海上资产评估（精选5篇）
海上资产评估 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
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海上油田溢油风险评估分析与应用 篇2
如今,海上溢油事故已经引起石油行业和广大学者的关注,相关理论研究和实践不断发展,海上溢油风险评估也随之诞生并取得了较大的进展。
1 海上溢油风险评估的发展
从1969年开始,美国每两年举办一次国际溢油会议,防治海上石油研究进入萌芽阶段。针对海上溢油风险评估,国外学者尝试用随机理论、模糊数学、物元分析等方法,对船舶海上溢油的发生概率进行分析。但是,针对开采环节的溢油风险评估相对较少。与国外的溢油风险评估相比,国内的研究相对较晚,在研究方法和实际应用中还亟待提高[1]。
同时,相关学者开始尝试应用模糊数学、神经网络,矩阵分析、事故树等风险分析理论研究海上溢油风险事故,希望能够综合考虑环境、地层、开采工艺等因素,更完善和系统的研究海上溢油风险事故。基于此,本文将选取事故树分析法,并结合实例,对海上溢油事故进行进一步的研究和分析。
2 海上溢油事故的主要原因
海上溢油事故的主要原因为自然泄漏、井喷、开采流程失控、输油管线破裂或泄漏、船舶碰撞等。本文将主要针对在开采过程中的溢油事故进行讨论和分析。石油开采是一个复杂且具有潜在危险的系统工程,因为独特的自然环境,海上石油开采受海洋环境、海底地层和钻采工艺等多方面因素的影响,增加了开采的难度和风险,容易导致一定的危险[2]。
2. 1 海洋环境
海洋环境的复杂多变性一直以来都是海上石油开采业关注和研究的重点,其主要包括作业海域和自然条件等因素对作业的影响。其中,海域类型的影响主要集中在海域位置、作业海域内其它海上活动。自然条件对海上石油开采的影响主要是指作业海域内风、浪、流、海底地貌、水深、水位、水温、大雾、雨雪、气温、海冰、台风、地震等海况给作业带来的不确定因素[3]。
2. 2 海底地层
海上石油开采的特殊环境决定了海底地层在开采中的重要地位。一旦海底地层石油泄漏,泄漏点的封堵和泄漏石油的回收都难以有效实施。目前,对海底地层的研究主要集中在地层特征、断裂及构造特征、断层封堵性、沉积储层和盖层特征等方面。对于一些复杂断块的油藏,其断层多、断块小、断裂组合复杂,一旦出现地层超压,流体极易通过断层直达海底,造成溢油事故。从溢油风险的角度考虑,其中,断层封闭性和盖层特征的重要性相对较大[4,5,6]。
由于相应技术手段并不完善,目前对于断层封闭性能的研究相对滞后,因此评估其封闭性能存在一定的难度。同时,如果开采目的地层段顶部能有一定厚度的稳定泥岩等,往往区域性盖层的连续性较好,能对地层中烃类等储油气藏形成有效封闭,起到封盖作用,从而减少海底地层泄漏石油的可能性,大大降低溢油风险。相反,如果地层上覆属于未固结成岩的松散沉积物,将导致断层封闭性差,如果开采作业操作不当出现地层超压,流体极易通过断层直达海底,造成溢油事故。
2. 3 钻采工艺
除了自然条件和地层因素的影响以外,一个严谨科学的开发和施工方案,将是顺利开采的重要保证,钻采工艺的运用和实施也是导致海上溢油事故的众多因素之一,石油开采过程中每个环节的实施和变化都将影响到最终的开采。
在钻井工程方面,溢油的主要风险主要来自于钻碰邻井套管、表套深度及套管完好性、水泥返高及固井质量、岩屑回注技术等方面,以及弃置井的封井处理等。同时,井控措施执行不到位,也是导致以上因素的一个重要方面。
在采油过程中,导致溢油的风险主要是来自于注汽、注水等方面的影响。一旦注汽或注水的方式选取不当,或者井底注汽或注水压力大于最浅开发目的层段的最小破裂压力,形成了地层超压,就将导致溢油事故。
在蓬莱19-3溢油事故中,其对B平台B23井采取笼统注水方式,导致了地层压力不均,形成了地层超压,注水井底流压全部超过最小破裂压力,最终导致了溢油事故的发生。
3 海上溢油风险评估的应用
目前,海上开采过程中出现的溢油事故已经引起了石油行业的巨大关注,也引发了众多研究学者深入研究。本文将以辽河油田浅海油田葵东1块为例,进行相关的溢油风险评估。
3. 1 葵花岛区块自然条件
葵花岛油田位于辽宁省大洼县南部浅海地区,目前,只有辽海18-1-1和葵东1块投入试采,本文将主要针对葵东1块展开论述。
葵东1块所在海区偏南风最多。在7、8月份,北上台风有可能到达其所在区域。该海域以风浪为主,涌浪较少。冬季沿岸有冰冻现象,冰期较长,平均100天以上。固定 冰厚0. 3 ~0. 5 m,最大单层冰厚可达0. 6 m。该海区有严重的堆积冰和重叠冰,堆积冰带高度为2 ~ 3 m,最大可达4 m以上。
在开采过程中,葵东1块自然条件导致的溢油风险主要来自于大风、海浪、冰冻等。恶劣环境极易对开采设备、平台、管道等形成损坏,在恢复开采时,若检修不及时、不彻底,则容易造成石油从损坏处泄漏,形成一定的溢油风险。
3. 2 葵花岛区块地质特征
葵东1块自下而上主要为古生界、古近系东营组、新近系馆陶组、明化镇组及第四系平原组,主要目的 层段东营 组划分为 东一段和 东二段。
从构造特征上分析,葵东1块构造介于太-葵构造带和燕南构造带之间,是受燕南断层和多条近北东向次级断层共同控制形成的断背斜 - 断鼻构造,是在东营晚期至馆陶期,受燕南断层走滑作用影响,区域地层产状发生反转形成。
葵东1块储层以细砂岩、粉砂岩为主,胶结疏松,为高孔 - 中高渗储层。其主要含油层系为古近系渐新统东营组油层,为岩性构造油气藏,具有高点控油、单砂体成藏、含油幅度差异大、无统一油水界面的特点。
结合上述资料分析,东营组二段顶部区域盖层是葵东1块最重要的区域性盖层,封闭效果较好。明化镇组盖层是葵东1块的最后屏障,区内分布广泛,是馆陶组油气成藏的关键,由于其埋深小,成岩作用弱,封闭性能一般。
3. 3 葵花岛区块钻采工艺
葵东1块采用正方形井网开发,开采平台主要为导管架和人工岛。葵东区块根据油藏类型、油气特性采用了相应的钻井、完井方式,钻完井技术比较成熟,井控管理较为严格,表套深度、固井质量等均符合要求,固井水泥两个界面密封性无显著变化,注采井套管头无抬升或下陷情况,无岩屑回注技术应用。
此外,采油方面,该区采用天然能量降压开采,目前地层压力低于原始地层压力,在一定程度上能有效避免溢油风险。
3. 4 溢油事故树分析
基于海上石油开采中海洋环境、海底地层和钻采工艺等因素对溢油风险的影响和葵东1块的实际情况,本文采用事故树分析法对葵东1块溢油风险进行分析和评估。
3. 4. 1 事故树简介
事故树分析法(简称FTA)是安全系统工程的重要分析方法之一,它从要分析的特定事故或故障开始(顶上事件),层层分析其发生原因,直到找出事故的基本原因,即事故树的基本事件。以葵花岛溢油风险事故为顶上事件,结合前文论述的诸多影响因素分析,最终绘制成溢油事故树,见图1。
3. 4. 2 分析与计算
经过计算和分析,溢油事故树的最小割集有27个,其发生溢油事故的可能性较大。根据各基本事件(即导致溢油事故的基本因素)的结构重要度顺序分析,存在断层、盖层疏松、封闭性差、断层失去稳定性、固井质量不合格、水泥返高不合格、套管损坏等因素对溢油事故的影响较大,应该重点防范。同时,也应加强对钻井、完井和开发方案的制定及实施各个环节的监管。
从分析最小径集的结果可知,控制事故发生的主要途径有6种:
1) 在存在断层的区域,对其盖层疏松性、封闭性和稳定性进行深入分析。
2) 禁止违规改变注水方式,增加注水压力和注入量,禁止擅自提高注入层位置。
3) 严格按照设计方案作业,防止水泥返高不合格。
4) 加强水泥返高、固井质量和套管损坏的监测,发现问题及时修复。
5) 严格按照设计方案和作业规程进行压裂等配套工艺作业。
6) 严格执行相关标准规范,对表套深度和井身结构进行优化设计,加强设计方案的审核,若采用岩屑回注技术,应进行充分论证。
4 结 论
海上资产评估 篇3
关键词：声发射,海上平台,安全评估
引言
随着人类科技的进步, 石油以及石油制品在人类生活中扮演着不可或缺的角色。海上平台作为海洋石油生产的重要设施与生活区域, 其安全性对海上石油开采、运输具有极其重要的意义。海洋平台的生产运行环境存在多种不利因素, 如风浪、载荷、海水腐蚀、北方海域的海冰撞击等。在如此环境下长期运行, 平台的结构、设备等容易产生内部、外部损伤。这不仅会影响平台的安全性, 也将影响平台的使用寿命。海洋平台一旦发生坍塌, 将会造成大量人员伤亡以及财产损失。
安全生产不应是以牺牲经济利益为基础的。调节好安全与利益的平衡, 是海上平台安全评估的重点问题。声发射检测技术, 作为一种被动的检测手段, 可以做到对平台结构、主要设备进行在线检测, 不需停产, 进行实施监测。
声发射技术可以应用在平台结构健康监测、海冰撞击监测、吊机监测以及整体安全评估中, 可使企业在有限的时间、资金范围内对危险实施最有针对性的措施, 以保证安全的前提下最大限度地保证企业的经济利益。
尽管用无损技术进行定期检查已经被规定到生产程序中, 但仍然不足以发现全部潜在的结构缺陷及这些缺陷在生产过程中的发展趋势。究其原因, 在于定期检查是被安排在一个特定的时间间隔内。因此, 有限的技术并不能检测到活跃的缺陷和它们真正在生产过程中的发展。因此, 需要用在线实时监测尤其是声发射监测, 保障生产和使用过程中的结构完整性。
1声发射技术
1.1声发射检测原理
声发射 (AE) , 即材料中某局域中声发射源释放能量并产生瞬态弹性波的现象。声发射检测技术是一种被动检测技术。它是通过“听”被检测对象所发出的声发射信号, 来判断这些信号所载有的声发射源的信息。在声发射检测过程中, 由于内部压力、应力等原因, 被检测材料诱发瞬态弹性波, 并沿材料传播到表面, 再通过声发射传感器利用压电效应将材料表面的微位移转换为电信号, 然后经放大、传输后显示和处理, 再通过分析载有声发射源特征信息的AE信号来解析缺陷部位的情况[1]。
基于以上原理, 声发射技术可以动态检测出材料、结构的微观变形、裂纹开裂、腐蚀发展等情况。
1.2声发射技术特征
声发射技术检测应用于海上平台安全评估的主要优点[2]:
(1) 声发射动态的检验方法。它检测到的能量是由被测物体所发出, 而非由无损检测仪器提供。
(2) 声发射检测对线性缺陷较为敏感。进行海上平台安全评估时, 它可以有效提供缺陷信息。
(1) 声发射检测方法对线性缺陷较为敏感, 能探测到在外加结构应力下这些缺陷的活动情况。
(2) 在一次检测过程中, 声发射能够对整体结构进行探测, 并且评价整个结构中缺陷的状态。
(3) 声发射检测可提供被测材料中, 缺陷随载荷、时间、温度等外变量而变化的实时或连续信息, 有助于了解在当前环境中设备的运转情况, 使海上平台安全评估更加贴近设备所在环境。
(3) 声发射检测对于被测物体的接近要求不高。进行海上平台安全评估时, 它可用于难于或不能接近的环境下检测。
(4) 在进行海上平台安全评估时, 声发射技术对压力容器、常压容器等检测方便有效。对于压力容器的耐压试验, 声发射检验方法可以预防由未知不连续缺陷引起系统的灾难性失效和限定系统的最高工作压力。
(5) 被检测对象的几何形状对声发射检测的影响不明显。由于这种对构件的几何形状的不敏感, 故而在进行海上平台安全评估时, 它适用于检测形状复杂的构件。
(6) 声发射检测对设备完整性不产生任何影响, 不需拆卸, 通过在被测设备材料表面布置高灵敏度的AE传感器, 判定内部是否存在缺陷, 检测方便、结果直观。在开车前进行的海上平台安全评估不可能将设备再次拆卸下来检测, 故而声发射检测技术在此时的优势显得格外明显。
声发射作为一种动态下检测缺陷的方法, 具有对构件的几何形状无特别要求、可对构件进行整体检测等诸多优点。这些特点使其能够进行其他方不能进行的检测。可见, 声发射技术的诸多优势使其非常适合在海上平台安全评估中使用。
2声发射技术在海洋平台海冰撞击安全评估监测中的应用
2.1海冰撞击安全评估监测的意义
渤海海域随着冬季冰期的到来, 海面上会逐渐生成海冰, 而浮冰受到风浪、潮汐等作用, 会对海上平台形成周期性的冲击, 这就将给平台结构健康带来安全隐患。海冰撞击这类时常发生的持续性影响, 将会在潜移默化中影响平台结构安全。为了获取海冰撞击带来的影响, 我们采用声发射技术进行海冰撞击的监测与评估。
2.2海冰撞击安全评估监测的目的
对于冰期海冰撞击声发射监测, 主要从以下几个方面循序进行。
(1) 监测、记录海洋流动浮冰对平台结构的撞击强度、频率, 结合其他外参数, 如风向、风速、机械运转记录等, 综合评估海冰撞击对于平台的影响。
(2) 经过一段时间的监测分析, 对发现的结构薄弱点加大监测密度, 更合理地布置传感器位置, 从而捕捉平台结构的裂纹发生及扩展。
(3) 将监测数据进行横向与纵向的对比。具体来说, 就是进行冰期与非冰期的数据对比, 同时与海况水纹记录、振动监测等进行对比, 从而建立海冰撞击信号的数据库。
(4) 研究声发射信号参数与实际海冰撞击之间的关系。
(5) 实践在海洋平台上开展远程全天候结构健康监测。
2.3海冰撞击安全评估监测的实施及发现
声发射传感器均匀布置于平台的桩腿及立管上, 且在平台上设置气象、位移、振动监测设备。
图1为冰期一段时间内海冰撞击声发射监测信号情况, 得出以下初步结论。
(1) 在非冰期, 声发射信号基本处于26d B以下, 而海冰撞击作用下信号幅度明显高于26d B。所以, 声发射能够较为准确地反应映海冰撞击对于平台的影响, 即通过声发射监测, 可得到海冰撞击的频次与能量程度。
(2) 在海洋的结冰期, 海冰对于平台的撞击与潮汐存在比较紧密的联系。在涨、落潮期间, 海冰撞击的相对作用越强;在稳定期间, 海冰撞击作用相对作用较弱。
(3) 声发射信号往往受到噪声的干扰, 在平台上常见的为机械、泊船、风浪、下雨等。监测过程中通过特征识别、数据过滤、辅助分析等手段, 可以基本将影响控制在可接受范围内。
3声发射技术在海洋平台裂纹安全评估中的应用
3.1平台裂纹安全评估意义
在一些高应力点的近海平台结构中, 如桩靴, 缺陷的尺寸太小很难通过常规的设备与定期检测来有效观察缺陷及其发展过程。为了保证使用的安全, 对缺陷萌生的监测被视为安全情况保障的最关键部分。许多时候, 当停工检查期间, 发现结构部件可能在特殊部位已经产生裂纹。而这些裂纹产生的原因却无法解释。实时在线监测能够用来确定当断裂发生时的情况, 从而确定断裂发生的原因。
3.2平台裂纹监测实施
声发射是一项全局性的监测技术。例如, 传感器可以布置在想要监测的区域, 并探测到离传感器一定距离的缺陷。理论上, 想要监测的区域放置的传感器越多越好。尽管如此, 实际使用中, 考虑到成本问题, 要在满足衰减和需要的情况下用最少的传感器覆盖到最大的范围。考虑到无齿条板的结构, 只有很少的布局方式可以考虑。
图2为裂纹定位图。可以明显看出, 在6、7、8号传感器之间形成的阵列中存在明显的定位点。经过信号处理与波形分析后, 确定为结构缺陷信号[3]。经超声检测的结果对比, 在实际的检测区域位置上确实存在此裂纹, 并且经过长时间监测后, 可以观测出裂纹是否存在发展的趋势。
4海上平台吊机监测
吊机作为海上平台重要的作业动设备, 其安全性尤为重要。结合国外声发射在动设备监测、评估方面的优秀成果, 对吊机基座进行声发射监测, 有助于我们了解吊机在进行作业过程中缺陷的发生和发展[4]。
由图3可以看出, 经过一定时间的监测后, 吊机基座部门出现部分声发射信号。经过信号分析, 并结合作业工况以及信号特征, 可以初步分析出:定位图中, 信号并没有呈现聚类的情况, 所以判定并没有新生裂纹等结构缺陷, 也并没有旧的缺陷发展生长的情况。结合天气及作业情况报告, 确定信号来源主要为作业噪声及天气影响。
5声发射技术在海上平台容器安全评估中的应用
对于海上平台的容器类设备, 声发射技术最大的优势就是可以进行不开罐、不停产的在线检测安全评估, 可以为我们的安全工作节约大量的时间和资金资源。
目前, 海上平台已经成功运用声发射技术进行压力容器、常压方罐、沉箱等的检测、安全评估工作, 并取得了宝贵的工作成果。
罐体声发射监测, 是通过安装在罐体上的声发射传感器阵列, 来探测罐体母材和焊缝的表面与内部缺陷开裂及扩展产生的声发射源。
对罐体进行的声发射监测能探测到加压过程中由应力增加导致的缺陷开裂部位。这些部位包括壁板、罐壁与垫板和接管相连接的角焊缝、罐壁与加强板相连接的环焊缝等。这种部位可能出现潜在的声发射源[5]。
6结论
声发射技术于近些年快速发展。相较于海洋石油, 它在陆地的应用更加广泛。声发射技术的整体监测、被动检测等特性是其他无损检测手段所不具备的, 而这些特性也决定了其在海洋石油特别是海上平台安全评估中应用的可能性与重要意义。
本文通过理论研究并结合相关的实际工程应用案例, 分析声发射技术在海上平台安全评估中的应用。从各项应用情况来讲, 声发射技术可以为我们在海上平台的安全评估、安全管理工作提供高效的帮助。但在应用过程中也伴随着一些需要在今后进一步解决和发展的问题: (1) 对于噪声干扰, 应从信号分析、现场排除等角度进一步研究海上平台声发射信号处理技术。 (2) 建立声发射结合其他相关技术的全天候实时监测系统。
参考文献
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海上资产评估 篇4
关键词：海上低渗油田,CO2驱,无因次群,试验设计
近年我国海上低渗油藏储量比例逐年增加,如渤中、涠州油田群等,该类油藏物性差,注水开发不理想;同时,莺歌海盆地、秦皇岛油田群等勘探中钻遇较大储量规模的高含CO2气藏,目前还难以动用。因此,开展海上油田CO2驱研究对于我国海上低渗油田提高采收率、天然气资源高效利用及温室气体减排工作具有重要现实意义[1,2,3,4,5]。CO2驱效果受地质、油藏、工艺等多方面因素影响,特别在采收率与埋存同时优化的情况下,设计工作更加复杂。Shook.M于1992年采用检查分析法从研究参数中抽提出5组无因次群,可对水驱油过程可靠分析;Wood.D.J等于2006年将上述群组完善成适合CO2驱的10个无因次参数准则群[6,7,8]。海上CO2驱受平台空间、气源稳定性、注采井距大等特殊因素影响,设计更加繁琐复杂。本研究针对海上低渗油藏特点对CO2驱无因次参数体系进行调整,并引入储层韵律系数与CO2溶解系数群,增加了其适用性;同时,借助试验设计综合考虑各方面因素设计了少量典型性方案,通过统计分析生成CO2驱预测模型,该模型简明、可靠,提高了筛选工作效率。
1 CO2驱因素无因次群组分析
无因次分析法在相似流动模拟实验中应用广泛,其通过将研究中参数进行归并、组合,减少研究过程中影响变量个数,简化设计工作量,提高研究工作效率[9,10,11]。
1.1 原有无因次群组
Wood.D.J 2006年将Shook.M于1996年建立的描述水驱油过程的5个无因次群进行改进,完善成适合油藏CO2驱过程的10个无因次参数准则群,包括:形状因子、倾角因子、气油流度比、浮力参数项、注采压力等(表1前8个因素及水油流度比与水驱油饱和度),并基于该体系建立了CO2驱采收率指标预测函数,提高了研究效率[6]。本研究针对海上低渗油藏开发特点对上述体系进行调整与完善。首先针对低渗油藏致密,注水难度大问题,考虑连续注CO2而删去了水油流度比和水驱残余油饱和度群组,同时将地层水中CO2溶解作用与储层物性韵律非均质系数群组引入该体系,改善了其适用性与可靠性。
1.2 新增的无因次群组
1.2.1 储层物性韵律系数群组
注气过程中,因油气密度差和黏度差较大,储层非均质性与分层作用对其垂向波及效率影响显著。较轻的注入气容易聚集到油藏顶部,从而降低垂向驱扫效率和整体采收率[9,12]。研究基于海上WZ与CW油田群地质、油藏特征,抽提出典型了多层非均质CO2驱油藏模型,以研究储层物性韵律特征对驱替效果的影响。模型是一个两维、倾斜、直角坐标油藏,初始条件下包含原油与束缚水。其X、Y、Z网格数为50个、1个、20个;步长为20 m、100 m、15 m(图1)。油藏高部位注气井连续注气(井底流压不高于26 MPa),油藏低部位生产井连续生产(井底流压不低于5 MPa),采用合采合注生产方式。
注:表1中ρo=0.805 g/cm3,ρg=0.6 g/cm3,μo=3.3 m Pa·s,μg=0.05 m Pa·s。
表1中:H为油藏厚度,m;L为油藏长度,m;Kx为平面渗透率,md;Kz为垂向渗透率,md;g为重力加速度,m/s2;μo为原油黏度,m Pa·s;μg为气体黏度,m Pa·s;koro为油相相渗,小数;kwrw为水相相渗,小数;korg为气相相渗,小数,λor2为油相端点流度,无因次;α为倾角,弧度;Δρog为油气密度差,kg/m3;Sorg为气驱残余油饱和度,小数;PI为注入井井底流压,MPa;PP为生产井井底流压,MPa;PMM为原油混相压力,MPa;ΔP为注采压力差,MPa。
为分析储层韵律性对于CO2驱效果影响,对模型物性进行了针对性设置。其中正韵律模型渗透率范围1~10 m D,自上而下逐层提高10%,而反韵律模型渗透率自上而下减少10%。利用上述油藏模型模拟预测对比了正、反韵律模型CO2驱20年后的采出情况,采收率指标分别为:正韵律48%,反韵律16.3%(图2)。可以看出正韵律储层中CO2驱垂向驱替效率明显优于反韵律模型。因此,储层物性韵律性系数对于CO2驱开发效果有明显影响,本研究将其引入CO2驱无因次群,采用U-D表示,具体定义为
式(1)中:Ki为第i层储层渗透率,m D;Ki-1为第i-1层渗透率,m D。
1.2.2 地层水中CO2溶解系数群组
CO2驱过程中其主要以盖层圈闭捕集、水动力捕集、束缚气捕集、溶解作用、矿物化作用这几种形式埋存到地下。其在地层水中溶解作用是一个非常重要的存储机制,对埋存量指标有显著影响(图3)[7,8,9]。Yih-Bor Chang等在1998年通过实验发现:CO2在水中的溶解度随着压力的升高而增加;随着温度和盐度的增加而减小。
基于以上分析,引入了地层水中CO2溶解系数的无因次参数群组RSW。考虑该参数在油藏条件下受地层水、盐度的影响,建立的CO2溶解系数无因次群组如下。
式(2)中:CC为油藏地层水盐度下CO2溶解度,mol%;CC0为纯水中CO2溶解度,mol%。
2 CO2驱潜力评估模型建立评价
2.1 无因次群体系下的因素及水平
基于从WZ/CW油田群油藏特点抽提出的典型低渗油藏模型(图1),考虑储层致密,设计方案为连续CO2驱[5]。该过程主要为油气两相渗流,因此本无因次群体系没有考虑水油流度比、水驱残余油项,但引入上节所述水中CO2溶解参数群RSW与储层韵律系数群U-D,共10个参数群(表1,参数取值范围取决于目标油田群特征)。方案考核指标为采收率(O-R)与埋存量(CO2-S),后者为埋存量与原油储量之比,单位为m3/m3。
2.2 典型CO2驱方案的设计
CO2驱提高采收率与埋存设计属于多因素、多水平、多目标研究工作,难度高,工作量大。研究将2水平析因设计引入CO2驱设计中。首先将表1群组中各因素取不同水平进行科学组合,然后将组合中无因次参数换算成具体单项指标赋给油藏进行模拟,最后通过对方案结果的统计分析,拟合出指标与各因素间的预测模型[3,10,11,12]。考虑表1中CO2驱10个无因次参数群,利用实验设计法得到32组典型CO2方案设计与指标(见表2,限于篇幅给出了前15个方案的参数与指标明细)。
2.3 方案结果的统计分析
2.3.1 关于原油采收率
表3给出了本设计各方案采收率指标的方差分析表。从方差分析结果可以检查模型中每一项的显著性,如果P值小于预先设定的α水平(如1%),则说明该项是显著的[3]。表3中本设计显著性P<0.000 1,说明设计可靠性比较好。同时,由采收率指标的Half-Normal图4(因素影响越显著,偏离直线距离越大[3])可以看出:无因次参数体系中各因素对采收率指标影响显著性程度排序为:储层韵律性因子群U-D、原始含油饱和度Soi、气油流动比Mog等。其中储层韵律性因子(J)显著性最高,设计中加以考虑很有必要。
2.3.2 关于CO2埋存量
图5给出了由埋存量指标的Half-Normal图,可知:所涉及的参数中对于低渗油藏CO2驱过程中埋存量影响的重要性程度依次为:韵律渗透率系数U-D、储层形状因子RL与储层韵律系数U-D的交互作用项、初始含油饱和度Soi、CO2溶解系数等。其中储层韵律性因子显著性最高,CO2溶解系数(I)也有较显著的影响,有必要在设计中加以考虑。
2.4 采收率与埋存量预测模型建立
上节基于10组无因次群组与试验设计方法得到32个典型方案CO2驱的设计参数明细与指标,同时其结果的方差分析表也表明该设计体系可靠性较好。最后基于该设计体系建立低渗油藏CO2驱采收率和埋存量指标与各无因次群之间的简单关系式和预测模型[式(3)、式(4)]。通过该简洁的的评价模型能够快速对低渗油藏CO2驱过程中的变量进行筛选和分析,确定不同因素的影响机理及其交互作用,确定不同油藏条件、不同设计情况下CO2方案的提高采收率与埋存潜力,提高研究工作效率。
3 模型可靠性验证
为了检验无因次方法所得CO2驱评价模型的可靠性,本节利用前面相同的试验设计方法也设计了13个原始参数体系下典型CO2驱方案。由于参数较多,原参数体系下共需要64套方案。通过对其结果的统计分析,建立了该体系下的采收率和埋存量指标与各因素之间关系式见式(5)~式(6)。
利用以上无因次群组与原始参数2个体系下得到的评价模型式(3)~式(6)对30个油藏CO2驱方案采收率与埋存量指标进行了预测;同时,利用数值模拟方法对这些方案进行模拟验证,结果见图6。其中图7(a)中横坐标为油藏数值模拟所得采收率值,纵坐标为本研究2个预测模型预测采收率值,图7(b)为CO2埋存量相应指标。如果模型预测值在图中45゜线附近则说明预测结果与实际计算结果接近,模型较可靠。
由图7可以看出:基于两套参数体系方法所建立的关于CO2驱采收率与埋存量指标的预测模型能够对研究范围内不同因素及水平组合下的方案进行预测,且预测的趋势基本一致。其中无因次群组方法得到的预测模型的预测准确性更高,误差在10%以内;而由原始参数体系拟合出的预测模型相对误差稍大,最大达20%。主要是因为原参数体系变量较多,需要增加方案个数以丰富数据信息。但两种体系对于CO2驱开发设计的采收率和埋存量的趋势都能较好的预测,从而验证了采用无因次设计方法协助进行CO2驱设计分析的可靠性。
4 结论
(1)将无因次准则群法引入低渗油藏CO2驱评价研究,并增加了水中CO2溶解系数与储层韵律系数群,使得该体系更能体现油藏CO2驱动态特征,增加了其适应性。
(2)利用试验设计方法设计无因次群体系下10个因素32个典型CO2驱方案,由方差分析等验证了该设计的可靠性;生成了CO2驱采收率与埋存的预测模型,可对目标油田CO2驱潜力进行快速的评估。
(3)本设计方法相比原参数体系下设计工作,可以节省50%以上模拟工作量,可靠实现研究目标,缩短了研究工作周期,提高了研究工作效率。
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海上资产评估 篇5
基于全寿命周期成本 (LCC) 理论的分析评估用于对工程的全寿命周期发展过程进行协调统一的规划和管理, 已在电力设计规划决策中被广泛认识和应用[9,10,11]。文中在分析海上风电不同类型输电系统的结构和特点的基础上, 构建海上风电输电系统的LCC模型, 并根据该模型评估对于距陆地不同距离和不同容量的海上风电场采用不同输电系统的全寿命经济性, 以寻找最合理的海上风电接入方式, 可以为相关投资规划提供科学、全面的参考。
1 海上风电接入的输电方式
1.1 高压交流输电 (HVAC) 系统
HVAC系统是在海上风电接入中较为成熟的一种技术, 具有稳定、连接简单、造价低等优点, 因此迄今为止建成的大多数海上风电场都采用此系统[12]。典型的HVAC输电系统如图1所示。该系统主要由交流集电系统、海上升压站与无功补偿设备、海底电缆、陆上变电站与无功补偿设备等部分组成。海上风电场的线路从集电系统出来后汇集到海上变电站, 再通过升压变压器将电能通过海底电缆输送到岸上的变电站。电缆线路的分布电容通常要远大于架空线路, 因此在交流输电系统中会产生很大的电容电流, 从而显著降低了电缆输送有功的能力。在实际中, 需根据现场情况在电缆的一侧或两侧加装无功补偿装置[7]。
1.2 传统高压直流输电 (PCC-HVDC) 系统
PCC-HVDC系统也是在跨海输电中广泛应用的一种较为成熟的技术, 其优点主要体现在长距离输电造价低、损耗小, 运行经验也较柔性直流输电丰富。典型的PCC-HVDC系统如图2所示。
该系统主要由滤波器、换流变压器、晶闸管换流阀、电容器组件、直流电缆等部分组成。其中交流滤波器用来吸收换流变压器所产生的谐波, 减少谐波对交流系统的影响, 同时向换流站提供无功。电容器组件和电压器并联用于提供换流阀工作时所需要的无功。直流电缆有充油电缆, 不滴流电缆以及交联聚乙烯电缆等几种, 其中充油电缆可以用于较高电压等级和较大功率的传输, 但长度很难超过100 km, 且可能会出现绝缘油外泄污染环境的危险。
1.3 柔性直流输电 (VSC-HVDC) 系统
VSC-HVDC系统是以电压源型换流器 (VSC) 、可关断器件和脉宽调制 (PWM) 技术为基础的新一代直流输电技术, 由于其在运行控制上可对两端交流系统的有功无功功率进行独立调节, 还能有效改善低电压穿越能力[13], 在风电并网上有着较大的优势和前景。德国已经将其用于距离内陆125 km的400 MW海上风电场接入并网, 并于2009年运行, 还有3个总计达2 176 MW的工程将于2013年投入运行。我国建设的上海南汇风电场并网的VSC-HVDC工程也已经投入运行。典型的VSC-HVDC系统如图3所示。
该系统主要由海上换流站和直流电缆组成。换流站的核心是高频绝缘栅双极型晶体管 (IGBT) 开关器件, 其工作在500~2 000 Hz之间, 通过控制PWM脉冲, 其输出电压可根据系统需要自动调节。IGBT开关器件在换流器上的应用消减了系统谐波并改善了电能质量, 但高频同时也带来较高的系统损耗[14]。与传统直流输电相比, 其换流站的占地面积和总重量都小很多, 一个550 MW换流站的体积只有传统直流输电换流站的1/8, 可以明显降低需要搭建海上平台的海上风电接入的施工难度和建设成本。VSC-HVDC电缆目前主要使用的是聚合物挤包绝缘电缆, 具有体积小、柔韧性强、重量轻、弯曲半径小、绝缘水平优越、环保易铺设等特点, 使电缆在恶劣的海底条件和深水条件下更易于敷设, 且耗材也比常规直流输电要少。
2 海上风电输电系统的LCC模型
2.1 LCC模型简介
输电工程的LCC模型是从工程的全寿命周期出发, 综合考虑从设计到退役期间的各个环节, 将项目论证规划、生产建设、运行维护、故障检修、改造报废等各方面因素折算为统一标准下的等效费用进行评价[10]。此种评价方法可以把方案的经济性评价、可靠性评价、安全性评价、持续性评价结合起来, 克服传统评价中或简单根据前期投资或片面追求可靠性的矛盾, 体现了经济效益、社会效益和环境效益最大化的原则, 使投资决策方案更为科学合理。
一般输电工程的全寿命周期成本CLCC主要由初始投入成本CI、运行成本CO、维护成本CM、故障成本CF和废弃成本CD5个主要部分组成:
根据LCC理论, 由于初始投入成本是一次性的成本属于现值, 而运行成本、维护成本、故障成本是每年均会发生的成本, 废弃成本虽为一次性成本但不属于现值。由于资金具有时间价值, 因此需要进行折算。折算主要有2种方法:一是将所有的成本都折算为现值进行比较, 二是将所有的成本均折算为年费用进行比较。文中采用折算为现值进行比较:
式中:r为折现率;n为工程寿命周期;t为年份。
2.2 海上风电输电系统LCC模型的建立
以LCC理论为基础, 结合海上风电接入输电工程实际情况, 建立海上风电输电系统的LCC模型。
2.2.1 初始投入成本CI
初始投入成本即基本建设的成本, 一般包括设备的购置费用、建筑工程费用、安装费用和其他动态费用等, 这一成本发生在寿命周期初期, 属于一次性投入。海上风电接入的输电系统的初始投入成本为:
式中:Csub为变电站成本;Ccab为电缆成本;Cins为安装成本;Ccom为补偿设备成本;Crig为海上平台建造成本;Cland为海上用地成本。
2.2.2 年运行成本COt
年运行成本主要为系统运行损耗费用, 可表示为:
式中:β为损耗率;S为系统的输送容量;TO为年最大运行时间;u为售电价。其中风电输电的损耗率β可以通过如下公式计算求得[15]:
式中:Pli为系统在风速为i时的有功损耗;Pgi为机组在风速为i时发出的有功功率;n为风速的等级划分;pi为风速为i的概率。
2.2.3 年维护成本CMt
维护成本主要包括各年维护检修过程的材料和人工等费用, 一般根据历史平均检修情况估算或由工程经验根据建造成本折算得到, 考虑到海上风电接入数据搜集较为困难, 文中采用根据初始投入成本折算:
式中:fm为工程维护率。
2.2.4 年故障成本CFt
故障成本指由于故障对电网以及用户造成的经济损失, 主要与停电的发生时间、持续时间、停电频率以及用户类型有关, 可以表示为:
式中:λ为系统的不可用率。
2.2.5 废弃成本CD
废弃成本指设备退废时可回收的残余价值。海底输电电缆由于敷设范围广, 拆除成本高, 废弃成本通常认为与报废处置费用相抵消。变压器等设备属材料密集型产品, 其残值收入需要在模型中考虑, 可表示为:
式中:Cied为废弃设备i所耗费的费用;Cier为该设备的残值, 根据不同设备的原值采用折算系数折算得到。
3 不同输电系统的LCC比较
3.1 不同输送距离的LCC比较
海上风电场一般至少需要距离海岸5 km以上, 少数发达国家规定在30 km以上。目前投运的海上风电场多数还是以近海风电场为主, 由于远海风电场的风能更充足且对环境的影响更小, 正在向远海发展, 德国即将投运的两座均距离海岸达200 km。而不同输送距离下各输电系统的经济性会有较大差异, 以往的经济性比较认为, 一般跨海输电的等价距离为24~48 km, 即当输电距离大于该距离时采用直流输电更为经济。
对300 MW风电场在不同输送距离下的全寿命周期成本进行比较, 电压等级均取150 k V。不同系统初始投入成本的主要价格如表1所示[16]。
注:M为兆欧元, k为千欧元。
系统的最大运行时间可根据风电场的年利用小时得到, 一般海上风电场较陆上风电场高, 可达3 000 h以上。若假设风速符合瑞利分布模型, 并根据上海东海大桥风电场90 m高度年均风速8.4 m/s可得年利用小时数大致为3 200 h。300 MW的输电系统损耗率随着输送距离的变化情况大致如图4所示。
系统的不可用率根据可靠性数据[2], 考虑到直流输电用于海上风电的可靠性还有待进一步研究, 而由于风电出力的不确定性, 当相同容量的风电场代替常规机组会使停电期望上升55%左右[17], 由此综合考虑得到300 MW风电HVAC、PCC-HVAD、VSC-HVDC系统的不可用率分别为0.61%, 2.41%, 0.96%。其余参数为:售电价采用德国海上风电的专门上网电价, 工程维护率电力行业通常均取1.8%, 残值系数取30%, 报废系数1%, 折现率取8%, 工程寿命周期均为30年[10,14]。
根据海上风电输电系统的LCC模型, 计算的LCC结果如表2所示。可以看出, 如果仅根据初始投入成本比较, 当海上风电场距离陆地为45 km时采用HVAC系统已经是最不经济的选择, 这也符合一般跨海输电的等价距离。但如果根据全寿命周期的分析结果, 此时采用HVAC系统仍最为经济。当距离超过70km后, 直流输电的优势才逐渐体现出来。对于VSC-HVDC系统, 部分研究从损耗角度认为只有对超远距离的海上风电场才合适, 而从LCC比较来看, 尽管年运行成本在150 km内都比另2种输电系统高, 但超过80 km后的全寿命周期成本已经比HVAC系统经济, 超过120 km后会成为最经济的选择。
3.2 不同传输容量的LCC比较
随着5 MW风电机组的投入使用, 海上风电场规划的容量也日益增大, 从早期的100 MW到数个800MW的风电场群正在建设。对不同距离下不同容量风电场输电系统的LCC进行比较, 输送距离为70 km, 120 km, 150 km不同容量的输电系统LCC如图 (5—7) 所示, 其中120 km的LCC计算结果如表3所示。
可以看出, 对于距离陆地100 km以内的大型风电场, 采用交流输电仍然较为经济, 且随着容量上升优势更为明显;但是超过110 km之后, 交流输电在可靠性、变电站造价低等方面的优势已经不足以弥补运行成本、输电线路成本等方面的劣势, 更适合采用直流输电。在2种直流输电中, 传统直流输电适合于大规模风电场, 而柔性直流输电对于容量小的风电场更经济, 但是随着距离的增加, 柔性直流输电的优势会逐步增大。
根据120 km时的LCC计算结果可以看出, 随着容量的增大, 初始投入成本占全寿命周期成本的比重逐步下降, 100 MW时占到75%以上, 而800 MW时只占到不到40%, 运行成本和故障成本的影响越来越大, 这是规划大型海上风电场应当注意的一个问题。
4 适用范围分析
由不同传输距离和不同传输容量的LCC变化情况, 可以得出对于不同的海上风电场, 适宜采用的输电方式, 如图8所示。
(1) HVAC系统适合短距离、大容量的海上风电场。对于30 km以内的近海风电场均采用HVAC较为合适, 30 km至100 km根据装机容量的大小来选择, 对500 MW以上的大规模海上风电场仍建议采用HVAC。 (2) PCC-HVDC系统适合于中远距离、大容量的海上风电场。对于100 km以上超过800 MW的超大规模风电场其优势较为明显。 (3) VSC-HVDC系统适合远距离、中小容量的海上风电场, 距离越远其优势越明显, 适宜的传输容量范围越大。
HVAC的经济性主要受到电缆成本和输电损耗的限制;PCC-HVDC由于工作原理会加重谐波的污染, 其能否确保风电稳定可靠的接入是经济性提高的主要方面;目前而VSC-HVDC由于在风电并网方面的优势, 从长远来看VSC-HVDC的适用范围会越来越大, 其经济性的提高有待于技术逐步成熟和器件价格的下降, 以使换流站的造价和损耗能够进一步降低。
5 结束语