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埕岛中心三号平台及海上配套

CB20A——中心二号输油管线工程

环境影响报告书简本

中海石油环保服务有限公司

China Offshore Environmental Services LTD

国环评证甲字第1109号

二○一○年十月

1总论

1.1评价任务由来与评价目的

1.1.1 评价任务由来

胜利埕岛油田位于渤海湾南部的极浅海域,水深4~16m,自1993年正式开发至今已有十多年的历史,建成了以中心一号、二号平台为中心的埕岛主体区域(以下简称埕岛油田老区)海上生产系统,以及以埕北30A为中心的埕岛油田东部区块海上生产系统。

根据《埕岛油田主体及西北部开发规划》,计划在埕岛油田老区新打225口调整井,新增产油能力167×104t/a;西北部产能新井40口,新增产油能力42.1×104t/a。根据老区和西北新区油藏调整规划,结合目前地面系统生产现况,老区现有的油、气、水、电及管网系统等地面工程已不能满足开发需求,因此需要在埕岛油田老区新建中心三号平台及海上配套系统工程,同时对CB20A至中心二号集输管网进行调整(以下简称本工程),以满足老区调整的需要。

根据《中华人民共和国海洋环境保护法》及《中华人民共和国环境影响评价法》的规定,本工程须进行海洋工程环境影响评价。受胜利油田分公司海洋采油厂的委托,我单位承担了埕岛中心三号平台及海上配套工程/CB20A-中心二号输油管线工程的海洋环境影响评价工作。

1.1.2 评价目的

本报告书针对埕岛中心三号平台及海上配套工程/CB20A-中心二号输油管线工程进行环境

影响评价,旨在查明项目评价范围内的环境质量现状,分析项目建设和运营期间产生的污染物的种类及数量,预测其对周边环境可能的影响范围和程度,辨别项目建设可能带来的环境

风险并提出预防措施,从环境保护角度论述工程的合理性和可行性,为环境管理提供科学依据。

1.2编制依据

1.2.1法律、法规依据

l 《中华人民共和国环境保护法》(1989.12)

l 《中华人民共和国海洋环境保护法》(2000.4)

l 《中华人民共和国海域使用管理法》(2002.1)

l 《中华人民共和国环境影响评价法》(2003.9)

l 《中华人民共和国渔业法》(2004.8)

l 《中华人民共和国海上交通安全法》(1984.1)

l 《中华人民共和国清洁生产促进法》(2002.6)

l 《防治海洋工程建设项目污染损害海洋环境管理条例》(2006.9)

l 《中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例》(1983.12)

l 《中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例实施办法》(1989.12)

l 《防治船舶污染海洋环境管理条例》(2009.9)

l 《铺设海底管道电缆管理规定实施办法》(1989.3)

l 《建设项目环境保护管理条例》(1998.11)

l 《中国水生生物资源养护行动纲要》(2006.2)

l 《海洋石油勘探开发溢油事故应急预案》(国家海洋局,2004.11)

l 《海上石油勘探开发溢油应急响应执行程序》(国家海洋局)

l 《中华人民共和国水上水下施工作业通航安全管理规定》(1999.10)

l 《产业结构调整指导目录(2005年本)》(国家发展和改革委员会2005年12月2日施行)

l 《环境影响评价公众参与暂行办法》(2006.3)

l 《渤海海域船舶排污设备铅封程序规定》(2003.6)

l 《山东省海洋环境保护条例》(2004.12)

l 《山东省海洋功能区划报告》(2004.4)

l 《海洋石油平台弃置管理暂行办法》(2002.6)

1.2.2技术规范

l 《环境影响评价技术导则总纲》(HJ/T2.1-93)

l 《环境影响评价技术导则大气环境》(HJ2.2-2008)

l 《环境影响评价技术导则地面水环境》(HJ/T2.3-93)

l 《环境影响评价技术导则声环境》(HJ 2.4-2009)

l 《海洋工程环境影响评价技术导则》(GB/T 19485-2004);

l 《建设项目环境风险评价导则》(HJ/T 169-2004,2004.12);

l 《建设项目海洋环境影响跟踪监测技术规程》(国家海洋局2002年4月)

l 《海洋监测规范》(GB17378.1-7-2007)

l 《海洋调查规范》(GBT12763-2007)

l 《海水增养殖区监测技术规程》(国家海洋局发布2002年4月30日实施)

l 《建设项目对海洋生物资源影响评价技术规程》(中华人民共和国农业部2008年3月)

1.2.3技术文件

l 《关于中心三号平台及海上配套工程、CB20A-中心二号海底输油管道工程环境影响评价的委托书》(胜利油田分公司海洋采油厂,2010年8月23日)

l 《埕岛中心三号平台及海上配套系统可行性研究报告》(胜利油田胜利工程设计咨询有限责任公司,2009年6月)

1.3环境影响评价和环境质量标准

1.3.1环境质量标准

本工程属于工矿工程用海,根据《山东省海洋功能区划》,所处功能区属于养殖区和油气区兼容水域,按照山东省海洋功能区划的管理要求,油气区应执行《海水水质标准》中的三类标准;由于工程区及其周边水域有养殖区,山东省海洋功能区划对此区域的管理要求为执行《海水水质标准》中的二类标准。相应的海洋沉积物质量评价应执行《海洋沉积物质量》中的一类标准。海洋生物质量评价执行《海洋生物质量》(GB18421-2001)中的一类标准,GB18421中没涉及的项目采用《全国海岸和滩涂资源综合调查简明规程》中相应标准。评价标准采用《海水水质标准》中第二类标准,其相应人为增加的悬浮物量不大于10mg/L。

表1.3-1 环境质量标准标准

1.3.2污染物排放标准

本工程施工阶段产生的污染物有:施工作业船舶产生的生活污水、机舱含油污水、船舶垃圾,海管铺设及平台施工中产生的悬浮物、工业垃圾(施工过程中产生的边角料等)。

本工程生产阶段产生排放的污染物有:平台正常生产情况的生活污水、工业垃圾,生产守护供应船舶产生的生活污水、机舱含油污水、船舶垃圾,非正常生产情况下的生产废水。

船舶生活污水、废水、垃圾排放执行《船舶污染物排放标准》(GB3552-83),船舶机舱含油污水排放执行《渤海海域船舶铅封程序规定》,本工程作业船舶距离陆地在4海里以内,具体执行的标准值见表1.3-2。

海管铺设及平台施工中产生的工业垃圾排放,执行《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》(GB4914-2008),具体标准值见表1.3-2。

平台正常生产情况的生活污水、工业垃圾及非正常生产情况下的生产废水排放执行《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》(GB4914-2008),具体标准值见表1.3-2。

表1.3-2 污染物排放标准

1.3.3其它标准与规范

本工程环境影响评价采用的其它标准与规范见表1.3-3。

表1-3 其它标准与规范

1.4环境影响要素识别和评价因子筛选

1.4.1 环境影响要素识别

(1)污染环境影响要素识别

本工程在平台建设和管线铺设时,搅起的悬浮泥沙入海导致悬浮物浓度增高和船舶生活污水的外排,会对海水水质和海洋生物造成一定的危害;在运行期平台排放的生活污水和船舶生活污水的外排,会影响周围海水水质和海洋生物;环境风险事故状态下的油气泄漏,可能排放的原油会对海水水质和海洋生物造成危害。

(2)非污染环境影响要素识别

由于工程建设引起的海域生态、沉积物环境等非污染环境影响要素识别见表1.4-1。

表1.4-1非污染环境影响要素识别

1.4.2 评价因子筛选

根据《海洋工程环境影响评价技术导则》的有关要求,结合环境影响要素识别结果,确定本工程环境质量现状评价因子和环境影响预测评价因子如下:

(1)环境质量现状评价因子

环境质量现状评价因子见表1.4-2。

表1.4-2 环境质量现状评价因子

(2)环境影响预测评价因子

根据海域周围环境的复杂性和工程自身特点,选取以下内容进行预测分析:工程建设前后的潮流形态变化,平台建设和海底管线埋设产生的悬浮沙,事故溢油等

1.5污染控制与环境保护目标

1.5.1污染控制目标

本工程污染控制目标是工程投产后确保所产生的各种污染物均能达标排放。本工程建设、生产过程中将要产生的主要污染物包括铺设海底管道搅起的海底泥沙、生活污水和垃圾、以及油气泄漏事故情况下可能排放的原油等,这些污染物均为污染控制的主要对象。本工程位于渤海渤南海域,根据有关标准及工程所在海域的环境功能要求,污染控制目标要求如下:

含油污水:参加作业的船舶所产生的机舱含油污水禁止在海上排放,需全部运回陆地处理。

铺管作业悬浮沙:通过采用先进铺管技术和合理选择铺管施工期,尽量减轻或避免铺管挖沟作业对海洋生物资源和海洋生态环境的影响。

生活污水:参加作业的船舶所产生的生活污水及平台运行产生的生活污水处理达标后排放。

垃圾:一切工业和生活垃圾应全部回收运回陆地处理。

原油泄漏:采取合理有效的防范措施,尽可能避免油气泄漏事故的发生。

1.5.2 环境保护目标

本工程人工岛位于油气开发区内,输油管道和注水管道穿越黄河三角洲国家级自然保护区实验区。本工程正常作业情况下的环境保护目标为工程周围海域的海水水质,沉积物质量和生

物质量。控制污染物排放不影响临近功能区的《海水水质标准》(GB3097-1997)、海洋生物质量(GB18421-2001)和海洋沉积物质量(GB18668-2002)及相关标准要求。

溢油情况下的环境保护目标为工程周围海域的鱼类产卵场、索饵场、海洋捕捞区以及渤海沿岸浅海养殖区、自然保护区等。本工程环境保护目标详见表1.5-1。

表1.5-1海上工程环境保护目标

1.5.3主要环境保护对象分析

(1)渤海捕捞区

营养盐和饵料生物丰富,是鱼虾蟹等生物繁殖生长和栖息的场所,是全国对虾和毛虾的主要产地之一。

(2)刁口浅海养殖区

位于东营市挑河至神仙沟,养殖面积已达18667hm2。浅海滩涂广阔,水质交换条件好,浅海肥沃,宜于多种贝类的生长与繁殖。

(3)老黄河口对虾产卵场

位于工程区西侧约12km老黄河入海口处,每年3~4月为对虾产卵期。

(4)东营利津底栖鱼类生态国家级海洋特别保护区

位于挑河与四河之间,水深从3~10m,面积为94km2,划分为生态保护区、资源恢复区、环境整治区和开发利用区四个功能区。保护区以浅海生态环境保护为基础、生物多样性和半滑舌鳎种质资源保护为核心,促进半滑舌鳎渔业产业化、良种化,修复与合理利用生物资源。

(5)黄河三角洲国家级自然保护区

位于工程海域西南、老黄河口油田近岸及其东南处黄河口附近,核心区5.8×104hm2、缓冲区1.3×104hm2、实验区8.2×104hm2,是国际重要湿地之一。1992年被设立为国家级自然保护区。该保护区是以保护新生湿地生态系统和珍稀、濒危鸟类为主体的湿地类型自然保护区。区内各种野生动物1528种,其中鸟类269种,各种植物393种,天然苇场3.30×104hm2,天然柳林675 hm2,天然柽柳8126 hm2,人工刺槐树0.53×104hm2,天然草场1.30×104hm2,其中海域面积6.9848×104hm2,北部一千二管理站海域面积2.7861×104hm2,南部黄河口、大汶流管理站海域面积4.1987×104hm2。

1.6评价范围与评价工作重点

1.6.1 评价范围

根据各专题评价工作等级、污染物排放负荷和排放方式、自然环境特征及重点环境保护目标,确定进行海洋环境质量现状评价、施工和正常生产时环境影响评价范围、事故溢油评价范围如下:

(1)环境质量现状调查评价范围

根据《海洋工程环境影响评价技术导则》,本工程的水动力环境评价为一级,其水文动力环境评价范围垂向距离一般不小于5km,纵向距离不小于一个潮周期内水质点可能到达的最大水平距离的两倍,本工程海域一个潮周期内水质点可能到达的最大水平距离为12km。根据上述原则,确定水动力环境的评价范围为平台东西两侧各外延10km,南侧距岸15km约400km2的范围。

(2)海上施工和正常生产情况下环境影响评价范围

根据以往同类海洋油气田开发工程项目污染物的数值预测经验,在正常生产情况下,钻屑和悬浮沙的最大扩散半径一般不会超过4km,因此确定以各生产平台为中心、半径4km的区域及平台与人工岛输油管线两侧向外各延伸4km的区域为本工程海上施工和正常生产情况下对海洋环境环境影响的评价范围。

(3)事故溢油情况下环境影响评价范围

溢油的影响范围取决于溢油漂移的速度和应急反应时间及处理效果,根据该海区以往同类工程溢油漂移数值预测结果,并考虑到溢油应急反应时间以及海上应急作业时间,取距工程设施20km范围作为溢油事故对海洋环境影响的重点评价范围。

1.6.2 评价内容

通过对本工程的工程分析,明确本工程污染物的产生与排放特征、污染物的产生量及排放量,设定海洋环境质量调查以及影响预测与评价专题:

(1)通过对评价区域的水文、水质、沉积物、海洋生物等要素的调查与分析,给出评价区域的环境质量现状评价;

(2)分析、预测和评价本工程对海洋环境可能造成的影响范围及程度;

(3)对本工程拟采取的环保措施进行技术、经济可行性分析;

(4)针对存在问题提出相应的环保措施和建议,为工程的设计、生产和环境管理提供科学依据,使工程对环境的不利影响降低到最小程度;

(5)评价本工程“达标排放”原则的符合性;

(6)针对本工程的达标排放措施提出环境保护改进的意见和建议。

1.6.3 评价工作重点

依据本油田开发工程的特点和评价海域环境特征,结合本工程分析识别出的环境影响因子和环境影响因素识别结果,确定出本工程的环境影响评价重点为:

(1)中心平台、海底管道及电缆铺设等所搅起的海底悬浮泥沙对工程周围海水水质、底质、底栖生物、渔业资源及海洋生态环境的影响;给出水质、生态环境保护对策、措施。

(2)突发溢油风险事故对海洋环境和环境敏感目标的影响预测,重点分析突发性溢油对黄河三角洲国家级自然保护区、莱州湾及黄河口毗邻海域水产种质资源保护区的潜在影响,并给出合理可行的风险溢油防范措施;

(3)油气生产、集输等过程的清洁生产和污染防治措施的分析。

1.7 评价工作等级

本工程包括海洋油(气)开发及其附属工程、海底电缆工程和物质输送管道工程,根据《海洋工程环境影响评价技术导则》(GB/T19458-2004)中评价等级划分原则,结合本工程的特点和周围环境敏感情况确定各环境要素单项评价等级,见表1.7-1。

本工程的主要危险物质为原油,属于易燃物质,且工程区与敏感区邻近,因此根据《建设项目环境风险评价技术导则》的要求,风险评价等级定为一级。

另外,根据工程特点、工程规模和所在地区的环境特征,确定地形地貌与泥沙冲淤环境影响评价等级为3级,只进行影响预测分析。

表1.7-1 单项评价工作等级

2. 工程概况

2.1 项目基本情况

项目名称:埕岛油田中心三号平台工程。

项目类型:海洋油气开发及其附属工程。

项目地点:山东省东营市埕岛油田海域。

投资规模:项目总投资约12.67亿元。

工程位置

工程区域

图2.1-1 项目地理位置示意图

2.2中心三号平台及海上配套系统建设方案概述

2.2.1主体工程

中心三号平台为埕岛油田主体区域第三个生产控制中心,是一座具备油气水处理、注水、供配电、自控、通信和生活等功能的综合中心平台。规划功能包括:收集各卫星平台来液进行油气分离,分离出的天然气经过简单处理后通过海底管道输送到中心二号平台经中心二号压缩机增压后输送上岸处理,分离出的含水原油初期全部增压输送到陆上的海三联,后期择机适时分水,分离后的污水经处理合格后由平台上的注水站增压后输送到各卫星平台回注。中心三号平台新建生产控制中心,负责周围卫星平台的生产参数的遥测遥控。中心三号平台新建35kV变电所,变电所电源引自陆上的变电所。中心三号平台设生活楼及配套设施。

2.2.2建设规模

中心三号平台建设规模为:

1)原油集油规模:4.0×104t/d;

2)原油分离、分水规模:4.0×104t/d;(最大油量5482t/d)

3)天然气处理规模:15×104m3/d;

4)污水处理规模:2.0×104m3/d;

5)注水规模:3.8×104m3/d。

2.2.3平面布置及平台结构

中心三号平台位于CB26采修一体化平台一侧。结构采用固定式导管架平台,包括生产平台和生活动力平台,其中生产平台主体平台分为3层,下挂一层开排甲板;生活动力平台主体平台分为2层,顶层平台设生活模块和35kV变电所。

两平台间以及CB26平台之间均以栈桥连接,栈桥跨度约30m,采用钢管和型钢焊接的空间框架结构。

2.2.

3.1生产平台

(1)平面布置

生产平台是一座综合生产平台,共设顶层、中层、底层及开排四层甲板,除工作甲板外甲板层间距为8m,开排甲板间距为3.4m。

顶层甲板的面积约40m×46m,标高为29.2m。顶层甲板左侧上部布置热介质炉和热油循环橇;左侧下部布置500m3撇油器两座,甲板中部布置污水处理的8台过滤器,甲板右侧为预留区域,主要用于未来可能设置的注聚设施。

中层甲板的面积约40m×46m,标高为21.2m。中层甲板主要布置加药橇块、注水罐及污水处理设施,主要有污水缓冲罐、污水提升泵、气浮选装置、反冲洗回收罐、反冲洗泵,污泥罐、污泥泵等。

底层甲板的面积约40m×46m ,标高为13.2m。底层甲板被防火墙分成上下两个区域,上部主要布置注水泵;下部主要布置油气处理设施,包括三相分离器、换热器、分离缓冲罐、外输泵以及燃料气处理橇、天然气处理橇等。

开排甲板标高9.8m。主要布置开式排放罐、开式排放泵,闭式排放罐、闭式排放泵,热油排放罐、热油排放泵等。

(2)平台结构

生产平台包括导管架、桩、上部组块。导管架采用6腿导管架型式,主导管成矩形布置,工作点平面尺寸为32m×34m。在标高5.0m,-6.1m,-11.10m处设水平框架,在-6.1m,-11.10m 水平框架间形成立面框架。

导管架腿在立面上有10:1的倾斜度,桩通过导管架腿以7.07:1和10:1的空间斜度打入海底泥中,由于倾斜桩比直桩在抵抗水平荷载方面的能力高15%~40%,能有效降低钢材量。导管架上沿长度方向设靠船构件、登船平台等附属构件。

桩采用φ1500mm开口变壁厚钢管桩,通过主导管架腿打入泥中,入泥深度在90m左右上部组块共分四层。主甲板为三层,平面尺寸为46m×40m,层高8m。开排甲板一层,悬挂于底

层甲板下面,标高9.8m。组块主结构由6根立柱、平面梁格、立面斜撑和甲板组成。组块顶层上设吊机2座,悬挑火炬1座。

整个平台结构模型分成两部分:基础部分和上部组块。基础部分和上部组块模拟成空间刚架在总体分析中采用一个整体模型。平台结构采用桩基础,导管架与桩之间采用灌浆腿模型。

2.2.

3.2生活动力平台

(1)平面布置

生活动力平台共设顶层、底层两层甲板,甲板间距为8m。

顶层甲板的面积约27.5m×29m,标高为21.2m。生活动力平台顶层左侧布置空压机橇及配电控制室。甲板右侧布置生活楼。

底层甲板的面积约26m×29m,标高为13.2m。生活动力平台底层主要布置消防泵、海水提升泵,应急发电机房,泡沫液罐间,主变压器间等电气房间。另外,在标高17.2米处设一夹层。

(2)平台结构

生活动力平台包括导管架、桩、上部组块。导管架采用4腿导管架型式,主导管成矩形布置,工作点平面尺寸为24m×20m。在标高5.0m,-3.0m,-11.50m处设水平框架。在-3m,-11.50m 水平框架间形成立面框架。导管架上设靠船构件、登船平台等附属构件。

桩采用φ1400mm开口变壁厚钢管桩,桩入泥80m左右。

上部组块共分两层。主甲板平面尺寸为29m×28.5m,层高7m,标高分别为11m、18m,直升机甲板平面尺寸为18.3m×18.3m,标高为39.5m。组块主结构由4 根立柱、平面梁格、立面斜撑和甲板组成。底层甲板上设置设备房,顶层甲板上设24.0m×11.5m×18m的四层生活模块1座及17.0m×9.0m×8.0m二层配电控制室1座,底层甲板和顶层甲板间设层间设备房,包括16.0m×14.5m×8m的35KV配电室及16.0m×6.0m×8m其它设备房。

2.2.

3.3工程量

主体工程量见表2.2-1。

表2.2-1平台结构工程量

2.2.4 管道和电缆铺设方案

2.2.4.1注水管道

(1)中心三号至海三站:

注水管道总长约13.8km,工作压力1.5MPa。采用单壁管结构,规格为Φ610X14.3 API X56级直缝埋弧焊钢管,管道外增加80mm厚混凝土配重层。

(2)中心三号至中心二号注水管道:

管道总长约4.0km ,直径DN400,工作压力1.5MPa。采用单壁管结构,内管为Φ406.4X12.7 API X56级直缝埋弧焊钢管,管道外增加60mm厚混凝土配重层。

(3)中心三号至CB246A平台注水管道:

管线总长约11km ,DN3001条,工作压力1.5MPa。采用单壁管结构,规格为Φ323.9X12.7 API X56级无缝钢管,管道外增加50mm厚混凝土配重层。

2.2.4.2输油管道

中心三号至海三站输油管道:

总长约13.8km,设计压力5.0Mpa,设计温度70摄氏度。采用双壁保温管结构,内管为

Φ457X14.3 API X56级无缝钢管,外管为Φ559X12.7 API X56级直缝埋弧焊钢管,内外管之间填充泡沫黄夹克保温。

CB20A井组平台-中心二号海底输油管线:

总长约3.1km,设计压力5.0Mpa,设计温度70摄氏度。采用双壁保温管结构,内管为

Φ457X14.3 API X56级无缝钢管,外管为Φ559X12.7 API X56级直缝埋弧焊钢管,内外管之间填充泡沫黄夹克保温。

2.2.4.3天然气管道

中心三号至中心二号新建中心三号至中心二号天然气外输管道,总长约4.0km,设计压力5.0Mpa,设计温度70摄氏度。采用双壁保温管结构,内管为Φ355.6X12.7 API X56级无缝钢管,外管为Φ457X14.3 API X56级直缝埋弧焊钢管,内外管之间填充泡沫黄夹克保温。

2.2.4.4海底电缆

6中心三号至CB243A敷设中心三号与CB243A平台之间的35kV联络海缆1条,海缆截面185mm2。

3 工程分析

3.1本工程生产工艺

3.1.1 原油处理工艺

(1)工艺流程

来自各卫星平台的物流通过海底管道送到中心三号平台进入原油处理系统。中心三号平台主要的工艺处理设备包括:高效三相分离器、原油外输加热器、分离缓冲罐、原油外输泵。

(2)处理规模

处理液量:40000m3/d

3.1.2天然气处理工艺

(1)工艺流程

本工程采用过滤分离器加气液聚结器系统对外输天然气进行深度分离。粗过滤后的气流先经高效过滤分离器进行过滤分离,过滤分离器能处理的最小液滴直径为5μm,然后进入气液聚结器。天然气先进入下部的沉降区,经体积膨胀、碰撞分离出粒径大的液滴;天然气再流入聚结区,由内向外流动通过相分离元件的表面,并通过滤芯表面疏油/疏水技术的处理,使天然气中悬浮的液雾体或小液滴聚结在一起形成大液滴,直到更大的液滴不断地聚集而排入收集槽中,再通过底部排污系统将污水排入污水池,天然气从气液聚结器顶部排出直接外输。,中心三号平台天然气低压输送到中心二号平台。

(2)处理规模

新建的中心三号平台天然气处理能力:15×104 m3/d

3.1.3污水处理工艺

(1)处理工艺

来水首先进入撇油器初步除油除悬浮物后,出水投加浮选剂后进入DNF-500 气浮装置,在此去除悬浮物,出水进入缓冲罐,经提升进入全自动双滤料过滤器过滤器,进一步除油除悬浮物,最终确保水质达到回注标准。

(2)处理规模

中心三号平台污水处理规模确定为20000m3/d。

3.1.4注水系统工艺

(1)工艺流程

根据本中心平台注水系统的设计压力和规模,注水泵选用多级离心泵,水处理系统处理合格的污水先进入注水罐,再经注水泵升压,输入海底注水干线,然后输往各平台的计量配水阀组,最后进入井口。

(2)设计注水规模

渤海石油平台作业坐标总汇

海洋平台作业坐标总汇 1埕北油田A平台中海石油天津分公司38°26 ′35.8〃N 118° 24′46.62〃E 2埕北油田B平台中海石油天津分公司38°26 ′33〃 N 118° 25′48〃E 3绥中36-1 CEP(D)平台中海石油天津分公司39°57 ′20.12〃 N 120° 48′19.61〃E 4绥中36-1 A区平台中海石油天津分公司39°55′38.49〃 N 120° 47′47.7〃E 5绥中 N 6绥中 N 7绥中 N 8绥中 N 9绥中 N 10绥中 N 11绥中 N 12渤中 N 13渤中 N 14渤中 N 15渤中 N 16渤中 N 17锦州 N 121° 16′58.9〃E 18锦州20-2气田中北平台中海石油天津分公司40°30′01.30〃 N 121° 21′06.14〃E 19锦州20-2气田中南平台中海石油天津分公司40°28′37.00〃 N 121° 20′12.25〃E 19 锦州25-1 SA(SCEP 74频道) 40 14.79 121.01 .68 19 锦州25-1 A (A CEP) 20渤西油田歧口17-3平台中海石油天津分公司38°33′29.26〃 N 117° 49′39.94〃E

21 渤西油田歧口17-2平台中海石油天津分公司38°38′13.46〃N 117° 47′21.54〃E 22 渤西油田歧口18-1平台中海石油天津分公司38°39′30.05〃N 117° 57′37.68〃E 23 渤西油田歧口18-2平台中海石油天津分公司38°36′56.62〃N 117° 54′48.01〃E 24 锦州9-3油田DRPW平台中海石油天津分公司40°38′N121° 26′E 25 锦州9-3油田SLPW平台中海石油天津分公司40°40′54〃N 121° 30′27〃E 26 锦州9-3油田WHPE平台中海石油天津分公司40°40′31.89〃 N 27 渤中〃E 28 〃E 29 渤中N 30 渤中N 31 旅大 E 32 旅大 E 33 旅大〃N 34 南堡 E 35 南堡N 36 37 119° 38 119° 39 〃 N 40 E 41 E 42 秦皇岛32-6 F 平台秦皇岛32-6作业分公司119°10′57.579〃 E 39°06′26.139〃N 43 渤中25-1油田中海油渤中作业公司38°14′05〃N 海洋石油113 119° 08′56〃E 44 渤中25-1B平台中海油渤中作业公司119°03′37.239〃 E 38°12′8.241〃N 44 勃中13-1 119 03 869 38 33 26 44 勃中(友谊) 28-1 119 37 423 38 18 659

埕岛中心三号平台注水罐罐底防腐优化设计

埕岛中心三号平台注水罐罐底防腐优化设计 【摘要】本文通过对以往海上平台储罐与甲板连接方式的分析,对埕岛中心三号平台注水罐罐底进行了优化设计,采用了防水裙结构,对于保障海上平台设备长周期健康运行具有重要意义。 【关键词】罐底;甲板;连接;防水裙;优化设计 1.项目背景 埕岛油田目前年产原油270万吨,担负着胜利油田增效上产的重要任务。埕岛油田正在进行二次加密注水开发,按照油藏部署,埕岛油田注水量将会在现有基础上进一步提高,以提高地层能量增加原油产出。中心三号平台是埕岛油田新建的一座多功能综合平台,建有规模为3.8×104m?/d注水站,站内建有两座700m3注水罐,担负着主体区域多座卫星采油平台的注水任务。 目前埕岛油田已建的中心一号、中心二号平台注水罐经过多年运行,受到海洋环境影响,罐底腐蚀严重,且由于原结构连接形式不合理,海上施工难度大、维护成本高,一直未得到妥善维修。为了中心三号注水系统的长期健康运行,面对恶劣海洋环境的腐蚀,优化研究注水罐罐底与甲板的连接结构及防腐设计具有重要意义。 2.海上平台工作环境分析 由图1可见:钢结构在海洋环境中腐蚀最严重的部位是在平均高潮位以上的飞溅区。700 m3注水罐罐底正是处于飞溅区与海洋大气区分界处,储罐罐底往往与基础相互接触,且罐体不易搬动,因此储罐罐底泄漏往往具有很大的隐蔽性,泄漏后不易找漏,而且找漏成功率不高。一旦发生储罐罐底泄漏事故,就不得不停止该储罐的运行。这样不但由于延误工期造成直接经济损失,而且对于海洋环境的污染更是不能忽视。海水含有自然界中最丰富、最具腐蚀性的电解质。,海水与空气又不断接触,含氧量最高,含盐量充分,因此,罐底与甲板间的密封以及防海水腐蚀成为设计中需慎重考虑的要点。 3.优化设计分析 在过去设计的海上平台立式储罐中,最常用的罐底与甲板连接有两种,一是采用陆上的惯用做法-沥青砂作为罐的基础,另外一种则是采用罐底与甲板连续焊接。 3.1 沥青砂基础的优劣分析 采用沥青砂基础的设计初衷是沥青有一定弹性,无论罐底及第一圈罐壁板下部内缩或外伸,均能保证伸缩缝饱满,从而将保温层(外保温储罐)或罐壁(无

中国沿海海上石油设施位置总表

中国沿海海上石油设施位置总表(平湖的位置也有) 序油气田(平台)名称作业者油气田(勘探平台)位置 1 海南油田一号浅海公司40°50'10〃.0306N?121°51'23〃.1716E 2 海南油田二号浅海公司40°48'44〃.1341N 121°06'23〃.4052E 3 海南油田三号浅海公司40°43'35.5547N 122°01'19.1717E 4 海南油田四号浅海公司40°50'20.9971N 121°50'20.4239E 5 笔架岭油田一号浅海公司40°50'28.0958N 121°33'24.5567E 6 笔架岭油田二号浅海公司40°50'41.5813N 121°33'16〃3203E 7 笔架岭油田三号浅海公司40°49'51.3494N 121°33'11.0869E 8 笔架岭油田四号浅海公司40°49'29.0040N 121°32'56.2702E 9 海24井浅海公司40°46'21.1031N 121°45'54.9470E

10 埕北油田A平台中海石油天津分公司38°26 ′29.3″N 118° 24′46.6″E 11 埕北油田B平台中海石油天津分公司38°26 ′33.2N 118° 25′48.2″E 12 绥中36-1 A区平台中海石油天津分公司39°55 ′36.1N 120° 47′47.7″E 13 绥中36-1 B区平台中海石油天津分公司39°56 ′26.1″N 120° 47′54.8″E 14 绥中36-1 CEP平台中海石油天津分公司39°57 ′20.029″N 120° 48′19.59″E 15 绥中36-1WHP6(D)平台中海石油天津分公司 16 绥中36-1 WHP1(E)平台中海石油天津分公司39°56 ′43.865″N 120° 49′34.76″E 17 绥中36-1 WHP2(F)平台中海石油天津分公司39°58 ′05.743″N 120° 49′31.57″E 18 绥中36-1 WHP3(H)平台中海石油天津分公司39°58 ′57.44″N 120° 50′30.73″E 19 绥中36-1 J区平台中海石油天津分公司39°55′03.8″N 120° 47′03.5″E 20 绥中36-1 WHP4平台(G)中海石油天津分公司39°45 ′45.36″N 120° 50′30.73″E

渤海石油平台作业坐标总汇

精心整理 海洋平台作业坐标总汇1埕北油田A 平台 中海石油天津分公司 38°26′35.8〃 N 118°24′46.62〃E 2埕北油田B 平台 中海石油天津分公司 38°26′33〃 N 118°25′48〃E 3绥中36-1CEP(D)平台 中海石油天津分公司 39°57′20.12〃 N 120°48′19.61〃E 4绥中36-1 A 区平台 中海石油天津分公司 39°55′38.49〃 N 120°47′47.7〃E 5绥中N 6绥中N 7绥中N 8绥中N 9绥中N 10绥中N 11绥中N 12渤中N 13渤中N 14渤中N 15渤中N 16渤中N 17锦州N 121°16′58.9〃E 18锦州20-2气田中北平台 中海石油天津分公司 40°30′01.30〃 N 121°21′06.14〃E 19锦州20-2气田中南平台 中海石油天津分公司 40°28′37.00〃 N 121°20′12.25〃E 19锦州25-1SA(SCEP74频道) 4014.79121.01.68 19锦州25-1A(ACEP) 20渤西油田歧口17-3平台 中海石油天津分公司 38°33′29.26〃 N 117°49′39.94〃E 21渤西油田歧口17-2平台中海石油天津分公司38°38′13.46〃

N 117°47′21.54〃E 22渤西油田歧口18-1平台中海石油天津分公司38°39′30.05〃 N 117°57′37.68〃E 23渤西油田歧口18-2平台中海石油天津分公司38°36′56.62〃 N 117°54′48.01〃E 24锦州9-3油田DRPW平台中海石油天津分公司40°38′N121°26′E 25锦州9-3油田SLPW平台中海石油天津分公司40°40′54〃N 121°30′27〃E 26锦州9-3油田WHPE平台中海石油天津分公司40°40′31.89〃 N 121°29′25.38〃E 27渤中26-2平台中海石油天津分公司38°17′32.74〃N 119°15′47.2〃E 28渤南油气群中海石油天津分公司38°18′54.93〃N(渤海友谊号)119°37′39.91〃E 29渤中 30渤中 31旅大 N 32旅大 N 33旅大 34南堡 N 35南堡 36 E 37 N 38 N 39N 40 N 41 N 42 N 43渤中 44渤中25-1B平台中海油渤中作业公司119°03′37.239〃E 38°12′8.241〃 N 44勃中13-111903869383326 44勃中(友谊)28-1119374233818659 44勃中19-4119055533822575 44勃中26-226-3120044983824599 45渤中25-1D平台中海油渤中作业公司119°05′42〃E 38°12′39〃N 46渤中25-1E平台中海油渤中作业公司119°03′37.239〃E 38°12′8.241〃N 47渤中25-1C平台中海油渤中作业公司119°05.964〃E 38°13.904〃N 48渤中25-1F平台中海油渤中作业公司119°03′37.239〃E 38°12′8.241〃N 49渤中25-1A平台中海油渤中作业公司119°07′15.350〃E 38°15′50.788〃N 50蓬莱19-3油田渤海明珠号储油轮美国康菲石油中国有限公司38°22′42.29〃

最宽广的海洋

最宽广的海洋 渤海,波澜壮阔,浩瀚苍茫,一望无垠,但是她可以被丈量。 渤海海域面积77284平方公里,大陆海岸线长2668公里,平均水深18米,最大水深85米,20米以内的海域面积占一半以上。渤海由三个主要海湾环绕︰北面的辽东湾、西面的渤海湾、南面的莱州湾。 这里交织着英雄的史诗;这里有着黄河的大气与激情;这里锻造着钢铁劲旅;这里凝聚着铁人精神;这里就是胜利海洋钻井人风风雨雨31年的主战场! 就象人们总会被险峻的高山、茂密的森林、广阔的沙漠所深深吸引一样,湛蓝、深邃而神秘的大海同样激发起无数石油人澎湃的激情。 1978年11月6日,胜利一号钻井平台下水,在埕子口弯弯沟开始了埕中1井的施工,拉开了胜利海洋钻井艰苦创业、不断发展的序幕。在没有任何经验可循的情况下,胜利海洋石油人开始了艰难的海上探索,战海潮,斗恶浪,破难题,攻难关,在探索中积累,在创新中前行。经过10年的海上勘探,1988年,胜利四号平台钻探的埕北12井求产获得日产原油104吨,揭开了渤海湾浅海油田的神秘面纱,我国浅海区域第一个海上大油田——胜利埕岛油田宣布诞生,从此,胜利海上石油勘探开发进入了突飞猛进的发展时期。 1990年,海上勘探第一次走出胜利,走向辽河。胜利六号平台在辽河18-1-1井获高产油气流而荣获“功勋平台”的桂冠;1992年,

提出“安全、经济、简单、适用、可靠、注重环保”的浅海石油开发原则;1993年,胜利海上油田实现年产原油10万吨;1994年,胜利海洋石油勘探开发总公司一分为三:海洋钻井公司、海洋石油开发公司和海洋石油船舶公司。按照专业化和市场化的运作机制,海洋钻井公司成为从事浅海、极浅海石油钻井的专业化施工企业,码头建设、船舶运输、海况调查、海工建设、地质研究、后勤保障体系等配套施工能力逐步形成并不断强大。 2004年,海洋钻井公司胜利六号平台在南堡-1井喜获高产工业油流;2005年,海洋钻井公司与美国DOT公司合作钻探韩国西海2-2区块Magpie井,真正步入了国际海上钻井市场。 这一件件胜利海洋发展史上的重要事件,如同中国石油勘探史——这片烟波浩淼的海洋里的几多浪花,奔腾翻滚,连同那一份历史的厚重,那一份创业的艰辛也深深地烙刻在我们每一位胜利海洋人的心间。 胜利海洋钻井31年的发展史,是胜利海洋人在风浪里共同书写出的一部艰苦创业、开拓进取、奉献奋斗的历史。31年来,胜利海洋钻井人从“船无码头人无家”艰难起步,在一无条件、二无经验的情况下,不畏艰难,勇于探索,创新发展,开创了一条具有海洋钻井特色的自主发展之路;31年来,我们从1条平台起家,审时度势,适应海上石油发展需要,不断发展壮大,成为拥有8条钻井平台、装备完善、技术先进、职工队伍素质高、施工能力强、适应范围广的享有很高声誉的海洋钻井铁军;31年来,一代又一代海洋钻井人尊重

埕岛中心三号平台工艺自动化PSD公共报警连锁关断(2012.10.7)

埕岛中心三号平台工艺自动化PSD公共报警连锁关断 一、事件名称:埕岛中心三号平台工艺自动化PSD公共报警连锁关断 二、发生时间:2012年10月7日 三、事件经过: 2012年10月7日15:30埕岛中心三号平台突然发生全平台有声报警,并引起工艺系统全部紧急切断阀连锁关断,火灾报警指示灯红灯和橙灯亮,绿灯熄灭。中控室值班人员立即将情况通知带班经理、带班副队长、技术员、各系系长,并同时组织相关人员查找原因。各系人员检查各自设备情况,并反馈给中控室。随后带班经理、带班副队长、技术员赶到中控室,带领值班人员解决了问题,并向海四前线调度汇报,向有关领导汇报。 四、处理情况: 1、监控人员检查工艺系统监控情况,紧急切断阀全部关断,无引发连锁关断的原因反馈。通讯员通知各系系长检查各自流程及设备有无异常,并及时反馈。 2、油气处理系人员首先检查空压机房,发现空压机并未出现故障。继而检查平台各设备紧急切断阀,发现生产平台紧急切断阀全部连锁关断,天然气洗涤器泄放阀打开,并向中控室反馈。 3、变配电系和生活保全系人员检查现场设备无异常,并向中控室反馈。 4、监控人员检查火灾报警情况,发现状态指示灯红灯和橙灯亮,绿灯熄灭,疑为可燃气体报警引发连锁关断。 5、监控人员检查ESD硬手操盘,发现“PSD公共报警”亮红灯,“PSD系统正常”绿灯熄灭,“USD系统正常”绿灯熄灭。 6、监控人员操作“PSD复位”按钮,无任何反应。 7、监控人员操作“ESD复位”按钮,有声报警停止,“PSD公共报警”红灯熄灭,“PSD 系统正常”亮绿灯。 8、监控人员操作“USD复位”按钮,“USD公共报警”亮绿灯。紧急切断阀除天然气外输、去中心二号污水外输、1F来油、4A来油、3#井组来油外全部恢复。 9、通讯员通知油气处理系人员现场手动恢复剩余紧急切断阀。 10、油气处理系人员接到中控室通知后,给三条来油海管、天然气外输、去中心二号污水外输紧急切断阀手动复位,现场所有阀门恢复正常。 11、技术员检查火气硬手操盘,发现生产平台“公共可燃气体报警”亮红灯,生活平台“公共火灾报警”亮红灯。

胜利海上埕岛油田埕北208块产能建设工程报告书-中国海洋报

编号: COES-008-HP-2018 胜利海上埕岛油田埕北208块产能建设工程 环境影响报告书 (简本) 中海石油环保服务(天津)有限公司 China Offshore Environmental Services LTD 国环评证甲字第1109号 二零一八年六月

1总论 1.1 评价任务由来与评价目的 1.1.1任务由来 胜利埕岛海上油田位于渤海湾南部的极浅海域,埕北208块位于埕岛油田西北部,面积约6km2,距离埕岛主体西北区4DA平台2.1km,方案区水深约15m。埕北208块1997年在馆上段上报III类探明含油面积1.1km2,探明石油地质储量113×104t,2015年埕北208块馆上段又上报控制含油面积4.85km2,控制石油地质储量850×104t。埕北208块钻井揭示地层自下而上依次为新近系馆陶组、明化镇组、第四系平原组地层。本区主要含油气层系为馆陶组上段,岩性为灰绿色粉砂质泥岩和灰色、灰白色中细粉砂岩互层沉积。 本次胜利海上埕岛油田埕北208块产能建设工程的主要建设内容包括:(1)新建24井式CB208常规井组平台1座,分A、B井组,各12口井;(2)新建输油海管2条,其中CB208-CB4D输油海管长度为2.544km,CB4B-CB4E输油海管长度为0.549km;(3)新建CB4D-CB208注水海管1条,长度为2.553km;(4)新建CB243A-CB208平台6kv海底电缆1条,长度为2.8km;(5)对CB4D、CB4B、CB4E和CB243A平台配套系统进行改造等;(6)在CB4C等10个平台进行调整井建设,共计16口调整井。 按照《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国海洋环境保护法》、《中华人民共和国环境影响评价法》、《建设项目环境保护管理条例》以及《中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例》的规定,需对胜利海上埕岛油田埕北208块产能建设工程进行环境影响评价,受胜利油田分公司海洋采油厂委托,中海石油环保服务(天津)有限公司承担了胜利海上埕岛油田埕北208块产能建设工程的环境影响评价工作。 1.1.2评价目的 本评价旨在查明建设项目评价范围内的环境质量现状,在全面分析建设项目施工期和营运期的主要污染因子的种类和数量的基础上,预测和评价建设项目对周围环境的影响范围和程度,阐明该项目的环境效益、经济效益和社会效益,提出相应的环境保护措施和建议,从环境保护角度论证该项目建设的合理性和可行性,为项目建设和审批提供科学依据。

胜利埕岛油田海上作业平台插桩分析中的几点误区思考

胜利埕岛油田海上作业平台插桩分析中的几点误区思考 安永宁;阎锡臣;杨鲲;李晶;王凯 【摘要】文章通过阐述多个具体的插桩分析失误案例,结合行业规范及土力学原理,对胜利埕岛油田海上作业平台插桩分析中的几种常见误区进行思考总结,分析了常见误区的类型、产生原因及不利影响,并提出了应对措施,以纠正一些认识上的错误,提高插桩计算分析的准确度.分析认为,因对地层分类不清、岩土性质把握不准、特殊地层认识欠缺、地层均匀性划分不精确、结构与土的互动响应考虑不充分等,而造成插桩分析失误的情况比比皆是,给油田的生产带来了很多不必要的损失.提高勘察质量、采用多种手段勘察、重视地层的均匀性评价、正确评价迭层土强度、插桩过浅时进行平台抗滑移性评价等,可有效减少失误. 【期刊名称】《水道港口》 【年(卷),期】2013(034)006 【总页数】5页(P537-541) 【关键词】插桩分析;单桩极限承载力;桩穴;迭层土;埕岛油田 【作者】安永宁;阎锡臣;杨鲲;李晶;王凯 【作者单位】交通运输部天津水运工程科学研究所,天津300456;天津海事局海测大队,天津300221;交通运输部天津水运工程科学研究所,天津300456;交通运输部天津水运工程科学研究所,天津300456;胜利油田海洋钻井公司,东营257055【正文语种】中文 【中图分类】TE54;P752

Biography:AN Yong-ning(1981-),male,senior engineer. 现代黄河三角洲地区在晚更新世以来,沉积地层特征与海平面升降关系密切,表现出海陆相地层交替出现的地层层序。由于水下三角洲在形成阶段,黄河输送入海的泥沙量极大,水下三角洲淤长迅速,地层含水量很高,地层很不稳定,因此,该区是世界上第四系地质情况最为复杂的海域之一[1-2]。 胜利埕岛油田海洋石油产区位于现代黄河三角洲前缘,自1993年正式开发,经过近20 a的建设,已建成了以中心一号、中心二号、CB30A平台为中心的海上生产系统,并以中心平台和卫星平台相结合的布局方式,现共建成大小导管架平台近百座[3]。 导管架平台的钻井作业和修井作业通常是依靠钻井平台(钻井船)和作业平台(修井船)来完成的,在胜利埕岛油田海区应用较广的是自升式作业平台,通常在桩腿端部都安装有大小不等的桩靴。自升式作业平台在就位时,首先将桩腿插入泥下至良好持力层,然后再升船作业。能否正确分析评价作业平台的插桩入泥深度,关系着作业平台就位的适宜性和安全性。 通常在进行作业平台插桩分析时,采用美国石油学会发布的《Recommended practice for planning,designing and constructing fixed offshore platforms—working stress design》(API RP 2A-WSD)[4]中的推荐公式,来计算作业平台在各深度处的单桩极限承载力。 包括扩脚桩在内,自升式平台单桩极限承载力Qd应按下式计算 式中:Qf为桩侧摩阻力,kN;Qp桩端总承载力,kN;f为单位桩侧摩阻力,kPa;As为桩侧表面积,m2;q为单位桩端承载力,kPa;Ap为桩端总面积, m2。 对于不排水粘性土,沿桩长度上任一点的单位桩侧摩阻力f,按下式计算 式中:a为无量纲系数;c为计算点土体的不排水抗剪强度。其中a值由下式计算

埕岛油田油井提液工艺配套措施探讨

埕岛油田油井提液工艺配套措施探讨 埕岛油田是我国海上油气勘探的重要区域之一,油井提液工艺是油田开发中的关键环节之一,对于提高油田开采效率和油井寿命具有重要意义。本文将探讨埕岛油田油井提液工艺配套措施,以期提高油田开发效益和经济效益。 一、埕岛油田油井特点 埕岛油田是我国南海沿岸油田之一,地处海上,其油井受海洋环境条件的影响较大。海水腐蚀、盐雾腐蚀等问题会对油井设备和管道造成严重影响,需要采取相应的措施进行防护。埕岛油田油层开采也具有一定的特点,需要根据实际情况进行相应的油井提液工艺设计。 二、油井提液工艺配套措施 1.综合水平井工艺 由于埕岛油田油层的特点,部分油井需要采用水平井开采。水平井开采具有产量高、渗透率大的特点,但是需要在提液工艺上进行相应的改进。可以采用综合水平井工艺,通过多级分段提液、人工举升等方式,提高水平井的开采效率和生产率。 2.管道材料选择 由于海洋环境的特殊性,埕岛油田的油井管道材料需要具有较高的耐腐蚀能力。可以选择耐腐蚀性能好的特种合金材料进行管道制造,以提高管道的使用寿命。 3.采用先进的提液设备 埕岛油田可以采用先进的提液设备,如自动举升设备、电泵系统等,以提高油井提液效率。这些设备可以有效减少人工干预,提高生产效率,降低劳动强度。 4.海洋环境防护 针对海洋环境的特殊性,可以采用防腐涂层、防腐防腐措施对油井设备和管道进行防护。定期对设备和管道进行检修和维护,及时清除海藻和海生物等生物膜,延长设备和管道的使用寿命。 5.作业安全 在进行油井提液作业时,需要加强安全管理,严格按照作业程序进行操作。对提液设备进行定期检测和维护,确保设备的正常运行,避免因设备故障导致的安全事故发生。 三、总结

海上平台用撬块特点及开发方法

海上平台用撬块特点及开发方法 【摘要】本文结合胜利油田海上平台撬块应用情况,论述了在平台上采用撬块的必要性及特点,提出了撬块研究内容、研究方法和需要的注意事项,对海上撬块的研究提供了思路。 【关键词】海上平台撬块研究方法研究内容 现在能源日趋紧张,海洋石油成为我国石油工业新的增长点。海洋石油是国家能源工业的重要领域,目前我国石油增量的70%来自海洋。如何使海上已勘探开发的油区开发快、上产快、见效快,石油装备的技术起到了关键的作用。一些平台工艺复杂,采用了较多的撬块,如埕岛中心三号生产平台有橇块25台,中海油海洋石油161采油平台有28套橇块。如何提高海上平台目前集成化程度,把多种配套产品整合起来,集结成为一个紧凑、高质量的产品,是海洋平台设计必须考虑的问题。本文从实际出发,提出了撬块研究内容和研究方法。 1 撬块的特点 撬块的定义:通过先进的设计理念、计算软件等方法对各种工艺设备进行打包,使其拥有独立的功能,可以整体搬迁运移和吊装。它具有集成度高、占地面积小、控制系统先进、设备噪音小、运行可靠等特点。油气装备用撬块分为:泵类、设备类、仪表供风类和应急发电机组类等。运用撬装化模块化进行设计制造的产品与传统方式相比,有以下显著特点: (1)建设周期缩短:减少了现场的安装量,有效缩短了项目建设周期,安装周期可节约一半。 (2)可靠性高提高:厂内生产、组装,生产环境良好,可充分利用工厂的先进生产和检测设备。 (3)集成度高:集约性决定了设计紧凑,占地面积小,要求利用有限空间进行最佳配置效果。 (4)节约投资:该方式节约了制造成本和安装成本,为业主节约了投资。 (5)安装和操作简便:便于安装和迁移,充分简化其操作程序,有利于运营中的安全生产。 2 开发海上平台撬块的理由 2.1 由平台的特点所决定 随着海洋油气开发逐渐向深海推进,深海采油平台的使用越来越普遍,国外

生态环境部关于埕岛油田76座平台及配套工程环境影响报告书的批复

生态环境部关于埕岛油田76座平台及配套工程环境影 响报告书的批复 文章属性 •【制定机关】生态环境部 •【公布日期】2020.03.18 •【文号】环审〔2020〕41号 •【施行日期】2020.03.18 •【效力等级】部门规范性文件 •【时效性】现行有效 •【主题分类】环境影响评价 正文 关于埕岛油田76座平台及配套工程环境影响报告书的批复 环审〔2020〕41号中国石化股份公司胜利油田分公司: 你公司《关于报批埕岛油田76座平台及配套工程环境影响报告书的请示》(胜油公司发〔2019〕54号)收悉。经研究,批复如下。 一、该工程位于渤海湾南部的极浅海域,南距东营市约3公里,建设内容包括76座平台(2座中心平台、1座生活平台、19座单井平台、46座井组平台、8座采修一体化平台)、431口井(油井280口、注水井136口、水源井4口、气井1口、预留井10口)、58条海底混输管线(98.5076公里)、43条海底注水管线(52.3公里)、79条海底电缆(165.862公里)。在全面落实报告书提出的各项生态环境保护措施后,该工程可以满足国家海洋生态环境保护相关法律法规和标准的要求。我部同意批准该环境影响报告书。鉴于其位于山东黄河三角洲国家级自然保护区实验区和黄河故道东三角洲限制区生态保护红线区内,建设单位应做好生态修复工作,在退出之前,实验区及生态保护红线区内生产设施严禁擅自扩大规模生

产。 二、工程运营期间,应严格落实报告书中的污染防治、生态环境保护和风险防范措施,将工程对山东黄河三角洲国家级自然保护区和黄河故道东三角洲限制区生态保护红线区的影响降至最低,并重点做好以下工作。 (一)建设单位应尽快落实报告书中提出的各项整改措施,确保污染物的处理符合国家有关规定和标准。生活污水处理达标后方可排海。含油生产水、作业废水处理达标后回注地层不外排。油泥砂等危险废物应按照相关标准要求妥善处置。 (二)加强注水作业管理,防范地质性溢油事故发生。严格按照设计注入压力和注入量进行注水作业,在注水过程中加强实时监测,杜绝超注超压。 (三)切实落实环境风险防范措施。发生溢油事故时,应当立即启动溢油应急计划,采取有效措施减轻事故对海洋生态环境特别是敏感目标的影响,按照规定立即报告我部海河流域北海海域生态环境监督管理局(以下简称海河北海局),并视情及时通报山东省渔业、海事部门和山东海警局。 三、海河北海局负责工程生态环境保护的监督管理。请你公司自批复之日起30个工作日内将经批准的报告书送海河北海局。 生态环境部 2020年3月18日

HSE组织机构和职责

HSE组织机构和职责 XXX编制了埕岛中心三号平台的HSE组织机构及职责。为了加强HSE管理,项目部成立了以项目经理为首的HSE管理领导小组,包括项目经理、施工负责人、HSE监督人和各部门成员。项目部还设立了专门的HSE管理部门,负责项目的HSE管理工作。具体的组织机构图如下: 1.HSE管理组织机构 项目经理:XXX 施工负责人:XXX 技术负责人:XXX 质量检验员:XXX 安全员:XXX 材料员:XXX 调度员:XXX 施工班组HSE监督人:XXX 2.职责

2.1 项目经理职责 作为项目部HSE工作的第一责任人,项目经理对项目 HSE工作负全面责任。他负责组织项目部HSE管理体系的建 立和实施运行,制定安全程序和HSE管理工作计划。他主持 召开项目部HSE管理例会,讨论并对HSE工作中的重大事项 作出决策。他还负责组织制定员工的HSE培训和教育计划, 参加HSE活动。他定期组织HSE监督检查,及时进行隐患治理,不断改善员工的工作生活条件。他还负责组织事故的调查、分析和处理,并及时上报。除此之外,他还要接受业主的指令(命令),并按照业主的要求向业主报告工作。 2.2 施工负责人职责 施工负责人全面负责日常生产全过程中的HSE管理体系 的运行,组织各业务部门履行HSE职责。他定期组织有关部 门召开HSE现场分析会议,掌握生产过程中的动态信息,并 及时向项目经理汇报。他负责改善劳动、生活卫生条件,落实

保障员工健康的措施。在项目经理缺席时,他代行项目经理的职责。 2.3 HSE监督人职责 HSE监督人协助项目经理搞好HSE方针、目标的落实工作,负责项目内各部门之间的协调,处理相关的HSE方面的 问题。他协助经理对突发事件现场抢险进行指挥,负责检查指导HSE的实施,并及时解决运行过程中存在的问题。 2.4 各业务部门的职责: 在各业务部门中,需要宣传和贯彻有关HSE文件,并教 育员工遵守HSE标准。同时,还需要组织召开本部门的HSE 管理会议,并制定HSE管理计划。部门需要服从上级的安排,支持HSE监督员的工作,并采纳正确的建议和意见。此外, 部门还负责组织本部门的HSE管理自检活动,抓好事故隐患 整改,纠正“三违”行为。最后,部门还需要协助进行员工 HSE管理知识和技术规范的教育培训、特殊工种考核、取证 及持证上岗工作。

外输泵并列运行中的偏流问题分析与对策

外输泵并列运行中的偏流问题分析与对策 一、运行现状 中心三号平台位于埕岛油田中心区块于是一座集油气处理与外输、变配电、污水处理与外输、注水、海上生产自动化监控、生活保障等多功能于一体的大型综合性海上平台。现有4台原油外输泵,位于生产平台底层甲板,其中1#、2#、3#为双级、单吸、轴向中开离心泵,额定排量为300m3/h,4#为双螺杆混输泵,额定排量为200m3/h。目前平台全天外输液量在***** m3左右(约730m3/h),出于节能考虑,平台采用“2+1”的组合方式运行,即2台离心泵与1台混输泵组合运行。 生产运行中我们发现,1#、2#、3#离心泵中任意两台进行组合并列运行时,在相同频率和泵压的情况下,各自的运行电流、功率、排量均存在较大差异,供液存在较严重的“偏流”现象。 二、原因分析 偏流现象,是指流体由汇管流经分支管道时,因分支管道内部阻力不同,引起的管道内流体流量不同的现象,管道内部阻力越大,流经的流量就越少,反之越多。 偏流程度取决于管道的管径差异及管道的布局,就中心三号平台而言,4台外输泵进出口管径并无差异,因4#混输泵的型号、额定排量等参数与其他离心泵不同,为方便问题的分析,本文将排除混输泵的干扰因素和离心泵自身泵况因素,分析离心泵在静态时管道布局对偏流的影响。 (一)管道布局 目前平台来液经两台分离缓冲罐出口进入汇管,通过3台离心泵增压后,出口汇管外输至海三联合站,其管道布局如图1所示。 图1:管道布局图(Z型)图2:管道布局图(U型) (二)建立模型

常规管道布局方式有对称型、Z型(图1)、U型(图2),平台采用的Z型布置,为了方便比较,我们建立两种布局方式进行对比分析(图1和图2)。 假设:进口管汇截面积为Sa,出口管汇截面积为Sb,介质密度为ρ,1#至3#均为设计参数相同的离心泵,单位流量介质从进口汇管进入,从出口汇管流出,通过计算点1至点6处的流体线速度Cf、质量m、动能和位能,得出离心泵进出口的位能差公式。 (三)模型应用 平台离心泵进口管线通径为12寸,出口管线通径为10寸,设单位截面积为S0,S=πS0,则Sa=36S,Sb=25S,代入表位能差计算公式后得到相关数据如表1所示: 离心泵进出口两端的位能差直接影响介质通过离心泵的流量,若离心泵在同种介质下的阻力相等,则由于进出口位能差不同,导致流量不同,位能差大的流量就大,反之则小,从而发生偏流现象。 从表1可以看出,U型布置较Z型布置位能差较小,发生偏流的幅度较小。 从现场实际应用来看,2#离心泵与其他离心泵组合时经常出现抽空、气蚀等现象,且泵效及排量也不及其他离心泵,与3台离心泵进出口管線采用Z型布置,導致2#离心泵位能差与其他离心泵相比偏小有密切关系。 三、建议及对策 (一)优化布局 从上述分析来看,外输泵进出口管线采用Z型布局是造成偏流现象的主要原因,为减小偏流,采用完全对称布局为最佳选择,其次是采用U型布局。由于受海上特殊环境及空间的限制,对现有流程布局进行改造难度较大,在今后类似并列运行的设备流程布局设计时,应尽可能地提前考虑不同的管线布局对偏流的影响。 (二)改变管径 在现有管线布局的基础上,可以考虑通过改变管线通径,尽可能

胜利油田-胜利特色的浅海采油工艺技术与发展方向

胜利特色的浅海采油工艺技术与发展方向 申强1 刘殷韬 (中国石化集团胜利油田有限公司采油工艺研究院,山东东营257000) 摘要:本文对胜利浅海采油工艺技术伴随着埕岛油田的持续开发积累的经验和所取得的重要进展,进行了全面的分析和总结。归纳了不同开发阶段面临的主要问题以及十多年来对油田高效开发产生积极影响的重大成果,对目前已形成的钻、完井油层保护技术、滩海油田防砂技术、海上自喷井、螺杆井和电潜泵井安全生产技术、油井生产测试技术和分层防砂分层注水综合配套技术等一整套具有胜利特色的,适用于滩浅海油田开发的采油工艺技术系列进行了客观的总结和评价。根据埕岛油田转入注水开发后存在的主要矛盾,本文重点围绕提高注水开发效果,在平台有效期内提高采收率这一关键方向,细致分析了目前采油工艺技术存在的不足,提出了今后的技术研究方向,以稳定海上原油产量,提高油田开发的综合效益。 关键词:浅海采油油层保护防砂安全控制油井监测注水 中图分类号:文献标识码: The oil recovery technologies technique and its trend for the ShengLi shallow sea oil field SHEN Qiang, LIU Yin-tao (the ShengLi oil production research institute, ShengLi oil field company of limited liability, DongYing 257000,China) Abstract: In this paper, both the accumulated experience and the important headway for ShengLi shallow sea oil production technologies are fully analyzed and summarized, with the development of the ChengDao oil field, they are acquired. The key problems for different development phases and the important outcomes which have aggressively affected the highly active exploitation over a decade are generalized. In addition, the oil reservoir protecting technology for well-drilling and completion, the sand control technology for shallow sea oil field, the safety technology in production for natural flowing wells, screw rod wells and ESP wells, the well testing technology, the separated-zone sand control and separated-zone water injection technology and others form a full range of typical oil recovery technology series for ShengLi shallow sea oil fields, the series are objectively summarized and appraised. After the ChengDao oil field went into the water injection phase, there were a lot of obstacles. According to water injection effects, in the useful life of platforms, we select the key direction of the enhanced oil recovery to analyze the shortage for the present oil recovery technologies, at last we come up with the technical study direction for the future. In a word, our purpose is to stabilize offshore crude outputs and advance the complex efficiency of field exploitation. Key words: Shallow sea; oil recovery; oil reservoir protecting; sand control; safety production; well test; water injection 0 前言 胜利浅海埕岛油田是我国极浅海地区投入开发建设的第一个百万吨级自营油田,目前作者简介:申强(1963-),男,高级工程师,主要从事浅海油田采油工艺技术研究。

埕岛中心三号平台及海上配套

CB20A——中心二号输油管线工程 环境影响报告书简本 中海石油环保服务有限公司 China Offshore Environmental Services LTD 国环评证甲字第1109号 二○一○年十月 1总论 1.1评价任务由来与评价目的 1.1.1 评价任务由来 胜利埕岛油田位于渤海湾南部的极浅海域,水深4~16m,自1993年正式开发至今已有十多年的历史,建成了以中心一号、二号平台为中心的埕岛主体区域(以下简称埕岛油田老区)海上生产系统,以及以埕北30A为中心的埕岛油田东部区块海上生产系统。 根据《埕岛油田主体及西北部开发规划》,计划在埕岛油田老区新打225口调整井,新增产油能力167×104t/a;西北部产能新井40口,新增产油能力42.1×104t/a。根据老区和西北新区油藏调整规划,结合目前地面系统生产现况,老区现有的油、气、水、电及管网系统等地面工程已不能满足开发需求,因此需要在埕岛油田老区新建中心三号平台及海上配套系统工程,同时对CB20A至中心二号集输管网进行调整(以下简称本工程),以满足老区调整的需要。 根据《中华人民共和国海洋环境保护法》及《中华人民共和国环境影响评价法》的规定,本工程须进行海洋工程环境影响评价。受胜利油田分公司海洋采油厂的委托,我单位承担了埕岛中心三号平台及海上配套工程/CB20A-中心二号输油管线工程的海洋环境影响评价工作。 1.1.2 评价目的 本报告书针对埕岛中心三号平台及海上配套工程/CB20A-中心二号输油管线工程进行环境影响评价,旨在查明工程评价范围内的环境质量现状,分析工程建设和运营期间产生的污染物的种类及数量,预测其对周边环境可能的影响范围和程度,辨别工程建设可能带来的. 环境风险并提出预防措施,从环境保护角度论述工程的合理性和可行性,为环境管理提供科学依据。 1.2编制依据

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