海上气田（精选6篇）
海上气田 篇1
摘要：海上作业中可能遇到各类环境风险,本文从海上油气田的一些关键作业环节的活动及部位、危害因素、危害结果等方面详细深入的分析了海上作业过程中的风险。风险识别的内容又包括识别潜在的风险及其特征、识别风险的主要来源、预测风险可能会引起的后果,而风险识别的方法包括头脑风暴法、德尔菲法、情景分析法,最后简单介绍了风险评价的一些方法。
关键词：海上油气田,平台,作业,风险识别,分析
1988年北海油田英国西方石油公司耗资5.3亿英镑建成的“帕尔波·阿尔法”号采油平台发生天然气泄漏,引发爆炸,遇难167人。受其影响,周围6座平台关闭停产,使英国石油当年减产12.5%,损失达20亿美元。这次事故引起世界海洋石油界对海洋平台安全风险的极大关注。为保证海上石油的安全生产,有必要对海上生产平台关键作业环节进行风险分析和风险评估,从而使得海上平台作业系统风险处于最低合理可接受水平[1,2]。
1海上作业环境风险
(1)海域温度高湿度大,为防止平台甲板、舱室以及关键的生产生活设施等区域温度过高造成设备失效。平台的安全设备设施在当地作业期间可能潜在因环境变化而失效的风险,如感温、感烟探头可能受到湿度的影响,正压呼吸器可能受到温度的影响,救生艇内储藏的食物和水可能受潮变质等等[3,4,5]。
(2)大自然不可抗拒风险。
①热带气旋:热带气旋是发生在低纬度热带海洋上的空气低压或扰动。在亚洲太平洋地区,按其中心附近平均最大风力的强弱,可将其细分成“热带低压”(风力6~7级,风速10.8~17.1 m/s)、“热带风暴”(风力8~9级,风速17.2~24.4 m/s)、“强热带风暴”(风力10~11级,风速24.5~32.6 m/s)和“台风”(风力12级、风速32.7m/s以上)等几个等级。
②强风暴:强烈风暴、温带气旋、冷空气(寒潮)、雷暴(强风暴)、飑线、龙卷等具有强烈破坏力,对海上、海岸生产设施、基地、人员安全造成威胁的气象系统。
③温带气旋:出现在中高纬度地区而中心气压低于四周近似椭圆型的空气涡旋,是经常影响中高纬海洋天气的主要风暴系统。发展强盛的锋面气旋,最大风速可达12级或以上,可引起海上风暴、强烈雷雨和能见度低等恶劣天气。
④冷空气:活动于中、高纬度对流层中下层的温带反气旋,主要由冷空气组成,又称为“冷高压”。在中、高纬地区冬半年冷高压势力最强,活动频繁,是影响中、高纬广大地区的重要天气系统之一。冷高压活动伴有大风、降温天气。
⑤寒潮:当冷高压强度很大时,其前缘冷锋所带来的大规模强冷空气活动过程。寒潮警报标准是:一次冷空气活动,在24 h内气温剧降10℃以上,同时这一天的最低气温降至5℃以下。
⑥雷暴:是积雨云中所发生的雷电交加的激烈放电现象,一般伴有雷雨。其水平尺度在10 km左右,是小尺度天气系统。雷暴产生的阵风一般6~7级,强烈的可达11级以上。
⑦龙卷风:是和强对流云相伴出现的,具有垂直轴的小范围强烈旋涡,是一种破坏力很大的小尺度风暴系统,又称龙卷风。
⑧地震、滑坡、雷击、冰雹、雪灾、冻雨、寒潮、高温等自然灾害,对公司员工生命、财产、正常生产、生活等构成不同程度威胁的事件。
2风险评价
风险评价有定性和定量两种方法。定性的评价方法无法对风险进行全面的评价,定量的评价方法可以对企业的整体财务风险进行综合评价。定量风险评价方法主要是通过构建数学函数模型来实现的,主要包括单变量法和多变量法。
判别准则是根据海上油气田生产有毒有害、高温高压、易燃易爆行业特点,收集国家、地方相关法律法规、标准,编制风险评价判别准则。
综上所述,海洋石油是国家的重要能源工业,海洋石油生产中的安全风险较其他工业生产作业要严重得多。一旦酿成恶性事故,就会造成巨大的人员伤亡和不可估量的经济损失。国内外海洋平台重大事故不断发生,建议需要进行监视的风险范围,提醒人们注意哪些风险。情景分析法是提出多种未来的可能结果,以便采取适当措施防患于未然。为了强化海洋石油开发的安全作业,达到减少事故降低风险的目的,应该建立一种实时风险管理决策支持系统,它可以帮助平台作业人员对任意指定时间的风险程度和规定时限内的风险变化作出判断,从而为实时风险管理决策提供依据和指导。
参考文献
[1]肖建勇.海洋平台安全风险分析方法研究[D].天津大学,2003.
[2]李跃根.海上拖船作业风险管理对策研究[D].天津大学,2009.
[3]郭杰.海上生产平台油气处理系统风险分析及控制[D].中国石油大学,2010.
[4]姜蕊.老龄海洋石油平台风险评估研究[D].大庆石油学院,2010.
[5]邓海发.深水钻井作业重大事故风险评估与控制[D].中国石油大学(华东),2012.
海上油气田开发风险及其策略 篇2
海上油气田的开发属于高风险、高投入项目, 因此要实现具有商业价值的投入和开发, 就要研发适合海上开发的技术, 还要实现项目风险的有效管控, 降低项目开发过程中可能出现的所有风险程度。
本文结合过往海上油气开发的经验, 对海上油气田的主要特点、主要风险以及主要控制策略进行了描述, 综合所有前期准备的结果制定整体的开发方案, 实现海上油气的安全、高效、环保开采。
1 海上油气田的主要开发特点
通过对过往海上油气田开发过程进行分析总结, 将其特点归纳如下:
(1) 相对于陆相油气田, 受海上油气田所处位置影响, 其作业场地、物料运输以及产出油气的收集都有很大的制约。
(2) 受潮汐、台风以及季节性气候变化影响, 会在施工时间的选择上产生制约。
(3) 工程技术要求严格, 许多设备资料都是特定的, 对大型施工设备需求性大, 所以易受设备的制约。
(4) 开发建设的成本投资巨大, 占全部投资的一半以上, 同时技术要求高、时间长。
(5) 开发寿命受储量和设备的双重制约, 设备维护要求高。
海上油气田具有风险大、投入高、产量影响因素等特点, 开发前需要针对其各类特点进行分析, 并寻找相应的对策, 为海上油气田开发提供基础保障。
2 海上油气田的主要开发风险
结合海上油气田的主要开发特点对开发风险进行分析, 主要风险如下。
2.1 地质资料掌握不全
因海上油气田开发前钻探井投入、风险大, 因此探井较少, 从而地质资料不全, 对储藏区块掌握不全, 储量不能进行准确确定, 如砂体展布、储层的相变识别、油气运移孔道大小及走向等都不能得到充足的认识, 让开发的投入和产出不能做出准确估算。
2.2 开发技术难度较大
受地理条件以及环境因素的影响, 陆相成熟的油气田开发技术并不能直接应用于海上油气田。比如陆相油气田可以根据地质条件选择钻水平井来提高单井产量, 但因地质资料的不全, 在海上油气田的开发就会受到限制, 同时受恶劣环境的影响, 海上钻进水平井要难于陆地钻进。
2.3 开发工程风险极高
海上油气田分为陆海式和全海式两类, 都是非常复杂的开发系统, 通常会涉及浮式钻井设备、井口平台、海底管道、路上终端等等设备设施。在运输、组建、维修等方面都要求不能有丝毫疏漏, 否则就会出现巨大的经济损失甚至造成环境污染。
同时应用于建设阶段的大型设备也是当前我国海上油气开发面临的一项难题, 如浮吊船的稀缺和海域限制, 通常导致钻井工具的运移不能按期完成, 影响施工工期和施工质量, 同时受台风、季节气候等影响, 极有可能造成工程事故, 带来难以估计的损失。
2.4 容易引发政治争端
海域所属是一项引发领国争端的永恒话题, 所以海上油气田的开发还要涉及海域边界的划分。对于有争端的海域进行油气田开发极易产生政治风险。
2.5 投入与收益风险
投资巨大是海上油气田较之陆相油气开发又一巨大差别, 特别是前期准备阶段的海洋工程建设, 通常会达到总投入的90%。同时受环境和技术的影响, 通常投入的资金要远超预计资金。
3 海上油气田开发风险控制对策
实现海上油气田的风险控制, 使风险消除或达到可接受的程度是当前海上油气开发的主要研究方向, 从而实现经济效益的合理化提高。而前期的准备将直接决定着开发的效果, 因此要对油藏进行前期的储量评价, 并结合地质及环境因素进行可行性开发方案的编制, 避免施工步骤危害因素识别的遗漏, 减低方案因素所带来的风险。
(1) 全面开展地质评价, 尽可能多地采用地震勘探的方式进行待开采区块的二维、三维监测, 并结合探井和评价井的取芯及测井等地质资料来完善可能存在的各类地质模式。如果条件允许还可以增加必要的评价井, 从而实现对储层能够认识准确。因为海上钻井的投入费用高, 而且归属于投入资金, 需要通过测探区块的油气开采来实现资金的回收, 因此会造成经济投入的矛盾。但地震勘探相对经济投入较少, 因此在储量评价过程中可以通过地震测网密度的增加和精度的提高来弥补评价井的缺少, 实现少用井还能准确的认识储层, 降级开发风险。
(2) 油藏方案的确定过程中, 要结合地质认识的不确定性, 尽可能多角度地考虑储层类型模式, 做好不确定性下油藏出现的应对, 降低储量风险。如某海上油气井预定通过两口水平井的布置开采垂向深度不同的两个储层, 但通过优化考虑, 可先用两口定向井开采较深一层, 然后通过上层储层的钻遇情况来排布上层水平井, 降低开发风险。
(3) 工程方案的编订也要通过地质条件的了解来确定, 对各种可能存在的可能性都要进行预案的制定。根据油气储藏的规模、地质情况以及开采环境, 对所需钻井数量、钻井方式以及平台重量等做好统一规划和设计。对于大规模油气藏进行钻井开发, 通常采用平台钻机进行钻井作业, 可以节约钻井费用、保证作业进度, 实现油气田的快速建设。而对于所需钻井数量较少的油气田开发, 则选用自升式悬臂钻井船较好。
(4) 要落实建设阶段所需要的大型设备是否资源充足, 以免因设备原因影响海上平台建设的进度, 同时在工程方案设计中要对设备的维护以及可能出现的风险进行评估, 并针对评估风险制定相应的控制措施, 防止设备原因所带来的风险。
(5) 对潮汐、季节性气候以及台风高发时段等客观风险因素进行分析评估, 合理安排项目进度及人员轮换, 制定符合实际、可操作性强的关键点衔接。同时在钻井过程中要增强分析意识, 在可控条件下结合实际情况实施调整钻进及开发策略。
(6) 进入开发阶段后要加强动态跟踪, 可适当的采取开发措施, 保证油气的最大程度开采, 同时增加周边地区的滚动勘探开发, 实现油气的储备和扩充, 保证油气的稳产、增产, 实现经济效益最大化。
4 总结
以上就是结合以往海上油气田开发的经验所总结的相关结论, 受地理条件和环境的影响, 海上油气田的建设过程中, 材料的运输、作业受限、设备资源等与陆相油气田开采有较大的区别, 同时因为经济投入较高, 相应地质勘测困难, 所以对储层认识, 为工程开发带来难题, 同时还存在引发政治争端的风险。
所以, 只有在开发建设准备前做好油气藏的评价, 并且将每个环节可能出现的风险进行识别和分析, 并制定相应的控制措施, 以降低风险的接受程度。同时还要在开发过程中做好过程跟踪和分析, 实时调整开发策略, 实现效益的最大化。希望本文的相关论点能够为海上油田的开发工作者提供借鉴。
摘要：海上油气田多位于深海底部, 地理环境复杂地带, 开采技术要求高, 投资巨大, 是油气开发的高风险区域。相比于陆上油气田, 海上油气田需要更为先进高超的勘探、开发工程技术, 同时存在政治和经济的投资风险, 而且易产生环境问题。因此开发前的风险分析对于海上油气田的开发尤为重要, 全面分析并有针对性的制定相应的处理对策是降低海上油气田风险重要手段。本文结合过往海上油气田开发过程的经验对风险要素进行分析, 同时提出关键性的技术问题, 希望对海上油气田开发能提供借鉴。
关键词：海上油气田,风险,勘探,投资风险
参考文献
[1]陈琳琳, 贾健谊.海上石油国际合作项目的风险评价特点分析[J].海洋地质动态, 2002, 18 (12) :12~18.
[2]盛蔚, 任征平, 宝云亭、武云亭.油气田开发动用储量评价及储量风险分析[C].2004年科技成果论文汇编, 中国石化股份公司上海海洋油气分公司, 2005.
海上气田 篇3
一、备件分散管理的利弊分析
海上油气生产是一个连续的过程, 生产的稳定关系到上下游企业的生产, 为了保证备件供应, 各作业区需要增大安全库存量。由此给库房管理带来的问题是: (1) 海上油气田空间狭小与库存物料存放场地之间的矛盾日益增大。 (2) 为保证备件的有效性, 需持续投入大量的保养人员和物力资源等。 (3) 每年的库房整理工作量和难度日益加大。 (4) 库存量的增大, 占用了公司大量的流动资金。 (5) 由于库存备件周转率低, 使报废的物料备件数量日益增多。 (6) 各生产装置的重复采购, 使采购和物流成本增加较快, 给公司造成巨大的经济损失。
因海上交通的不便利, 以及各油气田设备的多样性等, 给备件供应工作造成了困难。为使用方便, 海上生产装置的备件采取的是分散式管理方式, 各油气田根据自身设备特点、故障率和采购周期等来制定备件安全库存量, 以保证正常的设备维修。为符合公司财务审核制度要求, 每个作业区仓库都有专人负责管理。为方便备件查找和统计, 还引进了网络库存信息管理系统, 需更换备件时, 维修人员通过系统即可了解所需备件的库存量、存放货架号等信息, 开据工单和领取备件, 仓管人员根据工单发料。其优点是能满足设备维修时的需要。
由于海上生产装置之间的备件管理是分散式的, 每个生产装置都有各自的仓库, 并各自决定自己的库存水平。若装置库存量为零, 且订购备件无法及时到达现场时, 将会引发生产停止和造成巨大的经济损失。为防止上述问题发生, 一旦库存量小于生产装置的安全库存或出现缺货时, 就开出采办申请和订购一定数量的备件, 而造成随意性较大。因信息不畅及同型号备件储备过多, 使库存周转率低、生产成本不断升高和备件浪费严重。
二、备件共享库存管理的优越性
1. 实施优势
海上各生产装置的生产工艺流程因具有较强的相似性, 生产设备的种类相对固定, 标准化程度较高, 使备件的差异变小, 如调节阀、透平机组、润滑油等。又因引进了网络库存信息管理系统等, 也为实现备件的共享库存管理创造了便利。通过在区域内统一管理和协调各生产装置库存备件的种类、数量, 不仅可以发挥出规模效应, 实现作业区维修工作与库存备件管理的有机结合, 也可有效降低库存备件的资金占用量和采购与物流成本, 减少在资金、人员方面的投入, 缩短备件的到货周期。使作业区内的维修工作做到协同有序, 各生产装置之间能够资源共享, 最大限度提高设备维修效率。
2. 实施细则
信息和资源的及时共享是实现备件共享库存的重要因素, 可依托公司现有的库存管理信息化系统 (MAXIMO) 来实现。在备件库存管理方面, 可以采用两种共享的方法: (1) 实体共享库存, 也就是每个生产装置可少储备或不储备备件, 只需在终端公共仓库建立自己的库存, 通过共享库存来更新备件和发出采办申请。 (2) 虚拟共享库存, 也叫横向运输。即, 当某一生产装置需要某种备件时, 只要向作业区内的其他生产装置发出申请调拨后, 即可完成。
每个作业区内都有多套生产装置, 按照集成管理的思路将原来同类备件分散库存控制的方式, 改成集中管理的模式, 每个生产装置的库存水平统一由作业区决定。在集成管理模式下, 既可加强各生产装置的信息共享, 使备件的库存与需求情况通过MAXIMO系统直接反映出来, 并实现高度共享。各生产装置之间通过备件的横向调用, 又建立起虚拟的库存模式。当某个生产装置缺少备件时, 可从其他生产装置的备件库存直接调拨, 并同时将信息传递到MAXIMO系统。当作业区内部所有生产装置的库存总量低于安全库存时, 系统将自动发出缺件报表, 由主管部门统一采购, 极大确保了备件数据的准确性和信息透明度等。
三、模式实施
1. 实施方式
根据反复讨论和试验, 最终选择第二种模式, 即虚拟共享库存模式。实施步骤是划分管理范围和制定管理细则。
(1) 划分管理范围。主要内容是: (1) 根据整理共性物资结果, 按照共性物资相对集中、分工管理的原则进行管理。 (2) 共性物料统一由终端管理, 包括仪表管、电缆、润滑油等。 (3) 共性设备备件的管理, 主要由共性设备使用最多的生产装置负责管理。 (4) 个性备件由各生产装置自行管理。
(2) 制定管理细则。主要包括: (1) 共性物资按划分规定由主要生产装置统一管理, 作业区只设置共性仓库, 其他备件则作为管理装置的虚拟货位进行存放。作业区需要备件时, 可从主要生产装置的库存内进行调拨。 (2) 共性物资购买, 是按照事先制定的采购周期, 由陆地终端根据当前库存余量统一补充或购买。 (3) 共性设备备件采购, 是先制定出共性备件的采购计划 (每月采购一类设备的备件) , 由主要生产装置根据当前余量进行补充或采购, 以达到相同厂家的备件集中采办的目的。 (4) 通过加强库存备件的盘点管理, 来缩短盘点时间。及时将相关数据录入到共享备件库存管理系统, 以保障供应工作的顺利进行。
对于共性物料的共享库存管理, 例如, 某型号润滑油, 在陆地终端仓库存放7桶, 安全库存量为3桶。各海上生产装置不再储存该润滑油, 当某生产装置需要时, 可直接从终端调拨。当库存量<3桶时, MAXIMO系统将自动发出报表, 终端仓库进行采购并补充至7桶。由于采办周期短, 能及时进行补充, 确保了各海上生产装置的领用。而在分散式管理模式下, 每套生产装置需库存5桶该型号润滑油, 4套海上生产装置需要库存20桶。现在整个作业区只需库存7桶, 整体库存量降低65%以上。
对于共性备件管理问题, 例如, 中控系统的某输出卡件, 是由陆地终端管理的, 陆地终端作为该卡件的库存管理单位, 气田A、B、C三个海上生产装置为满足应急需要, 需各存放一块卡件, 陆地终端则在MAXIMO系统的库房内设置三个货位, 分别管理3个平台上的卡件, 当平台使用时可从终端的对应货位上进行调拨。一般在每年4月由陆地终端统一进行订购。个性备件, 则在每年4月由各生产装置分别提交采购申请后再进行集中采购。不但降低了采购价格, 也缩短了采购周期。
2. 实施效果
备件共享库存在海油内部可起到降低备件资金占用和库存费用的作用。备件的横向调用能减少各生产装置仓库的总体库存水平, 在保证同样备件的可用性同时, 也减少了备件库存费用, 尤其是持有备件的现金成本。而在分散式管理模式下, 单个海上生产装置的库存金额就可达到千万元级别。实施备件共享库存管理后, 库存金额下降了40%以上, 整个作业区可减小库存金额1000万元以上。通过信息的实时传递和共享, 使各生产装置能够跟踪任何一个关键备件, 并在应急情况下可迅速调拨, 保证了设备维修及安全生产工作的顺利进行。
四、结语
海上气田 篇4
关键词：海上油气田,MES系统,设备管理,数据采集
一、前言
一个完整的企业信息管理系统, 应包括控制层、中间层和企业级核心系统。中国海洋石油总公司 (以下简称中海油公司) 的信息管理系统主要包括两部分, 即海上油气田的控制系统和公司管理系统。由于缺少中间层系统, 两大系统一直不能实现有机的结合, 严重影响了企业信息化效率和经济效益。随着公司生产规模的快速发展和信息技术的不断提高, 根据海上油气田生产特点和借鉴吸收国内外同行业的管理经验, 在设计公司信息管理体系中引入了中间层MES系统, 不但实现了能为上层系统及时提供设备技术状况的实时数据, 满足远程监控设备运行的需求, 保证控制层和管理层系统的优化集成, 也实现了对生产状况和设备运转等有关数据进行存储和分析的目的。
二、海上油气田信息管理系统的现状与问题
海洋石油行业是典型的技术密集型产业, 随着企业精细化管理要求的进一步提高和信息化建设的不断完善, 企业越来越重视对工作业绩和生产过程的实时分析。实施信息技术和自动化系统管理的综合利用和开发, 及时发现生产中的各类问题并制定整改措施, 是进行生产安全管理的主要工作。中海油公司的信息系统主要由两大部分组成:一部分是海上油气田的控制系统 (主要采用DCS和PLC系统软件) , 另一部分是公司的管理系统 (主要采用SAP、Maximo系统软件等) , 二者是相互独立的。主要生产设备虽然实现了DCS和PLC的集中监控, 但由于没有建立实施信息化管理的平台, 管理部门需要的数据采集是由人工完成的。不仅工作效率低, 而且极易出错。给各级管理人员实时了解设备运行状况、生产运行参数等都带来极大不便, 甚至影响到对生产过程的及时分析、判断和指挥。
1. 管理结构现状
中海油公司的生产组织结构大体分为3个层次, 即作业区、中心平台和井口平台。有天津、湛江、深圳和上海4个分公司, 每个分公司不仅下辖多个作业区, 而且每个作业区又下辖多个中心平台, 每个中心平台又分别包含着若干个井口平台等。不但生产组织结构复杂, 而且设备台数多和管理困难。
2. 信息系统及网络现状
由于海上油气田生产的特殊性, 中海油公司的信息管理系统及网络现状大体分为两大部分:即海上平台网络及信息系统和陆地基地网络及信息系统, 两者之间是通过卫星或微波通信网络连接的。其中, 生产现场的控制系统 (如DCS系统软件) 是部署在海上平台上的, 而企业经营管理系统 (如SAP系统) 则部署在陆地基地上, 控制系统仅限在海上平台的工业以太网中运行, 与承载经营管理系统的企业以太网相互隔离, 不能实现信息和数据的直接交换。
3. 存在问题
根据中海油公司对海上油气田生产管理的要求, 工作人员需定时从海上油气田的控制系统中读取或抄取诸多类型的数据, 再通过人工输入到企业管理信息系统中, 用于对油气田生产及运营情况的综合分析, 为公司进行统计分析和决策制定等提供必要的参考数据。需要的数据主要包括设备日报和生产日报。设备日报主要包括:设备技术状态和运行时间, 设备巡检记录报告, 关键、重要设备的运行参数等;生产日报主要包括:生产工艺流程中的关键计量、检测数据等。维修人员每天要定期巡检设备的运行情况, 通过观察各种仪器、仪表的显示判断设备的运行状况, 并记录相关的技术参数等。不但工作量大, 而且容易出现抄报不及时, 或发生错抄、漏抄等现象。数据不仅难以统计, 而且准确性不高。
三、MES系统的引入
为将上层业务管理系统和底层生产控制系统相连接, 需要建立具有承上启下作用的中间层控制系统。采用MES系统既可以接收上层管理系统的生产任务指令, 又可实时收集生产过程中的各类数据, 及时反馈生产现场设备的运行状况及生产进行情况等, 实现对整个生产环节的优化管理。
1. 实施MES系统的意义
中海油公司是以油气田的勘探、开发和生产为主营业务的企业。海上油气田的主要职能是负责油气田的生产, 主要业务包括:油气生产中的运行管理、设备维护以及相关的安全与成本管理等。公司根据海洋石油行业的生产特点, 充分了解并分析生产业务流程和相关要求, 以及生产和综合管理部门的意见, 结合Maximo系统的实际功能和应用情况, 采取统筹兼顾各项数据的统计规范、业务流程和管理指标等原则, 提出建立以适合海油行业生产需求的MES系统实施架构, 使之成为连接控制层、中间层和企业级核心系统的优化平台。
2. 对设计系统的要求
在设计信息体系中, 要求MES能为上层系统提供设备的实时数据, 实现控制层 (DCS系统) 和管理层 (Maximo系统) 的优化集成。通过选型与论证, 中海油公司选用德国SIMENS公司的MES解决方案中专门用于数据采集、数据处理和分析的组件Historian, 作为中海油公司MES系统的核心技术平台。Historian组件可在整个组织机构内发布业务信息, 实现对自动化生产设备的数据采集, 并建立实时数据库。将来自不同系统的数据进行统一的存储、分析和利用, 不仅要满足企业对设备技术数据的自动采集和分析利用, 也要实现Maximo系统的数据自动采集功能, 能有效支持公司的决策制定和优化企业的业绩管理。
中海油公司MES系统的整体架构, 主要是针对中心平台、井口平台、油轮和陆上终端等进行的统一设计。MES系统平台的服务端是由关系数据库服务器和实时数据库服务器组成。根据生产现场的网络连接情况, 可在企业的某些生产环节上部署系统平台等。例如, 如果中心平台与其所属的井口平台之间可以实现光纤连接的情况下, 网络通信只要符合MES系统的要求, 就可在中心平台上部署MES系统平台, 把井口平台作为中心平台的Area层进行管理。
3. MES系统应实现的目标
鉴于上述现状与实际工作需求, 海上油气田MES系统应实现以下设计目标。
(1) 实现与设备管理系统的集成。借助MES系统支持设备管理工作, 实现预防性维修工单的自动生成。包括仪表参数、设备运行时间以及停机时间记录、KPI (关键绩效指标) 运算等。
(2) 实现与底层生产自动化系统 (如Honeywell PKS) 集成。保证能够准确地采集到生产现场的实时数据, 实现生产过程的快速反应以及报警、关断等信号的管理和记录。并将记录数据准确地传送到上层系统Maximo中。
(3) 实现生产数据和设备运转状况历史的可追溯性, 具有对生产过程的历史数据进行存储和分析等功能。
(4) 实现在MES层面上对生产统计分析的多种功能。如记录多种列表、图形显示方式、实现生产统计分析等。主要包括:本期生产完成情况、同期生产情况对比以及趋势分析等, 具有报表打印和输出的功能。
(5) 实现生产过程中对设备管理和维修决策的最优化功能, 如KPI分析等。
四、应用效果
MES系统给底层和上层系统带来了优化整合的契机, 不但提炼了上层系统 (Maximo) 的需求, 而且结合了控制层 (Honeywell PKS) 的数据结构, 实现了上层系统对以设备管理为核心内容的有效补充和扩展支持等。在MES系统不断完善的同时, 也在不断地补充和挖掘上层系统的需求, 使中海油公司的整个信息化体系更加趋于完善和高效。例如, 深圳分公司某油田, 通过实施MES系统实现了以下功能。
(1) 实现了与底层生产自动化系统的集成。实现了能随时查看和分析设备运行状况的功能, 最终达到实时监控并及时指导维修的目的。生产运行中的设备支持系统能及时把控制系统中所有的设备信息准确、实时地采集上来, 进行加工、处理和存储, 并绘制出实时和连续的趋势图, 供各级管理人员检查和分析设备的运行情况, 达到实时监控和及时指导维修的目的。实现了历史数据查询, 以及为自动生成生产日报提供所需的技术数据等。主要包括:生产数据和设备运转历史状况的可追溯性和历史数据存储;生产报表数据的自动采集;生产过程中的设备实时状况监测和趋势分析等。实现了与设备管理系统与其他管理系统的集成。
(2) 实现了对设备技术状态的实时监控。对海上油气田的设备管理工作来说, 实施设备状态监控是比较重要的。以前各类数据的收集都是由现场工作人员定期通过手工录入的, 不但工作量大, 而且缺乏实时性, 也不能实现与PLC和DCS等控制系统的数据连接, 设备技术状况无法共享, 不能根据设备的实际运行情况实施动态地生成预防性维护工单。通过建立MES系统, 不但能把控制系统所需的数据实时、准确地反映到设备管理系统中来, 而且保证了设备预防性维修工单的自动生成。
五、结语
海上气田 篇5
东方气田作业区是中海石油 (中国) 有限公司湛江分公司 (又称“南海西部油田”) 的海上作业单位之一, 主要负责东方气田群和乐东气田群的天然气生产、处理和集输等工作。
随着近几年南海西部油田海洋石油工业的高速发展, 人员流动特别是海上装置主操岗位人员流动明显加快, 对东方气田作业区现场安全平稳生产带来一定挑战, 为更有效更系统培养海上主操岗位人员, 提升作业区中级工的竞争能力, 东方气田作业区从2012年起在作业区范围内探索开展主操岗位体验式培训项目。
岗位体验式培训项目的开展
一、参与培训项目人员的基本情况
1.东方气田作业区海上装置岗位设置的基本模式 (组织层级)
2.拟实施的岗位、人员构成情况介绍
海上装置主操岗位是现场装置各班组负责人, 是全面负责本班组各项工作的直接责任人, 在气田生产维修工作中发挥乘上启下的作用, 是海上装置的骨干岗位。中级工岗位是主操的直接下属岗位, 日常承担本班组主要生产维修工作的具体实施和开展, 同时参与指导班组初级工的学习和培训工作, 是班组工作的中坚力量。从专业划分, 主要分为工艺、机械、电气、仪表、动力等5个专业班组。
目前东方气田作业区主操岗位共60人岗, 各专业中级工岗位共107人岗, 中级工人员中本科学历占76.6%, 整体人员素质较高, 人员学习能力强。针对参与培训项目人员, 我们建立了确定了严格的筛选机制, 只有符合一定条件的中级工经过本装置总监审批同意才可安排参加主操岗位体验式培训。
二、结合各主操岗位要求, 制定项目培训具体计划
作业区组织专业人员, 结合各专业主操岗位具体职责、重点需要掌握的技能、中级工与主操岗位工作差异等因素, 作业区按海班制定各专业岗位体验式培训计划, 并确定各专业主操体验式培训项目实施时间统一为3个海班 (28天工作、28天海休为一个海班, 总共6个月学习时间) 。
三、项目实施的具体过程
1.体验式培训简介
体验式培训是有力量、有效且具影响力的培训方式, 是由德国人科翰所创建的一种培训模式, 目前广泛使用于心理培训、人格培训、管理培训、生存训练。
体验式培训具体环节如下:
(1) 体验:参加一项活动, 以观察、行动和表达的形式进行。这种体验是整个过程的基础。
(2) 反省内思:体验过程结束后, 参加者分享他们的感觉或观察结果。
(3) 归纳:总结出原则或归纳提取出精华, 以帮助体验者参加者进一步定义和认清体验中得出来的结果。
(4) 应用:最后将体验联系在工作中。
2.结合体验式培训特点如何开展实施作业区岗位体验式培训
主操体验式培训是学员亲身实践所体验岗位的具体工作职责, 从岗位工作计划、工作组织、班组人员管理、主要技术问题解决等方面亲身参与, 领会所体验岗位的工作要求及相关技巧, 为岗位晋升做好能力与认知的准备, 并做好充分的铺垫。
(1) 体验:具体参与到所体验岗位的工作钟是岗位体验学习的主要特点。让参与培训的学员参与所体验岗位的实际工作, 在指定师傅的指导下熟悉所体验岗位的主要工作职责, 熟悉其工作流程、工作方法, 掌握其核心工作技能, 并承担所安排体验工作的责任。
(2) 反省内思及归纳应用:指导师傅按体验知识点对参与培训项目人员定期进行考核 (一般情况一个海班进行一次) , 参与培训项目人员每海班需提交本阶段学习总结, 装置管理层也不定期对参与培训学员体验成果进行抽查, 在体验式培训项目学习完成后, 参与培训人员需制作PPT汇报其培训成果, 由装置管理层组成考核小组, 对其进行答辩考核。
3.体验式培训项目实施过程中出现的突出问题及解决办法
(1) 工学矛盾
参加培训项目学员的本职工作不能丢, 还要完成体验岗位的部分工作, 增加的工作量如何合理安排, 工学矛盾是培训项目实施过程中的一个突出问题。现场通过集中一段时间安排学员参加岗位体验, 在集中体验阶段适当减少学员的本职工作安排, 学员所在班组给予支持, 使得工学矛盾适当得到缓解。
(2) 激励问题
作业区在将此培训项目完成情况与作业区五好班组建设关联, 将装置和班组完成体验式培训情况作为装置和班组评优的一项重要指标。同时作业区和装置加强培训项目相关知识的宣传, 提前做好参训学员的思想工作, 装置和学员开展积极性明显得到提升。
四、近一年的实施效果
从体验式培训项目实施以来, 作业区累计已有15人顺利完成体验式培训项目, 根据座谈反馈及岗位晋升情况, 参与培训项目人员专业和管理技能得到明显提升, 其中6人晋升为主操岗位。
结束语
海上气田 篇6
卡塔尔North气田发现于1971年, 是世界上最大的非伴生天然气田, 总面积超过6 000 km2, 约有25.5×1012 m3的异常压力天然气储量。该气田分几个阶段进行开发, 由卡塔尔石油公司于1991年进行早期开发, 提供民用天然气。接着在20世纪90年代中后期由RasGas有限公司进行其他项目的开发, 提供液化天然气出口。
最近, 全球对液化天然气的需求急剧增加, 促进了对天然气的大规模开发。RasGas公司承担大规模开发North气田, 开发面积超过500 km2, 可为新型液化天然气火车和日益增长的民用天然气市场提供天然气。2002_2010年度, 要从几个新的平台上钻大量的井来完成RasGas公司的开发方案。
该气田的产层为Khuff大块碳酸盐岩储层, 包括几个产层段 (K1、K2、K3、K4) , 垂深约3 048 m。该产层与20世纪90年代初期开发的产层段不同, 当时只开发了部分Khuff储层。这次RasGas公司将开发整个产层, 计划在90多口井上共开采2.27×108 m3/d天然气。
由于地层性质优良、地层压力接近原始储层压力、产层有效厚度较大等原因, 从K1到K4储层的供气能力非常高。非烃类气体含量随每口井以及整个气田4个Khuff储层段的不同而变化。
在卡塔尔石油开发的早期方案中, 从封隔器/油管完井演化而来的井身设计计划开采1.70×106 m3/d天然气, 最初的液化天然气开发方案中, 高产的ϕ177.8 mm井眼可采产量超过undefined。不过, RasGas公司、RasGas公司的主要股东卡塔尔石油公司, 以及前Mobil石油公司 (目前的ExxonMobil公司) 所希望的是可采产量超过4.25×106 m3/d的更高产能井身设计, 这种设计适用于RasGas公司的大规模开发方案。尽管个别井的建井费用较高, 但有两个显著优势可使该方案获得更高的经济效益, 具体如下:
◇ 需钻的井口数较少 (降低了开发总成本) ;
◇ 可形成较高的井口流动压力 (可延长高产稳产期, 推迟在气田开发后期安装压缩装置的时间) 。
这种井身设计不仅要有ϕ177.8 mm井身设计的优势, 还要具有简单、可靠、经济的特性, 同时还要满足预计井眼容积较大和作业环境腐蚀性较强的要求。确定井身设计的FEED (前期工程设计) 工作认为应选择OBB概念, 油管结构呈ϕ244.5 mm×ϕ193.7 mm×ϕ177.8 mm的锥形特性, 设计产能为5.67×106 m3/d。
为及时完成这种新型井身设计, 进入下一阶段的钻井作业, 需要解决很多难题, 具体如下:
◇ 开发以前未进行过工业应用的大井眼高压完井装置;
◇ 选择适用于流体环境和高流速的材料;
◇ 完成设备的设计评价、性能试验、质量程序等工作, 使所有部件的目标设计可靠性大于25年;
◇ 改进钻井技术, 实现水力参数控制并减少套管磨损。
目前已成功地完成了40多口这种井的钻井和完井作业, 还有很多这种井待钻。
2 优化大井眼设计
2.1 设计原则
新型井身设计应能满足安全、井身结构、供应能力、井眼可靠性等多个目标。首先要求在设计中, 井眼的钻井、建井及以后的作业过程中不能存在安全、健康、环境方面的重大风险。建井目标是钻穿Khuff K4储层至垂深3 048 m以提供天然气供应能力, 定向位移高达3 048 m, 平均最大偏角50°～55°。增产作业期间, 要求这种设计能够满足多次大量高压酸化的完井要求。这些井的初始生产能力超过4.25×106 m3/d, 但更重要的是能够达到足够的生产油管头压力, 实现长达25年的高产稳产, 推迟安装压缩装置的时间。设计的井眼安全性需达到25年, 与ϕ177.8 mm井眼相同。
2.2 概念选择
从一开始, 人们就认为应采用单一井眼结构。在单一井眼完井中, 所有内部尺寸, 包括地面控制的井下安全阀 (SCSSV) , 都要尽可能保持一致, 以最大限度地提高完井设计的适应性, 减少压力损耗, 提高生产压力, 提高产能。
单一井眼技术的优势如下:
◇ 提高作业的可靠性和安全性;
◇ 提高供应能力;
◇ 减少生产压差;
◇ 消除开采紊流区域;
◇ 井眼通道畅通;
◇ 使用过油管修井方法;
◇ 如果需要, 可以替代油管柱。
在早期方案中, RasGas公司采用了ϕ177.8 mm井眼设计, 将ϕ177.8 mm生产尾管用作下部生产油管。需要专门设计尾管悬挂器卡瓦, 使之能够支撑生产油管柱的载荷。带有下部密封装置和上部PBR (抛光孔座) 的尾管顶部层间隔离封隔器可用于确保生产环空和油管柱的压力完整性。油管上部下入作为回接, 悬挂在尾管顶部封隔器PBR上, 以确保完井开采期内不产生密封失效问题。
RasGas公司发展项目的最初完井设计是已得到证实的ϕ177.8 mm井眼以及ϕ244.5 mm井眼的变化形式, 这些完井方式已由Mobil公司应用于印度尼西亚Arun气田。ϕ244.5 mm大井眼能够显著降低方案的费用, 但也存在着许多风险。大直径井眼要求每个井眼的尺寸和套管柱都要大于North气田以前所使用的。一个真正的ϕ244.5 mm井眼需要有更大的钻机, 这就减弱了定向钻井的能力, 而且扭矩和摩阻较大, 对泵也提出了要求。预期电源设备也会出现问题, 难以确保ϕ244.5 mm生产油管回接, 难以全径通过SCSSV。
对锥形套管/油管设计的评价表明, 可采用一种折衷的解决办法, 即采用与ϕ177.8 mm井眼相同的井眼尺寸和套管下深, 同时满足生产能力较高的井眼的所有设计标准。ϕ339.7 mm×ϕ244.5 mm×ϕ177.8 mm生产套管/尾管结构能够提供ϕ244.5 mm×ϕ193.7 mm的生产导管。如果没有ϕ244.5 mm这么大的单一井眼, 这种优化的大井眼设计能够提供远远高于ϕ177.8 mm单一管柱的生产能力, 只是或多或少地存在一些钻井风险。
储层和井眼模拟结果表明, RasGas公司开发方案的第一阶段可以用8口OBB井替代11口ϕ177.8 mm井眼。接下来的几年中, 可能对开发计划进行很多修改, 但OBB设计的优势是相似的。
2.3 套管设计
在ϕ177.8mm井眼中, 所有井眼和套管尺寸均保持不变, 主要差异在于挂ϕ244.5 mm尾管而非下入ϕ273.1 mm×ϕ244.5 mm全井眼油层套管。OBB套管设计的这一关键特性就形成了ϕ339.7 mm×ϕ244.5 mm的锥形油层套管结构。这种井身结构的特点如下:
◇ 油层套管强度较低;
◇ 如果钻更深的井段, 由于磨损油层套管的强度可能还会降低;
◇ 钻更深的井段时, 不能提供足够的水力参数以便将钻屑携带出ϕ339.7 mm套管段;
◇ 要求ϕ339.7 mm的管柱能够满足油层套管的功能要求, 包括优质气密连接;
◇ ϕ244.5 mm尾管与所推荐的ϕ193.7 mm油层套管之间间隙严密。
ϕ339.7 mm、107 kg/m的油层套管是井眼中强度较低的构件。由于会与ϕ244.5mm的SCSSV间产生间隙, 因此不能下入较重的套管。根据已证实的酸性条件下的作业经验以及高强度管柱制造能力的局限性, 仍然希望使用屈服强度为5 625 kg/cm2的管柱材料。根据ExxonMobil公司可靠的基础套管设计技术可以确信, 107 kg/m、5 625 kg/cm2的套管可以支撑设计载荷;不过, 还需考虑钻更深的井段时减少磨损。包括以下几方面:
◇ 用钻杆保护器钻ϕ311.2 mm井段, 以减少对ϕ339.7 mm套管的磨损;
◇ 一旦下入ϕ244.5 mm尾管, 在继续钻进之前, 安装ϕ244.5 mm临时回接。这样, 在钻至完钻井深时就足以保护ϕ339.7 mm套管, 同时还可以解决内径增大至ϕ339.7 mm的油层套管中的钻屑携带问题。
ϕ177.8 mm井眼使用ϕ244.5 mm、70 kg/m的油层套管。OBB井段如采用ϕ244.5 mm尾管和ϕ193.7 mm油层套管会发生超覆, 因此决定使用质量较轻的ϕ244.5 mm、65 kg/m尾管。这样间隙较大, 但设计套管强度较低。ExxonMobil公司的套管设计技术再次确认, 65 kg/m、5 625 kg/cm2的套管适用于预期的井眼载荷。不过, 还需研究ϕ244.5 mm尾管的磨损问题。钻ϕ215.9 mm井段时, 为保护ϕ244.5 mm尾管, 目前还需要使用钻杆保护器。
2.4 油管设计
从几个不同角度研究了所推荐的ϕ244.5 mm×ϕ193.7 mm锥形油层套管。井眼性能模拟结果显示, 其供应能力远远高于ϕ177.8 mm井眼。结果还表明, 在预计的储层压力衰减范围内, 这一优势保持相对稳定, 这种井身设计还能提供所期望的25年高产稳产。
锥形油管设计的一个特点是井眼内的有效流动区域随天然气产量的增加而增加。由于管柱直径增大, 气体的膨胀得到补偿, 从而使腐蚀速率降低。
2.5 优化大井眼设计小结
OBB井身设计能够满足所有设计准则。井眼相比, 采用这种井身设计, 在与ϕ177.8 mm井身设计所钻的同样井眼内, ϕ244.5 mm×ϕ193.7 mm结构的井眼通道较大, 从而能够提供更高的供应能力。采用锥形套管设计能够达到这一目的, 这种设计在强度上弱于ϕ177.8 mm井眼, 需要进行测试以防止钻进中由于套管磨损而发生情况恶化。
ϕ244.5 mm×ϕ193.7 mm锥形油层套管可以与ϕ177.8 mm生产尾管、尾管悬挂器、尾管顶部回接封隔器和PBR装置共同使用。为实现全井眼连接到油管, 需要使用带有适用的ϕ228.6 mm采油树的新型API ϕ244.5 mm SCSSV。
实施OBB井身设计可以利用从ϕ177.8 mm井眼中获得的经验曲线, 由于采用了与ϕ177.8 mm井眼相同的井眼尺寸, 应用该经验曲线可以减少钻井风险, 有利于成功地实施各种新的井身设计。对实施这种井身结构的评估表明, 与ϕ177.8 mm井眼相比, 每口井的建井周期约需增加6天。时间增加主要是因为安装和回收ϕ244.5 mm临时回接以及处理较大的采油树和完井管柱。
3 North气田的钻井难题
在North气田的钻井作业中, 每个井段都会遇到许多难题。需要开发专门的实施办法与稳定的优化措施。OBB井中预期会遇到的钻井难题以及推荐做法的要点如下。
3.1 ϕ609.6 mm井眼
在许多实例中, 427m以下地层钻进时返出的钻井液完全漏进孔状灰岩地层, 造成盲钻。由于漏失层段以上地层中较大的钻屑不能携带出井眼, 并趋向于封堵在钻具组合顶部, 导致黏附钻杆, 会使井眼净化产生问题。可通过频繁通井、倒划眼、高黏钻井液洗井、重新钻进钻屑聚集层段等措施来解决这一问题。
3.2 ϕ444.5 mm井眼
该井段为主要造斜段, 具有地层含气、地层漏失的特点。必须精确控制当量循环密度 (ECD) , 以控制狭窄的钻井密度窗口。
这一井段的水泥浆设计很重要。必须设计低密度水泥浆以防止固井时发生漏失, 同时还要防止环空气窜, 确保能够很好地封固ϕ339.7 mm油层套管。在RasGas公司的早期方案中, 采用了泡沫水泥设计。为满足技术要求, 膨胀水泥能够解决安全和作业难题。在OBB方案中, 选择了一种使用空心微珠、密度为1.20～1.32 g/cm3的新型水泥浆设计。这种设计能够显著减少安全问题, 消除由于氮气溢出在水泥浆内发生气体窜槽的可能性。
成功地完成了这种新型固井设计, 但需要进行严格的质量控制。包括监控最初的干混、水泥罐的清洁度, 用固相成分监控 (SFM) 装置进行低密度测定, 密度计作备用。
3.3 ϕ311.2 mm井眼
钻井液密度超过1.14 g/cm3时就会发生漏失直至钻达设计井深。必须保持尽可能低的钻井液密度以减少漏失。在该层段的50°～55°斜井段, 可能存在井眼净化问题。
3.4 ϕ215.9 mm井眼
在斜井中, 这一井段测深 (MD) 超过1 524 m, 其中有一长段穿过Khuff天然气储层, 井斜角高达55°。在ϕ215.9 mm井眼顶部附近有一段构造应力页岩层段, 要求钻井液密度在1.44～1.56 g/cm3以实现井眼稳定。这导致穿过Khuff天然气储层下部的过压高达12.4 MPa。必须精确地控制水力参数, 以实现足够的井眼净化, 减少Khuff地层可能发生的漏失以及由此产生的井控问题。
上部页岩层段也有可能存在高压、低流量水层, 这在许多井中已出现过。孔隙压力可能超过1.92 g/cm3。已开发出一套钻井方案, 通过细致地应用并控制当量循环密度 (ECD) , 从而能够钻过Khuff下部储层段, 同时控制上覆页岩中的水侵。
3.5 井眼设计
井的目的层一般在Khuff K4储层顶部的一个半径为300 m的圆周内。为实现3 048 m的水平位移, 比较简单的造斜-增斜设计是在ϕ609.6 mm井段的244 m处设计造斜点 (KOP) , 在钻达ϕ444.5 mm井段的总井深之前达到造斜终点 (EOB) 。这些井以55°的最大偏角钻达2 987 m垂深/3 962 m测深。这种井斜还使重力下井电缆测井仪能够通过储层段。
偏角为55°的ϕ311.2 mm长裸眼段主要存在井眼净化问题。最初考虑应用旋转导向系统, 但North气田的实践认为, 比较常规、费用较低的旋转钻井方式可获得成功。资料表明, 旋转钻井装置的偏差可以预测。由于漂移速率已知且靶点区域较大, 因此方位控制无须很精确。须使用一套AGS (可调仪表稳定器) 系统, 该系统可控制垂向漂移但不能控制方位。为补偿方位控制的偏差, 将ϕ339.7 mm套管对准靶点直线的左侧, 以实现期望的钻井装置向右偏移。
3.6 套管磨损
套管磨损控制是OBB井的难题, 但最终可以得到有效的优化。在钻进较深的井段时, ϕ339.7 mm油层套管和ϕ244.5 mm生产尾管的组合有可能发生磨损。由于套管设计所允许的强度降低非常小, 需要开发专门的测量方法以减少管柱磨损。钻进ϕ311.2 mm和ϕ215.9 mm井段时, 建议使用钻杆保护器以减少对套管的磨损。下入ϕ244.5 mm生产尾管后, 可安装ϕ244.5 mm的临时回接以保护ϕ339.7 mm油层套管。这种回接装置还可以提供较高的环空流速以改善水力参数和井眼净化能力。
4 装置的关键设计、规格和制造
4.1 指导原则和程序
如果选择ϕ244.5 mm的OBB井身概念, 首先要考虑必要的装置。目标是能够适合最佳设计方案, 装置的材料和制造技术均能满足或超过所有方案的要求, 而且要达到25年的设计寿命。一旦可能, RasGas公司和ExxonMobil公司的联合方案组就可以在以前Mobil方案 (如Mobil Bay、North气田单一井眼方案、Arun大井眼方案) 的基础上制定相关方案, 以应对恶劣环境。所开发的所有装置都需要在高流速、高温、高压、高腐蚀环境下作业。以前的临界方案经验表明, 需要有一套高水平的资质/检验/确认系统。要达此目的, 需要对以下关键装置进行一系列详尽的设计审查、装置性能测试、严格的质量控制:
◇ 井口装置和采油树装置
◇ 油层套管悬挂器
◇ 尾管顶部隔离封隔器
◇ 生产尾管回接密封装置
◇ 井下安全阀装置
◇ 套管和油管的连接
工业实践表明, 现有技术可以为优化的大井眼方案提供所需装置。不过, 某些领域的技术还不能满足先进设计的要求。
4.2 作业环境
由于存在高压、高流速、腐蚀性流体等因素, 这些井的作业环境恶劣。
特别是需要严格控制流动润湿完井装置。除了能够承受恶劣环境外, 该装置还需满足过油管修井的作业要求, 包括电缆测井和射孔、高速酸化增产、连续油管作业。
4.3 材料选择
以前曾对ϕ177.8 mm井眼进行过综合室内试验和定量风险分析, 以选择费用最合理的油管材料。由于存在H2S、CO2、HCl、氯化物导致应力断裂、电化学腐蚀等因素, 还进行了腐蚀方面的研究工作。研究结果表明, 应选择预期设计寿命长于25年的5 625 kg/cm2碳钢油管和尾管材料, 以及抗腐蚀的合金 (CRA) 完井附件。
不过, 这些工作仅有助于部分Khuff储层和气田主要区块的生产;RasGas公司的开发方案要对全部4个Khuff储层进行开发, 覆盖的开发区域很大。需要进行更多的研究, 以确定碳钢油管是否能够可靠地应用于K1～K4储层的开采条件和OBB井身设计。尤其是目前制造的ϕ244.5 mm CRA油层套管尚未达到商业化生产的规模。必须论证碳钢油管是否适用于OBB井身设计, 所用方法与以前的腐蚀性研究相似。
应用油管液压和储层模拟来预测油管和生产尾管将要承受的环境条件。由于这些井远离气-水界面, 预计不会出现地层出水。储层模拟显示, 产出水仅为冷凝后的低矿化度水。
对4.25×106～5.67×106 m3/d的开采速率进行了评价。应用单井储层模拟模型和油井动态程序来预测需要进行腐蚀性分析的产层液流的流体性能。包括压力梯度、表观流速、持液率、剪切应力、液膜厚度和流速、液态烃含量、水含量、流体密度和流速。分析表明, CO2和H2S的分压 (pCO2、pH2S) 、液态水与液态烃的比值 (H2O/HC) 仅在所考虑的开采速率范围内有少量变化。
用连续搅拌的Hastelloy○R高压釜进行腐蚀性试验。根据油管液压模拟结果选择高压釜内的试验条件。室内试验结果可以确定碳钢腐蚀速率, 用于平均寿命分析和风险定量评价。平均寿命分析是根据腐蚀最快的点蚀所需时间计算出的, 假设这些点蚀是立即形成且逐渐加深至井壁, 达到规定的深度。
在研究的同时, 预计RasGas公司开发区域内的冷凝物及地层水成分在所有储层中都是相似的。预计K1～K4储层段的混合烃冷凝物的腐蚀性较低。压热试验可以证实这一点, 因此推荐使用碳钢材料作OBB井的油管和尾管, 使用CRA材料的完井附件。
ϕ177.8 mm井眼设计的一个重要特性是可以消除井眼中的限流, 减少紊流和压耗区域。OBB设计使井眼尺寸变化较多, 需要对此进行评价。另外, 还完成了侵蚀腐蚀研究, 着重研究了从ϕ177.8 mm油管转换为ϕ244.5 mm油管的情况。研究证实, 从侵蚀腐蚀的角度来说, 碳钢油管和转换接头仍然适用于OBB井的设计。
4.4 井口和采油树装置
采油树设计须提供可通往油层套管和ϕ244.5 mm SCSSV的全井眼通道。供应商已为重点工程提供了几年的ϕ228.6 mm采油树, 从印尼Arun气田超过44套装置和10年的实际经验表明, 这种尺寸的阀门可靠适用。采油树为“T”型结构, 包括一个带有ϕ228.6 mm上、下控制阀和一个ϕ228.6 mm抽汲阀的主体部分, 一个带有两个ϕ179.4 mm阀门的蝶形开采部件, 以及一个ϕ103.2 mm的蝶形压井阀门。ϕ228.6 mm主体部件由单个实心部件与3个内阀槽锻造在一起, 在第二个与第三个阀槽间带有一个支承十字。采油树按照API 6A 的17th标准制造, 产品规格为3级 (PSL-3) , 通过PSL-4气体测试。所有阀门均为金属-金属密封。采油树、油管悬挂器、油管头的工作压力均为44.8 MPa, API标准规定为34.5 MPa。
采油树和油管悬挂器的材料规格为CRA (铬镍铁合金718或同类产品) 或所有裸露表面为CRA镀层 (铬镍铁合金625 HIP——均衡加热挤压) 。铬镍铁合金625镀层的最小厚度为0.32 mm, 最少2次焊接, 通过湿浸超声波测试 (US) 检测。“T”型规格不同于ϕ177.8 mm井眼的“Y”型结构设计, 选择“T”型结构有利于制造和CRA镀层的操作, 还可降低总高度。
油管头指定使用碳钢材料, 但所有环形垫片槽上都要有CRA镀层, 而且油管悬挂器主要以金属-金属密封。
如前所述, 征购程序还包括设计确认评估 (DVR) 。在井口和采油树装置方面, 包括详细的设计审查、有限元分析 (FEA) 、API 6A、附录F、PR-2性能确认试验, 以及包括所有部件叠加试验的工厂验收试验 (FAT) 。
4.5 水下安全阀和附件
人们最关心的是开发一种能够满足RasGas公司的可靠性要求的ϕ244.5 mm油管可回收井下安全阀。1998年, 没有制造商有这个资格或能够制造一种符合OBB要求的全井眼ϕ244.5 mm SCSSV。到1999年底, 设备制造商表示取得了显著的进步。那时, RasGas公司作出最终决定, 将所有资源用于开发和评价API规定的全井眼ϕ244.5 mm SCSSV。
需要进行高水平的工程分析, 以使SCSSV装置适合RasGas公司的作业要求。RasGas公司对SCSSV装置规格的主要要求如下:
◇ 油管可回收, 非自动补偿, 具有嵌入能力的活瓣型;
◇ 工作压力34.5 MPa (破裂和挤毁压力) ;
◇ 最大外径ϕ304.8 mm (适用于内径ϕ339.7 mm的套管) ;
◇ 金属-金属 (MTM) 活瓣密封;
◇ 耐酸 (无需隔离装置) ;
◇ 所有流动湿润部件均用耐腐蚀合金制造;
◇ 可为ϕ244.5 mm油管提供全井眼通道;
◇ ϕ244.5 mm、80 kg/m油管的抗张率为5 625 kg/cm2;
◇ 金属-金属密封或非合成橡胶密封;
◇ 非合成橡胶动态密封;
◇ 具有电缆可回收嵌入阀性能。
还需开发能够满足相似要求的应急电缆可回收SCSSV。
根据工业实践经验, ϕ177.8 mm井眼选择了非自动补偿油管可回收活瓣阀设计, 打算为OBB井制造同样规格的阀门。阀门按照API 14A制造, 产品级别有2级 (适用于砂岩) 、3级 (适用于应力破裂) 、4级 (适用于质量损耗腐蚀) 。与其他关键装置相似, SCSSV须进行详细的设计审查, 包括有限元分析、综合载荷、冲击、热循环性能试验。性能确认包括在较高的气体流速 (相当于12.75×106 m3/d) 下的冲击闭合试验, 以及热循环时的1000次阀门闭合试验。对于电缆可回收井下安全阀, 还完成了相当于11.33×106 m3/d的气体流速下的冲击闭合试验。性能试验的验收准则是测得漏气速率低于0.14 m3/min。
制造出的SCSSV的设计审查和鉴定试验于2000年中期开始, 于2001年中期成功完成, 装置于2002年早期交付, 按时应用于首次OBB完井作业。
4.6 ϕ177.8 mm生产尾管悬挂器和附件
任何单一井眼完井的重点都是尾管悬挂器/尾管顶部封隔器/油管回接密封装置的组合配置。已证明ϕ177.8mm井眼体系的配置可用于新型OBB井眼, 但还需解决一些差异。由于热载荷增加 (在开采和增产作业期间) , 封隔器和锚栓结构上的载荷更高, 并影响了在内径较大的ϕ244.5 mm、65 kg/m套管内下入ϕ177.8 mm×ϕ244.5 mm封隔器。主要的系统规格和功能要求如下:
◇ ϕ177.8 mm×ϕ244.5 mm尾管悬挂器:碳钢, 带有下部CRA抛光座圈 (PBR) , 无液压调整部件 (液压调整装置包含在调整工具中) ;
◇ ϕ177.8 mm独立的尾管顶部隔离封隔器:CRA材料, 重力坐封, 下部密封杆啮合尾管悬挂器的下部PBR;
◇ ϕ177.8 mm的开采密封装置:CRA材料, 密封尾管顶部封隔器的上部PBR, 优质密封组合包括压缩坐封和压力自紧密封;
◇ ϕ177.8 mm镶底座/锚泊密封装置:CRA材料, 可预防密封装置移动, 889840 N直线牵引释放;
◇ 能够液压坐封;
◇ 工作管柱无需旋转尾管悬挂器即可坐封;
◇ 配备二级释放装置的尾管悬挂器;
◇ 全井眼通至尾管柱的设计与制造;
◇ 所有会弄湿的部件都用耐腐合金制造;
◇ 悬挂器和封隔器可满足或超过尾管和回接管柱所施加的规定载荷要求;
◇ 能够满足或超过规定的作业压力和温度;
◇ 能够满足公司提出的所有设计要求。
完成了设计确认和装置的性能试验, 以确定OBB井的适用性。包括有限元分析、设计评审、性能检验和性能试验。性能试验包括张力/压缩轴向和径向的综合载荷试验。密封装置也须进行刺入和冲击试验。在热采最高温度和冷却增产温度条件下进行了热循环试验。
4.7 ϕ244.5 mm尾管悬挂器和附件
OBB井设计的创新点在于引入了ϕ244.5 mm尾管以形成锥形生产套管结构。这种尾管悬挂器系统还需要为ϕ244.5 mm的临时回接提供PBR性能。为确保油层套管使用中的气密完整性, 决定接入一个完整的尾管顶部封隔器。由于这种尾管悬挂器/封隔器系统通常不会暴露在产出液中, 可以用所允许的低碳钢制造。大多数其他系统的规格和功能要求与ϕ177.8 mm井眼系统相似。
以前对RasGas公司的ϕ244.5 mm尾管悬挂器/封隔器系统规格未进行设计验证和性能试验。设计评审和装置确认试验的要求与ϕ177.8 mm井眼系统非常相似, 并已成功完成。
4.8 油管和套管连接
ExxonMobil上游研究公司承担了连接评审的主要责任。需要根据新的《ExxonMobil连接评价程序》检验几种连接 (油管和套管) 。公司合并后, 人们认为, 只要没有发生过现场连接故障, Exxon公司和Mobil公司以前考核的连接就只是“部分评估”。ExxonMobil公司标准的连接评价程序包括有限元分析 (FEA) 和物理性能试验。FEA可评价金属-金属的密封能力和标称与极端误差下连接的结构完整性。物理性能试验局限于少量实例, 其结果须附加FEA结果。油层套管连接的物理性能试验要比套管连接更严格, 需要达到和超过更高的载荷试验, 热循环次数增加1倍。
连接评价程序中面临的一些难点如下:
◇ 协调——在四个不同国家办理资质认证工作;
◇ 适用于对较大管柱进行极高载荷, 即破裂载荷性能测试的全球性的装置局限性;
◇ 难以成功地测试套管尺寸的OCTG是否符合油管要求 (ϕ244.5 mm和ϕ193.7 mm油管) ;
◇ 在招标截至日期规定期限内有限的技术评价条件下, 难以按要求修改设计, 修改后的技术需要重新试验。
评价程序可鉴定选定数量的连接质量, 适用于North气田储层条件下的OBB设计。
5 设计和作业优化
通过多口OBB井的钻井实践, 对井身设计和钻井作业进行了许多改进。其中最显著的改进如下所述。
5.1 采用S形井身设计
最初尝试在ϕ609.6 mm井眼段大角度造斜, 证明难以完成。因此将造斜点改在549 m, 接近设计垂深, 已钻过大多数严重漏失层段。由于造斜点较深, 最大偏角增加至60°, 仍在储层段重力下井电缆测井仪所允许的范围内, 但在井眼净化方面会出现问题, 会形成岩屑床。使用ϕ139.7 mm钻杆可以改进所有钻井水力参数。
许多井原先都需要用钻杆下入电测工具, 因此采用“S”形剖面。在到达储层顶部靶点后允许降斜, 这样有助于减少下入电测工具的钻杆。
最近所钻的几口井水平位移高达3 658 m。除了最初的OBB井之外, 这些井的最大偏角高达65°, 但需要用钻杆下入电测工具。
5.2 取消临时回接
引入ϕ139.7 mm钻杆改善流变参数的结果是, 使大钻杆橡胶护箍与ϕ244.5 mm临时回接之间的摩阻增大。在几口井中, 临时回接的连接松扣, 打捞作业费用昂贵。在临时测量中引入了无旋转钻杆保护器, 但重点在于取消临时回接。用ϕ139.7 mm钻杆和钻杆保护器钻井但没有临时回接的试验表明, 这种方式可以获得足够的循环速率, 有利于携带ϕ339.7 mm套管内的钻屑。
使用超声波测井仪证实, 套管磨损低于估计值。将材料分析和壁厚要求综合后认为, 可以用ϕ346.1 mm、131 kg/m、77 341 kg/cm2套管替代ϕ339.7 mm套管。这种管柱与ϕ339.7 mm管柱的内径几乎相同, 但壁厚和强度显著增加。这种新型套管结构无须改变ϕ244.5 mm尾管悬挂器/整体封隔器设计。近来所有的井都下入这种较重的油层套管, 并取消了临时回接和钻杆保护器。
5.3 改变尾管材料
第一批OBB井的最初完井方案中, 气田某些区块的H2S和CO2含量明显高于预期。所有井口、完井装置及其附件的设计都可满足这些要求, 但碳钢油管材料不能满足要求。因此又进行了腐蚀性试验, 以评价储层含水和不含水时, CO2/H2S含量较高情况下碳钢油管的使用期限。这项工作始于2003年, 目前仍在进行。作为一项防范措施, 根据固井尾管不可替代的原则, 决定将ϕ177.8 mm生产尾管的材料规格从碳钢改为28-铬材料。推荐使用28-铬材料而非CRA材料主要是因为其抗硫化应力断裂 (SSC) 性能较好。在第七口OBB井上实施了这一改变。腐蚀性研究工作仍然推荐使用碳钢油管, 除非有地层水产出。已将完井与监督机制相结合, 以减少地层水产出的可能性。如果发生地层水侵, 可以采用过油管技术进行堵水。
6 结论
开发卡塔尔North大型气田是石油公司致力于满足世界上日益增长的液化天然气需求的中心议题。RasGas公司成功地应用了一种独特的高容量井身设计, 以大规模开发North气田。这些优化的大井眼具有ϕ244.5 mm×ϕ193.7 mm×ϕ177.8 mm的锥形油层套管, ϕ228.6 mm采油树, 以及首次工业应用的ϕ244.5 mm SCSSV。这种井身结构最初是在2002年钻井并完井, 2004年初投产。后来在40多口井上进行了优化, 显著节省了时间和费用, 目前OBB井的钻井和完井周期比以前的ϕ177.8 mm井眼大大缩短。