海洋石油勘探

海洋石油勘探（通用12篇）

海洋石油勘探 篇1

摘要：目前, 从国内外对海洋中能源的开发和勘探来看, 大都用到了地震勘探技术, 且已成为一种支柱技术, 同时, 也是获取海洋能源质量、环境质量等重要信息的主要来源。本文首先阐述了海洋能源的储存现状, 并对海洋石油地震勘探的作用和主要技术, 以及地震勘探技术的特点进行主要分析。希望对我国的海洋石油能源开采提供帮助。

关键词：海洋石油,地震勘探,技术研究

1 海洋能源储存现状

海洋中的油、气等能源蕴含量十分丰富, 人们也在不断的对海洋能源进行勘探, 并经历了由浅水到深水和技术的简易到复杂的发展历程。

1.1 世界海洋能源含量

据数据显示, 全球所有海洋中的石油总资源量占到了全球石油总资源量的35%, 但由于技术有限和开采环境的限制, 目前, 可开采率仅为总资源量的29%, 开采技术和勘探技术有待提高。《油气杂志》中对世界的海洋能源进行了统计, 数据显示, 目前, 全球已进行勘探的石油储量约为2000亿吨, 天然气储量约为200万亿立方米, 其中, 海洋中的石油资源量约为1700亿吨, 天然气储量储量为160万亿吨。

1.2 世界海洋能源分布

海洋中的能源主要分布在大陆架, 且含量丰富, 约占全球海洋总资源量的65%, 其中, 大陆的深水和海底的能源最为丰富, 可以占到总资源量的35%左右。但在已勘探开发的能源中, 浅水区仍然占有主要地位。随着海洋石油勘探技术的不断发展和更新, 现已开始向深海区迈进。我国现规定的海洋分类主要有浅海、深海、超深海三种, 其中, 500m以下的属于浅海类, 500m以上的属于深海类, 1500m以上的属于超深海类。截至目前, 全球经过勘探已知的含量中:深海类为42%, 浅海类为32%, 陆地为26%。

1.3 世界海洋石油产量

在全世界的海洋石油勘探中, 北海区域的石油开采量呈现不断增长的趋势, 且始终位列全世界海洋石油开采量之首。另外, 波斯湾的石油产量最多, 基本保持在3~4亿吨, 墨西哥湾、巴西等区域的石油产量也呈逐年递增的趋势, 年均增长幅度约为6%, 且墨西哥湾的前景最为广阔, 有望在未来的勘探中超过北海, 成为世界最大的开采海域。

2 海洋石油地震勘探的作用

进行海洋石油地震勘探可以充分带动和提高我国的海洋地质调查能力, 并推动我国海洋石油勘探事业的发展, 对海洋区域的地质构造研究、海洋环境研究、可持续生态发展研究、周边海域的岩石圈和上地幔地址层研究等都有重要帮助。

3 海洋石油地震勘探技术

在进行海洋石油地震勘探时, 无法使用经纬仪, 必须应用先进的导航定位系统, 通常使用的是精确度极高的卫星导航定位技术 (英文简称GPS) , 利用人造地球卫星发射出的电磁波来确定所述位置的经纬度, 该技术具有覆盖面广、24h运作、精确度高等诸多优点。卫星导航技术自1968年开始投入市场, 现已广泛应用于海洋石油的地震勘探技术中, 可随时测定船舶和震源及检波器等设备的准确位置, 效果显著。

海洋中, 无法使用传统的人工激发地震波技术, 因其主要靠炸药作为震源, 但若在海洋中引发炸药, 不仅对海洋的生态环境造成污染, 也会对海洋生物造成群死群伤等危害, 另外, 在海洋中引爆极易容易产生大量气泡, 从而产生冲击波, 这会对有效波产生大量的干扰, 造成无法准确勘探。因此, 研究人员针对海洋石油地震勘探研制了特殊的方法, 即非炸药震源, 这其中, 使用最为广泛的主要为空气枪震源, 且应用效果良好。

在海洋中, 地震接收设备也与陆地的设备有较大差别, 海洋进行石油地震勘探时主要使用的是海洋检波器, 这种设备需要密封在长拖缆线中, 并在一定的位置下放到海洋中的某个深度, 再由海洋深度控制器来控制其深度不变, 并由船舶拉着缆线进行施工, 经过不断的改革创新, 现已发展成一系列先进的海洋漂浮电缆接收系统, 并已大量推广使用。

4 海洋石油地震勘探技术特点

4.1 工作环境

海洋石油地震勘探与陆地石油地震勘探相比, 海洋上的环境更为恶劣, 且不确定性因素极多, 例如:海洋上极易形成台风, 它所产生的巨浪和狂风对勘探工作的正常进行会带来巨大的威胁, 导致工作暂停, 甚至会对船舶上工作人员的生命和财产安全带来威胁。

4.2 勘探方法

陆地上的石油地震勘探方法在很多方面都与海洋石油地震勘探技术相通, 但海洋的自然地理环境更为神秘, 直至今日, 都无法准确预测海洋的天气, 也没有对海洋有完全的勘探和地理数据, 同时, 海水中的物质含量较多, 且存在生物, 这都使海水的物理及化学性质即为多变, 容易对勘探技术的准确度造成一定影响。

4.3 投资风险

海洋的石油地震勘探需要的投资较大, 且随着使用的技术不断精细化, 资金更是大幅度的提升, 平均是陆地石油地震勘探的投资金额的3~4倍。且投资大多花费在钻井设备的制造与应用、及其设备的搬迁运输、维修定检等方面, 海洋上的工作人员也都需要高额的安全保险, 这都使海洋上的投资金额始终居高不降。

结语

随着国际能源市场中对石油的需求量不断加大, 海洋石油地震勘探成为了重要的课题, 且在研究中大都用到了地震勘探技术, 同时, 也是获取海洋能源质量、环境质量等重要信息的主要来源。本文首先阐述了海洋能源的储存现状, 并对海洋石油地震勘探的作用和主要技术, 以及地震勘探技术的特点进行主要分析。希望对我国的海洋石油能源开采提供帮助。

参考文献

[1]张淑莉.海洋油气资源开发对海洋经济环境的影响[D].河北师范大学, 2006.

[2]刘光鼎.中国海油气资源的勘探与开发[J].海洋地质与第四纪地质, 1986 (04) .

[3]蔺殿忠.关于加强海洋石油地震勘探的思考[J].中国海上油气地质, 1996 (05) .

海洋石油勘探 篇2

中国海洋石油总公司（简称“中国海油”、“总公司”或“集团”）是是中央特大型国有企业，也是中国最大的海上油气生产商。公司成立于1982年，注册资本949亿元人民币，总部设在北京，现有员工6.58万人。

自成立以来，中国海油保持了良好的发展态势，由一家单纯从事油气开采的上游公司，发展成为主业突出、产业链完整的综合型能源集团，形成了上游（油气勘探、开发、生产及销售）、中下游（天然气及发电、化工、炼化、化肥）、专业技术服务（油田服务、海油工程、综合服务）、金融服务以及新能源等产业板块。近年来，通过成功实施改革重组、资本运营、海外并购、上下游一体化等重大举措，企业实现了跨越式发展，综合竞争实力不断增强。

2009年，公司全年生产油气4766万吨油当量，炼油及化工品产量达3200万吨。实现营业收入2096亿元，利润总额524亿元，截至2009年底，公司总资产达5183亿元，较2009年初增长20.4%。

中国海油正以科学发展观为指导，坚持“双赢、责任、诚信、创新、关爱”的企业理念，实施协调发展、人才兴企、科技领先和低成本战略，坚持特色发展道路，推动公司的高效高速发展，努力建设国际一流能源公司。

总资产 净资产

营业收入利润总额

历年上缴利税费

中海石油气电集团有限责任公司简介 愿景：在天然气和天然气发电行业追求领先者地位，致力于成为中国乃至全球最优秀的天然气和天然气发电公司。

使命：供应，运输，提供洁净可靠能源—天然气和电力—为社会和经济发展提供能源保障，促进可持续发展！

中海石油气电集团有限责任公司（简称“气电集团”）为中国海洋石油总公司的全资子公司，统一经营和管理中国海油气电板块的业务。集团总部设在北京，法人代表、总经理王家祥。

中国海洋石油工业发展回眸 篇3

中国300多万平方公里的海疆为中国的海洋石油工业提供了辽阔的发展平台，中国的石油工作者在无垠的大海上历经创业的艰辛，沐浴改革开放的春风，将中国海洋石油工业的大幕徐徐拉开。一个新兴的民族工业的崛起史，也是共和国改革开放历史进程的一个缩影。

人拉肩扛，走向海洋

海洋石油是一个高风险、高投入、高科技的“三高”产业。没有先进的装备，也没有先进的技术，第一次踏进大海的中国石油人最富有的资产就是“石油工人一声吼，地球也要抖三抖”的大无畏英雄气概。搞海上石油不仅要抗台风、抗海啸、抗巨浪、抗冰冻、防腐蚀、而且还要克服作业过程中遇到地层压力过高发生的井喷、火灾、毒气等危险。海洋石油勘探开发就像开启的潘多拉盒子，充满了风险与挑战。中国石油人挑战大海的过程中注定弥漫着悲壮的气氛。

莺歌海，中国海洋石油工业的发祥地。1957年，原石油工业部在这里勘探发现了油气，后因越南战争，南海勘探工作被迫暂停。20世纪60年代初，大庆会战成功，我国石油实现自给。其后，根据著名地质学家李四光的学说，石油大军挥师华北，中国海洋石油的勘探重点也由此转移到了渤海湾。1965年3月，原石油部在天津市召开海洋石油勘探会议，研究下海方案，决定开展海上钻井方法的研究实验，试制混凝土钻井平台及钢结构导管架。这次会议是中国海洋石油勘探史上一个重要的里程碑。

在渤海湾最初的勘探工作中，由各处抽调来的渔船、客轮和小木船都用上了。将用于陆上石油的设备捆绑在船上，中国石油人就开始了探海之旅。1966年，中国石油人向渤海湾发起三轮“冲锋”，把渤海海1井的平台安放在井位。为了固定牢靠，石油工人们硬是用嘴从24根桩内吸出720多公斤的水泥-浆。第二年6月14日凌晨4点16分，油龙呼啸出海，国务院的贺电直达平台。之后，数口功勋并捷报频传。1967年，我国海上首次生产原油，产量203吨。中国海洋石油的工业化航程由此展开。在海上油气生产的初期，石油工人以汗水和热情，在专业设备几乎为零的条件下，用血肉之躯与大海抗争。中国石油人满怀建设社会主义国家的激情，将青春赋予了蓝色的海洋。至2008年底，中国国内海上油气产量已达到3649万吨油当量。

弹指一挥间，中国人凭着艰苦奋斗的韧劲，在祖国母亲的海疆中耕耘着，这种奋斗精神使一个产业从无到有，并取得了长足的发展。海洋油气资源的开发利用在共和国的建设、发展中发挥着越来越重要的作用。

对外合作，势在必行

从莺歌海的油气苗到1978年酝酿对外开放，是中国海洋石油工业的创业时期。苦难、悲壮、英雄主义精神与落后的技术与装备，构成了中国海洋石油创业时期的基本特征。那时候，中国石油工人最爱说的一句豪言壮语是：“西方资产阶级能够做到的，我们东方无产阶级一定能够做得更好!”事实上，我们用当时还是相对落后的陆地石油勘探技术和管理模式在挑战海洋，本身就赋予了一种悲壮意味。

1978年，在共和国成立30周年的前夕，新中国现代化建设进程再次提速，破题之举是改革开放。开局的头两步，地域棋子落在了深圳，行业棋子定在了海洋石油。

1978年3月26日，对于中国新兴的海洋石油工业来说是一个具有划时代历史意义的日子。中共中央、国务院最高决策层听取了中国石油代表团赴美考察汇报，作出了重大决策：中国海洋石油工业在自力更生的基础上，在平等互利的原则下，同外国公司直接建立起商务关系。并进一步作出了积极、稳妥的探索利用外国资金与技术，加快我国海洋石油工业发展的决策。

中国共产党十一届三中全会确立的改革开放方针，进一步确定了海洋石油对外合作的主导思想，改革、开放、探索、创新，如同精神之火照耀着海洋石油对外开放的路程。

海洋石油工业的边缘性与高风险、高投入、高科技的特点决定了发展海洋石油国际合作的模式。中国海洋石油工业作为一个工业领域全方位的对外开放、走向世界经济竞争舞台，则是中国对外开放的一种生动展示，又是中国经济走向世界开展国际合作的一种尝试。

精神突围，冲破传统的思维模式与方式，中国海洋石油的对外开放是一次思想大解放的精彩预演。经历百年屈辱、十年禁锢之后，中国海洋石油于20世纪70年代末开始的对外合作，无疑意味着对传统思维的反叛，也是对计划经济体系的一次挑战。从《中华人民共和国对外合作开采海洋石油资源条例》与对外合作《标准合同》的草拟、反复修订到确认、公布，历时长达三年，在国家利益、民族尊严与外商风险投资、回报之间，不断地追寻着平衡支点，架设一座合作的桥梁，打下合作的基石。

1982年1月31日，国务院颁布了《中华人民共和国对外合作开采海洋石油资源条例》。这是我国第一部为一个行业的开放而颁布的法律条例。八天后，国务院批准成立中国海洋石油总公司(以下简称中国海油)。2月15日，中国海油在北京东长安街一栋旧楼挂牌办公，次日即正式开始第一轮大规模对外合作招标。在第一轮国际招标中，中国海油先后与美国、英国、澳大利亚、日本、法国、加拿大、意大利、西班牙等27个国家石油公司签订了18个石油合同，合同区域而积为39199平方公里，勘探风险投资达10.3亿美元。此后，又相继开展了三轮国际招标，中国海迎来了勘探开发的热潮。

合作中学习，学习中发展

中国海洋石油的对外开放过程是一个不断学习、不断探索的过程，也是一个学习能力不断提升的过程。

“路漫漫其修远兮，吾将上下而求索。”从决策层、管理层到技术层、操作层，全方位的学习活动在每一个海洋石油员工的人生道口上留下了难以磨灭的印记。

海外留学、考察、咨询、专职培训、平行作业、理论考核与现场实操，这场大规模的学习活动的形式、方式，多种多样，异彩纷呈。一项充满挑战、呼唤激情、渴求创新的伟大的开拓性全新事业，一种振兴海洋石油工业、实现中华民族伟大复兴的强烈使命与责任感，一种对精彩生命、价值实现的强烈愿望，共同构成了这次大规模学习活动璀璨的理性光彩，一个学习型组织也由此在中国海油得以建立。

在对外合作中学技术、学管理，练就自己的“内功”。1983年，中国海油制定了对外合作和自营“两条腿走路”的方针。通过“两条腿走路”，中国海油掌握了海上油气勘探开发的十大配套技术，具备了独立开发中国近海油气田的能力。1984年，中国海油首先在尚未

对外开放的辽东湾海域取得突破，发现锦州20 2凝析气田。1986年，中国海油又在辽东湾发现了绥中36-1亿吨级大油田，极大地鼓舞了公司开展自营勘探的信心。

进入90年代，自营勘探开发出现了新高潮。这一时期自营勘探成果最突出的是在渤海，经过锲而不舍的努力，1995年，发现了我国海上第三个亿吨级石油储量的秦皇岛32—6油田，同年还在相邻地区发现了南堡35—2含油构造。

目前，中国海油凭借较强的产业能力已经成为全球最大的独立油气勘探开发公司之一，晋升全球500强企业之列。2008年，中国海油自营勘探共获得13个新发现，并成功评价了11个油气构造。

引进、消化、吸收、碰撞、融合、改革、提升，中国海洋石油的对外合作不仅仅是技术层面的提升过程，同时也是一个管理理念、运行机制不断更新、不断提升的过程。引进全新的理念与机制，不断把企业内部改革推向深入，逐步把中国海油打造成一个现代化的按照国际标准进行运作的规范的国际公司。这是一个不断进行自我挑战、自我完善的痛苦而富有生气的过程。理念创新、管理创新、机制创新，前所未有的深刻变革深入到企业的各个层面、各个领域，包括管理、经营、人事制度，分配制度等等。

中国海油立足搞活集团全部资产，立足让全体员工共同发展，立足打造集团综合竞争优势。总体设计上，先让主业资产上市使主业发展更优更快，同时激活和带动辅业资产的发展，进而通过分布上市使国有资产整体大幅度保值增值。在人的发展上，全面理解和实践以人为本，即人力资源是第一资源，人人都能创造价值；员工是企业改革的主体，而不是被改革的对象；企业的改革成本不应由员工来承担；企业改革和发展的成果要山全体员工共享。

中国海油作为国有企业改革的先行者，在开展对外合作业务的同时，完成了自身机制的蜕变，在发展中迸发出持续的动力与活力，成为了一家国际化程度较高的国字头企业。

自主创新，海洋成为热土

改革开放赋予了中国海洋石油工业最鲜明的特点，也为这个新生的工业得以快速发展提供了平台。中国海油在国际市场竞争与合作的大风大浪中，通过融合与磨砺，锻造出了自己的“硬实力”。

在资金及技术能力不断提升后，中国海油像当年外国石油公司进入中国近海一样，以投资者身份走进了国际石油市场。1994年5月5日，中国海油参股马六甲油田，这是我国第一次投资海外油田。迄今，中国海油已经在10多个国家和地区拥有业务，2008年的海外油气产量已经占到总产量的15％。

在全球诸多大石油公司蜂拥被誉为“第二个马拉开波石油捌”的渤海、 “第二个波斯湾”的南中国海，却又不得不抱憾而归后，中国海油人矢志不移，精研地质，顽强攻坚，逐步让勘探成功率远远高出全球平均水平；新的储量不断被发现；世上最稠的油田被成功开发；合作、自营的油气田开采寿命被一次次延长；新的油气田接连投产。中国海迎来了大油田建设的高峰期。目前，我国近海油气田的开发建设水平已经居于世界前列，开发重质稠油油田的工艺水平更是国际领先。

科技创新，贡献海洋。中国海洋石油工业以油气行业的科技进步助推民族工业的产业升级。目前，中国海油已经构建近海300米水深以内的勘探、开发和生产技术体系。其中，FPSO(海上浮式生产储卸油装置)作为我国海洋石油开发的重要技术，促成我国成为建造FPSO的强国，同时带动了我国造船、机械、电子和钢铁等相关行业的发展。中国海洋石油工程建造及油田配套服务的装备及技术能力进一步增强，在满足国内勘探、开发及生产需要的同时，业务已经拓展至海外地区。

中国海油自主研发的ELIS测井系统获得国家科技进步二等奖，凭借安全、优质、高效的性能，成功进人海外油田服务市场。FET地层取样器、SAS—IT地面数据采集系统等一批具有自主知识产权的科研成果迅速转化为生产力。三维可视化远程制导数据处理指挥中心使海底油气资源的勘探、开发情况尽收眼底，成为了海底油气开发的“陆上指挥部”，从而更加准确、有效地指导海底油气田的开发工作。大位移钻井技术在海底的广泛应用，降低了海上油气田开发成本，在平台下展开了一张巨大的“油网”。为了进一步开发利用海洋油气资源，为国家经济发展提供强有力的能源支持，中国海油与国内高校合作，自主研发深水开发的一系列重大装备，为开发深水做好准备。

认识海洋石油安全 篇4

安全发展历程

我国海洋石油勘探开发起步于20世纪60年代, 由于相关技术和资金方面的原因导致我国海上石油工业在起步初期发展缓慢。20世纪70年代末期, 我国海上油气勘探开发开始与国外先进石油公司合作, 我国海洋石油工业进入了高速发展期。1982年, 中国海洋石油总公司在北京挂牌成立, 当时的原油年产量不足10 t。经历几十年发展, 2000年, 中国海洋石油总公司年产油气当量有了极大提升, 油气当量突破2 000万t。2010年, 中国海洋石油总公司全年油气当量突破5 000万t, 达到6 494万t。

我国海洋石油经历多年发展, 海洋石油工业安全生产状况取得了较好成绩, 在此期间没有发生重大恶性事故, 一般事故也呈逐年下降趋势。我国海洋石油行业良好安全生产业绩的取得与现场安全管理紧密相关, 也与中国海洋石油总公司一直探索现场安全监督管理机制息息相关。

安全监管机构的演变历史

1985年5月, 经国家石油工业部批准成立了海洋石油作业安全办公室, 海油安办对我国海域的海上石油作业进行安全监督。在此期间《中华人民共和国石油工业部海洋石油作业安全管理规定》和相关的作业许可办法相继出台。

1988年7月石油工业部被取消, 国家能源部继承石油工业部的各项管理规定后对海洋石油作业安全进行统一管理。

1990年, 《海上石油天然气生产设施检验规定》和各项安全规则、要求相继出台。

1996年, 国家能源部被取消, 海洋石油作业安全由国家计委统一负责管理。

1998年, 中国海洋石油作业安全办公室改由国家经贸委负责管理, 取得国家经贸委授权管理海上油气开发的安全检查、海上油气生产设施的技术监督检验等业务管理。

2003年, 《关于国家安全生产监督管理局 (国家煤矿安全监察局) 主要职责内设机构和人员编制调整意见的通知》 (中央编办发[2003]15号) 出台, 国家安全生产监督管理局成立海洋石油作业安全办公室, 对海洋石油安全生产实行综合监督管理。并在海油安办之下设立海油分部、石化分部和中油分部;三个分部分别挂靠在中国海洋石油总公司, 中国石油化工集团公司和中国石油天然气集团公司;各分部分别在相应的海域、内湖履行职责。

2004年, 根据工作的实际情况, 石化分部海油陆地采油油田、滩涂区域并入海上管理。2005年2月, 国家安全生产监督管理总局成立;2006年1月, 国家安全生产监督管理总局发布《海洋石油安全生产规定》 (国家安全生产监督管理总局令第4号) 。

2012年11月, 中国海洋石油总公司在湛江、深圳、上海、天津4个分公司设立健康安全环保部, 分别与四地区的监督处分开, 实现了政企的相对分离。

海洋石油工业的快速发展, 海洋石油安全监督管理机构也随之发展, 使得安全监督管理机构和职能不断调整和完善, 保障了我国海洋石油工业的安全生产。

事故特点及风险

由于石油天然气开发固有的点多、线长、面广、高温、高压、有毒有害和易燃易爆气体等特点, 而海上平台除以上危险特征外, 还面临着海上平台面积小、人员密集、设备布置紧凑、海水腐蚀、飓风破坏、船舶撞击和一旦发生事故逃生、救援困难等挑战。因此, 海上石油的勘探开发工业被公认为是世界上安全风险最高的行业之一。近年来, 世界海洋石油在勘探开发过程中发生了一系列重特大事故。例如:1988年7月6日22时, 英国北海Piper Alpha石油天然气平台发生爆炸事故, 导致167人死亡。2001年3月15日, 在巴西里约热内卢州坑普斯海湾作业的巴西石油公司P-36海上半潜式采油平台发生爆炸, 导致11人死亡, 仅投产1年零2个月, 价值4.5亿美元的深水P-36半潜式平台沉没。2010年4月20日22时, 墨西哥湾钻井平台“深水地平线”发生爆炸并沉没, 导致7人重伤, 至少11人死亡, 大量石油泄漏, 井口每天约5 000桶原油进入海洋, 事发半个月溢油状况没有得到有效的补救措施, 导致原油漂浮带长200 km, 宽100 km。

现场安全管理方法

海洋石油现场作业, 不管是前期的海上设备设施建造, 还是海上设备设施的现场安装、调试及维修保养, 作业内容和作业性质都具有较高风险。针对高风险作业, 中国海洋石油行业形成了一系列安全管理方法, 下面介绍几种重点方法。

施工作业方案专项审核

在进行重大危险作业或者被评估确认为高风险非常规性的作业前, 施工方案必须经专业技术人员审核同意方可进行施工, 以减少因施工作业方案缺陷带来的重大人员伤亡事故。例如:大型结构 (如:平台安装) 吊运施工、压力容器高压实验施工、易燃易爆设施周围动火施工、进入密闭受限空间作业、拖行作业等等。

施工前进行技术及安全交底

在项目施工作业前, 由项目组组织各方施工人员参加技术和安全交底大会, 施工方案的设计和编制人员将方案的技术细节和安全注意事项向参与施工的人员进行讲解, 并进行深入探讨。同时需要编制和留存会议交底记录。

施工现场进行作业前安全分析

施工作业队伍需针对要进行的施工内容进行作业前安全分析, 辨识每个作业工序和步骤进行时的风险, 对不可接受的风险进行规避和采取必要的措施, 并形成书面记录保持在作业现场。此项工作通常由项目施工负责人组织召开, 安全监督人员、施工人员必须参加讨论, 也可邀请方案设计人员、资深作业人员、现场技术人员等参与讨论。

施工作业许可证制度

中国海洋石油总公司提出了在需要开展“十大高风险作业” (电器作业、高处作业、联合作业、路上交通运输作业、起重作业、热工作业、设备检修作业、挖掘作业、危险化学品作业、限制空间作业) 时, 必须进行作业许可申请, 取得作业许可证方可进行施工。作业许可制度有效降低了重大危险作业的风险。

作业人员安全培训制度

在施工现场除开展入厂新员工三级教育、外委施工人员入场培训、安全监督及特种作业人员取换证培训外, 中国海洋石油总公司还针对HSE管理体系实行了全体员工HSE体系文件学习培训。以发生在现场事故案例和排查隐患情况为学习资料, 通过案例借鉴和经验分享的培训方法, 对施工过程中员工不安全行为和不安全状态进行统计分析, 对于易发生的现象进行专项培训和制定相应的控制措施, 使得安全培训更具有针对性, 同时从根本上提高了员工的安全意思和施工队伍的安全管理能力。

海洋石油施工现场隐患排查奖励制度

中国海洋石油总公司施行隐患举报奖励制, 公司依据隐患大小严重程度进行一定金额的奖励, 极大激励了现场作业人员的安全隐患排查积极性, 并对发现的问题和隐患进行建档, 现场安全监督负责跟踪隐患整改情况, 使得隐患管理规划化、程序化, 实现了施工现场安全状况的良性循环。

安全监督管理机制

我国海洋石油行业在依靠国家海洋石油安全生产法律法规、行业标准及相关管理细则, 学习借鉴国际先进的海上石油作业安全监督管理模式的基础上, 充分结合海洋石油作业的事故特征、风险特点, 以及我国海洋石油现场安全管理的实际情况, 探索出了一套适合中国海洋石油作业特点的安全监督管理机制, 即“制度把控、作业者负责、第三方审核、政府监管”。

制度把控

制度把控也就是海洋石油现场作业施行制度化安全管理, 其中主要包括平台总监负主要责任制度, 伤亡事件绩效考核制度, 外委安全员监督制度, 现场作业许可证制度, 作业申请逐级审核制度等等。

作业者负责

作业者负责即作业方对海洋石油勘探开发全生命周期内的作业进行负责监管, 包括油气田总体开发方案的设计、油气田设备设施的建造、设备设施的组装、安装及设备设施的报废处置等, 同时作业方要建立完善的健康安全管理制度和安全应急管理体系, 并针对安全管理制度及应急管理体系进行持续改进和不断完善。海上设备设施需要经常性维修、更换和保养, 这些工作通常需要外委协作, 而保障外委施工人员的安全及管理也是作业方的职责之一。另外, 依据海洋石油相关法律法规及管理细则, 海洋石油勘探开发过程中, 外委作业人员同样是安全工作落实的主体, 应当对施工作业的安全问题进行安全管理, 并自觉遵守落实相关安全生产法律法规, 提高自身安全作业意识。

第三方审核

第三方是指取得国家政府部门相关安全审核资质的检验机构, 第三方审核是指针对油气田开放设备设施的建造、组装及安装、调试及设备投入使用, 延期服役等关键设备设施和过程的审核和认证;对达到生产安全标准的设备设施和作业环境进行发证, 对处于风险状态的设备设施、环境进行安全评估, 并出具相应的风险控制策略, 第三方对审核和评估的结果全权负责。选取审核和评估的第三方机构通常是国内外权威机构, 例如:美国ABS船级社, 挪威DNV船级社, 法国BV船级社, 英国劳氏船级社和中国船级社等。通过实践证明对关键设备设施进行第三方审核制度对保障海上石油安全作业起到了良好的作用。

海洋石油作业除了必须对重大设备设施进行第三方审核外, 对外委作业承包方资质、外委作业人员安全作业能力、进入平台的工具合格要求等也进行审核、检查, 并要填写审核、检查记录, 做到谁审核谁负责, 责任落实到个人。这种作业方与审核方分开安全管理的制度, 进一步保障了海洋石油作业的安全, 提升了安全管理的作用。

政府监管

海洋石油工程钻井工艺工程 篇5

海洋石油工程钻井工艺工程

海洋钻井前先将钻井机械装在定位于海中的平台，钻井工艺基本上与陆地钻井相同。但由于钻井装置和海底井口之间存在着不断动荡的海水，因此海上钻井具有特殊性。

一钻井平台的选择

钻井平台主要分为活动式平台，固定式平台，半固定的张力腿式平台，拉索塔式平台 其主要依据是水深，海底地质条件，海洋环境，钻井类型，后勤运输条件等 活动式平台，由于机动性能好,故一般均用于钻井。坐底式平台特别适合于浅海(10米左右及岸边的潮间区)油田的钻井和采油工作。自升式平台和半潜式平台主要是供钻井之用，当油田的规模很小而又不宜设置固定式平台时，也可做采油用。活动式平台整体稳定性较差，对地基及环境条件有一定的要求。

固定式平台整体稳定性好，刚度较大，受季节和气候的影响较小,抗风暴的能力强。缺点是机动性能差,一经下沉定位固定，则较难移位重复使用。桩基平台属钻井、采油平台,工作水深一般在十余米到200米的范围内（个别平台超过300米）,是目前世界上使用最多的一种平台。从设计理论和建造技术来衡量，它都是一种最成熟和最通用的平台型式。钢筋混凝土重力式平台是70年代初开始发展起来的一种新型平台结构，目前主要用于欧洲的北海油田。这种平台具有钻井、采油、储油等多种功能，水深在200米以内均可采用，最佳水深为100～150米。

半固定的张力腿式平台及拉索塔式平台是两种适合于大深度海域（200米以上）的平台结构。是近年来发展起来的新结构型式，具有明显的优点。但仍处于研究试制的阶段。活动式平台，由于机动性能好,故一般均用于钻井。坐底式平台特别适合于浅海(10米左右及岸边的潮间区)油田的钻井和采油工作。自升式平台和半潜式平台主要是供钻井之用，当油田的规模很小而又不宜设置固定式平台时，也可做采油用。活动式平台整体稳定性较差，对地基及环境条件有一定的要求。

固定式平台整体稳定性好，刚度较大，受季节和气候的影响较小,抗风暴的能力强。缺点是机动性能差,一经下沉定位固定，则较难移位重复使用。桩基平台属钻井、采油平台,工作水深一般在十余米到200米的范围内（个别平台超过300米）,是目前世界上使用最多的一种平台。从设计理论和建造技术来衡量，它都是一种最成熟和最通用的平台型式。钢筋混凝土重力式平台是70年代初开始发展起来的一种新型平台结构，目前主要用于欧洲的北海油田。这种平台具有钻井、采油、储油等多种功能，水深在200米以内均可采用，最佳水深为100～150米。

半固定的张力腿式平台及拉索塔式平台是两种适合于大深度海域（200米

以上）的平台结构。是近年来发展起来的新结构型式，具有明显的优点。但仍处于研究试制的阶段。

二钻井平台的定位锚泊定位用锚抓住海底，再通过锚链或锚缆拉住平台将其定位。锚泊定位的最大水深可大1200m。

2动力定位利用平台本身的动力装置产生的定向动力，来平衡会是平台偏离标准位置的风力，波浪力和海流力，从而使浮动的未锚定的平台自动保持在一个规定的移动范围内。

三钻井水下装置

其系统组成为：

1引导系统

（1）井口盘：第一个被安放在海底的圆饼形部件。中心开孔，孔内有与送入钻具配合的“J”槽。用于确定井位，并固定水下井口。

（2）导引架结构：有四个导引柱，每根柱上有一根永久导引绳。其作用是导向。

（3）导管：也起导向作用

2防喷器系统：水下井口装置的核心部分

包括：万能防喷器，剪切闸板防喷器，半封闸板防喷器，全封闸板防喷器，四通及压井防喷管线，防喷器控制操作系统等

防喷器系统的控制操作通常是用电力、气动和液压系统组成。液压管线汇集起来形成“管束”，捆绑在防喷器框架上，引向平台的软管绞车上。液压能量由平台上的储能器提供。平台上的控制部分，一般有电动和气动控制系统。电动控制简单、迅速，所以一般情况下尽可能使用电动控制。在发生井喷的情况下，不允许使用电的时候，就要使用气动控制系统。隔水管系统处在防喷器系统的上面。

1)主要作用：

①引导钻具入井，隔绝海水，形成泥浆循环的回路。

②隔水管系统还要承受浮动平台的升沉和平移运动。

2)隔水管系统包括：

伸缩隔水管，隔水管，弯曲接头，张紧装置等

4套管头组根据钻井时要下套的层数，一层套一层，以悬持套管接防喷器。

5连接装置保证井口装置外罩与防喷器之间，以及防喷器顶部与下部的水下隔水管住之间形成主压力密封。常用的连接器为液压卡快式。

使用浮动钻井平台钻井时，导管井段的施工：

第一步，下井口盘，建立海底井口。

将井口盘接上送入工具，然后接钻柱下放，钻柱上套有导向臂。井口盘上有四根临时导引绳，并穿过导向臂的导引孔，也随着下钻而下放。下钻到海底后，坐牢井口盘后，退出送入工具，起钻。

第二步，钻导管井段的井眼。

通过临时导引绳，下入带有钻头的钻柱，准确进入井口盘的内孔，并向海底钻进。钻进时采用海水作洗井液，有进无出，打进的海水带着钻屑返回到海底，钻达预定深度即可起钻。

第三步，下导管并注水泥。

通过临时导引绳，将导管下入，导管的上面接导管头，并装上导引架，导管头内接上送入工具，再接钻杆，用钻杆将导管及导引架送入到海底，导管进入井眼，导引架坐在井口盘上。在钻台上通过钻柱向井内打入泥浆并循环洗井，然后即可注水泥固井，不仅封固导管，而且多余的水泥浆返至海底，将井口盘和导引架牢牢地固定于海底。退出送入工具并起钻，并割断临时导引绳。第四步，下入隔水管系统。

通过永久导引绳，将隔水管系统下入，并利用快速连接器与导管头连接。

四井身结构与钻具组合井身结构是指由直径、深度和作用各不相同，且均注水泥封固环形空间而形成的轴心线重合的一组套管与水泥环的组合。

井身结构主要由导管、表层套管、技术套管、油层套管和各层套管外的水泥环等组成。

1）.导管：井身结构中下入的第一层套管叫导管。其作用是保持井口附近的地表层。

2）.表层套管：井身结构中第二层套管叫表层套管，一般为几十至几百米。下入后，用水泥浆固井返至地面。其作用是封隔上部不稳定的松软地层和水层。

3）.技术套管：表层套管与油层套管之间的套管叫技术套管。是钻井中途遇到高压油气水层、漏失层和坍塌层等复杂地层时为钻至目的地层而下的套管，其层次由复杂层的多少而定。作用是封隔难以控制的复杂地层，保持钻井工作顺利进行。

4）.油层套管：井身结构中最内的一层套管叫油层套管。油层套管的下入深度取决于油井的完钻深度和完井方法。一般要求固井水泥返至最上部油气层顶部100～150米。其作用封隔油气水层，建立一条供长期开采油气的通道。

5）.水泥返高：是指固井时，水泥浆沿套管与井壁之间和环形空间上返面到转盘平面之间的距离。

钻具组合根据地质条件和井身结构，钻具的来源等决定钻井时采用的和种规格的钻头，钻铤和钻杆，放钻杆配合连接起来组成的钻柱。

五钻进钻头钻入地层或其他介质形成钻孔的过程。全井钻进过程

（1）第一次开钻下表层套管

(2)到预定井深完井;如遇到复杂地层，用泥浆难以控制时，便要起钻下技术套管。

（3）第三次开钻在技术管道内用再小一些的钻头往下钻。

依上述顺序下钻，直钻到预定深度完井，下油层套管。钻进作业

1）下钻将钻杆住下入井中，使钻头接触井底，准备钻井。

2）正常钻进启动转盘通过钻杆住带动井底钻头旋转，借助手刹车刹车，给钻头施加适当的压力以破碎岩石。同时开动泥浆泵循环泥浆，冲刷井底，携出岩屑，保护井壁，冷却钻具。

3）接单根随着正常钻进的继续进行，井眼的不断加深，需不断地接入长钻杆柱。

4）起钻需要更换钻头时便将井中全部钻柱取出。

5）起钻结束，将钻头提出井头，用专业工具卸下旧钻头，换上新钻头。

六固井井壁筒沉到井底找正操平后，通过管路向井壁筒外侧与井帮之间的环形空间注入相对密度大于泥浆的胶凝状浆液，将泥浆自下而上地置换出来并固结井壁筒的作业。分为三步

1．下套管

套管有不同的尺寸和钢级。表层固井通常使用20~13 3/8英寸的套管，多数是采用钢级低的“J”级套管。技术套管通常使用13 3/8~7英寸的套管，采用的钢级较高。油层套管固井通常使用7~5英寸的套管，钢级强度与技术套管相同。根据用途、地层预测压力和套管下入深度设计套管的强度，确定套管的使用壁厚，钢级和丝扣类型。

2．注水泥

是套管下入井后的关键工序，其作用是将套管和井壁的环形空间封固起来，以封隔油气水层，使套管成为油气通向井中的通道。

3．井口安装和套管试压

下套管注水泥之后，在水泥凝固期间就要安装井口。表层套管的顶端要安套管头的壳体。各层套管的顶端都挂在套管头内，套管头主要用来支撑技术套管和油层套管的重量，这对固井水泥未返至地面尤为重要。套管头还用来密封套管间的环形空间，防止压力互窜。套管头还是防喷器、油管头的过渡连接。陆地上使用的套管头上还有两个侧口，可以进行补挤水泥、监控井况。注平衡液等作业。

七完井

完井（well completion）钻井工程的最后环节。在石油开采中，油、气井完井包括钻开油层，完井方法的选择和固井、射孔作业等。对低渗透率的生产层或受到泥浆严重污染时，还需进行酸化处理、水力压裂等增产措施，才能算完井。根据生产层的地质特点，采用不同的完井方法：

①射孔完井法。即钻穿油、气层，下入油层套管，固井后对生产层射孔，此法采用最为广泛。

②裸眼完井法。即套管下至生产层顶部进行固井，生产层段裸露的完井方法。此法多用于碳酸盐岩、硬砂岩和胶结比较好、层位比较简单的油层。优点是生产层裸露面积大，油、气流入井内的阻力小，但不适于有不同性质、不同压力的多油层。根据钻开生产层和下入套管的时间先后，裸眼完井法又分为先期裸眼完井法和后期裸眼完井法。

③衬管完井法。即把油层套管下至生产层顶部进行固井，然后钻开生产层，下入带孔眼的衬管进行生产，此种完井法具有防砂作用。

④砾石充填完井法。在衬管和井壁之间充填一定尺寸和数量的砾石。我们一般所说的完井指的是钻井完井（Well Completion）也就是油气井的完成方式，即根据油气层的地质特性和开发开采的技术要求，在井底建立油气层与油气井井筒之间的合理连通渠道或连通方式。

海洋石油勘探 篇6

通过设计和建造上的严格要求，即便是三五千吨的船只正面撞击“海洋石油981”，也很难使其发生倾覆等状况。三年多前“海洋石油981”交付时，对大多数中国人来说还只是国家重大装备制造领域不太引人注目的一个。

据悉，大型深水设备被海洋油气业界称为“流动的国土”。在南中国海领海争议正烈之际，“海洋石油981”钻井平台代表了中国在南海油气竞争中的姿态，熟悉海洋工业的人已经从编号中读出其身份：“9”代表钻井船，“8”代表深水，而“1”，则代表这是迈向深水油气资源的第一步。

“海洋石油981”建造记

如今，“海洋石油981”已像南海礁盘上那些岿然不动的主权碑一样，成为中国在这片海洋存在的象征。

自2008年4月28日切割第一块钢板，到2011年11月30日进行海上移交，大约1000天的 “海洋石油981”建造、调试过程，凝聚了中国人对海洋的梦想、理解，还有与海洋有关的智慧与技术。当然，不只是这1000天的努力。向前，至少可追溯到2002年开始孕育的跟踪项目，乃至上世纪70年代末中国对此类平台的第一次重大尝试。

2002年春天，也就是“海洋石油981”正式动工6年之前、平台交付10年之前。

刚刚到外高桥造船有限公司报到几个月的上海交大结构力学博士毕业生陈刚，被选中参与一个重大项目：“新型多功能半潜式钻井平台研制”。它是原国防科工委提出的“十五”高技术船舶科研计划48个重点项目中的一个。如今看来，“新型多功能半潜式钻井平台研制”揭开了中国进军深水开发的序幕。值得注意的是，就在2002年，中国新增石油产量的85%来自海洋。只是，当时大多数人还未关注到它打开的全新世界。

由于国际油价低迷和其他复杂因素，此前20年中国先进深水海洋钻井平台一直处于空白状态，这也是当时整个中国海洋工程低迷状况的缩影。虽然拥有广袤的海疆和丰富的海洋能源，但中国上一次对深水半潜式钻井平台的尝试还要追溯到1983年，当时由上海船厂建造了最大工作水深200米、最大钻井深度6000米的“勘探三号”。

1974年，日本开始在东海中国海域擅自进行能源勘探。国务院和原地质矿产部启动“勘探三号”项目，以捍卫中国海洋主权和海洋资源权益。

作为2.5代深水半潜式钻井平台的“勘探三号”建造历时十年，期间经历各种曲折。“但它还是达到了当时的国际先进水平。”这个项目的主持者之一、后任国土资源部海洋办公室副主任的萧汉强告诉记者，“勘探三号”后来还租借给美国、俄罗斯，在全球各地工作。

至今仍在服役的“勘探三号”很好地完成了国家赋予的使命：它在东海的工作，奠定了今日中国东海系列海上油气田的基础。其中，“勘探三号”完成的最深井是位于东海的“天外天一井”，以5000.3米的深度，长久保持着中国海底油气井的最深纪录。产量最高的则是东海“平湖四井”。此后约20年间，中国在这个领域的技术水平由“勘探三号”时的世界前列，一直掉落到国际第三集团。

到2002年，陈刚他们和中国船舶及海洋工程设计研究院、上海交通大学等单位启动“新型多功能半潜式钻井平台研制”时，手上几乎一片空白。

“开始这个课题主要任务是跟踪，就是了解当时国际上最先进的设计水准什么样，搞深水半潜平台需攻克哪些关键技术，当时还是以第五代平台为主。”陈刚说，作为以深水为主的先进钻井平台类型，深水半潜式钻井平台自1962年出现，代际之间主要以平台工作水深、可变载荷、钻井能力等为划分原则。

2002年为研制“新型多功能半潜式钻井平台”，陈刚随外高桥造船有限公司的高层领导到新加坡调研。该国是全球最强大的深水钻井平台制造地。“我们在船坞里看到一座平台，是第五代。当时看到它的那种心情，就是完全没有想到我们也会在不久的将来能造一个，当时感觉差距太大。”

2001年，被称为中国海洋地质之父的中科院院士刘光鼎上书中央，提出“油气二次创业”的建议。除采取新的能源勘查理论，这份报告揭示了中国之前油气勘探与产出之间的巨大差异，警示中国将面临更严重的能源挑战。此后，一系列能源勘探、开发课题、项目立项。

焊接长度240公里

据悉，建造“海洋石油981”的材料中有大量高强度钢，因坚固和安全是对这个巨大装置的第一要求。总设计师、中国船舶及海洋工程设计研究院海洋工程部副主任沈志平告诉记者，“海洋石油981”的基本要求就是适应南海海况。比如，以百年一遇的风浪作为设计基础，然后又用200年一遇的风浪进行模拟检验，这相当于遭遇17级台风。

最终，在上海交大海洋工程重点实验室对几十种海况进行模拟实验，计算机还对1000多种海况作了模拟运算。另一个要点是：“海洋石油981”有复杂的锚泊系统，也就是用船锚进行停泊。它有12个15吨重的船锚，每个都可产生800多吨的抓力。

船锚链每根长1750米、重约280多吨，其中还加入了以高强度尼龙绳为主的合成纤维索，从而吸收平台移动产生的能量。在需要时，这个系统可以每分钟156米的速度将船锚快速抛射出去，它自己也带有传感器，随时探知自己承受的压力。

在后来的调试过程中，“海洋石油981”两次遭遇风力超过15级台风袭击，都没发生移动。此外，由于南海海域较大，返回陆地补给困难，要求有世界最大的9000吨可变载荷，而这后来又给它的建造带来极大难题。

“海洋石油981”未来将工作于环境条件恶劣的南海，对建造质量要求几近苛刻，针对焊接要求高的特点，我们组织了超过2000人的焊工考试。”陈刚说，用最好的焊工参与建造“海洋石油981”。

当时负责现场建造的外高桥造船有限公司海洋工程部副部长张伟告诉记者，由于大量使用了高强度钢，给焊接带来巨大挑战：对除锈、湿度、温度都有很高要求，“湿容易产生气孔，因要比较高的焊前温度，就用电热夹板一样的装置进行预热，焊接完还要作保温处理。”

许多零部件的高强度钢都是从国外进口，“一块板子返工两次，就废掉了。”他说，所有位置的焊接都采用可追溯实名制，探伤检查时发现问题“直接淘汰责任人”。

整个“海洋石油981”焊接长度是240公里，其中包括30公里平面焊接、210公里直角焊接。这个距离，大约从北京到天津再返回。“因焊接时要往复焊，焊枪走过的实际距离远远超过这个长度。”

对坚固度的苛刻要求，使建造面临挑战几乎无处不在，如通常安装室内防火门要在钢板上开方形孔，但因大量采用强度超高、柔性不足的20毫米以上高强度钢，如果打方孔，四个角会因受力过大而开裂。经过计算，只有在四个角上开一定弧度圆角，才能够保证钢板的坚固，但这样又和防火门形状冲突。最终，“海洋石油981”上的防火门都是在圆角门框上又上下左右各补了钢板，从而达到安装要求。

因需要其他船只靠近补给等原因，“海洋石油981”也对可能发生的碰撞和摩擦有所考虑。陈刚说通过设计和建造上的严格要求，即便是三五千吨的船只正面撞击，也很难使其发生倾覆等状况。

17级台风中稳定如一

2010年2月26日，第670天，“海洋石油981”出坞。

离开船坞是一个极其精细的作业过程：由于体形过大，它与船坞的距离，几乎是外高桥一号船坞生产过的产品中最小的。在垂直方向上，因重量过大，它在最高潮位时距船坞底只有0.7米。

除以每分钟10米以下的速度小心翼翼地移动，“海洋石油981”出坞时还要在船坞两岸派专人观察它与船坞壁之间的距离，一旦出现问题立刻把隔断物塞进去，防止直接摩擦。

2011年夏天，已离开船坞一年多的“海洋石油981”进入最后建造环节：在海面安装8个大马力推进器。这也是它在南海风浪中保持稳定的最主要依靠。

除了锚泊，它拥有被称为“DP3”的动力定位系统——由GPS卫星定位、调整系统和可以360度旋转的推进器组成。即使遭遇17级台风，计算机随时根据定位调整推进器的方向和马力，最终使“海洋石油981”稳定于海面一个点。

推进器高3米多，无法在外高桥造船有限公司码头安装，必须拖航到舟山附近30米深的海域才能完成安装作业。这也是中国第一次在海上进行深水半潜式钻井平台推进器水下安装作业。

陈刚承认，在历时3年多的建造中，“海洋石油981”遭遇了诸多意料之外的挑战和困难，“但年轻的海工团队成功借鉴了先进国际海洋工程项目的管理经验和设计经验，平稳有序地推进了‘海洋石油981’平台的设计、建造、调试和海上安装、联合调试。”

海洋石油作业现场坠落防护 篇7

目前, 在海洋石油作业现场的健康安全环境管理体系大多完善了高处作业安全管理规定, 对人员职责、高处作业界定及坠落防护用品使用提出了要求, 但是由于缺乏系统培训以及承包商人员安全意识参差不齐等原因, 在高处坠落防护用品的配备、选择、使用、维护保养等方面仍存在一些问题。

本文分析了海洋石油行业坠落防护的现状, 并提出了相应建议, 以探讨如何做好海洋石油作业现场高处作业防护。

完善作业全过程防护

海洋石油高处作业过程分为登上作业面、在高处作业面上作业、作业结束后回到甲板面3个步骤, 每个步骤都需要进行坠落防护。目前各海洋石油作业现场对高处作业面上的作业防护监管普遍比较严格, 作业人员基本都能佩戴双挂钩安全带。但是对登上作业面和返回基准面的过程, 往往缺少具体要求和防护措施。而登上作业面和返回基准面又十分频繁, 比如吊车工上下吊车、操作工上下分离器巡检、井架工上下井架等, 虽然这些设备的直梯都装有护笼, 但是并不能从根本上起到防坠落的作用。

因此, 针对海洋石油行业现场直梯多的现状, 笔者建议在每个直梯顶部安装自锁速差器, 用绳子将速差器挂钩引到甲板, 需要攀爬时, 作业人员拉下挂钩, 系在全身安全带上, 从而有效防护人员坠落;或者在直梯上安装防护钢缆, 员工攀爬时佩戴垂直钢缆坠落制动器, 以保障作业人员安全。

配备现场营救设备

如果发生人员坠落后, 对坠落者营救延迟的话, 会导致其产生悬挂外伤, 一般情况下, 悬挂超过5 min就会对其身体造成伤害, 如果超过15 min甚至可能会造成人员死亡。很多时候坠落者在坠落过程中会受到一定程度的伤害, 而且坠落者基本上不具备自救的能力, 因此需要监护人员尽快将坠落者安全营救到地面。

目前海洋石油各行业普遍缺少高处坠落营救预案及营救设备, 同时, 由于海洋石油平台远离陆地, 缺少外部可支持的营救资源, 加之医疗条件有限, 这也导致了救助人员时间的延长。发生高处坠落后, 现场人员往往会显得束手无策。

因此, 笔者建议各海洋石油作业现场均应配备高处营救设备并定期组织人员进行培训, 同时, 在高处作业前进行JSA分析 (Job Safety Analysis, 工作安全分析) , 完善相关救援预案, 指定专门的救援人员, 从而保证一旦发生人员坠落后, 能够在尽可能短的时间内施救。

选择合适的挂点

在海洋石油平台现场高处作业时, 作业人员很多时候都会找不到合适的挂点。在笔者对现场100名经常进行高处作业人员的问卷调查中显示, 所有人都遇到过“经常找不到合适挂点”的情况。例如, 在检查中经常发现, 作业人员由于找不到合适挂点, 而将安全带挂在电缆桥架、仪表管线及管线支撑上。而且由于平台甲板层高限制, 上一层甲板顶部的作业无法高挂低用安全带, 作业人员往往只得将安全带挂在与脚部同高的位置。这时就要特别注意“坠落系数”。

坠落系数是衡量挂点位置与安全绳长度之间关系的参数, 其数值等于自由坠落距离和安全绳长的比值, 通常为0~2, 数值越高对于挂点的冲击力越大, 其中自由坠落距离是指从坠落到安全绳受力时运行的距离。简单来说, 当挂点高于头部, 人员一旦坠落安全绳就会受力, 此时坠落系数为0;当挂点平行或略高于安全带的固定点, 人员坠落一定距离 (安全绳长) 时安全绳才受力, 此时坠落系数为1;当挂点较低, 比如位于作业人员脚部, 人员要坠落较长距离 (2倍安全绳长) 安全绳才受力, 此时坠落系数为2。

那么, 如果仅将安全带挂在电缆桥架、仪表管线及管线支撑上, 特别是当坠落系数为2时, 一旦发生人员坠落, 挂点将很可能由于不能承受巨大冲击力, 而发生断裂, 造成人员伤亡事故。因此, 合格的挂点必须能够承受10 k N以上的冲击力。在进行高处作业时, 特别是当坠落系数为2时, 作业现场如果没有合格挂点, 则必须采取在工字钢上安装钢筋架、搭设水平生命线或架设临时锚点等措施, 以确保挂点的稳定牢固, 从而保障作业人员的安全。

同时, 由于目前各作业现场所用安全带有的是国内生产, 有的是进口产品, 遵循的标准不一, 对使用的要求也不一致, 使用者混杂使用, 缺少此方面培训, 一旦发生坠落, 必然造成人员伤亡事故。因此, 各作业单位, 必须对员工经常开展特殊劳动防护用品使用的培训, 使每一位作业人员都了解所佩戴劳动防护用品的性能和使用方法。

注意坠落净空

在使用安全带时, 应注意保证足够的坠落净空, 以避免作业人员在坠落时不会碰到低层结构, 如果系挂点高度不够, 人员坠落时则会触及甲板, 造成严重摔伤。

坠落净空等于挂绳长度、减震器展开长度、人体身高、安全间隙之和, 简单来说, 就是挂点与甲板或地面应保持的距离。不过, 由于国内产品与进口产品使用的标准不同, 安全带的挂绳长度与减震器展开的长度也不一样。

以人体身高为1.7 m, 安全间隙为0.5 m为例计算, 使用我国或欧洲标准 (挂绳最长长度2 m, 减震器展开最长长度1.75 m) 的安全带所需坠落净空最小为5.95 m, 而使用美国标准 (挂绳最长长度1.8 m, 减震器展开最长长度1.1 m) 的安全带所需坠落净空最小为5.1 m。

目前, 在海洋石油作业现场中, 虽然各作业单位都严格要求作业人员在高度超过2 m的作业现场作业时必须佩戴安全带, 作业人员也基本都能很好地执行, 但是很多作业单位、作业人员对于安全带对坠落净空的要求却缺乏了解, 在坠落净空高度不够时使用安全带的情况十分常见, 严重威胁着作业人员的安全。由于达不到安全带坠落净空的高度, 导致人员坠落造成摔伤的情况还时有发生。

为了解决坠落净空不够的问题, 有时作业人员会在作业时将安全绳减震器隔离, 但隔离减震器后坠落冲击力将高达22 k N (9 k N会造成人员受伤) , 后果将更为致命。因此, 笔者建议, 在低于所需坠落净空的高处作业中, 可不使用安全挂绳, 而改用自锁速差器, 以此有效减小对坠落净空的要求, 同时有效减小坠落的冲击力。

做好检验和维护

海洋石油安全管理探析 篇8

诸多海洋石油作业事故教训告诉我们, 减少事故就是最大的节约。所以要应正视风险的存在, 强化管理, 以科学的方法辨识危险源, 预测风险, 制定有效的防范措施, 保障海上作业人员生命与财产安全, 保护海洋环境, 合理有效地开发利用海洋石油资源。

1 海洋石油作业的基本要求及特点

1.1 海洋平台要经受各种恶劣气候和风浪的袭击, 经受海水的腐蚀,

经受地震的危害。为了确保海洋平台的安全和可靠有效的工作, 因此对海上生产设施的设计和建造提出了严格的要求。

1.2 由于海上采出的油气是易燃易爆的

危险品, 各种生产作业频繁, 发生事故的可能性很大, 同时受平台空间的限制, 油气处置、设施、电气设施、人员住房可能集中在同一平台上, 因此对平台的安全生产提出了极为严格的要求。要保证平台人员的安全、保证生产设备设施的正常运行和维护, 并尽大程度降低人员的劳动强度, 增强设备设施安全生产和作业的可靠性。

1.3 在任何生产和作业情况下,

要严格平台废物的排放, 严禁各种海洋石油生产作业事故造成的原油泄漏。因此, 海上油气生产设施应设置“三废”的处理和回收装置, 使之达标排放, 还应备有原油和有毒有害气体泄漏的处理设备。

1.4 由于海洋平台规模大小决定了投资

的多少和投资的回收情况, 因此要求平台上的生产设备设施布局集中度高, 对于某些浮式生产系统上的设备来说, 还要考虑船体的摇摆对油气处理设备的影响。要求设备的自动化程度高, 设置中央控制系统来对生产和作业进行集中监控, 减少操作人员和操作的复杂性,

1.5 海上生产设施由于地处海洋, 相当

于一个独立的系统, 因此要求建立一套完善的供应系统以满足海上平台的生产和生活需求。要求解决海洋平台生产和生活的电力问题, 所以一般采用天然气发电机系统, 平台群中平台间的供电是通过海底电缆实现的。为确保生产和生活的安全, 平台上要求独立的应急电源, 应急电源包括:应急发电组、蓄电池组和交流不间断电源 (UPS) 。

2 加强海洋石油安全管理的对策

如前面分析的那样, 海洋石油也做面临着比陆上石油生产更多的危险因素, 如何避免不必要的损失和降低可能的风险, 在安全管理上要求不同于陆上石油生产的一套安全系数更高的方法。

2.1 建立以安全评价为基础的开发工程风险控制

海上油气田总体开发方案阶段, 作业者在编写油田总体开发方案的同时编写安全评价报告, 评价报告的编写采用项目类比方法及初步风险分析方法 (PHA) , 对拟建项目进行安全条件论证和安全评价。评价报告书须获得政府主管部门审查、批准。设计阶段:作业者应向政府主管部门提交安全篇并得到相应的审查批准。安全篇的编制可由设计单位或委托安全评价专业机构, 采用危险与可操作性研究 (HAZOP) 方法对隐患进行分析。施工、建造、运输、试运转阶段由具有政府主管部门颁发资质的单位承担, 并由第三方发证检验机构对这一阶段每一环节, 如材料、设备厂家、操作工序、操作人员资格 (如焊工等) 、施工、建造质量等进行严格的监督检验把关, 确保建造质量和设备的质量。在投产前, 政府主管部门要对海上油气生产设施、安全设施进行竣工验收评价。审查合格后再向作业者颁发有效的作业许可证。生产阶段:由第三方检验机构对生产设施进行综合评价;由安全办公室组织换发作业许可证检查, 检查合格颁发新的作业许可证。

2.2 建立以安全评价为基础的作业风险控制制度

海洋石油生产的历史告诉我们, 许多重大事故往往发生在海上作业过程中, 而事故原因往往是某一小的环节疏漏。2001年3月15日0时22分 (当地时间) , 巴西石油公司P-36海上半潜式采油平台发生爆炸, 事故主要原因是:安装在右舷尾部立柱内第4层甲板处的应急排放罐 (Emergency Drain Tank) 的排放泵被拆下维修, 为安全起见维修人员将该罐放空阀关闭, 并关闭了由流程进入该罐阀门, 就是因为这个阀门没有完全关严, 油气进入应急罐, 造成超压爆炸, 二次爆炸引发了整个柱体爆炸, 损坏了结构, 大量海水进入立柱内, 导致平台翻沉。如何控制作业风险?作业前充分识别与作业有关的所有隐患, 制订控制措施, 判断其是否处于可接受水平。

一是判定作业风险等级。在开始作业前根据作业复杂程度, 初步判断其风险等级, 确保所有的作业项目都要进行安全分析并开展安全评价。

二是组织实施评价。根据作业复杂情况和风险程度确定评价小组组成。根据作业项目的情况, 如拖航、吊装等作业, 高温高压井钻井作业, 边采边钻联合作业等, 确定不同级别的评价小组, 组织实施评价;一般性作业, 由平台经理或项目经理组织成立评价小组, 组织实施评价。

三是严格审查。建立评价结果和控制措施审核制度, 作业规模较小、风险性低的作业由平台经理或项目组负责审查批准;海上重大维修、施工项目、钻完井作业等安全评价结果及控制措施应得相应级别的许可。

四是对过程的全程监控, 针对作业风险等级, 确定监控的级别、监控的方法和监控的人员。对作业的全部过程实施监控, 避免作业过程的失控。

五是作业后的评价。建立评价制度能有效的对作业情况进行分析, 无论是成功的作业或是存在缺陷的作业甚至是失败的作业, 能对作业过程和人员情况作出一个综合的评价, 指导以后的作业。

海洋石油深水钻井作业风险分析 篇9

海洋石油勘探开发各阶段所面临的风险及侧重点不一样, 下面就结合近几年的实践工作对深水勘探钻井的风险做一概述。

实践中深水钻井主要面临的风险包括:作业场所远离大陆导致的后勤补给及应急反应慢的风险;复杂的风、浪、流带来的特殊海洋环境;水深, 低温高压;不稳定海床和浅层的疏松地层, 浅层气, 天然气水合物 (可燃冰) , 地层破裂压力梯度低, 井喷失控及动力定位失效等风险。

1 作业场所远离大陆导致的后勤补给及应急反应慢的风险

根据大陆海洋的特点, 水越深, 离大陆一般会越远, 相对离后勤补给基地远, 以某作业者最近打的一口深水井, 水深2 4 5 4米, 离路岸基地4 0 0公里, 直升机飞行单程1小时40分钟, 需要在海上设施上加油, 才能安全地返回;供应船航行18小时才能到达作业设施。这样的条件就给后勤补给造成很多困难, 海上钻完井所需材料, 食品供给都需要拉长计划时间;海上人员倒班及应急医疗撤离都需要很长时间, 一旦发生任何应急情况, 动用各类应急物质需要的时间很长。

2 深水带来的各种问题

水更深要求钻井使用的隔水管更长、钻井液容积更大以及设备的压力等级更高, 隔水管与防喷器的重量等均大幅增加, 所以必须具有足够的甲板负荷和甲板空间。另一方面, 水深增加, 加之深水恶劣的作业环境, 使得钻井非作业时间增加, 对设备的可靠性要求苛刻。选择深水钻井装置、设备和技术时都要针对水深进行单独校核。

3 复杂的风、浪、流

3.1 风、浪、流等环境条件对选择作业窗口的影响

风、浪、流等环境条件对钻井装置及钻井作业选择窗口有重要影响, 特别是钻井装置定位系统以及隔水管等水下系统, 需要根据作业区域的风、浪、流等条件对选择的钻井装置和设备进行校核, 针对具体的风、浪、流条件进行动力定位设计以及隔水管设计, 并进行系统整体分析评价。

3.2 季风或热带风暴等因素的影响,

南海地区的冬季季风和夏天的热带风暴等对深水钻井有很大的影响。每年夏季 (5月至10月) 南海地区宜受到西北太平洋的台风影响, 虽然一般的钻井平台设计都是按照百年一遇甚至两百年一遇的台风强度设计, 但是考虑设施及人员的安全, 在台风来临之际都会将设施撤离出台风风区, 同时要将设施上不必要的人员撤离到路岸, 这一切都给在深水作业的钻井平台代来了困难, 因为台风来临, 深水钻井平台需要从深海中回收隔水套管及防喷器, 以便能够从容撤离, 但是, 1千多米至2千多米的隔水套管要完全提上来需要几天的时间, 这就给钻井平台远程台风预警提出了更高的要求, 必须在台风形成的初期即西北太平洋上的热带低压出现时就要考虑台风测离的问题。2006年某公司在中国南海钻井作业过程中遭遇台风, 平台撤离不及时, 平台拖着未解脱的隔水管躲避台风, 由于移动速度缓慢, 台风外围扫过钻井平台, 导致隔水管断裂防喷器组落入海底, 相关的打捞作业耗时约1个月, 造成了巨大的经济损失, 表1是某深水钻井平台在钻井设计阶段三口井推算的台风应急撤离时回收隔水套管需要的时间,

所以在选择钻井平台作业时要考虑台风对作业的影响, 要制定适合台风期作业环境窗口的应急预案及应急措施。

4 海底低温及高压力

4.1 海底低温对钻井液的影响

随着水深的增加, 环境温度会降低, 水深导致海底高压, 这两种因素都给钻井作业带来很多问题。如在低温环境下, 钻井液的黏度和切力大幅度上升, 会出现显著的胶凝现象, 在钻井液设计、固井水泥浆设计以及测试设计中都要考虑海水温度的影响。

4.2 海底低温及高压力容易形成天然气水合物

海底低温及高压力还有一个主要的后果是在海底容易形成天然气水合物, 由于天然气水合物绝大多数分布在300至3000米水深的沉积物中, 有些还分布在未固结的淤泥中, 天然气水合物还会和常规油气有一定的共生关系, 因此在钻井作业中, 天然气水合物会带来很多危害:例如:引起BOP堵塞无法正常工作, 天然气在一定的温度及压力 (0~10℃、高压>10MPa) 下在防喷器闸板腔内形成水合物, 将产生严重的井控问题, 还会导致压井管线及井筒的堵塞, 天然气水合物在油管及套管环空之间形成会导致油管卡住, 天然气水合物还会改变钻井液的流变性, 天然气水合物分解使得井径扩大, 影响井壁稳定性, 影响固井质量和测井质量。为规避以上风险, 在深水钻井中通过现场调节钻井液的密度来控制井筒中的压力来改变钻井液体系的冰点, 使其自身的冰点尽可能低, 这样就可以有效地避免深海钻进过程中气体水合物的生成。

5 不稳定海床和浅层的疏松地层

由于水深增加, 海底地形在越过大陆架后, 在陆坡处水深陡然增加, 造成海床的不稳定和大的坡度都促使海底极易形成滑坡和泥石流, 滑坡快速沉积形成较厚、松软、高含水且未胶结的地层。深水中通常遇到的海底疏松海床给钻井作业造成困难, 特别是对深水钻井导管和水下井口系统设计与施工有很大影响。

6 浅层气

浅层气, 是指埋藏深度比较浅、储量比较小、无商业开发价值的气层。在很多深水钻井中常会遇到浅气层。钻井过程中, 井越浅, 平衡地层压力的钻井液密度越小, 井底压力一旦失去平衡, 浅层的油气上窜速度非常快, 很短的时间就能到达井口, 而来不及做出反应。浅气层发生井涌后, 用常规的井控方法进行关井很容易憋漏上部浅层或表层套管鞋处, 而造成地层塌陷或钻机陷落的严重后果。深水钻井中, 钻遇浅层气的危害是大量的浅层气喷出挤开了桩腿处的水, 会使浮式平台的桩腿浮力消失, 直接沉入海底, 如果浅层气能量较高的话, 会造成地层压力不平衡, 在钻进中如果不针对浅层气合理调配泥浆性能, 极易造成溢流、井涌。因此, 深水钻井要把预防浅层气的出现作为考虑风险之一。

7 地层破裂压力低

海底的沉积岩层形成时间较短, 缺乏足够的上覆岩层, 所以海底地层结构通常是松软的、未胶结的。对于相同沉积厚度的地层来说, 随着水深的增加, 地层的破裂压力梯度降低, 致使破裂压力梯度和地层孔隙压力梯度之间的窗口较窄, 容易发生井漏、井喷等复杂情况。在深水钻井作业中, 将套管鞋深度尽可能设置较深的努力往往由于孔隙压力梯度与破裂压力梯度之间狭小的作业窗口而放弃, 结果是深水区域的井所需的套管柱层数, 常比有着相同钻进深度的浅水区域的井或陆上的井多, 有的井甚至没有可用的套管而无法达到最终的设计目的。

8 井喷失控

井喷失控是海洋石油钻井的主要风险, 2010年BP公司在墨西哥湾租用的深水地平线发生井喷, 继而导致井喷失控的一个重要原因是事故发生时, 传统的靠液控、电控信号关闭漏油油井的办法全部失效, 井喷失控导致了油气大量泄露, 进而引发巨大的环境灾难。在深水区域作业, 防止井喷事故的前期要做好井筒的溢流及井涌的充分监控, 做好各类防止井喷的前期安全工作, 同时从BP墨西哥湾事故吸取的教训是要在设备设施的系统安全性上做好预防工作, 在新的钻井设施上对防喷控制系统的设计上深度考虑。据了解, 2010年后新出厂建造的深水钻井平台都考虑采用了“本质安全型”防喷系统, 即在电、液信号丢失的情况下, 靠水下储能器控制防喷器, 在紧急情况下可自动关闭井口, 这就能有效防止类似墨西哥湾事故的发生。深水作业的井喷预防工作是一个系统工作, 要在钻井设计及平台管理的各个阶段都把井喷的预防工作做完善。

9 动力定位失效

新型的深水钻井平台都基本上是采用动力定位模式来定位钻井平台的漂移, 动力定位系统对钻井平台的作业安全至关重要。钻井作业过程中, 隔水管上部与下部挠性接头的角度必须保持在限制范围内, 从而防止钻杆与隔水管之间发生摩擦、损坏设备, 这就要求钻井平台必须保持动力定位的有效性, 使装置始终位于允许作业位置范围内。一旦动力定位系统失效, 就有可能定位失败, 造成动力定位事故。最严重的定位事故是驱离或漂移, 定位系统指引钻机离开既定位置或螺旋桨曲解指令时, 驱离发生;钻机失去动力时, 外界环境力驱使钻机离开既定位置, 漂移发生。在这种情况下, 必须在钻井平台位置超出允许范围之前断开与隔水管的连接并关闭井口, 从而保证井口装置与隔水管系统的完整性。一般来说对一个深水钻井平台都应建立一个动力定位失效风险分析与控制图来警示动力定位钻井平台偏移轨迹。在通常情况下, 可以通过直接界定平台的极限作业水深来控制隔水管与钻杆相碰的风险。

1 0 结论

伴随着深水钻井作业朝着设施大型化, 关键钻井设备自动化, 隔水管使用更长, 动力定位成本更高的趋势发展, 各类作业风险有增大的趋势。作业者及钻井平台应从系统上综合考虑深水勘探所面临的以上风险, 要在后勤支持及保障上克服作业区域远离陆岸的风险;要通过人员培训及执行严格的作业程序来克服各类地质风险, 环境风险, 以及自身作业带来的风险;同时作业者及钻井平台应制定应付各类风险失控的应急预案, 通过日常的演练强化各级作业人员的应急处置能力, 将各类险情事故控制在萌芽状态。

摘要：海洋石油深水钻井既有常规浅水区作业的所有风险, 又有水深增加的风险, 由于深水钻井平台本身设备的复杂性, 自动化程度增加, 平台本身存在人员操作不熟练, 关键设施动力定位失效的风险。海底低温及高压导致的对钻井液的影响, 天然气水合物的形成, 地质状况的特殊性等导致钻井作业的影响。水下防喷器的可靠性、钻井设计、后勤保障、人员培训及关键作业程序的执行是预防各类风险失控的关键。

关键词：海洋石油,深水,钻井作业,风险

参考文献

[1]胡伟杰.《浅析深水钻井中水合物的风险与防治措施》[中国新技术新产品]2012, 14[1]胡伟杰.《浅析深水钻井中水合物的风险与防治措施》[中国新技术新产品]2012, 14

[2]陈黎明等.《深水钻井平台动力定位失效风险分析与控制》[中国海洋平台], 2012, 2[2]陈黎明等.《深水钻井平台动力定位失效风险分析与控制》[中国海洋平台], 2012, 2

[3]廖谟圣编著.《海洋石油钻采工程技术与装备》中国石化出版社, 2010, 6[3]廖谟圣编著.《海洋石油钻采工程技术与装备》中国石化出版社, 2010, 6

海洋石油平台吊机调试方法探讨 篇10

关键词：石油平台,吊机调试,甲板吊机

1 概述

作为海洋石油平台上重要的设备之一, 平台甲板吊机是平台与外界货物搬运的主要工具。除需要承担修井设备在其甲板就位, 协助修井作业, 协助平台大型设备维修作业外, 还担负着供应船上物品吊运, 供海洋平台用材料、食品、燃料油、淡水加注、等其他货物吊运以及人员撤离平台运送的工作。

2 平台吊机的分类及安装

2.1 平台上的吊机, 根据传动方式不同, 可分为机械传动、电传动、和液压传动;

根据吊臂可分为桁架式和箱型式。目前在海洋石油平台使用的基本都为液压传动的吊机, 主要有电机驱动液压泵及柴油机驱动液压泵两种动力源类型。2.2吊机主要组成。底座、三脚架、回转平台、动力装置、操作控制室、吊臂、钢丝绳。2.3主要系统。主绞车系统、付绞车系统、变幅系统、回转系统、应急下放系统。2.4安装。2.4.1吊机一般在制造厂组装完成后, 首先要在试验台进行各项功能试验, 合格后根据运输情况, 发运时拆解为几大模块运抵现场进行安装。2.4.2以柴油机-液压驱动, 桁架式吊机为例, 现场吊机安装一般包括以下步骤:底座安装→回转机构和塔身安装→动力泵组平台和驾驶室安装→三脚架 (A字架) 安装→吊臂安装→安装钢丝绳和吊钩。

3 吊机调试

3.1 试验的目的:

检查吊机是否在有效的载荷下安全、可靠地工作;测试吊机的性能是否与设计相符;检查吊机的各项使用性能。3.2吊机出厂调试试验, 试验程序和要求应经检验机构认可。试验时应有检验机构检验人员到场确认。并要取得检验机构签发有关检验证书。3.3试验一般规定。3.3.1吊机装配之后的外观及完整性应符合要求, 必须具备的各种检验文件应完整齐备。3.3.2吊机用的液压阀、液压马达、油泵等液压机械装上吊机前应具备相应的合格证书。3.3.3吊机的工厂试验是在按合同要求的试验台上进行 (试验台倾斜不大于2°) 。3.3.4使用试验重物作为试验负载时, 该重物应经鉴定, 其重量精确度应在±2%范围以内, 经鉴定后的重物要清楚地打上永久性标记。3.4厂内试验。3.4.1吊机总装完成后起动前, 应进行技术检查、验收;所有零部件及装配合格;液压系统进行静压力试验合格。3.4.2空载动作试验: (1) 动力系统起动空运行试验; (2) 变幅锁定机构动作试验; (3) 回转、变幅、主副起升动作试验作各动作的单独试验, 并记录; (4) 应急停止试验; (5) 限位试验; (6) 吊臂停放超越动作试验; (7) 联动操纵试验。回转与变幅、回转与起升二联动及回转变幅起升三联动操纵。3.4.3超负载试验。按照API_Spec_2C规范的要求, 厂内超负载按吊钩1.33倍静额定起重量进行静态试验, 根据吊机负载曲线验证工作半径范围进行。检查吊臂在规定位置上的变形情况, 作好记录分析。3.4.4超负载试验后应调定超负载保护装置, 并以安全工作负载在全速下对起升、变幅和回转进行操作试验, 以表明运转情况、限位装置等处于良好工作状态。3.4.5负载试验。单独动作负载试验:回转、变幅、主副起升的单独负载试验;联动操作负载试验包括:变幅与回转联动操作负载试验;主起升与回转联动操作负载试验;副起升与回转联动操作负载试验;试验载荷按静额定起重量的50%及100%分别进行。刹车试验;应急试验;起升、变幅、回转制动器的手动释放试验。

4 安装后试验

虽然吊机出厂前已经进行了各项试验, 按照中国船级社 (CCS) 规范, 《起重设备法定检验技术规则》, 每台吊机在海洋平台上安装后, 须进行试验, 包括功能测试、空载试验和安全负载试验, 过载负荷试验, 投入使用后, 以及有影响强度的部件进行更换或修理, 也要定期进行试验。实验项目可参照出厂试验进行。以下对调试过程和内容作具体的阐述。4.1调试前检查。证书和报告的检查;吊机出厂试验报告和产品合格证书, 设备安装检验报告, 回转机构螺栓扭矩报告, 仪表的安装报告, 检定证书, 电缆校线报告、力矩仪标定报告、试重块的标定报告;外观及安装完整性检查;检查确认钢丝绳走向正确、在卷筒上排绳状况良好, 放跳绳装置安装合格, 与滑轮接触良好;检查吊臂机械角度指示仪安装正确, 字迹刻度清晰, 与电子指示仪读数相符;检查确认所有安全装置 (包括限位装置、锁紧装置、副钩补偿装置等) 已经安装完成;检查确认声光报警器安装完成;检查确认液压系统安装完成, 液压油加注完成, 无渗漏;检查确认柴油、润滑油、齿轮油、冷却液加注完成。4.2绝缘测试:实验前测量记录电机的冷态绝缘电阻、试验结束后测量记录热态绝缘电阻。冷态绝缘电阻不小于5兆欧。4.3功能测试。对柴油机进行测试, 包括安全保护功能测试、连续启动3次能力测试;空载运行测试、观察并记录转速、滑油温度和压力、震动、噪音等;4.4空载试验:4.4.1单一功能测试:变幅、提升 (包括主副钩) 、回转、测速;测试吊臂的变幅性能:包括变幅刹车、限位报警、运行的最大最小仰角, 角度指示仪的功能;吊臂的回转、刹车性能;并检查液压操作系统有无泄漏现象;绞车性能测试;检查主绞车运行情况是否正常;测试主绞车的手动刹车功能;测试主吊钩限位功能是否可靠;测试吊钩的最大上升、下降速度;测试吊钩的紧急制动功能是否可靠。检查辊筒钢丝绳的长度是否足够;4.4.2组合功能测试:变幅/回转、主提升/回转、副提升/回转、变幅/回转/提升联动测试;紧急停车:单一和组合动作状况下分别进行。4.5负载测试:对吊机的主钩、付钩加载, 分别在50%、100%安全工作负荷下, 根据负载曲线验证工作半径范围, 测试吊机性能。单一功能的负荷测试:包括回转、提升、变幅功能测试;组合动作负荷测试:分别做变幅/回转、主提升/回转、副提升/回转、变幅/回转/提升组合试验;测试过程中, 检查确认是否灵活、正确和可靠的;并确认有声光报警。记录柴油机转速、起升速度、及液压系统压力。4.6制动测试。当吊钩以安全工作负载最大速度动作时, 操纵手柄迅速回到中位, 试验刹车机构是否安全准确地停止动作, 该试验与第5.5款同时进行。4.7应急试验。以安全工作负载按第5.5款进行试验时, 突然中断柴油机运行, 检查各动作停止是否安全可靠, 该试验可与第5.5款同时进行。4.8起升、变幅、回转制动器的手动释放试验。该试验是在起吊重物过程中突然中断动力状态下进行。停止柴油机运转, 用手动泵松开起升绞车制动器, 分别对主、副起升绞车作试验, 检查重物是否能安全平稳地落下。

5 超载试验

5.1 隔离锁定过载保护装置, 根据主钩、付钩设计额定负载, 按表1选取试验负荷;

在负荷安全工作半径内, 吊钩挂试验负荷, 缓慢起吊配重离地20cm, 静载保持5min以上, 检查配重是否下滑, 卸去配重, 检查吊车并确保没有任何损坏、破损或者安全隐患, 检查液压系统有无渗漏。5.2负荷测试后, 重新调节恢复保护设备, 用安全工作负荷全速测试提升吊臂旋转等性能, 观察运行状态, 确保是好的工作状态。5.3负载试验结束后应对吊机和立柱进行外观检查, 如有怀疑可要求探伤检测。

结束语

海洋石油勘探 篇11

关键词：海洋 石油 平台 建设

前言

随着科学技术的迅速发展和世界海洋石油的不断勘探，越来越多的海上油气田被发现并投入开发，建设海洋石油作业平台以满足勘探开发作业需要成为重要需求。但如何提高平台建设质量，适应海上特殊环境，提高安全性及投资效益，在专题论述中并不多见。现结合井下作业公司近20年建设使用8座平台经验教训的基础上，对海洋石油作业平台建设各个阶段的控制进行分析，为我国海洋油气勘探开发作业平台建设提供一些有益的借鉴。

一、项目建设前期控制

（一）可行性研究

可行性研究是项目决策不可缺少的重要环节，特别是涉海建设工程项目投资大、风险高，需要编制形成正规的项目可行性研究报告，禁止头脑风暴法等盲目决策。

可行性研究报告要委托有相应资质的专门单位编写，报告编制过程中应广泛收集研究资料，包括相应海域气象及海底海况调查资料、政府及石油行业海上发展规划、企业海上石油勘探开发现状、建设单位基本情况（重点是石油作业平台拥有情况、使用情况、效益状况）、海洋石油勘探开发市场范围与发展趋势、平台市场需求、平台主要性能参数、队伍配套与安全管理、投资估算与资金筹措、投资风险与效益等等。可行性研究报告要内容详实，编竣后应经编制单位、建设单位及上级主管部门专家团体评审通过。

（二）设计控制

可行性研究报告经决策层批复同意后，平台建设项目进入设计阶段。设计阶段是将项目决策阶段和前期研究所确定的工程、质量、经济目标具体化的过程，是项目建设质量的决定性环节。一个好的平台设计不仅要保障作业功能的顺利实现，而且要达到使用全过程安全性、经济性的有机统一（包括系统本身安全且不对周边环境造成危害）。

1、开展职业病危害预评价。平台建设项目决策后，建设单位应组织开展平台职业病危害预评价工作（非移动式作业平台还需环境影响评价），委托专业单位编制评价报告，经政府管理部门相应资质专家评审通过，报单位及政府主管部门备案，为平台设计建造做好准备并提供支持与指导。

2、开展安全预评价。平台建设项目决策后，建设单位应组织开展平台安全预评价工作，形成报告，通过主管部门组织的专家评审，并传递给设计单位。

3、设计单位应在充分研究平台作业环境、安全预评价报告、项目可行性研究报告、建设单位作业施工及相关行业单位经验教训的基础上开展设计。设计要建设方案的基础上，按基本设计、详细设计等阶段进行，每个阶段都要达到相应的深度。

4、设计过程中要实施全面质量管理。全面质量管理的目标是通过重视人的因素，全员参加生产全过程的各项工作进行管理，得到更高的质量和效益。其实施程序是计划（Plan）、执行（Do）、检查（Check）、处理（Action）的PDCA循环过程。平台建造设计是一个典型的计划、执行、检查、总结再开始的过程，在设计过程中要充分发挥项目组（包括建设单位相关业务人员）中每个组织单元每个人的积极性，更要强化专家评审会审等程序，高度重视专家意见，通过PDCA的多次循环，不断提升设计水平，提供高质量的设计文件及图纸。

二、作业平台建造质量控制

（一）关键设备的采购与船厂招标

海洋石油作业平台的建造与一般船舶建造不同，涉及石油特种作业部分的特种设备应与船厂招标区别开来独立采购。独立采购的装备一般包括海洋修井机、井架系统、修井泵组、主辅发电机组、修井液循环装置、平台升降系统等。这部分设备定货完、尺寸确定后，要及时与设计及审定单位沟通，做好设计完善等工作，接下来方可组织船厂技术交流及招投标。船厂招标要合理确定技术与商务占比，充分考虑船厂业绩、技术与质量的保障能力，确保平台建设质量。

（二）建造施工控制

1、成立本单位建造协调组。船舶建造是一项大型、复杂的系统工程，生产过程中既有大量零部件的加工制造，又有繁杂的逐级装配，必须由建设单位（船东）、施工单位、船级社、设计院、供应商协同完成。建设单位要成立建造组，加强各方沟通协调及现场监督，畅通联系渠道，确保供货时间、产品质量、建造进度、建造质量，发现的问题及时协调解决。

2、全力支持配合船级社监造工作。中国船级社是中国唯一从事船舶入级检验业务的专门机构，承担船舶、海上设施及相关工业产品的技术鉴定（审图）、法定检验工作，负责按照有关法律、法规及规定和有关国际公约、规则，为船舶、海上设施及相關工业产品提供合理和安全可靠的技术规范和标准，通过检验、认证和技术服务，保障船舶、海上设施具备安全航行、安全作业的技术条件，保障人民生命财产的安全和防止水域环境污染。建设单位要确保船级社现场监督、检验人员的权威，组织协调施工单位等各相关单位和人员听从指挥、服从管理、密切配合，确保正常开展工作。遇到问题及发生分歧要及时沟通汇报，统一意见，要求整改的问题要彻底整改。

3、船厂建造质量与进度控制。中标船厂必须具有相应的资质、信誉及完善的质量保证体系。建设单位对中标船厂的日常工作既不能听之任之，也不可过度干预，应要求提供相应的组织管理机构、生产计划，加强监督实施。不过度干预是指，除本单位特别熟悉的特种关键设备为主组织采购把关外，对原材料、一般设备的供应由承建商为主负责，保证对原材料、设备供应商、外协商准确评价即可。生产计划应包括：分段生产进度计划、产品质量计划、质量检测计划和质量管理计划等，并进行细分，如产品质量计划包括质量保证计划、设计质量计划、采购质量计划、重点工序质量保证计划及零部件质量计划等；质量检测计划包括建造前生产条件检验，材料、设备进库检验，分段和合拢建造过程自制件质量检验，外购件质量检验、外协件质量检验、工艺质量控制检验，码头舾装中质量检验，系泊试验和试航中质量检验等计划；管理计划包括组织与专业分工、检验信息采集等。

三、项目审计与后评估控制

海洋石油作业平台作为投资多、建造复杂、安全风险高的大型工程，工程竣工投产后一般要进行项目审计和项目后评估工作。项目审计是评价工程建设质量、发现和纠正存在问题、总结工程建设经验教训的重要手段，应当完善制度，全面实施。项目后评估工作，是检验可行性研究及决策正确与否的重要依据，目前后评估工作一般在项目竣工投产1-2年内进行，这对于投资回收期较长的海洋工程平台不够科学。后评估时间应该安排在投资回收期可较准确预测的年份，即评估时间不宜距投资回收期太远；或将后评估分为投资使用评估与投资收益评估两部分，前部分可与投资审计适当结合，后部分独立进行，建立责任机制，增强责任意识，减少投资盲目性。

四、结论

海洋石油勘探 篇12

从20世纪50年代英国在北海地区附近发现海底石油开始,美国的西方石油公司、物探公司,英国的Plessey公司和挪威的Simera公司先后使用拖曳式线列阵来接收地震回波,如图1所示。

Sercel公司开发的Seal系统,用于地震数据采集,如图2所示。该系统具有以下特点:结构灵活、先进,工作效率高;电缆直径小(液体或固体),液体电缆直径为50mm,固定电缆直径为55mm。

斯伦贝谢公司开发的Q-Marine系统是一个综合性的地震数据采集系统,它致力于解决限制4D重复性的扰动,能确保合格的、高分辨的、极高保真的拖缆地震数据的有效传输。

在目前国内缺乏湿端(包括拖缆、多路信号传输、成缆技术等)的自主知识产权产品,大部分依赖进口。民用拖缆和军用拖缆有一定的差异(如拖缆的根数、所用的频率、信号传输方式等),但是其基本技术是相通的。目前国外生产民用拖线阵的工厂一般也同时承担军用拖线阵声纳的生产,如法国的Thales,美国的Lockheed Martin公司等。

本文介绍了一套基于军用拖线阵声纳的数据采集及传输系统,并尝试针对海洋石油勘探设备的基本要求,来研究和探讨该设备用于海洋石油探测的可能。

1多基元水下小型数据采集及传输系统

多基元水下数据采集及高速传输技术被应用到军事领域的许多方面,最主要的一个应用是拖曳式线列阵声纳,拖曳式声纳系统及拖缆结构如图3所示。

其中声学模块除了水听器、前置放大器等还包含数据采集节点、传输节点和O/E(光电转换)节点。仪表模块还包含有深度(压力)传感器、温度传感器和航向传感器。

针对256基元的拖线阵为例,按照声纳设备的系统要求,数据采集采用20kHz的采样率和24bits的采样精度的模数转换器,每秒采集产生的数据量应为122.88Mbits。若按照1/3的冗余设计,数据传输系统的数据传输率应大于184.32 Mbits/s。

拖缆的细化一直是拖线阵声纳发展的重要方向,通过拖缆的细化可以减小绞车的尺寸,降低拖缆的整体重量,提高作战状态下的拖缆收放速度。同时为了在湍流噪声和拖线阵直径大小之间保持一种平衡,现在常用细线阵的拖缆直径大多都保持在30mm～40mm之间。所以通常声学模块内节点的直径应小于25mm。

1.1声学模块内主要节点

图4为数据采集节点、传输节点和O/E节点的实物图,下面分别就三个节点的指标做简要的介绍。

数据采集节点性能指标:

模拟输入:八个差分模拟输入通道

输入阻抗:5M ohm

数据采样率:20kHz为默认采样率,4kHz to 96KHz可按用户要求修改

采样精度: 24bit

功耗:300mA / +5V

尺寸: 110mm×20mm×5mm;

传输节点性能指标:

传输介质: 超五类双绞线

传输速率: 160Mbit/s～320Mbit/s数据传输速率(可选,默认设定为192Mbit/s);

传输距离: 70m(默认数据传输率)

功耗:600mA / +5V

尺寸: 105mm×20mm×6mm;

O/E节点性能指标:

传输介质: 9/125 的单模光纤,1310nm的发射波长

传输速率: 192Mbit/s

传输距离: 10km

功耗:600mA / +5V

1.2数据监控、转发及存储平台

数据监控、转发及存储平台采用CTOS技术实现对从水下数据采集及高速传输系统中获取数据进行监控、转发和存储,主要的系统结构如图5所示。

采用eSATA连接磁盘阵列,eSATA实际上就是外置式SATA II规范,是业界标准接口Serial ATA(SATA)的延伸。eSATA能提供最高3Gbits/s的数据传输率,实际数据传输可能介于1.5Gbps到3Gbps之间。

采用千兆以太网连接PC监控系统和外部网络,实现对数据采集及传输网络的监视和控制。

1.3测试系统

测试系统用于对整个水下数据采集及传输系统进行系统级的测试,也采用CTOS技术搭建。基于虚拟仪器的设计理念,测试系统硬件主要基于NI公司的PXI系列设备构成。机箱型号为PXI-1031四槽机箱;控制器使用PXI-8196工控单板机,PXI-8196控制器的中央处理器为Intel M790讯驰处理器,512M DDR2内存,30G硬盘;D/A板使用PXI-6733信号发生板,其提供8个16位的模拟输出通道,刷新率最高为1MHz/秒。硬件结构实物图如图6所示。

测试系统的软件基于LabVIEW8.0环境开发,界面如图7所示。

2海洋石油勘探设备的基本要求

海上拖缆的通道数,以8缆大型物探船为例,约有16000通道,每缆通道为2000,这样的设备是为3D勘探设计的。若采用24bit的ADC,采样率(用采用间隔表示)为0.25ms,则每缆的数据率为192Mbits/s,8缆的数据率为1.536Gbits/s。

将多基元水下小型数据采集及传输系统的性能指标和海洋石油勘探设备的要求进行比较列在表1。

通过表1的比较可以发现,多基元水下小型数据采集及传输系统提供的性能指标完全能满足海洋石油勘探设备的要求。

3结束语

通过分析发现,多基元水下小型数据采集及传输系统完全能应用到海洋石油勘探领域,但是由于民用拖缆和军用拖缆在拖缆的根数、所用的频率、信号传输方式等有一定的差异,在具体的应用中还需要对多基元水下小型数据采集及传输系统的A/D节点部分按照海洋石油勘探领域的要求进行进一步的修改。

摘要：简要介绍一套基于军用拖线阵声纳的数据采集及传输系统,并给出相应节点和平台的性能指标,同时针对海洋石油勘探设备的基本要求,来研究和探讨该设备用于海洋石油探测的可能。

关键词：石油勘探,数据采集,数据传输

参考文献

[1]李启虎.数字式声纳设计原理.安徽:安徽教育出版社,2003.2

[2]冯师军,李启虎,孙长瑜.拖曳阵声纳数字式水下数据高速传输的设计.声学技术,2007,6,26(3):362～266

[3]李璐.海洋石油工业的发展.科技创新导报,2007(33):153

[4]曹平.勘探地震数据获取系统设计.中国科学技术大学博士学位论文,2007