海洋石油平台防爆电气优化分析

海洋石油平台的主要任务是进行海上石油开采,工作对象具有易燃易爆的特点,因此,需要进行防爆电气优化。列举了部分海洋石油平台防爆电气设备可能存在的安全隐患,并对防爆电气优化的要点进行分析,最后针对安全隐患,提出了相应的具体优化措施。

XX油田2井区注水水质对储层的影响及对策

XX油田2井区试注过程中,油层吸水能力普遍大幅度下降,注水井注入困难,因此有必要在分析注水水质对储层影响的基础上提出合理的应对措施。根据XX油田2井区的储层和流体特征,分析了注水水质对储层的伤害机理,并通过实验得到了各因素对储层伤害程度,同时给出了合理注水水质标准。通过对比试注水质与合理注水水质标准,表明XX油田注水水质不稳定,粒径中值、悬浮物含量、含油量指标超标是引起储层伤害的主要因素。因此有必要对水处理工艺进行改造,增设过滤系统和除油装置,使注入水水质稳定并保证水中含油量和悬浮物含量及粒径中值达到注水水质标准。

南海某油田海管静置阶段腐蚀分析与评估

通过开展10%海水+90%生产水、20%海水+80%生产水和100%海水3种混合情况下,结垢预测、静态腐蚀评估实验、药剂脱氧效果评估实验以及药剂杀菌效果评估实验。预判海管静置阶段内腐蚀情况和化学药剂的防护性能。结果表明,现场管壁处不易形成无机垢,引发垢下腐蚀可能性低,无需另外加注防垢剂;加注管道批处理剂(脱氧)和缓蚀杀菌剂后,腐蚀与细菌得到有效控制。建议现场管道批处理剂(脱氧)加注质量浓度为500×10^(-6),缓蚀杀菌剂推荐加注质量浓度为500×10^(-6)。

南海某油田海管旁路腐蚀原因分析

通过现场挂片腐蚀及宏观形貌分析、旁路短节内壁宏观形貌分析、旁路腐蚀产物分析等手段,分析海管旁路腐蚀原因。结果表明,结合挂片情况和海管旁路短节拆出情况,管道油泥淤积是腐蚀速率升高的主要因素,在油泥淤积部位,缓蚀剂和杀菌剂无法发挥保护管道效果,细菌滋生和环境的相对稳定,进一步加剧了腐蚀。建议加强控制沉积物淤积量及淤积时间,避免因长期淤积产生严重坑蚀。

陆丰13-1油田生产水废热回收研究与应用

陆丰13-1平台在正常生产过程中,生产处理系统所分离出生产热水的排海量达到了1000 t/h,大量的生产热水排入大海的同时也将大量的热能浪费,而且对海洋也造成了热污染,为了对排海的生产热水中的热能进行回收,提出了生产热水废热回收方案,并成功的应用于该平台的生活热水供应系统,取得了良好的运行效果,同时也为平台节省了电能。

污水储罐腐蚀原因分析及防治措施研究

某油田污水储罐在运行的过程中频繁发生穿孔泄露事件,为明确其腐蚀原因和腐蚀机理,在腐蚀模拟和实验手段的基础上,模拟了水样和泥样两种腐蚀溶液下,不同温度、流速、pH值对碳钢腐蚀速率的影响。结果表明,实际腐蚀速率与模拟结果一致,腐蚀机理为细菌和垢下腐蚀,在流速和温度双重耦合的影响下,腐蚀形貌以局部小孔腐蚀为主;随着温度升高,不同水质下碳钢的腐蚀速率先增大后减小;随着流速增加,碳钢腐蚀速率先快速增大后缓慢增大;碳钢在泥样中的腐蚀趋势和腐蚀速率更大;通过增加污水管长度、添加缓蚀剂、调整疏水阀开度和增加防冲板等措施,可进一步降低腐蚀和冲蚀对污水储罐的影响,增加储罐的使用寿命。

南海盛开号浮式储油装置外输管线扫线系统改造

陆丰13-1油田的浮式储油装置南海盛开号上的外输扫线系统自从油田投产以来一直采用柴油作为扫线介质,造成了柴油的巨大浪费,增加了南海盛开号的操作费用,同时也不符合国家节约能源的政策,通过对原始的工艺进行分析,提出了利用浮式储油装置FSOU上的经过处理的锅炉尾气作为扫线介质的技术方案,并成功地应用与该储油装置上,取得了良好的运行效果和经济效益。

某平台生产水管线的腐蚀失效原因

通过调研某平台生产水管线的工况,结合失效管段的腐蚀形貌和失效特征,使用能谱分析(EDS)和X射线衍射技术对腐蚀产物的成分和组成进行分析。结果表明:旁通管线停用期间存在腐蚀性介质、介质中存在硫酸盐还原菌(SRB)、溶解氧和CO_2的共同作用导致了平台生产水管线的失效,其中SRB腐蚀是管线失效的主要原因。

风琴管喷嘴空化射流的数值模拟研究

针对风琴管喷嘴的空化射流效率、空化机理等问题,通过流体软件对风琴管喷嘴的的空化射流进行仿真模拟,研究不同入口压力和喷距下喷嘴的空化情况,分析流场的压力、速度、气相体积以及湍动能。结果表明,当入口压力增加时,气相体积分数增大,吼道处所产生的负压范围也越大;随着喷距的增大,驻点处的气相体积分数逐渐减小,说明空化泡在喷距为2D的时候溃灭的最多,即存在空化泡溃灭的最佳位置。

油气站场加热炉设备能效对标方法

加热炉是油气站场用能环节中的重要设备,其能耗占总能耗的80%~90%,因此对加热炉进行能耗分析和评价显得尤为重要。通过对加热炉进行热量平衡分析,建立了能耗指标体系,根据行业规范确定能效对标的指标因素及标杆值;采用博弈论组合赋权的方法计算指标权重,并引入综合评价系数反映指标对能效的综合影响程度。结果表明,排烟温度对加热炉能耗的影响最大,其次为过剩空气系数和不完全燃烧热损失;通过一元线性回归,可以定量调节各项指标至标杆值,并预测优化后的热效率值,针对不合格指标提出增效措施。研究结果可为油气站场提质增效提供理论依据。

15NiMoSiCr10钢在柴油机渗碳针阀体上的应用研究

15NiMoSiCr10是引进用于生产柴油机渗碳针阀体的新钢种。对该钢的化学成分、金相组织以及力学性能等进行了检测分析,探讨了其最佳热处理工艺,并对比研究了15NiMoSiCr10与传统的18CrNi8钢的抗回火稳定性。结果表明,当回火温度为300℃时,15NiMoSiCr10针阀体的座面硬度可达715 HV1(61 HRC),具有高抗回火稳定性,且金相组织良好;15NiMoSiCr10可以满足新型高端柴油机对针阀体材料的使用要求,为针阀体选材开辟了新的方向。

油田设备备件国产化的探讨与应用

设备引进作为提高企业竞争力和企业硬件设施水平的一种有效途径,在我国各行各业中发挥着非常重要的作用,同时也是企业自身技术水平和经济实力的一种体现。中国海洋石油海上设施上有大批的设备来自国外进口。随着我国经济快速的发展,国内的总体科学技术力量有了很大提高,如何尽快消化和吸收国外先进的技术,在保证稳定生产的前提下,实现进口设备备件国产化、降低维修成本渐渐成为海上设施设备管理所面临的一个必须解决的问题。

基于ALOHA的输气管道泄漏危害范围研究

为提高输气管道泄漏危害范围的预测精度,以便在管体泄漏发生时快速合理的设置警戒区域。通过控制变量法,利用ALOHA软件对输气管道泄漏事故进行动态模拟和后果趋势分析,并结合多元线性回归拟合影响因素与伤害距离的关系。结果表明,管道长度、管道压力的增大会使管道泄漏导致的危害范围增大,随着泄露孔径的增大,危害范围呈现先增大后减小的趋势,风速增大、地面粗糙度的增加,有利于减小泄漏导致的危害范围;多元线性回归的拟合精度较高,平均相对误差为2.15%;单因素分析表明,泄漏孔径、管道长度、管道压力、风速对泄漏导致的危害范围影响显著,而地面粗糙度对危害范围的影响不显著;通过在最不利条件下进行实地模拟,发现室内外的甲烷扩散体积分数超过了AEGL-1的极限值,说明居民区与管道的安全距离不够,应扩大安全距离或采取其他必要的防护措施。研究结果可为输气管道泄漏事故的有效预防和应急处理提供实际参考。

海底管道水合物形成规律及防堵措施研究

为降低在低温高压环境下形成的海洋水合物对海底管道的堵塞风险,基于OLGA多相流软件和CSMHyK水合物生成动力学模型,通过研究稳态、含水率变化和出口压力变化下的水合物生成规律和风险,确定在不同条件下水合物的生成区域和聚集程度,并对抑制剂进行了效果分析和评价。结果表明,稳产条件下,水合物峰值逐渐向管道后方移动,平管地势低洼处和立管的水合物生成几率较大;含水率高于40%、气油比低于10 Sm^(3)/Sm^(3)、出口压力小于3 MPa时,管道沿线的过冷度小于0或水合物浆液的黏性比小于2,水合物生成几率较小;甲醇、乙二醇和三甘醇的单位抑制效果逐渐增大,而二甘醇的单位抑制效果几乎不变,综合考虑经济性和实用性,确定乙二醇的最佳用量为27.6%,折合注入量为1 kg/s。研究结果可为同类海底管道流动保障的研究提供参考。

多相流内腐蚀直接评价技术在海底管道上的改进和应用

某海底管道因结构问题投产后一直未进行内检测,为掌握和了解管内腐蚀状况,参照NACE SP 0116-2016标准中关于多相流内腐蚀直接评价(MP-ICDA)的操作流程进行腐蚀评价.对临界倾角法进行了修正,定义了临界长度对管内积液位置进行二次筛选,考察砂沉积对腐蚀的影响,并基于室内试验验证评价结果的可靠性.结果表明:临界长度法的筛选结果具有准确性和可靠性;可从电化学腐蚀和垢下腐蚀两个方面衡量管道内腐蚀情况,针对目标海管共筛选出11个高风险点,说明ICDA可以准确反映多相流管道的腐蚀位置和风险等级;预测结果中目标海管的剩余寿命为12.5年,管道目前可正常运行,再评价周期为6年.

自主式流量控制技术在低粘度强底水油藏中的应用

AICD(Autonomous Inflow Control Device)控水完井技术在国内外大量的应用表明,AICD技术能够有效抑制或延缓边底水锥进,实现油井增产以及提高油田采收率的目标。众所周知,对于未投产的新井,AICD控水的适用条件之一是要求地层原油粘度大于1.5 mPa·s。而对于地层原油粘度低于1.5 mPa·s的油藏,由于原油的流体性质跟地层水比较接近,对于AICD控水装置的灵敏性和精度提出了严峻的挑战,目前为止国内外还没有AICD控水在此粘度范围应用的公开记录。本文以中海油深圳分公司AA油田的地层原油粘度1.471 mPa·s的低粘度边底水油藏水平井作为AICD控水应用实例,充分验证了AICD控水在低粘度原油油藏中的控水效果。与常规意义上的AICD控水完井不同的是,本井是目前世界范围内成功实施AICD控水完井的地下原油粘度最低的油井,对于中海油南海油田低粘度原油的控水增油生产和开发具有开创性的历史意义。

水下生产系统油井自喷可行性探究及其应用

A油田采用水下井口经增压泵增压输送至固定平台处理的开发模式进行开采,以长输管道压降理论计算为依据,分析论证该油田发生关停后无需启动增压泵进行自喷生产的可行性。经过现场论证:该油田发生关停后,在地层压力的作用下,无需启动增压泵,油井自喷生产即可完成井液长距离海管输送至固定平台进行处理。该方法节省了压井用柴油,并保证了生产时率。