第七屆石油工程設(shè)計(jì)大賽-單項(xiàng)組地面工程獲獎(jiǎng)作品

1碳酸鹽巖油氣藏具有儲(chǔ)層類型多樣，油氣藏受儲(chǔ)層控制，橫向變化大，非均質(zhì)性強(qiáng)，油氣產(chǎn)出變化大等特點(diǎn)，致使碳酸鹽巖油氣藏地面工程方案設(shè)計(jì)面臨巨工程設(shè)計(jì)、站場(chǎng)工藝設(shè)計(jì)、輔助工藝系統(tǒng)設(shè)計(jì)、經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)和HSE五部分構(gòu)成。在集輸工程設(shè)計(jì)中，由于該區(qū)塊地處沙漠地區(qū)，考慮到沙漠油田的特點(diǎn)，在總體布局上應(yīng)最大限度地減少沙漠腹地的工程內(nèi)容。經(jīng)過(guò)綜合效益評(píng)價(jià)，制定了定了井口—計(jì)量站—聯(lián)合站的二級(jí)布站方案，并對(duì)該方案的適應(yīng)性進(jìn)行了校核；基于優(yōu)化算法，分別對(duì)不同數(shù)目計(jì)量站下的站場(chǎng)布置和管網(wǎng)布局方案進(jìn)行了設(shè)計(jì)，等商業(yè)軟件，完成了對(duì)集輸管網(wǎng)的工藝設(shè)計(jì)，包括集輸管道結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)、凝管風(fēng)險(xiǎn)在站場(chǎng)工藝設(shè)計(jì)時(shí)，充分考慮油田產(chǎn)量的波動(dòng)以及開(kāi)采后期含水率增加等特點(diǎn)，采用兩期建設(shè)模式，即先期只建設(shè)部分工藝處理流程，以滿足油田開(kāi)采初期流體處理的需要，后期則在原有基礎(chǔ)上擴(kuò)增相應(yīng)的處理工藝，以滿足油田開(kāi)發(fā)后期的處理需求。主要完成了以下工作：對(duì)計(jì)量站的工藝流程進(jìn)行了設(shè)計(jì)，制定計(jì)量站后期改造方案，完成了設(shè)備選型；根據(jù)油氣田產(chǎn)量變化特點(diǎn)，對(duì)聯(lián)合站的油氣水處理工藝進(jìn)行了設(shè)計(jì)，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(shí)對(duì)聯(lián)合站的輔助工藝進(jìn)行了設(shè)計(jì)；根據(jù)區(qū)塊周邊依托條件，對(duì)原油、天然氣儲(chǔ)存首先對(duì)項(xiàng)目進(jìn)行了投資估算，然后利用動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)方法對(duì)本項(xiàng)目的內(nèi)部收益率、投資回報(bào)期、財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值進(jìn)行了計(jì)算，發(fā)現(xiàn)本項(xiàng)目盈利前景良好，同時(shí)對(duì)內(nèi)部收益2I I 11.1設(shè)計(jì)依據(jù)及設(shè)計(jì)原則 11.1.1設(shè)計(jì)依據(jù) 11.1.2設(shè)計(jì)原則 11.2遵循的標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范 2第2章設(shè)計(jì)基礎(chǔ)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(chǎn)指標(biāo) 62.1.5井網(wǎng)分布 72.2井流物性 92.2.1地面原油性質(zhì) 92.2.2天然氣性質(zhì) 2.2.3地層水性質(zhì) 2.2.4井口溫度壓力 10第3章集輸工程設(shè)計(jì) 133.1工藝流程 3.1.1總流程概述 3.1.2井場(chǎng)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(shè)計(jì) 163.2.3管網(wǎng)布局方案優(yōu)選 203.3集輸管網(wǎng)工藝設(shè)計(jì) 3.3.1產(chǎn)能預(yù)測(cè) 23.3.2集輸流程適應(yīng)性分析 233.3.3管道凝管風(fēng)險(xiǎn)分析 3.3.4管道結(jié)蠟分析 3.3.6清管工況分析 第4章站場(chǎng)工藝設(shè)計(jì) 4.1.1設(shè)計(jì)原則 4.1.2計(jì)量站工藝流程 4.1.3設(shè)備選型 4.1.4計(jì)量站布局 4.1.5主要工程量 4.2聯(lián)合站場(chǎng)設(shè)計(jì) 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(nèi)管線設(shè)計(jì) 4.2.6聯(lián)合站主要工程量 4.2.7聯(lián)合站場(chǎng)平面布置 第5章系統(tǒng)配套工程及輔助設(shè)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(hù) 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(fēng) 5.7組織機(jī)構(gòu)與人員編制 6.1經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)依據(jù)和原則 6.2開(kāi)發(fā)方案概述 6.3投資估算 6.3.2流動(dòng)資金及貸款利息 6.3.3銷(xiāo)售預(yù)測(cè)收入 6.3.4稅金及附加 6.4經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià) 6.4.2投資回報(bào)期 6.4.3財(cái)務(wù)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(hù) 857.3安全 857.3.1常見(jiàn)的安全隱患 867.3.2污水處理站的安全技術(shù) 947.3.3采油生產(chǎn)安全技術(shù) 957.3.4油田注水生產(chǎn)安全 967.3.5油田開(kāi)發(fā)主要風(fēng)險(xiǎn)管理措施 987.3.6油田開(kāi)發(fā)應(yīng)急預(yù)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(xiàn) 102 104附錄A管網(wǎng)優(yōu)化計(jì)算 104A1計(jì)算原理 104A2計(jì)算代碼 105A3計(jì)算結(jié)果界面 109附錄B三相分離器選型計(jì)算 110B1分離器初選 110B2根據(jù)停留時(shí)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(shè)計(jì) D1熱化學(xué)脫水器設(shè)計(jì) D2電脫水器設(shè)計(jì) 附錄E原油穩(wěn)定物料表 116E1負(fù)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(chǔ)罐選型計(jì)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(chǎng)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(jīng)濟(jì)計(jì)算明細(xì)表 第1章總論2第1章總論3第1章總論45第2章設(shè)計(jì)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)目標(biāo)區(qū)塊是某油田的一個(gè)新增區(qū)塊，為碳酸巖儲(chǔ)層。目前區(qū)塊內(nèi)有6口井，交通便利，其中W1井在整個(gè)油田里的相對(duì)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(yīng)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?dú)庀髷?shù)據(jù)如下表2.1所示。目標(biāo)區(qū)塊油藏是某油田的一個(gè)新增區(qū)塊，為碳酸巖儲(chǔ)層。儲(chǔ)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(shè)計(jì)基礎(chǔ)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(gòu)造斷裂格局，其頂面構(gòu)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(chǎn)層主要集中在奧陶系C組，儲(chǔ)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(chǔ)上，部署12口新井Z1~Z12。12口新井與W1~W6井組網(wǎng)，共計(jì)18口井，主要生產(chǎn)技術(shù)指標(biāo)如下表2.2所示。第2章設(shè)計(jì)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)7井號(hào)日產(chǎn)油/t日產(chǎn)氣/m3日產(chǎn)水/液/m34050550550605505565060605880060總計(jì)在原有6口油井W1、W2、W3、W4、W5和W6的基礎(chǔ)上，根據(jù)下表2.3中所示的井位坐標(biāo)，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(biāo)油井序號(hào)橫坐標(biāo)(單位：m)縱坐標(biāo)(單位：m)第2章設(shè)計(jì)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)8圖2.5目標(biāo)區(qū)塊油井分布圖9表2.4地面原油性質(zhì)統(tǒng)計(jì)表項(xiàng)目名稱范圍平均密度(g/cm3,20℃)粘度(mPa's,50℃)凝固點(diǎn)(℃)含硫量(%)膠質(zhì)+瀝青質(zhì)(%)第2章設(shè)計(jì)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)組分含量(Mol%)組分含量(Mol%)目標(biāo)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?dú)狻⒅泻虻募淄闅?，其主要性質(zhì)如下表2.6所示。表2.6天然氣性質(zhì)統(tǒng)計(jì)表項(xiàng)目名稱范圍平均相對(duì)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(shè)計(jì)基礎(chǔ)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(shè)計(jì)油氣系統(tǒng)2)將油井采出的油(液)和氣收集起來(lái)； 井口編號(hào)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(diǎn)是否選擇單井分離計(jì)量集油一般用于產(chǎn)量特高的油井；每口井有單獨(dú)的分離和計(jì)量設(shè)備，有時(shí)還有單獨(dú)的油氣處理設(shè)備；流程經(jīng)濟(jì)性一般較差。否多井串聯(lián)集油站進(jìn)行氣液分離、原油脫水和穩(wěn)定；由設(shè)在各井場(chǎng)上的計(jì)量分離器對(duì)油井產(chǎn)量進(jìn)行連續(xù)計(jì)量，或用移動(dòng)式計(jì)量裝置對(duì)各井進(jìn)行周期性計(jì)量。否計(jì)量站集油流程使用較為廣泛；每口油井有單獨(dú)的出油管線(管量站，在計(jì)量站內(nèi)輪流計(jì)量每口油井的油氣產(chǎn)量，是特點(diǎn)適用范圍是否選擇一級(jí)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(shè)計(jì)二級(jí)布站井口—計(jì)量站—聯(lián)合站簡(jiǎn)化了井場(chǎng)設(shè)施油氣分輸，系統(tǒng)復(fù)雜氣油比大，否二級(jí)布站井口一計(jì)量站—聯(lián)合站簡(jiǎn)化了井場(chǎng)設(shè)施油氣混輸，投資低氣油比小，集輸半徑小是三級(jí)布站井口一計(jì)量站(閥組)—轉(zhuǎn)油站—聯(lián)合站集輸半徑大，具有較強(qiáng)的適用性和經(jīng)濟(jì)性油田采出水多，否通過(guò)綜合分析本地區(qū)的實(shí)際情況，以及已有的設(shè)施，從油田后期開(kāi)發(fā)考慮，本設(shè)計(jì)最終決定采用二級(jí)布站工藝混輸工藝流程(見(jiàn)圖3.2),其原因如下：(1)與一級(jí)布站相比，采用二級(jí)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(jì)量閥組的問(wèn)題；(2)該區(qū)塊井的較少，相對(duì)比較集中，集輸半徑小，采用二級(jí)布站可以使管網(wǎng)布局更加合理化；(3)采用二級(jí)布站流程，可以在油田開(kāi)采后期采用氣液分輸，解決了油田開(kāi)采后期含水率較高的采油井口剩余壓力和溫度不足等問(wèn)題，降低能耗，節(jié)約投資。圖3.2二級(jí)布站混輸集油流程框圖3.2.2管網(wǎng)布局方案設(shè)計(jì)在本方案設(shè)計(jì)中采用井口一計(jì)量站—聯(lián)合站的二級(jí)布站方式，整個(gè)集輸管網(wǎng)可分為兩個(gè)部分：第一部分為井口到計(jì)量站的管網(wǎng)，第二部分為計(jì)量站到聯(lián)合站的管線。對(duì)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(lái)主要考慮計(jì)量接站在區(qū)塊內(nèi)的布局方案。由于管網(wǎng)及站場(chǎng)投資在地面建設(shè)中戰(zhàn)有極大的比重，其中一個(gè)計(jì)量接轉(zhuǎn)站的投資可高達(dá)近千萬(wàn)元，管材費(fèi)用也高達(dá)每公里幾十萬(wàn)元，因此必須優(yōu)化管網(wǎng)及站場(chǎng)布局，以得到較高的收益。本設(shè)計(jì)中擬對(duì)比不同計(jì)量站數(shù)目下的管網(wǎng)布局方案，對(duì)于各方案中計(jì)量位置的選取采用了一定的優(yōu)化技術(shù)，主要通過(guò)通過(guò)建模對(duì)管網(wǎng)的布局和站場(chǎng)位置進(jìn)一對(duì)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(jì)量站管道編號(hào)管長(zhǎng)(m)管道規(guī)格第3章集輸工程設(shè)計(jì)在該方案中，計(jì)量站1負(fù)責(zé)W2、W4、W6、Z1、Z2、Z3和Z5七口油井的井流計(jì)量，計(jì)量站J2負(fù)責(zé)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(shè)計(jì)表3.5方案二各管線參數(shù)管道編號(hào)管長(zhǎng)(m)管道規(guī)格計(jì)量站1負(fù)責(zé)W2、W4、W6、Z1、Z2、Z3和Z5七口油井的井流計(jì)量，計(jì)量站2負(fù)責(zé)W1、Z4、Z6、Z7、Z8、和Z10六口油井的井流計(jì)量，計(jì)量站3負(fù)責(zé)的管長(zhǎng)、管徑、壁厚數(shù)據(jù)如表3.6所示。第3章集輸工程設(shè)計(jì)表3.6方案三各管線參數(shù)管道編號(hào)管長(zhǎng)(m)管道規(guī)格通過(guò)對(duì)比三種方案的經(jīng)濟(jì)性(表3.7),方案一盡管管道鋪設(shè)成本成本較高，但建站投資小、總成本低、管網(wǎng)適應(yīng)性強(qiáng)，從這些方面綜合考慮本設(shè)計(jì)決定采用表3.7方案比選方案一方案二管網(wǎng)總投資，萬(wàn)元建站個(gè)數(shù)，個(gè)123建站投資，萬(wàn)元管網(wǎng)適應(yīng)性最好中總計(jì)，萬(wàn)元第3章集輸工程設(shè)計(jì)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(chǎng)布局優(yōu)化表3.8站場(chǎng)位置坐標(biāo)名稱X坐標(biāo)，mY坐標(biāo)，m備注計(jì)量站井口-計(jì)量站聯(lián)合站計(jì)量站-聯(lián)合站第3章集輸工程設(shè)計(jì)該區(qū)塊屬于碳酸鹽巖氣田，具有壓力產(chǎn)量衰減較快的特點(diǎn)，在區(qū)塊生產(chǎn)的中后期現(xiàn)有的集輸工藝可能不適應(yīng)生產(chǎn)，因此需對(duì)集輸系統(tǒng)各時(shí)期的適應(yīng)性進(jìn)行研該區(qū)塊油氣田具有差異性強(qiáng)、壓力及產(chǎn)量衰減較快等特點(diǎn)，根據(jù)生產(chǎn)資料，該區(qū)塊擬開(kāi)采年限為25年，得出產(chǎn)量隨開(kāi)采時(shí)間的變化曲線，如下圖所示：00從圖中可以看出，區(qū)塊產(chǎn)氣量和產(chǎn)油量隨著第3章集輸工程設(shè)計(jì)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(kāi)始，含水率的增長(zhǎng)逐漸加快，到生產(chǎn)末期，含水率達(dá)到55%左右。由上述結(jié)果可知，該區(qū)塊的穩(wěn)產(chǎn)期約為10年，在生產(chǎn)的中后期其工況與前期表3.9不同年份計(jì)量站進(jìn)出站溫度壓力統(tǒng)計(jì)表進(jìn)站壓力出站壓力出站溫度147由上表可知，在穩(wěn)產(chǎn)期結(jié)束后由于井口壓力衰減，部分井口甚至進(jìn)入了機(jī)械采油階段，此時(shí)井口壓力穩(wěn)定為2MPa,導(dǎo)致計(jì)量站進(jìn)站壓力急劇減少，此時(shí)若想將油氣混合物輸送至聯(lián)合站，需對(duì)計(jì)量站進(jìn)行改造，根據(jù)產(chǎn)量數(shù)據(jù)，最后確定從第10年開(kāi)始在計(jì)量站增設(shè)1臺(tái)兩相分離器、1臺(tái)增壓泵、1臺(tái)壓縮機(jī)，增設(shè)設(shè)備氣液混輸氣液混輸壓縮機(jī)增壓泵新增設(shè)備分離計(jì)量管線編號(hào)管道進(jìn)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(hào)555555555第3章集輸工程設(shè)計(jì)1)方案一：注入乙二醇通過(guò)HYSYS模擬了在不同開(kāi)采時(shí)期時(shí)各井口的乙二醇最大注入量，結(jié)果如下表3.12各時(shí)期乙二醇最大注入量管道編號(hào)生產(chǎn)初期乙二醇最大注入量生產(chǎn)中期乙二醇最大注入量生產(chǎn)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(hào)生產(chǎn)初期生產(chǎn)中期生產(chǎn)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(shè)計(jì)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(duì)于產(chǎn)水量具有較大的敏感性所以造成注醇工藝對(duì)于水氣比變化所呈現(xiàn)出較差的適應(yīng)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(shè)計(jì)范圍內(nèi)，所以加熱保溫工藝更能夠滿足區(qū)塊后續(xù)的生產(chǎn)，液情況可以用OLGA軟件進(jìn)行模擬，對(duì)于特定的管線來(lái)說(shuō)，隨著氣液比的降低，圖3.14集油管線不同開(kāi)采時(shí)期積液量變化規(guī)律第3章集輸工程設(shè)計(jì)圖中黑紅綠線分別代表生產(chǎn)的前中后期，可以看出隨著開(kāi)采的進(jìn)行，隨著產(chǎn)水量的增加，總積液量也在增加，這說(shuō)明在區(qū)塊開(kāi)發(fā)到中后期產(chǎn)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(duì)各管道的清管工況進(jìn)行模擬，下圖給出了集油管線清第3章集輸工程設(shè)計(jì)第3章集輸工程設(shè)計(jì)之后，管內(nèi)積液量隨時(shí)間逐漸恢復(fù)，大約經(jīng)過(guò)3h左右恢復(fù)到清管之前的平衡狀態(tài)，清管球運(yùn)行速度在0~5.5m/s之間浮動(dòng)。第4章站場(chǎng)工藝設(shè)計(jì)1)油井采出的油(液)提供集中計(jì)量和集中管理的場(chǎng)所；加熱外輸至聯(lián)合站加熱外輸至聯(lián)合站油井來(lái)液第4章站場(chǎng)工藝設(shè)計(jì)參數(shù)冬季進(jìn)站壓力冬季進(jìn)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(jìn)口壓力加熱爐進(jìn)口溫度加熱爐出口壓力加熱爐出口溫度見(jiàn)表4.2,詳細(xì)計(jì)算過(guò)程見(jiàn)附錄B和附錄C設(shè)備型號(hào)或編號(hào)設(shè)備規(guī)格氣體處理量/m3/d液體處理量/m3/d設(shè)計(jì)溫度/℃原油停留時(shí)間/min8臺(tái)數(shù)/臺(tái)1參數(shù)型號(hào)火筒式間接加熱爐功率加熱介質(zhì)原油、天然氣、水設(shè)計(jì)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(duì)比施工設(shè)備和水平要求高；施工必須按工序進(jìn)行；施工周期長(zhǎng)；施工設(shè)備和水平要求較低；施工無(wú)嚴(yán)格工序；施工周期短；1)閥組分配區(qū)2)油氣水分離計(jì)量區(qū)第4章站場(chǎng)工藝設(shè)計(jì)因此，考慮將屋頂操作平臺(tái)加寬，設(shè)備進(jìn)出口匯管管排布置在加寬平臺(tái)下，采用立體化布站后，屋頂垂直荷載較大且分布在一側(cè)，除對(duì)廠房地基和結(jié)構(gòu)要求較高外，還存在基礎(chǔ)的不均勻沉降問(wèn)題。為滿足建筑要求，應(yīng)充分考慮屋頂荷載，主要考慮的荷載包括設(shè)備、結(jié)構(gòu)自重、雪荷載、風(fēng)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(jié)構(gòu)，及現(xiàn)澆鋼筋混凝土板、梁、柱、基礎(chǔ)，墻體采用輕質(zhì)墻一滿足防爆炸泄壓要求。為避免廠房基礎(chǔ)沉降不均，采用變形縫將荷載相差大的兩部分廠房斷開(kāi)，變形縫處待設(shè)備試壓、沉降基礎(chǔ)穩(wěn)定后施工，避免基礎(chǔ)沉降差過(guò)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(shè)備荷載情況表序號(hào)設(shè)備設(shè)計(jì)參數(shù)1油氣水分離緩沖設(shè)備臺(tái)2臺(tái)l加熱爐臺(tái)13聯(lián)合梯子平臺(tái)座14閥門(mén)及管線一5屋頂活荷載4立體化布站以后，為防止屋頂設(shè)備或管線泄漏造成污油流散，操作平臺(tái)設(shè)高0.3m圍堰，圍堰設(shè)高1.2m護(hù)欄，操作平臺(tái)4個(gè)角設(shè)防滑梯。為保證屋頂雨水有組織排放，設(shè)屋頂排水系統(tǒng)，屋頂排水管與地下排水管相連，經(jīng)閥井外排。屋頂操作平臺(tái)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(duì)屋面防水的損壞。為保證泵房?jī)?nèi)可燃?xì)怏w排放，泵房有組織自然通風(fēng)與機(jī)械通風(fēng)相結(jié)合的方式，設(shè)加高風(fēng)帽或防爆風(fēng)機(jī)通風(fēng)。加強(qiáng)排出的可燃?xì)怏w擴(kuò)散速度及效果。為防止火災(zāi)發(fā)生時(shí)初期火勢(shì)蔓延以及防護(hù)逃生，屋頂平臺(tái)配備滅火器、滅火火毯。為方面容器清淤，設(shè)移動(dòng)式滑梯，待清淤時(shí)可將油污、淤泥從平臺(tái)沿滑梯直接送入車(chē)第4章站場(chǎng)工藝設(shè)計(jì)來(lái)液緩沖區(qū)辦公生活區(qū)來(lái)液緩沖區(qū)大門(mén)加熱區(qū)分離計(jì)量區(qū)加熱區(qū)表4.6主要工程量主要工程量型號(hào)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(cè)量?jī)x表差壓式儀表4差壓變送器4計(jì)量?jī)x表臥式三相分離器1彈性刮板流量計(jì)1氣體羅茨流量計(jì)1污水流量計(jì)1生產(chǎn)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(jì)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(zhì)量分?jǐn)?shù))以下，原油脫水或外輸溫度能夠滿足負(fù) 4)天然氣處理5)污水處理油氣水初步分離設(shè)備型號(hào)或編號(hào)設(shè)備規(guī)格氣體處理量/m3/d液體處理量/m3/d設(shè)計(jì)溫度/℃容積/m3原油停留時(shí)間/min8臺(tái)數(shù)/臺(tái)1天然氣出口進(jìn)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(shí)施熱化學(xué)脫水電化學(xué)脫水熱化學(xué)+電脫水原理在一定條件下向原油利用高強(qiáng)度電場(chǎng)作先通過(guò)一段熱化學(xué)脫水乳狀液中添加化學(xué)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(jié)并沉降分乳狀液的水珠聚結(jié)；以下，在講原油用電脫水器進(jìn)行脫水，從而保證電脫水器正常運(yùn)行。對(duì)含水率大于30%的原油脫水二段電化學(xué)脫水相結(jié)合的兩段脫水工藝破乳劑優(yōu)點(diǎn)運(yùn)行平穩(wěn)，運(yùn)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(diǎn)準(zhǔn)密閉流程，占地面積大設(shè)備投資較熱化學(xué)脫水大。電脫水器易損壞，能耗高，投資高第4章站場(chǎng)工藝設(shè)計(jì)考慮本區(qū)塊油井出口壓力較高，到達(dá)聯(lián)合站時(shí)壓力為1.0MPa,因此可在傳統(tǒng)熱化學(xué)密閉脫水工藝流程的基礎(chǔ)上進(jìn)一步減少油氣分離和原油脫水處理過(guò)程的中間提升設(shè)備，實(shí)現(xiàn)從井口到外輸油泵的全過(guò)程密閉自壓，使流程簡(jiǎn)化，有利于自動(dòng)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(jiàn)表4.9,詳細(xì)計(jì)算過(guò)程圖4.6本區(qū)塊脫水工藝流程示意圖表4.9熱化學(xué)脫水器設(shè)備參數(shù)參數(shù)脫水器類型臥式熱化學(xué)沉降脫水器設(shè)計(jì)溫度，℃操作溫度，℃處理容積，m3/h數(shù)量，臺(tái)12)開(kāi)采后期脫水工藝設(shè)計(jì)同時(shí)，在本方案設(shè)計(jì)時(shí)，充分考慮油田后期開(kāi)發(fā)帶來(lái)的含水率增高的問(wèn)題，此時(shí)熱化學(xué)脫水不能滿足脫水的需求，此時(shí)需要在原熱化學(xué)脫水的基礎(chǔ)上改進(jìn)脫詳情見(jiàn)表4.10所示。第4章站場(chǎng)工藝設(shè)計(jì)表4.10脫水工藝方案比較方案實(shí)施兩段熱化學(xué)脫水具體操作進(jìn)入二段沉降罐前用蒸汽加熱，二段熱化學(xué)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(jìn)入電脫水器前先用水套加熱爐~100℃;進(jìn)入電脫水器前需要增壓破乳劑優(yōu)點(diǎn)安全可靠，運(yùn)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(diǎn)準(zhǔn)密閉流程，占地面積大電脫水器易損壞，能耗高，投資高通過(guò)均衡利弊，以及考慮到本油田的實(shí)際生產(chǎn)情況。本設(shè)計(jì)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(nèi)流體溫度升高，減少了熱能的浪費(fèi)，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(huì)會(huì)天然氣124計(jì)量油3658圖4.7原油熱化學(xué)—電化學(xué)兩段脫水工藝流程圖電脫水的目的是對(duì)一級(jí)處理后的油液進(jìn)一步進(jìn)行凈化處理，使其達(dá)到合格原第4章站場(chǎng)工藝設(shè)計(jì)油標(biāo)準(zhǔn)，在本設(shè)計(jì)中，原油通過(guò)電脫水器脫水后含水率降至0.5%之內(nèi)。電脫水所使用的電場(chǎng)包括交流(AC)、直流(DC)和交直流電場(chǎng)工作方式優(yōu)點(diǎn)缺點(diǎn)場(chǎng)處理較高含水原油和處理集結(jié)在油水界面附近的大顆粒水珠以偶極聚結(jié)和振蕩聚結(jié)為主水中含油率較少；電路簡(jiǎn)單，無(wú)需整流設(shè)備；電流方向頻繁變化，電解反應(yīng)是可逆的，而且?guī)щ婎w粒移動(dòng)受到抑制，與設(shè)備難以形成金屬/電解液回路；不會(huì)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(nèi)只有兩個(gè)瞬間使電場(chǎng)強(qiáng)度達(dá)到原油乳狀液的處理量較多水鏈?zhǔn)闺妶?chǎng)發(fā)生短路，操作不穩(wěn)定；單位原油乳狀液的耗電量高場(chǎng)處理含水率較低的原油乳狀液以電泳聚結(jié)為主，偶極聚結(jié)為輔電場(chǎng)方向不變，帶某種電荷的顆粒會(huì)向其相反極性的電極移動(dòng)，帶不同電荷的顆粒的運(yùn)動(dòng)就會(huì)形成逆向移動(dòng)，發(fā)生碰撞并聚結(jié)的機(jī)會(huì)多，脫水效果好，適合處理由于電場(chǎng)方向不變，設(shè)備與帶電流體間形成金反應(yīng)是不可逆和連續(xù)的，設(shè)備很有可能因腐蝕而嚴(yán)重破壞場(chǎng)較高的脫水器中下部建立交流電場(chǎng)，在低的脫水器中上部建立直流電場(chǎng)結(jié)、偶極聚結(jié)和振蕩聚結(jié)，雙電場(chǎng)脫水法能提高凈化原油的質(zhì)量擴(kuò)大了原油種類處理范圍；脫水深度高于單一的電場(chǎng)脫水深度；增加了顆粒結(jié)合反應(yīng)機(jī)會(huì)，理量；加強(qiáng)破乳化水薄膜的力度；在處理不穩(wěn)定時(shí)，至少保留+,電場(chǎng)的作用；由于+,電場(chǎng)存在于電極板與整個(gè)罐體(接當(dāng)處理不穩(wěn)定時(shí)，會(huì)失去DC電場(chǎng)作用電場(chǎng)工作方式優(yōu)點(diǎn)缺點(diǎn)的電化學(xué)腐蝕保擴(kuò)參數(shù)脫水器類型臥式電脫水器設(shè)計(jì)溫度，℃操作溫度，℃處理能力，m3/h數(shù)量，臺(tái)2第4章站場(chǎng)工藝設(shè)計(jì)的排沙功能。電脫水器的進(jìn)油匯管末端和出油匯管之間應(yīng)安裝連通閥，在進(jìn)口管線上宜裝流量計(jì)，在流量計(jì)前、后的管線上應(yīng)裝截?cái)嚅y或流量計(jì)旁通管線。在電脫水器進(jìn)口、出口管線上的適當(dāng)位置應(yīng)分別安裝取樣閥、溫度計(jì)，在出口閥門(mén)的上游管線上，應(yīng)裝掃線接頭和壓力表；同時(shí)，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?cái)嚅y前，應(yīng)裝封閉式安全閥和取樣閥。從電脫水器底部排出的污水，應(yīng)分為有壓放水和無(wú)壓放水，有壓放水采用回?fù)搅鞒袒蜻M(jìn)入污水處理站，無(wú)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(guò)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(chǔ)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(xiàng)重要措施，對(duì)于節(jié)能降耗、減少環(huán)境污染、提高油田開(kāi)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(fù)壓閃蒸穩(wěn)定閃蒸。先使用吸入狀態(tài)可以達(dá)到負(fù)壓的真空壓縮機(jī)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(jìn)閃蒸塔溫度要比負(fù)壓閃蒸溫度高。單純依靠從電脫水器來(lái)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(chǔ)存溫度下的蒸氣壓小于當(dāng)?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(shí)對(duì)中質(zhì)原油(相對(duì)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(jié)合可以不因穩(wěn)定原油而消耗額外過(guò)多的能量時(shí)，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(dá)到穩(wěn)定目的；分餾法穩(wěn)定對(duì)于輕質(zhì)原油，例如凝析原油或者原油中C1~C4含量(質(zhì))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(dá)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(chǔ)運(yùn)過(guò)程中，儲(chǔ)罐內(nèi)蒸發(fā)損失幾乎可以減少 第4章站場(chǎng)工藝設(shè)計(jì)M5M圖4.9負(fù)壓閃蒸工藝流程圖圖4.10負(fù)壓閃蒸進(jìn)料口泡露點(diǎn)線4.14主要物流參數(shù)液體入口液體出口溫度(℃)壓力(kPa)質(zhì)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(jīng)左右，控制塔底液面高度在設(shè)計(jì)高度，自流或用泵抽輸入儲(chǔ)罐，塔頂油氣經(jīng)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(chǎng)工藝設(shè)計(jì)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(jìn)入換熱器與穩(wěn)定塔底的穩(wěn)定原油進(jìn)然后進(jìn)入穩(wěn)定塔的中部進(jìn)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(jīng)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(chǎn)品(穩(wěn)定原油)用泵抽出經(jīng)換熱回收熱量后外輸或進(jìn)入穩(wěn)定原油儲(chǔ)罐。塔頂氣體溫度一般塔頂回流；另一部分作為塔頂液相產(chǎn)品，用泵增壓輸至輕油產(chǎn)品儲(chǔ)罐。回流罐的氣相作為塔頂?shù)臍庀喈a(chǎn)品進(jìn)入低壓氣管網(wǎng)(詳細(xì)物料表見(jiàn)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(chǎng)工藝設(shè)計(jì)4)穩(wěn)定工藝比選考慮本區(qū)塊原油中輕質(zhì)組分較多(質(zhì)量分?jǐn)?shù)高達(dá)13%),若采用負(fù)壓閃蒸，將會(huì)使抽氣壓縮機(jī)的能耗增加，且難以達(dá)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(jié)合起來(lái)，使得在原油外輸時(shí)無(wú)需再次加熱而額外消耗過(guò)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(duì)比負(fù)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(zhì)量分?jǐn)?shù))以下，原油脫水或外輸溫度能夠滿足負(fù)壓閃蒸需要原油中輕組分C1~C4含量大于2.5%(質(zhì)量分?jǐn)?shù));余熱可以利用時(shí)，即使原油中輕組分含量低于2.5%(質(zhì)量分?jǐn)?shù)),也可考慮采取正壓閃蒸穩(wěn)定更多的輕組分時(shí)，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(jīng)濟(jì)性較差好是否選擇否否是原油穩(wěn)定裝置所產(chǎn)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(duì)于穩(wěn)定產(chǎn)生的這部分輕油(混合烴液)送入儲(chǔ)罐，采用罐車(chē)?yán)\(yùn)的方式外輸；三相分第4章站場(chǎng)工藝設(shè)計(jì)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(chǔ)備天數(shù)可為站內(nèi)按儲(chǔ)存時(shí)間為3～5天，設(shè)計(jì)中原油儲(chǔ)備天數(shù)為5天，采用拱頂罐，其設(shè)計(jì)參數(shù)見(jiàn)表4.18。表4.18原油儲(chǔ)罐主要設(shè)計(jì)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(chǔ)油容積/m3中幅板厚5罐壁抗震烈度等級(jí)8邊緣板厚7加熱面積/m2在傳統(tǒng)的工藝中，聯(lián)合站內(nèi)設(shè)四套加熱設(shè)備。四套加熱爐分別用于：(1)提高原油脫水工藝效率，加熱進(jìn)入電脫水器的含水原油；(2)加熱處理達(dá)標(biāo)后的污水及出水井來(lái)水至回?fù)剿O(shè)計(jì)溫度；(3)開(kāi)采后期加熱出水井來(lái)水至回注水設(shè)計(jì)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(jīng)過(guò)分餾穩(wěn)定后的原油溫度較高，可充分利用熱量進(jìn)行將原油輸送至儲(chǔ)罐臨時(shí)儲(chǔ)存或第4章站場(chǎng)工藝設(shè)計(jì)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(chǎng)工藝設(shè)計(jì)圖4.16脫硫工藝示意圖氣體入口氣體出口溫度(℃)壓力(kPa)質(zhì)量流量(kg/h)標(biāo)況下H?S濃度(mg/m3)CO?體積分?jǐn)?shù)貧液殘余酸氣負(fù)荷富液酸氣負(fù)荷MDEA流量(kg/h)二類指標(biāo)高位發(fā)熱量a/(MJ/m3)總硫(以硫計(jì))a/(mg/m3)硫化氫a/(mg/m3)水露點(diǎn)b,c/℃下最低條件溫度低5℃a本標(biāo)準(zhǔn)中氣體體積的標(biāo)準(zhǔn)參比條件是101.325kPa,2b在輸送條件下，當(dāng)管道管頂埋地溫度為0℃時(shí)，水露點(diǎn)應(yīng)不c進(jìn)入輸氣管道的天然氣，水露點(diǎn)的壓力應(yīng)是最高輸送壓天然氣脫水方法優(yōu)點(diǎn)缺點(diǎn)①工藝設(shè)備簡(jiǎn)單，操作簡(jiǎn)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(jiǎn)單，占地面積小。年就需更換，增加了成本；②對(duì)于大裝置，設(shè)備投資大，操作費(fèi)用高；③能耗高。第4章站場(chǎng)工藝設(shè)計(jì)面6面0女7氣體入口氣體出口溫度(℃)壓力(kPa)質(zhì)量流量(kg/h)水露點(diǎn)(℃)烴露點(diǎn)(℃)天然氣汽車(chē)保有量已達(dá)到6000多輛，氣化率在15%左右，提高生產(chǎn)經(jīng)濟(jì)效益。1)處理規(guī)模結(jié)垢率不超過(guò)0.5mm/a,含油率30mg/L,懸浮物不超過(guò)30mg/L,細(xì)菌含量100個(gè)2)處理工藝優(yōu)缺點(diǎn)適用范圍運(yùn)行穩(wěn)定，操作方便，處理量大，運(yùn)行費(fèi)用積大，基建費(fèi)用高，去除乳化油能力差技術(shù)較成熟，適用于大、第4章站場(chǎng)工藝設(shè)計(jì)減少了污水停留時(shí)間，減小設(shè)備體積，可實(shí)現(xiàn)密閉隔氧；適應(yīng)來(lái)水水量、水質(zhì)變化能力弱，原水中含泥沙含量高時(shí)，聚結(jié)段容易產(chǎn)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(shí)間，去除乳化油的效果最好，對(duì)稠油污水處理效果明顯；維護(hù)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(lái)水含懸浮物量較低，污水提升泵應(yīng)選用低剪切泵適應(yīng)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(zhì)等固體懸浮物約占50%~75%,這類雜質(zhì)有較好的穩(wěn)定性，在聯(lián)合站污水處理工藝流程設(shè)計(jì)如下圖4.20所示。第4章站場(chǎng)工藝設(shè)計(jì)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(hào)名稱及規(guī)格1臺(tái)221000m3重力除油罐座23500m3調(diào)節(jié)水罐座24過(guò)濾軟化及酸堿配液區(qū)5加藥間及藥庫(kù)6污泥處理區(qū)7機(jī)械加速澄清區(qū)8葉輪式浮選機(jī)臺(tái)2聯(lián)合站內(nèi)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(nèi)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(shè)計(jì)內(nèi)徑第4章站場(chǎng)工藝設(shè)計(jì)管道規(guī)格管線總摩阻利進(jìn)入各個(gè)處理裝置；(2)用于油罐車(chē)裝卸油；(3) 站內(nèi)提升泵YG150-315I流量/(m3/h)轉(zhuǎn)速/(r/min)電機(jī)功率/kW效率/%裝卸車(chē)油泵50YHCB-8流量/(m3/h)8轉(zhuǎn)速/(r/min)電機(jī)功率/kW3效率/%流量/(m3/h)轉(zhuǎn)速/(r/min)電機(jī)功率/kW3效率/%多級(jí)離心高壓注水泵DF65-150流量/(m3/h)轉(zhuǎn)速/(r/min)級(jí)數(shù)電機(jī)功率/kW5效率/%外輸用雙螺桿混合泵2W4.2流量/(m3/h)轉(zhuǎn)速/(r/min)電機(jī)功率/kW吸程5效率/%序號(hào)工程內(nèi)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(chǎn)臺(tái)25WS0.6×1.8-0.4/11三相計(jì)量臺(tái)26500kw水套加熱爐臺(tái)27鍋爐臺(tái)48加藥泵臺(tái)29φ600mm×1500mm藥劑罐座2水罐500m3做2二段熱化學(xué)沉降回?fù)剿门_(tái)1水泵臺(tái)4卸油泵臺(tái)2污水調(diào)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(gè)11)工藝區(qū)2)原油罐區(qū)第4章站場(chǎng)工藝設(shè)計(jì)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(shè)計(jì)考慮丁現(xiàn)在國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)GR空),充分考慮副丁站工藝區(qū)儲(chǔ)存區(qū)活動(dòng)宣會(huì)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(shè)施劑、碳黑(黑色母料)等助劑加工而成的。均勻；(2)對(duì)其他結(jié)構(gòu)形成的陽(yáng)極干擾比淺陽(yáng)極地床低田生產(chǎn)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(diào)度、決策系統(tǒng)),設(shè)在聯(lián)SAIA中熔性解養(yǎng)圖5.2該油田SCADA系統(tǒng)構(gòu)成圖本工程系統(tǒng)技術(shù)方案的選用應(yīng)在滿足技術(shù)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(duì)于光纖通信小，性能價(jià)格比處于劣勢(shì)，因此衛(wèi)星通優(yōu)點(diǎn)缺點(diǎn)光纖通信不受頻率限制，無(wú)需申請(qǐng)?jiān)S可；傳輸質(zhì)量穩(wěn)定可靠，不受外來(lái)因素干擾；傳輸容量大需要鋪設(shè)光纜，占用土地；較長(zhǎng)；需要室外光纜維護(hù)，衛(wèi)星通信信號(hào)不可靠，不穩(wěn)定無(wú)線寬帶通信跨越空間能力強(qiáng)，占地少投資少，周期短，維護(hù)方便；具有很強(qiáng)的抗自然災(zāi)害能力率；傳輸質(zhì)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(shí)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(shí)際情況，但對(duì)傳輸質(zhì)量要求較高，光纜通信在今后油田正式開(kāi)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(shí)際情況，光纖傳輸系統(tǒng)考慮采用多業(yè)務(wù)非壓縮視頻光傳輸設(shè)備組網(wǎng)。在聯(lián)合站設(shè)光接收設(shè)備，在各單井站設(shè)光發(fā)射設(shè)備。系統(tǒng)承載各單井站5.4供配電油區(qū)井場(chǎng)、場(chǎng)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(chǎng)設(shè)柱上變或落地式變壓器供電。站內(nèi)設(shè)獨(dú)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(yù)計(jì)用水量按10%考2)水源3)主要工程量序號(hào)單位數(shù)量1水源井口22深井潛水泵Q=50m3/hH=160mP=45KW臺(tái)13深井潛水泵Q=3m3/hH=140mP=3.0KW臺(tái)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(diào)節(jié)水池4x3x2(m)座9液壓腳踏閥蹲式大便器套自閉式?jīng)_洗閥落地式小便器套臺(tái)上式洗臉盆套淋浴噴頭個(gè)8貯水式電熱水器1201臺(tái)4序號(hào)單位數(shù)量1排水泵WQ-10-8,自動(dòng)耦合安裝N=1.0KW,H臺(tái)12排水鑄鐵管DN200m3污水灌2序號(hào)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(fēng)機(jī)房、潛污泵、風(fēng)機(jī)等73#鋼筋混凝土化糞池G3-6S座1序號(hào)規(guī)模(規(guī)格)單位數(shù)量備注1臺(tái)22臺(tái)63具4具25室外滅火器材箱座2制作成型6室內(nèi)滅火器箱個(gè)41)采暖方案2)通風(fēng)機(jī)械排風(fēng)的強(qiáng)制通風(fēng)方式，設(shè)置軸流風(fēng)機(jī)或屋頂風(fēng)機(jī)全面換氣，排除有害氣體及3)空氣調(diào)節(jié)控制室、機(jī)柜間及值班休息室采用分體壁掛式或柜式空調(diào)器，以滿足工藝設(shè)5.7組織機(jī)構(gòu)與人員編制聯(lián)合站是一個(gè)系統(tǒng)工程，為保證安全運(yùn)行、穩(wěn)定供氣，需合理配備各類人員設(shè)施，實(shí)行現(xiàn)代科學(xué)管理，以確保系統(tǒng)安全、可靠運(yùn)行，在保證社會(huì)效益的前提表5.5油田勞動(dòng)定員表站名井場(chǎng)站計(jì)量站聯(lián)合站小計(jì)站場(chǎng)數(shù)(座)11單班定員(人/座)36站場(chǎng)定員(人)6生產(chǎn)維修515油田巡線等(2班)6合計(jì)6第6章經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)《高危行業(yè)企業(yè)安全生產(chǎn)費(fèi)用財(cái)務(wù)管理暫行辦法》(財(cái)企[2006]478號(hào))《中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)參數(shù)》(2008)√預(yù)測(cè)6.2開(kāi)發(fā)方案概述該油氣田地面工程建設(shè)根據(jù)發(fā)方案，初期已鉆井6口，新鉆井12口，預(yù)計(jì)開(kāi)采期限25年，各年產(chǎn)能如下表所示：234567896.3投資估算本設(shè)計(jì)隸屬方案設(shè)計(jì)類單項(xiàng)組，缺乏上游數(shù)據(jù)，因此這里結(jié)合工程案例，對(duì)鉆井工程、完井工程的固定資產(chǎn)投資人為假設(shè)為200000萬(wàn)元。地面建設(shè)投資主要包含集輸管網(wǎng)建設(shè)投資、站場(chǎng)建設(shè)投資、道路投資三個(gè)部表6.2集輸管網(wǎng)建設(shè)投資預(yù)算表組成投資費(fèi)用(萬(wàn)元)生產(chǎn)設(shè)備總計(jì)操作維護(hù)預(yù)備費(fèi)用總計(jì)表6.3站場(chǎng)建設(shè)投資預(yù)算表組成投資費(fèi)用(萬(wàn)元)井站站場(chǎng)建設(shè)，18座輔助生產(chǎn)設(shè)施總計(jì)計(jì)量站閥組，1個(gè)流量計(jì)，2個(gè)含水分析儀站場(chǎng)建設(shè)輔助生產(chǎn)設(shè)施總計(jì)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(chǎng)建設(shè)輔助生產(chǎn)設(shè)施總計(jì)安裝費(fèi)用后期改造操作維護(hù)預(yù)備費(fèi)用總計(jì)表6.4公路建設(shè)投資預(yù)算表組成投資費(fèi)用(萬(wàn)元)路面維護(hù)預(yù)備費(fèi)用總計(jì)由上面幾個(gè)表得到總的建設(shè)投資預(yù)算為218677萬(wàn)元。開(kāi)采成本包括固定成本和可變成本，固定成本是指產(chǎn)量在一定幅度內(nèi)變化時(shí)，不隨產(chǎn)量而增減的費(fèi)用，它包括工人工資與福利、修理費(fèi)、折舊費(fèi)等；可變成本是指隨產(chǎn)量變化而升降的費(fèi)用，如燃料費(fèi)、材料費(fèi)、動(dòng)力費(fèi)、油氣處理費(fèi)用及其表6.4各項(xiàng)目費(fèi)用預(yù)算表單價(jià)25年總額(萬(wàn)元)折舊費(fèi)5萬(wàn)元/年修理費(fèi)10萬(wàn)元/年職工工資每人每月4000元(172人)福利費(fèi)材料費(fèi)5萬(wàn)元/井動(dòng)力費(fèi)(排水)11.5元/噸燃料費(fèi)4元/噸井下作業(yè)費(fèi)10萬(wàn)元/年酸氣處理費(fèi)30萬(wàn)元/年合計(jì)6.3.2流動(dòng)資金及貸款利息油氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中還必須有一定量的流動(dòng)資金。石油與天然氣行業(yè)的預(yù)算方法(1)擴(kuò)大指標(biāo)估算法。流動(dòng)資金按占正常年份經(jīng)營(yíng)成本的比例或占銷(xiāo)售收入(2)分項(xiàng)詳細(xì)估算法。按項(xiàng)目流動(dòng)資金和流動(dòng)負(fù)債的各項(xiàng)周轉(zhuǎn)次數(shù)或最低周轉(zhuǎn)天數(shù)分別估算。本方案采用前者，即擴(kuò)大指標(biāo)算法，以流動(dòng)資金占固定投資總額的1%~4%計(jì)算，這里取4%,故：6.3.2.2建設(shè)期利息預(yù)算(1)固定資產(chǎn)籌資方式表6.5固定資產(chǎn)籌資方式組成部分企業(yè)自籌銀行貸款百分比金額(萬(wàn)元)建設(shè)期利息是指油氣田開(kāi)發(fā)項(xiàng)目在建設(shè)期內(nèi)投入資金或占用資金應(yīng)付的貸款利息，貸款利息分單利和復(fù)利，考慮到資金的時(shí)間價(jià)值，在計(jì)算油氣田開(kāi)發(fā)項(xiàng)目的建設(shè)期貸款利息時(shí)按復(fù)利計(jì)算。(2)有效年利率計(jì)算在財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)中，國(guó)內(nèi)外借款，無(wú)論按年、季、月計(jì)息，均可簡(jiǎn)化為按年計(jì)息，即將名義年利率按計(jì)息時(shí)間折算成有效年利率，計(jì)算公式為：(3)利息計(jì)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(nèi)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(jì)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(zhǔn)利率，年利率取為5.65%,根據(jù)上述計(jì)算金額(萬(wàn)元)總借貸金額(投資總額70%)等額本金還款總利息(1)原油銷(xiāo)售收入預(yù)測(cè)02014201620182020預(yù)測(cè)開(kāi)采年限為25年，建設(shè)期為2年，評(píng)價(jià)期為2020-2044年。按照平均原(1)銷(xiāo)售稅金及附加稅。各種稅費(fèi)按國(guó)家和中國(guó)石油的規(guī)定執(zhí)行，其中，增值稅財(cái)政部網(wǎng)站于2011年10月31日發(fā)布《中華人民共和國(guó)資源稅暫行條例實(shí)施細(xì)則》從2011年11月1日起，石油、天然氣將在全國(guó)范圍內(nèi)“從價(jià)征收”,稅率定為5%。(2)所得稅中國(guó)所得稅率企業(yè)所得稅的稅率為25%,同時(shí)規(guī)定取得高新技術(shù)企業(yè)認(rèn)率定為15%。表6.7相關(guān)稅率及其它增值稅率教育附加資源稅流量法計(jì)算了凈現(xiàn)值、內(nèi)部收益率、投資回收期等。6.4.1內(nèi)部收益率FIRR財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率是指項(xiàng)目在整個(gè)計(jì)算期內(nèi)各年凈現(xiàn)金流量現(xiàn)值累計(jì)等于零時(shí)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(jì)算公式如下：當(dāng)內(nèi)部收益率大于或等于行業(yè)基準(zhǔn)收益率或折現(xiàn)率時(shí)(12%),即認(rèn)為其盈利能力已滿足最低要求，在財(cái)務(wù)上是可以考慮接受的。本文運(yùn)用線性內(nèi)插法求出一個(gè)內(nèi)部收益率的近似解(i*),不同內(nèi)部收益率下的凈現(xiàn)值表見(jiàn)附錄I。線性內(nèi)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(duì)值；利用線性插值計(jì)算得到內(nèi)部收益率近似解為35.23%,可以看出，該方案內(nèi)部收益率高于行業(yè)基準(zhǔn)收益率12%,因此該項(xiàng)目在經(jīng)濟(jì)上可行的。6.4.2投資回報(bào)期這里說(shuō)的是動(dòng)態(tài)的投資回收期，可以直接通過(guò)凈現(xiàn)金流量表計(jì)算出本項(xiàng)目投資的回收期，動(dòng)態(tài)的投資回收期可以更好的評(píng)價(jià)本項(xiàng)目開(kāi)發(fā)的經(jīng)濟(jì)性。動(dòng)態(tài)投資P=T?-1+PV?-1/PV上式中，T?為累計(jì)凈現(xiàn)值出現(xiàn)正值的年份；PV-1為上年累計(jì)凈現(xiàn)流量的絕對(duì)根據(jù)這個(gè)公式可以計(jì)算：根據(jù)計(jì)算，該區(qū)塊在開(kāi)發(fā)6.08年后就能收回所有前期投資。動(dòng)態(tài)投資回收期為6.08年，說(shuō)明該項(xiàng)目可以在較短的時(shí)間內(nèi)收回全部投資，可以獲得很好的經(jīng)濟(jì)067891011121314151617181920212223242圖6.2該區(qū)塊開(kāi)采累積凈現(xiàn)值變化表6.4.3財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值FNPV財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值是指按設(shè)定的折現(xiàn)率，將項(xiàng)目計(jì)算期內(nèi)各年發(fā)生的凈現(xiàn)金流量折現(xiàn)到計(jì)算初期，求得的現(xiàn)值累計(jì)之和。它是考察項(xiàng)目在計(jì)算期內(nèi)盈利能力的動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)指標(biāo)，其計(jì)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(jì)算期的年要使項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)可采，財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值必須大于等于0。本項(xiàng)目的財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值為356669.408萬(wàn)，除償還貸款后，按照目前的行業(yè)基準(zhǔn)收益率衡量，還能獲得356669.408萬(wàn)元的收益，所以該方案是經(jīng)濟(jì)可行的，且能獲得很好的收益。6.4.4不確定性分析在計(jì)算期內(nèi)，可能發(fā)生變化并影響項(xiàng)目盈利能力的主要因素有油價(jià)、氣價(jià)、投資、產(chǎn)量和稅率。根據(jù)目標(biāo)區(qū)塊的各單項(xiàng)因素的變化對(duì)財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率的影響第6經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)圖6.3目標(biāo)區(qū)塊敏感性分析結(jié)果從敏感性分析結(jié)果可以看出，財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率的影響因素由強(qiáng)到弱依次是產(chǎn)第7章HSE管理(1)組織機(jī)構(gòu)(2)職責(zé)地方政府關(guān)于自然保護(hù)區(qū)方面的法規(guī)、條例及中國(guó)石(3)培訓(xùn)h所有批準(zhǔn)的與HSE有關(guān)的事務(wù)，都應(yīng)作詳細(xì)的記錄，并在工程結(jié)束時(shí)同其它記錄一起交給建設(shè)單位，具體如下：現(xiàn)場(chǎng)考察報(bào)告；政府有關(guān)部門(mén)頒布的與環(huán)境有關(guān)的可適用的法律、法規(guī)、標(biāo)準(zhǔn)、準(zhǔn)則和條款，以及建設(shè)單位、施工單位對(duì)記錄，發(fā)現(xiàn)問(wèn)題的糾正和預(yù)防措施；應(yīng)急準(zhǔn)備和響應(yīng)信息；事故報(bào)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(yùn)行，預(yù)防污染和保護(hù)環(huán)境的措施得到有效推行，并使體系得到持續(xù)改進(jìn)，在項(xiàng)目開(kāi)發(fā)建設(shè)期間要進(jìn)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(chǎn)過(guò)程，在工程旦出現(xiàn)異常(泄漏、管破等),油氣泄漏后，遇火源會(huì)發(fā)生火災(zāi)、爆炸事e場(chǎng)站工藝裝置區(qū)內(nèi)設(shè)備及管道，由于腐蝕或密封不嚴(yán)等原因而造成油氣泄f點(diǎn)火源。本工程的噪聲源主要包括：站內(nèi)各種機(jī)泵、閥和裝置運(yùn)行噪音等，均發(fā)出不(7)表面溫度超過(guò)60℃的設(shè)備和管道，在經(jīng)常操作、維護(hù)部位均設(shè)防燙傷第7章HSE管理序主要危險(xiǎn)階段起因影響1火災(zāi)原油生原油生產(chǎn)過(guò)程中，管線老化、焊接部位防腐質(zhì)量差，腐蝕穿孔；流程閘門(mén)漏及墊子刺穿；開(kāi)關(guān)閘門(mén)不平穩(wěn)或操作失誤；系統(tǒng)憋壓或工作壓力高于設(shè)計(jì)承壓；有關(guān)施工作業(yè)對(duì)系統(tǒng)流程的破壞；儲(chǔ)罐、原油處理設(shè)備、穩(wěn)定裝置、污水處理設(shè)施出現(xiàn)了意外的焊縫開(kāi)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(chǔ)油罐冒罐人員傷害、財(cái)污染2中毒原油生原油生產(chǎn)過(guò)程中油氣嚴(yán)重泄露；人員長(zhǎng)時(shí)間處在油氣濃度過(guò)高的環(huán)境中人員傷害3觸電維修保養(yǎng)抽油機(jī)更換電機(jī)、抽油機(jī)更換盤(pán)根、抽油機(jī)更換毛辮子、抽油機(jī)調(diào)整防沖距、游梁式抽油機(jī)調(diào)曲柄平衡、更換抽油機(jī)皮帶、抽油機(jī)井碰泵操作等操作過(guò)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(shè)備漏電，停抽、斷電不戴絕緣手套，開(kāi)閘送電不戴人員傷害，設(shè)備損失油井掃線人員操作有誤觸電人員傷害測(cè)示功圖人員操作有誤觸電，不帶絕緣手套人員傷害4機(jī)械傷害維修保養(yǎng)抽油機(jī)更換電機(jī)時(shí)，工具不規(guī)范，操作不平穩(wěn)，電機(jī)與滑根，不戴絕緣手套，盤(pán)根盒易碰傷手指，卸圧帽速度太快；抽油機(jī)更換毛辮子，剎車(chē)失靈，抽油機(jī)突然失控，安全帶固定不牢，違章手抓光桿；抽油機(jī)調(diào)整防沖距，違章操作，剎車(chē)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(diào)，操作不穩(wěn)；游梁式抽油機(jī)調(diào)曲柄平衡，操作不平穩(wěn)；更換抽油機(jī)皮剎車(chē)失靈，操作不平穩(wěn)，手抓皮帶；抽油機(jī)井碰泵操用品，曲柄剎點(diǎn)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(cuò)流程，剎車(chē)不靈，雙法蘭片不平衡對(duì)稱，管線內(nèi)壓力未放空，墊片質(zhì)量不合格人員傷害更換流程閘門(mén)閘門(mén)關(guān)閉不嚴(yán)，工具不配套，不按操作規(guī)程操作，安裝不合格油井掃線測(cè)液面測(cè)示功圖剎車(chē)不牢，拉線磨損或質(zhì)量不過(guò)關(guān)，剎車(chē)失靈5維修保養(yǎng)抽油機(jī)曲柄平衡塊傷人；抽油機(jī)更換盤(pán)根忘記關(guān)膠皮閘門(mén)固定不牢固；抽油機(jī)調(diào)整防沖距，剎車(chē)失靈，操作時(shí)光桿突然下滑；游梁式抽油機(jī)調(diào)曲柄平衡，松螺絲時(shí)，移動(dòng)平衡塊操作不穩(wěn)，操作不平穩(wěn)，站位不當(dāng)開(kāi)抽時(shí)平衡塊擠傷人員；抽油機(jī)調(diào)參吊重物時(shí)捆綁不牢固、脫鉤、繩斷造成人員傷亡；抽油機(jī)井碰泵操作，下放光桿時(shí)，方卡子易掉落，違章手抓光桿，發(fā)卡子易掉落人員傷害、設(shè)備損壞更換流程閥門(mén)工具不配套，造成閥門(mén)掉落人員傷害、設(shè)備損壞更換法蘭墊片倒錯(cuò)流程或憋壓或刺漏，管線內(nèi)壓力傷人第7章HSE管理測(cè)液面操作不平穩(wěn)測(cè)示功圖動(dòng)力儀安裝不牢，保險(xiǎn)安裝不牢6生產(chǎn)過(guò)程中抽油井生產(chǎn)過(guò)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(dāng)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(cái)污染8高空墜落及站場(chǎng)設(shè)備維護(hù)保養(yǎng)抽油機(jī)、站場(chǎng)設(shè)備維護(hù)保養(yǎng)以及抽油機(jī)調(diào)參作業(yè)，距工作面臺(tái)、扶梯、走道護(hù)欄等處，若有損壞、松動(dòng)、打滑或不符規(guī)范要求等，當(dāng)操作者不慎、失平衡等有可能發(fā)生高空墜落的危險(xiǎn)人員傷害9噪聲原油生抽油機(jī)、注水泵工作時(shí)產(chǎn)生噪聲值超過(guò)國(guó)家允許標(biāo)準(zhǔn)，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(chǎng)堡坎坍塌；廢水池坍塌等人身傷害/設(shè)備損壞/環(huán)境污染原油生當(dāng)聯(lián)合處理站發(fā)生油品泄露、污水和廢棄物外排、機(jī)泵產(chǎn)生的噪聲、加熱爐燃燒時(shí)產(chǎn)生的煙氣，將造成周?chē)沫h(huán)境污染油井生產(chǎn)維護(hù)放套管氣放氣過(guò)大時(shí)造成地層出砂，并刺壞井口流程；更換壓力表前未關(guān)閉閥門(mén)未放空，裝壓力表前未檢查絲扣，壓力表波紋管老化導(dǎo)致原油泄漏；高架儲(chǔ)油罐冒罐導(dǎo)致原油泄漏；管線刺漏，腐蝕穿孔；設(shè)備或管線憋壓造成閥門(mén)盤(pán)根或法蘭滲漏；設(shè)備密封損壞造成油氣泄漏；放空閥、排污閥關(guān)閉不嚴(yán)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(kù)等，發(fā)生的傷亡事故人身傷害其他爆炸生產(chǎn)運(yùn)行及檢動(dòng)火作業(yè)時(shí)點(diǎn)火爆炸；動(dòng)火作業(yè)時(shí)回火爆炸；天然氣壓時(shí)壓力表爆裂等人身傷害/設(shè)備損壞/環(huán)境污染高溫生產(chǎn)運(yùn)行及檢高溫中暑人身傷害低溫凍傷人身傷害自然災(zāi)害大風(fēng)、大雨、雷擊、大雪、冰雹；地震等人身傷害/設(shè)備損壞序危險(xiǎn)、有害因起因可能導(dǎo)致的事故和環(huán)境影1起重傷害起吊時(shí)零部件墜落；繩斷、滑；吊繩彈擊等人身傷害/設(shè)備損壞2機(jī)械傷害井口工具夾砸；頂天車(chē)；換裝井口時(shí)吊物壓、砸、擠傷；裝卸貨物時(shí)繩套夾手；二層臺(tái)區(qū)吊卡夾手；貓頭、排風(fēng)扇、液氣大鉗、轉(zhuǎn)盤(pán)、絞車(chē)等轉(zhuǎn)動(dòng)傷害；柴油機(jī)、發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)動(dòng)部位傷害；鏈條轉(zhuǎn)動(dòng)卷入傷害；零配件加工時(shí)砂輪傷害；零配件加工時(shí)手提電鉆傷害；水泵轉(zhuǎn)動(dòng)傷害等人身傷害/設(shè)備損壞3撬杠彈擊等人身傷害/設(shè)備損壞4高處墜落天車(chē)上、二層臺(tái)、鉆臺(tái)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(zāi)井漏等引起井噴失控火災(zāi)等人身傷害/設(shè)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(shè)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(shè)備損失8坍塌井場(chǎng)堡坎坍塌；廢水池坍塌等人身傷害/設(shè)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(kù)等，發(fā)生的傷亡事故人身傷害車(chē)輛傷害進(jìn)入井場(chǎng)的各種車(chē)輛造成的傷害；值班車(chē)運(yùn)行過(guò)程造人身傷害/設(shè)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(shè)備損壞/環(huán)境污染其他爆炸動(dòng)火作業(yè)時(shí)點(diǎn)火爆炸；動(dòng)火作業(yè)時(shí)回火爆炸；炸；試壓時(shí)壓力表爆裂；試壓時(shí)井口爆裂；試壓時(shí)高壓管線爆裂；試壓時(shí)水龍帶爆裂；射孔彈地面爆炸；爆炸松扣時(shí)非預(yù)期爆炸等人身傷害/設(shè)備損壞/環(huán)境污染中毒放噴與測(cè)試時(shí)中毒；井噴失控H?S中毒；食物過(guò)期、變質(zhì)中毒；飲用水不達(dá)標(biāo)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(chē)運(yùn)轉(zhuǎn)時(shí)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(hù)絲棄置；含油棉紗、手套等棄置；修井液落材料棄置；更換設(shè)備配件棄置；更換生產(chǎn)材料、工具棄置；固體生活垃圾棄置等自然災(zāi)害大風(fēng)、大雨、雷擊、大雪、冰雹；地震等人身傷害/設(shè)備損壞社會(huì)環(huán)境影響民族糾紛、不法分子騷擾等人身傷害/設(shè)備損壞其他危險(xiǎn)、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(jī)械傷害④停泵(包括緊急停泵)時(shí)的安全技術(shù)。有以下情械故障或電路故障時(shí)；電機(jī)電流突然波動(dòng)10%,電壓超過(guò)額定電壓-5%～+10%范(4)注水站的勞動(dòng)保護(hù)7.4環(huán)保的噪聲值可控制在90dB(A)內(nèi)，廠界噪 (5)合理利用地層壓力能；(6)按要求配置能源計(jì)量?jī)x表，樹(shù)立節(jié)能意識(shí)。(8)有計(jì)劃的定期進(jìn)行設(shè)備和場(chǎng)地沖洗，節(jié)約用水。(1)選用密封性能好的節(jié)水設(shè)備材料及計(jì)量器具；(2)合理布置給水管線；(3)合理安排設(shè)備外壁及場(chǎng)地沖洗周期及沖洗方式。參考文獻(xiàn)[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(shù)[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(duì)策[J].石油與天然氣化[16]朱方達(dá)，任翌劫，滕浩.新疆油田的稀油、稠油地面集輸工藝[J].當(dāng)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(guó)，徐立，張艷玲，等.天然氣脫水生產(chǎn)中三甘醇的使用情況[J].鉆采工[30]丁志忠.2003.礦產(chǎn)資源資產(chǎn)產(chǎn)權(quán)評(píng)估理論與方法的有關(guān)問(wèn)題探討[J].資源產(chǎn)[33]李京.油氣田生產(chǎn)HSE管理體系中環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)與管理[J].鉆采工附錄附錄附錄A管網(wǎng)優(yōu)化計(jì)算A1計(jì)算原理1)決策變量：2)約束條件：油井和計(jì)量站間的隸屬關(guān)系滿足唯一性約束，即一口油井僅屬于一個(gè)計(jì)量站。計(jì)量站只能接納來(lái)自一定數(shù)量的油井井流，過(guò)小則經(jīng)濟(jì)性較差，過(guò)大則會(huì)超出計(jì)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(jì)算結(jié)果界面請(qǐng)輸入一共有多少個(gè)井，18請(qǐng)輸入第1管線長(zhǎng)：29210.239746m請(qǐng)按任意鍵繼續(xù)..·附錄附錄B三相分離器選型計(jì)算B1分離器初選表B1區(qū)塊產(chǎn)量情況序號(hào)油壓日產(chǎn)油t日產(chǎn)氣日產(chǎn)水/液1602535455565076086095880060405050505050總計(jì)從表中可以看出，計(jì)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(zhǎng)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(shí)間選型附錄底，選取停留時(shí)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(tái)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(tái)。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(guò)三相分離器的水量為：滿足生產(chǎn)要求，故油水界面高度為0.36×2.4=0.864m。綜上，選用1臺(tái)φ2400×7200臥式三相分離器，能夠滿足相關(guān)生產(chǎn)要求。附錄附錄C加熱爐選型計(jì)量站需要處理的油為1680m3,氣體620295m3,水62m3。井流的質(zhì)量流量是97460kg/h,定壓比熱容為kJ/(kg℃)。被加熱介質(zhì)所需熱負(fù)荷為：式中：Q—被加熱介質(zhì)所需熱負(fù)荷，計(jì)算時(shí)應(yīng)圓整至系列數(shù)，kW;Gm—被加熱介質(zhì)質(zhì)量流量，t/h;t?—被加熱介質(zhì)入爐溫度，℃;t?—被加熱介質(zhì)出爐溫度，℃?？紤]流量波動(dòng)，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(hào)參數(shù)如表C1所表C1計(jì)量站加熱爐型號(hào)參數(shù)型號(hào)火筒式間接加熱爐功率加熱介質(zhì)原油、天然氣、水設(shè)計(jì)壓力天然氣附錄D聯(lián)合站脫水器設(shè)計(jì)D1熱化學(xué)脫水器設(shè)計(jì)原油熱化學(xué)沉降脫水裝置的處理能力應(yīng)由乳化原油處理的難易程度、在脫水器內(nèi)停留的時(shí)間和脫水器的容積確定。單臺(tái)熱化學(xué)沉降脫水裝置的處理能力按式V—熱化學(xué)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(xué)沉降脫水裝置內(nèi)的停留時(shí)間，單位為小時(shí)(h)在本設(shè)計(jì)中，基于聯(lián)合站進(jìn)站壓力為1.0MPa,根據(jù)規(guī)范SY/T0081-2010因此選用設(shè)計(jì)壓力為1.6MPa的我是熱化學(xué)沉降脫水器，按照進(jìn)口的油約等于1680m3/d和水62m3/d共計(jì);按照設(shè)計(jì)處理量為實(shí)際輸量的1.2倍計(jì)算，/h。選用公稱直徑為2600mm,長(zhǎng)度為11000mm,容積為63.5m3/h的臥式熱化學(xué)沉降脫水器，不設(shè)備用。具體參數(shù)如表D1所示：表D1熱化學(xué)沉降脫水器選型參數(shù)脫水器類型臥式熱化學(xué)沉降脫水器設(shè)計(jì)溫度，℃操作溫度，℃處理容積，m3/h數(shù)量，臺(tái)1附錄D2電脫水器設(shè)計(jì)本區(qū)塊油藏采出液前期含水率較少，總含水率質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.89%,大部分水可以通過(guò)之前的三相分離器進(jìn)行脫除(三相分離器前注入破乳劑),和熱化學(xué)沉降脫水已經(jīng)基本達(dá)到要求，但隨著開(kāi)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(xué)沉降脫水已經(jīng)無(wú)法滿足實(shí)際生產(chǎn)的需要，因此在后期需要采用電