气田应用（共12篇）
气田应用 篇1
摘要：“低渗、低压、低丰度”的特点促使苏里格气田加大工业节能工作的推进力度, 加强对重点用能区域能源利用状况的监管。本文通过对气田处理厂各生产单元的关键设备、运行情况进行剖析, 研究其采用的节能产品, 探讨其采用的节能工艺, 并对节能效果进行详细的计算, 把节能技术进步与实际生产资源的有效利用率相结合, 进而强化节能管理、倡导绿色生产, 推广企业节能措施。
关键词：苏里格气田,变频调速,氮风驱液,全自动供水,太阳能路灯
概述
天然气处理厂的主要生产工艺包括天然气增压装置、脱烃脱水装置、甲醇回收及污水处理、供水供热等辅助单元。采用先增压后脱油脱水总体工艺流程, 经陕京输气管道送至北京等地。
一、变频调速技术
苏里格气田天然气处理厂采用变频调速技术主要为丙烷制冷系统风机, 污水回注区回注泵, 全自动供水设备。
1.1、风机变频调速
天然气处理厂丙烷制冷系统耗电设备包括丙烷压缩机、蒸发式冷凝器风机、蒸发式冷凝器循环水泵、软化水泵。使用的是循环冷却水塔系统, 贯穿于丙烷制冷生产装置中, 夏季以水为冷却介质配合风冷循环运行, 冬季采用一台工频风冷与一台变频风冷组合运行, 在交换设备余热保护其正常运转的同时也节约了大量的水资源。
根据天然气处理厂冬季装置运行情况, 选取不同时段特定温度下每小时装置的处理气量, 在处理气量相同, 风量一定的情况下时, 采用工频和变频调速的结果相比较, 通过计算得出相同气量处理情况下, 采用变频和工频调速所节约的能量。
年节电总时数的计算 (按装置运行180天算)
通风机的运转率为80%, 则年运行时数:
年节电总时数:
年节电量:
电价为0.6元/k Wh, 则每年节电费:N=0.6×1.868×100000=11.21万元
以上计算按该厂运行两套装置, 当冬季供气高峰三套装置全部启用时, 节能效果更加明显。
此外, 通过钳式功率计现场测量发现, 变频风机测量过程中, 电压、电流的瞬时值从小变大, 再减小, 最后趋于稳定, 电压、电流的缓慢变化明显区别去工频风机的运行, 有效避免了过高的电流、电压对电机的冲击。
1.2、注水系统
通过对污水中的浮油及悬浮物进行分离沉降、除油、杀菌、过滤后, 化验水质合格后进入回注系统回注。采用变频调速以后, 可以根据实际需要的注水流量和压力来控制电机的转速, 达到调节回注流量和压力的效果, 节能潜力大。
根据目前回注泵实际运行指标, 1#回注泵在该工况下每小时能耗为43.51KW, 2#回注泵在该工况下每小时能耗为43.92KW, 3#回注泵功率可达到61.41KW。改造后相当于每小时节电18KW, 每天按24小时计算, 变频注水泵节约电能61.41-43.51=17.9 (k W) , 每年节约电量17.9×8400=150360 (k Wh) , 每年节约电费150360×0.6=90216 (万元) 。
2.3供水系统
净化厂建供水站一座, 主要承担装置区、综合办公区及前线倒班点的生产、生活用水的储备及供水任务。
根据实际情况, 夏季最高用水量为1021 m3/d, 冬季最低用水量为76 m3/d。设置功率5.5KW供水泵两台, 其供水流量分别为28 m3/h和32 m3/h;功率2.2KW供水泵2台, 其供水流量为6 m3h和7m3/h。夏季用水高峰时多台水泵同时工作, 用水量较小时可以只用一台泵变频工作, 节能效果明显。
二、氮风驱液技术
在污油提升过程中, 该净化厂首次使用氮风驱液工艺。
氮风驱液转油工艺在转油过程中氮气的消耗不会导致明显的电能消耗增加。氮风驱液每天使用时间有限, 基本不会增压额外的电能消耗, 这样就提高了空氮站的投资及日常运行费效比。
三、太阳能灯
太阳能灯主要负责厂外道路照明, 主要由太阳能电池板、太阳能直流路灯智能控制器、免维护蓄电池、照明灯具组成, 采用时控智能控制方法, 有效地利用了自然资源。
厂区照明器材主要为高杆灯及防爆路灯。采用时控法, 根据日出日落时间, 设置为天黑亮灯, 天亮灭灯。厂区生产区域防爆路灯共设置53盏, 前线倒班点设置13台。功率均为250W。考虑到高杆灯的特殊应用场合, 在此不作比较。仅将太阳能灯和防爆路灯作能耗比较。
假设防爆路灯每天工作时间为10小时, 则每年消耗的电能为:W=250×10×365=912.5KW.h
电价按0.6元计算。每盏灯每年所需费用为:912.5×10×0.6=5475 (元) 。则厂区及倒班点路灯每年消耗费用共计5475×66=36.135 (万元) 。按使用年限为7年计算, 则消耗费用为:36.135×7=252.945 (万元) 。每盏太阳能路灯成本价仅为8000元, 使用年限较长, 有效地解决了电能消耗。
四、结论
在引入先进节能技术方面, 天供热系统选用导热油炉, 热效率高, 技环保、节能;采用高效绝热材料, 完善保温结构, 减少设备、管道的热损失, 降低能耗;通过大力推广应用变频调速技术, 避免了生产区域各类电机在启动时冲击电流为其带来的机械冲击, 减小了电动机的运行功率, 提高了综合节电率, 消除了冬季供气高峰中鼓掌频繁的严重现象, 保证了净化厂平稳运行, 降低了运行成本。
气田应用 篇2
作者：周鲁川 巩… 文章来源：胜利油田海洋石油开发公司 点击数：
241 更新时间：2008-7-3 20:48:44 自动化系统结构及规模
埕岛油田自动化系统结合海上生产单位的管理体制，从平台的布局、功能、生产管理方式等实际出发，将整个系统设为三级。
第一级为陆地中心站(设在公司办公楼)：根据整体方案，陆地中心站既是埕岛油田生产信息中心,也是生产指挥中心。在陆地中心站可以监视整个埕岛油田的生产动态，处理油田生产信息，打印油田生产报表。另外，陆地中心站与外部信息系统联网，数据自动进入公司信息站的ORACLE数据库进行长期存储，同时工程地质技术人员可通过网络获取必要的数据，进行油井生产情况分析。
第二级为中心平台站(设在中心平台控制室)：中心平台控制室的计算机可以监控中心平台站及周围所属卫星平台站的生产运行情况，并通过数字微波向陆地中心站传送数据。
第三级为卫星平台站(设在采油平台上)：卫星平台站负责监视及控制卫星平台的生产运行情况。卫星平台站为无人值守站，其主要配置和功能如下：
·各类一次仪表。检测油水井、工艺设备、可燃气体和火灾等测控参数，并将测控参数传送给远程终端RTU，同时执行RTU的控制命令。
·远程终端RTU一套。负责接收一次表输出的信号，进行数据处理、判断，并将判断结果通过无线信道发往中心平台控制室，同时接收中心平台控制室发来的控制命令，实现对卫星平台的遥测遥控。·MDS4000无线数据传输设备一套。用于与中心平台站的无线数据传输。
SCADA系统数据传输采用两级数据传输网络，即陆地中心站对中心平台站，中心平台站对卫星平台站。
(1)陆地中心站对中心平台站无线通讯设备选用美国MDS公司的扩频微波系统，传输距离≥50Km，传输容量为2MBPS，以自动化数据传输为主，兼顾语音、图象等多媒体传输。
(2)中心平台站对卫星平台站无线数据传输设备选用美国MDS4000系列的无线电台系统，传输距离≥12Km，传输速率为9600BPS。通讯方式为一点对多点。
目前，埕岛油田自动化系统已建成三套冗余的SCAN3000系统、38套远传终端RTU和2台就地PLC。见下图(自
动
化
测
控
系
统
结
构
图)
。自动化系统的功能及改进(1)系统功能
埕岛油田自动化测控系统于1998年11月份部分平台开始试运行，2000年8月份采油平台开始撤人，自动化系统投入正式运行。目前，已实现自动化监控的无人值守井组平台31座，单井平台3座，占设计方案中卫星平台数的90%。自动化测控系统的主要功能包括： ① 机采井监控
目前，海上生产以电潜泵和螺杆泵井为主，因此机采井的管理是油田生产管理最为关键的环节。海上自动化系统充分考虑到了这个因素，每口电泵井都安装了三相电流传感器、电压传感器器、运行状态检测、油压、套压、回压压力变送器、油温变送器、启停控制装置，以及保护中心装置；每口螺杆泵井安装了电流传感器、电压传感器、启停控制装置。可实现机采井泵的远程启停、超限报警停机和油井的油压、套压、回压、温度数据实时检测，使管理人员能及时了解电泵、螺杆泵的生产动态，包括电泵井的缺相、短路、过载、欠载以及螺杆泵井供液情况，为机采井的优化管理提供可靠的技术支持。
② 原油升温设备测控
安装电加热器进出口温度传感器后，可检测电加热器的工作状况以及计量输油的油温情况，根据设计方案，卫星平台上的电加热器自身为一闭环控制，因此只需检测其工况即可。
③ 自动选井计量
遥控井口电动三通阀，通过液气两相分离器(通过浮球控制的三通调节阀实现气液分流，实现分离)、质量流量计、旋进旋涡流量计，实现遥控自动选井计量。计量时，质量流量计计量液体，旋进旋涡流量计计量气体，并且将检测采集到的数据发往中心平台站和陆地中心站。
④ 安全系统监控
井口及井下安全阀监控 根据海上作业规程要求，海上油气井井下管柱均下有井下安全阀，井口装置配有井口安全阀，以便在事故状态时实现对油井的可靠控制，在井口、井下安全阀控制柜上装有压阻压力变送器和紧急关断阀，并通过平台可编程控制器实现对油井安全阀压力的检测和安全阀的摇控紧急关断。平台油井的安全阀系统不能通过平台可编程控制器自行关断，只有在非常紧急的情况下，由陆地中心站或中心平台站向平台RTU发出3次以上关断命令并确认后而关断，排除了可能的误报警自动关断。
平台油气泄漏监测 在平台四周及关键部位安装了可燃气体探测器，检测油气在空气中的浓度，达到监测油气泄漏的目的，确保平台设施安全生产，同时可以根据报警情况而采取相应的措施。
火灾烟雾报警监测 在计量平台安装了感温探头、平台配电间安装了感烟探头来探测平台可能发生的火灾情况，并将检测到的情况通过远程终端RTU，上传到中心平台和陆地中心站，根据报警情况，提示操作人员采取果断措施，将平台损失减少到最低程度。
平台海管进出口温度、压力监测 在每个平台海管的进出口都安装了温度传感器和压力变送器，通过对海管温度压力的监测，达到检测某一段海管是否堵塞、破损的目的。
分离器高低液位监测 在气液两相分离器上，安装有高低液位控制器，来监测分离器高低液位。根据液位报警情况，工作人员就可以了解到分离器及浮球连杆的工作情况。确保选井计量顺利实施和计量设施的安全。
采油平台入海管紧急关断 在平台原油汇管入海管处装有海管紧急关断阀，一旦采油平台出现严重漏油事件，通过遥控紧急关断阀的关断，达到平台与海管隔离的目的，将可能出现的污染降低到最低程度，保证平台安全生产。
自动化系统的投产减少了井组平台的生产管理人员，系统投产前，每座井组平台需要4名管理人员，投产后，仅需2名平台维护人员，31座撤人平台可减少管理人员62名，另外，自动化系统的实施也减少平台建造面积及生活设施配置，降低了平台造价。
(2)系统特点及先进性
① 以PLC为核心控制器组成SCADA系统
RTU(远程终端控制器)凭着适应恶劣环境、可靠性高、耗电少等特点在传统的SCADA系统中应用广泛，而本系统的RTU位于配电室内，环境较好，也有充足的电力供应，因此在设计之初就考虑以通用PLC为核心，配数传电台组成RTU。其优点是价格适中、编程维护方便、配件充足，也便于以后升级。本系统采用AB公司的SLC 500系列PLC和MDS的数传电台组成RTU，事实证明是成功的。
② 整体结构化设计
由于我们从设计、选型、组态、编程，到现场施工、调试、投运，直至改造全程参与，所以整个系统从现场仪表、仪表柜、RTU柜，到测控点分配、系统组态编程均为结构化设计，降低了编程工作量，方便现场培训及维护。
③ 应用双冗余SCADA系统
该系统采用SCAN 3000作为SCADA系统软件，硬件配置及软件均为双冗余配置。以中心1号平台站为例，正常情况下SCANCP1A为主机，SCANCP1B为备机，当主机或网络连接出现故障时，备机自动切换为主机，保证系统监控不间断。主机与备机之间的网络连接也是双冗余配置，任一条链路故障不会影响系统联络。
④ 扩频微波多媒体传输技术
海上平台远离陆地、环境恶劣，交通极为不便，要求有一套完善的通讯手段做保证。埕岛油田自动化采用了先进的扩频微波通讯设备，集数据、语音、图象传输于一体。数据传输用于埕岛油田生产运行参数传到陆地监控中心；语音传输用于生产指挥调度；图象传输用于电视会议。
(3)存在问题及改进
① 自动化计量技术的改进
海上井组平台自动计量是通过遥控电动三通阀，将所需计量的油井倒入计量管线实现的。自去年8月份井组平台撤人后，由于种种原因，油井自动化计量的精确度受到了很大的影响。针对这种情况，我们影响油井自动化计量的主要原因进行了认真地分析，主要包括以下几个方面：
电动三通阀存在问题 油井自动化计量是根据电动三通阀的反馈信号来判断正在计量的油井井号及产量的，及当系统收到所需计量油井电动三通阀的计量状态反馈信号，而该井组其它油井都在混输状态，则判断该口油井正在计量，并将质量流量计信号和气体流量计信号进行累积，从而得出该口油井的产液量和产气量。根据这种判断，如果井组平台有一个或多个电动三通阀损坏，不能输出反馈信号，则程序的自动判断出现混乱，影响了自动化计量数据的准确性。
流量计量程不合适 质量流量计原设定量程为0－20t/h，而目前馆陶组油井平均日液能力为46t/d，因此，质量流量计量程设定与实际情况存在一定的偏差，影响了计量精度；气体流量计原参数设定为工况下的产量，不便于日常应用，需要重新设定；
根据以上分析，我们主要在以下几个方面进行了改进，提高了油井自动化计量的准确度。
系统程序修改 针对系统程序方面存在的不足，我们进行了修改，增加了自动/手动转换功能，即电动三通阀都正常工作的油井，使用自动计量功能；对电动三通阀损坏(无反馈信号)的油井使用手动计量功能。同时，为便于操作，每个井组平台增加了一幅计量画面，显示该井组所有油井的计量实时数据和历史数据。(见下图)
调整流量计量程 气体流量计统一换算为标准状况下的产量，并根据各井组实际情况进行不同设置。对于产气量特别大的井组(如CB11G、CB25A)量程设定为0-700 m3/h，其余井组设定为0-250 m3/h。质量流量计量程统一设定为0-10t/h。
加强电动三通阀的维修 对于损坏的电动三通阀及时进行维修，以保证遥控倒井的正常进行，截至2001年10月底，累积维修电动三通阀40余井次。目前电动三通阀的完好率达到90％以上，保证了遥控倒井的顺利进行。
通过以上各项措施，既满足了最大产量计量要求，又减小了计量误差，系统运行可靠性大大提高，目前，应用自动化计量的31座撤人平台，取得了良好的效果。
② 电加热器遥控技术的实施，提高了平台运行生产安全
海上井组平台电加热器采用自身温控设备实行回路调节，即根据原油温度的高/低的判断，实现电加热器的停/启。海上井组平台撤人后，一旦电加热器本身的回路调节失效，将会造成严重后果。CB11F、CB27A井组平台曾出现过电加热器自身温控调节失效，造成电加热器干烧的现象，影响了海上的安全生产。针对这种情况，并结合实际生产需要，我们提出了电加热器遥控强制启停技术改造方案，同时改造电加热器本身温控设备，以达到双重保险的作用。电加热器改造完毕后，主要具有以下功能：
在电加热器上增加了热电偶传感器，实现了多级温度传感； 主测量仪器选择进口器件，提高了测量精度及稳定性； 实现了高/低温停/启，高温截止，高温跳闸三级温控调节；
电加热器加温时处于一个模糊加温状态，无大电流冲击现象，实现了主开关和可控硅的缓冲保护； 实现了中心平台对井组平台电加热器的遥控启停。
电加热器的自动化改造目前已完成18座平台的工作量，预计2001年年底之前全部完成。管理经验
海上井组平台撤人后，自动化管理工作的重要性大大提高，为提高自动化系统的运行可靠性和运行质量，为油田开发管理服务和提供技术支持，保障公司原油产量的稳定发展，在自动化管理方面我们主要做了以下工作：
(1)加大仪表维修维护的管理力度
针对海上平台撤人初期，存在部分遗留问题的实际情况，我们组织开展了样板平台建设工作，完成了CB1B、CB4B、CB25A、CB1C等4座样板平台，自动化数据全准率达到98%以上。其余平台以样板平台为标准，针对自动化存在问题，积极开展整改工作，大大提高了自动化数据的准确度，满足了正常生产的需要。另外，利用春秋季季电网检修的有利时机，对所有油井进行了遥控开关井测试和海管紧急切断阀的调试工作，保证海上安全生产。
(2)加强规章制度建设
根据海上生产实际，结合自动化系统投产后的实际运行情况，我们于2001年1月1日开始实施了《自动化系统运行管理规定》，明确了各有关单位和人员的职责，制订了仪表巡检、维护、校验等管理规定和具体的考核办法，同时，在具体实施过程中，为方便自动化管理，先后建立健全了《仪表维修维护台帐》、《油井开关井测试记录》、《系统运行维护记录》、《油水井作业期间自动化管理制度》等资料和制度。以上制度的建立，提高了自动化系统的运行管理水平。
(3)加强油井跟踪分析
自动化录取数据具有储存时间长，采样间隔短，数据精度高等特点。因此，井组平台撤人后，为了充分发挥自动化系统的作用，我们充分利用自动化系统的这一优势，进行油井跟踪分析工作，每天校对油井生产数据，并与历史数据进行对比，分析数据波动趋势。
通过分析油井的温度、油压、回压、套压、电流、电压以及计量数据，可以对每口油井的生产情况进行有效的分析，对数据波动较大的油井进行24小时重点跟踪分析，及时确定油井出现问题的原因；通过干温、干压、加热器温度等数据，可以判断海管波动趋势、加热器工作状态，分析该井组的生产情况。下步措施和建议
(1)定期进行系统检修工作
自动化系统现场仪表线路数量繁多，随着使用寿命的延长，必然出现一些在日常生产管理中不易被发现的问题。因此，自动化系统应每年统一进行检修，除在电网检修期间进行油井遥控启停和安全阀、紧急关断阀的开关功能测试外，还应每年定期进行现场仪表和线路的检修工作，并定期进行仪表标定工作。在检修过程中，要对自动化仪表数据和现场实际数据进行逐一对比，对于出现的问题，及时进行解决，保证自动化系统各项功能的正常实现。
(2)加强仪表和设备的维护工作
自动化仪表和设备是实现系统遥测遥控功能的关键，其工作精度和稳定性直接影响到系统功能的实现，加上海上特殊的工作环境，必需加强仪表和设备维护保养工作，严格按照有关规章制度进行仪表和设备的维护、保养和检修工作。特别是要加强油井作业期间仪表和设备的维护、检修工作，除对作业井进行仪表拆除和保护外，还要对临近的油井加强保护。对于作业后改变泵型或控制柜的油井，要立即进行遥控开关井、电流电压传感器等线路的修复和测试工作。
(3)建立全方位的系统管理网络
随着电力自动化和图像监控系统的实施，加上现有的自动化系统和雷达监控系统，将形成一套完整的自动化管理系统。因此，有必要建立全方位的系统管理网络，明确各有关单位和人员的职责，保障各个系统的正常运行。
(4)进一步开发完善系统功能和网络应用，让自动化在油田开发、工程、地质技术工作中充分发挥效益
目前从公司信息网上获得的自动化监控数据，存在查询速度慢，采样周期长，存储时间短等缺陷，为了使工程地质技术人员能够更好、更快的获取数据，进行高质量的数据分析，我公司将进一步开发完善自动化监控数据的网络应用功能，达到网上数据的传递和显示基本与陆地中心站的监控数据同步，使自动化在油田开发、工程、地质技术工作中充分发挥效益。结束语
气田应用 篇3
关键词：脐带缆 铠装钢丝 扣压机 脐带缆软管 脐带缆电缆 金属外套
1 工程背景概述
脐带缆主要应用于海洋油气勘探开发，是连接水上控制和水下生产系统的重要纽带，水上控制系统通过脐带缆为水下生产设施提供电力支持、液压动力支持、数据信号传输和化学药剂等。自20世纪60年代开始，脐带缆已成功应用于各种水深的海洋工程中。我国对脐带缆的研究和应用起步较晚，对脐带缆的设计和制造与国际先进水平还有较大差距，虽已研制了脐带缆试验产品，但还没有应用到实际工程中。目前在我国油田使用的脐带缆都是从国外进口，在崖城13-4脐带缆成功修复之前，国内脐带缆维修工作也是依赖国外专家。2013年11月，我国成功完成崖城13-4油气田脐带缆的修复，填补了国内脐带缆维修的空白，首次依靠国内技术和资源独立完成脐带缆维修工作，为今后脐带缆深入研究和维修提供了借鉴。
2013年4月20日，由于渔船在YC13-4气田主体区进行拖网作业导致水下生产设施受损，油井通讯信号中断，采油树处于停产状态。调查发现连接YC13-4平台和水下采油树之间的脐带缆损坏，损坏点靠近终端SUTU2（subsea umbilical termination unit），需要回收SUTU2和约170米的辅脐带缆至甲板上，完成对辅脐带缆受损部分的切除并重新连接、测试，再按设计路由铺放修好的脐带缆。
崖城13-4油气田水深在85-95米之间，本次作业施工船为多功能动力定位（DPII）作业船深潜号，主甲板右舷配SWL=140吨深沉补偿吊，船尾配SWL=350吨A架，甲板布置两套张紧器（最大拉力12吨，恒张力范围0.05-4.5吨），脐带缆终端SUTU2及其框架总重11.3吨，脐带缆水中密度为11.6 kg/m，空气中密度为20.3kg/m。回收SUTU2及其框架利用“深潜号”尾部A架;回收170米长辅脐带缆采用张紧器收绞、140T深沉补偿吊机配合将辅脐带缆吊放至甲板预定位置，张紧器在回收过程中始终保持同一张力（回收张力为1.4T）。
2 脐带缆软管修复
崖城13-4油气田使用的脐带缆属于热塑性软管，外表直径118.5mm，由聚乙烯外护套、两层铠装钢丝、聚乙烯内护套、PVC填充料、9根液压软管和2根四芯电缆等组成，截面图如下：
图2 崖城13-4气田脐带缆截面图
海底温度越低，脐带缆软管中的水合物越容易形成并堵塞管道，为了保证水合物在脐带缆软管中安全流通，清除水合物堵塞，需要注入大量的化学药剂（一般为甲醇）。切割脐带缆前需在平台对脐带缆进行泄压，并用乙二醇液体置换软管中原有的强毒性甲醇液体。泄压完成后，软管内仍有残留的乙二醇液体，乙二醇液体有一定的腐蚀性，在电锯切割前放置好接液盘并准备抽液泵，切割人员需穿戴防化服以免被乙二醇液体烧伤皮肤和眼睛，切割时注意一边切割一边浇水，以防电锯切割脐带缆外层铠装钢丝时产生电火花，同时储存好所收集的废液。
由于作业空间有限，当损坏点处的脐带缆切割完成后，需将脐带缆软管和电缆修复工作分开进行。对脐带缆软管的修复，需要先用管塞将各软管口封住，防止管内残留的乙二醇液体继续流出，并在管塞上按脐带缆截面图的管号做好相应标记以防对接软管时出错;将防弯保护套及镀锌金属外套管套入回接端脐带缆上，并把防弯保护套及金属外套管移到不影响修理作业的位置;将外层法兰套入回接端脐带缆上，在外层法兰外侧用管夹固定好法兰的位置，在法兰内侧约150 mm处剪掉外层铠装钢丝，将每根钢丝垂直折向法兰面上，确保所有钢丝与法兰面完全贴紧;将内层法兰套入回接端脐带缆上，压紧外层钢丝，在内层法兰内侧约150 mm处剪掉内层铠装钢丝，将每根钢丝垂直折向法兰面上，要确保所有钢丝与法兰面完全贴紧;将接头端面法兰套入回接管上，然后穿法兰螺栓并上紧（注意套入的外层法兰、内层法兰和端面法兰的螺栓孔需对齐），将长出法兰端面的铠装钢丝剪掉，并在每根软管上做好编号标记。
图4 套入外层、内层及端面法兰
根据脐带缆金属外套管的长度量取脐带缆软管管线的对接长度，将多余的软管切掉，保证所有的管线长度要统一;利用液压扣压机对每根软管进行压制，将所配套的金属接头通过扣压机模具牢固扣压在对应的脐带缆软管上;一端的脐带缆软管接头压制完成后，对另一端脐带缆软管进行前述相同的法兰连接、压制软管接头等操作，再将两端对应的软管接头进行对接。对连接好的管线进行打压，经打压、稳压等检验合格后，进行脐带缆电缆修复工作。
图5 利用扣压机对脐带缆软管扣压
3 脐带缆电缆修复
本次维修的脐带缆包括两根四芯电缆，对于电缆修复，首先量取电缆两端接头部分合适长度，使得维修完成后的接头部分可顺利放入脐带缆金属套管为宜;剥离电缆两端外护层、内衬层、绝缘线芯至剥除点，并将剥除点端面削成锥形;修整导体断面，将两端导体固定在焊接架上，采用银焊条及乙炔气或氢气将导体紧密对焊，并清理和检查导体表面，保证光滑无毛刺。
图6 四芯电缆截面图
电缆两端导体连接完成后，需要修复绝缘线芯、内衬层、铜带屏蔽和外护层。对于绝缘线芯修复，将事先用原电缆绝缘材料制作的PE 带均匀绕包在导体上两层，使用热风枪加热，使绕包层紧密附着于导体上，不脱落，对绝缘表面的残料进行细致清理和检查，保证绝缘表面光滑，该方式可完全恢复绝缘层，性能与本体一致，在恢复后的绝缘表面绕包相应颜色的胶带，提供额外保护;待电缆的四芯都完成绝缘恢复后，需要对内衬层进行修复，对电缆四芯的芯线间空隙使用防水密封胶带填充，再用胶带绕包电缆四芯进行绑扎，在绑扎好的线芯上绕包一层防水密封胶带，绕包需圆整紧密;使用电缆原有的铜带恢复电缆屏蔽层，两端的铜带需互相连接，使整根电缆的屏蔽层连续;最后是外护层修复，在屏蔽层外重叠绕包一层防水密封胶带，绕包层需紧密并包覆外护套，恢复外护层的阻水作用，然后再绕包一层胶带，电缆外护层修复工作完成。最后对电缆进行导体电阻（该测试需在电单元芯线短接状态下进行）、绝缘电阻测试（该测试需在电单元芯线断开状态下进行）和直流耐压测试（该测试需在电单元芯线断开状态下进行），测试通过后电缆修复工作完成。
电缆回接工作完成后，再对修复后的软管和电缆安装金属套管，检查金属套管支架杆锁紧螺丝和铠装钢丝夹持法兰锁紧螺丝的紧固度;在连接法兰端及金属套管内锁槽、内锥面等部位涂上EP2油脂后安装护套两端防弯套。
最后在平台端对脐带缆9根软管进行了打压测试，按照试压程序对9根软管分别打压至规定值，9根软管内均保压成功，至此，脐带缆修复工作圆满完成。
4 总结及展望
我国是海洋大国，海底油气非常丰富，随着我国南海深水油气田开发，对脐带缆产业化需求越来越迫切，对脐带缆市场需求也越来越广阔，崖城13-4气田脐带缆修复工程的成功完成，为我国继续深化研究脐带缆及维修等技术、加快产业化步伐打下了坚实的基础。
参考文献
[1] 孙晶晶，刘培林，段梦兰，等.深水脐带缆安装技术发展现状与趋势[J].石油矿场机械，2011，40（12）
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气田智能化建设应用体系研究 篇4
关键词：气田,数字化,智能化,应用体系
1 引言
苏里格气田较为恶劣的自然地理条件及生产特点给安全生产和管理造成了诸多困难,对现场安全生产管理提出了很高的要求。经过多年的研究、探索和建设,苏里格气田的开发生产逐步实现了数字化,但如何将现有的生产监控信息用于生产流程的自动控制、生产的自动优化、气藏管理的自动分析,充分发挥数字化在气田开发生产过程中的辅助决策作用,真正实现“让数据说话”、“听数字指挥”,成为苏里格气田智能化建设及管理的重点。
目前,苏里格气田已建立了数字化气井、数字化集气站和数字化管理平台,气井数据经自动采集后传输至集气站,集气站通过网络将数据传输至数字化管理平台,由平台对数据进行分析,再根据分析结果,向集气站和气井发送远程控制指令,对气井和集气站实施远程控制。
2 气田智能化应用体系研究
以实现井站生产智能控制、生产组织智能管理、气田开发智能分析为目标,从前端、中端、后端三个层面实现气田智能化管理,其智能化应用体系架构如图1 所示。
前端智能化是通过优化智能开关井技术,提升场站数据分析及控制能力,完善气区工艺运行系统及公共环境监控措施,实现气井生产智能控制、场站运行自主管理、气区一体化监控。中端智能化是以数据二次应用为重点,建立以生产运行指挥与安全预警为核心的智能化管理平台,通过对实时数据的计算分析,实现生产运行自动预警、业务流程自动跟踪与受控。后端智能化则是以趋势分析研究为重点,搭建气田开发技术分析专家库,利用海量的历史数据实现气井生产各项技术数据的自动计算与统计分析,为生产指挥及气藏研究提供科学的决策建议,实现气田最终采收率与开发效益的最大化。
3.1 前端智能化
3.1.1 智能化气井
智能化气井包括数据采集智能判断、生产智能控制、安全防范智能管理三方面。通过RTU、智能仪表、控制机构、视频设备等数据的自动分析,实现气井有效数据主动筛选、条件控制智能判断、安全防护自主管理的运行要求,由人工监测转变为自主管理。
(1) 气井生产控制智能化:建立单井电磁阀智能运行数据模型分析生产规律,可根据现场实际需求,对控制模式进行实时更新和完善,为间开井的高效管理提供有效方法和手段。
(2) 气井数据采集智能化:增加仪表异常值判断,增加数据存储功能,扩展监测端口,开发单井蓄电池监测模块,对单井电容电量进行检测,实现单井供电提前预警,确保单井通讯不间断。
(3) 井口安防智能化:开发了气井井口图像智能拍照功能,实现井场闯入触发拍照、存储并主动回传告警信息。
3.1.2 智能化集气站
完善生产运行数据的分析功能,实现生产异常信息自动提示,并对无人值守站的环境、视频安防进行有效监控,由人为监控转为系统自主联控和动态预警。
(1) 集气站生产预警智能化:建立集气站数据诊断模型,随着场站工况运行环境的变化,系统自动对生产状态做出判断,将要注意的事项及下一步操作流程自动呈现在监控人员面前,实现工作流程的自动分析提示。
(2) 集气站安全防范智能化:集气站增加温度、声音、火焰监测装置,并根据环境情况向相关人员提出预警措施,进一步提升无人值守区域安全防范能力。
3.1.3 智能化气区
通过分析管网压差、温度等数据信息,对生产区域进行环境监控并自主提示,辅助组织生产、冬防保温、防洪防汛等工作的开展,实现全厂管网运行管理。通过各站干管、气区集气支线综合监控,实现管网与集气站运行联动控制。另外,在路口监控和车牌识别的基础上,整合GPRS监控系统,实现车辆运行、道路状况及自然环境的一体化管理。智能化气区架构见图2。
3.2 中端智能化
基于实时生产数据,根据生产需求对关键数据进行二次分析处理,从工艺运行、业务管理及“动状态”管理三个方面进行智能化研究。
3.2.1 系统运行智能诊断
建立完善的实时数据分析模型、生产运行诊断及自控系统运行诊断专家库,按照设定的时间自动对各项数据进行分离和诊断,并对故障进行分析评价,达到自控系统和生产运行的自动诊断、提示、预警的目的。
3.2.2 生产调度指令系统
结合两级平台实际业务交叉需求,实现工作任务和调度指令自动统计、自动分配、动态跟踪、闭环管理。建立完整的任务跟踪落实反馈的闭环结构,每周、每月自动统计近期工作任务完成情况。建立业务程序规范数据库及任务基础信息数据库。实现一、二级平台联动操作,任务显示界面实时刷新,实现两级调度指令的无缝对接。
3.2.3“动态”集中受控管理
(1) 设备动态运行监控:设置各类设备重点参数运行范围,对设备运行状态进行实时报警并自动提示,同时对每项报警进行故障分析,提出故障产生原因及有效措施建议。
(2) 车辆动态监控:完善车辆运行动态资料及道路状况的收集和集成,实现车辆运行状态及时显示、超速报警、危险点提示及日志查询等功能,同时可根据每日车辆运行状态,为车辆调度提供调派建议。
(3) 污水罐动态监测:转变传统单一的污水液位监测,增加油水体积的动态预警功能,根据油水位分别计算出对应的油水体积,并设置报警限值。
3.3 后端智能化
将数据分析计算与气田开发技术相结合,搭建气田开发技术分析专家库,为技术管理人员提供科学的决策依据,有效指导气田开发工作。
3.3.1 设备管理智能分析
通过对设备运行故障、备品配件消耗等信息的统计分析,形成设备运行状态信息库,建立全厂设备电子档案,自动生成各类分析结果。自动计算每台设备的故障率,实现设备运行故障分析。记录每台设备的备件消耗数量,形成备件使用台账,分析统计每台设备每年运行维护成本。
3.3.2 工艺运行智能分析
将井、站及管网运行数据与工艺技术相结合,通过自动计算分析、工艺措施自动优选,具备排水采气措施优选、管网输送能力校核及药剂加注量自动优化等功能,实现气田工艺运行的智能化分析。
(1) 排水采气分析功能:将每项排水采气措施应用范围及积液井判断条件内嵌至数据库,根据生产报表系统自动筛选积液井,并根据不同的生产状态,自动选择相适应的排水采气措施。系统通过对单井生产数据的计算分析,自动生成排水采气工作制度,并建立排水采气动态分析库,对实施排水采气后气井的生产能力、压力变化情况进行跟踪统计分析,便于指导下一步工作的开展。
(2) 管网运行分析功能:通过对上下游压差及管线输送能力的分析计算,实现清管作业自动提示。根据集气支线输送气量、管径、管线上下游压力、温度等参数的监测分析,自动计算出每条集气支线在冬季运行中每天的甲醇注入量。自动校核干管输送能力,对已接近或达到最大输送能力的干管实现自动提示,为管网技术改造提供指导意见。
3.3.3 生产动态智能分析
通过对各类生产指标的计算、对比和分析,在不同区域、不同时间、不同类型的气井中寻找生产规律,从而制定优化气井各类生产指标及技术措施。
(1) 实现气井生产状态自动分析:实现产量运行及压力运行分析两项功能,将实时数据库与数字化生产管理平台进行对接,实现不同统计方式下每口气井生产状态的自动分析。
(2) 实现气井生产指标的自动分析:在开井时率实现自动计算的基础上,增加对计算结果的分析统计,自动呈现气井非正常关井的数量、井号及原因;增加对问题井处置措施的分析提示;同时实现气井压降速率计算功能,自动生成每口单井压降速率,与开发指标进行自动对比,判断每口单井是否在计划稳产期内,实现对气井合理开发的智能预测。
(3) 生产管理指标的优化分析:实现气井精细管理模块中的间歇生产井功能,建立间歇井生产管理专家库,自动筛选间歇井,并根据每口间歇井生产特点,通过专家库进行分类对比,自动生成间歇井生产制度。
(4) 区块及单井产量预测:在气井精细管理模块中新增区块产能预测及单井最终产能预测两项功能,根据区块所辖单井开关井时间、开关井数、日产气量等基础数据的分析计算,实现对区块产量及单井最终产气量的预测及发布。
4 结语
苏里格气田智能化采用了继承与创新相结合的建设模式,提升了智能化应用效果。智能化是数字化发展的高级阶段,它将为企业带来的不只是人工成本的减少、劳动强度的降低,更重要的是带来了生产效率、安全生产及管理水平的提高,以及生产管控流程的优化和企业组织架构的变革。随着物联网、大数据、移动应用等信息技术的发展,智能化应用将在油气田生产建设过程中得到不断的扩展、丰富和完善。
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气田应用 篇5
关于印发《西南油气田分公司气田水回注系统管理办法》
（试行）的通知
公司所属各单位：
为规范和加强西南油气田分公司气田水回注系统管理，根据国家和中国石油天然气股份有限公司的相关规定，结合西南油气田分公司天然气开发生产的实际情况，制定了《西南油气田分公司气田水回注系统管理办法》（试行），现将该办法印发给你们，请遵照执行。试行过程中有好的建议或意见请及时反馈给分公司相关部门。
附件：西南油气田分公司气田水回注系统管理办法（试行）
二○一一年七月十三日主题词： 气田水
回注
管理
办法
通知
抄送：公司领导，助理，副总师，机关有关处（部）室。西南油气田分公司总经理办公室
2011年07月13日印发
西南油气田分公司气田水回注系统管理办法
（试行）
第一章 总 则
第一条 为规范和加强西南油气田分公司气田水回注系统管理，根据《中华人民共和国水污染防治法》和《中国石油天然气股份有限公司环境保护管理办法》等法律法规的规定，结合西南油气田分公司开发生产的实际情况，特制定西南油气田分公司气田水回注系统管理办法。
第二条
气田水包括油气田开发生产过程中所产生的地层水、集输管线清管通球等生产作业废水以及其它作业废水；气田水回注系统管理是指气田水从生产井产出到回注井注入地层的全过程管理，包括气田水的储存管理、输送管理、回注井选井论证、回注井完井、回注站管理、日常运行管理等。
第三条
气田水管理的基本原则是分公司所属单位产生的气田水必须全部回注，非气田水不得回注至气田水回注井。
第四条
本办法适用于西南油气田分公司各有关单位。在西南油气田分公司范围内承担气田水回注相关业务的承包商应当遵守本办法。
第二章 机构与职责
第五条
分公司气田水回注系统管理实行分公司机关及所属各相关单位两级管理。第六条
分公司机关负责气田水回注系统的技术管理及项目监督管理。主要负责制定气田水回注系统的相关技术规定，组织审查各油气矿上报的回注井总体部署和规划，组织审查各油气矿上报的回注井选井论证方案，下达回注井钻井和分控回注井修井计划，— 2 —
组织气田水回注新工艺新技术交流和推广应用，负责下达气田水回注站及回注管线项目计划，负责气田水回注工程可行性研究报告和初步设计的审查和批复，负责气田水回注系统的监督管理。
分公司开发部是气田水回注系统的归口管理部门，分公司机关其它各职能处（部）室根据职责分工，负责气田水回注系统的相应技术指导和管理工作。
第七条
各（油）气矿负责气田水回注系统的实施建设和气田水回注运行管理。负责编制所属区域气田水回注系统总体部署和规划，负责编制回注井选井论证方案，负责气田水回注井试注及回注参数的确定工作，负责气田水回注工程可行性研究报告和初步设计预审查，负责授权项目初步设计批复，负责已批复回注井的钻井、修井和回注站、输水管线的建设，负责所管辖回注井、站、管网的生产管理和动态分析，负责回注系统技术资料和运行台帐的建档管理，负责气田水回注系统的日常运行管理，及时发现和处理异常情况并按规定上报相关部门。
第八条
分公司和各（油）气矿等相关单位应将气田水回注系统管理纳入油气井生产管理，加大气田水回注系统的资金保障和安全环保隐患的治理工作，切实加强气田水回注系统管理，以保障气田水回注系统的安全运行。
第三章 气田水储存管理
第九条
油气井井场应实施清污分流，清污分流管道应完善畅通，避免地面雨水进入气田水储存池（罐），并确保气田水全部进入储存池（罐）。
第十条
任何单位和个人，不得乱排乱放气田水，不得将生活垃圾和其它固体废弃物排入气田水储存池（罐）。
第十一条
现场人员应定期对气田水储存量和储存池（罐）渗漏情况进行巡检，发
现异常情况立即汇报和整改，并作好记录。气田水储存量达到要求后应及时将气田水输运至回注井回注，避免气田水从储存池（罐）溢出。
第四章 气田水输运管理
第十二条 各油气矿应根据气田产水井分布、回注井（站）和回注管网分布状况，制定科学合理的气田水车辆运输和管道输送方案，根据管道输送和车辆运输实施相应的管理。
第十三条
气田水输送管道的设计和建设应严格执行相关标准和规范，将安全环境保护放在首位，高含硫气田水应避免长距离输送，确保气田水输送安全，防止因管线损坏造成环境污染事故。
第十四条
气田水输送管道的管理单位应组织巡管人员定期巡检（每半月对气田水输送管线巡检1次），对地处河流、水库、水塘、公路穿越、人口密集等敏感区域段应加大巡检频率，并制定环境风险应急预案。
第十五条
气田水输送管道的管理单位应对气田废水输送管线沿线居住人员，进行管道保护的宣传教育，设置永久性管道标识，对地处滑坡和易被人畜破坏的局部管段采取防护措施，设置警示标识。
第十六条 气田水输送管道中的机泵、阀门等设备应定期进行维护保养，确保输水设备和设施处于正常状态。出现异常情况时应及时组织维修整改。
第十七条 气田水输送管道发生泄漏等事故时，应及时启动应急预案，及时抢险整改，避免泄漏事态扩大。
第十八条 气田水车辆运输应制定车辆运输方案，并明确运载行车路线，不得舍近求远，增大运输成本。
第十九条 气田水承运单位为非西南油气田分公司所属单位，承运方需具备西南油气田分公司HSE准入资格和相应的运输服务准入资格。同时各（油）气矿和承运方应在气田水承运前，签订气田水车辆运输合同和HSE合同，明确双方的职责和义务。
第二十条 气田水承运单位在开展运输工作之前，应对运输人员进行相关安全环保知识培训，气田水运输车辆、装卸工具必须符合安全环保要求，装卸和运输气田水过程中不得溢出和渗漏，含硫气田水必须实行密闭输送。严禁任意倾倒、排放或向第三方转移气田水。
第二十一条 气田水承运人员进入井场装卸气田水，必须遵守西南油气田分公司的有关安全环保管理规定，并服从井站值班人员的管理，不得擅自进入生产装置区和操作井场设备设施。
第二十二条 气田水车辆运输严格执行签认制度，经甲乙双方现场签认和审核签字的原件作为气田水运输工作量结算依据。签认单复印件报属地管理单位安全部门和承运单位备查，保存期不得少于二年。
第二十三条 产水井站和回注井站装卸气田水的值班人员，应认真履行岗位职责，监督指导承运单位安全清洁装卸气田水，并严格按实际装载量进行签认。杜绝不明废水或无生产调度的废水进入气田水回注系统。
第五章 回注井选井论证
第二十四条
回注井规划部署。新气田的气田水回注井部署应在开发方案或试采方案中进行同步规划和部署，统筹部署、分步实施气田水回注井的建设工作；对于已开发气田应根据气田开发现状，及时部署回注井，以满足气田开发生产和气田水回注需要。
第二十五条
回注井方案论证。气田水回注井应严格按照选井评层程序开展工作，— 5 —
选井论证方案应按程序进行审查和审批。回注井选井原则应达到“注得进，封得住，无泄漏”，以实现气田安全生产与环境保护的持续和谐发展。
第二十六条
回注井选井论证方案应包括以下内容但不限于以下内容：气田或气井产水形势分析及产水量预测，目前回注井及地面输送管网分布情况及回注能力，产出水和回注层地层水的配伍性分析，回注井拟选回注层地质、气藏工程和钻完井资料，重点是回注层潜力分析和地质、工程风险分析，井场周边人居环境情况（包括煤矿、大型水库等）。
第二十七条
回注井井位选择。回注井原则上距离主要产水区或主要产水井距离不宜太远，同时应与开发生产井保持适当距离，高压回注井原则上与开发生产井距离不小于2km。高含硫气田水回注井应选择在非生产井区域就近回注，以减少地面输送管线的风险。
第二十八条
回注井层位选择。总体要求是回注层物性较好，横向连通性好，有足够的储集空间，满足较长期的回注需求。回注层位选择应优先选择枯竭层或废弃层，如果区域上无适宜的枯竭层或废弃层作为回注层，也可选择区域上大面积分布，埋藏深度超过1000m，物性较好的渗透层作为回注层。同时回注层应具有良好的盖层和上下隔离层，在回注气田水波及区域内与浅层和地表无连通的断层、无地表露头或出露点，可以满足长期回注气田水后不会发生相互窜漏，不会对生产井造成影响，也不会对地表淡水层造成影响和自然界造成环境污染。
第六章 回注井完井
第二十九条
新钻回注井套管要求。新钻回注井要求套管技术状况良好，固井质量合格，各层套管固井质量应无窜槽现象，油层套管能够承受设计注入压力，井口装置密— 6 —
封良好，满足回注最高压力的需要。对于新钻回注井，技术套管下深应超过400m（高含硫气田水回注井的技术套管下深应超过800m），油层套管下到回注层顶部或底部（分裸眼和射孔两种完井方式），且两层套管（技术套管和油层套管）固井质量良好。回注层上部套管固井质量应具有连续厚度大于25米的优质固井段，防止气田水沿井筒上窜发生泄漏。如果回注层属于漏失层，为提高固井质量，可采用管外封隔器或可钻桥塞暂封工艺提高固井质量。
第三十条
旧井作为回注井要求。利用旧井修井后作为回注井，要求回注井套管完好，两层套管（技术套管和油层套管）固井质量符合回注安全需要，回注层以上固井质量应具有连续厚度大于25米的优质固井段。如原有资料无法准确分析套管固井质量的，应重新检测套管固井质量。
第三十一条
回注井完井油管选择。新钻回注井和旧井修井后作为回注井完井油管的选择，如果玻璃钢油管强度能够满足其回注条件需要（主要考虑下入深度和回注压力），则选择玻璃钢油管作为回注井完井油管，并在油套环空注入一定量氮气或注入加有除氧剂的保护液以保护油层套管；对于不能采用玻璃钢油管作为完井油管的井可根据硫化氢含量分别选用普通抗硫和高抗硫的金属油管完井，高含硫气田水回注井完井管柱可采用封隔器完井，但完井管柱应尽可能考虑后期修井需要。
第三十二条
开展试注以确定回注参数。新选取回注井或回注层都应开展试注工作。试注参数执行设计，试注水量应达到100m3或连续试注时间在2小时以上。试注应在保证井口和井下管柱安全的前提下进行，试注用水为经过沉淀和过滤处理的气田水或清水，不得采用泥浆或未经处理的脏水进行试注。建设单位根据试注情况，结合气田水回注需求，确定合理的气田水回注参数，并书面提供给地面配套建设管理部门。
第七章 回注站管理
第三十三条
回注站建设。回注站建设应根据气田产水情况和回注井回注参数综合确定回注站建设规模。原则上日处理水量超过200m3的回注站应考虑回注设备的备用，确保回注站满足回注要求和经济有效运行。回注站建设原则上应执行《西南油气田分公司气田水回注站工程标准化设计》等相关标准设计。
第三十四条
回注水质要求。为了充分利用回注层资源，确保回注层和回注井不发生堵塞，必须保持回注水质相对稳定。气田水回注工艺应首选密闭输送回注，无法实施密闭输送回注的井，回注水质可进行机械杂质过滤后回注，确需加药处理的也要尽量简化优化加药处理工艺，避免加入过多化学剂造成悬浮物堵塞地层和地面产生大量脏物形成新的环境污染。
第三十五条
不同水源的水质混合回注时，应首先进行室内配伍性实验。证实其相互间及其与回注层岩石以及地层水之间配伍性良好，对回注层无伤害后才能回注。钻试废水等非气田水不能与气田水混合回注，应指定专用回注站处理后回注到专用回注井。
第三十六条
各油气矿应将气田水回注设备纳入统一的设备管理程序，进行全过程管理。即从设施的合理配置、选型、购置、分配、安装、使用、维护保养、修理、更新改造、报废直至报废后仍继续使用的设施实行全过程的综合管理。
第三十七条
各油气矿应建立气田水回注设施的使用、维护和药品添加制度，对设备的使用、维护和药品添加要严格执行岗位责任制。
第三十八条
气田水回注设施操作人员应严格执行各项规章制度，积极参加技术学习和业务培训，不断提高技术和操作水平，认真填写设备运行、保养和交接班记录，做到资料齐全、准确、清洁，并按规定上报。
第八章 日常运行管理
第三十九条 加强回注井日常运行管理。各油气矿应明确主管部门和负责人，加强回注井日常运行管理。建立回注井资料台帐，录取回注井回注油套压（如技术套管环空有压力，应录取和监测技术套管环空压力）、泵压、排量、累计回注量、回注水质、化学剂加注、环空保护等相关资料。
第四十条
加强气田水回注监测跟踪分析。根据回注井回注压力和回注量制定各井的监测周期，加强回注井在用过程中的井口、井场及周边河流、饮用水源的监测，发现异常情况立即停止回注，并进行相应整改。
第四十一条
做好回注井的废弃工作。对废弃停注和存在隐患的回注井，经报废和隐患治理论证后，上报分公司进行报废和隐患治理，其治理程序和治理费用执行西南油气田分公司的相关规定。
第九章 考核与奖励
第四十二条 分公司质量安全环保处对各单位气田水回注情况进行不定期检查，检查情况纳入考核，并参照《中国石油天然气集团公司环境保护先进集体和个人评选奖励办法》（中油质安字[2006]745号）和《西南油气田分公司环境保护先进单位及绿色井站（装置）评选奖励实施细则》进行评比。
第四十三条 对违反本管理办法，造成环境污染和破坏事故，以及受到环境保护行政主管部门行政处罚，或者造成其他严重后果的，将按照西南油气田分公司的有关规定给予相应处分或处罚。构成犯罪的，按国家有关法律法规执行。
第四十四条 气田水承运商违反本管理办法，视情节轻重给予通报批评、警告、暂停HSE准入、核减HSE准入范围、取消HSE准入资格进行处理。
第十章 附 则
第四十五条 气田水车辆运输管理流程参照《SP08.03.05.05工程技术服务承包商HSE管理》，气田水回注井作业管理流程参照《KP03.04.03油水井大修》，气田水回注站项目管理流程参照《KP02.02.01.03项目可行性研究》和《KP02.02.02.01地面建设项目初步设计》。
第四十六条
本办法由西南油气田分公司开发部负责解释。第四十七条 各相关单位可根据本办法制定相应的实施细则。第四十八条
气田应用 篇6
关键词：酸化压裂技术；油气田开发；应用
1 酸化压裂技术理论
酸化压裂技术可显著增加油气田产量主要依据以下原理：当将酸液注入到油气层中，底层具有较小的破裂压力，酸液会在裂缝中充分流动，将裂缝中的岩石及其他物质腐蚀掉，使裂缝表面溶蚀成凹凸不平的形态，裂缝得以扩充，提高油气田层渗透能力。同时，矿物质通常为碱性，与酸液发生中和反应而溶解，产物通常为可溶性盐与气体。伴随着酸液在裂缝中注入量不断增加，油气层中的裂缝会逐渐增大，甚至腐蚀掉裂缝中的阻塞物，使得油气层渗透能力进一步增强。
2 酸化压裂技术在油气田开发中的应用
酸化压裂技术被分为多种，依据酸液类型可分为延迟酸化、土酸酸化、普通酸化以及混合酸酸化等；以工艺流程为标准，酸化压裂技术分为基质酸压、酸洗、酸化，其中酸压又被进一步分为普通酸压、平衡酸压以及闭合酸压。
酸化压裂技术在油气田开发中的应用主要表现在闭合酸压技术、前置液酸压技术以及压裂液与酸液交替注入技术的应用上。
2.1 闭合酸压技术的应用
油气田开发进行酸压操作时，受岩石强度、酸化影响，酸化处理后的裂缝会发生闭合现象，闭合酸压技术可避免上述不良问题的发生。
闭合酸压技术涉及酸压与闭合裂缝酸化两个重要环节，其中酸压指对酸液实施多级注入的操作。具体施工时低排量下将酸液挤入地层，清理地层中存在的污染物，将酸液进入地层的阻力降到最低。而后高排量的将酸液注入地层，将地层压开，使裂缝得以充分延伸、扩张，产生导流能力较强的裂缝。最后，将闭合酸挤入裂缝，酸液流经部分及已闭合的裂缝，腐蚀裂缝表面，形成大大小小的沟槽，大幅度提高油气向井筒的渗流能力。另外，闭合酸液可将裂缝中的充填物及粘土成分溶蚀掉。
闭合酸压技术应用一般按照以下步骤进行：①根据油气井实际，使用适量活性水进行洗井操作。②为清理地层污染物，使用低替稠化酸进行处理，一般排量不能超过每分钟10m3。③为将地层压开，提高酸液作用范围，使得裂缝得以很好的延伸，使用稠化酸进行处理。排量在每分钟2～3m3。④依据压降情况，掌握裂缝闭合酸化时间。即，当压力下降速度变慢，进行闭合酸化操作。⑤使用每分钟0.5～1m3稠化酸加以处理，使得部分裂缝恢复。⑥挤入闭合酸，将裂缝壁面溶蚀多条沟槽。⑦为防止闭合酸腐蚀套管与管柱，使用每分钟1m3排量的活性水顶替井筒中的闭合酸。⑧对压降情况进行测量，准确掌握地层压力恢复情况。⑨顶替工作进行1h后，应及时进行反排处理，避免残留在酸中的溶解颗粒给地层带来二次伤害。
2.2 前置液酸压技术的应用
实际操作中，遇到储油层温度较高的情况时酸液与碳酸盐反应速度非常迅速，导致产生的缝隙长度无法到达预期要求，前置液酸压技术主要是利用不与其他酸反应的高粘稠度物质产生一些动态缝隙，为酸液进入缝隙提供方便。研究表明，前置液酸压技术可有效减缓酸液与碳酸盐的反应速率。
前置液酸压技术在油气田开发中应用依据的原理为：使用前置液使地层开一些缝隙，在降低反应温度的同时，在缝隙壁面上产生粗糙的滤饼，避免酸液的流动产生泛流现象。同时，使用的酸液粘度尽管有所增加，但仍比前置液粘度小，有助于酸液向岩石深处流入，为反应的进行创造良好条件。另外，为使粘性酸液达到预期目标，应合理控制前置液与酸液粘度系数，通常情况下，这一粘度系数不应高于150：1。实际施工中使用的前置液主要包括油的外型相乳状液以及水、胶凝水的相乳状液，使用的酸液中无机酸占有较高应用比例。同时，应将前置液与酸液用量比例控制在1：2～1：4范围内，裂缝长度保持在15～50m左右。
2.3 压裂液与酸液交替注入技术的应用
压裂液与酸液交替注入技术指通过将高粘性压裂液与酸液的交替注入，充分发挥酸液压裂作用，实际应用时应先将前置液注入，而后再注入适量酸液，以有效降低滤失速度；同时，前置液中的酸液可进行连续多次的指进，有助于形成一定深度、数量较多的空隙深槽，给油气田开发工作的顺利进行奠定基础。此种技术具有较多优点：具有广泛的作用区域；损失相对较少；导流能力显著，尤其具有较强的滤失能力。
3 总结
酸化压裂技术是油气田开发中应用率较高的增产技术，实际应用过程中，除遵守不同酸化压裂技术应用规范，为确保不同酸化压裂技术效果，还应注重以下三点：
第一，注重酸化压裂技术及酸液选择的合理性。不同的酸化压裂技术有着自身的优点及适用条件，加上现在油气田各种条件存在较大差异，因此，为确保不同状况油气田开发工作的顺利进行。施工人员应综合分析油气田地质条件、水文情况，详细掌握油气层具体情况，在此基础上进行充分的论证，选择合理的酸化压裂技术及酸液。
第二，控制反应条件及环境。在提高反应速率的同时，最大限度的减少酸液的流失，一般可通过融入稠化剂、乳化剂，改变酸液粘稠度方法实现。酸化压裂技术作用的充分发挥，应加强应用过程的探讨，分析不同酸化压裂技术的适用条件，提高应用的针对性。
第三，提高技术人员专业技术水平。油气田开采单位应重视技术人员专业素养的提高，鼓励技术人员加强学习专业知识，不断攻坚克难，掌握不同酸化压裂技术应用技巧与方法；另外，不断总结与反思酸化压裂技术应用时存在的问题，寻找常见问题的解决策略，提高酸化压裂技术应用水平。
参考文献：
[1]张永青.酸化压裂技术在油气田开发中的应用探析[J].中国石油和化工标准与质量，2014（04）：200.
[2]李雁峰，李英豪，许黎明.酸化压裂技术在油气田开发中的应用探讨[J].化工管理，2014（11）：143.
[3]刘福刚.酸化压裂技术在油气田开发中的应用研究[J].中国石油和化工标准与质量，2012（03）：20.
气田应用 篇7
关键词：气田,地面建设,集气,技术应用
经过油田多年的开发, 众多含气田的开发已经初见成效, 集气技术的应用以及相关配套建设得到了最新的发展, 未来气田开发将成为油气资源开发的趋势。气田开发需要注重提高经济效益, 实现好规模式开发, 除了在勘探上做到科学化外, 还需对集气技术进行优化, 对相关配套设施应用系统进行优化, 提高生产的效率, 降低生产成本。
1 气田基本情况介绍
我国的气田分布广泛, 储量丰富, 在类型上也复杂多样, 在已经投入开发的气田中其生产能力都表现良好。气田建设规模正在不断扩大和发展, 地面建设包含集气、通信、供电、供水和黄白等多项系统内容, 已经实现了对各大中城市的供气。
但是受到自然地理环境的影响, 我国多数大型气田所处的自然环境较差, 如位于鄂尔多斯盆地的长庆靖边气田, 一边地处黄土高原的沟壑斜坡地带, 一边紧邻沙漠沙丘, 在进行勘探开发时都要受到这样环境因素的影响, 给施工带来困难。除此之外, 在各类气田的储层特点上也各有不同, 气田所含气的气质特点更是有较大差异, 种种因素都制约着气田的开发和集气技术的应用。由于集气技术的应用对生产企业的经济效益提高具有关键性的作用, 所以如何在气田的地面建设中加强及其技术的应用成为当前研究的重点。
2 集气技术工艺研究
2.1 集气管网分析
目前集气管网主要有三种分类, 树枝状、放射状和环状三种;在集气方式上采用的或为单井集气或为多井集气;集气管网的建设布局对集气站的建设和具体的集气技术工艺都有直接的影响, 所以在具体的气田地面建设中, 要结合气田的特点进行分析, 做出科学合理的规划并经过验证后, 来确定可以采用的集气管网, 从进口到集气站的管网建设是整个地面建设的重点, 对集气技术的应用有着深刻的影响。
2.2 集气技术之多井高压集气工艺
有的气田开采处的天然气压力高, 而气流的温度较低, 所以为了防止在进口处天然气形成水合物使集输管线受到冻体堵塞, 所以在初期的试采中药对此类气田的该项问题特别重视, 以便根据具体的情况采取相应的集输技术措施。
还以长庆靖边气田为例, 该地气田井分布较多且面积较大, 但是自然地理环境条件差, 如果在集气技术上选择单井集气的程序方法, 所需建设的单井集气站的数量将非常多, 这对于地处环境复杂的气田来说, 无疑是一项复杂的工程, 在这样的环境背景下对集气站的维护和管理也将成为难题。所以在长庆靖边气田采用了多井高压集气技术方法, 多井高压集气技术方法是对由进口流出的高压气流直接输送至集气站, 在井口处不进行加热或者节流处理, 待气体进入集气站后载对其进行相应的加热、降压、分离以及脱水等处理。实践中一般的多井集气站都能对7到8口井进行集输的管理和运行。
多井高压集气技术工艺属于综合性的技术方法, 在具体的应用中最为关键的是要根据实际需要选择合适的集气半径。集气半径要按照的相关的设计方案进行设置, 但是时间生产应用中可以进行适当的扩大, 例如长庆靖边气田的有些气井的采气管线长度就延长了设计规范的距离规定, 但是在生产中仍然运行良好。所以经过实践经验总结, 多井高压集气技术是一项具有可行性的技术工艺, 运行效果显著。
2.3 集气技术之多井集中注醇技术
同样是针对天然气的温度与井口温度差大, 防止生成水合物的问题, 多井集中注醇技术是通过在井口处注醇的方法来防止生成水合物。
多井集中注醇技术是指通过向集气站高压注醇泵集中进行注醇, 沿着与采气管道线并行的注醇管线输向所需注醇的气井井口, 同时流向高压采气管线。多井集中注醇技术的优势在于减少了对单井进行注醇管理的繁琐, 各个井口无需设置相应的设备, 而只需简单的雾化器即可使注入的醇液与天然气混合, 单井的井口管理更加方便简化, 对集气系统来说也有利于整体的管理控制。在注醇过程中, 对各个井口的注醇量要结合各井的产气量、压力值以及温度等因素进行调节, 一般来说产气量是影响注醇量最为关键的因素, 所以对此需要特别关注。
2.4 集气技术之间歇计量技术
在气井的生产中对单井的产气能力进行计量, 计量所得数据是一项基本的衡量数据, 所以对每一口井的产气量进行连续的计量是一项基本工作, 此项工作需要在每口井处设置分离器和计量仪表, 这对于本就设置了多种设备仪器的集气站来说, 设备量增多, 投资也需进一步增加, 所需技术工艺也更加复杂。在实践中我国的大多数气田在该问题上都采用了间歇计量技术方法, 但是在具体的应用上该技术方法要与气田的单井产量和集气站的规模等情况相结合。间隙计量技术是通过在集气站设置计量分离器和生产分离器, 计量分离器用来对单井产量进行计量, 生产分离器用来其他井的混合生产, 计量需要每隔一段期限轮换一次。在实践中该间隙计量的技术经过应用, 完全能够满足计量的需求, 大大降低了生产投资, 也简化了相关技术的应用流程。
除了以上所述的集气技术外, 在气田地面建设中的集气技术还有多井加热炉加热节流技术、橇装三甘醇脱水技术等多种技术方法, 这些技术在实践应用中都取得了非常显著的效果, 对气田开发的生产效率提高和系统工艺的简化都起到了明显的作用。
3 结语
气田开发的重要地位在近年来逐渐得到加强, 气田的建设也在不断的扩大规模, 在气田的地面建设中需要根据气田所处的自然地理环境进行技术的设计应用。本文重点对气田地面建设中的集气技术进行了分析研究, 提出了优化集气系统、简化工艺流程的几种集气技术, 这几项技术对降低气田建设投资和提高气田生产工作效率都具有积极的意义, 所以笔者希望本文能够对今后气田地面建设提供有益的借鉴, 为其集气技术应用提供科学的指导。基于集气技术的重要性, 今后要继续加强对该技术的研究力度, 为气田地面建设提供强大的理论支持。
参考文献
[1]孙云峰, 彭启忠, 邱是图强, 吕云庆, 气田地面建设模式及工艺技术分析[J].石油规划设计, 2003, 14 (2) [1]孙云峰, 彭启忠, 邱是图强, 吕云庆, 气田地面建设模式及工艺技术分析[J].石油规划设计, 2003, 14 (2)
气田应用 篇8
苏里格第一天然气处理厂为苏里格气田建设的第一座天然气处理厂, 该厂主要工艺流程为干线来气→湿气分离→集中增压→丙烷制冷脱烃脱水→计量外输。
1.1 分析范围。苏里格第一天然气处理厂的主体装置及其配套、辅助公用工程等。
1.2 分析程序。本次HAZOP分析的工作程序主要包括前期准备、分析会议和报告编制三个部分。
(1) 前期准备。根据HAZOP分析的要求, 分析前收集该项目的工程设计图纸及相关技术资料, 并对图纸、资料进行分析, 并从中确定满足HAZOP分析的图纸及资料, 将其汇编成册。同时根据项目的实际情况联系相关专业的技术人员。
(2) HAZOP分析会议。在准备工作完成后, 召集相关技术人员召开HAZOP分析会议。
(3) H A Z O P分析报告编制。在HAZOP分析会议结束后, 编制完成该项目的HAZOP分析报告, 并召集有关技术人员及专家组织评审。
1.3 危险源辨识。
HAZOP分析小组根据《石油天然气工程设计防火规范》 (GB50183-2004) 以及《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》 (GB50058-92) 的规定, 对苏里格第一天然气处理厂的火灾危险性类别及爆炸危险区域进行了判别。同时对生产过程中涉及到的主要危险物质及危险物质特性、主要危险源及其可能导致的危害事件进行了分析。
1.4 HAZOP分析。
苏里格第一天然气处理厂HAZOP分析与研究, 共划分了26个工作节点, 针对每个节点, 选取符合节点要求的所有偏差, 采用“{引导词}+工艺参数”的偏差方法逐一进行HAZOP分析, 并根据偏差所产生的后果严重程度、采取现有措施后的发生概率, 对其进行风险等级划分。此次HAZOP分析与研究共发现问题、提出建议累计10条。其中, 针对风险等级为Ⅱ级的偏差提出建议措施3条;针对风险等级为Ⅲ级的偏差提出建议措施5条;针对风险等级为Ⅳ级的偏差提出的建议措施为2条;分析过程中没有风险等级为Ⅰ级的偏差存在。
2 对HAZOP分析方法的认识
2.1 HAZOP分析的优越性
2.1.1 具有广泛性和系统性。
HAZOP分析是一种科学的安全分析方法, 它不仅能应用在项目设计阶段, 通过初期设计审查, 避免后期工艺变更及安全隐患, 而且可以应用在项目投产后, 通过投产后工艺的审查, 对设计及现有的工艺存在的潜在危险进行分析研究, 及时的查找工艺运行中存在的安全隐患。
2.1.2 提出的建议措施专业性强。
HAZOP分析集设备、工艺、仪表、电气等各方面专家、技术人员的知识与智慧, 共同对各单元现有的工艺与可操作性进行分析, 且多数人员来自于现场, 对现有的工艺、设备等较为熟悉, 现场经验丰富, 因此分析过程不仅科学, 而且从设备、仪表、电气及工艺等多角度考虑, 有根有据, 具有较高的可操作性及说服力。
2.1.3 对其他生产现场的在役装置具有一定借鉴性。
本次HAZOP分析, 其实就是对现有工艺的安全审查。通过会议等形式对现有的工艺潜在风险进行分析, 并提出了整改建议, 为苏里格气田工艺流程、安全管理系统的优化提供了指南。本次HAZOP分析通过系统的、有组织的分析研究, 有利地推动了全厂各单位开展工艺安全分析, 为进一步查找全厂安全薄弱环节提供了基础保障。
2.1.4 有利于提高各专业人员的技术水平。
这种方法的特性决定了在分析过程中, 对系统中所有的介质、工艺条件、工艺原理等内容都做到全面、精准的掌握, 不同专业的不同思想在分析过程中碰撞, 融合, 使得设计和操作人员更加全面深入的了解装置的性能, 既完善了设计, 保证了装置的生产安全, 又提高了各专业技术人员专业技术水平, 为生产的连续稳定运行提供了保证。
2.1.5 对新建项目具有推广性。
本次HAZOP分析, 是建立在设备投产后对现有工艺的分析研究, 通过分析, 有效地查找设计中存在的不足, 为后期工艺、流程等的变更提供了依据。如果在设计阶段便采用HAZOP分析, 对项目设计进行完善, 从而避免了后期工艺、流程等变更, 既节约了成本, 又可以有效的规避事故的发生。
2.2 全面推广HAZOP分析的两点建议。
HAZOP分析是一种很好的工艺安全分析方法, 在全厂推广的意义重大。结合前期HAZOP分析的基础, 为进一步搞好分析工作, 建议在今后的分析过程中从以下两个方面进行完善:
(1) 以HAZOP分析培训为先导, 在全厂范围内开展作业条件危险性评价法 (LEC) , 事故树分析法 (FTA) 、安全检查法 (SCL) 等安全分析方法培训, 并将不同的分析方法有效融合, 加强员工对理论知识和实际操作的掌握能力。确保HAZOP分析方法在苏里格气田的持续有效运用。
(2) 以HAZOP分析为核心, 结合作业条件危险性评价法 (LEC) , 事故树分析法 (FTA) 等方法, 将处理厂、集气站等风险场所现有的工艺流程进行细化, 通过对单个装置、单元独立分析, 彻底解决工艺设计缺陷及运行过程中隐患。同时针对查出的设计缺陷, 及时与产建项目组沟通, 力争从源头上消除生产设施安全隐患。
结语
采气三厂以苏里格第一天然气处理厂为试点, 运用HAZOP分析方法, 对处理厂的工艺流程进行了梳理, 通过全面的检查和分析, 提出了宝贵的意见和建议。这些建议的提出有助于该装置安全生产条件的进一步完善, 有助于预防同类安全事故的重复发生, 有助于生产过程中的操作维护, 同时通过HAZOP分析, 使得员工对安全分析方法有了一定的了解, 对全厂安全管理水平的提高起到了积极的推动作用。
参考文献
[1]王若青, 胡晨.HAZOP安全分析方法的介绍[Z].
智能检测技术在普光气田的应用 篇9
管道智能检测主要是利用变形及腐蚀检测器对管道进行基线检测, 掌握管道的原始数据, 为今后的检测提供对比分析基础, 通过对管道缺陷及设施准确定位, 及时掌握管线变形及腐蚀的情况, 合理的调整生产运行参数和防腐措施。为制定酸气管道的维修计划、管道的安全运行提供保障。
管道智能检测主要分为五步:第一步:采用定径片双向移动清管器对管道清管;第二步:采用刷头磁铁双向移动清管器对管道再次清管;第三步:采用模拟检测清管器掌握管道基本情况;第四步:采用几何变形检测清管器 (EGP) 对管道进行几何变形检测;第五步:采用金属损失检测清管器 (CDP) 对管道进行金属腐蚀检测。
定径片双向移动清管器主要由导向盘、密封盘、定径片、拉钩和球体。主要作用为测量管道内径大小, 定径片为材质比较软的铝合金, 清管器在运行过程中, 受到缩径或焊接突起部位定径片就会随着缩径而变形, 取出后通过测量得到的定径片直径为管道最小直径。
刷头磁铁双向移动清管器主要用于清洁管道内壁的铁锈、氧化皮等, 刷头使铁锈氧化皮脱落, 磁铁把他们带出管道。
模拟检测清管器主要是模拟几何变形检测清管器 (EGP) 与金属损失检测清管器 (CDP) , 掌握管道基本数据。
几何变形检测清管器由导向盘、密封盘、测距轮、温度传感器、几何变形传感器和拉钩等组成, 它能够检测管道中是否存在重要的几何变形, 其结果还可以确认金属损失检测工具是否可以安全通过管道。是与传统的模拟工具相比最大的优点之一。
金属损失检测清管器 (CDP) 测量原理以“漏磁” (简称MFL) 为基础, 以磁通量的漏失量判定金属损失程度, 检测时管壁上的金属损失处将充满磁通量, 这将会导致一部分磁场泄漏到管道之外。这样泄漏的磁场就可以被检测到, “漏磁”检测工具能够可靠而高效的检测出管道的腐蚀、侵损、凿槽以及其他金属损失特征。独特的磁铁和传感器设计, 使得检测具有很高的灵敏度和精度。
2 智能检测技术在普光气田P303-P302管道的应用
2.1 管道基本情况
2010年10月22日对普光气田部分管道进行了智能检测, 由Rosen公司完成。其中P303-P302集气站管道总长2199m, 直管段外径φ406mm, 内径371mm, 壁厚17.5mm, 弯头外径φ406mm, 内径为φ366mm, 壁厚为20mm。
2.2 智能检测球材质选择
ROSE N须对其全部管道清洁及检测工具及设备进行特定的准备, 使其设备在检测期间设备能抵抗高含H2S环境, 以保证可以在普光要求的液体及气体组分条件的管道中安全顺利的完成管道清洁及检测工作。为了保证清洁及检测工具球体上的金属和聚氨酯部分不会受硫化氢影响, ROSEN的检测工具应采用特殊配置, 以避免橡胶材料被溶解 (FTS、万向电缆、NBRo形圈) , 并采用硬化钢 (垫圈、未处理的弹簧) 和非铁材料 (FTS) 。
2.3 球速控制
在所有校量球及清洁 (CLP) 通球过程中, 清洁工具需要保持在3m/s以下的运行速度, 保证管道清洁效果可达到智能检测要求的清洁度。在模拟检测、几何变形检测和金属损失检测过程中, 需要保持平稳的1.0～1.5m/s的运行速度, 以保证最终检测数据的真实有效, 为满足检测要求, 保证清管器的正常运行, 在通球过程中适当控制并降低管道运行流量至上表可接受流量区间。管道智能检测作业所需气量的计算见式如下:
式1中:Q为清管器所需气量, 单位为立方米每秒 (m3/s) ;P为管道运行压力, 单位为兆帕 (MPa) ;V为清管器运行速度, 单位为米每秒 (m/s) ;A为管道横截面积, 单位为平方米 (m2) ;ts为清管首站管道温度, 单位为摄氏度 (℃) ;tm为清管末站管道温度, 单位为摄氏度 (℃) ;Z为酸气天然气压缩因子。
在P303-P302管道智能检测管道清洁施工使用管道内高含硫天然气作为动力源, 平均运行压力9.16MPa, 背压8.43MPa, 流量239*104m3/d, 运行速度3.0m/s, 用时13分钟。模拟检测几何变形检测、漏磁金属损失检测施工使用管道内高含硫天然气作为动力源, 平均运行压力9.16MPa, 背压8.43MPa, 将流量控制在80*104m3/d至105*104m3/d之间, 运行速度1.0-1.5m/s, 用时25分钟。
2.4 检测结果
几何变形检测和金属损失检测的数据通过“ROSOFT”数据管理软件进行快速、精确的分析, 得到了P303-P302集气站管道智能检测结果, 腐蚀性金属损失20%–29%点1处, 腐蚀性金属损失10%–19%点7处, 非腐蚀性金属损失无大于10%的点。
2010年11月26日根据智能检测报告, 确定了P303-P302管道缺陷点位置, 对管道进行了开挖验证, 验证结果与智能检测结果相符, 证明了智能检测技术的可靠性。
3 认识
3.1 智能检测结果能够为管线的管理服务
通过智能检测对管道缺陷及设施准确定位, 判断实际的管道腐蚀及金属损失增长率, 及时掌握管线变形及腐蚀等管道完整情况, 合理的调整生产运行参数和防腐措施, 减少了因停气和爆管带来的经济和社会影响。同时为制定酸气管道的维修计划, 保证管道的安全运行, 提供了保障。
3.2 管道智能检测可以在酸气条件进行
在酸气条件下模拟检测、几何变形检测和金属损失检测过程中, 需要控制管道气量, 使检测球在1.0～1.5m/s的速度平稳运行, 保证最终检测数据的真实有效。管道智能检测在普光气田酸气条件下的成功进行, 为国内酸气管道智能检测提供了借鉴。
参考文献
[1]李勇, 付建华等.漏磁式智能检测技术在管道中的应用.天然气工业, 2003; (5)
油气田作业中化学防垢技术的应用 篇10
一、采气作业中的防垢
采气中后期, 伴随气藏水侵越来越严重, 采气作业必然是气水混采或气水同采, 这样井筒周围地层孔隙喉道及油管壁、地面储运设备内都存在结垢的可能。此时现场常采用的防垢方法有: (1) 控制合理的生产压差, 这势必要降低产量, 造成一定的经济损失; (2) 通过物理法或者化学法进行防垢。由于物理防垢工艺操作起来比较复杂且费用比较昂贵, 目前多采用的是由地面向井筒内注入防垢剂的化学防垢工艺。
二、防垢剂挤注技术
井下挤注技术是近十几年来发展起来的一项防垢技术, 最初主要是用来防钡锶垢, 后来逐渐扩展应用到防碳酸钙垢。下面详细介绍了井下防垢剂挤注技术。
1. 井下挤注技术的基本原理
井下挤注技术的基本原理是利用地面高压泵将防垢剂挤进目的层位一定深度, 在这之后最好能有段关井反应过程, 促使防垢剂能浸入地层更深地带, 开采过程中, 吸附在岩石表面或滞留于近井地层内防垢剂将缓慢释放并溶于地层流体, 从而达到防垢的目的。
2. 井下挤注用防垢剂的选择与评价
井下挤注技术对化学防垢剂的要求包括以下几方面:
(1) 与地层流体配伍性良好, 不与地层流体反应生成新的沉淀物。
(2) 在地层条件下稳定性良好, 并且容易进行微量检测。
(3) 防垢剂容易且能很好地吸附在地层内, 并能够缓慢解吸释放, 有效期限长。
(4) 防垢效率高。
(5) 从经济和环境角度考虑, 防垢剂的最低有效浓度还应尽可能低 (低限效应) , 且无毒、无污染。
3. 防垢剂的常规室内评价实验
(1) 与地层水匹配性实验
通过静态试管实验来研究防垢剂与地层水中离子和其他化学剂的配伍性。
(2) 防垢效率及最低有效浓度MIC实验。
测量最低有效浓度的常用方法主要有三种:静态瓶试验、电化学石英晶体微平衡法和动态管堵塞法。前两种方法测量简单, 但是结果不够精确, 推荐使用动态管堵塞法。
(3) 防垢剂寿命及热稳定性实验。
这里采用岩心驱替实验得出防垢剂返排速度与累积排液量之间的关系曲线, 根据曲线预测防垢剂现场使用寿命。
根据以上相关实验来确定挤注参数、工艺设计及现场使用。
4. 影响挤注处理效果的有关因素
影响挤注处理效果的有关因素包括以下几个方面:
1.注入的排量以及防垢剂的用量。
2.地层参数。包括产液量、含水量、水组分、地层复杂性及地层特性。
3.防垢剂吸附特性。
操作参数可以根据需要调整, 使挤注工艺达到最佳状态;地层参数是操作人员无法控制的;吸附特性是防垢剂和岩石体系固有的, 是特殊地层和防垢剂体系的内在特性。除非防垢剂本身改变, 否则作业者不能再改变这些特性。
5. 实例分析
防垢剂挤注技术在国内外已经逐步推广使用, 现以松南气田应用情况为例简单介绍下, 松南气田地层水属于Ca Cl2水型, 随着开采期不断延长, 地层水原始饱和状态被打破以后, 该区块碳酸钙结垢趋势日趋严重, 多口井短期内多轮次作业甚至被迫停产。后来我们结合大量室内试验, 经过反复摸索, 终于有了一套行之有效的防垢措施。目前, 我们采用的是SM608防垢剂, 该药剂是多种有机磷酸混合而成的复合酸, 具有很好的防垢效果, 投用初期挤注浓度为120mg/L, 挤注周期为一周, 在后续的摸索中, 我们将挤注浓度调为95mg/L, 挤注周期延长为15天, 依然能够满足正常生产。
结论
1.防垢剂挤注技术针对性以及可操作性都很强, 不同的油田根据自身的特点, 可以灵活掌控, 因而被国内外油田普遍采用。近年来, 国内外主要采用的是有机膦酸和聚合物羧酸混合而成的复合型防垢剂。
2.防垢剂挤注技术具有操作过程简单、可预防从地层至地面集输管线结垢、自动连续释放等优点。但是不能控制防垢剂在盐水回流中的浓度, 并且一旦挤注开始就不可改变浓度或化学剂。
3.防垢剂挤注技术需要配置与地层水配伍的前置液, 降低对地层的伤害, 可与其他作业工艺比如堵水等等同时进行, 共同发生协同作用。
参考文献
[1]朱义吾, 赵作滋等, 油田开发中的结垢机理及其防治技术[M], 陕西科学技术出版社, 1995.
[2]窦照英等, 实用无污染防垢技术[M], 化学工业出版社, 1999.
克拉美丽气田的华美乐章 篇11
住楼房让他感到最大的变化就是，过去砍柴、烧牛粪、烧煤，现在用上了天然气。他算了一笔账：“过去买煤取暖，一个冬天需要800元；用电取暖，至少要1000元；现在用上了天然气，一天不到两元钱，很划算!天然气干净、方便。”
像克热木一家一样，乌鲁木齐已有越来越多的居民用上了天然气，但他们并不知道，他们用的天然气，有很大一部分来自克拉美丽气田。
近年来，新疆工业及民用天然气的需求每年以20—25％的速度递增，仅乌鲁木齐市民用天然气消费量2008年就达到3.82亿立方米，比2007年同期增长27.1％。而新疆油田公司天然气产量的年增长幅度不足15％。2008年12月15日，克拉美丽气田投产，乌鲁木齐市民当天就通过环准噶尔盆地天然气管网用上了气，北疆地区天然气供应紧张的状况得以缓解。
康世恩，为克拉美丽气田“打包票”
克拉美丽气田位于准噶尔盆地东部卡拉麦里山前，“克拉美丽”是哈萨克语“卡拉麦里”的音译，是“黑油山”或“黑色大地”的意思，气田因此而得名。
说到克拉玛依石油人与这一区域的“第一次紧密接触”，不得不提一提康世恩，这位共和国前石油部长。“克拉美丽打不出石油，我死不瞑目!”1983年8月31日，在克拉玛依油田召开的西部石油勘探工作会议上，康世恩的话曾震撼了所有克拉玛依人的心。
这次会议也是西北石油工业建设发展史上的一个重要转折点。在国家能源紧缺，经过20年开发的克拉玛依油田勘探上很难有重大突破的形势下，新疆石油管理局把目光投向了东部这块有油苗显示，却未曾启动过的土地。
在此后的东部勘探会战中，卡拉麦里山前这片“黑色大地”给克拉玛依石油人以丰厚的回报——火烧山、北三台、彩南等油田相继诞生，但限于当时的人力、物力和技术，在天然气勘探方面却收获甚微。
2005年12月8日，一个开创准噶尔盆地天然气勘探开发新局面的日子。中国石油天然气股份公司在北京组织召开了准噶尔盆地勘探工作汇报会。
会上，股份公司对准噶尔盆地今后的勘探开发工作进行了新的战略调整，并提出：准噶尔盆地在今后3至5年的时间里，要具备100亿立方米年产量的天然气基础，克拉玛依油田要实现从大油田向大油气田的转变。
2007年，油田公司又把这一发展目标“升华”为：又好又快建设现代化大油气田。
在这个新的认识定位下，勘探工作者紧锣密鼓地开展了下一步工作，通过进一步的地质研究确立了准噶尔盆地天然气勘探四大领域：陆东—五彩湾石炭系、中拐—五八区二叠系、盆地南缘前陆、盆地深层大构造，力争每年新增天然气探明储量1000亿立方米。
位于盆地东部卡拉麦里山前的陆东—五彩湾天然气会战的序幕悄然拉开……
思量再三，直捣火山岩。
2006年2月初，新疆油田公司勘探开发研究院地物所接到了陆东—五彩湾地区天然气勘探任务。夏惠萍和杨迪生，他们一个是地物所副总地质师，一个是陆东—五彩湾地区天然气勘探项目项目长，都搞了几十年勘探了，对一个勘探区域目的层的判断，为什么会如此决心难下?
石油、天然气都是天然形成的可燃性碳氢化合物，是古代海洋或湖泊中的生物经过漫长演化形成的烃类有机化合物。所以，过去全球找到的油气藏几乎都是从海相或陆相盆地的沉积岩中发现的，许多人把火山岩分布区看成寻找油气的禁区。但近些年，人们在火山岩中或与火山作用有关的地质体中发现越来越多的油气藏。与常规砂岩气藏、碳酸盐岩气藏相比，火山岩气藏由于受构造、岩性、裂缝等地质条件控制，具有许多更为复杂的、特殊的性质，是世界性难题。
对克拉玛依石油人而言，石炭系火山岩还是童话中沉睡的公主，谁都不知道自己能不能成为唤醒公主的王子。夏惠萍和杨迪生感到了前所未有的压力。思量再三后，杨迪生觉得这个险必须冒：“不管怎样，我们得看看这个火山岩到底是什么样的……”
在得知了楊迪生想法后，夏惠萍显得有些激动，因为这竟然和她的想法不谋而合。
目标确定了，杨迪生面对的却是一个全新的领域——重新认识火山岩的突破口在哪里?究竟是哪种类型的火山岩?石炭系纵向到底怎么分布?井间对比变化又是什么样……石炭系火山岩就像一个难解的谜团，所有未知数都要一个个去求证。
“要找到答案，必须先建立认识模型。”搞了22年油气勘探的杨迪生说。
“别急，可以根据一些认知界面，结合之前获得的认识，先画出井间关系对比图。”杨迪生安慰项目组成员不着急，可自己却急得嘴上冒了水泡，他还打趣地说：“咱们先画出来再说，没准还能碰个死耗子呢。”那段时间，同事送给他一个绰号——“画家”。
杨迪生和同事们经过几个晚上的研究终于找到了打开火山岩这扇“神秘之门”的钥匙，勘探思路越来越清晰。2006年4月下旬，杨迪生他们已经提出了3轮井位，通过对该区已钻井的钻、测、试资料的系统分析和排查，以及对新的地震资料进行精细评价，在认识上取得了新突破。经过项目组对石炭系火山岩的分布特点深入细致的研究和优化部署，滴西14井的井位最终确定下来，钻探目的层为石炭系，兼探白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系。
2006年8月11日，杨迪生忘不了这一天。这一天，他所作的《陆东—五彩湾石炭系勘探潜力及部署方案》的汇报在中油股份公司引起了一场不小的轰动。“准噶尔盆地火山岩的研究刚起步，但是，从展示的图件和认识程度上看，水平还不低，走在了各油田的前面。”中油股份公司副总裁贾承造听完汇报后这样评价。
发现克拉美丽气田
2006年9月30日上午，伴随一声尖利刺耳的声音，滴西14井喷出了天然气，现场所有参战人员振臂欢呼。
至此，克拉美丽气田被正式发现。6个月的企盼和努力，在这一刻收获了喜悦。
10月2日，腹部项目经理部对滴西14井进行了小型的储层改造。10月4日，获得日产天然气15万立方米、凝析油12立方米的高产工业气流。滴西14井的发现，更加坚定了油田公司在陆东地区火山岩寻找大气田的决心。
滴西14井在石炭系获得发现后，杨迪生和项目组成员对陆东—五彩湾地区进行了更为细致的天然气地质综合研究及部署方案研究，不仅在滴西10井区有了更深的认识，同时还提交了另外两口重点探井——滴西17、滴西18井。
为了使陆东—五彩湾天然气勘探尽早获得更大突破，等不到第二年暖春，面对凛冽刺骨的寒风，克拉玛依石油人在这个咄咄逼人的严冬“凌寒傲雪”，滴西17、滴西18井陆续拉响了开钻的汽笛。他们是2007年新疆石油管理局在准噶尔盆地进行冬季施工的三支钻井队之一，也是一支从未有过冬季施工经验的钻井队。
目前，克拉玛依油田在克拉美丽气田已经形成了一套火山岩勘探配套技术。其中，包括火山岩的测井综合解释、重磁电综合预测、地震成像和综合解释技术，还包括采取欠平衡钻井提速，应用中途测试及时发现油气，实施大规模加砂压裂技术和纤维加砂压裂技术提高产量等技术。
中油股份公司领导这样评价：“克拉玛依油田这套火山岩勘探配套技术走在了全国各油田前列。”
准噶尔盆地天然气交响曲中最华美的乐章
2008年年底，克拉美丽气田天然气探明储量1053亿立方米，勘探成果超过过去50年的总和。12月14日，克拉美丽气田超过1000亿立方米天然气探明储量通过国家储量委员会评审，准噶尔盆地第一个千亿立方米气田的发现被正式确认。
12月15日，当日，新疆首个探明储量超千亿立方米的天然气田克拉美丽一期建设工程正式投产。这天，新疆维吾尔自治区党委常委、自治区副主席库热西·买合苏提出席典礼并为克拉美丽气田投产剪彩。投产当天，该气田日外输天然气水平达150万立方米，成为油田公司继呼图壁气田、盆5气田、玛河气田之后建成投产的第四个整装气田。
典禮仪式上，新疆油田公司总经理陈新发说：“克拉美丽气田的建成投产，缓解了北疆地区冬季用气紧张局面，标志着新疆油田公司由大油田向大油气田的发展目标迈出了坚实的一步。”12月16日19时22分，“准噶尔盆地发现了第一个千亿立方米气田——克拉美丽气田”的报道上了CCTV的《新闻联播》。
克拉美丽气田的顺利竣工投产，标志着新疆油田公司三期增气工程全面建成。截至2008年年底，克拉玛依油田天然气日产水平首次突破1000万立方米。2008年新年伊始，克拉美丽气田开发概念设计方案初稿成形，研究人员在方案中设计了一套单井低产、用区块长期稳产的常规稳产政策。
“火山岩单井稳产能力差，稳产政策能不能多设计一套，这样是不是保险一些?”公司副总经理孙晓岗听完方案汇报后说。接下来的几天里，开发所天然气项目组和北京勘探开发研究院的几位研究人员加了好几个通宵的班，他们依据火山岩的特性，又设计了另一套单井高产、打接替井弥补递减、最终实现区块稳产的稳产政策。
2008年3月底，克拉美丽气田开发概念设计方案顺利通过股份公司评审。股份公司认为，临时加的这套稳产政策更适合火山岩的特点。
2010年，油田公司计划在克拉美丽气田进行钻井和采气工艺关键技术攻关试验，形成一套提高火山岩气藏单井产量的配套技术。同时还将把提高单井产量攻关试验扩展到砂岩凝析气藏。
在单井产量攻关试验成果作保障的同时，2010年3月10日，油田公司对克拉美丽气田整体开发方案进行了审查。针对火山岩气藏地质复杂性和开发风险大、难度大的特点，对克拉美丽气田的开发，油田公司确定了“以市场需求为导向，在产能总体规划指导下，实行整体部署、分步实施”的开发原则，总体上采用小井距、不规则井网的开发方式。目前，水平井技术和欠平衡钻井已成为开发克拉美丽气田火山岩气藏的主题，通过研究攻关，油田公司已初步形成了火山岩气藏的开发配套技术。
2008年，克拉美丽气田被评为“中国十大地质找矿成果”之一。
克拉美丽气田的发现是地质领域的新突破，也是油田公司历史上继石西油田发现后第二个独立完成的重大科研项目。目前，新疆油田公司正在申报国家级科技进步奖。
克拉美丽气田自投产以来，已累计外输天然气4.06亿立方米。2010年，油田公司计划在克拉美丽气田新钻14口井，建产能4.99亿立方米，到年底可望形成年产天然气10亿立方米的生产能力，跃升为新疆油田公司第二大气田。
还有这样一组数据值得注意——
准噶尔盆地火山岩天然气资源量十分丰厚，火山岩地层分布约占准噶尔盆地面积的2／3，在整个北疆地区分布广泛，目前探明率为9.64％，克拉玛依油田火山岩气藏未动用地质储量为729.08亿立方米，占总未动用地质储量的84.3％，是天然气产能建设的主要对象。
新疆油田公司副总经理匡立春说：“就目前克拉美丽气田的储量规模和品质而言，还具备较大的扩产潜力，而且寻找火山岩气藏前景广阔。”
油气田勘探开发中测井技术的应用 篇12
1 关于测井技术的分析
测井技术是勘探与开发井下油气的一种重要技术手段, 在钻井以及探井的过程中, 测井技术能够将地层物理方面的信息准确的反映出来, 其探测原理为运用自身的核放射特性、磁特性、光特性、电特性以及热特性等对周围地层状况进行测探, 并收集地层具体物理特性, 收集好特性数据之后, 利用特殊算法来处理地层物理特性之间存在的联系, 并对其联系以及联系原理作出相应的解释;从而获得详尽的油气勘探资料、地质分析资料以及测井评价资料等[2]。测井技术被引进我国的时间为20世纪30年代末, 目前已经得到了重大更新与发展, 并能够广泛应用于石油以及天然气工业当中, 对于石油工业以及天然气工业的不断发展起了重要作用。当前, 测井技术当中已经发展出许多常规方法以及新型方法, 常规技术主要包括了中子测井技术、声波测井技术以及电法测井技术等;而新型技术则主要有随钻测井技术、核磁测井技术以及成像测井技术等。
2 油气田勘探开发中测井技术的应用分析
2.1 油气钻采当中的应用
目前, 测井方面的技术已经在油气工程当中的钻探以及开采方面得到了广泛应用, 应用的范围主要是分析钻井的井身轨迹, 并可以对固井水平及质量进行有效评价;分析油井或气井当中出现串漏的情况, 同时能够实时监测油气生产当中的动态工况, 对工况做出及时的分析, 便于找出问题, 作出生产方面的调整与优化;另外, 还可以应用测井技术对油田或者是气田进行射孔施工, 对开发过程中的吸水剖面以及生产剖面进行有效测量, 同时得出探井当中的水淹情况资料以及水淹层资料, 以便于评价储集层遭到破坏的情况[3];对于井下压裂效果、酸化效果的检验, 有利于预测油气应力大小情况。另一方面, 测井技术还可以在检验管壁质量当中发挥重要作用, 该技术可以自动识别管道外部的流动情况, 并同时检查地层在开发中被处理的具体效果。最重要的是当钻井的井壁出现不稳定状态时, 可以运用该技术来加以解决;在设计井眼轨迹以及设计管柱时, 测井技术可以提供参考资料, 从而使设计得以优化, 有效保障油气田工程的施工安全, 同时也保证了高效开发油气田。
2.2 地层评价以及地质探测当中的应用
在评价地层时, 测井技术不仅能够帮助相关人员对岩石性质进行准确的分析, 将地质界面明确的划分出来;同时能够对岩层当中所含的矿物质分析出来, 并计算出每种矿物成分的含量, 将岩性成分的剖面图绘制出来。此外, 该技术还能将油气储集层当中的岩性特征计算出来, 例如油气层的压力状态、温度高低以及厚度大小等, 油气藏所具有的饱和度水平、渗透率高低以及孔隙度大小等相关指标, 方便于进一步分析油气田所具有的地质特征[4]。目前, 在评价储层方面, 测井资料已经得到了有效应用, 且评价方法已变得相对成熟;不仅能够将水层、气层以及油层明确的划分出来, 而且还能够对油气田的产能进行综合评价;从而为评价储量以及编制开发计划方案等工作提供必要的基础参数。在地质描述方面, 测井技术能够对比多井资料, 随后可以将地下储层所具有的特性反应出来, 为研究地质构造及其平面规律提供资料;将测井信息作为地质剖面的划分依据, 不仅能够将埋深以及地质岩性状况反映出来, 还可以对比地层, 从而能够确保更精确的计算出地层所具有的含水度以及孔隙度等。
2.3 描述油气藏当中的应用
测井技术对于描述油气藏的工作能够起到重要作用, 在描述油气藏方面, 该技术可以用于评价地层的最大产能以及含油水平, 并能够确定储层参数, 监测剩余油量, 发现以及识别裂缝、油水层;为油气藏勘探以及开发工作提供必要的基础。另外, 测井资料可以用于分析油气藏的构造特征以及沉积环境等, 从而为制作油气藏三维模型提供参考;对于低阻油层, 测井技术也可以准确地监测出, 并能够准确识别复杂油层以及高侵入油层, 依据以上描述指标, 油气藏的具体状况便可以清楚的呈现出来, 从而为有效开发油气资源提供有价值的参考资料以及必要的依据。
3 勘探开发油气田工作中测井技术发展的方向分析
在油气工业当中, 测井技术能够发挥重要作用, 且该技术属于一种高科技技术;在实际运用的过程中, 该技术得到了不断的革新, 科技含量也变得越来越高。就当前的形势而言, 该技术的发展方向包括以下几种。第一, 采集测井资料的方向朝集成化以及阵列化的方向发展。具体表现为阵列测量将逐步取代单点测量, 从而可以有效满足于勘探复杂储层的需要;组合式高精度测量将逐步取代项目式分散测量, 从而可以使测量效率以及测量质量得到有效提高。第二, 新型测井方法, 如电阻率技术以及随钻技术等被应用的范围将会变得越广, 且将会变得更完善, 在评价老井以及复杂探井的过程中也能够有效满足需求[5]。第三, 在评价测井方面, 多井分析将逐步取代单井解释, 评价技术将会综合更多学科的理论知识, 从而变得更完善, 确保全方位的评价地层以及油气藏, 为进一步完善勘探与开发油气藏的工作奠定必要基础。第四, 评价技术以及采集测井技术将会依托因特网实现进一步发展, 从而可以确保快速评价复杂油气井的相关描述指标。
4 结语
在勘探以及开发油气的过程中, 运用测井技术, 不仅能够对生产动态进行实时监控, 同时可以对工程施工方面的问题加以解决。本文论述了在勘探以及开发油田的过程中, 应用测井技术的情况, 以供参考。油气勘探以及开发是生产石油以及天然气的前提条件, 而只有重视测井技术, 并将其运用到油气工程当中, 才能完善勘探技术以及保证有效开发资源。对此, 应深入研究测井技术, 并在实践中对其进行完善, 以促进油气工业实现进一步发展。
参考文献
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