油田人工岛

2024-08-19

油田人工岛（共4篇）

油田人工岛篇1

临岸人工岛油田是我国沿海油田的重要组成部分,岛域面积一般在百亩之上,受海洋气候影响,岛域年降水量偏多(最高可达1 500 mm/a)。人工岛岛域地表雨水掺混有少量污油和生活污水,按照海监环保部门的要求,岛域受污雨水不能够直接外排至海水中,这也有悖于国家节能减排与石油行业的安全环保要求。

现场调研发现:人工岛上对受污污水的一般处理方法是先通过海底管线随油井采出液输至陆岸污水处理系统进行处理,然后再通过海管回输至人工岛上进行使用。该方法处理成本高,效率偏低,且占用了宝贵的海管资源。对人工岛岛域地表雨水就地处理,就地消耗就成为了最佳选择,这就提出了对岛域雨水处理工艺进行相应设计研究的要求。

1设计基本参数

1.1人工岛岛域雨水量

根据某沿海油田人工岛年均降水量(850 mm)、岛域地表结构特性(径流系数:0.45[1]),并考虑一定的安全余量,确定出人工岛岛域每日待处理的雨水量为150 m3/d。

1.2人工岛岛域雨水水质情况

根据《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》SY/T 5329—94对某人工岛地表雨水随机取样送检,其检测结果见表1。

1.3处理后所得净化水用途

处理后所得净化水用作人工岛油井注水的部分水源。根据人工岛地质特性,其油井注入层的平均空气渗透率为0.1～0.6 μm2,按照石油行业标准[2],确定注水水质应达到B1指标,B1指标水质的具体参数见表2。

注:①1≤n≥10。②清水水质指标中去掉含油量。

将雨水水样检测数据(表1)与注水水质B1标准(表2)比较,容易得出:雨水水样中只有悬浮固体含量和颗粒粒径中值略微超标,SBR菌含量略微超标,含油量不超标。

2处理系统采用撬装式一体化集成设计方案

处理系统采用撬装式一体化集成设计方案,对雨水就地处理后,用作岛上油井的部分注水水源。一体化集成设计方案可以集多种功能于一体,节约占用人工岛上的土地资源;能自动完成生产数据的采集与监测,便于实现生产数字化管理;能自动完成生产数据的处理和控制,便于实现自动远程控制和智能化操作,便于实现无人值守,节约人力成本。

考虑到人工岛岛域道路承载能力以及岛上吊装能力等实际情况,采用20英尺标准集装箱的净容积作为该撬装系统的最大外形体积[3]。参考污水处理常规设备处理能力和外形尺寸等参数,在满足系统150 m3/d的日处理量时,雨水处理工艺中所涉及到的各设备尺寸体积已远超出20英尺标准集装箱的净容积,所以设计中将该日处理量的50%即75 m3/d作为系统的设计日处理量。

3人工岛地表雨水处理工艺设计

对比雨水水样检测数据(见表1)和注水水质B1指标参数(见表2),结合各种水处理设备的处理特性,以及撬装系统对各设备的工作连续性、撬装工作自动化要求等对人工岛地表雨水处理工艺进行分析研究。

1)第一步采用混凝沉淀工艺

雨水中悬浮固体含量(14.5 mg/L)大于B1注水指标中的规定数值(≤3.0 mg/L),这要求岛域雨水首先要经过自然沉降或是动力旋流等工艺来降低雨水中悬浮固体的含量,此处选择比较成熟的常规混凝沉淀工艺。沉淀罐按微型污水沉淀池设计,沉淀时间确定为30 min/罐。

2)第二步采用新型电解气浮杀菌工艺

雨水中SRB菌含量为1 100个/mL,在B1注水指标中是不允许SRB菌存在的。这里需要设置物理杀菌装置或化学杀菌装置等设备,对雨水进行杀菌处理,此处选用新型电解气浮杀菌装置。该装置体积小,可连续工作,没有附加生成物,适合应用于撬装式系统,且该装置不仅杀菌效果显著,而且对雨水中悬浮颗粒也有一定的减除作用。

3)最后一步采用膜分离工艺精细处理

经历过电解气浮杀菌工艺处理后的雨水还未能达到注水水质标准,仍需要近一步的精细处理,此处选择膜分离工艺。通过对专业膜设备制造厂家的实地调研,选择膜孔为0.05 μm的膜分离设备。该工艺设备能将雨水中的悬浮物含量控制在1.0 mg/L,完全除去SRB菌(一般SRB菌尺寸在0.5～1.0×2.0～6.0 μm[4],膜孔为0.05 μm的膜分离设备。可将经过电解气浮杀菌处理后雨水中残余的SRB菌几乎全部拦截)。就该人工岛岛域地表雨水而言,膜处理后雨水水质优于注水B1水质的各项指标,二者各项指标对比表如表3所示。可以看出,膜分离处理后得到的净化水完全可以当作该人工岛上油井注水水源使用。

由于膜分离设备属于精细处理设备,对入口水质要求严格。为了使设备达到良好的处理效果,在膜分离设备入口前加一个初级过滤装置,该过滤装置采用颗粒粒径较小的滤料,以保证膜分离设备对入口水质的要求。

至此,人工岛岛域地表雨水处理工艺框图如图1所示。

4人工岛岛域地表雨水处理整体工艺流程设计

根据已经确定的雨水处理基本工艺,按照《石油化工污水处理设计规范》、《油气田地面工程设计手册》等规范要求,设计出人工岛岛域地表雨水处理的整体工艺流程(见图2)。

该处理系统主要由沉淀处理、电解气浮(杀菌)、初步过滤、膜分离、设备清洗单元、尾液回输管线等几部分组成。

雨水回收池中的低含油雨水与药剂混合后,通过提升泵进入混凝沉淀罐进行沉淀(设置两个沉淀罐交替工作,保证处理系统连续工作,罐净容2.5 m3/罐,沉淀时间30 min/罐)。沉淀完毕后,沉淀罐顶部的油水混合物以及罐底部的固相杂质均通过回收管道回输至污水池,沉淀后的污水则按顺序依次进入到电解气浮杀菌装置、初过滤装置和膜分离装置进行处理。经过三种装置处理所产生的污油和固相杂质等过程产物,均通过回收管道回输至雨水回收池。经过膜分离设备最终处理得到的达标净化水经过缓冲池进入到人工岛油井回注系统中。系统设备清洗单元清洗用水也取至该缓冲池中的净化水。

该雨水处理系统流程具有以下突出特点:

1)设置两沉淀罐交替工作,整套系统采取连续工作方式。

2)系统中设置有一套换向系统,通过该系统可以将系统各处理步骤重新组合,以应对原水水质的变化,处理不同水质。

3)系统工作过程中产生的一切过程产物(顶部污油、固相杂质、尾液、清洗污水等)均回输至雨水回收池中。

4)系统中各设备的清洗水均采用本系统处理得到的净化水。

5结语

以上着重论述了极具实际现实应用意义的人工岛岛域地表雨水撬装式一体化处理工艺的设计 ()

方案,基于成熟的水处理理论,给出了详细的工艺处理流程。经过系统分析,该工艺处理系统能达到预先的设计目标,实现系统工作的自动化和智能化要求,处理效率高,具有较高的经济性,符合现场实际需要。

摘要：针对油田人工岛岛域地表雨水外输难、处理难的实际困难,结合沿海油田地域安全环保的实际要求,提出岛域污水就地处理、就地消耗的自产自消的新颖处理模式。本系统围绕油气撬装装备设计理论,采用撬装式一体化设计方案,搭建污水处理平台。介绍了撬装式一体化雨水处理系统的实现过程,注重从处理工艺和流程结构设计方面给出系统的实现方法。

关键词：油田人工岛,地表雨水处理,处理工艺设计

参考文献

[1]孟德良,赵世明.城市雨水入渗系统的设计[J].给水排水,2006,32(6):32-36.

[2]SY-T5329-1994.碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法[S].

[3]GBT1413-2008.系列1集装箱分类、尺寸和额定质量[S].

[4]李文融.硫酸盐还原菌[J].工业水处理,1986,6(1):52.

滩海油田人工岛地面工程建设思路篇2

人工岛集钻井、采油、原油处理集输等功能于一身, 如何使地面工艺既满足开发生产的需要, 又要满足海上各项建设标准的要求, 面对的主要问题有:

1. 海上建设寸土寸金, 人工岛场地有限, 生产设施的平面布局困难很大。

2. 传统的地面工艺流程长, 地面系统复杂, 且系统效率低、能耗高、运行成本高。

3. 由于岛上操作人员少, 所以对设备的自动化要求程度高。

人工岛地面工程建设要总体规划, 合理布局, 优化设计, 减少投资风险, 实现安全、环保, 走高效科学合理开发之路。大港油田通过多年研究和实践积累, 目前已经形成了较为完善的人工岛地面工程工艺技术。埕海1-1人工岛即要考虑人工岛的建设规模, 平面布局, 功能设置及工艺流程, 又要考虑将来滚动开发以及邻近油田的配套建设, 最大限度地避免重复建设。平面规划布局:埕海1-1人工岛分为钻井区、辅助生产区、变配电区、注水区、加热区、生产区。面对油气生产区140m×70m的有效面积内, 同时满足开发生产和海上建设标准、安全规范的需要, 生产设施的平面布局困难很大。经工程技术人员的多次论证, 确定了立体化的双层布置的方案, 并预留滚动开发所需的扩展空间。

二、优化设计在人工岛地面工程中的应用

1. 井口配套工艺灵活改进

埕海1-1人工岛采用了井口槽技术, 减少了钻采平台的建设投入, 并且为今后的开发生产管理和安全管理提供了方便。但是在108m×5m的井口槽内布置76口井已经非常紧张, 而计量汇管、生产汇管均布置在井口槽内。正是由于滩海油田的特殊性, 井口和单井产液计量设施较近, 最长仅为300mm, 因此陆上传统的生产、计量阀组显然无法摆放。面对上述困难, 通过研究论证, 在原油凝固点较低 (-26℃~-30℃) , 单井产量较高并且井口温度适合采用常温集输流程的情况下, 大胆选用自动三通阀调节阀组与多相流量计相结合, 配以DCS过程控制系统, 每口井仅以单阀便实现了计量、生产的远程切换。

2. 油气分离、原油脱水工艺的优化设计

人工岛的油气分离、原油脱水采用的是高效三相分离器, 此技术也已在陆地油田广为使用。有所不同的是, 考虑到尽可能地减少占地面积、简化生产工艺, 通过设计人员和高效三相分离器生产厂商共同优化设计, 充分利用变频调速技术, 大胆地简化掉外输油泵前的缓冲罐, 仅通过高效三相分离器和外输油泵实现了油气分离、原油脱水和外输的目的, 在实际生产运行中经受住了考验。

3. 污水处理技术大胆简化

随着开发时间的延长, 油田综合含水上升, 采出的水量会大量增加, 为使污水处理后的水质各项指标达到注水水质标准要求, 埕海1-1人工岛污水处理系统设计规模按9500m3/d, 一次设计分期实施。污水处理工艺中应用一体式含油污水处理装置, 单台处理能力85m3/h。其特点是集斜板除油、核桃壳过滤和改性纤维球过滤于一体, 配以自动反冲洗装置, 系统自带PLC控制柜, 具有结构紧凑、性能优越、自动化程度高等特点, 非常适合于海上油田的开发建设。另一项成功技术措施是大胆地简化掉注水泵前的喂水泵, 通过一体式污水处理机处理后的污水直接进入柱塞泵的进口, 这也是设计中的一项创新。

4. 设备撬装化的应用

在项目建设中, 针对主要大型设备如污水处理装置、三相分离器、三相计量装置、等均采用撬装化采购, 具有结构紧凑、占地面积小, 现场安装连接方便、功能独立性强, 并且可实现厂内预制, 大大减少了现场工作量, 缩短了建设周期。

5. 井口控制盘安全控制技术的应用

该系统的特点是:根据井口的压力变化、温度变化, 通过控制盘预先设定的参数进行对比和控制调节, 再经控制管路控制井下及地面的安全阀, 从而达到安全控制的目的。具有技术先进、安全性能高、操作方便、运行平稳等特点, 在海上油田也已广泛应用。

6. 控制系统安全先进

人工岛上操作人员少, 因此要求有安全可靠的自动控制系统。出于安全考虑, 井场控制系统由两套基本功能不同、相互独立的部分组成, 即:过程控制系统PCS和安全系统SCS。井场过程控制DCS系统基本功能是提供数据采集、过程控制、报警指示、报警记录、历史数据存储、生产报表打印, 并为生产操作员提供操作界面。通过终端人机界面显示工艺过程参数值以及工艺设备的运行情况, 多画面动态模拟显示生产流程及主要设备运行状态、工艺变量的历史趋势。通过终端人机界面, 操作员能够修改工艺参数的设定点, 并控制设备的启停。

三、工程实施效果

1. 提高了系统工艺适应性

油井在线远传计量系统的建设, 撤消了计量分离器和计量阀组, 简化了单井集油工艺流程, 优化了集油管网结构。水井井口计量、调节配水技术的应用, 撤消了配水间, 简化了水井工艺流程, 缩短了管道输送距离, 降低了管损。高效三相分离器和一体式污水处理机的应用, 大大减化了油水处理工艺, 同时又撤消了缓冲油罐和喂水泵, 使工艺更为简捷高效。设备撬装化的应用, 不仅缩短了建设周期并减少了施工难度。

2. 社会效益和经济效益显著

通过优化设计、合理布局, 减少了生产系统的占地面积, 工程用料相应减少, 并为将来的滚动开发预留出拓展空间, 经济效益显著。先进的工艺技术为生产动态管理提供了条件, 表现在油井生产数据可视化、集中化, 便于现场管理人员及时掌握生产动态;光纤通信建设可使生产数据通过以太网上传至管理层、决策层, 为上级管理层掌握生产动态提供了条件, 为及时有效地决策提供了保障。

摘要：本文通过对滩海油田人工岛地面工程的现状和技术难题进行分析研究, 并结合大港油田埕海1-1人工岛的实际情况, 本着总体规划, 合理布局, 优化设计, 分步实施的方针, 通过科学论证, 大胆地优化简化地面工艺, 为研究出更加适用于滩海油田人工岛建设的技术提供参考和借鉴。

油田人工岛篇3

一、油田企业用工风险与人工成本现状

1、临时用工不规范、风险大、人工成本高

目前各油田多种经营企业使用的临时用工较多, 多数临时用工没有签订劳动合同, 甚至某些单位有服务年限近十年的临时用工, 即使签订了短期劳务用工的人员, 企业也没有按规定给临时工缴纳各项保险。自新劳动合同法出台后, 企业已经感到巨大的压力, 已出现一些不稳定因素, 如果继续不规范管理, 将会导致油田各企业在社会保险承担、事故赔偿、清退成本、企业稳定等方面面临巨大风险。

2、劳务派遣人员的管理和劳务派遣协议不规范

在劳务派遣人员管理方面, 劳务公司在工伤事故、违纪员工的处理与用工单位职责划分不清, 在具体业务流程上缺乏规范性和可操作性;劳务公司与派遣人员签订的劳动合同, 在合同期限、工作岗位等方面与法律规定不相符, 存在用工风险;在劳务公司与各企业签订的用工协议, 在细节上常常有所规避, 一旦出现安全事故, 企业存在不可推卸的责任。

3、企业制度不健全, 只有上层人治, 没有下层民主

一些单位没有成文的规章制度主要是靠人治, 还有一些单位的规章制度也是照搬照抄法律相关条款或上级有关规定, 原则性规定过多, 实施操作性不强。更有一些制度在制定中不按规范操作, 没有通过民主程序平等协商, 也没履行告知义务, 执行随意, 以至于一些事宜处理起来很头痛, 无形中加大风险。

二、油田企业规避用工风险、控制人工成本的几点建议

1、坚持以人为本, 企业与员工协同发展

作为大型国有能源型企业, 油田企业既要树立企业与职工共同发展进步、也要建立立足长远、可持续发展的企业经营战略, 担负起建设和谐社会的责任。我们要树立以人为本的科学发展观, 建立健全人性化管理体系, 要在激发员工的积极性, 保障员工的合法权益之后, 再合理调控人工成本。

2、进一步规范劳动关系, 清理临时用工

首先, 对较高技能素质的临时工, 不能清退, 但要规范劳动关系, 规避用工风险。对普通的临时性、季节性用工, 可签订带有“任务期限”的劳动合同, 规避“无固定期限劳动合同”问题。其次, 针对使用临时工的现状, 对临时用工进行彻底清理, 能清退的在经济危机初期即予以清退。对于不能立即清退的, 可及时联系相关劳务输出机构, 通过劳务派遣, 劳务外包等方式处理问题。

3、拓宽外包业务范围, 规范实施方法

(1) 业务外包在降低用工成本和风险上比劳务派遣更具优势, 所以说退出部分非核心业务, 转向业务外包是用工单位非常明智的选择。油田可以重点将技术性不强、劳动力密集、业务相对独立、劳务工占多数的辅助性和服务性业务整体外包给劳务公司或其他专业化单位。调查后, 建议首先在食堂公寓、环卫绿化、门卫保洁等服务性业务上推行, 逐步可以扩展到地震放线、治安保卫、干线巡查、单井看护等简单体力劳动的辅助性业务。

(2) 通过市场机制, 实现业务外包由“行政控制”向“市场化运作”转变;业务外包方从“对人的管理”向“对项目的管理”转变;承包方由提供“人员”向提供“服务”转变, 提高专业化水平、管理水平和服务质量。打造一套完整的项目管理监督、质量验收、费用结算、争议处理等工作流程, 合理规避各种风险。

4、统一规范岗位管理, 合理划分岗位类别, 减少混岗用工

结合油田企业的用工实际, 可根据不同业务板块和单位的工作特点, 合理扩大普通岗位的用工范围。要统一思想认识, 统一规范岗位设置与管理, 加强岗位管理在人员调整、晋升、岗位聘任、劳动合同管理、技能培训考核和薪酬分配等方面的应用。

5、进一步规范劳务派遣人员的管理和劳务派遣协议

完善和规范劳务协议, 合理调整劳务派遣期限, 划分劳务派遣单位与用工单位双方的责任和义务, 修订有关规章制度, 规范细化工作流程, 完善劳务派遣人员的“退回机制”。对符合《劳动合同法》中规定的严重违纪、依法被追究刑事责任、医疗期满以及不能胜任工作的派遣人员, 按规定程序退回劳务派遣单位。

6、加大民主协商范畴和力度, 完善规章制度

首先, 要充分征集职工意见, 在民主协商下建立健全规章制度, 发挥广大职工在制度建设中的作用, 尽快完善企业规章制度体系和制度建设规划, 做到凡事有章可循;其次, 对制定好的规章制度履行告知义务, 如通过发放员工手册、广播、开会、考试等形式进行广泛宣传, 让职工充分了解, 减少劳动纠纷, 让油田企业拥有宽松和谐的工作氛围。

经济危机中亦充满了不确定性, 所以, 我们要保持足够的灵活性去应对它的变化。无论这次经济危机持续多久, 我们依然要力求平静的度过, 在规避用工风险、控制人工成本这里下大功夫。我们应更加务实、扎实, 更要进一步提高管理组织的“功力”, 悉心研究, 以灵活的适应性求得最大的发展。

摘要：自新《劳动合同法》实施以来, 国有能源型企业的人力资源管理部门就开始采取了规范劳动关系、调整用工形式、规避用工风险, 合理控制人工成本等一系列举措。2009年, 百年一遇的经济危机, 使整个经济形势更不容乐观。在这段特殊的时期里, 油田企业特别是多种经营企业如何既规避用工风险又控制人工成本成了其稳妥保身的前提, 又是其延续生命思考后续发展的一项重要工作。

关键词：经济危机,油田企业,规避,风险

参考文献

[1]、李瑞, 透视我国现代企业成本管理[J];商场现代化;　2005年21期

[2]、方润生, 管理层人力资本结构的变化对企业绩效的影响.科学研究, 2002, (6) .

[3]、程德俊, 专有知识视角下人力资源内部化战略.经济管理, 2003, (16) .

油田人工岛篇4

关键词：沾5块,高含水,含水上升规律,人工隔板

一、油藏概况

太平油田沾5块位于山东省东营市河口区太平乡境内, 太平油田西部, 构造上处于义和庄凸起东部。1974年上报馆上段4砂层组1小层III类探明石油地质储量330×104t, 含油面积4.6km2。根据沾5井测压资料, 馆上段4砂层组原始地层压力为10.75MPa, 压力系数为1, 属正常压力系统, 地层温度为52℃, 折算地温梯度3.6℃/100m, 为常温系统。

沾5块地面原油密度0.988~0.997g/cm3, 50℃时地面脱气原油粘度10536-16470m Pa.s, 平均12852m Pa.s, 地层水型为Mg CL2型。沾5块馆上段4砂层组油层分布受披覆、超覆及构造因素控制, 同时具有边、底水, 因此为具有边、底水的构造地层稠油油藏。

二、开发历程及开采难点

太平油田沾5块自1973年开始对馆上段41小层进行常规试油, 到2007年3月, 沾5块共有9口井进行过试油、试采。因油稠高含水, 效果较差。自2003年, 沾5块开始运用水平井进行开发, 投产初期日油水平比较高, 可是很快日油水平便会迅速下降, 稳产期非常短。2008年进行注蒸汽开发, 注汽投产初期, 平均日油水平为4.3t/d, 平均含水为77.5%, 平均稳产期为14.7个月, 7口注汽开采的水平井, 有四口没有稳产期。目前均已进入高含水阶段。

沾5块油藏属于边底水稠油油藏, 开发中存在的主要矛盾是含水的快速上升。截止2013年低, 沾5块综合含水达到95%以上, 采出程度不到3%。因此亟需立足沾5块的地质及流体特征, 研究有效抑制含水上升的技术方法。

三、含水上升规律研究

对于水驱开发油田, 随着开发的进行, 在油井生产一段时间后必将见水, 而且含水率也将不断上升, 最终达到极限含水率 (陆上油田一般是含水率fw>98%) 。产水规律是研究油井产水率随地层中含水饱和度的增加而变化的情况。在油田动态分析中, 产水率是一个重要标志。它是油水同产时产水量与总产液量的比值。

稠油油藏由于原油粘度高, 因此水油流度比大, 稠油油藏在含水饱和度较低时, 含水上升速度非常快, 即开发初期含水上升非常迅速, 而后随含水饱和度或含水率的增大, 含水上升率下降。同时, 由于水油流度比大, 导致水驱过程中水窜严重, 水驱波及系数小, 最终采收率低。

四、人工隔板法控水稳油技术研究

底水油藏人工隔层堵水技术是油藏开发中后期稳油控水、提高原油采收率最直接最有效的采油技术。对底水油藏的隔板进行分类。按在油藏中所在位置可分为:油藏内部隔板、油藏外部隔板、油水界面上隔板和油水界面下隔板;按形成机制可分为:岩性隔板、物性隔板和流体隔板。

1. 建立人工隔板的选井原则

(1) 油藏有明确的油水界面, 且油层含水饱和度低;

(2) 射孔开发部位在油水界面以上;

(3) 油层倾角小于3度;

(4) 隔板应在开发初期建立, 含水大于80%后隔板的效果不明显;

(5) 底水水体越小、活跃程度越低效果越好。