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石油及化工行业持久性有机污染物和重金属的长期环境监测摘要：石化工业是造成环境污染的重要行业，是一系列化学物质的排放源，包括挥发性化合物、重金属、持久性有机污染物等，这些物质会对环境造成巨大的影响。
本文围绕石油与化工业持久性有机污染物与重金属的检测，探讨有机污染物在当前的环境检测情况，提出解决方式，完善环境污染的监测体系。
关键词：持久性有机污染物；重金属；污染物；长期环境检测石油化工行业是目前行业发展内容的一部分，其由大量职业人员组成生产车间，实现生产作业。
由于行业生产的特殊性，因此只有通过生物监测调查，才可以准确了解设备对工人产生的影响。
除此以外，除了工人以外，化工生产周围还有很多居民，这不仅仅会遭受到污染，甚至会威胁到人们的身体健康。
在生产过程中固定污染源、流动污染源都是工业污染的一部分，会危害到人们的身体健康，此外植物吸收重金属后也会快速死亡，充分暴露出污染物会给人类生活带来的健康风险。
1.持久性污染物环境是一个宏观概念，万事万物都存在于环境中，而持久性有机污染物在环境中长期存在，无法被分解以及不能自行分解，通过各种传输途径在全世界范围之内转移、扩散，影响也不断扩大，通过食物链在生物体内累积，对人体的环境产生毒性的有机污染物被称为持久性有机污染物。
工业化学品是持久性有机污染物的主要来源，其中石油化工生产过程中产生的废弃固体垃圾、排放的水源、排放的气体等是持久性污染物的主要源头，如多氯联苯等。
持久性有机污染物的危害重大，对发育、生殖有危害，甚至危害内分泌系统、免疫系统。
长期生存在持久性有机污染物环境中的人与生物，会出现先天性畸形、生殖障碍与机体死亡。
多种持久性有机污染物与雌激素受体的结合能力增强，让受体活动受到影响，甚至影响到基因的组成，干扰机体的内分泌物质活动，导致内分泌系统出现异常。
免疫系统在持久性有机污染物的影响下，对巨噬细胞造成影响，让生物体的病毒抵抗能力下降[1]。
持久性有机污染物还会引起机体器官组织的病变，导致皮肤出现很多症状，产生弹性组织病变。
采油厂年度油藏动态监测成果及认识摘要：考虑到规模上产、工区跨度大等因素，采油厂通过相关措施的实施有效提高了测试队伍施工效率和资料成果准确率，资料验收合格率100%，测试结果可靠，为油田的实际生产开发提供了较为准确的数据支持。
本文根据某年油藏动态监测情况对油田油水井开发生产有以下应用，并将取得的成果及认识进行了分析。
关键词：油藏动态监测；成果及认识；采油厂1工程测井1.1HK13井油井找漏、堵漏该井正常生产日产液7.35t，日产油0.32t，含水在93%，2018年10月该井含水突增至100%，日产液10t，呈现高液量、高含水、低氯根特征，经分析认为该井可能套漏。
12月26日将该井检泵，进行空井筒井温找漏，通过测试发现1021m-1038m处井温存在异常，于1029.72m处井温异常显著。
根据找漏测试结果，对该井实施了水泥挤堵漏点作业，恢复生产后日产液量下降至7.5t，由于该井生产7天后躺井停抽，一直未恢复生产，具体挤堵效果有待后续继续监测观察，待生产正常后将继续监测含水及氯根数据。
1.2ND14井油井找漏ND14井2017年3月20日复产以来含水一直在16.4%左右，日产油4.3t；2019年3月4日油井含水突升至100%，氯离子由4437ppm上升至6212ppm，动液面由1600m上升至1054m；ND14井对应注水井NP18日配注10m³，前期示踪剂监测ND14与NP18无明显相关性，但ND14含水突升至100%，氯根、动液面也上涨，初步分析认为套管存在漏失。
3月31日该井检泵，下入带封隔器的管串，井温找漏仪器由油管内下入进行找漏测试，测试结果资料显示未找到明显漏点。
分析找漏作业过程，发现配合找漏测试套管打压作业时，开泵5分钟泵压升至8.9Mpa，继续打压，泵压升至9.5Mpa，压力突然归零，测试结束后油管打压验封，发现套管返水，分析认为找漏测试过程中封隔器失效，导致测试结果不准确。
油田监测方案一、背景介绍油田是重要的能源资源，为了有效地管理和开发油田，确保油田的稳定运行和可持续开采，油田监测方案至关重要。
本文将介绍一种全面而可行的油田监测方案。
二、监测目标1. 油井监测：监测油井的产量、井底压力、井口设备状态等指标，及时发现问题并采取相应措施，确保油井的正常运行；2. 油藏监测：通过油藏采样、地质勘探数据分析等手段，持续监测油藏的储量、储集层物性等参数，为合理开采提供依据；3. 环境监测：监测油田周边地下水和土壤的水质状况，确保油田开发活动对环境的影响在安全范围内；4. 设备监测：监测油田的设备状态，及时发现设备故障和异常情况，减少停产风险。
三、监测方法1. 实时数据传输：采用先进的监测传感器和数据传输技术，实现对油井、油藏和环境等方面的实时监测数据的传输和存储；2. 数据分析与处理：利用大数据分析和人工智能技术，对监测数据进行快速处理和分析，提取有用信息，为决策提供支持；3. 定期巡检：定期派遣专业人员对油田进行巡检，通过现场观察和检测仪器，获取油田运行状态的详细信息；4. 远程监控：利用远程监控系统，对油田的各项指标进行远程监控，及时发现问题并派遣人员进行处理；5. 数据共享：建立数据共享平台，使监测数据能够及时共享给相关人员，提高油田管理的效率和准确性。
四、监测方案的优势1. 实时性：监测方案采用实时数据传输和远程监控技术，能够及时掌握油田的运行状态，减少停产时间；2. 精准性：采用高精度的监测仪器和数据分析技术，能够提供准确的监测结果和分析报告，为决策提供可靠依据；3. 经济性：监测方案采用先进的技术手段，能够节约人力和物力资源，提高油田管理的效率和成本控制；4. 可扩展性：监测方案具有较高的可扩展性，可以根据油田运营的实际需求进行灵活调整和升级；5. 环保性：通过监测和分析油田的环境影响，能够及时采取措施保护环境，减少对周边环境的负面影响。
五、总结本文介绍了一种全面而可行的油田监测方案，通过实时数据传输、数据分析与处理、定期巡检等手段，实现对油井、油藏、环境以及设备等方面的监测。
石油储运设备环境监测系统石油储运设备是现代石油工业的重要组成部分，其安全运行对于石油工业的发展至关重要。
石油储运设备的环境监测系统与安全生产息息相关，因此需要对其进行监测和控制。
随着现代科技的发展，石油储运设备环境监测系统也在不断更新和完善。
石油储运设备环境监测系统主要是通过对设备内部和周围环境进行实时监测和控制，确保设备的安全运行。
该系统的主要功能包括监测温度、压力、液位、流量、氧气含量等关键参数，同时还能检测和分析设备故障和异常情况，保持设备的正常运行状态，避免安全事故的发生。
石油储运设备环境监测系统包括三个部分，设备管理系统、传感器和控制器。
设备管理系统通过数据采集器收集设备和环境的数据，传输到中心控制室，由控制室的人员进行分析和判断。
传感器是该系统的关键组成部分，主要是通过对温度、压力、液位等参数进行实时监测和控制，确保设备的安全运行。
控制器则是根据传感器的数据进行控制和管理，避免设备故障的发生。
该系统的优势在于实时监测和报警能力强，能够及时预警和防止安全事故的发生。
同时，该系统还能够提高石油储运设备的管理效率，缩短设备停机时间，降低生产成本。
在实际应用中，石油储运设备环境监测系统需要考虑多方面的因素，如环境温度、密闭性、耐高压、防爆、通讯安全等。
这些问题需要通过合理的选型和设计来解决，并且需要考虑实际的应用需求和环境限制。
总之，石油储运设备环境监测系统是现代石油工业中不可或缺的一部分，其安全运行对于石油工业的健康发展至关重要。
在未来，随着科技的发展和环保要求的提高，石油储运设备环境监测系统将不断创新和完善，为石油工业的安全生产提供更加全面、有效的保障。
石油产品储存安全性能检验流程与评估石油产品储存安全性能检验是确保石油产品储存安全和合规的重要环节，其目的是评估储存设施的安全性能，并识别潜在的安全风险。
下面以常见的油罐储存设施为例，介绍石油产品储存安全性能检验的流程与评估。
石油产品储存安全性能检验通常由专业的安全检验机构进行，流程包括储罐检查、设备检测、数据收集和分析、风险评估和报告编制等步骤。
首先是储罐检查。
检验人员需要对储罐的外观进行检查，包括检查罐壁的腐蚀、油漆剥落、裂纹和变形等。
同时，还需要对储罐的防火设施、避雷装置、泄漏监测系统等进行检查，确保这些设施的正常运行和合规性。
接下来是设备检测。
通过使用现代化的设备和仪器，检验人员可以对储罐的各项物理性能进行测试和测量。
比如，使用超声波测厚仪检测罐壁厚度，使用液下探伤仪检测罐壁内部的裂纹和缺陷等。
这些检测手段能够提供储罐结构的健康状况信息，帮助评估罐体的安全性能。
数据收集与分析是评估储存安全性能的关键步骤。
检验人员会记录并收集储罐检查和设备检测的数据，包括储罐的规格、使用年限、材料性质和设备检测结果等。
通过对这些数据进行分析，可以获得储存设施的整体状况和储罐的健康度。
基于收集和分析的数据，接下来进行风险评估。
风险评估的目的是确定储存设施存在的安全风险和可能的后果，并为预防措施和风险控制提供依据。
评估人员会根据储存设施的风险指标评估方法，综合考虑设施的安全性能、操作管理和环境因素等，对储罐进行风险评估。
最后是报告编制。
评估机构将根据检查、检测、数据分析和风险评估的结果，编制储存设施的安全性能评估报告。
该报告应包括储罐的整体评估结果、存在的安全风险和可能的后果以及建议的改进措施等。
石油产品储存安全性能检验的流程和评估需要专业的知识和技术支持，它对于确保石油产品储存的安全和合规具有重要意义。
通过定期进行安全性能检验，可以有效预防事故的发生，保障储存设施的安全运营，并为进一步的安全管理提供指导。
此外，石油产品储存安全性能检验还需要考虑一些其他因素，如操作规范、环境保护和应急预案等。
油藏动态监测概述油藏动态监测，是油藏开发中的一项重要的基础工作，他贯穿于油藏开发的始终。
所谓油藏动态监测，就是运用各种仪器、仪表，采用不同的测试手段和测量方法，测得油藏开采过程中动态和静态的有关资料，为油藏动态分析和开发调整提供第一性的科学数据。
第一部分油藏动态监测的内容油藏动态监测的内容，大致分为以下几类：油层压力监测；流体流量监测；流体性质监测；油层水淹监测；采收率监测；油水井井下技术状况监测。
一、压力监测开发过程中，油藏内流体不断运动，流体分布发生变化，而这种变化取决于油层限制和油层压力。
对于注水开发的油藏，一般来说，保持有较高的油层能量，但由于油层性质的不均质性或地质构造的特点，决定了油层压力的差异，从而导致油藏内各部位流体运动的差异。
因此，研究分析油层压力的变化是十分主要的。
油层压力监测要求在油藏开发初期就测得油藏的原始油层压力，绘制原始油层压力等压图，以确定油藏的水动力学系统；开发以后，每间隔一段时间（一个月或一个季度），定期重复测定油井油层压力，绘制油层压力分布图。
这样，通过不同时期的压力对比，可以比较简单而又直观地了解油层压力的重新分布和变化情况。
在油层压力监测中，除了监测油层压力的变化外，还有很重要的一个内容，就是系统试井监测。
系统试井监测的内容已远远超出了压力计算的范围，通过稳定试井，可以测定较为准确的采油指数，确定较为合理的工作制度，求得油井的生产能力。
也可以在不稳定的条件下应用压力恢复曲线计算油层渗流参数，分析油井的完善程度，确定断层距离，估算油井控制储量，对油井的油层渗流条件和流体渗流特性可以进行十分详细的分析；利用水文勘探，干扰试井分析了解井与井之间的开发状况和开采特征。
近年来，干扰试井在不断地得到发展和运用。
油层压力监测主要提高井下压力计测压来实现，根据测定的压力恢复曲线求得压力料和其他试井资料。
二、流量监测针对油藏多油层开发的特点，由于油层性质的差异和压力水平高低不同，在同一口油井中每个油层的产油量、产水量都是不同的，甚至在同一油层的不同部位，产油量和产水量原始不同的。
油藏永久性监测能够连续报告生产井当前井下条件的装置已成为一种重要的油气藏管理工具。
最近在装置的部署、光纤和解释方法方面的改进，极大地提高了永置式监测传感器的作用，扩大了相关应用井及应用油田的类型。
John Algeroy John Lovell Gabriel TiradoRamaswamy Meyyappan 美国得克萨斯州Rosharon George Brown Robert Greenaway 英国南安普敦Michael Carney Joerg H. Meyer 得克萨斯州休斯敦John E. Davies BP 勘探公司英国森伯里Ivan D. Pinzon BP 美国公司得克萨斯州休斯敦《油田新技术》2010年春季刊：22卷，第1期。
© 2010斯伦贝谢版权所有。
在编写本文过程中得到以下人员的帮助，谨表谢意：法国Clamart 的Christian Chouzenoux ；得克萨斯州Sugar Land 的David Morrissey ，以及Rosharon 的Eghosa Oriaikhi ，Emmanuel Rioufol ，Scott Rubinstein 和Garrett Skaggs 。
Intellitite ，Neon ，Petrel ，RTAC ，THERMA ，WellNet 和WellWatcher Flux 等是斯伦贝谢公司的商标。
1. 有关可靠性测试更多的信息，请参见：Al-Asimi M ，Butler G ，Brown G ，Hartog A ，Clancy T ，Cosad C ，Fitzgerald J ，Navarro J ，Gabb A ，Ingham J ，Kimminau S ，Smith J 和Stephenson K ：“油井和油藏监测技术新进展”，《油田新技术》，14卷，第4期（2002年冬季刊）：14-35。
2. 存活分析是统计学的一个分支，用于描述机械系统的故障情况（或生物有机体的死亡情况）。
在工程领域，存活分析通常被称为可靠性理论，涉及到时间-事件模型，用来确定经过一定时间后能够存活的百分数、存活者失败的速率、多种失败原因的解释方法以及可能增加或降低存活机会的特殊环境。
3. Veneruso AF ，Kohli H 和Webster MJ ：“Towards Truly Permanent Intelligent Completions ：Lifelong System Survivability Through a Structured Reliability Assurance Process ”，SPE 84326，发表在SPE 技术年会暨展览会上，丹佛，2003年10月5-8日。
4. Konopczynski M ：“Intelligent Wells ：Who ’s Callingthe Shots ？”E & P （2008年9月1日），/Magazine/2008/9/item8226.php （2010年2月9日浏览）。
在20世纪90年代，油气行业的许多工程人员都不愿意使用井下传感器和控制装置。
对于多数生产井20年甚至更长的寿命周期而言，这些装置的可靠性还未得到验证。
这种对长故障周期的要求是合理的：因为作业公司通常都倾向于将永置式监测系统安装在复杂井或偏远地区的井中（如深水井）。
这两方面因素极大地提高了故障部件回收、修理和重新安装的成本。
为了响应业界对这方面的关注，传感器供应商充分借鉴了其他行业的技术，来确保产品可靠性并对传感器的使用寿命作出预测[1]。
研究过程中采用了存活分析技术，通过案例研究回顾过去，以评估设备的可靠性，并利用可靠性模型预测未来发展[2]。
他们还详细研究了每个系统主要构件和部署的失败模式[3]。
从这些以及其他研究中获得的经验教训已提升了智能完井装置的长期可靠性，该装置是永置式监测系统的主要应用形式[4]。
因此，现在再讨论永置式井下传感器时，人们已很少质疑可靠性的问题。
传统作业中，这些传感器被用于沿井筒采集单点数据，通常是在封隔器上方。
一些突然变化，例如井下温度或压力的突变，可能意味着发生水窜或气窜，或者层间隔离被破坏等。
虽然这种方法通常能够满足作业公司的需求，最近在永置式传感器方面的技术创新，尤其是数字传感器和光纤分布式温度传感器（DTS ）方面的技术创新，使得工程师可以沿着井筒采集到更多的温度和压力测量数据。
除去硬件解决方案不说，监测系统实现的价值与数据分析方式息息相关。
如今，部分作业公司按照惯例都是将永置式压力与温度传感器作为某类完井装置的一部分，这样他们就无法充分评价由传感器获取的数据，也无法实现所采集信息的全部价值。
他们可能根本不分析这些数据，而只是将其作为补偿井数据保存起来，只有当制定未来钻井计划或当试图了解生产突发问题的原因时，才会拿来参考。
一种更为主动的方式是综合来自多种渠道（包括永置式井下传感器）的生产数据，利用软件程序实时管理连续数据流。
针对装有分布式温度传感器的井，斯伦贝谢公司已开发出THERMA 热模拟与分析软件。
该软件将稳态压力模型与一套热解决方案相结合，可以模拟大部分黑油和组分流体模式，从而有助于DTS 数据的分析。
通过这种方式可以获得连续的实时压力与温度数据，这与井生产过程中同时获取生产测井数据很相似。
对于那些传统修井方法存在问题或者生产误工可能造成巨额成本损失的油气井而言，这种方法尤为具有吸引力。
本文介绍了目前为了将永置式井下传感器测量方法应用于油藏所做的工作，还有软件应用以及为了实现数据价值最大化对数据进行专业解释方面的问题。
来自阿塞拜疆的一个案例说明了利用光纤技术追踪井下生产变化的价值。
另一个来自印度海上的案例证明了新技术在解决上、下部完井装置间的通信和控制问题方面的有效性。
同一实例还分析了在监测井底的同时收集到的信息如何帮助作业公司更好地了解那些细微但却重要的油藏特征。
马来西亚海上二次开发项目的案例说明如何通过将混合式光电系统与其他标准油田工具相结合，来优化未勘探油藏的开发效果。
从井口至井底全程测量当储层层段较少或界定很清楚时，压力和温度点采样是一种很有效的油藏分析工具，同时也是永置式传感器的主要应用范围。
然而，在多个离散点采集的温度和压力测量数据实际上反映的是累积的结果。
这是由于传感器位置处的流体性质是其流经的多种变化环境的综合结果。
因此，对于一个采样点来说，沿井筒传感器间的某个位置的重要变化可能会被掩盖、扭曲或完全没有记录。
近期油气行业内的发展已在很大程度上帮助解决了定点采样的缺陷。
这主要是由于行业普遍接受并采用了光纤技术。
光纤的强度适于经受严格的安装过程并能在复杂的井下环境中工作更长时间，安装在电缆中或控制管线内的光纤提供整个井筒长度范围内的温度测量数据。
过去十几年间，大量光纤传感技术的创新增强了整个行业在地面和井底间的通信能力。
因此，随着时间的推移，人们对永置式传感器的关注已从油井监测转移到油藏描述方面（上图）。
这是一个重要的差别。
利用光纤分布式温度测量系统在流体流入点（而非^ 永置式监测装置的发展历程。
这条时间线显示了自1972年斯伦贝谢公司在刚果海上安装首个永置式井下模拟压力计以来永置式压力计的发展历程。
业界对井下环境中光纤应用的认可、电子连接器方面的技术突破、压力计可靠性的提升以及混合式光纤电缆的出现，都促进了永久性井底（包括两段完井的下部井段）监测技术的发展。
砾石充填在距该点一定距离处）进行测量，就可以解释温度数据，从而提供与深度和时间相关的剖面图。
随后还可对这些解释数据进行分析，获得井的流动剖面[5]。
直到最近，将传感器安装在井底并不总能实现。
例如，许多海上井完井结构都较为复杂，包括砾石充填，且必须分两段进行安装。
下段完井装置包括砾石充填总成，位于生产层，然后是包括封隔器和生产油管的上段完井装置（下图）。
作为流程中第二步的一部分，连接上部和下部完井装置间的电缆及液压管线困难重重。
因此，传统上作业公司都不会选择在下段完井装置的储层层段上部署压力计。
两项关键的技术创新已帮助解决了此类基本连接问题。
第一个是以光纤二阶耦合系统形式存在的DTS 系统。
上部和下部完井装置安装完毕后，可以将DTS 系统安装在通过采油树泵入至井内的电缆或控制管线中。
DTS 系统能够沿着井筒从地面至总深每隔一米测量一次温度。
另一项技术创新是无线通信系统，该系统利用位于上部和下部完井装置间接口设备上的电感耦合器，来提供动力并传输数据。
通过上述方法，就可以沿着下部完井装置布置数字温度和压力传感器。
阿塞拜疆实例目前已经可以在两段完井装置中安装DTS 系统。
首先将一个液压管束牢在下部生产管柱上。
同样将类似的液压管束牢在上部完井装置上，随后通过一个特殊的能够对两条线进行统一定向的控制线插拔系统，将其与下部完井装置相连接。
完井装置安装完毕后，就可通过管道中循环的流体输送光纤，使其遍布在完井装置的整个长度范围内[6]。
也可将DTS 系统嵌入在砾石充填筛管外部的砾石充填护罩内（下一页，右上图）。
这种配置十分重要，因为中心管外部的井筒就像储层岩石一样。
因此，由位于生产层段的DTS 测量的温度是向井流动焦尔-汤姆逊温度，且不会受到沿着井筒向上流动（轴向流体流动）的流体混合物温度的影响。
这就意味着能够比较容易地将个别储层层段的流体同轴向流体区分开。
此外，鉴于DTS 的定位功能，向井流动温度是生产压降和焦尔-汤姆逊系数（其数值由流体性质所决定）的直接函数。
利用专门为采用DTS 系统而建立的井及近井区域的热模型，可将生成的温度剖面转换成流量剖面（下一页，右下图）。
近井流量是油藏压力和井筒流动压力、地层渗透率、油藏规模以及流体性质的函数。
地表流量是完井装置、进口和出口压力、重力效应以及流体性质的函数。
因此，通过节点有限元压力分析法，可揭示整个系统的压力情况，以确定流速、油藏压力或地面流压[7]。
一旦确定整个系统的压力后，就可利用径向近井热模型计算每个油藏层段内的远端地热温度与流体、地层和完井热特性间的变化关系。
其中必定会包括由近井压降而引发的温度变化，该温^ 两段完井装置。
两段完井包括将下部完井装置布置在目标层段上。
采用一个带有开口向上的抛光孔座（PBR ）的封隔器将下部井段与上部井段隔离开来。
如需防砂处理，则可将一个带有抛光孔的作业管柱插入封隔器，并使其将砂循环至滤网。
在安装上部井段完井装置之前，移走作业管柱。
这个两段完井作业过程包括安装生产油管，其最下面的接头是一个抛光孔。
将生产油管插入封隔器的抛光孔插座内，使井与地面相连。
分流管筛管中心管筛管护罩砾石充填井壁轴向流温度焦尔-汤姆逊向井流动温度DTS电缆页岩储层页岩页岩温度井筒储层中心管砾石充填护罩度变化为渗透率和表皮因子的函数，在焦尔-汤姆逊效应作用下产生的这一近井压降会致使油升温以及气体或气态油冷却[8]。
