文昌油田群开发建设重要案例--教训案例

1、文昌油田群开发建设重要案例分析-失败案例案例一: 文昌油田群长距离海缆送电问题产生的原因分析：文昌油田群电网在设计建造初期时并未考虑到油田长距离海缆送电时，电压等级较高，海底电缆产生的容性无功非常大，且没有考虑增加电抗器抵消海缆所产生的容性无功。导致文昌油田群电力系统主要存在以下几个问题：1、主发电机长期处于进相运行状态。2、轻载工况时，两台透平发电机并车运行仍无法实现直接对平台供电。3、在正常生产时，当有一台透平发电机故障退出时，另外一台透平发电机因吸收的无功过大造成逆无功保护而工作停机，油田群失电停产。4、在设备切换时，电网功率因素出现1的情况，易引起电网振荡、解裂。5、海缆击穿情况时有发

2、生。从文昌油田群组网以来共发生过三次海缆击穿：2009年4月19日8-3A海缆故障；2009年5月15日距15-1A平台海缆接线箱18.3处的海缆发生接地故障；以及最近一次是2010年2月1日15-1A平台海缆发生故障。6、长距离海缆空载投切引起的过电压问题。油田群失电停产事故后或者台风来临停产，需要采取黑启动措施。其中重要的环节便是将空载线路合闸到电源上去，即长距离海缆空投，该操作在海缆上会产生过电压，易导致发电机自励磁或海缆击穿甚至整个黑启动过程失败等问题。7、发电机自励磁问题。FPSO与各平台、各平台之间均是由长距离的海缆进行电气上的连接，其等值电容大，当满足一定条件时，极易使发电机满足

3、其自励磁产生的条件，易形成过电压和过电流，严重时将损害FPSO的发电机组，甚至损害FPSO及各平台上的电气设备。改进建议：方法一：设计之初要将远距离海缆送电产生的容性无功因素考虑进去，对于超过一定距离的海缆需增加合适的电抗器抵消海缆投切时产生的容性无功。方法二：远距离海缆输电还可以采用直流输电的办法来解决。案例二：文昌油田群保温材料问题产生的原因分析：文昌油田群管线和压力容器的保温材料在设计建造初期时并未充分考虑到油田现场海上的气候条件，选用的保温工艺和材料不能很好的起到保温的作用，反而导致了管线和压力容器出现了非常严重的腐蚀问题，文昌油田群保温工艺和材料主要存在以下几个问题：1、固定保温层的

4、铆钉为铝质，保温层的保护套为不锈钢材质，铝质铆钉很快就电化腐蚀掉；2、利用铆钉固定保温层不利于拆修；3、保温的固定不能对抗海上恶劣的台风气候，遇上台风时，损坏严重；4、岩棉对身体有害；5、保温的防水效果很差，保温内部进水，从而导致管线、压力容器、螺栓锈蚀严重。如下图片改进建议：方法一：设计之初要将海上现场的气候因素考虑进去，如何更好的起到保温和防水、牢固性，对于保温的工艺有待优化。方法二：选用新型的保温材料代替岩棉案例三：文昌83B海管问题总结文昌8-3E油田简介文昌8-3E油田所处海域水深约为110-120米。该海域属台风影响区，每年511月为台风季节。年平均气温26.8，最高气温34.9。

5、文昌8-3E油田探明原油地质储量384.18×104m3(299.28×104t），探明溶解气地质储量0.26×108m3；控制原油地质储量67.52×104m3(52.60×104t），控制溶解气地质储量0.05×108m3；文昌8-3E油田储量规模较小，属小型油藏；储量丰度中等(43.00×104m3/km2）；产能高(千米井深稳定产量97.4m3/(d·km）；中浅层油藏(油藏中深1660.01750.0m）；储层物性为中高孔、中渗；原油性质为常规轻质原油。本油田生产井数4口，均为水平井。预留井位数4口。油田

6、属于边、底水油藏，依靠天然能量开发，采用电潜泵的方式生产。文昌8-3E油田海管工程概况工程阶段新铺从文昌8-3A井口平台至文昌8-3B井口平台的5.5km的6单层不保温海底混输管线。文昌8-3B井口平台的油气水不经过气液分离，直接通过新建的5.5km的6海底管线混输到文昌8-3A井口平台，经海底管线汇同文昌14-3A井口平台物流一同输往海洋石油116进行处理。文昌8-3B平台依托四口水平井生产，预留井槽4口留待后期调整井开发；最大年产油量33.9×104m3，最大年产气量248.2 ×104 m3；最大年产液量 42.9×104 m3；油田高峰日产油量：1050m

7、3/d。文昌8-3B平台至文昌8-3A平台海底管线设计参数l 长度： 5.5km；l 单管尺寸： 6(168.3mm O.D.×14.3mm W.T.）；l 单管钢材： 无缝钢管（SMLS）；l 腐蚀裕量： 6.0mm；l 容积： 85m3；l 最大输送能力： 液：1300 m3/d，气：7520 m3/d；l 最小输送量： 无限制；l 埋藏深度： 海床面；l 最大操作压力： 3050 kPaG；l 最高操作温度： 73；l 设计年限： 20年。存在问题基于以上参数我们简要的就文昌8-3B至8-3A平台的6寸海管运行情况作出一些总结，现阶段主要的情况就是海管长期高压运行和海管析蜡现象

8、的出现；造成这一情况的主要要原因有以下几点:1 海管设计基础参数与现实差异的问题；2 海管设计最大输送量和平台实际产能的矛盾；3 原油性质预测值和实际化验数值之间的矛盾；4 后续接入问题预估不足。1、海管设计基础参数与现实差异的问题据了解海管设计时调取的下游油田操作压力在26bar左右，实际情况文昌83B投产之后下游平台操作压力上升到30bar左右，直接导致平台海管操作压力上升约3bar左右，以至于无法有效的将油田海管操作压力降至设计压力附近；后随经相应的措施将压力降低，但随着后续调整井及新油田的接入压力必然上涨，海管长期高压运行是一个长期趋势。2、海管最大输送量和平台实际产量的矛盾文昌83B

9、油田产液量在4口井生产情况下原油日产量在1100m3，产气量45000m3/d,含水率为0；及至2014年2月19日文昌8-3B平台B5H井投产后新增产液量170m3/d;平台产量为原油1300m3/d，产气量51000m3/d;总产液量达到海管输液能力的极限，产气量大大超出海管设计能力。设计基础参数问题:文昌83B油田综合汽油比预测有误，ODP预测汽油比为7左右，实际上新油田投产后各井汽油比都在40以上与原有数据差距很大；这也是当时导致实际输气量远远超出设计值的根本原因。3、原油性质预测值和实际化验数值之间的矛盾文昌8-3B平台原油性质文昌8-3B平台原油性质ODP数值化验数值密度(20）7

10、75788kg/m30.7744 析蜡点2720 凝固点13含蜡量2.585.2%6.06沥青质含量0.280.64%0.828本油田原油性质化验数据和ODP数据有误差；如上表所示原油析蜡点由原有的27降至20，含蜡量6.06%，沥青质含量0.828%都已经超出预测的上线，由于海管不设保温平台一般情况下60以上的下岸温度到文昌8-3A平台上岸时经过海底5.5km的管线换热后原油温度降至20左右，已到了原油析蜡点附近。所以在正常通球作业时析出油泥较多，当介质长期不流动时将会更多蜡质析出给海管的安全运行造成一定的风险。4、后续接入问题预估不足此项问题分两个方面，其一本油田：文昌8-3B平台四口井生

11、产原油产量在1100方，B5H井在接入后产液量达到1300m3/d的设计极限，现下平台另外两口调整井B6H，B7H井现基本完工，B6H井已完井排液，两口井配产B6H 200m3/d和B7H 150m3/d。作业结束后总产量预计可达到1600-1700m3/d，大大超出了海管的外输能力，海管的操作压力势必将上涨。其二文昌13-6油田于文昌14-3接入、文昌9-2/9-3/10-3气田凝析油于本平台下海管处接入，势必加剧海管长期高压运行的风险。总结以及建议基于以上的分析我们知道这条海管的长期超压运行和不保温管线造成海底原油蜡质析出，当初设计考虑不充分也是有原因的；因此我们对以后的设计提出以下几点建

12、议1、海管设计时尽可能提取现场最新的操作压力作为参考，使海管投产后的运行参数更接近于现实。2、做海管设计时应考虑后期调整井介入时海管的运行情况，给海管的设计参数留取一定的余量。3、钻井作业试油时尽量取好，取全，取准油气相关数据；给海管设计提供相对精准的参考数据。案例四：FPSO116透平叶片选型经验教训案例概况和原因：FPSO116燃气轮机的动力透平叶片在设计初期，没有充分考虑到海洋恶劣环境条件下，空气盐分对透平叶片腐蚀的严重性，以及国内的柴油质量具体情况，导致所选型的叶片在没有达到设计寿命时就已经腐蚀损坏，影响了油田正常生产，并增加了油田维修费用。改进方法：1、 更换新的含有防腐镀层的动力透

13、平叶片；2、 改造透平空气进口过滤器，降低空气盐分，提高进口空气质量；3、 加装透平柴油净化装置，提高柴油质量；经验教训：在以后的透平选型中，应充分考虑到使用环境和当地具体燃料条件的影响，避免使用过程中出现问题再改造情况，从而减少维修改造费用、保障油田生产时效。案例五：海洋石油116UPS问题产生的原因分析： 文昌油田群在设计建造初期时UPS选用的是施耐得电气的Planet 3000 系列80KVAUPS两台并机运行，15KVAUPS一台以及7.5KVAUPS一台。由于设计初期，这些机子采用的是专门针对海上使用的船用订制机，并非通用型的机子，正是因为此种原因导致了后期维护时存在许多的弊病。1、

14、维护上极不方便。许多需要更换的板件以及各种配件与其它机型不通用，且在国内要么不生产，要么就是没有货源，需要从国外进口，或者国外重新加工制做等，更重要的是配件到货周期长且不易购买，维护不便，故障原因难以查找，导致设备初期故障率极高。经常需要厂家上来进行维护及保养等。2、此种机子在建造设计之初就存在设计缺陷。UPS内的变压器、电抗器、电路板等多种发热元件混合安装，设计结构不合理，通风效果极差，加速了整台套设备的老化。且整套机子尺寸偏大。（据了解当前相同容量的机子尺寸仅为现机子的一半，且维护方便）改进建议：设计之初要考虑海上交通不方便且配件不易购买等诸多因素，选择合适的通用机型。既便是发生故障时，也

15、能从国内最快调拨到配件进行更换及维护。并且在设计上还要综合考虑机子占地空间、散热效果、系统稳定性等多种问题。真正做到不间断电源的作用。案例六、文昌13-6A平台至文昌14-3A平台复合软管产生的原因分析：文昌13-6A平台到文昌14-3A平台海管为油气水三相混输单层复合软管，全长18.2km，管道内径242mm，外径336mm，壁厚47mm，海管容积828方，最大操作压力3.65 MPa，设计压力6 MPa，软管低温段操作温度不大于45，高温段操作温度不大于59，管道最大输送液量2400方/天。2014年3月至5月文昌13-6A平台与文昌14-3A平台间海管共进行了三次通球作业，均未顺利收到清

16、管球。通过ROV检查发现海管有三处异常点：1号异常点：位于距离14-3平台4.1km处，海管成U型，且U型内弯处有明显折痕。2号异常点：位于距离14-3平台4.7km处，海管被完全打折，打折处有明显破损。3号异常点：位于距离13-6平台2.0km处，海管在此处打了一个直径12米的圈，如下图所示：分析认为：复合软管相比于普通海管，质量更轻，更容易受到渔船等下锚拖带，造成损伤；复合软管铺设过程中，由于复合软管有一定的柔性，铺设过程中存在扭力，当这些扭力分布于长达18公里长的海管时，作用并不明显。但是当海管打压时，由于压力的逐渐上升，这些扭力会逐渐集中，且最终会在复合软管与立管的连接点附近打扭（当从

17、文昌14-3A平台打压时，扭力集中点会靠近文昌13-6A平台；同理，当从文昌13-6A平台打压时，扭力集中点会靠近文昌14-3A平台）。从ROV的检查情况来看，2号异常点和3号异常点出现打扭现象，且均靠近平台附近，印证了以上判断。该复合软管最里面一层为骨架层，其作用是为密封层提供支撑，防止密封层在外压作用下压溃。但是由于其特殊的螺旋状结构，当需要试压作业向海管内灌水时，螺旋状的骨架层凹槽内会密封一部分空气，密封的空气给试压作业带来极大困难，表现为压力升高极为缓慢，作业时间持续较长；另外，对于通球作业来说，骨架层对清管球的通过和清管效果也有影响，如果油井出砂或结蜡，中低密度的泡沫清管球根本无法清

18、除凹槽内的砂或者蜡。改进建议：复合软管铺设时，应埋于海床面以下；复合软管铺设时，应将铺设过程中的扭力充分释放。方法有：可以将海管其中的一端先不与立管相连接，而是加上盲板，自由地放在海床上，然后从另一端打压来释放扭力；也可以在海管其中的一端加上油滑环，让其可以自由旋转以释放扭力。将复合软管的骨架层内表面改为光滑表面，方便今后的通球作业。案例七、井口区管线采用管汇，阀门多易泄漏产生的原因分析：文昌13-6A平台井口区原油汇合管线和单井测试管线采用的是管汇，12口井共计有阀门24个，区域占地面积约25m2，大量阀门的存在极易造成外漏和内漏，甚至造成人员的误操作。改进建议：文昌油田群其他几个井口平台均采用的是多路阀，多路阀(MSV)取代了传统的生产和测试管汇，大大的减少了设备占用空间。1个多路阀有8个入口，可连接8口生产井；有1个测量出口，用于连接测量设备；有一个汇管出口，用于将其他当前没有测量的井口流体汇合，接到下游工艺流程管线。汇管出口同测量出口是相互隔离的，这样就可以通过选择器，在中控室遥控操作