加强油气设施检测,保障安全高效运行.ppt

加强油气设施检测 保障安全高效运行 技术检测中心 二零一五年二月 目录 概述 2014年中心共落实胜利油田分公司专项检测任务31项 其中采油工程处安排的专项工作9项 分别是水质检测 稠油热采注汽系统能耗评价 油田联合站及原油损耗测试 井口水质检测 在用抽油杆质量及适用性检测评价 胜利油田电潜泵采油系统能耗测试与潜力评价等 现对其中部分工作完成情况进行分析说明 中心2014年工作完成情况 1 油田回注水水质监测工作油田现有注水站402座 污水处理站72座 日处理污水量83万立方米 中心对各污水站回注水和水处理药剂采取了月度检测的方式 对注水井口和低渗精细水质采取了季度抽检的方式 完成检测工作量3559批次 出具水质考核公报12份 中心2014年工作完成情况 1 1回注水水质现状及改进措施分析通过多项水质检测措施的实施 分公司水质管理工作已进入正常化 外输污水综合达标率逐年上升 综合达标率由2005年的72 5 到2014年的91 0 中心2014年工作完成情况 单项指标来看 含油量 悬浮固体含量 SRB菌达标率呈现逐渐上升的趋势 而平均腐蚀率也扭转了近年来下降的趋势 2014年比去年提高了1 9个百分点 2011 2014年单项指标达标率统计表 中心2014年工作完成情况 1 腐蚀达标率下降趋势得到改善通过加大 三防 药剂费用投入 严格污水站加药管理 强化现场监督考核 2014年油田污水站平均腐蚀率达标率为94 2 较去年有较大提高 2 含聚污水达标率仍有待提升目前油田含聚污水站共11座 水量占分公司考核水量的36 3 2014年平均达标率88 2 分公司加大了含聚站的处理投入 治理效果较显著 2014年达标率较2013年的84 0 提升了4 2个百分点 但SRB菌达标率仅为75 9 3 井口水质现状2014年 出站水水质合格率为54 9 井口水质综合合格率为36 3 下降了18 6个百分点 2014年井口水质合格率呈连续上升趋势 从1季度的21 0 上升到4季度的45 4 中心2014年工作完成情况 1 2下步工作建议一是继续开展外输水质 井口水质监督考核 做好管理部门的 眼睛 二是继续开展水处理剂质量监督抽检和适应性评价工作 发挥督察官和评估师的双支撑作用 三是进一步加强腐蚀原因分析和对策措施研究 为开发单位提供技术服务 四是进一步深入分析井口水质变化规律和原因 为井口水质达标治理提供技术支撑 五是进一步深入水质检测评价方法研究 并继续发挥水质检测培训师的作用 六是进一步深入研究采出水质预警及自动化控制技术 实现远程水质腐蚀控制 中心2014年工作完成情况 2 三采药剂及注入质量检测工作为了加强三采药剂的质量管理 促进注聚驱增产效果 按照开发处的安排 从2006年5月开始 技术检测中心质检所开始对三采药剂 注聚母液 井口粘度 界面张力 进行季度质量抽检 共涉及6个含注聚驱块的采油厂 13座配注站及20多个生产企业 2 1三采药剂质量检测结果分析2014年共抽检三采药剂134批次 合格率为100 随着三采药剂统检工作的进行及对现场药剂抽检力度的不断增大 各药剂厂家也加强了对产品质量的控制 在用三采药剂抽检合格率呈现了逐年上升的趋势 中心2014年工作完成情况 2 2母液配注质量监测结果分析检测数据表明 大约超过半数现场母液粘度与室内清水配制的母液粘度相当 聚合物产品性能均符合产品技术要求 现场母液粘度出现偏低与配置工艺过程控制有关 2 3井口注入质量监测结果分析 1 井口注入粘度2014年各注聚区块井口粘度达标率在76 9 89 6 之间 2 井口界面张力监测结果分析监测表明 三季度起井口界面张力达标率有所上升 四季度界面张力达到10 3mN m的井口数占总数的91 3 图22014年井口粘度达标率 设计要求 大于20mPa s 中心2014年工作完成情况 2 4配注水质监测结果分析2014年配注水质监测数据表明 所有区块注聚站污水水质都到达不到Q SH10201831 2007 聚合物配注用污水水质控制指标及其分析方法 标准要求 各配聚站的矿化度 除一季度孤岛东区15 站由于气浮工艺 致水质矿化度异常外 其它各配注站四个季度的矿化度 钙镁含量变化不大 SRB菌 除了一季度孤岛11 站 二季度孤东10 12 站污水SRB菌含量偏高达到25000个 mL外 其它站都相对平稳 溶解氧 一季度孤东各站以及坨28 桩106均偏高 硫离子含量 一季度孤岛8 站 11 站含量偏高 亚铁及总铁含量 孤岛11 站一季度 孤岛3 站三季度 孤岛15号站四季度以及胜采坨28三季度较高外 其他各站相对平稳 中心2014年工作完成情况 2 5下一步工作建议及计划 1 继续加强对三采药剂监督力度 重点关注药剂的有机氯含量 尤其是石油磺酸盐 2 继续进行三采区块各配注站配聚母液粘度的季度监测 建议选取一个区块 从产品质量 母液配制 污水水质 输送流程等全部环节分节点进行检测分析 探寻井口注入粘度的影响因素及改进措施 中心2014年工作完成情况 3 油田在用抽油杆质量及适用性研究抽油杆是有杆泵采油的关键连接 承载工具 其质量水平及使用效果直接影响油田生产 经调研 2010年以来在用抽油杆断裂失效率持续高位 占到每月抽油机井躺井数的50 左右 抽油杆断裂成为影响 制约油田开发的新的矛盾焦点 3 1检测结果及现状分析 1 新抽油杆质量评价结果分析根据60个新抽油杆样品的检测结果 油田在用四个抽油杆生产厂企业的锻造 热处理 机加工和杆体材料采购方面大部分符合表准要求 分析认为 抽油杆断裂与制造质量关系不显著 中心2014年工作完成情况 2 断裂失效杆检测分析根据60个断裂抽油杆及工作状况分析 得到以下结论 1 断裂抽油杆的理化性能 疲劳强度 金相组织符合标准要求 早期断裂与抽油杆制造工艺 质量相关性不强 2 大部分断裂抽油杆表面 特别是断口存在严重腐蚀缺陷 断口呈腐蚀 疲劳断裂典型特征 中心2014年工作完成情况 3 腐蚀产物X光分析 扫描电镜 能谱分析含有FexOy FeCO3 CaCO3 Al2O3 Na Mg K的氯化物等组分 图4河68 X61井断口面腐蚀物EDS分析图 中心2014年工作完成情况 4 油井采出液矿化度高 氯离子含量大 甚至达到卤水级别 矿化度65000mg L附近腐蚀速率达到最大值 5 油井采出气含有CO2 且有半数超过文献推荐的控制线 CO2分压 0 21MPa 6 光杆工作最大应力比在0 5 0 94之间 且大部分低于0 8 符合修正的古德曼设计许用系数小于1的设计要求 7 断裂抽油杆工作应力比低 断裂处最小应力较小 半数以上在0MPa附近 说明断裂点多数接近载荷中性点 处于脉动疲劳区间 8 根据关联分析 影响腐蚀断裂速率的因素关联度排名为 断裂处应力比 矿化度 断裂处最大应力 Cl 含量 含水率 CO2分压 断裂处温度 失效位置 中心2014年工作完成情况 9 断杆中修复杆占失效数的67 22mm杆占失效数达56 10 由于采油厂为了提高油井生产时率 采取 捞杆 作业 使得抽油杆断裂周期统计结果出现较大偏差 图5辛9X51 矿化度66000mg L 井和辛11X192 矿化度43000mg L 井统计断裂周期128天和186天 图6史3 c7井统计断裂周期568天 矿化度46000mg L 中心2014年工作完成情况 3 分析结论综上所述 不考虑修复抽油杆多轮次使用的影响 认为旧抽油杆修复后与新抽油杆具有同等性能 抽油杆断裂是在由高Cl 高矿化度介质在侵蚀CO2的共同作用下发生快速腐蚀 形成表面缺陷或开裂 在抽油杆抽吸交变载荷 甚至可能存在拉 压 弯复杂应力 作用下 缺陷处的应力强度因子KI迅速突破杆体材料的临界应力强度因子值KIc 平面应变断裂韧度 发生失稳扩展 最终在剩余强度不足以承受举升载荷时 发生静拉伸韧性断裂 中心2014年工作完成情况 3 2下一步工作建议与目标1 通过有效手段探寻上述腐蚀因素的贡献大小与相互作用机理 2 开展目前常用和新开发抽油杆材料对油田各种工况的适用性 并给出杆柱应力设计建议 安全许用系数 3 研究油井工况对抽油杆材料耐腐性技术要求 制定评价方法 4 研究抽油杆维护使用建议措施 制定选型规范和技术规范 5 针对修复抽油杆适用范围广 断裂失效比例高的现状 开展抽油杆修复工艺技术调研和检测分析 分析在用修复技术的优缺点 优选可用修复技术 并对修复工艺进行优化定型 完善修订修复抽油杆产品标准 中心2014年工作完成情况 4 电泵井能耗潜力评价项目2014年在胜利油田分公司统一安排部署下 中心分别在东辛 现河两个开发单位开展电泵井能耗潜力评价及优化工作 共完成东辛 现河450口电泵井资料整理及现场测试 利用电泵井基础数据 生产数据 设备参数 结合实际物性建立电泵井单井能耗预测模型 依据实测功率进行模型的拟合和修正 基于预测模型 结合电泵井实际生产情况 计算每口井当前能耗 并预测该井同油藏条件 同产量下最佳能耗 通过计算和分析 降耗率 完成电泵井单井能耗潜力的预测 目前 正依据单井能耗评价预测结果 进行潜力分析整理工作 今年将结合实际生产情况 通过对电泵井泵型 泵深 电机 频率等优化 完成有潜力电泵井单井节能提效优化方案设计 中心2014年工作完成情况 5 典型联合站能耗及原油损耗测试及分析胜利油田共有联合站61座 年处理总液量3 34 108t 年处理总油量3600 104t 年总耗电8200 104kW h 耗燃油当量11 7 104t 为进一步掌握胜利油田联合站 库 耗能和油气损耗现状 科学分析目前存在的问题和矛盾 深入挖掘节能降耗潜力 按照采油工程处的总体部署 2012年 技术检测中心完成了52座联合站的测试工作 主要包括两方面工作内容 一是联合站能耗测试及潜力分析 二是联合站大罐原油损耗测试及潜力分析 截至目前 已经完成52座联合站的冬季能耗测试工作 测试覆盖率为85 2 包括11家采油厂的所有50座联合站及油公司2座联合站 测试各类泵机组207台次 加热炉147台次 测试原油储罐保温168座次 中心2014年工作完成情况 3年的连续测试表明 胜利油田联合站平均综合能耗为6 02kgce t 加热炉平均热效率为82 05 达标率70 07 泵机组平均运行效率51 82 达标率31 88 168座储罐外表面散热损失达标126座 达标率73 21 联合站平均原油损耗率为0 0615 其中冬季原油损耗率为0 0414 夏季原油损耗率为0 0826 接转站平均原油损耗率为0 0867 其中冬季原油损耗率为0 0610 夏季原油损耗率为0 1260 中心2014年工作完成情况 通过测试分析 发现目前油田联合站在能耗方面主要存在以下问题 一是有14座站库存在对高含水原油加热现象 造成加热负荷高 热能浪费严重 仅加热原油中水的能耗就达到10 59 104MJ h 年耗能折合油量1 84 104t 二是有7座站库稳定温度过高 平均高出工艺要求温度21 若7座联合站稳定装置按照工艺要求温度运行 可减少能耗1 40 104MJ h 年折合燃油量2441t 三是加热炉排烟温度过高造成热损失增大 测试的147台加热炉 平均排烟温度为202 3 超标的有59台 占40 1 造成能量损失6537 1MJ h 年折合燃油量达1136t 中心2014年工作完成情况 四是原油储罐保温措施不完善造成散热损失大 测试168座原油储罐 其中21座站库的45座储罐外表面散热损失未能达到标准要求指标 罐体保温不达标率为26 8 45座储罐由于外表面散热损失不达标 造成散热损失量1 02 104MJ h 年折合燃油量2153t 五是储罐密闭率低导致原油损耗增加 2012至2014年冬季测试140座储罐 其中70座储罐处于相对密闭状态 其呼吸阀日总损耗油量12 12t 70座储罐处于非密闭状态 日总损耗油量达28 06t 六是罐顶腐蚀穿孔导致损耗增加 测试储罐140座中 15座储罐罐顶存在腐蚀穿孔现象 导致日损耗量增加1 63t 中心2014年工作完成情况 通过测试分析目前站库在用能方面存在的主要问题 得出目前测试胜利油田站库年可节约电量1942 7 104kW h 年可节约油量9316t 技术检测中心积极与采油工程处及各采油厂对接 提出了生产工艺 耗能设备等方面的降耗措施建议 按照边监测边整改的原则 目前已有7座站库进行了节能技改 经对改造后效果跟踪测试 年节约油量606吨 减少CO2排放量达1931t 中心2014年工作完成情况 6 稠油热采地面注汽系统能耗潜力评价项目2014年在对滨南 孤岛采油厂30个地面注汽系统能耗测试的基础上 建立满足现场生产的地面注汽系统能耗仿真分析模型 利用能耗仿真分析模型的计算 找出注汽系统的低效高耗点 并且依据节能指标 对注汽各项参数的优化模拟 挖掘各个系统的节能潜力 目前已完成30个地面注汽系统的能耗测试工作 包括30台注汽锅炉和32条注汽管道 收集整理了注汽锅炉和注汽管道的基础数据和测试数据 近4300项 并对其中的异常数据进行了反馈收集 已建立注汽锅炉 注汽管网的理论热力模型 基于管网附件的物理模型 建立了各自的热力模型 结合注汽系统的相关测试数据 建立了30个地面注汽系统的能耗计算模型 并根据测试数据对模型进行了修正 中心2014年工作完成情况 基于建立的能耗计算模型 已完成30个注汽系统的热力计算 包括30个注汽锅炉的能效率与 效率参数 近650项 32条注汽管道的热力参数 近700项 依据注汽系统的能耗数据及相关节能指标 完成了30个注汽锅炉及32条注汽管线的节能评价 并对30个注汽系统进行了潜力预测 目前 正根据评价预测结果 进行注汽系统的潜力分析整理工作 今年将对燃油 燃气2台注汽锅炉进行负荷 燃料量等参数的变工况测试 中心2014年工作完成情况 7 胜利油田注水系统能耗测试评价项目2014年承担了胜利油田注水系统能耗测试评价项目 目前已完成了全部现场测试及报告编写工作 本次共测试注水系统52个 其中包括注水泵站55座 各类注水泵机组117台 配水间548座 注水单井2394口 52个注水系统共计注水量约31 3万m3 d 耗电量约7 1万kW h d 测试的52个注水系统 平均系统效率50 90 平均注水泵机组效率74 84 平均功率因数0 866 共发现效率不合格注水系统16个 效率不合格注水泵机组20台 功率因数不合格泵机组59台 中心2014年工作完成情况 8 功图评价测试项目随着数字化油田建设的推广 示功图量油的计量方式得到了大量的应用 为进一步降低功图量油计量误差 提高其数据的实时性和有效性 2014年中心在东辛采油厂 现河采油厂 鲁明公司测试油井200口 测试油井基本覆盖了不同的含水 产能 粘度 沉没度 泵深等参数范围 结合功图计量原理 从理论上寻找影响功图计量准确性的因素 同时采用迭代 枚举等方法求出各种因素 参数或参数组合 影响功图计量结果的程度 整理6方面40多个参数200行记录 建立项目分析数据库 根据分类误差分析的结果 指出功图计量的应用条件 为 示功图量油 的推广使用提出技术支持 中心2014年工作完成情况 9 典型储罐腐蚀检测评价项目2014年中心结合近三年储罐腐蚀检测评价项目 选取具有代表性的14台储罐 进行腐蚀检测评价 检测项目包括 超声波壁厚检测 介质腐蚀在线检测 罐底板声发射检测 罐圈板磁应力检测 通过检测数据的对比分析 找出储罐的腐蚀规律与发展趋势 精确了解储罐在目前服役工况环境下的腐蚀速率和腐蚀原因 为储罐设计 施工以及检修提供技术支撑 目前 共完成大罐超声波壁厚检测14台 声发射检测13台 磁应力检测8台 挂片监测1台 中心2014年工作完成情况 9 1检测成果 1 超声波壁厚检测本次专项检测共完成14台储罐超声波壁厚检测128处 储罐圈板最大点蚀深度评价为 轻微 的有7处 储罐圈板最大点蚀深度评价为 一般 的有114处 储罐圈板最大点蚀深度评价为 中等 的有7处 2 罐底板声发射检测本次专项检测共完成13台储罐声发射任务 储罐声发射综合评价结果为 2级 的有3台 综合评价结果为 3级 的有6台 综合评价结果为 4级 的有4台 3 储罐磁应力检测情况根据现场实际情况 本次对8台储罐进行金属磁记忆 3M 检测 共布置60处检测区段 磁场梯度评价为 轻度 的13处 磁场梯度评价为 中度 的23处 磁场梯度评价为 重度 的24处 中心2014年工作完成情况 9 2检出隐患及综合分析以具体罐体检测为例 分别分析超声波壁厚检测 罐底板声发射检测 焊缝应力集中磁应力检测 介质腐蚀在线监测储罐腐蚀变化情况 9 3结论与下一步工作建议 1 结论 大罐壁厚超声波检测结果表明 本次抽检的14台储罐重点腐蚀区域主要集中在罐底板和罐顶 内防完好的前提下 罐圈板不是储罐的重点腐蚀区域 介质腐蚀性在线监测结果表明 在罐内凝结水汽较少的前提下 大罐的主要腐蚀区域在罐底板 罐第一圈板淤泥区及罐第三圈板油水界面 如大罐内防完好 则介质腐蚀性不会对大罐内壁腐蚀造成影响 但对于内防质量差或出现鼓泡脱落的局部 尤其是介质腐蚀较强的淤泥区至水油界面 也可能存在严重的局部腐蚀 另外不可忽视由于外腐蚀造成的罐顶腐蚀 中心2014年工作完成情况 罐底板声发射监测结果表明 对14台储罐的腐蚀等级及清罐维修先后次序进行了科学排序 检测技术的准确性和被检储罐底板的具体维修方案有待于在清罐检修过程中进行复验和确定 金属磁记忆检测技术可检出储罐焊缝或变形区域存在的全部应力集中 并可区分应力集中程度 适用于发现严重的 影响储罐安全运行的焊接及变形缺陷 同时该技术也适用于清罐检修中 对罐底板实施应力检测 与声发射技术互为复验 2 下步工作建议 根据各采油厂清罐计划 制定2015年常压储罐底板声发射检测作 以此作为各采油厂 油公司对大罐进行清罐检修的依据 选取10座典型站库 在每座站库选取一台油罐 长期进行介质腐蚀性在线监测 每月或每季度出具大罐介质腐蚀性监测结果 为日常生产中的大罐腐蚀检测 维修重点部位的选取及检测 维修时机的确定 提供借鉴 中心2014年工作完成情况 10 压力管道检测工作10 1常规压力管道检测2014年中心共完成油气集输总厂等19家单位126条共551公里压力管道检验 去除使用单位缩减或临时变更计划数量 实际完成全年计划的98 5 检验发现防腐层破损 裸露 盗油气 泄露 重度腐蚀 埋深不足 变形 占压 敷设不合理 机械损伤等各类问题6037处 通过问题的及时反馈 使管道使用单位及时掌握了管道的运行现状 并对重大隐患进行整改 为油田挽回了大量的经济损失 避免了潜在隐患事故的发生 中心2014年工作完成情况 10 2滩海等管道应急检测共完成88条 涉及管道长度累计181公里 其中其中一类地区管道15条 二类地区管道30条 三类地区管道37条 四类地区管道3条 五类地区管道3条 防腐层破损共计检测79 2公里 检测出防腐层破损点525处 防腐层失效长度大约5029米 超声波壁厚检测140处 其中严重腐蚀13处 重度腐蚀77处 中度腐蚀24处 管道穿孔或穿孔后打卡或盗油后打卡268处 出具88份 管道检出隐患便捷处置现场通知确认单 其中 全线更换的管线有31条 局部更换的管线有21条 监控运行的管线有36条 撰写完成了中心滩海管道应急检测汇报材料 为油田领导决策提供了重要的技术支撑 此外 为车辆管理中心加气站 开展查找盗气点应急检测 东辛输油管线泄漏应急检测 及时查找出了问题 维护了油田的效益和安全 中心2014年工作完成情况 检测发现问题及原因分析 1 管道资料部分数据与实际不符本次检测的88条管道中 15条管道资料中存在着与现场不符的现象 问题原因分析 基层小队缺少严格的管线运行管理制度 同时管道的管理缺少统一的数据录入平台 最终导致数据资料缺失 错误的现象 2 防腐层破损严重本次管道检测共计79 2公里 查出管道防腐层破损点525处 平均每公里6 6处 防腐层破损原因是多方面的 一是外露管道防腐层老化失效 二是防腐层受外力破坏失效 主要表现为重物击打 机械损伤等防腐层破坏 三是施工质量不达标 管道现场安装时 管段连接处防腐层施工质量差 中心2014年工作完成情况 3 管体腐蚀严重本次检测共计测厚140处 包括外露点117处 开挖点23处 其中重度腐蚀77处 严重腐蚀13处 具体情况见下表 从上表中以及现场情况可以看出滩海管道存在严重的管体腐蚀现象 同时也可以得出以下结论 一是外露管道防腐层破损是管道发生外腐蚀的主要原因 二是管道受介质影响存在较为严重的点腐蚀或冲刷腐蚀 三是具有一定埋深的管道受外界环境影响较小 中心2014年工作完成情况 下一步建议1 借力智能化管道建设 提升管道管理水平 1 通过建立滩海管道数字化信息平台 将管道设计路由状况 材质 规格型号 防腐措施 施工质量如管道焊接 补口状况 基线检测数据 打压试验等基础数据全部录入 同时确保管道运行数据的随时录入 在管道泄漏事故发生时能做到快速响应 减少事故影响范围 降低事故损失 2 增加管道数据储存的能力建设 加强数据采集终端建设 其次是管道信息的互联互通基础设施建设 实现各种相关数据的及时更新和共享 最后是适应智能化管道建设以及信息化自动控制管理需要的管道改造工程建设 3 发挥智能化管道建设带来的风险预警 辅助应急指挥等功能 提升油田涉海管网的安全可靠运行水平 中心2014年工作完成情况 2 建立滩海管道相关标准 提高管道的本质安全水平 1 建议提高滩海管道设计防腐标准 出露管段应有防止海浪冲击措施 埋地管道应增设有效固定装置 敏感位置建议参考海底管道设计标准 2 规范滩海管道敷设路径 使所有管道尽量沿海滩纵横交错的道路两侧边缘成束辐射 并适当加高路基 研究在管束之下加建适当的集油槽道以防止漏油扩散等措施 减少被海水浸泡的概率 同时也可以避免渗漏油污污染水体 3 实施分区域管网整体阴极保护 防止发生杂散电流腐蚀以及其它形式的电化学腐蚀 3 规范日常巡检与检测评价工作建议规范滩海管道检验制度 实施滩海管道定期巡检 全面检验 风险评估三个层面的定期检验 同时 开展管道风险评估 确保管道运行安全规范 目录 2015年工作思路 中心将进一步对照油田年初下达的专项工作任务表 认真盘点近半年的工作得失 不折不扣地严格执行油田计划安排 围绕油田发展 加快工作进度 为油田 打造世界一流 实现率先发展 提供技术支撑 1 水质检测工作在完成每季度300口井的检测任务的同时 及时分析总结不同油藏类型 不同处理工艺的沿程水质变化规律 为制定有效的水质沿程治理措施提供技术支撑 针对井口水质变化大的现象 开展从联合站到井口沿程的全流程取样检验 分节点查找影响水质变化的因素 为油田井口水质合格回注 提供研究方向和技术依据 按照 零腐蚀 工程 加强对污水站腐蚀不达标指标的检测分析 解决采油厂实际问题 结合2014年的检测数据 对有些污水站连续出现腐蚀不达标项目进行检测分析 例如坨六联 结合污水站的具体工艺 对各个节点进行分析 找出问题产生的主要原因 帮助采油厂提高回注水处理水平 2015年工作思路 2 继续开展三采药剂