海洋石油开发范文

2024-09-17

海洋石油开发范文（精选12篇）

海洋石油开发第1篇

我国对于环境保护的立法主要由《环境保护法》和《海洋环境保护法》中进行了体现。其中规定了, 若造成了环境污染危害的, 本着谁污染谁治理的原则, 有责人进行危害排除, 并且对于受到危害的单位和个人损失负有赔偿责任。对于海洋环境保护法中则规定了弱队海洋造成了环境污染的, 必须予以危害排除, 同时赔偿损失, 若由第三方故意或者过世造成海洋环境污染损害产生的, 将由第三者进行危害排除, 并赔偿相应损失。有鉴于此, 我国学者所抱有的观念是, 一旦发生环境污染损害, 那么其所附带的民事责任中不会考虑是否故意或过失等因素, 只要发生了危害环境的行为, 产生了环境污染损失的后果, 就必须追求其民事责任, 除了因为阻止违法行为等原因存在的情况, 其行为人必将承担民事责任的赔偿责任, 是否违法将不作为判决的依据。

根据以上探讨, 在海洋石油勘探开发造成油污损害时, 应该适用无过错责任原则。

二、确定海洋环境侵权责任主体的重要因素

(一) 须具有权力能力和责任能力

法律上对于责任能力的界定是指法律主体因为自身的违法行为所需要承担相应法律责任的资格。责任能力不是衡量是否承担侵权责任的因素, 只是对于法律主体其是否具备承担法律责任的资格的因素, 有责任能力的人就必须危机的侵权行为承担相应的法律责任, 所以在各国的立法中“无法律责任能力的人无承担责任”是一贯的通例, 但是在某些情况下, 法律也承认责任传承, 犹如在“雇主责任”下, 船舶所有人的受雇人、代理人对于他人所造成的侵权行为的损害, 作为其雇佣者, 也就是船舶所有人需要承担其侵权所带来的责任。

(二) 实施了海洋环境侵权行为

实施了污染海洋环境的行为是海洋环境侵权责任主体的必要条件之一。一切侵权法律关系都是以法律主体已经进行了侵权行为作为首要基准, 若无此基准, 那么对于责任主体也就不存在了。界定海洋环境污染的侵权行为, 首要的就是界定其是否具有违法性, 即行为人对应当履行的义务的违反, 如违反了海洋环境保护法律规范等。

(三) 损害事实

损害事实的界定是所有侵权行为在法律关系中最为重要的依据, 这也是界定侵权行为所必要的条件和前提。公民、法人或者其它组织只有在受到损失的情况下, 才能请求民事法律救济。海洋环境侵权责任主体以损害为构成要件, 是由于海洋环境侵权法的功能重点在于侵权事后的补偿措施, 保障受到海上侵权行为所受损的合法权益能够得到保护, 能够回复至原貌, 其主要的目的并不是对此侵权行为加以处罚。

(四) 因果关系

任何人只对自己行为造成的损害后果负责, 如果损害的事实与他无关, 就不能让他承担该行为所造成的民事责任。所以在我们进行对损失结果确定责任主体的时候, 并需对于损害发生的真实原因进行调查, 寻找真实的行为主体, 在没有进行事实调查的前提下, 是不能进行行为主体确认和责任主体确认的。

三、海洋石油勘探开发造成海洋污染的责任主体

在远洋石油勘探中, 若是出现了在远洋石油污染、跨流域开发等活动中所造成的严重的海洋环境污染, 依照国际法的原则, 主要由三种责任制度进行处理:

(一) 将营运人作为直接的作为直接的责任主体, 承担相应的责任;

(二) 将营运人和国家都作为责任主体共同承担责任的双重责任制;

(三) 以国家为主体, 承担因为海洋环境污染所带来的对他国的人生财产安全造成损害的责任主体。

在实际的运行当中, 对于国家对海洋污染责任的承担相对较少, 对于国际上更多的是由国家承担的关于通知、协商、预防、合作、评估等相应的义务, 在实际的实践过程中, 对于海洋污染的国家赔偿责任制度从没有真正的体现出来, 国家也很少成为海洋环境污染的责任主体, 在国际法的判定中更多的是将海洋污染的责任划归到国家所控制下的个人或者公司作为责任主体, 这样是将污染所害的责任主体确定为主要是私人作业者的责任。

由此可见, 从上文中所阐述的国际法、民事法和国内行政法律法规中我们可以看出, 对于因海洋石油勘探、开发、运输中发生的海洋污染所啊总成的海洋环境损害的责任主体的界定, 更多的责任主体是该行为的实际操作这, 而不是国家。这其中操作者包括对于作业设施具有所有权的人和单位, 也包括了使用租赁、承包等进行作业的承租人承包人。同时, 具有保险关联和财物保障的操作者作为环境污染损害的关联赔偿者, 也将负有对于环境污染责任的第二责任主体的责任。

参考文献

[1]王海婷.“海上侵权行为之研究”[D].大连海事大学, 2004.

[2]代红.“海洋油污的国家法律控制”[D].四川大学, 2006.

[3]李刚.“论海洋污染责任认定及赔偿”[D].中国政法大学, 2006.

海洋石油工程论文第2篇

1.在海洋石油工程当中，存在较多的高危环节，针对这些环节应当进行系统安全研究，评估风险等级，进而制定出有效的预控措施，将高危施工的责任管理人以及具体的完成时间详细规定下来，进而确保风险管理的有效性。对风险进行安全研究的工作最终必须以书面的形式递交给施工单位，由多个机构进行全面研究，建立JSA价值化资源库，针对各项风险比较特殊的环节采取JSA优化组织研究的措施。在项目施工前期，应当推行班前会管理体制，根据不同阶段的具体任务，向所有施工者布置任务，并且将有关风险进行提示，明确不同风险的预防措施。施工单位要根据班前会制度构建相应的管理标准，采取合理的教育引导措施。

2.在海洋石油工程施工当中，涉及到各种大型结构体的调运以及抗压测试等风险较多，所以必须针对特殊以及高危的施工环节制定出科学的施工方案，将这些施工中严加预防的风险和操作技巧明确提出来，建设各方共同对方案进行会审。当方案通过审核后，才可以进行实施。在海洋石油工程施工现场安全管理过程中，应当开展安全技术较低会议，将关键项目的履行情况以及各种细节问题进行一一解释，解决所有的疑难问题，并且将技术交底的情况进行记录。

3.在海洋石油工程的现场，可能存在多个需要在封闭条件下进行施工的环节，比如：对相关设备的抗压能力试验施工、大型结构物的调运施工以及射线探伤施工等，针对此类施工必须履行施工许可管理制度，采取前期严格管控、审批以及审查，中期加强监管，后期核实验收。要建立应急管理系统，降低各种风险事故发生的损失，明确有关工作人员的管理责任，帮助他们熟悉应急管理系统的操作流程。要对现场的应急疏散通道以及应急集合进行合理布置，对救援点、救援药品以及各种救援器材等进行有效配置。要针对海洋石油工程现场制定合理的检查控制机制，对发现的各种安全隐患进行记录，并且针对安全隐患制定了整改措施，将责任落实到位。可以聘请安全专家对风险进行分析以及确定，确保能够降低风险的影响。另外，要对不同种类的风险进行监控以及跟踪，加强检查以及整改，并且将检查和整改的情况向上级汇报，强化对海洋石油工程施工中的重大风险控制。

二、结语

探访“海洋石油981” 第3篇

那么，重要又宝贵的石油来自哪里呢？我们怎么去开采它呢？尤其是近期的社会焦点——“海洋石油981”，它的真实面貌是怎样的？本期，我们的小记者张婉婷走进了中国海洋石油工业展览馆，采访了讲解员杜蒙蒙姐姐。

张婉婷：蒙蒙姐姐你好，这次参观我可是大开眼界啊！壮观的深海沙盘、模拟甲板，逼真的钻井平台模型……真是太难忘了！对了，你还能给我介绍一下咱们国家最新的深海装备吗？

讲解员杜蒙蒙：好啊！我们国家最具有代表性的3个深海装备是“海洋石油981”“海洋石油720”“海洋石油201”。“海洋石油981”是我国首座自主设计、建造的第六代深水半潜式钻井平台，它可以在海洋深水进行钻井、完井及修井等多种作业；“海洋石油720”则是我们国内第一艘大型深水物探船，物探就像给大海做“核磁共振”式“体检”，能够绘出海底构造图，帮助我们找油；“海洋石油201”是深水铺管起重船，它可是个大力士。

张婉婷：我对“海洋石油981”最感兴趣了，经常在新闻里看到它呢。听说它是个“巨无霸”，它到底有多大呢？

讲解员杜蒙蒙：说“海洋石油981”是巨无霸，可是一点都不过分哟！它身长114米，宽79米，甲板面积比一个标准的足球场还要大，可以容纳180人同时工作和生活。如果乘着海上工作船在它周围绕上一圈，大概需要半个小时。从船底到钻井架顶端的距离高达136米，相当于45层楼那么高。

张婉婷：哇！好厉害！可是，这么个“大家伙”在海上怎么移动呀？

讲解员杜蒙蒙：这个简单，“海洋石油981”自带8台推进器，可以自己航行，当然，也可以由拖轮拖带航行。

张婉婷：刚才我体验了虚拟甲板，风浪来的时候摇摇晃晃，我都晕了。如果台风来了，“海洋石油981”怎么办呢？

讲解员杜蒙蒙：别担心，“海洋石油981”的设计可是高标准的，可以抵御两百年一遇的台风。但是毕竟安全第一、以人为本，平台上有完整的气象预报系统，在台风来临之前，我们就可以做好准备，撤离台风区域。

张婉婷：原来如此，“海洋石油981”远离陆地，要怎样去上面工作呢？

讲解员杜蒙蒙：员工会乘坐直升飞机前往“海洋石油981”，一小时左右就能到达。“海洋石油981”上面通常有100多人工作，他们一般出海工作28天，再回陆地休息28天。工作之余，平台上的叔叔阿姨就在生活区休息、娱乐。“海洋石油981”上有厨师、食堂，工作人员可以吃到可口的饭菜，这些做饭原料都是通过补给船送到海上的。船上还有医生和医务室、健身房、洗衣房、浴室，生活很方便哟。

可是，在海上工作，也有需要克服的困难。最大的烦恼就是远离亲人，远离陆地。茫茫大海上，没有手机信号，只能通过平台的卫星电话与家人联系。

张婉婷：听了这么多，真希望有一天我也能去“海洋石油981”上看一看。

讲解员杜蒙蒙：海洋神秘而美丽，蕴藏着丰富的宝藏。保护海洋，保护宝贵的海洋资源，是我们每个人义不容辞的责任。希望这次参观能在你的心中种下蓝色的梦想，也欢迎更多的《七彩语文》小读者来体验，我等着你们哟。

编者按：看了婉婷同学的采访和杜蒙蒙姐姐的解答，你对“海洋石油981”有了多少了解呢？在介绍一种事物的时候，你是否也能像访谈中那样，介绍得这么清楚明白、形象吗？

海洋石油开发第4篇

关键词：GIS地理信息系统,组件式开发,接口,Active X,DLL技术

近几年来,组件式GIS发展为GIS的前沿技术,并逐渐成为主流趋势。目前,已经商业化的组件式GIS平台有Map Objects、Arc Objects、Geo Media等[1]。GIS组件之间以及GIS组件与其他组件之间可以通过标准的通信接口实现交互,这种交互甚至可以跨计算机实现。总院的GIS平台就是基于此架构自主研发了组件式XGIS系统。

1 GIS系统的基本框架结构

XGIS采用的是MVC(Model View Controller)系统设计模式在XGIS中体现为三个具体的层次组成:可视化组件组、功能组件组和数据访问组件组。对用户来说,功能组件组是可以定制的[2]。

1.1 XGIS系统组成

图1是XGIS的系统架构,包括客户端和服务器端两部分。客户端能过浏览器对XGIS进行访问。在服务器端,底层通过数据库做数据支持,之上通过Web Svr Lock和Web Svr Bin(提供Web Service服务)来验证用户相关信息和提供相应的下载服务。

核心程序是XGIS.OCX主程序,负责整个GIS程序DLL组件的加载工作等。

1.2 主要技术

为了减少网络中的传输负载,采用了动态加载技术,软件核心模块采用Active X形式,使得在互联网环境下实现单机和C/S应用的功能成为可能。在Active X模块内部,充分利用各种网络通讯协议(如FTP、HTTP等),与服务器端的Web Service服务程序一起,实现地震等数据的高速传输,利用c++语言的高效性实现图形的绘制[3]。

功能模块采用了静态连接库(LIB)和动态链接(DLL)相结合的方式,主要的功能使用LIB的方式,扩展功能采用动态链接(DLL)的方式,前台模块与后台数据的交换采用大数据二进制文件格式进行传输,并且兼容了jason、xml等形式的数据的交换格式,便于与其他系统扩展结合。

2 系统接口研究

在XGIS系统中主要使用了四种接口方式。

(1)SOAP服务挂接方式

将SOAP服务引入到GIS中,以GIS为平台,以空间图元为对象,几乎可以遍历整个的勘探、开发等数据库系统。在GIS上的某个图元下按下鼠标右键,则系统在“弹出菜单”的顶部列出所有注册的SOAP服务。

(2)script脚本语言接口

脚本语言是一种宿主语言,本GIS系统也内嵌了一种自行开发的脚本语言,主要是读取一些不规则的、驻留于数据库之外的数据到GIS图件上。

(3)VC++的MIDL接口

基于MIDL语言对XGIS二次开发接口进行定义。通过此接口,可以在其他系统如网页、C#的窗口程序中对GIS进行调用和传参。

(4)DLL接口

Dll接口方式是系统最常采用的方式,动态调用方式的特点是完全由编程者用API函数加载和卸载DLL,程序员可以决定DLL文件何时加载或不加载,在运行时决定加载哪个DLL文件。需要函数指针和WIN32 API函数Load Library、Get Proc Ad-dress装载。此种接口具有最大的灵活性和可扩展性,同时对编程能力的要求也较高。

3 接口应用案例

本文编写了交互输入定位点和交互输入选择区域两种功能组件,采用动态调试的方式进行灵活的加载与释放,也就是第四种DLL接口的方式来进行编程。下面的例子为交互输入定位点的DLL对外接口函数为

RETCODE__declspec(dllexport)Inter LLXY(void*model,TFun Ptr pInterface);

此函数声明负责告诉主程序调入此交互输入点位点功能组件的函数入口,在函数中作相应的声明就可以调用此组件功能。

以下为Inter LLXY函数主要代码展示:

下面函数为销毁函数的声明:

XGIS的运行界面如图2所示

从图2中可以看到,本文编写并加载DLL组件(交互输入定位点)、通过点击鼠标右键把这两个功能挂载到交互菜单下。在输入相应的点的坐标后,会出现图3显示的界面,系统通过计算点的坐标自动定位点,并通过相应的五角形将其标记出来。

4 结束语

XGIS的组件式开发,使得运行与维护效率大大提高,多功能的接口调用方式使GIS在专业应用方面更为方便,功能扩展更强大。

参考文献

[1]朱大明,徐景中.基于组件式GIS的旅游景点查询系统开发研究[J].昆明理工大学学报:理工版,2007,32(5):1-4.

[2]张云飞,张钦,杨建钦,等.基于空间对象的公共GIS模型及其在海洋石油信息化中的应用[J].中国海上油气,2009,21(3):211-214.

海洋石油污染及治理措施第5篇

石油是海洋环境最为重要的污染物之一。它不仅威胁着海洋生态安全，而且其致癌物通过在海洋生物体内浓缩蓄积给人类也会造成严重的健康危害。严峻的海洋石油污染的现实已经使其治理工作迫在眉睫。

石油的理化性质石油烃生物降解的程度取决于油的化学组成、微生物的种类和数量以及环境参数, 如温度、营养盐、陆源污染物、盐度、海流、氧含量等。石油在海水中存在的物理形式对石油的生物降解有很大影响。液态芳烃在水-烃界面能被细菌代谢,但在固态时却很难被利用。石油化学组分不同也明显地影响它们被降解的速率。在各组分中,饱和烃最容易降解,其次是低分子量的芳香族烃类化合物,高分子量的芳香族烃类化合物、树脂和沥青质则极难降解。不同烃类化合物的降解率模式是: 正烷烃>分枝烷烃>低分子量芳香烃>多环芳烃。石油烃类化合物组成成分的差异直接影响其生物降解速率,低硫、高饱和烃的粗油最易降解,高硫、高芳香烃类化合物的纯油则很难降解。我国及全球海洋石油污染的现状

海洋占了地球表面积的 71%，为人们提供了丰富的生产、生活资源和空间资源，是全球生命支持系统的重要组成部分。近十年来，随着沿海河口、港湾地区经济的迅速发展，造成海洋环境污染、生态破坏等问题日益严重。海上的石油勘探与开发及航运事故中的大量溢油等庞杂的污染物进入河口、海湾和近岸海域，使得沿海海域的水质、底质和生态环境不断恶化，我国近海承受着前所未有的环境污染压力。这些有毒污染物在环境中的积累和食物链的累积效应已成为当今一大不可忽视的环境问题。目前全球面临的主要近海污染问题是石油等有机物污染、富营养化、赤潮、重金属污染、非降解垃圾污染以及放射性污染等。近年来，随着我国沿海城市的开发，使得港口码头年吞吐量逐年增加，加之港口码头水体迁移能力差，导致潮流速度减少，流向改变，水交换能力变弱，淤积速度增大，这样污染物的稀释扩散和自净作用不利，这给海洋环境带来很大的压力，近海海域石油污染亦呈增加趋势。

据资料统计，近年来世界主要石油泄漏的事故也频频发生： 2010年 1 月 23 日美国得克萨斯州阿瑟港油轮与牵引船相撞，造成船体损坏，泄露原油数量高达 1.1 万桶，约 170 万 L。2010 年 4 月 20 日，英国石油公司墨西哥湾“深水地平线”钻井平台爆炸，每天有 2.5~3 万桶原油流入墨西哥湾，形成 5180km2 的污染区，造成美国史上最大的海洋环境灾难。2010 年 7 月 16 日，我国辽宁大连新港镇中石油储备库输油管道爆炸起火，据估算有 1500t原油进入海洋，受污染海域扩大到 430km2。2011 年 6 月，中海油康菲油田出现漏油事故，在蓬莱 19-3 油田海域和西北部海域溢油污染面积超过 5500km2，经济损失达数十亿人民币。国土资源部最新数据显示，最近的“十一五”期间，全国发生 41 起海洋石油勘探开发溢油事故。由此可见，重大海洋石油污染事故屡屡发生，海洋石油污染事态极其严重。社会危害

(1)石油污染对渔业的危害: 由于石油污染抑制光合作用,降低溶解氧含量,破坏生物生理机能, 海洋渔业资源正逐步衰退。

(2)石油污染刺激赤潮的发生: 据研究,在石油污染严重的海区,赤潮的发生概率增加,虽然赤潮发生机理尚无定论,但应考虑石油烃类在其中的作用。

(3)石油污染对工农业生产的影响: 海洋中的石油易附着在渔船网具上,加大清洗难度,降低网具效率,增加捕捞成本,造成巨大经济损失。而对海滩晒盐厂,受污海水无疑难以使用,对于海水淡化厂和其他需要以海水为原料的企业。

（4)石油污染对旅游业的影响: 海洋石油极易贴岸而玷污海滩等极具吸引力的海滨娱乐场所,影响滨海城市形象。

3海洋石油污染的防治措施

目前，常用的海洋石油污染的治理方法主要有物理修复、化学修复和生物修复。3.1 物理处理法主要是用物理方法和机械装置消除海面及海岸带油污染，又可分为：①清污船和回收装置。回收装置种类较多，可根据海况和气象条件的不同，选用不同的装置；②围油栏。当石油泄露到海面后，首先用围油栏将其围住，防止其扩散，然后再处理、回收。围油栏具有滞油性、随波性强等性能。一般常用于港口码头；③吸油材料。具有亲油憎水性，可在其表面吸附石油，然后通过回收吸油材料方式回收石油。其原料包括高分子材料、无机多孔物质和纤维等。

3.2 化学处理法主要包括以下几种：①燃烧法。通过燃烧将大量浮油在短时间内彻底烧净，但不完全燃烧会放出浓烟，产生大量芳烃化合物，仍会污染海洋和大气；②乳化剂。可以将油粒分散成小油滴。使其易于和海水充分混合利于降解。但只能处理低浓度油，且使用时有必要考虑其本身的毒性；③凝油剂。可将油凝聚成粘稠物形成一种回收的凝聚物的物质，用机械方法除去；④集油剂。可增加油表面张力，增加油膜厚度，然后用物理方法除去。该法需定期用药，且用量较大；⑤沉降剂。可使石油吸附沉降到海底，但这样会将油污染带到海洋底部，危害底栖生物。

3.3 生物处理法与化学、物理方法相比，生物修复对人和环境造成的影响小，且修复费用仅为传统物理、化学修复的 30%~50%。生物修复以其投入小，无二次污染的优势被视为最有前途和经济有效的环境治理方式。20 世纪 80 年代末美国在ExxonVadez油轮石油泄露的生物修复项目中，短时间内清除了污染，治理了环境，是生物修复成功应用的开端，同时也开创了生物修复在治理海洋污染中的应用。海洋中降解石油烃微生物的分布特点海洋中石油降解微生物的分布特点为近海、海湾等石油污染严重的地区,石油降解微生物的数量亦多。在远洋,石油降解微生物的数量和石油的多少无关,而与细菌数量多少有关,即海水中养分多则细菌数量多,相应地石油降解微生物也多。因此在外洋由于营养贫乏,石油降解微生物很少,一旦受到污染,不容易很快消除,后果较为严重。降解石油烃微生物通常生长在油水界面上,而不是油液中。石油降解微生物的种类和数量对海洋石油烃的降解有明显影响。不同微生物种类对石油烃的降解能力差别较大，同一菌株对不同烃类的利用能力差别也较大，混合培养的微生物对石油烃的降解比纯培养快。石油污染能够诱导降解石油的微生物种群生长，未受石油污染地区的石油降解菌不到 1 ％，但受污染地区石油降解菌比例和数量明显上升，说明石油污染能富集石油降解菌。

4.海洋石油生态修复技术应用实例

浅谈海洋石油钻井现状与技术第6篇

【关键词】　海洋石油钻井现状发展

1.海上钻井发展及现状

1.1　海上钻井可及水深方面的发展历程

正规的海上石油工业始于20世纪40年代，此后用了近20年的时间实现了在水深100m的区域钻井并生产油气，又用了20多年达到水深近2000m的海域钻井，而最近几年钻井作业已进入水深3000m的区域。20世纪70年代以后深水海域的钻井迅速发展起来。在短短的几年内深水的定义发生了很大变化。最初水深超过200m的井就称为深水井；1998年“深水”的界限从200m扩展到300m，第十七届世界石油大会上将深海水域石油勘探开发以水深分为：400m以下水域为常规水深作业，水深400～1500m为深水作业，大于1500m则称为超深水作业；而现在大部分人已将500m作为“深水”的界限。

1.2海上移动式钻井装置世界拥有量变化状况

自20世纪50年代初第一座自升式钻井平台“德朗1号”建立以来，海上移动式钻井装置增长很快。1986年巅峰时海上移动式钻井装置拥有量达到750座左右。1986年世界油价暴跌5成，海洋石油勘探一蹶不振，持续了很长时间，新建的海上移动式钻井装置几乎没有。由于出售流失和改装（钻井平台改装为采油平台），其数量逐年减少。1996年为567座，其中自升式平台357座，半潜式平台132座，钻井船63座，坐底式平台15座。此后逐渐走出低谷，至2010年，全世界海上可移动钻井装置共有800多座，主要分布在墨西哥湾、西非、北海、拉丁美洲、中东等海域，其中自升式钻井平台510座，半潜式钻井平台280座，钻井船（包括驳船）130艘，钻井装置的使用率在83%左右。目前，海上装置的使用率已达86%。

2.我国海洋石油钻井装备产业状况

我国油气开发装备技术在引进、消化、吸收、再创新以及国产化方面取得了长足进步。

2.1建造技术比较成熟海洋石油钻井平台是钻井设备立足海上的基础。从1970年至今，国内共建造移动式钻采平台53座，已经退役7座，在用46座。目前我国在海洋石油装备建造方面技术已经日趋成熟，有国内外多个平台、船体的建造经验，已成为浮式生产储油装置（FPSO）的设计、制造和实际应用大国，在此领域，我国总体技术水平已达到世界先进水平。

2.2部分配套设备性能稳定海洋钻井平台配套设备设计制造技术与陆上钻井装备类似，但在配置、可靠性及自動化程度等方面都比陆上钻井装备要求更苛刻。国内在电驱动钻机、钻井泵及井控设备等研制方面技术比较成熟，可以满足7000m以内海洋石油钻井开发生产需求。宝石机械、南阳二机厂等设备配套厂有着丰富的海洋石油钻井设备制造经验，其产品完全可以满足海洋石油钻井工况的需要。

2.3深海油气开发装备研制进入新阶段目前，我国海洋油气资源的开发仍主要集中在200m水深以内的近海海域，尚不具备超过500m深水作业的能力。随着海洋石油开发技术的进步，深海油气开发已成为海洋石油工业的重要部分。向深水区域推进的主要原因是由于浅水区域能源有限，满足不了能源需求的快速增长需求，另外，随着钻井技术的创新和发展，已经能够在许多恶劣条件下开展深水钻井。虽然我国在深海油气开发方面距世界先进水平还存在较大差距，但我国的深水油气开发技术已经迈出了可喜的一步，为今后走向深海奠定了基础。

3.海洋石油钻井平台技术特点

3.1作业范围广且质量要求高

移动式钻井平台（船）不是在固定海域作业，应适应移位、不同海域、不同水深、不同方位的作业。移位、就位、生产作业、风暴自存等复杂作业工况对钻井平台（船）提出很高的质量要求。如半潜式钻井平台工作水深达1　500～3　500　m，而且要适应高海况持续作业、13级风浪时不解脱等高标准要求。

3.2使用寿命长，可靠性指标高

高可靠性主要体现在：①强度要求高。永久系泊在海上，除了要经受风、浪、流的作用外，还要考虑台风、冰、地震等灾害性环境力的作用；②疲劳寿命要求高。一般要求25～40　a不进坞维修，因此对结构防腐、高应力区结构型式以及焊接工艺等提出了更高要求；③建造工艺要求高。为了保证海洋工程的质量，采用了高强度或特殊钢材（包括Z向钢材、大厚度板材和管材）；④生产管理要求高。海洋工程的建造、下水、海上运输、海上安装甚为复杂，生产管理明显地高于常规船舶。

3.3安全要求高

由于海洋石油工程装置所产生的海损事故十分严重，随着海洋油气开发向深海区域发展、海上安全与技术规范条款的变化、海上生产和生活水准的提高等因素变化，对海洋油气开发装备的安全性能要求大大提高，特别是对包括设计与要求、火灾与消防及环保设计等HSE的贯彻执行更加严格。

3.4学科多，技术复杂

海洋石油钻井平台的结构设计与分析涉及了海洋环境、流体动力学、结构力学、土力学、钢结构、船舶技术等多门学科。因此，只有运用当代造船技术、卫星定位与电子计算机技术、现代机电与液压技术、现代环保与防腐蚀技术等先进的综合性科学技术，方能有效解决海洋石油开发在海洋中定位、建立海上固定平台或深海浮动式平台的泊位、浮动状态的海上钻井、完井、油气水分离处理、废水排放和海上油气的储存、输送等一系列难题。

4.海洋石油钻井平台技术发展

世界范围内的海洋石油钻井平台发展已有上百年的历史，深海石油钻井平台研发热潮兴起于20世纪80年代末，虽然至今仅有20多年历史，但技术创新层出不穷，海洋油气开发的水深得到突飞猛进的发展。

4.1自升式平台载荷不断增大

自升式平台发展特点和趋势是：采用高强度钢以提高平台可变载荷与平台自重比，提高平台排水量与平台自重比和提高平台工作水深与平台自重比率；增大甲板的可变载荷，甲板空间和作业的安全可靠性，全天候工作能力和较长的自持能力；采用悬臂式钻井和先进的桩腿升降设备、钻井设备和发电设备。

4.2多功能半潜式平台集成能力增强

具有钻井、修井能力和适应多海底井和卫星井的采油需要，具有宽阔的甲板空间，平台上具有油、气、水生产处理装置以及相应的立管系统、动力系统、辅助生产系统及生产控制中心等。

4.3新型技术FPSO成为开发商的首选

海上油田的开发愈来愈多地采用FPSO装置，该装置主要面向大型化、深水及极区发展。FPSO在甲板上密布了各种生产设备和管路，并与井口平台的管线连接，设有特殊的系泊系统、火炬塔等复杂设备，整船技术复杂，价格远远高出同吨位油船。它除了具有很强的抗风浪能力、投资低、见效快、可以转移重复使用等优点外，还具有储油能力大，并可以将采集的油气进行油水气分离，处理含油污水、发电、供热、原油产品的储存和外输等功能，被誉为“海上加工厂”，已成为当今海上石油开发的主流方式。

4.4更大提升能力和钻深能力的钻机将得到研发和使用

由于钻井工作向深水推移，有的需在海底以下5000～6000m或更深的地层打钻，有的为了节约钻采平台的建造安装费用，需以平台为中心进行钻采，将其半径从通常的3000m扩大至4000～5000m，乃至更远，还有的需提升大直径钻杆（168·3mm）、深水大型隔水管和大型深孔管等，因此发展更大提升能力的海洋石油钻机将成为发展趋势。

海洋石油开发第7篇

海洋石油高效开发国家重点实验室提高采收率研究室成立于年月。研究室以高速高效开发油气藏、提高油气采收率为主线,先后开展了聚合物驱、高效复合驱、稠油活化水驱、深部调剖、多枝导流适度出砂、稠油热采、气驱、微生物采油、压裂等多项重大和关键技术攻关,指导并协助油田矿场试验,解决了一系列生产现场的重要技术难题,基本形成了海上稠油聚合物驱油技术体系。

近年来,研究室承担国家科技重大专项课题、863课题、973课题、总公司及有限公司综合科研项目、生产类项目等40多项。近五年累计发表论文200余篇,获得授权专利近70项,登记软件著作10余项,荣获国家科技进步二等奖、省部级奖项10余项。自主研发的聚合物驱油技术在渤海油田得到成功应用,截至2015年累计增油超过5×106m3,取得良好的增油效果和经济效益,为海上油田高效开发和大幅提高采收率探索出了一条新道路。

聚合物驱油技术在海上油田的成功应用,引起了国内外同行的高度关注和极大兴趣。目前,研究的聚合物驱油技术也逐步走向海外,并应用到印尼Widuri油田及乌干达Kingfisher油田的开发中。研究室与国内外多所科研院所和石油企业建立了良好的合作关系,与UT-Austin、Nexen、Total、Shell、Tullow等开展了广泛的技术交流和合作。

海洋石油开发第8篇

1 我国近期石油、天然气的发展与安全的重要性[1]

1.1 我国近期石油、天然气发展的展望与特点

我国一次能源消耗长期以来一直以化石能源为主,除煤炭居于首位以外,2010年石油约占我国能源消费总量的20%、天然气约占3%。保证我国石油天然气可靠安全的供应是我国可持续发展的基础。

据预计,我国一次能源年总能耗将由2010年的32亿吨标煤增至2020年的约45亿吨标煤,年均增长约1.3亿吨标煤。石油的年总消耗量将由2010年4.4亿吨最少增至约5.5亿吨,其份额将大体保持恒定。天然气年总耗量将由约1000亿m3上升至约3000亿m3,其份额将有明显增长,由约4%增至约8%。

我国未来十年石油、天然气发展的主要特点是:

(1)我国石油的年消耗量在2010年已达4.4亿吨,估计2020年的年耗量也将在5.5亿吨以上,其在一次能源中的份额将大体保持稳定。2010年我国石油进口比例达55%,估计到2020年我国原油产量将在2~2.5亿吨之间,对外依存度仍将继续上升。因而保障石油供应成为我国能源安全的首要问题。近年来,对海洋深水石油的开发开始引起了各方注意。如果深海石油开发获得成功,则有可能将我国石油对外依存度控制在60%以内,有效解决保障石油供应的能源安全问题。海洋石油开发将是近期应大力加强的重要任务。

(2)近年来,我国天然气得到了良好的发展,处于快速发展时期,2010年全年耗量已达1000亿m3,占我国一次能源份额约4%,而且主要依靠国内生产。今后十年我国天然气必将继续大幅度增长。当前预测,2020年国内年产量将增至2000亿m3,加上国外进口近1000亿m3,年消耗量将达3000亿m3,占一次能源份额将升至8%。

(3)石油与天然气主要均靠管道输送,我国管道总里程由2001年的2.46万公里增至2010年的6.8万公里,2010~2020年期间管道总长还将成倍增长。随着油、气进口的大幅度增长,作为储运系统重要部分的管道建设工作成为当前建设重点,目前正在建设中俄、中哈、中缅全长约9千公里的三大油气进口管道。

总之,我国未来十年石油、天然气发展的特点是:石油份额大体稳定,海洋石油开发将认真起步;天然气年产量将迅速增长,其份额显著增大,石油天然气管道总长还将成倍增长。

1.2 加强我国海洋石油勘探开发安全和陆上油气储运安全的重要性

保证我国石油天然气可靠安全的供应是我国可持续发展的基础。陆上石油生产是我国石油生产的主体,年产量约占总年产量的3/4。陆上石油生产技术成熟,长期积累了丰富的安全生产经验,鲜见难以控制的重大生产安全事故。石油生产安全工作的重点在海洋石油。我国石油天然气的长距离输运和大容量存储集中在陆上进行,油气储运安全工作的重点在陆上。

1.2.1 海洋石油勘探开发方面

海洋石油工业是安全风险最大的行业之一,涉及高温高压的环境条件,易燃易爆、有毒有害的物质,生产过程中危险因素多。海洋石油作业具有自然条件恶劣、生产生活空间有限、生产作业设施集中、技术难度大、装备复杂的特点,极易引发安全事故。海上事故发生后,由于距离陆地遥远,救援难度大,可能造成人员伤亡、设备损失、油井废弃、海水污染、生态破坏等无法估量的结果,同时有可能影响到企业生存、行业发展,甚至是整个产业链的衰落以及国际纠纷,对国家、对人民生命财产造成的后果将不堪设想。

1.2.2 陆上油气储运方面

管道运输已经成为我国陆上石油、天然气运输的主要方式。管道失效涉及腐蚀、焊接与材料缺陷,设备和操作,以及外部干扰等其他多方面原因。管道大多数处于复杂的土壤环境、大气和水中,所输送的介质也或多或少地含有腐蚀性成分,其内壁和外壁却可能遭到腐蚀。内壁主要是水腐蚀和介质腐蚀,输送天然气时主要是汞和H2S气体,外壁主要是大气、土壤、细菌和杂散电流腐蚀。国际国内管道安全事故屡屡发生,据统计我国四川输气管每千公里年事故发生率平均4.3次,东北和华北输油管每千公里年事故发生率平均超过2.0次。由于油气的易燃、易爆及毒性等特点,一旦管道发生事故,容易引起污染、中毒、火灾及爆炸等灾难性后果,往往造成人员死亡及重大经济损失和恶劣的社会影响。

2 海洋石油勘探开发安全[2,5]

2.1 海洋石油勘探开发的现状

2.1.1 世界海洋石油勘探开发

辽阔的海洋蕴藏着丰富的油气资源,据统计,截至2006年1月1日,全球石油探明储量为1757亿吨,天然气探明储量173万亿m3。其中海洋石油资源量约1350亿吨,探明储量约380亿吨,探明率约28%,占全球石油探明储量的21.6%;全球海洋天然气资源约140万亿立方米,探明储量约40万亿m3,探明率约28.6%,占全球天然气探明储量的23%。全球海洋油气勘探尚处在勘探早期阶段。

世界海洋石油工业总的趋势是走向深水。全球已经有100多个国家在进行海洋石油勘探开发,其中对深海石油资源勘探开发的有50多个国家。目前,国际上的海洋工程与装备的核心技术掌握在美国、挪威、法国等西方发达国家,为墨西哥湾、北海、波斯湾、巴西等海上的油气田勘探开发提供完整的海洋平台设计建造安装与装备,引领着海洋石油工业的发展。

国外装备水平较高。目前在用各类钻井平台近1200座,其中深水钻井平台343座;深水浮式生产平台276座;全世界已有2300多套水下生产装置。十二缆物探船;重型起重船的起吊能力达到14000吨,大型驳船可以运输大型导管架和重达4万余吨的半潜式平台。水下作业机器人作业水深已经超过3000 m;国外多功能船舶最大功率32640马力。

2.1.2 中国海洋石油勘探开发的基本状况

中国海域面积达300万平方公里,根据2005年石油资源评价初步结果,中国石油资源量约为1070亿吨,其中海洋石油资源量为246亿吨,占全国石油资源量的23%;天然气资源量为54.54万亿m3,其中海洋天然气为15.79万亿m3,占全国天然气资源量的29%。海洋油气资源中,约有40%蕴藏于深水海域中。我国海域油气资源潜力大,勘探前景良好。

近十年来,我国新增石油产量的53%来自海洋石油,目前我国海域油气产量已占全国油气总产量的1/4。同时,我国四大海域还在不断探明新的油气田。海洋石油勘探开发经过30年的发展,目前国内石油公司在渤海、黄海、东海和南海已开发建设80多个油气田。2010年中海油海上突破5000万吨,标志着我国成为世界海洋石油生产大国,同时也意味着中国海域已成为我国石油、天然气最重要、最现实的接替区。

在海洋勘探开发能力方面,我国掌握300m水深内勘探开发技术;具有10000m的钻井作业能力;建成以浮式生产储卸油装置、3000m水深动力定位钻井平台“海洋石油981”、3000m深水铺管起重船“海洋石油201”、十二缆物探船“海洋石油720”为代表的海洋装备体系;具备1500m水深条件下的勘探作业能力,并着手向3000m水深迈进。

我国在设计、装备、工艺、技术以及专业队伍高科技专利等各个方面,与世界海洋石油先进国家有一定差距。多数装置仍是从国外引进的。目前,我国拥有自升式钻井船45艘、半潜式钻井船7艘,底座式钻井平台5座,采油平台157座,各类工作船134艘。我国从事海洋油气勘探开发的单位主要有中国海洋石油总公司、中国石油化工集团公司、中国石油天然气集团公司三大集团公司;勘探开发区域主要集中在渤海、黄海、东海及南海大陆架。

2.1.3 南海石油资源的重要性

南海油气资源正受到邻海各国的疯狂掠夺,越南、菲律宾等国家已形成“开发热潮”,年产量5000万吨以上。中国在南海探区平均水深1200~1300 m,最远离岸距离1400公里,目前在南海尚无石油基地。在南海岛屿中,越南占领23个,菲律宾占领7个,马来西亚占领3个,印尼占领2个,文莱占领1个,中国9个岛屿,为了维护国家资源与领土安全,亟需加快深海勘探与开发技术研究,尽快进入深水领域。

加快开发南海油气资源对保障我国的能源安全、领海主权的完整是十分重要的,在南海及东海与周边有争议区域的深水油气资源开发具有十分重要的战略地位,尽快在南海投入实质性的油气勘探开发已经非常紧迫和必要。

2.2 海洋石油勘探开发事故案例分析

2010年4月20日,美国路易斯安那州一处英国石油公司BP租赁的“深水地平线”海上钻探平台发生爆炸,造成11名工作人员死亡,大约在36小时后于4月21日沉入路易斯安那州海岸外海。4月24日管道开始漏油,至9月18日BP公司宣布彻底封死漏油油井止,共漏油超过400万桶,漏油污染面积大约相当于美国东北部的马里兰州面积,威胁路易斯安那、佛罗里达及墨西哥湾沿岸各州的海岸。

事故专门调查组对此次事故进行了全面细致地分析和总结,根据BP石油公司出版的事故调查报告,本次事故的主要原因为:

(1)设计方案变更增加了安全风险

完井套管串设计计划采用“7″尾管悬挂固井+97/8″套管回接固井”设计方案,可提供四道密封防护(井底固井密封、所下尾管的悬挂器部位密封、尾管悬挂处的固井密封、井口密封总成密封)。施工前将完井方案调整为9 7/8″+7″复合套管一次下到井底的管串结构,变更后的方案只能提供井底固井和井口密封总成两道密封。

(2)施工过程多个环节存在漏洞

该井属于低地温梯度井,使用充氮气水泥浆体系存在产生超缓凝现象的潜在风险。水泥候凝仅16.5小时后,用海水顶替井筒泥浆,压力失衡,油气突破尚未胶结水泥环上窜(也可能如BP所说引发单流阀损坏)。固井水泥返高无法到达上层技术套管内,为油气上窜提供了通道。固井过程存在违章作业,没有按要求充分循环泥浆,使井底含油气的钻井液上行至海底防喷器组上部,很可能导致溢流井喷。

(3)装备管理和维护有缺陷

井口密封总成安装完后,未按技术规程的要求在密封总成中安装锁止滑套,使密封系统留下缺陷。

(4)现场生产组织决策上出现一系列重大失误

《美国BP在墨西哥湾灾难性事故及海上钻井未来》结论中指出,Macondo油井爆炸的损失原本是可以避免的。Macondo油井井喷的直接原因可以归结为由BP、Halliburton和Transocean三家石油公司犯下的一系列可辨识的错误。深海能源的勘探与开采,涉及到一些无论是行业还是政府必须在未来去应对、但尚未充分准备好去应对的风险,需要研究。基础性的改革在常规监督的监管结构和内在的决策过程都是必需的,为了保证人类的安全和环境的保护,对于能源勘探开发的常规检查需要改革。

大量事故原因基本都涵盖了以下几个方面:海洋石油作业井控技术、装备失效及应急技术不完善;恶劣的海洋环境,台风、巨浪、海冰、地震、海啸等;平台结构设计缺陷,海洋石油作业设施结构复杂,系统庞大;作业管理及措施失误,以及设备本身的质量问题。

我们还必须从国内外的海洋钻井事故中找到规律性的问题:一是勘探开发的安全首先要从钻井的源头抓起,钻井设计是核心。从井身设计到装备设计,必须样样达标,完全符合科学要求,符合现场施工作业要求,符合技术规范。二是装备制造必须质量过硬,各项技术指标符合规范标准,能够接受恶劣环境的考验。三是井控技术必须先进,应该在不同海域根据实况创新不同方法。井控是钻井的关键,没有科学井控和科学管理,事故将随时可能发生。四是要有高素质的作业队伍,有效整合各个专业施工力量,过硬地完成任务。这支队伍需要经过严格培训和实践锻炼并受到实践检验。

2.3 海洋石油勘探开发安全的科技问题

2.3.1 海上油气钻井的关键安全技术

(1)设计和健康安全环保(Health,Safe and Environment,HSE)体系

海洋石油企业在从事海洋石油开发过程中,如何有效对风险进行评估和控制,建立一种长效的安全管理机制是关系企业可持续健康发展的重要前提。

(2)BOP(防喷器)及隔水管系统安全监测、评估与控制技术

深水防喷器组是保证钻井作业安全最关键的设备,其作用是在发生井喷或者井涌时控制井口压力。目前关于深水防喷器组控制系统,其生产制造技术集中在少数外国公司手里。

(3)深水测试、完井过程管柱应急解脱及回接技术

快速实现水下测试管柱的应急解脱以及危险解除之后的回接问题是深水井测试、完井的一大挑战。

(4)深水石油钻井环境保护技术

钻井系统需要在做好海洋安全环保工作的前提下,建立相应的海洋环境监测技术和各种污染物处置技术及生态恢复技术。

2.3.2 海上油气生产及集输的关键安全技术

(1)海底管道。海底管道面临潜在安全风险主要是两类:一类是环境侵蚀、材料老化、载荷作用、疲劳及外力等因素造成的损害。另一类是固相生成(水合物、析蜡)、多相流腐蚀、固体颗粒冲蚀等管线内流动安全问题,需要重点发展流动安全控制技术和流动安全监测与流动管理技术。

(2)生产平台和浮式生产系统上部工艺及集输安全技术。

(3)水下生产系统安全控制技术。

(4)海上溢油应急反应体系及治理技术。

2.3.3 海上油气工程作业的关键安全技术

首先,海洋工程自身的结构完整性是平台安全问题的重中之重,过去事故表明极端环境条件、腐蚀、疲劳等一系列问题都可能导致平台倾覆损毁。第二,海上设施在作业过程中将面临包括火灾爆炸、船舶碰撞、高空落物等一系列重大风险,全面地考虑平台作业过程中所允许接受的风险,最大程度降低海上设施的安全风险,必须从设计伊始加以系统地考虑。最后,广泛地采用动力定位系统是深水油气田生产的重要技术特点之一,无论是动力定位的钻井平台还是铺管起重船,一起由于动力定位失效而导致的移位事故可能带来严重的后果。

2.3.4 海洋及滩涂油气田的腐蚀与防护

海洋及滩涂油气田开发是一特殊工程,与陆上油田相比,环境复杂,要求高,难度大,腐蚀环境更为苛刻。海洋腐蚀区域划分为海洋大气区,浪花飞溅区,海洋潮差区,海水全浸区和海底泥土区五个区域。对于海洋及滩涂油气田的腐蚀防护,应根据所处腐蚀区带的不同,分别进行,具体措施如下:

(1)海洋大气区:石油平台的大气区,一般都采用涂层进行保护。对一些形状复杂的结构,如格栅等,也采用浸镀锌加涂层技术。近年来,喷涂铝、锌等金属覆盖层加涂层封闭技术已获得日益广泛的应用。

(2)浪花飞溅区和海洋潮差区:目前针对于浪花飞溅区和海洋潮差区最有效的防护措施是复层矿脂包覆防腐技术。复层矿脂包覆防腐技术由四层紧密相连的保护层组成,即矿脂防蚀膏、矿脂防蚀带、密封缓冲层和防蚀保护罩。其中矿脂防蚀膏、矿脂防蚀带是核心部分,含有优良的缓蚀成分,能够有效地阻止腐蚀性介质对钢结构的侵蚀,并可带水施工。密封缓冲层和防蚀保护罩具有良好的耐冲击性能,不但能够隔绝海水,还能够抵御机械损伤对钢结构的破坏。此外,复层矿脂包覆防腐蚀技术的施工工艺也至关重要。

(3)海水全浸区和海底泥土区:这两个区域的构件可以采用阴极保护和涂层联用的技术进行防护。

2.3.5 海洋石油勘探开发的供电安全[4]

海上采油平台的用电系统是一个孤立运行的电力系统,有独立的发电机及备用发电机,其主要特点是:容量小,对保护和电网稳定性要求高,抗干扰能力差。关键设备采用不间断电源(UPS)供电,可保证重大事故后人员的及时撤离和重要阀门关闭。2008年开始,国内开始尝试海洋采油平台电力系统互联,即将分布在方圆几十海里内的多个海洋石油平台用电系统通过海底电缆互联,形成一个规模更大的独立电力系统运行,以便更好地利用备用机组,提高平台电力系统的抗干扰能力。随着平台电力系统互联、柔性直流输电技术引入、新能源并网等新情况的出现,海上平台电力系统在规划设计和实际运行中存在一些技术问题,主要有:

(1)雷击问题。海上平台设计参照船检标准,其中对防范雷击的要求过于简单。目前在平台设计过程中已逐渐开始关注雷击电流通道的设计以及避雷针的使用。

(2)系统建模仿真问题。由于不掌握透平发电机的制造技术,目前所有海上平台使用的都是美国solar公司生产的发电机。solar公司对外不提供发电机控制系统模型(至少对中国),这对仿真分析的准确性有极大影响。设计人员对采用经典模型和参数的计算结果存疑。

(3)谐波污染问题。海上平台电力系统中存在大量谐波污染源。虽然谐波尚未引发平台供电系统重要故障,但是谐波污染对供电设备的损害是一个积累过程。

(4)系统互联带来的系列问题。海上平台电力系统互联之后,各种问题陆续出现。许多陆上互联系统出现的问题和使用的技术还未引起关注。

(5)海底电缆的保护问题。海缆工作环境恶劣,如绝缘容易失效,外来船舶作业破坏,散热效果差等。

2.4 海洋石油勘探开发工作建议

为加快并有效开展我国海洋石油资源的勘探、开发与保护,建议在以下几个方面采取措施:

(1)完善海洋资源开发相关法律建设,突显蓝色国土开发的神圣与责任。

国家宜出台海洋资源开发法规、条例,使海洋油气资源的勘探开发和保护有法可依、有章可循。完善海洋石油工程技术规范和标准体系,提高海洋石油工程装备的建造安全等级;保护海洋生态环境。

(2)成立国家层面的海洋石油专业化管理机构,加强海洋石油资源协调管理。

结合海洋石油工程信息系统,建立全国统一的海上应急救助信息系统和指挥系统,对事故及救援信息进行实时传输和更新,并在系统内对救援人员和救援装备进行统一指挥和调配。提高海上应急救助的反应速度和应急救助资源的使用效率。根据各海域的海洋石油勘探、开发及运输等实际情况,在全国范围内统一规划和配置海上应急救助装备及设施,避免各大石油公司及相关部门出现重复规划、重复购置的现象。

(3)制定科学的海洋石油勘探开发战略部署,实现凡是有油气显示的主权海域都有油气勘探普查,凡是储量探明区都有油气开发。

国家要全面制定海洋石油勘探开发战略部署,鼓励在主权海域、石油探明储量区域进行积极勘探开发,并加强新区的详查,现有油区的外围勘探。国家海洋石油开发部署在“十二五”规划中应有所体现。实现凡是有油气显示的主权海域都有油气勘探普查,凡是储量探明区都有油气开发。

(4)国家加强石油基础工业的发展,加强石油高端装备的创新制造。

对石油平台、半潜式钻井船等大型石油钻采设备的研发制造企业给予资金扶持,对包括钢材、橡胶密封件等在内的基础材料、电子元器件提升更高品质,以满足海洋开发中的应用要求,消除和降低因装备、材料质量而造成的安全隐患。

对类似十二缆物探船舶等高科技水平的装备,要在能够建造钻井船、平台的基础上,给予积极研发,在尽快的时间内,使海洋石油勘探开发的硬件水平和国外的差距缩小,并根据国情需要有所创新。

(5)大力开展海洋石油勘探开发关键装备与技术研究,成立国家海洋重点工程实验室。

我国目前没有专门的科研机构、部门和实验室对海洋石油科技进行专项、专题研究,相关科研人员力量分散,没有形成合力。建立国家海洋重点工程(深水)实验室,设定科研攻关项目。在“十二五”期间拿下一批急需战略科技项目,尽快改变我国在这方面的空缺、落后的局面。

1)成立高级别、高层次的海洋石油开发技术研究机构;

2)完善滩浅海开发安全保障技术;

3)加快深水勘探开发关键装备与技术的研发。

(6)建立科学严格的海洋石油行业标准体系,让行业规避风险,增加安全指数。

完善海洋石油工程技术规范和标准体系,提高海洋石油工程装备的建造安全等级。研究安全策略、安全管理、安全装备和安全技术,建立和完善深水HSE管理体系的发展;通过海洋工程项目的开展和项目研发,推动海洋石油工程技术规范和标准体系的完善;建立一套完整的海洋石油工程相关的设施规范、专项系统及设备规范、推荐做法及专项技术指南;提高海洋石油工程装备设计、建造、检验等方面的安全等级,降低海洋石油勘探开发安全风险。

(7)积极对外合作,助推技术进步,发挥后发优势,缩短与先进国家的差距。

继续坚持改革开放方针,寻求新时期与外方的合作方式。积极引进高端人才,包括从国外高薪聘请顶尖人才,为我所用。

(8)强化海洋石油专业化人才队伍建设,打造强有力的海洋科研与生产队伍,提升国家海洋开发实力。

完善人才培养机制,建设一支层次分明、结构合理、专业配套的科技创新队伍;以自我培育、引进吸收相结合的方法,加快人才的培养,打造专业结构合理的科技队伍。

(9)加快深水基地建设,支持深水勘探开发,保护海洋资源,彰显国家主权。

在我国海域有部署地建立深水石油基地,是加速海洋油气资源开发,捍卫国家主权和资源的需要。在已有海洋岸基石油基地的基础上,尤为急需在南海建立深水石油基地;改进强化已有沿海的岸基石油基地,将服务保障引向深水。

3 陆上石油和天然气储运安全[3,5]

3.1 石油和天然气储运现状

3.1.1 油气运输现状

目前我国天然气管道在川渝、环渤海及长三角地区已经形成比较完善的区域性管网,中南地区、珠三角地区也基本形成了区域管网主体框架。川渝地区环形管网输配能力达到200亿m3/年,环渤海和长三角地区管网系统输送能力超过210亿m3/年和150亿m3/年。

近几年来,中国液化天然气发展很快,已建或拟在建项目主要分布在中国东部以及东南沿海。东南沿海地区管网输送能力约为120亿m3/年。

在东北、西北、华北、华东和中部地区形成了区域性的输油管网。东北地区管网总长约3000公里,年输油能力4500万吨;西北地区原油管道总长度约6600公里,年输油能力约5000万吨;华北地区总长约2000公里,年输油能力约1700万吨;华东地区输油管网总长约4500公里,年输油能力超过12000万吨;中部地区管道总长约2500公里,年输油能力超过1500万吨/年。

成品油管道近年来得到较大的发展,在西北、西南和珠三角地区已建成骨干输油管道,形成了“西油东运、北油南下”的格局。

3.1.2 油气储备现状

2003年中央正式批准实施我国的石油储备方式,目前储备方式为政府储备和商业储备并行,以国家储备为主,三大石油公司商业储备为辅。总的石油储备能力已超过30天原油进口量,但是离国际能源署(IEA)规定的90天石油净进口量的战略性石油储备还有很大距离。我国石油战略储备分3期建设,第一期石油储备基地分别位于浙江镇海、岱山、山东黄岛和辽宁大连,四大储备基地主要采取地上储油罐的储备方式。2008年11月,我国第一期4个石油储备基地全部建成投产,储油能力为1620万m3;二期储备规划2800万m3;第三期远景规划2800万m3。至2020年,国家石油储备能力提升到约8500万吨。

我国的储气库建设处于起步阶段。截止到2010年,已经建成储气库11座,设计总库容116亿m3,设计工作气57亿m3。大港储气库群已形成工作气量17.71亿m3,最大日采气能力2259万m3;京58储气库群已开始注气,2011年冬季将开始参与调峰。目前在建储气库项目有两个,分别为金坛盐穴储气库和刘庄储气库。2011年以来中国石油天然气集团公司加大了储气库建设力度,已经列入新建计划的储气库有12座,争取在2012年前建成投入运行。

3.1.3 国内油气管道储运发展趋势

随着科学技术的发展,各种新技术和新材料在油气管道中的应用越来越广泛。例如:长输管道采用内涂层减阻技术;完善的调峰技术;风险管理和完整性管理技术等。

在成品油管道发展方面正向着大口径、大流量、多批次方向发展,除输送成品油外,还输送其他液体烃类化合物。

在天然气管道发展方面高压力输气与高强度、超高强度管材的组合是天然气管道发展的最主要趋势。另外,高压富气输送技术及断裂控制、多相混输技术、天然气水合物(NGH)储运技术也需要加以关注。

在储油库方面应积极加快虑盐穴石油储备库的建设。

3.2 石油和天然气储运安全的主要科技问题

与发达国家相比,我国油气管道安全性依然有一定的差距。我国油气管道事故率平均为3次/(千公里·年),远高于美国的0.5次/(千公里·年)和欧洲的0.25次/(千公里·年)。

未来几年,我国将进入埋地管道建设和发展的高峰期,但我国管道安全及完整性管理的技术水平还不能适应发展的要求,诊断、检测监测、应急救援、法规标准支撑技术的发展还有待突破,相关的法律、法规及标准还不健全,我国油气管道安全所面临的形势十分严峻。主要的安全科技问题包括:

3.2.1 流动安全保障技术

(1)原油管道流动安全

易凝高粘原油流变性的恶化和管道内壁结蜡都会导致管道沿程摩阻的升高,导致管道的运行压力超过其设计的最大允许操作压力,继而引发流动安全问题。原油的流变性变差和管道结蜡是导致原油管道流动安全问题的最主要因素。

(2)天然气管道流动安全

天然气管道的流动安全问题主要考虑的是水合物冰堵,相应地为防止和解除水合物在天然气管道中堵塞所采取的一切措施及其开展的相应技术研发和支持,都属于天然气管道流动保障技术研究和应用的范围。

3.2.2 安全预警与泄漏检测

管道泄露检测问题国内外除了采用传统的人工巡线等人防措施外,所采用的技防手段就是在管道上加装检测流体泄漏后所引起的特性变化进行报警和定位的泄漏检测技术。管道安全预警技术主要针对管道运行过程中所遭受的人为破坏、滑坡、泥石流等自然灾害,通过远程实时检测管道沿线的状态变化和信号识别,从而对管道安全威胁事件进行报警和定位。

3.2.3 完整性评价技术

管道完整性管理的基础是完整性评价,包括管道本体的适用性评价、站场设施(压缩机等)的故障诊断、地震及地质灾害评估等等。管道检测与修复技术是完整性支持技术的重要组成部分,运用完整性管理技术,能够及时发现并修复管体存在的缺陷,使管道始终处于受控状态,充分满足物理和功能上的完整,能够确保管道始终处于完全可靠的服役状态。

3.2.4 储气库建设评价技术

储气库建设评价技术包括如下六个方面:

(1)中低渗低压水淹气藏建库技术:储气库长效压裂和酸化储层改造技术、建库气水多相渗流机理、提高运行压力圈闭密封性评价技术等。

(2)水驱后期裂缝性油藏建库技术:双重介质储层建库油气水多相渗流机理、次生气顶稳定形成与库容评价技术、气体向残余油扩散与溶解机理等。

(3)层状盐岩建库技术:多夹层盐层夹层密封性评价技术、多夹层盐层造腔控制方法、硬质不溶夹层在水溶造腔过程中的受力分析等。

(4)含水层建库技术:水层圈闭筛选与勘查技术、圈闭气体密封性评价、多孔介质建库气水两相渗流机理等。

(5)储气库运行优化控制系统与安全监测技术。

(6)重点地区的后备库址筛选与评价。

3.2.5 天然气中汞对储运安全的影响

天然气中汞含量的高低直接关系到输送管线安全性、沿线居民身体健康和生态环境污染,以及应用设备的腐蚀。国内外对天然气中汞的研究还十分薄弱。分析技术和样品采集不完善等诸多因素,导致油气中汞及汞化合物附存形式的研究缺乏依据,研究和厘清主要含气盆地和大中型气田的天然气中汞含量大小成为天然气储运安全、净化环境和事关人民健康的一项重要工作。

3.2.6 腐蚀对油气生产储运的危害及防护

目前,我国大部分陆上油田开发进入三次采油阶段,大量采油用剂的注入给油田生产和集输系统带来严重的腐蚀问题。腐蚀是造成石油工业中金属设施破坏的主要原因之一。由于油气的易燃、易爆及毒性等特点,腐蚀事故除造成重大的经济损失外,还会造成严重的伤亡事故和环境污染灾难。因腐蚀造成的灾难性后果也时有报道。

据国外的权威机构估计,如果防腐蚀措施得当,可以挽回30%~40%的腐蚀损失。因此,加强油气工业的腐蚀与防护研究意义重大,不仅可以提高安全保障,保护生态环境,还可以为石油工业带来巨大的经济效益。

(1)主要的腐蚀因素

1)大气腐蚀

大气腐蚀是最古老的腐蚀形式之一,全世界在大气中使用的钢材一般超过每年生产总量的60%,大气腐蚀损失的金属约占总损失量的50%以上,而碳钢和普通低合金钢的大气腐蚀又占大气腐蚀总损失的一半以上。

2)土壤腐蚀

土壤是一种多相的、具有生物学活性和离子导电性的、多孔的毛细管胶体体系,由各种颗粒状的矿物质、有机物质及水分、空气和微生物等组成。土壤腐蚀主要表现在以下几个方面:土壤中水分和盐类的存在,使得土壤具有了电解质的特征;土壤疏松,空气较易渗透,且土壤含气量可间接影响土壤的腐蚀过程;一些酸性矿物质或来自生命代谢的酸性物质会影响土壤的酸度,从而强化腐蚀;土壤中的微生物可通过新陈代谢产生有机酸或无机酸从而加剧了土壤的腐蚀性;由于外部环境的影响,在土壤中存在一种大小、方向都不固定的杂散电流,形成了外加电位差,使得金属遭受腐蚀。

3)硫化氢腐蚀

硫化氢是油气开发过程中常见的一种腐蚀性气体,其一方面来自含硫油田伴生气在水中的溶解;另一方面来自硫酸盐的还原菌分解。

普遍认为,萌生裂纹的部位必须富集足够的氢。钢材的缺陷处、位错、三维应力区等,这些缺陷与氢的结合能力很强,可将氢捕捉,这些缺陷处便成为氢的富集区。当氢在金属内部这些缺陷处富集到一定程度,便会沉淀出氢气。据估算,这种氢气的强度可达300MPa,于是促进钢材的脆化,局部区域发生塑性变形,萌生裂纹导致开裂。

4)二氧化碳腐蚀

二氧化碳是油气工业中存在广泛的天然气或石油的伴生气。溶入水的二氧化碳对钢铁有较强的腐蚀性,同p H值下二氧化碳总酸度比盐酸高,对钢铁的腐蚀比盐酸还严重,能使管道和设备发生早期腐蚀失效,在油气田发生率高,危害性大。

(2)易发生腐蚀的主要环节及防护措施

1)钻井过程中的腐蚀与防护

钻井过程中钻具腐蚀主要由钻井液引起,钻井液是指油气钻井过程中以其多种功能满足钻井工作需要的各种循环流体的总称。钻井液是油气钻井工程的重要组成部分,它在整个钻井过程中起到了携带和悬浮盐屑、稳定井壁和平衡地层压力、冷却和润滑钻头和钻具、传递水动力等作用。钻井液的成分非常复杂,其腐蚀的因素主要有:常见的腐蚀剂有氧气、二氧化碳、硫化氢、溶解盐类和酸等。

针对钻井过程中的腐蚀特点,目前控制钻具腐蚀的主要措施包括:控制钻井液的腐蚀性,包括控制钻井液的p H值、添加缓蚀剂、添加除氧剂、控制含沙量等;使用内防腐层钻杆;钻井过程中的腐蚀监测。

2)采油及集输系统中的腐蚀与防护

采油及集输系统的腐蚀主要包括油井的腐蚀、集输系统中相关管线和设备的腐蚀及注水系统的腐蚀等。油井的腐蚀通常由采出液及伴生气(CO2、H2S)所带来。腐蚀发生的部位通常是井下工具、抽油杆、油管、套管等。集输系统的腐蚀通常是指集输管线的内外腐蚀、相关设备的腐蚀等。注水系统的腐蚀主要跟注入的水质有关,对于油田采出水回注系统来说,如果水质较差将会给注水管材、设备以至油层带来腐蚀、堵塞、结垢三大问题,是影响油田正常生产的主要危害因素。

针对采油及集输系统的腐蚀,应根据不同的腐蚀特点采取相应的防护措施,对于油井套管、井下工具、抽油杆等可采取加内外防腐层等措施;集输系统管线除增加防腐层外,还可用电化学保护、加注缓蚀剂的方法;注水系统较为特殊,除腐蚀外,还存在堵塞和结垢的问题。因此,除添加缓蚀剂外,有时还需要根据实际情况,添加阻垢剂、杀菌剂等水处理用剂。

3.3 加强石油、天然气储运安全的主要建议

结合现阶段出现的油气储运事故及安全问题,建议国家从以下几个方面加强研究,以解决油气储运安全本质问题。

(1)建设国家油气储运设施完整性管理平台

从国家层面组织中石油、中石化、中海油、中化集团四大石油公司及地方企业,根据我国油气储运设施安全情况,并结合现阶段我国完整性管理技术现状,收集、整理、分析油气储运设施失效事故数据;建立油气储运设施运行数据信息与完整性评价体系;整理、借鉴国内外油气储运设施完整性管理的先进技术和科学管理办法;建立以上数据库的综合信息平台。

(2)加强天然气中汞含量的检测及脱汞研究

汞是天然气中一种常见的有害重金属元素,汞不仅腐蚀设备,引起气体泄漏,甚至是灾难性事故,而且还会破坏人的神经系统和泌尿系统,给天然气生产、输送、存储和利用带来很大安全威胁。建议:(1)加强天然气中汞的检测技术研究。(2)加强全国主要气田、重要管线和用户天然气汞含量的监测。(3)加强天然气中汞的危害性研究。(4)加强汞的脱除方法的研究。

(3)加强对国家重大储运设施建设关键技术研究

重大储运设施建设的关键技术包括设计、施工及维抢修的各个环节,应该从国家层面组织国内外共同进行攻关,并做到技术共享,以免不同企业分别进行研究,造成人员、资金和时间的浪费。这些环节主要包括:设计、材料与焊接、防腐、检测、监测、维抢修。

(4)加强我国储气库选址和建库技术研究

我国地下储气库建设刚刚起步,现有的地下储气库调峰能力不足,使得季节调峰应急面临着风险,必须结合我国天然气供应特点,根据我国复杂的建库地质条件,加大前期库址评价研究,加强储气库建库技术研究。

4 主要建议

(1)完善海洋资源开发相关法律建设。国家宜出台海洋资源开发法规、条例,使海洋油气资源的勘探开发和保护有法可依、有章可循。完善海洋石油工程技术规范和标准体系,提高海洋石油工程装备的建造安全等级,保护海洋生态环境。

(2)成立国家层面的海洋石油专业化管理机构。加强海洋石油资源协调管理,建立全国统一的海上应急救助信息系统和指挥系统,对救援人员和救援装备进行统一指挥和调配,提高海上应急救助的反应速度和应急救助资源的使用效率。避免各大石油公司及相关部门出现重复规划、重复购置的现象。

(3)加强海洋油气资源勘探详查。凡是有油气显示的主权海域都要有油气勘探普查,凡是储量探明区都要有油气开发。加快深水基地建设,支持深水勘探,保护海洋资源,彰显国家主权。国家要全面制定海洋勘探开发战略部署,在主权海域、石油探明储量区域进行积极勘探开发,并加强新区的详查,现有油区的外围勘探。尤为急需在南海建立深水石油基地;改进强化已有沿海的岸基石油基地,将服务保障引向深水。

(4)建立科学严格的海洋石油行业标准体系。完善海洋石油工程技术规范和标准体系,提高海洋石油工程装备的建造安全等级。研究安全策略、安全管理、安全装备和安全技术,建立和完善深水健康安全环保管理体系;建立完整的海洋石油工程相关的设施规范、专项系统及设备规范、推荐做法及专项技术指南;提高海洋石油工程装备设计、建造、检验等方面的安全等级,降低海洋石油勘探开发安全风险。

(5)加强海洋石油工业高端装备的创新制造。大力开展海洋石油勘探开发关键装备与技术研究,成立国家海洋重点工程实验室。加强海洋石油工业基础设施的创新制造。

(6)建设国家油气储运设施完整性管理平台。组织中石油、中石化、中海油、中化集团四大石油公司及地方企业,收集并整理分析所有能收集到的油气储运设施失效事故数据,建立油气储运设施运行数据信息与完整性评价体系,特别是关系到国家和地方安全的重大储运设施;收集国内外油气储运设施完整性管理的先进技术和科学管理办法;建立以上数据库的综合信息平台,并及时更新,以保障国家油气储运设施完整性管理和安全运行。

(7)加强国家重大储运设施建设关键技术研究。从国家层面组织重大关键技术联合攻关,并做到技术共享,关键技术包括设计、施工、材料、防腐、检测、监测及维抢修等各个环节。

(8)加强天然气中汞含量的检测及脱汞研究。汞是天然气中一种常见的有害重金属元素,汞不仅腐蚀设备,引起气体泄漏,而且还会危害人体健康。应加强天然气中汞的成因和检测技术研究,加强汞及其他有害气体的监测和脱除方法的研究。

(9)加强我国储油库、储气库选址和建库技术研究

储油库、储气库选址和建库具有战略意义。在我国盐穴储气库建设过程中,形成了一系列盐层储库建设技术,应加强相关技术的研究,并用于石油战略储备库的建设。

参考文献

[1]严陆光,黄常纲,谭宗颖,等(Yan Luguang,HuangChanggang,Tan Zongying,et al.).我国近期化石能源发展的展望、特点与生产及储运安全的重要性(Theprospects and characteristics of fossil energy developmentin the near future in China and the safety importance ofit’s production,storage and transport)[R].咨询专家组报告(Report of consulting specialist group),2011.7.

[2]刘光鼎,孙振纯,姜伟,等(Liu Guangding,Sun Zhen-chun,Jiang Wei,et al.).海上油气勘探与开发过程中安全科技问题的研究(A study on safety technology foroffshore oil developing)[R].咨询专家组报告(Reportof consulting specialist group),2011.7.

[3]戴金星,胡国艺,冯斌,等(Dai Jinxing,Hu Guoyi,FengBin,et al.).石油、天然气管道储运安全研究(A studyon safety technology for petroleum and natural gas storageand transport)[R].咨询专家组报告(Report of con-sulting specialist group),2011.7.

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海洋石油海上设施消防能力研究第9篇

关键词：海洋石油,海上设施,消防水需求,井喷,消防能力

海洋石油生产设施及作业设施是海洋石油作业活动的主体, 这其中包含人员居住及生产作业活动的主要易燃易爆场所是采油平台, 移动式钻井平台以及FPSO生产储油轮, 对这些设施的消防控制是海洋石油作业活动的重中之重, 虽然现在海洋石油根据作业设施上的特点已经发展了各类新型的灭火剂, 但是不可否认消防水仍然是海洋石油各类设施的核心灭火剂。对消防水系统的合理设计, 规范使用, 关系到这些海洋石油主体设施的海上安全及生存能力。

海洋石油生产设施及作业设施一旦发生火灾, 前期灭火阶段主要靠设施上自身的消防能力, 后期火灾援救阶段需要借助设施以外的消防能力, 根据历史资料统计, 海洋石油设施的前期消防能力对设施的最后生存起主要作用。下面结合中国海洋石油南海东部地区海上不同油气生产及作业设施的消防水能力作一分析及研究。

1 海洋石油设施消防水需求

海洋石油作业活动虽然在海上有取之不尽的水资源, 但是考虑设施大小、初期项目投资、以及经济合理性、消防水系统的设计也是按照合理消防需求来设计的。

1.1 海洋石油设施的消防水能力

根据这几年南海东部海域投入使用的海上钻采平台、FPSO储油轮已及使用的移动式钻井作业平台的消防能力我们将各自的消费能力归纳如表1海洋石油设施消防水能力。

从表1可以看出, 海上钻采平台及生产储油轮的最大火区的消防需求是确定的, 设计安装的消防泵的排量可以覆盖单个最大火区的消防需要, 而移动式钻井船的最大火区的消防需求是不确定的, 因为移动钻井船除了生活区及直升机甲板的消防需求可以确定, 而钻台附近的消防需求不是依据极端消防情况来确定消防能力, 通常它的消防能力是以设计建造设置的消防炮的能力来确定.后面我们会详述为什么会是这样的。

1.2 消防水的设计标准

海上设施消防水量大小决定了设施的消防能力, 根据美国消防协会要求, 油气生产设施的消防水量设计要求主要包含油气设施的冷却水量及两支19毫米的消防水枪的水量, 消防水计算工式如下:Q总=KAD+2Q水枪;式中Q总为平台总消防水量;K为水量修正系数, 一般取为1.15;A为平台一个火区内的消防水冷却总面积 (根据实际火区设备投影面积) ;D为消防密度 (一般最大取值为20.04 L/m2。min) ;Q水枪为消防水枪的流量, (一般取25 m3/h) 。

工程设计中海上平台及油气场所的最终水量的选用是根据火区大小来确定的。那么在火灾实际发生及发展的实例中, 平台消防冷却水主要是在火灾发展的前期阶段发生作用, 而在油气燃烧失控状态, 设施灭火的主要手段是消防水枪以及外界消防支援力量, 那么我们海洋石油不同设施的消防水量是否足够?以下通过对几种火灾场景来研究我们现有的设施消防水量是否充足。

(m3/h)

1.3 钻采平台消防水设计

以A-B平台消防水需求量设计为例, 我们来分析不同火区消防水用量是否充足。表2是根据美国防火协会NFPA15及NFPA20的设计标准对A-B平台不同火区核算出的消防水用量, 从表2可以看出, 提供一台排量为600m3/h的消防泵可以满足最大火区587.31m3/h的需求。平台一般设置为两台消防泵达到一用一备状态, 通常设计是采用不同动力源的一台电消防泵及一台柴油消费泵。

1.4 钻采平台特殊火灾场景

根据实际作业特点我们认为钻采平台有两种特殊火灾场景需要特别加以说明。

(1) 根据A-B平台消防水设计参数来推算, A-B平台上假如同时存在两个较大的火区发生火灾, 平台的单台消防泵提供的消防水量就受限, 总消防水需要量就要增加1.5倍以上, 如表2所示, 假如平台两个火区譬如底层甲板I及底层甲板II同时发生着火, 总的消防水需求就是1039.42 m3/h, 需要两台消防泵同时启动才能满足总的消防水需求。更极端情况是有三个以上的火区同时着火, 平台的消防泵总排量无法满足灭火要求, 需要外部消防援助。

(2) 另外一种极端条件就是钻井、修井以及生产作业过程中发生油气井喷, 根据已经掌握的国际及国内钻井平台消防标准, 目前所有钻井平台在控制油气井喷所需要的消防水量设计上都是没有明确的依据, 因为对于钻修井作业这种未知的作业活动, 一旦发生火灾, 无法确定喷出的油气量以及消防水用量采用标准, 那么我们就先以燃烧爆炸学中有关油气灭火热效应静态需要水量来进行理想状态消防水需要量核算, 参照徐晓楠《灭火剂与应用》中“扑灭火灾时, 1kg燃烧的烃类物质需要2 kg的水”来核算井喷状态时需要的消防水量, 不考虑井喷状态的油气燃烧率及燃烧速度, 以及燃烧时水蒸气对燃烧反应区的稀释等作用, 以南海东部地区A-B平台某油井油气产量为每小时100立方为例, 理论计算扑灭该油井井喷火灾井口区消防水量应达到每小时200立方的消防水, 而实际该平台的两支消防水炮排量为每小时228立方, 看似消防水量能够满足, 然而实际情况确是受到井喷火灾的特点, 一旦发生井喷, 如此小量的消防水是不足以灭掉井喷火灾的, 下面我们结合移动式钻井船的特点进一步分析井喷火灾。

(3) 移动式钻井船井喷控制消防水要求以2010年4月20日BP石油公司租用的深水地平线钻井平台在美国墨西哥湾发生的井喷着火及溢油事故为例, 我们来研究移动式钻井船的消防水需求, 根据该事故, 当时推断井喷油气量达到400~500 m3/h, 实际灭火所需要的消防水需求非常大, 单从静态热平衡来推断需要近1000 m3/h以上的消防水量, 根据事故报告知道, 钻井平台井喷着火后, 共有数条三用工作船在平台周围持续喷水灭火。每小时向深水地平线喷射数千立方的消防水, 但是井喷火焰依然没有被灭掉, 主要原因是消防船舶的水打上钻井平台后能够有效利用的消防水有限, 所以无法将井喷火灭掉。深水地平线钻井平台在发生井喷着火36小时后平台由于稳性丧失沉入海底最后导致井内油气完全泄漏。根据国内陆地油田近几年所发生井喷油井着火所需消防水来看, 一口油气井发生井喷, 如果需要完全灭火, 需要大约10倍油气流量的消防水才能完全扑灭井喷火灾。

从实际情况来推断, 移动式钻井船的消防水的设计主要目的不是用来灭掉井喷火, 而是给井喷控制人员提供一个安全保护环境, 能够实施冷却融化的结构物, 清除井口附近的障碍物并有效实施关井措施, 甚至帮助应急人员向井内注入压井材料从而达到控制井喷的目的。

2 外部消防支援

海洋石油生产及作业设施的消防能力有限, 在大型火灾及井喷失控着火情况下就需要外部消防支援, 首要的消防支援是平台附近担任守护的三用工作船, 下面结合南海东部地区现有船舶的消防能力进行简单分析。

南海东部海域根据实际作业安排, 目前租用了约30多条三用工作船, 每条船都基本上配有消防炮, 以下面举例的四条工作船的消防能力来看, 三用工作船的消防能力有大有小。在各种应急状态下可以调用足够的船舶应急灭火, 我们参照表3.某油田守护船的消防力, 来分析该油田的外部消防能力, 一旦该油田某个设施及平台发生极端着火甚至井喷着火, 在资源可以调配的情况小, 几条船舶可以同时提供每小时5000至10000立方的消防水 (如表3所示) 。

但是外部消防水对平台的灭火作用有其客观及负面限制, 再以BP石油公司美国墨西哥湾井喷溢油事故为例, 事故调查专家在事故调查及分析后得出过如下的结论:大量的外部消防水打上井喷的平台, 消防水进入了钻井船的浮箱中, 导致平台倾斜超过了临界角度, 最后平台翻沉海底, 进而导致井喷油井井口受损, 使得井喷溢油无法通过关井及压井措施来控制井喷, 最后引发了海上大面积溢油事故。因此海洋石油作业公司在采用外部消防水的使用上要考虑平台整体结构的安全性, 以及海洋环境的保护的重要性。

在增强平台的外部消防能力基础上, 考虑对环境, 平台结构影响最小, 提高对井喷失控的控制, 可以考虑在陆地统一储存一些高效灭火剂, 一种是重质消防泡沫, 一旦需要可以通过三用工程船的消防炮提升的海水与消防泡沫混合后然后进行设施井喷灭火。另一种是消防干粉, 如果能解决干粉向着火区喷射距离较短的问题, 干粉的高效灭火性能必将对井喷火灾有非常好的控制作用。

3 结论与建议

充分认识消防水对海洋石油设施的重要性, 要结合海洋石油设施本身的消防能力, 根据各自的作业特点以及极端特殊火灾场景制定战略与战术消防技术。油气生产公司应结合海上设施的人身安全保护、设施财产保护以及海洋环境保护来制定消防策略, 可以有针对性地提前制定消防预案, 尤其是对井喷火灾, 要明确在无法保障关井及压井的前提下可供选择的消防预案是否可用。

参考文献

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海洋石油污染的危害及防治对策第10篇

关键词：海洋,石油污染,危害,防治

0 引言

海洋占了地球表面积的71%, 在人类社会发展史中占有非常重要的地位, 为人类提供了丰富的矿产资源、空间资源、生产资源等。但随着石油工业和海上油运的发展, 石油作为全球性的污染物, 正以大大超过其他污染物的量进入海洋。据统计, 全球每年生产的32×108t石油中, 约有320×104t进入海洋环境。通常1 t石油可在海上形成覆盖12 km2范围的油膜, 由此形成的大面积油膜将阻隔正常的海气交换过程, 使气候异常, 影响了生物链的循环, 从而破坏了海洋生态平衡, 而且也浪费了宝贵的石油资源。我国油污染也非常严重, 全国每年直接排入近海的石油约10余万t, 仅渔业损失每年就达数亿元。据全国海洋环境监测网监测, 我国近海油类含量超过一二类海水水质标准的海域面积已达到5.6万km2。

1 海洋石油污染的来源及原因

海洋石油污染按石油输入类型可分为突发性输入和慢性长期输入。突发性输入包括油轮事故和海上石油开采的泄漏与井喷事故, 而慢性长期输入则有港口和船舶的作业含油污水排放、天然海底渗漏、含油沉积岩遭侵蚀后渗出、工业民用废水排放、含油废气沉降等。而造成污染的原因主要体现在:石油的海上运输频繁使海上溢油事故发生几率增大;港口装卸油作业频繁, 存在溢漏油的隐患;油轮的大型化增添了发生重大海上溢油事故的可能性, 提高了溢油处理的难度;海上油田石油勘探开发中的泄漏和采油废水排放等。

石油污染按其来源分为两类:一是自然源;一是人为源。其中自然来源约占92%, 人类活动来源约占8%。自然源主要是由于海洋中含油地层被抬升, 导致石油渗出覆盖层造成海洋污染;人为源不仅包括海上石油开采、海上石油运输事故的漏油事故造成的污染, 还包括城市和工业产生的污水及海洋倾倒造成的污染。

2 海洋石油污染的危害

石油污染危害海洋资源, 影响生态平衡。石油中含有数百种化合物, 主要由烷烃、芳香烃及环烷烃组成, 约占石油含量的50%~98%, 简称为石油烃, 其余为非烃类含氧、含硫及含氮化合物。溢油在海洋环境中主要以漂浮在海面的油膜、溶解分散 (包括溶解和乳化状态) 、凝聚态残余物 (包括海面漂浮的焦油球以及在沉积物中的残余物) 三种形式存在。海洋石油污染的危害主要包括生态危害和社会危害。

2.1 生态危害

1) 影响光合作用。石油污染破坏海洋固有的CO2吸收机制 (形成碳酸氢盐和碳酸盐, 缓冲海洋p H值) , 从而破坏了海洋中O2、CO2的平衡;油膜使透入海水的太阳辐射减弱, 阻碍阳光射入海洋, 使水温下降, 破坏了海洋中O2、CO2的平衡, 这也就破坏了光合作用的客观条件;分散和乳化油侵入海洋植物体内, 破坏叶绿素, 阻碍细胞正常分裂, 堵塞植物呼吸孔道。

2) 影响海气交换。油膜覆盖于海面, 阻断O2、CO2等气体的交换。O2的交换被阻碍, 导致海洋中的O2被消耗后无法由大气中补充, CO2交换被阻首先破坏了海洋中CO2平衡, 妨碍海洋从大气中吸收CO2形成HCO3-、CO32-盐缓冲海洋p H值的功能, 从而破坏了海洋中溶解气体的循环平衡。

3) 消耗海水中的溶解氧。油膜覆盖影响海水复氧, 石油分解, 消耗水中溶解氧, 造成海水缺氧, 根据科学研究表明, 1 kg石油形成的浮在水面的油膜完全氧化需要消耗40×104L海水中的溶解氧, 即1mg石油氧化约需要3~4 mg溶解氧, 引起海洋中大量藻类和微生物死亡, 厌氧生物大量繁衍, 海洋生态系统的食物链遭到破坏, 从而导致整个海洋生态系统的失衡。

4) 毒化作用。芳烃 (PAHs) 作为海洋环境最严重的有机污染物, 广泛分布于海洋环境中, 由于其潜在的毒性、致癌性及致畸变作用, 对人类健康和生态环境具有很大的潜在危害。石油泄漏到海面, 几小时后便会发生光化学反应, 生成醌、酮、醇、酚、酸和硫的氧化物等, 对海洋生物有很大的危害。石油污染物进入海洋环境会对水生生物的生长、繁殖以及整个生态系统发生巨大的影响。石油中所含毒稠环芳香烃在平台或排污源附近, 生物体受影响的程度比较严重, 表现在生理代谢异常、组织生化改变等, 从而扰乱物种的生物繁殖, 改变生物群落的生态结构和生活特性, 有些改变可能是不可逆的或致死性的。烃类经过生物富集和食物链传递能进一步加剧危害, 危害人体健康。

5) 引发海洋赤潮。在石油污染严重的海区, 赤潮的发生概率增加, 虽然赤潮发生机理尚无定论, 但应考虑石油烃类的影响。研究表明, 高浓度石油烃可对海洋浮游植物生长产生抑制作用, 低浓度石油烃可产生促进作用。石油污染影响多种海洋浮游生物的生长、分布、营养吸收、光合作用及浮游植物参与二甲基硫 (DMS) 的产生和循环的过程, 可以引发赤潮。例如, 渤海赤潮发生重点水域往往也是石油烃高浓度区, 主要包括莱州湾、渤海湾、辽东湾等沿岸水域。

6) 全球效应。石油污染必将加剧温室效应, 也可能促使厄尔尼诺现象的频繁发生, 从而间接加重“全球问题”。

7) 破坏滨海湿地。石油开发等人为活动导致我国滨海湿地丧失严重。据初步估算, 我国累计丧失滨海湿地面积约219万hm, 占滨海湿地总面积的50%。

2.2 社会危害

1) 石油污染对渔业的危害。由于石油污染抑制光合作用, 降低溶解氧含量, 破坏生物生理机能, 海洋渔业资源正逐步衰退, 我国近海渔业年产量逐年下降, 部分鱼类濒临灭绝。烃类对于新兴的海洋养殖业的伤害也不可忽视, 被污染水域使养殖池无法正常换水, 恶劣水质使养殖对象大量死亡, 滩涂贝类也因污染大量死亡。被烃类玷污的鱼、虾、贝类带有臭味, 失去食用价值。

2) 石油污染对工农业生产的影响。海洋中的石油易附着在渔船网具上, 加大清洗难度, 降低网具效率, 增加捕捞成本, 造成巨大经济损失。而对海滩晒盐厂, 受污海水无疑难以使用。对于海水淡化厂和其他需要海水为原料的企业, 受污海水必然大幅增加生产成本。

3) 石油污染对旅游业的影响。海洋石油极易贴岸而玷污海滩等极具吸引力的海滨娱乐场所, 影响滨海城市形象。

4) 海洋石油污染会经食物链危害人的健康:石油的化学组成极其复杂, 目前从其中已分析出200多种单纯的成份, 限于技术上的难度, 某些成份还很难分离出来, 其中许多有害物质进入海洋后不易分解, 不仅危害水生生物, 并经生物富集, 通过食物链进入人体, 危害人的肝、肠、肾、胃等, 使人体组织细胞突变致癌, 对人体及生态系统产生长期的影响。

3 海洋石油污染的防治方法

目前国际上通行的治理及回收石油的技术、方法大概分以下几类:物理处理法:如使用清污船及附属回收装置、围油栏、吸油材料及磁性分离等;化学处理法:如燃烧、使用化学处理剂 (如乳化分散剂、凝油剂、集油剂、沉降剂) 等;生物处理法:人工选择、培育, 甚至改良这些噬油微生物, 然后将其投放到受污海域, 进行人工石油烃类生物降解。其中, 生物降解法的优点在于迅速、无残毒、低成本, 是目前研究的重点。微生物降解石油烃的速率主要与微生物的种类和数量及其介质的温度有关, 还与石油组分的性质和分散的程度有关, 分散程度大, 降解的速率也大。

3.1 物理处理法

在溢油事故处理中实际应用的物理处理法有以下几种:

1) 围栏法:石油泄漏到海面后, 首先用围栏将其围住, 阻止其在海面扩散, 然后再设法回收。围栏应具有滞油性强、随波性好、抗风浪能力强、使用方便、坚韧耐用、易于维修、海生物不易附着等性能。围栏既能防止溢油在水平方向上的扩散, 又能防止原油凝结成焦油球, 在海面垂直方向上的扩散, 即在海上随波飘流。

2) 撇油器:撇油器是在不改变石油的物理化学性质的基础上将石油回收, 当前常用撇油器有以下几种:吸式撇油器:主要类型有真空撇油器、韦式撇油器、涡轮撇油器。吸附式撇油器:主要类型有带式撇油器、鼓式撇油器、毛刷式撇油器、圆盘式撇油器、拖把式撇油器。重油撇油器和一般撇油器的操作方法相同, 但是重油撇油器是用来去除高粘稠石油和乳化油水混合物的。

3) 吸油材料:可使用亲油性的吸油材料, 使溢油被粘在其表面而被吸附回收。吸油材料主要用在靠近海岸和港口的海域, 用于处理小规模溢油。制作吸油材料的原料有以下三种:高分子材料:聚乙烯、聚丙烯、聚醋等;无机材料:硅藻土、珍珠岩、浮石和膨润土等;纤维:稻草、麦秆、木屑、草灰、芦苇等。

3.2 化学处理法

1) 分散剂:溢油分散剂是由表面活性剂、渗透剂、助溶剂、溶剂等组成的均匀透明液体。分散剂可以减少石油和水之间的表面张力使溢油在水面乳化形成O/W型乳状液, 从而使石油分散成细小的油珠分散在水中, 使溢油微粒易于与海水中的化学物质反应, 易于被能降解石油烃的微生物所降解, 最终转化成CO2和其它水溶性物质, 加速了海洋对石油的净化过程。油分散剂一般用量为溢油的1%~20%, 它使用方便, 效果不受天气、海水状况所影响, 是在恶劣条件下处理溢油的首选方法, 目前在国内被广泛用于处理常规溢油事故, 但是分散剂在使用过程中可能破坏生态环境。

当今国际上主要使用的分散剂有:传统的分散剂, 浓缩无水分散剂和浓缩加水分散剂。

2) 凝油剂:它可使石油胶凝成黏稠物或坚硬的果冻状物。其优点是毒性低, 不受风浪影响, 能有效防止油扩散。

3) 其他化学制品:用于破坏油水混合物的破乳剂;用于加速石油生物降解的生物修复化合物;此外还有燃烧剂和黏性添加剂等。

3.3 生物处理法

在天然环境中存在一些具有降解石油烃类的噬油微生物, 它们也是石油烃类的自然归宿之一。所谓生物处理法, 即是人工选择、培育, 甚至改良这些噬油微生物, 然后将其投放到受污海域, 进行人工石油烃类生物降解。在自然环境中细菌、真菌、酵母菌、霉菌都能参与烃类降解。在海洋中细菌和酵母菌为主要降解者。微生物的降解速度与油的运动、分布、形态和体系中的溶解氧含量有关。使用生物降解法的优点在于迅速、无残毒、低成本, 是目前研究的重点;但生物在配合使用化学药品除油时生长、繁殖会受化学品的抑制, 同时也要选择适当菌种以减小对当地生态系统的影响。

4 结语

海洋石油开发第11篇

关键词：海洋石油装备市场分析发展趋势

石油是未来世界很长一段时间内能源消费的主要来源，但是目前全球石油储量增长乏力，陆上石油资源危机问题日渐突出，未来急剧增长的石油需求使世界石油工业面临极大的挑战，因而寻找储量的接替区域迫在眉睫。随着世界各国海洋石油开发力度的不断加大，石油资源勘探开发从陆地转向海洋、浅海转向深海已成必然趋势，21世纪是海洋石油开发的时代已经成为全球共识。海洋石油装备作为支持海洋石油发展的重要基础，海洋石油装备市场势必迎来广阔的发展空间。目前全球已有100多个国家在进行海上石油勘探，其中已经进行深海勘探的有50多个国家[1]。在未来相当长的一段时间内，国际海洋石油装备市场将持续成为世界经济的热点。本文对于国际海洋石油装备市场规模、竞争状况进行分析，以及对其未来发展趋势进行解读，以期为我国石油装备企业更好参与全球竞争提供建议。

1 国际海洋石油装备市场规模

1.1 海陆石油资源分析

陆地石油储藏发现潜力已弱。石油消费需求的增长与生产的不足已经逐渐显现，而陆地石油经历多年开采以后已经难以再有大的储量发现。目前陆地石油探明率在70%以上，而且已探明的巨型规模以上油气田仍大都分布于陆地上。然而在欧洲巨型规模以上的油气田已经全部位于海洋上。在1998-2008历年新发现的油田中，陆地储量的占比已处于逐渐走弱的趋势。

海洋石油资源蕴藏丰富。据《油气杂志》统计，截至2006年1月1日，全球石油探明储量为1757亿，全球海洋石油资源量为1350亿吨。当前探明储量约为380亿吨，探明率为30%左右，尚处于勘探早期阶段。据剑桥能源咨询公司统计，2009年海洋石油产量已占全球石油总产量的33%，预计到2020年，这一比例升至35%。

1.2 海洋油气开发投资上升

对于未来几年全球每年在海洋油气开发方面的投资力度，不同的组织给出了如表1的预测：

根据三大国际权威机构预测，2013年全球海上石油开采的投资将达到$3600亿元。通常，在海洋油气资源开发总投资中，海工装备将占总投资的20%-25%。保守估计，世界海洋工程装备市场的年均容量$700元以上，未来5年海洋工程装备投资总额至少为$3500亿元[2]。

2 国际海洋石油装备市场竞争状况

2.1 海洋工程装备市场竞争状况

按照业务特点和产品种类，海洋工程装备建造商可分为三大阵营。处于第一阵营的公司主要在欧美，垄断着海洋工程装备开发、设计、工程总包及关键配套设备供货；第二阵营是韩国和新加坡，在总装建造领域占据领先地位；中国还处于制造低端产品的第三阵营。

在自升式钻井平台和半潜式钻井平台建造领域，新加坡、中国和阿联酋占据主导地位，截至2009年底，新加坡、中国和阿联酋自升式钻井平台手持订单54座，市场占有率77%，半潜式钻井平台手持订单39座，市场占有率85%。

浮式钻井平台制造领域，韩国四大船企在钻井船和FPSO方面有优势，这四大船企手持钻井船39艘，世界市场占有率93%；新建FPSO手持订单9艘，世界市场占有率75%。

深水半潜式钻井平台和FPSO改装领域，新加坡吉宝和胜科海事[3]手持半潜式钻井平台23座，世界市场占有率46%；手持FPSO改装船11艘，世界市场占有率58%。

2.2 海上合同钻井市场竞争状况

全球海上合同钻井市场中，Transocean所占份额最大，达到25%，而其他公司份额均不足10%。Transocean的市场地位较为强大，而其他生产商每年的市场份额变化是微乎其微的，但是市场中更小的参与者也可以公平地参与市场份额的分配。Transocean和Ensco在2007年底的增长速度就开始放缓了，主要因为浅水市场环境恶化，而新的深水钻井船所带来的上端收入无法弥补低端市场的疲软。

3 国际海洋石油装备市场发展趋势

3.1深水平台是重点发展领域

深海、超深海和北极海洋地区拥有极为丰富的油气资源，而且目前的勘探程度比较低，油气发现潜力巨大，随着其他地区油气产量的下降，深海和北极将成为全球油气勘探开发的热点地区。浅海油气田的总储量虽然仍占主导地位，但主要是与中东一些巨型油田所占的比重有关。然而，深海油气田的平均储量规模和平均日产量都明显高于浅海油气田。2007年，深海油气产量占到全球油气总产量的10%-15%。据预计，到2010年，全球深海油气储量可达40亿吨左右，其中墨西哥湾约10亿吨，西非海域22亿吨，巴西海域8亿吨[1]。

3.2 非洲、中东、拉丁美洲逐渐成为需求中心

世界海上石油产量从1960年开始一直稳步上升，在2010年左右将达到一个峰值。从各大区域来看，北美海上石油产量仍将有小幅度的增加，而西欧海上石油产量自2010年达到峰值后，将一直保持下降的势头。到2015年，非洲、中东和拉丁美洲将占世界海洋石油产量的50%以上。产量的逐年增长，需要先进的海洋石油装备保障，因而非洲、中东、拉丁美洲将逐渐取代北美、西欧成为海洋石油装备的需求中心。

3.3 亚太地区发展速度快

据Mackay咨询公司分析，在中东之外，亚太地区有望成为继英国北海、墨西哥湾之后世界上第三大海洋油气生产区。中国、俄罗斯、印度、澳大利亚以及马来西亚是亚太地区海洋油气项目及投资增长最快的国家。到2009年，亚太地区海洋石油产量占世界海洋石油总产量的17%；亚太地区海洋油气总投资占到世界总投资的19.5%，是世界八大区中增速最快的。

4 我国海洋石油装备企业发展建议

尽管海洋石油装备产品具有很高的利润，相当的吸引力；但与此同时，海洋石油装备产品具有高科技、高投入、高风险的三高特点，也就决定了进入者必须承受巨大的风险。面对国际海洋石油装备市场持续高涨的需求，为了

不断发展和保有长久生命力，必须做好以下工作，具体如下。

①技术上：在立足自主研发的基础之上，依托重大海洋石油裝备项目，通过引进吸收国外先进技术，实现再创新和自主研制，尽快缩小与国外的技术差距；通过与国外具有先进技术水平的企业合作，开展联合设计和制造，全面提升海洋石油装备的制造水平。

②人才上：加快人才培养，密切跟踪国外设计、研发动态，学习国外的先进技术，做到高起点研发；积极引进高端人才，包括从国外高薪聘请顶尖人才，为我所用。

③市场上：在技术支持和人才保障的基础上，确定市场定位，明确市场方向；把握中东、非洲和拉丁美洲的产量动态以及随着亚太地区迅速发展所带来的巨大机遇。

④产品上：逐步由船体、船壳制造向总承包转变，产品由自升式等浅海装备向半潜式、FPSO等深海装备扩展；并且提升海洋石油装备配套产品的国产化率，重点逐步解决动力定位系统、中央集成控制系统等高端技术。

参考文献：

[1]张波.浅析全球海洋石油工程市场现状及发展趋势[J].石油化工管理干部学院学报，2009（2）：20-23.

[2]苗玉坤，赵雪峰.我国海洋石油装备现状及市场前景[J].石油矿场机械，2011（9）：29-32.

[3]王立忠.论我国海洋石油工程技术的现状与发展[J].中国海洋平台，2006，04.

[4]苏斌，冯连勇等.世界海洋石油工业现状和发展趋势[J].中国石油企业，2006（3）：138-141.

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海洋石油平台变压器调试技术第12篇

在平台上,通常有中高压变压器和低压变压器两种。中高压变压器变比规格一般有35 kV/0.4 kV、10 kV/0.4 kV、6.3 kV/0.4 kV等。它通常是将主发电机或海缆输送的中高压电力转化为400 V,供平台动力设备,比如泵、电动吊机等设备使用。而低压变压器的变比规格一般为400 V/220 V。它主要是进行二次变压,将400 V电压转化为220 V电压,以供照明、插座或其他控制系统使用。

1调试方法

作为平台电力系统中关键的电力变换设备,变压器的调试工作是非常重要的。下面就介绍一下平台变压器的典型调试步骤。

1.1前期准备和检查

变压器调试的前期工作主要包括环境检查、安全准备和外观检查三个方面。

1.1.1环境检查

调试区域应保证干净、整洁,具备充足的照明条件,并应防止杂物在调试期间进入变压器内。

1.1.2安全准备

由于变压器调试中包含带电测试,具有安全隐患因素,所以应做好以下准备工作:①调试人员劳保用品必须佩戴齐全;②调试区域应用警示带隔离,无关人员不得进入调试现场;③调试区域严禁存放可燃、有毒、有害危险品,且禁止交叉作业;④紧急疏散通道畅通,逃生路线标示明确;⑤配备足量、合格的消防灭火器具。

1.1.3外观检查

外观检查包括以下几点内容:①检查变压器的组装是否完成,有无配件缺失。②检查变压器外壳及部件油漆是否完好,有无破损。③检查变压器是否按照图纸安装就位,检查设备安装检验报告。④对照变压器铭牌核对变压器信息,注意检查变压器的防护等级。⑤检查变压器内部是否有异物和灰尘。如果有,应及时清扫。

1.2绝缘测试

绝缘测试是变压器上电前十分重要的一步,它将直接决定变压器的运行状态。通常,我们要测试绝缘的项目有变压器原边对地绝缘值、变压器副边对地绝缘值、变压器原副边间绝缘值、铁芯对地绝缘值。

只有在各项绝缘值均满足技术文件要求的情况下,方可进行上电试验。当遇到恶劣天气,表面有凝露或结霜时,变压器的绝缘值将大大降低。此时,应采取启用加热器等方法除湿。

1.3回路检查

检查变压器进出线电缆接线是否正确,检查温控器接线是否正确,并检查变压器外壳和铁芯接地是否良好。

铁芯接地良好是为了消除铁芯的悬浮电位,防止放电现象的发生。而在绝缘测试中测量铁芯绝缘,是为了保证铁芯没有重复接地,避免环流产生。

1.4功能测试

功能测试通常是指上电测试,测试内容有以下几点:①测试变压器温度控制器的功能。②测试冷却风扇功能,检查风机运行状态和转向。为避免杂物进入,冷却风扇通常是排风扇。③连接变压器动力电源进行空载冲击合闸试验。一般冲击5次,每次间隔不少于5 min。④在变压器空载状态下,测量一次侧和二次侧的空载电压、空载电流,检查变压器的三相是否平衡。⑤在变压器负载状态下,测量一次侧和二次侧的负载电压、负载电流,检查变压器的三相是否平衡。⑥在变压器运行后,检查变压器的噪声。⑦在变压器运行后,测量变压器的温升值。⑧模拟测试变压器报警与跳闸信号是否正常,动作是否可靠。

对于带有有载调压装置的变压器,还应确保变压器有载调压装置工作正常。

1.5试验后工作

试验后,还需做好以下工作:①断开电源,将所有开关恢复到安全位置;②拆除警戒带,移除警示牌;③清理调试现场。

2常见问题及分析

2.1铁芯对地绝缘不良

铁芯对地绝缘不良的主要原因有:①可能是铁芯外部绝缘层破损。此时,需要找到破损点并进行绝缘修复。②有杂物连通铁芯和地。此时需要对变压器进行清扫,去除杂物。

2.2冷却风扇转向错误

原因分析:风扇内部接线有问题。由于变压器冷却风扇电机通常为220 V单相电机,所以在进行转向调整时,应打开风机接线盒,将其内部运行电容上的两根线对调。

2.3变压器运行振动大

原因分析:振动问题一般是因部件连接不牢固引起的,例如变压器本体与底座的连接、铁芯的连接等。此时,应认真检查各连接件,并重新紧固。

2.4二次侧电压不平衡或缺相

二次侧电压不平衡或缺相的原因为:①供电设备缺相,导致一次侧缺相,二次侧相应缺相;②接线不牢固,导致相应相电压与实际有偏差;③线圈出现故障,导致不能按照额定变比输出。