【《油田油气集输管网地面工程的基础设计案例》3200字】

油田油气集输管网地面工程的基础设计案例目录TOC\o"1-3"\h\u5099油田油气集输管网地面工程的基础设计案例 1147241总论 234251.1依据 28311.2设计原则 2202131.3遵循的标准及规范 378871.4研究目的及范围 396041.4.1研究目的 3166551.4.2工程范围 3266551.4.3工程内容 4112122基础设计 511152.1环境概况 5259472.1.1地理位置 5169012.1.2社会条件 5117652.1.3交通情况 585872.1.4气象气候 5105002.1.5地震影响 747632.2基础数据 886412.2.1生产井坐标 8278432.2.2产量预测 8199202.2.3单井参数 1187342.2.4油、气、水物性 11178612.3地面总体规划思路 1692922.3.1规划原则 16273112.3.2规划思路 161总论1.1依据本方案依据题目的基础数据，根据给出的产量、井数、地理位置、以及建产规模确定N区块、A区块以及T区块的集输管网，提出一个优化合理、技术成熟和经济效益良好的地面工程建设方案。1.2设计原则将油田所生产的原油和天然气进行收集、计量、输送和初加工的流程称为油气集输。沙漠油气田开发具有技术复杂、投资风险高等特点。设计时应结合环境实际特点进行，依据沙漠地区的特点，在方案设计时，应遵循如下原则：（1）坚持安全生产原则：由于油气具有易燃易爆性，且各种生产操作十分频繁，非常容易发生各种事故，与此同时，由于地处沙漠，所以对保证工作人员的安全问题以及生产设施的正常工作提出了十分严格的要求，要坚持安全生产原。（2）坚持防止污染原则：在油气生产的过程中，对油气开采及运输过程中的生产污水以及其他污水的处理，要严格处理。此外还要设置防止原油泄漏，对此作出相应的预防措施。要坚持防止污染原则。（3）坚持经济高效原则：在整个完成任务过程中，在保证任务能合理完成的情况下，充分考虑经济情况以及高效率，节能降耗。以坚持经济高效原则。（4）坚持按照规范原则：在一系列的设计方案过程中，要完全按照规范去计算以及操作。严格执行国家、行业以及地方的有关规程规范，做好相关工作，以坚持按照规范原则。1.3遵循的标准及规范（1）《石油与石油设施雷电安全规范》GB15599-1995（2）《供配电系统设计规范》GB50052-2009（3）《石油化工安全仪表系统设计规范》GB/T50770-2013（4）《输气管道监控与数据采集系统通用技术规范》Q/SY201-2007（5）《油气管道线路工程水土保护设计规范》SY/T6793-2010（6）《建筑物防雷设计规范》GB50057-94（7）《油气集输设计规范》GB50350-2015（8）《生产过程安全卫生要求总则》GB12801-91（9）《油田注水工程设计规范》GB50391-2006（10）《污水综合排放标准》GB8978-1996（11）《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2001（12）《原油和天然气工程设计防火规范》GB50183-1993（13）《甘醇型天然气脱水装置规范》SY/T0602-2005（14）《工业金属管道设计规范》GB50316-20001.4研究目的及范围1.4.1研究目的根据油开发方案及油井基础数据提出经济合理、技术成熟、安全可靠、符合HSE相关规定，为项目主管部门决策提供有效方案和可靠依据[1]~[3]。1.4.2工程范围（1）各井井口及整个油田区域的全部建设内容，包括油田矿区内的基础设施建设等。（2）中央处理站，包括油气水三相分离、原油稳定、气体脱硫脱水以及厂区附属设施。（3）相关管道，从各个井口到处理站及处理站至炼厂之间的输油管道。1.4.3工程内容根据油田地理位置、自然环境、流体物性以及原油处理指标和相关设计要求，为K油田开发提出一个技术可行、经济合理、节能环保的油气集输处理方案，其中包括了油田集输管网的建设、原油处理及外输技术、SCADA系统应用、供电系统、消防安全、通讯系统等设计[4]~[8]。PAGE6-2基础设计2.1环境概况2.1.1地理位置K油田位于非洲东部某国家，海拔约为700m，油田区域长约60km，宽约30km。油田所在地区地面平坦，有多条季节性河流，植被多为灌木，地表土壤为红土，地下水位距地表50m。2.1.2社会条件K油田距城市较远，油田周围电力设施较差，油田开发需自行解决电力供应问题。2.1.3交通情况油田所处地区道路运输限制条件如下：表2-1道路运输限制条件参数最大极限单位最大重量100t最大高度5.5m最大宽度6.0m最大长度20.0m2.1.4气象气候（1）气候K油田地区每年可以分为以下四个阶段：1月至3月：旱季4月至6月：长雨季7月至9月：干凉季10月至12月：短雨季（2）气温表2-2油田所处地区气温参数值最高气温40.1°C最低气温19.9°C最高月平均温度32.7°C最低月平均温度28.1℃（3）湿度表2-3油田所处地区湿度参数值最大相对湿度98.4%最小相对湿度11.4%月平均相对湿度变化范围29.9%~59.8%（4）风向风速1.风速表2-4油田所处地区风速参数值最大风速7.4m/s月平均风速变化范围1.8m/s~3.1m/s2.风向下图是K油田所在地区的风向图。图2-1K油田所在地区的风向图（5）降雨量K油田所在地区最大日降雨量为180mm。（6）土壤温度K油田所在地区1.5m深处土壤温度表2-5油田所处地区土壤温度最高土壤温度37.3℃最低土壤温度29℃2.1.5地震影响可忽略。2.2基础数据2.2.1生产井坐标图2-2生产井坐标2.2.2产量预测（1）总产量预测图2-3总产量预测总产量油品性质预测图2-4总产量油品性质预测（2）N区块N区块产量预测图2-5N区块产量预测N区块油品性质预测图2-6N区块油品性质预测（3）A区块A区块产量预测图2-7A区块产量预测A区块油品性质预测图2-8A区块油品性质预测（4）T区块T区块产量预测图2-9T区块产量预测T区块油品性质预测图2-10T区块油品性质预测2.2.3单井参数表2-6各区块单井参数项目N区块A区块T区块井口温度(℃)≥55≥54≥56最大允许井口回压(MPag)2.42.42.42.2.4油、气、水物性（1）原油物性表2-7各区块原油物性分析测试测试方法单位N区块A区块T区块APIIP365°31.231.632.7密度（15.6°C）IP365g/cc0.86700.86800.8620蜡含量ASTMD3235*%m/m28.7024.630.4析蜡温度DSC-IP389°C64.562.067.0蜡消失温度DSC-IP389°C75.876.274.0倾点ASTMD5853°C484245酸含量IP177mgKOH/g<0.05<0.05<0.05沥青含量(C7)IP143%m/m<0.05<0.05<0.05SARA分析法

饱和烃

芳烃

树脂类

沥青质HPLC%wt88.7010.700.550.0587.9811.450.520.0594.624.790.540.05（2）井流物PVT数据表2-8各区块井流物PVT数据组分含量,Wt%N区块A区块T区块氮0.0620.0230.056二氧化碳0.0010.0010.002甲烷1.8392.0792.021乙烷0.4600.6490.934丙烷1.1831.4161.496异丁烷0.3970.5170.576正丁烷0.8631.0431.082异戊烷0.5270.5760.528新戊烷0.0030.0030.008正戊烷0.5380.7420.720苯0.0600.0450.110甲苯0.1250.1410.080乙苯0.0350.0320.004间二甲苯0.1660.20.130邻二甲苯0.0740.0850.070C60.9431.2091.180C7-107.1677.9868.500C11-159.6209.97112.03C16-209.52110.00612.49C21-259.9339.69111.52C26-297.8596.9027.680C30-359.9918.5008.910C36+38.63438.18329.90各区块虚拟组分性质见表2-9至表2-11：表2-9N区块虚拟组分性质组分分子量比重碳原子数Tc(°C)Pc(bar)偏心因子Vc(kg/m³)Tb(°C)C684.10.6896.000246.830.290.295245.276.7C7-10116.40.7558.413314.227.230.385251.1135.7C11-15179.70.81412.864412.220.080.577249.7233.4C16-20253.50.85317.893490.715.200.776246.2319.5C21-25324.20.87922.931546.212.380.936243.1383.8C26-29388.60.89727.433586.110.601.054240.2431.6C30-35458.40.91132.280621.29.181.158237.4475.2C36+791.70.95455.330716.85.951.414226.8614.9表2-10A区块虚拟组分性质组分分子量比重碳原子数Tc(°C)Pc(bar)偏心因子Vc(kg/m³)Tb(°C)C684.50.6896.00274.727.40.297245.077.6C7-10117.20.7558.43346.824.70.387251.0137.1C11-15180.10.81412.83450.718.30.578249.6234.0C16-20254.90.85317.90536.713.90.780246.1320.9C21-25325.10.87922.88597.111.40.939243.0384.5C26-29390.30.89727.41642.09.81.058240.1432.7C30-35460.80.91132.29682.18.51.161237.2476.6C36+826.40.95757.45803.75.51.429225.9624.7表2-11T区块虚拟组分性质组分分子量比重碳原子数Tc(°C)Pc(bar)偏心因子Vc(kg/m³)Tb(°C)C685.230.696249.0930.050.30245.178.87C7-10119.40.768.5319.526.80.39251.0140.8C11-15182.00.8212.9415.019.90.58249.6236.5C16-20256.90.8517.9493.915.00.78246.1322.9C21-25327.30.8822.8548.512.30.94243.0386.3C26-29393.20.9027.4588.810.51.06240.2434.7C30-35464.20.9132.3624.19.11.16237.3478.4C36+769.10.9553.1713.96.11.41227.5607.7（3）合格原油指标处理合格原油应至少满足表2-12中指标要求。表2-12合格原油指标参数值单位含水率≤0.5（%vol.）R.V.P@38℃≤10psiaC4及C4以下组分含量≤0.001（%wt）（4）外输天然气要求外输天然气应满足GB17820-2018《天然气》中要求的二类天然气条件。见表2-13：表2-13天然气质量要求项目一类二类高位发热量a，b（MJ/m3）≥34.031.4总硫（以硫计）a/（mg/m3）≤20.0100.0硫化氢a/（mg/m3）≤6.020.0二氧化碳摩尔分数/%≤3.04.0a本标准中使用的标准参比条件是101.325kPa，20℃。b高位发热量以干基计。2.3地面总体规划思路2.3.1规划原则（1）严格遵守对应国家的法律法规、贯彻落实其国家建设方针和建设程序。（2）结合油田实际特点，综合考虑集输需求，对地面建设进行系统规划。（3）以“减少投入，增