海上油气生产设施废弃处置管理暂行规定

海上油气生产设施废弃处置管理暂行规定

第一章 总则

第一条 为了加强对海上油气生产设施废弃处置的管理和监督，依据《中华人民共和国海洋倾废管理条例》、《防治海洋工程建设项目污染损害海洋环境管理条例》、《对外合作开采海洋石油资源条例》，制定本规定。

第二条 本规定适用于中华人民共和国内水、领海、专属经济区、大陆架以及中华人民共和国管辖的其它海域的海上油气生产设施终止生产后的废弃处置。

第三条 海上油气生产设施废弃处置应坚持安全第一，保障人身和财产安全；须采取有效措施避免对海洋环境造成污染和损害；应消除或有效降低对其它海洋资源的开发利用和海上交通安全的影响。

第四条 本规定下列用语的含义是：

（一）海上油气生产设施（以下简称“设施”）包括：海上油井、气井、水井、固定平台、人工岛、单点系泊、浮式生产储油装置，海底电缆、管道、水下生产系统，陆岸终端，以及其他水上、水下的油气生产的相关辅助配套设施；

（二）弃置费，是指海上油气田各投资方为承担油气生产设施废弃处置的责任和义务所发生的，用于井及相关设施的废弃、拆移、填埋、清理和恢复生态环境及其前期准备等所发生的专项支出；

（三）作业者，是指按照石油合同的规定负责实施海上油气田作业的实体；

（四）外国合同者，是指同国家石油公司签订石油合同的外国企业。外国企业可以是公司，也可以是公司集团；

（五）石油合同，是指国家石油公司同外国企业为合作开采中华人民共和国海洋石油天然气资源，依法订立的包括石油天然气勘探、开发和生产的合同；

（六）国家石油公司，是指依法享有在中华人民共和国对外合作海区内进行石油勘探、开发、生产和销售的专营权，具有法人资格的国家公司；

（七）联合管理委员会，是指国家石油公司和外国合同者根据石油合同的规定组成并运行的，负责具体执行石油合同的管理机构。

第五条 海上油气田投资者应按投资比例承担设施废弃处置的责任和义务，计提弃置费作为环境保护、生态恢复专项资金。

第六条 企业按照本规定提取的弃置费的会计处理应当符合国家统一的会计制度的规定。企业按照本规定提取的弃置费的税务处理依照国家税收法律法规执行。

第二章 设施废弃处置的方案和要求

第七条 海上油气田进入商业开发前，作业者应同时编制总体开发方案和设施废弃处置预备方案。海上油气田投产三年后，作业者可以修改废弃处置预备方案。

本规定实施前已进入商业开发的海上油气田，作业者应在本规定实施之日起的两年内，补充编制设施废弃处置预备方案。

设施废弃处置预备方案应当同时报送国家能源、财政、税务主管部门备案。

第八条 海上油气田生产设施废弃处置预备方案应当包括弃置费估算、弃置费筹措方法和弃置方式等内容。

第九条 海上油气生产设施的废弃处置，应当符合国家海洋主管部门关于海洋油气勘探开发工程设施废弃处置环境保护管理的相关规定和要求。海上油气田作业者应当在停止设施生产作业90个工作日前向国家海洋主管部门提出设施废弃的书面申请，取得国家海洋主管部门的批准文件后方可进行废弃。

第十条 海上油气田实施废弃处置作业前，作业者应当根据国家海洋主管部门批准文件的要求编制设施废弃处置实施方案，并报国家能源主管部门备案。

第十一条 海上油气田作业者应当按照国家有关技术规范要求编制设施废弃处置实施方案。设施废弃处置实施方案须包括设施废弃处置方式、作业步骤、安全防护措施、费用预算等内容。

第十二条 海上油气田终止生产后，如果没有新的用途或者其它正当理由，作业者应当自终止生产之日起一年内开始废弃作业。

第三章 弃置费的计提

第十三条 海上油气田作业者负责及时、足额提取设施弃置费。

第十四条 海上油气田弃置费应采用产量法或年限平均法分月计提，计提方式确定后不得变更。

本规定实施后进入商业生产的海上油气田，弃置费自商业生产的次月开始计提。

本规定实施前已进入商业生产的海上油气田，弃置费自废弃处置预备方案获得备案的次月起计提。

第十五条 当海上油气田在商业生产结束时计提的弃置费不足以承担相应的弃置义务时，不足部分应当按比例一次性补提。

当海上油气田在商业生产结束时计提的弃置费超过实际承担的弃置义务时，节余部分应按比例返还。

第十六条 中外合作油气田的合同生产期结束，国家石油公司决定继续生产，或者中外合作油气田的合同生产期尚未结束，外国合同者决定放弃生产，而国家石油公司决定不放弃时，油气田投资者应共同确认或聘请第三方中介机构评估油气田剩余经济可采储量和弃置费。

投资者须根据共同确认或评估的储量结果签订协议，明确约定各自弃置责任和承担弃置费的义务。外国合同者依照约定结清相应弃置费。

第十七条 中外合作油气田投资者所承担的废弃费应当记入联合账簿，可以在石油合同中回收。

第四章 中外合作油气田弃置费的管理

第十八条 中外合作的海上油气田投资者应当将各自当月计提的弃置费存入中华人民共和国境内银行。累计计提弃置费所产生的银行利息作为弃置费的来源之一。上述境内银行由参与中外合作海上油气田的投资者共同指定。

第十九条 弃置费存款账户应当按油气田专户管理、专项使用，由油气田联合管理委员会监督管理，并接受国家能源和财政主管部门的监督。

第二十条 已提取并存入专用账户的弃置费不因资产负债日对弃置义务进行复核而退还投资者，超过应提部分可抵减以后年度应提弃置费。

第二十一条 国家石油公司应当会同其他投资者建立健全弃置费管理制度，明确弃置费使用、管理的程序、职责及权限。

第二十二条 海上油气田作业者在实施设施废弃处置的前一年度，应当根据设施废弃处置实施方案的要求，编制弃置费使用计划并提交各投资方审查。

实施设施废弃处置时，海上油气田作业者应根据弃置费使用计划从存款账户中调拨弃置费用。

第二十三条 非中外合作油气田的弃置费管理比照本章规定执行。

第五章 附则

第二十四条 本规定自颁布之日起施行。

海上油气开采工程与生产系统教程

海上油气开采工程与生产系统 中海工业有限公司 第一章海上油气开采工程概述 海底油气资源的存在是海洋石油工业得以进展的前提。海洋石油资源量约占全球石油资源总量的34%，全球海洋石油蕴藏量约1000多亿吨，其中已探明的储量约为380亿吨。世界对海上石油寄予厚望，目前全球已有100多个国家在进行海上石油勘探，其中对深海进行勘探的有50多个国家。 一、海上油气开采历史进程、现状和今后 一个多世纪以来，世界海洋油气开发经历如下几个时期： 早期时期：1887年～1947年。1887年在墨西哥湾架起了第一个木质采油井架，揭开了人类开发海洋石油的序幕。到1947年的60年间，全世界只有少数几个滩海油田，大多是结构简单的木质平台，技术落后和成本高昂困扰着海洋石油的开发。 起步时期：1947年～1973年。1947年是海洋石油开发的划时代开端，美国在墨西哥湾成功地建筑了世界上第一个钢制固定平台。此后钢平台专门快就取代了木结构平台，并在钻井设备上取得突破性进展。到20世纪70年代初，海上石油开采已遍及世界各大洋。 进展时期：1973年～至今。1973年全球石油价格猛涨，进一步推进了海洋石油开发的历史进程，特不是为了应对恶劣环境的北海和深水油气开发的需要，人们不断采纳更先进的海工技术，建筑能够抵御更大风浪并适用于深水的海洋平台，如张力腿平台（TLP）、浮式圆柱型平台（SPAR）等。海洋石油开发从此进入大规模开发时

期，近20年中，海洋原油产量的比重在世界总产油量中增加了１倍。进军深海是近年来世界海洋石油开发的要紧技术趋势之一。 二、海上油气开采流程 海上油气田开采可划分为勘探评价、前期研究、工程建设、油气生产和设施弃置五个时期： 勘探评价时期：在第一口探井有油气发觉后，油气田就进入勘探评价时期，这时开发方面的人员就开始了解该油气田情况，开展预可行性研究，将今后开发所需要的资料要求，包括销售对油气样品的要求，提交勘探人员。 前期研究时期：一般情况，在勘探部门提交储量报告后，才进人前期研究时期。前期研究时期要紧完成预可行性研究、可行性研究和总体开发方案(ODP)。前期研究时期也将决定油气田开发基础，方案的优化是最能提高油气田经济效益的手段。因此，在可行性研究和总体开发方案 ( ODP ）上都要组织专家进行审查，并得到石油公司高级治理层的批准。 工程建设时期：在工程建设时期，油藏、钻完井和海洋工程方面的要紧工作是成立各自的项目组，建立有效的组织结构和治理体系，组织差不多设计编写并实施，对工程质量、进度、费用、安全进行全过程的治理和操纵，使之达到方案的要求。油藏项目组要紧进行随钻分析和井位、井数等方面调整；钻完井项目组紧密与油藏项目组配合进行钻井、完井方案的实施；海洋工程项目组负海上生产设施的建筑；生产方面的人员也会提早介入，并进行投产方面的预备。

国内外海洋石油开发现状与发展趋势

一、海洋石油开发现状 世界石油开发已有200 多年的历史，但直到19 世纪61 年代末期，才真正进入近代石油工业时代。1869 年是近代石油工业纪元年，从此，世界石油产量开始迅速增长。尽管在19 世纪末，美国已在西海岸水中打井，开始了海洋石抽生产，但真正成为现代化海洋石油工业，还是在第二次世界大战以后。海洋石袖是以1947 年美国成功地制造出第一座钢质平台为标志，逐步进人现代化生产。 1990-1995 年期间全世界除美国外有718 个海上新拙气田进行开发。最活跃的地区在欧洲，有265个油气田进行开发，其配是亚洲，有l88个，非洲102 个，拉丁美洲94 个，澳大利亚41 个，中东21 个。 1990 -1995 年期间开发的海上新油气目中，储量、天然气田生产能力、油田生产能力排在～ 前 5 位的国家如下图所示。在此期间，全世界18个国家开发的海上油气田数见表 发展最快的是北美，从1989 年的410 口上升到1993 年的500口。全世界有242 个海上油气田投入生产，其中油田139个，气田103个。从分布上看，西北欧居第一位，共投产67个油、气田，其中油田40个，气田27个。在此期间全球海洋石油总投资额为3379亿美元。 1990-1995年期间，全世界（不含美国）共安装了7113座平台，其中有83座不采用常规固定式平台，而采用半潜式、张力腿式和可移式生产平台。巴西建造了300～1400m深的采油平台，挪威建造的张力腿平台水深达350m，中国南海陆丰22I生产储

油船和浮式生产系统工作水深约为355m。有41个国家大约安装370多座水深不超过60m的浅水采油平台。 总之，世界平台市场需求量增加，利用率在提高。 二、海洋石油开发技术与发展趋势 石油是重要战略物资各国都很重视。21世纪，石油和天然气仍将是世界主要能源。世界油气资源潜力还相当大，有待发展先进技术，进一步加强勘探和开发，以提高发现成功率和采收率，降低勘探开发成本。 海洋石油的开发已为全世界所瞩目，世界海洋石油的日产量也在逐年增长。随着陆上石油逐渐枯竭，海上油气的开采将会越来越重要。同时，由于开采技术的不断提高，海洋石油的开发也将不断向南、深、难的方向发展，其总的趋势如下。 （一）石油地质勘探技术 今后的世界石油勘探业将是希望与困难井存。一方面，还有许多远景盆地有待勘探，成熟盆地还有很大的勘探潜力。油气新远景区可能是深海水域、深地层和北极盆地。另一方面，20世纪四年代的油气勘探己向广度和深度发展。世界范围内寻找新油气田，增加油气勘探储量，提高最终采收率的难度越来越大，油气田勘探开发成本直线上升。石油地质工作者将面临降低勘探成本、提高探井成功率，增加探明储量的挑战。在这种严峻的形势下，今后的石油地质科技将向三个方面发展． ①加强盆地数字模拟技术的研究，以深入解剖盆地，揭示油气分布规律， ②加强综合勘探技术的研究，以提高探井成功率，降低勘探成本； ③加强开发地质研究，探明石油储量，帮助油藏工程师优化石油开采，最大限度地提高采收率。 （二）地质勘探技术 海上地震勘探技术的发展趋势是：海上数据采集将越来越多地采用多缆、多震源及多船的作业方式，这样可大大提高效率，降低费用，研究和应用适于海上各种开发区的观测方法，实现海上真三维地震数据来集；研究大容量空气枪减少复杂的气枪组合；开发海上可控震源；不断增大计算机容量，提高三维处理技术，计算机辅助解释系统的发展将进一步满足人机交互解释的需要，并向小型、多功能、综合解释方向发展。对未来交互解释站计算机能力的期望是100 MB的随机存取存储器；2000万条指令∕s，高分辨率荧光屏,软件可移植性。新一代交互解释站将具有交互处理能力，具备叠前、叠后、反演、模拟等处理功能，能作地质、测井、VSP横波资料的综合分析和解释，将物理的定量分析和地质信息结合起来，进行地层和岩性解释。 （三）钻井工艺技术 钻井在油气勘探、开发中占有重要的地位。钻井技术水平不仅直接影响勘探的效果和油气的产量，而且由于钻井成本占勘探开发成本的大部分，因此，它直接关系到油田勘探开发所需要的投资额。基于这一点，提高钻井技本水平和钻井效率、降低钻井戚本对油气田勘报开发具再重要意义。 过去的10年是钻井技术发展的10年，钻井技术的各个领域都取得了明显的进步。随钻测量系统可以把井眼位置、钻井妻数和地层参数及时传送到地面，从而能够实时了解井下情况和监测钻进过程，随锚测量还大大提高了钻井的安全性相钻井效率，地面数据采集与处理计算机系统和计算机信息网络，提高了钻井过程的实时控制和预测能力，实现钻井过程的系统优化、连续控制井眼轨迹技术提高了定向钻井水平；基础研究的加强，促进了钻头设计、钻头性能预测等方面的改善；聚晶金刚石钻头的发展和新型的聚晶金刚石钻头的出现，不仅显著提高了钻头机械钻速，而且成功地解决了非均质破裂研磨性地层的经济钻进问题；优质泥浆和固控技术解决了复杂地层的钻井问题，提高了钻

海上油气田开发工程仪电讯系统设计指南第七章(ups)

第七章不间断电源（UPS）系统第一节不间断电源(UPS)概述 第二节UPS的结构形式 第三节UPS的设计要求和技术参数 第四节新技术在UPS中的应用 第五节UPS系统的设计 第六节不同设计阶段对UPS系统设计的要求

第一节不间断电源（UPS）系统作用 一.概述 不间断电源UPS（Uninterruptible Power Supply）是能为负载提供不间断电源和清洁电源的供电系统。它是海上油气田供电系统的重要组成部分。 随着信息处理和计算机技术在海上油气田中的广泛应用，海上油气田上生产流程、原油处理系统和消防系统等的所有数据和信息都是由中央控制系统和消防系统来控制、处理、分析和储存，如果这些设备在运行的过程中突然停电的话，中央控制系统和消防系统存储的数据和信息就会丢失；更严重的是，正在生产的海上油气田会处于严重的失控状态，或发生重大的事故。除此以外，海上油气田的电力系统内连接了各种不同性质的负载，其中一些较大的感性、容性、开关电源等负载不仅从电网中获得电能，反过来还会造成电网的供电电压的波形畸变或频率漂移。另外，电力系统内的短路故障和大容量用电设备的起动，都可能会引起正常电网的异常波动，从而影响其它电气设备的正常工作。UPS的另一个作用就是要给对供电品质要求高的负载提供高质量的正弦电压。 海上油气田中使用的UPS有三个供电回路，见图4-7-2-1，这三个回路都直接连接到应急配电系统的400V汇流排。在主电源工作正常的时候，连接到应急配电盘上的UPS的电源由电力系统的主电源提供（通过各种母联开关的连接）。如果主电源供电中断的话，UPS系统的输入电源由应急配电系统提供；如果应急配电系统也出现问题，供电中断的话，那么UPS 系统内的蓄电池组将向负载提供电源，蓄电池组的容量维持供电的时间不能少于30分钟。 为了保证UPS可靠供电，海上油气田上使用的UPS系统是由两套独立的UPS和一个旁通回路组成，两台独立的UPS采用的是并联冗余的方式运行。UPS和旁通回路之间的切换是通过静态开关来实现的。由于切换的时间很短，而且并联运行的两台UPS之间的电源始终保持锁相同步。因此在交流主电源停电，或者任何一台UPS发生故障时，由UPS供电的负载仍能正常工作。这个系统为负载连续，可靠地运行提供了强有利的保证。 UPS采用了微机控制的电子负反馈电路，UPS的输出电压稳定度高，可达±0.5%~±2%。同时，还采用了石英晶体振荡来控制逆变器的频率，UPS输出端的频率稳定度可达±0.01%~±0.5%，电压失真度也较小（电压畸变小于1%，不存在潜波失真的问题）。从而达到了为UPS 系统内的负载提供高品质的电能。 二.不间断电源（UPS）的供电范围 海上油气田开发工程设施上，对供电电源质量要求较高，而且不能中断供电的负载是： 1.中央控制系统； 2.火灾探测及消防系统； 3.海上油气田内部和外部通讯系统； 4.广播系统； 5.电力配电系统的断路器和开关装置的跳闸电源； 6.一些重要机械设备的控制盘或工作站。 第二节UPS的结构形式 一.UPS的结构 一个合格的不间断电源（UPS）系统应具有连续，稳压、稳频、滤波和抗各种电力“污染”等功能。UPS主要是由整流器、逆变器、静态开关和蓄电池组等组成。整流器是将交流

海上石油开采

海上石油开采 海上油气开发海上油气开发与陆地上的没有很大的不同，只是建造采油平台的工程耗资要大得多，因而对油气田范围的评价工作要更加慎重。要进行风险分析，准确选定平台位置和建设规模。避免由于对地下油藏认识不清或推断错误，造成损失。60年代开始，海上石油开发有了极大的发展。海上油田的采油量已达到世界总采油量的20％左右。形成了整套的海上开采和集输的专用设备和技术。平台的建设已经可以抗风、浪、冰流及地震等各种灾害，油、气田开采的水深已经超过200米。 当今世界上还有不少地区尚未勘探或充分勘探，深部地层及海洋深水部分的油气勘探刚刚开始不久，还会发现更多的油气藏，已开发的油气藏中应用提高石油采收率技术可以开采出的原油数量也是相当大的；这些都预示着油、气开采的科学技术将会有更大的发展。 石油是深埋在地下的流体矿物。最初人们把自然界产生的油状液体矿物称石油，把可燃气体称天然气，把固态可燃油质矿物称沥青。随着对这些矿物研究的深入，认识到它们在组成上均属烃类化合物，在成因上互有联系,因此把它们统称为石油。1983年9月第11次世界石油大会提出，石油是包括自然界中存在的气态、液态和固态烃类化合物以及少量杂质组成的复杂混合物。所以石油开采也包括了天然气开采。 石油在国民经济中的作用石油是重要能源，同煤相比，具有能量密度大（等重的石油燃烧热比标准煤高50％）、运输储存方便、燃烧后对大气的污染程度较小等优点。从石油中提炼的燃料油是运输工具、电站锅炉、冶金工业和建筑材料工业各种窑炉的主要燃料。以石油为原料的液化气和管道煤气是城市居民生活应用的优质燃料。飞机、坦克、舰艇、火箭以及其他航天器，也消耗大量石油燃料。因此，许多国家都把石油列为战略物资。 20世纪70年代以来，在世界能源消费的构成中，石油已超过煤而跃居首位。1979年占45％，预计到21世纪初，这种情况不会有大的改变。石油制品还广泛地用作各种机械的润滑剂。沥青是公路和建筑的重要材料。石油化工产品广泛地用于农业、轻工业、纺织工业以及医药卫生等部门，如合成纤维、塑料、合成橡胶制品，已成为人们的生活必需品。 1982年世界石油产量为26.44亿吨，天然气为15829亿立方米。1973年以来，三次石油涨价和1982年的石油落价，都引起世界经济较大的波动（见世界石油工业）。 油气聚集和驱动方式油气在地壳中生成后，呈分散状态存在于生油气层中，经过运移进入储集层，在具有良好保存条件的地质圈闭内聚集，形成油气藏。在一个地质构造内可以有若干个油气藏，组合成油气田。 储层贮存油气并能允许油气流在其中通过的有储集空间的岩层。储层中的空间,有岩石碎屑间的孔隙,岩石裂缝中的裂隙，溶蚀作用形成的洞隙。孔隙一般与沉积作用有关，裂隙多半与构造形变有关，洞隙往往与古岩溶有关。空隙的大小、分布和连通情况，影响油气的流动，决定着油气开采的特征（见石油开发地质）。油气驱动方式在开采石油的过程中，油气从储层流入井底,又从井底上升到

油气集输设备的维护保养措施

油气集输设备的维护保养措施 发表时间：2019-07-03T16:15:10.100Z 来源：《基层建设》2019年第10期作者：冯艳1 赵秋玲2 吴晓丽 3 [导读] 摘要：油气集输是石油生产加工过程中重要的环节，集输设施管理状况直接影响油气集输系统的运行效率。 1.大庆油田有限责任公司釆油一厂三矿中五队； 2.大庆油田有限公司第一采油厂第二油矿北二联合站； 3.大庆油田有限责任公司一厂四矿聚中七队摘要：油气集输是石油生产加工过程中重要的环节，集输设施管理状况直接影响油气集输系统的运行效率。我国石油企业集输设施管理存在很大的问题，严重影响油气集输效率，从而对我国的油气生产造成了负面影响。通过改善石油企业集输设施中人员组织管理机制、不断进行技术工艺改造以及加强技术设备管理可以有效地改善集输设施管理现状，促进油气集输的顺利、高效运行。 关键词：油气集输设备；维护；保养 1、概述油气集输设备 在油田生产现场，油井的产物再经过油气水分离后，就会被集输系统进行远距离输送。在整个油气集输系统中，包含的设备种类和数量较多，这样设备的维护和保养效果对设备的使用情况有非常直接的影响，其中的任何一个设备出现故障，都会对系统的运行造成非常直接的影响。泵机组是其中的重点设备，包括离心泵、往复泵和螺杆泵等，这些泵的使用可以有效提高液体的位能和压能，满足油气集输的要求。在输气的过程中，还会使用到压缩机，用于满足输气的能量要求。 2、油气集输设备管理现状 2.1缺乏完善的设备管理制度 设备管理意识淡薄。随着油气集输设备的建设和更换，设备的用量较多、更换较频繁，一线管理人员的设备管理意识淡薄，造成设备管理上的账实不符。统一管理缺乏制约机制及责任激励机制。部分设备的使用单位因为仅是使用者，不是设备的投资者，并且对其维护保养缺乏相应的处罚和激励体制，致使部分管理人员在使用该设备时缺少维护保养意识和责任心。设备的报废不能及时清理和处置。部分设备未及时进行报废处理，造成资产的流失和浪费，虚夸了资产和利润，造成账实不符，资产管理混乱。 2.2管理人员综合素养不高 油气集输企业设备管理有着特殊的专业性要求，一个好的设备管理人员必须经过长期的生产、经营管理及现场实践学习才能满足业务工作的需要。另外，管理人员的设备保养、维护观念一定要强，同事配合强有力的设备管理制度，可以使集输设备得到合理配置和有效利用。另外随着技术的不断发展，油气集输设备自动化程度愈来愈高，生产装置之间结合也更加紧密，对一线的管理人员和技术人员都提出了更高的要求。传统的集输设备管理通常是设备的维护和检修，几乎不参与设备的设计和制造，与设备的设计制造者也缺乏有效的沟通，真正适合集输一线的设备应该有一线的管理者设计。 3、油气集输设备维护保养建议 为了提高油田生产的维护管理水平，合理解决设备管理过程中存在的问题。开拓油田设备管理的新思路，优化油田生产设备管理的新方法，使油田生产达到最佳的状态，保证所有的油田设备安全平稳运行，保持设备的完好率，建立设备的维护管理机制，提高设备的维护管理效果，满足油田生产的技术要求。 3.1设备维护保养策略 油田生产设备的维护管理是设备维修与保养的结合，任何的机械设备运行过程中，都需要进行维护保养，否则很难正常运行。对油田生产设备的维护保养包括日常的维护保养和定期的维护保养，可以实施预防性的维护保养，也可以进行事后的维护保养，无论采取哪种保养措施，目的都是保证设备的安全运行，满足油田生产的技术要求。对油田生产设备的日常的维护保养，是由岗位员工在当班工作时间内完成的，依据设备的维护保养规程，维护保养达到质量标准，能够延长设备的使用寿命，降低设备的维修成本。而定期的维护保养，是依据设备的性能，按照维护保养周期要求，实施的全面的维护保养工作，需要由专业的设备维修保养人员完成。 3.2创新设备维护保养思路 通过对油田生产设备管理存在问题的分析，强化对油田设备的维护管理，不断开拓新的思路。研究设备维护管理的措施，尽可能降低设备的磨损，减少设备的维修成本，促进油田设备安全运行，发挥生产设备的优势，更好地完成油田生产任务。结合油田生产的实际情况，对油田生产设备实施监测管理，及时排查设备的安全隐患问题，采取应急的处理措施，解决安全隐患问题。加强对设备的维护保养，不允许设备带病运转，对设备实施标准化的管理模式，建立设备的运行档案。记录设备的维护保养及故障状况，通过设备的运行记录，反应设备的使用状况。一旦需要对设备实施改造，以基础资料为依据。应用最少的投入，获得最大的效益。建立一批高素质的设备管理人员队伍，在日常的维护保养过程中，达到设备的维护标准，降低设备的磨损，对易损部件进行检查验收，及时更换损坏的零部件，保证设备的各个部分的合理配合。及时调整设备的运行参数，应用自动化的管理措施，建立设备的自控系统，及时发现设备的缺油干磨的现象，一旦设备发生故障，启动连锁机构，避免给设备带来更严重的损坏状况。 3.3对设备检修人员加大专业培训力度 在输油站场设备管理工作中，设备检修人员的综合素质、专业水平，对设备检修质量产生着直接的影响。基于这样的原因，输油站场日常管理中，应重点关注设备检修人员的培训，全面提高检修人员的综合素质、专业技能。加强对设备检修人员的培训力度，可以从以下几个方面入手：第一，针对设备检修人员现阶段存在的技术水平参差不齐的问题，应根据不同人的性格特点、实际需求，执行个性化的、定量化的培训计划，并组织专项培训，使所有检修人员均可以在原有基础上得到一定的提高，还要定期验收培训结果，合理调整培训计划，确保培训计划的有效性；第二，定期组织设备问题研讨会，针对日常工作中设备出现的故障，分析故障原因、找出有效的解决方法，切实提高检修人员发现问题、分析问题、解决问题的能力；第三，组织一批检修经验丰富、技能操作熟练的老员工与新员工签订师徒合同，开展一对一的传、帮、带活动，并要确定“师傅”与“徒弟”间的利益相关关系，切实提高新员工的业务技能。 结束语 我国石油企业集输设施管理存在很大的问题，严重影响油气集输效率，从而对我国的油气生产造成了负面影响。通过改善石油企业集输设施中人员组织管理机制、不断进行技术工艺改造以及加强技术设备管理可以有效地改善集输设施管理现状，促进油气集输的顺利、高效运行。

海上油气生产工艺

914.4毫米(36")井眼x119米 660.4毫米(26")井眼x335米 DST2:2433.0-2448.0m DST1:2521.0-2532.0m 212.7毫米(8-1/2") 图3-1 W12-1-6井井身结构图 311.2毫米(12-1/4")海上油气生产工艺讲义 第一章 生产工艺基础 第一节 井身结构 一、井身结构 1、各层套管的功用 1）隔水套管（导管） 为2～40m 2）表层套管 为了能控制溢流、井喷等紧急情况，需要安装井口防喷装置。这些装置就安在表层套管上。井喷关井时的巨大向上裁荷就由表层套管承担了。它是一段较长的无缝管。它的功用是： A ）安装井口，承担井喷关井时的向上载荷； B ）承担以后几层套管的部分重量； C ）加固地表松软土层、流砂层等，保证钻井工作顺利进行； D ）封隔地层破裂压力小的地层，防止井喷压井时压裂地层，

3）技术套管 亦称中间套管，是为了保证钻井工作的顺利进行而下的。其功用是： A）按可能使用的最大泥浆密度考虑，保护有可能被压裂的地层。 B）封隔漏、塌、喷地层。 C）解决上部与下部地层对泥浆密度提出的相互矛盾的要求。 D）解决可能出现的各种困难问题。 4）油层套管 也叫生产套管，用以封隔油、气、水层，以利于分层开采，防止底水，并形成生产通道，或用以封堵暂不开采的油、气层。 5）尾管 它用于保护生产层位,节约开支以及射孔等作用。 2、井身结构的确定 按地层破裂压力和实际情况设计各层套管下入深度。以W12-1-6井为例，其井身结构和各层套管下入深度见下图3－1。 二、下套管、注水泥 当钻达预定井段时，由专业人员使用下套管专业工具从地面下入规定尺寸的套管到预定深度，然后就开始固井注水泥作业，在套管与井眼之间注上水泥。 1、注水泥过程 注水泥的流程见图3－2。 1）下完套管以后，循环泥浆洗井，如图3－2a； 2）放入下胶塞，见图3－2b。注入水泥浆； 3）水泥浆注完以后，放上胶塞，替入泥浆。下胶塞到底时间视水泥量多少而定，可能在替泥浆之前，也可能在替泥浆开始之后。下胶塞到底被挡住之后，水泥浆蹩破下胶塞，自其孔中流出，从管外环空上返，如图3－2c； 4）替泥浆到上胶塞下行到与下胶密相碰时，注水泥工作结束。两塞相碰叫碰压，因此时泵压突然升高，如图3-2d； 5）如果水泥返高很高，可以用双级注水泥，即把注水泥工作分成两步来做，每—步的做法与上述相同。 图3-2 注水泥过程

海上油气开采工程与生产系统教程(DOC 11页)

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海上油气开采工程与生产系统 中海工业有限公司 第一章海上油气开采工程概述 海底油气资源的存在是海洋石油工业得以发展的前提。海洋石油资源量约占全球石油资源总量的34%，全球海洋石油蕴藏量约1000多亿吨，其中已探明的储量约为380亿吨。世界对海上石油寄予厚望，目前全球已有100多个国家在进行海上石油勘探，其中对深海进行勘探的有50多个国家。 一、海上油气开采历史进程、现状和将来 一个多世纪以来，世界海洋油气开发经历如下几个阶段： 早期阶段：1887年～1947年。1887年在墨西哥湾架起了第一个木质采油井架，揭开了人类开发海洋石油的序幕。到1947年的60年间，全世界只有少数几个滩海油田，大多是结构简单的木质平台，技术落后和成本高昂困扰着海洋石油的开发。 起步阶段：1947年～1973年。1947年是海洋石油开发的划时代开端，美国在墨西哥湾成功地建造了世界上第一个钢制固定平台。此后钢平台很快就取代了木结构平台，并在钻井设备上取得突破性进展。到20世纪70年代初，海上石油开采已遍及世界各大洋。 发展阶段：1973年～至今。1973年全球石油价格猛涨，进一步推进了海洋石油开发的历史进程，特别是为了应对恶劣环境的北海和深水油气开发的需要，人们不断采用更先进的海工技术，建造能够抵御更大风浪并适用于深水的海洋平台，如张力腿平台（TLP）、浮式圆柱型平台（SPAR）等。海洋石油开发从此进入大规模开发阶段，近20年中，海洋原油产量的比重在世界总产油量中增加了１倍。进军深海是近年来世界海洋石油开发的主要技术趋势之一。 二、海上油气开采流程 海上油气田开采可划分为勘探评价、前期研究、工程建设、油气生产和设施弃置五个阶段： 勘探评价阶段：在第一口探井有油气发现后，油气田就进入勘探评价阶段，这时开发方面的人员就开始了解该油气田情况，开展预可行性研究，将今后开发所需要的资料要求，包括销售对油气样品的要求，提交勘探人员。 前期研究阶段：一般情况，在勘探部门提交储量报告后，才进人前期研究阶段。前期研究阶段主要完成预可行性研究、可行性研究和总体开发方案(ODP)。前期研究阶段也将决定油气田开发基础，方案的优化是最能提高油气田经济效益的手段。因此，在可行性研究和总体开发方案( ODP ）上都要组织专家进行审查，并得到石油公司高级管理层的批准。 工程建设阶段：在工程建设阶段，油藏、钻完井和海洋工程方面的主要工作是成立各自的项目组，建立有效的组织结构和管理体系，组织基本设计编写并实

海上油气开采

海上油气集输工艺流程 因为全海式油气集输系统可实现全部油气集输任务，本节就以全海式生产平台为例，介绍油气集输主要工艺流程及设备。出油气集输生产包括油气水分离、原油处理、天然气处理、污水处理等主要生产项目。 一、油气计量及油气生产处理流程 石油是碳氢化合物的混合物，在地层里油、气、水是共生的，又由于油气生成条件各异，因此各油田开采出的原油的组分是不同的。此外，油中还含少量氧、磷、硫及沙粒等杂质。油气生产处理的任务就是将油井液经过分离净化处理，能给用户提供合格的商品油气。原油处理流程示意图。由于各油田生产出来的油气组分和物性不同，生产处理流程也不完全相同，如我国海上生产的原油普遍不含硫和盐，因此就没有脱盐处理的环节。有的油田生产的原油不含水，就没有脱水环节。海上原油处理包括油气计量、油气分离、原油脱水及原油稳定几部分。由于海上油田普遍采用注水增补能量的开采方法，因此原油脱水是原油处理的主要环节之一。 （一）油、气分离及油、气计量 1．油、气分离原理及流程原油和天然气都是碳氢化合物。天然气主要由甲烷和含碳小于5 个的烷烃类组成。它们在常温、常压下是气态。原油是由分子量较大的烷烃类组成，在常温下是液态。在油层里由于高温、高压的作用，天然气溶解在原油中。在原油生产和处理过程中，随着压力不断降低，天然气就不断从原油中分离出来，油、气就是根据这一物性原理进行分离的。通过进行两次或多次平衡闪蒸，以达到最大限度地回收油气资源。一般来说分高压力越高、级间压降越小，最终液体收率就越高；分高压力越低，则气体收率越高。因此，确定分离工艺的压力和级数是取得气、液最大收率的关键因素。从经济观点上看，一般认为分离级数以3～4 级为宜，最多可到5 级，超过5 级就没有经济效益了。各油井生产的油井液汇集到管汇，通过管汇控制分别计量各口油井的油、气产量，计量后的油、气重新混合流到油气生产分离器，进行油、气、水的生产分离（图示为两级分离），分离后的油、气分别进行油、气处理。 2．油气分离器 油气分离器是油井液分离的机械设备。要求从油气分离器分离出来的油中不含气，气中不含油。分离器一般分为两相分离和三相分离两类。两相分离器是将混合物分为气体和液体；三相分离器是将含游离水的油气混合物分成油、气、水三相。按分离器外形可分为立式和卧式两种，油气在分离器中分离主要依靠重力沉降作用。油气混合物从分离器上部沿进口切向进入，并沿囫简旋转。在重力作用下，使油、气分离，气向上，油向下。由于离心力的作用，油沿器壁向下流，气集中在中心向上。在分离器上部装有油滴捕集器挡板，当气体经过捕集器挡板时，可除去夹带的雾状油滴。分离出的气从上部出口流入输气管线，分离出的原油从下部出油阀流入输油管线。分离器的工作性能指标主要体现在对油、气分离的程度。如果需要油、气分离得十分彻底，可用不同压力进行多级分离。其工作原理和立式是一样的。以下对两者进行比较。 ①立式分离器液面容易控制；沙子等杂质易清除，可处理含沙的油气；液体重新雾化可能性小；占地面积小。缺点是制作费用高，维修与撬装困难。

第一篇海上油气田生产系统(了解篇).(DOC).doc

第一篇 海上油气田生产系统（了解篇） 一、海上生产设施的类型 海上生产设施是指建立在海上的建筑物。由于海上设施是用于海底石油开发及采油工作，加上海洋水深及海况的差异、油藏面积的不同、开采年限不一，因此海上生产设施类型众多。基本上可分为三大类：海上固定式生产设施、浮式生产设施及水下生产系统。在此三大类中又可细分如下： 典型的海上生产设施如图1-2-1至1-2-7所示： 1．固定式生产设施 固定式生产设施是用桩基、座底式基础或其它方法固定在海底，并具有一定稳定性和承载能力的海上结构物。海上固定式生产设施有各种各样的形式，按其结构形式可分为桩基式平台、重力式平台和人工岛以及顺应型平台；按其用途可分为井口平台、生产处理平台、储油平台、生活动力平台以及集钻井、井口、生产处理、生活设施于一体的综合平台。 （1）桩基式固定平台 桩基式固定平台通常为钢质固定平台，是目前海上油（气）生产中应用最多的一种结构形式 1）钢质固定平台的结构形式 桩基式 重力式 人工岛 顺应式平台 半潜式 张力腿式 浮式生产储油船 干式 湿式

钢质固定平台中最多的是导管架式平台，主要由四大部分组成：导管架、桩、导管架帽和甲板模块。但在许多情况下，导管架帽和甲板模块合二为一，所以这时仅为三部分。如图1-2-8所示。 ①导管架：系钢质桁架结构，由大直径、厚壁的低合金钢管焊接而成。钢桁架的主柱（也称大腿）作为打桩时的导向管，故称导管架。其主管可以是三根的塔式导管架，也有四柱式、六柱式、八柱式等，视平台上部模块尺寸大小和水深而定。导管架腿之间由水平横撑与 斜撑、立向斜撑作为拉筋，以起传递负 荷及加强导管架强度作用。 ②桩：导管架依靠桩固定于海底，它有主桩式，即所有的桩均由主腿内打入；也有裙桩式，即在导管架底部四周布置桩，裙桩一般是水下桩。 ③导管架帽：导管架帽是指导管架以上，模块以下带有甲板的这部分结构。它是导管架与模块之间的过渡结构。 ④模块：也称组块。由各种组块组成平台甲板。平台可以是一个多层甲板组成的结 构，也可以是单层甲板组成的结构，视平台规模大小而定。如钻井区域的模块可称为钻井模块；采油生产处理区称为生产模块；机械动力区可称为动力模块；生活区称为生活模块等。 2）钢质固定平台的施工 图1-2-1 桩基式固定平台 图1-2-2 重力式混凝土台

第二十八章 石油天然气开采

第二十八章石油天然气开采 第一节石油天然气开采概述 石油天然气行业是为国民经济提供重要能源的矿产采掘行业，生产对象是不可再生的油气资源，生产活动所依赖的主要是埋藏于地下的油气储量，其生产过程包括矿区权益的获取、油气勘探、油气开发和油气生产等内容。由于石油天然气特殊的生产过程，其生产经营活动具有高投入、高风险、投资回收期长、油气储量发现成本与发现储量的价值之间不存在密切相关关系等特点。 石油天然气开采(以下简称“油气开采”)的会计核算是以矿区为基础的。矿区是指企业开展油气开采活动所处的区域，具有相同的油藏地质构造或储层条件，以及独立的压力系统和独立的集输系统，可作为独立的开发单元。矿区是计提折耗、进行减值测试等活动的成本中心，是石油天然气会计中的重要概念。矿区的划分应遵循以下原则：（1）一个油气藏可作为一个矿区；（2）若干相邻且地质构造或储层条件相同或相近的油气藏可作为一个矿区；（3）一个独立集输计量系统为一个矿区；（4）一个大的油气藏分为几个独立集输系统并分别计量的，可以分为几个矿区；（5）采用重大、新型采油技术并工业化推广的区域可作为一个矿区；（6）一般而言，划分矿区应优先考虑国家的不同，在同一地理区域内不得将分属不同国家的作业区划分在同一个矿区或矿区组内。 在油气开采活动中，与某一或某几个油气藏相关的单项资产，例如单井，能够单独产生可计量现金流量的情况极为少见。通常情况下，特定矿区在勘探、开发和生产期间所发生的所有资本化成本作为一个整体来产生现金流的，因此计提折耗和减值测试均应以矿区作为成本中心。 从事油气开采的企业所拥有或控制的井及相关设施和矿区权益统称油气资产。油气资产是一种递耗资产，反映了企业在油气开采活动中取得的油气储量以及利用这些储量生产原油或天然气的设施的价值。油气开采企业通过计提折耗，将油气资产的价值随着开采工作的开展逐渐转移到所开采的产品成本中。油气资产折耗是油气资源实体上的直接耗减，折耗费用是产品成本的直接组成部分。油气资产的内容应包括取得探明经济可采储量的成本、暂时资本化的未探明经济可采储量的成本、全部油气开发支出以及预计的弃置成本。油气资产是油气生产企业最重要的资产，其价值在企业总资产中所占的份额相当大。 为了开采油气，企业往往要增置一些附属的辅助设备和设施，如增设房屋、机器等。按照《企业会计准则第27号——石油天然气开采》（以下简称油气准则）的规定，这类固定资产应计提折旧，而不是计提折耗。 处于勘探活动中的矿区权益，应当按照油气准则进行处理；处于勘探活动开始前和结束后的矿区权益，应按其他相关准则进行处理。 石油天然气以外的采掘企业的勘探和评价活动参照油气准则执行，其他活动应按照相关准则进行处理。 本章着重讲解了从事石油天然气开采的企业的矿区权益取得、勘探、开发和生产等油气开采活动的会计处理和相关信息披露，不包括油气的储运、炼制、销售等下游活动的业务处理。

海上油气田的勘探开发不同于陆上油田

海上油气田的勘探开发不同于陆上油田，大庆油田式的石油会战同样不适合于海洋。 首先，以中国国情而言，在当前油价（80美圆一桶）下，陆上油井日产原油在3吨左右即可获得较好利润，若是海上油田这样的油井则无开采价值（中海油2009年的桶油主要成本为22.08美元）因此海上石油的成本问题也决定一些油田是否值得开采。以中石油某油田滩海（水下等深线-5米）开发为例。该油田为获得百万吨产能，兴建人工端岛等设施，花费10亿左右人民币，若是要在深海形成此等规模开发成本也将是10亿，这10亿则会是美圆。而海上石油开采正是一个“高风险”、“高技术”、“高投入”的产业，据测算，每钻井一米耗资约1万元人民币，而海上钢结构平台每平方米造价就高达两万美元，如此算来，建设一个中型的海上油田投资将在3亿到6亿美元之间，而一个大型油田总投资将高达20至30亿美元。凡此种种，在开发之前，一个中小油田前期勘探的费用将达到2000万美元。从寿命上讲，陆上油田开发后期可通过水驱，聚合驱等模式可继续生产若干年，甚至可以通过暂时关井等待地层压力恢复，油价攀升后，继续进行经济开采。而海上油田基于成本考虑则会选择关井，因此海上油田在寿命上也较短暂。另外海上石油开采还受油价，汇率的影响. 在现实中，无论是媒体还是民众往往对南海深处没有一口中国油井而感到愤慨，进而失去理智，从而引发对政府的诸多微词。但事实上多数人对于南海石油现状究竟是怎样一回事含糊不清，对海洋石油陌生而毫无认识。对于一部分人而言，石油开采似乎就是在地层里打个眼这般简单。对于地质条件资料匮乏，勘探数据不明的区域，任何石油公司都无能为力，何况南海南端石油储藏多位于其他国家大陆架附近，在没有军事保障的情况下，一切都是空谈。 事实上海洋石油开发同样涵概了人类迄今掌握的所有科技。首先海上平台的建造、搭建就是一项艰具的任务，海洋深度越大海情越复杂，对平台设备的要求越高。此外水下油气管线铺设，水下井口设施，浮式生产平台，水下三维勘探，各种钻探作业，都对一个国家的造船能力，地球物理，海洋工程，石油装备领域提出挑战。在任何方面出现短板，都会在国际合作中于不利地位。既然中国选择了独立的崛起之路，就会在各个方面面临更崎岖的历程与挑战。 我国的海洋油气工程装备始于上世纪70年代，1972年，由渤海石油公司设计建造了我国第一座坐底式“海五”平台，工作水深为14～16m。同年，由七O八所为中国海洋石油总公司设计、大连造船厂建造了我国第一座自升式钻井平台“渤海一号”。 1974年，由七O八所设计、沪东造船厂建造地质矿产部的“勘探一号”双体浮式钻井船。1984年，七O八所为地质矿产部研究设计、由上海造船厂建造了我国第一座半潜式钻井平台“勘探三号”。 1988年七O八所为胜利油田研究设计、由中华造船厂与烟台船厂联合建造了“胜利三号”坐底式钻井平台。 仔细研究便可发现近十年来中国海洋石油装备随着国民经济的提高也取得了大发展，其标志就是具有里程碑意义的海洋石油981号。 “身高”136米，“体重”3万吨！我国海洋石油装备造业标志性工程，由我国自行建造的当今世界最先进的第六代3000米深水半潜式钻井平台“海洋石油981”，2月26日上午在上海外高桥造船有限公司顺利出坞，这座由中国海油投资建造的深水半潜式钻井平台具有勘探、钻

曹妃甸1-6油田弃置方案研究报告(简缩版2010.11.08)

曹妃甸1-6油田设施废弃拆除方案 (简缩版) 中海石油（中国）有限公司天津分公司 二零一零年八月

目录 第一章项目背景与思路 (1) 1.1项目背景 (1) 1.2方案编制的依据 (1) 1.3方案编制的思路 (3) 第二章基础数据 (4) 2.1油田开发数据 (4) 2.2导管架数据 (6) 2.3海底管道规格尺寸 (7) 2.4井口、基盘数据 (7) 第三章曹妃甸1-6油田设施弃置方案 (13) 3.1废弃设施现状检测 (13)

3.1.2 检测结果 (15) 3.2曹妃甸1-6油田海底管道弃置方案 (19) 3.2.1海底管道清洗后原地弃置（部分拆除） (20) 3.2.2 海底管道清洗后全部回收（全部拆除） (23) 3.2.3 两种方案对比 (24) 3.3SPM导管架拆除 (24) 3.3.1 工作内容 (24) 3.3.2 施工程序 (25) 3.5井口设施弃置方案 (30) 3.5.1 概述 (30) 3.5.2 施工程序 (30) 3.6曹妃甸1-6油田废弃导管架拆除评估分析、设计大纲及计算分析 (37) 3.6.1 评估依据 (37) 3.6.2 评估条件 (38) 3.6.3 工作内容 (39) 3.6.4 导管架拆除过程的静态在位分析 (40) 3.6.5 导管架吊装分析 (41) 3.6.6 导管架装船固定设计 (42) 3.6.7 导管架运输结构分析 (42) 3.6.8 曹妃甸1-6导管架运输稳性分析 (43) 3.7曹妃甸1-6油田废弃设施拆除安全评估 (44) 3.7.1 概述 (44) 3.7.2 政策和目标 (45) 3.7.3 HSE相关人员及职责 (45) 3.7.4 危害识别与控制 (48) 3.7.5 应急计划 (49) 3.7.6 信息交流 (51) 3.7.7 监测和整改 (52) 3.7.8 事故报告 (52)

海上平台弃置方法探讨

海上平台弃置方法探讨 发表时间：2020-03-19T01:43:37.283Z 来源：《科技新时代》2019年12期作者：徐浩天 [导读] 目前国际上比较公认的弃置技术主要有爆破和非爆破两种方式。 中石化胜利油建工程有限公司山东省东营市 257100 摘要：文章基于海上平台弃置技术的发展现状，重点对海上平台弃置方法的不同环节和注意事项进行研究和探讨，并简单提出了海上平台弃置环境问题及管理建议，以供参考。 关键词：海上平台；弃置方法；现状；问题 1引言 早在上世纪中叶，联合国就出台了一系列法律加强对海洋环境的保护，我国也在上世纪80年代末和90年代初出台了一系列海洋环境的保护法律，加强对我国大陆架和转输经济区海洋利用和保护的约束。尤其是针对海上油气生产作业来说，针对其生产设施的废弃处置，需要在安全第一的前提下进行处置，并且要避免出现对海洋环境造成污染和损害，防止出现影响对海洋资源开发利用以及海上交通安全等问题。这就要求在目前的海上油气田生产结束之后，做好平台拆除工作，满足相应规定要求。 2弃置技术发展的现状 从全世界角度，下发发达国家，尤其是英国、美国等沿海国家对海上结构物弃置技术的研究和应用比较早，其施工队伍也比较专业，而且还提供相应的技术咨询、管理服务以及开展弃置工作。目前国际上比较公认的弃置技术主要有爆破和非爆破两种方式。对于后者来说主要是采用各种切割技术。一是高压水磨料内切割技术，就是通过高压水泵提供强大的压力将水和环保磨料射出来对套管、泥面以下钢桩或水中管柱进行切割。二是机械切割，主要在钢结构的管内切割中应用，需要使用较大的高压水泵以及大型起降工具来配合开展。三是金刚石绳锯切割技术，此种技术比较适合在水中钢结构的外切割中应用，并且需要ROV或潜水员配合完成。最后是聚能爆破切割技术，此技术中所应用的切割器是利用装药的聚能效应将炸药加工成一定形状之后再罩上药型罩所制成的切割器，主要在油井光柱和结构物的弃置作业中应用。此方法由于在爆破瞬间会危害鱼类，为此在部分国家和地区油井禁用。 3海上平台弃置方法 一是在正式开展海上平台弃置作业之前，需要对油气田的废弃处置方案进行审核和批转，而且要检测平台的腐蚀、冲刷以及结构变形等情况并进行评估和分析，在经过安全评估以及可靠性、经济性分析之后，结合方案来进行切割工具的选择和作业计划的制定。 二是在弃置工作开展并关断平台生产之后，需要相关作业人员来检查每个井口状况，对弃井作业测试完成之后，将泥面以下4m的隔水套管和表面套管进行切割，同时可以弃置隔水套管或者是与导管架一起弃置。 三是在正式使用起重船开展弃置作业之前，需要做好此作业中所需要人员和设备的准备，并且将人员安置在生活楼或者是临时住房中，而且在此阶段中对含有碳氢化合物的管线和设备开展冲洗工作，对于需要单独从甲板上移走的设备需要提前通过冷切割的方式进行分离，还要切割设备间的管线、电缆以及连接部分，并做好对吊耳等吊装准备工作。 四是针对平台连接的海底管道来说，需要通过通球清洗的方法进行管道的清洗并合格之后，在与导管架基底相距3m左右的位置通过潜水员来对管道进行切割弃置工作。 五是针对在平台弃置过程中需要弃置的隔水套管来说，将泥面下4m位置的隔水套管进行切割之后将其吊起，然后通过外部机械切割工具来分段切割水面上的隔水套管，吊走被切割下的隔水套管放置在工作船上，直到所有的套管都被弃置完成。 六是在甲板的弃置作业施工，首先要结合甲板及其设备的尺寸来进行运输驳船的选择，通过使用标准钢管、钢材与驳船进行焊接的方式来对拆除的导管架、甲板和设备等进行临时加固支撑。还要选择拖轮以及拖航运输驳船、起重船等，而且在起重船达到现场之后通过拖轮来对其进行抛锚固定。在拆除作业中，先拆除甲板顶部的各个设备并放置在驳船上，并且通过所设置的临时支撑来对拆除的设备在驳船上进行固定。然后通过冷切割的方式来对导管架桩腿与甲板腿之间的连接进行切割来实现对甲板的拆除，由起重船浮吊来吊起甲板放置在驳船上，同时也用临时支撑进进行固定。 七是针对导管架的弃置来说，首先是通过内切割或外切割的方式来将泥面以下4m的导管架桩腿进行切割和完全弃置的方法。在前一种方法的应用中需要对桩腿内的土塞进行清除，比较适合桩腿中不存在障碍物且腿径的变化比较小，便于将切割急剧顺利放入桩腿中的情况。而在后一种方法中，则需要在导管架周围进行冲泥作业至4m深度之后再开展切割作业，而且上述两种方法应用中都需要将吊耳焊接在导管架上并且浮吊来对导管架进行切割。如果无法应用内切割的方法，则需要应用更加安全的外切割方法，但是会消耗更多的费用和时间。而针对渗水导管架来说，可以在原地开展切割作业，或者用吊装船将切割后的导管架桩腿吊至潜水区域进行切割。