深层天然气试采投产方案.doc

1概 述1.1 工程简介大庆长垣东部天然气试采工程基建徐深1、徐深1-1、徐深5、徐深6和汪深1五口气井，通过试采，确定各深层气产能区块的地质储量，为后续的钻探井位和开发井位布局提供依据。2004年建成投产徐深1、徐深6、汪深1三口气井，徐深5、徐深1-1气井受钻井进度影响，预计在2005年建成投产。1.1.1主要工程内容本工程新建集气站5座，调压计量站1座，集气支线7.63 km，集气干线60.06 km，试采气平衡管线1.87km。集气站：徐深1井集气站、徐深1-1井集气站、徐深5井集气站、徐深6井集气站、汪深1井集气站。输气站：红岗调压计量站。集气支线：徐深1-1、5、6井到徐深1井集气站集气支线，采用1084保温管道，设计压力均取8.0 MPa，长度分别为1.02km、2.96km、3.37km。汪深1井到集气干线的集气支线，采用2197防腐集气管道，设计压力6.4 MPa，长度0.28km。集气干线：徐深1井集气站至红压输气站集气干线，采用50810防腐管道，设计压力6.4 MPa，长度60.06km。试采气平衡管线：集气干线到升平调压间高低压平衡管线，采用1597防腐管道，设计压力6.4 MPa，长度1.87 km。扩建升平气田调压计量间，站内新建分离、注醇、调压等设备，实现了高压深层气系统向低压气系统补气的功能，以满足深层气田试气过程中的气量平衡要求。1.1.2主要工艺流程徐深1-1、5、6井集气站的天然气集输至徐深1井集气站，与徐深1井天然气汇合后，进入集气干线，再与汪深1井集气站天然气在干线汇合共同输至红压终点站。投产初期，由于徐深1井、汪深1井集气站脱水装置还未建成，湿天然气采用二次分离、加注甲醇防止管道内凝析水结冰的方法输气。脱水装置建成后，湿天然气在徐深1、汪深1井集气站集中脱水后，干气进入集气干线。总工艺原理流程图见附图-1。1.2设计参数1.2.1试采井参数表1.2-1 2004年试采井的压力、温度、产气量数据表井号徐深1井徐深1-1井徐深5井徐深6井汪深1井井位坐标X2167631021676256216774562167301021673551Y5103557510456851009825102711513328预计建成产能（104m3/d）301030202010预计产气温度（）3550303550355015预计关井压力（MPa）3838404030预计正常开井压力（MPa）363030363830383028201.2.2 试采井天然气气质组分表1.2-2 2004年试采井的天然气组成数据表井号徐深1井徐深1-1井徐深5井徐深6井汪深1井初期日产水（m3）43333相对密度0.5990.5990.5990.5990.5861气组分CH493.1493.1493.1493.1493.152C2H62.2492.2492.2492.2491.879C3H80.3720.3720.3720.3720.19iC4H100.0750.0750.0750.0750.015nC4H100.0630.0630.0630.0630.026iC5H120.0210.0210.0210.0210.006nC5H120.0040.0040.0040.0040.007CO21.9641.9641.9641.9640.043N21.7431.7431.7431.7434.682 注：根据徐深6井试油数据：5口试采井产水中：Cl含量按1000mg/l 总矿化度按13300 mg/l 水型：NaHCO31.2.3集输系统设计参数表1.2-3 2004年试采井的集输系统设计参数表井站名称徐深1井徐深1-1井徐深5井徐深6井汪深1井红压输气站升平气田调压计量间输气量(104m3/d)8010010302 02 010出站压力(MPa)5.846.246.346.425.821.01.31.22.3出站温度()2025.33336201051.3 辅助系统简介1.3.1自控系统5座集气站、2套脱水装置和红压终点站纳入整个气田的控制系统。区域监控系统徐深1井控制室 徐深1井RTU 脱水装置RTU红压终点站控制室汪深1井控制室汪深1井RTU 脱氺装置RTU徐深6井操作控制室徐深11井操作控制室徐深5井操作控制室图1.3-1系统网络结构站内设置温度、压力检测，进入气田数据库。分离器液位采用位式调节。流量采用可更换孔板的高级孔板阀，按编程RTU中运行计算。加热炉的控制及仪表由供货商配套提供。加热炉控制柜提供过程报警接点、可燃气泄漏报警接点，并接受远程停炉信号。自用天然气调压采用自力式调压器，并进行就地计量。在井口、分离器及计量设备位置处设置固定式可燃气体泄漏检测探头，信号送至RTU。1.3.2 通信系统包括5座集气站（徐深1井、徐深1-1井、徐深5井、徐深6井、汪深1井）、1座输气站（红压终点站）、1座生产指挥间（徐深1小队生产指挥间）、约7.8公里集气支线和62公里集气干线。各站间的通信采用光纤通信系统作为传输通道，光缆与集气管道同沟敷设。光传输通信系统采用多业务接入的光综合传输设备。徐深1小队生产指挥间配置集中式光综合传输设备，在各集气站仪表控制室分别配置1套光综合传输设备。徐深1小队生产指挥间配置1套50门数字调度程控交换系统及其配套设施，各集气站的话音用户均接入该交换机。利用公众移动通信系统解决管道巡线、应急抢险的移动通信。徐深1井集气站围墙设室外红外线警戒探测系统1套。1.3.3 供电系统各集气站的供电电源在采油八厂油田10（6）kv供电系统取得，供电电源分界点均设在站外25m处柱上变电站开关箱。徐深1井集气站站内均设配电间1间，内设低压配电屏4面。徐深1-1井、徐深6井及徐深5井集气站站内均设10/0.4kV及杆上变电站1座，配电间1间，内设低压配电屏2面。汪深1井集气站站内设配电间1间，内设低压配电屏3面。红岗调压计量站的供电电源在红岗压气站低压配电系统取得，双回路供电,站内二级供电负荷约为15kW,三级供电负荷为75kW,在车库及办公室建筑内集中设低压配电柜,采用双电源自动切换装置及低压计量装置。各站设在线式交流不停电电源装置（UPS），各站1套。各站的工艺装置等均按第二类防雷建筑物设防。1.3.4 消防系统工艺装置区、主要建筑物、仪表及电器设备间等应分别配备一定数量的移动式灭火设备，以便及时扑救初始零星火灾。1.3.5 给排水系统1.3.5.1 水源及供水方式汪深1井和徐深1井集气站的用水，在集气站附近打井取地下水，经处理后供站内使用。徐深5井、徐深6井和徐深1-1井3座集气站的用水，采用清水罐车从徐深1井站深井取水泵房拉水解决。红岗调压计量站生活给水及建筑室外消防用水引自杏树岗油田天然气综合利用杏区深冷部分场区管网，管道长约0.8km。消火栓用水量为10L/s，站内设室外地下式消火栓2座。1.3.5.2 污水处置本工程在每座站内设1座卧式污水储罐，在2座设有脱水装置的集气站内各设1座污水池，用泵将污水池中水及时输至污水储罐或污水罐车，各站污水储罐的污水则采用污水罐车运至附近污水回注站进行集中处置。 各集气站均设旱厕，生活污水可不经处理，直接排入雨水边沟。徐深1生产指挥间生活污水经处理后达标外排。1.3.6供热、采暖及生活热水集气站热源采用真空加热炉加热天然气，提供采暖和管道伴热的热水。集气站内建筑物采暖采用集中供热方式。徐深1生活热水由徐深1小队统一考虑，徐深5、徐深6、徐深1-1不考虑生活热水，汪深1井设一电热水器提供生活热水。向徐深5井集气站、徐深6井集气站、汪深1井集气站倒班宿舍的厨房供气，徐深1井集气站、徐深1-1井集气站站内不考虑生活用气。在集气站内仪表控制室安装分体式空调，以满足工艺设备对环境的要求。在真空加热炉操作间要求真空加热炉生产厂家设置可燃性气体报警装置，并与风机联锁。为放空火炬放空时点燃放空天然气设置外传火点火装置和高空点火装置。2 投产前的准备工作2.1岗前培训2.1.1.1集输系统工艺流程2.1.1.2井口、线路快速截断阀工作原理及操作规程2.1.1.3卧式重力分离器工作原理及操作规程2.1.1.4卧式过滤分离器工作原理及操作规程2.1.1.5立式旋流分离器工作原理及操作规程2.1.1.6自控系统工作原理及操作规程2.1.2.1各种阀门操作规程2.1.2.3真空加热炉启停操作规程2.1.2.4收发球操作规程2.1.3.2灭火器的使用2.1.2.5投产操作预演2.2工程检查2.2.1集气管道及站场设施4.1.1经巡检人员现场检查管道敷设符合设计要求，站场工艺流程完整正确，阀门、各种测量仪表（压力、温度、流量等）完好。4.1.2排污系统、放空系统、工艺设备所有阀门都处于关闭状态，阀门上挂有操作编号和关闭标识牌，同时备有开启标识牌。2.2.2消防系统检查、试运、确认消防设备处于正常状态并可用。2.2.3变配电系统检查、确认所有电气设备、线路完好可用，安全措施到位。2.2.4自动控制系统检查、确认自动控制系统正常并可先期投运。2.2.5通讯系统按照设计文件、施工验收规范和供货厂商的设备安装要求施工完成后，经有关部门检查、确认施工合格后进行设备调试，调试正常并先期投入试运行。通信系统投产前的主要检查工作:1）同沟敷设光缆的检查（包括指标测试、施工记录及竣工图等文件）2）设备间连接线缆的检查（包括施工记录文件及竣工图等文件）3）电源设备及连接线的检查（包括指标测试、施工记录及竣工图等文件）4）接地连接线的检查（包括指标测试、施工记录及竣工图等文件）5）设备调试的检查（包括指标测试、施工记录及竣工图等文件）6）调度程控交换机的检查（包括指标测试、施工记录及竣工图等文件）7）联合测试检查（包括交换机接入大庆石油专用通信网、各站用户入网、调度功能、录音功能、以太网连接、施工记录及竣工图等文件）2.2.6火炬、放空系统检查、试运、确认火炬、放空系统处于正常状态并可用。2.2.7给排水系统检查、试运、确认给排水系统处于正常状态。2.2.8供热、采暖及生活热水检查、试运、确认供热、采暖及生活热水系统处于正常状态。以上项目的检查情况应及时反馈到投运指挥部。2.3材料准备2.3.1氮气和注氮设备：需氮气1000 m3，制氮车组1套（制氮能力10000 m3/d）。2.3.2甲醇10m3。2.3.3操作工具准备齐全。2.3.4消防器材。2. 4 技术要求2.4.1 投产运行过程应遵循天然气管道运行规范（SY/T5922-2003）的相关要求。2.4.2站场、红压终点站、徐深1小队等有关生产、管理部门的通讯联系必须畅通。消防灭火等器材设备必须到位，并能保证快速投入使用。2.4.3 装置系采取自控和手动相结合。为保证安全生产，方便管理和明确责任，装置应根据实际情况划分操作岗，并制定出各个操作岗的岗位责任制。2.4.4 根据有关规定，在试运投产前将各设备和主要阀门作好标记，设备应采用油漆等进行永久性或临时标记。2.4.5 每个阀门在开工前均应处于关闭状态。开工时，需要打开再打开，并建立阀门开、关挂牌制度。当阀门关闭时，应在其上打一个“关”的悬牌；当阀门开启时，则应将“关”的悬牌改换为“开”的悬牌。2.4.6 生产设备和管道的检查1）非标设备应再次检查其出厂合格证明书是否符合设备的设计图纸要求，了解其结构情况和制造材质。2）根据装置的工艺流程和安装图，检查各种管道安装位置、走向及其介质的流向情况。3） 检查竣工图及吹扫试压资料，了解设备、管道和附件的安装及试压情况。2.4.7 对紧急预案进行充分周密的准备，确保安全。2. 5 辅助系统投运2.5.1供电系统投产（1）送电前应检查各项电气设备验收试验记录，确认所有设备试验合格，保证电气仪表设备的保护接地、工作接地有良好电气通路，系统接线正确，绝缘良好。（2）送电合闸操作必须按顺序先从电源侧逐级进行，防止带负荷合刀闸。（3）断电分闸操作必须先从负荷侧进行，即从负荷末端最后一级的开关断开，直至电压最高的电源侧开关断开防止带负荷断刀闸。（4）倒闸操作应符合采油八厂供电系统的调度要求。2.5.2通信系统投产先期开通本工程各集气站与徐深1小队生产指挥间的光缆传输系统，保证各集气站控制室与徐深1小队生产指挥间之间的语音和数据通信通畅。同时还应配备必要的移动通信设备以保证管道巡线时与相关部门的通信畅通。2.5.3消防设施投产各站按规定配备的移动式消防灭火器材能正常运行，放到指定部位。2.5.4给排水系统投产徐深1井集气站打井完成，取水泵房等供水系统验收合格后即可启泵投运。污水储罐建成投入使用，污水罐车、污水回注站准备就绪。 3 投产方案3.1概述3.1.1气井投产树立“安全第一，预防为主”的思想。3.1.2本工程投产前首先采用氮气置换各井站空气，然后利用红压反输气前置氮气断塞置换集气干线，待反输气到达徐深1站后，再置换各井站氮气，各集气站点炉供热，建立热场后，开井生产。3.1.3集输系统反向投产，在红岗调压计量站和集气干线实现天然气置换后，依次投产徐深1井、徐深6井、汪深1井。3.1.4集气站站内投产按照从出站到井口的反向顺序依次打开阀门。3.2氮气置换方案3.2.1徐深1井集气站置换工作3.2.2.1本集气站置换空气前的状态为：已完成试压工作，集气站站内的设备和管道内充满空气。提前检查站内所有阀门开关是否灵活，确认是否处于全关状态，发球筒快开盲板操作是否灵活，筒内无杂物。3.2.2.2井口至分离区置换流程(1)开启：OG02、OG03、PG02、PG03、PG05PG07。(2)置换流程：连接注氮口WD01，开WD01，压力控制在0.2MPa以下、速度不应大于5m/s分离区PG06、PG07真空加热炉PG02OG02OG03放空。(3)在PGX110压力表接口处检测氧气含量小于2%为置换合格, 停止注氮，关闭所有阀门。3.2.2.3分离区、计量区、清管装置区置换流程(1)开启：PG09、PG13、PG14、PG17、PG18、PG19、PG24、发球装置区放空阀。(2)置换流程：连接注氮口WD01，开WD01，压力控制在0.2MPa以下、速度不应大于5m/s分离区计量区过滤分离区PG24发球装置区放空。(3)在发球装置区出站压力表接口处检测氧气含量小于2%为氧气置换合格, 停止注氮，关闭所有阀门。3.2.2.4自耗气区置换流程(1)开启：PG28、PG29 PG31、PG34PG36、PG37、OG13、OG15，打开真空加热炉进气口阀门，生产小队用气点生活用气阀门。(2)置换流程：连接注氮口WD01，开WD01，压力控制在0.2MPa以下、速度不应大于5m/s分离区计量区过滤分离区PG28 OG13OG14放空。 真空加热炉烟囱放空。生活用气点放空。(3)在PGX109压力表接口处检测氧气含量小于2%为置换合格, 停止注氮，关闭所有阀门。3.2.2.5置换结束，停止注氮，关闭站内所有阀门。3.2.2.6置换流程图详见附图2。3.2.2徐深6井集气站及至徐深1井集气站集气管道置换工作3.2.3.1本集气站置换空气前的状态为：已完成试压工作，集气站站内的设备和管道内充满空气，提前检查站内所有阀门开关是否灵活，确认是否处于全关状态。3.2.3.2井口至分离区置换流程：(1)开启：OG02、OG03、PG01PG03、PG05PG07。(2)置换流程：连接注氮口WD01，开WD01，压力控制在0.2MPa以下、速度不应大于5m/s分离区PG06、PG07PG03真空加热炉PG02OG02OG03放空。(3)在PGX608压力表接口处检测氧气含量小于2%为置换合格, 停止注氮，关闭所有阀门。3.2.3.3分离区、计量区、集气支线置换流程(1)开启：PG11，打开徐深1井集气站的OG08、OG10放空阀。(2)置换流程：连接注氮口WD01，开WD01，压力控制在0.2MPa以下、速度不应大于5m/s分离区计量PG11集气支线徐深1井集气站的OG08、OG10放空。(3)徐深1井集气站PGX612压力表处检测氧气含量小于2%为置换合格, 停止注氮，关闭阀门PG11、徐深1井集气站的OG08、OG10放空阀。3.2.3.4自耗气区置换流程(1)开启： PG12 PG15、PG18PG20、OG10，打开真空加热炉进气口阀门，生活用气阀门。(2)置换流程：连接注氮口WD01，开WD01，压力控制在0.2MPa以下、速度不应大于5m/s分离区计量区PG12 PG15、PG18PG20、OG10放空。 真空加热炉烟囱放空。生活用气点放空。(3)在PGX606压力表接口处检测氧气含量小于2%为置换合格, 停止注氮，关闭所有阀。3.2.3.5 徐深6井集气站置换流程图详见附图5。3.2.3汪深1井集气站及至集气干线阀室集气管道置换工作3.2.4.1本集气站置换空气前的状态为：已完成试压工作，集气站站内的设备和管道内充满空气，提前检查站内所有阀门开关是否灵活，确认是否处于全关状态。3.2.4.2井口至分离区置换流程：(1)开启：OG01、OG02、PG01PG03、PG05PG07。(2)置换流程：连接注氮口WD01，开WD01，压力控制在0.2MPa以下、速度不应大于5m/s分离区PG06、PG07PG03真空加热炉PG02OG01OG02放空。(3)在PGW112压力表接口处检测氧气含量小于2%为置换合格, 停止注氮，关闭所有阀门。3.2.4.3分离区、计量区、集气支线置换流程(1)开启：PG09、PG12、PG13、PG16PG18、PG23，打开汪深1井集气支线所接的阀室的放空阀。(2)置换流程：连接注氮口WD01，开WD01，压力控制在0.2MPa以下、速度不应大于5m/s分离区计量区过滤分离区汪深1井集气站出站集气支线集气干线508上汪深1井集气站附近的阀室放空阀放空。(3)阀室压力表处检测氧气含量小于2%为置换合格, 停止注氮，关闭阀门PG13、PG17、PG23、集气干线508汪深1井集气站附近的阀室放空阀。(4)置换结束，停止注氮，关闭站内所有阀门。3.2.4.4自耗气区置换流程(1)开启： PG24 PG27、PG30PG33、OG10OG12，打开真空加热炉进气口阀门，生活用气阀门。(2)置换流程：连接注氮口WD01，开WD01，压力控制在0.2MPa以下、速度不应大于5m/s分离区计量区过滤分离区PG24 OG10OG11放空。 真空加热炉烟囱放空。生活用气点放空。(3)在PGW110压力表接口处检测氧气含量小于2%为置换合格, 停止注氮，关闭所有阀门。3.2.4.5汪深1-1井集气站置换流程图详见附图6。3.2.4 高低压平衡气管线氮气置换1）检查所有阀门开关的灵活性，并确认处于全关状态。2）开启PG01PG11、PG16PG17、OG03 OG04。3）置换流程（1）站内部分：连接注氮口WD01，接通氮气，压力控制在0.2MPa以下，速度不大于5m/s 分离器 调压计量阀组 OG03 放空。在计量后压力表接口处检测氧气含量小于2%为合格。（2）平衡气管道及阀室部分：WD01来氮气 平衡气管道 PG16PG17 OG04 放空。在阀室内靠近放空管道压力表接口处检测氧气含量小于2%为合格。以上置换进行时，可调节OG03、OG04开度控制氮气流量。置换完毕后，关闭所有阀门。3.2.5红压输气站及输气管道氮气置换1）检查所有阀门开关的灵活性，并确认处于全关状态；检查收球筒内是否有杂物及其快开盲板的灵活性。 2）开启PG02 PG10、PG12PG13、PG15PG18、PG28PG35、OG06。 3）置换流程：（1）主流通路径：连接注氮口WD01，接通氮气，压力控制在0.2MPa以下，速度不大于5m/s 分离器 真空加热炉、3#汇气缸 1#汇气缸 2#汇气缸 OG06 放空。本路置换检测在以下2点进行：n 在2#汇气缸压力表接口处检测氧气含量小于2%为合格。n 由于3#汇气缸下游管道将于后期建设，本次置换时，可开启WW16阀并连接临时放空管道。在3#汇气缸压力表接口处检测氧气含量小于2%为合格。（2）加热炉燃料气管道：氮气经PG28、29 燃料气调压阀组 PG35 燃烧器 加热炉燃烧器 烟窗 放空。在燃烧器进口压力表接口处检测氧气含量小于2%为合格。以上两路置换可同时进行，置换完毕后，关闭所有阀门。3.3天然气置换方案3.3.1红压输气站天然气置换3.3.1.1空气置换完毕后，利用配气管道接入的红压反输气对站内氮气进行切换。届时，应与供气单位进行协商，根据供气使用情况，调用PG21、22、23任何一路来气作为反输气源。3.3.1.2本期建设中，站外配气管道共有3条，均接自2#汇气缸出口。其中包括：n 去乙烯供气老线，DN350，红压站外连接；n 去乙烯供气复线，DN350，红压站外连接；n 去红压深冷反输气阀组，DN300，红压站内连接。为避免氮气进入已建系统，利用已建系统天然气对配气管道进行空气置换。置换过程在站内氮气置换完成并确认所有阀门都处于关闭状态下进行。置换流程如下：缓慢开启PG21、PG22（开度不超过1/3，天然气流速不超过5m/s） 接入天然气 2#汇气缸 OG06 放空在2#汇气缸压力表接口处检测氧气含量小于2%为合格。置换完毕后关闭PG21、PG22。缓慢开启PG24、PG23（开度不超过1/3，天然气流速不超过5m/s） 接入天然气 2#汇气缸 OG06、OG07 放空。在2#汇气缸压力表接口处检测氧气含量小于2%为合格。置换完毕后关闭PG24、PG23、OG06、OG07。3.3.1.3站内切换流程如下：1）开启PG02、OG01、PG05PG10、PG12PG13、PG15PG18、PG28PG35。2）主流通路径：气源来气（压力控制在0.2MPa以下，速度不大于5m/s） 2#汇气缸 调压计量阀组 1#汇气缸 加热炉 分离器、3#汇气缸 OG01 放空。本路置换检测在以下2点进行：n 在收球筒前压力表接口处检测天然气含量大于99%为合格。n 在3#汇气缸压力表接口处检测天然气含量大于99%为合格。3）加热炉燃料气管道：天然经PG28、29 燃料气调压阀组 PG35 燃烧器 加热炉燃烧器 烟窗 放空。在燃烧器进口压力表接口处检测天然气含量大于99%为合格。以上两路置换可同时进行，置换完毕后，关闭PG02、PG32PG33、OG01。3.3.2集气干线空气-氮气-天然气置换集气干线管道置换采用清管列车方式进行，置换顺序为氮气置换空气、天然气置换氮气。起点为红岗调压计量站收球区（本次用于发球），终点设于徐深1集气站发球区（本次用于收球）。置换过程如下：1）确认包括发球区、收球区、线路阀室等与本管道相接的所有阀门处于关闭状态。检查清管器皮碗，确保无损伤。2）发球区内，PG01、PG03处于全开状态；线路截断阀室内，线路截断阀PG05处于全开状态；收球区内，PG14处于全开状态，同时开启OG06、OG08。3）置换流程将第一清管器置于发球筒内，使其处于发射状态，同时检查快开盲板的关闭。连接注氮口WD01，接通氮气，压力控制在0.2MPa以下，速度不大于5m/s，使清管器进入管道运行，运行速度控制在4km5km/h。第一清管器走行1000m后，关闭WD01停止注氮，同时关闭PG03。开启OG02，将发球筒内压力降为0。将第二清管器置于发球筒内，使其处于发射状态。关闭OG02，全开PG03并开启PG04，利用天然气（压力控制在0.2MPa以下）发送第二清管器仍以4km5km/h进入管道运行状态，形成1km氮气隔离段。当第一清管器进入收球筒后，在收球筒前压力表接口处开始检测，氧气含量小于2%为合格。当第二清管器进入收球筒后，在收球筒前压力表接口处开始检测，天然气含量大于99%为合格。置换完毕后，关闭PG14、OG06，收球筒压力降为0后取出清管器并检查快开盲板的关闭。关闭OG08，开启PG14，反输气进入供气状态。3.3.3徐深1井集气站置换工作3.3.3.1本集气站天然气置换前的状态为：集气站站内的设备和管道内充满氮气。所有阀门处于全关状态。3.3.3.2自耗气区置换流程(1)开启PG24、PG28、PG29 PG31、PG34PG36。(2)打开发球筒前进气阀门，缓慢打开OG13、OG15，将管道内气体引至放空火炬，待放空火炬气体点燃后，关闭OG13、OG15，N2置换完毕。(3)置换结束后，关闭所有阀门。3.3.3.3清管装置区至井口区置换流程(1)开启PG02、PG03、PG05PG07、PG09、PG13、PG14、PG17、PG18、PG19、PG24。(2)打开OG02、OG03，将管道内气体引至放空火炬，同时在放空立管处采用魔术枪进行临时的放空点火，待放空火炬气体点燃后，关闭OG02、OG03，N2置换完毕。(3)置换结束后，关闭所有阀门。3.3.3.4置换流程图详见附图2。3.3.4徐深6井集气站及至徐深1井集气站集气管道置换工作3.3.3.1天然气置换前的状态为：集气站站内的设备、管道和集气支线内充满氮气。所有阀门处于全关状态。3.3.3.2徐深6井集气站至徐深1井集气站集气管道置换流程（1）开启徐深1井集气站PG11、PG13、PG14、PG17、PG18、PG19、PG24及清管装置区出站阀门，将红压反输天然气引入徐深6井集气站至徐深1井集气站集气管道。（2）开启徐深6井集气站OG07、OG08，将管道内气体引至放空火炬，同时在放空立管处采用魔术枪进行临时的放空点火，待放空火炬气体点燃后，关闭OG07、OG08，置换完毕。3.3.3.2自耗气区置换流程(1)开启PG12 PG15、PG18PG21。(2)打开PG11，将天然气引入自耗气系统，打开OG10、OG11，将管道内气体引至放空火炬，待放空火炬气体点燃后，关闭OG10、OG10，天然气置换完毕。(3)置换结束后，关闭所有阀门。3.3.3.3分离区至井口区置换流程(1)开启PG02、PG03、PG05PG07、PG11。(2)打开OG02、OG03，将管道内气体引至放空火炬，同时在放空立管处采用魔术枪进行临时的放空点火，待放空火炬气体点燃后，关闭OG02、OG03，天然气置换完毕。(3)置换结束后，关闭所有阀门。3.3.3.4置换流程图详见附图5。3.3.5汪深1井集气站及至集气干线阀室集气管道置换工作3.3.3.1天然气置换前的状态为：集气站站内的设备、管道和集气支线内充满氮气。所有阀门处于全关状态。3.3.3.2汪深1井集气站至徐深1井集气站集气管道置换流程（1）开启集气干线截断阀室到汪深1井集气站的法门，将天然气引入汪深1井集气站至集气干线的集气支线。（2）开启汪深1井集气站OG08、OG09，将管道内气体引至放空火炬，同时在放空立管处采用魔术枪进行临时的放空点火，待放空火炬气体点燃后，关闭OG08、OG09，置换完毕。3.3.3.2自耗气区置换流程(1)开启PG24 PG27、PG30PG32。(2)打开PG23，将天然气引入自耗气系统，打开OG10、OG12，将管道内气体引至放空火炬，待放空火炬气体点燃后，关闭OG10、OG12，天然气置换完毕。(3)置换结束后，关闭所有阀门。3.3.3.3分离区至井口区置换流程(1)开启PG02、PG03、PG05PG07、PG09、PG12、PG13、PG16、PG17、PG18、PG23。(2)打开OG01、OG02，将管道内气体引至放空火炬，同时在放空立管处采用魔术枪进行临时的放空点火，待放空火炬气体点燃后，关闭OG01、OG02，天然气置换完毕。(3)置换结束后，关闭所有阀门。3.3.3.4置换流程图详见附图6。3.3.6试采气平衡管线置换工作本部分内容共分3个单元，即线路截断阀室、平衡气管道、升一联调压间站内新增设备区。进行置换时，3个单元可同时进行。本系统可采用红压反输气进行天然气切换。1）开启PG01PG11、PG15PG16、OG03。2）红压反输气（速度控制在不大于5m/s） PG15PG16 分离器 调压计量阀组 OG03 放空。在计量后压力表接口处检测天然气含量大于99%为合格。切换完毕后，关闭PG15PG16、PG09PG11、PG02、OG03。3.4供热系统投运3.4.1供热系统设备及管道安装完毕、试压合格,建筑物采暖供热系统验收合格，真空加热炉操作间的可燃性气体报警装置安装完毕并验收合格。3.4.2投运前将系统注满水,注意必须达到水箱间膨胀水箱的最低液位。3.4.3开启自用燃料气管道系统。3.4.4使用电加热带对自用燃料气管道进行保温拌热。电加热带启动温度设为13，断电温度为15。待锅炉正常运行后，停止电加热。3.4.5当一切准备就绪后，启动水箱间热水循环泵，打开加热炉进气阀门，进入点火程序，点火程序严格按供货厂家提供的操作说明进行。3.4.6当真空加热炉正常运行后，缓慢开启天然气管道阀门，使加热天然气量逐步达到额定气量。3.4.7停炉时应先关断燃料气阀，再停止热水循环泵的运转。3.4.8当膨胀水箱水位至低液位时，手动启动补水泵补水。3.5自控系统投运3.5.1概述大庆长垣东部地区深层天然气试采工程包括5座单井集气站，集气站采用自控和手动相结合。气田组装完善的监控与数据采集系统，以计算机为中心，实时采集生产过程的各种参数，并进行监控。集气站设有操作控制室，采用RTU对集气站的工艺过程参数变量和设备运行状态进行实时数据采集、监视、控制、数据处理。并将集气站的数据送至区域监控系统，接受远程控制。由于5座单井集气站的自控设计大体相同，这里以比其它4座复杂一些的徐深1单井集气站为例，制定投产方案。3.5.2投产前应具备的条件：3.5.2.1计量工艺流程符合设计要求，达到有利生产方便管理的目的。3.5.2.2系统上安装的各类仪表型号符合图纸设计规定。3.5.2.3各类仪表必须经有检定资格的部门检定或校准合格，并有相关的检校合格证书。3.5.2.4仪表安装完成后，所有仪表必须经单体测试；有控制回路的仪表，必须经回路联锁测试。3.5.3自控及计量系统的投运3.5.3.1井口地面安全装置：天然气从井口出来经一级节流后，压力下降，若压力达到30MPa时，控制室内二次仪表进行声光报警，当压力过高达到31MPa时，进行声光报警，切断井口的切断阀；同样当井口压力过低，达到4.5MPa，进行声光报警，并切断井口切断阀。此外，通过RTU和计算机来控制电磁阀，接受远程控制，可人为切断井口的切断阀；当井口发生火灾时，阀体温度过高，易溶塞工作，切断井口切断阀。该安全装置必须在投产前进行高低压切断和RTU远程人为切断测试，以确保安全生产。 3.5.3.2水套炉报警联锁系统：该系统由生产厂家成套提供，并负责现场的调试。天然气经水套炉加热，防止压力过高造成设备损坏，当出口压力达到12MPa，进行声光报警，并调节出口阀开度，进行泄压；当水套炉出口温度过高（58）或过低（25）时，进行声光报警；此外，为防止炉内可燃气体过高，引起安全事故，在炉体内设置可燃气体报警器，当浓度超过25%LEL时，进行声光报警提示；当水套炉因人为或其他故障，发生熄火时，进行声光报警，同时通过RTU远程控制，切断进气阀；当发生声光报警后，操作人员按“消除”按钮，并到现场处理。3.5.3.3两级节流后的电液压力调节：为了保护二级节流阀下游设备不超压，避免井口地面安全系统的不必要启动，在井口二级节流阀后设置压力控制系统，调节下游压力，使之控制在5.93MPa.。若此电液调节阀门因供货安装原因不能按时投运时，由人为手动控制阀门。3.5.3.4燃料气压力调节：为保证本站燃料气压力平稳，燃料气计量表前进行压力调节，使出口压力不超过0.3MPa，当超过该值时，进行声光报警。3.5.3.5过滤器高低液位报警系统：两台过滤器均设高低液位报警，当液位低于测量范围的25%（150mm）或高于测量范围的75%（450mm），进行声光报警，手动开关阀门。3.5.3.6井口区、分离区和计量区报警系统：为保证在井口区、分离区和计量区的安全生产，在以上三个作业区内均设有可燃气体报警装置，当可燃气体超过25%LEL后，进行声光报警，以提示操作人员进行处理。3.5.3.7节流计量装置的投运：单井集气站和红压终点站采用以可更换孔板作为节流装置的计量系统，配备相应的差压变送器、压力变送器和温度变送器，按SY/T6143，用标准孔板流量计测量天然气流量标准编程，在RTU中运行计算气量。每单井集气站各有外输计量系统一套，红压终点站有外输计量系统两套。（1）由于计量系统没有旁通，在初次投运时，要求把孔板提起，防止由于各种管线中的夹带物损坏孔板，降低孔板的计量精度。（2）投运前，要依次打开仪表平衡阀；关闭上、下游导压阀；打开仪表管路上的放空阀，观察差压指针是否回到零位，静压指针是否回到当地大气压相应压力的指示上；最后关仪表高、低压阀，确保仪表处于安全停止工作状态。（3）当正常输气后，投运孔板，并依次缓开仪表的高、低压阀，然后关闭平衡阀，使仪表开始工作。3.6放空系统投产3.6.1红压反输气进入站内后可以试运放空点火系统。外传火点火装置和高空点火装置安装完毕并验收合格，天然气放空并点燃火炬。3.6.2外传火点火装置试运天然气放空时，开启阀-1、阀-2、阀-3，按下外传火点火按钮，打开阀-5前面的球阀，点燃第一级外传火；立即打开阀-4前面的球阀，点燃第二级外传火；同时打开阀-6前面的球阀，点燃顶部点火燃烧器，引燃放空天然气，形成主火炬。主火炬点燃后，立即切断电源和天然气。3.6.3高空点火装置试运天然气放空时，开启阀-1、阀-2、阀-3，按下高空点火点火按钮，打开阀-7前面的球阀，点燃顶部点火燃烧器，引燃放空天然气，形成主火炬。主火炬点燃后，立即切断电源和天然气。3.7 徐深1井集气站投产3.8.1徐深1井集气站工艺参数试采期间：输气量：（80100）104m3/d，出站压力：5.83MPa，出站温度：20C。脱水装置投产后，进入装置的设计参数：输气量：（80100）104m3/d，出站压力：6.6MPa，出站温度：20C。徐深1井集气站工艺参数表参数站名流动压力(MPa)流动温度()气量(104m3)出站压力(MPa)设计压力(MPa)徐深1井30-3835-50305.838.03.8.2人员配备及职责投产共配置14人：1、现场总指挥：1人2、指挥人员：2人（井口阀门、一级节流阀、二级节流阀、三级节流阀操作指挥人员1人;锅炉监测操作、分离器监测操作、过滤器监测操作、汇气管及外输监测操作指挥人员1人）。岗位职责：（1）按投产流程指挥各岗位人员操作。（2）监测各点参数及各种设备运行情况，一、二、三级节流阀节流后压力不得超过24MPa、9.0MPa、5.93MPa。如有波动及时指挥调节。（3）投产中如有异常情况，及时判断处理。3、井口阀门操作岗：2人岗位职责：（1）检查井口采气树阀门是否完好、漏气。（2）负责井口生产阀门、角阀操作。（3）负责投产前放空清洁井身井口阀门操作。（4）监测井口及节流后压力，控制一次节流后压力在24MPa以内。事故发生及处理：（1）开井时井口阀门漏气或开关不灵活。停止投产，检修井口阀门或更换。（2）开井时温度低，井口冻堵停止投产进行解堵，待解堵后再进行投产。（3）井口安全截断阀自动关闭为预防由于开井后天然气温度低或压力波动大，井口截断阀自动关阀，在投产前应将截断阀锁定在全开状态。（4）操作时开度过大，节流后压力过高迅速关闭节流阀，并打开高压放空阀门进行放空泄压。4、二级节流阀（PG02）操作岗：1人岗位职责：（1）检查节流阀开关是否灵活、漏气。（2）监测井口来气压力及调节二级节流阀，将节流后压力控制在9MPa以内。事故发生及处理：（1）投产时阀门漏气或开关不灵活。停止投产，检修阀门或更换。（2）操作时开度过大，节流后压力过高关闭一、二级节流阀，并打开中压放空阀门进行放空泄压5、三级节流阀（PG05或PG07）操作岗：1人岗位职责：（1）检查节流阀开关是否灵活、漏气。（2）监测井口来气压力及调节三级节流阀，将节流后压力控制在5.93MPa以内。事故发生及处理：（1）投产时阀门漏气或开关不灵活。停止投产，检修阀门或更换。（2）操作时开度过大，节流后压力过高关闭一、二、三级节流阀，并打开中压放空阀门进行放空泄压6、锅炉监测操作岗：1人岗位职责：监测锅炉温度、液位、燃气压力、锅炉燃烧情况。事故发生及处理：(1)开井后换热量大，锅炉温度低控制来气流量，提升炉温。（2）开井后锅炉燃气波动大检测燃气调节装置，如无法调节正常，停止投产，并进行燃料气低压放空。7、分离器监测操作岗：1人岗位职责：（1）负责投产压力高时分离器中压放空操作。（2）监测分离器来气压力、液位及自动排污设备工作状态。事故发生及处理：（1）分离器来气压力高调节上游节流阀门降压，同时打开放空阀门进行泄压。（2）液位过高，自动排污系统失灵停止投产，维修自动排污系统。8、过滤器监测操作：2人岗位职责：（1）负责投产时来气压力过高，过滤器中压放空操作。（2）监测过滤器来气压力、液位。9、汇缸及外输监测操作：1人岗位职责：（1）监测汇气缸压力（2）监测、调节外输压力及温度。事故发生及处理：天然气泄漏时，关闭井口阀门，同时打开高、中压放空阀门点火，待管线内天然气排净后方可维修，维修完成进行氮气置换，再开井投产。10、红岗调压间操作岗：2人岗位职责：（1）按照调度人员指令调节天然气输出压力及走向。（2）监测来气压力及温度。（3）生产异常时负责维修处理。3.8.3投产前准备3.1、设计及施工单位组织各种设备厂家提前一周进驻井站调试设备，并对参加投产的人员进行培训。同时投产人员根据投产方案进行演练。3.2、在投产前将各设备和主要阀门按流程图规定的编号做相应的悬挂牌，便于现场指挥。3.3、输气及站内管线置换达到投产要求后，利用12天以红岗返输气为锅炉燃气，投运锅炉，建立热场，回水温度达到70以上。3.4、根据设计和安装图，按流程认真检查工艺流程中各阀门是否存在问题、开关灵活。3.5、集气站采取自控和手动相结合。为保证安全生产，方便管理和明确责任，集气站应根据实际情况划分操作岗，并制定出各个操作岗的岗位责任制。3.8.4开井徐深1井集气站投产前状态为：已完成试压及空气置换工作，集气站内利用红岗返输天然气置换出站内管线中氮气，并已起运锅炉建立热场。为确保顺利、安全投产，投产时将采用外输阀门井口的操作顺序进行，开井前各阀门状态如下表：徐深1井集气站投产时阀门开闭状况表阀门编号开关状态阀门编号开关状态井口安全截止阀关PSV01定压31MPaPG01、PG10、PG11、PG12、PG30、PG35关PSV02定压8MPaPG02、PG05、PG07、微开，如PG05安装完毕则PG07关PSV03定压0.5MPaPG04、PG08、PG09、PG13、PG14 PG29、PG31PG34、PG36、PG37开PSV04 PSV05工作范围1013MPaCL01CL11关PG03、PG06如PG05安装完毕则开，反之关。WW03、WW10开OG01、OG