海上气举存在的问题及对策

大天5井气举工艺存在问题及改进措施探讨摘要：zty170机组作为气举增压机为大天5井气举排水提供高压气源。

预计2013年底，增压机进气压力将由4.8mpa下降至2.5mpa 以下，机组压比也将由3.0增大至5.84，压比增加直接导致压缩缸排温超过上限温度150℃。

同时，机组启动压力也将低于下限压力2.5mpa。

本文通过对增压机工况的深入分析得出结论，将机组作用方式由曲轴端单作用一级压缩改为一缸双作用、二缸曲轴端单作用二级压缩可以有效解决压缩缸排温超高问题，而将启动气源由原料气改为压缩空气可以解决机组启动压力偏低问题。

关键词：大天5井增压机气举排温启动压力一、引言大天5井是肖家沟气田唯一的1口生产井，位于重庆市梁平县境内，其石炭系气藏探明储量为3.62×108m3[1]。

截至2013年4月底，累计采气0.86×108m3，累计产水494052m3，采出程度仅有23.75%。

大天5井目前实施气举排水采气方式生产，平均日产气2.3×108m3，日产水110m3。

井口产气一部分进入站内zty170增压机组，经机组增压后作为高压气举气源注入大天5井，另一部分经下游沙坪场气田内集线管网进入外输管线。

随着2011年9月沙坪场气田投入增压开采，预计2013年底沙坪场内集线管网压力将由6.0mpa下降至2.5mpa以下，届时大天5井zty170增压机组进气压力降低，以机组目前的运行参数将无法满足新的工况。

因此，对大天5井增压机组目前存在的生产矛盾进行深入分析，并提出相应的改进措施对肖家沟气田大天5井气举排水的正常生产有非常重要的意义。

二、气举工艺流程及设计参数1.气举工艺流程大天5井于2009年9月开始实施气举排水采气，井口产气一部分进入站内zty170增压机组，经机组增压后作为高压气举气源注入大天5井，另一部分经下游沙坪场气田内集线管网进入外输管线。

气举流程示意图见图1。

三、气举工艺存在问题1.增压机排温超高随着2011年9月沙坪场增压开采投运，2013年2月大天5井输压已经由6.0mpa下降到4.5mpa，预计2013年底输压将下降至2.5mpa以下。

■ • « > • i * B i P ■r F・ V ■ .•底2R 上更一皿|・・・I投査画闔雜制措施■搞要：我⑥对石油需赤量日益增良刺激了海上油气奔采工业快速增软，投资凤险的帜别与挖 制是海上油（气）田建殺投资的童要询容，进行凤险识别与控制对保障海上油（气）田AM 资 筍童要意义.R 、右着我国经济高速发展，一 RE 次能源需求日益增长。

2019年度原油进口量首次突破 5亿吨，对外依存度超过70%。

我国沿海大陆具有丰富的油气资 源，海洋油气储量探明率仅30% 左右，具有巨大的开采潜力，加 快我国海洋油气开采成为解决石 油短缺问题的重要方式。

海上油 （气）田勘探开发具有高投入、 高风险的特点，对投资风险的识别与控制是海上油（气）田建设 投资的重要内容之一。

⑴一、我国海上油（气）田开发 项目投资构成海上油（气）田建设投资分为勘探投资、开发投资和弃置费， 其中开发投资占有较大比重，而 且随着项目投资体量的增加，开 发投资占比随之增长。

例如，某投资10亿元以下的小型项目，项目开发投资占比78%;某投资 100亿元以上大型项目，开发投 资占比83%。

因此，开发投资作为建设投资的重要组成部分，也 是海上油（气）田建设投资风险控制的主要关注对象。

根据中国海洋石油现行投 资模式，海上油（气）田建设开 发投资划分为前期研究费、工程设施费、钻完井费、钻井修井机费、生产准备费和其他费用六个部分。

仍以上述大型项目为 例，开发投资中工程设施费占比 71.75%,钻完井和修井机费占比26.06%,油藏研究费占比0.41%, 生产准备费占比1.7%,其他费用 占比0.08%。

可见，前期研究费、I 2020年第5期生产准备费和其他费用所占投资比重较低，控制钻井修井机费、工程设施费和钻完井费是控制海上油（气）田建设投资风险的主要措施。

目前常见的海上油气田开发方式包括全海式开发和半海半陆式开发，从工程设施角度划分，开发投资涵盖海上采油平台、浮式生产储油装置（FPSO）、海底管道、海底电缆、水下生产系统等设备设施投资，半海半陆式开发在此基础上还包括陆地终端等陆地设施投资。

海上油气田天然气脱水方法及其存在问题与解决措施作者：张重德夏明磊刘杰梁震王伟来源：《中小企业管理与科技·上旬刊》2017年第11期【摘要】论文对比了几种天然气脱水方法，介绍了其基本原理及优缺点并指出了今后天然气脱水的研究方向。

目前，天然气脱水主流方法是甘醇脱水，但是甘醇脱水存在设施占地面积大、处理量小等问题，制约了其在海上油气田天然气脱水的应用。

论文对现行三甘醇系统中出现的问题进行了归纳总结，并提出了相应的解决措施；提出采用超重力技术对天然气进行脱水，超重力技术的应用提高了甘醇的传质系数，这样就解决了甘醇脱水处理量不足的问题，同时超重力机占地面积小，更加符合海上平台的作业要求；提出了采用陶瓷膜过滤器旁路对甘醇富液进行过滤处理，进一步净化甘醇溶液，减少甘醇的损失量。

【Abstract】This paper compares several natural gas dehydration methods， introduces their basic principles， advantages and disadvantages， and points out the research direction of natural gas dehydration in the future. At present， the main method of natural gas dehydration is dehydration of glycol， but the dehydration of glycol has many problems， such as large occupied area and small amount of treatment， which restricts its application in natural gas dehydration in offshore oil and gas fields. This paper summarizes the current three glycol system problems， and puts forward corresponding solving measures； puts forward dehydration of natural gas by high gravity technology， the application of high gravity technology improves the mass transfer coefficient of glycol， this would solve the problem of insufficient glycol dehydration treatment， and high gravity the machine covers an area of small， more in line with the offshore platform operation requirements； paper also puts forwards filtrating the glycol liquid by ceramic membrane filter bypass， to further purify glycol， reduce the loss of glycol.【关键词】天然气脱水；三甘醇；超重力；陶瓷膜过滤【Keywords】natural gas dehydration； triethylene glycol； hypergravity； ceramic membrane filter【中图分类号】F407.22 【文献标志码】B 【文章编号】1673-1069（2017）11-0194-031 引言天然气在离开油藏时通常含有水蒸气，水蒸气在天然气的压力和温度改变时容易形成水化物，水化物的局部积累会限制管线中天然气的流通率，增加管线压降，降低输气量，严重时会堵塞管道，导致输气中断。

178井口抬升是指生产过程中井口装置和采油树整体垂向移位抬升的现象。

海上生产井井口抬升危害十分严重，轻则使服务管汇和生产管汇变形损坏，重则致使井筒完整性密封失效，油气泄漏造成海洋环境污染，甚至导致油气井关停，增加补救复产成本，同时井控风险极大[1-2]。

随着东海勘探开发的深入，储层温度压力大幅提升，井口抬升风险急剧增加，为了有效解决东海高温气井井口抬升问题，以X8H井在试生产期间发生井口抬升为例进行分析，为后续东海钻完井设计编制、现场施工等提供借鉴。

1 井的基本情况1.1 井身结构及套管程序X8H井采用三开井身结构，裸眼完钻。

一开下339.725mm套管，固井后直接坐底，无悬挂载荷，水泥设计返至1945m。

二开下244.475mm 套管，井口悬挂载荷588.60KN，水泥设计返至3920m。

图1 X8H井井身结构示意表1 X8H井套管程序井眼×井深套管×下深套管规格隔水管入泥203.03mX52、快速扣、壁厚1"406.4mm×2450m 339.725mm×2450m N80×61ppf×BHC 311.15mm×4646m 244.475×4646m3Cr-L80×47ppf×气密扣+13Cr-L80×47ppf×气密扣212.725mm×5146m裸眼完井东海某气田X8H井口抬升原因分析及应对措施袁修锦中海石油（中国）有限公司上海分公司 上海 200335摘要：海上气井高效生产时，储层段高温易造成井口抬升，进而影响气井安全生产及开发，甚至造成巨大经济损失或人员伤亡。

东海油气田整体埋深较深，且地温梯度较高，储层段温度一般超过120℃，最高约160℃。

X8H井在试生产期间，发生井口抬升，造成生产管汇变形损坏，存在较大安全隐患。

对X8H井口抬升原因进行分析，根据计算模型进行井口抬升高度计算，并与实际抬升高度进行对比，最后结合X8H井口抬升的原因提出应对措施及建议，为后续东海钻完井设计、现场施工作业及油气田安全生产管理提供借鉴。

77随着中国海洋石油工业的发展，海洋石油高投入、高科技、高风险的特点日益凸显，同时从国家和社会层面对安全环保和绿色生产的日渐重视，使得安全稳定生产成为海洋石油企业的重中之重[1]。

海上油气田在生产平台的泄放系统是保障平台正常运转和事故处理的关键系统，主要有2种不同的方式，一种是火炬系统，即油田伴生气或者应急排放气体输送至火炬系统进行燃烧排放；一种是冷放空，即少量油田伴生气或应急排放气体输送至冷放空口直接排放。

这2种放空系统设计的依据主要是API RP521和雪佛龙实用设计手册DP17.17的推荐做法[2-9]。

其中，火炬系统作为点火放空的方式，在设计时主要考虑了燃烧的有效性和公共安全性；冷放空作为直接放空方式，在设计时考虑了直接放空气体的稀释和聚集，以及放空的噪音。

1 火炬系统设计中存在的问题及对策 由于火炬系统的火炬分液罐一般情况下设计容积较小，主要依据气体在泄放过程中的泄放量和可能携带的液量来设计；这种流程泄放方式存在较大的隐患和风险，其风险和隐患主要来自火炬分液罐前的分离器，当分离器液位或压力异常情况下，大量气体将携带液体直接进入火炬分液罐，存在极端情况下液体被气流冲击携带从火炬中喷出的风险。

结合现场生产实际，要避免火炬分液罐进液造成严重后果的情况，就需要进行流程优化以实现真正的安全。

海上生产平台中除了火炬系统和冷放空系统可以作为安全泄放点外，容积较大且属于低压系统的闭式排放罐常常用作应急泄放点。

目前已投入使用的闭式排放罐的体积都是在假设平台上最大的某一容器（ 如分离器） 需要检修时，其内所有的液体能安全排入闭式排放罐，以便在检修完毕时将闭式排放罐内存的污油重新打入生产分离系统。

由于闭式排放罐用以接收压力容器排放的介质，其可以接收气体或液体，且一般平台的闭式排放罐往往设计容积较大，具备较强的缓冲能力。

鉴于上述情况，该平台的电脱入口分离器涉及的放空系统流程可以将放空至火炬系统的流程，通过适应性改造至闭式排放罐。

浅议海上油气田出水气井生产周期延长随着全球气源需求的不断增加，海上油气田的开发和生产已成为海洋资源开发利用的重要组成部分。

然而，由于复杂的海洋环境和高成本的技术难题，海上油气田的开发和生产过程异常复杂，其中出水气井生产周期延长的问题日益凸显。

本文将就该问题进行简要探讨。

一、海上油气田出水气井生产周期延长的原因1. 海洋环境影响：海洋环境极为复杂，海底地形不规则，内部含沙等脏污物质。

这给出水气井的建设和维护都带来了巨大的难度，尤其是台风、海啸等自然灾害对海上油气田生产的危害极大，容易导致油井遭受损坏，甚至灭井。

2. 生产技术问题：出水气井建设所需的技术设备和工具都是高度复杂的，需要专业的技术力量进行操作和维护。

同时，海上油气田开发与生产环境复杂，在油井生命周期中常常涉及多个领域的技术问题，如地质勘探、地温预测、海洋工程机械和自动化控制技术等，需要不断进行技术更新和开发。

3. 供应链问题：海上油气田生产的原材料、零部件和维护配件等需要从国内或国外不同的供应商进行采购，因此在供应链的管理方面要求极为复杂。

而当这些供应商不能及时满足订单时，将会被直接影响到海上油气田出水气井的建设和维护，从而导致生产进度滞后，生产周期延长。

二、如何解决出水气井生产周期延长的问题1. 加强技术研究与创新，采用先进的技术设备和工具，提高出水气井建设和维护的效率和质量，提前完成计划任务。

同时加强对海底地形、海洋环境等方面的研究，提高出水气井建设的成功率。

2. 实行科学的生产管理体系，加强供应链管理。

在生产过程中，要建立完整的存储、运输、配送、维护、库存等多个环节的管理体系，保证供应链畅通。

3. 应对恶劣自然环境的影响，采取更科学的设计和管理，提高海上油气田的生产环境安全系数，提高生产效益。

三、结语海上油气田是我国重点发展的领域之一，在该领域取得成功需要克服许多困难和挑战。

此次，本文从海上油气田出水气井生产周期延长的原因和解决方案两个方面进行了简要探讨。

浅议海上油气田出水气井生产周期延长随着石油和天然气资源的不断开发，海上油气田的开发也越来越成熟。

在海上油气田的生产中，出水气井生产周期延长成为了一个值得关注的问题。

出水气井是海上油气田中的关键设备，直接影响着油气田的生产能力和经济效益。

本文将就海上油气田出水气井生产周期延长的原因和解决方法进行浅议。

海上油气田出水气井在生产过程中，往往会面临着生产周期延长的问题。

这一问题的主要原因包括油井产能下降、井筒结垢、井筒堵塞等。

油井产能下降是导致生产周期延长的主要原因之一。

在油井生产过程中，受到油层压力和产能相互制约的影响，随着时间的推移，油井的产能会逐渐下降，这就需要采取措施提高产能，延长油井的生产周期。

井筒结垢也是导致生产周期延长的重要原因。

由于油气田开发中产生的含硫化合物和其他化学成分的沉积，会引起井筒结垢，从而导致井筒直径减小，流速下降，影响油井的正常生产。

井筒堵塞也是导致生产周期延长的一个主要因素。

在油井生产中，井筒不良井节、沉积物、生产液含异物等都可能导致井筒堵塞，影响油井的正常生产。

针对出水气井生产周期延长的问题，我们可以通过一系列的方法来进行解决。

在油井产能下降方面，可采取增加注水量、提高油井产能、增加采油压力等措施来提高油井的产能。

在井筒结垢方面，可采取注入化学清洗剂、改进注水工艺、注入除垢剂等方法来清除井筒结垢，恢复井筒的正常直径和流速。

在井筒堵塞方面，可采取定期进行井下作业清理井孔、安装过滤装置、注入清洗液等方法来清除井筒堵塞物，保证油井的正常生产。

为了延长出水气井的生产周期，我们还应该加强对出水气井的管理和保养工作。

在日常生产管理中，应加强对出水气井的监测和检修，及时发现和解决井筒结垢、堵塞等问题，以确保出水气井的正常生产。

在井上设备维护保养方面，要保持设备的良好状态，避免设备的故障和损坏对出水气井生产产生不利影响。

海上油气田出水气井生产周期延长是一个复杂的系统工程，需要全面分析出水气井的具体情况，采用一系列的方法来解决问题。

海上活动项目的危机与对策一、引言近年来，随着旅游业的不断发展和人们对休闲娱乐的需求增加，海上活动项目成为了热门的旅游项目之一。

然而，在享受海上活动带来乐趣的同时，也存在着一些安全隐患和危机。

本文将从以下几个方面探讨海上活动项目的危机与对策。

二、危机之一：天气突变在海上活动中，天气突变是最常见的危机之一。

在进行帆船比赛或者出海游玩时，如果遇到了大风浪或者暴雨等恶劣天气条件，将会给人们带来极大的安全隐患。

对策：1.提前了解天气预报：在进行海上活动前，应当提前了解当地的天气预报情况，并根据预报情况进行调整。

2.选择适当时间：在选择进行海上活动的时间时，应当避开季节性恶劣天气，并尽量选择相对稳定、温和的季节。

3.备好应急设备：在进行海上活动时，应当备好救生衣、急救箱等应急设备，并确保这些设备在紧急情况下能够正常使用。

三、危机之二：设备故障在进行海上活动时，设备故障也是一种常见的危机。

在进行潜水或者冲浪等活动时，如果装备出现故障，将会给人们带来极大的安全隐患。

对策：1.检查装备：在进行海上活动前，应当仔细检查所需的装备是否完好，并确保这些装备在使用过程中不会出现故障。

2.选择可靠的供应商：在购买或租赁海上活动所需的设备时，应当选择可靠、信誉良好的供应商。

3.及时维护设备：在使用完毕后，应当及时对所使用的设备进行维护和保养，以确保其长期稳定可靠地运行。

四、危机之三：人员失踪或溺水在进行海上活动时，人员失踪或溺水也是一种常见的危机。

在进行游泳或者潜水等活动时，如果遇到了意外情况，将会给人们带来极大的安全隐患。

对策：1.加强监管力度：在进行海上活动时，应当加强对人员的监管力度，确保每个人都能够遵守安全规定和注意事项。

2.提供必要的培训：在进行海上活动前，应当为参与者提供必要的安全培训，以提高他们的自我保护意识和应急处置能力。

3.备好救援设备：在进行海上活动时，应当备好救生艇、救生圈等救援设备，并确保这些设备在紧急情况下能够正常使用。