第七屆石油工程設計大賽-單項組地面工程獲獎作品

1碳酸鹽巖油氣藏具有儲層類型多樣，油氣藏受儲層控制，橫向變化大，非均質性強，油氣產出變化大等特點，致使碳酸鹽巖油氣藏地面工程方案設計面臨巨工程設計、站場工藝設計、輔助工藝系統(tǒng)設計、經濟評價和HSE五部分構成。在集輸工程設計中，由于該區(qū)塊地處沙漠地區(qū)，考慮到沙漠油田的特點，在總體布局上應最大限度地減少沙漠腹地的工程內容。經過綜合效益評價，制定了定了井口—計量站—聯(lián)合站的二級布站方案，并對該方案的適應性進行了校核；基于優(yōu)化算法，分別對不同數(shù)目計量站下的站場布置和管網(wǎng)布局方案進行了設計，等商業(yè)軟件，完成了對集輸管網(wǎng)的工藝設計，包括集輸管道結構設計、凝管風險在站場工藝設計時，充分考慮油田產量的波動以及開采后期含水率增加等特點，采用兩期建設模式，即先期只建設部分工藝處理流程，以滿足油田開采初期流體處理的需要，后期則在原有基礎上擴增相應的處理工藝，以滿足油田開發(fā)后期的處理需求。主要完成了以下工作：對計量站的工藝流程進行了設計，制定計量站后期改造方案，完成了設備選型；根據(jù)油氣田產量變化特點，對聯(lián)合站的油氣水處理工藝進行了設計，具體包括井流除砂、油氣水三相分離、原油脫水、原油穩(wěn)定、原油脫水、天然氣脫酸、天然氣脫水、污水處理和就地水回注等，同時對聯(lián)合站的輔助工藝進行了設計；根據(jù)區(qū)塊周邊依托條件，對原油、天然氣儲存首先對項目進行了投資估算，然后利用動態(tài)評價方法對本項目的內部收益率、投資回報期、財務凈現(xiàn)值進行了計算，發(fā)現(xiàn)本項目盈利前景良好，同時對內部收益2I I 11.1設計依據(jù)及設計原則 11.1.1設計依據(jù) 11.1.2設計原則 11.2遵循的標準規(guī)范 2第2章設計基礎數(shù)據(jù) 5 52.1.1地理位置 52.1.2自然及氣候條件 52.1.3油藏概述 52.1.4生產指標 62.1.5井網(wǎng)分布 72.2井流物性 92.2.1地面原油性質 92.2.2天然氣性質 2.2.3地層水性質 2.2.4井口溫度壓力 10第3章集輸工程設計 133.1工藝流程 3.1.1總流程概述 3.1.2井場工藝流程 3.1.3集輸工藝流程 3.2集輸管網(wǎng)布局 3.2.1布站形式 3.2.2管網(wǎng)布局方案設計 163.2.3管網(wǎng)布局方案優(yōu)選 203.3集輸管網(wǎng)工藝設計 3.3.1產能預測 23.3.2集輸流程適應性分析 233.3.3管道凝管風險分析 3.3.4管道結蠟分析 3.3.6清管工況分析 第4章站場工藝設計 4.1.1設計原則 4.1.2計量站工藝流程 4.1.3設備選型 4.1.4計量站布局 4.1.5主要工程量 4.2聯(lián)合站場設計 4.2.1工藝流程概述 4.2.2原油處理工藝 4.2.3天然氣處理 4.2.4污水處理工藝 4.2.5站內管線設計 4.2.6聯(lián)合站主要工程量 4.2.7聯(lián)合站場平面布置 第5章系統(tǒng)配套工程及輔助設施 5.1防腐與保溫 5.1.2防腐層 5.1.3保溫層 5.1.4陰極保護 5.4供配電 5.4.1供電系統(tǒng) 5.4.2建筑物防雷 5.4.3防靜電措施 5.4.4接地 5.5給排水及消防 5.5.1給水 5.5.3消防 5.6采暖與通風 5.7組織機構與人員編制 6.1經濟評價依據(jù)和原則 6.2開發(fā)方案概述 6.3投資估算 6.3.2流動資金及貸款利息 6.3.3銷售預測收入 6.3.4稅金及附加 6.4經濟評價 6.4.2投資回報期 6.4.3財務凈現(xiàn)值FNPV 806.4.4不確定性分析 7.2健康 7.2.1職業(yè)危害因素 847.2.2職業(yè)危害防護 857.3安全 857.3.1常見的安全隱患 867.3.2污水處理站的安全技術 947.3.3采油生產安全技術 957.3.4油田注水生產安全 967.3.5油田開發(fā)主要風險管理措施 987.3.6油田開發(fā)應急預案 997.4環(huán)保 997.4.1環(huán)境影響因素分析 97.4.2水污染源及污染物控制 7.4.3節(jié)能措施 1007.4.4節(jié)水措施 101參考文獻 102 104附錄A管網(wǎng)優(yōu)化計算 104A1計算原理 104A2計算代碼 105A3計算結果界面 109附錄B三相分離器選型計算 110B1分離器初選 110B2根據(jù)停留時間選型 110B3油氣水界面確定 附錄C加熱爐選型 112附錄D聯(lián)合站脫水器設計 D1熱化學脫水器設計 D2電脫水器設計 附錄E原油穩(wěn)定物料表 116E1負壓閃蒸物料表 116VE2正壓閃蒸物料表 附錄F天然氣脫酸物料表 附錄G天然氣脫水物料表 附錄H聯(lián)合站儲罐選型計算 附錄I聯(lián)合站廠工藝流程 附錄J聯(lián)合站平面布置圖 附錄K水源井場平面布置圖 附錄L密閉輸送工藝流程圖 附錄M原油兩段脫水工藝流程圖 附錄N不凝氣常溫油吸收工藝流程圖 附錄O污水處理工藝流程 附錄P后期污水回注工藝流程圖 附錄Q三甘醇脫水工藝流程圖 附錄R經濟計算明細表 第1章總論2第1章總論3第1章總論45第2章設計基礎數(shù)據(jù)目標區(qū)塊是某油田的一個新增區(qū)塊，為碳酸巖儲層。目前區(qū)塊內有6口井，交通便利，其中W1井在整個油田里的相對位置如圖2.2所示。由于工區(qū)溫差懸殊，需要做好油氣集輸系統(tǒng)的保溫和熱應力消除工作。該區(qū)降水極少，蒸發(fā)量大，全年平均降水量為24.5mm,蒸發(fā)量為2506.9mm,屬于典型的暖溫帶大陸性極端干旱的荒漠性氣候。主要氣象數(shù)據(jù)如下表2.1所示。目標區(qū)塊油藏是某油田的一個新增區(qū)塊，為碳酸巖儲層。儲層位于奧陶系C組，厚度約100～110m,巖性以淺褐灰、灰褐色亮晶砂屑灰?guī)r，亮晶鯛粒灰?guī)r，第2章設計基礎數(shù)據(jù)6亮晶藻屑砂屑灰?guī)r和生屑砂屑灰?guī)r為主。油藏地層整體呈網(wǎng)狀構造斷裂格局，其頂面構造等高線圖及剖面圖分別如下圖2.3和圖2.4所示。圖2.4油藏剖面圖油藏油氣產層主要集中在奧陶系C組，儲層類目前A區(qū)塊有6口井，分別是W1、W2、W3、W4、W5和W6。在此基礎上，部署12口新井Z1~Z12。12口新井與W1~W6井組網(wǎng)，共計18口井，主要生產技術指標如下表2.2所示。第2章設計基礎數(shù)據(jù)7井號日產油/t日產氣/m3日產水/液/m34050550550605505565060605880060總計在原有6口油井W1、W2、W3、W4、W5和W6的基礎上，根據(jù)下表2.3中所示的井位坐標，部署12口新井Z1~Z12,形成如下圖2.5所示的由18口油井組表2.3油井位置坐標油井序號橫坐標(單位：m)縱坐標(單位：m)第2章設計基礎數(shù)據(jù)8圖2.5目標區(qū)塊油井分布圖9表2.4地面原油性質統(tǒng)計表項目名稱范圍平均密度(g/cm3,20℃)粘度(mPa's,50℃)凝固點(℃)含硫量(%)膠質+瀝青質(%)第2章設計基礎數(shù)據(jù)組分含量(Mol%)組分含量(Mol%)目標區(qū)塊溶解氣比重0.6103～0.9030,平均值為0.7601,為中含二氧化碳、中含氮氣、中含硫的甲烷氣，其主要性質如下表2.6所示。表2.6天然氣性質統(tǒng)計表項目名稱范圍平均相對密度mg/L,平均總礦化度為16.01×10?mg/L。表2.7井口溫度壓力井深(m)壓力(MPa)溫度(℃)壓力,MPa壓力,MPa壓力,020004000第2章設計基礎數(shù)據(jù)460-W2-W3-W4-W6785圖2.9氣體水合物形成曲線第3章集輸工程設計油氣系統(tǒng)2)將油井采出的油(液)和氣收集起來； 井口編號是否節(jié)流管道入口溫度(℃)是目人是是是是是是是是是是是是否否否否主要特點是否選擇單井分離計量集油一般用于產量特高的油井；每口井有單獨的分離和計量設備，有時還有單獨的油氣處理設備；流程經濟性一般較差。否多井串聯(lián)集油站進行氣液分離、原油脫水和穩(wěn)定；由設在各井場上的計量分離器對油井產量進行連續(xù)計量，或用移動式計量裝置對各井進行周期性計量。否計量站集油流程使用較為廣泛；每口油井有單獨的出油管線(管量站，在計量站內輪流計量每口油井的油氣產量，是特點適用范圍是否選擇一級半布站井口—閥組—聯(lián)合站工程量少，投資低沙漠地區(qū)油田否第3章集輸工程設計二級布站井口—計量站—聯(lián)合站簡化了井場設施油氣分輸，系統(tǒng)復雜氣油比大，否二級布站井口一計量站—聯(lián)合站簡化了井場設施油氣混輸，投資低氣油比小，集輸半徑小是三級布站井口一計量站(閥組)—轉油站—聯(lián)合站集輸半徑大，具有較強的適用性和經濟性油田采出水多，否通過綜合分析本地區(qū)的實際情況，以及已有的設施，從油田后期開發(fā)考慮，本設計最終決定采用二級布站工藝混輸工藝流程(見圖3.2),其原因如下：(1)與一級布站相比，采用二級布站后，解決了油田區(qū)塊后期向外延伸，集輸半徑增大，井口數(shù)增多需要再建計量閥組的問題；(2)該區(qū)塊井的較少，相對比較集中，集輸半徑小，采用二級布站可以使管網(wǎng)布局更加合理化；(3)采用二級布站流程，可以在油田開采后期采用氣液分輸，解決了油田開采后期含水率較高的采油井口剩余壓力和溫度不足等問題，降低能耗，節(jié)約投資。圖3.2二級布站混輸集油流程框圖3.2.2管網(wǎng)布局方案設計在本方案設計中采用井口一計量站—聯(lián)合站的二級布站方式，整個集輸管網(wǎng)可分為兩個部分：第一部分為井口到計量站的管網(wǎng)，第二部分為計量站到聯(lián)合站的管線。對于聯(lián)合站的布置，由交通、施工、人員撤離等方面的綜合因素考慮，所有方案中聯(lián)合站的位置都將位于區(qū)塊附近的公路旁，接下來主要考慮計量接站在區(qū)塊內的布局方案。由于管網(wǎng)及站場投資在地面建設中戰(zhàn)有極大的比重，其中一個計量接轉站的投資可高達近千萬元，管材費用也高達每公里幾十萬元，因此必須優(yōu)化管網(wǎng)及站場布局，以得到較高的收益。本設計中擬對比不同計量站數(shù)目下的管網(wǎng)布局方案，對于各方案中計量位置的選取采用了一定的優(yōu)化技術，主要通過通過建模對管網(wǎng)的布局和站場位置進一對于各方案中管線管徑的選取主要考慮在該管徑下氣液混合流速位于計量站管道編號管長(m)管道規(guī)格第3章集輸工程設計在該方案中，計量站1負責W2、W4、W6、Z1、Z2、Z3和Z5七口油井的井流計量，計量站J2負責Z4、Z6、Z7、Z8、Z9、W1、W3、W5、Z10、Z11和Z12,壁厚數(shù)據(jù)如表3.5所示：圖3.4方案二管網(wǎng)布局圖第3章集輸工程設計表3.5方案二各管線參數(shù)管道編號管長(m)管道規(guī)格計量站1負責W2、W4、W6、Z1、Z2、Z3和Z5七口油井的井流計量，計量站2負責W1、Z4、Z6、Z7、Z8、和Z10六口油井的井流計量，計量站3負責的管長、管徑、壁厚數(shù)據(jù)如表3.6所示。第3章集輸工程設計表3.6方案三各管線參數(shù)管道編號管長(m)管道規(guī)格通過對比三種方案的經濟性(表3.7),方案一盡管管道鋪設成本成本較高，但建站投資小、總成本低、管網(wǎng)適應性強，從這些方面綜合考慮本設計決定采用表3.7方案比選方案一方案二管網(wǎng)總投資，萬元建站個數(shù)，個123建站投資，萬元管網(wǎng)適應性最好中總計，萬元第3章集輸工程設計是否選擇是否否最終的管網(wǎng)布局形式如圖3.6和3.7所示：圖3.6管網(wǎng)布局優(yōu)化圖圖3.7站場布局優(yōu)化表3.8站場位置坐標名稱X坐標，mY坐標，m備注計量站井口-計量站聯(lián)合站計量站-聯(lián)合站第3章集輸工程設計該區(qū)塊屬于碳酸鹽巖氣田，具有壓力產量衰減較快的特點，在區(qū)塊生產的中后期現(xiàn)有的集輸工藝可能不適應生產，因此需對集輸系統(tǒng)各時期的適應性進行研該區(qū)塊油氣田具有差異性強、壓力及產量衰減較快等特點，根據(jù)生產資料，該區(qū)塊擬開采年限為25年，得出產量隨開采時間的變化曲線，如下圖所示：00從圖中可以看出，區(qū)塊產氣量和產油量隨著第3章集輸工程設計圖3.10含水率變化規(guī)律可以看出在前12年總含水率都在20%以下，從第12年開始，含水率的增長逐漸加快，到生產末期，含水率達到55%左右。由上述結果可知，該區(qū)塊的穩(wěn)產期約為10年，在生產的中后期其工況與前期表3.9不同年份計量站進出站溫度壓力統(tǒng)計表進站壓力出站壓力出站溫度147由上表可知，在穩(wěn)產期結束后由于井口壓力衰減，部分井口甚至進入了機械采油階段，此時井口壓力穩(wěn)定為2MPa,導致計量站進站壓力急劇減少，此時若想將油氣混合物輸送至聯(lián)合站，需對計量站進行改造，根據(jù)產量數(shù)據(jù)，最后確定從第10年開始在計量站增設1臺兩相分離器、1臺增壓泵、1臺壓縮機，增設設備氣液混輸氣液混輸壓縮機增壓泵新增設備分離計量管線編號管道進口溫度(℃)管道出口溫度(℃)是否凝管否否是是是是是否否否否否否否否是是是管線編號555555555第3章集輸工程設計1)方案一：注入乙二醇通過HYSYS模擬了在不同開采時期時各井口的乙二醇最大注入量，結果如下表3.12各時期乙二醇最大注入量管道編號生產初期乙二醇最大注入量生產中期乙二醇最大注入量生產末期乙二醇最大注入量000000086(b)管線W3注乙二醇后2)方案二：井口加熱管道編號生產初期生產中期生產后期加熱溫度℃加熱功率加熱溫度℃加熱功率第3章集輸工程設計不加熱0不加熱不加熱0不加熱3)方案比選由上表可知乙二醇對于產水量具有較大的敏感性所以造成注醇工藝對于水氣比變化所呈現(xiàn)出較差的適應性，而加熱工藝隨著水氣比的變化，功率的增加幅度并不明顯，且功率設計范圍內，所以加熱保溫工藝更能夠滿足區(qū)塊后續(xù)的生產，液情況可以用OLGA軟件進行模擬，對于特定的管線來說，隨著氣液比的降低，圖3.14集油管線不同開采時期積液量變化規(guī)律第3章集輸工程設計圖中黑紅綠線分別代表生產的前中后期，可以看出隨著開采的進行，隨著產水量的增加，總積液量也在增加，這說明在區(qū)塊開發(fā)到中后期產水量不斷增加的表3.14集油管線不同年份清管周期123456789同樣采用OLGA軟件對各管道的清管工況進行模擬，下圖給出了集油管線清第3章集輸工程設計第3章集輸工程設計之后，管內積液量隨時間逐漸恢復，大約經過3h左右恢復到清管之前的平衡狀態(tài)，清管球運行速度在0~5.5m/s之間浮動。第4章站場工藝設計1)油井采出的油(液)提供集中計量和集中管理的場所；加熱外輸至聯(lián)合站加熱外輸至聯(lián)合站油井來液第4章站場工藝設計參數(shù)冬季進站壓力冬季進站溫度分離器入口壓力分離器入口溫度分離器出口壓力分離器出口溫度加熱爐進口壓力加熱爐進口溫度加熱爐出口壓力加熱爐出口溫度見表4.2,詳細計算過程見附錄B和附錄C設備型號或編號設備規(guī)格氣體處理量/m3/d液體處理量/m3/d設計溫度/℃原油停留時間/min8臺數(shù)/臺1參數(shù)型號火筒式間接加熱爐功率加熱介質原油、天然氣、水設計壓力天然氣立體化布站常規(guī)布站占地面積少投資少大施工對比施工設備和水平要求高；施工必須按工序進行；施工周期長；施工設備和水平要求較低；施工無嚴格工序；施工周期短；1)閥組分配區(qū)2)油氣水分離計量區(qū)第4章站場工藝設計因此，考慮將屋頂操作平臺加寬，設備進出口匯管管排布置在加寬平臺下，采用立體化布站后，屋頂垂直荷載較大且分布在一側，除對廠房地基和結構要求較高外，還存在基礎的不均勻沉降問題。為滿足建筑要求，應充分考慮屋頂荷載，主要考慮的荷載包括設備、結構自重、雪荷載、風荷載由于垂直荷載較大，因此主廠房采用鋼筋混凝土框架結構，及現(xiàn)澆鋼筋混凝土板、梁、柱、基礎，墻體采用輕質墻一滿足防爆炸泄壓要求。為避免廠房基礎沉降不均，采用變形縫將荷載相差大的兩部分廠房斷開，變形縫處待設備試壓、沉降基礎穩(wěn)定后施工，避免基礎沉降差過大而使墻體拉裂有效解決了房屋荷載變表4.5屋頂主要設備荷載情況表序號設備設計參數(shù)1油氣水分離緩沖設備臺2臺l加熱爐臺13聯(lián)合梯子平臺座14閥門及管線一5屋頂活荷載4立體化布站以后，為防止屋頂設備或管線泄漏造成污油流散，操作平臺設高0.3m圍堰，圍堰設高1.2m護欄，操作平臺4個角設防滑梯。為保證屋頂雨水有組織排放，設屋頂排水系統(tǒng)，屋頂排水管與地下排水管相連，經閥井外排。屋頂操作平臺防水采用上人屋面做法，有效解決卷材老化和屋面上人操作對屋面防水的損壞。為保證泵房內可燃氣體排放，泵房有組織自然通風與機械通風相結合的方式，設加高風帽或防爆風機通風。加強排出的可燃氣體擴散速度及效果。為防止火災發(fā)生時初期火勢蔓延以及防護逃生，屋頂平臺配備滅火器、滅火火毯。為方面容器清淤，設移動式滑梯，待清淤時可將油污、淤泥從平臺沿滑梯直接送入車第4章站場工藝設計來液緩沖區(qū)辦公生活區(qū)來液緩沖區(qū)大門加熱區(qū)分離計量區(qū)加熱區(qū)表4.6主要工程量主要工程量型號數(shù)量溫度儀表4壓力儀表彈簧管壓力表4壓力變送器液位測量儀表差壓式儀表4差壓變送器4計量儀表臥式三相分離器1彈性刮板流量計1氣體羅茨流量計1污水流量計1生產分析儀表原油含水分析電容含水分析儀1加熱爐火筒式間接加熱爐1)計量2)油氣水分離3)原油脫水及穩(wěn)定中輕組分C1~C4含量在2.5%(質量分數(shù))以下，原油脫水或外輸溫度能夠滿足負 4)天然氣處理5)污水處理油氣水初步分離設備型號或編號設備規(guī)格氣體處理量/m3/d液體處理量/m3/d設計溫度/℃容積/m3原油停留時間/min8臺數(shù)/臺1天然氣出口進口分流器除霧器主要分離部分油池油水乳狀液水水h?擋水板污水出口水寶方案實施熱化學脫水電化學脫水熱化學+電脫水原理在一定條件下向原油利用高強度電場作先通過一段熱化學脫水乳狀液中添加化學破乳劑，破乳劑作用在原油乳狀液的油水界面上，能夠降低界面張力，破壞油水的乳化狀態(tài)，破乳后的水珠相互聚結并沉降分乳狀液的水珠聚結；以下，在講原油用電脫水器進行脫水，從而保證電脫水器正常運行。對含水率大于30%的原油脫水二段電化學脫水相結合的兩段脫水工藝破乳劑優(yōu)點運行平穩(wěn)，運行成本檢修方便。脫水后放出的污水溫度較高，便于污水處理。密閉帶壓流程，有利于原油中輕組分的回收，電脫水能夠深度破乳缺點準密閉流程，占地面積大設備投資較熱化學脫水大。電脫水器易損壞，能耗高，投資高第4章站場工藝設計考慮本區(qū)塊油井出口壓力較高，到達聯(lián)合站時壓力為1.0MPa,因此可在傳統(tǒng)熱化學密閉脫水工藝流程的基礎上進一步減少油氣分離和原油脫水處理過程的中間提升設備，實現(xiàn)從井口到外輸油泵的全過程密閉自壓，使流程簡化，有利于自動控制。本區(qū)塊脫水工藝流程示意圖如圖4.6所示，處理參數(shù)見表4.9,詳細計算過程圖4.6本區(qū)塊脫水工藝流程示意圖表4.9熱化學脫水器設備參數(shù)參數(shù)脫水器類型臥式熱化學沉降脫水器設計溫度，℃操作溫度，℃處理容積，m3/h數(shù)量，臺12)開采后期脫水工藝設計同時，在本方案設計時，充分考慮油田后期開發(fā)帶來的含水率增高的問題，此時熱化學脫水不能滿足脫水的需求，此時需要在原熱化學脫水的基礎上改進脫詳情見表4.10所示。第4章站場工藝設計表4.10脫水工藝方案比較方案實施兩段熱化學脫水具體操作進入二段沉降罐前用蒸汽加熱，二段熱化學脫水溫度75~80攝氏度；從一段沉降罐到凈化油罐完全利用罐的進入電脫水器前先用水套加熱爐~100℃;進入電脫水器前需要增壓破乳劑優(yōu)點安全可靠，運行成本低，能耗低，投資少分的回收，電脫水能夠深度破乳缺點準密閉流程，占地面積大電脫水器易損壞，能耗高，投資高通過均衡利弊，以及考慮到本油田的實際生產情況。本設計最終選擇方案B,1)有脫水器排出的污水溫度比含水原油一般高10~40℃,污水與含水原油直接混合后，使沉降罐內流體溫度升高，減少了熱能的浪費，提高了沉降脫水的效2)污水摻入含水原油中，提高了水洗效果，有利于原油含鹽量的降低。3)熱污水沖洗除砂效果較好。原油中所含的泥砂粒徑很小，懸浮在粘度較高會會天然氣124計量油3658圖4.7原油熱化學—電化學兩段脫水工藝流程圖電脫水的目的是對一級處理后的油液進一步進行凈化處理，使其達到合格原第4章站場工藝設計油標準，在本設計中，原油通過電脫水器脫水后含水率降至0.5%之內。電脫水所使用的電場包括交流(AC)、直流(DC)和交直流電場工作方式優(yōu)點缺點場處理較高含水原油和處理集結在油水界面附近的大顆粒水珠以偶極聚結和振蕩聚結為主水中含油率較少；電路簡單，無需整流設備；電流方向頻繁變化，電解反應是可逆的，而且?guī)щ婎w粒移動受到抑制，與設備難以形成金屬/電解液回路；不會脫水后其凈化油含水率較高；施加于電極上的電壓每一周期內只有兩個瞬間使電場強度達到原油乳狀液的處理量較多水鏈使電場發(fā)生短路，操作不穩(wěn)定；單位原油乳狀液的耗電量高場處理含水率較低的原油乳狀液以電泳聚結為主，偶極聚結為輔電場方向不變，帶某種電荷的顆粒會向其相反極性的電極移動，帶不同電荷的顆粒的運動就會形成逆向移動，發(fā)生碰撞并聚結的機會多，脫水效果好，適合處理由于電場方向不變，設備與帶電流體間形成金反應是不可逆和連續(xù)的，設備很有可能因腐蝕而嚴重破壞場較高的脫水器中下部建立交流電場，在低的脫水器中上部建立直流電場結、偶極聚結和振蕩聚結，雙電場脫水法能提高凈化原油的質量擴大了原油種類處理范圍；脫水深度高于單一的電場脫水深度；增加了顆粒結合反應機會，理量；加強破乳化水薄膜的力度；在處理不穩(wěn)定時，至少保留+,電場的作用；由于+,電場存在于電極板與整個罐體(接當處理不穩(wěn)定時，會失去DC電場作用電場工作方式優(yōu)點缺點的電化學腐蝕保擴參數(shù)脫水器類型臥式電脫水器設計溫度，℃操作溫度，℃處理能力，m3/h數(shù)量，臺2第4章站場工藝設計的排沙功能。電脫水器的進油匯管末端和出油匯管之間應安裝連通閥，在進口管線上宜裝流量計，在流量計前、后的管線上應裝截斷閥或流量計旁通管線。在電脫水器進口、出口管線上的適當位置應分別安裝取樣閥、溫度計，在出口閥門的上游管線上，應裝掃線接頭和壓力表；同時，要安裝便于觀察油水界面和污水排放情況的玻璃看窗或視鏡。在電脫水器的放水管線截斷閥前，應裝封閉式安全閥和取樣閥。從電脫水器底部排出的污水，應分為有壓放水和無壓放水，有壓放水采用回摻流程或進入污水處理站，無壓放水排入低位回收池或低位罐；最后在電原油穩(wěn)定工藝是為了降低集輸處理過程中的原油蒸發(fā)損耗，回收輕烴資源。選擇合適的方法將原油中易揮發(fā)的輕烴脫除，降低原油的蒸氣壓，使其在常溫常壓下穩(wěn)定儲存和輸送，被脫除的輕烴可作為石油化工的重要原料和工業(yè)與民用燃料。因此原油穩(wěn)定是降低油氣損耗、綜合利用油氣資源的一項重要措施，對于節(jié)能降耗、減少環(huán)境污染、提高油田開發(fā)效益有重要的意義。油田常用各原油穩(wěn)定方法基本原理流程如下表4.13所示。表4.13油田常用原油穩(wěn)定方法基本原理流程原油穩(wěn)定方法負壓閃蒸穩(wěn)定閃蒸。先使用吸入狀態(tài)可以達到負壓的真空壓縮機抽氣，氣相正壓閃蒸穩(wěn)定正壓閃蒸壓力大于0.1MPa(絕),原油進閃蒸塔溫度要比負壓閃蒸溫度高。單純依靠從電脫水器來的溫度閃蒸出輕組分，穩(wěn)定后的原油不能滿足穩(wěn)定后的原油在儲存溫度下的蒸氣壓小于當?shù)卮髿鈮?.7倍的要求，必須提高閃蒸溫度。閃蒸壓力為0.25MPa~0.3MPa(絕)時對中質原油(相對密度0.89左右)但若能將加熱所需的熱量與原油降粘或熱處理相結合可以不因穩(wěn)定原油而消耗額外過多的能量時，也是可以采用的；微正壓閃蒸穩(wěn)定微正壓閃蒸的閃蒸壓力一般為0.103~0.105MPa(絕),適用于一般原油，其溫度在95℃就可達到穩(wěn)定目的；分餾法穩(wěn)定對于輕質原油，例如凝析原油或者原油中C1~C4含量(質)大于2%,甚至還多的原油，適宜用分餾法穩(wěn)定。此法能很好地分離原油中的輕組分，達到指定的穩(wěn)定后原油的飽和蒸氣壓，在下一環(huán)節(jié)的儲運過程中，儲罐內蒸發(fā)損失幾乎可以減少 第4章站場工藝設計M5M圖4.9負壓閃蒸工藝流程圖圖4.10負壓閃蒸進料口泡露點線4.14主要物流參數(shù)液體入口液體出口溫度(℃)壓力(kPa)質量流量(kg/h)常溫下飽和蒸氣壓(kPa)2)正壓閃蒸工藝原油穩(wěn)定采用微正壓閃蒸工藝：微正壓閃蒸原油穩(wěn)定工藝流程如下圖所示，脫水原油含水量在1wt%以下，溫度50～70℃,壓力250～350kPa(絕)。原油經左右，控制塔底液面高度在設計高度，自流或用泵抽輸入儲罐，塔頂油氣經壓縮33未凝氣4混合烴5穩(wěn)定原油脫水原油23處理規(guī)模/(m3/h)溫度/℃堰類型3壓縮后氣體升溫/℃第4章站場工藝設計分餾穩(wěn)定法能夠較為徹底的脫除未穩(wěn)定原油中的C1脫水后的凈化原油，首先進入換熱器與穩(wěn)定塔底的穩(wěn)定原油進然后進入穩(wěn)定塔的中部進料段。穩(wěn)定塔上部為精餾段，下部為提餾段。塔的操作壓力一般為0.2MPa,塔底原油一部分用泵抽出經重沸加熱爐加熱到120~200℃回到塔底液面上部，給塔提供熱源，保證塔底溫度；另一部分作為塔底產品(穩(wěn)定原油)用泵抽出經換熱回收熱量后外輸或進入穩(wěn)定原油儲罐。塔頂氣體溫度一般塔頂回流；另一部分作為塔頂液相產品，用泵增壓輸至輕油產品儲罐?；亓鞴薜臍庀嘧鳛樗?shù)臍庀喈a品進入低壓氣管網(wǎng)(詳細物料表見附錄E2)。圖4.14分餾穩(wěn)定法工藝流程圖表4.16分餾法穩(wěn)定原油主要參數(shù)表塔底塔頂穩(wěn)定原油出口310溫度，℃熱流，kJ/h第4章站場工藝設計4)穩(wěn)定工藝比選考慮本區(qū)塊原油中輕質組分較多(質量分數(shù)高達13%),若采用負壓閃蒸，將會使抽氣壓縮機的能耗增加，且難以達到穩(wěn)定要求。而分餾穩(wěn)定發(fā)能夠較徹底的脫除未穩(wěn)定原油中的C1~C4組分，有較為理想的分離效果和穩(wěn)定深度。且分餾穩(wěn)定后原油的熱量較大，將這部分熱量與原油的降粘輸送結合起來，使得在原油外輸時無需再次加熱而額外消耗過多的能量，分餾法的效益也最好。因此，綜合技表4.17閃蒸工藝對比負壓閃蒸正壓閃蒸分餾穩(wěn)定適用范圍原油中輕組分 C1~C4含量在2.5%(質量分數(shù))以下，原油脫水或外輸溫度能夠滿足負壓閃蒸需要原油中輕組分C1~C4含量大于2.5%(質量分數(shù));余熱可以利用時，即使原油中輕組分含量低于2.5%(質量分數(shù)),也可考慮采取正壓閃蒸穩(wěn)定更多的輕組分時，可采用分餾法。處理量，t/d原油溫度，℃塔頂溫度，℃耗能低中高最少較多最多燃料氣量，m3/h經濟性較差好是否選擇否否是原油穩(wěn)定裝置所產不凝氣中含有豐富的輕烴資源(C?),將這部分不凝氣輸送到就近的天然氣處理裝置，天然氣一起處理，工藝流程圖如圖4.15所示；對于穩(wěn)定產生的這部分輕油(混合烴液)送入儲罐，采用罐車拉運的方式外輸；三相分第4章站場工藝設計吸吸收塔圖4.15原油穩(wěn)定不凝氣常溫油吸收工藝流程圖原油以管線外輸為主的油田，儲備天數(shù)可為站內按儲存時間為3～5天，設計中原油儲備天數(shù)為5天，采用拱頂罐，其設計參數(shù)見表4.18。表4.18原油儲罐主要設計參數(shù)工程容積/m3罐壁厚度拱頂曲率半徑/mm948第5圈888第7圈8外圈直徑有效儲油容積/m3中幅板厚5罐壁抗震烈度等級8邊緣板厚7加熱面積/m2在傳統(tǒng)的工藝中，聯(lián)合站內設四套加熱設備。四套加熱爐分別用于：(1)提高原油脫水工藝效率，加熱進入電脫水器的含水原油；(2)加熱處理達標后的污水及出水井來水至回摻水設計溫度；(3)開采后期加熱出水井來水至回注水設計溫度；(4)加熱處理合格后外輸?shù)脑?。由于本區(qū)塊采用分餾法穩(wěn)定原油，經過分餾穩(wěn)定后的原油溫度較高，可充分利用熱量進行將原油輸送至儲罐臨時儲存或第4章站場工藝設計分子篩法一乙醇胺、二酸鹽法、改良熱甲堿法多乙二醇醚改良熱甲堿法第4章站場工藝設計圖4.16脫硫工藝示意圖氣體入口氣體出口溫度(℃)壓力(kPa)質量流量(kg/h)標況下H?S濃度(mg/m3)CO?體積分數(shù)貧液殘余酸氣負荷富液酸氣負荷MDEA流量(kg/h)二類指標高位發(fā)熱量a/(MJ/m3)總硫(以硫計)a/(mg/m3)硫化氫a/(mg/m3)水露點b,c/℃下最低條件溫度低5℃a本標準中氣體體積的標準參比條件是101.325kPa,2b在輸送條件下，當管道管頂埋地溫度為0℃時，水露點應不c進入輸氣管道的天然氣，水露點的壓力應是最高輸送壓天然氣脫水方法優(yōu)點缺點①工藝設備簡單，操作簡便；②可充分利用氣體本身壓能。溶劑吸收法制成橇裝式，能耗小。泡，破壞吸收；資較高。固體吸收法變化不敏感，操作彈性大；③操作簡單，占地面積小。年就需更換，增加了成本；②對于大裝置，設備投資大，操作費用高；③能耗高。第4章站場工藝設計面6面0女7氣體入口氣體出口溫度(℃)壓力(kPa)質量流量(kg/h)水露點(℃)烴露點(℃)天然氣汽車保有量已達到6000多輛，氣化率在15%左右，提高生產經濟效益。1)處理規(guī)模結垢率不超過0.5mm/a,含油率30mg/L,懸浮物不超過30mg/L,細菌含量100個2)處理工藝優(yōu)缺點適用范圍運行穩(wěn)定，操作方便，處理量大，運行費用積大，基建費用高，去除乳化油能力差技術較成熟，適用于大、第4章站場工藝設計減少了污水停留時間，減小設備體積，可實現(xiàn)密閉隔氧；適應來水水量、水質變化能力弱，原水中含泥沙含量高時，聚結段容易產生堵塞污水中懸浮物含量較低的中小型污水處理站縮短了污水停留時間，去除乳化油的效果最好，對稠油污水處理效果明顯；維護維修工作量大適用于稠油油田含油污水，以及乳化油高的含油污水體積小，重量輕，分離效率高；來水含懸浮物量較低，污水提升泵應選用低剪切泵適應灘海油田及改造工程要求占地面積少的污水處理站圖4.19水處理工藝流程框圖乳化油和粉砂和泥質等固體懸浮物約占50%~75%,這類雜質有較好的穩(wěn)定性，在聯(lián)合站污水處理工藝流程設計如下圖4.20所示。第4章站場工藝設計加4.20污水處理工藝流程圖3)污水利用方案及流向4)主要工程量表4.26污水處理系統(tǒng)主要工程量序號名稱及規(guī)格1臺221000m3重力除油罐座23500m3調節(jié)水罐座24過濾軟化及酸堿配液區(qū)5加藥間及藥庫6污泥處理區(qū)7機械加速澄清區(qū)8葉輪式浮選機臺2聯(lián)合站內管線分為原油管線、天然氣管線、污水管線和熱水蒸汽管線，管線表4.27站內管線的規(guī)格管線參數(shù)原油天然氣污水蒸汽冷卻水抽空管線設計內徑第4章站場工藝設計管道規(guī)格管線總摩阻利進入各個處理裝置；(2)用于油罐車裝卸油；(3) 站內提升泵YG150-315I流量/(m3/h)轉速/(r/min)電機功率/kW效率/%裝卸車油泵50YHCB-8流量/(m3/h)8轉速/(r/min)電機功率/kW3效率/%流量/(m3/h)轉速/(r/min)電機功率/kW3效率/%多級離心高壓注水泵DF65-150流量/(m3/h)轉速/(r/min)級數(shù)電機功率/kW5效率/%外輸用雙螺桿混合泵2W4.2流量/(m3/h)轉速/(r/min)電機功率/kW吸程5效率/%序號工程內容1500m3沉降罐座22500m3凈化罐座33500m3事故油罐座14WS3.0×12.8-0.4/1三相生產臺25WS0.6×1.8-0.4/11三相計量臺26500kw水套加熱爐臺27鍋爐臺48加藥泵臺29φ600mm×1500mm藥劑罐座2水罐500m3做2二段熱化學沉降回摻水泵臺1水泵臺4卸油泵臺2污水調節(jié)罐座1座1套2核桃殼座2座2離子交換裝置套2個11)工藝區(qū)2)原油罐區(qū)第4章站場工藝設計3)天然氣處理區(qū)4)污水處理區(qū)5)供排水、消防系統(tǒng)6)鍋爐供熱區(qū)1、圖中尺寸以t5.本設計考慮丁現(xiàn)在國家標準GR空),充分考慮副丁站工藝區(qū)儲存區(qū)活動宣會議宜儀表宣值班宜辦公宜電2345污水池圖4.21聯(lián)合站廠平面布置草圖第5章系統(tǒng)配套工程及輔助設施劑、碳黑(黑色母料)等助劑加工而成的。均勻；(2)對其他結構形成的陽極干擾比淺陽極地床低田生產監(jiān)控系統(tǒng)(即SACDA系統(tǒng))。SCADA系統(tǒng)的中心控制系統(tǒng)(即聯(lián)合站的管理、調度、決策系統(tǒng)),設在聯(lián)SAIA中熔性解養(yǎng)圖5.2該油田SCADA系統(tǒng)構成圖本工程系統(tǒng)技術方案的選用應在滿足技術要求的前提下盡可能節(jié)省投資，而衛(wèi)星通信方式投資較大，容量相對于光纖通信小，性能價格比處于劣勢，因此衛(wèi)星通優(yōu)點缺點光纖通信不受頻率限制，無需申請許可；傳輸質量穩(wěn)定可靠，不受外來因素干擾；傳輸容量大需要鋪設光纜，占用土地；較長；需要室外光纜維護，衛(wèi)星通信信號不可靠，不穩(wěn)定無線寬帶通信跨越空間能力強，占地少投資少，周期短，維護方便；具有很強的抗自然災害能力率；傳輸質量受氣候和地形的影響大；傳輸容量有限根據(jù)本工程的實際需求，通信系統(tǒng)不僅要安全可靠，而且還要盡可能節(jié)省投資。因此綜合分析，考慮到本工程實際情況，但對傳輸質量要求較高，光纜通信在今后油田正式開發(fā)階段可方便直接并入新建光纖通信傳輸網(wǎng)。綜合各方面的情考慮到本工程實際情況，光纖傳輸系統(tǒng)考慮采用多業(yè)務非壓縮視頻光傳輸設備組網(wǎng)。在聯(lián)合站設光接收設備，在各單井站設光發(fā)射設備。系統(tǒng)承載各單井站5.4供配電油區(qū)井場、場站采用10KV架空線路供電，配電變壓器采用柱上安裝方式，新建站場設柱上變或落地式變壓器供電。站內設獨立配電室，采用GCS型配電屏沖擊接地電阻不大于10Ω,專用防靜電接地裝置的接地電阻不大100Ω,共用接1)供水規(guī)模浴、沖洗廁所，按100人考慮，生活用水量約為20m3/d,未預計用水量按10%考2)水源3)主要工程量序號單位數(shù)量1水源井口22深井潛水泵Q=50m3/hH=160mP=45KW臺13深井潛水泵Q=3m3/hH=140mP=3.0KW臺14氣壓供水裝置Q=3m3/hH=20m套15聚乙烯PE80給水管De63m6紫外線消毒器TKZS-3套27套8鋼筋混凝土調節(jié)水池4x3x2(m)座9液壓腳踏閥蹲式大便器套自閉式沖洗閥落地式小便器套臺上式洗臉盆套淋浴噴頭個8貯水式電熱水器1201臺4序號單位數(shù)量1排水泵WQ-10-8,自動耦合安裝N=1.0KW,H臺12排水鑄鐵管DN200m3污水灌2序號單位4m5φ1000磚砌圓形污水檢查井座6一元化污水處理裝置2m3/h套1附：風機房、潛污泵、風機等73#鋼筋混凝土化糞池G3-6S座1序號規(guī)模(規(guī)格)單位數(shù)量備注1臺22臺63具4具25室外滅火器材箱座2制作成型6室內滅火器箱個41)采暖方案2)通風機械排風的強制通風方式，設置軸流風機或屋頂風機全面換氣，排除有害氣體及3)空氣調節(jié)控制室、機柜間及值班休息室采用分體壁掛式或柜式空調器，以滿足工藝設5.7組織機構與人員編制聯(lián)合站是一個系統(tǒng)工程，為保證安全運行、穩(wěn)定供氣，需合理配備各類人員設施，實行現(xiàn)代科學管理，以確保系統(tǒng)安全、可靠運行，在保證社會效益的前提表5.5油田勞動定員表站名井場站計量站聯(lián)合站小計站場數(shù)(座)11單班定員(人/座)36站場定員(人)6生產維修515油田巡線等(2班)6合計6第6章經濟評價《高危行業(yè)企業(yè)安全生產費用財務管理暫行辦法》(財企[2006]478號)《中國石油天然氣集團公司建設項目經濟評價參數(shù)》(2008)√預測6.2開發(fā)方案概述該油氣田地面工程建設根據(jù)發(fā)方案，初期已鉆井6口，新鉆井12口，預計開采期限25年，各年產能如下表所示：234567896.3投資估算本設計隸屬方案設計類單項組，缺乏上游數(shù)據(jù)，因此這里結合工程案例，對鉆井工程、完井工程的固定資產投資人為假設為200000萬元。地面建設投資主要包含集輸管網(wǎng)建設投資、站場建設投資、道路投資三個部表6.2集輸管網(wǎng)建設投資預算表組成投資費用(萬元)生產設備總計操作維護預備費用總計表6.3站場建設投資預算表組成投資費用(萬元)井站站場建設，18座輔助生產設施總計計量站閥組，1個流量計，2個含水分析儀站場建設輔助生產設施總計聯(lián)合站原油脫水模塊原油穩(wěn)定模塊5000m3油罐，4座天然氣脫酸模塊天然氣脫水模塊污水處理模塊站場建設輔助生產設施總計安裝費用后期改造操作維護預備費用總計表6.4公路建設投資預算表組成投資費用(萬元)路面維護預備費用總計由上面幾個表得到總的建設投資預算為218677萬元。開采成本包括固定成本和可變成本，固定成本是指產量在一定幅度內變化時，不隨產量而增減的費用，它包括工人工資與福利、修理費、折舊費等；可變成本是指隨產量變化而升降的費用，如燃料費、材料費、動力費、油氣處理費用及其表6.4各項目費用預算表單價25年總額(萬元)折舊費5萬元/年修理費10萬元/年職工工資每人每月4000元(172人)福利費材料費5萬元/井動力費(排水)11.5元/噸燃料費4元/噸井下作業(yè)費10萬元/年酸氣處理費30萬元/年合計6.3.2流動資金及貸款利息油氣田開發(fā)過程中還必須有一定量的流動資金。石油與天然氣行業(yè)的預算方法(1)擴大指標估算法。流動資金按占正常年份經營成本的比例或占銷售收入(2)分項詳細估算法。按項目流動資金和流動負債的各項周轉次數(shù)或最低周轉天數(shù)分別估算。本方案采用前者，即擴大指標算法，以流動資金占固定投資總額的1%~4%計算，這里取4%,故：6.3.2.2建設期利息預算(1)固定資產籌資方式表6.5固定資產籌資方式組成部分企業(yè)自籌銀行貸款百分比金額(萬元)建設期利息是指油氣田開發(fā)項目在建設期內投入資金或占用資金應付的貸款利息，貸款利息分單利和復利，考慮到資金的時間價值，在計算油氣田開發(fā)項目的建設期貸款利息時按復利計算。(2)有效年利率計算在財務評價中，國內外借款，無論按年、季、月計息，均可簡化為按年計息，即將名義年利率按計息時間折算成有效年利率，計算公式為：(3)利息計算等額還本，利息照付，各年度之間償還的本金利息之和是不等的，償還期內每年償還的本金額是相等的，利息將隨本金逐年償還而減少，計算公式為：每年支付利息=(本金-已歸還本金累積額)×年利率6.3式中n取20,即20年還清。(4)每年還款這里參考2015年降息后的央行基準利率，年利率取為5.65%,根據(jù)上述計算金額(萬元)總借貸金額(投資總額70%)等額本金還款總利息(1)原油銷售收入預測02014201620182020預測開采年限為25年，建設期為2年，評價期為2020-2044年。按照平均原(1)銷售稅金及附加稅。各種稅費按國家和中國石油的規(guī)定執(zhí)行，其中，增值稅財政部網(wǎng)站于2011年10月31日發(fā)布《中華人民共和國資源稅暫行條例實施細則》從2011年11月1日起，石油、天然氣將在全國范圍內“從價征收”,稅率定為5%。(2)所得稅中國所得稅率企業(yè)所得稅的稅率為25%,同時規(guī)定取得高新技術企業(yè)認率定為15%。表6.7相關稅率及其它增值稅率教育附加資源稅流量法計算了凈現(xiàn)值、內部收益率、投資回收期等。6.4.1內部收益率FIRR財務內部收益率是指項目在整個計算期內各年凈現(xiàn)金流量現(xiàn)值累計等于零時的折現(xiàn)率，可根據(jù)現(xiàn)金流量表中的凈現(xiàn)金流量，用試差法求得。計算公式如下：當內部收益率大于或等于行業(yè)基準收益率或折現(xiàn)率時(12%),即認為其盈利能力已滿足最低要求，在財務上是可以考慮接受的。本文運用線性內插法求出一個內部收益率的近似解(i*),不同內部收益率下的凈現(xiàn)值表見附錄I。線性內插法i?:試算的低貼現(xiàn)率；i?:試算的高貼現(xiàn)率；NPV?|:低貼現(xiàn)率的現(xiàn)值(正值)的絕對值；利用線性插值計算得到內部收益率近似解為35.23%,可以看出，該方案內部收益率高于行業(yè)基準收益率12%,因此該項目在經濟上可行的。6.4.2投資回報期這里說的是動態(tài)的投資回收期，可以直接通過凈現(xiàn)金流量表計算出本項目投資的回收期，動態(tài)的投資回收期可以更好的評價本項目開發(fā)的經濟性。動態(tài)投資P=T?-1+PV?-1/PV上式中，T?為累計凈現(xiàn)值出現(xiàn)正值的年份；PV-1為上年累計凈現(xiàn)流量的絕對根據(jù)這個公式可以計算：根據(jù)計算，該區(qū)塊在開發(fā)6.08年后就能收回所有前期投資。動態(tài)投資回收期為6.08年，說明該項目可以在較短的時間內收回全部投資，可以獲得很好的經濟067891011121314151617181920212223242圖6.2該區(qū)塊開采累積凈現(xiàn)值變化表6.4.3財務凈現(xiàn)值FNPV財務凈現(xiàn)值是指按設定的折現(xiàn)率，將項目計算期內各年發(fā)生的凈現(xiàn)金流量折現(xiàn)到計算初期，求得的現(xiàn)值累計之和。它是考察項目在計算期內盈利能力的動態(tài)評價指標，其計算公式為：上式中，CI為現(xiàn)金流入量；CO為現(xiàn)金流出量；ic為折現(xiàn)率；t為計算期的年要使項目經濟可采，財務凈現(xiàn)值必須大于等于0。本項目的財務凈現(xiàn)值為356669.408萬，除償還貸款后，按照目前的行業(yè)基準收益率衡量，還能獲得356669.408萬元的收益，所以該方案是經濟可行的，且能獲得很好的收益。6.4.4不確定性分析在計算期內，可能發(fā)生變化并影響項目盈利能力的主要因素有油價、氣價、投資、產量和稅率。根據(jù)目標區(qū)塊的各單項因素的變化對財務內部收益率的影響第6經濟評價圖6.3目標區(qū)塊敏感性分析結果從敏感性分析結果可以看出，財務內部收益率的影響因素由強到弱依次是產第7章HSE管理(1)組織機構(2)職責地方政府關于自然保護區(qū)方面的法規(guī)、條例及中國石(3)培訓h所有批準的與HSE有關的事務，都應作詳細的記錄，并在工程結束時同其它記錄一起交給建設單位，具體如下：現(xiàn)場考察報告；政府有關部門頒布的與環(huán)境有關的可適用的法律、法規(guī)、標準、準則和條款，以及建設單位、施工單位對記錄，發(fā)現(xiàn)問題的糾正和預防措施；應急準備和響應信息；事故報告；環(huán)境審核(5)檢查和審核為了保證該HSE管理體系有效地運行，預防污染和保護環(huán)境的措施得到有效推行，并使體系得到持續(xù)改進，在項目開發(fā)建設期間要進行不定期的檢查和HSE7.2健康本工程為油氣集輸工程，油氣輸送為高壓、易燃、易爆的生產過程，在工程旦出現(xiàn)異常(泄漏、管破等),油氣泄漏后，遇火源會發(fā)生火災、爆炸事e場站工藝裝置區(qū)內設備及管道，由于腐蝕或密封不嚴等原因而造成油氣泄f點火源。本工程的噪聲源主要包括：站內各種機泵、閥和裝置運行噪音等，均發(fā)出不(7)表面溫度超過60℃的設備和管道，在經常操作、維護部位均設防燙傷第7章HSE管理序主要危險階段起因影響1火災原油生原油生產過程中，管線老化、焊接部位防腐質量差，腐蝕穿孔；流程閘門漏及墊子刺穿；開關閘門不平穩(wěn)或操作失誤；系統(tǒng)憋壓或工作壓力高于設計承壓；有關施工作業(yè)對系統(tǒng)流程的破壞；儲罐、原油處理設備、穩(wěn)定裝置、污水處理設施出現(xiàn)了意外的焊縫開裂、腐蝕穿孔等造成系統(tǒng)油氣泄漏。水套爐回火、爐管穿孔、爆炸事故；高架儲油罐冒罐人員傷害、財污染2中毒原油生原油生產過程中油氣嚴重泄露；人員長時間處在油氣濃度過高的環(huán)境中人員傷害3觸電維修保養(yǎng)抽油機更換電機、抽油機更換盤根、抽油機更換毛辮子、抽油機調整防沖距、游梁式抽油機調曲柄平衡、更換抽油機皮帶、抽油機井碰泵操作等操作過程中，絕緣接地不良，電纜老化絕緣不良，送電后造成誤觸電，不按斷電程序操作，設備漏電，停抽、斷電不戴絕緣手套，開閘送電不戴人員傷害，設備損失油井掃線人員操作有誤觸電人員傷害測示功圖人員操作有誤觸電，不帶絕緣手套人員傷害4機械傷害維修保養(yǎng)抽油機更換電機時，工具不規(guī)范，操作不平穩(wěn)，電機與滑根，不戴絕緣手套，盤根盒易碰傷手指，卸圧帽速度太快；抽油機更換毛辮子，剎車失靈，抽油機突然失控，安全帶固定不牢，違章手抓光桿；抽油機調整防沖距，違章操作，剎車失靈，榔頭打至卡瓦邊緣部位，違章人員傷害第7章HSE管理不協(xié)調，操作不穩(wěn)；游梁式抽油機調曲柄平衡，操作不平穩(wěn)；更換抽油機皮剎車失靈，操作不平穩(wěn)，手抓皮帶；抽油機井碰泵操用品，曲柄剎點未處于最佳位置，違章手抓光桿更換法蘭墊片不穿戴勞保用品，倒錯流程，剎車不靈，雙法蘭片不平衡對稱，管線內壓力未放空，墊片質量不合格人員傷害更換流程閘門閘門關閉不嚴，工具不配套，不按操作規(guī)程操作，安裝不合格油井掃線測液面測示功圖剎車不牢，拉線磨損或質量不過關，剎車失靈5維修保養(yǎng)抽油機曲柄平衡塊傷人；抽油機更換盤根忘記關膠皮閘門固定不牢固；抽油機調整防沖距，剎車失靈，操作時光桿突然下滑；游梁式抽油機調曲柄平衡，松螺絲時，移動平衡塊操作不穩(wěn)，操作不平穩(wěn)，站位不當開抽時平衡塊擠傷人員；抽油機調參吊重物時捆綁不牢固、脫鉤、繩斷造成人員傷亡；抽油機井碰泵操作，下放光桿時，方卡子易掉落，違章手抓光桿，發(fā)卡子易掉落人員傷害、設備損壞更換流程閥門工具不配套，造成閥門掉落人員傷害、設備損壞更換法蘭墊片倒錯流程或憋壓或刺漏，管線內壓力傷人第7章HSE管理測液面操作不平穩(wěn)測示功圖動力儀安裝不牢，保險安裝不牢6生產過程中抽油井生產過程中光桿斷脫人員傷害、環(huán)境污染7容器爆炸原油生受壓容器和承壓管道，當超壓、超溫或意外情況下，在其薄弱處或極大壓力下，就可能發(fā)生物理爆炸人員傷害、財污染8高空墜落及站場設備維護保養(yǎng)抽油機、站場設備維護保養(yǎng)以及抽油機調參作業(yè)，距工作面臺、扶梯、走道護欄等處，若有損壞、松動、打滑或不符規(guī)范要求等，當操作者不慎、失平衡等有可能發(fā)生高空墜落的危險人員傷害9噪聲原油生抽油機、注水泵工作時產生噪聲值超過國家允許標準，在能引起噪聲性耳聾人員傷害灼燙人員傷害坍塌巡回檢查井場堡坎坍塌；廢水池坍塌等人身傷害/設備損壞/環(huán)境污染原油生當聯(lián)合處理站發(fā)生油品泄露、污水和廢棄物外排、機泵產生的噪聲、加熱爐燃燒時產生的煙氣，將造成周圍的環(huán)境污染油井生產維護放套管氣放氣過大時造成地層出砂，并刺壞井口流程；更換壓力表前未關閉閥門未放空，裝壓力表前未檢查絲扣，壓力表波紋管老化導致原油泄漏；高架儲油罐冒罐導致原油泄漏；管線刺漏，腐蝕穿孔；設備或管線憋壓造成閥門盤根或法蘭滲漏；設備密封損壞造成油氣泄漏；放空閥、排污閥關閉不嚴水污染，空氣污染淹溺巡回檢查員工失足掉入附近河溝、水塘、水庫等，發(fā)生的傷亡事故人身傷害其他爆炸生產運行及檢動火作業(yè)時點火爆炸；動火作業(yè)時回火爆炸；天然氣壓時壓力表爆裂等人身傷害/設備損壞/環(huán)境污染高溫生產運行及檢高溫中暑人身傷害低溫凍傷人身傷害自然災害大風、大雨、雷擊、大雪、冰雹；地震等人身傷害/設備損壞序危險、有害因起因可能導致的事故和環(huán)境影1起重傷害起吊時零部件墜落；繩斷、滑；吊繩彈擊等人身傷害/設備損壞2機械傷害井口工具夾砸；頂天車；換裝井口時吊物壓、砸、擠傷；裝卸貨物時繩套夾手；二層臺區(qū)吊卡夾手；貓頭、排風扇、液氣大鉗、轉盤、絞車等轉動傷害；柴油機、發(fā)電機轉動部位傷害；鏈條轉動卷入傷害；零配件加工時砂輪傷害；零配件加工時手提電鉆傷害；水泵轉動傷害等人身傷害/設備損壞3撬杠彈擊等人身傷害/設備損壞4高處墜落天車上、二層臺、鉆臺上、梯子、污水池池墻上、高架水罐上發(fā)生人員墜落等人身傷害5灼燙人身傷害6火災井漏等引起井噴失控火災等人身傷害/設備損壞/環(huán)境污染第7章HSE管理7觸電發(fā)電房觸電；電氣控制區(qū)觸電；用電設備區(qū)觸電；用電器觸電；電線、電纜穿越區(qū)觸電；雷擊等人身傷害、設備損失8坍塌井場堡坎坍塌；廢水池坍塌等人身傷害/設備損壞/環(huán)境污染9淹溺員工失足掉入附近河溝、水塘、水庫等，發(fā)生的傷亡事故人身傷害車輛傷害進入井場的各種車輛造成的傷害；值班車運行過程造人身傷害/設備損壞容器爆炸油罐遇火爆炸；超壓容器(氣瓶、氣囊、輪胎等)爆炸等人身傷害/設備損壞/環(huán)境污染其他爆炸動火作業(yè)時點火爆炸；動火作業(yè)時回火爆炸；炸；試壓時壓力表爆裂；試壓時井口爆裂；試壓時高壓管線爆裂；試壓時水龍帶爆裂；射孔彈地面爆炸；爆炸松扣時非預期爆炸等人身傷害/設備損壞/環(huán)境污染中毒放噴與測試時中毒；井噴失控H?S中毒；食物過期、變質中毒；飲用水不達標中毒；食具消毒不合格引起中毒人身傷害人身傷害/環(huán)境污染噪聲壓裂車運轉時引起噪聲人身傷害高溫高溫中暑人身傷害低溫凍傷人身傷害水體污染固體廢物污染含油護絲棄置；含油棉紗、手套等棄置；修井液落材料棄置；更換設備配件棄置；更換生產材料、工具棄置；固體生活垃圾棄置等自然災害大風、大雨、雷擊、大雪、冰雹；地震等人身傷害/設備損壞社會環(huán)境影響民族糾紛、不法分子騷擾等人身傷害/設備損壞其他危險、有害因素人身傷害(1)防火(2)防爆(3)防觸電(4)防中毒(5)防凍(6)防機械傷害④停泵(包括緊急停泵)時的安全技術。有以下情械故障或電路故障時；電機電流突然波動10%,電壓超過額定電壓-5%～+10%范(4)注水站的勞動保護7.4環(huán)保的噪聲值可控制在90dB(A)內，廠界噪 (5)合理利用地層壓力能；(6)按要求配置能源計量儀表，樹立節(jié)能意識。(8)有計劃的定期進行設備和場地沖洗，節(jié)約用水。(1)選用密封性能好的節(jié)水設備材料及計量器具；(2)合理布置給水管線；(3)合理安排設備外壁及場地沖洗周期及沖洗方式。參考文獻[8]張瑞華，賈振旭.塔河油田一區(qū)油氣集輸與處理工藝技術[J].油氣田地面工[12]袁自光，周春，段玉明.塔里木油田伴生氣綜合利用對策[J].石油與天然氣化[16]朱方達，任翌劫，滕浩.新疆油田的稀油、稠油地面集輸工藝[J].當代化[22]張春，姜巖，張衛(wèi)敏.天然氣脫酸氣工藝方案優(yōu)選研究[J].現(xiàn)代化[24]李明國，徐立，張艷玲，等.天然氣脫水生產中三甘醇的使用情況[J].鉆采工[30]丁志忠.2003.礦產資源資產產權評估理論與方法的有關問題探討[J].資源產[33]李京.油氣田生產HSE管理體系中環(huán)境風險評價與管理[J].鉆采工附錄附錄附錄A管網(wǎng)優(yōu)化計算A1計算原理1)決策變量：2)約束條件：油井和計量站間的隸屬關系滿足唯一性約束，即一口油井僅屬于一個計量站。計量站只能接納來自一定數(shù)量的油井井流，過小則經濟性較差，過大則會超出計量站自身處理能力。#defineDLB_MAX1.797693134for(intj=i+1;j<VertexNum-1;j++)Edge[k].w=pow(p[i].x-p[j].x,2)+pow(p[i].y-pintcmp(structnodea,structnodeb)intvest[VertexNum]inttemp[VertexNum][intmap[VertexNum][memset(map,0,sizeof(for(intk=0;k<EdgeNum;k++)Edge[k].w=pow(i-p[num].x,2)+pow(j-p[nmemset(temp,0,sizeof(ttemp[Edge[t].u][Edge[t]附錄附錄A3計算結果界面請輸入一共有多少個井，18請輸入第1管線長：29210.239746m請按任意鍵繼續(xù)..·附錄附錄B三相分離器選型計算B1分離器初選表B1區(qū)塊產量情況序號油壓日產油t日產氣日產水/液1602535455565076086095880060405050505050總計從表中可以看出，計量站需要處理的油為1680m3,氣體620295m3,水62m3根據(jù)《分離器規(guī)范》(SYT0515-2007)初步選取Φ2400×7200臥式三相分離器。其有效長度Le=0.75×7.2=5.4m,工作液面在之間，初步取工作液面在D。B2根據(jù)停留時間選型附錄底，選取停留時間8min。液體流通面積為：A?=m·A=0.8045×π×2.42/4=集液部分的體積為：V=A?·Le=3.64×5.4=19單臺三相分離器的處理量：原油處理總量為：水處理總量為：處理液總量為：偏差較小，故取整為n=1臺。B3油氣水界面確定求，故氣液界面高度為0.75D=0.75×2.4=1.8m。選hp=0.36,則m=0.3242,水的體積為：Vw=nmAL=1×0.3242×π×2.42/4×5.4=通過三相分離器的水量為：滿足生產要求，故油水界面高度為0.36×2.4=0.864m。綜上，選用1臺φ2400×7200臥式三相分離器，能夠滿足相關生產要求。附錄附錄C加熱爐選型計量站需要處理的油為1680m3,氣體620295m3,水62m3。井流的質量流量是97460kg/h,定壓比熱容為kJ/(kg℃)。被加熱介質所需熱負荷為：式中：Q—被加熱介質所需熱負荷，計算時應圓整至系列數(shù)，kW;Gm—被加熱介質質量流量，t/h;t?—被加熱介質入爐溫度，℃;t?—被加熱介質出爐溫度，℃?？紤]流量波動，取1.2倍，依據(jù)《石油工業(yè)用加熱爐型式與基本參數(shù)》(SY/T0540-2013),選取火筒式間接加熱爐HJ800-H/6.3-Q/Z。具體型號參數(shù)如表C1所表C1計量站加熱爐型號參數(shù)型號火筒式間接加熱爐功率加熱介質原油、天然氣、水設計壓力天然氣附錄D聯(lián)合站脫水器設計D1熱化學脫水器設計原油熱化學沉降脫水裝置的處理能力應由乳化原油處理的難易程度、在脫水器內停留的時間和脫水器的容積確定。單臺熱化學沉降脫水裝置的處理能力按式V—熱化學脫水裝置容積，單位為立方米(m3)t—選定的含水原油在熱化學沉降脫水裝置內的停留時間，單位為小時(h)在本設計中，基于聯(lián)合站進站壓力為1.0MPa,根據(jù)規(guī)范SY/T0081-2010因此選用設計壓力為1.6MPa的我是熱化學沉降脫水器，按照進口的油約等于1680m3/d和水62m3/d共計;按照設計處理量為實際輸量的1.2倍計算，/h。選用公稱直徑為2600mm,長度為11000mm,容積為63.5m3/h的臥式熱化學沉降脫水器，不設備用。具體參數(shù)如表D1所示：表D1熱化學沉降脫水器選型參數(shù)脫水器類型臥式熱化學沉降脫水器設計溫度，℃操作溫度，℃處理容積，m3/h數(shù)量，臺1附錄D2電脫水器設計本區(qū)塊油藏采出液前期含水率較少，總含水率質量分數(shù)為3.89%,大部分水可以通過之前的三相分離器進行脫除(三相分離器前注入破乳劑),和熱化學沉降脫水已經基本達到要求，但隨著開采年限的增加，油田后期含水率增加，單一的三相分離器脫水加熱化學沉降脫水已經無法滿足實際生產的需要，因此在后期需要采用電