工程设计大赛方案设计书


    附件 3: 全国大学生油气储运工程设计大赛 方案设计书 项目名称 M 气田 D 区块建产期集输工程 赛题类型 赛题一 团队编号 完成日期 2017 年 4 月 23 日 全国大学生油气储运工程设计大赛组委会制作品说明 作品说明 待开发井区从 2017-2019 年逐年完善,共建井 152 口,钻井方式采用丛式水平 井。D 区块又分为 A、B、C、D 四个井区,总产能为 8330 10 Nm /a 。 本作品鉴于本区块气藏的特点,初期井口压力较高,达到 28MPa 左右,但压 力在短期内迅速下降,大部分时间处于低压生产状态。考虑到开发环境、结合井 位分布情况提出了采用中低压集气的集输方式。考虑到该气田的环境条件,选择 埋地管道敷设。主要内容包括:  气井聚类及管网优化设计;  井下节流、井口不加热、低压集气方案设计;  井下节流、井口加热、中压集气方案设计;  集气半径优化  多井串接设计;  集气站站内流程设计、站内设备选型与校核;  方案经济比选。  适应性分析  运行安全保障 本作品选用三套集输方案,具体内容如下: 方案一:采用井下节流、不加热、不保温、集气半径为 11km 的中低压集气工 艺。井下节流至 1.3MPa,使沿线各点的水合物形成温度低于最低环境温度,使得 管线不保温、不加热、不注醇,彻底简化流程,降低地面单井的建设费用。夏季 地温较高,将压力提高至 4.0MPa 运行,充分利用气井压力,集气站停止压缩机运 行,节省运行费用。流程走向为: 井下节流→单井带液计量→井间串接集气→集气站(常温气液分离、增压) →天然气处理厂 方案二:采用井下节流、不加热、不保温、集气半径为 7.5km 的中低压集气 工艺。井下节流至 1.3MPa,使得管线不保温、不加热、不注醇,彻底简化流程。 夏季地温较高,将压力提高至 4.0MPa 运行,充分利用气井压力,集气站停止压缩 机运行,节省运行费用。流程走向为: 井下节流→单井带液计量→井间串接集气→集气站(常温气液分离、增压) →天然气处理厂 方案三:采用井下节流、井口加热、保温输送的中压集气方案。井下节流至 4MPa,生产前期不需要使用压缩机进行增压,后期利用压缩机增压,减少压缩机 组运行费用。流程走向为: 作品说明 井下节流→计量→加热炉→集气站(气液分离、初期不增压)→天然气处理 厂 对管网、集气站进行设计计算和设备选型,综合管材及耗钢量等,对三种方 案作出经济评价,得出方案一经济性优于方案二与方案三。因此,最终选择集输 方案一作为推荐方案。 针对集输系统运行安全、经济、节能的要求,对方案一集输过程关键问题(井 下节流、增压工艺)进行全面设计,并从水合物生成、段塞流、清管及防腐多角 度进行管道安全运行保障设计。 本作品使用 MatLab 对井口进行聚类,使用 Lingo 编写最优位置计算程序,使 用 Pipeline 模拟软件进行水力、热力模拟计算,使用 HYSYS 进行集气站设计,使 用 OLGA 进行段塞流模拟,使用 AutoCAD、Visio 等软件展示设计结果。 目录 目录 第 1 章 总论 .....................................................................................................................1 1.1 工程概况 ..............................................................................................................1 1.2 编制依据与原则 ..................................................................................................1 1.2.1 编制依据 ......................................................................................................1 1.2.2 编制原则 ......................................................................................................1 1.2.3 国家及地区有关法律、法规 ......................................................................2 1.2.4 国家、地方、行业、企业技术规范和标准 ..............................................2 1.3 设计范围 ..............................................................................................................3 1.4 开发方案概述 ......................................................................................................3 第 2 章 基础设计 .............................................................................................................5 2.1 环境概况 ..............................................................................................................5 2.1.1 地理位置 ......................................................................................................5 2.1.2 地形地貌 ......................................................................................................5 2.1.3 气候气象 ......................................................................................................5 2.1.4 地震效应 ......................................................................................................6 2.2 设计参数 ..............................................................................................................6 2.2.1 天然气组分特征 ..........................................................................................6 2.2.2 开发部署 ......................................................................................................6 2.2.3 稳产期 ..........................................................................................................7 2.2.4 气藏温压特征 ..............................................................................................7 2.2.5 钻井方式 ......................................................................................................7 2.2.6 采气工程 ......................................................................................................8 2.2.7 采出水型及产水量 ......................................................................................8 2.2.8 集输气进厂压力 ..........................................................................................8 2.2.9 基础设计参数选取 ......................................................................................8 2.3 地面总体规划思路 ..............................................................................................9 目录 2.3.1 规划原则 ......................................................................................................9 2.3.2 规划思路 ......................................................................................................9 2.3.3 其他方面 ......................................................................................................9 第 3 章 集输工艺的选择 ...............................................................................................10 3.1 中低压集气工艺 ................................................................................................10 3.1.1 井下节流与井口加热节流降压方式比选 ................................................10 3.1.2 不同井口压力方案的确定 ........................................................................14 3.2 多井单管串接集气工艺 ....................................................................................15 3.2.1 多井串接管网形式 ....................................................................................16 3.2.2 多井串接集气工艺理论基础 ....................................................................18 3.2.3 井间串接管网的优化 ................................................................................19 3.3 采、集气管道输送工艺选择 ............................................................................19 3.3.1 采气管道 ....................................................................................................19 3.3.2 集气管道 ....................................................................................................20 3.4 分离工艺 ............................................................................................................21 3.5 计量工艺 ............................................................................................................21 3.5.1 气井产量计量 ............................................................................................21 3.5.2 集气站计量 ................................................................................................23 3.6 增压工艺 ............................................................................................................23 3.7 集输方案初选 ....................................................................................................23 3.8 集气半径选择 ....................................................................................................25 3.8.1 可选集气半径确定 ....................................................................................25 3.8.2 最优集气半径 ............................................................................................28 第 4 章 中低压集气集输方案一的具体设计 ...............................................................29 4.1 集输方案概述 ....................................................................................................29 4.1.1 工艺流程概述 ............................................................................................29 4.1.2 压力系统概述 ............................................................................................29 4.2 集气管网和站场布局 ........................................................................................31 目录 4.2.1 概述 .............................................................................................................31 4.2.2 井组划分 ....................................................................................................32 4.2.3 集气站位置确定 ........................................................................................34 4.2.4 集气管道布局方式 ....................................................................................35 4.3 钢管管材的选择 ................................................................................................38 4.4 采、集气管道设计 ............................................................................................38 4.4.1 设计特点 ....................................................................................................38 4.4.2 计算方法 ....................................................................................................39 4.4.3 管径选择 ....................................................................................................39 4.4.4 管道壁厚与强度校核 ................................................................................42 4.4.5 冬、夏季水力计算校核 .............................................................................45 4.5 集气站设计 ........................................................................................................46 4.5.1 工艺流程 ....................................................................................................46 4.5.2 设计参数 ....................................................................................................47 4.5.3 主要设备选型 ............................................................................................47 4.5.4 平面布置 ....................................................................................................48 4.6 井场设计 ............................................................................................................48 4.6.1 工艺流程 ....................................................................................................48 4.6.2 关键设备 ....................................................................................................48 4.7 主要工程量 ........................................................................................................49 第 5 章 中低压集气集输方案二的具体设计 ...............................................................50 5.1 集输方案概述 ....................................................................................................50 5.1.1 工艺流程概述 ............................................................................................50 5.1.2 压力系统概述 ............................................................................................50 5.2 集气管网和站场布局 ........................................................................................52 5.2.1 井组划分 ....................................................................................................52 5.2.2 集气站位置确定 ........................................................................................52 5.2.3 集气管道布局方式 ....................................................................................54 目录 5.3 钢管管材的选择 ................................................................................................56 5.4 采、集气管道设计 ............................................................................................56 5.4.1 设计特点 ....................................................................................................56 5.4.2 计算方法 ....................................................................................................57 5.4.3 管径选择 ....................................................................................................57 5.4.4 管道壁厚与强度校核 ................................................................................61 5.4.5 冬、夏季水力计算校核 ............................................................................63 5.5 集气站设计 ........................................................................................................65 5.5.1 工艺流程 ....................................................................................................65 5.5.2 设计参数 ....................................................................................................65 5.5.3 主要设备选型 ............................................................................................66 5.6 井场设计 ............................................................................................................66 5.7 主要工程量 ........................................................................................................67 第 6 章 中压集气集输方案三的具体设计 ...................................................................68 6.1 集输方案概述 ....................................................................................................68 6.1.1 工艺流程概述 ............................................................................................68 6.1.2 压力系统概述 ............................................................................................68 6.2 集气管网与站场布局 ........................................................................................68 6.2.1 井组划分 ....................................................................................................69 6.2.2 集气站位置确定 ........................................................................................69 6.2.3 集气管道布局方式 ....................................................................................70 6.3 钢管管材的选择 ................................................................................................71 6.4 采、集气管道设计 ............................................................................................72 6.4.1 设计特点 ....................................................................................................72 6.4.2 计算方法 ....................................................................................................72 6.4.3 管径选择 ....................................................................................................73 6.4.4 管道壁厚与强度校核 ................................................................................75 6.4.5 加热温度优化与热力水力校核 ................................................................78 目录 6.5 集气站设计 ........................................................................................................80 6.5.1 工艺流程 ....................................................................................................80 6.5.2 设计参数 ....................................................................................................81 6.5.3 主要设备选型 ............................................................................................82 6.6 井场设计 ............................................................................................................82 6.6.1 工艺流程 ....................................................................................................82 6.6.2 关键设备 ....................................................................................................83 6.7 主要工作量 ........................................................................................................83 第 7 章 湿气输送 ...........................................................................................................84 7.1 概述 ....................................................................................................................84 7.2 段塞流产生的原理及危害 ................................................................................84 7.2.1 段塞流产生的原理 ....................................................................................84 7.2.2 段塞流产生的危害 ....................................................................................84 7.3 D 区块段塞流检测与控制..................................................................................85 7.3.1 段塞流预测模拟 ........................................................................................85 7.3.2 段塞流的影响及控制 ................................................................................86 7.4 管道腐蚀 ............................................................................................................88 7.5 清管作业模拟 ....................................................................................................88 7.5.1 清管工艺设计 ............................................................................................89 7.5.2 清管工况模拟 ............................................................................................89 7.5.3 清管作业策略 ............................................................................................89 第 8 章 方案适应性分析 ...............................................................................................91 8.1 井口回压校核 ....................................................................................................91 8.2 建产期适应性分析 ............................................................................................91 8.2.1 集气站设备调整 ........................................................................................91 8.2.2 采气管网 ....................................................................................................92 8.3 集输方案一改造 ................................................................................................93 8.3.1 井场增设移动式分离计量一体化集成装置 ............................................93 目录 8.3.2 开展采出水消泡工艺应用 ........................................................................93 第 9 章 陆地气田开发经济评价 ...................................................................................95 9.1 陆地气田开发经济评价的依据和方法 ............................................................95 9.2 项目建设投资费用估算 ....................................................................................95 9.2.1 项目基础建设投资费用估算 ....................................................................96 9.2.2 流动资金估算 ............................................................................................98 9.2.3 建设期贷款利息 ........................................................................................99 9.2.4 项目建设总投资 ........................................................................................99 9.3 项目经营成本估算 ............................................................................................99 9.3.1 气田开采经营费用 ....................................................................................99 9.3.2 气田集输处理经营费用 ..........................................................................100 9.4 气田弃置费用 ..................................................................................................100 9.5 销售收入及利润估算 ......................................................................................102 9.5.1 销售收入 ..................................................................................................102 9.5.2 税收 ..........................................................................................................102 9.5.3 利润估算 ..................................................................................................103 9.6 经济评价 ..........................................................................................................103 9.6.1 现金流量 ..................................................................................................103 9.6.2 盈利能力分析 ..........................................................................................104 9.6.3 敏感性分析 ..............................................................................................105 9.7 管道费用现值计算 ..........................................................................................105 9.8 集气站费用计算 ..............................................................................................111 第 10 章 防腐、防垢、防砂 .......................................................................................114 10.1 防腐蚀工作的重要性 ....................................................................................114 10.2 油气管道腐蚀控制方法 ................................................................................114 10.2.1 管道外防腐 ............................................................................................114 10.2.2 管道内防腐 ............................................................................................116 10.2.3 露空管道及设备 ....................................................................................117 目录 10.3 埋地管道的阴极保护 ....................................................................................117 10.3.1 阴极保护方法分类 ................................................................................117 10.3.2 阴极保护方案 ........................................................................................118 10.4 钢制储罐的腐蚀与防护 ................................................................................120 10.5 腐蚀检测 ........................................................................................................120 10.5.1 集输管道的外腐蚀检测 ........................................................................120 10.5.2 阴极保护的检测与监测 ........................................................................121 10.5.3 阴极保护规则及保护效果的判定 ........................................................122 10.6 管道结垢 ........................................................................................................123 10.6.1 管道结垢原理 ........................................................................................123 10.6.2 影响管道结垢的因素 ............................................................................124 10.6.3 管道除垢 ................................................................................................125 10.7 防砂 ................................................................................................................125 10.7.1 出砂机理 ................................................................................................126 10.7.2 防砂措施 ................................................................................................126 第 11 章 气田管网泄漏及应急预案 ...........................................................................129 11.1 泄漏检测方法及其评价指标 ........................................................................129 11.1.1 泄漏检测方法 ........................................................................................129 11.1.2 泄漏检测方法的评价指标 ....................................................................130 11.2 输气管道泄漏检测系统 ................................................................................131 11.3 管线泄露应急预案 ........................................................................................132 第 12 章 通信 ...............................................................................................................136 12.1 有线通信方式 ................................................................................................136 12.2 无线通讯方式 ................................................................................................136 12.3 通信系统及网络 ............................................................................................136 12.4 通信工程 ........................................................................................................136 12.5 主要工程量 ....................................................................................................136 第 13 章 给水排水 .......................................................................................................138 目录 13.1 给水 ................................................................................................................138 13.2 排放 ................................................................................................................138 第 14 章 污水处理 .......................................................................................................139 14.1 气田污水处理方法 ........................................................................................139 14.2 污水处理流程 ................................................................................................140 14.3 污水处理防爆措施 ........................................................................................141 第 15 章 消防 ...............................................................................................................142 第 16 章 供配电 ...........................................................................................................143 16.1 供电系统 ........................................................................................................143 16.2 建筑物防雷 ....................................................................................................143 16.3 防静电措施 ....................................................................................................143 16.4 接地 ................................................................................................................143 16.5 动力、照明配电 ............................................................................................144 16.5.1 供电电源 ................................................................................................144 16.5.2 供电方案 ................................................................................................145 16.5.3 接地保护 ................................................................................................146 16.5.4 电力设备配备 ........................................................................................146 第 17 章 供热、供暖 ...................................................................................................148 17.1 供热 ................................................................................................................148 17.2 供暖 ................................................................................................................148 第 18 章 自动化控制数字化管理 ...............................................................................150 18.1 仪表 ................................................................................................................150 18.2 自动化控制 ....................................................................................................150 18.2.1 系统设置 ................................................................................................151 18.2.2 SCADA 方案 ..........................................................................................151 18.2.3 控制系统控制方案 ................................................................................153 18.2.4 RTU 通讯系统方案 ................................................................................154 18.3 数字化管理 ....................................................................................................154 目录 第 19 章 建筑结构 .......................................................................................................159 第 20 章 道路 ...............................................................................................................160 第 21 章 节能 ...............................................................................................................162 21.1 能耗分析 ........................................................................................................162 21.2 节能措施 ........................................................................................................162 21.3 集输管网调整优化技术 ................................................................................162 21.3.1 区块最优分组 ........................................................................................162 21.3.2 集气站选址 ............................................................................................163 21.3.3 集输管网布局优化 ................................................................................163 21.4 能耗分析及用能优化 ....................................................................................164 21.4.1 能耗分析 .................................................................................................164 22.4.2 节能措施 .................................................................................................164 第 22 章 环境保护 .......................................................................................................166 22.1 建设地区环境状况 ........................................................................................166 22.2 主要污染源和污染物 ....................................................................................166 22.3 污染控制 ........................................................................................................166 第 23 章 职业安全卫生 ...............................................................................................168 23.1 编制依据 ........................................................................................................168 23.1.1 法律、法规依据 ....................................................................................168 23.1.2 评价标准与规范 ....................................................................................168 23.2 职业病危害因素及防护措施 ........................................................................168 23.2.1 气田开发工程生产阶段职业病危害因素的来源 ................................168 24.2.2 职业病种类、部位 ................................................................................169 23.2.3 职业病危害因素对健康的影响 ............................................................169 24.2.4 噪声危害的职业病卫生防护措施 ........................................................174 23.2.5 振动危害的职业病卫生防护措施 ........................................................175 23.2.6 粉(烟)尘危害的职业病卫生防护措施 ............................................176 24.2.7 有毒、有害物危害的职业病卫生防护措施 ........................................176 目录 24.2.8 高温的职业病卫生防护措施 ................................................................176 23.3 其他职业危害分析 ........................................................................................177 23.4 其他职业危害防护 ........................................................................................177 第 24 章 组织机构定员 ...............................................................................................180 24.1 组织机构 .........................................................................................................180 24.2 生产定员 .........................................................................................................180 第 25 章 放空与工程量 ...............................................................................................181 25.1 放空系统的选择 .............................................................................................181 25.2 放空系统的布置 .............................................................................................181 25.3 放空系统的设置 ............................................................................................182 25.3.1 放空量 ....................................................................................................182 25.3.2 排气筒、放空管 ....................................................................................182 26.3.3 防火间距 ................................................................................................182 参考文献 .......................................................................................................................184 附录 A 集输方案一集气管网布局 ...........................................................................186 A.1 集气站位置程序运行结果图..........................................................................186 A.2 集气站管辖井号..............................................................................................187 附录 B 集输方案一集气系统集气站设备选型 .........................................................189 B.1 气液分离器 ......................................................................................................189 B.2 天然气压缩机 ..................................................................................................190 B.3 闪蒸分液罐 ......................................................................................................192 B.4 冷却器 ..............................................................................................................194 附录 C 集输方案一集气管网系统图 .......................................................................197 C.1 集气站工艺流程图 ..........................................................................................197 C.2 集气站平面布置图 ..........................................................................................198 C.3 井场工艺流程图 ..............................................................................................199 附录 D 自力式高低压紧急截断阀 .............................................................................200 附录 E 集输方案二集气管网布局 ..............................................................................202 目录 E.1 集气站位置程序运行结果图 ..........................................................................202 E.2 集气站管辖井号 ..............................................................................................205 附录 F 集输方案二集气系统集气站设备选型 ..........................................................206 F.1 气液分离器 ......................................................................................................206 F.2 天然气压缩机 ..................................................................................................207 附录 G 集输方案三集气管网布局 .............................................................................209 G.1 集气站位置程序运行结果图..........................................................................209 G.2 集气站管辖井号..............................................................................................212 附录 H 集输方案三集气系统集气站设备选型 .........................................................213 H.1 气液分离器......................................................................................................213 附录 I 集输方案三集气系统加热炉设备选型 ...........................................................215 附录 J 阴极保护计算...................................................................................................217 附录 K 放空火炬的计算 ..............................................................................................219 K.1 放空火炬筒直径计算......................................................................................219 K.2 放空火炬高度计算..........................................................................................219 第 1 章 总论 1 第 1 章 总论 1.1 工程概况 将油气田生产的原油和天然气进行收集、计量、输送和初加工的工艺流程为 集输流程。一个合理的集输流程必须立足于油气田的具体情况,如油、气、水的 性质,开发方案、采油工程方案、自然环境等。为此,根据“整体部署、分步实 施、跟踪研究、及时调整、逐步完善”的开发部署,强化地下、地面一体化优化 工作,提出一种适合当前气田开发的地面建设模式。 M 气田 D 井区规划建设产能 8330 10 Nm /a ,建产期为 3 年,建井 152 口,共 规划 4 个开发区,M 气田已建天然气处理厂可完全接收 D 区块集输天然气,且满 足新街取款的处理需要。D 区块稳产期主要以井间接替为主。按照地质与气藏方 案,结合区块地理位置、区块形状和建产规模,提出了技术成熟和社会经济效益 良好的地面集输工程建设方案。 1.2 编制依据与原则 1.2.1 编制依据 《GB50349-2015 气田集输设计规范》 《石油和化工工程设计工作手册 第三册 气田地面工程设计》 《第二届全国大学生油气储运工程设计大赛赛题及基础数据》 《SYT 6106-2008 气田开发方案编制技术要求》 1.2.2 编制原则 (1)遵守国家及本行业的有关法规和政策,严格执行国家及行业的有关方针、政 策、标准、规范和法规。 (2)贯彻“安全、可靠、成熟、实用、效益、节能、环保”的指导思想,以提高 经济效益为中心,采用各种有效措施,优化总体布局。 (3)根据研究区块的地理位置及环境特点,地面建设满足油藏、钻井、采油工艺 需要,整体设计,分布实施,考虑适当预留,建设规模、设备能力和布局上具有 灵活性和适应性; (4)在确保安全生产的前提下,尽量简化工艺流程并做到工艺合理、安全、经济、 高效运行。 (5)充分考虑环境保护、节约能源、职业安全卫生和污染源的控制,地面工程的 设计必须符合安全、环保、节能降耗等有关规范要求,确保万无一失。 第 1 章 总论 2 (6)重视环境保护,采取有效措施防止环境污染和水土流失。 (7)以提高经济效益为中心,采取各种有效措施,优化总体布局,简化工艺,提 高整体开发水平和综合经济效益。 1.2.3 国家及地区有关法律、法规 《中华人民共和国环境保护法》2011 年 4 月 24 日修订 《中华人民共和国大气污染防治法》2015 年 8 月 29 日修订 《中华人民共和国水土保持法》2010 年 12 月 25 日修订 《中华人民共和国节约能源法》2016 年 7 月修订 《中华人民共和国消防法》2008 年 10 月 28 日主席令第 6 号 《中华人民共和国土地管理法》2004 年 8 月 28 日人大常委会修正 1.2.4 国家、地方、行业、企业技术规范和标准 《石油天然气工程设计防火规范》 GB 50183-2015 《油气集输设计规范》GB50350-2015 《工业金属管道设计规范》GB 50316-2000(2008 年局部修订+) 《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-2008 《20kV 及以下变电所设计规范》GB50053-2013 《低压配电装置及线路设计规范》GB50054-2011 《电力工程电缆设计规范》 GB50217-2016 《供配电系统设计规范》 GB50052-2009 《66kV 及以下架空电力线路设计规范》GB50061-2010 《压力容器》GB 150-2011 《工业建筑采暖通风与空气调节设计规范》 GB50019-2015 《工业设备及管道绝热工程设计规范》 GB50264-2013 《砌体结构设计规范》GB50003-2011 《建筑设计防火规范》GB50016-2014 《室外排水设计规范》GB50014-2006 《建筑设计防火规范》GB50016-2014 《中国建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2010 《油田注水工程设计规范》GB50391-2014 《钢制对焊无缝管件》GB/T12459-2005 《工业企业噪声控制设计规范》 GB50087-2013 《涂装前钢材表面预处理规范》SY/T0407-2012 第 1 章 总论 3 《埋地钢质管道防腐保温层技术标准》GB50538-2010 《石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范》SH 3022-2011 《过程测量与控制仪表的功能标志及图形符号》HG/T20505-2014 《自动化仪表选型设计规定》HG/T20507-2014 《仪表供电设计规定》HG/T20509-2014 《信号报警及安全联锁系统设计规定》HG/T20511-2014 《仪表系统接地设计规定》HG/T20513-2014 《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-2014 《本地通信线路工程设计规范》YD/T5137-2015 《立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范》 GB50341-2014 《立式圆筒形钢制焊接储罐施工及验收规范》 GB50128-2014 《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》 GB50236-2011 《承压设备无损检测》NB/T4730-2015 1.3 设计范围 M 气田 D 区块含凝析油天然气从井口集输至天然气处理厂进站端的集输管网 系统,集输管道和站场的腐蚀与防腐,数字化建设、电力、消防、自控、通信及 其他配套工程设计。 1.4 开发方案概述 针对该区块气藏特点,即初期井口压力较高,达到 28MPa 左右,但压力在短 期内迅速下降,大部分时间处于低压生产状态的特点,通过大量查阅资料进行分 析,提出三种开发方案: 集输方案一:井下节流至 1.3MPa、中低压集气、不加热、不保温、集气半径 为 11km 的集输流程。建立 4 座集气站,每个集气站辖 37~39 口井。气井产出的天 然气井下节流后,混输至集气站,在集气站中进行常温气液分离,并通过压缩机 进行增压,以满足天然气处理厂的进站压力要求 2.5MPa,输至天然气处理厂。夏 季地温较高,可将压力提高至 4.0MPa 运行,充分利用气井压力,集气站停止压缩 机运行,节省运行费用。 集输方案二:井下节流至 1.3MPa、中低压集气、不加热、不保温、集气半径 为 7.5km 的集输流程。建立 7 座集气站,每个集气站辖 16~29 口井。气井产出的 天然气经井下节流后,气液混输至集气站,在集气站中进行常温气液分离,并通 过压缩机进行增压,以满足天然气处理厂的进站压力要求 2.5MPa,输至天然气处第 1 章 总论 4 理厂。夏季地温较高,可将压力提高至 4.0MPa 运行,充分利用气井压力,集气站 停止压缩机运行,节省运行费用。 集输方案三:井下节流至 4.0MPa、中压集气、井口加热、采气管线保温、集 气半径为 5km 的集输流程。建立 7 座集气站,每个集气站辖 16~29 口井。气井产 出的天然气井下节流后,经井口加热炉加热,经保温管线气液混输至集气站,在 集气站中进行常温气液分离,前期不通过压缩机增压,直接输至天然气处理厂并 能满足天然气处理厂的进站压力要求 2.5MPa,后期对其进行增压处理。 第 2 章 基础设计 5 第 2 章 基础设计 2.1 环境概况 2.1.1 地理位置 D 区块位于 M 气田东南部,气田区域公路交通情况较好,距离河流远,无水 路运输;地方电网较为发达;气田内部已建成 12 芯通信光缆,可满足周边集气站 通信需求。 2.1.2 地形地貌 主要地形由平原、固定沙丘组成,地貌多为农耕植被、草地及沙柳。 2.1.3 气候气象 D 区块所在区域属温带极端大陆性季风气候,受极地大陆冷气团控制时间较 长,受海洋热带暖气团影响时间较短,其特点是太阳能资源丰富,冬春季降雪稀 少,夏秋季雨水集中,风沙频繁,多刮北风。详细气象数据参见表 2.1。 表 2.1 D 区块所在区域的气象要素统计表 气象要素 单位 D 区块所在区域 平均气压 hPa 869.7 气温 年平均 ℃ 6.9 极端最高 ℃ 36.5 极端最低 ℃ -29.0 平均相对湿度 % 53 年平均降水量 mm 341.6 年平均蒸发量 mm 2504.5 风速 平均 m/s 3.1 最大 m/s 19.0 最多风向 N 地面温度 平均 ℃ 9.2 极端最高 ℃ 67.3 极端最低 ℃ -32.8 暴雨 月份 7-8 月 第 2 章 基础设计 6 续表 2.1 日照时数 时 2903.0 大风日数 天 22.0 雷暴日数 天 28 霜日数 天 53.3 最大积雪深度 cm 14 冻土深度 标准冻深 cm 103.9 最大冻深 cm 146 2.1.4 地震效应 M 气田所在区域地震活动弱,根据历史记载几乎没有较大地震发生。 气田及管道经过地区地震动峰值加速度为 0.05g 或小于 0.05g,即地震基本烈 度≤Ⅵ度。 2.2 设计参数 2.2.1 天然气组分特征 表 2.2 D 区块天然气组分表 序号 组分 夏季 mol % 冬季 mol% 序号 组分 夏季 mol % 冬季 mol % 1 1C 91.39 91.5 9 7n-C 0.101 0.098 2 2C 5.287 5.292 10 8n-C 0.008 0.005 3 3C 1.036 1.036 11 9n-C 0.005 0.002 4 4i-C 0.178 0.178 12 10n-C 0.005 0.001 5 4n-C 0.195 0.195 13 2CO 0.666 0.667 6 5i-C 0.089 0.088 14 2N 0.756 0.757 7 5n-C 0.039 0.039 15 2HO 0.120 0.060 8 6n-C 0.095 0.083 16 合计 100 100 2.2.2 开发部署 (1)建产期 建产期自 2017 年到 2019 年,共 3 年,充分考虑地质与地面特点,主要以井 间接替为主,在 4 个建产区块分别建成相应产能规模,其中,A 井区为第 2 章 基础设计 7 836.5 10 Nm /a ,B 井区为 838.0 10 Nm /a ,C 井区为 838.5 10 Nm /a ,D 井区为 837.0 10 Nm /a ,建总产能 8330 10 Nm /a ,阶段采出程度 2.2%。建产期各区块累 计钻井 152 口。建产期分年工作量如表 2.3 所示。 表 2.3 建产期分年工作量表 年度 年钻井数 累计钻井数 年产 气量 8310 Nm /a 累计 产气量 8310 Nm /a A 井 区 B 井 区 C 井 区 D 井 区 小 计 A 井 区 B 井 区 C 井 区 D 井 区 合 计 2017 4 12 11 10 39 4 12 11 10 39 7.2 7.2 2018 15 15 17 14 61 19 27 28 24 98 12 19.2 2019 14 14 16 10 54 33 41 44 34 152 10.8 30.0 (2)建产期 稳产期自 2020 年到 2038 年,每年各区块钻井 6~8 口用于弥补递减,实现气 田稳产 20 年(年产气量 8330 10 Nm /a )。稳产期间主要以井间接替为主。 2.2.3 稳产期 建产期单井合理配产为 836.0 10 Nm /a ,单井稳产 3 年,第 4 年开始递减。初 期递减率为 36.3%,平均递减率为 21%。 2.2.4 气藏温压特征 (1)温度特征 0.0307 3.438gTD 式中,T 为气层中内部温度, C ; gD 为气层中部深度。 M 气田属于同一温度系统,其平均温度梯度为3.07 C/100m (2)压力特征 iP =-0.0002Z+25.207 式中, Pi 为气层实测压力,MPa;Z 为气层中部海拔,m。 2.2.5 钻井方式 采用丛式水平井组开发。 第 2 章 基础设计 8 2.2.6 采气工程 D 区块原始地层压力 27.8MPa,关井井口最高压力 23MPa。该区块主体采用 速度管柱排水采气,辅助泡沫排水采气。气井压降较快,高压生产期短。气井套 压动态曲线如图 2.1 所示。 图 2.1 气井套压动态曲线 2.2.7 采出水型及产水量 气田采出水型为 2CaCl 型,气井单井产水量 34 30.4-0.6m /10 Nm 。采出水相关 指标见表 2.4。 表 2.4 D 区块地层水分析表 取值 地层水离子含量 总矿 化度 水型 pH 值 ++K +Na 2Ca  2Mg  Cl 2- 4SO - 3HCO 范围值 (g/l) 0.434~ 6.598 0.062~ 9.97 0.01~ 0.367 0.326~ 27.89 0.19~ 3.384 0.306~ 0.591 1.61~ 45.55 2CaCl 6.0~ 7.0 平均值 (g/l) 4.96 5.856 0.226 17.617 1.079 0.429 30.168 6.0 2.2.8 集输气进厂压力 天然气处理厂原料气进厂压力为 2.5MPa。 2.2.9 基础设计参数选取 (1)管道埋深 管道采用埋地敷设,取管道埋深 1.6m,低于最大冻深 146cm。 (2)设计温度 根据给定的自然条件,参考相似地区在设计埋深的地温。取埋深处冬季地温 14℃,夏季地温 3℃,平均地温 8.5℃。 第 2 章 基础设计 9 (3)工作天数 《GB50349-2015 气田集输设计规范》规定每口气井年生产天数应按 330d 计 算。 2.3 地面总体规划思路 2.3.1 规划原则 (1)遵守国家法律、法规,贯彻国家建设方针和建设程序。 (2)根据油田气藏分布特点,综合集输需求,进行地面建设总体规划。 (3)根据其已有条件,以“减少作坊经济,提高规模效益”为原则,尽量简化井 场上工艺,减少井场上设施,对油品进行集中处理。 (4)适当提高自动化水平。 2.3.2 规划思路 根据 D 区块所处的地理位置、自然社会环境,综合考虑采输气系统集输半径、 集输流程、交通是否方便、土方量大小等因素进行整体优化。本设计根据上述因 素选用了以下 3 套集输方案: 方案一:井下节流→单井计量→多井集气→集气站(常温气液分离、增压) →天然气处理厂(集气半径 11km) 方案一:井下节流→单井计量→多井集气→集气站(常温气液分离、增压) →天然气处理厂(集气半径 7.5km) 方案三:井下节流→计量→加热炉→集气站(气液分离、增压)→天然气处 理厂 2.3.3 其他方面 (1)污水处理:对在集气站中脱出的水进行处理,对净化的水进行加热井口回注、 或作为蒸汽锅炉用水。 (2)管道和设备腐蚀:阴极保护及排流措施。 (3)电力系统:用电依托已有的配套系统。 (4)通信系统:充分利用将要同期建设的输气管线和电力线路等路由,同沟敷设 或同杆架设通信光缆,与气田开发规划统一考虑,共同实施,以最大限度的节省 通信线路投资,组建通信网络,满足油田开发的通信需求。 (5)仪表自控系统:利用数字化生产管理与控制平台对井口实现远程控制及生产 运行自动化控制。 第 3 章 集输工艺的选择 10 第 3 章 集输工艺的选择 3.1 中低压集气工艺 气田集气系统通常可分为高压集气、中压集气和低压集气。首先,不选择高 压集气的原因如下: 1)气井压力下降快,在很短时间地层压力就难以满足节流制冷需要的压力要 求,高压多井集气不适应气田开发; 2)气井产量低、携液能力差,采气管线频繁生成水合物,高压多井集气不能 保证气井正常生产; 3)气井间压力、产量差异大,压力在短时间内差异越来越大,井口不采取措 施压力系统匹配困难; 4)单井产量低,单位产能建井数量大,“高压多井集气工艺”投资大、运行 费高,不适合气田开发地面建设,难以实现经济有效开发。 由气井套压动态曲线分析可知,初期井口压力较高,达到 28MPa 左右,但压力 在短期内迅速下降,大部分时间处于低压生产状态。由于气田气井压力下降较快, 因而采用中低压集气,对初期井口较高压力进行节流降压处理。 3.1.1 井下节流与井口加热节流降压方式比选 中低压集气工艺常规控制井口压力的方法主要有井下节流和井口加热节流两 种。井下节流工艺能充分利用地层热能,防止井筒水合物生成,提高气井携液能 力,控制生产压差,保护了储层,因此确定采用井下节流方式进行节流降压。 1、井下节流 井下节流技术,井下节流技术是将地面节流移至井下,将节流器坐封在井下 油管的适当位置,使其在实现井筒节流降压的同时,充分利用地温对节流后的天 然气进行加热,从而达到降低地面管线压力、防止水合物生成、减少注醇量、提 高气井携液能力的目的。通常应用于防止天然气井井筒水合物的形成而造成井筒 堵塞的一项技术。该技术依靠井下专门设备实现井筒节流降压,利用地温加热, 使得节流后井口气流温度基本恢复到节流前温度,从而有利于解决气井生产过程 中井筒及地面存在的诸多技术难题。 对于 M 气田压降速率快、高压稳产期短等特点。若采用高压集气工艺,井口 压力较高,水合物容易形成,管线堵塞严重,影响气井正常生产。井下节流技术 的广泛应用,降低了地面管线压力;取消了井口加热炉简化了地面流程,降低了第 3 章 集输工艺的选择 11 成本;提高了气井携液能力;有效防止了水合物的形成,提高了开井时率;减轻 了压力敏感对地层带来的伤害;有利于防止地层激动和井间干扰。 (1) 工艺原理 井下节流技术是将地面节流嘴移到井下产层上部油管内,使天然气的节流降 压膨胀过程发生在井内。流体在管道内流动,通过流通截面瞬间缩小的孔道时, 由于局部阻力大,流体压力降低,并伴随温变,该过程在热力学中称节流现象。 节流现象广泛存在于油气开采工艺过程中,如油气通过井口油嘴、针形阀、井下 油嘴、井下安全阀等节流部件的流动。 井下节流工艺是依靠井下专用设备实现井筒节流降压,利用地温加热,使得节 流后井口气流温度基本恢复到节流前温度,从而有利于解决气井生产过程中井筒 及地面存在的诸多技术难题。井下节流主要工艺参数有气井产量、气嘴直径、压 力、温度和气嘴下入深度。 天然气通过节流器的流动可近似为可压缩绝热流动,其流动状态可分为亚临界 流与临界流。两类流态的存在范围见图 3.1,判别条件为: 图 3.1 流态存在范围 2 11 crPP PP 时,节流处于临界流动状态; 2 11 crPP PP 时,节流处于亚临界流动状态。 对于天然气, k 一般取 1.3,故 1 1 2 0.5461 k kcrP Pk  式中, 1P——节流器入口端气压,MPa; 2P——节流器出口端气压,MPa; crP——临界压力,MPa; 第 3 章 集输工艺的选择 12 k ——天然气绝热系数。 井下节流示意图: 图 3.2 气体流经节流装置示意图 流体流经节流器,对于亚临界流动,在节流器内,气流速度增大,压力减小, 在出口截面处,流速达到最大,压力达到最小,且等于背压,即 20PP ,背压继 续降低,节流器出口处的气体流速继续增大,出口压力 2P 亦为背压 0P 降低而降低, 但始终保持与背压相等。此时通过气嘴流量 csq 与 1P、 2P 和气嘴直径 d 可通过计算 得到。 当背压 降低到临界值 时,节流器出口气流速度达到当地声速,出口压力 仍等于背压,这时出口流量达到最大值。当背压减小到低于临界压力时,节流器 出口气流速度仍为当地声速。由于压力扰动向上游传播的速度等于声速,因此由 压力差引起的扰动不能向上游传播,即节流器的出口气流速度、压力和流量不再 随背压而变化,这种现象称为节流器的壅塞或闭锁现象,此时,气流将在节流器 出口后的集气管内首先急剧膨胀,达到超声速,然后通过几道压缩波、膨胀波的 作用,流速降低到亚声速,压力达到背压 bP。 (2)井下节流器 本方案选择卡瓦式井下节流器主要由打捞头、卡瓦、本体、密封胶筒及节流 嘴等组成,由卡瓦定位,密封胶筒密封。结构如图 3.3 所示。卡瓦式井下节流器投 放打捞由钢丝作业车操作完成,工艺简便,如图 3.4 所示。 第 3 章 集输工艺的选择 13 图 3.3 井下节流器 图 3.4 井下节流器投捞示意图 2、井口加热节流 井口加热节流采用井口加热炉加热以提高集气气流温度,利用井口针阀节流降 低集气管线压力,从而保证在降压处理要求。但是该项工艺主要存在以下缺陷: (1)井口加热能提高气流温度,通过与针阀节流降压相结合能较好地减轻井 集气管线水合物堵塞现象,但地面集输管线沿程由于受环境温度影响,即使采用 深埋和保温双重措施,也不能保证长距离管线足够高温度,水合物堵塞问题依然 不能杜绝。 (2)采用井口加热,井口针阀节流工艺虽然能在地面集输管线内防止水合物 过程中起到一定的作用,但井筒及加热炉前管线不在保护范围内,由于开井初期 生产压力较高,在开井 40 天内压力在 10 MPa 以上,水合物生成温度高于气井井 口气流温度 15℃,因而气井生产初期具备水合物的形成条件,必须配备流动注醇 车。 (3)这种防治水合物形成的方式需要每口井采用加热炉,并配备流动注醇车, 生产管理难度大,投资高。 第 3 章 集输工艺的选择 14 3.1.2 不同井口压力方案的确定 井口压力方案一为:采用一次性节流到某一点压力,使得沿线各点的水合物形 成温度低于最低环境温度,工艺为管线不保温、不加热、不注醇,彻底简化流程。 井口压力方案二为:采用节流到某一压力使到达集气站压力满足外输要求而不 必增压。采用方案一还是方案二需要进行进一步的探讨,对两种方案进行优选, 需要进行经济比选。 按照本气田天然气气质组分及压力,用 HYSYS 软件模拟计算水合物形成温度 见图 3.5。 图 3.5a 夏季水合物预测图表 图 3.5b 冬季水合物预测图表 井口压力方案一:图 3.5b 数据表明,把井口天然气压力节流到 1.3MPa 时,水 合物形成温度为 0.8℃,低于冬季采气管道埋地处温度(3℃),可彻底简化井口流第 3 章 集输工艺的选择 15 程及水合物防治措施,但集气站需提前建设增压设施。又由图 3.5a 数据表明,把 井口天然气压力节流到 4.0MPa 时,水合物形成温度为 11℃,低于夏季采气管道 埋地处温度(14℃),因而可以进行运行优化,夏季井口天然气压力节流到 4.0MPa, 不会在中压下形成水合物,能够采取中压生产、集气站不增压,直接输至处理厂 处理。 综上,根据采气管道埋设地温变化规律和最低温度,确定采气管道冬季和夏季 能够避免水合物形成时的最高生产压力。 当地温为 3℃时(冬季),采气管线不生成水合物的最高运行压力为 1.3MPa; 当地温在 14℃左右时(夏季),采气管线不生成水合物的最高运行压力为 4.0MPa。 因此,确定冬季最高生产压力为 1.3MPa,夏季最高生产压力为 4.0MPa。 夏、秋两季充分利用地层压力能,特别是在气井投产初期,夏、秋两季地温 高,不会在中压下形成水合物,能够采取中压生产、集气站不增压,直接输至处 理厂处理;在冬、春两季,地温低,采取低压运行,保证正常生产。 井口压力方案二:按照集气站外输压力 3.5MPa 反算,如果集气站不设置压缩 机则井口天然气节流到 4.0MPa 后进行外输,可以减少压缩机设备投资及增压能耗。 此时,水合物形成温度为 11℃。在夏季时,地温高于水合物形成温度,可以不考 虑水合物防治措施;在冬季,需考虑采用水合物防治等措施。 3.2 多井单管串接集气工艺 采气管道的集气方式有多井串接和单井直接进站。由于本气田采用丛式水平 井开发技术,2 井式井丛为主。且井数多、井距小,为简化井口到集气站的集气系 统,节省采气管线,采用多井串接集气工艺。这样大大减少了采气管线总长度, 增加了单座集气站的辖井数量,降低了管网投资,提高了采气管网对气田滚动开 发的适应性。 单井串接即通过采气支管把相邻几口气井串接到采气干管, 汇合后集中进站。 其主要好处是缩短了采气管线长度, 增加了集气站管辖井数量, 降低了管网投 资, 减少了对植被的破坏, 提高了采气管网对气田滚动开发的适应性。串接进 站示意见图 3.6。 第 3 章 集输工艺的选择 16 图 3.6 串接进站示意图 若采用单井直接进站的常规集气方式,单井管线长度和集气站进站管线数量 都将大大增加,导致单井管线投资和集气站进站区面积、设备相应增加。另外, 气田地处沙漠,植被资源贫瘠,如果每口单井都敷设采气管线直接进站,管沟密 集、纵横交错,势必严重破坏植被,且该地区沙漠化十分严重,恢复植被的投资 高。 3.2.1 多井串接管网形式 多井串接形式主要有就近插入放射状采气管网和井间串接放射状采气管网。 (1) 就近插入放射状采气管网 采气干管呈放射状进入集气站,单井采气支管以距离最短为准则,垂直就近 接入相近的采气干管,施工在干管上进行。管网形式详见图 3.7。 第 3 章 集输工艺的选择 17 图 3.7 就近插入放射状采气管网示意图 (2) 井间串接放射状采气管网 采气干管呈放射状进入集气站,单井采气支管就近接入临近井场,施工在单 井井场进行。采气干管呈放射状进入集气站,单井采气支管就近接入相近的井场, 在单井井场进行施工。管网形式详见图 3.8。 图 3.8 井间串接放射状采气管示意图 生产过程中存在输气运行的干管需要串接连入新钻单井的情况。经进一步优 化“井间串接放射状采气管网”的井场流程,在单井至干管段设置两个闸阀, 接 入新建井时,可关闭闸阀 1、闸阀 2,拆除两个阀之间的管线, 把直管段换成三 通。这样新建井可从闸阀 1、闸阀 2 之间的三通接入,串接全在井场完成,保证井 口不动火,干管不放空,连入新建井不会影响采气干管正常运行(见图 3.9)。该 串接方式因能更好地适应气田滚动开发的要求而被广泛应用。 第 3 章 集输工艺的选择 18 图 3.9 井间串接放射状采气管示意图 比较上面两种多井串接管网形式,井间串接放射状管网在采气干管上开口少, 而且在井场完成串接,接入新井时不会影响采气干管的正常运行,适合滚动开发, 但单井管线较长。所以一般选用井间串接放射状釆气管网。 3.2.2 多井串接集气工艺理论基础 由于气田井数多、井距小,为简化井口到集气站的集气系统,节省采气管线。 采用了多井单管串接集气工艺,大大减少了采气管线总长度,增加了单座集气站 的辖井数量,降低了管网投资,提高了采气管网对气田滚动开发的适应性。采气 管道从井口至集气站多口井串接在一起,属于同一个压力系统,因此,实现对气 井产量的平稳控制是串接工艺成功的关键。天然气通过井下节流器,在临界流状 态下流动时,流量仅与节流器的流通面积有关,这一特性成为井间串接,有效控 制产量、科学进行管网设计的基础。 气井井下节流工艺是依靠井下专用设备实现井筒节流降压的工艺过程。通过 节流的流动可能是在临界状态或临界点以下,在临界点以下流动时,通过节流器 的气体流速低于在气体中的声速,流速取决于上游和下游两者的压力。 在临界流动状态下,气体通过节流处的速度等于在气体中的声速。由于压力 扰动在声速下传播,在临界状态下节流处的下游扰动将不会影响上游压力和流量。 在临界状态下流动,流量只取决于上游压力。气田的井下节流工艺主要是使流动第 3 章 集输工艺的选择 19 控制在临界流动状态下,达到对流量和压力的控制。 临界状态下,气体流量不再随背压(采气管道压力)变化而变化。井下节流 工艺在临界流状态下的这一特性,为地面系统的井间串接和管网设计提供了条件。 气井的生产背压取决于集气站压缩机入口的压力,串接在一起的气井并不会因为 采气干线管道压力的波动(一定范围内)而影响到每口气井的产量。也就是气田 产量就不会随采气管道压力变化而变化。并不存在常规放射状管网,气井流动压 力变化影响产量的问题,使低压井的产量难以发挥。这样就为低压井间串接提供 了条件。 3.2.3 井间串接管网的优化 由于气井分散,干管辖井很少,干管很难成型;分批次布井,多次扩建,串 井很不规则,辖井不规范;插输方式造成新增井,干管上的气井都放空,影响正 常生产;输气管线规格、压力与气井产能不匹配等问题,需要气井间串接管网优 化。 (1) 采用相对固定的“米”字型敷设干管 井间接放射状管网在采气干管上开口少,而且在井场完成串接,接入新井时 不会影响到采气干管的正常运行,适合滚动开发,所以前一般情况下选井间串接 放射状采气管网。 根据规划集气站集气规模、辖井数和辖井面积,结合数学上的拓扑理论分析, 按相对固定的“米”字型敷设干符,“十”字型干管敷设不适合现场应用;干管延 伸方向应串着井前延伸,方便期接入新井。 (2) 合理控制管径、流速和压降 为了最大限度的发挥气井的产能,保证干管压力系统之间的匹配,提高应用 采气管网串接方式在后期的适应性能。根据运行经验,天然气携液流速不应低于 2~3m/s,釆气管线流速应控制在 3~8m/s 之间,因为流速越大,携液能力越强。 3.3 采、集气管道输送工艺选择 3.3.1 采气管道 气田气为含凝析油和气田水的湿天然气,原料气里含有重烃组分和气田水。 就采气管道而言,集输工艺有污水拉运和气液混输两种方式,优缺点比较详见表 3.1。 第 3 章 集输工艺的选择 20 表 3.1 气液分输、混输优缺点比较表 项目 污水拉运 气液混输 适用 条件 污水拉运一般适用于原料气含液 量很大,或站场数量较少的气田。 气液混输一般适用于原料气含液量不 大,输送相对分散的气田。 优点 ①减少二氧化碳和氯离子对管道 的电化学失重腐蚀;管道的安全性、 可靠性较高; ②管道内积液少,沿途压力损失减 小,尤其在地形起伏地区,压损远 小于两相流; ③清管时无段塞流进入下游站内 设备,工艺设备相对简单。 ①减少了井丛气液分离器的投资和运 行费用,综合投资低; ②减少了生产管理人员及管理费用; ③站场流程简化,降低了操作风险; ④集气管道长度相对较短,管道经过 地段均为一级地区,人口相对较少, 地形平坦,相对高差较小。通过严格 施工管理、选用合理的管材,增加管 壁腐蚀裕量,可以有效的降低集气管 道的系统风险。 缺点 ①需在井丛、设置分离设备,含油 污水罐等,井场流程复杂; ②站场占地面积大; ③井从数量多,一次性投资大大高 于混输方式; ④各井丛相对分散,污水拉运工作 量大,管理不便,增加了生产管理 人员及管理费用 ①管道沿程摩阻相对较大,降低管输 效率; ②二氧化碳和氯离子对管道的电化学 失重腐蚀比气液分输强;管道的安全 性、可靠性比气液分输时差; ③清管时有段塞流进入下游站内设 备,工艺设备相对复杂。 本气田原料气里含有重烃组分,且生产期气田水少,采用气液分输,集气管 网管径并不能缩小,输送压力节省不大,而井口具有足够的压力满足各生产年度 的需要。推荐采气管线采用气液混输的输送工艺。 3.3.2 集气管道 根据预测,达产时气田每天水量约 368.4~547.2m3,包括游离水、凝析油、甲 醇,由于产水量不大,且较集中,集输工艺有气液分输、污水拉运和气液混输三 种方式,比较详见表 3.2。 达产时本区块每天采出水的水量约为 368.4~547.2 m3,由于产水量小,且集中 分布在 4 座集气站内,而且气田区域公路交通情况较好,可依托站内公路设施, 采用汽车运输输水工艺技术。通过汽车运输将集气站分理出的采出水输送至处理第 3 章 集输工艺的选择 21 厂集中处理。该技术与管道运输相比建设投资小、投运快,不需要后期维护等优 点。 表 3.2 集气工艺比较表 方案 方案一:气液分输 方案二:污水拉运 方案三:气液混输 描述 与集气干线同沟敷设污 水输送管线,集气站设 离心泵,将集气站分理 出的污水采用管道分输 至处理厂 将集气站分离出的污水 拉运至 处理 厂统 一处 理,凝析油在处理厂分 离、稳定 在集气站将分离出的液 输回增压后的天然气, 利用集气干线将采出水 及原料气混输至处理厂 优点 ①运行费用低,总投资 低;②运行管理方便; 管输不 受外 部条 件影 响,运行稳定性好;③ 减少车辆运输,减少了 安全风险;④气液单输 减少管道的摩阻损失, 降低了能耗。 ①分期投入,前期投入 低;②根据分期产水量 不同,配置不同数量的 污水车,调整灵活。 ①只建 1 条管线,建设、 管理难度小;②站场流 程简单,降低了操作风 险。 缺点 ①需要单独建设输送管 道,施工工程量大,管 道同沟敷设,增加了施 工难度;②前期投入大。 ①运行费用高;②拉运 工程量大,每日车次多, 增加了安全风险;③拉 运受到道路、天气等条 件的限制,可能影响集 气站的正常的生产,可 靠性较差。 ①摩阻损失大,增加了 压缩机组装机功率,增 加了投资和能耗;②需 要增加段塞流捕集,增 加投资 及运 行管 理难 度;③前期投入高。 3.4 分离工艺 一方面管道采用湿气输送工艺,降低管道积液,提高输送效率;另一方面, 当井口压力降至 1.3 MPa 时,需设置压缩机,为保证气质质量,在进入压缩机前需 设置分离器。又由于气体组分微含凝析油,因而在集气站采用常温分离工艺。 3.5 计量工艺 3.5.1 气井产量计量 1、概述 第 3 章 集输工艺的选择 22 为了掌握各气井生产动态及向气藏管理者提供可靠依据,对每口气井的产气 量、产液量应进行计量。本设计采用井间串接技术,单井在进站前已经在采气干 管中混和,要对单井产量进行计量只能在井口进行。本设计在井口采用智能旋进 流量计对单井产量进行带液计量,简化井场流程,投资低,且生产维护管理方便。 针对单井产量带液计量,气井的计量有单井连续计量、单井轮换计量两种计 量方案。 2、计量工艺方案比选 (1)计量方案一:单井连续计量方案 每口井设 1 套智能旋进流量计,连续对单井进行计量。 (2)计量方案二:单井轮换计量方案 多口井在井丛内设置 1 套智能旋进流量计,每口井每隔 5~10d 测试一次产量, 连续测量时间不少于 24h,目的是通过测量记录气井 24h 之内的产量,了解产量波 动情况,并计算 24h 内的瞬时产量和平均产量。由于采用轮换计量需要进行人工 或远程流程切换,为提高控制水平,减少操作人员,降低运行成本,井场设置远 程流程切换系统。 釆用单井连续计量方案和单井轮换计量方案在技术上均可靠,工艺上可行。 3、计量方案对比 上述计量方案见下表 3.3。 表 3.3 计量工艺方案对比表 方案 方案一:单井连续计量方案 方案二:单井轮换计量方案 方案 简述 每口井设 1 套智能旋进流量 计,进行连续计量 多口井在井丛内设置 1 套智能旋 进流量计,进行轮换计量 工程 量 152 台智能旋进流量计 76 台智能旋进流量计,需设置远程流 程切换系统 优点 ①可以连续计量气井的各类参数, 精度髙,为生产管理积累了资料; ②简化了井场流程,减少了倒流程 操作,减少了管理点; ③总投资低。 ①校验工作量小。 缺点 ①流量计多,校验工作量大。 ①不能连续计量气井的各类参数; ②需要缺点远程流程切换,增加了管 理点、供电系统、控制系统,投资高。 通过对比,推荐选用单井连续计量,投资低,可以取得更准确的气井生产数 据,方便生产管理和地质部门分析,也减少了操作量和管理点。 第 3 章 集输工艺的选择 23 3.5.2 集气站计量 集气站规模较大,生产平稳,考虑计量精度要求及气质条件,推荐釆用高级孔 板进行湿气计量。 3.6 增压工艺 为了满足外输交接压力的需要,低压集气工艺通常采用以下三种增压方式: (1)单井增压:在井口安装压缩机,通过小口径管、中压将天然气送往集气 压缩中心站; (2)卫星增压(阀组增压):将几口井产出的低压气通过采气管线集中到小型 压缩机站,然后再通过小口径管中压将天然气输往集气压缩中心站; (3)集气站增压:利用井口压力,通过合适口径的管线,将天然气集中到集 气增压站。集气站压缩系统较单井压缩和二级压缩系统节省建设和操作费用,且 集气站管理方便、操作灵活。目前,美国整装开发的煤层气田大都采用集气站增 压系统,我国大庆油田的伴生气集输系统也主要采用集气站增压系统。 由于本设计气田气井井数多,采用单井压缩系统投资巨大,能耗严重;采用 卫星压缩系统同样存在管理点多,投资大的缺点。考虑到气田的总体工艺,采用 集气站增压工艺,最大限度地降低能耗、提高工艺流程的适应性,提高气井的采 收率,是比较适应气田开发的增压模式。 3.7 集输方案初选 针对本设计气田开发特点,第 3 章 1-5 节进行了集输工艺的调研分析和综合对 比。可得出适用于 D 区块的集输方案,可选择工艺为井间串接、井下节流、井口 不加热、不注醇、采气管线不保温、带液计量、常温分离、集气站增压、集中处 理,或者选择工艺为井间串接、井下节流、井口加热、采气管道保温、带液计量、 常温分离、建设初期不增压、集中处理。 集输方案一:井间串接、井下节流、井口不加热、不注醇、采气管线不保温、 带液计量、常温分离、集气站增压、集中处理,集气半径为 11km 的方案。在此方 案中,采用井下节流降压至 1.3MPa(冬季)或 4MPa(夏季),井口不加热、不注 醇,中低压多井集气(集气压力为冬季 1.3MPa、夏季 4MPa),单井井口带液计量, 采气管线不保温,气液混输到集气站(进站压力为冬季 0.8MPa、夏季 3.5MPa), 集气管网采用多井串联形式,集气站采用常温分离,冬季集气站增压外输、夏季 集气站不增压。集气管线采用气液分输,湿气输送至天然气处理厂(进站压力 2.5 MPa),进行脱油脱水处理,污水经过汽车拉运输送至天然气处理厂进行污水集中 处理。工艺流程图 3.10 如下: 第 3 章 集输工艺的选择 24 井口 冬:1.3MPa 夏:4.0MPa 井下 节流 采气管线 集气站 冬:分离增压 夏:分离不增压 集气管线天然气处理厂 2.5MPa 进站 0.8MPa(冬) 3.5MPa(夏) 图 3.10 集输方案一工艺流程图 集输方案二:井间串接、井下节流、井口不加热、不注醇、采气管线不保温、 带液计量、常温分离、集气站增压、集中处理,集气半径为 7.5km 的方案。在此 方案中,采用井下节流降压至 1.3MPa(冬季)或 4MPa(夏季),井口不加热、不 注醇,中低压多井集气(集气压力为冬季 1.3MPa、夏季 4MPa),单井井口带液计 量,采气管线不保温,气液混输到集气站(进站压力为冬季 0.8MPa、夏季 3.5MPa), 采气管网采用多井串联形式,集气站采用常温分离,冬季集气站增压外输、夏季 集气站不增压。集气管线采用气液分输,湿气输送至天然气处理厂(进站压力 2.5 MPa),进行脱油脱水处理,污水经过汽车拉运输送至天然气处理厂进行污水集中 处理。工艺流程图 3.11 如下: 井口 冬:1.3MPa 夏:4.0MPa 井下 节流 采气管线 集气站 冬:分离增压 夏:分离不增压 集气管线天然气处理厂 2.5MPa 进站 1.0MPa(冬) 3.5MPa(夏) 图 3.11 集输方案二工艺流程图 第 3 章 集输工艺的选择 25 集输方案三:井下节流、井间串接、井口加热、采气管道保温、带液计量、 常温分离、建设初期不增压、集中处理方案。集气管网采用多井串联形式,中压 多井集气(集气压力为 4.0MPa),井下节流降压至 4.0MPa,井口设加热炉加热(冬 季加热,夏季不形成水合物不加热)、采气管线保温,单井井口带液计量,气液混 输到集气站约为 3.5MPa,集气站采用常温分离,生产初期不增压直接外输。井口 压力下降之后,集气站增压外输。集气管线采用气液分输,湿气输送至天然气处 理厂(进站压力 2.5 MPa),进行脱油脱水处理,污水经过汽车拉运输送至天然气 处理厂进行污水集中处理。工艺流程图 3.12 如下: 井口 4.0MPa 井下 节流 采气管线 集气站 集气管线天然气处理厂 2.5MPa 进站3.5MPa 后期 增压 防水合物 冬:井口加热 夏:不形成 图 3.12 集输方案三工艺流程图 3.8 集气半径选择 3.8.1 可选集气半径确定 1、方案一中集气半径 11km 为满站内管线摩阻和压缩机入口吸入特性要求,取集气站进站压力为 0.8MPa。 而井口压力 1.3MPa,通过 OLGA 组分模型对此过程进行模拟。 第 3 章 集输工艺的选择 26 图 3.13 11km 沿线压降图 由图 3.13 可知,管道长度为 11km 左右时,由井口压力的 1.3MPa,降至集气 站入口的 0.8MPa。 2、方案二中集气半径 7.5km 为满足站内管线摩阻和压缩机入口吸入特性要求,取集气站进站压力为 1MPa。 而井口压力 1.3MPa,通过 OLGA 组分模型对此过程进行模拟。 图 3.14 7.5km 沿线压降图 由图 3.14 可知,管道长度为 7.5km 左右时,由入口压力的 1.3MPa,降至集气 站入口的 1.1MPa。 3、方案三中集气半径 5km 由于防治水合物采用井口设加热炉加热、不注醇、采气管线保温工艺。对于采 气管道,为了防止天然气在管输过程中形成水合物,故对起点温度必须予以保证, 当终点不形成水合物的温度为已知时,则起点温度可用下列公式求得。 1 0 2 0()aLt t t t e   (式 3.1) 第 3 章 集输工艺的选择 27 式中 1t ——管线起点温度,℃; 2t ——管线终点温度,℃; 0t ——管线外部环境温度,℃; e ——自然对数的底数,2.718; L——管线长度,km; a ——计算常数。 6225.256 10 vp kDa qc   (式 3.2) 式中 k ——气体到土壤的总传热系数, 2W/(m) ℃ ; D——管子外径,m; vq ——气体流量( 101.325kPa, 20pt℃ ), ℃;  ——气体的相对密度; pc ——气体的比定压热容, J/(kg)℃ 。 对上述公式进行求解,选择管道为 Φ114mm  4mm 管道进行 OLGA 模拟计算, 当出口温度为 60℃时,流量按 6×104Nm3/d 计算,计算结果详见下图 3.15 图 3.15 保温采气管道沿程温降图 由上图可得出当加热炉出口温度在 60℃时,为保证集气站进站压力 3.5MPa、 温度 10℃(此温度下不形成水合物)条件下,集气半径取 5km。若增加集气半径, 会增加保温管道投资、加热炉热负荷增高,不适合低成本开发的生产实际要求。 若减小集气半径,会增加集气站数目,由本气田井位分布情况可知,集气半径过 小,集气站管辖井数少,集气站数目大量增加,不适合低成本开发的生产实际要 求。因此确定集输方案二的集气半径为 5km。 第 3 章 集输工艺的选择 28 3.8.2 最优集气半径 集输系统的优化通常是在压力系统确定的基础上以管网总投资费用最小为目 标,气田采用井下流工艺后,井口压力不高于 1.3MPa,进集气站压力不低于 0.8MPa, 增压外输,到天然气处理厂进站压力不低于 2.5MPa。集输系统的主要投资为采气 管线、增压集气站、集气支线,当这 3 部分投资之和最低时所对应的集气半径即 为最优集气半径。 一般的计算方法是以集气站所辖单井到集气站距离之和最短为目标,确定最优 集气站位置,计算采气管线投资费用。而本设计气田水平井单井产量高,排列整 齐规律,必须要考虑管径、长度以及干管的最大接井数。应以不同集气半径计算 不同规模、不同集气半径下的总投资费用,确定最优集气半径。 第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 29 第 4 章 中低压集气集输方案一的具体设计 4.1 集输方案概述 4.1.1 工艺流程概述 井下节流降压至 1.3MPa(冬季)或 4MPa(夏季),井口不加热、不注醇,中 低压多井集气(集气压力为冬季 1.3MPa、夏季 4MPa),单井井口带液计量,采气 管线不保温,气液混输到集气站(进站压力为冬季 0.8MPa、夏季 3.5MPa), 采气 管网采用多井串联形式,集气站采用常温分离,冬季集气站增压外输、夏季集气 站不增压。集气管线采用气液分输,湿气输送至天然气处理厂(进站压力 2.5 MPa), 进行脱油脱水处理,污水经过汽车拉运输送至天然气处理厂进行污水集中处理。 工艺流程图 4.1 如下: 井口 冬:1.3MPa 夏:4.0MPa 井下 节流 采气管线 集气站 冬:分离增压 夏:分离不增压 集气管线天然气处理厂 2.5MPa 进站 0.8MPa(冬) 3.5MPa(夏) 图 4.1 集输方案一工艺流程图 4.1.2 压力系统概述 1、井口压力确定 由于采用井下节流、井口不加热、不注醇、采气管线不保温的集气工艺,则要 求井口压力对应的水合物形成温度低于最低环境温度。按照本气田天然气气质组 分及压力,用 HYSYS 软件模拟计算水合物形成温度见图 4.2。 第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 30 图 4.2a 夏季水合物预测图表 图 4.2b 冬季水合物预测图表 图 4.2a 数据表明,把井口天然气压力节流到 1.3MPa 时,水合物形成温度为 0.8℃,低于冬季采气管道埋地处温度(3℃),因而冬季井口压力确定为 1.3MPa。 图 4.2b 数据表明,把井口天然气压力节流到 4.0MPa 时,水合物形成温度为 11℃, 低于夏季采气管道埋地处温度(14℃),因而夏季井口压力确定为 4.0MPa。 当地温为 3℃时(冬季),采气管线不生成水合物的最高运行压力为 1.3MPa; 当地温在 14℃左右时(夏季),采气管线不生成水合物的最高运行压力为 4.0MPa。 因此,确定冬季最高生产压力为 1.3MPa,夏季最高生产压力为 4.0MPa。 夏、秋两季充分利用地层压力能,特别是在气井投产初期,夏、秋两季地温 高,不会在中压下形成水合物,能够采取中压生产、集气站不增压,直接输至处 理厂处理;在冬、春两季,地温低,采取低压运行,保证正常生产。 第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 31 2、集气站外输压力确定 为满足天然气处理厂进站压力 2.5MPa 的要求,冬季低压运行时,集气站必须 采用增压工艺。根据集气站压缩机最低入口压力 0.5MPa、往复式压缩机单级压缩 比不应大于 6,集气管线的压降计算,确定了集气站出站压力。11km 集气半径集 输系统集气站出站压力为 3.0MPa。 4.2 集气管网和站场布局 4.2.1 概述 油气集输工程是油气田地面工程的主体工程,也是石油与天然气生产过程中的 一个重要环节,集输的任务是收集自地下开釆出的原油、天然气或其混合物,并 进行分离、转运、外输。集输系统的耗资十分巨大,主要包括管网造价,中间站 投资及运行费用,其中一中转站的投资近千万元,管材费用也高达每千米数万元。 在管网规划设计中,采用优化技术确定合理的网络拓扑结构并确定最佳工艺设计 方案可以获得较好经济效益。 目前国内广泛采用的是多级集输流程,所采用的集输系统管网主要有放射状 (或称为星形)、枝状和环状以及这三种的组合形式。放射状管网按照一定的要求 将若干气井划分为一组,每组设一个集气站,各气井天然气通过集气管线纳入集 气站,再经集气支线、集气干线进入集气总站。枝状管网有一条贯穿于气田的主 干线,由干线输入到集气总站。环状管网是将集气干线布置成环状,承接沿线集 气站来气,在环网上适当的位置引出管线至集气总站。 根据第三章 3.2 节分析可知,采气管道布局方式为井间串接放射状。集气管道 则需要根据集气站具体布局,采用放射状布局或枝状布局。即总体管网布局结构 为井间单管串接放射状采气+放射状或枝状集气组合。 针对于本次赛题的特殊性,即每个区块的产量均匀配产到该区块的每个气井, 也就是说每个区块内部气井的产量是相同的。因此以产量长度和最小为约束的最 优化目标和以管线总长度为约束的最优化目标,结果一致。为简化计算,采用以 管线总长度为约束的最优化目标。根据已选管网拓扑结构,建立集输管网数学模 型,采用系统聚类函数和最优化算法对模型进行求解,得到了以管线总长度为约 束的管网布局方案。在此基础上,由于采用井间串接工艺,串接井数为 2~8 口, 应做相应串接调整。过程简介如下: ①将已给的井位坐标数据采用 Microsoft Excel 2010 管理,用 Matlab 软件中函 数读取井位坐标并存储,在 AutoCAD 中画出各个井口的位置; ②采用 Matlab 软件中的工具箱系统聚类函数进行井位划分; ③由于采用井间串接工艺,在进行初步井间串接后,再利用 Lingo 最优化程序第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 32 确定集气站位置; ④ 在已知集气站位置基础上,再一次进行串接调整; ⑤在已知集气站位置基础上,设计集气管道的布局方式。 4.2.2 井组划分 首先对井组进行划分: 井组的最优划分是确定井与站之间的最佳隶属关系,即在一定的井式约束及其 他约束下,把各气井划分为其所隶属集气站,以达到节约建设费用的目的。油田 集输管网的建设投资费用主要与管道的直径、壁厚、集气管道的建设长度以及集 输站的规模有关,其中集气管道的直径和壁厚是根据油田的允许经济流速和设计 压力通过水力计算得到,它们同时取决于对应气井的产量及其所属集输站的位置; 集输站的建设投资费用与其本身的集气量相关,以产量距离之和最小为目标函数 进行井组最优划分更能反映集油管网投资的经济价值。最终根据划分结果得到井 与站之间的隶属关系,然后在此基础上确定各井组的产量中心,并以此作为该井 群所属集输站的最优站址。建立的数学模型如下: 01 11 min ( , ) mm ij ij i ji F UL q    (式 4.1) 1 1 1 m ij j    ( 01,2,...,im ) (式 4.2) 0 1 m ij i S   ( 11,2,...,jm ) (式 4.3) ij ijLR  ( 011,2,..., ; 1,2,...,i m j m) (式 4.4) 0 1 m iij i i Qq    ( 11,2,...,jm ) (式 4.5) lh jjjQQQ (式 4.6) 0,1ij  ( 011,2,..., ; 1,2,...,i m j m) (式 4.7) 式中; 01,mm分别是气井总数和集输站总数; ij 为布尔变量,当 ij =1 时,井i 和站 j 相连,否则,不相连;U 为集输站几何位置向量,它为各井组的产量中心; ijL 为井i 到集输站 j 间管段长度,km;R 为集输半径,km;S 为井式,即集输站 管辖的气井的数目; jQ 为站 j 的处理量,t/d;,lh jjQQ分别为站 j 处理量的上下限,第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 33 t/d; iq 为第 i 口井的产量,t/d; 为井站的连接关系,无量纲量。 在 M 气田的 D 区块每口井产量取 836.0 10 Nm /a ,由此,(式 4.1)~(式 4.7) 式可得到化简。求解这一问题的算法较多,比如穷举法,回溯算法,人工神经网 络等。但是,上述方法在问题规模较大时求解时间长,且不能达到较为满意的结 果。因此,尝试采用基于整数编码的遗传算法对该问题进行求解。 按照集输半径划分初始井组,如下图所示,在用集输半径划分初始井组时, 首先采用链表将气井按照一定顺序排列起来,形成一个气井序列。例如可以采用 的排列顺序是:横坐标由小到大并且纵坐标也由小到大变化。加上纵坐标由小到 大的限制是为了防止不同气井出现相同横坐标的情况出现,如下图中的 6、8 井 以及 5、2 井横坐标相同,单独采用横坐标由小到大排列会出错。当采用横坐标 由小到大并且纵坐标也由小到大变化排序后得到的气井序列是:1、7、8、6、2、 5、4、3。 图 4.3 井组划分示意图 排好序后,采用以下步骤对气井进行初始井组的划分: 1) 定义一个气井集合 A,在 A 中先放置气井序列的第一口井,即把井 1 放到 A 里面去; 2) 取气井序列的第二口井放入到 A 中,即把井 7 放入到 A 中; 3) 计算此时 A 集合里面所有气井中任意两口井的距离,取距离的最大值,当 这个最大值小于等于 2R 时,则将该气井加入到 A 中,否则剔除这口气井; 4) 继续依次选取气井序列中其它所有气井,即依次地把井 8、6、2、5、4、 3 放入到 A 中,返回到③,判断是否满足约束条件; 5) 假设经过判断集合 A 中满足条件的气井是井 1、2、6、8,即这四口井中 任意的两口井之间的间距都小于等于 2R,此时的 A 就成为第一个被划分出来的井 组,保存这个分组结果后把 A 清空; 6) 从气井序列的首位开始搜索,找到第一口没被划入已存在井组中的气井,第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 34 即找到井 7(因为井 7 没被划入到井 1、2、6、8 组成的这个已存在的井组中), 将井 7 放入到 A 中,然后从井 7 开始依次地在油井序列中搜索那些没被划入到已 存在的井组内的气井,即找到井 5、4、3,然后依次地将它们放入到 A 中,返回 到③中,判断是否满足约束条件,如果满足约束条件则将其与井 7 构成第二个井 组; 7) 参照以上的步骤继续进行气井的分组,直至分组完毕。 假设分组后得到的井组分别为:由井 1、2、6、8 组成的井组、由井 7 和井 5 组成的井组、由井 4 和井 3 组成的井组。这样就得到了井组的一个初始划分, 设采用上面划分井组的办法共划分出 m 个井组。然后对划分出来的各个井组求取 中心位置,将这个中心位置作为集气站的初始位置。通过聚类得到初步划分,如 图 4.4。 图 4.4 井组划分 根据集输半径要求、初步确定集气站个数、进行系统聚类。通过系统聚类可 得出初步集气站管辖井,在集气站管辖范围内进行初步串接。 4.2.3 集气站位置确定 采用 Lingo 最优化算法以产量长度和最小为优化目标确定集气站位置。 第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 35 图 4.5 Lingo 得出的集气站位置 对井间串接的做出相应调整,采用多井单管串接集气工艺,串接井数为 2~8 口, 进行管网调整。 4.2.4 集气管道布局方式 根据集气站及处理厂位置,集气干线有以下两种建设方案。 方案一:采用放射状管网将 GGS1、GGS2、GGS3 GGS4 分别输送至天然气处 理厂。示意图详见图 4.6,相应管径计算见 4.4.3 节。 第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 36 图 4.6 放射状集气干线管网图 方案二:将 GGS3 输送至 GGS1,汇集后统一输送至天然气处理厂,GGS2、GGS4 分别至天然气处理厂,示意图详见图 4.7,相应管径计算见 4.4.3 节。 图 4.7 枝状集气干线管网图 方案经济对比如表 4.1 第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 37 表 4.1 方案比对 项目 方案一 方案二 L360MB-457  8 2.838km L360MB-457 8 12.418km L360MB-457 8 32.469km L360MB-457 8 18.414km 共计 5855.9 吨钢材 L360MB-457 8 2.838km L360MB-660 8 18.002km L360MB-457 8 19.584km L360MB-457 8 18.414km 共计 5930.1 吨钢材 可比投资 2693.7 万元 2727.8 万元 由上表对比,推荐选择方案一:放射状集气管线。 在已知集气站位置基础上,保证产量长度和最小基础上,选取集气管道布局。 经过上述计算和调整,可得,共建 4 座集气站,集气站位置坐标和管辖井数见表 4.2。 图 4.8 集气管道布局 表 4.2 集气站位置坐标及管辖井数 集气站名称 横坐标 纵坐标 管辖井口数 GGS1 19327100 4257099 38 GGS2 19310540 1931054 38 GGS3 19310070 4226617 37 GGS4 19337570 4239127 39 第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 38 4.3 钢管管材的选择 目前国内油气输送管道采用的钢管类型主要有无缝钢管、电阻焊钢管、直缝 埋弧焊钢管和螺旋缝埋弧焊钢管等几种。各种钢管根据其制造工艺有如下特点: (1)无缝钢管:无缝钢管是通过冷拔(轧)或热轧制成的不带焊缝的钢管, 冷拔(轧)管管径为 5~200 mm , 壁厚为 0.25~14 mm;热轧管管径为 32~630 mm, 壁厚为 2.5~75 mm。管道工程中,管径超过 57 mm 时常选用热轧无缝钢管。无缝 钢管相比螺旋缝钢管和直缝电阻焊钢管来说,优点是内壁光滑、承压高、耐腐蚀 性好, 外防腐层品质易于保证;缺点是椭圆度大、壁厚偏差大、生产成本高和单 根管长度短等。 (2)电阻焊钢管:直缝电阻焊钢管是通过电阻焊接或感应焊接形成的钢管, 焊缝一般较窄,余高小。优点是焊缝平滑、外形尺寸精度高、防腐层质量容易保 证等;缺点是因焊接的特殊性,焊缝处易产生灰斑、沟状腐蚀等缺陷,且焊缝处 韧性差。 (3)螺旋缝埋弧焊钢管:螺旋缝埋弧焊钢管优点是受力条件好、止裂能力强、 刚度大、价格便宜等;缺点是焊缝较长、出现缺陷的概率要高于直缝管,管材内 部存在残余应力,另外焊缝处防腐层容易减薄,防腐质量不易控制。 (4)直逢埋弧焊钢管:直缝埋弧焊钢管优点是焊缝长度短、缺陷少、焊缝质 量有所保证、外形尺寸规整、残余应力小;缺点是价格比较高。 在建设集输管道时,为减少钢材的消耗、节省投资和获得最佳经济效益,就要求 管道材质要强度高,塑性及韧性好,同时要具有良好的焊接性,还要易于加工制 造且成本低廉。但如过分考虑经济性,就很可能不安全,而过分考虑安全性则可 能造成浪费,所以对于具体工程要具体分析,在确保工艺与管道安全运行的前提 下,提出对钢管质量恰如其分的技术要求。 结合本地区特点,按照经济实用安全的原则,采气管线采用材质为 20 号无缝 钢管,集气管线选用材质为 L360 螺旋管埋弧焊钢管。 4.4 采、集气管道设计 4.4.1 设计特点 由于冬季井下节流至 1.3MPa、夏季井下节流至 4.0MPa,运行工况不一致,压 力级制不同,因此设计的采、集气管道必须满足两种运行工况。管网设计压力应 高于最高操作压力,即夏季 4.0MPa。合理管径选择按冬季运行工况设计,对夏季 运行工况进行水力校核。 (1)等温输送 第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 39 集输工艺为井下节流至 1.3MPa,井口不加热、不注醇、常温输送至集气站, 集气站进站压力 0.8MPa。因为采用常温输送,所以仅需要进行水力计算。 (2)采、集气管网设计压力确定 设计工况为井口(井下节流至)压力 1.3MPa,集气站进站约 0.8MPa,集气站 压缩机增压至 3.0MPa 进集气干线,天然气处理厂进站压力为 2.5MPa。 在生产运 行优化中,由于开井初期压力仍较高,夏季水合物生成温度低于地温等因素,因 此,井口压力可按照 4.0MPa 运行,集气站压缩机停运,天然气越站直接进干线也 是可行的,更加有利于充分利用井口压力能,节能降耗。 因此取采、集气管线压力等级均为 4.5MPa。 4.4.2 计算方法 按照《气田集输设计规范》GB50349-2015 中推荐管线计算公式进行计算: 0.58 22 1235033 PPQDZTL   (式 4.8) 式中:Q——输气管输量,m3/d; 1P——管道起点压力,MPa; 2P——管道终点压力,MPa; D——管道内径,cm; Z——气体压缩系数; L——管道长度,km;  ——天然气相对密度; T——管道中气体平均温度,取 289K。 本设计采用软件 Pipeline 进行采、集气管网计算。 4.4.3 管径选择 1、采气管线 (1)计算参数 采气管线采用串接形式,根据串接井数不同、流量不同,设计不同管径的采 气管线。因此分别计算 1~8 口不同井数串接条件下的采气管线管径。为了便于管理 和规模化,本气田设计中最终取 4 种不同管径规格。在集气半径 11km 下进行布站 后,采气管线的最长距离约为 11km。每个单井的节流后的压力允许控制在 1.3MPa, 因此采气管道的水力计算长度可以简化定为 11km,起点压力为 1.3MPa,管道埋深 处温度为 3℃,根据不同串接井数对应的最大输气量进行计算。 第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 40 (2)计算结果 计算结果见表 4.3 表 4.3 1~8 口井串接条件下的采气管线管径 n 口 Q km3/h D mm δ mm d mm P1 MPa P2 MPa L km ΔP MPa V1 m/s V2 m/s 1 2.5 114 5 104 1.3 0.946 11 0.354 5.380 7.295 2 5 168 5 158 1.3 1.139 11 0.161 4.902 5.571 3 7.5 219 5 209 1.3 1.216 11 0.084 4.309 4.601 4 10 1.3 1.146 11 0.154 5.746 6.495 5 12.5 273 6 261 1.3 1.231 11 0.069 4.536 4.781 6 16 1.3 1.200 11 0.100 5.443 5.882 7 17.5 1.3 1.162 11 0.138 6.351 7.080 8 20 1.3 1.117 11 0.183 7.258 8.408 2、集气管线 (1)计算参数 根据《油气集输设计规范》GB 50349-2015,集气管道在确定管径时,气井未 来的生产能力不可能准确的提出,要求集气管道管输能力留有裕量,即设计能力 应按其所管辖采气管道设计能力总和的 1.2 倍确定,根据集气站管辖井口数以及单 井产量,增大 1.2 倍后可得各站设计输量。各集气站设计输量见表 4.4 表 4.4 集气站设计数量 集气站名称 辖井数(口) 处理量 (×104Nm³/d) 设计输量 (×104Nm³/d) GGS1 38 228 273.6 GGS2 38 228 273.6 GGS3 37 222 266.4 GGS4 39 234 280.8 集气干线起点压力 3MPa,终点压力不小于天然气进站压力 2.5MPa。 (2)不同方案与计算结果 根据集气站及处理厂位置,集气干线有以下两种建设方案。 方案一:采用放射状管网将 GGS1、GGS2、GGS3 GGS4 分别输送至天然气处理 厂。其管径计算结果详见表 4.5,示意图详见图 4.9 第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 41 图 4.9 放射状集气干线管网图 表 4.5 放射状集气管线管径计算结果 区域 Q (×104Nm³/d) D mm P1 MPa P2 MPa L km ΔP MPa V1 m/s V2 m/s GGS1 273.6 457 3 2.961 2.838 0.039 6.257 6.345 GGS2 273.6 457 3 2.826 12.418 0.174 6.256 6.669 GGS3 266.4 457 3 2.544 32.469 0.456 6.092 7.254 GGS4 280.8 457 3 2.722 18.414 0.278 6.421 7.120 方案二:将 GGS3 输送至 GGS1,汇集后统一输送至天然气处理厂,GGS2、GGS4 分别至天然气处理厂,示意图详见图 4.10。 由于采用上述连接方式,集气干线计算量 GGS1 为 540×104Nm³/d,GGS2 为 273.6×104Nm³/d,GGS3 为 266.4×104Nm³/d,GGS4 为 280.8×104Nm³/d。根据输量 分段设计不同管径,集气干线尽量选择相同管径,减少管径规格,管径计算详见 表 4.6。 第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 42 图 4.10 枝状集气干线管网图 表 4.6 枝状集气管线管径选择 管线起止 位置 Q (×104Nm3/d) D mm P1 MPa P2 MPa L km ΔP MPa V1 m/s V2 m/s GGS1~处理厂 540 457 3 2.961 2.838 0.039 6.257 6.345 GGS2~处理厂 273.6 660 2.87 2.733 18.002 0.173 6.071 6.392 GGS3~GGS2 266.4 457 3 2.735 19.584 0.265 6.092 6.723 GGS4~处理厂 280.8 457 3 2.722 18.414 0.278 6.421 7.120 4.4.4 管道壁厚与强度校核 1、壁厚计算 按照《油气集输设计规范》GB50349-2015 中的规定,钢管壁厚与设计压力、 钢管外径、钢管的屈服强度、强度设计系数及温度折减系数、腐蚀裕量(附加厚 度)有关,钢管直管段壁厚计算式如下: 2 S PD CFt  (式 4.9) 式中, ——计算壁厚,mm; P——设计压力,MPa; D——管道外径,mm; S ——管材最低屈服强度,MPa; 第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 43  ——钢管焊接接头系数,取 =1.0; t ——温度修正系数,当输送温度小于 120℃时,取 1.0; C——管道腐蚀裕量,mm; F——设计系数,当管道处于野外地区时取 0.72;处于居住区、站场内部 或大中型河流、铁路、二级及以上公路时取 0.6。设计系数越小,其计算壁厚越大, 安全性越高。 本方案中 F 取 0.6,管道腐蚀裕量取 1mm。由壁厚计算公式得下表: 表 4.7 采气管线壁厚计算结果 外径/mm 壁厚/mm 内径/mm 114 5 104 168 5 158 219 5 209 273 6 261 表 4.8 集气管线壁厚计算结果 外径/mm 壁厚/mm 内径/mm 457 8 441 660 8 644 2、强度校核 埋地输气管道的强度按照许用应力法进行校核,按照最大剪切应力破坏理论 计算当量应力,即管道的当量应力≤0.9 的管道最低屈服强度。对于受约束的埋地 管道,应满足 0.09e h as       p (式 4.10) (式 4.11) 式中, e ——当量应力, MPa ; h ——环向应力, ; a ——管道轴向应力,压应力为负值, ; s ——管材最低屈服极限, ; p ——由内压引起的环向应力, ; 第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 44 其中,管道内部的环向应力 h 除了设计内压使得管道中产生环向应力 p 外, 还有自重的非对称以及土壤作用于关闭的载荷共同产生的环向弯矩应力 v 。 管道内环向 h 应力计算公式如下: hpv (式 4.12) 2p pd t  (式 4.13)   33 3 3 v V vk v b k W q D Edt Et k pd   (式 4.14) 式中, p ——管内设计压力, Pa ; E——管材的弹性模量, Pa ; D——管道的结构外径, m; d ——钢管的中面直径, ; vk ——管道的弯矩系数; bk ——管道的竖向变形系数; VW——单位长度管道收到的竖向土壤载荷, N/m ; vkq ——汽车轮压传递到管道上的竖向压力, Pa ; 管道的轴向应力 a 包括由设计内压引起产生的轴向应力 xp 和温差产生的热 应力 v 。管带内轴向应力 a 计算公式如下: a xp xt       (式 4.15) 2xp pd t (式 4.16)  10v ETT  (式 4.17) 式中,  ——泊松应力系数,一般取 0.3;  ——管线热膨胀系数, Pa ; 1T——管道的最高操作温度, o C; d ——管道的安装温度, 。 经过对管道的当量应力、内压产生的环向应力校核可知,管壁厚度满足强度 条件。 (3)稳定性校核 第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 45 本管网系统中所选管道均满足 110d t  且具有足够的径向稳定性。 4.4.5 冬、夏季水力计算校核 (1)冬季运行工况校核 考虑到串联井网的计算比较复杂,利用 Pipeline 模拟计算 8 口井串联的的压降 计算。选取 GGS2 一条串接情况复杂的采气管线进行计算说明,如图 4.11。井口 平均流量为 6×104m3/d,井口节流后压力 1.3MPa,管道埋深处地温为 3℃,模拟结 果见图 4.12。模拟结果说明上述管线尺寸的设计可以满足输量要求。 图 4.11 串接采气管线校核计算 图 4.12 串接管冬季工况水力计算校核程序模拟结果运行图 第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 46 本设计分别对所有串接管网进行校核,均满足冬季工况集气站进站压力高于 0.8MPa。此处不再赘述。 (2)夏季运行工况校核 考虑到串联井网的计算比较复杂,利用 Pipeline 模拟计算 8 口井串联的的压降 计算。仍选取上述 GGS2 一条串接情况复杂的采气管线进行计算说明。井口平均 流量为 6×104m3/d,井口节流后压力 4.0MPa,管道埋深处地温为 14℃,模拟结果 见图 4.13。模拟结果说明上述管线尺寸的设计可以满足夏季运行工况要求。 图 4.13 串接管夏季工况水力计算校核程序模拟结果运行图 本设计分别对所有串接管网进行校核,均满足夏季工况集气站进站压力高于 3.5MPa。此处不再赘述。 4.5 集气站设计 4.5.1 工艺流程 由井口来的天然气经采气干管(0.8MPa)进入集气站后,经气液分离器分出含 油污水,再进入压缩机组增压至 3MPa,经计量后,通过集气管线去中央处理厂。 在外输前管线预留注醇接口,可通过活动注醇装置对集气管线注醇。由于夏季运 行工况下,井下节流至 4.0MPa,由井口来的天然气经采气干管(3.5MPa)进入集 气站后经过常温分离,不需要进入增压区,直接计量后,通过集气管线去中央处 理厂。因而需要建设分离器气体出口管线旁通流程。 因进站天然气中含有少量凝析油,故放空气体必须先进入闪蒸分液罐进行气液 分离,含油污水也必须去闪蒸罐闪蒸,将污水中闪蒸出的天然气送至火炬燃烧。 由分离器分出和压缩机组级间脱除的含油污水经闪蒸罐闪蒸后去污水罐,由污水 罐车运输至天然气处理厂污水处理装置处理后排放。其工艺流程简图见图 4.14。 第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 47 图 4.14 集气站工艺流程简图 4.5.2 设计参数 由 4 座集气站管辖井口数确定各集气站最大处理量,见下表。由表 4.9 知,各 集气站最大处理量相差不大,为方便管理、便于建设,取相同规模进行集气站设 计。并且考虑一定的设计余量,因此取集气站设计处理量为 250×104Nm3/d,处理 水量为 150m3/d。冬季运行工况下天然气进站压力 0.8MPa,进站温度 3℃,增压后 出站压力 3.0 MPa。夏季运行工况下天然气进站压力 3.5MPa,进站温度 14℃,不 增压。集气站内设备必须满足冬季和夏季两种运行工况。 表 4.9 集气站最大处理量 集气站名称 管辖井口数 最大处理量(×104Nm3/d) GGS1 38 222 GGS2 38 222 GGS3 37 216 GGS4 39 234 4.5.3 主要设备选型 集气站主要设备:气液分离器、天然气压缩机、污水罐、闪蒸分液罐等。具体 设备选型计算见附录 B,设备选型如表 4.10 表 4.10 11km 集气站主要设备选型表 设备名称 规格型号 数量 单台设计能力 备注 气液分离器 卧式重力两相分离器 DN1500×L4500 3 台 83×104Nm3/d 第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 48 天然气压缩 机 电动机—往复式压缩机 单台功率 1750kW,进/出口压力 0.8/3MPa 4 台 83×104Nm3/d 用 3 备 1 4.5.4 平面布置 集气站生产规模大于 50×104Nm3/d,且具有压缩功能,根据石油天然气工程设 计防火规范站场等级划分规定,确定为四级站场。 站场总平面布置中各装置及建、构筑物之间防火间距均按四级站场进行布局。 根据石油天然气工程设计防火规范要求,本站场设置固定消防给水系统。 总平面布置根据生产性质和功能将集气站内分成两个区,即生产区和辅助生产 区。两个区相对独立,在满足生产要求的前提下尽量减少对驻站人员的生活影响。 生产区主要包括:进站区、进站放空区,闪蒸分液罐区、清管区、分离区、增 压区、外输及自用气。辅助生产区主要包括:值班室、休息室、工具间、配电间 等。其中值班、休息室布置在集气站进站端。 考虑到生产区内压缩机组噪音较大,压缩机位于集气站内相对于辅助生产区的 最远端,并设置压缩机厂房。 生产区内装置间的流程根据产品流向进行设置,使管线短捷顺畅,站内装置区 间与站外道路形成环形连接,以满足运输和消防要求。 为使集气站与外界连接顺畅并符合安全要求,分别设置 4m 宽铁制大门两座。 集气站外设置放空区:位于该站所在地全年最小频率风向的上风侧,距集气站 的围墙外不小于 90m,用铁栅栏围成的一个独立区域,大小为 10×10m。平面布置 图详见附录 C.2,工艺流程图详见附录 C.1。 4.6 井场设计 4.6.1 工艺流程 天然气经过井下节流器节流至 1.3MPa,井口不加热、不注醇、采气管道不保 温,湿气带液计量、配套高低压紧急关断技术、数据远传技术。其工艺流程图见 附录 C.3。 4.6.2 关键设备 (1)自力式高低压紧急截断阀 由于采气管线设计压力为中压,一旦井下节流装置失效,井口即为高压(初期 约 22MPa),远远高于采气管线的设计压力 4MPa 和集气站的设计压力,如不加以 保护就存在很大的安全隐患。另外,由于采用串接采气,一条采气干管辖井 4~8第 4 章 低压集气集输方案一的具体设计 49 口,井口如没有低压保护,当发生采气管道爆裂事故,井口不能及时关断,就会 发生天然气大量泄漏和爆炸,对大气环境造成污染等次生灾害。因此需要在井口 设置高、低压安全截断阀。本设计采用自力式高低压紧急截断阀(具体该工作原 理见附录 D)。 (2)智能旋进流量计 已在第三章 3.5 节计量工艺进行了概述 (3)数据远传技术 为适应气田的生产开发的需求,解决气田气井多,多井串接后难以确定各井运 行参数的问题,减少巡井工作量,提高工作效率,将各单井的井口数据温度、压 力、流量和套压等数据传输到集气站或中心管理站,同时上传调度中心,为井口 巡查提供参考数据,达到减员增效的目的,保证气井正常生产。 4.7 主要工程量 序号 工程内容 单位 数量 备注 一、井口 1 井下装置(节流) 套 152 2 流量计 套 152 智能旋进旋涡流量计 3 紧急截断阀 套 152 自力式高低压紧急截断阀 二、集气站 1 卧式重力分离器 套 12 DN1500×L4500 2 电动机-往复式压缩机 套 16 功率 1750kW 3 空冷器 套 4 功率 2500kW 4 闪蒸分液罐 套 4 5 污水罐 座 4 6 放空火炬 套 4 DN350,h=40m 三、采气管线(20#无缝钢管) 1 114×5 km 6.82 2 168×5 km 39.57 3 219×5 km 50.94 4 273×6 km 155.58 四、集气管线(L360 螺旋埋弧焊钢管) 1 457×8 km 66.14 第 5 章 低压集气集输方案二的具体设计 50 第 5 章 中低压集气集输方案二的具体设计 5.1 集输方案概述 5.1.1 工艺流程概述 井下节流降压至 1.3MPa(冬季)或 4MPa(夏季),井口不加热、不注醇,中 低压多井集气(集气压力为冬季 1.3MPa、夏季 4MPa),单井井口带液计量,采气 管线不保温,气液混输到集气站(进站压力为冬季 0.8MPa、夏季 3.5MPa), 采气 管网采用多井串联形式,集气站采用常温分离,冬季集气站增压外输、夏季集气 站不增压。集气管线采用气液分输,湿气输送至天然气处理厂(进站压力 2.5 MPa), 进行脱油脱水处理,污水经过汽车拉运输送至天然气处理厂进行污水集中处理。 工艺流程图 5.1 如下: 井口 冬:1.3MPa 夏:4.0MPa 井下 节流 采气管线 集气站 冬:分离增压 夏:分离不增压 集气管线天然气处理厂 2.5MPa 进站 1.0MPa(冬) 3.5MPa(夏) 图 5.1 集输方案二工艺流程图 5.1.2 压力系统概述 1、井口压力确定 由于采用井下节流、井口不加热、不注醇、采气管线不保温的集气工艺,则要 求井口压力对应的水合物形成温度低于最低环境温度。按照本气田天然气气质组 分及压力,用 HYSYS 软件模拟计算水合物形成温度见图 5.2。 第 5 章 低压集气集输方案二的具体设计 51 图 5.2a 水合物预测图表 图 5.2b 水合物预测图表 图 5.2 数据表明,把井口天然气压力节流到 1.3MPa 时,水合物形成温度为 0.8℃,低于冬季采气管道埋地处温度(3℃),因而井口压力确定为 1.3MPa。图 5.2b 数据表明,把井口天然气压力节流到 4.0MPa 时,水合物形成温度为 11℃, 低于夏季采气管道埋地处温度(14℃),因而夏季井口压力确定为 4.0MPa。 当地温为 3℃时(冬季),采气管线不生成水合物的最高运行压力为 1.3MPa; 当地温在 14℃左右时(夏季),采气管线不生成水合物的最高运行压力为 4.0MPa。 因此,确定冬季最高生产压力为 1.3MPa,夏季最高生产压力为 4.0MPa。 夏、秋两季充分利用地层压力能,特别是在气井投产初期,夏、秋两季地温 高,不会在中压下形成水合物,能够采取中压生产、集气站不增压,直接输至处 理厂处理;在冬、春两季,地温低,采取低压运行,保证正常生产。 第 5 章 低压集气集输方案二的具体设计 52 2、集气站外输压力确定 为满足天然气处理厂进站压力 2.5MPa 的要求,集气站必须采用增压工艺。根 据集气站压缩机最低入口压力 0.5MPa、往复式压缩机单级压缩比不应大于 6,集 气管线的压降计算,确定了集气站出站压力。7.5km 集气半径集输系统集气站出站 压力为 3.5MPa。 5.2 集气管网和站场布局 同 4.2 算法相同。得到井组初步划分。 5.2.1 井组划分 图 5.3 井组划分 根据集输半径要求、初步确定集气站个数、进行系统聚类。通过系统聚类可 得出初步集气站管辖井,在集气站管辖范围内进行初步串接。 5.2.2 集气站位置确定 采用 Lingo 最优化算法以产量长度和最小为优化目标确定集气站位置。 第 5 章 低压集气集输方案二的具体设计 53 图 5.4 Lingo 得出集气站位置 第 5 章 低压集气集输方案二的具体设计 54 对井间串接的做出相应调整,采用多井单管串接集气工艺,串接井数为 2~8 口, 进行管网调整。 5.2.3 集气管道布局方式 根据集气站及处理厂位置,集气干线有以下两种建设方案。 方案一:采用枝状管网将 GGS2 先输至 GGS1、GGS4 先输至 GGS3、GGS6 先 输至 GGS5,再由 GGS1、GGS3、GGS5、GGS7 分别输送至天然气处理厂。示意 图详见图 5.5。 图 5.5 枝状集气干线管网图 方案二:采用枝状管网将 GGS1、GGS2、GGS4 先输至 GGS3,GGS6 先输至 GGS5,再将 GGS3、GGS5 和 GGS7 输至天然气处理厂。示意图详见图 5.6。 第 5 章 低压集气集输方案二的具体设计 55 图 5.6 枝状集气干线管网图 方案对比如表 5.1 表 5.1 方案比对 项目 方案一 方案二 L360MB-4578 25.438km L360MB-457 8 5.518km L360MB-457 8 14.274km L360MB-508 8 6.347km L360MB-324 6 17.267km L360MB-324 6 19.512km L360MB-324 6 16.4km 共计 7944.1 吨钢材 L360MB-457 8 5.518km L360MB-660 8 14.274km L360MB-508 8 6.347km L360MB-324 6 19.512km L360MB-324 6 16.4km L360MB-324 6 19.904km L360MB-324 6 16.054km 共计 7427.7 吨钢材 可比投资 3654.2 万元 3416.7 万元 由上表对比,考虑经济性并使集气管线管径尽量统一规格方便管理,推荐选择 方案一:枝状集气管线。 在已知集气站位置基础上,保证产量长度和最小基础上,选取集气管道布局。 经过上述计算和调整,可得,共建 7 座集气站,集气站位置坐标和管辖井数见表 5.2。 第 5 章 低压集气集输方案二的具体设计 56 图 5.7 集气管道布局 表 5.2 集气站位置坐标及管辖井数 集气站名称 横坐标 纵坐标 辖井数(口) GGS1 19302370 4246613 17 GGS2 19303390 4229376 16 GGS3 19317990 4242904 24 GGS4 19316290 4223466 16 GGS5 19331411 4250106 27 GGS6 19339690 4235943 23 GGS7 19324100 4259170 29 5.3 钢管管材的选择 目前国内油气输送管道采用的钢管类型主要有无缝钢管、电阻焊钢管、直缝 埋弧焊钢管和螺旋缝埋弧焊钢管等几种。结合本地区特点,按照经济实用安全的 原则,采气管线采用材质为 20 号无缝钢管,集气管线选用材质为 L360 螺旋管埋 弧焊钢管。 5.4 采、集气管道设计 5.4.1 设计特点 由于冬季井下节流至 1.3MPa、夏季井下节流至 4.0MPa,运行工况不一致,压 力级制不同,因此设计的采、集气管道必须满足两种运行工况。管网设计压力应第 5 章 低压集气集输方案二的具体设计 57 高于最高操作压力,即夏季 4.0MPa。合理管径选择按冬季运行工况设计,对夏季 运行工况进行水力校核。 (1)等温输送 集输工艺为井下节流至 1.3MPa,井口不加热、不注醇、常温输送至集气站, 集气站进站压力 1.0MPa。因为采用常温输送,所以仅需要进行水力计算。 (2)采、集气管网设计压力确定 设计工况为井口(井下节流至)压力 1.3MPa,集气站进站约 1.0MPa,集气站 压缩机增压至 3.5MPa 进集气干线,天然气处理厂进站压力为 2.5MPa。在生产运 行优化中,由于开井初期压力仍较高,夏季水合物生成温度低于地温等因素,因 此,井口压力可按照 4.0MPa 运行,集气站压缩机停运,天然气越站直接进干线也 是可行的,更加有利于充分利用井口压力能,节能降耗。 因此取采、集气管线压力等级均为 4.5MPa。 5.4.2 计算方法 按照《气田集输设计规范》GB50349-2015 中推荐管线计算公式进行计算: 0.58 22 1235033 PPQDZTL   (式 5.1) 式中:Q——输气管输量,m3/d; 1P——管道起点压力,MPa; 2P——管道终点压力,MPa; D——管道内径,cm; Z——气体压缩系数; L——管道长度,km;  ——天然气相对密度; T——管道中气体平均温度,取 289K。 本设计采用软件 Pipeline 进行采、集气管网计算。 5.4.3 管径选择 1、采气管线 (1)计算参数 采气管线采用串接形式,根据串接井数不同、流量不同,设计不同管径的采第 5 章 低压集气集输方案二的具体设计 58 气管线。因此分别计算 1~8 口不同井数串接条件下的采气管线管径。为了便于管理 和规模化,本气田设计中最终取 4 种不同管径规格。在集气半径 7.5km 下进行布 站后,采气管线的最长距离约为 7.5km。每个单井的节流后的压力允许控制在 1.3MPa,因此采气管道的水力计算长度可以简化定为 7.5km,起点压力为 1.3MPa, 温度为 14℃,根据不同串接井数对应的最大输气量进行计算。 (2)计算结果 计算结果见表 5.3 表 5.3 1~8 口井串接条件下的采气管线管径 n 口 Q km3/h D mm δ mm d mm P1 MPa P2 MPa L km ΔP MPa V1 m/s V2 m/s 1 2.5 114 5 104 1.3 1.071 7.5 0.229 5.380 6.487 2 5 168 5 158 1.3 1.193 7.5 0.107 4.902 5.330 3 7.5 219 5 209 1.3 1.243 7.5 0.057 4.309 4.502 4 10 1.3 1.197 7.5 0.103 5.746 6.227 5 12.5 273 6 261 1.3 1.254 7.5 0.046 4.536 4.699 6 16 1.3 1.233 7.5 0.067 5.443 5.732 7 17.5 1.3 1.208 7.5 0.092 6.351 6.822 8 20 1.3 1.178 7.5 0.122 7.258 7.986 2、集气管线 (1)计算参数 根据《油气集输设计规范》GB 50349-2015,集气管道在确定管径时,气井未 来的生产能力不可能准确的提出,要求集气管道管输能力留有裕量,即设计能力 应按其所管辖采气管道设计能力总和的 1.2 倍确定,根据集气站管辖井口数以及单 井产量,增大 1.2 倍后可得各站设计输量。各集气站设计输量见表 5.4 表 5.4 集气站设计数量 集气站名称 辖井数(口) 处理量 (×104Nm3/d) 设计输量 (×104Nm3/d) GGS1 17 102 122.4 GGS2 16 96 115.2 GGS3 24 144 172.8 GGS4 16 96 115.2 GGS5 27 162 194.4 GGS6 23 138 165.6 GGS7 29 174 208.8 第 5 章 低压集气集输方案二的具体设计 59 集气干线起点压力 3.5MPa,终点压力不小于天然气进站压力 2.5MPa。 (2)不同方案与计算结果 根据集气站及处理厂位置,集气干线有以下两种建设方案。 方案一:将 GGS2 输送至 GGS1,汇集后统一输送至天然气处理厂。将 GGS4 输送至 GGS3,汇集后统一输送至天然气处理厂。将 GGS6 输送至 GGS5,汇集后 统一输送至天然气处理厂,将 GGS7 直接输送至天然气处理厂。由于采用上述连 接方式,集气干线计算量如下表。根据输量分段设计不同管径,集气干线尽量选 择相同管径,减少管径规格,其管径计算结果详见表 5.5,示意图详见图 5.8 表 5.5 集气干线计算量表 管线起止位置 Q (×104Nm3/d) 管线长度/km GGS2~GGS1 115.2 17.267 GGS4~GGS3 115.2 19.512 GGS6~GGS5 165.6 16.400 GGS1~处理厂 237.6 25.438 GGS3~处理厂 288 14.274 GGS5~处理厂 360 6.347 GGS7~处理厂 208 5.518 图 5.8 枝状集气干线管网图 第 5 章 低压集气集输方案二的具体设计 60 表 5.6 枝状集气管线管径计算结果 区域 Q (×104Nm3/d) D mm P1 MPa P2 MPa L km V1 m/s V2 m/s GGS2~GGS1 115.2 324 3.5 3.268 17.267 4.458 4.801 GGS4~GGS3 115.2 324 3.5 3.237 19.512 4.457 4.851 GGS6~GGS5 165.6 324 3.5 3.027 16.4 6.408 7.494 GGS1~处理厂 237.6 457 3.388 3.15 25.438 4.767 5.157 GGS3~处理厂 288 457 3.395 3.2 14.274 5.765 6.145 GGS5~处理厂 360 508 3.282 3.205 6.347 6.006 6.161 GGS7~处理厂 208 457 3.5 3.463 5.518 4.03 4.077 方案二:采用枝状管网将 GGS1、GGS2、GGS4 先输至 GGS3,GGS6 先输至 GGS5,再将 GGS3、GGS5 和 GGS7 输至天然气处理厂。示意图详见图 5.9 图 5.9 枝状集气干线管网图 表 5.7 集气干线计算量表 管线起止位置 Q (×104Nm³/d) D/mm 管线长度/km GGS2~GGS3 115.2 324 19.904 GGS4~GGS3 115.2 324 19.512 GGS1~GGS3 122.4 324 16.054 GGS6~GGS5 165.6 324 16.4 GGS3~处理厂 525.6 660 14.274 GGS5~处理厂 360 508 6.347 GGS7~处理厂 208.8 457 5.518 第 5 章 低压集气集输方案二的具体设计 61 5.4.4 管道壁厚与强度校核 1、壁厚计算 按照《油气集输设计规范》GB50349-2015 中的规定,钢管壁厚与设计压力、 钢管外径、钢管的屈服强度、强度设计系数及温度折减系数、腐蚀裕量(附加厚 度)有关,钢管直管段壁厚计算式如下: 2 S PD CFt  (式 5.2) 式中, ——计算壁厚,mm; P——设计压力,MPa; D——管道外径,mm; S ——管材最低屈服强度,MPa;  ——钢管焊接接头系数,取 =1.0; t ——温度修正系数,当输送温度小于 120℃时,取 1.0; C——管道腐蚀裕量,mm。 F——设计系数,当管道处于野外地区时取 0.72;处于居住区、站场内部 或大中型河流、铁路、二级及以上公路时取 0.6。设计系数越小,其计算壁厚越大, 安全性越高。 本方案中 F 取 0.6,管道腐蚀裕量取 1mm。由壁厚计算公式得下表 表 5.8 采气管线壁厚计算结果 外径/mm 壁厚/mm 内径/mm 114 5 104 168 5 158 219 5 209 273 6 261 表 5.9 集气管线壁厚计算结果 外径/mm 壁厚/mm 内径/mm 324 6 312 457 8 441 508 8 492 2、强度校核 埋地输气管道的强度按照许用应力法进行校核,按照最大剪切应力破坏理论第 5 章 低压集气集输方案二的具体设计 62 计算当量应力,即管道的当量应力≤0.9 的管道最低屈服强度。对于受约束的埋地 管道,应满足 0.09eh as     (式 5.3)  p (式 5.4) 式中, e ——当量应力, MPa ; h ——环向应力, ; a ——管道轴向应力,压应力为负值, ; s ——管材最低屈服极限, ; p ——由内压引起的环向应力, ; 其中,管道内部的环向应力 h 除了设计内压使得管道中产生环向应力 p 外, 还有自重的非对称以及土壤作用于关闭的载荷共同产生的环向弯矩应力 v 。 管道内环向 h 应力计算公式如下: h p v   (式 5.5) 2p pd t  (式 5.6)   33 3 3 v V vk v b k W q D Edt Et k pd   (式 5.7) 式中, p ——管内设计压力, Pa ; E——管材的弹性模量, Pa ; D——管道的结构外径, m; d ——钢管的中面直径, ; vk ——管道的弯矩系数; bk ——管道的竖向变形系数; VW——单位长度管道收到的竖向土壤载荷, N/m ; vkq ——汽车轮压传递到管道上的竖向压力, Pa ; 管道的轴向应力 a 包括由设计内压引起产生的轴向应力 xp 和温差产生的热 应力 v 。管道内轴向应力 a 计算公式如下: 第 5 章 低压集气集输方案二的具体设计 63 axpxt  (式 5.8) 2xp pd t (式 5.9)  10v ETT   (式 5.10) 式中,  ——泊松应力系数,一般取 0.3;  ——管线热膨胀系数, Pa ; 1T——管道的最高操作温度, o C; d ——管道的安装温度, ; 经过对管道的当量应力、内压产生的环向应力校核可知,管壁厚度满足强度 条件。 (3)稳定性校核 本管网系统中所选管道均满足 100d t  且管道具有足够的径向稳定性。 5.4.5 冬、夏季水力计算校核 (1)冬季运行工况校核 考虑到串联井网的计算比较复杂,利用 Pipeline 模拟计算 8 口井串联的的压降 计算。选取 GGS4 一条串接情况复杂的采气管线进行计算说明,如图 5.10。井口 平均流量为 6×104m3/d,井口节流后压力 1.3MPa,管道埋深处地温为 3℃,模拟结 果见图 5.11。模拟结果说明上述管线尺寸的设计可以满足输量要求。 图 5.10 串接采气管线校核计算 第 5 章 低压集气集输方案二的具体设计 64 图 5.11 串接冬季水力计算校核程序模拟结果运行图 本设计分别对所有串接管网进行校核,均满足冬季工况集气站进站压力高于 1.0MPa。此处不再赘述。 (2)夏季运行工况校核 考虑到串联井网的计算比较复杂,利用 Pipeline 模拟计算 8 口井串接的压降计 算。仍选取上述 GGS2 一条串接情况复杂的采气管线进行计算说明。井口平均流 量为 6×104m3/d,井口节流后压力 4.0MPa,管道埋深处地温为 14℃,模拟结果为 见图 5.12。模拟结果说明上述管线尺寸的设计可以满足夏季运行工况要求。 第 5 章 低压集气集输方案二的具体设计 65 图 5.12 串接夏季水力计算校核程序模拟结果运行图 本设计分别对所有串接管网进行校核,均满足夏季工况集气站进站压力高于 3.5MPa。此处不再赘述。 5.5 集气站设计 5.5.1 工艺流程 由井口来的天然气经采气干管(1.0MPa)进入集气站后,经气液分离器分出含 油污水,再进入压缩机组增压至 3.5MPa,经计量后,通过集气管线去中央处理厂。 在外输前管线预留注醇接口,可通过活动注醇装置对集气管线注醇。由于夏季运 行工况下,井下节流至 4.0MPa,由井口来的天然气经采气干管(3.5MPa)进入集 气站后经过常温分离,不需要进入增压区,直接计量后,通过集气管线去中央处 理厂。因而需要建设分离器气体出口管线旁通流程。 因进站天然气中含有少量凝析油,故放空气体必须先进入闪蒸分液罐进行气液 分离,含油污水也必须去闪蒸罐闪蒸,将污水中闪蒸出的天然气送至火炬燃烧。 由分离器分出和压缩机组级间脱除的含油污水经闪蒸罐闪蒸后去污水罐,由污水 罐车运输至天然气处理厂污水处理装置处理后排放。其工艺流程简图见图 5.13。 图 5.13 集气站工艺流程简图 5.5.2 设计参数 由 7 座集气站管辖井口数确定各集气站最大处理量,见下表 5.10。由表 5.10第 5 章 低压集气集输方案二的具体设计 66 知,各集气站最大处理量相差较大,为方便管理、便于建设,取两个相同规模进 行集气站设计,因此取集气站设计处理量为 120×104Nm3/d、180×104Nm3/d,处理 水量为 60 m3/d、105 m3/d。冬季运行工况下天然气进站压力 1.0MPa,进站温度 3℃, 增压后出站压力3.5 MPa。夏季运行工况下天然气进站压力3.5MPa,进站温度14℃, 不增压。集气站内设备必须满足冬季和夏季两种运行工况。 表 5.10 集气站最大处理量 集气站名称 辖井数(口) 最大处理量(×104Nm3/d) GGS1 17 102 GGS2 16 96 GGS3 24 144 GGS4 16 96 GGS5 27 162 GGS6 23 138 GGS7 29 174 5.5.3 主要设备选型 集气站主要设备:气液分离器、天然气压缩机、污水罐、闪蒸分液罐等。设备 选型如下表 表 5.11 7.5km 集气站主要设备选型表 设备名称 规格型号 数量 单台设计能力 备注 气液 分离器 卧式重力两相分离器 DN1200×L3600 GGS1、2、4 设 2 台 GGS3、5、6、7 设 3 台 60×104Nm3/d 天然气 压缩机 电动机—往复式压缩机 单台功率 1250kW 进/出口压力 1/3.5MPa GGS1、2、4 设 3 台 GGS3、5、6、7 设 4 台 60×104Nm3/d 用 2 备 1 或用 3 备 一 具体设备选型计算见附录 F 5.6 井场设计 由于采用相同工艺,井场设计与集气半径 11km 集输系统井场设计相同,此处 不再赘述。 第 5 章 低压集气集输方案二的具体设计 67 5.7 主要工程量 序号 工程内容 单位 数量 备注 一、井口 1 井下装置(节流) 套 152 2 流量计 套 152 智能旋进旋涡流量计 3 紧急截断阀 套 152 自力式高低压紧急截断阀 二、集气站 1 卧式重力分离器 套 18 DN1200×L3600 2 电动机-往复式压缩机 套 21 功率 1250kW 3 空冷器 套 7 4 闪蒸分液罐 套 7 5 污水罐 座 7 6 放空火炬 套 7 三、采气管线(20#无缝钢管) 1 114×5 km 6.82 2 168×5 km 62.93 3 219×5 km 39.42 4 273×6 km 68.24 四、集气管线(L360 螺旋埋弧焊钢管) 1 324×6 km 53.18 2 457×8 km 45.23 3 508×8 km 6.35 第 6 章 中压集气集输方案三的具体设计 68 第 6 章 中压集气集输方案三的具体设计 6.1 集输方案概述 6.1.1 工艺流程概述 集气管网采用多井串联形式,井下节流降压至 4.0MPa,井口设加热炉加热、采 气管线保温,单井井口带液计量,气液混输到集气站约为 3.5MPa,集气站采用常 温分离,生产初期不增压直接外输。井口压力下降之后,集气站增压外输。集气 管线采用气液分输,湿气输送至天然气处理厂(进站压力 2.5 MPa),进行脱油脱 水处理,污水经过汽车拉运输送至天然气处理厂进行污水集中处理。 6.1.2 压力系统概述 1、井口压力确定 按照集气站外输压力 3.5MPa 反算,如果集气站不设置压缩机则井口天然气节 流到 4.0MPa 后进行外输 2、集气站外输压力确定 为满足天然气处理厂进站压力 2.5MPa 的要求,据集气站压缩机最低入口压力 0.5MPa、往复式压缩机单级压缩比不应大于 6、集气管线的初步压降计算,确定了 集气站出站压力 3.5MPa。 6.2 集气管网与站场布局 同 4.2 节算法相同。 第 6 章 中压集气集输方案三的具体设计 69 6.2.1 井组划分 图 6.1 井组划分 根据集输半径要求、初步确定集气站个数、进行系统聚类。通过系统聚类可 得出初步集气站管辖井,在集气站管辖范围内进行初步串接。 6.2.2 集气站位置确定 采用 Lingo 最优化算法,以井口到集气站产量长度和最小为优化目标确定集气 站位置。 第 6 章 中压集气集输方案三的具体设计 70 图 6.2 Lingo 得出集气站位置 对井间串接的做出相应调整,采用多井单管串接集气工艺,串接井数为 2~8 口, 进行管网调整。 6.2.3 集气管道布局方式 第 6 章 中压集气集输方案三的具体设计 71 图 6.3 集气管网布局 表 6.1 集气站位置坐标及管辖井数 集气站名称 横坐标 纵坐标 辖井数(口) GGS1 19301250 4246881 17 GGS2 19301880 4229305 16 GGS3 19317520 4244760 19 GGS4 19316790 4225802 21 GGS5 19331040 4247896 27 GGS6 19342420 4233174 23 GGS7 19324360 4255715 29 6.3 钢管管材的选择 目前国内油气输送管道采用的钢管类型主要有无缝钢管、电阻焊钢管、直缝 埋弧焊钢管和螺旋缝埋弧焊钢管等几种。结合本地区特点,按照经济实用安全的 原则,采气管线采用材质为 20 号无缝钢管,集气管线选用材质为 L360 螺旋管埋 弧焊钢管。 由于采气管线采用保温输送,应选取合适的保温材料。 地下敷设的管道保温层除了应有较小的导热系数以减小管道散热、满足节能第 6 章 中压集气集输方案三的具体设计 72 要求外,还应有足够的机械强度、较小的吸水性等,以保证保温层的经久耐用。 常用的保温层材料中,聚氨酯硬质泡沫塑料是目前最适用于埋地管道使用的,它 具有容重小、导热系数低、吸水率低、抗压强度高、与钢铁表面的粘结性好及施 工方便等优点。 聚氨酯硬质泡沫塑料保温层的施工方法有模具浇注和机械喷涂成型两种,不 同的施工方法和施工条件下,保温性能有所不同。我国使用的聚氨酯硬质泡沫塑 料的性能参数为:容重 45~50kg/m3,导热系数 0.031~0.035W/(m·℃ ),吸水率(40℃ 以下浸泡 48h)2.0g/cm3,抗压强度(厚度压缩 10%)324kPa,耐热(烘箱,恒温 8h)130℃不变形。 本工程采用 30mm 聚氨酯硬质泡沫塑料保温,采用现场机械喷涂成型施工工 艺。 6.4 采、集气管道设计 6.4.1 设计特点 (1)加热输送 集输工艺为井下节流至 4.0MPa,井口设加热炉、不注醇、采气管线保温输送 至集气站,集气站进站压力 3.5MPa。因为采用加热输送,所以需要进行水力计算 和热力计算。 (2)采、集气管网设计压力确定 设计工况为井口(井下节流至)压力 4.0MPa,集气站进站约 3.5MPa,气体不 增压直接输送至天然气处理厂进站压力为 2.5MPa。 因此取采、集气管线压力等级 均为 4.5MPa。 6.4.2 计算方法 按照《气田集输设计规范》GB50349-2015 中推荐管线计算公式进行计算: 0.58 22 1235033 PPQDZTL   (式 6.1) 式中:Q——输气管输量,m3/d; 1P——管道起点压力,MPa; 2P——管道终点压力,MPa; D——管道内径,cm; Z——气体压缩系数; L——管道长度,km; 第 6 章 中压集气集输方案三的具体设计 73  ——天然气相对密度; T——管道中气体平均温度,取 289K。 本设计采用软件 Pipeline 进行采、集气管网计算。 6.4.3 管径选择 1、采气管线 (1)计算参数 采气管线采用串接形式,根据串接井数不同、流量不同,设计不同管径的采 气管线。因此分别计算 1~8 口不同井数串接条件下的采气管线管径。为了便于管理 和规模化,本气田设计中最终取 4 种不同管径规格。由于井口设加热炉,为节约 能源和经济运行,加热炉加热温度应按具体管道运行设计相应加热温度。管长不 同、气井串接方式不同,加热温度不同。为简化计算,考虑最极端工况,单井直 接进集气站,管长 5km 条件下,要求加热炉加热温度应初步设定为 60℃。因此统 一取加热炉加热温度 60℃,进行管径选择,在管径选择后,进行加热炉加热温度 优化运行与热力水力校核。 (2)计算结果 计算结果见表 6.2。 表 6.2 1~8 口不同井数串接条件下的采气管线管径 n 口 Q km3/h D mm δ mm d mm P1 MPa P2 MPa L km ΔP MPa V1 m/s V2 m/s 1 2.5 76 4 68 4 3.531 5 0.469 3.986 4.569 2 5 114 5 104 4 3.822 0.178 3.349 3.521 3 7.5 4 3.585 0.415 5.023 5.663 4 10 140 5 130 4 3.753 0.247 4.483 4.808 5 12.5 4 3.606 0.394 5.604 6.278 6 16 5 158 4 3.802 0.198 4.577 4.839 7 17.5 168 4 3.728 0.272 5.340 5.769 8 20 4 3.640 0.360 6.103 6.767 2、集气管线 (1)计算参数 根据《油气集输设计规范》GB 50349-2015,集气管道在确定管径时,气井未 来的生产能力不可能准确的提出,要求集气管道管输能力留有裕量,即设计能力 应按其所管辖采气管道设计能力总和的 1.2 倍确定,根据集气站管辖井口数以及单 井产量,增大 1.2 倍后可得各站设计输量。各集气站设计输量见表 6.3 第 6 章 中压集气集输方案三的具体设计 74 表 6.3 集气站设计数量 集气站名称 辖井数(口) 处理量 (×104Nm3/d) 设计输量 (×104Nm3/d) GGS1 17 102 122.4 GGS2 16 96 115.2 GGS3 19 114 136.8 GGS4 21 126 151.2 GGS5 27 162 194.4 GGS6 23 138 165.6 GGS7 29 174 208.8 集气干线起点压力 3.5MPa,终点压力不小于天然气进站压力 2.5MPa。 3、集气干线 根据集气站及处理厂位置,集气干线如下方案。 将 GGS2 输送至 GGS1,汇集后统一输送至天然气处理厂。将 GGS4 输送至 GGS3,汇集后统一输送至天然气处理厂。将 GGS6 输送至 GGS5,汇集后统一输 送至天然气处理厂,将 GGS7 直接输送至天然气处理厂。由于采用上述连接方式, 集气干线计算量如下表。根据输量分段设计不同管径,集气干线尽量选择相同管 径,减少管径规格,其管径计算结果详见表 6.4,示意图详见图 6.4。 表 6.4 集气干线计算量表 管线起止位置 Q (×104Nm3/d) 管线长度 km GGS2~GGS1 115.2 17.587 GGS4~GGS3 151.2 18.972 GGS6~GGS5 165.6 18.608 GGS1~处理厂 237.6 26.438 GGS3~处理厂 288 13.173 GGS5~处理厂 360 7.748 GGS7~处理厂 208.8 2.695 第 6 章 中压集气集输方案三的具体设计 75 图 6.4 集气干线管网图 表 6.5 集气管线管径计算结果 管线起止位置 Q (×104Nm3/d) D/mm L/km GGS2~GGS1 115.2 324 17.587 GGS4~GGS3 115.2 324 18.972 GGS6~GGS5 165.6 324 18.608 GGS1~处理厂 237.6 457 26.438 GGS3~处理厂 288 457 13.173 GGS5~处理厂 360 508 7.748 GGS7~处理厂 208 457 2.695 6.4.4 管道壁厚与强度校核 1、壁厚计算 按照《油气集输设计规范》GB50349-2015 中的规定,钢管壁厚与设计压力、 钢管外径、钢管的屈服强度、强度设计系数及温度折减系数、腐蚀裕量(附加厚 度)有关,钢管直管段壁厚计算式如下: 第 6 章 中压集气集输方案三的具体设计 76 2 S PD CFt  (式 6.2) 式中, ——计算壁厚,mm; P——设计压力,MPa; D——管道外径,mm; S ——管材最低屈服强度,MPa;  ——钢管焊接接头系数,取 =1.0; t ——温度修正系数,当输送温度小于 120℃时,取 1.0; C——管道腐蚀裕量,mm; F——设计系数,当管道处于野外地区时取 0.72;处于居住区、站场内部 或大中型河流、铁路、二级及以上公路时取 0.6。设计系数越小,其计算壁厚越大, 安全性越高。 本方案中 F 取 0.6,管道腐蚀裕量取 1mm。由壁厚计算公式得下表: 表 6.6 采气管线壁厚计算结果 外径/mm 壁厚/mm 内径/mm 76 4 68 114 5 104 140 5 130 168 5 158 表 6.7 集气管线壁厚计算结果 外径/mm 壁厚/mm 内径/mm 324 6 312 457 8 441 508 8 492 2、强度校核 埋地输气管道的强度按照许用应力法进行校核,按照最大剪切应力破坏理论 计算当量应力,即管道的当量应力≤0.9 的管道最低屈服强度。对于受约束的埋地 管道,应满足 0.09e h a s      (式 6.3)  p (式 6.4) 第 6 章 中压集气集输方案三的具体设计 77 式中, e ——当量应力, MPa ; h ——环向应力, ; a ——管道轴向应力,压应力为负值, ; s ——管材最低屈服极限, ; p ——由内压引起的环向应力, ; 其中,管道内部的环向应力 h 除了设计内压使得管道中产生环向应力 p 外, 还有自重的非对称以及土壤作用于关闭的载荷共同产生的环向弯矩应力 v 。 管道内环向 h 应力计算公式如下: hpv (式 6.5) 2p pd t  (式 6.6)   33 3 3 v V vk v b k W q D Edt Et k pd   (式 6.7) 式中, p ——管内设计压力, Pa ; E——管材的弹性模量, Pa ; D——管道的结构外径, m; d ——钢管的中面直径, ; vk ——管道的弯矩系数; bk ——管道的竖向变形系数; VW——单位长度管道受到的竖向土壤载荷, N/m ; vkq ——汽车轮压传递到管道上的竖向压力, Pa ; 管道的轴向应力 a 包括由设计内压引起产生的轴向应力 xp 和温差产生的热 应力 v 。管带内轴向应力 a 计算公式如下: a xp xt       (式 6.8) 2xp pd t (式 6.9)  10v ETT   (式 6.10) 式中,  ——泊松应力系数,一般取 0.3; 第 6 章 中压集气集输方案三的具体设计 78  ——管线热膨胀系数, Pa ; 1T——管道的最高操作温度, o C; d ——管道的安装温度, ; 经过对管道的当量应力、内压产生的环向应力校核可知,管壁厚度满足强度 条件。 (3)稳定性校核 本管网系统中所选管道均满足 110d t  且管道具有足够的径向稳定性。 6.4.5 加热温度优化与热力水力校核 使用单井流量,长距离输送的工况设计出来的加热炉功率偏大,热量富余较大, 故具有能耗高,经济效益差的缺点。因此需要进行加热温度优化。考虑到串联井 网的计算比较复杂,利用 Pipeline 模拟计算已有管网布局情况下各井口的加热温度 优化与热力水力校核。选取集气站 GGS1 所有采气管线进行计算说明,如图 6.6 为 集气站 GGS1 采气管线布局图,图 6.7 集气站 GGS1 加热温度优化图。 图 6.6 集气站 GGS1 采气管线布局图 第 6 章 中压集气集输方案三的具体设计 79 图 6.7 集气站 GGS1 加热温度优化图 本设计分别对所有井口进行加热温度优化,确定单井输送距离在 1.5km 以上 的井口加热温度仍设定为 60℃,其余井口加热温度统一调整为 30℃。 通过 Pipeline 软件模拟可得各条管线的压降及温降曲线,对应条件下可保证不 生成水合物。 第 6 章 中压集气集输方案三的具体设计 80 图 6.8 各管线压力、温度曲线 6.5 集气站设计 6.5.1 工艺流程 由井口来的天然气经采气干管(3.5MPa)进入集气站后,经气液分离器分出含 油污水,经计量后,通过集气管线去中央处理厂。在外输前管线预留注醇接口, 可通过活动注醇装置对集气管线注醇。 第 6 章 中压集气集输方案三的具体设计 81 因进站天然气中含有少量凝析油,故放空气体必须先进入闪蒸分液罐进行气液 分离,含油污水也必须去闪蒸罐闪蒸,将污水中闪蒸出的天然气送至火炬燃烧。 由分离器分出和压缩机组级间脱除的含油污水经闪蒸罐闪蒸后去污水罐,由污水 罐车运输至天然气处理厂污水处理装置处理后排放。其工艺流程简图见图 6.9。 图 6.9 集气站工艺流程简图 6.5.2 设计参数 由 7 座集气站管辖井口数确定各集气站最大处理量,见下表。由表知,各集 气站最大处理量相差较大,为方便管理、便于建设,取两个相同规模进行集气站 设计,因此取集气站设计处理量为 120×104Nm3/d、180×104Nm3/d,处理水量为 60 m3/d、105 m3/d。进站压力 3.5MPa,进站温度 3~14℃。 表 6.8 集气站最大处理量 集气站名称 辖井数(口) 最大处理量(×104Nm3/d) GGS1 17 102 GGS2 16 96 GGS3 19 114 GGS4 21 126 GGS5 27 162 GGS6 23 138 GGS7 29 174 第 6 章 中压集气集输方案三的具体设计 82 6.5.3 主要设备选型 集气站主要设备:气液分离器、天然气压缩机(考虑后期气井压力不足、进行 增压)、污水罐、闪蒸分液罐等。设备选型如下表: 表 6.9 5km 集气站主要设备选型表 设备名称 规格型号 数量 单台设计能力 备注 气液 分离器 卧式重力两相分离器 DN400×L2000 GGS1、2、3、4 设 2 台 GGS5、6、7 设 3 台 60×104Nm3/d 天然气 压缩机 电动机—往复式压缩机 单台功率 1250kW 进/出口压力 1/3.5MPa GGS1、2、3、4 设 3 台 GGS5、6、7 设 4 台 60×104Nm3/d 用 2 备 1 或用 3 备 1 具体设备选型计算见附录 H 6.6 井场设计 6.6.1 工艺流程 天然气经过井下节流器节流至 4MPa,井口设加热炉加热、不注醇、采气管道 保温,湿气带液计量、配套高低压紧急关断技术、数据远传技术。其流程图见下 图 6.10。 图 6.10 井口工艺 1-井下节流装置 2-高低压紧急截断阀 3-加热炉 4-带液计量仪表 第 6 章 中压集气集输方案三的具体设计 83 6.6.2 关键设备 井场设备有加热炉、自力式高低压紧急截断阀、智能旋进流量计、数据远传技 术相关仪器。自力式高低压紧急截断阀、智能旋进流量计、数据远传技术已在集 气半径 11km 集输系统井场设计中详细介绍,此处不再赘述。井场选用热负荷为 2.081×105 kJ/h ,功率为 58.72kW 水套式加热炉,设计参数要求进口压力 4MPa, 进口温度 15℃,出口温度 60℃,天然气流量为 6×104Nm3/d。选用热负荷为 7.133×104 kJ/h ,功率为 19.81kW 水套式加热炉,设计参数要求进口压力 4MPa,进口温度 15℃,出口温度 30℃,天然气流量为 6×104Nm3/d。加热炉的具体选型过程详见附 录 I。 6.7 主要工作量 序号 工程内容 单位 数量 备注 一、井口 1 井下装置(节流) 套 152 2 流量计 套 152 智能旋进旋涡流量计 3 紧急截断阀 套 152 自力式高低压紧急截断阀 4 水套式加热炉 套 152 功率 58.72kW 或功率 19.81kW 二、集气站 1 卧式重力分离器 套 18 DN1200×L3600 2 闪蒸分液罐 套 7 3 污水罐 座 7 4 放空火炬 套 7 三、采气管线(20#无缝钢管) 1 114×5 km 44.19 2 140×5 km 37.65 3 168×5 km 68.37 四、集气管线(L360 螺旋埋弧焊钢管) 1 324×6 km 55.17 2 457×8 km 42.31 3 508×8 km 7.75 第 7 章 湿气输送 84 第 7 章 湿气输送 7.1 概述 未经深加工的凝析气在管道输送过程中将产生凝析液,这种气体被称为湿天然 气,湿天然气的管道输送属于气、液混相流范畴。 经过比选,最终选择方案一为“井下节流、井口不加热、不注醇、井间串接、 低压集气、带液计量、常温分离、集中处理”的工艺。根据气田所产天然气的性 质以及设计所选工艺决定了天然气在采气管线中为湿气输送。 在混输管线流动保障中,段塞流是最为严重的问题之一。段塞流会影响到下游 工艺设备的正常操作,甚至引起生产关断,因而在制定油气田前期开发方案时, 需要统筹考虑,分析段塞流的产生机理,阐明生产段塞、地形段塞和清管段塞等 管线段塞流的情况,以及降低段塞流对生产设备的影响而采取的措施。可利用 OLGA 软件进行分析,对各种工况下的段塞流提出解决方案。 7.2 段塞流产生的原理及危害 7.2.1 段塞流产生的原理 段塞流是混输管线经常遇到的一种流动状态,特点是液体和气体交替出现。段 塞流主要有以下三种: A.水动力段塞流 管道内气液折算速度正好处于流型图段塞流的范围所有发的段塞流。发生这种 段塞流是一般气液流量较大。 B.地形起伏诱发段塞流 由于液相在管道低洼处集聚堵塞气体通道而诱发的段塞流,常在低气液流量下 发生强烈段塞流。 C.强烈段塞 通常在两海洋平台间的连接管道上发生。液塞长度大于立管高度的段塞流。这 是一种压力波动最大、管道出口气液瞬时流量变化最大的段塞流,对管道和管道 下有相应设备正常工作危害最大的一种段塞流。和地形起伏诱发段塞流相似,常 在低气液流量下发生。 7.2.2 段塞流产生的危害 对于段塞流,气液交替出现,充满整个管道流动截面积,造成下游工艺设备压第 7 章 湿气输送 85 力、液位等急剧变化,影响生产的平稳运行,甚至引起生产关断。在混输管线设 计中一定要考虑段塞流的影响。对于碳钢输送管线,如果生产流体有腐蚀性,一 般须要注入化学药剂降低腐蚀速率。但是段塞流会降低防腐剂的效率,特别是管 汇等结构复杂的地方,在设计时要着重考虑。 7.3 D 区块段塞流检测与控制 7.3.1 段塞流预测模拟 段塞流主要分为水动力段塞流、地形段塞流和强烈段塞流。本设计中,采用 埋地管道输送,不考虑地形起伏。采用多相流模拟软件的段塞跟踪功能对正常输 量下段塞流的产生进行预测,管线选取段塞风险最大的进行模拟并提出改善方式。 图 7.1 管线流型模拟结果图 图 7.2 管道积液量模拟结果图 由图可知,由于地形较为平坦,未发生地形段塞流和强烈段塞流。 第 7 章 湿气输送 86 7.3.2 段塞流的影响及控制 由于本设计中,D 区块地形起伏较小,由 OLGA 模拟得出,未出现明显段塞 现象。但在实际生产中,存在一定的地形起伏。考虑地形起伏的情况下,可能会 产生段塞流。对可能存在的段塞流情况,通过以下办法对段塞流进行控制。 一、 段塞流捕集器 段塞流捕集器的分离原理与普通分离器一样,它的最大不同之处在于,还必 须能适应液体段塞进入分离器的流量的大幅度波动。这种情况的发生是因为管线 中有段塞流,或是因为段塞向上运动经立管进入分离器的动力作用。 段塞流捕集器对于进来的段塞的反应取决于捕集器的气体和液体出口管件上 的阀门。气相出口通常是由压力调节阀控制,以此来维持捕集器的压力恒定。液 相出口由液位控制阀来控制,它受捕集器液位的影响。这两个阀的尺寸要合适, 其相应的控制系统要经过合理的调整,以保证段塞流捕集器以及下游流程能正常 地发挥其功用。 1.容器式捕集器 容器式捕集器的结构和设计方法与气液分离器无本质的差别,从几何形状上 可分为:简单的单个分离器和较复杂的多个分离器并联布置。在给定容积条件下, 容器式段塞流捕集器的总长相对较短,当布置场地受到限制时选用这种捕集器较 为理想。此外,容积式捕集器便于保温和保持流体的流动性,有较大容积空间和 停留时间使气液分离和泡沫破裂,因此对于泡沫成为气液分离主要问题的油流和 易凝固的高粘原油,一般采用容积式捕集器。但如果收集的液体量较大,应选用 其他类型段塞流捕集器。壳牌集团的 DEP 标准规定当储存液体体积大于 100m3 时, 应当采用多管式或环管储存式捕集器。 图 7.3 容积式段塞捕集器 2.环管储存式段塞捕集器 环管储存式段塞捕集器可避免逆向流问题。在这种设计中,分离部分和储存 部分实际上是分开的,其主要由一台大分离器及与分离器液体出口连接的一根长 环管组成。进入分离器的气、液流在此分离当分离器的液位上升很快时,表明不 是气、液混合物而是段塞正在到来,限制分离器的出口气流,迫使液体流入环管。第 7 章 湿气输送 87 此时,环管的另一端向下游设施打开,气体随之一并被驱出。对储存的液体,用 高压气体将其作为液塞予以排出,或者可将其排放到下游处理装置,见图 7.4。储 存环管可以埋地敷设,节约空间,但要求操作程序极为严格、可靠。 对于采用气液混输工艺的陆上气田,随着气田不断开发,气藏压力逐渐下降, 井口压力不能满足集输管道的输送压力要求,需在集气站设置增压装置。在增压 装置前设置分离器,将液体从气体中分离器出来,段塞来临时瞬间液量过大,在 此设置段塞捕集器,防止分离器失效,液体进入压缩机。若设置其他形式段塞捕 集器,捕集后的液体不能进入增压后的气体管道,要么单独储存起来或由泵对液 体增压后与增压后的气体混合输送至下游处理厂,其流程复杂,工程投资高,操 作运行费用高。 图 7.4 环管储存式段塞捕集器 3.多管式捕集器 多管式捕集器由分配管汇、气液分离段和液体储存段三部分组成。气液两相 进入分配管汇,使平行管内的介质流量均匀,降低气液流速,使之变为分层流型, 便于气液分离,储存段应容纳各工况产生的最大液量。多管式捕集器可采用标准 管材制作,因此它在高压容器设计方面具有费用上的优势。这种类型捕集器不仅 具有较大的灵活性,适应的流量范围大,能按现场的不同几何形状进行布置,而 且容易操作,不需任何流量控制器。缺点是储存段设计不正确时会加大出口气体 对液体的夹带量。 二、控制段塞流设计措施的选择 1.分离器兼做容积式捕集器 对于大多数气田,气田开发前期管道中液量较少,在气田开发后期,一方面 气量减少,另一方面出现气田水,除了清管等非正常工况产生的液量增加外,正 常生产的液量也增加许多。若单独为其设置捕集量大的多管式捕集器,是很不经 济的。设计上利用管道末端的分离器兼做容积式捕集器,来解决清管工况下出现第 7 章 湿气输送 88 的段塞流。该分离器通过上游入口阀门控制流量来保持进入分离器液量及压力稳 定。由于未设置专门的段塞流捕集器,采用此方式需结合分离器的工艺设计,首 先从分离器选择来看,分离器还应有将液体提供给分离器下游处理设施的液体缓 冲容积,必须容纳较大量液体,那么选择水平容器合适。此外分离器的排液阀还 需与下游液体处理设施的能力相结合,防止流向下游液体的速度大于液体处理设 施的排泄能力。 2.分段清管法 若未在集输管道末端设置大型捕集器,为了减小因产量提高、清管产生的段 塞,对集输管道进行分段式清管,让上游管段液体进入下游管段,由气流将液体 较平稳地带到末端,不至于产生较大的段塞。通过软件模拟计算各段持液量和清 管产生的液量,合理安排清管站间距,使各段产生较小的段塞,最末段的清管产 生液量必须小于段塞捕集装置的捕集能力。设计中应结合工程具体情况,对设置 中间清管站和段塞捕集器的尺寸进行技术经济对比,确定增大段塞捕集器还是设 置中间清管站。 3.其他设计措施 气液混输管道在丘陵地形的诱导下,管内常会产生具有高度脉动性的段塞流, 对管道造成振动性破坏及末端处理设备的不稳定运行,管道的长度及地形也影响 管道的持液量。为此,管道应尽可能避开高落差地段,防止严重段塞流产生;气 田集输管道末端的处理厂应设置在气田中央,使集输管道长度最短,管道中的持 液量随管道长度变短而减少。根据气田井位布置及进行技术经济对比,最好布置 两根或多根集气管道进厂,这样不但减小段塞捕集器的尺寸,而且防止单根管道 进厂内段塞过大引起末端处理设备“跳闸”,出现全厂瞬间断流的危险。 7.4 管道腐蚀 在本设计中,由于利用混输工艺,为了保障管道安全,在第 10 章完整表述了 可能出现的腐蚀及防护措施,并给出了设计方案。 7.5 清管作业模拟 一般来说,积液存在会引起如下问题:(1)降低了管道的有效输送截面积, 导致管输效率降低;(2)在一定压力、温度条件下会形成水合物,造成冰堵事故; (3)当输送气体含有 H2S 或 CO2 酸性气体时,积液的存在还会导致管线腐蚀加剧, 同时段塞流动也会增加管线内壁的冲刷腐蚀。因此需要对管线进行清管作业。根 据设备设施完整性管理规定,混输管道每年清管次数不得少于 3 次。本方案对清 管工艺进行了设计,并采用多相流模拟软件对清管工况进行模拟分析,提出清管第 7 章 湿气输送 89 策略。 7.5.1 清管工艺设计 管线的清管选择在线清管作业,管线选取最长管线,即 GGS3~处理厂。 7.5.2 清管工况模拟 管线清管作业结果模拟,如图 7.5。 图 7.5 清管模拟 由模拟可知,清管器在 60s 时进入管道,在管道内的运行时间为 2h,清管器 的平均速度为 4.5m/s。 7.5.3 清管作业策略 在天然气输送管道在线清管作业过程中,存在介质流速较高,清管器磨损量 大及跟踪监控困难等问题,如果球速控制不当,将导致清管器卡堵或造成收球端 设备损坏。管道在施工过程中,不可避免会进入污水、砂石、施工工具或其他杂 物;输气管道投产后,天然气从气井中带出来的凝析水和腐蚀产物,都会影响输 送质量,增加摩阻损失,腐蚀管道内壁和堵塞仪表设备等。因此,无论管道在投 产前还是在投产后,采用清管技术清除污物都是十分必要的。 清管效果与清管器运行速度有很大关系,球速过快或过慢,都可能造成清管器 破坏或功能失效,导致清管效果不理想。若清管器的运行速度过慢,造成清管器 走走停停,易使管道内的水等杂质回流,甚至卡球;若球速过快,易使管道产生 振动,对清管器造成较大的磨损,损坏线路设施,不安全因素较多。为了控制清 管器在管道中的运行速度,往往是控制上游进气量或者是下游进气量来满足清管第 7 章 湿气输送 90 器 2~5m/s 运行速度。 由模拟可知,清管顺利,可在线清管,无需停产。第 8 章 方案适应性分析 91 第 8 章 方案适应性分析 8.1 井口回压校核 采用多相流模拟软件进行模拟,经校核,各井井口回压基本满足要求,小于 设计井口最大回压。 8.2 建产期适应性分析 第 4 章中的集输方案一是根据建产期结束后最大年产气量进行设计的,由于气 田开发建产期 3 年内,年钻井数不同、年产气量不同,应对建产期 2017~2019 年 分别进行适应性分析。 8.2.1 集气站设备调整 根据建产期 2017~2019 不同年度的钻井井位,可得出集气站 2017 ~2019 年各 年度的最大处理气量要求,如下表 8.1。 表 8.1 2017~2019 年集气站处理量 处理气量 (104Nm3/d) 2017 年 2018 年 2019 年 GGS1 60 138 228 GGS2 60 138 222 GGS3 36 144 228 GGS4 66 168 234 根据建产期各年内处理气量的变化,结合集气站站内设备处理能力,对不同建 产期年限内集气站的运行设备进行调整,结果如下。 表 8.2 2017~2019 年集气站设备运行情况 调整项 2017 年 2018 年 2019 年 GGS1 压缩机运行 1 台 分离器运行 1 台 压缩机运行 2 台 分离器运行 2 台 压缩机运行 3 台 分离器运行 3 台 GGS2 压缩机运行 1 台 分离器运行 1 台 压缩机运行 2 台 分离器运行 2 台 压缩机运行 3 台 分离器运行 3 台 GGS3 压缩机运行 1 台 分离器运行 1 台 压缩机运行 2 台 分离器运行 2 台 压缩机运行 3 台 分离器运行 3 台 GGS4 压缩机运行 1 台 分离器运行 1 台 压缩机运行 2 台 分离器运行 2 台 压缩机运行 3 台 分离器运行 3 台 第 8 章 方案适应性分析 92 8.2.2 采气管网 由于采用井间串接工艺,且建产期内生产井相继投产,需对建产期内采气管网 进行适应性分析。用 Pipeline 进行校核,仍以第四章用于水力校核的串接采气管线 为例进行说明。 2017 年 8 口井串接采气管网运行情况如下图。 图 8.1 2017 年 8 口井串接采气管网运行情况图 由上图 8.1 结果可知,井口回压小于油压,满足要求,可安全生产。 2018 年 8 口井串接采气管网运行情况如下图 8.2 图 8.2 2018 年 8 口井串接采气管网运行情况图 由上图 8.2 结果可知,集气站进站压力略低于 0.8MPa,仍 然能满足压缩机入口 压力要求,可安全运行。本设计对其他串接管网进行相同的建设期适应性分析。 第 8 章 方案适应性分析 93 8.3 集输方案一改造 8.3.1 井场增设移动式分离计量一体化集成装置 集输方案一气田开发设计中,为节约井场投资,每口井设 1 套智能旋进流量计, 进行连续带液计量。因而单井仅能进行气相计量,无产液量计量,井口生产工艺 不能实现重点气井的产液量和产气量单独采集,无法满足精细化管理要求。解决 措施为对重点监测井采用移动式分离计量一体化集成装置(如图 8.3)定期进行气、 水计量,来满足气井精细化管理要求。 图 8.3 2 井式井丛气水计量流程示意图 8.3.2 开展采出水消泡工艺应用 排水采气工艺是气田增产的必要措施。本设计区块采用速度管柱排水采气,辅 助泡沫采气排水。未消泡的气田采出水给生产运行带来了一定影响,主要表现在 以下 3 个方面: (1)泡沫夹杂在采出水中,分离设备分离效率降低; (2)泡沫进入压缩机压缩缸,导致压缩机停机; (3)采出水处理和凝析油的回收难度增大。 因而为保障集输系统安全平稳运行,须消除气田采出水中夹带的泡沫。在常规 的泡沫排水采气工艺技术中,消泡工艺大多采用平衡罐或往复泵对配置好的液相 消泡剂溶液进行加注。但是,该工艺流程改造工作量大、站内消泡距离一般较短, 存在溶剂消耗量大、成本高、冬季运行不稳定等局限性。近年来,固体消泡剂因 其加注过程方便、加注成本较低,且贮存方便等诸多优势逐渐在各大气田得到应 用。此两种消泡工艺对比分析见表 1。 第 8 章 方案适应性分析 94 表 8.3 两种消泡工艺对比分析表 消泡工艺 液体消泡 固体消泡 所需设备 平衡罐或往复泵 固体消泡装置 消泡位置 井口针型阀后端管线 定期补充固体消泡棒 加注方式 每天将消泡剂加入配制罐进行稀 释,泵入或由重力作用加注 定期补充固体消泡棒 劳动强度 每天需要加药,定时巡检 平均 10~15 d 加注一次消泡棒 运行成本 较高 较低 作业风险 低压操作、带电 高压泄压操作 可靠性 冬季管线出现冻堵,泵运转存在风 险 定期保养阀门 药剂贮存 液体存在泄漏风险,药剂保质期 6 个月,体积大不便于贮存 包装成本便宜,易于运输贮存 由表 8.3 分析可知,液体消泡工艺存在消耗电能,24 小时连续加注,需要清 水稀释并充分搅拌,冬季无法投运等缺点。固体消泡工艺具有遇水便溶、不浪费 药剂;无动设备、管理方便;无需稀释;适应冬季工况等优点。本设计建议在集 气站分离器前增设固体消泡装置。第 9 章 陆地气田开发经济评价 95 第 9 章 陆地气田开发经济评价 由于赛题未给出关于区块油藏工程、钻井工程以及采气工程的相关方案,并 且关于集输的相关经济数据也未给出,因此在本文的经济评价只能阐述整体经济 评价的方法,实际的计算仅能够建立在管材费用以及集气站设备费用的费用现值 计算。 9.1 陆地气田开发经济评价的依据和方法 在油藏工程、钻井工程、采气工程和气田集输工程设计方案的基础上,按照 国家计委颁布的经济评价方法与参数的要求,根据国家现行财税制度和价格体系, 结合气田开发的实际情况,对方案的投资、采气成本费用和气价进行估算、预测。 对油藏工程设计的技术上可行的开发方案进行评价;考察方案的盈利能力、清偿 能力等财务状况,据以判别方案的财务可行性。 同时,对开发方案进行不确定性分析,以预测不确定性因素所带来的投资风 险,考察项目的抗风险能力,最终为项目投资决策提供科学的依据。 经济评价中遵循以下原则: (1)项目实施时投入和产出对应; (2)经济评价范围截至点的支出和收入(或结算价格)可定量; (3)工程建设项目是独立完整的; (4)评价范围最小化原则。 9.2 项目建设投资费用估算 建设项目或技术方案的财务收益(现金流入) (1)销售收入 (2)资产回收 建设项目或技术方案的财务费用(现金流出) (1)投资 (2)经营成本 (3)税金:包括销售税金和附加所得税 项目建设的财务费用如下表所示: 表 9.1 项目建设财务费用组成 项目基础建设投资 建设投资 勘探、钻井、采油、集输 油田弃置 弃置作业设备设施等费用 建设期利息及流动资金 投资利息及运营资金 第 9 章 陆地气田开发经济评价 96 续表 9.1 经营成本 操作费用 修井费、检查维护费、人员费 等 开发折旧 生产设施的折旧 弃置费 弃置作业所产生的费用 税金 矿区使用 \ 增值税 \ 特别收益金 \ 企业所得税 \ 9.2.1 项目基础建设投资费用估算 陆地气田开发项目建设总投资由建设投资、气田弃置费、固定资产投资方向 调节税、建设期贷款利息及流动资金组成。 1、项目基础建设投资 基础建设投资是指发现和建设给油气田所发生的费用,包括勘探费和开发费。 勘探费用是指为了发现和探明油气田所发生的物探、钻井等费用。开发费用是指 已发现的油气田进行产能建设而发生的费用。按内容分为工程设施费、钻完井费、 前期费和生产准备费。按照费用的性质可分为直接费、间接费和预备费。工程设 施费用主要包括天然气处理厂、集气站、输气管线、陆上建设费用。 ①直接费 a、天然气处理厂费用=土地租金+材料费+设备及安装调试费+预制费+陆上安装 费 b、集气站的费用=土地租金+材料费+设备及陆地安装调试费+预制费 c、输气管线=材料费+预制费+陆地铺设费 d、电缆=材料费+预制费+陆地铺设费 ②间接费 由管理费、设计费、保险费、第三方检验费组成,按照直接费用的比例计取。 ③预备费 预备费包括基本预备费和涨价预备费。 a、基本预备费(亦称不可预见费):是指在项目实施过程中可能发生的难以预 料的支出,需要事先预留的费用。主要指设计变更及施工过程中可能增加的工程 量和费用;一般自然灾害造成的损失和预防自然灾害所采取措施的费用;竣工验 收时鉴定质量而对隐藏工程进行必要的修复费用。其计算公式为: 基本预备费=(直接费+间接费)×基本预备费率 第 9 章 陆地气田开发经济评价 97 涨价预备费(亦称价差预备费);是指可行性研究报告编制时,预测设备价格 等因素自可行性研究报告上报至项目建设期内变化引起工程造价变化而设的预留 费用。其计算公式为: 1 1 (1 ) 1 m n t t CGf     (式 9.1) 式中,C ——涨价预备费;m ——建设期;n ——可行性研究报告上报至项 目建设前的年分数; tG——第 t 年投入的工程费用; f ——价格上涨指数; t —— 建设期第 t 年。 1、气田集输工程投资 气田集输工程投资主要包括深水工程、浅水工程和陆上终端等 2、钻完井工程建设投资 钻井工程成本包括施工过程中发生的直接材料费、直接人工费、机械使用费、 其它直接费、制造费等。具体如表 9.2: 表 9.2 钻完井工程投资费用 项 目 钻井费用 避台风 钻井费用 钻井移位 直接费用 直接材料 燃料及动力 人工费 折旧费 其他直接费 钻前准备工程 井控及固控摊销 运输费 间接费 企业管理费 风险费 风险费 基地服务费 基地服务费 其它服务费用 其它服务费用 固井工程 1 套管及套管头 2 固井水泥及劳务 第 9 章 陆地气田开发经济评价 98 续表 9.2 环保工程及现场监督 测井劳务 录井劳务 合计 3、采气工程建设投资 采气工程成本包括注水和采气过程中发生的直接材料费、直接人工费、机械 使用费、其它直接费、制造费等。具体入下表: 表 9.3 采气工程投资费用 项目 注水投资 设备动迁费 水质处理费 作业费 施工准备费 注水费 测试费 材料费 运输费 税费 人工费 举升投资 油管费 井口装置费 井下装置费 油田弃置 合计 9.2.2 流动资金估算 流动资金也成为净营运资本,是项目预先筹措的投资于流动资产中的资金, 等于项目的流动资产减去流动负债的净额。流动资金的估计有你两种方式,即分 项详细估算法和扩大指标估算法。 分项详细估算法是对流动资产和流动负债主要构成要素,即流动资产中的存 货、现金、应收账款、预付账款以及流动负债中的应付账款和预收账款等几项内 容分项进行估算,计算流动资金需要量及各年的变化量。 扩大指标估算法是参照同类企业流动资金占营业收入或经营成本的比例、或第 9 章 陆地气田开发经济评价 99 者单位产量占用营运资金的数额估算流动资金。 9.2.3 建设期贷款利息 建设期利息是指建设项目的长期借款在建设期应计的利息。 一般情况下,在项目建设期间不支付建设期利息,而是将利息计入借款本金, 到生产运营期一并还本付息。建设期利息构成固定资产原值。投产后继续发生的 借款费用不作为建设期利息计入固定资产原值,而是作为运营期利息计入总成本 费用。 建设期利息计算方式如下: 计算建设期利息时,为了简化计算,通常假设借款均在每年年中支用,借款 当年按半年计息,其余的各年份按全年计息。建设期利息采用复利方式计算,计 算公式为: 各年应计利息=(年初借款本息累计+本年借款额/2)×年利率 为简化计算,在建设期均不考虑还款,贷款利率按五年期以上贷款年利率为 准 4.90%计算。 9.2.4 项目建设总投资 项目建设总投资包括项目基础建设投资、钻完井工程投资、采油工程投资、 流动资金和建设期贷款利息,投资金额由以下几部分组成:初期勘探投资、钻完 井工程投资、采气工程投资、气田集输工程投资、流动资金、建设期贷款利息。 9.3 项目经营成本估算 9.3.1 气田开采经营费用 气田开采经营费用是指在油气开采过程中,由于设备的运行、维护、维修; 采气过程中所需要进行的作业费用以及人员的配置费用等,随着生产过程的进行 所产生的所有费用,具体见下表: 表 9.5 气田开采经营费用明细 项目 劳动力成本 员工工资及福利 外协合作经费 生产费用 测井试井费 井下作业费 维护及修理费 第 9 章 陆地气田开发经济评价 100 续表 9.5 生产费用 动力费 材料费 燃料费 其他生产费 其他费用 管理费用 财务费用 9.3.2 气田集输处理经营费用 气田集输处理经营费用是指在油气开采过程中,由于天然气处理设备的日常 运行、维护、维修;管道以及管汇运行费用以及人员的配置费用等,随着生产过 程的进行所产生的所有费用,具体见下表: 表 9.6 气田集输处理费用明细 项目 工程直接费 工程运营费 油气处理费 海底管道管理费 水下装置费 工程间接费 管道设备折旧费 材料费 人工费 设施维护费 后勤供应费 意外污染环境保护费 其他费用 9.4 气田弃置费用 气田弃置费用是指油气田在没有经济效益生产的时候,按照国家环保要求及 有关弃置标准对陆上气田生产设施进行弃置,从而满足国家相关法律法规要求所 发生的费用。 表 9.7 气田弃置费用的大体组成 费用项目 具体内容 前期调查费用 调查、结构物检测、生物剥离、安全分析及环评费用 弃井费用 生产井、注水井和水源井弃井处理 第 9 章 陆地气田开发经济评价 101 续表 9.7 拆除作业前准备费用 气田关断作业、清洗作业、废液处理、管系电缆切割、 设备分离、结构分块 切割费用 施工用设备准备、就位,切割桩等 吊装费用 起吊准备、就位、挂装绳索、吊车就位、摘挂绳索、 安放到位 装车固定费用 索具准备、预先设置支架、插座等设施,装车固定材 料(垫墩)及与之配套的施工机具等 运输费用 装车固定后到车载物全部卸完的工作内容 复员费用 人员设备给养的准备和装车、施工机具、 材料卸船、固定材料拆卸 处理费用 清洗、切割、吊动、运输、堆放、处理 管道废弃费用 断开、清晰、焊接、填埋等 场地清理和验收费用 恢复、清理和验收 工程管理、设计和保险费用 工程管理、设计和人员、设备保险费 不可预见费 天气因素等 1、年限平均法 作业者根据上报的弃置预备方案确定的未来弃置费金额,在气田的合同生产 期内,每月按照年限平均法计提弃置费,并将计提的弃置费存入专户。计算公式 为:当月计提弃置费=(预备方案中的弃置费总额-累计已计提弃置费用)/合同生 产期到期前剩余月数+当月弃置费专款账户损益。 2、产量法 作业者根据上报的弃置预备方案确定的未来弃置费金额,在气田的合同生产 期内,按照弃置预备方案列明的年度计划产量与合同生产期到期前的期初探明已 开发储量的比例计提年度弃置费,每月按照该年度计提的弃置费平均分摊并将计 提的弃置费存入专户。计算公式为: 本年度计提弃置费=(预备方案中的弃置费总额-累计已计提弃置费用)×本年 度计提比例。 本年度计提比例=预备方案中列明的本年度气田计划产量/本年度气田计划产 量+合同生产期到期前的期末探明已开发储量。 当月计提弃置费=本年度计提弃置费/本年度应摊月份+当月弃置费专款账户损 益。 从上述弃置费计提方法可以看出,选用的方法不同,计提的弃置费也不同, 年限平均法每年计提的弃置费相同,在油田生产初期和后期对项目产生的影响较第 9 章 陆地气田开发经济评价 102 大。按产量法计提,弃置费数额一般呈现由小到大,再由大到小的变化趋势,到 底选用哪种计提方法应该根据项目具体情况,经过综合测算和分析,选择对作业 者最有利的方法。 9.5 销售收入及利润估算 9.5.1 销售收入 销售收入是指销售油气所得的收入。营业收入估算的基础数据包括产量、商 品率和油气价格。 销售收入=气产量×商品率×气价格 9.5.2 税收 根据有关规定,气田开发项目应缴纳矿区使用费、增值税、特别收益金和企 业所得税。 (1)矿区使用费 按照每个气田日历年度原油或者天然气总量计征。年度原油/天然气总量是指 每一个油、气田在每一个日历年度内生产的原油/天然气总量,扣除石油作业用油/ 气和损耗之后的原油/天然气总量。 (2)增值税 增值税是指商品生产、流通和劳务服务各个环节的增值税额为课税对象的一种 税。按照 5%实物缴纳,不扣进项税额,出口不退税。 应纳增值税税额计算公式:增值税=当期销售收入×5%。 (3)特别收益金 是国家对石油开采企业销售国家原油因价格超过一定水平所获得的超额收入 按比例征收的收益金。特别受益金准予在企业所得税前抵扣。 (4)企业所得税 企业所得税是指国家对境内企业生产、经营所得和其他所得依法征收的一种 税。应纳所得税税额的计算公式为: 所得税=应纳税所得额×所得税税率 其中:应纳税所得额=利润总额-准予扣除项目金额 按照相关规定,纳税人发生年度亏损,可以用下一纳税年度的所得弥补;下 一纳税年度的所得不足弥补的,可以逐年连续弥补,但是延续弥补期不得超过 5 年。因此,当财务评价中出现亏损时应注意用下一年所得弥补。 对于气田项目经济评价各年利润总额和应纳税所得的计算方法如下: 第 9 章 陆地气田开发经济评价 103 利润总额=销售收入-销售税金及附加-总成本费用 应纳税所得额=利润总额-弥补以前年度亏损 (5)矿产资源补偿税 以从价法计征资源补偿费,费率按矿种进行分档,大体为矿产品销售收入的 1%~4%,平均为 1.18%。石油、天然气、煤炭、煤成气、石煤、油砂的费率为 1%。 (6)教育费附加 应缴的教育费附加税 =(实缴增值税+实缴营业税+实缴消费税×3%)。 表 9.8 需缴纳的税种及税率 税种 税率 资源税 5% 增值税 13% 特别收益金 20%~40%(超出部分) 企业所得税 二免三减半,25% 矿产资源补偿税 1% 教育费附加 增值税 3% 9.5.3 利润估算 利润的计算公式为:利润总额=产品销售收入-成本费用-销售税金 根据利润计算公式计算目标油藏开发经济利润进行估算。 9.6 经济评价 投资项目经济评价是在财务效益与费用估算的基础上,计算财务分析指标, 考察和分析项目的盈利能力,判断项目的财务可行性。 9.6.1 现金流量 在对建设投资、流动资金、营收收入、经营成本以及相关的税费进行估算的 基础上,可以考察整个计算期内的现金流入和现金流出,编制项目投资现金流量 表。项目投资现金流量的计算公式如下: (1)现金流入 现金流入=营业收入+补贴收入+回收固定资产余值+回收流动资金 (2)现金流出 现金流出=建设投资+流动资金+操作成本+销售税金及附加+所得税 (3)净现金流量 净现金流量=现金流入量-现金流出量 第 9 章 陆地气田开发经济评价 104 9.6.2 盈利能力分析 盈利能力分析的主要动态指标包括财务内部收益率和财务净现值,静态评价 指标是投资回收期。根据需要,可以选择计算所得税前和税后指标。 (1)项目投资财务内部收益率(FIRR) 项目投资财务内部收益率是指能使项目计算期内净现金流量现值累计等于 0 时的折现率,即 FIRR 作为折算率使下式成立;   1 () 10 n t t T CI COFIRR    (式 9.2) 式中,CI —— 现金流入量;CO ——现金流出量;()tCICO ——第 t 期的净现金 流量; n ——项目计算期。 当项目投资财务内部收益率大于或等于基准收益率 12%时,项目方案在财务 上可考虑接受。 (2)项目投资财务净现值(FNPV) 财务净现值是指按标准收益率(ic)计算的项目计算期内净现金流量的现值之 和,可按下式计算:   1 ( ) 1 n t t t FNPV CI CO ic      (式 9.3) 式中:ic 为基准收益率。 当按照基础收益率计算的财务净现值大于或等于 0 时,项目方案在财务上可 考虑接受。 (3)项目投资回收期(Pt) 项目投资回收期是指项目的净收益回收项目投资所需要的时间,一般以年为 单位。项目投资回收期应该从项目建设开始年算起,可按下式计算: 1 () 0 n t t CI CO   (式 9.4) 项目投资回收期可借助项目投资现金流量表计算。项目投资现金流量表累计 现金流量由负值变为 0 的时点,即为项目的投资回收期。投资回收期应按下式计 算: 1 | ( ) | 1 () T t t t T CI CO PT CI CO        (式 9.5) 式中:T——各年累计净现金流量首次为正值或 0 的年数。 项目投资回收期短,表明项目投资回收快,抗风险能力强。若项目的投资回第 9 章 陆地气田开发经济评价 105 收期不长于基准回收期则表明项目投资回收期满足企业规定的要求。 9.6.3 敏感性分析 在计算期内,可能发生变化并影响项目盈利能力的主要因素有产量、投资、 油气价格和运营成本等。根据目标区块的各单项因素的变化对财务内部收益率的 影响进行了敏感性分析。 从敏感性分析结果可以看出,财务内部收益率的影响因素由强到弱依次是产 量、油气价格、投资和运营成本。产量、油气价格对方案的影响较大,当产量和 油价下降超过 15%时,该方案财务内部收益率略低于基准收益率。总之,抗风险 能力较强。 9.7 管道费用现值计算 本设计采气管线采用 20#无缝钢管,集气管线采用 L360 无缝钢管,结合“中 国钢材信息网”钢铁实时价格作为参考数据,查得两种钢材的价格,价格为 20# 无缝钢管 4100 元/t,L360 无缝钢管 4600 元/t。 方案一的气田整体区块与管线划分如图 9.1 所示。 图 9.1 方案一集输管网图 根据方案一(11km)的四个集输区域的划分,可得各个区块的管线分布情况 如下: 第 9 章 陆地气田开发经济评价 106 第 9 章 陆地气田开发经济评价 107 根据 GB9711-2011,按下式对钢管单位长度理论重量计算   1000 DSSW   (式 9.6) 式中,W——钢管的理论重量,kg/m;π=3.1416;  ——钢的密度,kg/dm3, =7.85 kg/dm3; D——管道外径,mm; S——壁厚,mm。 因此可得在 11km 集输半径的方案之中,所需管线费用为: 表 9.9 集输方案一管线费用计算结果表 管线类型 规格 长度/km 费用/万元 采气管线 114×5 6.82 37.58 168×5 39.57 326.08 219×5 50.94 551.12 273×6 155.58 2520.12 集气管线 457×8 66.14 2695.12 11km 集输半径方案一管线总费用为 6130.03 万元。 方案二(7.5km)的气田整体划分与管线布置情况如下所示: 图 9.2 方案二集输管网图 根据方案二(7.5km)集输区域的划分,可得各个区块的管线分布情况: 第 9 章 陆地气田开发经济评价 108 区块 区块 GGS1 串接1-连集气站 串接2-连集气站 串接3-连集气站 串接4-连集气站 – GGS5 串接1-连集气站 串接2-连集气站 串接3-连集气站 串接4-连集气站 串接5-连集气站 – 56-1H2 56-2H1 50-01H1 50-05H1 – 52-42H2 52-41H2 52-44H1 52-49H2 40-55H2 – 56-1H1 50-02H1 56-05H1 – – 52-42H1 48-33H2 52-44H2 52-49H1 40-54H2 – 60-2H1 50-01H2 50-07H2 – – 52-43H2 48-33H1 52-45H2 52-48H2 40-54H1 – 56-01H2 – 50-07H1 – – 52-41H1 52-43H1 52-45H1 48-46H2 – – 56-01H1 – 50-06H2 – – – – 52-47H2 48-43H2 – – 56-2H2 – 50-06H1 – – – – 52-46H1 48-45H2 – – – – 50-05H2 – – – – 52-46H2 48-44H2 – – GGS2 串接1-连集气站 串接2-连集气站 串接3-连集气站 – – – – 48-38H2 – – – 73-4H2 73-06H1 73-04H2 – – – – 48-38H1 – – – 73-4H1 73-03H2 73-05H2 – – GGS6 串接1-连集气站 串接2-连集气站 串接3-连集气站 串接4-连集气站 – – 73-03H1 – 73-04H1 – – 64-62H2 70-61H2 70-65H2 70-57H2 – – 73-02H2 – 73-05H1 – – 64-62H1 70-62H2 70-65H1 70-57H1 – – 73-02H1 – – – – 64-63H1 70-62H1 70-64H1 70-60H1 – – 79-01H2 – – – – 64-63H2 70-61H1 70-63H2 70-60H2 – – 79-01H1 – – – – 67-64H1 70-64H2 – 70-58H2 – – 79-02H2 – – – – 67-65H1 – – 70-58H1 – – 79-02H1 – – – – – – – 70-59H1 – – 73-06H2 – – – – – – – 70-59H2 – – GGS3 串接1-连集气站 串接2-连集气站 串接3-连集气站 串接4-连集气站 串接5-连集气站 GGS7 串接1-连集气站 串接2-连集气站 串接3-连集气站 串接4-连集气站 串接5-连集气站 串接6-连串接5 70-25H 55-19H1 54-21H1 70-26H2 57-25H1 42-33H1 46-31H1 43-39H1 28-39H2 21-14H2 41-20H 70-26H1 54-27H2 55-18H2 70-24H2 57-26H1 46-31H2 44-40H1 42-38H2 28-39H1 21-14H1 38-29H4 55-24H2 54-27H1 55-22H3 70-24H1 55-20H1 – 43-39H2 42-38H1 43-38H2 28-36H2 38-29H5 55-24H1 54-24H2 55-26H2 – 55-20H2 – – – 43-38H1 28-36H1 38-29H2 – 54-24H1 55-27H2 – 55-19H2 GGS4 串接1-连集气站 串接2-连集气站 – 42-33H3 44-21H 42-33H2 – – 55-27H1 – 57-25H2 73-24H2 73-23H1 – 38-29H3 – 29-30H – – – – – 73-24H1 87-16H1 – 38-29H1 – 28-38H2 – – – – – 87-15H2 87-17H1 – 25-38H – 28-38H1 – – – – – 87-14H2 87-17H2 – – – – – – – – – 87-15H1 76-21H2 – – – – – – – – – 87-16H2 76-21H1 – – – – – – – – – 80-14H2 76-22H2 – – – – – – – – – 73-23H2 76-22H1 – – – – 气井连接情况 气井连接情况 方案二各区块井间串接统计表第 9 章 陆地气田开发经济评价 109 根据 GB9711-2011,按下式对钢管单位长度理论重量计算   1000 DSSW   (式 9.6) 式中,W——钢管的理论重量,kg/m;π=3.1416;  ——钢的密度,kg/dm3, =7.85 kg/dm3; D——管道外径,mm; S——壁厚,mm。 因此可得在 7.5km 集输半径的方案之中,所需管线费用为: 表 9.10 集输方案二管线费用计算结果表 管线类型 规格 长度/km 费用/万元 采气管线 114×5 6.82 37.58 168×5 62.93 518.58 219×5 39.42 426.49 273×6 68.24 1105.37 集气管线 324×8 53.18 1151.08 457×8 45.23 1843.07 508×8 6.35 288.15 7.5km 集输半径方案一管线总费用为 5370.31 万元。 方案三(5km)的气田整体划分与管线布置情况如下所示: 图 9.3 方案三集输管网图 根据方案三(5km)的集输区域的划分,可得各个区块的管线分布情况如下: 第 9 章 陆地气田开发经济评价 110 区块 区块 GGS1 串接1-连集气站 串接2-连集气站 串接3-连集气站 串接4-连集气站 – – GGS5 串接1-连集气站 串接2-连集气站 串接3-连集气站 串接4-连集气站 56-1H2 56-2H1 50-01H1 56-05H1 – – 52-42H2 52-41H2 52-44H2 48-38H2 56-1H1 50-02H1 – 50-07H2 – – 52-42H1 48-33H2 52-45H2 48-38H1 60-2H1 50-01H2 – 50-07H1 – – 52-43H2 48-33H1 52-45H1 52-49H2 56-01H2 – – 50-06H2 – – 52-41H1 52-43H1 52-47H2 52-49H1 56-01H1 – – 50-06H1 – – 48-44H2 52-44H1 52-46H1 52-48H2 56-2H2 – – 50-05H2 – – – 40-55H2 52-46H2 48-46H2 – – – 50-05H1 – – – – 40-54H2 48-43H2 GGS2 串接1-连集气站 串接2-连集气站 串接3-连集气站 串接4-连集气站 – – – – – 48-45H2 73-4H2 73-02H1 73-06H2 73-05H1 – – – – – 40-54H1 73-4H1 79-01H2 73-06H1 – – – GGS6 串接1-连集气站 串接2-连集气站 串接3-连集气站 – 73-03H1 79-01H1 73-03H2 – – – 64-62H2 70-62H1 70-57H1 – 73-02H2 79-02H2 73-04H2 – – – 64-62H1 70-61H1 70-60H1 – – 79-02H1 73-05H2 – – – 64-63H1 70-64H2 70-60H2 – – – 73-04H1 – – – 64-63H2 70-65H2 70-58H2 – GGS3 串接1-连集气站 串接2-连集气站 串接3-连集气站 串接4-连集气站 串接5-连集气站 串接6-连集气站 67-64H1 70-65H1 70-58H1 – 55-24H2 55-19H1 54-24H2 55-18H2 55-27H2 55-20H1 67-65H1 70-64H1 70-59H1 – 55-24H1 54-27H2 54-24H1 55-22H3 55-27H1 55-20H2 70-61H2 70-63H2 70-59H2 – – 54-27H1 54-21H1 55-26H2 57-25H1 55-19H2 70-62H2 70-57H2 – – – – – – 57-26H1 57-25H2 GGS7 串接1-连集气站 串接2-连集气站 串接3-连集气站 串接4-连集气站 GGS4 串接1-连集气站 串接2-连集气站 串接3-连集气站 串接4-连集气站 – – 42-33H1 46-31H1 42-38H2 21-14H2 73-24H2 87-14H2 73-23H2 76-22H1 – – 46-31H2 44-40H1 42-38H1 21-14H1 73-24H1 87-15H1 73-23H1 70-26H2 – – 38-29H4 43-39H2 28-39H2 28-36H2 87-15H2 87-16H2 87-16H1 70-24H2 – – 38-29H5 43-39H1 28-39H1 28-36H1 – 80-14H2 87-17H1 70-24H1 – – 29-30H 38-29H2 43-38H2 44-21H – – 87-17H2 70-25H – – – 42-33H2 43-38H1 41-20H – – 76-21H2 70-26H1 – – – – 42-33H3 28-38H2 – – 76-21H1 – – – – – 38-29H3 28-38H1 – – 76-22H2 – – – – – 38-29H1 – – – – – – – – – 25-38H – 气井连接情况 方案三各区块井间串接统计表 气井连接情况第 9 章 陆地气田开发经济评价 111 根据 GB9711-2011,按下式对钢管单位长度理论重量计算   1000 DSSW   (式 9.7) 式中,W——钢管的理论重量,kg/m;π=3.1416;  ——钢的密度,kg/dm3, =7.85 kg/dm3; D——管道外径,mm; S——壁厚,mm。 因此可得在 5km 集输半径的方案之中,所需管线费用为: 表 9.11 集输方案三管线费用计算结果表 管线类型 规格 长度/km 费用/万元 采气管线 114×5 44.19 243.51 140×5 37.65 256.96 168×5 68.37 563.41 集气管线 324×8 55.17 1194.15 457×8 42.31 1724.08 508×8 7.75 351.67 5km 集输半径方案一管线总费用为 4333.80 万元。 9.8 集气站费用计算 集气站的费用目前只能对于已经选型的分离器与压缩机进行费用的计算,三 种方案的设备选型如下: 方案一(11km): 表 9.12 11km 集气站主要设备选型表 设备名称 规格型号 数量 单台设计能力 备注 气液分离器 卧式重力两相分离器 DN1500×L 4500 3 台 83×104Nm3/d 天然气压缩 机 电动机—往复式压缩机 单台功率 1750kW 进/出口压力 0.8/3MPa 4 台 83×104Nm3/d 用 3 备 1 方案二(7.5km): 表 9.13 7.5km 集气站主要设备选型 设备名称 规格型号 数量 单台设计能力 备注 气液 分离器 卧式重力两相分离器 DN1200×L 3600 GGS1、2、4 设 2 台 60×104Nm3/d 第 9 章 陆地气田开发经济评价 112 GGS3、5、6、7 设 3 台 天然气 压缩机 电动机—往复式压缩机 单台功率 1250kW 进/出口压力 1/3.5MPa GGS1、2、4 设 3 台 GGS3、5、6、7 设 4 台 60×104Nm3/d 用 2 备 1 或 用 3 备 1 方案三(5km): 表 9.14 5km 集气站主要设备选型 设备名称 规格型号 数量 单台 设计能力 备注 气液 分离器 卧式重力 两相分离器 DN400×L2000 GGS1、2、3、4 设 2 台 GGS5、6、7 设 3 台 60×104 Nm3/d 天然气 压缩机 电动机—往复式 压缩机 单台功率 1250kW 进/出口压力 1/3.5MPa GGS1、2、3、4 设 3 台 GGS5、6、7 设 4 台 60×104 Nm3/d 用 2 备 1 或 用 3 备 1 根据市场调研,分离器设备选用四川科华石油化工设备工程有限公司的卧式 重力两相分离器,具体形式如下图: 图 9.4 卧式重力两相分离器 针对 DN1500×L4500 的型号,该公司报价为 5.5 万;针对 DN1200×L3600 的 型号,该公司报价为 5 万;针对 DN400×L2000 的型号,该公司报价为 1.9 万。 第 9 章 陆地气田开发经济评价 113 压缩机采用往复式压缩机,具体形式如下: 图 9.5 往复式压缩机 经过市场调研,以国内蚌埠市联合压缩机制造公司以及杰瑞集团的报价作为 参考,以国外卡麦隆公司报价作为参考,处理量为 80 万方每天的压缩机组价格为 1700 万;处理量为 60 万方每天的压缩机组的价格为 1300 万。 因此方案一的压缩机与分离器的设备费用为: 3×4×5.5+4×4×1700=27266 万元 方案二的压缩机与分离器的设备费用为: 2×3×5+3×4×5+3×3×1300+4×4×1300=32590 万元 方案三的压缩机与分离器的设备费用为: 4×2×1.9+3×3×1.9+3×4×1300+3×4×1300=31232.3 万元 综上所述,在目前赛题中已知的费用现值的计算中,应当选取方案一,即以 11km 为集气半径的方案。 第 10 章 防腐、防垢、防砂 114 第 10 章 防腐、防垢、防砂 10.1 防腐蚀工作的重要性 腐蚀是影响管道系统可靠性及使用寿命的关键因素。据美国国家输送安全局 统计,美国 45%管道损坏是由外壁腐蚀引起的,在美国输气干线和集气管线的泄 漏事故中,有 74%是腐蚀造成的。我国的地下油气管道投产 1~2 年后即发生腐蚀 穿孔的情况已屡见不鲜。它不仅造成因穿孔而引起的油、气、水泄漏损失,以及 由于维修所带来的材料和人力上的浪费,停工停产所造成的损失,而且还可能因 腐蚀引起火灾。特别是天然气管道因腐蚀引起的爆炸,威胁人身安全,污染环境, 后果极其严重。埋地管道长期置于地下,周围环境会对管道造成严重的外腐蚀(主 要为管体外部受到的土壤腐蚀、地下水腐蚀及杂散电流腐蚀等),管输介质中的腐 蚀性介质还会造成管道的内腐蚀,据报道因腐蚀对石油天然气行业造成的损失比 其他工业部门严重的多,除造成管道破裂、渗漏或过早报废,还会造成爆炸、火 灾、人员伤亡、环境污染等危害。为了保证管道长期有效、安全运行、减少维修 次数,通过世界各国的防腐实践得出,最普遍、最经济和最有效的防腐方法是采 用防腐涂层防腐。 10.2 油气管道腐蚀控制方法 10.2.1 管道外防腐 (1)外防腐层的选择原则 埋地管道外腐蚀主要指的是金属管道在其周围土壤环境的作用下,发生物理 溶解或化学、电化学变化,使得埋地管道外壁遭到破坏。土壤作为主要造成埋地 管道腐蚀的外腐蚀环境,是由气相、液相和固相构成的不均一复杂体系,其影响 因素主要有土壤的含水率、电阻率、含氧量、氧化还原电位、透气性等,对于埋 地金属管道,防止管道外部腐蚀的主要手段是采用防腐涂层,它作为防腐措施不 仅是行之有效的,而且是经济合理的。好质量的防腐涂层使腐蚀环境与管道隔离 开,具有很好的减少腐蚀的功效。 到目前可供选择的外防腐涂层种类有很多,且都有各自的适用范围。因为防 腐涂层选用原则可以确保管道的防腐绝缘性能,在选择防腐涂层时首先按照防腐 涂层选用原则选取,以此为基础再考虑经济合理、施工方便等因素,最后确定最 优防腐涂层。管道外防腐层选择原则有: 第 10 章 防腐、防垢、防砂 115 ① 防腐材料的耐腐蚀性、化学稳定性、耐植物根茎穿透性、耐磨性、抗冲击 性、吸水抗渗性、抗老化、抗阴极剥离、抗土壤应力、耐温等性能应满足管道沿 途土壤环境状况和工况条件的要求; ② 具有良好的电绝缘性,对金属表面的附着力好,使用寿命长; ③ 涂敷工艺成熟,施工方便,涂层质量易保证和控制,易于预制、运输和维 护,补口补伤简便、快捷、可靠; ④ 防腐材料来源广泛,价格合理,易于机械化施工,无污染或污染很小且符 合有关环保要求。 (2)埋地管道外防腐涂层种类及性能比较 埋地管道外防腐层种类、性能和施工技术比较见表 10.1: 表 10.1 防腐层性能及经济比较表 涂层 类型 优点 缺点 适用环境 慎用 环境 二层 PE 结构 耐化学介质浸泡、绝缘 电阻高、抗透湿性能 好。抗阴极剥离性能 好;当采用外加电流阴 极保护时,不易对其它 地下金属构筑物产生 杂散电流干扰。 焊 缝 处 易 形 成 空 鼓。涂层一旦失去 粘结,易造成阴极 保护屏蔽,造成膜 下腐蚀。阳光下易 老化。 大部分土壤 环境,特别是 机械强度要 求高、土壤应 力破坏作用 较大的地区。 架空管 段,温差 较大的 地区。 环氧粉 末涂料 粘结力好,耐蚀性能 好、机械强度高;抗阴 极剥离性能好;适用温 度范围广,使用寿命 长;预制费用较低。 涂层太薄,运输、 施 工 过 程 中 易 受 伤,不易补口;涂 层的修补和环焊缝 补 口 相 对 难 度 较 大;高温下吸水率 高;阳光下易老化。 大部分土壤 环境,特别适 用于粘质土 壤及定向钻 穿越段。 高含水、 石方段。 第 10 章 防腐、防垢、防砂 116 涂层 类型 优点 缺点 适用环境 慎用 环境 三层 PE 结构 与钢管粘结力好;耐化 学介质浸泡、绝缘电阻 高、抗透湿性能好;抗 阴极剥离性能好;当采 用外加电流阴极保护 时,不易对其它地下金 属构筑物产生杂散电 流干扰;所需保护电流 密度最小,节省阴极保 护电能消耗。 造价较高;焊缝处 易形成空鼓;可能 存 在 阴 极 保 护 屏 蔽,造成膜下腐蚀 现象;阳光下易老 化。 大部分土壤 环境,特别是 敷设及施工 环境苛刻地 带、侵蚀性地 带,如石方 段、盐碱地。 架空管 段。 (2)本工程防腐涂料的选择 考虑到本工程管道所处环境,管道外壁推荐采用三层 PE 防腐层,因为三层 PE 涂层的价格不太高,比二层 PE 的价格每平方米仅高数元,鉴于三层 PE 外防腐 层绝缘防腐性能优异,使用寿命长,故推荐使用。 其外防腐结构为:底层:普通级熔结环氧粉末厚度≥80μm;中间层:胶粘剂 170~250μm;面层:高密度聚乙烯。防腐层的总厚度≥2.7mm。 10.2.2 管道内防腐 由于M区D气田所采天然气组分中存在CO2,不含H2S,且采出水为 2CaCl 型。 CO2 气体与水结合生成碳酸,从而导致电化学腐蚀反应的发生,腐蚀产物 FeCO3 和结垢产物 CaCO3 在金属电极表面的覆盖率不同,导致局部区域出现了电偶腐蚀, 进而加剧了油气管道的腐蚀。且采出水中含有Cl ,需要对管道进行内防腐。选择 目前发展较快的熔结环氧粉末涂层,其性能优越,简化了成膜工艺,明显体现了 经济、效果、生态、能源四大发展原则。其具有以下优良特性: (1) 涂层具有较好的抗化学品性,能够抵御 D 区块输送介质中 CO2 的化学 腐蚀。 (2) 涂层耐磨,与管道间有较强的附着力。 (3) 涂层有良好的绝缘性,能在阴极保护下抵御化学腐蚀,实现长期保护。 (4) 涂层施工方便、无需底漆、固化迅速,涂装效率高。 涂装工艺流程为:表面干燥→喷丸→中频感应加热→静电喷粉→恒温(固化) →冷却→检验。 第 10 章 防腐、防垢、防砂 117 钢管经表面处理,如喷丸,然后涂衬涂层或薄膜材料,形成良好结合的管内 防腐层。钢管内防腐层技术具有如下显著的经济效益: (1)延长钢管管材的使用寿命达一倍以上,而防腐层部分的投资仅占管道建 设投资的 8%~15%。 (2)由于管道内涂层表面摩擦系数小,管内流体流动的摩阻小,使得管道的 输送量可提高 5%~10%。 (3)减少管内壁上的沉积物,方便清管,并减少清管次数,降低生产成本。 (4)防止管内壁的锈蚀对输送介质的污染。 10.2.3 露空管道及设备 露空管道及设备外防腐涂敷环氧富锌底漆二道,氟碳涂料面漆二道,干膜总 厚度不小于 200μm。 10.3 埋地管道的阴极保护 10.3.1 阴极保护方法分类 牺牲阳极法:利用在腐蚀电池中,阳极腐蚀,阴极不腐蚀的原理,以牺牲阳 极优先溶解,使金属构筑物成为阴极而实现保护的方法。 强制电流法:根据阴极保护的原理,用外部的直流电源作阴极保护的极化电 源,将电源的负极接管道(被保护构筑物),将电源的正极接至辅助阳极,在电流 的作用下,使管道发生阴极极化,实现阴极保护。强制电流法是目前长距离管道 最主要的保护方法。 排流保护:当有杂散电流存在时,通过排流可以实现对管道的阴极极化,这 时杂散电流就成了阴极保护的电流源。但排流保护是受到杂散电流所限制的。 根据提供阴极电流的方式不同,阴极保护分为牺牲阳极法和外加电流法两种, 下面进行对比。 表 10.2 外加电流法和阳极牺牲法对比 项目 外加电流法 阳极牺牲法 优点 1.输出电流可调 1.简单易行不需外部电源 2.有效保护范围大 2.维修管理简单 3.适应性强 3.对邻近的金属、建筑物 设施基本无干扰 4.规模大的工程投资省 4.规模小的工程投资省 5.保护装置寿命长 5.保护电流利用率高 第 10 章 防腐、防垢、防砂 118 缺点 1.必须有外部电源 1 有效保护范围小. 2.维修管理费用高 2.保护电流不可调 3.对临近金属建筑物设施 产生干扰 3.阳极为消耗性阳极,需 定期更换 10.3.2 阴极保护方案 由于 M 气田 D 区范围较大,井口较多,建设规模较大,且为滚动开发,根据 《钢质管道外腐蚀控制规范》(GB/T 21447-2008),推荐对本工程站外埋地线路管 道采用强制电流阴极保护。强制电流阴极保护系统的设计应符合阴极保护准则的 要求,实现有效保护,避免对邻近构筑物的干扰,并给系统提供一个经济可靠的 设计寿命。 1、设计程序 对新建管道,根据假设参数进行设计。常规参数有: 自然电位:-0.55V(相对 Cu/CuSO4,下同); 保护电位:-0.85V; 汇流点电位:-1.25V; 覆盖层电阻:10000Ω∙m2; 钢管电阻率:低碳钢,0.135Ω∙mm2/m;16Mn 钢,0.224Ω∙mm2/m;高强度钢, 0.166Ω∙mm2/m; 防腐层绝缘电阻:50000·m 2; 管道阴极保护输出电流大小:5A; 电源效率:70%; 电流密度:30~50μA/m2。 2.恒电位仪 恒电位仪提供足够大的输出电流,而且在较大范围内进行调节。将交流电转 变为直流电,高压变低压,实现通电点电位恒定的要求,并通过一个控制电路来 反馈通电点电位的变化,然后根据反馈情况,调整输出电压与电流,从而达到恒 电位的要求。采用 MAS-2000恒电位仪,该仪器操作简单,稳定性良好。 第 10 章 防腐、防垢、防砂 119 图 10.2 埋地管道外加电流法阴极保护系统 3.阳极地床 阳极地床是阴极保护系统中的重要组成部分。阴极保护电流通过阳极地床流 人土壤,经土壤流入被保护的管道,使管道表面进行阴极极化(防止电化学腐蚀) 电流再由管道流人电源负极形成一个回路,这一回路形成了一个电解池,管道为 负极处于还原环境中,防止腐蚀,而辅助阳极进行氧化反应,遭到腐蚀。阴极保 护站的电能 60%消耗在阳极接地电阻上。阳极地床与管道距离愈远电流分布愈均 匀,但过远会增加引线上的电压降和投资。阳极装置与管道垂直距离以 100~500 m 为宜,采用水平式浅埋。浅埋阳极应置于冻土层以下。 采用浅埋式阳极方式,选用锌包钢阳极,阳极埋深 2m,阳极线路采用埋地敷 设方式; 4.参比电极 参比电极是用来测量和控制被保护体的电位,并为自控电源提供比较信号, 通过仪器自动调节使被保护体处于最佳保护状态。 采用长效饱和硫酸铜参比电极; 5.测试桩 用于定期检查管道阴极保护参数 6.绝缘法兰(接头)和电绝缘 设在管线进出站处和分支处,用于将保护管段和非保护管段隔离。 表 10.3 方案一阴保主要工程量表 序号 名称及规格 数量 1 恒电流仪,40V/50A 4 台 2 阴极保护控制台 CB-1 4 台 3 浅埋式阳极地床 4 套 4 参比电极(长效) 4 支 第 10 章 防腐、防垢、防砂 120 续表 10.3 5 绝缘接头测试桩 20 支 6 电位测试桩 8 支 10.4 钢制储罐的腐蚀与防护 钢制储罐在运行过程中,遭受内、外环境介质的腐蚀。内腐蚀主要为内部储 存介质、管内积水及管内空间部分的凝结水汽的腐蚀作用;外部腐蚀则为大气腐 蚀、土壤腐蚀、杂散电流干扰及保温层结构吸水后的腐蚀影响等。 储罐防腐措施有: (1)新建罐:覆盖层;阴极保护。 (2)已建罐:加双底,涂敷防腐层及阴极保护;涂敷衬里;阴极保护。 储罐内壁覆盖层材料采用环氧漆、环氧煤沥青,一般储罐内壁 1.5m 以下均应 涂敷。储罐外壁采用锌、铝复合层,具体工艺是:先进行表面喷砂除锈,达到 Sa3 级标准,表面呈均一的金属本色;再用干燥、洁净的压缩空气吹扫干净;喷涂锌 层 50μm;喷涂铝层 100μm;最后刷两道氯磺化聚乙烯面漆涂料封闭。这与有机涂 料相比,一次投资成本约高出 40%,但由于延长了使用寿命,减少了频繁维修的 费用,按 20a 计可减少 2~3 个大修周期的费用,经济效益十分显著。 罐内壁阴极保护电流密度可取 120mA/m2,从安全角度考虑,以采用牺牲阳极 保护为佳。按 GBT 4950-2002,不同成分的阳极应进行适应介质的筛选试验。罐底 板外壁阴极保护电流密度为 10mA/m2,注意事项有: (1)电绝缘。应将被保护的罐和与之相连的多有管道(进、出油管,蒸气管, 水管)进行电绝缘,可采用埋地型绝缘接头。 (2)电连续性。所有被保护的储罐及相连接的管道应具备电连续性,凡是采 用法兰连接的均应焊接跨接导线。 (3)接地极改造。所有与被保护储罐相连接的防雷、防静电接地极,均应改 造成锌材料或镀锌材料。 (4)安全条件。施工期间及管理测量中应符合有关危险区操作规定。 10.5 腐蚀检测 10.5.1 集输管道的外腐蚀检测 管道发生腐蚀,通常表现为管道的管壁变薄、出现局部的凹坑和麻点、应力 腐蚀裂纹等。对在役埋地集输管道进行检测的内容包括位置走向勘测、腐蚀评价、 泄漏检测和缺陷检测技术等四大方面。 第 10 章 防腐、防垢、防砂 121 对埋地集输管道的外部检测,一般首先采用不开挖检测技术对管道本体的腐 蚀状况进行快速测评,或采用在线泄漏检测技术对管道的泄漏状况进行诊断和评 价,对于认为腐蚀严重或者发生泄漏的部位,还需要进行开挖来对管道本体进行 更进一步的检测,以发现管道本体上产生的裂纹和腐蚀等缺陷。 管道开挖后,使用最多的仍为常规超声、磁粉和渗透检测技术,此外,还有 超声导波检测技术、瞬变电磁法、超声相控阵检测技术、磁记忆检测技术以及管 道无接触式磁力断层摄影检测法等。 对于 D 区块的集输管道外检测可采用超声导波检测技术。该技术专门用于埋 地或带保温层管道腐蚀的检测。 图 10.3 超声导波检测设备 10.5.2 阴极保护的检测与监测 由于 D 区块集输管道及站场中大部分管道均采用埋地方式敷设,为了确保其 长期安全运行,需了解管道的各个部位是否达到了保护状态,确定危险性比较高 的管段,从而为管道运行管理提供可靠的决策依据,需要对阴极保护效果进行检 测和监测。 阴极保护检测的内容包括:管地电位测试、牺牲阳极输出电流测试、管内电 流测试、绝缘法兰绝缘性能检测、土壤电阻率测试、管道外防腐涂层漏电阻测试、 泄露点确定等。 管地电位测试可根据具体情况选用地表参比法、近参比法、远参比法、断电 法或辅助电极法;牺牲阳极输出电流测试可采用标准电阻法或直测法;管内电流 测试可采用电压降法或标定法;绝缘法兰绝缘性能的检测可采用兆欧表法、电位第 10 章 防腐、防垢、防砂 122 法或 PCM 漏电率测量法;接地电阻测试采用接地电阻仪;土壤电阻率测试可采用 等距法或不等距法;管道外防腐涂层漏电阻测试可通过沿线设置的电流测试桩测 量计算。 若条件允许,还可对 D 区块埋地集输管道安装腐蚀在线监测系统,站场的阴 极保护可采用智能监控系统,对管道和储罐的阴极保护效果和杂散电流干扰进行 远程实时监测。 腐蚀在线监测系统用于监测集输管线的腐蚀状态、环境腐蚀性的变化、管线 保护状态。原油储罐防腐蚀在线遥控遥测及寿命预测装置可以实时在线远程测量 储罐主要部位的腐蚀防护电位及用阴极保护站设备进行电气参数测量,并能根据 腐蚀防护数据处理结果,实行远程遥控调整设备运行参数,使储罐得到充分保护。 区域阴极保护智能监控系统可以将集中检测取得的数据送到远程管理监测区的计 算机,并进行监测管理或通过设置的网络接口上油田网,供管理人员监视。 图 10.4 阴极保护数据的远程监控系统示意图 10.5.3 阴极保护规则及保护效果的判定 根据 GB-T21448-2008《埋地钢制管道阴极保护技术规范》,埋地管道是否受到 了有效的阴极保护,可以利用-850 mV 准则和 100 mV 极化准则进行判断。 根据澳大利亚标准《金属的阴极保护第 2 部分:密集的埋地结构》(AS 2832. 2-2003)中的规定,当管地电位测量表明管道受到动态杂散电流干扰时,维护人员 应根据管道极化时间的不同而采取不同规则,测试时间段至少为 20h,且包括早晚 用电高峰期,如果用数据记录仪监测电位,采样频率至少 4 次/min。 1)短时间极化管道 对于涂层性能良好或已证实对杂散电流的响应为快速极化和去极化的管道, 遵循以下保护准则: (1)电位正于-850 mV 的时间不应超过测试时间的 5%; 第 10 章 防腐、防垢、防砂 123 (2)电位正于-800 mV 的时间不应超过测试时间的 2%; (3)电位正于-750 mV 的时间不应超过测试时间的 1%; (4)电位正于 0 mV 的时间不应超过测试时间的 0.2%。 2)长时间极化管道 对于涂层性能较差或对杂散电流的响应为缓慢极化或去极化的管道,其电位 正于保护准则的时间不应超过测试时间的 10%。 3)地电流影响 分析地电流对管道影响时,测试时间段至少为 20 h,且包括早晚用电高峰期, 如果用数据记录仪监测电位,采样频率应至少 1 次/min。受地电流影响管道的电位 正于保护准则的时间不应超过测试时间的 10%。 10.6 管道结垢 由于 D 区块输送气体中含有 CO2,且所产水型为 CaCl2 型,在输送过程中, 可能会在管道中结垢,从而导致管网缩径、堵塞、降低输送效率,引发局部腐蚀、 增加维修费用,因此要对结垢进行处理。 10.6.1 管道结垢原理 物体表面受到化学、物理或生物的作用而形成污垢,由于管道输送的是油气 等介质,这些介质里面含有有机物、CO2、多种离子、细菌以及泥砂等杂质,因此 很容易结垢。管道结垢后使管道缩径,流通截面积变小,造成压力损失、排量减 小及管道堵塞。管道结垢还会诱发管道局部腐蚀,导致管道漏失频繁,甚至穿孔, 造成破坏性事故。 一些离子结合后会形成在水中不溶、难溶和微溶的物质,这些物质都很容易 成为积累的水垢,也即盐类垢。通常,这类垢是由碳酸盐和硫酸盐组成的,典型 的有碳酸钙、硫酸钙、硫酸钡、硫酸锶等。这种垢的形成一般会经历成核长大的 过程,先是少量垢核心在管道表面形成、附着,然后更多的其它成垢化合物在这 些核心周围聚集,成为更大的垢团。随着水流的冲刷,一部分垢被冲掉,但其它 的垢继续生成,最终可能阻塞管道,随着环境水温的升高,这些难溶或微溶盐的 溶解度下降,就有更多的物质从水中析出,成为水垢。在一些管道中,当温度高 于 60℃时才会出现明显的结垢趋势,温度越高,结垢的趋势越严重。 水的流速也会明显地影响结垢的趋势。水的流动越缓和,成垢核心生长的环 境越稳定,随着管道输送介质流速的降低,水垢出现的概率逐渐提高,流速和流 向的突然改变也会使结垢加剧。 第 10 章 防腐、防垢、防砂 124 腐蚀导致的水垢是由管道本身的材料转化而成的。有些腐蚀介质会将管道中 的钢铁氧化,使其形成铁的氧化物、氢氧化物等。水中的溶解氧通过电化学腐蚀 的方式来侵蚀管道基体,但是没有其它种类水垢的协助,这种成垢方式难以真正 形成。水垢所覆盖的管道表面在电池反应中成为被腐蚀的阳极而逐渐氧化,并向 管壁的内部不断侵入,这种水垢需要格外防范。同时,水中溶解的硫化氢气体、 二氧化碳气体及铁细菌、硫酸还原菌等都可以借助表面水垢的掩护,在垢下腐蚀 管道的基体,形成严重的垢下腐蚀产物(碳酸铁、硫化铁等),并生成新的深层水 垢。 10.6.2 影响管道结垢的因素 1、温度的影响 温度对结垢的影响主要是改变易结垢盐类的溶解度。图 10.5 为垢在水中的溶 解度随温度变化的曲线。从图 10.5 可以看出,除了 CaSO4·2 H2O 溶解度有极大值 外,其它均随温度的升高而降低。 图 10.5 垢在水中的溶解度与温度的关系 2、压力的影响 压力对 CaCO3、CaSO4、BaSO4 结垢均有影响。CaCO3 结垢有气体参加反应, 压力对其影响相对较大。压力降低,可以促进结垢。在管道输送过程中,压力一 般都是降低的,因此结垢呈上升的趋势。 3、流速的影响 对于各类污垢,污垢增长率随着流体速度增大而减小。这可解释为,虽然流 速增大可以增加污垢沉积率,但是,流速增大所引起的剥蚀率的增大更为显著, 因而造成总的增长率减小。流速降低时,介质中携带的固体颗粒和微生物排泄物 沉积概率增大,管道结垢的概率也明显加大,特别是在结构突变的部位。流速的 突变也可以解释为压力的变化,如果流速突然加大,引起局部脱气,使 CO2 分压 降低,引起 CaCO3 结垢。 第 10 章 防腐、防垢、防砂 125 4、pH 的影响 研究表明,提高溶液的 pH 值,碳酸盐溶解将迅速结晶,使渐进污垢热阻增大, 污垢形成的诱导期缩短,促进污垢的生长。但 pH 值太低,会加大腐蚀,引起腐蚀 垢。 管道结垢是一个相当复杂的过程,对于盐类垢而言,结垢的首要因素就是溶 解度处于过饱和状态。过饱和浓度除了与溶解度有关外,还受热力学、结晶动力 学、流体力学等诸多因素的影响。对于腐蚀垢而言,结垢则受输送介质、材料以 及周围环境的共同影响。 10.6.3 管道除垢 1、化学除垢 化学除垢是根据垢的化学成分,选用合适的化学剂进行溶解除垢。 2、涂膜防垢 管道内壁粗糙度越高,析出的垢晶体在管壁吸附、成核的可能性越大。当溶 液中溶解的垢晶体过饱和时,晶体析出,并在粗糙的管内壁成核、长大,随着结 垢程度发展,结垢严重化。故在管内壁涂膜,降低内壁粗糙度能有效防垢。 3、 机械除垢 机械除垢采用强力清管器。清管器除垢与其它除垢方式相比具有操作简便、 价格低、施工周期短、施工人员少、施工设备简单、强度低、无污染等特点。但 是清管器为直线运动,要清理干净管内垢层,一般需 5~6 遍,有时多达 10 遍, 清管效率低,质量差。 4、 电子防垢 电子防垢利用信号发生器产生极性、振幅、频率高速变化的电流,在管道中 产生快速变化的磁场,对水中钙镁离子产生干扰,改变离子的电化学和物理特性, 降低 Ca2+、Mg2+、CO3 2-、SO4 2-之间的吸附能力,防止垢生成。 5、超声波除垢 超声波防垢器主要是利用超声波强声场处理流体,使流体中成垢物质在超声 场作用下,物理形态和化学性能发生一系列变化,使之分散、粉碎、松散、松脱 而不易附着管壁形成积垢,具有明显的防垢效果。 在 M 气田 D 区块的地面工程设计中,对于结垢问题,推荐采用涂膜防垢,辅 以清管器清管的机械除垢,从而实现防垢的目的,保证输送效率,减少维护费用。 10.7 防砂 在石油天然气的生产过程中,地层砂砾以及压裂砂粒会随生产油气到达地面,第 10 章 防腐、防垢、防砂 126 达到一定数量时,会因堵塞集输管线而影响生产,严重时会损坏节流闸阀,引发 安全事故。气井防砂的形式主要分为井下防砂和地面防砂,根据工艺原理,大致 可分为机械防砂、化学防砂和砂拱防砂等。井下防砂是将防砂工具,砾石筛管等 下入油管,防止气井出砂,达到保证地面设施安全的目的,但对于高产量的水平 气井而言,井下防砂器分离出的砂粒会在气井水平段堆积而堵塞气流通道,影响 气井产能的发挥。在高产水平井防砂工艺上,则需采用地面防砂技术,以物理方 法进行除砂。需要综合使用井下防砂工具和地面防砂装置、阀组才能实现安全、 经济的防砂增产目的。 10.7.1 出砂机理 气井井底出砂是由于井底地带的岩层结构被破坏和裂缝结构被破坏所引起的, 故分为地层出砂和裂缝出砂两种类型。地层出砂是脱落的岩石碎屑,裂缝出砂是 气层压裂改造过程中所加的压裂砂。经现场取样分析发现,目前气田出砂均为压 裂砂。这一类出砂的原因主要受气井的压裂工艺、生产制度、裂缝出砂临界产量 的影响,井底压差稍有变化,就会有压裂砂被生产气流带出井底。压裂砂较普通 岩石碎屑硬度大,颗粒细小,对下游管道、阀门、设备的破坏性更强。 10.7.2 防砂措施 目前,针对气井防砂工艺技术主要以井下防砂为主,其中井下防砂工具应用 较为成熟,水平井防砂技术正处于发展阶段,由于 M 气田 D 区块钻井方式为丛式 水平井组开发,因此 D 区块应从井下与地面工艺相结合,从而实现防砂。 (1) 井下防砂 井下防砂采用井下防砂工具从而实现防砂。其由井下坐封装置和防砂筛网两 大部分组成,属于机械防砂方法。防砂施工时,将工具由油管下入,地层含砂流 体经井底向井口运动时,遇到该防砂工具,流体由筛网而通过油管,固体砂则不 能通过由筛网阻挡后并落到井底,这样起到防止气井地面出砂,达到保证地面设 施安全的目的。井筒示意图如图 10.6,井下防砂工具结构示意图如图 10.7。 第 10 章 防腐、防垢、防砂 127 图 10.6 井筒示意图 图 10.7 井下防砂工具 (2) 地面防砂 地面防砂可采用地面防砂装置,见图 10.8,将该工具接到井口针型阀下游, 与原有设计管线并列安装,气井开井后井内气体携带砂砾通过井口进入装置, 气体由上部管体进入过滤装置,颗粒状砂砾阻挡在过滤装置外。阻挡在过滤装 置外的砂砾在流动气体作用下进入下端储砂筒,砂量到达一定容积后,关闭本 装置两端闸阀,泄去装置内压力后,拆下储砂筒两端的堵头清理砂砾。 图 10.8 地面防砂工具 图 10.9 地面防砂流程 井下防砂与地面防砂均有其各自的特点和适用性,在使用过程中需充分考 虑各种工艺技术的适用范围和经济性,对其可行性进行综合评价和优选。对于 大管径井下防砂工具能有效防治井筒出砂,但适用于井筒比较干净、出砂较少第 10 章 防腐、防垢、防砂 128 的气井,否则会造成井筒积液或积砂,影响气井正常生产。 对于 D 区块,由于采用的工艺为井下节流,气井出砂可能会导致节流器的 堵塞与磨损,从而使得节流器不能实现节流要求。因此针对 D 区块的出砂问题, 选择使用井下除砂装置为主,辅以地面出砂工艺,从而避免气井出砂所带来的 损坏阀门与设备、堵塞管线、影响生产的危害。 第 11 章 气田管网泄漏及应急预案 129 第 11 章 气田管网泄漏及应急预案 由于整个区域的管线众多,不可避免的会出现泄漏,由于管线一旦泄漏会造 成不可估量的损失,因此根据实际情况采取相应的泄漏检测系统,在气井及采气 管线处合理布置防爆气体浓度监测仪和太阳能监视器,检测矿场的运行状况,在 较长的集气管线及长输管线上布置音波法泄漏检测系统检测泄漏。 11.1 泄漏检测方法及其评价指标 11.1.1 泄漏检测方法 目前对于天然气集输管线泄露的检测方法有很多种,从原理上可以分为直接 检测和间接检测,间接检测是检测因泄漏造成的流量、压力、声音等物理参数的 变化,包括质量平衡检漏法、应用统计法、负压波法、音波法、基于神经网络的 检漏方法等。 一、直接检测法 天然气管道的泄漏监视最初阶段采用的是人工分段巡视的方法。利用此法进 行检测,在天然气中需要添加添味剂,当天然气浓度在空气中达到最低爆炸的极 限(约 1%)时,依靠嗅觉可能才会被发觉。 为了对泄漏检测能力的提高,对各种可携带的检测仪器进行了研制与开发, 对天然气管道泄漏检测设备也要进行研制。微量泄漏的检测一般采用直接检漏法 进行检测,这种检测不只是在管道运行过程可进行,在停运阶段也可进行检测。 二、间接检测法 (1)质量平衡检漏法 根据质量守恒定律,在管道无泄漏的情况下进入管道的质量流量应等于流出 管道的质量流量。当泄漏程度达到一定量时,入口与出口就形成明显的流量差。 检测管道多点位的输入和输出流量,或检测管道两端泵站的流量并将信号汇总构 成质量流量平衡图像,根据图像的变化特征就可确定泄漏的程度和大致的位置。 这一方法适用于稳定流动和管道中间没有分支的情况,满足条件时,方法的 可靠性较高,但由于受众多因素影响,此方法不能检测小流量泄漏,检测时间较 长,检测精度低,无法计算泄漏发生的地点。 (2)应用统计法 采用应用统计法时,不需要知道管道模型,只需要知道管道起终点的流量和 压力,通过不断的计算压力和流量之间的关系来判断管道是否发生泄漏。当管道 处于正常工况时,管道起终点的压力和流量之间的关系保持不变,而当管道发生第 11 章 气田管网泄漏及应急预案 130 泄漏时,它们之间的关系就会发生变化,使用序贯概率比检测可以识别这种变化。 若管道发生了泄漏,则可以通过最小二乘法确定泄漏发生的位置。此方法对测量 仪表的要求较高,但它不需要计算管道模型。 (3)负压波法 在泄漏发生时,泄漏处立即产生因流体物质损失而引起局部流体密度减小出 现的瞬时压力降低和速度差,这个瞬时的压力下降作用在流体介质上就作为减压 波源通过管道和流体介质向泄漏点的上下游以声速传播。当以泄漏前的压力作为 参考标准时,泄漏时产生的减压波就称为负压波,其传播的速度在管道和输送的 流体中并不相同,设置在泄漏点两端或泵站的传感器抬取压力波信号,根据两端 拾取压力波的梯度特征和压力变化率的时间差,利用信号相关处理方法就可确定 泄漏程度和泄漏位置。 由于管道在正常运行时,如开关阀、压缩机也可以产生负压波,因此只有区 分这两种负压波才能进行泄漏检测。根据两种负压波产生的方向不同,可以通过 在管道起终点分别安装两个压力传感器的方法,去掉场站中开关阀、压缩机产生 的负压波。根据两种负压波的波形特征的不同,有人提出了一种模式识别的方法, 用于进行泄漏检测。此方法适用于管道发生较大泄漏的情况,此时的检测及时性 和定位精度都较好,当管线发生的泄漏是微小泄漏或缓慢泄漏时,检测效果不佳。 (4)放射性检漏技术 油气管道的放射性检漏技术是将放射性标记物 131 碘或 82 溴加入管道内,经 过泄漏处时示踪剂漏出附着于泥土中,采用示踪剂检漏仪,在管道内部或地表沿 线检测,记录漏出示踪元素的放射性。根据记录曲线,可以找出泄漏部位。 (5)基于神经网络的检漏方法 由王军茹等人提出的基于神经网络的管道泄漏检测方法,不同于已有的基于 管道准确流动模型描述的泄漏检测法,这种方法能自适应学习管道的各种工况, 对管道运行状况进行分类识别,是一种基于经验的类似人类的认知过程的方法。 试验证明这种方法是十分灵敏和有效的。 (6)音波法 当管道发生泄漏时,泄漏点处产生泄漏音波,并向管道两端传播,管道起终 点的音波传感器捕捉传过来的泄漏音波,之后与数据库中的模型比较,看管道是 否发生泄漏,以及泄漏量的大小,并根据泄漏音波传到管道起终点的时间差进行 泄漏定位。此方法具有较好的灵敏性和定位精度,具有很大的发展潜力。 11.1.2 泄漏检测方法的评价指标 评价管道泄漏检测方法的好坏,主要是通过以下的几项指标:灵敏度、误报第 11 章 气田管网泄漏及应急预案 131 率、 定位精度、检测时间、适应能力、费用。 主要输气管道泄漏检测方法进行了评价,如下表 11.1 所示: 表 11.1 泄漏检测方法的评价指标 检测方法 灵敏度 定位 精度 误报率 检测 时间 适应 能力 费用 间 接 检 测 法 质量平衡检 漏法 差 低 高 较短 无 低 应用统计法 较高 较高 低 中等 有 中等 负压波法 较高 较高 高 短 有 低 音波法 高 高 低 很短 有 较高 基于神经网 络的检漏法 高 高 低 中等 有 较高 综合比较上述几种泄漏检测方法,可以发现:音波法的检测性能优良,安装 费用较高,而维护费用很低,因此音波法的综合评价结果较好,是一种具有发展 潜力的检测方法。 11.2 输气管道泄漏检测系统 随着计算机技术的迅速发展及 SCADA 系统在油气管道上应用的出现,在线实 时检测技术也逐渐发展起来。这些方法是在建立管道实时模型的基础上,利用 SCADA 系统采集到的数据作为边界条件,再依据一定的检测原理进行泄漏检测。 泄漏检测与定位技术的原理是动态质量平衡法与压力偏差法。管道泄漏预测系统 的特点:对管道压力、流速变化的平均值来进行统计与分析,据此来判定是泄漏 还是断管的可能性更大。国外一些管道检测公司及研究机构应用计算机仿真技术 开发研制了管道仿真软件,为管道的动态水力工况分析、确定运行方案以及管道 泄漏的检测和分析等提供了强有力的工具。这些在线仿真软件的运行完全是由所 在管道的 SCADA 系统提供实时数据驱动,并对实际管道的运行进行连续实时模拟。 第 11 章 气田管网泄漏及应急预案 132 图 11.1 音波泄漏检测系统原理图 基于音波法的输气管道泄漏检测及定位系统检测装置包括传感器组、现场数 据采集处理器、GPS 接收器、通信网络、中心数据汇集处理器和监控主机;检测 方法为分别采集管线上、下游的音波数据和流量、压力及温度常规数据,利用小 波变换对音波数据滤除背景噪音,结合常规数据分别识别音波信号的时域、频域 及时频域特征以排除外界干扰,实现泄漏信号特征提取,并采用基于相关分析法 和 GPS 同步时间法的改进定位方法进行泄漏定位。 由音波传感器、压力传感器、质量流量计、温度传感器组成成套传感器组, 在要进行泄漏检测管段的起、终点分别安装一套传感器组,起、终点均采集音波 信号和压力、流量、温度信号,除质量流量计外,每个传感器分别通过在管线上 开孔,直接与管道里面的气体接触安装,质量流量计需截断管线安装,安装顺序 无要求,各传感器之间距离 0.5~1m。 11.3 管线泄露应急预案 制定应急预案的主要任务及目标,就是要研究气田生产运行中各种潜在风险 的发生规律,并对其进行预防和控制,从而降低风险发生的频率,及时控制和消 除事故的危害,最大限度地减少人员伤亡和财产损失,并提升企业应对可燃气体 集输管网事故的能力,使具有一定风险的项目能够满足开发和安全生产的要求。 在一般山区地带,由于地质条件差,特别是石方段,防腐绝缘层在运行过程 中较易破损、老化,导致输气管线腐蚀而发生穿孔或由于焊接质量等原因致使天第 11 章 气田管网泄漏及应急预案 133 然气微量泄漏。管线泄露应急响应系统启动及执行实施过程如下: (1)诊断及预警 首先现场值班人员根据管网参数的变化,判断突发事故为管线泄露,并初步 确定泄露点位置。值班人员发现管线泄漏事故后立即对各应急机构值班人员及应 急区域周边群众进行报警预警提示。 (2)接警及事故报送 值班人员在接到险情报警后,按现场实际情况做好接警及事故报送工作, 应 立即通过场站值班电话或本人移动通讯等方式向应急办公室汇报,汇报内容包括 事故类型、原因、地点、周边环境、破坏程度等,由应急办公室负责将险情信息 传达至应急领导小组、应急指挥部及专家技术组,确保各机构尽快进行应急启动。 (3)应急启动 应急救援组织机构接到事故报警通知后,根据事故响应等级启动相应预案。 首先,组织人员第一时间赶赴现场,封锁现场并划定警戒区,如有中毒人员, 立刻开展中毒人员急救工作,迅速将事故周边危险区域群众疏散到安全区域,并 落实救援人员安全防护装备及救援器材,包括消防器材、防毒面具、可燃气体检 测仪、阀门切断工具等。 同时,值班人员迅速通知相应应急响应小组,应急响应小组根据管线泄漏的 位置迅速关闭泄漏点上下游截断阀;迅速通知采气队应急响应小组,该小组根据 指示迅速通知下级各集气站小组,关闭各站气井并停产。 如果泄露位置不在输气干线上,相应的应急响应系统执行如下: 对于集气站外输管线发生泄漏,值班人员迅速通知集气站的应急响应小组, 集气站应急响应小组按照管线泄漏的处理措施,及时关闭气井及阀门,进行抢修。 对于多个集气站的外输管线发生泄漏,值班人员确定泄漏点后应迅速通知该 管线所属的采气队应急响应小组,采气队应急响应小组根据管线发生泄漏的位置, 通知受影响的集气站应急响应小组,各集气站关闭气井,并按照管线泄漏的处理 措施进行抢修。 对于首站外输管线或站内管线发生泄漏,值班人员应迅速通知气田管网应急 响应小组,气田管网应急响应小组根据泄漏的影响程度,逐级通知下级干线、采 气队、集气站应急响应小组,关闭气井,并根据管线泄漏处理措施进行抢修。 (4)应急行动 首先,在事故现场做好抢险和救援的准备工作。抢险的首要任务是先确定泄 漏点,并做标记,方可施工。根据实际穿孔大小或裂缝长度,现场确定抢险方案, 并根据确定的方案,组织抢险人员、设备以最快的速度落实到位。如果在夜间抢 险,还需要采用 4 台防爆探照灯立于事故点四周。根据快捷、方便的原则,选择第 11 章 气田管网泄漏及应急预案 134 最佳线路修筑临时通道。临时通道必须能满足各种抢险设备到达现场的要求。根 据山区地形情况,施工通道主要借助原有施工作业带,局部位置采用填方来对路 气扩散地段,应停留在可燃气体扩散地段上风方向处做好准备,以应付随时可能 发生的火灾、爆炸事故。天然气扩散后可能遇到火源的部位,应作为灭火的主攻 方向,部署水枪阵地,做好对付发生火灾爆炸事故的准备工作。 救援过程中还应防止碰撞以免产生火花。如果油气浓度超过 20%LEL,应利用 喷雾水吹散泄漏的气体,以防止形成可爆气。 泄漏点确定后,剥离影响安装卡具范围内的防腐层,确定抢险方案。微量泄 漏抢险方案一般采用安装夹具或焊接管帽。管道穿孔点的大小均符合安装夹具的 要求,可使用夹具进行抢险。安装夹具前首先应对孔洞或破裂焊缝进行打磨,使 其达到与母材高度一致后固定管卡,并上紧,用气体检测仪检测,合格后将与穿 孔位置钢管接触的管卡与母材焊接在一起,拆除另一半管卡后再进行防腐作业; 间隔一段时间后还必须再次进行气体检测,合格后才可进行管沟回填,恢复地貌, 同时做好抢险标识。卡具安装如图: 图 11.2 卡具安装示意图 穿孔位置符合焊接管帽的要求,可采取焊接管帽抢险。焊接管帽前首先应采 取引流措施将可燃气体引至安全地带,并检测可燃气体浓度,确认合格后,焊接 管帽;焊接完成后,关闭阀门,拆除引流装置,再进行焊道检测。管帽焊接如图 11. 3 所示。 第 11 章 气田管网泄漏及应急预案 135 图 11.3 管帽焊接示意图 泄漏点处置完毕后需对焊缝进行探伤检测,合格后才可进行防腐作业。防腐 前需将补丁边缘修磨到能与管材平缓过渡,防腐程序及要求必须与原设计相同。 稳管施工完毕方可进行作业坑回填,并且回填时必须遵循先细后粗的原则。 (5)应急终止 抢修完成后,经应急领导小组同意后,打开上下游截断阀,应急响应小组通 过下级采气队应急响应小组通知各集气站应急响应小组,恢复气井正常生产。 (6)事故善后处理 善后处理工作由当地应急指挥部负责。对事故造成的伤亡人员要及时进行医 疗救助,按相关规定给予抚恤,并对造成生产生活困难的群众进行妥善安置。民 政部门要严格管理社会救助资金和物资,管输企业和各保险机构应快速介入,及 时做好理赔工作,同时要高度重视和及时采取心理咨询、慰问等措施,努力消除 事故对人民造成的精神创伤。应急指挥部协调相关单位及事发地政府,对本次事 故发生的原因、影响、后果、性质、责任和应急决策能力及现场处置能力、恢复 重建能力等问题进行调查评估,总结经验教训,并做出书面报告。 第 12 章 通信 136 第 12 章 通信 通信工程设计应为油气集输工程的生产管理、应急抢修等提供多种通信服务。 同时为自控系统的数据传输、图像传输、远程监控等提供可靠的通信通道。通信 可采用有线通信和无线通信两种方式。 12.1 有线通信方式 D 区块地方电网发达,气田内部已建成 12 芯通信光缆,用以实现: (1)气田生产管理单位之间的管理电话(数据)采用有线通信方式; (2)周边集气站通信; 12.2 无线通讯方式 巡线应急通信配卫星手机 2 部。 12.3 通信系统及网络 站内通过光缆外接油田局域网和附近公网,值班室设置网络接口,组建办公 网络系统,用于办公自动化、文件共享、数据备份等。 区块管理中心接入开发气田通信网,实现对外的通信需要。 12.4 通信工程 目前,国内外常用的传输方式有光纤通信、无线宽带通信和卫星通信三种。 本工程系统技术方案的选用应在满足技术要求的前提下尽可能节省投资。光纤通 信方式传输容量大、中继距离长、传输质量稳定,不受外界因素的干扰。无线宽 带通信方式组网灵活,传输速率较高,扩容方便。根据本工程的实际需求,通信 系统不仅要安全可靠,而且还要尽可能节省投资,本气田内部已建好 12 芯通讯光 缆,所以设计推荐采用光纤传输通信作为本工程通信传输方案。 12.5 主要工程量 表 12.1 D 区块自控及通信设备配备表 序号 仪表材料名称 规格 单位 数量 1 一体化温度变送器 供电:24VDC;信号 4~20mA 台 较多 2 智能压力变送器 供电:24VDC;信号 4~20mA 台 较多 3 单法兰液位变送器 供电:24VDC;信号 4~20mA 台 较多 第 12 章 通信 137 续表 12.1 4 便携式可燃气体检测仪 套 10 5 PLC 控制系统 可编程控制系统 套 1 6 SCADA 系统 套 1 7 过程控制系统(PCS) 套 1 8 应急关断系统(ESD) 套 1 9 火气探测系统(FGS) 套 1 10 移动电话固定台 台 16 11 台式计算机 套 16 12 监控摄像机 台 12 备注:井口、集气站 第 13 章 给水排水 138 第 13 章 给水排水 13.1 给水 油气田站场给水、排水系统应充分利用已有的系统工程设施,统一规划,分 期实施。对于不宜分期建设的工程,可一次实施。给水系统的选择,应根据生产、 生活、消防等各项用水对水质、水温、水压和水量的要求,结合当地水文条件及 外部给水系统等综合因素,经技术经济比较后确定。 给水设计供水量应为生产、生活、绿化及其他不可预见等用水量之和,且满 足消防的有关规定。无人值守站场可不设给排水设施。外部给水系统供水量不足 时,站场内用水宜设置储水罐(箱、池)。当采用站外市政、工矿系统管道供水时, 其容量不得小于站场日平均用水量。当采用水罐车供水时,站内储水罐(箱、池) 的容量不得小于 5m3。供水方案: 1.水源来水直供站内屋顶高位水箱,由水箱自流供给用水点。 2.生活热水 1)集气站:站内设电热水器 1 套,满足淋浴用热水。 2)区块区管理中心 采暖期利用采暖热水热源制备热水;非采暖期采用太阳能热水器制备热水。 13.2 排放 1.集气站 1)生活生产废水:站内生活废水汇集于站内污水蒸发池中,自然蒸发。 2)生产污水:集气站内生产污水用污水罐车拉运至天然气处理厂污水处理装 置。 生活污水汇集后经组合式污水处理装置处理,水质达到杂用水标准,用于绿 化或外排。第 14 章 污水处理 139 第 14 章 污水处理 国内污水处理技术虽然有很多,但基本原则有三个过程,即:分离、转换和 利用。 14.1 气田污水处理方法 1 气浮法 气浮法也称浮选法,是指在含油污水里面注入空气以便形成大量小气泡,小 气泡在 水中和油粒子悬浮存在附着力,由于总悬浮物的密度小于水,使悬浮粒子 泡沫一起浮到水面,形成一个浮动的分离含油废水。最常用的方法有溶气浮选法 浮选,浮选和喷气叶轮浮选方法。 2 电絮凝法 电絮凝法的原理是利用含油污水中包含的 -OH 离子,与可溶性电极所产生的 阳离子相结合生成胶体,并且与污水中的污染物颗粒发生凝聚的作用,最终达到 分离净化的目的。在电解的过程中,阳极表面产生的中间产物对污水中的有机污 染物有一定的降解作 用。电絮凝法具有设备简单、处理效果好和操作简单等优点, 但它存在着需要大量盐类 作辅助药剂、阳极金属消耗量较大、运行费用较高、能 耗高等缺点。王车礼、裴峻峰等 采用电絮凝法处理油田含油污水,分析了影响处 理效果的主要影响因素:电极板间距、 电流强度和 pH 值等。 3 生物法 生物法是利用微生物的新陈代谢,使得水中溶解的气体,有机污染物进入稳 定的胶体无害物质状态。目前生物处理方法包括活性污泥法和生物滤池法。活性 污泥法是使用活性污泥中的微生物吸收和集中需处理污水表面的有机物,存放于 活性污泥曝气池中。生物滤池法是安装吸附微生物的生物过滤器,含油废水自上 而下流过过滤器材料表面,过滤器分解有机污染物的吸附力或者破坏微生物组分 的过程。 4 膜分离法 膜分离技术是使用人工化学材料多孔拦截作用的物理分离方法去除含油废水 污染物的某些粒子。膜分离技术的特点是显而易见的:含油污水的分离膜孔径的 大小直接决定了油粒子通过,而且通常没有相变过程,含油废水可以直接实现油 和水的分离,不使用任何化学制药、二次污染较少,后续处理成本也非常低,分 离过程只需要消耗很少的能量,对于低含油量的油水分离,处理效果更好。研究 的重点集中使用不同的化学材料和方法制备具有良好的性能和合理的价格的膜,第 14 章 污水处理 140 从而克服一些缺点。膜分离技术一般应用于水和其他使用无机膜改性处理油污水 的分离中。 表 14.1 含油污水处理方法优缺点比较 处理方法 优点 缺点 水力旋流法 处理效果较好、处理量大 对小于 5μm 的粒子很难分离 絮凝法 适应性强,可去除乳化油和溶解油以 及部分,难以生化降解的复杂高分子 有机物 价格昂贵,后继处理困难,药 剂造成二次污染 气浮法 化学装置处理量大,产生污泥量少、 分离效率高 对于其他污染物质效果不明 显, 药剂造成二次污染 电絮凝法 处理效果好,占地面积小,设备简单, 操作方便 加入辅助药剂,能耗较高,运 行成本高 生物法 处理量可观 菌类选择复杂,占地面积较大 膜分离法 无二次污染,后续处理费用低,分离 过程耗能少,分离出水含油量低 处理量小 14.2 污水处理流程 本方案污水处理方案,通入臭氧杀死液体中的微生物,沉降去除大颗粒物质, 后通过微滤分离膜,进行独立的快速吸附,从污水中分离出 0.05~10pm 的微生物 和细颗粒,而液体乳剂也被分离。超滤从污水中除去分子量为几百万的大分子, 如蛋白质,胶体,微生物等。同时能够溶解在水中以去除油污。超滤分离后使用 臭氧曝气增加臭氧与烃的反应速率以去除污水中大分子 COD 和残留的其余物质。 纳滤的目的是为了集中纳滤膜脱盐,含油水分离出低分子量物质如各种有机盐类, 氨基酸等等,从而使得水,无机盐,有机化合物和其它小分子通过。在污水处理 过程中,由于 D 区块污水含泥量较低,整个过程中污泥的产生量极少,因而产生 的污泥集中 2、3 月统一进行一次处理。 内部结构包括 PLC 控制柜,污水池 4 个、臭氧发生器 2 具,过滤膜 3 套,防 爆灯 4 个、通风设备 4 个、膜压力泵 2 个,3 套泵、电热加热设备,以及污水处理 过程中牵扯到的污水工艺管道。这些设备共同组成污水处理控制系统,用来完成 气田含油污水的处理。 对于 D 区块的污水处理,集气站中从分离器及压缩机中出来的含油污水,进 入闪蒸分液罐对其进行闪蒸,对分离出的气体进行火炬放空,分离出的液体进入 污水罐,通过汽车拉运的方式将污水运至天然气处理厂进行污水处理。 第 14 章 污水处理 141 14.3 污水处理防爆措施 安全第一,预防为主,一直是中国石油和天然气行业合规指南。本文的天然 气集气站爆炸风险较高,需要提高安全生产措施。所以采取措施抑制废水处理系 统隐患因素的发生,确保安全生产是非常必要的。任何爆炸都是燃烧气体在空气 中达到一定比例的可燃气体而引发的,通风措施可以有效降低可燃气体浓度。本 文的系统内部采用轴流式风机,防爆风机,通风风扇使得可燃气体和外部新鲜空 气在污水处理系统内部进行更换,达到降低可燃气体浓度的目的。防爆工具,切 断点火来源的一种方式。当设备和管道体外发生可燃气体泄漏,静电接触遇到仪 器仪表短路会容易产生爆炸或火灾。所以本文中所有设备均采用防爆设备,如所 有的水循环泵,离心泵等等。同时应用了可燃气体自动报警系统,一旦污水处理 系统中可燃气体浓度超限,该系统将自动停止工作。污水处理系统照明使用了防 爆节能荧光灯。系统中的电气设备在各种位置的连接处,均使用了防爆接线盒进 行连接,防止短路情况的发生。第 15 章 消防 142 第 15 章 消防 消防水源可由城市上水道、天然水源、自备井或消防水池供给。消防供水管 道宜与生产、生活用水管道合并设置,并必须保证当生产、生活达到最大用水量 时,仍能确保消防所需的总用水量。消防供水管道应采用环状管网,只有当储罐 总容量小于 200m3 时,可采用枝状管网。向环状管网供水的干管不应少于 2 根, 其中一根发生故障时,其余干管应能通过 70%的消防总水量。站区的消防供水支 管应与站内生产、生活供水管道分开布置,其管道直径不应小于 10mm。支管上应 设控制阀,阀前支管以 0.003~0.005 的坡度坡向供水干管。消火栓应根据站区总平 面布置情况靠近保护对象设置,其间距不应大于 120m,且宜设在路旁目标明显的 地方。消火栓的保护半径不应超过 150m。布置在储罐区和生产区内的消火栓应采 用地上式,一般不设置阀门,严禁采用地下式消火栓。站区消防水系统的管道流 速不应大于 3m/s。 消防水泵房的耐火等级为一、二级,当消防水泵房与其它房舍合建时中间应 用耐火极限不低于 1h 的非燃烧体实墙隔开。消防水泵房应设有直接通向室外的出 入口。消防水泵至少应设置 2 台,每台消防水泵应设置独立的吸水管。消防水泵 应保证在发生火警后 5min 内开始工作。为保证火灾现场断电时仍能正常运转,除 设置电动水泵外,还应有备用的内燃机驱动的水泵或其他非电动水泵。 集气站、区部配置手提式和推车式磷酸铵盐型干粉灭火器。 第 16 章 供配电 143 第 16 章 供配电 依据工艺设备的生产特点及终端供电所造成的损失和影响程度进行划分,依 据现行国家标准《重要电力用户供电电源及自备应急电源配备技术规范》GB/Z 29328 的有关规定: 气田集输的集气站宜为二级重要电力用户; 消防设备的用电负荷等级及电源应符合现行国家标准《石油天然气工程设计 防火标准》GB 50183 的相关规定。 16.1 供电系统 实际建设中应统计出集气站所需电负荷再进行具体设计。本设计中所列数据, 为参照已开发气田的配置,结合本区块情况给出。 集气站供配电,每站设 2 台 18kW 发电机互为备用。 气田 D 井场、场站采用 10 kV 架空线路供电,配电变压器采用柱上安装方式, 新建站场设柱上变或落地式变压器供电。站内设独立配电室,采用 GCS 型配电屏 或 XL 型独立配电箱放射式给各单体供电,各级均采用自动开关保护,站内电力线 路均采用电缆配线。 16.2 建筑物防雷 充分利用建构筑物的钢筋作为防雷装置,立柱基础的钢筋网通过钢柱,钢屋 架,钢筋混凝土柱子、屋架、屋面板、吊车梁等构件的钢筋或防雷装置互相连成 整体;屋面设置避雷带作接闪器,建筑物内的设备、管道、构架等不采取阴极保 护的主要金属物,应就近接至防直击雷接地装置或电气设备的保护接地装置上。 16.3 防静电措施 户外架空工艺金属管道在进出装置或设施处、爆炸危险区域边界、管道泵及 其过滤器、缓冲器处、分支处以及直线段每隔 100~200m 处,设置防静电接地装置。 凡生产储存过程有可能产生静电的管道、设备、金属导体等均应做防静电接地。 16.4 接地 低压配电系统的接地型式采用了 N-S 系统,除规定的架空线路杆塔单独设置 防雷接地装置外,电气设备的工作接地、自控/通信的保护接地及工作接地、防雷/ 防静电接地等共用同一接地装置。电涌保护器的接地应以最短距离接至共用接地 装置。 第 16 章 供配电 144 电缆接线盒、终端头的外壳和电缆的外皮、穿线的钢管等,均应可靠接地。 绝缘接头的避雷器以最短距离可靠接地。 接地电阻值要求:规定的架空线路杆塔设置独立防雷接地装置的冲击接地电 阻不大于 10Ω,专用防静电接地装置的接地电阻不大 100Ω,共用接地装置的接地 电阻不大于 4Ω。 16.5 动力、照明配电 低压电动机应安装相间短路保护,断相保护以及过负荷保护;装设单独的接 触器或磁力启动器,操作不频繁的采用保护与操作合一的自动空气开关。 坚持绿色照明方针,各站场均选用节能、使用寿命长、发光效率高的灯具。 爆炸危险场选用防爆灯具。 16.5.1 供电电源 主电站设置在已知位置上,赛题已经指出气田区域已设置电缆。综合电站负 荷率、机组可选资源、初始投资以及燃料费用等方面的因素,考虑本项目燃料气 源充足,确定选用 SOLAR 公司生产的 TITAN 130 燃气透平发电机组作为备用发 电机组。 燃气透平对废热回收炉的要求: 燃气透平电站必须通过烟气挡板装置同废热回收炉联结。烟气挡板装置由主 烟道挡板,旁通烟道挡板,闸板及烟气挡板传动装置等构成。它的主要功用有: 1)保护燃气透平,当废热回收炉故障无法排烟时,烟气挡板传动装置将旁通 烟道挡板开启,同时将主烟道挡板关闭,烟气由旁通烟道排出,而不影响燃气透 平的正常运行。主烟道挡板,旁通烟道挡板要彼此联动,两者要 1 开 1 关(严禁 同时关闭或同时全开)或两者要同步开大(或关小),以保持烟量通流平衡。 2)调节废热回收炉的运行工况,通过同步调节旁通烟道挡板、主烟道挡板的 开度可调节废热回收炉的进出口烟量,进而调节废热回收炉的产热量。 3)将闸板关闭,可基本隔绝烟气流通,在燃气透平正常运行情况下,进行废 热回收炉的停炉检修等项工作。 4)为保安全,烟气挡板装置除自动调节外,尚应具备手动调节功能。燃气透 平电站具有快速起停(能在 15~20min 内完成)和负荷迅速变化(数分钟内完成 20% 的负荷变化)的性能,废热回收炉应有相适应的性能。废热回收炉受压管件要有 柔性,避免产生过大的热应力。 燃气透平的排气背压对其输出功率有很大影响。为此,废热回收炉装置的烟 道阻力要限定在燃气透平排气背压的允许范围内。 第 16 章 供配电 145 根据《供配电系统设计规范》确定气田用电负荷等级为二级,正常供电采用 由发电厂供电线接出,架设至供电专线,采用两回线路供电,导线规格为 LGL, 选用依据如下: 根据负荷功率法计算公式:  1 e U PR QU    (式 16.1) 将 tanQP  ,LRS  带入化简得到: 210 tane S mU PL     (式 16.2) 式中,U —电压损耗,V; P—通过线路的有用功率, kW ; eU—线路额定电压, kV ; L—线路长度, km ;  —20℃时导线电阻率,  ·mm2/ km,对于铝绞线 31.5  ;铜绞线 18.8  ;钢芯铝绞线 35.6  ; S—导线横截面积, 2mm ; tan —功率因数角 的正切值;  —线路平均电抗,单位为 /km。计算时,0.38 千伏线路 =0.35 /km; 6~10 千伏线路 =0.38 / km;35 千伏线路 =0.43 / km; m —电压损耗百分数。 根据《供配电系统设计规范》,设计中选用钢芯铝绞线,供电专线为 10kV, 电压损耗百分数不大于 5%;代入上式中得 2114.75mmS  ,选定输电导线型号为: LGL-120/20。 16.5.2 供电方案 (1)继电保护及计量 本工程总计量设在配电间电源侧 0.38kV 配电柜进线处,作为内部考核。保护 具体配置如下: ①0.38kV 进线柜:设过电流、短路短延时保护、低电压保护、测量电流、有 功电度和无功电度。 第 16 章 供配电 146 ②电机出线:0.38kV 低压开关柜电机回路设置智能马达保护器作为低压用电 设备的保护元件,其相应的测量仪表采用数显电测仪表。 在变电所附近设置避雷针以防雷击,变压器及配电柜、配电箱接地,接地电 阻不大于 4Ω,其他电气设备非载流金属部分及场区所有金属管道等均做防雷、防 静电接地,接地电阻不大于 10Ω。 16.5.3 接地保护 站内设环形闭合共用接地网,接地形式采用 TN-S-C 型,接地电阻小于 4Ω, 所有带电设备的金属外壳及工艺设备均采用接地保护。 除放空立管、规定的架空线路杆塔单独设置防雷接地装置外,电气设备的工 作接地、自控/通信的保护接地及工作接地、防雷/防静电接地等共用同一接地装置。 电涌保护器的接地应以最短距离接至共用接地装置。电缆接线盒、终端头的外壳 和电缆的外皮、穿线的钢管等,均应可靠接地。绝缘接头的避雷器以最短距离可 靠接地。 接地电阻值要求:放空立管、规定的架空线路杆塔设置独立防雷接地装置的 冲击接地电阻不大于 10Ω,专用防静电接地装置的接地电阻不大于 100Ω,共用接 地装置的接地电阻不大于 4Ω。 接地装置优先利用建构筑物的基础钢筋作为自然接地体,人工接地网采用热 镀锌扁钢。 16.5.4 电力设备配备 表 16.1 电力设备配备表 序号 项目名称 单位 数量 备注 1 变电系统 套 7 井口 2 低压电缆敷设 km 3.36 3 接地系统 套 7 4 燃气透平发电机组 台 4 集气站 5 低压配电屏 台 5 6 变频柜 90kW 台 1 7 低压电缆敷设 km 54.6 8 照明系统 套 2 9 接地系统 套 2 10 架空电力线路干线 LGL—120/20 km 28 电源 第 16 章 供配电 147 续表 16.1 11 变电所 10kV 出口设备 套 1 12 高压电缆 YJV22-10kV 3X150 m 600 13 低压变电所 1X400kVA 座 1 处理厂 14 低压配电屏 台 5 15 变频柜 90kW 台 1 16 低压电缆敷设 km 6 17 照明系统 套 3 18 接地系统 套 3 第 17 章 供热、供暖 148 第 17 章 供热、供暖 17.1 供热 供热就是通过一个热介质系统向平台提供必要的热能,以满足生产和生活的 需要。有几种方案可供选择,一是电加热,二是水蒸气锅炉加热,三是热介质炉 加热。电加热一般都用于电器设备的空间加热器和一些管线的伴热等。热介质炉 供热系统具备操作方便、安全可靠、无腐蚀性、维护量少、经济性好等优势成为 石油化工行业的首选供热系统。根据燃料的不同,可以将热介质炉分为燃气炉、 燃油炉、燃油燃气两用炉和废热回收炉。燃气炉的燃料为天然气,燃油炉的燃料 为柴油等液体燃料,两用炉有两套燃料系统,既可烧柴油,又可以烧天然气。废 热回收炉主要是利用燃气透平的高温尾气来加热热介质,即热电联供。两种方案 相比,热电联供不需要直接燃烧的热源,而是利用燃气透平排烟中的余热作为加 热源,其主要优点是提高了热能的使用效率,降低了操作费。 废热回收炉就是利用燃气透平排出的高温烟气对热介质进行加热的一套系统, 炉子本身结构简单,主要由换热盘管和一些附属管线组成。燃气透平排出的高温 烟气通过烟气分流阀进入热介质炉,在炉内加热热介质,冷却后的烟气被排入大 气,通过分流阀分流出的多余烟气,经旁路烟道排入大气。系统内的热介质经循 环泵加压后进入废热回收炉加热,加热后的热介质被送到系统中的各个用户,供 各用户使用。通过用户后的热介质返回循环泵加压,然后再次加热循环。热介质 的主回路通过膨胀管线和膨胀罐相连,以吸收系统内热介质由于温度变化而产生 的膨胀量和负荷变化时系统内产生的压力波动。膨胀罐内加有一定压力的氮气, 一方面维持系统内的静压,另一方面作为密封气,隔离高温热介质和空气接触, 防止热介质氧化。另外系统还设有一热介质排放罐和热介质补充泵以补充系统内 热介质的消耗及更换系统内的热介质 锅炉供热介质应优先选用热水,在热水供热不能满足要求时可采用蒸汽或其 他供热介质。 17.2 供暖 暖通包括采暖、通风、空气调节这三个方面,简称暖通空调。 采暖——又称供暖,按需要给建筑物供给热能,保证室内温度按人们要求持 续高于外界环境,通常用散热器等。 通风——向房间送入,或由房间排出空气的过程。利用室外空气来置换建筑 物内的空气,通常分自然通风和机械通风。 第 17 章 供热、供暖 149 空气调节——空调用来对房间或空间内的温度、湿度、洁净度和空度流动速 度进行调节,并提供足够量的新鲜空气的建筑环境控制系统。 供暖主要为为建筑物采暖及生活用热,采暖热负荷约为 110kW, 洗浴用热负 荷为 60kW,设一台 240kW 多功能燃气热水炉,供热介质为 95~70℃热水,热水 循环采用开式强制循环系统。 集气站建筑物采暖负荷为 16kW,用一台燃气采暖茶炉,额定供热负荷为 30kW, 供热介质为热水,供、回水温度为 85~65℃,采用自然循环供热方式。 设备维修、事故抢险依托社会,在区部配置必要的日常维修设施,完成日常 维护工作。管线、道路维护,小型阀门、压力表、小管件的维修更换等工作。不 设置维修工房,区块管理中心内设置一个房间作为配件库。 第 18 章 自动化控制数字化管理 150 第 18 章 自动化控制数字化管理 18.1 仪表 油气集输站场仪表选型应安全可靠、经济合理、品种规格力求统一。按下列 要求确定: (1)检测及控制室仪表采用电动仪表; (2)执行机构的选型(气动或电动)根据生产装置的规模、控制阀的数量, 综合可靠性和经济性来确定; (3)直接与介质接触的仪表,应符合介质的工作压力和温度的要求; 油气集输站场检测、控制点的设置,应遵循优化、简化的原则,选取工艺过 程的关键参数进行控制,做到简单、可靠、实用。控制系统的设计要切合实际, 保证生产平稳、安全,保证产品质量,降低生产消耗和劳动强度。主要监测和控 制内容如下: (1)分离器等承压容器的压力指示、报警及必要控制; (2)工艺过程需要的油气等介质的温度和压力指示、报警及必要控制; (3)大中型加热炉的火焰熄火报警与联锁; (4)根据生产安全的需要,油气集输站场设置必要的紧急切断和自动泄压放 空系统; (5)现场安装供操作人员巡回检查和操作的就地显示仪表。 自动化仪表安装分布在集气站、处理厂等,并对这些站上的部分参数(如: 温度、压力、流量)进行测量和控制。 18.2 自动化控制 为提高开采生产效率,降低生产成本,提高安全因素,采用自动化系统是必然 选择。集输站场自控设计,应满足工艺过程操作安全、稳定、经济运行的需要, 积极、慎重地采用国内外先进成熟技术,做到因地制宜、经济合理、实用可靠。 集气站采用计算机控制系统。井口采用远程终端装置(RTU)或可编程控制 器(PLC)。 本设计在 M 气田 D 区块开发 152 口井地面建设工程,152 口井采集、节流、 输送、分离、增压、污水处理及相应配套的控制室、变配电所、消防设施等项目, 其中自动化控制方面的内容包括: (1)地面技术系统 152 口井整体自控设计; (2)地面集输系统集气站整体自控设计; 第 18 章 自动化控制数字化管理 151 (3)集气站控制室的整体自控设计; 18.2.1 系统设置 在 D 区块所见的四座集气站各设置 1 套数据采集与监控系统(SCADA)系统。 ①井场设置现场远程测控终端系统(RTU),采用光缆通讯技术,对井口的工 艺参数进行数据采集和处理,同时作为站控系统的远程终端设备,将带时间标志 的实时数据上传控制室,并执行站控系统下达的指令。 ②集气站控制室设置 1 套数据采集与监控系统(SCADA)系统,对站内的工 艺参数进行数据采集和处理;接收通信系统传来的井场 RTU 的数据,实现在对该 区块生产过程的集中监控、分散控制和统一管理。井场实现无人值守和操作,只 进行定期巡检。 ③建立完整的生产数据库,自动生成生产日报、月报等各类生产报表。 ④在控制室 SCADA 系统中设置了 GDS 气体检测系统监视画面(I/O 卡件独 立设置),对区块生产区域及转油站现场区域的可燃气体泄漏进行监测和声光报警。 18.2.2 SCADA 方案 SCADA 系统对现场数据进行实时采集,对区块生产区域现场进行本地或远程 的自动控制、对工艺流程进行全面、实时监控,并为生产和管理提供必要的数据、 用于环境恶劣、无人值守的环境下进行过程监控。本项目 SCADA 系统主要配置包 括控制单元(远程测控终端系统 RTU 和本地控制单元)、通讯网络及操作员站、 工程师站、服务器构成,服务器预留上传以太网接口(硬件防火墙隔离) 。系统 结构如图 18.1 所示。 图 18.1 SCADA 系统结构图 数据采集与监控系统(SCADA)是一个集数据采集、命令控制、生产管理为第 18 章 自动化控制数字化管理 152 一体的平台,从结构上分为二层:上层服务器、操作站,实现全站综合管理和监 控;下层网络为现场控制站的内部网,连接站场内主控制卡和各种 I/O 卡件,井场 检测参数通过 RTU 与内部网连接;在整个数据采集与监控系统中,各层网络在功 能上完整且彼此独立,各层监控系统实现数据层层上传,上一层监控系统又可以 向下一层发出报警信号和应急停车指令。用户不但能够实现操作、监视、记录和 数据管理功能,还能够进行参数计算、用户自定义键、报表的生成和处理、流程 图和趋势图的动态操作与显示等。 RTU 的作用是进行数据采集及本地控制,本地控制作为一个独立的站,完成 相应的控制功能,进行数据采集时作为远程数据通讯单元、完成与上位机的通讯。 主要配置有 CPU 模块、I/O 模块、通讯接口单元及电源、机箱辅助设备。RTU 能 执行的任务流程取决于下载到 CPU 的程序,CPU 的程序可用于工程中常用的编程 语言,如梯形图、功能块、流程图、C 语言等。I/O 模块满足各种信号类型,RTU 具多个通讯接口,支持多个通讯链接,井场 RTU 与数据采集与监控系统 (SCADA) 通讯采用光缆。 本地过程控制单元包括完成控制功能和 I/O 监视功能的全部硬件和软件,通常 是由控制处理器、I/O 模件所组成,它们都安装在标准的机柜内,控制单元接收过 程变量的输入信号,然后按照组态数据的要求,对输入信号进行处理,存放到相 应的数据库中供显示或计算,传送输出信号至最终控制元件。在 I/O 信号处理方面, 系统对模拟量提供线性化、补偿、累积、开方和报警功能;系统对开关量提供报 警和状态变化的检测。在控制方面,系统能够完成调节控制、联锁逻辑、手动操 作、由标准算法或用户程序组合而成的自动顺序。联锁控制功能包括用于调节控 制的布尔逻辑和用于开关控制的梯形逻辑。控制器的 CPU 为 32 位,时钟频率至 少为 100MHz。内存至少为 16MB。CPU 的负荷不应超过 50%。控制器应为冗余配 置(一主一副),当主控制器发生故障时,应具备无扰动的切换至副控制器的功能。 SCADA 实时数据服务器负责处理、存储、管理从站控系统和 RTU 采集的实 时数据,并为网络中的操作站提供实时数据,并向中间数据库系统写入实时数据。 实时数据存放在实时数据库中。实时数据服务器中运行通信管理软件,完成与站 控系统和 RTU 的通信链接、协议转换、网络管理等任务。为提高系统的可靠性, SCADA 服务器采用采用基于 Windows 的实时多任务操作系统。 通讯系统能完成整个井场及转油站之间以及与外部生产应用系统之间的信息 传输,将控制单元及输入/输出接口采集的过程信号送往上位机显示、存贮,将上 位机的控制指令送往控制单元,同时将控制单元的输出信号送往各终端设备;通 过应用数据服务器接受来自外部生产应用系统管理机的指令,将规定的数据送至 外部生产应用系统管理机。 第 18 章 自动化控制数字化管理 153 18.2.3 控制系统控制方案 (1)井口、井场 152 口井每个井口设一台现场远程测控终端系统(RTU),井场至转油站采用 光缆通讯。对井口的工艺参数进行数据采集和处理,同时作为站控系统的远程终 端设备,将带时间标志的实时数据上传至转油站控制室,并执行站控系统下达的 指令。 (2)集气站 SCADA 系统由集气站过程控制系统和 152 口井分设的远程测控终端系统 (RTU)组成,实现在对该区块生产过程的集中监控、管理,对站内的工艺参数 进行数据采集和处理,接收通信系统传来的井场 RTU 的数据。 A.集气站的 SCADA 规模如表 18.1 所示。 表 18.1 集气站 SCADA 规模 序号 AI AO DI DO RTU GGS1 45 5 27 2 38 个井口上传 800 GGS2 45 5 27 2 38 个井口上传 800 GGS3 45 5 27 2 37 个井口上传 800 GGS4 45 5 27 2 39 个井口上传 800 B. 成套设备 集气站配套的设备上的安装的仪表随设备成套,信号远传至 SCADA 系统。 C. 联锁系统方案 集气站站站及井口安全联锁由集气站过程控制系统完成,主要的联锁系统方 案: ①集气站控制室设置全站紧急停车按钮,相应的井口、集气站出站管线上的 开关阀紧急关闭。 ②对于井口管线上的开关阀,集气站出站管线上的开关阀均设置关阀的紧急 按钮。 D. 检测内容、部位、及数量 ① 152 口井的采气管温度检测、压力检测高限报警; ② 152 口井的采气管开关阀远程紧急关阀,阀位检测(开/关)。 ③分离器的温度、压力检测、液位控制; ④天然气出站计量流量检测; ⑤外输开关阀紧急关阀,阀位检测(开/关); 第 18 章 自动化控制数字化管理 154 18.2.4 RTU 通讯系统方案 (1)集输工艺生产要求 ①152 口井地面部分采集的工艺参数有:节流后井口压力,温度及流量; ②安全方面,152 口井的采气管高低压紧急截断阀开关; ③在整个集输的过程中,要保证集输长期安全、可靠,需要混输管线温度、 压力生产参数连续的实时数据及开关阀的状态参数。每个井口设一台现场远程测 控终端系统(RTU),采集井口的各种数据通过通讯方式至集气站,井口无人值守 和操作,只进行定期巡检。 (2)采用方案 主干网采用光纤,分支网双绞线 RS485,即在集气站与井场之间随采气干管 同沟敷设光纤,作为通讯链路的主干线,井口与井场之间作为分支网络,采用双 绞线 RS485。井口数据通过分支双绞线 RS485 通讯至附近的井场,井场通过基 于光纤的主干网将 152 口井采集的工艺参数远传到转油控制室,实现在 SCADA 系 统中集中监控。 (3)控制室 集气站控制室设置在非爆炸危险区域。控制室内设有站控操作室、机柜室等 房间。操作室面积为 6×4m2,主要放置 SCADA 系统操作站、服务器、打印机 1 台、辅助操作台、电信的视频监控系统等。机柜室面积为 6×3.5m2,机柜室主要放 置 SCADA 系统机柜、电源柜和电信辅助机柜,机柜采用前后开门的方式,尺寸统 一为 800W×800D×2100Hmm(包括底座)。 控制室的操作室地面采用水磨石地面或防滑地砖,局部采用防静电活动地板; 机柜室地面宜采用防静电活动地板,活动地板下方基础地面采用水磨石地面,基 础地面高于室外地面 300mm 以上;吊顶距地面的净高为 3~3.3m;中控室设置 1 个门,控制室建筑物耐火等级一级,室内墙面涂以无光漆或裱阻燃型无光布,颜 色以浅色为宜。 控制室设空调系统,以保持合适的温度和湿度。原则上室温宜保持在冬天 20±2℃,夏天 26±2℃,变化率小于 5℃/h,相对湿度宜保持在 50%±10%,变化率 小于 6%/h。 18.3 数字化管理 数字化生产管理与控制平台由数据传输系统、远程开关井系统、气井配产与动 态预测系统、生产管理系统四大部分组成。它整合了压力变送器、流量计、远程 开关井装置、井场摄像头、数传电台、供电系统、站内主控机、发送和接收天线第 18 章 自动化控制数字化管理 155 等硬件部分及指挥中心管理平台、电子巡井软件、站内主控机操作系统、数据采 集软件等软件部分。 (1) 数据自动录入 数据自动录入是将气井、集气站、管网、处理厂等生产过程中依据各类仪表 采集的实时数据自动录入之指挥调度中心的实时数据库。 对于单井数据,利用井口数据采集系统,由安装在井口各相应部位的传感器 实现井口压力、温度、流量数据的实时采集,采集到的信号传送到井场的远程终 端设备,并通过数传电台传输到集气站。数字化生产管理与控制平台的实时数据 采集子系统,利用井口数据采集系统提供的标准数据接口,采用有线网络将传送 到集气站的井口实施生产数据传输到气田调度中心的实时数据库。 对于处理厂的生产实时数据,利用处理厂内生产装置的集散控制系统提供的 数据访问接口,通过网络将实时生产数据采集到气田指挥调度中心的实时数据库。 通过将气田各部分的生产实时数据采集到调度中心的实时数据库,可以实现 管理人员在气田任何地方,对整个气田的实时生产情况进行监视,对任何的生产 异常状况进行报警提示。 图 18.1 数据采集流程 图 18.2 数据处理流程 第 18 章 自动化控制数字化管理 156 (2) 方案自动生成 方案自动生成是利用实时单井生产数据和静态数据,通过计算机专家知识的 分析,各类气井生产情况的自动诊断,及时反馈,自动对气井发出工作指令。 根据气田供气量的要求,气井配产与动态预测系统综合区块的历史产能和新 建成产能等因素分配产气量到各区块,每个区块依据地质依据单井产能评价等因 素,并结合控制平台数据处理子系统童工的动态生产数据,形成配产初步方案。 生产管理与控制平台根据采气工程生产管理系统所形成的配产方案,结合现 场生产情况,进行审核。 根据审批通过后确定的最终配产方案,气田生产管理与控制平台将配产方案 分别下发到各个项目部、作业区、集气站、有集气站操作人员执行相关井的开关。 实现单井产能评价与配产、动态预测,提供多径组合优化配产方案,以实现 自动控制开关井与气井的最优化管理。 建立适合气田特点的专家知识库,气井故障实时诊断方法、间开生产气井工作 制度,提供采气工程设计的具体方案等。利用实时单井生产数据和静态数据,通 过专家知识的分析,对各类气井生产情况进行诊断,即使反馈信息;确定气井是 否应进行开关,发出气井开、关指令;同时进行工作制度提醒;对故障进行诊断, 找出故障出现原因,提出解决方案。 (3) 异常自动报警 通过对井、集气站、管线、处理厂的设备装置的生产实时运行状况的实时监 视,气田数字化生产管理与控制平台能及时地向管理操作人员反映出装置设备运 行的任何异常,一旦发生异常情况,系统平台能及时地通过各种报警方式提示通 知相关操作人员。 应急报警主要有: A.通过气井数据采集系统,实现对每一口径的实时生产情况的监视,对气井 生产设备出现任何异常进行报警提示; B.通过单井电子巡井系统,实现系统自动的对闲杂人等的闯入以及其他现场异 常情况进行报警提示; C.通过对集气站实时生产情况进行监视,实现对压缩机、分离器等生产装置运 行过程中出现的任何异常情况,实时地以声光、图像、短信、屏幕图标闪烁以及 视频等方式进行报警提示; D. 通过对处理厂生产装置运行的实时情况进行监视,实时得将各装置出现的 异常情况地以声光、图像、短信、视频等方式向操作人员提示报警; E. 通过对整个气田管网系统运行的实时监控,实现对每一根管线的任何压力、 温度、流量等异常情况,实时的向管理人员报警提示。 第 18 章 自动化控制数字化管理 157 (4) 运行自动控制 在生产指挥中心建设一套大屏幕显示系统,实现对整个气田井、站、处理厂 以及管网生产装置运行情况的监视,实现对各生产单位视频的监视。 A. 单井运行监视/远程控制 通过单井数据采集系统,气田生产管理控制平台实现远程对气井生产情况进 行实时的监控。 B. 集气站运行监控 利用工艺流程图及管网图,可以对整个集气站所有运行设备装置状况实时监视, 也可以对单套装置进行监视。 C. 处理厂运行监控 处理厂工艺流程图,可以对整个处理厂所有设备装置实时运行状况进行监控, 也可以对处理厂单套装置进行监视。系统按照设定条件进行实时报警画面提醒, 也可以提供短信发送、电话拨叫功能发送警报给指定管理人员。 D. 管网运行监控 通过整个气田管网图,可以对管网运行实时状况进行监控,也可以对某个区块 管网或单独管线等进行监视。 (5) 单井电子巡井 采用先进的图像自动对比识别技术和数据监控相结合实现电子巡警。 安装在井场的视频摄像头定时拍摄井场静态图像通过数独电台发送到集气站、 生产指挥中心,总控制平台接收图像信息后通过图像识别技术对图像进行处理并 显示,储存,同时结合该井油压、套压、流量等实时数据进行判断,分析井场是 否有闲杂人员出入或者其他异常情况出现。设备运行异常信息系统将发出警报信 号,并传送到生产管理指挥中心和就近巡井人员手机上,有关人员及时赶到现场 处理。 (6) 资料自动共享 通过覆盖整个气田的计算机网络,采用数据集中、应用分散的模式实现所有 的数据资料的共享;利用各系统的标准的数据访问接口,实现不同信息系统之间 的数据共享。数据共享主要是由生产数据共享、管理数据共享、信息化系统之间 的数据共享。 A.生产数据共享 气田数字化生产管理与控制平台实现了从不同角度、不同方向。多维地对生产 数据进行统计、分析,形成多种井、站、管线、外输、处理厂、区块等的日、周、 月、季、年等报表,以及曲线、柱状、饼状等图表。用户可以在气田任何有网络 的地方,通过计算机查看生产报表,从而实现生产数据在整个气田的共享。 第 18 章 自动化控制数字化管理 158 B.管理数据共享 各管理部门将各种公文、管理规章制度、文件资料、软件等数据上传至专用服 务器,实现整个气田的资料共享,避免了纸质资料送阅查找的缺点。 C.信息化系统之间的数据共享 通过单井数据采集系统、远程开关控制系统、站控系统以及 DCS 等自动化控 制系统提供的标准数据访问接口,实现了自动化系统和信息化系统之间的数据共 享。 第 19 章 建筑结构 159 第 19 章 建筑结构 1.每座集气站,建筑面积 500  300 m2。站内建筑物包括值班室、工具间、休 息室等。 2.建筑物采用密封、保温、隔音性能优越的塑钢门窗。屋面设置保温层。 3.外墙采用 370 厚砖墙。房屋采用砖混结构形式 4.压缩机棚采用门式钢架型钢结构。 5.建筑耐久年限 25 年。 第 20 章 道路 160 第 20 章 道路 目前管道各类穿跨越施工技术日渐成熟,各种穿跨越技术的发展为管道工程 在复杂地层条件及公路、铁路、河流穿跨越工程中提供了更多的选择。在不同的 穿跨越项目中选择合理的穿跨越方式,既节省投资,又提高效率,因此,有必要 对穿跨越方式的选择进行比较和选择。 目前长输油气管道公路、铁路、小型河流常用的穿越方式包括:水平定向钻、 顶套管箱涵法、开挖等;跨越方式包括:梁式直跨管桥、轻型托架式管桥、析架 式管桥、拱式管桥等。 表 20.1 管道穿越方式比较 穿越方式 优点 缺点 定向钻 1. 对地表的干扰较小; 2. 施工速度快; 3. 可控制铺管方向,施工精度 高。 对施工场地要求较高, 在砾石层中施工比较困 难,一般不适用于成孔 困难的地层。 顶管法 1. 安全、对交通影响小; 2. 挖土量相对较少; 3. 作业人员少,工期短; 4. 建设公害少,文明施工程度 高; 5. 在覆土深度大的情况下,施 工成本低。 1. 曲率半径小而且多种 曲线组合在一起时,施 工就非常困难; 2. 在软土层中容易发生 偏移,而且纠正这种偏 差又比较困难,管道容 易产生不均匀下沉; 3. 推进过程中如果遇到 障碍物时,处理困难; 4. 在覆土浅的条件下显 得很不经济。 盾构施工 1. 不影响交通,减少对附近居 民的噪声和震动影响; 2. 自动化程度高; 3. 施工安全,易于管理; 4. 节省人力,工作效率高,施 工进度快; 5. 开挖时可控制地面沉降,减 少对地面构筑物的影响。 成本高 第 20 章 道路 161 续表 20.1 大开挖 1. 施工简单、直接; 2. 成本低,适合于宽阔地表; 1. 妨碍交通; 2. 破坏环境; 3. 安全性差。 D 区块所在地境内无山岭,地貌表现为波状起伏的低平原,稍高处为平缓漫 岗,较低处是泡沼和沼泽,平地上为耕地、草地和盐碱荒地。综合考虑在不影响 道路交通、农耕以及经济安全的条件下,定向钻法是一种经济实用,可以做到管 道埋深达到安全可靠目的的敷管方法,宜作为管道穿越的第一优选方法。对地表 干扰较小;施工速度快;可控制铺管方向,施工精度高。故本文选择此种穿越方 法。 需要注意的是,定向钻穿越施工前,应有地质详勘报告。施工前应制定环保 措施,并报有关部门批准。定向钻方式穿越公路时,除出、入土端施工场地外, 还应考虑避让电力线、埋地光缆和管道、避让周围钢质建(构)筑物,以免影响 定向钻穿越控向精度;穿越位置应考虑避让石方区、高填方区、路堑、道路两侧 为同坡向的陡坡地段。 油气集输站场道路的设计应满足生产管理、维修维护和消防等通车的需要。 站场道路设计应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183 的 有关规定。消防路宜采用砂石路面或混凝土联锁路面砖路面。消防路以及消防车 必经之路,其交叉口或弯道的路面内缘转弯半径不得小于 12 m。 路基宽度 4.5m,路面宽度 3.5m,路面为泥结碎石路面。 第 21 章 节能 162 第 21 章 节能 21.1 能耗分析 主要能耗: (1)生产过程中的水、电的消耗; (2)由于设备、阀门及管道接头等密封不严造成的泄漏; (3)事故和检修状态下天然气的放空损失 (4)由于误操作造成能源的损失; 21.2 节能措施 (1)充分利用井口压力,节约投资及运行费用; (2)选用效率高、能耗小的压缩机组,优化设计工况点,使机组尽量长期在 高效区运行; (3)动力设备驱动及工艺设备加热,优先采用天然气能源,节省运行费用。 (4)采气井口为无人值守,减少人员生活能耗。 (5)各类阀门及其他管道元件选用密封性能高的产品,防止泄漏。 (6)利用风能、太阳能等清洁可再生能源; 21.3 集输管网调整优化技术 利用集输管网的调整优化技术(包括区块最优分组以及集气站最优选址)可以 使得管线输送的距离达到最小,从而在该方面实现集输管网调整的优化。 21.3.1 区块最优分组 区块最优划分的目标就是确定集气站对应的集气区域与天然气处理厂的最佳 隶属关系,即在一定的约束条件下,确定各集气区域所控制的气井群,以使目标 函数达到最优值。 在单目标优化下,最常见的目标函数有管道投资最省和管线长度最短两种。 由于气田集输工程生产环境恶劣、建设成本高、投资巨大、不易维修等特点,目 前也出现了以管网系统可靠性为目标函数的优化模型。本文以经济性指标作为优 化的目标。 在查阅的文献中,类似的井组最优划分问题大部分都是采用距离最短模型, 即在不超过每组最大井数和集输半径的约束条件下,仅仅以各气井到相应集气站 间的距离之和达到最短为目标。实际上,管网的投资不仅仅与管线距离有关,还第 21 章 节能 163 和管径存在函数关系,而管径主要是由管网系统的流量分布决定的,管网中的流 量又和各气井的产量有关。因此,在对集输区块进行优化分组时,要综合考虑目 标气井到集气站的距离以及各个气井的产量两个因素。 为了更好地反映实际情况,对距离最短模型进行了改进,考虑了各气井产量 对管网投资的影响。改进的模型中,将各个区块的集气站和各个气井产量作为一 个整体系统来考虑,定义各个气井产量与它到相应区块集气站的距离乘积为产量 距离。由于运输成本与输量、距离成正比,且在输量较大且比较稳定时,可以认 为单位输量、单位距离的运费基本为常数。所以,可以用产量距离来表示各气井 采出气的输送成本。 21.3.2 集气站选址 集气站的位置和数量会直接影响集输管网的整体布局,影响气井与集气站之 间的管线如何连接,还会影响到管网中的流量分配和水力状况。合理的集气站选 址,不仅会使管网布局合理,管网长度缩短,从而降低集输管网的投资,还会有 利于管网的生产运行。因此,在油气集输管网的布局优化中,必须考虑集气站的 最优选址问题。 将各集气站看作图的顶点,将集气站与气井之间的管线看作图的边,则集输 管网可抽象成点和边的拓扑图。其中,这个抽象出来的图中,既有点权,又有边 权。各气井的产量是图中顶点的点权,而管线的长度则为边权。集气站的最优位 置是该图的加权中心。 21.3.3 集输管网布局优化 实际上,对于非环状集输管网来说,布局优化问题就是求图的最小生成树。 在图论中,对于边的权值固定不变的连通图来说,目前有非常成熟的求其最小生 成树的算法,例如著名的 Kruskal 算法和 Prim 算法等。 若将各气井看作图的顶点,将集气站与气井之间所有可行的管线看作图的边, 则可得到一个基础网络图,集输管网则是该基础网络图的一棵生成树。管线的投 资是管线长度和管径的函数,而管径又和管道流量有关,因此管线的投资实际上 可以表示成管线长度和流量的函数。当我们以管网的投资作为目标函数求最优管 网布局时,就是把管线投资作为基础网络图的边权,求该图的最小生成树。但是, 图论中传统的求最小生成树的算法并不适用。问题的难点在于图的边权并不是固 定的,它会随着选择线路的不同而变化。不同的路线会构成不同的管网布局,各 管线的流量会随着管网布局的不同而变化,从而各管段的投资就是变化的,即图 的边权是变化的。目前,对于这种边权随网络拓扑结构变化而变化的图来说,还第 21 章 节能 164 没有有效的算法来求其最小生成树。文献中曾提出应用枚举法先求出图的所有生 成树,然后比较每棵树的权值,但是当问题规模较大时,枚举法在实际上是不可 操作的。 21.4 能耗分析及用能优化 21.4.1 能耗分析 建立气田集输系统工程处理系统耗能分析及用能优化方法。通过这一方法可 使集输系统用能做到有分析、有预测、有计划,使集输能耗得到有效控制。 针对气田集输系统用能较多的处理工艺设备、流程等,分析其能耗的所在, 例如压缩机的能耗分析、污水处理系统的能耗分析等。并制定每个处理单元的能 耗评价指标,对能耗进行评定。 为此,要充分利用地面工程信息系统数据库,建立集输系统仿真、用能分析 及运行参数优化软件,逐步形成适于集输系统工艺条件及管理模式的软硬件系统, 并利用这套方法及手段,建立用能调度管理体系,把用能指标、监管要求、奖惩 办法纳入用能调度管理系统,使节能降耗成为强化经营管理、控制和降低生产成 本的有效措施。 22.4.2 节能措施 1、变压器的节能运行 (1)变压器运行效率的提高 变压器的最高效率点通常在负荷率 40%~70%之间,相应地,变压器在该区间 内运行时,处于经济运行区。当变压器所带实际负载为额定负载的 30%~40%或 70%~100%时,处于不良运行区,经济性较差。变压器所带实际负荷小于额定负载 的 30%时,处于最劣运行区,在这个区域内,损耗非常大,要尽量避免。 (2)新型变压器的采用 随着技术不断发展,变压器型号不断更新,从 S7 发展到 S10、S11 型,效率 不断提高。最近几年,有部分厂家开始推荐使用 S10 型。根据国家有关部门决定, 2010 年 7 月 1 日开始,配电变压器能耗要降低到 S11 的水平,因此,目前集气站 可以考虑采用 S10 型的变压器。 (3)有载调压变压器的采用 系统电压的过高或过低,对电机和照明设备的正常运行均会带来不利影响, 不但会增加设备的能耗和线损,还会影响使用寿命。虽然有载调压变压器比无载 调压变压器贵,但节能效果更显著。 第 21 章 节能 165 2、线路损耗的降低 电网中常用的无功补偿方式包括: 集中补偿:在高低压配电线路中安装并联电容器组; 分组补偿:在配电变压器低压侧和用户配电屏处安装并联补偿电容器; 单台电动机就地补偿:在单台电动机处安装并联电容器。 3、电机节能的应用 (1)尽量选用 YX 系列高效电动机; (2)高压异步电动机的选用:按照 GB12497-2006《三相异步电动机经济运行》 的要求,单台容量 200kW 下的应选用低压电动机,容量 200kW-355kW 之间的应 进行分析,选用高压或低压电动机; (3)电动机的调速节能:当流量变化时,调节电动机的转速可使轴功率大大减 小,从而获得显著的节电效益,调速节能包括采用变频调速等措施。 4、照明节能技术 气田常用的照明供电方式多采用两相三线制和三相四线制两种方式供电,以 两相三线制为主。集输区域的导线材料采用铜质导线,连接电阻较小,损耗也小。 合理选择控制开关并充分利用自然光,合理选择照明方式,合理选择照度值。由 于本区块太阳能较为丰富,可以依托太阳能对集气站进行照明。 第 22 章 环境保护 166 第 22 章 环境保护 22.1 建设地区环境状况 1. 地理位置 M 气田 D 区块位于气田东南部。区内公路交通情况好,无水路,交通相对便 利。 2. 地形地貌 工程所在地境内无山岭,地貌表现为平原和固定沙丘,地貌多为农耕植被、 草地和沙柳。 3. 气候气象 温带极端大陆性季风气候 22.2 主要污染源和污染物 (1)大气污染源:废气,事故放空及清管放空的少量天然气;闪蒸罐内蒸发; 容器与管道连接处阀门跑、冒、滴、漏。 (2)水污染:分离器分离污水,设备冲洗污水等生产污水和生活污水。 (3)噪声污染源:天然气压缩机组,节流噪音,注水泵、消防泵等。 (4)其他污染源:污水处理后的污泥及集输系统的污泥。 (5)管道施工对环境的影响开挖管沟对植被的破坏。 (6)安全隐患,甲醇中毒、静电及雷电。 22.3 污染控制 (1)污水控制,含油污水拉至处理厂统一处理,生活污水进入污水处理装置 处理达标后外排。 (2)废气控制,集输系统采用全密闭工艺,在正常情况下外排符合要求。 (3)废渣控制,施工中废弃的建设原材料及生活垃圾做到定时检查,定时清 理回收,并拉运到由环保部门指定地点进行集中处理,符合要求的废渣统一填埋, 污泥装车外运。 (4)噪声控制,在设备选型上选取低噪声型设备,驱动电机选用新型高效低 噪声电机。高噪音区采用吸音屏,对出入高噪音声区的人员配防噪耳塞或耳罩等。 (5)施工影响,防风固沙,控制车辆人员活动范围。 (6)安全隐患,采取防护控制,规范设计抗静电雷电设施。 第 22 章 环境保护 167 (7)环境影响,站场平面布置在满足防火规范的前提下力求紧凑合理,减少 占耕地。站场及道路施工填土要到环保部门指定位置取土,不得随意取土和破坏 庄稼。 (8)生活垃圾,用车拉运至指定地点处理。 故本工程正常运行时处于全密闭状态,无污染物外排,故对周围环境(包括 大气、地面、地下水和土壤)不产生污染,不会造成生态环境破坏,该项目从环 保的角度看是可行的。 第 23 章 职业安全卫生 168 第 23 章 职业安全卫生 23.1 编制依据 23.1.1 法律、法规依据 《中华人民共和国职业病防治法》(2016 修订); 《使用有毒物品作业场所劳动保护条例》(2002 年 5 月 12 日国务院令第 352 号发布); 《建设项目职业病危害分类管理目录》( 2012 年版); 23.1.2 评价标准与规范 《工业企业设计卫生标准》(GBZ1-2010); 《工作场所有害因素职业接触限值》(GBZ2-2007); 《职业性接触毒物危害程度分级》(GBZ230-2010); 《生产性粉尘作业危害程度分级》(GB5817-2009); 《工作场所职业病危害分级》( GBZ229-2010); 《生活饮用水卫生标准》(GB5749-2006)。 23.2 职业病危害因素及防护措施 23.2.1 气田开发工程生产阶段职业病危害因素的来源 (1)噪声危害 表 23.1 噪声分类 噪声来源 形成原理 主要设备 机械性噪声 由于机械的撞击、摩擦、转 动所产生的噪声。 各种泵类和发电机等 流体动力性 噪声 气体压力或体积的突然变化 或流体流动所产生的声音 如:高速流动管线 (2)震动危害 生产阶段,由于各种机械设备的振动,使作业工人受到全身振动的影响。另 一方面,机修工在使用砂轮机等进行作业时受到局部振动的影响。 第 23 章 职业安全卫生 169 (3)粉(烟)尘危害 粉尘的危害主要来自于管线等的保温材料的使用及机修、检修过程的砂轮磨 尘和电焊烟尘。石棉等传统的保温材料因其强致癌性,而在现代工艺中逐渐被新 型的保温材料所代替。 本项目开发工程中采用了聚氨酯泡沫、氯丁橡胶涂层、双层管保温系统等新 型保温方法,从而从源头上杜绝了因使用传统保温材料而引起的粉尘对人体的危 害。 因此,在本项目开发工程中,生产阶段的粉尘来源主要是机修和检修过程的 砂轮磨尘和电焊烟尘,接触岗位主要为机修工。 烟尘的危害主要是生活楼在平台发电区域时,会受到发电机橇内烟囱释放的 烟气危害。在工作当中采取了一系列的防护措施,比如:喷淋降尘、把排烟管放 到平台外侧。 (4)有毒、有害危害 化学药剂 在化学药剂注入的过程中,如注入系统密闭不严,工人违章操作,或化学药 剂储存管理不善等时,均有可能造成有毒物质的泄露。 防腐漆 平台用于防腐的海洋涂层系统一般包括底漆、中间漆和面漆,普通油漆及其 溶剂中含有苯、甲苯、二甲苯等毒性物质,在对平台进行刷漆防腐时可能造成操 作人员的苯中毒。即使以无苯油漆代替含苯油漆,防腐过程中仍旧含有甲苯和二 甲苯等毒物。 如果平台气放空或油管线发生泄漏,均可对接触人群造成危害。 (5)高温、热辐射危害 高温、热辐射危害的来源主要是生产性热源及太阳辐射。生产性热源主要有 发电机等。在夏季露天作业时,受生产性热源和太阳辐射的共同作用,高温、热 辐射的危害较大,平台工作人员易受高温的影响。 24.2.2 职业病种类、部位 通过生产实际操作所反馈的信息,在生产过程中重点危害因素是噪声,所发 生的主要部位有集输现场压缩机组等等。 23.2.3 职业病危害因素对健康的影响 (1)噪声 ①噪声对机体生理功能的影响 第 23 章 职业安全卫生 170 a. 听觉系统的影响 暂时性听阈位移是指人或动物接触噪声后引起听阈变化,脱离噪声环境后经 过一段时间听力可恢复到原来水平。 永久性听阈位移是指噪声或其他因素引起的不能恢复到正常水平的听阈升高。 出现这种情况时听觉器官具有器质性的变化,在这种情况下,听力损失不能完全 恢复,听阈位移是永久性的。 职业性噪声聋是人们在工作过程中,由于长期接触噪声而发生的一种进行性 的感音性听觉损伤。噪声聋是噪声对听觉器官长期影响的结果,是法定职业病。 b. 对神经系统的影响 听觉器官感受噪声后,经听觉神经传入大脑,在传入过程中经脑干网状结构 时发生泛化,投射到大脑皮质有关部位,并作用于丘脑下部植物神经中枢,引起 一系列神经系统反应。可出现头痛、头晕、心悸、睡眠障碍和全身乏力等神经衰 弱综合征,还有的表现记忆力减退和情绪不稳定(如易激怒等)。客观检查可见 脑电波改变,表现为 a 节律减少及慢波成分增加。此外,可有视觉运动反应时潜 伏期延长,闪烁融合频率降低,视力清晰度及稳定性下降等。自主神经中枢调节 功能障碍主要表现为皮肤划痕试验反应迟钝。 c. 对心血管系统的影响 在噪声作用下,心率可表现为加快或减慢,心电图 ST 段或 T 波出现缺血型改 变。早期可表现为血压不稳定,长期接触较强的噪声可以引起血压升高。脑血流 图呈现波幅降低、流入时间延长等,提示血管紧张度增加,弹性降低。 d. 对内分泌及免疫系统的影响 在中等噪声(70~80dB)作用下,肾上腺皮质功能增强;而大强度(100dB) 噪声作用下,功能减弱。长期接触噪声工人的免疫功能降低,并且接触噪声时间 愈长,变化愈显著。 e. 噪声对消化系统及代谢功能的影响 在噪声影响下,可以出现胃肠功能紊乱,食欲不振、胃液分泌减少,胃紧张 度降低、胃蠕动减慢等变化。 噪声可引起人体脂代谢障碍,血胆固醇升高,尿 17-羟固醇或 17-酮固醇含量 升高等。 f. 噪声对工作效率的影响 在噪声干扰下,人们感到烦躁,注意力不集中,反应迟钝,不仅影响工作效 率,而且降低工作质量。在车间或矿井等许多作业场所,由于噪声的影响,掩盖 了异常信号或声音,容易发生各种工伤事故。 ②影响噪声对机体作用的因素 第 23 章 职业安全卫生 171 a. 噪声的强度和频谱特性 —般地讲,噪声强度大、频率高则危害大。 b. 接触时间 同样的噪声,接触时间越长对人体影响越大,噪声性耳聋的发生率与工龄有 密切关系,缩短接触时间有利于减轻噪声的危害。 c. 噪声的性质 脉冲声比稳态声危害大,接触脉冲噪声的工人无论耳聋、高血压及中枢神经 系统调节功能等异常改变的检出率均较接触稳态噪声的人高。 d. 其它有害因素共同存在 振动、高温、寒冷或有毒物质共同存在时,能增加噪声的不良作用,对听觉 器官和心血管系统方面的影响更为明显。 e. 机体健康状况及个人敏感性 在同样条件下,对噪声敏感或有病的人,特别是患有耳病者会加重噪声的危 害程度。 f. 个体防护 有无防护设备和是否正确使用也与噪声危害有直接关系。 (2)振动 ①全身振动 人体对全身振动的主观感觉全身振动首先影响人的舒适感,0.05g 可使人感觉 不快,重者出现疲劳、嗜睡、头晕、焦虑、肌肉酸痛、虚弱等。强烈的全身振动 可使人感到严重不适以致不能忍受。 全身振动对机体各系统的影响振动可影响手眼配合,使注意力不集中,引起 空间定向障碍,影响作业能力,降低工作效率。大强度的剧烈运动可引起内脏位 移甚至造成机械性损伤。在全身振动的作用下,交感神经处于紧张状态,血压升 高,脉博增快,心搏出血量减少,脉压增大,可致心肌局部缺血,心电图发生改 变。1~15Hz、0.3g 的垂直振动可致呼吸量增加,呼吸频率加快。由于呼吸运动增 加,体内氧消耗量增加,能量代谢率增大。有时由于过度通气,发生低碳酸血症。 全身振动对胃酸分泌和胃肠蠕动呈现抑制作用,可使胃肠道和腹内压力增高。 全身振动对工效的影响全身振动对工效的影响是多方面的,它可通过直接的 机械干扰或对中枢神经系统的作用,引起姿势平衡和空间定向障碍。如人体和物 体同时受振时,由于外界物体不能在视网膜形成稳定的图像,可发生视物模糊, 视觉的精细分辨力下降;全身振动伴有长时间的强制体位,是导致骨骼肌疲劳的 主要原因;全身振动可使中枢神经系统抑制,导致注意力分散、反应性降低、易 疲劳、头痛、头晕等,1~2Hz 的全身振动具有催眠作用,最终导致作业能力下降。 第 23 章 职业安全卫生 172 ②局部振动 局部振动对机体的影响是全身性的,可引起神经系统、心血管系统、骨骼-肌 肉系统、听觉器官、免疫系统和内分泌系统等多方面改变。 a. 神经系统: 以上肢手臂末梢神经障碍为主,常以多发性末梢神经炎的形式出现。表现为 皮肤感觉迟钝,痛觉和振动觉减退,神经传导速度减慢, 反应潜伏期延长。高频振动的不良影响更为明显。神经功能紊乱,出现血压、 心率不稳,指甲松脆,手颤,手多汗等。大脑皮层功能下降,脑电图有改变,条 件反射潜伏期延长。 b. 心血管系统: 40~300Hz 的振动可引起周围毛细血管形态和张力的改变。血管痉挛变形,局 部血流量减少。手部血管造影,可见动脉狭小或栓塞。指血流图发生改变。早期 手部特别是手指皮肤温度降低,遇冷皮肤温度降低更为明显,且恢复时间延长, 重者手指遇冷变白。心电图检查出现心动过缓、窦性心律不齐、房室传导阻滞和 T 波低平。高血压的发生率增高。 c. 骨豁-肌肉系统: 手部肌肉萎缩,多见于鱼际肌和指间肌。手握力和手指捏合力下降。肌电图 异常,呈现正锐波和纤颤波。可发生肌纤维颤动和疼痛。40Hz 以下的大振幅冲击 性振动可引起骨和关节改变,主要发生在指骨、掌骨、腕骨和肘关节。可见骨质 疏松、脱钙、囊样变、骨皮质增生、骨岛形成、骨关节变形及无菌性骨坏死等变 化。 d. 听觉器官: 振动过程往往同时有噪声产生,振动与噪声同时作用于人体,可加重对听力 的损害。振动对听力损伤的特点是以 125~500Hz 的低频部分听力下降为主,其损 伤发生在耳蜗顶部。 e. 免疫系统: 对局部振动病患者的调查发现,血清中白蛋白含量下降,a2 球蛋白、V 球蛋 白和免疫球蛋白 IgM 含量增高。认为振动可能是引起超免疫反应的一种因素。 f.内分泌系统: 振动可引起肾上腺髓质分泌儿茶酚胺增多,甲状腺功能低下,尿中羟脯氨酸 含量增高等。 (3)粉(烟)尘 粉(烟)尘是污染作业环境、损害劳动者健康的重要职业性有害因素,可引 起多种职业性肺部疾患。粉(烟)尘进入人体后,依据理化性质和毒性、进入的第 23 章 职业安全卫生 173 数量及沉积的部位不同,可引起不同的疾病。 因长期吸入含有游离二氧化硅的粉尘可引起矽肺,砂轮磨尘中含有较高的游 离二氧化硅,因此长期接触砂轮磨尘可引起国家法定职业病矽肺。 吸入电焊锰尘等能在呼吸道上溶解并很快吸收,导致国家法定职业病锰及其 化合物中毒。长期吸入可致国家法定职业病电焊工尘肺。 (4)有毒、有害气体 ①液化石油气或天然气 急性吸入高浓度的液化石油气或天然气可使人出现头晕、头痛、胸闷、眼和 上呼吸道粘膜刺激及麻醉症状,甚至意识不清。严重者发生中枢性呼吸抑制。 慢性中毒可引起神经系统、心血管系统、生殖系统、免疫系统等不同程度损 伤。 ②甲苯和二甲苯 短时间吸入高浓度甲苯和二甲苯可出现中枢神经系统功能障碍和皮肤黏膜刺 激症状。长期接触中低浓度甲苯和二甲苯可出现不同程度的头晕、头痛、乏力、 睡眠障碍和记忆力减退等症状。皮肤接触可致慢性皮炎、皮肤皲裂等。 (5)高温作业 高温作业时,人体可出现一系列生理功能改变。主要为体温调节、水盐代谢、 循环、消化、神经、泌尿等系统的适应性变化。这些变化如果超过一定限度,则 可产生不良影响。 ①体温调节: 在高温环境劳动时,人的体温调节受气象条件和劳动强度的共同影响。气象 条件诸因素中,气温和热辐射起主要作用。气温以对流方式作用于人的体表,经 血液循环使全身加热;热辐射则直接加热机体深部组织。体力劳动时,随劳动强 度的增加和劳动时间的延长,代谢产热不断增加。这些内外环境的热负荷使机体 获热。当中心血液增高时,导致皮肤血管扩张,皮肤出汗。大量血液携带热由内 脏流向体表,热在皮肤经过对流和蒸发散去,维持正常体温。蓄热过量,超过体 温调节能力,则可能出现过热而发生中暑。 ②水盐代谢: 环境温度愈高,劳动强度愈大,人体出汗量则愈多。大量出汗可致水盐代谢 障碍,而影响劳动力,甚至造成水和电解质紊乱,导致热痉挛发生。一般认为, 以一个工作日出汗量 6L 为生理最高限度,失水不应超过体重的 1.5%。 ③循环系统: 高温环境下从事体力劳动时,心脏要向高度扩张的皮肤血管网输送大量血液, 以便有效地散热;又要向工作肌输送足够的血液,且要维持适当的血压。如果高第 23 章 职业安全卫生 174 温工人在劳动时已达最高心率,机体蓄热又不断增加,则不可能再增加心输出量 来维持血压和肌肉灌流,可能导致热衰竭。 ④消化系统: 高温作业时,消化液分泌减弱,消化酶活性和胃液酸度降低。胃肠道的收缩 和蠕动减弱,吸收和排空速度减慢。唾液分泌也明显减少,淀粉酶活性降低。再 加上消化道血流减少,大量饮水使胃酸稀释。这些因素均可引起食欲减退和消化 不良,胃肠道疾患增多。 ⑤神经系统: 高温作业可使中枢神经系统出现抑制,由于注意力、肌肉工作能力、动作的 准确性与协调性及反应速度降低,易发生工伤事故。 ⑥泌尿系统: 高温作业时,大量水分经汗腺排出,肾血流量和肾小球过滤率下降,经肾脏 排出的尿液大量减少,如不及时补充水分,由于血液使肾脏负担加重,可致肾功 能不全。 24.2.4 噪声危害的职业病卫生防护措施 (1)控制噪声源 根据实际情况采取适当措施,控制或消除噪声源,是从根本上解决噪声危害 的一种方法。采用无声或低声设备代替强噪声的设备,可收到良好效果。此外, 设法提高机器制造的精度,尽量减少机器部件的撞击和摩擦,减少机器的振动, 也可以降低生产噪声。在进行工作场所设计时,合理配置噪声源,将产生高噪声 和低噪声的机器分开,有利于减少噪声危害。 (2)控制噪声的传播 采用吸声材料装饰在车间的内表面,如墙壁或屋顶,或在工作场所内悬挂吸 声体,吸收辐射和反射的声能,使噪声强度减低。具有较好吸声效果的材料有玻 璃棉、矿渣棉、棉絮等。在某些特殊情况下,为了获得较好的吸声效果,常用的 有阻性消声器、抗性消声器,消声效果较好。在某些情况下,还可以利用一定的 材料和装置,将声源或将需要安静的场所封闭在一个较小的空间中,使其与周围 环境隔绝起来,如隔声室、隔声罩等。 为了防止通过固体传播的噪声,必须在机器或振动体的基础与地板、墙壁联 系处设隔振或减振装置。 (3)个体防护 对于因各种原因,生产场所的噪声强度暂时不能得到控制,或需要在特殊高 噪声条件下工作时,佩戴个人防护用品是保护听觉器官的—项有效措施。最常用第 23 章 职业安全卫生 175 的是耳塞,一般由橡胶或软塑料等材料制成,隔声效果可达 20~35dB。此外还有 耳罩、帽盔等,其隔声效果优于耳塞,耳罩隔声效果可达 30~40dB。 (4)健康监护 定期对接触噪声的工人进行健康检查,特别是听力检查,观察听力变化情况, 以便早期发现听力损伤,及时采取有效的防护措施。对接触噪声作业的工人应进 行就业前体检,取得听力的基础材料,凡有听觉器官疾患、中枢神经系统和心血 管系统器质性疾患或自主神经功能失调者,不宜参加强噪声作业。噪声作业工人 应定期进行体检,发现有高频段听力下降达到和超过 30dB(A)时,应列为观察 对象,并采取适当保护措施。对于听力明显下降者,应及早调离噪声作业并进行 定期检查。 (5)合理安排劳动和休息 噪声作业工人应适当安排工间休息,休息时应离开噪声环境,以恢复听觉疲 劳。 23.2.5 振动危害的职业病卫生防护措施 消除或减轻振动源的振动:进行工艺改革,消除或减轻振动源的振动,是控 制振动危害的根本性措施。如采用液压、焊接、粘接等新工艺代替风动工具的铆 接工艺;采用化学法除锈代替有强烈振动的除锈机除锈;采用水利清砂、水爆清 砂、化学清砂等工艺代替风铲清砂;设计自动或半自动的操纵装置,减少手部和 肢体直接接触振动发生强烈振动的油链锯、铆钉机等采取减振措施;工具的金属 部件改用塑料或橡胶,以减弱部件间因撞击而产生的振动;改进风动工具排风口 的方位,防止手部遭受冷风的吹袭;采用减振材料降低作业平台的振动。 限制工作时间:限制作业时间是防止和减轻振动危害的重要措施。可根据振 动工具的种类对工人接触振动的时间给以限制。为此,应制订合理的工间休息制 度和轮班作业制度。 改善作业环境:控制作业环境中同时存在的噪声、毒物、高气湿,对防止振 动的危害也有一定作用。 加强个人防护:合理使用个人防护用品也是防止和减轻振动危害的—项重要 措施。如戴双层衬垫无指手套或衬垫泡沫塑料手套,可减振。 医疗保健措施:按要求进行就业前和定期体检,处理禁忌症,早期发现受振 动危害的个体,及时治疗和处理。 职业卫生教育和技术培训:对接振工人进行振动危害的职业卫生教育,以减 少作业中的静力作用成分。 第 23 章 职业安全卫生 176 23.2.6 粉(烟)尘危害的职业病卫生防护措施 (1)组织宣传 应派人分管防尘工作。加强宣传教育,制订卫生清扫制度,从组织制度上保 证防尘工作经常化。 (2)卫生保健措施 个人防护:给接触粉尘作业工人定期发放防尘口罩,并督促其坚持使用。 24.2.7 有毒、有害物危害的职业病卫生防护措施 应加强密闭通风,加强对生产设备的维护保养,防止有害气体外逸;建立管 理制度和医疗保健制度;注意个人防护,佩戴性能良好的防护口罩。 具体到本工程的防护措施设计中,应加强油气处理等设备和油品的液相、气 相等输送管道的密闭和维护,防止物料的跑、冒、滴、漏。进行设计时,应尽量 选用耐腐蚀材料制造的管道。生产过程中,实行化学药剂加药过程的自动化和密 闭化操作,加强对化学药剂使用和储存的管理,防止因化学药剂储存保管不善, 引起毒物的泄漏。进行平台防腐时,尽量选用无苯、低苯的油漆代替苯浓度高的 油漆。工艺设计时,使原油分离出的气相得到充分利用,减少气体的放空。放空 管的设计布置在当地夏季最小频率方向的上风侧。对接触毒物的作业工人应配备 防毒口罩、防毒面具、防化学污染物的工作服、手套、眼镜、胶鞋等,并培训工 人正确佩戴。 24.2.8 高温的职业病卫生防护措施 (1)技术措施 合理设计工艺流程:合理设计工艺流程,改进生产设备和操作方法,使工人 远离热源,是改善高温作业劳动条件的根本措施。 隔热:可以利用导热系数小的材料进行隔热。 通风降温:通风降温的主要方式有自然通风和机械通风两种,海上油田作业 环境中,以自然通风为主,且效果较好。 (2)保健措施 供给饮料和补充营养:高温作业工人应补充与出汗量相等的水分和盐分。补 充水分和盐分的最好办法是供给含盐饮料,一般每人每天供水 3~5L,盐 20g 左右。 在 8 小时工作日内汗量少于 4L 时,每天从食物中摄取 15~18g 盐即可,不一定从 饮料中补充。若出汗量超过此数时,除从食物摄取盐外,尚需从饮料适量补充盐 分。饮料的含盐量以 0.15%~0.2%为宜。饮水方式以少量多次为宜。在高温环境劳 动时,能量消耗增加,故膳食总热量应比普通工人为高.蛋白质增加到总热量的第 23 章 职业安全卫生 177 14%~15%为宜。此外,可补充维生素和钙等。 个人防护:高温作业工人的工作服,应以耐热、导热系数小而透气性能好的 织物制成。防止辐射热,可用白帆布或铝箔制的工作服。高温工作服宜宽大又不 妨碍操作。此外,按不同作业的需要,供给工作帽、防护眼镜、面罩、手套等个 人防护用品。 加强医疗预防工作:对高温作业工人应进行就业前和入暑前体格检查。凡有 心血管系统器质性疾病,血管舒缩调节功能不全,持久性高血压,溃疡病,活动 性肺结核,肺气肿,肝、肾疾病,明显的内分泌疾病(如甲状腺功能亢进)、中 枢神经系统器质性疾病、过敏性皮肤疤痕患者、重病后恢复期体弱者,均不宜从 事高温作业。 23.3 其他职业危害分析 天然气是一种易燃、爆炸的气体,其在储运过程中应注意安全防护工作,在 气田开发过程中会产生有毒有害物的物质,因此对这些有毒有害的物质也应采取 相应措施。最后,还应该注意避免静电和雷电造成的人员伤亡和财产损失。 工程的主要危害因素主要有: (1)自然因素,不良地质、暑热、冬季低温、雷击等因素; (2)生产过程,包括火灾爆炸、机械危害、噪声振动、触电的各种因素; 23.4 其他职业危害防护 上述各种危害因素的危害性各异,共同出现或发生的可能性或机率大小不一, 危害作用及其造成的后果均不相同,为此采取以下措施避免或减少危害的发生。 贯彻“安全第一,预防为主”的方针。 在设计施工和运行管理中必须做到:严格执行国家有关安全卫生的标准、规 定和规范。采取以防为主,防治结合的原则。严格制订安全操作规程,防止人为 的不安全因素发生。对员工进行职业安全卫生教育。 自然因素的应对措施: (1)防暑防寒 当环境温度超过或低于一定温度范围时,本工程采用保温措施,消除影响。 (2)防雷 雷击能破坏建筑物和设备,并可能导致火灾和爆炸事故的发生,为防止雷电 引发的危害,容器、站场按规范要求采取相应的措施。 (3)其它 不良地质对建筑物的破坏作用较大,甚至影响人员安全,在建筑设计中,为第 23 章 职业安全卫生 178 防止或避免不良地质对建筑物的破坏,根据本地区地基承载能力,建构筑物按相 应的规范要求进行设计。 生产过程危害的应对措施: (1)有害液体、气体防治 ①采用良好的设备、阀门、管道和管件,防止泄露。 ②在输送系统中,原油出站压力、流量、进站参数等均有仪表测量,以防止 意外事故发生。 (2)防火防爆 在平面布置中,严格遵守设备、构筑物间的防火距离。油气系统的设备及管 道采取相应的放静电措施,根据相关规范设置相应的消防设施。 (3)防止电击 为防止电击事故发生,电气设备不带电的金属外壳均应可靠接地,安装高度 低于 2.4m 的灯具外壳接地。高低设备均配备防误操作闭锁装置。 电击回路具有短路、接地故障、漏电及过载保护等功能,插座回路应具有漏 电保护功能,建筑物电源接线处均设有接地和总等电位联接箱。 其它危害因素的防范措施 (1)卫生保健 生产过程中存在一定的危险性和危害性,为保证职工安全、卫生、健康,对 职工进行必要的健康讲座培训。 (2)线路维护、抢修 油气集输管道必须做好线路的巡查和维修工作。 (3)安全保卫 对于埋地管道征用土地,其使用权属于管道企业,任何单位和个人不得非法 侵占。 (4)安全教育、培训 应针对陆采生产设施建立安全生产管理制度,编制安全生产管理规定,加强 安全教育工作,提高职工素质,确保安全。 (5)应急预案 应针对陆采设施的危害性分析(动力障碍、触电、易燃物泄露、运输设施故 障、自然灾害),编制应急预案。 由于设计中充分考虑了各种危险因素和可能造成的危害,并采取了相应的处 理措施。因此,只要管理人员和操作人员严格遵循各项管理制度和操作规程,熟 悉各种事故的处理方法,加强设备的维护和管理,便可达到长期、安全、平稳运 行。 第 23 章 职业安全卫生 179 本项目在生产阶段可能产生的主要职业病危害因素主要有噪声、振动,在其它 阶段,如:建造、施工等阶段,还会有粉(烟)尘、毒物、高温等职业病潜在危 害因素。 从多方面综合分析来看,本项目职业病危害因素对工人健康的影响是可以接受 的。只要在设计、施工和生产阶段加大对职业卫生的资金投入,将各项职业病防 护措施落实,把职业病危害因素的浓度或强度控制在国家职业卫生标准以内,该 工程生产过程中可能存在的职业病危害是可以预防的。该项目从职业卫生角度分 析是可行的。 第 24 章 组织机构定员 180 第 24 章 组织机构定员 24.1 组织机构 人员负责组建区块作业区,负责井场、集气站、采气管线、集气支线等的现 场运行、维护工作。 新进员工进行岗前培训,目的在于介绍本次设计采用的新工艺、新设备、为 了使系统合理、高效、安全、平稳地运行,在操作人员上岗前,组织管理和操作 人员学习,同时对有关技术人员进行现场培训。 工程实施后,自动化系统为全站 PLC 控制的高水平监测控制系统,为使该系 统能够保持良好的运行状态,为处理系统服务,需要站内技术管理人员,学习电 脑及自控系统的有关知识,使他们熟练掌握该系统的操作规程,以便在实际运行 中能及时排除故障、调整参数、保持系统平稳高效地运行。 24.2 生产定员 根据岗位性质和国家的劳动制度规定,企业工作制度为四班三倒。生产管理系 统由管理人员及普通员工组成。D 区块建总产能为 30×108m3/a,产建工程生产定 员 64 人。具体如下: 表 24.1 生产岗位定员表 岗位 在岗人数 班次 小计 专业技能 管理技术 4 1 4 储运 班长 4 4 16 储运 集气站 4 4 16 采油 配电室 4 4 16 电气 巡线 8 1 8 储运 巡井 4 1 4 采油 合计 28 15 64 / 辅助生产定员由生产单位根据生产情况、管理模式和实际需求适当考虑,并 最终由劳资部门确定。 第 25 章 放空 181 第 25 章 放空 为保障天然气集输管网安全平稳运行,各集气站、阀室均设置放空立管,排放 超高限的压力,排放运行作业中的废气或实现紧急状态下的事故放空。放空系统 是天然气集输系统的重要部分,放空管的设计也直接关系着天然气管道及其处理 装置是否能够安全平稳的运行。压气站放空系统常采用关闭装置进出口和打开放 空阀放空的措施来实现装置的有效停车。 25.1 放空系统的选择 针对 D 区块集气站选用旋风分离式火炬进行放空。集气站旋风分离式火炬由 裙座、引火管、裙座筒体、阻火丝网、旋风分离体、放空管、点火系统、放空口、 进气口、手孔、排液口、排料口组成。这种放空火炬具有以下优点: (1) 分离体为圆锥形,提高气体的旋转效果; (2) 出口管的末端低于进气口,防止出口管入口处气流的径向速度增加而形 成的“升气管末端短路流”; (3) 在分离体底部设置排液口,避免分离出的杂质重新卷入气流中; (4) 为安装方便,在底部设裙座; (5) 为确保放空气顺利点燃,设置引火管和点火系统; (6) 为检修、维护阻火丝网,防止阻火丝网堵塞,设置检修口,即手孔。 从而实现了放空火炬的阻火、分液和放空功能。 25.2 放空系统的布置 放空系统由放空立管和放空点火装置组成。 站场放空系统的作用:实施站场检修时,通过放空系统排放站场内所有管路、 设备中的天然气;站场发生意外或进出站压力超压时,通过放空系统排放相关管 路、设备中的天然气。 阀室放空系统的作用:当两阀室间的管道实施检修或发生意外时,通过放空系 统迅速排放管道中的天然气。天然气放空与周围安全及环境卫生密切相关,因此 放空管和火炬的设置需要根据相关标准规定进行设计。 集气站的放空系统布置图如图 25.1 所示。 第 25 章 放空 182 图 25.1 放空系统布置图 25.3 放空系统的设置 25.3.1 放空量 《石油化工可燃性气体排放系统设计规范》明确了火炬总管设计排放量的求取 方法:选取系统内最大排放装置的一次最大排放量和同一事故中几个装置同时泄 放的排放量总和中的较大值。排放气体的质量流量应选取最大排放量,但也应该 考虑到现场在事故状态下或计划内检修时可采用多地点排放,避免火炬尺寸过大。 《压力释放和降压系统》提出:防止超压的设计首先需要考虑可能引起超压的 各种事故,然后根据产生压力的大小分析此时必须的泄放流量。不同原因引起超 压的设备及大小都是不同的,设计时,应将每一泄放装置对应每种事故,以列表 的形式罗列最大泄放量,并将可能同时发生事故的泄放量叠加,找出极端值。 需要特别注意最大载荷不是最大流量的概念,它包括流量、温度、介质物理性 质等,是最大流量压头损失的概念。国内标准相关规定均参考国外相关标准,国 内外关于超压放空量的确定原则大致相同。 25.3.2 排气筒、放空管 《输气管道工程设计规范》规定输气站场的放空竖管应设在围墙外,其与站外 及其他建(构)筑物的距离应符合《石油天然气设计防火规范》的规定。其高度 应比附近建(构)筑物高出 2m 以上,且总高度不应小于 10m。 25.3.3 防火间距 《石油天然气设计防火规范》规定了石油天然气站场与周围居住区、相邻工矿 企业、交通线等的防火间距,火炬的防火间距应经辐射热计算确定。可能携带可第 25 章 放空 183 燃液体的高架火炬与外部设施的防火间距:距人口密度大于 100 人的居民区、村 镇、公共福利设施、相邻厂矿企业、100 人以下散居房屋、35kV 及以上独立变电 所 120m;距铁路、高速公路、架空电力线路、国家 I 级和 II 级架空通信线 80m; 距一般公路、一般架空通信线 60m,距爆破作业场地(如采石场)300m。 石油天然气站场的放空管,按可能携带可燃液体的火炬间距减少 50%设计, 火炬和放空管宜位于站场生产区最小频率风向的上风侧,且宣布置在站外地势较 高处。火炬和放空管与石油天然气站场的防火间距:火炬依据《石油天然气设计 防火规范》确定;当放空量不大于 1.2×104m3/h 时,不应小于 10m;当放空量为 1.2×104~4×104m3/h 时,不应小于 40 m。 一、二、三、四级石油天然气站场内总平面布置的防火间距除另有规定外,应 不小于《石油天然气设计防火规范》中的相关规定。火炬的防火间距一般根据人 或设备允许的最大辐射热强度计算确定,但火炬排放的可燃气体中如果携带可燃 液体时,可能因不完全燃烧而产生火雨,其洒落范围为 60~90m,而经辐射热计算 确定的防火间距可能小于此范围。 在实际操作中,当放空量大于 4×104 m3/h 时,通常采取点火放空进行处理。点 火放空时,放空管与站场和周围建筑物的间距、放空管直径,根据放空速率(以 马赫数为基准)和放空量,采用辐射热计算确定。但现行标准规范未对放空时间、 放空压力等做出相应规定,在放空系统设计过程中,即使管径不同、设计压力不 同,仍将放空管与阀室的间距设计为 40m,占地面积和投资较大。参考文献 184 参考文献 [1] 刘扬, 魏立新, 李长林,等. 油气集输系统拓扑布局优化的混合遗传算法[J]. 油 气储运, 2003, 22(6):33-36. 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