海上油田开发（精选9篇）
海上油田开发 篇1
1 电气系统构成
海上油田电气系统系统/设备构成:由发电机, 高、中、低压配电盘, 高、中低变压器, UPS、小功率配电盘, 导航系统, 现场设备, 以及伴热带、照明灯具/插座等组成。
1.1 电力系统
电力系统是海洋石油平台的心脏, 它发出的电能供全船用电设备使用, 是平台安全和正常生产的前提和基础。
一般情况下, 海上采油平台都配备有主电源和应急电源, 以满足不同用电设备对电源在供电时间上的不同要求。主电源在正常生产时为平台所有用电设备提供电能, 而应急电源只是在平台黑启动时为透平辅机提供电源和应急状态下为一些安全设备提供电源, 因此主电站的发电机组一般选用功率较大的燃气轮机发电机组或柴油发电机组, 而应急电源一般都选用启动迅速的柴油发电机组。
1.2 电网
海洋采油系统各用电设备根据不同要求, 由总配电盘直接往用电设备或接往马达控制中心的电缆构成的那部分电网成为一次网络;由马达控制中心接往用电设备的电缆构成的那部分电网则成为二次网络。
1.2.1 电网组成
根据供电电源的不同, 电力系统电网可分为主电网、应急电网、弱电电网。
主电网是指由主电源经主配电盘进行供电的那部分电网。主电网包括动力网络和正常照明网络。当主电源因故不能供电时, 应急电源将通过应急配电盘向平台上必须工作的部分用电设备供电。应急电网常常是主电网的一部分, 应急电网主要向发动机控制盘、发电机控制盘、消防系统、应急照明、应急伴热、UPS、导航系统等配电盘等提供电源。
向全系统无线电通讯设备、呼叫联络系统、有线广播的通讯系统助航设备以及仪表及信号报警系统提供电源的网络称为弱电电网。
1.2.2 并网
发电机之间和电力系统之间联合起来并列运行, 称为并网发电 (也称并车) 。并列运行可以极大地提高供电的可靠性、供电质量和使负载分配更合理。并网发电是靠同步装置来实现的。
三相交流同步发电机并车时, 最理想情况是满足以下条件:待并机组的电压、频率、初相位与运行机组或电网的电压、频率、初相位大小相等。
并车操作就是检测和调整待并发电机组的电压、频率和相位, 在满足或接近上述条件的瞬间通过发电机主开关的合闸投入电网。这样就可以保证在并车合闸时没有冲击电流, 并且并车后能保持稳定的同步运行。
规范中规定两台发电机的相位差不能大于15°, 电压差不得大于10%, 频率差在0.5Hz以内可以并车。并车一般有手动并车和自动并车两种。
2 电气设备
2.1 发电
海上油气平台, 多选用柴油发电机组或燃气轮机发电机组。采用双燃料发电机组是海洋采油电力系统的又一特点。
2.2 配电
海洋采油电力系统中, 对电能进行集中控制和分配的装置称为配电装置, 传输电能和信号的电缆和电线构成的整个传输电路称为海洋采油电力系统的电网。
2.2.1 线制:中华人民共和国规定, 钢质海船和海洋平台的电力系统必须选用三相三线中性点不接地系统。
2.2.2 电压等级:一般情况下, 大于150KW的电动机应选用高压电如6.3KV, 低于150KW的设备选用400V的系统;照明和小功率选用230V的动力系统;而控制系统用110V的系统。
2.2.3 频率:一般情况下, 海洋采油电力系统中的频率为50Hz。
2.2.4 电力系统配电装置按用途分类
(1) 主配电盘:用控制和监视主电源及大负载的工作情况, 并将主电源发出的电能合理地分配给主电网的各个供电区段。
(2) 应急配电盘:用控制和监视应急电源的工作情况, 并将应急电源发出的电能合理地分配给各个应急用电设备。
(3) 负载中心:其作用是将主发电机的电能分配到各个馈电装置。
(4) 马达控制中心MCC:用于对电动机及其他馈电装置进行集中的起、停控制, 并对上述负载的工作状态进行监视。
(5) 不间断电源配电盘:对整流-逆变过程进行控制, 并为特定设备及仪表提供交流不间断电源。
2.3 变电装置
变电装置是改变电压的装置, 即变压器。按作用可分为升压变压器和降压变压器。
海上油田一般设置升压变压器, 降压变压器。正常和应急照明、小功率变压器, 以及正常和应急电伴热变压器。
2.4 负载
现场用电设备一般由泵类设备、加热器类、撬块类、大型机械设备类、照明灯具及插座类、伴热系统类等。
2.5 不间断电源系统 (UPS)
输出电源主要为中控系统、通讯系统提供电源, 为高压配电盘、中压配电盘、低压配电盘、应急低压配电盘、照明小功率配电盘、伴热配电盘提供分闸控制回路电源。
2.6 导航系统
导航系统是由雾笛、导航灯、监控盘、电池组、光控开关及雾笛开关组成。
3 调试策略 (电气设备调试工作逻辑框图)
海上油田开发项目调试分为陆地调试部分和海上调试部分。
3.1 陆地调试策略
3.2 海上调试策略
4 系统/设备调试步骤
4.1 根据调试大纲, 编制调试程序和调试表格 (报业主和CCS审批后执行) 。
4.2 根据图纸资料, 出具平台调试材料清单。
4.3 根据计划要调试的设备检查系统/设备完工状态。
4.4 达到调试所需的最小完工状态后按照调试程序进行预调试。
4.5 预调试通过后, 调试项目组组织各相关单位正式按照调试表格内容逐项检查、检测调试表格中的各项记录, 将系统/设备的功能和性能完全测试出来, 并达到投产使用状态。
4.6 调试完成后组织召开调试总结会, 并填写A PUNCH LIST。
4.7 A PUNCH LIST中的内容落实责任人, 并限期整改, 整改完成后由业主确认。
4.8 调试完成后的设备保护及交接验收 (业主、生产方、建造项目组、CCS、检验组) , 共同见证下交接给生产方。
摘要：文章对海上油田开发项目采油平台电气系统较详细的介绍, 并且对整个平台的投产前的调试工作有一个很清晰的调试思路, 指导从事此行业电气调试人员的工作。
关键词：配电系统,发电机,配电盘,变压器,UPS
参考文献
[1]海上油气工程设计实用手册.
[2]《海上石油设施电气安全操作规程》SY/T6560-2003
[3]最新石油化工天然气工程施工验收评定.行业标准.国家标准及强制性条文.
海上油田应急管理浅谈 篇2
关键词：海上平台；应急管理；应急能力建设；应急救援
海上平台是安全环保高风险场所，安全管理十分重要。作为安全管理的一个重要环节，应急管理更是重中之重。要提高海上平台的应急管理水平，应急能力建设非常关键。本文从海上平台应急工作的实际出发，针对海上平台应急工作的特点，总结出提高海上平台应急能力的方法和措施，供海上平台安全管理者参考。
1 海上平台应急工作的难点
海上平台普遍离陆地较远，设备设施相对集中，危险源多并且较为集中，空间狭小，气候和海况极为不稳定。因此海上平台的应急工作相比陆地油田来说有不少困难，主要体现在以下方面：
1.1 应急资源有限 与陆地设施不同，陆地设施一旦发生事故需要应急救援，可以立即调动当地的应急救援物资和应急人员，可以在短时间内聚集大量的应急力量参与救援工作。而海上平台情况则完全不同，一般离陆地较远，外部救援力量在正常天气和海况的情况下需较长时间才能到达，如果碰到恶劣的天气和海况时就更加难以及时到达救援现场展开救助。就现实情况而言，海上平台的应急救援主要靠自救，救援力量仅依靠平台自己的兼职救援队伍，在救援能力、经验和水准与专业救援队伍相比有较大差距。要想控制事故不至于快速扩大或恶化，时间非常宝贵，如果不能在第一时间用现场的应急资源将事故控制在可控范围，那么事故升级后而采取的后续救援将会事倍功半。因此，平台自己的兼职救援队伍的能力和经验对应急救援的效果至关重要。
1.2 应急演练频次相对较低 受制于生产、气候和海况等因素的影响，应急演练的频次相对较低。为避免影响海上油田的连续生产以及因为人员倒班、气候、海况的因素，相对陆地油田而言，海上平台的演习频率明显偏低。相关规定要求，消防演习：每倒班期一次；弃平台演习：每倒班期一次；井控演习：每倒班期一次。人员落水救助演习：每季度一次。但实际上，受制于生产、气候和海况等因素的影响，很多平台演习频次达不到要求。
1.3 海上平台环境特殊 海上石油平台生产的是易燃易爆的石油和天然气，有些平台由于地层原因，石油和天然气中含有剧毒的硫化氢、汞等物质。这些危险因素给救援人员带来额外的健康甚至生命危险。同时平台空间有限，为了最大限度的节省空间所以设备都尽可能集中和呈立体装布置，一旦发生事故，上下层设备相互影响，极易导致连锁反应和在短时间内将事故扩大升级，这给救援带来极大的意想不到的困难。
1.4 人员逃生和伤员转移比较困难 尽管平台上配备了逃生用的救生艇、救生筏等逃生工具，但这些逃生工具受限于天气和海况。特别是在火灾或硫化氢泄漏情况下，事故发生地点有可能位于通往救生艇或救生筏的通道上，导致人员没办法到达救生艇或救生筏集合点。尽管平台上也配备一位医生，但由于条件的限制，在平台上只能给伤员做一些类似急救的简单处理，所以要想伤员得到救治只能依靠陆地上派遣直升飞机或动用船舶等工具将伤员送往陆地专业医疗机构，而这些交通工具从动员到伤员到达陆地，需要花费比较长的时间。时间就是生命，这给应急救援带来诸多不利。
2 提高海上平台应急能力的方法和措施
根据海上平台应急工作的特点，其应急能力主要体现在以下方面：现场应急指挥能力、应急队伍的救援能力、应急装备和应急资源的保障能力、全体海上员工的应急响应能力。
从以上应急能力的几个难点出发，结合海上应急工作的特点，可以采取以下的方法和措施来提高海上平台应急能力：
2.1 大力开展全员应急知识和要求培训和关键岗位人员应急技能培训 对全员进行应急知识和要求培训主要目的是所有在平台人员具备必要的应急知识和意识，了解自己在应急状况下的职责。应特别关注承包商人员的应急响应水平和意识的提高。
应急工作关键岗位人员包括担负关键应急职责的岗位人员，如应急指挥人员、应急救援人员、其他关键人员。具体包括应急指挥、救援队长、救生艇长、灭火队员、担架队员等。对培训教育的投入可以换来应急能力实实在在的提高。
2.2 认真组织应急演练，提高演练效果 首先，确保按照《海上固定平台安全规则》的要求，组织相关应急演练。尽管海上平台生产以及天气海况的特殊性可能会影响演习的正常进行，但一定要按照规则要求的频次和形式、内容等组织应急演练。同时，为了保证应急演练的成效，每次演习必须要有计划，演习必须要有关注的重点、必须对演习的效果进行讨论，每次演习发现的薄弱环节必须尽快解决。
最重要的是一切演练应从实际出发，力求做到演练实战化，认真对待每一个细小环节，忙而不乱，按应急预案的程序实地、实装、实操地真实演练，只有这样才能通过应急演练在检验应急队伍的同时也检验应急设备。
2.3 提高应急装备和应急物资的保障能力 良好的应急装备和应急物资的保障是应急能力建设的一个重要内容。平台上的消防设备、救逃生装备、医疗救护设备等应确保完好，各种应急物资，包括溢油应急物资等应按要求配备。应急装备的日常维护也非常重要，一定要安排专人负责对应急设备定期做维修保养工作，确保它们始终处于良好的随时可用的状况。
2.4 及时更新现场处置方案，确保预案的适用性和可操作性 现场处置方案是对海上平台应急工作的最直接、最重要的指导，也是演习的重要参考。现场处置方案的内容应与现场风险、工艺和设备的实际情况相一致，因此，按照法定要求对现场处置方案更新修订外，当相关海上平台工艺和设备、人员发生变化后，或者当演习实践或其他原因证明原有响应程序不合适时，就必须对现场处置方案及时更新，确保预案的适用性和可操作性。
3 结论
海上油田应急工作的特点和应急工作实践表明，要提高海上平台应急能力，必须打造一支指导有方、组织有力、行动有效的应急反应队伍，为了实现这一目标，必须大力抓好培训工作、强化演练效果、做好应急装备应急资源的保障，并对现场应急处置方案经常调整，做好这四个方面工作，就一定能促进平台应急管理的提高。
参考文献：
海上小油田开发中后期挖潜实践 篇3
关键词：边际油田,后期挖潜,动静结合,滚动扩边
1 地质背景
A油田和B油田位于渤海油田西部海域, 属于渤西油田群联合开发体系[1]。渤西油田群位于歧口凹陷的歧南断阶带上, 海四和海一断层贯穿整个油田群。主要含油层位为明化镇组、馆陶镇组、东营组和沙河街组。
2 开发中遇到的问题及调整对策
经过10多年的开采, 油田综合含水在80%左右, 在没有新的储量接替的情况下, 油田自然递减较快, 油田生产状况不容乐观。针对油田在开发过程中遇到的问题, 根据两个油田各自不同的特点, 提出相应的调整挖潜措施。
2.1 静态资料与生产动态相矛盾
渤西A油田X井和Y井生产明化镇组, 从投产到调整前共产出38.7×104m3, 但由于以前的地震资料品质不好, 无法刻画出砂体范围, 用油组顶面构造图计算的静态地质储量只有45.29×104m3, 采出程度异常高, 而且从生产动态 (图1) 可以看出, X井产油量下降较缓慢, 含水上升较慢, 分析认为应该有较大潜力, 通过物质平衡法[2]计算的明化镇Ⅰ油组动态储量为255.7×104m3, 结合新三维地震资料, 对X井所生产油层进行砂体反演和追踪, 最后刻画出X井井钻遇的主力层位砂体形态, 在新的砂体形态上计算出的储量和动态法计算的储量基本相当, 同时, 在砂体形态图上发现X井位于砂体的边部较低地位, 为充分动用地质储量, 在高部位部署两口调整井 (图2) , 实施结果较好, 目前已累计产油4.1×104m3。
2.2 储层非均质性强, 层间干扰严重
渤西B油田中高点目前主要生产层位是沙河街组二段、三段, 油藏埋深从3000米到3400多米, 埋藏深, 跨度大。储层物性中等, 平均孔隙度18%, 平均渗透率100×10-3um2, 但从储层非均质性统计来看 (图3) , 层间平均渗透率变异系数为0.74, 单层突进系数11, 层间级差高达500, 储层的层间非均质性很强。从生产动态来看, 注水井P5井吸水剖面 (图4) 显示沙二段一油组吸水量占全井吸水量的50%。B-1井合采时含水高达81.6%, 日产油仅25m3, 经过分析, 关掉沙二段的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油组, 生产Ⅳ、Ⅴ油组, 含水率逐渐下降到10%以下, 日产油达到200m3以上。这些动态资料进一步证实了B油田层间非均质性非常强, 层间干扰严重, 原油动用不均。同时, 通过加强晚期注水, 随着累积注水量的增加, 地层压力恢复速度逐渐增大[3], 地层压力已经恢复到调整的要求。针对层间非均质性强导致油田开发动用不均的矛盾, 我们提出对油田进行分层系开发, 通过分层系开发, 降低层间非均质性对层间干扰的影响。对于注水井, 通过分层配注缓解层间吸水不均;对于油井, 通过分层系开发解决层间动用不均的矛盾。依据分层系开发的原则, 油田中高点纵向上分为三套开发层系 (图5) 。通过数值模拟, 调整方案截止2037年, 调整方案累产油317.2万方, 采收率30.3%, 2013年高峰年产油32.1万方 (图5) 。
1.3 滚动开发动用无井区储量
渤西B油田已开发探明储量只有1000×104m3左右, 产量接替困难, 为减少产量递减速度, 在做好已开发区块的调整的基础上, 利用现有平台设施, 积极进行滚动扩边。
B油田中高点沙河街组地层被一条北东—南西向次级断层分割为东、西两块 (图6) , 东块至今未进行钻探。利用油田已钻井资料, 经过对中高点东块进行综合地质分析, 认为B油田中高点东块为两条断层夹持的断块型圈闭, 海四大断层是东边的边界大断层, 而大断层是油气运移的有利通道, 下降盘是油气运移的有利指向[4];沙二段构造高点埋深与油田主体相同, 储层较为发育, 推测在构造高部位油气成藏的可能性较大。
根据研究结果, 在东块设计滚动勘探开发井B-5D井, 并于2010年进行实施, 实钻结果显示, 5D井在沙二、沙三段共钻遇油层26.5m。目前除部分底水油层未投产, 投入生产油层厚度20.6m, 初期产能200m3/d, 目前日产油100m3/d, 累产3.8×104m3。根据以后实际压力下降情况, 设计一口注水井, 完善注采井网, 及时补充地层能量, 从而进一步提高采收率。
4 结论
对基础资料较差的老油田, 静态资料与生产动态紧密集合, 动态反证静态是一种有效的方法, 通过解决动、静矛盾, 可以深化地质认识, 找到油田潜力。
对储量平面丰度大, 纵向非均质性强的储层, 消除或者降低层间干扰的最好方式是分层系开发。
依托现有设施, 对油田周边无井区进行滚动勘探开发是小油田增产上储的一条捷径。
参考文献
[1]陈国风, 胡仲琴.中国近海油气田地质特征及开采策略[J].中国海上油气 (地质) , 2002, 16 (6) :400—406
[2]宫薇, 李其正, 张京.歧口17-3油田再启动开发研究, 1996.3
[3]刘瑞果, 王为民, 苏进昌.歧口18-1油田晚期注水研究, 岩性油气藏[J], 2009, 21 (1) :116-119
海上油田开发 篇4
【关键词】金属软管;疲劳;寿命;漏蚀;失效;预防措施
0.引言
波纹金属软管（简称金属软管）是现代工业管路中一种高品质的柔性管道。它主要由波纹管、网套和接头组成。作为各类管路工程中柔性联接元件，金属软管具有重量轻、体积小、耐腐蚀、耐高温、承压高，吸收振动、补偿管道中大的位移偏差特点。目前，没有任何机构或厂家对海上平台金属软管的受力分析、位移补偿量计算、安装方式、使用寿命等进行评价、规范。所以，为保证工艺流程、集输管路的平稳运行，对海上在用金属软管进行适应性分析研究是十分必要的。
1.海上平台金属软管应用情况
目前海上平台在用金属软管90余条，从安装位置可分为：工艺流程，位于栈桥计量流程、混输流程、海管外输流程。从软管外形可分为：直线型、U型管、B型管三类。特别是B型软管，由两条直线软管通过90°刚性弯头连接，能够很好的补偿安装位置处的轴向、侧向和角向位移（见下图）。
图1 B型安装示意图
2.软管弯曲疲劳评价及疲劳寿命有限元分析
2.1软管弯曲疲劳评价
金属软管依靠自身的弯曲变形来对系统进行位移补偿的，常见变形形式如下图所示：
直线型 U型管B型管
图2 软管变形补偿位移量的形式
分析以往发生的软管泄漏事故，一是软管内部压力直接作用，随着压力升高，软管内应力交变次数超过极限，产生疲劳裂纹，本体受损，压力骤然释放，管线拉伸、收缩变形，造成断裂；二是金属软管安装后，流程管线受力位移，在补偿位移量的过程中，长期处于弯曲变形，不能恢复正常的受力状态，本体受力不均匀，循环寿命受损，弯曲寿命周期和安全性能降低，逐渐达到弯曲疲劳和屈服极限，在薄弱部位产生疲劳裂纹，导致刺漏。
2.2软管疲劳疲劳的有限元分析
MSC·Fatigue软件是一个通用性很强的基于有限元分析结果的疲劳分析设计工具，通过创建疲劳分析模型，设置疲劳分析参数，可用来灵活地计算、预测软管的疲劳寿命，能够很好地预测出波纹管寿命次数。在日常管理中，通过有限元计算，找出软管薄弱部位，预测软管疲劳寿命，便于加强重点部位巡检，组织好到期软管的强制更换，提高管理水平，更准确的对在用金属软管的安全性进行评价。
3.金属软管失效形式、漏蚀原因分析
金属软管的失效形式通常有以下几种。
3.1金属软管中的波纹管发生开裂及泄漏
3.1.1焊缝开裂
金属软管中的柔性波纹管段，大多采用纵缝焊管。往往由于纵缝焊本身质量缺陷使管强度不够导致焊缝处开裂破坏。这种破坏属波纹管纵焊缝质量问题，可通过对进货软管的抽检进行监督。
3.1.2腐蚀穿孔破坏
由于目前金属软管的材质大多为lCrl8Ni9Ti、OCrl8Ni9等奥氏体型不锈钢，这些不锈钢中含有较多的非金属夹杂物（如硅酸盐、氧化物、TiN等）。当管路中通腐蚀性介质时，就会在焊缝熔合线边缘或其它薄弱点形成腐蚀性穿透微孔。
3.1.3疲劳破坏
在日常工作状态下，金属软管受到循环载荷作用往往发生疲劳裂纹破坏。此种破坏属正常失效，日常应加强巡检，严格执行强制更换的规定。同时，按照规范安装软管，防止因安装不当造成软管产生扭曲等附加应力，缩短使用寿命。
3.2金属软管铠装钢丝网套拉脱或断裂使波纹管外鼓失效
金属软管中的不锈钢丝网套主要是对波纹管起保护作用和承受波纹管内介质压力(主要是轴向力)作用。网套包覆在波纹管外部，两端与波纹管和端环及接頭焊接。
3.2.1环境影响
金属软管外套丝网在沿海含氯离子的潮湿大气介质及拉应力共同作用下，部分发生氯离子应力腐蚀并断裂，部分点蚀后断裂，这是一个比较缓慢的逐步断裂过程。当最后剩余的钢丝不足以承受波纹管的内压及热膨胀载荷时全部被过载拉断。在缺少丝网依托下，波纹管发生瞬时过度弯曲变形而在焊缝的薄弱区撕裂失效，导致软管断裂。
3.2.2安装不当，造成丝网拉断
软管在安装过程中，由于安装不当，或承受压力过高时，软管将受到拉伸及扭曲作用，当拉伸或扭曲产生的应力超出软管钢丝网套的极限强度时，会使软管三位一体焊接部位的网套或其它部位的网套拉断，进而使波纹管外鼓拉伸破坏，引起原油泄漏。
3.2.3虚焊造成丝网套拉脱
由于焊接质量的原因，使波纹管、环和钢丝网套在三位一体焊接过程中造成部份钢丝的虚焊(过烧或末焊上)。这样软管装入管路后由于钢丝受力不均，在介质压力作用下，虚焊处钢丝先拉脱，使整个钢丝网套拉脱，致使波纹管外鼓失效，发生危险。
3.3金属软管接头(内连接部分）焊接质量缺陷，造成软管泄漏失效
软管管体在与软管接头焊接时，当操作不当时，会产生焊接缺陷，而这些缺陷在试压检查时又很难发现。当软管接入介质管路，长期使用后会因疲劳等原因，使缺陷处发生裂纹或断裂，最终造成输送管路的介质泄漏。
3.4金属软管接头(内连接部分）腐蚀失效，导致软管介质泄漏
金属软管接头材质均为1Crl8Ni9Ti或SUS304等不锈钢。不锈钢中的夹杂物（如硅酸盐、氧化物等)，有时呈链状分布状态，当受到焊接的热影响或酸性介质等作用时，会形成穿透微孔，使软管内介质泄漏。为防止此种失效，建议选用合格的不锈钢接头材料及合理的焊接工艺。
4.预防措施及下步建议
4.1为更好地解决金属软管的应力腐蚀失效问题，建议丝网材质由1Crl8Ni9(0Cr18Ni9)改为UNS434(国产牌号为1Cr17Mo)铁素体不锈钢，波纹管本体材质由OCr18Ni9改为UNS 316(国产牌号为0Cr17Ni 12Mo2)，材料中含Mo可以抵抗点蚀，应力腐蚀开裂的发生与发展也较缓慢。
4.2开展好金属软管隐患治理工作，对各平台栈桥、独立桩晃动位移量、管线补偿量进行核算，对于能够补偿位移的刚性管线，将软管改为硬连接，降低日常管理难度和更换工作量。
4.3针对海上软管使用情况，加强与相关部门的技术交流，编制海上金属软管使用规范，建立在用户金属软管评价系统，对软管的安装、使用、管理和更换进行规范，提高日常管理水平。■
【参考文献】
［１］葛子余.金属软管弯曲疲劳寿命的研究.压力容器.
［２］宋林红,黄乃宁,张秀华.金属波纹管疲劳寿命的有限元分析.管道技术与设备,2008,（3）：16-18.
海上油田开发 篇5
在2009年哥本哈根国际气候大会上, 中国向世界承诺出“2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%~45%”的行动目标。国家发改委也在加紧筹备, 并将于2017年运行全国统一的碳排放权交易市场。据称2020年后, 中国碳市场将成为世界上规模最大的交易市场[1]。国内碳交易市场的形成对企业的碳排放管理提出了更高的要求, 越来越多的企业开始把碳排放作为一种资产进行管理。
中国海洋石油总公司 (简称中海油, 下同) 作为国资委所属的大型央企, 有必要开展针对性研究, 积极应对国内外碳交易市场发展, 把握未来碳交易市场主动权[2]。2014年9月22日, 中海油发布了《关于加强中国海油温室气体减排及碳资产管理的通知》, 要求各所属单位充分认识到温室气体减排及碳资产管理工作的重要性。本文旨在研究应用国家发改委备案的温室气体自愿减排方法学, 以及开发中海油海上油田伴生气回收利用项目CCER (中国核证减排量) 开发的可行性。
1 方法学解析与项目边界划定
1.1 温室气体自愿减排方法学
温室气体自愿减排方法学是项目开发的核心。方法学划定了项目的边界范围、涉及到的排放源、适用条件、基准线识别和设定、减排量计算、额外性论证, 以及监测计划等。已在国家发改委备案的涉及到油田伴生气回收利用的方法学总共有以下3个, 且均是CDM (Clean Development Mechanism) 机制方法学的中文翻译版本:
(1) CM-014-V01减少油田伴生气的燃放或排空并用做原料;
(2) CM-029-V01燃放或排空油田伴生气的回收利用;
(3) CM-065-V01回收排空或燃放的油井气并供应给专门终端用户。
其中方法学 (1) 适用于回收原本燃放的油井伴生气, 并将其作为原料在现有或新建的终端利用设施中生产化工产品 (如氨、甲醇、乙烯) 的项目活动。基于中海油海上油田伴生气利用特点, 以及限于海上平台空间不可能建造一个原料加工厂[3], 因此暂不予讨论。方法学 (3) 目前尚无案例可循, 且较为复杂, 故也不作讨论。本文仅针对方法学 (2) 进行详细解析。
1.2 项目边界划定
方法学CM-029-V01的项目边界框架如图1所示, 其中项目边界包括:
(1) 收集伴生气和/或气举气的项目油藏和油井;
(2) 基准线情景下伴生气和/或气举气被火炬燃烧或者直接排空的现场;
(3) 气体回收、预先处理、运输的设施和压缩机;
(4) 气举气来源地。
排放源包括:
(1) 基准线排放源——终端用户使用非伴生气或者其他化石燃料产生的燃烧排放;
(2) 项目排放源——为了回收、预处理、运输, 加压或解压的能源利用。
2 基准线情景识别
方法学CM-029-V01的基准线情景识别主要分为3个步骤:
步骤1——基准线识别。
对于项目油井伴生气和/或气举气的可能替代方案, 需要从下面方法学提供的替代情景中挑选:
G1:伴生气和/或气举气在石油生产地现场排空;
G2:伴生气和/或气举气在石油生产地现场火炬燃放;
G 3:现场使用部分伴生气和/或气举气满足现场能源需求, 剩余气体排空 (G1) 或火炬燃放 (G2) ;
G4:伴生气和/或气举气注入油藏或气藏;
G5:该拟议项目活动没有注册成为自愿减排项目;
G6:以回收、运输和利用的伴生气和/或气举气为原料, 生产其他产品。
通过项目设计分析可知, 项目的替代情景必须是G1、G2、G3和G5, 以符合方法学的适用要求。项目没有进行G4和G6的可能性。
同理, 石油和天然气基础设施可能的替代方案必须是P4“现有石油和天然气加工设备继续运行, 不对设备做任何重大改变”和P3“提供回收气至现有气体加工厂和建设必要的加工设备, 本项目活动未注册成为自愿减排项目”。项目没有进行P1、P2和P5的可能性, 限于篇幅, 其具体内容不再列出。
再次, 气举气利用可能的替代方案必须是O1“在实施气举措施的项目活动中, 使用与项目活动相同的气举气来源和量”。项目没有进行O2、O3和O4的可能性, 限于篇幅, 其具体内容不再列出。
步骤2——从法律方面评估替代方案。
此步骤旨在说明替代方案是否在法律、法规、标准等的许可范围之内。实施后, 通常只剩下两种情形:一是拟议的项目活动 (其中不申请温室气体自愿减排项目) , 二是可能的基准线情形。
步骤3—经济分析。
对于识别基准线的准则, 需要最后一个步骤——经济性分析, 也就是额外性论证。是否是基准线, 取决于拟议的项目活动是否具有经济吸引力。
3 额外性论证
目前“额外性论证与评价工具”的最新版本是第7版, 分为5个步骤:
步骤0:论证拟议项目活动是否是史无前例;
步骤1:识别符合现行法律法规的替代项目活动;
步骤2:投资分析;
步骤3:障碍性分析;
步骤4:普遍性分析。
其中步骤0可选, 根据“首例项目的额外性论证指引”, 如果能够论证项目属于首例, 则项目具有额外性, 否则继续步骤1。例如, 中国已有3个项目在CDM机制下注册[4], 伴生气回收利用项目不能算是首例申请, 因而转入步骤1。
在经过步骤1后, 保留的替代情形通常包括项目活动, 以及另外一种或两种替代情形。这些替代项目活动符合强制性的法律法规。
投资分析和障碍性分析二者可选其一。
投资分析参考使用最新版本“投资评估指导方针分析”。通过查询, 已经注册的3个CDM项目基准收益率的选取来自《建设项目经济评价第三版》, 石油行业税前基准收益率为12%。如果实际计算的IRR小于该基准收益率, 则还要通过敏感性分析进行进一步论证。敏感性分析目的在于确保在这些参数的变动范围在±10%以内, 使得IRR保持不超过该基准收益率[5]。
障碍性分析是指在识别出这些潜在风险后, 分析障碍对项目活动及其他替代方案的影响。
普遍性分析采用的工具为“普遍性分析指南”, 目的在于定量、定性证明类似项目的活动并不是一种普遍项目活动。重点是分析类似项目的活动以及项目之间存在的区别, 例如在政府补贴等方面存在的区别。
至此, 额外性论证过程完成。以上过程的完成可以初步认定项目是具备额外性的。
4 减排量计算
(1) 计算基准线减排量, 使用的公式是:
其中, VF, y——回收利用的伴生气体积, Nm3;
NCVRG, F, y——回收利用的伴生气平均热值, TJ/Nm3。需要实际测量, ;
EFCO2, Methane——CH4的二氧化碳排放系数, t CO2/T J。这里采用保守算法。根据方法学的要求, 取54.834 t CO2/TJ, 不需监测。
(2) 计算项目减排量, 使用的公式是:
其中, PECO2, fossilfuels, y——回收、预处理和输送伴生气过程消耗化石燃料所产生的排放量, t CO2e;
PECO2, elec, y——回收、预处理和输送伴生气过程消耗电能所产生的排放量, t CO2e。
以上两者按照最新版本的“化石燃料燃烧导致的项目和泄漏的二氧化碳排放计算工具”和“电力消耗导致的基准线、项目和/或泄漏排放计算工具”进行计算。
(3) 计算泄露排放量LEy。计算方法与项目减排量计算采用的工具相同。
最终, 计算总排放量。即:
5 监测方案
方法学CM-029-V01规定需要监测的参数仅有两个:气体总收集量VF, y和收集气体的平均净热值NCVRG, F, y。其中前者使用的监测器具是流量表, 用点测的方式在预处理厂的出口处 (即图1的F点) 连续测量气体量;后者采用化学分析的方法, 首先定期采样, 然后根据相关国际标准分析质量组成, 再根据质量组成比例对各种气体组分的净热值进行加权平均, 算得平均净热值。组分分析和净热值计算每月至少实施一次。
采样和分析需遵循国际标准, 如表1所示。
6 结束语
通过研究中海油海上伴生气回收利用项目CCER开发的方法学, 通过边界划定、基准线情景识别、额外性论证、减排量计算监测方案等内容可以看出, 海上伴生气回收利用项目具备CCER开发的基本条件, 有适用的方法学, 监测参数简单清晰, 监测设备和程序明确。已有注册和签发为CDM项目的案例, 属于CCER开发的优质项目。以此伴生气回收利用类自愿减排项目的探索为鉴, 期待能有更多类型的项目可被设计开发并申请备案, 为项目带来更多经济价值。
参考文献
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海上油田应急管理浅谈 篇6
1 海上平台应急工作的难点
海上平台普遍离陆地较远, 设备设施相对集中, 危险源多并且较为集中, 空间狭小, 气候和海况极为不稳定。因此海上平台的应急工作相比陆地油田来说有不少困难, 主要体现在以下方面:
1.1 应急资源有限与陆地设施不同, 陆地设施一旦发生事故需要应急救援, 可以立即调动当地的应急救援物资和应急人员, 可以在短时间内聚集大量的应急力量参与救援工作。而海上平台情况则完全不同, 一般离陆地较远, 外部救援力量在正常天气和海况的情况下需较长时间才能到达, 如果碰到恶劣的天气和海况时就更加难以及时到达救援现场展开救助。就现实情况而言, 海上平台的应急救援主要靠自救, 救援力量仅依靠平台自己的兼职救援队伍, 在救援能力、经验和水准与专业救援队伍相比有较大差距。要想控制事故不至于快速扩大或恶化, 时间非常宝贵, 如果不能在第一时间用现场的应急资源将事故控制在可控范围, 那么事故升级后而采取的后续救援将会事倍功半。因此, 平台自己的兼职救援队伍的能力和经验对应急救援的效果至关重要。
1.2 应急演练频次相对较低受制于生产、气候和海况等因素的影响, 应急演练的频次相对较低。为避免影响海上油田的连续生产以及因为人员倒班、气候、海况的因素, 相对陆地油田而言, 海上平台的演习频率明显偏低。相关规定要求, 消防演习:每倒班期一次;弃平台演习:每倒班期一次;井控演习:每倒班期一次。人员落水救助演习:每季度一次。但实际上, 受制于生产、气候和海况等因素的影响, 很多平台演习频次达不到要求。
1.3 海上平台环境特殊海上石油平台生产的是易燃易爆的石油和天然气, 有些平台由于地层原因, 石油和天然气中含有剧毒的硫化氢、汞等物质。这些危险因素给救援人员带来额外的健康甚至生命危险。同时平台空间有限, 为了最大限度的节省空间所以设备都尽可能集中和呈立体装布置, 一旦发生事故, 上下层设备相互影响, 极易导致连锁反应和在短时间内将事故扩大升级, 这给救援带来极大的意想不到的困难。
1.4 人员逃生和伤员转移比较困难尽管平台上配备了逃生用的救生艇、救生筏等逃生工具, 但这些逃生工具受限于天气和海况。特别是在火灾或硫化氢泄漏情况下, 事故发生地点有可能位于通往救生艇或救生筏的通道上, 导致人员没办法到达救生艇或救生筏集合点。尽管平台上也配备一位医生, 但由于条件的限制, 在平台上只能给伤员做一些类似急救的简单处理, 所以要想伤员得到救治只能依靠陆地上派遣直升飞机或动用船舶等工具将伤员送往陆地专业医疗机构, 而这些交通工具从动员到伤员到达陆地, 需要花费比较长的时间。时间就是生命, 这给应急救援带来诸多不利。
2 提高海上平台应急能力的方法和措施
根据海上平台应急工作的特点, 其应急能力主要体现在以下方面:现场应急指挥能力、应急队伍的救援能力、应急装备和应急资源的保障能力、全体海上员工的应急响应能力。
从以上应急能力的几个难点出发, 结合海上应急工作的特点, 可以采取以下的方法和措施来提高海上平台应急能力:
2.1 大力开展全员应急知识和要求培训和关键岗位人员应急技能培训对全员进行应急知识和要求培训主要目的是所有在平台人员具备必要的应急知识和意识, 了解自己在应急状况下的职责。应特别关注承包商人员的应急响应水平和意识的提高。
应急工作关键岗位人员包括担负关键应急职责的岗位人员, 如应急指挥人员、应急救援人员、其他关键人员。具体包括应急指挥、救援队长、救生艇长、灭火队员、担架队员等。对培训教育的投入可以换来应急能力实实在在的提高。
2.2 认真组织应急演练, 提高演练效果首先, 确保按照《海上固定平台安全规则》的要求, 组织相关应急演练。尽管海上平台生产以及天气海况的特殊性可能会影响演习的正常进行, 但一定要按照规则要求的频次和形式、内容等组织应急演练。同时, 为了保证应急演练的成效, 每次演习必须要有计划, 演习必须要有关注的重点、必须对演习的效果进行讨论, 每次演习发现的薄弱环节必须尽快解决。
最重要的是一切演练应从实际出发, 力求做到演练实战化, 认真对待每一个细小环节, 忙而不乱, 按应急预案的程序实地、实装、实操地真实演练, 只有这样才能通过应急演练在检验应急队伍的同时也检验应急设备。
2.3 提高应急装备和应急物资的保障能力良好的应急装备和应急物资的保障是应急能力建设的一个重要内容。平台上的消防设备、救逃生装备、医疗救护设备等应确保完好, 各种应急物资, 包括溢油应急物资等应按要求配备。应急装备的日常维护也非常重要, 一定要安排专人负责对应急设备定期做维修保养工作, 确保它们始终处于良好的随时可用的状况。
2.4 及时更新现场处置方案, 确保预案的适用性和可操作性现场处置方案是对海上平台应急工作的最直接、最重要的指导, 也是演习的重要参考。现场处置方案的内容应与现场风险、工艺和设备的实际情况相一致, 因此, 按照法定要求对现场处置方案更新修订外, 当相关海上平台工艺和设备、人员发生变化后, 或者当演习实践或其他原因证明原有响应程序不合适时, 就必须对现场处置方案及时更新, 确保预案的适用性和可操作性。
3 结论
海上油田应急工作的特点和应急工作实践表明, 要提高海上平台应急能力, 必须打造一支指导有方、组织有力、行动有效的应急反应队伍, 为了实现这一目标, 必须大力抓好培训工作、强化演练效果、做好应急装备应急资源的保障, 并对现场应急处置方案经常调整, 做好这四个方面工作, 就一定能促进平台应急管理的提高。
摘要：海上平台是安全环保高风险场所, 应急管理十分重要。海上平台普遍离陆地较远, 设备设施相对集中, 危险源多并且较为集中, 空间狭小, 气候和海况极为不稳定, 海上平台应急面临很大挑战。但是, 只要采取适当措施加强应急能力建设, 就可以把平台应急工作做好。
关键词：海上平台,应急管理,应急能力建设,应急救援
参考文献
海上油田腐蚀失效原因分析 篇7
1失效案例简况
南海某海上油田在2013年4月发生首次腐蚀失效事件, 腐蚀漏点位于测试分离器闭排管线弯头处。测试分离器闭排管线属于间歇式使用, 使用周期一周一次, 平时主要是停滞的液体注满在管线中。闭排管线腐蚀穿孔, 表面特征如图1~图2所示。
从图1~图2对腐蚀点的表面观察可以看出:腐蚀孔隙内侧大, 外侧小;可以推断腐蚀由内壁开始, 不断向外腐蚀, 直至穿孔泄漏, 从表面特征来看, 属于明显的由内而外的点蚀状况, 有明显的SRB腐蚀特征[1]。此外, 弯头部位有明显的冲刷痕迹, 管壁较其它处明显变薄, 说明存在明显的冲刷腐蚀现象, 但不是本次管线腐蚀失效的主要因素。
2实验室分析
2.1腐蚀产物分析
采用瑞士的梅特勒-托利多热分析仪TGA/DSC, 日本理学的X-射线荧光光谱仪, 日本理学的X-射线衍射仪分别对管线腐蚀部位的残余物做了物质热分析、X射线荧光分析和X光衍射分析。
图3为腐蚀部位残余物热分析图谱, 图3中没有明显吸热峰、放热峰, 说明腐蚀残余物中油或者聚合物等有机物粘泥含量很低, 主要成分应为结构相对稳定的无机化合物。图4为腐蚀残余物的X光衍射分析谱图, 横坐标为2θ (两倍的衍射角) , 纵坐标为衍射强度, 从图4中可以看出, 2θ为35.530、43.16、57.005、62.60处有明显的峰出现, 该图谱解析结果如表1所示, 结果表明腐蚀产物中的主要成分为铁-硅形成的晶体结构。表2中为腐蚀残余物X荧光分析, 分析表明, Fe、Si、S等为腐蚀残余物的主要元素组成;结合X光衍射分析结果, 可以推断腐蚀部位残余物中主要成分是Fe2O3, 少量Si O2及硅酸盐等, 同时少量S元素的存在说明腐蚀产物中有硫化物, 有SRB腐蚀风险的可能[2]。腐蚀残余物中含有硅酸盐, 说明该油田部分油井可能存在出沙问题, 采出液中砂质硅酸盐含量较高时, 可引起管道冲刷腐蚀, 尤其在管道弯头部位冲刷腐蚀表现较为明显。
2.2水质分析
测试分离器中水质变化比较大, 取发生事故后的分离器中的液体, 分析其水质情况。分析结果如表3所示。从表中水质分析可以看出, Na Cl、KCl含量占总矿化度的80%以上, 因此高矿化度的水质使系统产生电化学腐蚀, 是设备产生腐蚀穿孔的原因之一。其次, 油田水中Ca2+、Mg2+离子的含量较一般高, 总硬度大于2 700 mg/L (以Ca CO3计) , 并且碱度较大, 这种水质有一定的结垢倾向, 有引起垢下腐蚀的可能。但是从腐蚀产物的分析来看, 没有明显的成垢成分, 不足以引起设备穿孔, 因此可以推断垢下腐蚀不是引起事故的主因。
2.3硫酸盐还原菌 (SRB) 分析
采用绝迹稀释法 (SY/T 0532-1993) 测定了测试分离器中停留水的SRB数量, 结果表明SRB菌数为25个/m L, 含量超标, 这可以说明此处有SRB这种厌氧菌的生存条件。由于该分离器是间歇式的使用, SRB数量也会有比较大的波动。水质分析中检出少量的硫离子, 但没有检出硫酸根离子的存在, 结合在上游的水质分析中也没有检出硫酸根离子, 可以推断, 一般意义上的SRB繁殖的营养源SO42-并不存在, 但是SRB可以在生产流程中通过降解原油来获得营养, 从而快速繁殖, 并伴有H2S气体生成[3]。所以SRB是导致设备腐蚀的重要影响因素, 也是产生此次点蚀穿孔事故的决定性因素。
3硫酸盐还原菌 (SRB) 腐蚀机理
硫酸盐还原菌是一种厌氧细菌, 主要是脱硫弧菌属的细菌, 最适宜生长的温度为20~40℃, 在压力和温度较高时也能生存。在油田中SRB最可能存在于水流不快处或死水区, 此外在低流速的管线, 流动管线中的滞留点均适宜该菌种的繁殖生长。测试分离器的腐蚀穿孔恰处于弯头处, 同时该设备又是间歇式使用, 为细菌腐蚀的发生提供了客观条件。
SRB腐蚀并非它本身对金属的侵蚀作用, 而是微生物生命活动的结果间接地对金属的电化学过程产生影响。其结果, 一方面为电化学腐蚀创造必要条件, 另一方面又对电化学腐蚀的过程产生影响, SRB腐蚀实际上也是电化学腐蚀。关于SRB的厌氧腐蚀机理, 迄今为止已提出了许多机理, 主要有氢化酶的阴极去极化理论, 细菌代谢产物去极化理论, 磷化合物去极化理论等。细菌引起的腐蚀总是以孔蚀的表面形态出现, 这是由于细菌分泌形成粘液或产生硫化物诱发的[4,5]。
4结论
(1) 综合对腐蚀产物的分析、水质分析及分离器SRB检测分析, 结合穿孔管壁的表面特征, 可以判断测试分离器腐蚀失效的主要原因是SRB细菌腐蚀。
(2) 设备内部有一定的冲刷腐蚀痕迹, 结合腐蚀产物分析, 腐蚀产物中砂质硅酸盐含量较高, 这是由于油田有一定的出沙问题, 有明显的冲刷腐蚀因素, 尤其在管道弯头部位冲刷腐蚀表现较为明显。
综合以上因素, 诱使腐蚀穿孔的主因是细菌引起的点蚀, 要预防此类事件的发生, 应尽快采取有效措施抑制硫酸盐还原菌 (SRB) 的滋生。
参考文献
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海上油田水平井分段开采技术 篇8
油井中有多套层系合采时, 由于油层之间的压力、油层物理性质、原油性质等差异, 往往互相干扰, 使部分油层不能发挥应有的作用。为减少或消除层间干扰, 应分层开采。
(1) 单管分采在开采多油层的生产井内, 用封隔器将油层分隔成若干层段, 用配产器来减少层间干扰, 为便于井下作业和油井管理, 在一口井中, 一般可分3~4个层段进行分层采油。
(2) 多管分采在一口井内下几根油管, 一根油管开采一个层段, 用封隔器将层段分隔开。此法可消除层间干扰, 但在一口井中下的油管数要受井眼尺寸的限制, 不能太多, 而且井下工具和井口装置因管多而复杂化, 通常多采用双油管分采两层。在抽油井中有时也进行分层采油。
二、成熟的大位移定向、平井钻探与分段开采技术
海上油田大斜度定向井、大位移水平井成功钻探与分段开采技术的成功应用, 得益于以下成熟技术的综合支撑:
(1) 井位地质论证精、准设计技术;
(2) 地质、工程设计紧密结合, 方案优化技术;
(3) 钻井工程方案现场可操作化评估技术;
(4) 准悬链式和单圆弧式钻井设计、降磨减阻技术;
(5) 钻井工程轨迹绕障设计优化技术;
(6) PDC导向钻井方位及井斜角漂移控制技术;
(7) 抑制性、无固相钻井液体系优选技术;
(8) 井眼净化、井壁防塌控制技术;
(9) 漂浮下套技术;
三、支水平井分段开采技术与应用
3.1 方案的提出
目前A田已投产的B井, 作为第一口水平井分段开采井, 在定压差投产条件下, 日产油50t, 含水4—10%, 且有效控制住底水的锥进。因此在适宜的地下地质条件下, 在B井水平井分段开采取得成功的基础上, 进一步优化B井分支水平井分段开采方案, 已是A油田开发的迫切需求。
3.2 分段开采的地质依据与目的
(1) 具备了分段开采的先决地质条件, 油层平面上分带展布, 油层存在一定的非均质性。
(2) 长水平段满足分段开采的需求。
(3) 扩大油层波及范围、提高油层动用率。
(4控制底水锥进、防止油层快速水淹的需要。
(5节约钻井成本的需要。
(6分支水平井分段开采的工艺技术方案优化
在满足上述地质方案的基础上, 优化设计B井分支水平井二段开采的工艺方案和井下管串工艺方案, 即主井眼下入筛管+分支井眼裸眼 (或筛管) 方案。井下工艺管串的核心包含筛管+盲管+封隔器+中心管, 中心管油气入口点直接下至主井眼与分支井眼的交汇井段, 也是油气双向供油的良好通道处, 为下步电潜泵采油奠定基础。
3.3 管柱结构。
分层采油井下管柱主要由泵挂管柱和分层控制管柱两部分组成。
工作原理。分层固定配产采油装置在下井前要进行以下工作:进行油井产液剖面测试, 优化分层井段及层数。根据产液剖面测试资料、试井资料及完井电测资料分析, 优化出主产层。
根据测试结果, 确定分层采油各层的配产量。根据测试资料各层产液量、含水, 进行分层配产量, 确定油嘴大小。
根据确定的井段、层数、油嘴, 进行井下分层采油井下管柱设计, 在分层固定配产器的进液孔处用一定直径的固定油嘴控制各层产液量。当分层采油管柱下井后, 分层固定配产器释放, 打开防喷开关, 油层液体经下接头上进液孔进入油嘴, 同时顶开上方的单流阀进入油管, 经杆式泵抽吸排液。
技术特点。该管柱实现了多油层分层同采的工艺要求, 避免了层间干扰现象;检泵或更换泵型时, 不需起下分层控制管柱和泵挂油管柱, 只需起下抽油杆。
3.5 技术与应用
对长井段、非均质严重的水平井, 以及阶梯式水平井一般采用分段射孔的完井方案, 先射开下部井段生产, 生产一段时间后, 由于受底水或边底水的影响, 在整个长井段上油层的泄油供液不均衡, 射开井段含水上升, 影响了整个水平段的开发效果。由于水平井的结构特性, 决定了不能用常规的打水泥塞的办法进行封堵, 而采用以双向锚定封隔器和皮碗封隔器为主的两套水平井分段卡水采油工艺管柱, 可以可靠的封堵水层, 重新射开油层以后又可以正常生产。
(1) 双向锚定封隔器分段卡封采油管柱
管柱主要由C型水平井封隔器、YDS丢手工具、导向头、分流开关等工具组成。该管柱由C型封隔器提供双向锚定, 通过液压坐封, 液压丢手, 密封压差可达25MPa, 工艺管柱操作简便, 并可以在水平段内任意位置实现坐封、丢手需要取出时可以对扣打捞, 满足了后期卡水、换层等生产需要。
(2) 皮碗封隔器分段卡封采油管柱
皮碗封隔器卡封管柱主要由皮碗封隔器、YDS丢手工具、导向头、扶正器等组成。全部管柱支承在人工井底, 上部采用防落物管柱插入丢手接头, 防止管柱移动。该工艺管柱的优点是管柱无锚定点, 便于后续作业, 并可以实现水平段任意井段的卡封。
3.4 施效果评价
B井分支水平井在新工艺、新技术条件支撑下, 钻探取得了重大突破。分支水平井入窗卡层准确率达100%水平井钻探成功率达100%。目前已经投产, 日产油60t。为A油田的稳产作出了重要贡献。
四、结论
A油田分支水平井、分段开采技术获得成功, 得益于新技术、新工艺的成功应用, 得益于油田开发理念的新突破, 优质高效分支水平井的钻探, 是直接获得高产油气田的重要环节。尤其海上油田的开发的特殊性。分支水平井的钻探与应用将会在海上油田的增产发挥重要作用。
摘要：利用水平井开发的油藏类型已从单一的砂砾岩稠油油藏扩大到非稠油的边底水断块油藏、裂缝性油藏、整装高含水油藏、地层不整合油藏和低渗透油藏等, 从老油田挖潜转向新区产能建设和老区调整, 特别是在油田高含水后期挖掘剩余油中发挥着越来越重要的作用。水平井采油技术也由过去的全井段合采发展成为水平井段分段开采和分支井的不同井眼选择性开采技术。水平井分段优化技术可对水平井进行分段优化, 并可对生产状况进行预测。
关键词：海上油田,水平井,分段开采
参考文献
[1].万仁溥, 熊友明.现代完井工程.北京:石油工业出版社, 2000.
[2].张伟, 张宏军, 朱静.全橡胶ECP在阶梯式水平井完井固井中的应用.石油钻采工艺, 2008, 30 (3) :49-51.
氮气泡沫驱技术在海上油田的应用 篇9
1 氮气泡沫驱体系
1.1 泡沫体系筛选评价
泡沫体系是氮气泡沫驱的主要工作液, 它是决定氮气泡沫驱现场施工能否成功的关键因素之一。泡沫体系应同时具有良好的起泡和稳泡能力。不同类型的起泡剂和稳泡剂的适应性差别较大, 一般来说, 油田用起泡剂和稳泡剂主要有以下要求:
1) 起泡剂起泡性能好, 即泡沫基液与气体接触后, 泡沫体积膨胀倍数高。
2) 稳泡剂稳泡性能好, 半析水期时间长。
3) 与其它流体配伍性良好, 抗盐能力强, 且具有一定的抗油能力。
4) 具有较强的封堵性及驱油性能。起泡剂筛选评价主要包括配伍性、起泡能力、稳泡能力、热稳定性、静态吸附、耐油性能和耐盐性能等研究。
1.2 泡沫体系的确定
通过实验结合油藏条件最终优选出适合QHD32-6油田油藏条件的泡沫体系: (700-1000) mg/L稳泡剂 (WP-1) +0.3%起泡剂。其体系性能与QHD32-6油田注入水配伍性良好, 具有较强气泡能力和稳泡能力, 具备较好的热稳定性及耐盐性, 具体见表1。
2 现场应用情况
氮气泡沫调驱于2010年在QHD32-6油田南区D16井组进行矿场试验。注入方式采用混合注入, 气液比为1∶1, 累计注入量4.9万方, 累计注气量194万标方。
2.1 应用效果分析
氮气泡沫驱在QHD32-6油田现场实施取得不错效果。注入井注入压力明显提升, 由注入前6MPa提升至8MPa, 压力上升说明泡沫体系在地层起到调剖作用, 同时井组内多口生产井均出现不同程度受效。其中D15日产油量由措施前20m3/d上升至30m3/d, 日增油10m3/d, 含水下降3%;C24井日增油量5m3/d, 含水下降9%。井组综合含水下降5%, 截止2010年底累计增油4500m3。
3 结论
1) 从氮气泡沫技术现场应用情况来看, 注入压力上升2MPa、注入井视吸水指数得到改善;并且井组在进行调整注水效果同时还增加产量, 生产井大部分达到了增油降水效果。鉴于氮气泡沫调驱技术施工短、见效快, 可以考虑采用氮气泡沫调驱技术来改善注水开发效果。
2) 氮气泡沫调驱不仅能较好地改善非均质油藏注入水波及状况, 改善层间矛盾, 而且还能提高驱油效率。具有“调”和“驱”的双重功效。因此, 对于海上稠油油田高效开发提供了新的思路和方法。
参考文献
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