新型水动力式水面薄油膜回收分离装置设计

当前海上溢油风险日益增加。为满足溢油回收设备的迫切需求,基于水动力学原理及油-水-气的物理特性,经过逐步探索和不断优化改型,最终设计了两型分离效率高、能耗低、体积小的油水分离装置——多格栅单集油舱油水分离装置和双集油舱油水分离装置,其中双集油舱油水分离装置具有更好的油水分离率和更高的分离效率。这类基于水动力学构型即可实现浮油回收与分离的设备较市场上其他类型的设备具有更简单的控制系统,因此具有更高的系统可靠性,适用于各种黏度和各种厚度的油层,具有广阔的市场前景。     

低温和结冰区溢油清理技术展望

介绍目前国际结冰水域溢油收集和处理的基本原则。对平整冰上、平整冰下和碎冰区采用方法的效果做了分析。由于渤海平整冰范围相对碎冰和流冰面积较小，侧重碎冰区冬季消油剂使用的局限性和海上焚烧技术的可行性分析。对我国从事环境保护和溢油回收的设计研究人员有一定参考价值，并对未来冰区溢油相关研究发展方向有一定指导意义。     

行进式收油机在中缅原油管道的应用分析

海上溢油事故不仅给企业造成巨大的经济损失,若处置不当还将引发严重的海洋环境污染,带来恶劣的社会影响。海上溢油应急设备的正确选型和妥善的应急处理方法是溢油回收的关键。为此,介绍了行进式收油机的结构与工作原理,结合行进式收油机在中缅原油管道(缅甸段)的应用情况,详细分析了行进式收油机的使用方式、性能特点以及有待完善提高的方面等关键问题。可为企业海上溢油应急设备选型和应急处置提供参考。     

海上油气田透平发电机余热回收技术应用

燃气透平发电机是海上油气田生产中广泛应用的设备,由于海上生产平台空间的局限性,大部分海上油气田发电机并未设计余热回收装置。通过对某海上油田燃气透平发电机烟气余热回收装置进行介绍,详细论述余热回收装置的工作原理、设备选型、运行参数,并精确计算项目的节能量及温室气体减排量,对类似节能改造项目提供良好的借鉴。     

防范溢油,亚太总动员——访中海石油环保服务有限公司经理何玉川

区域溢油应急技术咨询组织的成立意味着打通了溢油应急的国界之门,探索出了应对海上溢油风险的经济策略和长效路径。不是只有被老虎咬过才知道老虎的可怕。2010年BP一着不慎元气大伤,导致各国政府、各个石油公司提起海上溢油就为之色变。     

海上油田溢油风险评估分析与应用

对海上石油开采过程中溢油事故进行了重点阐述和探讨,进一步研究海洋环境、海底地层和钻采工艺等多方面因素对溢油事故的影响。同时,应用事故树分析法,选取了辽河油田浅海开发公司葵东区块进行了实例分析,进一步论证了地层条件和钻采工艺等对海上溢油事故的影响和相关防范重点,对海上石油开采过程中的溢油风险评估提供一定的参考和依据。     

输油管线河流穿越段溢油应急工程的设计

河南油田采油厂某输油管线唐河穿越段,由于汛期洪水流速加快,始终存在冲断输油管线造成原油外泄的隐患.本工程拟建设围油栏对溢油进行水面围控,采用机械回收的方式进行溢油回收处理.依据该输油管线泄漏自动监测系统的设计参数,经计算将应急反应时间定为108 min;该穿越段溢油最大量为169.44 t,收油设备的配备按照170 t油品考虑.根据唐河河床溢油流速、应急反应时间及溢油量的计算,应设计两个方案:汛期两道围油栏应急方案、汛期三道围油栏应急方案.     

海上油气勘探开发中的溢油遥感监测技术——以渤海湾海域为例

海上溢油事故直接影响海洋环境和国际关系。卫星遥感监测技术具有大范围、多时相、快速、准确等特点，已经成为发达国家重要的海上溢油监测手段之一。以2006年3月渤海湾海域溢油事故为例，利用欧洲空间局的环境卫星（Envisat）合成孔径雷达系统（ASAR）图像数据，圈定了污染油膜；根据其影像特征和分布运移状态将污染油膜分为4期；根据油膜的后向散射特性差异，判断油膜的源头和尾部，1至4期油膜具有共同的指向，据此确定了污染源的位置，准确地计算了2006年3月23日海面油膜的污染面积（约为400km^2）。此项工作表明，尽快建立海域环境监测和溢油应急遥感地理信息系统，是中国石油海上勘探的一项重要的技术保障手段。图4表2参12     

海上油田溢油事故的影响及处理决策的分析

在海上进行石油开发作业过程中一旦发生溢油事故将给海洋环境和人类造成巨大的影响,这就要求我们在发生溢油事故后迅速启动应急反应系统,根据溢油事故的等级和当时的海况做出正确的决策并采取恰当的溢油处理措施;以最快的速度控制溢油,减少溢油造成的危害。     

海上油田溢油事故的影响及处理决策的分析

在海上进行石油开发作业过程中一旦发生溢油事故将给海洋环境和人类造成巨大的影响，这就要求我们在发生溢油事故后迅速启动应急反应系统，根据溢油事故的等级和当时的海况做出正确的决策并采取恰当的溢油处理措施；以最快的速度控制溢油，减少溢油造成的危害。     

海上热采注汽管柱设计方法及应用

渤海油田石油资源以稠油为主,多元热流体吞吐是动用海上稠油资源的有效技术手段。现场注汽井多以水平井、大斜度井为主,井身结构复杂。注汽管柱在下入、注汽生产以及上提解封过程风险大。热采井注汽管柱设计是保证管柱下井安全及顺利施工的关键。本文通过空间双向弹簧元模型建立了海上热采井注汽管柱力学模型,并针对渤海油田某区块注汽井进行了应用,为该井顺利注汽提供了有利理论支持。     

中国近海采油工艺技术的发展战略

在中国近海油气田实施调整井加密、整体加密和常规增产增注工艺挖潜之后,海上采油工艺技术要承担起进一步提高油田采收率以及促进难动用储量开发的重担。在中国近海油气开发新时期,采油工艺技术发展的总思路是:先导试验与集中集合并举,加快先导试验,重视集中集合。结合实际工作,提出了采油工艺技术发展方向和工作建议,先导试验技术方向包括海上稠油热采、海上低渗透油气藏开采、化学驱、注气采油、微生物采油,集中集合技术方向主要是建立注水治水、电潜泵采油工艺、储层保护工艺、完井与修井工艺、防腐防垢防蜡等技术应用体系,并对如人才、技术研究和管理能力不足等影响战略落地的核心问题进行了研讨。     

海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术研究

渤海油田稠油资源丰富,多元热流体吞吐与蒸汽吞吐等热采技术试验效果较好,但需采用注采两趟管柱予以实现,导致热采开发成本较高。鉴于此,通过举升工艺优选、管柱设计、井下关键工具设计、专用井口装置设计及地面配套工艺优选等研究,形成了海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术,实现了海上油田稠油注采一体化领域从0到1的突破。现场试验结果表明:该技术所用工具耐温性好,工作筒与机械式安全阀配合良好,打开灵活;工作筒下入顺利,内泵筒插入密封耐压20 MPa,符合技术要求。一体化工艺技术实施的总费用相比目前工艺降低幅度达60%,有助于实现海上稠油油田的规模化热采开发,经济效益与社会效益显著。     

薄气层油藏组合举升方案设计与生产动态预测

海上A油田上部为薄凝析气层,下部为油层。考虑气层储量小、海上作业成本高,该油田采用油气层同时开采方式进行生产。借鉴气井电潜泵-气举组合排水采气的设计思路,文中设计了本井气气举-电潜泵组合举升方案,用气层气来辅助电潜泵采油。采用该方案可较单一电潜泵举升方案降低电机功率49.45~58.42 k W。另外,本井气气举不同于人工气举,其孔板阀过气量不能人为控制,为此,又研究开发了相关软件,并耦合管网模型,对油嘴尺寸、孔板阀过气量、累计过气量和储层压力等进行预测。研究成果的应用能够大大节省开采成本,智能预测生产动态,符合海上智能、安全、节能的开发理念。     

海上注水开发油田单井经济极限含水率分析

经济极限含水率对注水开发油田具有重要的经济意义,目前行业标准笼统选取98%的含水率作为单井经济极限含水率,没有考虑经济因素,显然有失合理性。为合理确定不同经济条件下的单井经济极限含水率,评估单井生产是否具有经济效益,基于油价、油田实际产出、成本、税金等经济参数,运用投入产出平衡理论,首次推导出海上注水开发油田单井经济极限含水率计算模型。以渤海Q油田为例,计算了不同油价、不同采油速度下单井经济极限含水率,并绘制相应图版,评价了油井生产是否具有经济效益。结果表明：成本一定时,油价和采油速度对经济极限含水率影响较大,经济极限含水率随油价的升高而增大,随采油速度的增大而增大。对具有高采油速度的海上注水开发油田而言,高油价（$100/bbl,1 bbl=0.159 m³）下的经济极限含水率高达99.11%,远高于目前行业标准规定的98%的经济极限含水率数值,延长了油井高含水期效益生产的寿命,大幅度提高了单井经济效益,对海上注水开发油田单井生产策略具有重要的指导意义。     

海上风电基础仿生草防冲刷试验

针对仿生草防冲刷方案开展物理模型试验,探讨仿生草尺寸和布置方案对海上风电单桩基础防冲刷效果的影响。结果表明,在综合考虑防冲刷效果及成本的情况下,仿生草高度和布置半径存在最优值。当仿生草高度为1.5 m、仿生草布置半径为1.7倍桩径时,仿生草防冲刷效果较好,且较为经济。     

旅大10-1油田聚合物驱可行性研究

目前渤海油田已投产的部分油田存在含水率上升快、采出程度低的突出问题,而受平台的寿命限制,一个海上油田的开发只有20年左右的时间。如何在平台寿命的有效期内,尽快地采出更多的油,是渤海油田需解决的技术难题。通过对旅大10-1油田的地质油藏分析,建立合理的地质模型和油藏数值模型,从而进行驱油方案的优化设计研究,给出了推荐方案。研究结果表明,在旅大10-1油田进行早期注聚合物是可行的,但存在一定的困难,注入速度不能太高,段塞质量浓度也不能太高。     

海冰数值研究在海洋石油开发和工程设计中的释用

本文以海冰数值预报原理为基础,结合海上石油开发和工程设计中对海冰参数的需求,探讨了海冰数值预报模式的再解释和其产品的进一步应用,即释用研究,提出了相应的方法。部分释用成果已在渤海海冰烈度区划和海冰管理中得到应用。这些理论研究还将为海冰数值预报产品在渤海海洋石油开发的海冰管理应用中发挥更直接的作用。     

海上稠油油田蒸汽吞吐产量确定新方法

针对目前蒸汽吞吐产量预测模型假设条件简单、普适性差等问题,一般采用测试法和类比法综合确定海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量。由于目前海上油田通常只开展常规测试,无法直接获得热采开发初期产量。笔者提出海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量确定新方法,建立蒸汽吞吐相对于常规开发的初期产量倍数预测模型,通过蒸汽吞吐产量倍数,将常规测试确定的产量转化为蒸汽吞吐产量。研究表明,蒸汽吞吐初期产量倍数主要受储集层渗透率、原油黏度、注入强度、蒸汽干度等因素影响,利用正交试验设计和多元回归等方法,建立海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量倍数与油藏地质参数及注入参数之间的非线性预测模型,该模型经实际生产数据验证,预测误差小于5%,可靠性高,能够为海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量的确定提供依据。     

海上稠油油田井网密度与采收率关系研究

海上油田开发的核心目标是在平台寿命期内实现最大经济采收率,需要尽早确定合理的井网密度。在借鉴中国石油勘探开发研究院根据中国144个油田或开发单元的资料回归的井网密度与采收率关系式基础上,考虑稠油水驱规律及特点,对前述关系式的驱油效率项进行了校正,进而形成了适合海上稠油油田特点的井网密度与采收率关系式。海上稠油油田验证结果表明,校正后的井网密度与采收率关系式能够准确描述不同井网加密阶段的标定水驱采收率的变化趋势。