减少事故的发生。如若不慎发生事故,也应及早做出预警与应对策略,尽量保障人员安全,减少财产损失。
参考文献
[1]孙莉,袁斌,马景洋,师志虎,李永斌,韦文.如何预防石油修井作业事故对策探究[J].技术研究,2013(19).
[2]仇志勇.油田井下作业的事故原因及应对策略分析[J].设备管理,2015(36).