第七届石油工程设计大赛-单项组地面工程获奖作品

1碳酸盐岩油气藏具有储层类型多样，油气藏受储层控制，横向变化大，非均质性强，油气产出变化大等特点，致使碳酸盐岩油气藏地面工程方案设计面临巨工程设计、站场工艺设计、辅助工艺系统设计、经济评价和HSE五部分构成。在集输工程设计中，由于该区块地处沙漠地区，考虑到沙漠油田的特点，在总体布局上应最大限度地减少沙漠腹地的工程内容。经过综合效益评价，制定了定了井口—计量站—联合站的二级布站方案，并对该方案的适应性进行了校核；基于优化算法，分别对不同数目计量站下的站场布置和管网布局方案进行了设计，等商业软件，完成了对集输管网的工艺设计，包括集输管道结构设计、凝管风险在站场工艺设计时，充分考虑油田产量的波动以及开采后期含水率增加等特点，采用两期建设模式，即先期只建设部分工艺处理流程，以满足油田开采初期流体处理的需要，后期则在原有基础上扩增相应的处理工艺，以满足油田开发后期的处理需求。主要完成了以下工作：对计量站的工艺流程进行了设计，制定计量站后期改造方案，完成了设备选型；根据油气田产量变化特点，对联合站的油气水处理工艺进行了设计，具体包括井流除砂、油气水三相分离、原油脱水、原油稳定、原油脱水、天然气脱酸、天然气脱水、污水处理和就地水回注等，同时对联合站的辅助工艺进行了设计；根据区块周边依托条件，对原油、天然气储存首先对项目进行了投资估算，然后利用动态评价方法对本项目的内部收益率、投资回报期、财务净现值进行了计算，发现本项目盈利前景良好，同时对内部收益2I I 11.1设计依据及设计原则 11.1.1设计依据 11.1.2设计原则 11.2遵循的标准规范 2第2章设计基础数据 5 52.1.1地理位置 52.1.2自然及气候条件 52.1.3油藏概述 52.1.4生产指标 62.1.5井网分布 72.2井流物性 92.2.1地面原油性质 92.2.2天然气性质 2.2.3地层水性质 2.2.4井口温度压力 10第3章集输工程设计 133.1工艺流程 3.1.1总流程概述 3.1.2井场工艺流程 3.1.3集输工艺流程 3.2集输管网布局 3.2.1布站形式 3.2.2管网布局方案设计 163.2.3管网布局方案优选 203.3集输管网工艺设计 3.3.1产能预测 23.3.2集输流程适应性分析 233.3.3管道凝管风险分析 3.3.4管道结蜡分析 3.3.6清管工况分析 第4章站场工艺设计 4.1.1设计原则 4.1.2计量站工艺流程 4.1.3设备选型 4.1.4计量站布局 4.1.5主要工程量 4.2联合站场设计 4.2.1工艺流程概述 4.2.2原油处理工艺 4.2.3天然气处理 4.2.4污水处理工艺 4.2.5站内管线设计 4.2.6联合站主要工程量 4.2.7联合站场平面布置 第5章系统配套工程及辅助设施 5.1防腐与保温 5.1.2防腐层 5.1.3保温层 5.1.4阴极保护 5.4供配电 5.4.1供电系统 5.4.2建筑物防雷 5.4.3防静电措施 5.4.4接地 5.5给排水及消防 5.5.1给水 5.5.3消防 5.6采暖与通风 5.7组织机构与人员编制 6.1经济评价依据和原则 6.2开发方案概述 6.3投资估算 6.3.2流动资金及贷款利息 6.3.3销售预测收入 6.3.4税金及附加 6.4经济评价 6.4.2投资回报期 6.4.3财务净现值FNPV 806.4.4不确定性分析 7.2健康 7.2.1职业危害因素 847.2.2职业危害防护 857.3安全 857.3.1常见的安全隐患 867.3.2污水处理站的安全技术 947.3.3采油生产安全技术 957.3.4油田注水生产安全 967.3.5油田开发主要风险管理措施 987.3.6油田开发应急预案 997.4环保 997.4.1环境影响因素分析 97.4.2水污染源及污染物控制 7.4.3节能措施 1007.4.4节水措施 101参考文献 102 104附录A管网优化计算 104A1计算原理 104A2计算代码 105A3计算结果界面 109附录B三相分离器选型计算 110B1分离器初选 110B2根据停留时间选型 110B3油气水界面确定 附录C加热炉选型 112附录D联合站脱水器设计 D1热化学脱水器设计 D2电脱水器设计 附录E原油稳定物料表 116E1负压闪蒸物料表 116VE2正压闪蒸物料表 附录F天然气脱酸物料表 附录G天然气脱水物料表 附录H联合站储罐选型计算 附录I联合站厂工艺流程 附录J联合站平面布置图 附录K水源井场平面布置图 附录L密闭输送工艺流程图 附录M原油两段脱水工艺流程图 附录N不凝气常温油吸收工艺流程图 附录O污水处理工艺流程 附录P后期污水回注工艺流程图 附录Q三甘醇脱水工艺流程图 附录R经济计算明细表 第1章总论2第1章总论3第1章总论45第2章设计基础数据目标区块是某油田的一个新增区块，为碳酸岩储层。目前区块内有6口井，交通便利，其中W1井在整个油田里的相对位置如图2.2所示。由于工区温差悬殊，需要做好油气集输系统的保温和热应力消除工作。该区降水极少，蒸发量大，全年平均降水量为24.5mm,蒸发量为2506.9mm,属于典型的暖温带大陆性极端干旱的荒漠性气候。主要气象数据如下表2.1所示。目标区块油藏是某油田的一个新增区块，为碳酸岩储层。储层位于奥陶系C组，厚度约100～110m,岩性以浅褐灰、灰褐色亮晶砂屑灰岩，亮晶鲷粒灰岩，第2章设计基础数据6亮晶藻屑砂屑灰岩和生屑砂屑灰岩为主。油藏地层整体呈网状构造断裂格局，其顶面构造等高线图及剖面图分别如下图2.3和图2.4所示。图2.4油藏剖面图油藏油气产层主要集中在奥陶系C组，储层类目前A区块有6口井，分别是W1、W2、W3、W4、W5和W6。在此基础上，部署12口新井Z1~Z12。12口新井与W1~W6井组网，共计18口井，主要生产技术指标如下表2.2所示。第2章设计基础数据7井号日产油/t日产气/m³日产水/液/m³4050550550605505565060605880060总计在原有6口油井W1、W2、W3、W4、W5和W6的基础上，根据下表2.3中所示的井位坐标，部署12口新井Z1~Z12,形成如下图2.5所示的由18口油井组表2.3油井位置坐标油井序号横坐标(单位：m)纵坐标(单位：m)第2章设计基础数据8图2.5目标区块油井分布图9表2.4地面原油性质统计表项目名称范围平均密度(g/cm³,20℃)粘度(mPa's,50℃)凝固点(℃)含硫量(%)胶质+沥青质(%)第2章设计基础数据组分含量(Mol%)组分含量(Mol%)目标区块溶解气比重0.6103～0.9030,平均值为0.7601,为中含二氧化碳、中含氮气、中含硫的甲烷气，其主要性质如下表2.6所示。表2.6天然气性质统计表项目名称范围平均相对密度mg/L,平均总矿化度为16.01×10⁴mg/L。表2.7井口温度压力井深(m)压力(MPa)温度(℃)压力,MPa压力,MPa压力,020004000第2章设计基础数据460-W2-W3-W4-W6785图2.9气体水合物形成曲线第3章集输工程设计油气系统2)将油井采出的油(液)和气收集起来； 井口编号是否节流管道入口温度(℃)是目人是是是是是是是是是是是是否否否否主要特点是否选择单井分离计量集油一般用于产量特高的油井；每口井有单独的分离和计量设备，有时还有单独的油气处理设备；流程经济性一般较差。否多井串联集油站进行气液分离、原油脱水和稳定；由设在各井场上的计量分离器对油井产量进行连续计量，或用移动式计量装置对各井进行周期性计量。否计量站集油流程使用较为广泛；每口油井有单独的出油管线(管量站，在计量站内轮流计量每口油井的油气产量，是特点适用范围是否选择一级半布站井口—阀组—联合站工程量少，投资低沙漠地区油田否第3章集输工程设计二级布站井口—计量站—联合站简化了井场设施油气分输，系统复杂气油比大，否二级布站井口一计量站—联合站简化了井场设施油气混输，投资低气油比小，集输半径小是三级布站井口一计量站(阀组)—转油站—联合站集输半径大，具有较强的适用性和经济性油田采出水多，否通过综合分析本地区的实际情况，以及已有的设施，从油田后期开发考虑，本设计最终决定采用二级布站工艺混输工艺流程(见图3.2),其原因如下：(1)与一级布站相比，采用二级布站后，解决了油田区块后期向外延伸，集输半径增大，井口数增多需要再建计量阀组的问题；(2)该区块井的较少，相对比较集中，集输半径小，采用二级布站可以使管网布局更加合理化；(3)采用二级布站流程，可以在油田开采后期采用气液分输，解决了油田开采后期含水率较高的采油井口剩余压力和温度不足等问题，降低能耗，节约投资。图3.2二级布站混输集油流程框图3.2.2管网布局方案设计在本方案设计中采用井口一计量站—联合站的二级布站方式，整个集输管网可分为两个部分：第一部分为井口到计量站的管网，第二部分为计量站到联合站的管线。对于联合站的布置，由交通、施工、人员撤离等方面的综合因素考虑，所有方案中联合站的位置都将位于区块附近的公路旁，接下来主要考虑计量接站在区块内的布局方案。由于管网及站场投资在地面建设中战有极大的比重，其中一个计量接转站的投资可高达近千万元，管材费用也高达每公里几十万元，因此必须优化管网及站场布局，以得到较高的收益。本设计中拟对比不同计量站数目下的管网布局方案，对于各方案中计量位置的选取采用了一定的优化技术，主要通过通过建模对管网的布局和站场位置进一对于各方案中管线管径的选取主要考虑在该管径下气液混合流速位于计量站管道编号管长(m)管道规格第3章集输工程设计在该方案中，计量站1负责W2、W4、W6、Z1、Z2、Z3和Z5七口油井的井流计量，计量站J2负责Z4、Z6、Z7、Z8、Z9、W1、W3、W5、Z10、Z11和Z12,壁厚数据如表3.5所示：图3.4方案二管网布局图第3章集输工程设计表3.5方案二各管线参数管道编号管长(m)管道规格计量站1负责W2、W4、W6、Z1、Z2、Z3和Z5七口油井的井流计量，计量站2负责W1、Z4、Z6、Z7、Z8、和Z10六口油井的井流计量，计量站3负责的管长、管径、壁厚数据如表3.6所示。第3章集输工程设计表3.6方案三各管线参数管道编号管长(m)管道规格通过对比三种方案的经济性(表3.7),方案一尽管管道铺设成本成本较高，但建站投资小、总成本低、管网适应性强，从这些方面综合考虑本设计决定采用表3.7方案比选方案一方案二管网总投资，万元建站个数，个123建站投资，万元管网适应性最好中总计，万元第3章集输工程设计是否选择是否否最终的管网布局形式如图3.6和3.7所示：图3.6管网布局优化图图3.7站场布局优化表3.8站场位置坐标名称X坐标，mY坐标，m备注计量站井口-计量站联合站计量站-联合站第3章集输工程设计该区块属于碳酸盐岩气田，具有压力产量衰减较快的特点，在区块生产的中后期现有的集输工艺可能不适应生产，因此需对集输系统各时期的适应性进行研该区块油气田具有差异性强、压力及产量衰减较快等特点，根据生产资料，该区块拟开采年限为25年，得出产量随开采时间的变化曲线，如下图所示：00从图中可以看出，区块产气量和产油量随着第3章集输工程设计图3.10含水率变化规律可以看出在前12年总含水率都在20%以下，从第12年开始，含水率的增长逐渐加快，到生产末期，含水率达到55%左右。由上述结果可知，该区块的稳产期约为10年，在生产的中后期其工况与前期表3.9不同年份计量站进出站温度压力统计表进站压力出站压力出站温度147由上表可知，在稳产期结束后由于井口压力衰减，部分井口甚至进入了机械采油阶段，此时井口压力稳定为2MPa,导致计量站进站压力急剧减少，此时若想将油气混合物输送至联合站，需对计量站进行改造，根据产量数据，最后确定从第10年开始在计量站增设1台两相分离器、1台增压泵、1台压缩机，增设设备气液混输气液混输压缩机增压泵新增设备分离计量管线编号管道进口温度(℃)管道出口温度(℃)是否凝管否否是是是是是否否否否否否否否是是是管线编号555555555第3章集输工程设计1)方案一：注入乙二醇通过HYSYS模拟了在不同开采时期时各井口的乙二醇最大注入量，结果如下表3.12各时期乙二醇最大注入量管道编号生产初期乙二醇最大注入量生产中期乙二醇最大注入量生产末期乙二醇最大注入量000000086(b)管线W3注乙二醇后2)方案二：井口加热管道编号生产初期生产中期生产后期加热温度℃加热功率加热温度℃加热功率第3章集输工程设计不加热0不加热不加热0不加热3)方案比选由上表可知乙二醇对于产水量具有较大的敏感性所以造成注醇工艺对于水气比变化所呈现出较差的适应性，而加热工艺随着水气比的变化，功率的增加幅度并不明显，且功率设计范围内，所以加热保温工艺更能够满足区块后续的生产，液情况可以用OLGA软件进行模拟，对于特定的管线来说，随着气液比的降低，图3.14集油管线不同开采时期积液量变化规律第3章集输工程设计图中黑红绿线分别代表生产的前中后期，可以看出随着开采的进行，随着产水量的增加，总积液量也在增加，这说明在区块开发到中后期产水量不断增加的表3.14集油管线不同年份清管周期123456789同样采用OLGA软件对各管道的清管工况进行模拟，下图给出了集油管线清第3章集输工程设计第3章集输工程设计之后，管内积液量随时间逐渐恢复，大约经过3h左右恢复到清管之前的平衡状态，清管球运行速度在0~5.5m/s之间浮动。第4章站场工艺设计1)油井采出的油(液)提供集中计量和集中管理的场所；加热外输至联合站加热外输至联合站油井来液第4章站场工艺设计参数冬季进站压力冬季进站温度分离器入口压力分离器入口温度分离器出口压力分离器出口温度加热炉进口压力加热炉进口温度加热炉出口压力加热炉出口温度见表4.2,详细计算过程见附录B和附录C设备型号或编号设备规格气体处理量/m³/d液体处理量/m³/d设计温度/℃原油停留时间/min8台数/台1参数型号火筒式间接加热炉功率加热介质原油、天然气、水设计压力天然气立体化布站常规布站占地面积少投资少大施工对比施工设备和水平要求高；施工必须按工序进行；施工周期长；施工设备和水平要求较低；施工无严格工序；施工周期短；1)阀组分配区2)油气水分离计量区第4章站场工艺设计因此，考虑将屋顶操作平台加宽，设备进出口汇管管排布置在加宽平台下，采用立体化布站后，屋顶垂直荷载较大且分布在一侧，除对厂房地基和结构要求较高外，还存在基础的不均匀沉降问题。为满足建筑要求，应充分考虑屋顶荷载，主要考虑的荷载包括设备、结构自重、雪荷载、风荷载由于垂直荷载较大，因此主厂房采用钢筋混凝土框架结构，及现浇钢筋混凝土板、梁、柱、基础，墙体采用轻质墙一满足防爆炸泄压要求。为避免厂房基础沉降不均，采用变形缝将荷载相差大的两部分厂房断开，变形缝处待设备试压、沉降基础稳定后施工，避免基础沉降差过大而使墙体拉裂有效解决了房屋荷载变表4.5屋顶主要设备荷载情况表序号设备设计参数1油气水分离缓冲设备台2台l加热炉台13联合梯子平台座14阀门及管线一5屋顶活荷载4立体化布站以后，为防止屋顶设备或管线泄漏造成污油流散，操作平台设高0.3m围堰，围堰设高1.2m护栏，操作平台4个角设防滑梯。为保证屋顶雨水有组织排放，设屋顶排水系统，屋顶排水管与地下排水管相连，经阀井外排。屋顶操作平台防水采用上人屋面做法，有效解决卷材老化和屋面上人操作对屋面防水的损坏。为保证泵房内可燃气体排放，泵房有组织自然通风与机械通风相结合的方式，设加高风帽或防爆风机通风。加强排出的可燃气体扩散速度及效果。为防止火灾发生时初期火势蔓延以及防护逃生，屋顶平台配备灭火器、灭火火毯。为方面容器清淤，设移动式滑梯，待清淤时可将油污、淤泥从平台沿滑梯直接送入车第4章站场工艺设计来液缓冲区办公生活区来液缓冲区大门加热区分离计量区加热区表4.6主要工程量主要工程量型号数量温度仪表4压力仪表弹簧管压力表4压力变送器液位测量仪表差压式仪表4差压变送器4计量仪表卧式三相分离器1弹性刮板流量计1气体罗茨流量计1污水流量计1生产分析仪表原油含水分析电容含水分析仪1加热炉火筒式间接加热炉1)计量2)油气水分离3)原油脱水及稳定中轻组分C1~C4含量在2.5%(质量分数)以下，原油脱水或外输温度能够满足负 4)天然气处理5)污水处理油气水初步分离设备型号或编号设备规格气体处理量/m³/d液体处理量/m³/d设计温度/℃容积/m³原油停留时间/min8台数/台1天然气出口进口分流器除雾器主要分离部分油池油水乳状液水水h₂挡水板污水出口水宝方案实施热化学脱水电化学脱水热化学+电脱水原理在一定条件下向原油利用高强度电场作先通过一段热化学脱水乳状液中添加化学破乳剂，破乳剂作用在原油乳状液的油水界面上，能够降低界面张力，破坏油水的乳化状态，破乳后的水珠相互聚结并沉降分乳状液的水珠聚结；以下，在讲原油用电脱水器进行脱水，从而保证电脱水器正常运行。对含水率大于30%的原油脱水二段电化学脱水相结合的两段脱水工艺破乳剂优点运行平稳，运行成本检修方便。脱水后放出的污水温度较高，便于污水处理。密闭带压流程，有利于原油中轻组分的回收，电脱水能够深度破乳缺点准密闭流程，占地面积大设备投资较热化学脱水大。电脱水器易损坏，能耗高，投资高第4章站场工艺设计考虑本区块油井出口压力较高，到达联合站时压力为1.0MPa,因此可在传统热化学密闭脱水工艺流程的基础上进一步减少油气分离和原油脱水处理过程的中间提升设备，实现从井口到外输油泵的全过程密闭自压，使流程简化，有利于自动控制。本区块脱水工艺流程示意图如图4.6所示，处理参数见表4.9,详细计算过程图4.6本区块脱水工艺流程示意图表4.9热化学脱水器设备参数参数脱水器类型卧式热化学沉降脱水器设计温度，℃操作温度，℃处理容积，m³/h数量，台12)开采后期脱水工艺设计同时，在本方案设计时，充分考虑油田后期开发带来的含水率增高的问题，此时热化学脱水不能满足脱水的需求，此时需要在原热化学脱水的基础上改进脱详情见表4.10所示。第4章站场工艺设计表4.10脱水工艺方案比较方案实施两段热化学脱水具体操作进入二段沉降罐前用蒸汽加热，二段热化学脱水温度75~80摄氏度；从一段沉降罐到净化油罐完全利用罐的进入电脱水器前先用水套加热炉~100℃;进入电脱水器前需要增压破乳剂优点安全可靠，运行成本低，能耗低，投资少分的回收，电脱水能够深度破乳缺点准密闭流程，占地面积大电脱水器易损坏，能耗高，投资高通过均衡利弊，以及考虑到本油田的实际生产情况。本设计最终选择方案B,1)有脱水器排出的污水温度比含水原油一般高10~40℃,污水与含水原油直接混合后，使沉降罐内流体温度升高，减少了热能的浪费，提高了沉降脱水的效2)污水掺入含水原油中，提高了水洗效果，有利于原油含盐量的降低。3)热污水冲洗除砂效果较好。原油中所含的泥砂粒径很小，悬浮在粘度较高会会天然气124计量油3658图4.7原油热化学—电化学两段脱水工艺流程图电脱水的目的是对一级处理后的油液进一步进行净化处理，使其达到合格原第4章站场工艺设计油标准，在本设计中，原油通过电脱水器脱水后含水率降至0.5%之内。电脱水所使用的电场包括交流(AC)、直流(DC)和交直流电场工作方式优点缺点场处理较高含水原油和处理集结在油水界面附近的大颗粒水珠以偶极聚结和振荡聚结为主水中含油率较少；电路简单，无需整流设备；电流方向频繁变化，电解反应是可逆的，而且带电颗粒移动受到抑制，与设备难以形成金属/电解液回路；不会脱水后其净化油含水率较高；施加于电极上的电压每一周期内只有两个瞬间使电场强度达到原油乳状液的处理量较多水链使电场发生短路，操作不稳定；单位原油乳状液的耗电量高场处理含水率较低的原油乳状液以电泳聚结为主，偶极聚结为辅电场方向不变，带某种电荷的颗粒会向其相反极性的电极移动，带不同电荷的颗粒的运动就会形成逆向移动，发生碰撞并聚结的机会多，脱水效果好，适合处理由于电场方向不变，设备与带电流体间形成金反应是不可逆和连续的，设备很有可能因腐蚀而严重破坏场较高的脱水器中下部建立交流电场，在低的脱水器中上部建立直流电场结、偶极聚结和振荡聚结，双电场脱水法能提高净化原油的质量扩大了原油种类处理范围；脱水深度高于单一的电场脱水深度；增加了颗粒结合反应机会，理量；加强破乳化水薄膜的力度；在处理不稳定时，至少保留+,电场的作用；由于+,电场存在于电极板与整个罐体(接当处理不稳定时，会失去DC电场作用电场工作方式优点缺点的电化学腐蚀保扩参数脱水器类型卧式电脱水器设计温度，℃操作温度，℃处理能力，m³/h数量，台2第4章站场工艺设计的排沙功能。电脱水器的进油汇管末端和出油汇管之间应安装连通阀，在进口管线上宜装流量计，在流量计前、后的管线上应装截断阀或流量计旁通管线。在电脱水器进口、出口管线上的适当位置应分别安装取样阀、温度计，在出口阀门的上游管线上，应装扫线接头和压力表；同时，要安装便于观察油水界面和污水排放情况的玻璃看窗或视镜。在电脱水器的放水管线截断阀前，应装封闭式安全阀和取样阀。从电脱水器底部排出的污水，应分为有压放水和无压放水，有压放水采用回掺流程或进入污水处理站，无压放水排入低位回收池或低位罐；最后在电原油稳定工艺是为了降低集输处理过程中的原油蒸发损耗，回收轻烃资源。选择合适的方法将原油中易挥发的轻烃脱除，降低原油的蒸气压，使其在常温常压下稳定储存和输送，被脱除的轻烃可作为石油化工的重要原料和工业与民用燃料。因此原油稳定是降低油气损耗、综合利用油气资源的一项重要措施，对于节能降耗、减少环境污染、提高油田开发效益有重要的意义。油田常用各原油稳定方法基本原理流程如下表4.13所示。表4.13油田常用原油稳定方法基本原理流程原油稳定方法负压闪蒸稳定闪蒸。先使用吸入状态可以达到负压的真空压缩机抽气，气相正压闪蒸稳定正压闪蒸压力大于0.1MPa(绝),原油进闪蒸塔温度要比负压闪蒸温度高。单纯依靠从电脱水器来的温度闪蒸出轻组分，稳定后的原油不能满足稳定后的原油在储存温度下的蒸气压小于当地大气压0.7倍的要求，必须提高闪蒸温度。闪蒸压力为0.25MPa~0.3MPa(绝)时对中质原油(相对密度0.89左右)但若能将加热所需的热量与原油降粘或热处理相结合可以不因稳定原油而消耗额外过多的能量时，也是可以采用的；微正压闪蒸稳定微正压闪蒸的闪蒸压力一般为0.103~0.105MPa(绝),适用于一般原油，其温度在95℃就可达到稳定目的；分馏法稳定对于轻质原油，例如凝析原油或者原油中C1~C4含量(质)大于2%,甚至还多的原油，适宜用分馏法稳定。此法能很好地分离原油中的轻组分，达到指定的稳定后原油的饱和蒸气压，在下一环节的储运过程中，储罐内蒸发损失几乎可以减少 第4章站场工艺设计M5M图4.9负压闪蒸工艺流程图图4.10负压闪蒸进料口泡露点线4.14主要物流参数液体入口液体出口温度(℃)压力(kPa)质量流量(kg/h)常温下饱和蒸气压(kPa)2)正压闪蒸工艺原油稳定采用微正压闪蒸工艺：微正压闪蒸原油稳定工艺流程如下图所示，脱水原油含水量在1wt%以下，温度50～70℃,压力250～350kPa(绝)。原油经左右，控制塔底液面高度在设计高度，自流或用泵抽输入储罐，塔顶油气经压缩33未凝气4混合烃5稳定原油脱水原油23处理规模/(m³/h)温度/℃堰类型3压缩后气体升温/℃第4章站场工艺设计分馏稳定法能够较为彻底的脱除未稳定原油中的C1脱水后的净化原油，首先进入换热器与稳定塔底的稳定原油进然后进入稳定塔的中部进料段。稳定塔上部为精馏段，下部为提馏段。塔的操作压力一般为0.2MPa,塔底原油一部分用泵抽出经重沸加热炉加热到120~200℃回到塔底液面上部，给塔提供热源，保证塔底温度；另一部分作为塔底产品(稳定原油)用泵抽出经换热回收热量后外输或进入稳定原油储罐。塔顶气体温度一般塔顶回流；另一部分作为塔顶液相产品，用泵增压输至轻油产品储罐。回流罐的气相作为塔顶的气相产品进入低压气管网(详细物料表见附录E2)。图4.14分馏稳定法工艺流程图表4.16分馏法稳定原油主要参数表塔底塔顶稳定原油出口310温度，℃热流，kJ/h第4章站场工艺设计4)稳定工艺比选考虑本区块原油中轻质组分较多(质量分数高达13%),若采用负压闪蒸，将会使抽气压缩机的能耗增加，且难以达到稳定要求。而分馏稳定发能够较彻底的脱除未稳定原油中的C1~C4组分，有较为理想的分离效果和稳定深度。且分馏稳定后原油的热量较大，将这部分热量与原油的降粘输送结合起来，使得在原油外输时无需再次加热而额外消耗过多的能量，分馏法的效益也最好。因此，综合技表4.17闪蒸工艺对比负压闪蒸正压闪蒸分馏稳定适用范围原油中轻组分 C1~C4含量在2.5%(质量分数)以下，原油脱水或外输温度能够满足负压闪蒸需要原油中轻组分C1~C4含量大于2.5%(质量分数);余热可以利用时，即使原油中轻组分含量低于2.5%(质量分数),也可考虑采取正压闪蒸稳定更多的轻组分时，可采用分馏法。处理量，t/d原油温度，℃塔顶温度，℃耗能低中高最少较多最多燃料气量，m³/h经济性较差好是否选择否否是原油稳定装置所产不凝气中含有丰富的轻烃资源(C₂),将这部分不凝气输送到就近的天然气处理装置，天然气一起处理，工艺流程图如图4.15所示；对于稳定产生的这部分轻油(混合烃液)送入储罐，采用罐车拉运的方式外输；三相分第4章站场工艺设计吸吸收塔图4.15原油稳定不凝气常温油吸收工艺流程图原油以管线外输为主的油田，储备天数可为站内按储存时间为3～5天，设计中原油储备天数为5天，采用拱顶罐，其设计参数见表4.18。表4.18原油储罐主要设计参数工程容积/m³罐壁厚度拱顶曲率半径/mm948第5圈888第7圈8外圈直径有效储油容积/m³中幅板厚5罐壁抗震烈度等级8边缘板厚7加热面积/m²在传统的工艺中，联合站内设四套加热设备。四套加热炉分别用于：(1)提高原油脱水工艺效率，加热进入电脱水器的含水原油；(2)加热处理达标后的污水及出水井来水至回掺水设计温度；(3)开采后期加热出水井来水至回注水设计温度；(4)加热处理合格后外输的原油。由于本区块采用分馏法稳定原油，经过分馏稳定后的原油温度较高，可充分利用热量进行将原油输送至储罐临时储存或第4章站场工艺设计分子筛法一乙醇胺、二酸盐法、改良热甲碱法多乙二醇醚改良热甲碱法第4章站场工艺设计图4.16脱硫工艺示意图气体入口气体出口温度(℃)压力(kPa)质量流量(kg/h)标况下H₂S浓度(mg/m³)CO₂体积分数贫液残余酸气负荷富液酸气负荷MDEA流量(kg/h)二类指标高位发热量a/(MJ/m3)总硫(以硫计)a/(mg/m3)硫化氢a/(mg/m3)水露点b,c/℃下最低条件温度低5℃a本标准中气体体积的标准参比条件是101.325kPa,2b在输送条件下，当管道管顶埋地温度为0℃时，水露点应不c进入输气管道的天然气，水露点的压力应是最高输送压天然气脱水方法优点缺点①工艺设备简单，操作简便；②可充分利用气体本身压能。溶剂吸收法制成橇装式，能耗小。泡，破坏吸收；资较高。固体吸收法变化不敏感，操作弹性大；③操作简单，占地面积小。年就需更换，增加了成本；②对于大装置，设备投资大，操作费用高；③能耗高。第4章站场工艺设计面6面0女7气体入口气体出口温度(℃)压力(kPa)质量流量(kg/h)水露点(℃)烃露点(℃)天然气汽车保有量已达到6000多辆，气化率在15%左右，提高生产经济效益。1)处理规模结垢率不超过0.5mm/a,含油率30mg/L,悬浮物不超过30mg/L,细菌含量100个2)处理工艺优缺点适用范围运行稳定，操作方便，处理量大，运行费用积大，基建费用高，去除乳化油能力差技术较成熟，适用于大、第4章站场工艺设计减少了污水停留时间，减小设备体积，可实现密闭隔氧；适应来水水量、水质变化能力弱，原水中含泥沙含量高时，聚结段容易产生堵塞污水中悬浮物含量较低的中小型污水处理站缩短了污水停留时间，去除乳化油的效果最好，对稠油污水处理效果明显；维护维修工作量大适用于稠油油田含油污水，以及乳化油高的含油污水体积小，重量轻，分离效率高；来水含悬浮物量较低，污水提升泵应选用低剪切泵适应滩海油田及改造工程要求占地面积少的污水处理站图4.19水处理工艺流程框图乳化油和粉砂和泥质等固体悬浮物约占50%~75%,这类杂质有较好的稳定性，在联合站污水处理工艺流程设计如下图4.20所示。第4章站场工艺设计加4.20污水处理工艺流程图3)污水利用方案及流向4)主要工程量表4.26污水处理系统主要工程量序号名称及规格1台221000m³重力除油罐座23500m³调节水罐座24过滤软化及酸碱配液区5加药间及药库6污泥处理区7机械加速澄清区8叶轮式浮选机台2联合站内管线分为原油管线、天然气管线、污水管线和热水蒸汽管线，管线表4.27站内管线的规格管线参数原油天然气污水蒸汽冷却水抽空管线设计内径第4章站场工艺设计管道规格管线总摩阻利进入各个处理装置；(2)用于油罐车装卸油；(3) 站内提升泵YG150-315I流量/(m³/h)转速/(r/min)电机功率/kW效率/%装卸车油泵50YHCB-8流量/(m³/h)8转速/(r/min)电机功率/kW3效率/%流量/(m³/h)转速/(r/min)电机功率/kW3效率/%多级离心高压注水泵DF65-150流量/(m³/h)转速/(r/min)级数电机功率/kW5效率/%外输用双螺杆混合泵2W4.2流量/(m³/h)转速/(r/min)电机功率/kW吸程5效率/%序号工程内容1500m³沉降罐座22500m³净化罐座33500m³事故油罐座14WS3.0×12.8-0.4/1三相生产台25WS0.6×1.8-0.4/11三相计量台26500kw水套加热炉台27锅炉台48加药泵台29φ600mm×1500mm药剂罐座2水罐500m³做2二段热化学沉降回掺水泵台1水泵台4卸油泵台2污水调节罐座1座1套2核桃壳座2座2离子交换装置套2个11)工艺区2)原油罐区第4章站场工艺设计3)天然气处理区4)污水处理区5)供排水、消防系统6)锅炉供热区1、图中尺寸以t5.本设计考虑丁现在国家标准GR空),充分考虑副丁站工艺区储存区活动宣会议宜仪表宣值班宜办公宜电2345污水池图4.21联合站厂平面布置草图第5章系统配套工程及辅助设施剂、碳黑(黑色母料)等助剂加工而成的。均匀；(2)对其他结构形成的阳极干扰比浅阳极地床低田生产监控系统(即SACDA系统)。SCADA系统的中心控制系统(即联合站的管理、调度、决策系统),设在联SAIA中熔性解养图5.2该油田SCADA系统构成图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，而卫星通信方式投资较大，容量相对于光纤通信小，性能价格比处于劣势，因此卫星通优点缺点光纤通信不受频率限制，无需申请许可；传输质量稳定可靠，不受外来因素干扰；传输容量大需要铺设光缆，占用土地；较长；需要室外光缆维护，卫星通信信号不可靠，不稳定无线宽带通信跨越空间能力强，占地少投资少，周期短，维护方便；具有很强的抗自然灾害能力率；传输质量受气候和地形的影响大；传输容量有限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。因此综合分析，考虑到本工程实际情况，但对传输质量要求较高，光缆通信在今后油田正式开发阶段可方便直接并入新建光纤通信传输网。综合各方面的情考虑到本工程实际情况，光纤传输系统考虑采用多业务非压缩视频光传输设备组网。在联合站设光接收设备，在各单井站设光发射设备。系统承载各单井站5.4供配电油区井场、场站采用10KV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1)供水规模浴、冲洗厕所，按100人考虑，生活用水量约为20m3/d,未预计用水量按10%考2)水源3)主要工程量序号单位数量1水源井口22深井潜水泵Q=50m³/hH=160mP=45KW台13深井潜水泵Q=3m³/hH=140mP=3.0KW台14气压供水装置Q=3m³/hH=20m套15聚乙烯PE80给水管De63m6紫外线消毒器TKZS-3套27套8钢筋混凝土调节水池4x3x2(m)座9液压脚踏阀蹲式大便器套自闭式冲洗阀落地式小便器套台上式洗脸盆套淋浴喷头个8贮水式电热水器1201台4序号单位数量1排水泵WQ-10-8,自动耦合安装N=1.0KW,H台12排水铸铁管DN200m3污水灌2序号单位4m5φ1000砖砌圆形污水检查井座6一元化污水处理装置2m³/h套1附：风机房、潜污泵、风机等73#钢筋混凝土化粪池G3-6S座1序号规模(规格)单位数量备注1台22台63具4具25室外灭火器材箱座2制作成型6室内灭火器箱个41)采暖方案2)通风机械排风的强制通风方式，设置轴流风机或屋顶风机全面换气，排除有害气体及3)空气调节控制室、机柜间及值班休息室采用分体壁挂式或柜式空调器，以满足工艺设5.7组织机构与人员编制联合站是一个系统工程，为保证安全运行、稳定供气，需合理配备各类人员设施，实行现代科学管理，以确保系统安全、可靠运行，在保证社会效益的前提表5.5油田劳动定员表站名井场站计量站联合站小计站场数(座)11单班定员(人/座)36站场定员(人)6生产维修515油田巡线等(2班)6合计6第6章经济评价《高危行业企业安全生产费用财务管理暂行办法》(财企[2006]478号)《中国石油天然气集团公司建设项目经济评价参数》(2008)√预测6.2开发方案概述该油气田地面工程建设根据发方案，初期已钻井6口，新钻井12口，预计开采期限25年，各年产能如下表所示：234567896.3投资估算本设计隶属方案设计类单项组，缺乏上游数据，因此这里结合工程案例，对钻井工程、完井工程的固定资产投资人为假设为200000万元。地面建设投资主要包含集输管网建设投资、站场建设投资、道路投资三个部表6.2集输管网建设投资预算表组成投资费用(万元)生产设备总计操作维护预备费用总计表6.3站场建设投资预算表组成投资费用(万元)井站站场建设，18座辅助生产设施总计计量站阀组，1个流量计，2个含水分析仪站场建设辅助生产设施总计联合站原油脱水模块原油稳定模块5000m3油罐，4座天然气脱酸模块天然气脱水模块污水处理模块站场建设辅助生产设施总计安装费用后期改造操作维护预备费用总计表6.4公路建设投资预算表组成投资费用(万元)路面维护预备费用总计由上面几个表得到总的建设投资预算为218677万元。开采成本包括固定成本和可变成本，固定成本是指产量在一定幅度内变化时，不随产量而增减的费用，它包括工人工资与福利、修理费、折旧费等；可变成本是指随产量变化而升降的费用，如燃料费、材料费、动力费、油气处理费用及其表6.4各项目费用预算表单价25年总额(万元)折旧费5万元/年修理费10万元/年职工工资每人每月4000元(172人)福利费材料费5万元/井动力费(排水)11.5元/吨燃料费4元/吨井下作业费10万元/年酸气处理费30万元/年合计6.3.2流动资金及贷款利息油气田开发过程中还必须有一定量的流动资金。石油与天然气行业的预算方法(1)扩大指标估算法。流动资金按占正常年份经营成本的比例或占销售收入(2)分项详细估算法。按项目流动资金和流动负债的各项周转次数或最低周转天数分别估算。本方案采用前者，即扩大指标算法，以流动资金占固定投资总额的1%~4%计算，这里取4%,故：6.3.2.2建设期利息预算(1)固定资产筹资方式表6.5固定资产筹资方式组成部分企业自筹银行贷款百分比金额(万元)建设期利息是指油气田开发项目在建设期内投入资金或占用资金应付的贷款利息，贷款利息分单利和复利，考虑到资金的时间价值，在计算油气田开发项目的建设期贷款利息时按复利计算。(2)有效年利率计算在财务评价中，国内外借款，无论按年、季、月计息，均可简化为按年计息，即将名义年利率按计息时间折算成有效年利率，计算公式为：(3)利息计算等额还本，利息照付，各年度之间偿还的本金利息之和是不等的，偿还期内每年偿还的本金额是相等的，利息将随本金逐年偿还而减少，计算公式为：每年支付利息=(本金-已归还本金累积额)×年利率6.3式中n取20,即20年还清。(4)每年还款这里参考2015年降息后的央行基准利率，年利率取为5.65%,根据上述计算金额(万元)总借贷金额(投资总额70%)等额本金还款总利息(1)原油销售收入预测02014201620182020预测开采年限为25年，建设期为2年，评价期为2020-2044年。按照平均原(1)销售税金及附加税。各种税费按国家和中国石油的规定执行，其中，增值税财政部网站于2011年10月31日发布《中华人民共和国资源税暂行条例实施细则》从2011年11月1日起，石油、天然气将在全国范围内“从价征收”,税率定为5%。(2)所得税中国所得税率企业所得税的税率为25%,同时规定取得高新技术企业认率定为15%。表6.7相关税率及其它增值税率教育附加资源税流量法计算了净现值、内部收益率、投资回收期等。6.4.1内部收益率FIRR财务内部收益率是指项目在整个计算期内各年净现金流量现值累计等于零时的折现率，可根据现金流量表中的净现金流量，用试差法求得。计算公式如下：当内部收益率大于或等于行业基准收益率或折现率时(12%),即认为其盈利能力已满足最低要求，在财务上是可以考虑接受的。本文运用线性内插法求出一个内部收益率的近似解(i*),不同内部收益率下的净现值表见附录I。线性内插法i₁:试算的低贴现率；i₂:试算的高贴现率；NPV₁|:低贴现率的现值(正值)的绝对值；利用线性插值计算得到内部收益率近似解为35.23%,可以看出，该方案内部收益率高于行业基准收益率12%,因此该项目在经济上可行的。6.4.2投资回报期这里说的是动态的投资回收期，可以直接通过净现金流量表计算出本项目投资的回收期，动态的投资回收期可以更好的评价本项目开发的经济性。动态投资P=T₀-1+PV₁-1/PV上式中，T₀为累计净现值出现正值的年份；PV-1为上年累计净现流量的绝对根据这个公式可以计算：根据计算，该区块在开发6.08年后就能收回所有前期投资。动态投资回收期为6.08年，说明该项目可以在较短的时间内收回全部投资，可以获得很好的经济067891011121314151617181920212223242图6.2该区块开采累积净现值变化表6.4.3财务净现值FNPV财务净现值是指按设定的折现率，将项目计算期内各年发生的净现金流量折现到计算初期，求得的现值累计之和。它是考察项目在计算期内盈利能力的动态评价指标，其计算公式为：上式中，CI为现金流入量；CO为现金流出量；ic为折现率；t为计算期的年要使项目经济可采，财务净现值必须大于等于0。本项目的财务净现值为356669.408万，除偿还贷款后，按照目前的行业基准收益率衡量，还能获得356669.408万元的收益，所以该方案是经济可行的，且能获得很好的收益。6.4.4不确定性分析在计算期内，可能发生变化并影响项目盈利能力的主要因素有油价、气价、投资、产量和税率。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第6经济评价图6.3目标区块敏感性分析结果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第7章HSE管理(1)组织机构(2)职责地方政府关于自然保护区方面的法规、条例及中国石(3)培训h所有批准的与HSE有关的事务，都应作详细的记录，并在工程结束时同其它记录一起交给建设单位，具体如下：现场考察报告；政府有关部门颁布的与环境有关的可适用的法律、法规、标准、准则和条款，以及建设单位、施工单位对记录，发现问题的纠正和预防措施；应急准备和响应信息；事故报告；环境审核(5)检查和审核为了保证该HSE管理体系有效地运行，预防污染和保护环境的措施得到有效推行，并使体系得到持续改进，在项目开发建设期间要进行不定期的检查和HSE7.2健康本工程为油气集输工程，油气输送为高压、易燃、易爆的生产过程，在工程旦出现异常(泄漏、管破等),油气泄漏后，遇火源会发生火灾、爆炸事e场站工艺装置区内设备及管道，由于腐蚀或密封不严等原因而造成油气泄f点火源。本工程的噪声源主要包括：站内各种机泵、阀和装置运行噪音等，均发出不(7)表面温度超过60℃的设备和管道，在经常操作、维护部位均设防烫伤第7章HSE管理序主要危险阶段起因影响1火灾原油生原油生产过程中，管线老化、焊接部位防腐质量差，腐蚀穿孔；流程闸门漏及垫子刺穿；开关闸门不平稳或操作失误；系统憋压或工作压力高于设计承压；有关施工作业对系统流程的破坏；储罐、原油处理设备、稳定装置、污水处理设施出现了意外的焊缝开裂、腐蚀穿孔等造成系统油气泄漏。水套炉回火、炉管穿孔、爆炸事故；高架储油罐冒罐人员伤害、财污染2中毒原油生原油生产过程中油气严重泄露；人员长时间处在油气浓度过高的环境中人员伤害3触电维修保养抽油机更换电机、抽油机更换盘根、抽油机更换毛辫子、抽油机调整防冲距、游梁式抽油机调曲柄平衡、更换抽油机皮带、抽油机井碰泵操作等操作过程中，绝缘接地不良，电缆老化绝缘不良，送电后造成误触电，不按断电程序操作，设备漏电，停抽、断电不戴绝缘手套，开闸送电不戴人员伤害，设备损失油井扫线人员操作有误触电人员伤害测示功图人员操作有误触电，不带绝缘手套人员伤害4机械伤害维修保养抽油机更换电机时，工具不规范，操作不平稳，电机与滑根，不戴绝缘手套，盘根盒易碰伤手指，卸圧帽速度太快；抽油机更换毛辫子，刹车失灵，抽油机突然失控，安全带固定不牢，违章手抓光杆；抽油机调整防冲距，违章操作，刹车失灵，榔头打至卡瓦边缘部位，违章人员伤害第7章HSE管理不协调，操作不稳；游梁式抽油机调曲柄平衡，操作不平稳；更换抽油机皮刹车失灵，操作不平稳，手抓皮带；抽油机井碰泵操用品，曲柄刹点未处于最佳位置，违章手抓光杆更换法兰垫片不穿戴劳保用品，倒错流程，刹车不灵，双法兰片不平衡对称，管线内压力未放空，垫片质量不合格人员伤害更换流程闸门闸门关闭不严，工具不配套，不按操作规程操作，安装不合格油井扫线测液面测示功图刹车不牢，拉线磨损或质量不过关，刹车失灵5维修保养抽油机曲柄平衡块伤人；抽油机更换盘根忘记关胶皮闸门固定不牢固；抽油机调整防冲距，刹车失灵，操作时光杆突然下滑；游梁式抽油机调曲柄平衡，松螺丝时，移动平衡块操作不稳，操作不平稳，站位不当开抽时平衡块挤伤人员；抽油机调参吊重物时捆绑不牢固、脱钩、绳断造成人员伤亡；抽油机井碰泵操作，下放光杆时，方卡子易掉落，违章手抓光杆，发卡子易掉落人员伤害、设备损坏更换流程阀门工具不配套，造成阀门掉落人员伤害、设备损坏更换法兰垫片倒错流程或憋压或刺漏，管线内压力伤人第7章HSE管理测液面操作不平稳测示功图动力仪安装不牢，保险安装不牢6生产过程中抽油井生产过程中光杆断脱人员伤害、环境污染7容器爆炸原油生受压容器和承压管道，当超压、超温或意外情况下，在其薄弱处或极大压力下，就可能发生物理爆炸人员伤害、财污染8高空坠落及站场设备维护保养抽油机、站场设备维护保养以及抽油机调参作业，距工作面台、扶梯、走道护栏等处，若有损坏、松动、打滑或不符规范要求等，当操作者不慎、失平衡等有可能发生高空坠落的危险人员伤害9噪声原油生抽油机、注水泵工作时产生噪声值超过国家允许标准，在能引起噪声性耳聋人员伤害灼烫人员伤害坍塌巡回检查井场堡坎坍塌；废水池坍塌等人身伤害/设备损坏/环境污染原油生当联合处理站发生油品泄露、污水和废弃物外排、机泵产生的噪声、加热炉燃烧时产生的烟气，将造成周围的环境污染油井生产维护放套管气放气过大时造成地层出砂，并刺坏井口流程；更换压力表前未关闭阀门未放空，装压力表前未检查丝扣，压力表波纹管老化导致原油泄漏；高架储油罐冒罐导致原油泄漏；管线刺漏，腐蚀穿孔；设备或管线憋压造成阀门盘根或法兰渗漏；设备密封损坏造成油气泄漏；放空阀、排污阀关闭不严水污染，空气污染淹溺巡回检查员工失足掉入附近河沟、水塘、水库等，发生的伤亡事故人身伤害其他爆炸生产运行及检动火作业时点火爆炸；动火作业时回火爆炸；天然气压时压力表爆裂等人身伤害/设备损坏/环境污染高温生产运行及检高温中暑人身伤害低温冻伤人身伤害自然灾害大风、大雨、雷击、大雪、冰雹；地震等人身伤害/设备损坏序危险、有害因起因可能导致的事故和环境影1起重伤害起吊时零部件坠落；绳断、滑；吊绳弹击等人身伤害/设备损坏2机械伤害井口工具夹砸；顶天车；换装井口时吊物压、砸、挤伤；装卸货物时绳套夹手；二层台区吊卡夹手；猫头、排风扇、液气大钳、转盘、绞车等转动伤害；柴油机、发电机转动部位伤害；链条转动卷入伤害；零配件加工时砂轮伤害；零配件加工时手提电钻伤害；水泵转动伤害等人身伤害/设备损坏3撬杠弹击等人身伤害/设备损坏4高处坠落天车上、二层台、钻台上、梯子、污水池池墙上、高架水罐上发生人员坠落等人身伤害5灼烫人身伤害6火灾井漏等引起井喷失控火灾等人身伤害/设备损坏/环境污染第7章HSE管理7触电发电房触电；电气控制区触电；用电设备区触电；用电器触电；电线、电缆穿越区触电；雷击等人身伤害、设备损失8坍塌井场堡坎坍塌；废水池坍塌等人身伤害/设备损坏/环境污染9淹溺员工失足掉入附近河沟、水塘、水库等，发生的伤亡事故人身伤害车辆伤害进入井场的各种车辆造成的伤害；值班车运行过程造人身伤害/设备损坏容器爆炸油罐遇火爆炸；超压容器(气瓶、气囊、轮胎等)爆炸等人身伤害/设备损坏/环境污染其他爆炸动火作业时点火爆炸；动火作业时回火爆炸；炸；试压时压力表爆裂；试压时井口爆裂；试压时高压管线爆裂；试压时水龙带爆裂；射孔弹地面爆炸；爆炸松扣时非预期爆炸等人身伤害/设备损坏/环境污染中毒放喷与测试时中毒；井喷失控H₂S中毒；食物过期、变质中毒；饮用水不达标中毒；食具消毒不合格引起中毒人身伤害人身伤害/环境污染噪声压裂车运转时引起噪声人身伤害高温高温中暑人身伤害低温冻伤人身伤害水体污染固体废物污染含油护丝弃置；含油棉纱、手套等弃置；修井液落材料弃置；更换设备配件弃置；更换生产材料、工具弃置；固体生活垃圾弃置等自然灾害大风、大雨、雷击、大雪、冰雹；地震等人身伤害/设备损坏社会环境影响民族纠纷、不法分子骚扰等人身伤害/设备损坏其他危险、有害因素人身伤害(1)防火(2)防爆(3)防触电(4)防中毒(5)防冻(6)防机械伤害④停泵(包括紧急停泵)时的安全技术。有以下情械故障或电路故障时；电机电流突然波动10%,电压超过额定电压-5%～+10%范(4)注水站的劳动保护7.4环保的噪声值可控制在90dB(A)内，厂界噪 (5)合理利用地层压力能；(6)按要求配置能源计量仪表，树立节能意识。(8)有计划的定期进行设备和场地冲洗，节约用水。(1)选用密封性能好的节水设备材料及计量器具；(2)合理布置给水管线；(3)合理安排设备外壁及场地冲洗周期及冲洗方式。参考文献[8]张瑞华，贾振旭.塔河油田一区油气集输与处理工艺技术[J].油气田地面工[12]袁自光，周春，段玉明.塔里木油田伴生气综合利用对策[J].石油与天然气化[16]朱方达，任翌劫，滕浩.新疆油田的稀油、稠油地面集输工艺[J].当代化[22]张春，姜岩，张卫敏.天然气脱酸气工艺方案优选研究[J].现代化[24]李明国，徐立，张艳玲，等.天然气脱水生产中三甘醇的使用情况[J].钻采工[30]丁志忠.2003.矿产资源资产产权评估理论与方法的有关问题探讨[J].资源产[33]李京.油气田生产HSE管理体系中环境风险评价与管理[J].钻采工附录附录附录A管网优化计算A1计算原理1)决策变量：2)约束条件：油井和计量站间的隶属关系满足唯一性约束，即一口油井仅属于一个计量站。计量站只能接纳来自一定数量的油井井流，过小则经济性较差，过大则会超出计量站自身处理能力。#defineDLB_MAX1.797693134for(intj=i+1;j<VertexNum-1;j++)Edge[k].w=pow(p[i].x-p[j].x,2)+pow(p[i].y-pintcmp(structnodea,structnodeb)intvest[VertexNum]inttemp[VertexNum][intmap[VertexNum][memset(map,0,sizeof(for(intk=0;k<EdgeNum;k++)Edge[k].w=pow(i-p[num].x,2)+pow(j-p[nmemset(temp,0,sizeof(ttemp[Edge[t].u][Edge[t]附录附录A3计算结果界面请输入一共有多少个井，18请输入第1管线长：29210.239746m请按任意键继续..·附录附录B三相分离器选型计算B1分离器初选表B1区块产量情况序号油压日产油t日产气日产水/液1602535455565076086095880060405050505050总计从表中可以看出，计量站需要处理的油为1680m³,气体620295m³,水62m³根据《分离器规范》(SYT0515-2007)初步选取Φ2400×7200卧式三相分离器。其有效长度Le=0.75×7.2=5.4m,工作液面在之间，初步取工作液面在D。B2根据停留时间选型附录底，选取停留时间8min。液体流通面积为：A₁=m·A=0.8045×π×2.4²/4=集液部分的体积为：V=A₁·Le=3.64×5.4=19单台三相分离器的处理量：原油处理总量为：水处理总量为：处理液总量为：偏差较小，故取整为n=1台。B3油气水界面确定求，故气液界面高度为0.75D=0.75×2.4=1.8m。选hp=0.36,则m=0.3242,水的体积为：Vw=nmAL=1×0.3242×π×2.4²/4×5.4=通过三相分离器的水量为：满足生产要求，故油水界面高度为0.36×2.4=0.864m。综上，选用1台φ2400×7200卧式三相分离器，能够满足相关生产要求。附录附录C加热炉选型计量站需要处理的油为1680m3,气体620295m3,水62m3。井流的质量流量是97460kg/h,定压比热容为kJ/(kg℃)。被加热介质所需热负荷为：式中：Q—被加热介质所需热负荷，计算时应圆整至系列数，kW;Gm—被加热介质质量流量，t/h;t₁—被加热介质入炉温度，℃;t₂—被加热介质出炉温度，℃。考虑流量波动，取1.2倍，依据《石油工业用加热炉型式与基本参数》(SY/T0540-2013),选取火筒式间接加热炉HJ800-H/6.3-Q/Z。具体型号参数如表C1所表C1计量站加热炉型号参数型号火筒式间接加热炉功率加热介质原油、天然气、水设计压力天然气附录D联合站脱水器设计D1热化学脱水器设计原油热化学沉降脱水装置的处理能力应由乳化原油处理的难易程度、在脱水器内停留的时间和脱水器的容积确定。单台热化学沉降脱水装置的处理能力按式V—热化学脱水装置容积，单位为立方米(m³)t—选定的含水原油在热化学沉降脱水装置内的停留时间，单位为小时(h)在本设计中，基于联合站进站压力为1.0MPa,根据规范SY/T0081-2010因此选用设计压力为1.6MPa的我是热化学沉降脱水器，按照进口的油约等于1680m³/d和水62m³/d共计;按照设计处理量为实际输量的1.2倍计算，/h。选用公称直径为2600mm,长度为11000mm,容积为63.5m³/h的卧式热化学沉降脱水器，不设备用。具体参数如表D1所示：表D1热化学沉降脱水器选型参数脱水器类型卧式热化学沉降脱水器设计温度，℃操作温度，℃处理容积，m³/h数量，台1附录D2电脱水器设计本区块油藏采出液前期含水率较少，总含水率质量分数为3.89%,大部分水可以通过之前的三相分离器进行脱除(三相分离器前注入破乳剂),和热化学沉降脱水已经基本达到要求，但随着开采年限的增加，油田后期含水率增加，单一的三相分离器脱水加热化学沉降脱水已经无法满足实际生产的需要，因此在后期需要采用电