陸上油田作業(yè)區(qū)二氧化碳采油工藝安全經(jīng)驗(yàn)分享.ppt

1、習(xí)慣性違章原因初探及對(duì)策研究,獨(dú)山子石化公司原油處 二零一零年三月,陸上油田作業(yè)區(qū) 二氧化碳采油工藝經(jīng)驗(yàn)分享,工程技術(shù)科 二一三年一月十日,匯報(bào)內(nèi)容,一、二氧化碳采油過程中發(fā)生的三次事件 二、二氧化碳采油工藝存在問題和風(fēng)險(xiǎn) 三、二氧化碳采油工藝安全措施及下步打算,一、二氧化碳采油過程中發(fā)生的三次事件,2012年11月份以來，陸上作業(yè)區(qū)先后出現(xiàn)了G104-5P7套管閘門銅套斷裂；LB2-21-3、LB2-5、LB2-7三口二氧化碳驅(qū)受效井壓力突增；N15-18井生產(chǎn)閘門凍裂險(xiǎn)情。由于應(yīng)急搶險(xiǎn)及時(shí)，險(xiǎn)情均得到控制。,現(xiàn)將二氧化碳采油工藝三次事件發(fā)生經(jīng)過、應(yīng)急情況、問題分析進(jìn)行總結(jié)、分享：,（一）G

2、104-5P7井二氧化碳吞吐后套管閘門銅套斷裂事件,1、事件經(jīng)過 G104-5P7井為高淺北區(qū)Ng6小層的一口油井。該井2012年9月30日進(jìn)行二氧化碳吞吐施工，10月4日二氧化碳吞吐305方、擠水45方后，關(guān)井悶井33天。 11月7日上午巡井落實(shí)井口油壓 0.8 MPa，套壓 6 MPa。 2012年11月7日11:00 時(shí)，采油三區(qū)接工藝所注水室G104-5P7井放壓通知后，安排G17轉(zhuǎn)中心站檢查井口流程。上午11:20左右，G17轉(zhuǎn)中心站技術(shù)員張星到井口檢查流程，發(fā)現(xiàn)流程油套連通閥門下法蘭墊子處有冰，并有氣體刺漏聲音，懷疑套管閥門不嚴(yán)內(nèi)漏，用手搭在套管閘門外流程管線上，感覺有氣體流動(dòng)，于

3、是用管鉗緊固套管閥門，剛一用力，銅套連同絲杠、手輪一同彈出，井內(nèi)高壓氣體從油套連通下端墊子處刺出。,1、事件經(jīng)過 張星立即到站上匯報(bào)正在參加中心站班前講話的副經(jīng)理文斌，文斌立即組織中心站員工吳津芳、王林、朱振陽用鐵絲對(duì)閥門手輪與本體進(jìn)行加固，防止彈出；并立即匯報(bào)生產(chǎn)指揮中心、監(jiān)督站，并且啟動(dòng)采油三區(qū)應(yīng)急預(yù)案，組織下游人員撤離，關(guān)閉井站明火，封路，并組織員工穿戴正壓式呼吸器進(jìn)入現(xiàn)場進(jìn)行氣體檢測，未發(fā)現(xiàn)H2S、天然氣。11點(diǎn)30分，當(dāng)套壓降至4MPa時(shí)，刺漏處見水。 監(jiān)督站接到通知后，立即組織應(yīng)急隊(duì)伍進(jìn)行搶險(xiǎn)。12 點(diǎn) 10 分，搶險(xiǎn)隊(duì)伍到達(dá)現(xiàn)場；13 點(diǎn) 20分，從該井套管另一側(cè)套壓表閥門連接好

4、地面管線，進(jìn)行放（壓）噴進(jìn)罐； 14點(diǎn) 10 分，井口液量及壓力降至零，觀察半小時(shí)井口油套無異常，搶險(xiǎn)隊(duì)伍開始更換套管閥門；15點(diǎn)05分，閥門更換完畢，搶險(xiǎn)結(jié)束。,（一）G104-5P7井二氧化碳吞吐后套管閘門銅套斷裂事件,2、事件原因分析 （1）直接原因 該井閘門銅套有內(nèi)傷（見圖1），無法發(fā)現(xiàn)，緊閘門過程中，造成銅套斷脫，閘門失控，是造成此次事件的主要原因。,圖1 斷裂的閘門銅套,（一）G104-5P7井二氧化碳吞吐后套管閘門銅套斷裂事件,經(jīng)過調(diào)查、查閱資料分析，此閘門銅套斷裂處暗紅色位與鑄件冷裂裂紋極度吻合（見圖2注釋），是由于鑄件表面缺失、尺寸與形狀偏差以及溫度等原因引起應(yīng)力集中所致。【

5、鍛造工程-鑄件裂紋形成的原因分析，文章編號(hào)：1673-3320（2010）04-0012-04）】,圖2 鑄件的冷裂裂紋,（一）G104-5P7井二氧化碳吞吐后套管閘門銅套斷裂事件,（2）間接原因 采油井區(qū)檢查發(fā)現(xiàn)套管閘門外流程結(jié)冰現(xiàn)象，懷疑閘門內(nèi)漏，在未考慮井筒內(nèi)壓力、二氧化碳低溫的影響，未進(jìn)行分壓、泄壓的情況下采用管鉗緊固套管閥門不符合閘門的檢查與安裝規(guī)范SY/T 4102-95中“4.1.6 閘門試驗(yàn)時(shí)，應(yīng)由一人正常的體力進(jìn)行關(guān)閉”。屬于操作不當(dāng)致使銅套斷裂。 該井二氧化碳吞吐施工時(shí)井口最低溫度為-18左右，注氣完后又?jǐn)D注活性水45方，溫度約為40左右，即溫差為60左右，急劇的溫差變化對(duì)

6、自身氣密封性就差的鑄件影響較大，可能造成密封部位被氣體侵入后密封不嚴(yán)。,（一）G104-5P7井二氧化碳吞吐后套管閘門銅套斷裂事件,（3）管理原因 該井250采油樹，是2004年投產(chǎn)時(shí)安裝的采油樹，當(dāng)時(shí)存在多廠家供貨，均為低價(jià)中標(biāo)進(jìn)入冀東市場，未有明確的采油樹工程技術(shù)指標(biāo)及參數(shù)要求（耐溫、耐腐蝕等）。 由于冀東油田目前在用采油樹比較雜亂，現(xiàn)在井下公司井控車間，查詢不到生產(chǎn)廠家和任何發(fā)放使用記錄；且目前采油樹沒有報(bào)廢使用年限，也沒有對(duì)采油樹的內(nèi)損、腐蝕等相關(guān)的鑒定手段，造成采油樹使用多年受地層出砂沖蝕、流體腐蝕等因素影響而“帶病”生產(chǎn)。 采油樹日常保養(yǎng)不到位，未有保養(yǎng)記錄。,（一）G104-5P

7、7井二氧化碳吞吐后套管閘門銅套斷裂事件,（二）二氧化碳驅(qū)受效油井壓力突增事件（LB2-21-3、LB2-5、LB2-7）,陸上油田作業(yè)區(qū)2011年底完成二氧化碳重力驅(qū)注入準(zhǔn)備工作（11口受效油井均換成承壓25Mpa耐二氧化碳低溫、腐蝕防噴盒），兩口注入井LB1-28、LB1-16分別于2011年11月22日，2012年1月8日開始注入液態(tài)二氧化碳，截至目前兩口井已累計(jì)注入二氧化碳14740噸。 二氧化碳注入后，LB2-9、LB2-7等井先后受效，監(jiān)測出二氧化碳且濃度進(jìn)一步升高時(shí)關(guān)井觀察。,1、事件經(jīng)過 2012年11月27日上午9：45，陸上油田作業(yè)區(qū)采油二區(qū)巡井發(fā)現(xiàn)位于L19-18平臺(tái)的LB

8、2-21-3井壓力突增至22Mpa，匯報(bào)工程技術(shù)科及主管領(lǐng)導(dǎo)后，工程技術(shù)科組織隊(duì)伍應(yīng)急上罐準(zhǔn)備放壓(控壓)。準(zhǔn)備工作就緒后4mm油嘴控制放壓，出口為二氧化碳，5分鐘后停止出氣，出口持續(xù)返液，壓力下降緩慢。 LB2-21-3井放壓準(zhǔn)備期間，安排蠶三平臺(tái)二氧化碳注入井（LB1-16、LB1-28）停注，現(xiàn)場落實(shí)壓力LB1-16關(guān)井壓力為12.5Mpa，LB1-28關(guān)井壓力為3Mpa。同時(shí)檢查同平臺(tái)受效油井，查兩口井壓力異常：LB2-7井油壓18.5Mpa，套壓18.5Mpa；LB2-5井油壓10Mpa，套壓14Mpa，立即組織應(yīng)急隊(duì)伍對(duì)這兩口井也開始放壓。,（二）二氧化碳驅(qū)受效油井壓力突增事件（L

9、B2-21-3、LB2-5、LB2-7）,1、事件經(jīng)過 11月29日LB2-21-3現(xiàn)場落實(shí)該井油壓0.4Mpa，套壓11Mpa，液量32.7噸，油0.1噸，含水99.7；關(guān)井檢查油嘴，發(fā)現(xiàn)油嘴及正對(duì)的絲堵被攜砂液刺損，絲堵刺損孔眼最大內(nèi)徑36.8mm，險(xiǎn)些擊穿；油嘴內(nèi)徑最大刺損至12mm，刺損較為嚴(yán)重（見圖3），檢查壞損部位細(xì)砂清晰可見。,（二）二氧化碳驅(qū)受效油井壓力突增事件（LB2-21-3、LB2-5、LB2-7）,圖3 LB2-21-3井絲堵、4mm油嘴被刺損圖,2、此次事件經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn) 根據(jù)上述情況，可以看出，二氧化碳驅(qū)帶來的安全隱患等負(fù)面影響極大，管理及應(yīng)急難度也極大，突出表現(xiàn)出以下幾

10、點(diǎn)： （1）應(yīng)急反應(yīng)時(shí)間短。 二氧化碳受效油井基本上都是受效后壓力突增，目前柳北二氧化碳受效油井基本上都是250型鑄件采油樹，若井口自身再存在些許質(zhì)量問題，可能造成應(yīng)急隊(duì)伍在未趕赴現(xiàn)場時(shí)就已失控。 （2）應(yīng)急處理難度大。 主要因?yàn)槎趸际苄Ш笥途＞^察，油管內(nèi)的油受二氧化碳低溫影響基本上都冷凝結(jié)蠟，壓力異常后，無法進(jìn)行洗壓井作業(yè)，有效控壓辦法只有裝油嘴放壓控制?？紤]安全，放壓過程中需要頻繁檢查油嘴，對(duì)于受二氧化碳影響的高壓油井，頻繁操作井口極易出現(xiàn)G104-5P7井閘門壞損失控險(xiǎn)情。,（二）二氧化碳驅(qū)受效油井壓力突增事件（LB2-21-3、LB2-5、LB2-7）,2、此次事件經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn) （

11、3）應(yīng)急管理及后期治理工作量較大。 為確保安全，對(duì)可能受效的油井及以后新增的4口二氧化碳驅(qū)注入井可能影響的油井，有必要將原井250型鑄件采油樹更換為氣密性較好350型DD級(jí)采油樹，并更換普通防噴盒（耐壓15MPa）為耐二氧化碳低溫、腐蝕防噴盒（耐壓25MPa）；對(duì)于已受效或氣竄的油井，需要擇機(jī)上作業(yè)起出目前生產(chǎn)管柱，完井下入喇叭口改為壓力監(jiān)測井或自噴生產(chǎn)管柱。 對(duì)于已受效、壓力不高、液面已在井口而不開井生產(chǎn)油井，為確保冬季安全，根據(jù)各井情況對(duì)井口進(jìn)行包裹防凍，如有必要安裝電加熱帶保溫防凍處理（由于油管內(nèi)液滿，為防止井口凍裂進(jìn)行防凍包裹處理）。,（二）二氧化碳驅(qū)受效油井壓力突增事件（LB2-21

12、-3、LB2-5、LB2-7）,（三） N15-18井生產(chǎn)閘門凍裂井噴未遂事件,1、事件經(jīng)過 N15-18井隸屬于采油六區(qū)N38中心站D4平臺(tái)，2012年11月18日，二氧化碳注入300噸后，關(guān)井燜井到12月7日第20天時(shí)（工藝設(shè)計(jì)計(jì)劃30天），發(fā)生250生產(chǎn)閘門凍裂崩出的井控未遂事件。當(dāng)日上午落實(shí)井口壓力：油壓4.7MPa，套壓 5.2MPa。,1、事件經(jīng)過 2012年12月7日8：30左右，N38中心站員工吳云超等三人在D4平臺(tái)巡井過程中發(fā)現(xiàn)N15-18井生產(chǎn)閘門凍裂，裂紋約有20厘米（圖4），立刻向采油六區(qū)中控室及N38中心站站長許德用匯報(bào)現(xiàn)場情況，采油區(qū)主管工程師隋孝斌立即趕到現(xiàn)場，9

13、:30時(shí)將情況上報(bào)工程技術(shù)科，工程科張寶利立即啟動(dòng)陸上作業(yè)區(qū)應(yīng)急搶險(xiǎn)預(yù)案。隨后，陸上作業(yè)區(qū)總工程師李勇、工程科張寶利、監(jiān)督站李曉杰、應(yīng)急搶險(xiǎn)隊(duì)伍于10:00-10:30相繼趕到N15-18井場，并于途中，組織應(yīng)急器材趕往該井。,圖4 N15-18生產(chǎn)閘門凍裂,（三） N15-18井生產(chǎn)閘門凍裂井噴未遂事件,1、事件經(jīng)過 現(xiàn)場落實(shí)N15-18井油壓5.0MPa，凍裂的250閘門隨時(shí)會(huì)發(fā)生閘芯崩出的險(xiǎn)情?？偣こ處熇钣铝⒓唇M織制定現(xiàn)場應(yīng)急搶險(xiǎn)方案及安全措施。 11:00時(shí)，應(yīng)急大罐、管線等到現(xiàn)場，立即連接套管放壓管線，11:30時(shí)開始5mm油嘴控制放套降壓，出二氧化碳?xì)怏w并伴有結(jié)霜，放壓到12:30

14、時(shí)，套管壓力下降至3.5MPa，油管壓力上升至6.3 MPa，發(fā)現(xiàn)套管有氣伴水同出現(xiàn)象，觀察凍裂閘門下部滴水，有冰融化的跡象。 在觀察到12:47時(shí)，突然凍裂閘門分離，閘門閘芯崩飛出距井口3米以遠(yuǎn)。在觀察到失控的閘門出大量水的情況下，立即組織應(yīng)急搶險(xiǎn)隊(duì)伍帶壓卸換損壞的閘門，安裝閘門過程中，氣體開始上串，出口流量越來越大，噴出氣水平刺達(dá)50米，經(jīng)過搶險(xiǎn)隊(duì)伍的艱苦搶裝，于下午13:05更換完閘門并關(guān)閉，控制住了險(xiǎn)情。關(guān)井油壓6.5 MPa。,（三） N15-18井生產(chǎn)閘門凍裂井噴未遂事件,凍裂的油管250生產(chǎn)閘門,崩出閘心的250生產(chǎn)閘門,崩飛的250閘門閘心,搶換閘門,（三） N15-18井生產(chǎn)

15、閘門凍裂井噴未遂事件,2、事件原因分析 （1）直接原因 二氧化碳吞吐準(zhǔn)備前期由于下入泵需要管柱試壓，完井后泵管柱及采油樹內(nèi)腔充滿水，且液態(tài)二氧化碳低溫注入并伴隨著氣化（吸收大量熱），加之天氣處在零下10度左右，造成燜井后采油樹內(nèi)腔體積水結(jié)冰膨脹，凍裂閘門本體。 （2）間接原因 采油樹質(zhì)量問題。該井采油樹為鑄件材料，無論是結(jié)構(gòu)、耐壓、耐低溫、密封性、耐腐蝕、材料性能、安全性都無法和鍛件材料相提并論，鑄件加工工藝存在較多弊端致使產(chǎn)品在氣密封、耐壓、耐剪切力等能力均較差，且冀東油田采油樹前幾年采取低價(jià)中標(biāo)的形式進(jìn)行選商，造成采油樹性能可靠性低。,（三） N15-18井生產(chǎn)閘門凍裂井噴未遂事件,2、事

16、件原因分析 (3)管理原因 二氧化碳驅(qū)及二氧化碳注入工藝項(xiàng)目實(shí)施初期無經(jīng)驗(yàn)，對(duì)注入安全風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別與預(yù)防控制措施識(shí)別不到位，處于摸著石頭過河階段。 由于對(duì)二氧化碳施工工藝安全及井控安全風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別不足，井口采油樹在天氣突然降溫及低溫注入的條件下未進(jìn)行井口防凍處理。,（三） N15-18井生產(chǎn)閘門凍裂井噴未遂事件,匯報(bào)內(nèi)容,一、二氧化碳采油過程中發(fā)生的三次事件 二、二氧化碳采油工藝存在問題和風(fēng)險(xiǎn) 三、二氧化碳采油工藝安全措施及下步打算,二、二氧化碳采油工藝存在問題和風(fēng)險(xiǎn),通過對(duì)二氧化碳采油過程中出現(xiàn)的各種事件的調(diào)查分析，我們認(rèn)為目前二氧化碳采油存在有如下問題：,1、目前250型鑄件采油樹不能滿足二氧化碳

17、采油工藝技術(shù)使用（耐低溫、耐腐蝕、耐高壓等）。 2、目前冀東油田沒有采油樹的使用年限及報(bào)廢處理意見，使用年限較久、且多次進(jìn)行酸化解堵等施工的采油樹是否滿足注二氧化碳工藝采油需求不可知。 3、二氧化碳采油工藝若前期準(zhǔn)備不充分（不更換350型DD級(jí)采油樹和更換耐低溫、高壓、腐蝕防噴盒等），后期油井受效時(shí)隱患治理費(fèi)用、難度都將大幅提升。,二、二氧化碳采油工藝存在問題和風(fēng)險(xiǎn),4、二氧化碳對(duì)采油樹、油管等井下管具、工具可能有一定的腐蝕性，需要試驗(yàn)、檢測，研究腐蝕機(jī)理。 5、二氧化碳驅(qū)受效油井可能出現(xiàn)壓力突增，此時(shí)生產(chǎn)油井若不能及時(shí)停井，低壓流程將受到嚴(yán)重影響。,匯報(bào)內(nèi)容,一、二氧化碳采油過程中發(fā)生的三次

18、事件 二、二氧化碳采油工藝存在問題和風(fēng)險(xiǎn) 三、二氧化碳采油工藝安全措施及下步打算,三、二氧化碳采油工藝安全措施及下步打算,針對(duì)近期二氧化碳吞吐井及二氧化碳驅(qū)受效井出現(xiàn)的閘門銅套斷、施工燜井過程中出現(xiàn)的閘門凍裂等問題，及時(shí)以書面形式向工程技術(shù)處進(jìn)行了反映。同時(shí)為確保二氧化碳采油的安全生產(chǎn)也初步做了以下工作： (一)制定了陸上油田作業(yè)區(qū)二氧化碳吞吐井工藝設(shè)計(jì)及施工安全措施，通過“兩個(gè)要求”確保二氧化碳施工安全。,1、二氧化碳吞吐井注入前期準(zhǔn)備要求。 1）二氧化碳注入井需要上作業(yè)檢泵的，若原井為250型AA級(jí)鑄件采油樹，作業(yè)施工時(shí)將井口更換為350型DD級(jí)采油樹（耐酸、耐腐），井口試壓合格；若原井為

19、350型DD級(jí)采油樹，增加井口試壓工序，確保套管短節(jié)處密封完好。若二氧化碳注入不需上作業(yè)的油井，大四通兩側(cè)的250型套管閘門換為350型DD級(jí)閘門（恢復(fù)生產(chǎn)前改流程連系統(tǒng)）；若注入井為350型DD級(jí)采油樹，直接進(jìn)行下步工作。 2）井口部分準(zhǔn)備完畢后，采油井區(qū)安排用黃油保養(yǎng)采油樹各閘門。,三、二氧化碳采油工藝安全措施及下步打算,1、二氧化碳吞吐井注入前期準(zhǔn)備要求。 3）小修將光桿及防噴盒起出，將井內(nèi)抽油桿用簡易井口連接好。 4）在注入口處增加一個(gè)350型DD級(jí)注入閘門，內(nèi)側(cè)套管閘門在吞吐、放壓時(shí)必須為全開狀態(tài)。 5）二氧化碳注入前井口纏好電加熱帶（冬季），并進(jìn)行包裹防凍處理，加熱后方可進(jìn)行注入施

20、工。,三、二氧化碳采油工藝安全措施及下步打算,2、二氧化碳吞吐施工時(shí)的要求 1）吞吐施工前，陸上油田作業(yè)區(qū)監(jiān)督站按照二氧化碳施工開工驗(yàn)收單進(jìn)行開工驗(yàn)收，對(duì)于驗(yàn)收不合格的不能予以開工。 2）井口閘閥試壓8Mpa，不刺、不漏為合格。 3）按照設(shè)計(jì)量進(jìn)行套管二氧化碳注入時(shí)，確保注入閘門內(nèi)側(cè)的套管閘門、裝油嘴處的油管閘門為全開狀態(tài)，施工時(shí)必須持續(xù)注入液態(tài)二氧化碳，且注入壓力不超過設(shè)計(jì)預(yù)測擠注壓力，若壓力超過預(yù)測擠注壓力，停住觀察并及時(shí)匯報(bào)，根據(jù)情況定是否放壓。 擠注完畢后關(guān)閉套管閘門，觀察2小時(shí)后，注入閘門處按照設(shè)計(jì)用量進(jìn)行擠注頂替液（配液要用清水，嚴(yán)禁施工單位使用大站活性水），達(dá)到設(shè)計(jì)量后，關(guān)閉套管注入閥處內(nèi)側(cè)套管閘門，燜井。,三、二氧化碳采油工藝安全措施及下步打算,2、二氧化碳吞吐施工時(shí)的要求 4）燜井期間，