海上油田在型注氮工程综述

。伽 ，J 6 L 张劲 ：海上油田大型洼氨 工程 路基工程安全技术交底工程项目施工成本控制工程量增项单年度零星工程技术标正投影法基本原理 综述 ① 1一 海 上 油 田 大 型 G De-／a-Fuente G．C--arza-Ponce 主 项 姐 、 坎 、 _＼ 一。 坎塔雷尔 油田，也是世界上第六大油田。坎 塔雷尔油 田由 Akal、Chac、Kutz以 及 Nohoch 4个相邻油田组成．其 中 Aka]是最主要的一个油田。坎塔雷 尔油 田位于墨西哥湾的坎佩切湾尤 卡坦半岛南岸海上 距卡门城西北 75—80 km，水深从南至北为 35— 40 m．由PEP经营。 坎塔雷尔原始石油地质储量为 350 x 10 hh[．已探明烃储量约为 J35×10 bbl，占墨西哥石油总储 量的 26％，原 油的 相对密度 为 0 9402～0．9281，为 Maya类原油。 油 田生产 始 于 1979年 6月 ， 到 i981年 4月．4O口井的高峰产 油量达 116×104 bbl／d，并稳定到 1996年初，在此期问，新钻开发 并 139口，并采取了气举和降低回 压措施 1996年坎塔雷尔油 田伴 生气产量约为 1220×lO4m3／d。此 外 ，陆上对回收原油处理后管输所 获的气举气量也在稳定增长。 目前，坎塔雷尔 90％的原油 编 译 审控 注 氮 工 程 综 (大庆油田设计院) 产量来 自Akal油田，在原始地质 储量 中 Akal占90％以上 从al油 田发现于 1997年 ，而早在 1979年 就已开始生产。ch8c油 田发现于 1976年，但却到 1991年才开始生 产，产 量不 足坎塔 雷 尔油 田的 4％。Kutr油船目前还没有进行生 产。Nohoeh油 田 发现 于 1978年 ， 1979年开始生产，产量占 5％。 有 16座井 口平台进 行原 油生 产。一级油气分离是在部分井口平 台上完成，分离出的原油在 3座综 合生产平台上进行稳定。原油通过 管线输至 Cayo Areas的3个海上油 轮舱内和 Dos Bocas储油罐内，在 那里部分原油通过两艘油轮输出， 其余的通过管线进行内陆输送。墨 西哥湾唯一的 FSO (Ta Kuntah号 ) 停泊在 Akal—J装置的北部．通过 PLEM接收处理过的原油并卸载到 运输油轮上。采出 L送刮岸上进行 处理和使用，余下气体送回海上进 行气举 。附近至少有 7个海上油 田 使用坎塔雷尔油田部分原油处理和 ／或输出设施。 根据该油田的地质条件，即整 个油 田由几个断层隔 开的 区块 组 成，是一个太的西北 一东南向背斜 结构；其地质结构的形成是由太平 洋海岸部分地壳构造板块断裂并相 互影响而出现的构造过程所致。地 质构造层中的有效油气层是：侏罗 纪启奠里支阶、白垩纪下统、白垩 纪中统 及 自垩纪上统基岩、白垩 纪古新世上统以及来自古新世上统 和始新世中统的碳酸盐。 二、保持压力 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 随着油层压力的下降，坎塔雷 尔油田的产油量呈递减状态。当油 层压力从 270 kg／cm 降低为 113 kg／em2时 单 井产油 能力也 由最 初的 3 x lo4 bbl／d降 至 7×lI)3 bbl／d。压力下降是采液的结果，甚 至在油 田南部边缘出现了天然水 侵。由于压力持续下降至低于饱和 压力的程度，因此油藏出现了一扶 气顶。 油层压力下降使油井产量 r降 了四分之三，但最主要的星南部边 缘水 侵 导 致 驱 替效 率 下 降，约 l9％的油将封闭在油 l比 L钵嘭 胀所导致的油封 量夏 f#．勺此制定 了注氮保持压力的综台力案，址 ；、 程度提高油田产量。 Akal油田具备有效重力驱油开 采的有利条件，即断裂范围大、渗 透率高、油层丰厚、构造起伏大及 二次气顶。此外 ，气顶、流体膨胀 和水侵也 为 Akal油 田创 造 了有利 条件。 Aka]油 田的井底压力 (BliP) 已下降到原始压力的42％，导致 近几年出现一些操作问题，由于油 井产液量下降、气举气量增加及对 低气举设定值要求的增加，PEP很 难继续保持 目标产油量。为了提高 Akal油田的采油能力及呆收率，建 议尽早实施保持地层压力方案，这 样估计可增油20×l bbl。 对 Aka1西南区注水项 目的调 查 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 明．在断裂区很有可能出现水 窜，从而导致油井过早见水，因此 放弃了注水维持地层压力的方案。 根据采出水数据，在油田南区边缘 出现水侵现象 ，导致油水界面移动 (OWC)。应避免水侵现象的出现， 维普资讯 http://www.cqvip.com 2 圄 外 油 田 工 程 Foreign Oilfield Engineering 2o(；o．5 从而防止油水界面移向北部油区。 Pemex认为，注气是保持地层 压力 的最好方式 ，同时是 Akal油 田长 期保持地层压力的最佳方案。 为了证实这一结论 ，已进行了 多项模拟试验及实验室研究 ，得出 的结果表明，在保持地层压力的前 提下同注水相比，注气可获得更高 的最终采收率=此外，预计注气可 增加气顶的正面效应，减小或避免 水侵带来的消极影响并确保油井产 量 三、注入流体选择 一 旦选择注气作为保持压力的 最佳方案，就需考虑以下几种气 体 ：天然气 、CO 、燃料气 、空气 以及氮气。并对每种气体进行了多 方面的 分析 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 ，例如：气源供应的可 靠性 、成本 、项 目基础设施费、注 入成本以及环境与安全规定及对油 藏的影响。 通过研究证明，注氨是保持压 力的最好方式 。就成本而论 ，注氮 的现场成本 为 $0．04／ ，而注天 然气的现场成本则为 $0 1／m3 选 择注氮后对氮气供应采取承包制， 价格确定为 8 0．O1／m3左右= 注氮的其他优点是： I、对油层无污染 ； 2 氮气供应不受限制； 3、氮气是惰性气体，不会造 成环境污染，也不具有可燃性和腐 蚀性； 4、注氮气可节省天然气 3965 ×1 04m3／a(如果选择 注气方 式)， 占墨西哥天然气总量的 31％。 四、项 目管理 1996年 2月，成立 了坎塔雷 尔油田高级管理委员会，主要职能 如下 ： 1、指导并支持制 定最佳 开发 方案 ； 2、确保 对各 开发方案 和技术 方案进行详尽的分析 ； 3、委员会必须成立一个机构， 与公司一起对各项 目进行规划。 在委员会的领导下 ，成立了一 个负责项 目协 调和招标 的组织 机 构。1997年项 目由规划步人实 施， 成立了项目执行委员会，其主要任 务是对招标工作进行监督和协调， 同时担任施工监理以及修改现场进 展的总体规划。 执行委员会由三个小组构成。 一 组主要负责行政管理和对外承包 新设备的施工，完善和修改合同的 特殊协议并协调和控制项目资金。 第二组为项 目管理组。主要负 责开发、管理、协调以及监督施工 方案；设计和施工程序文件的评 价；对承包方的施工进行监理 ；对 设计、施工范围变更及其对总体规 划的影响进行分析和评价。 第三组是 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 和评估组。主要 负责更改、实施总体计划，制定投 资预算。协调与坎塔雷尔资产部的 工作 (该部门负责野外现场作业的 操作和维护)，分析油 田开发方 案 以及对总体规划影响进行评价 。 执行委员会中专门有一组人员 对财务及行政管理进行评估，另一 组人员负责项目的人力资源及一般 性服务 。 五、钻井计划 在坎 塔雷 尔油 田的开发计 划 中，1997～2005年将钻 205 15油井 和 8口注氮井。为了实 现这一 目 标 ，在现有钻井平 台上又扩建了 6 座平台，目前还有 10座新 钻井 平 台正在建造过程中。 为了提高生产率，在采用大15 径套管完井上做了很大努力 预计 将有 63口生产并采用 9 in套管 完井，现有的 1 8 15 7 in套管井也 将改为适 用于 9 in套 管的生产 井。 六、生产设施 敢塔 雷尔油 田工程 始 于 1996 年 ，生产及外输设施包括 ： 1、9座井 15平 台 (没有分离 装置)； 2、7座一级分离井 15平台； 3、1座卫星生产设施平台； 4、3座中心生产设施综合平 台： 5、2座原油外输终端； 6、1座集输平台； 7、1套气体压缩装置。 井口生产平台与中心生产平台 由管线 相连，同时连接 到外输终 端。坎塔雷尔油田附近生产设施经 管线与该 中心生产平 台相连。Ku、 Maloob及 Zaap油 田采 出的重油 以 及 Ixtoc、Ek—Balarn油田开采 的轻 油都通过坎塔雷尔生产设施外输。 对于生产设施 ，在 1996年总 体规划 中对坎塔雷尔油田的开采进 行 了设计 研究 ，内容包 括 以下几 点 ： 1．短期计划 旨在通过对已列人计划和实施 中的设 施进行 升级改质 来增加产 量，井消除现有设施中存在的瓶颈 问题，以此最大程度地提高现有基 础设施的生产能力井增加其可靠 性 。 存在瓶颈问题的系统有 ： (1)集输和分离系统 ； (2)原油收集、输送 、储存和 外输 ； (3)高、低压酸气集输； (4)气举气输送及配气； (5)发电／配电及燃料气系统。 2．长期计划 旨在通过注氮维持压力，以此 提高油 田的经济价值 。除注 N 所 需基础 设施 ，即发 电机组 及管 线 外，该计划还包括钻加密井项目和 新建井口平台、生产平台、生产综 合平台和生活及铺设生产所需的管 维普资讯 http://www.cqvip.com 张劲：海上油田太塑注氮j：程综述 3 线。 2座新建生产综合平台均 由栈 桥连接 的下列平台组成 ： (1)井 口一级分离平台； (2)集油及立管平台； (3)生产平台，包括整体二级 分离 、天然气处理与压缩 、公用设 施及油气外输； (4)生产平台； (5)浮式储油轮： 新生产设施置 于固定平 台上。 在发 电方 面，将考虑 采用 集 中发 电，而非当前的燃气轮机直接驱动 的方案。新建的生产／外输系统将 与现有海上设施相配套 ，最大程度 地利用现有设施并提高操作的灵活 性 。 对于气举系统，由于技术／费 用／安全等方面的原因，推荐使用 脱水的酸气进行气举，同时还研究 了使用脱水酸气的可行性。对海上 和 上气体处理和各种管网的分布 衰 1 坎塔 霄尔油田短 、长期计 划中所需增加的基础设施 钻 井基础设施 一 生兰 一一 — ——— 兰!— 】_ 井1’平台 I 9座 -F白 建 l 7崖 管线设施 (326 kra 汕 一气营栈 浊管线 气管线 16条 9条 46蔫 生产基础设施 优化气体利用的基础设施 注 基础设施 输氧 蠖 (90 kmj 1条 储存基础设 檀 FSO r36 57 x J ) 生产基础设 檀 t； 平叶 情况进行了分析：推荐的方案是对 海上新井 的全部气举气进行处理并 将新的气举气分配管线与现有管线 相连，从而形成一个完整的管网系 统。 关于原油外输，推荐的方案是 增设第二艘浮式储油轮，永久地锚 系在油田设施附近，同时小幅度增 加陆上储存能力。新设施应与现有 外输管线及处理设施相配套 ，以达 到最大的灵活性 。为满足新增外输 量，需对现有综合平台上的许多外 输泵进行改造。新的浮式储油轮储 油量为 35×10 。转塔系泊系统 可使油轮即使在暴风雨天气里仍能 正常运行 。 表 1列 出了短期及长期方案中 所需增加的生产设施。 七、承包方式 各投资项目均采用集设计、采 购和施工 (CEP)于一体的新的承 包方式。将购货单 (PO)与 EPC 分开有很多优点。 该总体规划包括 36项 EI：'C台 同及 27份购货单。EPC主要涉 及 钻并 、采油及生活平台的建造 ，管 线的铺设，FSO合同以及为完成上 述工程所需的服务。购货单直接用 于购买平台上的设备，如压缩机、 机泵 、处理 装 置、分 离 器、发 电 机、阀门等。到 1999年 1月共签 订了31项 EPC台同，2项正在进 行中，还剩余 3项，签订购货单 27份 ，见表 2。 短期计划的部分投资由主管生 产及油 田维持的坎塔雷尔油田资产 部管理 该部门主要工作包括： 1、地形和地质勘查； 2、现有 3座平台的扩建； 3、5个底盘 的建造与安装． 每个底盘有 6根油井导杆； 4、4条需要短期建设的管道。 1．制 ，厂 l997年，PEP以 BOO (建设、 拥有和经营)的形式进行国际招 标，将 3400×lo' ／d氮气供应按 私有化项 目处理。PEP指定 的厂址 位于坎佩切湾阿塔斯塔佩宁苏拉。 根据这次招标形式 ，制 厂的建 设、经营及维持均由中标公司承担 并向油田注入 区供 N215年。 表 2 坎塔霄尔油田所增加的基础设旖 — — — — — — — — — 一 2000生 井口平台 凹 麈 立管平台 J座 压稚机平台 5麈 皖～辅配气压缩 统 l窿 气举气处理系统 1座 注 N 亚台 J座 遥控分离器 扫 台 硒O J艘 制 N2厂 1座 根据与坎塔雷尔氯气公司签属 的台同，将建设 4个制 N 及压缩 模块，建成时间为：模块 1为2000 年 4月 1日，模块2为2000年7月 1日，模块3为2000年 l0月 1日， 模块 4为 2001年 1月 1日：每个 模块的制 N，能力为 850×10 m3／d， 压缩至 10．3 MPa。 此外，台同还包括：①一座由 3个正在运行 的燃气轮机模块及新 增 1个继电器模块构成的 500 MW 发电厂，其中包括用热回收发电和 制蒸汽；②1130 km海陆管线；③1 套海水冷却系统i④配电：⑤集散 控制系统；⑥必要的基础设施 根据政府法规，已将环境因素 列入考虑范围。 2，项 目进度 1999年初，已签订 3l项 EPC 合同：其中，28项正在实施，2项 已结束，另有一项也即将完成；同 时，有 3项 EPC台同正在计划中． 2项仍在竞标阶段。另外．已签订 了27玢与 EPC合同中大部分设备 维普资讯 http://www.cqvip.com 4 国 外 油 田 -r 程 Foreign Oilfield Engineering ：2o0o．5 有关 的购货单。其 中，17项 已发 货，2份正准备交货 ，还有 8份购 货单上的设备正在制造中。所有这 些占总进度的 30％。 2项 EPC合同的顺利完成使得 FSO一1(Ta Kuntah号)投人运行 ， 从而增加了外输和储油能力。 有关减少火炬放空的气体处理 EPC合同已进人最后施工阶段，井 预计于 l999年 3月完工。气体 压 缩及处理 的 EPC合 同正处 于设计 阶段。其他重要的 EPC合同是 2 座新建生产综合平台的台同，也处 于设计阶段。消除现有生产设施瓶 颈问题的工作正在进行中，最终实 现注气和原油外输的目标。 有关 钻井 和 立 管平 台的 EPC 台同项目正在进行中，其中大部分 导管架及甲板已建成，部分平台结 构已安装 ，部分即将运送。各种平 台安装的 EPC合同也已签订，这 些合同为平台安装提供所需船只及 设备。另外，PEP的钻井计划也得 以顺利实施。 注 N，平台也处 于 设计 阶段。 主要设备的全部购货单都 已签订 ， 所以现在可 开始进行导管架及甲 板的建造。生产平台的建造，计划 签订 4项 EPC合 同。其中2项正处 于设计阶段且现在正进人 3座新平 台的施工阶段。将 1座现有综合平 台改为生 活平 台的合同刚刚签 订， 但正处于规划阶段 。最后一项生活 平台台同正处于招标阶段。 各项管线 EPC合同正在执行 中，其中大多数管线已完成设计． 约有 40％的悔陆 管线仍处 于施 工 和安装阶段。第七项 EPC合同中， 管径36jn、长86 km的阿塔斯塔至 诺霍克高压气管线的施工已接近尾 声。第45项 EPC合同正等待开标。 N2供应 财团 CNC在解决所有 关键问题上正取得进展 ，井正按业 主接受的方式开展工作 。最终 ，该 项 目在诸如管理 、安全 、质量保证 及环境等领域取得重大进展，从而 推动了项目的向前发展。 3．经济性能 在此所考虑的只是新建设施的 投资费以及与投资有关的油气生产 收人。坎塔雷尔油田的某些经济方 面包括 N 费用、项目的经济评价、 整个项 目及新增项 目的分析等。 N2费用 ：根据 与 CNC签署的 合同，2000年 4月至 2016年 1月 阃，PEP在注 N，平 台上将接收 3400×1 04 m3／d (1200 MMscfd)的 。 N2费用根据燃料 的消耗量， 由基于产量、运行／维修费用及各 种费用的固定成本确定。 第一年的 单位成本 将为 $0 56／10 ft ，到2016年，将降至 $0．23／103 ，整 个供 期 的平 均费用为 $0．36／10 ft 。根据这些 数据，经济分析应考虑维持压力所 需的运行费用：2000年 7530万美 元；2001—2012年为 20 192亿美 元 ；2013～2015年 为 3．138亿 美 元，共计24．083亿美元。 4．经济评价 进行了两项经济评价。其一考 虑整个坎塔雷尔项 目，包括坎塔雷 尔资产。这包括了全部油气生产、 总投资运行及维修费用和总运输费 用。其二新增建设项 目，仅考虑投 资和与通过维持压力提高油田产值 有关的费用，以及归因于本项目的 石油生产收入。 两种情况的经济评价均考虑到 一 些前提条件。例如，按 1998年 计的油／气不变价格；l0％的折扣 率；分析期 l5年；石油运输费用 为 $0．25／BECO，天然气运输 费用 为 $0．47／BECO。 税前整个评估结果为：内部盈 利率 (IRR)为 954％；成本效益 率为 $5．4／$；投资回收期 1年。 税前新增建设项目的评估结果 (内 部盈利率)为 99．5％；成本效益 率为$3．6／$；投资回收期 3年。 八 、 结 论 坎塔雷尔项 目是 PEP公司近 20年来所从事的最宏伟、最重要 的项 目，现运行 良好。大部分工作 均已承包并处于施工阶段。生产水 平已提高 40％，新钻 66口井。为 从该油田获得最大的经济效益，上 马了一项世界上最大 的注氮项 目。 所需设施 已处 于施 工阶段 ，预期 2000年一季度将开始注 。 项 目规划／评估 阶段应用 了各 种先进技术。如按不同的方案模拟 油藏／油井动态和地面集输工艺。 在坎塔雷尔项目中，所有这些模拟 都是相互协调按时进行 的。 考虑 到 PEMEX管理结构 的庞 大及复杂性，PEP成立了一个项 目 管理与计划机构进行动态管理，以 促进各单位的相互作用井与本国石 油工业战略保持一致。施工合同及 设备采购所采取的策略优化了项目 的执行 ，缩短了项目实施阶段的时 间 。 目前，已签订 的一些重大合 同，如：①FSO系统．配有永久性 系泊，储油量为33 4×104 m]；②4 个底盘上预钴 l3口井；③7座结 构平台的扩建，其上已钻井 22口 第一套 主压缩设施预计于 1999年 中期竣工。加密钻井项 目从运行到 1999年 1月份 已累计钻生 产井 66 口，达到了此期间的生产计划 目 标。 资料来积于美国 (World 】)1999年7月 (收稿日期 2000—0I一】4) 维普资讯 http://www.cqvip.com