BZ25-1油田群.doc

第一章 BZ25-1油田群第一章 BZ25-1油田群第一节 开发历程与生产情况一、 油田概述1 概述BZ25-1/BZ25-1南油田位于中国渤海湾的东南部海域(东经11900至11915北纬3810至3820范围内)，东南距龙口127公里，东距渤中26-2油气田约15公里，西北距塘沽约150km，距岸（胜利油田）最近距离25km，是中海油和 Chevrontaxco（Chevron）合作开发的油田。油田范围内海域平均水深约19m。年平均最高环境温度34.60C，年平均最低环境温度-13.40C，冬季平均冰厚32cm（50年一遇）。BZ25-1油田基本探明石油地质储量5,649104m3，含油面积25.9km2。BZ25-1南油田基本探明石油地质储量15，303104m3，含油面积58.1km2，基本探明天然气地质储量5.7108m3，含气面积1.9km2。综合多种方法的计算结果，BZ25-1油田采收率为18-20%，BZ25-1南油田采收率为1520%。BZ25-1/BZ25-1南油田一期工程WHPB平台、WHPD平台、WHPE平台、单点系泊(SPM)、浮式生产储油外输装置(FPSO)于2004年8月27日投产。二期WHPC平台、WHPF平台于2005年8月投产，WHPA平台将于2006年6月1日投产。2 钻采油层分布渤中25-1南油田全面动用明化镇IV、V油组地质储量，采用一套层系、400m井距、反九点法面积井网早期注水开发，井型为定向井加水平分支井，机械采油方式开采。渤中25-1/25-1南油田分三期、六个平台（A、B、C、D、E、F）进行开发。其中二期C/F平台设计总井数60口（包括C平台开发沙河街组的3口井），其中定向油井40口，水平（分支）井7口，注水井11口，水源井2口。明化镇开发井采用9 5/8”套管，防砂完井；生产井按23段防砂，注水井按34段防砂。明化镇部分没有底水的生产井采用管内压裂充填防砂，所有具有底水的生产井采用管内高速水充填防砂；在没有底水的生产井中选择10口采用裸眼可膨胀筛管防砂；水平（分支）井采用只在主井眼中下防砂筛管的简易防砂方式。注水井采用预充填筛管防砂。水源井采用优质筛管防砂。明化镇生产井除选择5口井采用电潜螺杆泵开采以外，其余井以电潜泵开采为主；注水井直接注水。渤中25-1南油田主要目的层段为明化镇组下段。BZ25-1油田目的层为沙河街和东营组层。3 工程概况BZ25-1/ BZ25-1南油田一期工程由WHPB平台、WHPD平台、WHPE平台、单点系泊装置(SPM)、浮式生产储油外输装置(FPSO)、油田内部的海底管线和海底电缆等组成。油、气、水三相混输管线共有3条，分别为：WHPB-SPM段；WHPD-SPM段；WHPE-WHPD段。注水管线共有3条，分别为：SPM-WHPB段；SPM-WHPD段；WHPD-WHPE段。FPSO为海洋石油113号，属于采油公司。BZ25-1/BZ25-1南油田的供电采用自发电方案，在FPSO上设一座独立的主电站，为各井口平台及FPSO上的设备供电。主电站容量为4台12.5MW的透平发电机组，运行方式为三用一备。通过单点上的电滑环和海底复合电缆向各井口平台供电。各井口平台及FPSO之间的通讯通过各自间的海底复合电缆中的光纤来传输。控制和通讯系统采用24芯1:1冗余的单模光纤进行通讯。4 油气田设计能力及参数4.1 FPSO4.1.1 处理能力(1) 最大原油处理能力：3.39106m3/a (2006年)，11,522m3/d(2) 最大天然气处理能力：138.14 106m3/a (2006年)，534,949m3/d(3) 最大液相处理能力：8.47 106m3/a (2013年)(4) 最大污水处理能力：7.32 106m3/a (2022年)，22,187m3/d(5) 最大注水能力：8.38 106m3/a (2013年)4.1.2 船体参数(1) 船体总长：287.40米(2) 船体宽度：51.0米(3) 船高：20.6米(4) 吃水深度：14.5米(5) 满载排水量：201,287吨(6) 储油能力：160,587.8吨4.2 SPM(单点系泊)参数设计类型简述(1) 海面以上高度：30.155m(2) 吊车最大起重能力：6T 11m(3) 设计年限：25年4.3 井口平台生产能力及参数4.3.1 井口平台WHPB(1) 最高产油量：2,077m3/d(2) 最高产水量：4,434m3/d(3) 最高产液量：4,896m3/d(4) 设计生产井数：20（另有2口先期排液注水井）(5) 实际生产井数：18（B4除外,截至2005年10月）(6) 注水井数：3(7) 水源井数：1(8) 最高注水量：4,809m3/d4.3.2 井口平台WHPC(1) 最高产油量：1,286m3/d(2) 最高产液量：1,415m3/d(3) 设计生产井数：25（另有7口先期排液注水井）(4) 实际生产井数：9(5) 注水井数：8（含2口先期排液注水井）(6) 水源井数：14.3.3 井口平台WHPD(1) 最高产油量：1,880m3/d(2) 最高产水量：4,122m3/d(3) 最高产液量：4,616m3/d(4) 设计生产井数：25（另有6口先期排液注水井）(5) 实际生产井数：24（截至2005年10月）(6) 注水井数：7(7) 水源井数：1(8) 最高注水量：4,806m3/d4.3.4 井口平台WHPE(1) 最高产油量：1,904m3/d(2) 最高产水量：4,170m3/d(3) 最高产液量：5,061m3/d(4) 设计生产井数：30（另有6口先期排液注水井）(5) 实际生产井数：28（截至2005年10月）(6) 注水井数：7(7) 水源井数：1(8) 最高注水量：5,405m3/d4.3.5 井口平台WHPF(1) 最高产油量：1,074m3/d(2) 最高产液量：1,181m3/d(3)设计生产井数：30（10口先期排液注水井）(4) 实际生产井数：5(5) 注水井：11（含10口先期排液注水井）(6) 水源井数：15 油田基本数据表11 渤中25-1油田基本数据层位沙2+沙3层组顶埋深(m)3240-3280层组厚(m)480-700储层顶埋深(m)3240-3300储层厚度(m)15-50储层岩性灰色砂岩粒度中、细粒夹层岩性泥岩夹层厚度(m)1-2m夹层层数10-30层油藏类型受岩性影响的构造层状油藏孔隙度(%)13-16渗透率(mD)0.7-111.9泥质含量(%)10-30油藏饱和压力(MPa)15-27油气比(m3/m3)85-160油藏温度()127-131油藏压力(Mpa)45-50表12 渤中25-1南油田基本数据层位Nm IV + Nm V层组顶埋深(m)15901707层组厚(m)140储层顶埋深(m)16301780储层厚度(m)2030储层岩性灰色砂岩粒度中粒夹层岩性泥岩夹层厚度(m)15m夹层层数25层油藏类型受岩性影响的构造层状油藏孔隙度(%)30%渗透率(mD)1750泥质含量(%)1020油藏饱和压力(Mpa)9.7513.28油气比(m3/m3)22-35油藏温度()60-70油藏压力(Mpa)12.8016.43二、 油气水处理流程简介1 井口平台渤中25-1/渤中25-1南油田包括六座井口平台，分别为WHPA、WHPB、WHPC、WHPD、WHPE、WHPF。WHPA井口平台为四腿平台，有36个井槽，包括生产井25口、2口水源井及10口预留井槽，主要生产生活设施有：生产系统（如：管汇、计量分离器、接/发球器等）、化学药剂系统、海水系统、淡水系统、柴油系统、修井机、吊机、空压机系统、应急电站、控制系统、消防系统、通讯系统、污水处理系统、24人生活楼等。单井物流计量后利用电潜泵压力经2.0km长的1218油/气/水双层保温海底混输管线输向WHPB井口平台。WHPB井口平台为四腿平台，有36个井槽，包括生产井32口、1口水源井，3口预留井槽，主要工艺流程及生产生活设施同WHPA井口平台基本相同。WHPA井口平台和WHPC井口平台的物流到达该平台后，利用电潜泵压力经2.5km长的 2024油/气/水双层保温海底混输管线通过单点输送至FPSO上进行脱水、脱气处理。该井口平台设有24人生活楼。WHPC井口平台为四腿平台，有36个井槽，包括生产井32口，1口水源井，3口预留井槽，主要生产生活设施有：生产系统（如：管汇、测试分离器、接/发球器等）、测试加热器、化学药剂系统、海水系统、淡水系统、柴油系统、修井机、吊机、空压机系统、应急电站、控制系统、消防系统、表13 渤中25-1油田各区块的井身、流体及油藏数据油组参数参数沙河街明化镇井身数据套管外径（mm）244.5套管内径（mm）216.8油管外径（mm）73油管内径（mm）62油、套粗糙度（mm）0.03048平台、海水、井深数据海水深度（m）1716.6-18.1补心海拔（m）2828平均井底垂深（m）36001800平均井底斜深（m）40002300油藏、流体及环境数据原始地层压力（MPa）45-5012.8-16.43原油饱和压力（MPa）169.75-13.28地层温度（）127-13160-70原始气油比（m3/m3）9222-35脱气原油相对密度（无因次）0.85950.875脱气原油地下粘度（mPa.s）0.6-1.2520-120原油体积系数（m3/m3）1.284-1.4661.009-1.095天然气比重（无因次）0.730.56-0.61地层水矿化度（ppm）890711095大气温度（）1515海水温度（）1515通讯系统、污水处理系统、24人生活楼等。单井物流经测试加热器加热后，进入测试分离器计量，计量后的单井井流与其他的井流混合，利用电潜泵压力经2.8km长的1822油/气/水双层保温海底混输管线输向WHPB井口平台。WHPD井口平台为四腿平台，有36个井槽，包括生产井31口、1口水源井，3口预留井槽，主要工艺流程及生产生活设施同WHPA井口平台基本相同。WHPE井口平台的物流到达该平台后，汇同该平台的物流，利用电潜泵压力经5.4km长的2630油/气/水双层保温海底混输管线通过单点输送至FPSO上进行脱水、脱气处理。该井口平台设有24人生活楼。WHPE井口平台为四腿平台，有36个井槽，包括生产井34口、1口水源井，2口预留井槽，主要工艺流程及生产生活设施同WHPA井口平台基本相同。WHPF井口平台的物流到达该平台后，汇同该平台的物流，利用电潜泵压力经2.9km长的2226油/气/水双层保温海底混输管线输向WHPD井口平台。该井口平台设有24人生活楼。WHPF井口平台为四腿平台，有36个井槽，包括生产井31口、1口水源井，3口预留井槽，主要工艺流程及生产生活设施同WHPA井口平台基本相同。WHPF井口平台的物流利用电潜泵压力经4.0km长的1418油/气/水双层保温海底混输管线输送至WHPE。该井口平台设有24人生活楼。各平台的井物流通过WHPB和WHPD井口平台与单点之间的油/气/水双层保温海底混输管线输至FPSO，经过自由水分离器、热化学处理器、电脱水器处理器及海水冷却系统进行油、气、水处理，其中：分出的气体处理后作为电站及热站的燃料；分出的水处理合格后通过单点后，经两条注水管线分配至各平台，通过其中一条2.5km10单层注水管线输至WHPB井口平台，并分配至WHPC井口平台回注地层；通过另外一条5.4km14单层注水管线输至WHPD井口平台，并分配至WHPE和WHPF井口平台回注地层。处理合格的原油储存在FPSO上，定期外售。FPSO上的主电站通过单点上的电滑环和海底复合电缆向各井口平台供电。各井口平台及FPSO之间的电力和控制信号通过各自间的海底复合电缆来传输。以WHPB为例，原油自单井采出后进入井口管汇，所有井口管汇汇集到生产管汇向FPSO集输。井口管汇可以切换到计量管汇进行单井计量，起计量作用的设备为计量分离器，起油气水三相分离的作用，并通过各相独立的流量计计算产量。在计量分离器前和生产管汇处各有一个电加热器，起加热作用，以利于油气水分离和提高集输效率。2 FPSO流程概述原油处理系统分为A、B两个系列。来自井口平台的生产流体首先经过单点进入游离水分离器FPSO-V-101A/B（操作温度50-700C/350kPaA）进行油、气、水三相分离：分离出来的伴生气输至燃料气系统作进一步的处理，作为主机的燃料；分离出来的生产污水则进入污水处理系统作进一步的处理。分离出来的含水原油流入合格油原油换热器FPSO-HE-101A/B/C/D（壳程操作压力/温度：500-700kPaA/120-790C；管程操作压力/温度：150-350kPaA/49-800C）与来自电脱水器FPSOV-103A/B（操作压力/温度700kPaA/1200C）的合格油进行换热。经过换热后含水原油进入原油热处理器FPSO-V-102A/B（操作温度/压力900C/150kPaA）作进一步的处理。在热处理器FPSO-V-102A/B（操作压力/温度：150kPaA/900C）内，含水原油被加热器FPSO-H-101加热至900C；从热处理器FPSO-V-102A/B分离出来的气体直接进入火炬系统；分离出来的生产污水将进入污水处理系统作进一步的处理。分离出来的含水原油由电脱水器供给泵FPSO-P-101A/B/C/D（吸入/出口压力150kPaA/800kPaA）增压后，在电脱水器预热器内FPSO-H-102A/B/C/D（壳程操作压力/温度：800kPaA/90-1200C；管程操作压力/温度：700kPaA/160-2200C）加热至1200C后进入电脱水器FPSO-V-103A/B（操作压力/温度700kPaA/1200C）进行电脱水。- 27 -WHPB-V-101WHPB-M-102WHPB-M-101WHPB-EH-102Typical wellsFrom close drainFrom WHPC platformFrom water injection systemWHPB-PL-101WHPB-PR-101WHPB-EH-101WHPB-PR-102From WHPA platform 图1-1 BZ25-1油田B平台流程简图经电脱水后的合格原油（含水小于或等于0.5%）经合格油原油换热器FPSO-HE-101A/B/C/D与来自游离水分离器FPSO-V-101A/B的冷油换热降温后，进入合格油海水冷却器FPSO-WC-101A/B（壳程操作压力/温度：500KpaA/70-1200C；管程操作压力/温度：500kPaA/16-320C）经海水冷却至700C后进入货油舱储存。如果经电脱水后的原油含水高于0.5%，经换热降温后的热油将被导入一级原油工艺舱FPSO-T-101A（操作压力/温度97.5-115kPaA/930C）作进一步的处理，经一级原油工艺舱FPSO-T-101A、二级原油工艺舱FPSO-T-101B（操作压力/温度：97.5-115kPaA/930C）处理合格的原油（含水小于或等于0.5%）在原油缓冲舱FPSO-T-102（操作压力/温度：97.5-115kPaA/930C）缓冲后，经合格原油缓冲舱油泵FPSO-P-103A/B/C增压后，经合格原油海水冷却器FPSO-WC-101A/B经海水冷却至700C，然后进入货油舱储存。在电脱水器FPSO-V-103A/B中分离出来的生产污水将被回掺到游离水分离器FPSO-V-101A/B入口，以提高来自井口平台的生产流体的温度。BZ25-1的工艺系统基本上与QHD32-6油田相同，与QHD32-6油田的工艺系统不同的地方，比如：BZ25-1油田没有斜板除油器、没有水系统注水冷却器、只有6个核桃壳过滤器、主机燃气等。三、 目前生产以及化学药剂注入状态1 生产状态BZ25-1油田采用机械采油的方式进行生产。酸化和注水是油田采用的主要增产措施。计划采用清污混注的方式进行注水作业，目前只注生产水。1.1 平台分布示意图目前已经投产的平台为B、C、D、E、F，B、D、E平台于2004年8月投产，C、F平台于2005年8月份投产。渤中25-1/渤中25-1南油田海底管道共有两种类型，即油、气、水混输双层保温管线和注水管线。（1）油、气、水混输双层保温管线6条，包括： WHPAWHPB，WHPCWHPB，WHPBSPMFPSO，WHPFWHPE；WHPEWHPD，WHPDSPMFPSO（2）注水管线5条，包括：FPSOSPMWHPB，WHPBWHPC，FPSOSPMWHPD，WHPDWHPE，WHPEWHPF；井口平台A、B、C、D、E、F分别依靠电潜泵的压力通过海底双层保温管道，将生产的油、气、水汇集到FPSO上；油、气、水在FPSO上进行分离处理，处理后的生产水通过注水管汇分配到井口平台B、C、D、E、F上进行回注。To slop tankTo water process tankTo water process tankSPMFPSO-V-101FPSO-HE-101FPSO-V-102P-101FPSO-H-102FPSO-V-103FPSO-WC-101T-101AT-103T-101BT-102P-103To fuel gas treatment systemTo flare systemTo oil cargo tankP-105P-104From slop tankFrom close drain图1-2 BZ25-1油田FPSO流程简图（3） 输送距离各条管道长度如下所示：表1-4各海底管道长度WHPAWHPB2.0kmWHPCWHPB2.8kmWHPBSPM2.5kmWHPFWHPE4.0kmWHPEWHPD2.9kmWHPDSPM5.4km表1-5 各海底管线其他参数管道内径外径操作压力（kPaA）操作温度（）保温层厚度（mm）WHPAWHPB121820406047WHPCWHPB182224804530WHPBSPM202416104730WHPFWHPE141824605030WHPEWHPD222620905030WHPDSPM263014505030表1-6注水海底管道内径管道内径SPMWHPB10WHPBWHPC8SPMWHPD14WHPDWHPE12WHPEWHPF8图1-3 BZ25-1油田平台分布示意图1.2 流程参数表1-7 BZ25-1油田流程参数表处理量（m3/h）温度（）压力（ kPa ）设备名设计实际设计实际设计实际V-101A/B61020010080700220V-102A/B4421501209570070V-103A/B379120150115700550V-301A/B510501057550010F-301A-F204151057585070V-5111065104V-52180150500V-531101205001.3 舱/罐表1-8 BZ25-1油田舱/罐参数表容积(m3)温度（）压力（kPa）舱/罐名设定设定实际设定实际T-101A6895938011580T-101B4758937211580T-1023916939011580T-1031778936511580T-301A1830757511580T-301B1372757511580T-401907575105105T-551A1555757511580T-551B19337575115802 药剂注入状态表1-9 BZ25-1油田化学药剂注入状态药剂种类药剂名称稀释浓度（）注入点注入速度（l/h）加药浓度ppmT-701消泡剂BHP-03-V101入口2.510T-702清水剂（油）BHQ-0625V101入口320T-703破乳剂BH-20-V103入口435T-704破乳剂BH-20-V101入口1160T-705杀菌剂BHS-01B/06/07-V-301B入口10200T-706备用T-707备用T-708缓蚀剂BHH-0915T-301入口71.5L/d10T-709清水剂（水）BHQ-0715T-301入口100L/d25T-710杀菌剂BHS-01B/06/07-T-301入口不固定不固定3 流程处理效果3.1原油处理系统表1-10 BZ25-1油田各级分离器出口BS&W平均值V-101A入口V-101A出口V-102A出口V-103A出口T-102出口BS&W(%)2015 生产水处理系统表1-11 BZ25-1油田各级水处理器出口污水含油平均值V-101A下舱V-102A下舱T-301B出口V-301出口F-301出口T-401入口OIW(ppm)20010015060553.3 注水系统表1-12 BZ25-1油田注水系统水质情况含油（ppm）含氧（ppm）含铁（mg/l）粒径中值（m）悬浮物（mg/l）腐蚀速率（mpy）生产水50.020.322.5-四、存在的问题与解决措施BZ25-1最典型的问题是硫酸盐还原菌（SRB）的控制问题，经过大部分单井及所有平台的排查，大部分井的产液中都含有SRB，有的甚至高达1000个/毫升。投产一年多以来，SRB在海管中的含量并未上升，但是V-101A下舱水SRB含量逐渐上升到有10万个/毫升。1 杀菌工作回顾从BZ25-1油田发现细菌SRB开始，我项目组现场服务人员随即开展SRB分布情况调研以及杀菌剂注入方式优化等措施，以将细菌杀灭，前期所做工作如下：（1） 第一阶段的工作是在FPSO冲击加药，加药量按照合同要求进行，为每周加一次，按照当日产水量的180ppm计算。从多次处理后的结果来看效果不理想，主要原因是加药量不够，水系统加药浓度偏低；（2） 经过项目组和研发人员讨论，认为当时的冲击注入可能不适合BZ25-1油田。开始从WHPB、WHPD分别连续注入杀菌剂，注入浓度分别为海管原油日流量30、50ppm。经过33天的观察，发现FPSO V-101A入口的细菌含量没有发生太大变化，这种加药方式也被停止。造成这种现象的原因可能是油田目前产水量小，大部分油以分散或乳化液的形式分散在水中，而水溶性的杀菌剂在产液中不能很好的与细菌结合；（3） 之后，将杀菌剂注入点改回从FPSO注入，加大每次冲击注入的加药量（以水系统全部水量与日产水量之和计算），改变注药点、启动水系统循环、加药时反冲洗核桃壳过滤器等，采用这几种处理方式相结合可以将水系统内的细菌控制在100个/毫升左右；（4） 4月底，鉴于水处理系统一直保持循环状态，为长期取得比较低的细菌含量，决定采用大剂量杀菌剂连续加药，遗憾的是为了配合调试注水，水系统的内部循环不如以前充分，水系统内部的某些区域在一定程度上存在死水导致细菌大量繁殖；（5） 2005年6月对细菌大量繁殖的V-101A进行杀菌处理：用V-201至V-521的管线加入两桶杀菌剂至闭排V-521，然后从V-101A放10方生产水进入闭排，用P-521打入V-101A，憋水5个小时。未达到预期的处理效果；（6） 2005年第三季度采用的杀菌剂注入方式为大剂量间歇注入，配合水系统每日保持最大限度的循环状态，在注水量小于300方/天时可以将细菌含量控制在25个以下，注水细菌含量基本为0；（7） 随着注水量的逐渐加大，加上平台用水、排水逐渐增多，2005年10月在FPSO水系统一直保持着很低的液位，水系统只能进行少量循环，使细菌控制工作再次陷入被动；（8） 2005年10月，再次摸索杀灭V-101A内部细菌的方法：从含水最高的WHPB（50含水）注入大剂量的杀菌剂，处理取得了比较好的效果，但并未将细菌全部杀死。由于杀菌剂在原油里有消耗，以及杀菌剂随原油进入下一级处理器而很少能进入V-101A混合区下部和水槽；（9） 近期采用高效杀菌剂处理流程中的细菌，由于仍然不能解决杀菌剂在原油中的分散以及原油中的活性物质消耗杀菌剂的问题，历次效果均不理想；（10） 2005年10月，再次摸索杀灭V-101A内部细菌的方法：从含水最高的WHPB（50含水）注入大剂量的杀菌剂，处理取得了较好的效果（能将V-101A内部细菌减少一至两级），但并未将细菌含量降至理想水平。由于杀菌剂在原油里有消耗，以及杀菌剂随原油进入下一级处理器而很少能进入V-101A混合区下部和水槽；下表为近期对V-101A杀菌后细菌培养解果，单位：个/毫升10月19日，从WHPB冲击加入10桶杀菌剂BHS-01B至原油海管；10月28日，再次从WHPB冲击加入10桶杀菌剂BHS-01B至原油海管；11月6日，在V-521内将杀菌剂稀释，打入V-101A入口处理V-101A内部混合区以及水槽的SRB，本次加入与6月份从V-521加入杀菌剂的区别是延长了滞留时间，三桶杀菌剂分三次加，每次4个小时，共10小时左右，从数据来看效果不佳，下一步采用从V-521向V-101A持续注入杀菌剂看能否起到杀菌作用。表1-13 10月19日至11月8日SRB培养结果10-1910-2010-2110-2210-2310-2410-2510-28V-101入口7001100110007001100070011001100V-101A出口11000070001100070001100011000110025000V-102A出口110011001107007070010-2910-3010-3111-111-211-611-711-8V-101入口700011000700V-101A出口70001300700070002500025000250002500V-102A出口2500250（11） 2005年11月13日开始，从F-301D向闭排V-521放生产水，同时利用该管线上的一处放液口作为加药点注入杀菌剂，启动P-521连续向V-101A注入。前三天采用高浓度（约300ppm）向V-101A连续注入，后4天降为50ppm。从数据分析，前三天可以将V-101A原来的细菌含量约100000个/毫升降至200个/毫升，后四天由于杀菌剂浓度偏低，效果不佳。本次实验得出两个结论：采用生产水携带杀菌剂处理V-101A内部细菌的思路是正确的，取得了历次V-101A细菌的最佳效果；另一点是V-101A底部可能有泥沙。接下来将要进行的是从V-101A底部冲沙管线处向V-101A底部泥沙聚集处连续注入杀菌剂，如果仍无效则须进行除沙排泥；（12） 投产至今，共评选各种类型杀菌剂百种以上，进行了杀菌剂BHS-07/BHS-09的现场实验。由于生产水中含有硫化氢，杀菌剂评选实验效果优异的BHS-09现场实验不成功，BHS-07的杀菌效果在目前使用的三种杀菌剂中最优秀。2005年底以前还将根据安排进行其他种类杀菌剂的现场实验；（13） 另外，在酸化时曾多次检测到一级分离器水相SRB含量近乎绝迹，经分析可能是由于酸化时温度过高、pH值改变、加入酸化助剂等的影响，给我们提供了一些解决细菌问题的新思路。我们曾尝试调整流程环境如PH值、温度等的杀菌实验：pH值在34时，可以全部杀灭细菌，pH值大于6起不到杀菌作用还存在增加絮状物的风险；BZ25-1的SRB细菌在40-90均能存活，温度越高繁殖越快；2 目前杀菌方案目前的杀菌方案为水工艺舱每周大剂量冲击注入，每日取样监测SRB。如果杀菌效果不佳则在下一次冲击加杀菌剂之前从V-301B连续注入一定浓度的杀菌剂以保证注水细菌要求。每次冲击加药需要保证以下几点：（1） 水系统系统内部保持循环：目的是避免水系统产生死水从而破坏细菌繁殖的环境，细菌通过吸附作用吸收有机物、硫酸盐等至细菌表面并发生进一步的分解硫酸盐与繁殖等行为；（2） 加药时核桃壳过滤器反洗：由于滤器内水流缓慢、滤料表面积大容易附着细菌等原因导致常规冲洗达不到很好的效果，用含杀菌剂的生产水反洗是唯一的途径；（3） 杀菌剂加药量按照水系统（含舱、处理器、管线）总舱容3000方的600800ppm投加；（4） 杀菌剂尽快打入流程。每周冲击加药的方式可以将水系统细菌在极短的时间全部杀灭，然后随着每天生产水的驱替，保留下来的杀菌剂仍能起到杀菌、抑菌的作用。目前的处理方式可以满足注水要求。3 下一步杀菌计划（1） 继续评选高效杀菌剂，评选出的杀菌剂将尽快安排现场实验；（2） 开发油溶性杀菌剂，解决海管细菌问题；（3） 维持水系统冲击式加药，在处理工艺能允许的条件下尽量保证水系统循环以及核桃壳反洗；（4） 继续摸索V-101A杀菌方案，尝试从V-101A底部除沙口连续注入杀菌剂；（5） 研究单井注杀菌剂方案的可行性，尝试单井杀菌；（6） 研究调整处理工艺对杀菌的影响，该项工作由采技服现场服务人员不定期的与生产人员交流探讨；（7） 计划与生产人员一起将BZ25-1油田的SRB控制工作理清工作思路；（8） 跟踪注水水质，分析水质波动原因，做好突发问题的及时解决。第二节 油气水性质一、 原油性质1 地面原油性质BZ25-1/BZ25-1南油田地面原油具有密度高、粘度高、胶质沥青质含量中等、含蜡量低、凝固点低的特点，属常规稠油。其主力油组明下段IV、V 油组地面原油性质如下：原油密度（20）： 0.9370.966g/cm3；原油粘度（50）： 124.9934.8mPas；胶质、沥青质含量：10.0821.00%；含蜡量： 2.0311.51%；含硫量： 0.250.33%；凝固点： -15+12。2 地层原油性质在ODP中，对地层原油性质分析论述如下：依据BZ25-1-5、6、7井及11井的PVT样品分析结果，渤中25-1南油田明下段IV、V油组地层原油性质如下：饱和压力： 9.7613.70MPa之间，地饱压差约2.736.86MPa；溶解气油比： 22.134.6m3/m3 ；地层原油粘度： 40.0120.0mPas；地层原油密度： 0.8720.897g/cm3；体积系数： 1.0661.095。BZ25-1油田地层原油性质如下：饱和压力： 3.2913.28MPa之间，地饱压差约3.1110.80MPa；溶解气油比： 7.734.6m3/m3 ；地层原油粘度： 20.07232.52mPas；地层原油密度： 0.8720.926g/cm3；体积系数： 1.0391.095。3 商品油性质密度：0.9544g/cm3 15oCAPI重度：16.7运动粘度20oC：6432cSt闪点：90.0oC倾点：-3 oC含盐量：6PTB(wt)含硫量：0.3%(wt)4 生产水（注水）性质目前注水全部为生产水，矿化度为50007000mg/L，钙镁离子含量在10mg/L以下，HCO3-含量在200mg/L左右，含有少量硫化氢。具有较强的腐蚀、结垢性。V-101A下舱水的水质全分析如下：表1-14 V-101A下舱水的水质全分析组分含量K+Na+(mg/l)2212.26Ca2+(mg/l)8.08Mg2+(mg/l)2.94Cl-(mg/l)3290.75SO42-(mg/l) 2.58CO32-(mg/l)17.61HCO3-(mg/l)205.13总含盐量(mg/l)5739.36总硬度(H)27.52总碱度(A)288.965 水源井性质BZ25-1/BZ25-1南油田目前有水源井5口：C1W、B7W、D19W、E20W、F23W。B7W、D19W、E20W按照苏林法计算其水型均为：CaCl2型。离子全分析的结果来看，这三口水源井的矿化度都非常高,在17000mg/l左右。其中E平台水源井井口部分曾发生管线被垢堵死的情况，该垢成分为CaCO3：99.7%，MgCO3：0.3%。以D19W为例，水质全分析数据如下：表1-15 D19W水样的水质全分析组分含量K+Na+(mg/l)6220.02Ca2+(mg/l)620.02Mg2+(mg/l)33.66Cl-(mg/l)10673.48SO42-(mg/l)16.78CO32-(mg/l)0HCO3-(mg/l)165.24总含盐量(mg/l)17729.2总硬度(H)1449.1总碱度(A)232.26 天然气性质渤中25-1油田天然气相对密度平均0.59；甲烷含量在95.4798.84%之间；二氧化碳含量在0.050.48%之间，含少量硫化氢。下图为沙河街和明化镇两个层位伴生气各组分的摩尔百分数。表1-16 BZ25-1油田伴生气各组分摩尔百分数沙河街（深层）明化镇（浅层）相对密度0.77520.5837N20.40.28CO24.230.186C173.497.94C212.890.26C34.950.12iC40.820.42nC42.39iC50.370.35nC50.47C60.487 注水工艺7.1 注水水源沙河街油组的注水水源为馆陶水，明化镇前期为馆陶水，见水后期加入产出水，不足部分用馆陶水补充。配注指标见表1-17。7.2 注水水质要求注水水质要求是指注入水中的悬浮物、铁离子、溶解氧、含油量、细菌、硫化氢等的含量要求，注入水的水质必须与储层岩石和地层水相配伍，以不堵塞地层，不腐蚀设备为目的。对注入水的水质基本要求有如下几点：水质稳定，与油层水相混合不产生沉淀；水注入油层后不使粘土矿物产生水化膨胀或悬浊；水中不得携带大量悬浮物，以防堵塞注入水井渗滤端面及渗流孔道；对注水设施腐蚀小；当采用两种水源进行混合注水时，应首先进行室内实验，证实两种水的配伍性好，对油层无伤害才可注入。在我国石油行业工业标准中，对注入水的水质作了明确规定，对渤中25-1油田的注水要根据油田的具体情况和参照石油工业标准推荐注入水的水质要求。（1）悬浮物含量及固体颗粒直径渤中25-1油田储层平均渗透率为152510-3m3，根据石油行业油田开发标准，这类油田注入水的悬浮物含量应控制在1.0mg/l，悬浮物的颗粒粒径中值1.0m。渤中25-1南油田储层平均渗透率为175010-3m3，这类油田注入水的悬浮物含量应控制在5.0mg/L，悬浮物的颗粒粒径中值3.0m。（2）细菌腐生菌（TCB），铁细菌，和硫酸盐还原菌，它们的存在会引起管柱及管线的腐蚀，并可能造成地层堵塞，根据石油行业标准，渤中25-1油田注入水中细菌含量要求是：TCBn102个/ml，SRB25个/ml，铁细菌n102个/ml。渤中25-1南油田注入水中细菌含量要求是：TCBn104个/ml，SRB25个/ml，铁细菌n104个/ml。（3）溶解氧注入水中的溶解氧的存在对金属有腐蚀作用，并会造成大量不溶于水的铁的化合物沉淀堵塞地层，根据石油行业标准要求，渤中25-1油田和渤中25-1南油田注入水中的溶解氧最好控制在0.05mg/L。（4）含油量根据石油行业标准要求，渤中25-1油田注入水中的含油量应小于5mg/l，渤中25-1南油田注入水中的含油量应小于15mg/l。（5）腐蚀率石油天然气行业标准中要求平均腐蚀率小于0.076mm/年。（6）硫化物硫化物中的硫离子具有促进腐蚀的作用，并与许多金属离子反应生成沉淀。H2S具有较强的还原性，可消耗具有氧化性的杀菌剂、缓蚀剂，降低其效力。根据石油行业标准要求，渤中25-1北油田和渤中25-1南油田注入水中的硫化物含量均应小于2mg/l。渤中25-1油田注入水水质标准如下：表1-17 BZ25-1油田注水指标项目悬浮物溶解氧腐蚀率H2S细菌原油含量粒径中值TGBSRB单位mg/lmmg/lmm/年mg/l个/ml个/mlmg/l渤中25-11.01.00.050.0762.0n102255.0渤中25-1南5.03.00.050.0762.0n1042515.0第三节 平台信息一、 电话信息拨25807326，拨4各分机号即可拨通各单位电话，常用分机号如下：FPSO中控：997、998 报房：900WHPA:711 WHPB:721 WHBC:731WHPD:741 WHPE:751 WHPF:761二、 作业区信息BZ25-1油田是由中海石油（中国）有限公司QHD32-6/BZ作业分公司与美国雪弗龙-德士古公司合资共同开发的又一新油田。其中中方控股88%，美方控股12%，作业者为QHD32-6/BZ作业分公司。QHD32-6/BZ作业分公司的管理模式比较特殊。在油田划分上，QHD32-6/BZ作业分公司有QHD32-6和BZ25-1两个油田，两个油田分别属于QHD作业公司和BZ作业公司。在人员配制上，QHD作业公司和BZ作业公司在海上使用两套人员进行生产作业，而在陆地管理上，QHD32-6油田和BZ25-1油田只使用一套人员进行管理。 QHD32-6/BZ作业公司的办公地点位于渤海石油迎宾馆7层和8层。美国雪弗龙-德士古中国公司总部位于北京。三、倒班信息由于距离塘沽天津港较远，而距离较近的桩西码头水深不足，难以满足拖轮进港需求，所以BZ25-1油田倒班采取飞机倒班。逢周一、三、五安排直升机倒班。倒班所用飞机为中信海直公司的直升飞机。飞机由塘沽机场（海直机场）起飞，大约飞行40分钟到达BZ25-1油田。倒班路线可简述为：办理MTS卡提前2天向陆地生产工程师提交出海申请表等候出海迎宾馆待命驴驹河塘沽机场乘坐直升机抵达平台。四、 出海路径1 按照QHD32-6/BZ作业分公司要求，承包商出海程序如下：（1） 所有出海人员都应有五小证（即海上石油作业安全救生培训卡）和健康证。（2） 到BZ25-1油田进行出海作业的人员还必须提前到作业公司办理MTS卡（即人员跟踪卡）。（3） 出海前提前三天办理非海上人员出海申请表。非海上人员出海申请表包括的主要内容有：（a）申请单位(b) 申请去向（QHD/BZ，FPSO/WHPX）(c) 工作内容(d) 订单或合同号(e) 申请出海人员姓名、岗位、MTS卡号（4） 批准后由生产部秘书交办理人及出海协调员并传真至海上总监，出海人员保留一份，出海后交设施负责人。（5） 出海人员应提前一天与出海协调员确认出海安排。电话：02225807326手机邮件：。（6） 倒班人员按照作业公司要求办理好