海上石油平台

海上石油平台（通用10篇）

海上石油平台 篇1

1 概述

随着海上现有油井的开发和新油层的发现以及海上石油平台服役时间的延长, 海上石油平台的生产和生活设施必须进行不同规模和形式的改造, 最终达到稳产、增产和节能减排的目的。因此, 海上石油平台改造工程 (以下简称平台改造工程) 在海上石油平台的运维产业中扮演着重要的角色, 在现役平台上几乎每个平台每年都要进行各种改造工程, 据不完全统计, 仅某公司在2010~2013四年期间平均每年在渤海地区完成各类10万元产值以上的改造工程70余个, 产值过亿元。

2 平台改造工程项目的产值划分与管理

2.1 平台改造工程项目的产值划分

平台改造工程一般按照产值划分为大 (500万元以上) 、中 (100~500万元) 、小 (10万~100万元) 三个级别的项目, 低于10万元产值的工程归于日常维修工程。其中, 小型项目涉及专业比较单一, 如某平台甲板结构加强、某平台油管线增加预留口改造等工程, 大中型项目一般以某个专业为主涉及多个专业的施工, 如某平台新增四口调整井适应性改造工程, 该项目是以在原平台生产系统新增四口油井工艺管道系统施工为主, 涉及结构改造、新增设备 (空调、变压器、井口控制盘、配电盘等) 安装、井口仪表管线改造、中控改造、消防系统改造等。

2.2 不同产值改造工程的项目管理

小型改造工程的项目管理是以平台群 (作业区) 为单位的管理, 例如, 某公司设立的绥中36-1作业区服务部负责整个绥中36-1平台群的所有小型改造工程管理。

大型改造工程的项目管理是以独立项目组为单位的管理, 一个独立的项目组管理一个或几个工程范围类似的项目。

中型改造工程的项目管理介于大、小型改造项目管理之间, 可以根据其自身的施工规模、安全特点、涉及专业等划入二者之一的管理模式。

3 平台改造工程的专业分类和内容

3.1 平台改造工程专业划分

平台改造工程基本涉及到海洋工程的所有专业, 包括总体、工艺、结构、安全、电气、仪表、通讯、机械、配管、舾装、HVAC、涂装防腐等。根据平台改造工程项目多、涉及平台多、改造范围多的特点, 平台改造工程可以划分为结构舾装、工艺配管、电仪、机械4个大的专业, 将改造工程所有涉及到的专业汇总于4大专业之中, 这样便于改造工程的分类、施工设计以及施工过程中的技术、质量管理和控制。

3.2 平台改造工程的分类

根据对某公司近4年300余个平台改造项目整理和发现, 平台改造工程项目依据其涉及的主要专业可分为工艺管道系统改造、机械设备改造、结构改造、电仪改造4大类, 其比例如下图。如图可知工艺管道系统改造和机械设备改造在所有的改造工程中占据主流和重要地位。但实际上, 在大中型的改造项目中, 四大专业的改造设计和施工都要涉及, 只是侧重点不同而已。

3.3 工艺系统改造工程

海洋石油平台常见的工艺系统改造包括:油气处理系统、天然气处理系统、生产污水处理系统、开式排放系统、闭式排放系统、注水系统、化学药剂注入系统、原油外输及计量标定系统、热介质加热系统、冷却系统、仪表和公用气系统、海水系统、生活污水处理系统、灭火系统等, 基本涵盖了整个平台工艺专业。工艺系统改造工程的主要目的是稳产、增产和节能减排, 海上石油平台的大中型改造工程集中在工艺系统改造中, 例如新增调整井适应性改造工程、天然气高压回注改造工程、低压气回收利用工程、平台流程扩容改造工程等。工艺系统改造的关键工程包括停产施工、带压开孔、带压封堵等工作。

3.4 机械设备改造工程

机械设备改造工程通常是指平台拆移原有机械设备或安装新设备而进行的一系列改造工程, 该工程以设备的拆解、吊运、安装、调试为主要内容, 同时包括配套的管线、结构、电仪等专业的施工。例如某平台淡水泵及燃气加热器移位改造工程、某平台新增压缩机及附属设施设备安装调试工程等。机械设备改造的关键工程包括设备不停产拆解、停产施工、中控改造、吊装等工作。

3.5 结构改造工程

结构改造工程主要是指对平台局部结构加强、在原有结构基础上新增结构、老结构改造等, 例如甲板结构外扩、生活楼改造、挡风墙改造、库房改造、新增靠船件改造等工程。结构改造的关键工程包括大型结构物吊装、水下结构安装改造等工作。

3.6 电仪改造工程

在平台改造工程中, 以电仪为主的改造工程所占比例较小, 但在工艺系统改造和机械设备改造工程中均涉及相关的电仪改造内容。电仪改造工程通常包括电力系统改造、仪控系统改造、照明系统改造、通讯系统改造、伴热系统改造等。电仪改造的关键工程包括停产施工、高压电作业、中控组态、电力系统调试等工作。

3.7 改造工程项目实施的流程

(1) 可行性调研及基本设计阶段, 对于工艺系统改造工程特别是大中型项目, 施工方必须参与可行性调研阶段, 对工程的施工可行性、是否需要停产作业、管道是否实施带压开孔进行论证;

(2) 项目立项审批阶段, 对工程项目的设计、技术方案、工期、预算进行审批;

(3) 项目详细设计阶段, 依据基本设计和立项审批意见进行详细设计, 划分业主采办和施工方采办的界面, 编制相关工艺设备、设施的采购书和数据表。

(4) 项目的施工设计及材料采办阶段, 按照工艺管道、结构、机械、电仪讯四大专业进行施工设计, 编制施工方案, 按照管线类、管件类、阀门类、结构类、涂装类、舾装保温类、电伴热类、电缆类、仪表管件阀门类、电气设备类、仪表设备类、容器橇装类等进行分类提交采办;

(5) 陆地预制阶段, 依据施工设计对部分结构件、管段、管支架、电仪吊挂件、机械设备底座等进行陆地预制, 尽最大可能减少海上施工工作量;

(6) 海上石油平台施工阶段, 作为运维工程的核心, 需要依据平台可承载的人数和施工计划来安排人员、机具、物料的出海和返回时间, 同时还需根据现场实际情况随时调整并与陆地协调联系

(7) 完工调试阶段, 在工程中的相关设备单机调试和管道检试验完成后, 对施工涉及的工艺管道系统进行系统调试并在各方确认无误后签署工程项目完工报告。

4 平台改造工程的特点

4.1 改造工程的设计特点

(1) 改造工程设计基础包括:原平台设计资料、与本次改造有关的历次改造工程的资料、当前相关规范要求、施工现场实际情况等;

(2) 改造工程设计中依据的原始资料必须经过现场测绘或评估后方可开始设计;

(3) 设计开始时就有施工经验的人介入, 论证施工的可操作性和复杂性;

(4) 设计时选用的材料应尽量与原平台一致;

(5) 最重要的设计依据是原平台的技术规格书。

4.2 改造工程的施工特点

(1) 综合性强, 改造工程涉及多个专业的设计和施工, 不同专业的技术和施工人员在海洋石油平台这个有限的空间内使用各种工具、材料、设备按照不同的工序和工艺进行作业, 特别是一些大的工程, 规模上亿元, 涉及的工作量相当大;

(2) 复杂性高, 工程施工要受到海洋环境和恶劣的海况的影响, 施工的空间受限制, 施工过程中要满足海洋环境保护的影响, 施工的总人数受平台居住条件限制, 且总人数随着平台钻修井等相关生产作业人员的变化而变化, 出海的人、机、物受运输船期、船上、平台上的预留空间影响, 施工的工期受平台停产时间、钻完井时间影响;

(3) 高危作业多, 工程施工经常涉及高空作业、大型吊装、潜水作业、高压电作业、带压开孔、中控组态等高危作业;

(4) 严格性高, 改造工程质量必须严格达到海洋石油工程设计和规范的要求, 最终通过第三方检验机构的认可;

(5) 人员素质要求高, 由于海上施工人数受各种原因限制, 因此高素质的技术、施工队伍是保证改造工程顺利有效实施的必要保证。其主要表现在一人多专 (一个技术人员精通或熟悉多个技术专业知识) 、一人多能 (一个施工人员精通或熟悉多个工种) 、一人多管 (一个管理人员精通或熟悉多个岗位工作) 。

5 结束语

海上石油平台改造工程是海洋石油生产运维产业的重要组成部分, 随着现役平台使用时间的延长和数量的增长, 其数量和规模呈现稳定增长的趋势。目前公司已经建立了一套基本成熟的平台改造工程项目管理方式和流程, 具有一批成熟的专业技术和施工队伍, 同时还建立了比较完善的后勤保证体系, 为平台改造工程的高效完工打下了坚实的基础。

参考文献

[1]周守为, 等.海洋石油工程设计指南.石油工业出版社, 2007, (07)

海上石油平台 篇2

时间过得很快，转眼间来到油田已经有14天了，回顾先前那些日子总是有些许的留念。

刚来到平台的时候，感觉平台是那么的陌生，自己对以后的工作内容、工作安排全然不知，对平台的生活以及文化更是无从知晓。所以，刚刚来到平台的我便加快了自己不知内容的学习步伐。一天又一天，每一天都有平台先前早已安排好的培训计划，因而这几天下来感觉自己十分充实，学习的内容也是十分的丰富，自己对于以后的工作也是充满了信心。

来到中海油是我自己的选择，既然选择就要坚持到底。在这有限的十几天里，我从一名普通学生过渡到平凡工人，从对平台一无所知到现在的大体了解，从对工作毫无了解到现在的基本知晓，这些进步的取得不仅是自己的努力学习而且是师傅监督们贴心的传授，从中我受益匪浅。来到平台自己最大的体会便是：这里的工作环境虽然十分的艰苦，但是这里的几乎所有人都对自己的工作保持着高度负责的态度，对自己所从事的工作保持着一种昂扬的斗志，对此我深受激励。

对我而言，海上的这份工作比较适合我，而且我也十分喜欢这样的工作。记得在上平台的最初三天，安全监督邢工给我们讲解了平台上的一些注意事项，并带领我们去现场进一步熟悉环境，这也是我第一次对平台比较全面的接触和了解。此后，我们又接受了为期三天的安全培训。经过这三天的培训，我对自己所从事的工作以及生产中需要注意的安全事项有了比较全面的了解。从事的操作工累但是很快乐，因为身后是一个温暖和谐的大家庭。

在平台上的这几天，我主要学习了以下内容：

首先，前三天安全培训，主要涉及了消防系统（消防水系统、消防泡沫系统、二氧化碳灭火系统、FM200灭火系统、消防灭火器材），安全环保管理“红线”和“黄线”规定，MTS人员跟踪卡管理制度，作业现场个人劳动防护用品管理规定，进入限制空间作业管理规定，救生设备的检查及维修管理，隔离与锁定管理规定，环境保护管理制度，电气作业安全管理制度，作业许可管理制度，废弃物管理制度(这其中我最大的收获便是，事故很多时候是当事人脱离了工作状态之后才发生的。所以，自己在工作的时候一定要保证全身心的投入到工作之中，永远地告别安全事故）。

其次，后十一天主要进行了平台组成，逃生路线，油田基础设施及数据，天然气、原油、水系统管线主流程，生产工艺流程，药剂类型及功能，注水水质要求及污水排放标准。在这余后的几天里，经过学习，自己对于油气水的主流程能够比较熟练地掌握，对于系统流程图中的各个设备的位置及其连接的管线有了比较充分的认识，能够“找设备定管线”，但还不能熟练地掌握“找管线定设备”的技能。在按照油气水系统管线主流程图寻找对应管线一开始的时候，真是感觉自己无从下手，后来在各位师傅的指点下，我逐渐明白了系统图各个设备的主要作用以及设备是怎样运行的。搞懂流程图时，最累的莫过于整天爬管道了解设备的进出管道口的位置和管道的去向了。但是，经过半个月的摸索，总算是有收获，自己基本上搞清楚了设备和管线在平台上的去向。按照师傅所讲的方法，自己寻找管道的时候总是一边找一边在纸上画，这样一来就能很快地找到由设备出来的管道到底去了什么方向。就拿原油系统管线主流程来说，自己认为首先要做的是要搞清楚原油最终的归宿以及怎样实现由原油到成品油的过程;其次要做的便是了解设备原理和找到各个设备具体在平台的什么位置;最后就是找到设备，按照流程图对应管道寻找线路。在这样一个思路的指引下，通过不断地在工作现场寻找管线和设备，自己对于原油系统有了深刻认识。

海上石油平台 篇3

作者简介：李治国（1960-），男，河北省承德市人，中海石油（中国）有限公司上海分公司高级经济师，硕士，主要从事石油管理研究。摘要：海上石油开发项目风险演化问题具有复杂性，运用系统论、项目生命周期理论以及预警管理理论构建了海上石油开发项目风险演化的理论基础。通过构建海上石油开发项目风险演化的系统动力学模型，揭示了海上石油开发项目风险演化的总体规律、海上石油开发项目风险演化的核心影响要素以及主体风险意识改变对开发风险演化的影响机理。

关键词：海上石油开发项目；风险演化；系统动力学

中图分类号：F213.1文献标识码：ADOI：10.3963/j.issn.16716477.2014.03.004武汉理工大学学报（社会科学版）2014年第27卷第3期李治国：海上石油开发项目风险演化模型研究

当前，我国海上石油开发在装备、技术、开采量等方面均取得了显著的发展成效＼[1＼]，然而海上石油开发项目因受海洋气候环境及海洋油气田地质环境的复杂性、海洋石油开发设备的专用性、海洋石油生产平台工作地点的特殊性、海上石油作业产物的危险性等诸多原因，而比陆地石油开发项目更具风险性，海上原油开发所占比率小于大陆架区块＼[2＼]，这引起了施工单位、政府机构、保险公司等单位的高度关注。与此同时，海上石油开发项目的HSE管理、海洋石油开发保险等若干针对海上石油开发项目风险的措施也应运而生，但其对于系统解决海上石油开发项目风险管理仍然存在一定的局限性。其主要原因在于，海上石油开发所涉及的技术、人员、设备相互之间的交错影响及动态演化特征增加了海上石油开发项目的风险性＼[3＼]。目前关于海上石油开发项目风险类别的研究主要集中于：政治风险（政局稳定性、政策变动等）、经济风险（价格风险、融资风险等）、社会风险（文化风险、社会治安风险等）、自然风险（自然灾害风险、地质危险等）、工程风险（海洋平台工程风险、钻井工程风险等）与管理风险（风险意识、管理者综合水平风险等）几个方面，不同类别的风险有各自的风险等级划分＼[4＼]。除政治、经济、社会、自然等人为不可控风险因素外，从学术界已有的相关研究结论来看，其主要从海洋石油开采的环境效率检测（EEM）＼[56＼]、资金、环境与技术可获得性的综合评价＼[7＼]、人员与组织因素＼[8＼]等因素对于海洋石油开发项目的风险识别、方法与控制展开了研究。因此，海上石油开发项目主要可控风险来源为技术、设备及人员，本文也力求从可控风险角度探索综合风险的演化规律，并寻求影响风险演化的显著性因素。

已有研究成果均认为对于海上石油开发项目风险的研究必须从动态和连续时间序列的角度展开＼[9＼]，然而却未能对海上石油开发项目的风险演化规律展开研究，由此导致海上石油开发项目风险管理难以做到真正地有适应性、针对性和预警性。基于此，本文试图从外部的海洋环境以及内部技术、人员、设备条件的综合视角对海上石油开发项目风险演化模型展开研究。

一、海上石油开发项目风险演化的理论基础

（一）系统论

海上石油开发是一项复杂的系统工程，从系统的构成而言，其包括外部的海洋环境子系统（广义的环境，其包括海洋气候环境、海洋地质环境、海洋生物环境等）和内部的人员子系统、设备子系统和技术子系统。不可控的外部风险会影响内部子系统的运行效率，当内部子系统无法有效应对外部风险时则会增强内部风险，然而通过改善人员操作稳定性、设备可靠性与技术实力，不仅可以降低人员风险、设备风险、技术风险，还能够提高开发项目的整体抗风险能力＼[78＼]。而如何调整三个子系统，则必须系统地和动态地了解技术、设备、人员等风险因素与风险演化的内在联系。

显然，在海上石油开发项目全寿命周期过程中，项目风险演化的过程绝非是相关子系统风险简单叠加的过程，因为任意子系统的变化均会导致系统随之发生变化。海上石油开发项目风险演化受到环境、设备、技术、人员等多维度因素的综合影响，当低于风险阈值，各子系统趋于平衡态时，海上石油开发项目风险演化相对稳定，风险总体在可操控范围内。然而，多个系统要素将引发海上石油开发项目风险的涌现，由此导致事先的风险预评估和事后的风险补救均必须考虑到海上石油开发项目的风险演化规律。

（二）项目生命周期理论

海上石油开发项目全寿命周期是该项目从建设、运行到最终经过评价决定废弃的全过程。项目进展的过程，也是项目风险随之不断传递和演化的过程。风险与利益总是相辅相成的，对于海上石油开发项目风险演化规律的识别和掌控，必须建立在以项目生命周期的视角对项目的价值和利益取向与项目风险综合权衡的基础上。在海上石油开发项目不同生命周期阶段，项目对应的主导风险相应有所不同，比如在钻前普查勘探阶段，项目风险以勘探船舶风险为主；在建设阶段，项目风险将以钻井设备风险、工作船舶风险、井喷风险等为主；在钻探阶段，项目风险增加安装工程风险、油管铺设风险等；在生产阶段风险，项目风险增加爆炸、火灾风险、生产作业风险等。可见，海上石油开发项目风险演化是伴随项目推进，项目各阶段主要工作内容、工作所需设备、技术和人员所决定的主导风险演化分析必须考虑时间要素即开发进程。此外，项目前一阶段的风险将进一步延续和传递至后一阶段，使得海上石油开发项目风险演化具有迭代性和叠加性。

（三）预警管理理论

海上石油开发项目风险演化的过程，并不完全是项目所设计的人员、设备、技术在外界环境影响下，遵循自身工作和运行规律而放任动态变化的过程。因为在缺乏外在的人为干预时，海上石油开发项目风险可能会在非线性规律及复杂系统的影响下，被无形放大，导致最终的风险总量超出可控制范围。在此背景条件下，风险预警管理对于海上石油开发项目风险管理很有必要，从而使得海上石油开发项目风险演化必然是预警系统中人为外在影响和干预条件下的动态变化。即人员所引发的风险演化将因为有意识地减少海上作业人员的不安全行为，设备所引发的风险演化将因为物的不安全状态被控制以及相关设备得到第三方检验机构的权威检测和认证，技术所引发的风险演化将因为技术方案的不断调整、技术创新工作的持续开展以及技术“外脑”的有效利用，而得到有效弱化和控制。综合而言，如果能够厘清人员、设备与技术对风险演化的影响，则可以预先调整、改善相应子系统要素，以此提高抗风险能力并遏制风险强化性演化趋势。

可以考虑采取预先危险性分析方法，对系统中存在的危险类别、出现条件、可能导致的后果等因素进行分析，评价风险发生时对人员及系统造成危害的等级，然后针对不同级别的风险以及造成风险的原因，确定消除或控制风险因素的对策与措施，力图将风险最小化、最弱化＼[10＼]。

（四）风险控制理论

从技术的维度来看，科学合理配置应急资源，提升海上石油开发技术与能力，充分利用计算机技术与传感器，并与地理信息系统与数值模型等技术相结合，形成海上石油开发风险预测与应急系统，是防范事故发生的重要手段＼[11＼]。从人员的维度来看，管理者综合水平等因素的变化会导致项目的实际实施结果与当初的计划产生偏离，这就会引起海上石油开发项目的管理风险问题，具体包括：组织机构风险、管理者综合水平风险和风险意识三个方面＼[12＼]。从设备的角度来看，为降低海上石油开发项目风险，一方面需要不断对开发设备及其配套设施进行改进，增加海洋石油装备数量、类型、能力，提高其专业化程度＼[1＼]；另一方面就必须在设备严重受损或者性能下降之前，投入资金对设备进行以可靠性为中心的维修（RCM）、费用有效维修（CEM）和风险维修（RBM）＼[13＼]，提高设备的抗风险能力。

二、风险演化仿真模型的建立

（一）模型的总体分析

通过上述关于海上石油开发项目风险方面的理论分析可知，海上石油开发项目风险主要源于人员、设备、技术等要素，每一环节要素的不确定性都直接影响了海上石油开发项目的风险状态＼[14＼]，海上石油开发项目是投资巨大、运营复杂、时间跨度长的复杂性系统工程，风险不仅存在于环境勘探、方案设计及评估、项目建设、生产的每一个阶段，而且不同阶段的风险成因、表征、程度均有所不同＼[15＼]。总体而言，由于开发项目处于一种动态海洋环境中，随着工程项目不断深入、接触的环境范围越来越广，更加强化了风险的动态性与复杂性，因此必须厘清海上石油开发项目风险系统的内在关联，掌握风险演化的内在规律，才能有效识别风险，预控风险。

如上所述，人为风险、技术风险与设备风险是海上石油开发的主要内部风险，那么开发项目的抗风险能力就与人员、技术和设备息息相关，开发主体根据环境不确定性以及内在抗风险能力，不断预判项目面临的各种风险，并及时调整项目投入方向及力度，形成海上石油开发项目风险演化模型的总体结构，见图1。

图1海上石油开发项目风险演化的框架模型

（二） 流程图、关系式及变量解释

根据海上石油开发项目风险预警的总体思路与结构，本文设定海上石油开发项目技术实力、人员素质与能力、设备可靠度为水平变量（盒变量），相应地设计技术提升率、技术折损率、人员能力提升率、设备改进率以及设备可靠度减损率为速率变量，抗风险能力、开发风险、风险感知度、主体风险意识等位辅助变量或常量，得出海上石油开发项目风险演化的动态流程图，见图2。

图2海上石油开发项目风险演化的动态流程图

由于海上石油开发项目风险的相关参数值既缺乏足够有效数据，又难以通过定量方法予以确定，同时也没有相应文献对参数值的确定提供直接参考和帮助。因此，本文采用问卷调查、深度访谈的方法，选择某海洋石油公司为目标对象，选择参与过多个海上石油开发项目的工作人员作为被访谈者，围绕环境不确定性、主体风险意识、方案效度等内容设计问卷问题，再对访谈结果进行加权平均，得到相应参数值＼[16＼]，其中部分关键参数值的问卷描述及赋值结果，见表1。

表1关键参数的问卷内容描述及赋值结果

参数值1问题描述1加权平均值环境不

确定性1相对于稳定的一般性陆上开发项目，您所经历的海上石油项目开发过程中环境的平均不确定性程度10.5您所经历的开发项目中，最恶劣状态下环境不确定程度10.8主体风

险意识1开发过程中，正常状态下能够预知的风险事件比例10.7开发过程中，采用最好的预测工具及方法，保持高度风险意识，能够预知的风险事件比例10.9方案效度1所经历的开发项目中，因环境不确定性，设计方案在开发进程中不需要调整内容比例或稳定程度10.8依据表1结果及调研结论，海上石油开发项目风险演化的系统动态流程图中主要变量及其内在关系的解释如下：

方案效度= 0.8+0.2×ABS（40-Time）/40。开发的海洋环境不确定性极强，事前开发方案与实际状况存在差异，并且这种差异随着海底设施范围的延伸会越来越大。通过调研，假定一个开发项目的总时间为20年（80Quarters），方案效度一般能够保持在0.8以上，当开发范围最广时（一般time在40左右）效度最低。

设备可靠度=INTEG（设备改进率-可靠度减损率，0.8）。

技术实力= INTEG（技术提升率-技术折损率，0.8）。

素质与能力= INTEG（能力提升率，0.8）。

可靠度减损率= 0.1×（1-方案效度）。方案效度越低说明方案匹配、适应环境的能力越差，那么方案指定下的设备减损可能越大。

技术折损率= 0.2×（1-方案效度）^2。一般情况下技术折旧水平高于设备减损，但技术折损对方案效度的反应，要低于设备减损对方案效度的减损。这是因为相对于设备而言，技术要素应对不确定情况更具有能动性。

操作稳定性=素质与能力×＼[0.9+0.1×ABS（（40-Time）/40）^2＼]。人员操作的稳定性，首先影响于人员的素质与能力，当素质与能力一定时，环境越稳定则操作越不易犯错，环境变动越大则人员需要更多时间去适应，相应地操作稳定性会略差。

抗风险能力=操作稳定性×（0.7×设备可靠度+0.3×技术实力）。海上石油开发项目风险中，给定的设备与技术条件下，人为因素决定了风险的大小；同时设备要素比技术要素对风险影响更为显著＼[6＼]，对设备与技术变量分别赋权0.7与0.3。

开发风险=海洋环境不确定性×（1-抗风险能力）。

风险感知度=开发风险×主体风险意识。

此外，当开发主体风险感知越强，则在能力提高、技术提升以及设备改造上投入更多。海洋环境不确定性、主体风险意识为常量。

三、模型模拟及结果分析

根据表1可知，一般情况下，海洋环境不确定性可赋值0.5，恶劣环境的不确定性值则为0.8；主体风险意识值一般为0.7，最高的风险态度与意识值可确定为0.9，通过调研访谈得知，由于海洋环境极为复杂、现有预测方法不够尽善以及人员主观偏差，不可能对所有风险全部感知。此外，海上石油开发项目的整个周期为20年左右（即使20年后仍可继续开采，设备基本上也需要全部更新），经历环境勘探、方案设计、开采设施建设、直到海底输油管线铺设完毕，大概需要10年，因此模型运行周期为0-80Quarters，仿真步长为1 Quarter。本文运用软件Vensim_PLE5.4a，模拟海上石油开发项目风险演化过程。

（一） 仿真模拟

初始状态下，海洋环境不确定性为0.5，主体风险意识为0.7；改变海洋环境不确定性值为0.8，主体风险意识不变，得到方案1状态；海洋环境不确定性为0.8，主体风险意识改变为0.9，得到方案2状态。

1. 海上石油开发项目风险演化的总体规律。通过比较初始状态和方案1状态下海上石油开发项目风险演化的趋势，可以判断出在内部条件一定时，无论外部不确定性如何变化，长期来看开发项目风险总存在的演化内在规律，见图3。

图3不同外部状态下海上石油开发项目风险演化规律

由图3可见，海上石油开发项目风险具有开发初期风险下降、中期风险增加、后期风险显著回落的总体规律，并且当外部环境不确定性越强，这种规律性起伏就更为显著。结合文献研究、理论分析可以得知，初期的环境勘探无法完全掌握多变的海洋环境，必然导致设计方案与现实情况存在差异，进入实质性建设和开发阶段后会面临诸多未知状态，表现为风险较高；但是，开发主体具有主观能动性，根据具体环境及时调整技术和设备投入方案来弱化风险；随着开发项目不断深入，涉及的海洋领域更为复杂，输送线路更为广泛，迅速提高了开发风险，此时任何一个环节的失误和偏差都会产生较大事故和损失；如果开发设备、传输设施建设完毕，不会出现新的环境，开发主体通过不断学习、熟练操作，规律化风险防控对策，在开发项目中后期显著降低风险。抗风险能力变化规律与开发风险演化规模相反，说明风险既源于人为、技术、设备，即可以通过人为、技术、设备的改进来防控风险。

2. 海上石油开发项目风险演化的核心影响要素分析。开发风险的主要影响要素为人为、技术与设备，通过初始状态和方案1下开发风险与三个要素之间的关联分析，识别开发风险的主要影响因素，见图4。

人员素质与能力、技术实力、设备可靠度对开发风险存在负向影响，从图4可知，无论外部环境不确定性如何，当设备可靠性下降时开发风险上升，反之亦然，并且同人为、技术要素相比，设备与开发风险的影响关系最为显著。说明海上石油开发项目风险事故主要体现为海底设备损坏，其原因在于当设计方案指定设备难以满足未知环境要求时，风险会显著上升（如图4中的开发中期）。技术实力与人员素质变化相对平稳，但也正因为如此，才使得开发风险的变化起伏没有设备可靠性那么明显。此外，通过方案1下的比较，能够发现人员素质与能力在后期保持较高水平会导致开发风险在后期显著下降，说明当开发项目在空间上不再拓展后，方案的效度性影响已经不明显了，主体学习能力、经验积累会大大减少操作不当导致的风险事故。

图4海上石油开发项目风险演化的影响关系分析

3. 主体风险意识改变对开发风险演化的影响。当外部环境不变时，考察主体风险意识的提高对开发风险的影响，由于风险意识直接影响风险感知度，所以可通过对比方案1和方案2下风险感知度对开发风险的影响，见图5。

图5风险感知度与开发风险演化的关系

依图5可见，主体风险意识的改变对海上石油开发项目风险演化的趋势影响不明显，即图5中曲线1和曲线4的起伏规律改变不显著；当海洋环境不确定性很高时（方案1和方案2中均为0.8），主体风险意识的改变，虽然对风险感知度的影响并非特别强烈，但是这种比较微弱的改变都使得开发风险的风险绝对值显著下降。说明在海上石油开发项目中，弱化风险、防范风险的最直接策略是提高开发主体的风险意识。

（二）结果分析

首先，由于海上项目开发的环境相对陆地项目更为复杂，使得开发初期以及拓展中期的方案效度不高，体现出开发风险在初期以及中期显著提升的演化规律；而开发主体主观能动的改变，会不断提高抗风险能力，在项目开发初中期以及中后期，风险呈现出逐步下降的演化趋势。

其次，许多现实的海上石油项目开发事故，都体现出开发设施与设备的损坏是主要因素与表征，本文通过仿真模拟也验证了设备可靠度对开发风险的显著影响。与此同时，如果人为与技术性因素能够保持在较高的安全水平，可以在一定程度上减缓开发风险演化的剧烈波动。

再次，虽然提高风险意识不能改变开发风险演化的趋势规律，但由于海上石油开发项目投资大，风险高，复杂性强，如果开发主体能够引起足够重视，作好充分准备，就可以感知到更多的潜在风险，进而通过及时投入来提高设备可靠性、提高人员素质能力以及提升技术水平，综合强化抗风险能力，就能够极大降低开发项目所面临的风险绝对值。

四、结语

不同于一般项目风险演化规律，由于海上环境更为复杂且可预测性相对较弱，海上石油开发项目风险演化呈现出初期高、再降低，中期显著增加，并在后期显著下降地波动规律，因此风险防控的重点时期应处于项目开发初期以及中期。鉴于设备可靠度与海上石油开发项目风险相关性最强，那么在项目开发过程中，应根据环境可能出现的各种不确定性，提高设备质量与规格，并在建设与生产期间重视设备日常维护与安全检查。此外，风险意识决定了风险识别效率以及抗风险能力提升性投入，因此无论具体的海上环境不确定性高或低，项目开发主体都应该时刻保持较高的风险意识。

此外，本文采用的方法及得到的模型，能够为其它开发项目风险演化研究提供参考与借鉴，比如设备可靠性、技术实力、操作稳定性与抗风险能力之间的关系。但如果要整体借鉴方法与模型，则要求开发项目随开发时间推进体现出很强的环境复杂性与动态性，并且能够影响到开发技术、设备适用性；对于环境不确定性在开发初期能够有效预测的项目而言，开发前的设计方案效度近似为1，导致设备可靠度减损率基本为0，与此同时由于开发过程中环境不确定性是可预测的，则方案效度、操作稳定性与时间（TIME）参数不相关，因此本文的方法及模型在运用过程中必须剔除时间对技术、设备等参数的影响。

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海上石油平台结构设计浅议 篇4

1 平台结构设计的原则

平台结构设计总的原则是:先进、合理、安全、经济、满足规范要求,且方便采办、制造、安装、检验和维护等。结构总体布置的基本原则是:总体布局合理,传力路径短,构件综合利用性好,材料利用率高,满足其他专业对结构形式的要求。结构材料选取的基本原则是:结构材料的选取既要考虑强度要求,又要考虑结构工作场所的环境条件,在结构中的部位和可能使用的加工方法等。为了具体实施平台结构设计的原则,设计人员需要不断地总结经验,有所发现,有所发明,有所创造,有所前进。

2 固定设施的类型

海上油田的生产必须以固定设施为基础。固定设施是指建立在海上的固定建筑物。固定设施的工作年限较长,一般都在15年以上,而且在使用期内又不能移动,所以固定设施的安全性和可靠性非常重要,它要承受在使用期限内该海域可能出现的最大环境荷载,而且要在最恶劣的环境条件下能够生存和继续工作,否则将造成严重的人员伤亡、设备损失、油田停产与环境污染等危害事件。由于海洋水深及海况的差异、油藏面积的不同、开采年限不一,因此固定设施类型众多。对于海洋石油系统常用的分类方法,固定设施基本上可分为以下五大类:

1)桩基式固定设施。桩基式固定设施一般系指桩基式固定平台,通常为钢质固定平台,是目前海上油(气)生产中应用最多的一种结构形式。2)重力式固定设施。重力式固定设施一般系指重力式平台,是与桩基平台不同的另一种形式的平台。它不需要用插入海底的桩去承担垂直荷载和水平荷载,完全依靠本身的质量直接稳定在海底。根据建造材料的不同,又分为混凝土重力式平台和钢重力式平台两大类。3)人工岛。人工岛是在海上建造的人工陆域,可以很方便地将人类的活动由陆地延伸到海上。人工岛的形式多种多样,主要有三类常见的人工岛形式:斜坡式人工岛,沉箱式人工岛,钢管式人工岛。4)顺应型平台。顺应型平台是指在海洋环境荷载作用下,围绕支点可发生允许范围内某一角度摆动的深水采油平台。这种平台是一种细长的框架结构,沿高度方向的横截面一般不变。框架每隔一定的高度有重复的结构形式,井槽在平台的中部。有的顺应型平台在每个角各有数根桩支持,桩穿过导管打下后,桩顶部约高出泥线某一高度,套管约上至平台高度的一半,桩与导管之间灌注水泥浆,凝固后便组成一套管与桩的组合体,在这个组合体的顶部附接导管架。这样大的长度提供了足够的轴向弹性来产生柔性恢复力,调整组合体的长度可得到系统适应不同环境的结构参数。有的顺应型平台或/和借助牵索(如绷绳塔平台)用一些浮筒(如浮塔式平台)来产生恢复力,浮筒也可给平台提供向上的浮力,从而可减少结构的轴向压力。5)其他海上新型固定设施及简易平台。

3 结构分析工具软件

我国和国外许多单位都已研制开发出有关海洋平台结构的分析程序。下面是一些常用的海洋平台分析软件:

1)SACS程序。SACS(Structural Analysis Computer System)程序由Engineering Dynamics,INC.开发,是用于海洋平台结构分析的软件。它被遍及世界的上百个与海洋工程有关的设计公司或石油公司使用,并得到世界各个权威检验机构的认可。2)MOSES程序。MOSES(Multi-Operational Structural Engineering Simulator)程序由Ultramarine,inc.开发,是用于海洋工程结构分析等领域的软件。其前身为1977年问世的Oscar程序(该程序至今仍然广泛用于浮式结构的分析和设计)。3)SESAM程序。SESAM程序由DNV开发,是用于海洋工程结构分析等领域的软件。适用范围包括:导管架和上部设施;半潜式平台;张力腿平台;系泊系统;浮式系统和重力式平台。4)ANSYS程序。ANSYS程序由ANSYS,Inc.开发,为第一个通过ISO9001质量认证的分析设计类软件。在海洋工程领域,ANSYS程序已用于导管架平台结构有限元分析,海底管线有限元分析,半潜式平台及锚泊定位系统有限元分析。另外,ANSYS程序的Design Space等模块曾经用于深海探测器的结构分析与设计,据应用者反映该程序使工作进度大大加快。5)TNOWAVE(PDPWAVE)程序。TNOWAVE(PDPWAVE)程序由Profound B.V.开发,是用于桩基础分析等领域的软件。

4 平台上部结构设计

4.1 甲板结构总体布置

1)基本原则:传力路径短,构件综合利用好,材料利用率高。2)在进行甲板结构总体布置时,一般考虑如下几个方面:a.甲板结构布置:在甲板上的设备布置尽量做到重量对称的情况下,甲板结构布置尽量对称,以利于结构均匀受力;b.杆件数量:应尽量使杆件在各种受力状态下都能发挥较大作用,杆件数量力求尽可能少;c.节点设计:要尽可能使用简单节点,避免使用搭接节点;d.隔水导管和甲板的连接:要明确隔水导管支撑两端的连接方法;e.滑靴横向间距的确定:如果考虑甲板结构滑移装船,则滑靴横向间距的确定应考虑预制场地滑道和驳船滑道间距的可调整范围;f.应考虑钻井、修井的要求:如使用平台钻机、修井机,则需考虑结构的局部加强;如使用钻井船进行修井作业等,则需要考虑甲板标高和悬臂尺度是否能满足使用要求。

4.2 甲板标高确定

1)底甲板梁底的标高确定:底甲板的标高=2/3最大波高(重现期为50年或100年)+极端高水位+1.5 m不确定因素。2)甲板的层数:根据需要,由总图专业确定。3)甲板的层间距:要考虑设备的高度、设备操作空间、电缆及管线的放置。

4.3 结构构件的选取

结构杆件的选取要遵循以下几个原则:1)大小梁尺寸:要有明显差别,以便区分和连接;2)杆件类型、材料规格:不宜太多,必要时可予以调整;3)对管型杆件的选取要考虑D/t比,一般介于20～60之间(最好大于30);如果大于60,则要按照API RP 2A的要求对材料的容许应力进行折减;kl/r:对主要杆件不宜大于120。

4.4 结构材料的选取

1)结构材料的选取既要考虑强度的要求,又要考虑工作环境的要求;2)甲板立柱上的主要节点、吊点用板应使用Z向性能钢材;3)在性质满足要求的情况下,钢材应尽量使用国产材料。

由于篇幅所限,本文只能从整体方面介绍关于海上石油平台结构设计所涉及到的基本原则、固定设施、常用软件与上部平台的总体布置方法,希望与大家讨论。

摘要：简单介绍了目前海上石油平台结构设计方面的一些知识及方法,主要包含了海洋石油平台的设计总原则、基本原则,用于固定平台的海底及海上固定设施的类型,常用的海洋石油平台的结构设计分析软件以及平台上部结构的基本布置设计原则。

关键词：海上石油平台,结构布置,设计软件

参考文献

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海上石油平台 篇5

海上石油勘探开发溢油事故的风险源多种多样，而风险的暴露多由人为操作而引发。比如海上石油平台装置的复杂性导致人为操作失误的可能性加大; 海底管道腐蚀和泄露部分源于工程质量问题，以及海上活动造成的外力碰撞; 注水式开发是我国广泛使用的海上油气开采方式，对地层压力监测、注采比控制、注水工艺有很高的要求，操作的失误可能会引发严重的地质性溢油。

1. 2 风险呈现区域集中性

我国海上油气开发活动多集中在渤海海域、南海北部湾海域、海南西南部海域以及广东南部海域，东海远海有个别油气田分布，而黄海则没有分布。因此，石油勘探开发溢油环境风险也集中在石油资源密集海区，风险暴露的几率具有鲜明的区域特性。其中渤海油气开发活动在近岸海域以及近海相对密集，加之渤海为半封闭海域，这导致渤海溢油风险的总体概率和损失可能均要高于其他海区。

1. 3 风险损失范围难确定

海上作业受到自然因素的影响，溢油造成的风险损失范围和规模受到风、浪、流作用的主导，导致应急监测、预警和措施有较大的被动性。同时目前的溢油处理技术能对溢油损害进行一定范围和程度的控制，但当溢油规模较大时，则难以完全抑制大范围损失的发生。尤其是水下部分的泄漏，对漏点搜寻、溢油量测算造成较大的难度，水下封堵作业的复杂性也导致溢油的控制需要一定的时间和过程，在应对过程中溢油损失和影响不可避免地在扩大。

1. 4 风险损失不易量化和货币化

溢油造成的海洋生态损失实则为生态系统结构和功能的损失，不具有直观性。一方面，溢油造成的污染物会通过食物链进行传递和累积，生物受损范围无法完全确定，且不易发觉; 另一方面，油污对生物健康的风险可能存在潜伏期，也许经过较长时间，具有特征性的损害才能被监测到。此外，损失量和损失程度需要使用一些数学模型进行评估，且无法彻底验证，生态损害的模型计算结论往往得不到法律上的承认( 刘家沂，2010) 。另一方面，我国海洋生态损失的货币化标准为推荐使用标准，仍有实践方面的问题阻碍损失的定量及其货币化。

2 环境风险理想可保条件

传统风险可保性理论研究中，可保性条件是众多研究的焦点。风险的可保性主要取决于是否符合风险可保条件。目前，对于一般风险的可保条件，学者们都有相对集中且类似的观点。这些观点多集中于认为可以承保的风险一般必须满足大量性、纯粹性、可评估性、偶然性、经济可行性和分散性的原则。

从可保风险的一般特性出发，韩海容、魏华林和林宝、黄昆、张琳、石兴等( 赵昕等，2012) 得出的观点较为一致，总结起来可以概括为: ( 1) 风险是同质的且大量标的均有遭受损失的可能性; ( 2) 损失必须是意外的; 不可预知，非故意; ( 3) 风险必须是偶然的、随机的，即风险发生的对象、时间、地点和损失程度都是不确定的; ( 4) 可保性风险所造成被保险人的损失必须是是确定的或可以测定的可以用金钱来衡量的且有发生较大损失的可能性; ( 5) 保险对象的大多数不能同时遭受损失; ( 6) 风险必须是纯粹风险，即仅有损失机会而无获利可能的风险。( 7) 风险或责任必须是特殊的，源自于个体或局部因素，必然风险或是基本风险是不可保的。

从商业获利的观点来看，Freeman 和Kuneruther 的研究认为，风险可保的有两个前提条件，第一要求风险是可被评估的，风险具有确定的概率分布和次数分布，能够在一定精度上估算风险的频率和强度是进行保险精算的首要前提; 第二，保险人能够依据具体的风险，厘定科学的保险费率( Freeman，P. K. et al，1997) 。从防止道德风险和逆选择的角度出发，周志刚( 周志刚，2005) 的研究深化了保险费率厘定对风险可保性的影响，他认为保费应当控制在被保险人可承受范围之内，以确保把道德风险和逆向选择控制在一定范围内。Harrington 和Niehaus 也在其研究中强调了道德风险和逆向选择是风险可保性的重要成本因素，同时也指出保费附加成本也是影响风险可保性的一个重要因素( Harrington et al，2005]。

海上石油平台 篇6

海洋石油平台组块海上连接调试阶段, 一般需要完成井口回接、单系统调试、联合调试以及陆地遗留问题的整改等工作, 根据平台井口回接数量、工艺系统复杂程度以及陆地建造的完工状态海上连接调试一般需要1~2个月时间, 由于新建平台在投产前自身不具备生活、动力支持能力, 所有的施工辅助和人员生活支持必须依靠生活支持系统完成, 生活支持系统的能力直接影响平台海上施工的效率并对工程项目的进度、成本以及安全风险控制产生巨大的影响。

二、海洋石油平台与海上施工支持

海洋石油平台根据工艺系统的复杂程度和有无固定操作人员的配置可以分为有人综合平台平台、有人井口平台、无人井口平台以及简易井口平台, 相对应的平台规模和海上连接调试工作量从大变小, 对施工和生活支的能力要求也各有不同。有人平台组块较大, 配备有生活楼, 有一定的甲板空间可以利用, 在海上连接调试期间生活楼可以提前投入使用, 并可适当增加临时住员。而无人井口平台不设生活楼, 但有一定的甲板空间可以增加临时生活设施和临时发电机等施工辅助设备为连接调试工作提供支持。而简易井口平台甲板空间紧凑, 基本无法增加临时施工辅助设施和临时生活设施, 必须借助外部支持条件进行连接调试工作。

海上施工生活支持需要提供的支持内容主要包含:施工/生活电力供应, 连接调试用柴油、仪表风、淡水等, 施工物料存储、预制以及吊装转运, 通讯、网络, 安全救生、平台消防, 施工人员生活支持, 人员交通支持 (飞机、交通船停靠) 等内容。一般海上连接调试生活支持型式有固定式支持船、移动式支持船和平台自支持三种。

三、海上施工支持型式

1、固定式支持船。

固定式支持船一般采用自升式船舶, 此类生活支持船通过拖轮辅助在平台侧就位, 升船后通过栈桥与平台相连人员通过栈桥往返施工场地和支持船。支持船自带发电机、空压机、柴油罐、淡水罐、吊机、消防泵等设施, 除满足支持船自身的需求外可以向平台组块提供施工辅助支持。此外, 支持船配备生活楼满足现场施工人员的住宿、餐饮的需求, 配备卫星通讯网络、直升机甲板、救生艇等设施, 可以随时与陆地保持联系并提供施工人员快捷倒班服务。固定式支持船基本可以满足渤海全海况的作业条件, 受环境因素 (风浪流) 的影响较小, 并且由于提供完备的施工/生活支持服务作业效率非常高。渤海油田建设使用的固定式支持船主要有:“自立号”、“海洋石油281号”、“海洋石油282号”等。

2、移动式支持船。

渤海目前使用的移动式支持船主要为改装后的客滚船, 通过对客滚船进行局部改造以适应海上支持服务要求。此类支持船主要提供海上人员生活支持服务, 对于施工辅助支持能力比较弱。支持船可以提供人员住宿、通讯网络、人员现场穿梭、物料存放等服务。一般现场风力大于6级就需要撤离平台, 现场风力大于7级时不建议现场抗风。客滚船作为海上连接调试支持船, 还需要进行以下改造:a增加厨房单元, 提高海上餐饮的水平;b增加淡水罐, 延长海上作业自持天数c增加栈桥, 便于人员穿梭;d增加卫星通讯网络, 满足海上施工与陆地的联系。渤海油田建设使用过的移动式支持船有:“东远-3号”、“诚海号”。

3、平台自支持。

平台自支持主要应用于有条件扩充的综合平台和井口平台, 通过增加临时床位、救生设施、电站等设施, 充分利用平台自有的公用系统, 提前投入使用, 以满足连接调试期间施工和生活的需求。此类生活支持方案要求平台组块在陆地的完工状态要尽可能的完备, 一方面减少海上的工作量降低施工人员数量, 另一方面确保关键设备 (应急发电机、吊机、生活楼等) 可以提前投入使用, 提供施工和生活支持。

四、对比分析

基于支持效率、环境影响以及费用等因素, 对于上述的三种支持方式列表进行对比分析如下:

固定式支持船优点:环境 (风浪流) 对于支持船的影响小;支持效率高;施工人员生活条件好;施工支持 (场地、电力、仪表风) 可靠可以对施工现场提供消防支持;安全管理风险小;检验拍片作业可以保持一定的安全距离;自带吊机可以为新建平台提供吊装支持服务不足:固定就位对平台海管、海缆铺设作业会产生一定影响;支持船就位需要拖轮协助;船舶费用高。

移动式支持船优点:自身可移动, 便于运送施工人员往返于现场和陆地;施工人员生活条件较好;可以运送、储存一定的施工物料检验拍片作业可以保持一定的安全距离;可以对施工现场提供消防支持;自身具有动力, 可以自行就位和撤离施工现场;船舶费用相对较低;不足:船舶就位需要辅助抛锚, 对平台周边海管、海缆安全有一定的影响;受环境 (风浪流) 影响大;支持效率低;支持就位期间不利于管线铺设交叉作业;没有吊机, 不能对平台提供吊装物料支持对于靠泊平台拖轮有一定影响。

平台自支持优点:施工人员居住平台, 有利于施工作业的开展施工作业受环境影响小;不足:施工人员生活条件艰苦;施工准备空间较小;自设发电机提供动力支持, 需要频繁补给;特殊作业 (射线) 作业受限;平台空间限制, 临时住宿人员有限制;支持效率较低;对于空间狭小无法安装施工辅助设备的平台无法采取自支持方案。

五、结论

对于不同的海洋石油平台, 在固定生活支持船资源充足和项目费用充足的情况下, 建议首选固定式生活支持船, 可以提供很好的施工支持效率。如果项目费用紧张或固定生活支持船资源不足时, 建议有人综合平台选取平台自支持方案;无人井口平台选取移动式生活支持船+平台自支持方案;简易井口平台尽可能利用钻井船以及周边平台依托方式。

摘要：海洋石油平台组块在完成海上安装后均需要一段时间进行海上连接调试施工, 由于海上地理位置的特殊性, 要完成最后的海上连接调试工作, 必须有相应的施工生活支持, 本文对现有渤海油田的几种海上施工生活支持型式进行了简单的对比分析, 通过分析对后续渤海新建石油平台海上施工生活支持型式选择提出有益的建议。

关键词：石油平台,连接调试,生活支持

参考文献

[1]、白丽楠.浅析海洋平台发展历程.黑龙江科技信息, 2011年36期

海上石油平台 篇7

海上石油的开采在我国对于石油资源的利用方面具有重要作用, 能够在极大程度上满足人们对石油资源的需求, 为工业生产以及人们生活提供更加有力的资源保障。但是, 现今在海上石油开采的通信系统方面存在着一定的局限, 使海上石油的开采陷入了瓶颈。为了很好的解决海上石油开采通信系统方面存在的问题, 我国不断进行积极地探索, 希望能够为海上石油的开采提供通信方面的保障, 增加海上石油开采的效率。现今, Wi MAX通信技术的引进已经能够将海上石油开采当中存在的一部分问题进行解决, 实现海上的通信顺畅, 但是需要进行研究与完善的方面仍然有许多。对Wi MAX通信技术在海上石油开采通信系统当中的应用进行细致的研究具有重要的意义。

1 海上石油平台的通信现状

在海上石油的开采中, 其通信系统的应用十分重要没能够保证整个海上石油的开采以及天燃气的开采过程比较安全, 更能够使海上开采的情况以及信息可以及时的进行传递, 因此, 每一处海上石油开采平台均需要拥有比较先进的通信系统, 先进的海上通信系统已经成为了海上石油开采中不可缺少的重要设施之一[1]。

我国目前的海上石油平台通信系统只有通过周围的船只以及海上石油开采平台上方的直升机进行无线通话, 以及平台与陆地之间的微波通信两种方式。现今进行通信的设备主要有卫星的地球站、无线电导航机以及微波扩频系统等。但是, 无线电的信息传输频率以及数量均会受到限制, 不能够对大量的数据同时进行传输, 具有一定的滞后性, 另外, 其容纳的客户比较少, 即便通过卫星以及数字化的设备等传输的数据质量均比较高, 但是并不具有实效性, 更不能够进行有效的语音通话。

在此情况下, 经过不断的研究与创新, 海上石油平台在通信系统中引用了Wi MAX通信技术, 在一定程度上实现了信息的可移动传播以及高速率传播。

2 海上石油平台在无线应用系统应用方面的问题

2.1 微波技术的应用问题

微波扩频通信的频段为2.4-2.4835GHz, 属于工业的自由辐射频段, 并不需要进行有关部门的相应批准[2]。微波技术能够利用伪随机码对已经进行输入的信息进行恰当的处理, 同时能够对其信息进行扩展以及编码, 使得在某个载频中能够进行接入并便于其进行传输。

另外, 微波技术的通信力量比较强大, 并且其投资的成本亦比较低, 能够节省海上石油平台的经济支出。在该通讯方式的建设过程中, 其速度比较快, 抗灾的能力比较强, 因此, 比较适用于海上石油开采距离比较近的平台之间进行互相通信。由于该条件的限制, 使得微波技术不能够在比较复杂的通信环境中使用。

2.2 FPSO无线技术的应用问题

FPSO指的是浮式生产储油轮, 当其进行海上石油开采过程中, 与其进行通信的平台便会由于特定角度而出现中断的现象[3]。FPSO天线的安装点以及火炬塔和对应平台呈现的是固定的三点一线模式, 当金属结构的火炬塔比其天线的安装点高时, 将会阻挡无电信号的接收, 甚至导致无电信号的突然中断, 因此整个海上石油开采平台周围的信号并不足够稳定。可以说, 该方式并不支持通讯信号的移动。

2.3 现有无线系统的应用问题

目前, 在我国的海上石油开采平台中的无线通信系统工作为2.5Hz, 使用的是空口的协议, 在进行通讯的过程中, 由于FPSO的移动、火炬塔的以外阻挡、海面的上下起伏以及外界的诸多干扰, 整个无线通信系统并不能够进行稳定的工作, 从而影响整个海上石油的开采工作。

3 Wi MAX通信技术概述及特点

3.1 Wi MAX通信技术概述

Wi MAX通信技术为全球微波互联技术的缩写, 可以将其称作802.16无线城域网。该技术能够在企业和家庭用户中为其提供一种便捷的宽带连接方案。由于Wi MAX通信技术是一项比较先进的无线城域网, 因此, 能够具有一种新型的空中对接标准, 不需要直接观察海上石油平台通过提供的无线宽带就能够进行数据的传输以及信息的连接。

3.2 Wi MAX通信技术的特点

3.2.1 具有多天线技术

Wi MAX通信技术具有一种较为先进的功能, 并同时具有多个天线, 目前可以将其多个天线分为三类, 分别为:波束赋形、空时编码、空间复用[4]。其中, 波束赋形为职能天线的核心技术, 能够提高信息的传输速率, 降低复杂环境的干扰。时空编码能够将时空分为格码与块码, 分别对信息进行编码以及分集增益。空间复用能够发射相对独立的信息信号, 加大Wi MAX通信技术的信息发射频率。

3.2.2 具有可扩展性

Wi MAX通信技术当中具有一种MAC层, 能够将宽带进行合理的分配, 从而支持各种不同复杂环境的用户进行信息的传输, 并允许在同一个频道出现多个不同的用户。

3.2.3 具有睡眠模式

在Wi MAX通信技术中, 16e协议的制定使得该技术适应了移动通信的特点, 能够增加信息睡眠的终端, 对信息进行保留。

4 Wi MAX通信技术在海上石油的成功应用--以文昌油田为例

文昌油田当中的13-1&13-2号油田是在南海上由奋进FPSO以及两个海上石油天然气开采平台共同搭建而成[5]。在未进行使用Wi MAX通信技术之前, 该油田的工业控制以及数据的传输均由原始的无线网络进行传输, 信号极其不稳定, 使得海上的石油开采工作不能够顺利的进行, 经济效益不高, 亦不能够满足人们对其生产生活的需求。在2010年以后, 该油田引进了先进的Wi MAX通信技术, 实现了对海上石油平台通信数据的良好传输。

5 结束语

综上所述, Wi MAX通信技术具有覆盖范围广的特点, 能够在海上石油开采通信系统中发挥巨大的作用。另外, Wi MAX通信技术的数据传输速率比较快, 并且支持移动的需求, 能够将语音、图片、视频等同时进行传输, 大大提升了海上石油工人以及各个部门之间的通信效率。同时, Wi MAX通信技术既能够满足海上石油工人在陆地上的通讯要求, 又能够满足海上船舶通讯的需要, 由此有效提升海上石油开采的效率, 满足社会生产与生活需求。由于Wi MAX通信技术对数据的传输距离比较长, 速度比较快, 方式比较简便, 受环境影响比较小, 在海上石油开采的通信中具有一定的优势, 其自带的宽带技术以及移动技术将能够在海上石油的开采中应用得更加广泛。

摘要：目前, 我国海上石油的开采平台规模以及环境均达不到国际化的标准, 因此在海上石油开采方面存在一定的局限性, 尤其是海上的无线通讯技术方面的局限。该技术的发展受到了海上石油开采平台以及环境的相对制约, 其发展十分缓慢, 不利于海上石油的开采工作顺利进行。因此, 现今我国的海上石油开采的常规通信并不能够与陆地上的石油开采相提并论。文章针对海上石油的开采通信系统, 将Wi MAX的核心技术作为研究该问题的理论基础, 对Wi MAX在海上通讯系统当中的应用与传统的海上通讯系统进行了细致的比较。通过对Wi MAX的优缺点进行分析, 详细研究了现今海上石油平台的通讯系统的应用。

关键词：海上石油平台,WiMAX,无线通讯技术

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海上石油平台 篇8

关键词：节能,废热回收,废热锅炉,立式锅炉,废热回收系统

1 锦州9-3平台概况

锦州9-3平台位于辽东作业区, 东经121°24′～121°36′, 北纬40°38′～40°42′。环境温度最高34℃, 最低-23℃。水深6.5～10.5m。油田由西区和东区组成。此研究平台为储油动力平台 (SLPW) 。

SLPW平台的导热油系统的主体是导热油锅炉, 它的作用是通过导热油来对原油进行加热, 当原油加热到110℃左右时, 原油就从水分中分离出来。平台现有两台导热油锅炉, 单台锅炉负荷为5000kw, 一用一备, 目前状况是两台锅炉均在满负荷状态下运行, 但还是无法满足新增的油气需求。

发电机组是三台S O L A R双燃料气轮发电机, 两用一备。目前发电机组的燃料的35%的能量转化为电能, 30%的能量随废气排出, 约有25%的能量被发动机冷却系统带走, 通过机身散发等其它损失约占10%。废气排放的和冷却系统消耗损失掉的一共为55%以上, 废热利用的空间很大。根据S L P W平台发电机和热油系统现状, 通过对发电机热量的计算, 此次研究采用发电机烟气废热回收装置。该装置以发电机产生的废气为热交换介质, 既满足了新增油气量的需求, 又节约能源减少温室气体排放、保护环境, 还节约大量的天然气资源。

2 工程设计方案

2.1 废热锅炉工作原理

利用透平机组的高温废气与加热盘管里循环的导热油进行热交换, 从而使导热油达到一定的温度去对用户 (原油) 供热。本废热装置盘管都是围绕着同一个中心紧紧盘绕在一起的。这些同轴心盘管是安装在一个气密的壳体内。进出口盘管是连接到经济器出口的集合管上。内部盘管的数量多少取决于主机的功率。内部盘管是相互紧紧盘绕在一起并且用焊接法紧固的。两部分之间的间隙选择是以利于烟气通过时有很高的速度并且使压降保持在容许范围内。高速的烟气使得从烟气到热油有一个很好的传热率, 同时, 能够保持盘管加热表面的清洁。

2.2 热油管网的连接方式

新增系统和原有系统的连接方式为串联方式, 其优点如下: (1) 串联方式不需要膨胀柜、循环泵、注入/泄放泵和除气柜, 投资少。 (2) 外延甲板用于扩大逃生通道, 承重轻, 施工方便, (3) 热介质油加热的温差能够满足原系统的要求, (4) 不会对原系统产生更大的压力冲击;

缺点:采用串联的方式, 会使温差加大。

2.3 废热回收系统主要设备

(1) 废热锅炉:该热油加热系统由三台废热锅炉组成, 系统实行自动化控制。

(2) 废热锅炉过热控制卸荷冷却器:卸荷冷却器 (Dumping cooler) 是为了防止在运行过程中, 换热器出现故障突然全部堵塞等恶劣情况。

(3) 循环泵:循环泵的功能是为导热油的循环提供动力, 克服热介质在循环过程中的管网阻力, 保证热介质系统有较恒定的循环量, 避免热介质在锅炉内被烧焦变质。

(4) 注入/泄放泵:该泵完成系统导热油的注入和泄放:将导热油从热油储存舱抽出、注入到膨胀柜, 或将导热油从余热锅炉、循环泵或膨胀柜泄放到热油泄放舱。

(5) 热油膨胀柜:保证整个系统的最小注油量;为导热油热胀冷缩提供安全保障。

(6) 除气柜:导热油经过反复的循环加热后, 里面会夹杂一些水气和油气, 这些气体会影响导热油的换热性能和热油循环泵的正常工作, 除气柜可以在导热油进入循环泵开始下一个循环之前将里面的气体除去。

(7) 配电控制屏:新增3台导热油循环泵, 电机功率63KW。电气控制柜安装于热油循环泵附近, 便于操作。电气控制柜与导热炉PLC控制柜之间需敷设线缆, 用于PLC控制柜对循环泵电机运行信号的采集。

(8) 流量控制单元:当热油用户减少时, 流向用户的热油可以通过它直接旁通到回油管路, 这个过程是通过压力传感器 (位于供油主管路上) 和电磁阀来实现的, 从而保证了加热系统的最小热油流量。

3 新系统与原有系统的匹配性、兼容性

膨胀罐的工作压力为0.1M p a, 故原有系统管网的阻力为800k P a。当管路系统流量为194m3/h时, 系统阻力为80m。计算当系统阻力增加20m时的工作点:h=S Q²;S=80/1942=0.002;当Q=194m3/h, h=80m;Q=216.9m3/h, h=100m;Q=153.4m3/h, h=50m;

当阻力增加27m时, 管网特性曲线将有所改变:S= (80+27) /1942=0.00284;Q=167.7m3/h, h=80m;Q=187.5m3/h, h=100m;Q=137m3/h, h=50m;

当压力增加27m时, 流量相应的有所减小, 但可以看出仍然在高效区。在新的热油进入原有的热油系统之前, 对热油进行除水和除气等处理, 减少对热油系统的影响。

4 实际烟气量分析计算

根据渤海石油研究院实验室对天然气组分分析的检测报告中的天然气各种成分参数如下:

4.1 理论空气量计算

L=0.0476[0.5C O+0.5H2+1.5H2S+∑ (m+n/4) CmHn-O2];L:燃料完全燃烧所需的理论空气量, 单位是m3/m3;三原子气体容积计算:V1=0.01 (CO2+CO+H2S+∑CmHn) ;烟气氮容积计算:V2=0.79L+N/100;水蒸气容积计算:V3=0.01 (H2+H2S+∑;n/2 (C m H n) -O2+0.124d) +0.0161L;烟气量的体积:V=V1+V2+V3+ (过量空气系数-1) L。

上述公式计算, 一立方米天然气完全燃烧产生11标立方米干烟气量。实测燃油发电机燃烧取过量空气系数α=5.09, 则总的烟气体积V为50.86标立方米干烟气量。

4.2 热量计算

假定烟气的比热为1k J/k g·K, 换热器进口的温度假定为4 0 0℃, 出口烟气的温度假定为3 0 0℃, 则换热量为:Q=317875× (400-300) ×1/3600=8830kW;

取过量空气系数α=4计算:1立方天然气燃烧产生总的烟气体积V为40.2标立方米干烟气量;平均每台机组每小时质量流量为:50000/24×40.2=83750k g/h r;G=83750×3=251250kg/hr

实际运行过程中, 发电机的功率一般在80%左右, 如果在两用一备的情况下, 能给原有系统增加4600k W的热量。满足9-3平台增加产量的需要。

4.3 烟气阻力计算

(1) 烟囱与透平主机之间的连接管阻力计算:该段为水平段, 故只有沿程阻力; (2) 弯头的阻力计算:当气流流动时, 发生气流改变或截面变化, 会有流阻, 即所谓局部阻力; (3) 翻板装置的局部阻力; (4) 废热锅炉的沿程阻力和局部阻力; (5) 自生风力; (6) 总阻力

5 经济效益及社会效益

天然气热值为34600KJ/m3 (根据9-3平台天然气检测报告) 。增加一台7000K W的锅炉耗气量约为:7000x3600/34600/0.9=800m3/h。

800m3/h (天然气价格为2元/m3计算, 一天燃气费用为38400元, 一年按330天计算燃气消耗费用为12672000元) 。光运行费用就是12672000元。如果此次研究的废热锅炉取代锅炉, 运行费用为0。

采用此次研究的废热回收装置, 一天可节约19200m3的天然气, 约为24685千克标准煤, 则每年按照330天计, 节约标准煤8145吨标准煤, 减少碳排放19378吨。此研究不仅有巨大的经济效益, 还具有较大的环保效益。

6 结论

(1) 通过以上研究在海上固定安全平台上采用发电机废热回收装置是可行的, 有效的提高了能源的综合利用率, 节约能源, 提高系统经济性。

(2) 设计前应配合必要的经济性分析从而达到节能、经济和高效的运行目的。

(3) 废热回收系统的工艺流程是整个研究至关重要的组成部分, 设计前应对原有系统及新系统有个全面的计算才能确保废热回收系统的正常运行。

参考文献

[1]《锦州9-3油田工程设施操作维修手册第2册》中海石油海洋工程设计公司、中海石油海洋工程服务公司, 1999.

[2]《热介质锅炉资料》, 锦州9-3平台.

海上石油平台 篇9

海上石油平台用仪表电缆是海上石油平台系统实现DCS信号传递的关键[1]。海上石油平台用耐泥浆抗干扰仪表电缆是本公司自主研制一种新型海上石油平台电缆, 该电缆具有优异的无卤、低烟、阻燃、环保、耐泥浆、耐油、抗干扰、无石棉等特性, 可以广泛应用于石油平台、军舰、船舶等场所仪表信号系统。本文将对该电缆产品的研制过程进行详细介绍, 以供同行参考。

1 结构设计和材料选用

本公司根据海上石油平台用电缆的使用要求和欧洲的相关标准、技术规范, 对海上石油平台用耐泥浆抗干扰仪表电缆进行了研制。该电缆须长期在泥浆等恶劣的环境中使用, 在电缆结构设计及材料选择时必须满足以下性能要求:a.电缆的阻燃性。由于电缆长期暴露在高温下, 在离岸装置、船舶和炼油厂可能会遇到石油或天然气燃烧的情况, 因此电缆整体的阻燃性必须优异。b.电缆的耐环境性。该电缆安装在海上钻井平台上必须耐受海洋环境的侵蚀, 同时还要耐受周围的钻井液中含有的对电缆护套料有害的添加剂, 这对电缆绝缘、护套材料的选择提出了较高的要求。c.电缆的环保要求。电缆在设计时必须考虑整体环保要求, 原材料必须是无毒无害的环保型材料, 符合船用电缆的无石棉要求。

1.1 结构设计

根据电缆的特点和使用环境要求, 本公司对该新型海上石油平台用耐泥浆抗干扰仪表电缆结构进行了设计。绝缘芯线导体采用GB/T 3956—2008中第2种绞合 (7股) 镀锡铜导体, 绝缘采用耐老化及耐腐蚀性优异的辐照交联三元乙丙橡胶;为防止回路相互干扰, 该电缆绝缘芯线采用与对称通信电缆结构相似的对绞结构 (即单元绞) ;单元绞外重叠绕包一层聚酯带;为了充分减少回路间的相互串扰和外部干扰, 单元绞线芯外重叠绕包一层铝塑复合带, 构成分相屏蔽层;在每个屏蔽层下纵放1根截面积不小于0.5 mm2的镀锡铜丝, 用作引流线;为了防止外界电场与磁场的影响, 进一步提高电缆的干扰防卫度, 在分相屏蔽的单元绞线芯成缆后的缆芯外再重叠绕包一层铝塑复合带总屏蔽, 通过分相屏蔽+总屏蔽的实施, 使电缆的屏蔽抑制系数控制在0.66以下, 确保电缆安全、良好运行;在总屏蔽层下纵放1根截面积不小于0.5mm2的镀锡铜丝, 用作引流线;为确保电缆的无卤及阻燃性能符合海上石油平台电缆的使用需求, 采用无卤低烟阻燃内护套;为了提高电缆的机械性能和耐化学性能, 保证电缆安全运行和有足够长的寿命, 采用铠装层;由于电缆本身的使用特点, 要求耐弯曲性好且防腐性高, 故铠装层采用镀锡铜丝编织;为提高电缆的机械物理性能以及耐钻井液腐蚀等性能, 延长电缆的使用寿命, 采用辐照耐油无卤阻燃弹性体外护套。最终该海上石油平台用耐泥浆抗干扰仪表电缆的结构如图1所示。

1.2 材料选择

该电缆导体材料可选用优质退火镀锡无氧铜, 导体表面应光亮, 无氧化、毛刺等现象, 且镀层应均匀连续。导体结构及直流电阻均应符合GB/T3956—2008《电缆的导体》的要求。若采用铜导体直接挤包乙丙橡胶绝缘, 橡胶与金属直接接触会加速其老化, 降低电缆的使用寿命, 因此该电缆绝缘材料选用了辐照交联三元乙丙橡胶, 其以传统三元乙丙橡胶为基础材料, 加入阻燃剂、抗氧剂、敏化剂等助剂, 经混炼、塑化、造粒而成, 材料符合欧盟 (ROHS指令) 环保要求。加工完成后的绝缘线芯, 通过辐照交联使绝缘高分子材料由线性结构转化成空间立体网状结构, 使材料的机械物理性能、耐热性能、耐候性、耐磨性、耐油性、耐老化及耐腐蚀性等性能有了很大的提高。辐照交联三元乙丙橡胶绝缘的主要理化性能如表1所示。

绕包及填充材料应选择与使用温度及环境相适应的材料。为同时满足电缆阻燃要求和环保无害的要求, 该电缆成缆绕包材料选用了无卤低烟高阻燃绕包带, 电缆填充材料选用高阻燃无卤填充绳。屏蔽材料选用耐腐蚀性能优异的铝塑复合带, 为有利于电缆的安装敷设, 铠装采用了编织镀锡铜丝铠装。若采用钢丝束绕铠装, 会降低电缆的弯曲性能, 此外一般的海上石油平台空间有限, 不便于电缆的安装。该电缆护套材料选用了辐照耐油无卤阻燃弹性体护套材料, 其以传统聚烯烃树脂为基础材料, 加入环保或无卤阻燃剂、抗氧剂、敏化剂等助剂, 经混炼、塑化、造粒而成, 材料符合欧盟 (ROHS指令) 环保要求[2]。在护套挤制完成后, 采用电子加速器使护套材料产生辐照交联, 使护套高分子材料由线性结构转化成空间立体网状结构, 改善材料原有性能, 使其具有优异的机械性能、耐钻井液、水稳定性以及防潮、耐海水、耐低温、抗菌、防霉、抗紫外线、环保等性能。辐照耐油无卤阻燃弹性体护套的主要理化性能如表2所示。

2 主要生产工艺

该海上石油平台用耐泥浆抗干扰仪表电缆的主要生产工艺流程如图2所示。

2.1 拉丝、退火、镀锡和导体绞合工序

该新型海上石油平台用耐泥浆抗干扰仪表电缆中导体采用符合GB/T 3952—2008《电缆用铜线坯》规定的T1R型无氧铜杆经拉丝、退火、镀锡等工序处理制得, 应确保导体性能符合GB/T 4910—2009《镀锡圆铜线》的要求。在线材拉丝时, 应适时调整拉丝液浓度、温度及pH值;退火时采用专用退火机连续式退火;在退火过的铜单丝表面镀制锡层时采用退火机自带的镀锡槽连续镀锡;最终制得的导体表面应光亮, 无氧化、毛刺等现象, 且镀层应均匀连续。为了提高电缆的可弯曲性, 便于安装使用, 采用的第2种绞合镀锡铜导体的结构及20℃时的直流电阻均应符合GB/T 3956—2008规定。

2.2 挤包绝缘和辐照绝缘工序

挤包绝缘工序是电缆生产过程中至关重要的一道工序。该海上石油平台用耐泥浆抗干扰仪表电缆采用辐照交联乙丙橡胶绝缘, 乙丙橡胶绝缘材料加工性好, 在挤出绝缘时, 既可以采用挤管式模具, 也可以采用挤压式模具。在绝缘挤出过程中, 绝缘偏心度应不大于10%, 绝缘平均厚度应不小于标称值, 且最薄点厚度应不小于90%标称值-0.1mm。当绝缘线芯采用颜色识别时, 线芯两端不得混色;当绝缘线芯采用同色绝缘印字码时, 字码必须清晰, 以便电缆的安装。

绝缘辐照直接影响着电缆的绝缘质量, 进而影响电缆的使用寿命。在绝缘辐照工序中, 加工完成后的绝缘线芯匀速通过电子加速器的束下装置, 射线的照射使电缆绝缘材料发生交联。辐照时, 应根据选择的绝缘材料、绝缘厚度、电缆规格等逐渐调整设备能级和束流强度, 以求达到最好的辐照效果。大量实验表明, 绝缘辐照后其热延伸指标控制在40%~80%为宜。能级决定了辐照的穿透深度 (在有导体的条件下) , 美国辐照动力公司推荐了绝缘线芯单次和多次通过时辐照能量U的经验计算公式:

式中U的单位为keV, ρ为绝缘材料密度, t为绝缘厚度, d为绝缘外径。

束流强度决定了辐照效率, 单次辐照和多次辐照时束流I的计算公式为:

式中I单和I多的单位为mA;v为线速度;s为槽轮和梳齿的间距, 单位为mm;D为辐照剂量, 单位为10-2 MGy。

我们根据计算获得的能级和束流强度进行电子加速器参数的选择。合适的电子加速器高压是确保辐照效果的前提, 如果电子加速器高压过低, 会造成电子能量过小, 即使束流再大也不能透过绝缘层, 造成欠交联;相反, 如果高压过高会造成电子能量过大, 则会辐照过量, 造成过交联, 破坏绝缘性能, 也造成能量浪费。针对本公司现有的电子加速器设备, 我们经过大量的工艺试验, 采用的电子加速器参数如表3所示。

注:1) 所给参数形式为电流和电压。

2.3 单元绞及绕包分相屏蔽工序

两根 (或3根) 绝缘线芯, 按一定的绞向相互绞合在一起构成单元绞, 单元绞绝缘线芯之间不添加任何填充物, 单元绞外重叠绕包一层聚酯带。单元绞节径比控制在6~10, 且相邻线对或线组的节距不应成整数倍关系, 相差越大越好, 以尽量减小传输过程中的信号失真。单元绞线芯外重叠绕包一层铝塑复合带, 构成分相屏蔽层, 搭盖率控制在15%~20%。

2.4 成缆及绕包总屏蔽工序

成缆过程是将各带有分相屏蔽的单元绞线芯绞合在一起。成缆线芯外重叠绕包一层非吸湿性包带。成缆时绞合方向应为最外层右向、次外层相反。由于成缆节距对电缆传输性能影响非常大, 因此在成缆的过程中, 尤其要注意成缆节径比的控制。节距太小, 会增加生产成本, 造成材料的浪费;节距太大, 会造成产品的回波损耗及特性阻抗太大, 影响通信质量。经过大量的工艺验证, 成缆节径比以控制在13~15为宜。成缆线芯外重叠绕包一层铝塑复合带, 构成总屏蔽层, 搭盖率控制在15%~20%。

2.5 挤包内护套和编织铠装工序

该海上石油平台用耐泥浆抗干扰仪表电缆采用无卤低烟阻燃内护套, 该内护套料氧指数不小于35, 可采用挤包型挤出。挤出时, 内护套结构应稳定, 出料应均匀, 内护套表面应光滑、圆整, 无影响电缆质量的不利因素。电缆在挤包内护套后进行镀锡铜丝编织铠装, 编织密度应不小于90%, 编织角控制在45°~60°, 编织机开机速度控制在最大工作速度的70%~85%。

2.6 挤包外护套及辐照外护套工序

该海上石油平台用耐泥浆抗干扰仪表电缆采用辐照耐油无卤阻燃弹性体外护套, 外护套需采用辐照工艺, 辐照设备采用专用的电子加速器, 对设备的防射线发散以及操作人员上岗资格均有严格要求。在辐照耐油无卤阻燃弹性体护套料挤塑加工时必须采用低烟无卤专用螺杆, 并应设定合理的挤出温度, 以保证电缆质量。如果实际挤出温度高于材料的熔融温度, 材料会过分塑化呈流水状而不能加工;相反, 实际挤出温度低于材料的熔融温度, 材料则塑化不充分, 降低产品的机械物理性能。经过大量的工艺验证试验, 我们总结出挤包辐照耐油无卤阻燃弹性体护套时的挤出温度设置如表4所示。外护套辐照工艺参数的确定过程与绝缘辐照工艺基本相同, 试验表明, 为确保耐泥浆性能, 辐照后外护套热延伸指标控制在7.5%~10%。

注:1) 表中所给数据是针对Φ90挤塑机挤包辐照耐油无卤阻燃弹性体护套的温控设置参数, 螺杆种类为低烟无卤专用螺杆, 对于小型挤出机, 挤出加工温度应当适当降低5~10℃。

3 性能测试

我们对所研制的海上石油平台用耐泥浆抗干扰仪表电缆的性能进行了测试, 主要性能指标测试结果与设计值对比情况参见表5。

根据上述性能测试结果, 本公司自主研制的海上石油平台用耐泥浆抗干扰仪表电缆具有优异的耐钻井液、机械物理性能、电气性能、抗干扰性, 并具有耐油、耐老化、耐气候、抗紫外线、环保等特性, 信号传输稳定, 传输距离长, 完全能够满足海上石油平台仪表电缆信号传输与控制的使用要求。该电缆通过用户的使用, 反映良好。

参考文献

[1]聂炳林, 张剑波, 林波.海洋石油平台自控仪表系统的安全设计[J].石油工程建设, 2003 (3) :24-35.

海上石油勘探HSE管理探析 篇10

1 勘探船队员工职业生理健康危害主要表现

船员长期的海上工作, 无规律的海上生活, 加上劳累, 会有不同程度的海员职业病。高血压、腰腿风湿性疼痛、消化性溃疡、慢性支气管炎、脂肪肝、痢疾、心血管病、职业性耳聋、呼吸系统疾病等是最常见的职业疾病。据调查统计, 消化系统疾病占海员发病率的15.7%~30%, 比陆上居民发病率高。心血管病发病率和死亡率高于陆上同年龄组的居民。各种各样的职业疾病不仅仅危害着员工的健康, 同时患有职业疾病的员工后期的治疗费用也将给企业增加了沉重的负担。

2 企业加强员工职业健康管理的必要性

员工是企业发展的源泉, 企业的发展离不开员工。特别是对于海上勘探作业, 员工的身体健康直接关系着生产能否顺利进行, 健康的身体是保证生产的前提条件。在海上生产作业中, 紧急救援是船队面临的一项重大问题, 员工一旦突发疾病, 救援的不及时将可能导致员工生命危在旦夕, 同时启动紧急救援也将会耗费企业大量的人力和物力, 更重要的是将会严重影响其它员工心理上的担忧和恐惧。

3“四+六”职业健康风险管控模式

所谓“四+六”职业健康风险管理模式指职业健康管理的“四”大步骤和“六”大层级职业健康风险控制措施。“四”大步骤指识别职业健康隐患、评估职业健康隐患和影响、控制职业风险、建立恢复措施;“六”大层级职业健康风险控制措施包括:消除、替代、降低、隔离、管控和保护等控制措施。

职业健康管理的第一步:识别。需要组建专业的健康风险评估团队识别并总结出勘探船队所有类型的职业健康隐患并建立职业健康隐患登记, 包括:化学的、物理的、生物的、人类环境改造学的、心理的等。这些隐患有不同的感染方式, 如:皮肤或眼睛接触、吸入、摄取、听、通过身体整个部分等。

职业健康管理的第二步:评估。风险评估矩阵图 (横轴代表风险的可能性, 纵轴代表风险的严重程度) 作为健康风险评估的工具将健康风险分为低、中、高三种结果。对于中、高健康风险需要采取必要的控制措施, 使健康风险尽可能降低到合理的水平。

职业健康管理的第三步:控制。消除、替代、降低、隔离、管控和保护等作为职业健康风险控制的“六”大层级控制措施。通过合理的控制措施将职业健康风险控制到合理的可接受的水平是职业健康管理的目的。

职业健康管理的第四步:恢复。通过恢复措施减轻潜在的影响来预防健康风险进一步扩大。

4 加强职业健康管理的举措

4.1 完善员工的医疗检查

员工的医疗检查分为三个阶段, 包括:雇佣前的医疗检查, 用以评估员工是否适合特定岗位的工作, 如食品处理、驾驶、机械操作等;人员分配/转运前检查, 员工在分配到国外前需要进行健康检查, 做到持证上岗;定期医疗检查, 在作业现场工作的员工需要定期接受驻队医疗检查, 用以监护野外的作业环境对员工造成的职业健康影响。

4.2 建立完善的个人职业健康监护档案

遵循保密原则为船队员工建立完善的个人职业健康监护档案。根据员工的职业接触史, 通过定期或不定期的医学健康检查和健康相关资料的收集, 连续性地监测员工的健康状况, 分析劳动者健康变化与接触的职业危害因素的关系, 并及时地将健康检查和资料分析结果报告给单位和员工本人, 以便及时采取干预措施, 保护员工健康。在健康监护的实践中, 应用现代信息技术, 建立和健全健康监护档案是一项重要的基础工作。

4.3 分析船队人员职业健康发展趋势

通过综合分析全体船员职业健康监护档案可以获得船队人员职业健康总体发展趋势, 通过分析全体船员职业健康监护档案还可以掌握各种职业病发生的概率和严重程度, 同时还可以得出各种职业病的出现与海上工作年限之间的线性关系等。经过对以上信息结果的掌握, 从而可以科学合理的制定今后的职业健康管理计划和目的, 采取必要的医疗或其它防范措施降低职业健康危害。

另外, 通过科学准确做好船队诊所医疗记录, 综合分析船队每月的诊所就诊记录, 也可以得出船队员工总体的职业健康发展趋势, 这将有利于关注船队员工的职业健康, 也将有利于提前采取预防和控制措施。

4.4 建立船队诊所的药事管理

在建立了职业健康档案并分析了职业健康发展趋势之后, 应当加强船队诊所的药事管理。加强药事管理就是要根据船队员工的职业健康状况和职业健康发展趋势, 建立完善的药品的分类、储备和管理, 以及必要的诊所设备的储备和管理。通过药事管理, 加强船队员工生理保健, 降低职业健康危害。

4.5 建立稳定完善的船队医疗队伍

充分考虑物探船的高危环境作业的特点, 容易发生人员伤亡, 因此现场急救能力是选拔医疗队伍需要考虑的因素之一, 同时还要充分考虑到船队的药事管理以及船队员工的职业健康状况和发展趋势等因素进行综合选拔符合物探船特点的医疗队伍。

另外, 建立稳定的船队医疗队伍是完善职业健康管理的条件之一, 临时的、不稳定的、经常更换的医疗队伍缺乏对员工职业健康状况情况的掌握, 不利于长期的、持续的对员工进行健康监护。

4.6 宣传职业健康管理理念和知识

加强对船队员工进行职业健康管理理念和知识的宣传和教育, 有利于员工重视自身的职业健康状况和发展趋势, 从而使得他们在职业生产过程中, 注重“四+六”职业健康风险管理模式的运用, 充分的去识别、评估职业健康风险, 积极主动的采取职业健康风险防范措施, 如通过消除、替代等方法消除职业健康隐患, 合理使用各种劳动保护用品, 加强体育锻炼等等将职业健康风险降低到合理的可接受的水平。

5 结束语