1、文昌油田群開發(fā)建設(shè)重要案例分析-失敗案例案例一: 文昌油田群長距離海纜送電問題產(chǎn)生的原因分析：文昌油田群電網(wǎng)在設(shè)計建造初期時并未考慮到油田長距離海纜送電時，電壓等級較高，海底電纜產(chǎn)生的容性無功非常大，且沒有考慮增加電抗器抵消海纜所產(chǎn)生的容性無功。導(dǎo)致文昌油田群電力系統(tǒng)主要存在以下幾個問題：1、主發(fā)電機長期處于進相運行狀態(tài)。2、輕載工況時，兩臺透平發(fā)電機并車運行仍無法實現(xiàn)直接對平臺供電。3、在正常生產(chǎn)時，當有一臺透平發(fā)電機故障退出時，另外一臺透平發(fā)電機因吸收的無功過大造成逆無功保護而工作停機，油田群失電停產(chǎn)。4、在設(shè)備切換時，電網(wǎng)功率因素出現(xiàn)1的情況，易引起電網(wǎng)振蕩、解裂。5、海纜擊穿情況時有發(fā)

2、生。從文昌油田群組網(wǎng)以來共發(fā)生過三次海纜擊穿：2009年4月19日8-3A海纜故障；2009年5月15日距15-1A平臺海纜接線箱18.3處的海纜發(fā)生接地故障；以及最近一次是2010年2月1日15-1A平臺海纜發(fā)生故障。6、長距離海纜空載投切引起的過電壓問題。油田群失電停產(chǎn)事故后或者臺風(fēng)來臨停產(chǎn)，需要采取黑啟動措施。其中重要的環(huán)節(jié)便是將空載線路合閘到電源上去，即長距離海纜空投，該操作在海纜上會產(chǎn)生過電壓，易導(dǎo)致發(fā)電機自勵磁或海纜擊穿甚至整個黑啟動過程失敗等問題。7、發(fā)電機自勵磁問題。FPSO與各平臺、各平臺之間均是由長距離的海纜進行電氣上的連接，其等值電容大，當滿足一定條件時，極易使發(fā)電機滿足

3、其自勵磁產(chǎn)生的條件，易形成過電壓和過電流，嚴重時將損害FPSO的發(fā)電機組，甚至損害FPSO及各平臺上的電氣設(shè)備。改進建議：方法一：設(shè)計之初要將遠距離海纜送電產(chǎn)生的容性無功因素考慮進去，對于超過一定距離的海纜需增加合適的電抗器抵消海纜投切時產(chǎn)生的容性無功。方法二：遠距離海纜輸電還可以采用直流輸電的辦法來解決。案例二：文昌油田群保溫材料問題產(chǎn)生的原因分析：文昌油田群管線和壓力容器的保溫材料在設(shè)計建造初期時并未充分考慮到油田現(xiàn)場海上的氣候條件，選用的保溫工藝和材料不能很好的起到保溫的作用，反而導(dǎo)致了管線和壓力容器出現(xiàn)了非常嚴重的腐蝕問題，文昌油田群保溫工藝和材料主要存在以下幾個問題：1、固定保溫層的

4、鉚釘為鋁質(zhì)，保溫層的保護套為不銹鋼材質(zhì)，鋁質(zhì)鉚釘很快就電化腐蝕掉；2、利用鉚釘固定保溫層不利于拆修；3、保溫的固定不能對抗海上惡劣的臺風(fēng)氣候，遇上臺風(fēng)時，損壞嚴重；4、巖棉對身體有害；5、保溫的防水效果很差，保溫內(nèi)部進水，從而導(dǎo)致管線、壓力容器、螺栓銹蝕嚴重。如下圖片改進建議：方法一：設(shè)計之初要將海上現(xiàn)場的氣候因素考慮進去，如何更好的起到保溫和防水、牢固性，對于保溫的工藝有待優(yōu)化。方法二：選用新型的保溫材料代替巖棉案例三：文昌83B海管問題總結(jié)文昌8-3E油田簡介文昌8-3E油田所處海域水深約為110-120米。該海域?qū)倥_風(fēng)影響區(qū)，每年511月為臺風(fēng)季節(jié)。年平均氣溫26.8，最高氣溫34.9。

5、文昌8-3E油田探明原油地質(zhì)儲量384.18×104m3(299.28×104t），探明溶解氣地質(zhì)儲量0.26×108m3；控制原油地質(zhì)儲量67.52×104m3(52.60×104t），控制溶解氣地質(zhì)儲量0.05×108m3；文昌8-3E油田儲量規(guī)模較小，屬小型油藏；儲量豐度中等(43.00×104m3/km2）；產(chǎn)能高(千米井深穩(wěn)定產(chǎn)量97.4m3/(d·km）；中淺層油藏(油藏中深1660.01750.0m）；儲層物性為中高孔、中滲；原油性質(zhì)為常規(guī)輕質(zhì)原油。本油田生產(chǎn)井數(shù)4口，均為水平井。預(yù)留井位數(shù)4口。油田

6、屬于邊、底水油藏，依靠天然能量開發(fā)，采用電潛泵的方式生產(chǎn)。文昌8-3E油田海管工程概況工程階段新鋪從文昌8-3A井口平臺至文昌8-3B井口平臺的5.5km的6單層不保溫海底混輸管線。文昌8-3B井口平臺的油氣水不經(jīng)過氣液分離，直接通過新建的5.5km的6海底管線混輸?shù)轿牟?-3A井口平臺，經(jīng)海底管線匯同文昌14-3A井口平臺物流一同輸往海洋石油116進行處理。文昌8-3B平臺依托四口水平井生產(chǎn)，預(yù)留井槽4口留待后期調(diào)整井開發(fā)；最大年產(chǎn)油量33.9×104m3，最大年產(chǎn)氣量248.2 ×104 m3；最大年產(chǎn)液量 42.9×104 m3；油田高峰日產(chǎn)油量：1050m

7、3/d。文昌8-3B平臺至文昌8-3A平臺海底管線設(shè)計參數(shù)l 長度： 5.5km；l 單管尺寸： 6(168.3mm O.D.×14.3mm W.T.）；l 單管鋼材： 無縫鋼管（SMLS）；l 腐蝕裕量： 6.0mm；l 容積： 85m3；l 最大輸送能力： 液：1300 m3/d，氣：7520 m3/d；l 最小輸送量： 無限制；l 埋藏深度： 海床面；l 最大操作壓力： 3050 kPaG；l 最高操作溫度： 73；l 設(shè)計年限： 20年。存在問題基于以上參數(shù)我們簡要的就文昌8-3B至8-3A平臺的6寸海管運行情況作出一些總結(jié)，現(xiàn)階段主要的情況就是海管長期高壓運行和海管析蠟現(xiàn)象

8、的出現(xiàn)；造成這一情況的主要要原因有以下幾點:1 海管設(shè)計基礎(chǔ)參數(shù)與現(xiàn)實差異的問題；2 海管設(shè)計最大輸送量和平臺實際產(chǎn)能的矛盾；3 原油性質(zhì)預(yù)測值和實際化驗數(shù)值之間的矛盾；4 后續(xù)接入問題預(yù)估不足。1、海管設(shè)計基礎(chǔ)參數(shù)與現(xiàn)實差異的問題據(jù)了解海管設(shè)計時調(diào)取的下游油田操作壓力在26bar左右，實際情況文昌83B投產(chǎn)之后下游平臺操作壓力上升到30bar左右，直接導(dǎo)致平臺海管操作壓力上升約3bar左右，以至于無法有效的將油田海管操作壓力降至設(shè)計壓力附近；后隨經(jīng)相應(yīng)的措施將壓力降低，但隨著后續(xù)調(diào)整井及新油田的接入壓力必然上漲，海管長期高壓運行是一個長期趨勢。2、海管最大輸送量和平臺實際產(chǎn)量的矛盾文昌83B

9、油田產(chǎn)液量在4口井生產(chǎn)情況下原油日產(chǎn)量在1100m3，產(chǎn)氣量45000m3/d,含水率為0；及至2014年2月19日文昌8-3B平臺B5H井投產(chǎn)后新增產(chǎn)液量170m3/d;平臺產(chǎn)量為原油1300m3/d，產(chǎn)氣量51000m3/d;總產(chǎn)液量達到海管輸液能力的極限，產(chǎn)氣量大大超出海管設(shè)計能力。設(shè)計基礎(chǔ)參數(shù)問題:文昌83B油田綜合汽油比預(yù)測有誤，ODP預(yù)測汽油比為7左右，實際上新油田投產(chǎn)后各井汽油比都在40以上與原有數(shù)據(jù)差距很大；這也是當時導(dǎo)致實際輸氣量遠遠超出設(shè)計值的根本原因。3、原油性質(zhì)預(yù)測值和實際化驗數(shù)值之間的矛盾文昌8-3B平臺原油性質(zhì)文昌8-3B平臺原油性質(zhì)ODP數(shù)值化驗數(shù)值密度(20）7

10、75788kg/m30.7744 析蠟點2720 凝固點13含蠟量2.585.2%6.06瀝青質(zhì)含量0.280.64%0.828本油田原油性質(zhì)化驗數(shù)據(jù)和ODP數(shù)據(jù)有誤差；如上表所示原油析蠟點由原有的27降至20，含蠟量6.06%，瀝青質(zhì)含量0.828%都已經(jīng)超出預(yù)測的上線，由于海管不設(shè)保溫平臺一般情況下60以上的下岸溫度到文昌8-3A平臺上岸時經(jīng)過海底5.5km的管線換熱后原油溫度降至20左右，已到了原油析蠟點附近。所以在正常通球作業(yè)時析出油泥較多，當介質(zhì)長期不流動時將會更多蠟質(zhì)析出給海管的安全運行造成一定的風(fēng)險。4、后續(xù)接入問題預(yù)估不足此項問題分兩個方面，其一本油田：文昌8-3B平臺四口井生

11、產(chǎn)原油產(chǎn)量在1100方，B5H井在接入后產(chǎn)液量達到1300m3/d的設(shè)計極限，現(xiàn)下平臺另外兩口調(diào)整井B6H，B7H井現(xiàn)基本完工，B6H井已完井排液，兩口井配產(chǎn)B6H 200m3/d和B7H 150m3/d。作業(yè)結(jié)束后總產(chǎn)量預(yù)計可達到1600-1700m3/d，大大超出了海管的外輸能力，海管的操作壓力勢必將上漲。其二文昌13-6油田于文昌14-3接入、文昌9-2/9-3/10-3氣田凝析油于本平臺下海管處接入，勢必加劇海管長期高壓運行的風(fēng)險。總結(jié)以及建議基于以上的分析我們知道這條海管的長期超壓運行和不保溫管線造成海底原油蠟質(zhì)析出，當初設(shè)計考慮不充分也是有原因的；因此我們對以后的設(shè)計提出以下幾點建

12、議1、海管設(shè)計時盡可能提取現(xiàn)場最新的操作壓力作為參考，使海管投產(chǎn)后的運行參數(shù)更接近于現(xiàn)實。2、做海管設(shè)計時應(yīng)考慮后期調(diào)整井介入時海管的運行情況，給海管的設(shè)計參數(shù)留取一定的余量。3、鉆井作業(yè)試油時盡量取好，取全，取準油氣相關(guān)數(shù)據(jù)；給海管設(shè)計提供相對精準的參考數(shù)據(jù)。案例四：FPSO116透平葉片選型經(jīng)驗教訓(xùn)案例概況和原因：FPSO116燃氣輪機的動力透平葉片在設(shè)計初期，沒有充分考慮到海洋惡劣環(huán)境條件下，空氣鹽分對透平葉片腐蝕的嚴重性，以及國內(nèi)的柴油質(zhì)量具體情況，導(dǎo)致所選型的葉片在沒有達到設(shè)計壽命時就已經(jīng)腐蝕損壞，影響了油田正常生產(chǎn)，并增加了油田維修費用。改進方法：1、 更換新的含有防腐鍍層的動力透

13、平葉片；2、 改造透平空氣進口過濾器，降低空氣鹽分，提高進口空氣質(zhì)量；3、 加裝透平柴油凈化裝置，提高柴油質(zhì)量；經(jīng)驗教訓(xùn)：在以后的透平選型中，應(yīng)充分考慮到使用環(huán)境和當?shù)鼐唧w燃料條件的影響，避免使用過程中出現(xiàn)問題再改造情況，從而減少維修改造費用、保障油田生產(chǎn)時效。案例五：海洋石油116UPS問題產(chǎn)生的原因分析： 文昌油田群在設(shè)計建造初期時UPS選用的是施耐得電氣的Planet 3000 系列80KVAUPS兩臺并機運行，15KVAUPS一臺以及7.5KVAUPS一臺。由于設(shè)計初期，這些機子采用的是專門針對海上使用的船用訂制機，并非通用型的機子，正是因為此種原因?qū)е铝撕笃诰S護時存在許多的弊病。1、

14、維護上極不方便。許多需要更換的板件以及各種配件與其它機型不通用，且在國內(nèi)要么不生產(chǎn)，要么就是沒有貨源，需要從國外進口，或者國外重新加工制做等，更重要的是配件到貨周期長且不易購買，維護不便，故障原因難以查找，導(dǎo)致設(shè)備初期故障率極高。經(jīng)常需要廠家上來進行維護及保養(yǎng)等。2、此種機子在建造設(shè)計之初就存在設(shè)計缺陷。UPS內(nèi)的變壓器、電抗器、電路板等多種發(fā)熱元件混合安裝，設(shè)計結(jié)構(gòu)不合理，通風(fēng)效果極差，加速了整臺套設(shè)備的老化。且整套機子尺寸偏大。（據(jù)了解當前相同容量的機子尺寸僅為現(xiàn)機子的一半，且維護方便）改進建議：設(shè)計之初要考慮海上交通不方便且配件不易購買等諸多因素，選擇合適的通用機型。既便是發(fā)生故障時，也

15、能從國內(nèi)最快調(diào)撥到配件進行更換及維護。并且在設(shè)計上還要綜合考慮機子占地空間、散熱效果、系統(tǒng)穩(wěn)定性等多種問題。真正做到不間斷電源的作用。案例六、文昌13-6A平臺至文昌14-3A平臺復(fù)合軟管產(chǎn)生的原因分析：文昌13-6A平臺到文昌14-3A平臺海管為油氣水三相混輸單層復(fù)合軟管，全長18.2km，管道內(nèi)徑242mm，外徑336mm，壁厚47mm，海管容積828方，最大操作壓力3.65 MPa，設(shè)計壓力6 MPa，軟管低溫段操作溫度不大于45，高溫段操作溫度不大于59，管道最大輸送液量2400方/天。2014年3月至5月文昌13-6A平臺與文昌14-3A平臺間海管共進行了三次通球作業(yè)，均未順利收到清

16、管球。通過ROV檢查發(fā)現(xiàn)海管有三處異常點：1號異常點：位于距離14-3平臺4.1km處，海管成U型，且U型內(nèi)彎處有明顯折痕。2號異常點：位于距離14-3平臺4.7km處，海管被完全打折，打折處有明顯破損。3號異常點：位于距離13-6平臺2.0km處，海管在此處打了一個直徑12米的圈，如下圖所示：分析認為：復(fù)合軟管相比于普通海管，質(zhì)量更輕，更容易受到漁船等下錨拖帶，造成損傷；復(fù)合軟管鋪設(shè)過程中，由于復(fù)合軟管有一定的柔性，鋪設(shè)過程中存在扭力，當這些扭力分布于長達18公里長的海管時，作用并不明顯。但是當海管打壓時，由于壓力的逐漸上升，這些扭力會逐漸集中，且最終會在復(fù)合軟管與立管的連接點附近打扭（當從

17、文昌14-3A平臺打壓時，扭力集中點會靠近文昌13-6A平臺；同理，當從文昌13-6A平臺打壓時，扭力集中點會靠近文昌14-3A平臺）。從ROV的檢查情況來看，2號異常點和3號異常點出現(xiàn)打扭現(xiàn)象，且均靠近平臺附近，印證了以上判斷。該復(fù)合軟管最里面一層為骨架層，其作用是為密封層提供支撐，防止密封層在外壓作用下壓潰。但是由于其特殊的螺旋狀結(jié)構(gòu)，當需要試壓作業(yè)向海管內(nèi)灌水時，螺旋狀的骨架層凹槽內(nèi)會密封一部分空氣，密封的空氣給試壓作業(yè)帶來極大困難，表現(xiàn)為壓力升高極為緩慢，作業(yè)時間持續(xù)較長；另外，對于通球作業(yè)來說，骨架層對清管球的通過和清管效果也有影響，如果油井出砂或結(jié)蠟，中低密度的泡沫清管球根本無法清

18、除凹槽內(nèi)的砂或者蠟。改進建議：復(fù)合軟管鋪設(shè)時，應(yīng)埋于海床面以下；復(fù)合軟管鋪設(shè)時，應(yīng)將鋪設(shè)過程中的扭力充分釋放。方法有：可以將海管其中的一端先不與立管相連接，而是加上盲板，自由地放在海床上，然后從另一端打壓來釋放扭力；也可以在海管其中的一端加上油滑環(huán)，讓其可以自由旋轉(zhuǎn)以釋放扭力。將復(fù)合軟管的骨架層內(nèi)表面改為光滑表面，方便今后的通球作業(yè)。案例七、井口區(qū)管線采用管匯，閥門多易泄漏產(chǎn)生的原因分析：文昌13-6A平臺井口區(qū)原油匯合管線和單井測試管線采用的是管匯，12口井共計有閥門24個，區(qū)域占地面積約25m2，大量閥門的存在極易造成外漏和內(nèi)漏，甚至造成人員的誤操作。改進建議：文昌油田群其他幾個井口平臺均采用的是多路閥，多路閥(MSV)取代了傳統(tǒng)的生產(chǎn)和測試管匯，大大的減少了設(shè)備占用空間。1個多路閥有8個入口，可連接8口生產(chǎn)井；有1個測量出口，用于連接測量設(shè)備；有一個匯管出口，用于將其他當前沒有測量的井口流體匯合，接到下游工藝流程管線。匯管出口同測量出口是相互隔離的，這樣就可以通過選擇器，在中控室遙控操作