陆上油田作业区二氧化碳采油工艺安全经验分享ppt课件.pptx
,汇报内容,一、二氧化碳采油过程中发生的三次事件二、二氧化碳采油工艺存在问题和风险三、二氧化碳采油工艺安全措施及下步打算,一、二氧化碳采油过程中发生的三次事件,2012年11月份以来，陆上作业区先后出现了G104-5P7套管闸门铜套断裂；LB2-21-3、LB2-5、LB2-7三口二氧化碳驱受效井压力突增；N15-18井生产闸门冻裂险情。由于应急抢险及时，险情均得到控制。,现将二氧化碳采油工艺三次事件发生经过、应急情况、问题分析进行总结、分享：,（一）G104-5P7井二氧化碳吞吐后套管闸门铜套断裂事件,1、事件经过 G104-5P7井为高浅北区Ng6小层的一口油井。该井2012年9月30日进行二氧化碳吞吐施工，10月4日二氧化碳吞吐305方、挤水45方后，关井闷井33天。 11月7日上午巡井落实井口油压 0.8 MPa，套压 6 MPa。 2012年11月7日11:00 时，采油三区接工艺所注水室G104-5P7井放压通知后，安排G17转中心站检查井口流程。上午11:20左右，G17转中心站技术员张星到井口检查流程，发现流程油套连通阀门下法兰垫子处有冰，并有气体刺漏声音，怀疑套管阀门不严内漏，用手搭在套管闸门外流程管线上，感觉有气体流动，于是用管钳紧固套管阀门，刚一用力，铜套连同丝杠、手轮一同弹出，井内高压气体从油套连通下端垫子处刺出。,1、事件经过 张星立即到站上汇报正在参加中心站班前讲话的副经理文斌，文斌立即组织中心站员工吴津芳、王林、朱振阳用铁丝对阀门手轮与本体进行加固，防止弹出；并立即汇报生产指挥中心、监督站，并且启动采油三区应急预案，组织下游人员撤离，关闭井站明火，封路，并组织员工穿戴正压式呼吸器进入现场进行气体检测，未发现H2S、天然气。11点30分，当套压降至4MPa时，刺漏处见水。 监督站接到通知后，立即组织应急队伍进行抢险。12 点 10 分，抢险队伍到达现场；13 点 20分，从该井套管另一侧套压表阀门连接好地面管线，进行放（压）喷进罐； 14点 10 分，井口液量及压力降至零，观察半小时井口油套无异常，抢险队伍开始更换套管阀门；15点05分，阀门更换完毕，抢险结束。,（一）G104-5P7井二氧化碳吞吐后套管闸门铜套断裂事件,2、事件原因分析（1）直接原因 该井闸门铜套有内伤（见图1），无法发现，紧闸门过程中，造成铜套断脱，闸门失控，是造成此次事件的主要原因。,图1 断裂的闸门铜套,（一）G104-5P7井二氧化碳吞吐后套管闸门铜套断裂事件,经过调查、查阅资料分析，此闸门铜套断裂处暗红色位与铸件冷裂裂纹极度吻合（见图2注释），是由于铸件表面缺失、尺寸与形状偏差以及温度等原因引起应力集中所致。【锻造工程-铸件裂纹形成的原因分析，文章编号：1673-3320（2010）04-0012-04）】,图2 铸件的冷裂裂纹,（一）G104-5P7井二氧化碳吞吐后套管闸门铜套断裂事件,（2）间接原因 采油井区检查发现套管闸门外流程结冰现象，怀疑闸门内漏，在未考虑井筒内压力、二氧化碳低温的影响，未进行分压、泄压的情况下采用管钳紧固套管阀门不符合闸门的检查与安装规范SY/T 4102-95中“4.1.6 闸门试验时，应由一人正常的体力进行关闭”。属于操作不当致使铜套断裂。 该井二氧化碳吞吐施工时井口最低温度为-18左右，注气完后又挤注活性水45方，温度约为40左右，即温差为60左右，急剧的温差变化对自身气密封性就差的铸件影响较大，可能造成密封部位被气体侵入后密封不严。,（一）G104-5P7井二氧化碳吞吐后套管闸门铜套断裂事件,（3）管理原因 该井250采油树，是2004年投产时安装的采油树，当时存在多厂家供货，均为低价中标进入冀东市场，未有明确的采油树工程技术指标及参数要求（耐温、耐腐蚀等）。 由于冀东油田目前在用采油树比较杂乱，现在井下公司井控车间，查询不到生产厂家和任何发放使用记录；且目前采油树没有报废使用年限，也没有对采油树的内损、腐蚀等相关的鉴定手段，造成采油树使用多年受地层出砂冲蚀、流体腐蚀等因素影响而“带病”生产。 采油树日常保养不到位，未有保养记录。,（一）G104-5P7井二氧化碳吞吐后套管闸门铜套断裂事件,（二）二氧化碳驱受效油井压力突增事件（LB2-21-3、LB2-5、LB2-7）,陆上油田作业区2011年底完成二氧化碳重力驱注入准备工作（11口受效油井均换成承压25Mpa耐二氧化碳低温、腐蚀防喷盒），两口注入井LB1-28、LB1-16分别于2011年11月22日，2012年1月8日开始注入液态二氧化碳，截至目前两口井已累计注入二氧化碳14740吨。 二氧化碳注入后，LB2-9、LB2-7等井先后受效，监测出二氧化碳且浓度进一步升高时关井观察。,1、事件经过 2012年11月27日上午9：45，陆上油田作业区采油二区巡井发现位于L19-18平台的LB2-21-3井压力突增至22Mpa，汇报工程技术科及主管领导后，工程技术科组织队伍应急上罐准备放压(控压)。准备工作就绪后4mm油嘴控制放压，出口为二氧化碳，5分钟后停止出气，出口持续返液，压力下降缓慢。 LB2-21-3井放压准备期间，安排蚕三平台二氧化碳注入井（LB1-16、LB1-28）停注，现场落实压力LB1-16关井压力为12.5Mpa，LB1-28关井压力为3Mpa。同时检查同平台受效油井，查两口井压力异常：LB2-7井油压18.5Mpa，套压18.5Mpa；LB2-5井油压10Mpa，套压14Mpa，立即组织应急队伍对这两口井也开始放压。,（二）二氧化碳驱受效油井压力突增事件（LB2-21-3、LB2-5、LB2-7）,1、事件经过 11月29日LB2-21-3现场落实该井油压0.4Mpa，套压11Mpa，液量32.7吨，油0.1吨，含水99.7；关井检查油嘴，发现油嘴及正对的丝堵被携砂液刺损，丝堵刺损孔眼最大内径36.8mm，险些击穿；油嘴内径最大刺损至12mm，刺损较为严重（见图3），检查坏损部位细砂清晰可见。,（二）二氧化碳驱受效油井压力突增事件（LB2-21-3、LB2-5、LB2-7）,图3 LB2-21-3井丝堵、4mm油嘴被刺损图,2、此次事件经验教训 根据上述情况，可以看出，二氧化碳驱带来的安全隐患等负面影响极大，管理及应急难度也极大，突出表现出以下几点： （1）应急反应时间短。 二氧化碳受效油井基本上都是受效后压力突增，目前柳北二氧化碳受效油井基本上都是250型铸件采油树，若井口自身再存在些许质量问题，可能造成应急队伍在未赶赴现场时就已失控。 （2）应急处理难度大。 主要因为二氧化碳受效后油井停井观察，油管内的油受二氧化碳低温影响基本上都冷凝结蜡，压力异常后，无法进行洗压井作业，有效控压办法只有装油嘴放压控制。考虑安全，放压过程中需要频繁检查油嘴，对于受二氧化碳影响的高压油井，频繁操作井口极易出现G104-5P7井闸门坏损失控险情。,（二）二氧化碳驱受效油井压力突增事件（LB2-21-3、LB2-5、LB2-7）,2、此次事件经验教训 （3）应急管理及后期治理工作量较大。 为确保安全，对可能受效的油井及以后新增的4口二氧化碳驱注入井可能影响的油井，有必要将原井250型铸件采油树更换为气密性较好350型DD级采油树，并更换普通防喷盒（耐压15MPa）为耐二氧化碳低温、腐蚀防喷盒（耐压25MPa）；对于已受效或气窜的油井，需要择机上作业起出目前生产管柱，完井下入喇叭口改为压力监测井或自喷生产管柱。 对于已受效、压力不高、液面已在井口而不开井生产油井，为确保冬季安全，根据各井情况对井口进行包裹防冻，如有必要安装电加热带保温防冻处理（由于油管内液满，为防止井口冻裂进行防冻包裹处理）。,（二）二氧化碳驱受效油井压力突增事件（LB2-21-3、LB2-5、LB2-7）,（三） N15-18井生产闸门冻裂井喷未遂事件,1、事件经过 N15-18井隶属于采油六区N38中心站D4平台，2012年11月18日，二氧化碳注入300吨后，关井焖井到12月7日第20天时（工艺设计计划30天），发生250生产闸门冻裂崩出的井控未遂事件。当日上午落实井口压力：油压4.7MPa，套压 5.2MPa。,1、事件经过 2012年12月7日8：30左右，N38中心站员工吴云超等三人在D4平台巡井过程中发现N15-18井生产闸门冻裂，裂纹约有20厘米（图4），立刻向采油六区中控室及N38中心站站长许德用汇报现场情况，采油区主管工程师隋孝斌立即赶到现场，9:30时将情况上报工程技术科，工程科张宝利立即启动陆上作业区应急抢险预案。随后，陆上作业区总工程师李勇、工程科张宝利、监督站李晓杰、应急抢险队伍于10:00-10:30相继赶到N15-18井场，并于途中，组织应急器材赶往该井。,图4 N15-18生产闸门冻裂,（三） N15-18井生产闸门冻裂井喷未遂事件,1、事件经过 现场落实N15-18井油压5.0MPa，冻裂的250闸门随时会发生闸芯崩出的险情。总工程师李勇立即组织制定现场应急抢险方案及安全措施。 11:00时，应急大罐、管线等到现场，立即连接套管放压管线，11:30时开始5mm油嘴控制放套降压，出二氧化碳气体并伴有结霜，放压到12:30时，套管压力下降至3.5MPa，油管压力上升至6.3 MPa，发现套管有气伴水同出现象，观察冻裂闸门下部滴水，有冰融化的迹象。 在观察到12:47时，突然冻裂闸门分离，闸门闸芯崩飞出距井口3米以远。在观察到失控的闸门出大量水的情况下，立即组织应急抢险队伍带压卸换损坏的闸门，安装闸门过程中，气体开始上串，出口流量越来越大，喷出气水平刺达50米，经过抢险队伍的艰苦抢装，于下午13:05更换完闸门并关闭，控制住了险情。关井油压6.5 MPa。,（三） N15-18井生产闸门冻裂井喷未遂事件,冻裂的油管250生产闸门,崩出闸心的250生产闸门,崩飞的250闸门闸心,抢换闸门,（三） N15-18井生产闸门冻裂井喷未遂事件,2、事件原因分析 （1）直接原因 二氧化碳吞吐准备前期由于下入泵需要管柱试压，完井后泵管柱及采油树内腔充满水，且液态二氧化碳低温注入并伴随着气化（吸收大量热），加之天气处在零下10度左右，造成焖井后采油树内腔体积水结冰膨胀，冻裂闸门本体。 （2）间接原因 采油树质量问题。该井采油树为铸件材料，无论是结构、耐压、耐低温、密封性、耐腐蚀、材料性能、安全性都无法和锻件材料相提并论，铸件加工工艺存在较多弊端致使产品在气密封、耐压、耐剪切力等能力均较差，且冀东油田采油树前几年采取低价中标的形式进行选商，造成采油树性能可靠性低。,（三） N15-18井生产闸门冻裂井喷未遂事件,2、事件原因分析 (3)管理原因 二氧化碳驱及二氧化碳注入工艺项目实施初期无经验，对注入安全风险识别与预防控制措施识别不到位，处于摸着石头过河阶段。 由于对二氧化碳施工工艺安全及井控安全风险识别不足，井口采油树在天气突然降温及低温注入的条件下未进行井口防冻处理。,（三） N15-18井生产闸门冻裂井喷未遂事件,汇报内容,一、二氧化碳采油过程中发生的三次事件二、二氧化碳采油工艺存在问题和风险三、二氧化碳采油工艺安全措施及下步打算,二、二氧化碳采油工艺存在问题和风险,通过对二氧化碳采油过程中出现的各种事件的调查分析，我们认为目前二氧化碳采油存在有如下问题：,1、目前250型铸件采油树不能满足二氧化碳采油工艺技术使用（耐低温、耐腐蚀、耐高压等）。 2、目前冀东油田没有采油树的使用年限及报废处理意见，使用年限较久、且多次进行酸化解堵等施工的采油树是否满足注二氧化碳工艺采油需求不可知。 3、二氧化碳采油工艺若前期准备不充分（不更换350型DD级采油树和更换耐低温、高压、腐蚀防喷盒等），后期油井受效时隐患治理费用、难度都将大幅提升。,二、二氧化碳采油工艺存在问题和风险,4、二氧化碳对采油树、油管等井下管具、工具可能有一定的腐蚀性，需要试验、检测，研究腐蚀机理。 5、二氧化碳驱受效油井可能出现压力突增，此时生产油井若不能及时停井，低压流程将受到严重影响。,汇报内容,一、二氧化碳采油过程中发生的三次事件二、二氧化碳采油工艺存在问题和风险三、二氧化碳采油工艺安全措施及下步打算,三、二氧化碳采油工艺安全措施及下步打算,针对近期二氧化碳吞吐井及二氧化碳驱受效井出现的闸门铜套断、施工焖井过程中出现的闸门冻裂等问题，及时以书面形式向工程技术处进行了反映。同时为确保二氧化碳采油的安全生产也初步做了以下工作： (一)制定了陆上油田作业区二氧化碳吞吐井工艺设计及施工安全措施，通过“两个要求”确保二氧化碳施工安全。,1、二氧化碳吞吐井注入前期准备要求。 1）二氧化碳注入井需要上作业检泵的，若原井为250型AA级铸件采油树，作业施工时将井口更换为350型DD级采油树（耐酸、耐腐），井口试压合格；若原井为350型DD级采油树，增加井口试压工序，确保套管短节处密封完好。若二氧化碳注入不需上作业的油井，大四通两侧的250型套管闸门换为350型DD级闸门（恢复生产前改流程连系统）；若注入井为350型DD级采油树，直接进行下步工作。 2）井口部分准备完毕后，采油井区安排用黄油保养采油树各闸门。,三、二氧化碳采油工艺安全措施及下步打算,1、二氧化碳吞吐井注入前期准备要求。 3）小修将光杆及防喷盒起出，将井内抽油杆用简易井口连接好。 4）在注入口处增加一个350型DD级注入闸门，内侧套管闸门在吞吐、放压时必须为全开状态。 5）二氧化碳注入前井口缠好电加热带（冬季），并进行包裹防冻处理，加热后方可进行注入施工。,三、二氧化碳采油工艺安全措施及下步打算,2、二氧化碳吞吐施工时的要求 1）吞吐施工前，陆上油田作业区监督站按照二氧化碳施工开工验收单进行开工验收，对于验收不合格的不能予以开工。 2）井口闸阀试压8Mpa，不刺、不漏为合格。 3）按照设计量进行套管二氧化碳注入时，确保注入闸门内侧的套管闸门、装油嘴处的油管闸门为全开状态，施工时必须持续注入液态二氧化碳，且注入压力不超过设计预测挤注压力，若压力超过预测挤注压力，停住观察并及时汇报，根据情况定是否放压。 挤注完毕后关闭套管闸门，观察2小时后，注入闸门处按照设计用量进行挤注顶替液（配液要用清水，严禁施工单位使用大站活性水），达到设计量后，关闭套管注入阀处内侧套管闸门，焖井。,三、二氧化碳采油工艺安全措施及下步打算,2、二氧化碳吞吐施工时的要求 4）焖井期间，若套压超过8Mpa，采油井区及时放套控压（严禁管钳操作），确保井口安全。 5）焖井结束后，将油套压力按照设计及操作要求进行放压，放压期间，所用40方罐处必须安装风向标，现场收液人员及井区施工人员必须配备二氧化碳检测仪，严防窒息事件发生。待压力放尽观察无异常后，重新调防冲距、挂抽完井。,三、二氧化碳采油工艺安全措施及下步打算,注入井口示意图,三、二氧化碳采油工艺安全措施及下步打算,（二）针对应急反映时间短、管理难度大等特点，建议成立井控应急班组，增设井控应急库房和井控抢险物资。,1、成立井控应急班组。 2、高、柳、庙油区分别增设井控应急物资库，交由监督站专人管理。 3、应急物资按照井区采油树渗漏、刺漏等井控事件抢险时所需物资进行配置（名称、数量待讨论），缩短应急响应时间。 4、应急队伍管理。 5、编制完善应急演练、应急流程等相关制度，定期演练，熟悉应急程序。,三、二氧化碳采油工艺安全措施及下步打算,（三）进一步开展二氧化碳采油工艺风险识别工作。 1、制定井下及集输系统挂片监测计划，分析二氧化碳对不同钢级的套管、油管、杆柱、配件及集输管线的腐蚀影响。 2、开展二氧化碳腐蚀室内实验研究，掌握腐蚀机理。 3、继续开展二氧化碳采油工艺井下压力、温度变化监测，优化二氧化碳采油工艺设计，减少冻堵情况发生。 4、开展二氧化碳注入过程中的加热研究，使温度提高至0以上。 5、调查研究二氧化碳采油工艺所需采油树的技术参数，同时加强采油树的管理，规范采油树的使用及发放要求。,三、二氧化碳采油工艺安全措施及下步打算,谢谢！,不妥之处请领导批评指正！,
