CO_2驱油开采区生态监测的空间信息图谱方法

提出了一套针对CO2驱油开采区生态监测的空间信息图谱方法。在分析生态监测任务的基础上,给出了图谱数据组织模型和生态监测方法。山东某油田生态监测实例项目应用结果表明,此方法能够有效组织数据并从中发掘生态信息,长期连续监测可以实现CO2逸散风险诊断和生态影响评估的目的。     

低渗透和特低渗透油藏CO2驱油封存监测体系的建立

利用CO_2开展低渗透和特低渗透油藏驱油技术研究,涉及CO_2注入、驱油、采出和回收、回注等多个环节。但是超过一定程度的CO_2泄漏会对环境安全和人体健康产生危害,并且降低CO_2的驱油效果。通过辨识低、特低渗透油藏CO_2驱油封存的泄漏特征,分析了在驱油封存不同运营时期以及各个空间维度上的监测需求,剖析了不同监测技术的应用及技术之间的相互关系,建立了一套完整的低、特低渗透油藏CO_2驱油封存监测体系。该体系贯穿CO_2驱油封存全过程,覆盖地下、地表及大气,可以为低、特低渗透油藏CO_2驱油封存项目的实施提供安全有效的保障,促进二氧化碳的捕集、利用和封存技术的发展。     

油田CO2驱注采井缓蚀剂防腐性能评价*

为应对CO₂驱油过程中油井管材腐蚀严重、管线穿孔、破损现象,为油田优选缓蚀剂刻不容缓,针对油田某CO₂驱注采井不同注采周期分析其井筒温度压力场,通过对现场使用的缓蚀剂A,开展缓蚀剂的室内评价,预测全井段管柱腐蚀速率,计算油管柱剩余强度和油管柱安全系数,评价该井不同工况条件下的腐蚀失效周期,综合评价缓蚀剂防腐效果。结果表明:添加缓蚀剂后,油管安全生产周期明显延长,腐蚀速率控制在工程设计允值之内,该方法能有效评价缓蚀剂的应用效果,为现场缓蚀剂选择及管柱强度安全校核提供思路。     

定量风险评价在炼化一体化项目中的应用

本文阐述了定量风险评价的指标、模型和一般程序,给出了定量风险评价的标准,采用定量风险评价的方法对某企业规划建设的炼化一体化项目进行个人风险和社会风险水平计算。个人风险计算结果表明,该炼化一体化项目所在厂区内没有出现1×10-3的风险等值线,1×10-4、1×10-5和1×10-6的风险等值线也没有超出厂区边界,说明该炼化一体化项目厂区内部和周边人员所面临的个人风险是可以接受的。社会风险计算结果表明,该炼化一体化项目的社会风险曲线处在可容许区范围内,没有进入不可容许区和ALARP区,说明该项目的社会风险也是可以接受的。本文采用的定量风险评价方法可为规划或已建炼化一体化项目进行风险水平评估提供必要的参考依据。     

风险矩阵方法在高架桥施工风险管理中的应用

高架桥项目施工过程中涉及到很多风险因素,对风险因素进行有效控制和管理是降低施工过程中危险的前提,但如何有针对性对施工风险进行识别是目前高架桥建设过程中的一个难点问题。结合风险矩阵方法的优点,将高架桥项目施工过程涉及到的全寿命周期、风险类别、各个风险管理方法以及风险影响度4个因素引入风险矩阵方法中,建立适合高架桥项目施工过程风险管理的风险矩阵,并用实例说明这种方法的应用,为高架桥项目施工风险管理提供了一种科学合理、简单易行的方法。     

注气压力对不同注源气体置驱效应的影响

注气压力是煤层注气促排瓦斯工程技术的关键技术参数。为了研究注气压力对不同注源气体置驱煤中CH_4效应的影响,采用含瓦斯颗粒煤垂直应力载荷条件下向实验室注气模拟试验方法,开展1.25 MPa垂直载荷条件下无烟煤注入He、N_2和CO_2等气体置驱煤中CH_4的模拟试验。结果表明:在突破时间内注源气体全部滞留在煤层内;超过突破时间后,注源气体逐步从出口流出,其滞留率逐渐减小,最终只显现驱替作用。注源气体的突破时间随注气压力的增加而减少,随注源气体吸附性由强到弱而减少。置驱率由置换作用和驱替作用及其配比关系共同决定,其与注源气体吸附性强弱没有明显的关系,且注气压力越高置驱效率越高。     

油井高回压成因危害及降回压试验效果分析

油井高回压是困扰油田生产安全平稳运行的一个重要因素,通常会引起产量下降、成本上升、作业风险增加等一系列连锁反应。为了有效降低高回压带来的不利影响,本文主要就高回压产生的原因、高回压造成的后果(影响)、现场采取的降回压试验方案及运行效果进行分析和评价。     

二氧化碳驱油风险评价技术的筛选与应用

二氧化碳驱油技术在油田中后期开采过程中提高采收率效果显著,并得到广泛应用。但是二氧化碳气体密度大,在驱油过程易造成腐蚀、使人和动物窒息、冻伤。同时,大量排放二氧化碳会导温室效应,给健康、安全、环保带来了诸多难题。本文阐述了通过开展风险评价,确定风险等级,制定有效的控制措施,降低生产事故发生概率。     

两个“面向” 两个“四位一体”——海外项目精准有效防控HSE风险的研究与实践

正哈法亚油田位于伊拉克东南部米桑省,是伊拉克七大巨型油田之一。哈法亚油田项目的合同模式为开发生产服务合同(DPSC,Development and Production Service Contract),合同于2010年3月1日生效,合同期为30年。自2010年3月开发生产合同生效至今,哈法亚项目经历了高速发展的8年,原油年产量从50万t提升至1 000万t以上并稳产至今。HSE风险在项目8年高速发展中实现了精准和有效防控,甲乙方     

储气库注采管柱螺纹失效动态风险评估*

为解决储气库注采管柱螺纹失效问题,识别注采管柱螺纹失效致因与后果,基于蝴蝶结和贝叶斯网络方法构建注采管柱螺纹动态失效风险分析模型,采用模糊集理论计算模型变量先验概率,并评估注采管柱失效后果概率,从而推断注采管柱螺纹失效关键致因因素;引入先兆数据,评估注采管柱螺纹动态失效风险态势。结果表明:气体中携带固体颗粒、上螺纹速度过快、注采温度高、地层断裂等13个因素对螺纹失效风险影响较大;螺纹失效概率逐渐增大,螺纹失效后果也越来越严重,需要监控螺纹失效关键致因以降低螺纹失效的风险。