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海上石油的开采的流程
海上石油的开采流程主要包括以下几个步骤：
1. 海上勘探：通过地质勘探技术，寻找潜在的海底油气资源。
勘探活动包括地震勘探、测井和岩心采集等。
2. 钻井操作：确定资源储量和储集层性质后，进行钻井作业。
首先需安装钻井平台或钻井船，然后进行钻井操作，将钻杆逐步钻入海底地层，在到达目标深度后，形成钻井井眼。
3. 井筒完井：通过水泥固井等方式，对钻井井眼进行封堵，确保油气不会在钻井井筒内泄漏。
4. 海上生产：通过生产平台、FPSO（浮式生产、储油装置）
等设备，在海上进行石油开采。
通过钻井井眼将原油或天然气抽到地面，然后进行处理和分离。
此过程中，还需要进行剩余油气的储存和物流运输等相关操作。
5. 储油和输送：将采集的石油储存在处理平台、储罐或FPSO
等设备中，然后通过管道、集装箱船或天然气液化船等方式进行运输或销售。
6. 油井维护与解除：根据油井的含油层特征和油井生产的实际情况，进行油井的维护和解除操作，包括液压酸洗、次生开发、工艺优化和废弃油井修复等。
这样能够延长石油开采寿命和提高产能。
需要注意的是，海上石油的开采流程中涉及到大型设备、复杂工艺和特殊环境等因素，对技术、安全和环境保护提出了很高要求，需要遵循相关法规和规定，确保操作的安全性和可持续性。
第一部分油气混输技术一、多相流输送工艺在自然条件十分恶劣的沙漠油田和海洋油田开发建设过程中，油气集输系统的建设投资和运行管理费用要比常规的陆上油田开发高得多。
由于两相或多相混输，省去了一条管线，可节省开发工程投资和操作费用，另外还可使恶劣地域（或海域）内的油气田得到开发。
据预测，利用这种技术可使开发工程投资减少10~40%。
发达国家对这类油田已有采用长距离油气混输工艺技术的，并已取得了较好的经济效益（见表1）。
到目前为止，世界上的长距离混输管线已超过200条，其中大部分集中在北海、美国、澳大利亚、加勒比海，但这些混输管线多属于天然气－凝析液管道。
据报道北海Troll气田到Oseberg油田的混输管线长50Km，所输流体是未经处理的井流体，是油、气、水、砂等的混合物。
进入九十年代，随着我国海洋石油的开发，先后在渤海铺设了锦州20-2天然气/凝析液混输管线和东海平湖天然气/凝析液混输管线。
锦州20-2海底管道全长51km，水下部分约48.57km，采用12英寸管线，外敷5mm煤焦油瓷漆防腐层，50mm混凝土加重层。
管材为X52，立管区管材X56。
海管为开沟敷设，覆土高度2m以上，采用自然覆土法，只在离着陆点4km范围内采用局部覆土。
海管的最大水深为15.425m，每10个焊口设牺牲阳极一个，管道着陆点处有绝缘接头。
海管于92年5~10月施工，年底投产。
平均输气量为1.0×106m3 /d，凝析油为600m3/d，管道起点压力为6.0~6.5MPa，压降大约为1.0~1.3MPa。
平湖油气田位于东海大陆架西湖凹陷西斜坡，水深约87.5m。
处理过的天然气通过东海平湖凝析天然气管道从海上平台输送到陆上的油气处理场。
平湖油气田包括一座钻井采油平台及两条海底管线和陆上油气处理厂。
其中一条海管是长为386.14km，管子外径为355.6mm 的气管线，从平台至南汇嘴；另一条为长约305.8km，管子外径为254mm的油管线，从平台至岱山岛；陆上处理厂位于上海市的南汇嘴。
2019年02月工艺管控图2C9井涡流排水工艺实施前后井筒流速对比图3C9井涡流排水工艺实施前后井筒持液率对比4结论及认识（1）针对C9气井生产情况，通过合理的涡流参数优化设计，与井况匹配得当，在对应井况的压力、流量和井筒参数下，涡流排水采气工艺有效发挥作用；（2）涡流排水采气技术，对积液井可以有效提高气井排水能力和产气量，积液的有效排出，使得气井由积液生产状态改善为自喷携液生产状态；（3）涡流层流流态减小气液两相流介质间摩擦力，降低了油管压力损失，其对降低井底流压、提高井筒流速及提高井筒携液率效果明显，使气井生产状态得到持续优化；（4）该工艺不依靠外界能量，仅依靠地层能量生产，节省人力物力；（5）涡流工具具有流通通道，不影响油套管空畅通性，可以与泡沫排水采气技术、气举排水采气技术等可以结合使用；（6）工艺原理可靠，工具与设备简单、结构合理，通过带压不压井钢丝作业下入涡流工具，操作方便，避免常规起下压井作业对气井的严重伤害。
参考文献：[1]杨川东.采气工程.北京:石油工业出版社，1997.[2]李士伦.天然气工程.北京:石油工业出版社，2000.[3]杨桦，杨川东优选管柱排水采气工艺的理论研究〔J 〕.西南石油学院学报，1994，16(4):56-65.[4]吴建军.绕流问题数值模拟的研究综述[J].中国科技论文在线.[5]李闽，孙雷，李士伦一个新的气井连续排液模型[J]天然气工业，2001，21(5):61-63.浅析海上油田采油工艺新技术和发展何四海（中海油安全技术服务有限公司，天津300452）摘要：经济的发展促进了我国海洋石油勘探技术的开发，同时随着中石化海外油气田的相继出现，采取新技术和新工艺开发深海油气非常的重要。
海上采油对开采技术和工艺有比较高的要求。
本文阐述的主要内容是国内外海上油田采油工艺技术，同时简要阐述了在海上油田采油过程中遇到的技术问题，同时展望了未来我国海上油田采油发展前景。
海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制及效果评价要求-概述说明以及解释1.引言1.1 概述概述海上油气田生产工艺系统内的腐蚀控制是保证油气生产工艺系统正常运行和延长设备寿命的重要措施之一。
随着我国深海油气勘探和开发的不断深入，油气生产工艺系统内腐蚀控制的研究和实践显得尤为重要。
在海上油气田开发过程中，由于水分、氧气、电位和温度等因素的影响，生产工艺系统内普遍存在着腐蚀问题。
腐蚀不仅会导致设备损坏和效能下降，还可能造成环境污染和安全事故。
因此，加强对海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制的研究，制定相应的评价要求和技术规范，具有重要的理论和实践意义。
本文首先介绍了海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制的重要性，并概述了腐蚀控制方法的研究现状。
其次，本文详细探讨了海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制方法，包括物理控制、化学控制和电化学控制等方面。
最后，本文提出了腐蚀控制的效果评价要求，以便对腐蚀控制方法的有效性进行评价和改进。
综上所述，海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制及其效果评价要求的研究对于确保油气生产工艺系统的正常运行和设备的安全稳定具有重要意义。
通过本文的研究，有望为海上油气田的腐蚀控制提供理论指导和技术支持。
1.2文章结构2. 正文2.1 腐蚀控制的重要性2.2 海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制方法2.3 腐蚀控制的效果评价要求在本文的第一章引言中，我们已经对海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制及效果评价要求的主题进行了概述和目的的介绍。
在本章节中，我们将详细探讨海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制及效果评价要求的具体内容。
本节将首先分析腐蚀控制的重要性。
海上油气田的生产工艺系统常常受到海水、盐雾、高温、高压等恶劣环境的侵蚀，腐蚀现象会对系统的安全运行和产能造成重大影响。
因此，有效的腐蚀控制至关重要。
我们将深入探讨腐蚀控制的原理和方法，包括物理措施、化学措施以及材料选择等方面的内容。
接下来，我们将介绍海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制的具体方法。
海上完井工艺技术和完井理念介绍1、序言海上油气田完井是海上油气田开发中的一个重要环节，它是衔接海上钻井、工程和采油采气工艺，而又相对独立的系统工程。
它涉及油藏、钻井、海洋工程、采油采气等诸多专业，涵盖上述各个专业的有关内容。
完井作为油气井投产前的最后一道工序，完井工作的优劣直接影响到海上油气田开发的经济效益。
中国海洋油田的完井自1967年海一平台试采开始，至今已有三十多年的历史。
自1982年中国海洋石油总公司成立以来，近海油气田完井技术就伴随着油田开发进入了快速发展阶段，效果是显而易见的。
1986年海上油气年产当量1000×104吨，1997年油气年产当量超过2000×104吨，预计2005年达4000×104吨（见下图），目前近海自营油田和合作油田开发正处于迅速发展阶段。
在中国近海已投产的24个油气田的整个开发完井过程中，总体上说完井是非常成功的，绝大多数油气田的可采储量有较大幅度增长，在高速开采下保持油气产量的稳定和增长，达到了配产要求。
根据中海油开发计划，2003-2005年期间，中海油将新增开发井760口，可见完井工作量将是非常大的。
2001（时间对吗？）年中国海洋石油在海外上市，成立了中海石油（中国）有限公司，提出要争创国际一流能源公司，提高竞争力，公司在多方面加大了科技科研投入。
就完井生产而言，成立了专门的提高采收率项目组，紧密围绕着提高采收率和油井产能，50010001500200025003000350040004500200020012002200320042005时间(年)油气当量 ( 万方 )按计划尝试了各种完井新工艺，收到了明显的效果；在此过程中，完井理念也在不断发生变化，从开始传统的“满足油藏和生产需要，实现采油气要求”，发展到如今的“更好的为油藏和生产服务，以获取最高的最经济有效的油气采收率为目标”，积极探索与油藏更适应的新型完井工艺、方法。
海上油气田开发工艺设计的节能减排措施摘要：本文论述了油气田伴生气利用设计、电力组网及设备优化设计、污水“零”排放理念的落实等方面的内容。
关键词：油气田开发，油气田伴生气，电力组网及设备。
中图分类号：p641.4+62 文献标识码：a 文章编号：一、油气田伴生气利用设计1. 1油气田伴生气利用工艺设计渤海辽东湾中部海域某油田，采取油气并举、整体考虑的开发思路，生产流体在中心处理平台处理后，原油输往并口平台，天然气输往相邻的增压平台。
该油田天然气主要有伴生气和气井气，其中一部分伴生气来自中心处理平台油处理系统原油一级分离器气相出口，另一部分则是来自中心处理平台油处理系统原油二级分离器气相出口;气井气为来自井口平台气体集输系统。
该油田的伴生气和气井气产量在 2018以前，均占到整个油田总气量的三分之一，但它们的操作压力相差较大，来自一级分离器的伴生气操作压力为500kpa，二级分离器的伴生气操作压力为30kpa，天然气的压力为6 400 kpa，因此采用传统的设计方法，伴生气除了自耗气之外就难以充分利用。
上图是通过工艺方案优化设计的该油田气处理系统流程，它采用了三级压缩机系统对油气处理系统各级分离器产生的伴生气进行压缩回收，实现伴生气的充分利用并减少了火炬燃烧排放。
由一级、二级分离器分离出的伴生气经低压伴生气压缩机系统增压后，部分气体供燃气透平作燃料以及火炬点火盘的点火燃料外，剩下的伴生气外物至相邻的增压平台最终输送到陆上终端，在伴生气不能提供足够燃料的情况下，由气井气作补充。
该设计不仅充分利用伴生气及气井气作为平台的燃料满足自身需求，同时把多余的气全部外输，真正实现节能减排的目的。
仅在最大产气年，日减排量就能达到229000m3，每天产生的直接经济效益达40万元以上。
1. 2低气油比油田伴生气的利用设计南中国海珠江口外海海域某油田的原始石油地质储量为534000t，在石油地质储量计算的基础上，根据油藏实测的油气比数值计算得该油田溶解气储量为57500000m3，油田的气油比仅为2,伴生气产量比较少，无法满足普通燃气发电机燃料需求，若依据常规设计是持续排放到火炬与放空系统，必然对环境造成影响。
914.4毫米(36")井眼x119米660.4毫米(26")井眼x335米DST2:2433.0-2448.0mDST1:2521.0-2532.0m212.7毫米(8-1/2") 图3-1 W12-1-6井井身结构图311.2毫米(12-1/4")海上油气生产工艺讲义第一章 生产工艺基础第一节 井身结构一、井身结构1、各层套管的功用1）隔水套管（导管）为2～40m 2）表层套管为了能控制溢流、井喷等紧急情况，需要安装井口防喷装置。
这些装置就安在表层套管上。
井喷关井时的巨大向上裁荷就由表层套管承担了。
它是一段较长的无缝管。
它的功用是：A ）安装井口，承担井喷关井时的向上载荷；B ）承担以后几层套管的部分重量；C ）加固地表松软土层、流砂层等，保证钻井工作顺利进行；D ）封隔地层破裂压力小的地层，防止井喷压井时压裂地层，3）技术套管亦称中间套管，是为了保证钻井工作的顺利进行而下的。
其功用是：A）按可能使用的最大泥浆密度考虑，保护有可能被压裂的地层。
B）封隔漏、塌、喷地层。
C）解决上部与下部地层对泥浆密度提出的相互矛盾的要求。
D）解决可能出现的各种困难问题。
4）油层套管也叫生产套管，用以封隔油、气、水层，以利于分层开采，防止底水，并形成生产通道，或用以封堵暂不开采的油、气层。
5）尾管它用于保护生产层位,节约开支以及射孔等作用。
2、井身结构的确定按地层破裂压力和实际情况设计各层套管下入深度。
以W12-1-6井为例，其井身结构和各层套管下入深度见下图3－1。
二、下套管、注水泥当钻达预定井段时，由专业人员使用下套管专业工具从地面下入规定尺寸的套管到预定深度，然后就开始固井注水泥作业，在套管与井眼之间注上水泥。
1、注水泥过程注水泥的流程见图3－2。
1）下完套管以后，循环泥浆洗井，如图3－2a；2）放入下胶塞，见图3－2b。
注入水泥浆；3）水泥浆注完以后，放上胶塞，替入泥浆。
下胶塞到底时间视水泥量多少而定，可能在替泥浆之前，也可能在替泥浆开始之后。
下胶塞到底被挡住之后，水泥浆蹩破下胶塞，自其孔中流出，从管外环空上返，如图3－2c；4）替泥浆到上胶塞下行到与下胶密相碰时，注水泥工作结束。
两塞相碰叫碰压，因此时泵压突然升高，如图3-2d；5）如果水泥返高很高，可以用双级注水泥，即把注水泥工作分成两步来做，每—步的做法与上述相同。
图3-2 注水泥过程2、注水泥设备注水泥设备包括固井泵、吹灰系统和固井管线等。
1） 固井泵 属于往复泵，能打很高的压力。
2） 胶塞用来在套管内隔开水泥浆与泥浆，不使相混；刮净套管内壁上附着的泥浆。
双塞法注水泥使用两个胶塞，下胶塞中空，上部有一层隔膜将中心孔封住，当下胶塞到达井底位置时，被承托环挡住，即将循环通路堵死，泵压增高，高的泵压将隔膜蹩破，恢复了循环。
上胶塞继续下行，待两塞相碰，再次将通路堵死，泵压又突然上升。
此突然升高的泵压结出了明确信号，说明替泥浆工作已经完成。
3、注水泥质量要求1）水泥返高要符合要求；2）水泥塞高度要符合要求。
阻流环距套管鞋长度应大于20m ；3）水泥环封固良好，不漏油、漏气。
用变密度测井或声幅测井合格；4）在水泥塞顶面高度合格后，进行套管试压。
30分钟内下降少于0.5Mpa ；5） 孔后油水不窜通。
第二节 自喷采油一、井口装置井口装置是表层套管的最上端和油管头、变径接头之间连接的所有固定组件。
它以套管四通为主体，连接控制阀门和悬挂封隔机构等（悬挂套管和油管，隔离、控制各环形空间和连接并支撑采油树）。
1、套管头套管头连接套管柱上端，由套管悬挂器及其锥座组成，用于支承下一层较小的套管柱并密封上下两层套管间的环形空间。
海上油田的井一般有多层套管及环形空间，由此有多个套管头。
最下部套管头安装在隔水导管顶端，其上法兰与中间套管头的下法兰相连接，其下端是螺纹或焊接滑套。
中间套管头的上下法兰分别与上下套管头相连。
最上部套管头上下法兰分别与油管头的下法兰和下面一级套管的上法兰连接。
2、套管悬挂器套管悬挂器是坐在最下部套管头或中间套管头的锥座中，用于牢固地悬挂下一级较小的套管柱，并在所悬挂的套管和套管头锥座之间提供密封的一种装置。
图2－2 套管头示意图 图2-3 油管头示意图 图2-4 顶丝法兰盘悬挂油管示意图1-套管四通；2-盘根；3-顶丝法兰盘 1-油管；2-顶丝法兰盘；3-油管悬挂器；4-油管悬挂器；5-顶丝；6-钢圈 4、7-盘根； 5-顶丝；6-压帽；7-钢圈3、油管头油管头安装在最上部套管头的上端，由油管悬挂器及其锥座组成，用支承油管柱，并密封油管与生产套管间的环形空间。
4、油管悬挂器油管悬挂器是坐在油管头的锥座中，用于悬挂油管柱，并在所悬挂的油管的油锥座之间提供密封的一种装置。
海上油气田完井一般都下有井下安全阀，因此油管挂都必须有连接液控管线的通道，电潜泵井还必须有井下放气阀（GVV ）通道和电缆穿越并密封。
5、油嘴油嘴是采油树上用于控制油井流量的部件，它安装在翼阀与出油管线之间。
油嘴也可以用来控制气举井的注气量和注水井的注水量。
油嘴有固定式和可调式两种。
固定式油嘴内装有可更换的零件，这个零件具有固定的小孔，用来节流。
可调式油嘴则有一个由外部控制的可变面积的小孔和一个与之对应的小孔面积指示机构。
油嘴的大小习惯上一英寸分为64份。
如果某口井的油嘴是32，那么它的油嘴大小表示方法是32/64英寸。
二、采油树采油树由阀门、异径接头、油嘴及管路配件组成，是一种用于控制生产，并为钢丝、电缆、连续油管等修井作业提供条件的装置。
其结构见图１.2。
1、海上平台采油树分类海上平台按结构形式，可分为分体式和整体式两图1－2 采油树剖面图1－清蜡阀；2－主阀；3－地面安全阀；4－油嘴；5－采油树；6－套管头； 7－SCSSV 和GVV 液控管线；8－缓蚀剂注入管线；9－套管阀种。
分体式是由一些阀门等独立部件组装而成。
整体式是将主阀、安全阀、清蜡阀和翼阀等制成一个整体部件，阀与阀之间的距离较小，既省空间又耐高压，特别适用于海上平台的油气井。
按生产井分类和完井生产方式，可分为自喷井、电潜泵井、气举井、螺杆泵井、注水井、气井的采油树等。
采油树各主要阀门、元件说明（图1-2、3）：1． 井下安全阀（DHSV ），在海底下约100M 处的油管内．液压控制。
2．总阀，手动截止阀。
3．地面安全阀（SSV ），亦可用手动使它不工作，钢丝作业时可在控制板上使其停止作用。
4．防喷阀，亦称清蜡阀门，手动截止阀。
它用于钢丝作业、抽汲、清蜡作业等。
5。
防喷管接头，它在钢丝作业时用于联接防喷管。
6．仪表法兰，带有热电偶套管接头和压力计支管。
7．热电偶套管接头。
8．压力表接头9．翼阀，手动截止型，亦称生产闸门。
10．可调油嘴，长管直径0～3”；短管直径0～l ”。
11．回压阀门（油嘴后截止阀）。
崖13—1气田的采油树如图１一4所示，由两个模块组成：①主阀模块：包括一个地面主安全阀和一个手动主阀。
②四通模块：用于与翼阀、修井阀和压井阀连接。
连接方式均为法兰式连接。
两模块均由在锻压不锈钢实体上钻孔和加工而成，考虑到冲刷腐蚀问题，采油树的四通模块与翼阀／压井阀的接口采用135度向上引出。
三、 井口安全控制设备井口安全控制设备指的是自动关井系统。
当油井或平台处理设施出现异常情况时，自动关井系统应能及时自动关闭油气井并停止油气处理，以防止危机安全和造成环境污染的事故。
也可在现场实行手动关停。
自动关井系统包括安全阀、探测装置、井口控制盘和控制管线。
安全阀有地面安全阀（SSV ）和井下安全阀（SCSSV ）。
地面安全阀可以是气动或液动的，而井下安全阀一般都是液压控制的。
平台上的每一口井都有一个井口控制盘。
在井口控制盘中安装着一个或若干个由仪表元件组成的控制回路。
每个控制回路主管一个安全阀的开与关。
当回路中传递压力的流体（仪表气或液压油）增压，所控制的安全阀打开；当传递压力的流体降压，所控制的安全阀关闭。
以涠11－4油田为例，它所采用的井口控制盘是选用美国TEST 公司制造.该控制盘具有完善的井上安全阀(SSV)气动控制回路,井下安全阀(SCSSV)液压控制回路以及用于安全目的的易熔塞回路。
1、气动控制回路与液压控制回路井口控制盘气源来自仪表风系统,供风压力1000kPa.井口控制盘的气动回路分为两种不同压力的气动控制回路。
一种气动控制回路的压力设定值为800kPa ，其用途是:1) 用做气动逻辑控制回路的逻辑转换及地面安全阀的操作气源。
2) 用来驱动液压油泵。
图１—4 崖13—1气田采用的采油树另一种气动控制回路的压力设定值为344kPa ，其用途是：1) 用作易熔塞控制回路的控制气源。
2) 是用作气动逻辑控制回路的控制气源。
液压是由气动泵产生的，用于驱动井下安全阀及放气阀的动作。
液压油设在井口控制盘内的油箱供给。
井口控制盘内配有两台气动液压泵。
液压系统的设置压力为31500kPa 。
2、井口控制盘的功能1) 在井口控制盘上可以有选择地对每一口井或全部井的井下安全阀、地面安全阀和电潜泵进行操作控制，也可以在PUQ 中控房内对某一口井的地面安全阀和电潜泵实现远程关井和停泵。
2) 当井口区发生火灾或温度高于设定温度600时，井口控制盘即立即自动关闭所有井的井下安全阀、地面安全阀和电潜泵，并将状态信号送至中央控制盘和火灾控制盘进行指示和报警并发出二级关断信号。
3) 每一口井的出油管线上设有PSL 和PSH 压力开关，当出油管线内压力高于PSH 设定值或低于PSL设定值时，HI －LO PILOT 动作，井口盘就自动关闭该井的地面安全阀及电潜泵，并将信号送至中控室报警。
4) 操作者在观察到异常状态或意外事故时，可以在井口区手动触发关断回路。
通过井口控制盘达到关闭井下安全阀、地面安全阀和电潜泵的目的。
3、HI －LO PILOT 的作用图1—6 地面翼安全阀、地面主安全阀液压控制回路图1—7 井下安全阀液压控制回路它是调定的高压、低压检测器，当井口的出口压力大于或小于调定的压力时，那么HI－LO－PILOT将给一个信号到井口控制盘，井口控制盘将自动关闭这口井的SSV，保证平台的正常生产。
涠11-4油田是电潜泵生产, 逻辑上凡引起SSV关闭的信号都同时关停该井的电潜泵。
开井时, 由于井口压力低, HI-LO PILOT 低压信号存在, 地面安全阀无法打开, 因此HI-LO PILOT 要打到 BYPASS 位置。
4、易熔塞回路拉出易熔塞回路充气控制阀的手动杆，使易熔塞回路工作压力保持在344kPa；当井口区发生火灾或温度高于60摄氏度时，易熔塞被熔化，将有以下动作：1) 井口控制盘的PALL-1717指示变红。
2) 中央控制盘和火灾盘同时发出声光报警及ESD2级关断。
