苏里格气田苏20区块开发方案之地面工程.ppt

1、苏里格气田开发部,苏里格气田苏20区块开发方案之 地面工程,1 总论 2 开发方案 3 集气工程 4 防腐保温 5 仪表 6 通信工程 7 给排水、消防 8 供配电 9 供热、采暖通风,10 维修 11 建筑结构 12 苏20区块区部 13 道路 14 节能 15 环境保护 16 职业安全卫生 17 组织机构及定员 18 主要工程量及投资,汇报内容,1 总 论,1.1设计依据,1.苏里格气田苏20区块初步开发方案,中国石油勘探开发研究院 鄂尔多斯分院,2006年3月。 2.苏里格气田30108m3/a产建骨架工程 地面建设工程部分,西安长庆科技工程有限责任公司,2005年12月。 3.苏里格气

2、田30108m3/a开发规划 地面建设工程部分,西安长庆科技工程有限责任公司,2005年5月。,石油天然气工程设计防火规范 GB 50183-2004 油气集输设计规范 GB50350-2005 建筑设计防火规范 GBJ 16-87(2001年版) 输送流体用无缝钢管 GB/T 8163-1999 建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005 混凝土结构设计规范 GB 50010-2002 建筑地基基础设计规范GB 50007-2002 其他相关规范、标准。,1.2遵循的主要标准规范,苏20区块位于苏里格气田中西部，其东部为苏36-11井区，南部为苏14井区，属鄂托克旗所辖。,苏20区块,1

3、.3 地理位置及自然条件,地形地貌 气田区域处于毛乌素沙漠的南部，地貌类型主要为沙丘。,地震 地震基本烈度为度或小于度。,1.4 地理位置及自然条件,2 开发方案,2.1.1苏20区块概述 1.地质情况 苏20建产区块面积158km2，其中探明区面积116 km2，储量136.88108m3。 2.开发层系 盒8段是气田的主力层段。,2.1开发方案,2.1.2开发方案 1.开发方案概况 建产总规模3108m3/a，钻井197口，累计建生产井177口。产能建设期2年。以后每年均需钻新井弥补递减, 稳产11年，递减期7年，最终累积产气量40.91108m3。 方案不考虑利用探井及评价井，采用衰竭方

4、式开发，稳产期末的井口最低压力为0.5MPa，之后气井转入定井口压力生产。,2.1开发方案,2.单井生产指标预测 苏20建产区块三类井的比例分别为类井33.9%、类井37.3%、类井28.8。三类井生产初期的配产分别为： 类井以3104m3/d配产，稳产1.5年，共生产7年，累计产气量为3483104m3； 类井以2104m3/d配产，稳产1年，共生产7年，累计产气量为2195104m3； 类井以1104m3/d配产，稳产1年，共生产6年，累计产气量为1081104m3。,2.1开发方案,3.废弃条件 废弃地层压力2.2 MPa,废弃单井产量0.14104m3/d。 4.井网和井距 根据方案设

5、计的每年钻井数按照先打优选区，然后探明区，最后滚动扩边的顺序，在骨架井井间加密钻井，最终形成东西向井距为600m，南北向排距为1200m的井网。,2.1开发方案,2.2.1天然气组分 苏里格气田天然气为鄂尔多斯盆地上古生界天然气，天然气组分基本稳定，主要组分：甲烷（CH4）91.56%，乙烷（C2H6）5.19%，氮气（N2）0.640%，二氧化碳（CO2）0.880%，基本不含H2S。 2.2.2产水特征 单井生产水气比约0.487m3/104m3左右。 2.2.3生产凝析油特征 油气比在0.05-0.07m3/104m3之间，凝析油C值主要分布在C6-C12之间。,2.2流体性质,3 集气

6、工程,3.1集气工艺,3.1.1井口集气工艺 1.井下节流、井口不加热、采气管线不保温方案（方案一） 通过实施井下节流工艺，生产初期控制井口压力，使在该压力下生产时，气流温度高于对应压力状态下水合物形成温度。 集气流程为：经井下节流后，1.3MPa的井口气，通过采气管线输送至集气站，在集气站经常温分离、增压后外输。 方案优势：井场不设加热炉、采气管线不保温，井场无人值守，便于管理。,3.1集气工艺,2. 井口加热节流，采气管线保温输送方案（方案二） 生产初期气井井口加热节流到4.0MPa，到集气站约3.5MPa，不增压直接外输；井口压力下降后，集气站增压外输。 集气流程为：通过井口加热节流，生

7、产初期井口流动压力控制在4.0MPa，井口加热、保温输送、集气站常温分离外输。到集气站压力降至3.5MPa以下时，集气站增压外输。 方案优势：充分利用地层压力能，初期预计可延迟集气站增压时间约1年左右。,3.1集气工艺,以辖22口井集气站为例，两方案综合比较见下表。 井口集气工艺对比表,推荐方案一，在井场预留加热炉接口，井下节流器未投用或检修时，采用井口加热炉进行加热节流临时生产。,3.1集气工艺,3.1.2多井串管集气工艺 多口气井串接到同一采气干管，汇合后集中进站。减少了采气管线长度，增加了集气站辖井数量，降低了管网投资。 3.1.3系统压力概况 天然气交接压力不低于3.2MPa，最远端集

8、气站出站压力为3.5MPa。,建设分界,3.1集气工艺,3.1.3设计压力 从节能、降耗的角度出发，考虑生产初期夏季地温升高时（高于11），可将井口压力提高到4.0MPa，在集气站不增压的外输。因此，采气管线的最高运行压力为4.0MPa。,3.2场站布置,3.2.1布站原则 1.合理控制采气半径，节约建设成本； 2.根据总体井网布置，合理优化站场数量。 3.2.2布站方案 根据苏20区块开发方案井位布署，站场布置方案有两种。,3.2场站布置,方案一：共布置集气站3座，由北向南依次命名为苏34集气站（苏20-1集气站）、苏35集气站（苏20-2集气站）、苏36集气站（苏20-3集气站）；设置清管

9、站一座。清管站与苏20区块计量交接站合建。,3.2场站布置,方案二：共布置集气站2座，设置清管站一座（与苏20区块计量交接站合建），集气站由北向南依次命名为苏34（苏20-1集气站）、苏35集气站（苏20-2集气站）。,苏34,苏35,清管站,3.2场站布置,3.2.3集气站集气规模 1.分年进井数,方案一各站分年进井数统计表（口）,3.2场站布置,方案二各站分年进井数统计表（口）,注（1）该项含第1年钻进2口、第2年钻井4口。,3.2场站布置,2.分年集气量,方案一各站分年集气量统计表（104m3/d ）,注：表中“最大”所对应为按197口井平均配产预测的集气量；“运行”对应为按3108m3

10、/a产能所折合集气量。,3.2场站布置,方案二各站分年集气量统计表（104m3/d ）,注：表中“最大”所对应为按197口井平均配产预测的集气量；“运行”对应为按3108m3/a产能所折合集气量。,3.2场站布置,3.方案比较,集气站布置方案比较表,3.2场站布置,4.推荐方案集气站建设顺序 根据推荐方案集气站每年进井情况，第一年需建苏35（苏20-2集气站）、苏36（苏20-3集气站）两座集气站； 第9年建设苏34集气站（苏20-1集气站）。 清管站、苏20区块区部在第一年建成。,3.3工艺流程,3.3.1井场流程 单井井下节流到1.3MPa（井口），通过简易旋进流量计计量，经采气管线，进入

11、采气干管输往集气站。 在井场预留加热炉接口，作为井下节流器失效时的备用。并在井场设高低压紧急切断阀，压力超过设定高低压值就自动关闭。,3.3工艺流程,3.3.2集气站流程 天然气经采气干管进入集气站后，经气液分离器进行分离，再进入压缩机增压至3.5MPa输往清管站。 外输前预留注醇接口，可通过活动注醇装置对支线注醇。 3.3.3清管站流程 清管站内设三具清管器接收筒，三条集气支线来气经清管区汇合成一路进入计量交接站。,3.4平面布置,3.4.1井场布置 井场无人值守，场地只作简单处理。单井井场占地面积为30m35m,约1.58亩。,单井井场平面布置示意图,3.4平面布置,3.4.2集气站平面布

12、置 1.布置原则 1）紧凑合理、节约用地； 2）根据不同生产功能和特点相对集中布置。 2.布置方案 集气站休息室、值班室、厨房、发电机房等辅助生产区与工艺装置区分开布置。 站场占地面积为58m65m,约5.65亩。,3.4平面布置,3.4.3清管站平面布置 清管站与苏20区块计量交接站合建，站内设三具清管器接收筒，设一具分离器，无人值守, 占地面积为35m20m,约1.05亩。,清管站平面布置,3.5主要设备,3.5.1井场设备 1.单井计量设备 井口采用简易旋进流量计对单井产气量进行计量。 2.井口高低压紧急关断阀 按油气集输设计规范 GB50350-2005的要求，气井井口设置高低压紧急截

13、断阀。,3.5主要设备,3.5.2集气站设备 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。,1.分离器 气井产水量0.40.5m3/104m3，含有少量的凝析油及其它杂质，需进行分离。每站分别设两台常温分离器。,3.5主要设备,2.污水罐 每站分别设置20m3的污水罐2具，用于临时储存集气站分离污水。 3.闪蒸分液罐：将闪蒸、分液功能集中到一个罐，放空气体接入分闪蒸液罐进行气液分离。分离器排放污水也进入闪蒸分液罐，闪蒸出污水中的天然气。 4.自用气处理装置 对气液分离后的天然气进行过滤、调压、计量后，分别供给站内采暖、发电及厨房的等用气。主要设备为过滤器、调压器、流量计等。

14、,5.压缩机 通过井下节流，集气站进站压力初期在1.0MPa左右，后期进站压力低于1.0MPa，集气站出站压力为3.5MPa，生产过程中需增压外输。,3.5主要设备,1）压缩机组选型参数 （1）进、出口压力 初期进站压力基本维持在1.0MPa，后期井口压力进一步降低，进站预测压力为0.30.5MPa，集气站增压到3.5MPa外输。 （2）增压气量 集气站在不同生产时期投入生产井数量及产量各不相同，因此增压气量不同，按单井平均配产2.0104m3/d，预测各站增压气量如下。,3.5主要设备,3.5主要设备,各站预测增压气量表（104m3/d）,3.5主要设备,2）压缩机选型 由于气井压力递减快、

15、生产后期压力较低，增压气量变化大，建设地没有可靠供电电源，推荐采用燃气发动机驱动的往复式压缩机。 （1）国内生产（或成橇）与进口压缩机比较 进口往复式压缩机生产厂家有：ARIEL、COOPER-AJAX、DRESSER-RAND和GEMINI。 国内压缩机厂 四川石油管理局成都天然气压缩机厂：引进Cooper公司压缩机生产技术并再次研发，ZTY整体式系列压缩机组已应用于气田单井及集气站。 中石化集团江汉石油管理局第三机械厂：引进D-R公司压缩机生产技术并再次研发， RDS系列分体式压缩机广泛用于油气田增压集输、气体处理等方面 。,3.5主要设备,国内生产（或成橇）与进口压缩机比较表,分体式机组

16、: 压缩机和发动机是相对独立的。 发动机转速较高（7501800 RPM），冲程较短、压缩机体积较小、重量较轻。 目前国内能生产功率最大约3400KW。,整体式与分体式,整体式机组: 整体式压缩机的发动机和压缩机一般共用一根曲轴、一个机身，结构比较紧凑、简单。 转速为360440RPM。 目前国内能生产功率最大约630KW。,压缩机组选型,整体式压缩机组适用性强，运行维护费用低，现场运行维护简单，推荐选用整体式压缩机组。,3.5主要设备,以国内生产整体机组为例，按以下典型的压缩机组参数，根据各站增压气量进行机组配置。 ZTY630ML整体机 ：ZTY630ML11119初期三个缸并联，一级压缩

17、；后期两个11缸并联后与9缸串联，二级压缩 。 基本运行参数： 入口压力1MPa，出口压力3.5 MPa时，单台最大排气量27 104m3/d； 入口压力0.5MPa ，出口压力3.5 MPa时，单台最大排气量20 104m3/d。,3.5主要设备,各站压缩机组匹配结果,3.5主要设备,3.5.3清管站主要设备 设置清管器接收筒3具。根据推荐方案集气站建设顺序，第一年需分别建DN200、DN250清管器接收筒各一具；第9年配套苏34集气站（苏20-1集气站）建设DN250清管器接收筒一具。 另外，设自用气处理装置一套，供苏20区块区部发电及生活用气。,3.6集输管网,3.6.1设计参数 1.采

18、气管线 按井口压力1.3MPa，进站压力1.0MPa，单井平均配产2.0104m3/d确定采气管线管径。 2.集气管线 三条集气支线，分别为：苏36清管站集气支线；苏35清管站集气支线；苏34清管站集气支线。 集气管线设计压力为4.0 MPa。到清管站压力3.3MPa，集气支线的集气能力按对应各站最大预测集气量确定。,3.6.2强度计算 采气管线、集气支线设计压力均为4.0MPa。 3.6.3管材 本工程采气管线和集气支线管径较小（最大DN250），推荐选用20#无缝钢管。,3.6集输管网,采气管线规格计算结果表（km）,3.6集输管网,集气支线规格计算结果表,4 防腐保温,4.1.1埋地管道

19、 埋地管道采用环氧粉末普通级防腐，聚乙烯热收缩套现场补口。 4.1.2 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200m。 4.1.3阴极保护 新建的三条集气支线与西干线用电缆跨接。,4 防腐、阴极保护,5 仪表,5.1.1 井场 在采气井口设置就地指示型流量计，对单井产气量进行连续计量。 单井井口计量采用简易旋进流量计。 5.1.2 集气站 集气站，除压缩机配套控制系统自动完成运行操作外，其它生产设施只设置就地指示仪表。集气站外输计量、自用气计量推荐采用智能旋进流量计。,5.1.3仪表的检定 仪表检定依托社会有资质单位进行标定。,仪表部分主

20、要工程量表,6 通信工程,6.1.1 集气站通信 在网通公司“牧民通”覆盖区域的集气站，安装无线电话单机1部（牧民通），在“牧民通”无法覆盖的集气站内安装卫星手机1部，实现集气站之间及集气站与区部的联系。 6.1.2巡线应急通信 巡线应急通信配卫星手机2部、牧民通3部。 6.1.3区部通信 长庆油田公司苏20计量交接站内将引入光缆，苏20区部需要增加PCM单元1套，接入长庆油田通信网，实现对外的通信需要。,6.1 技术方案,主要工程量表,6.2 主要工程量,7 给排水、消防,7.1.1水源 在站内打水源井1口，井深130m，采用水源直供。 7.1.2供水方案 1水源来水直供站内屋顶高位水箱，由

21、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）苏20区块区部 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。,7.1给水,7.2 排水 7.2.1污水处置方式 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苏里格天然气处理厂污水处理装置，集中处理后回注。 2.苏20区块区部 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。 7.3 消防 7.3.1集气站、区部配置手提式和推车式磷酸铵盐型干粉灭火器。,排水 、消防,8 供配电,8

22、.1 统计负荷,集气站负荷统计表,苏20区块区部用电负荷统计表,8.2 供配电方案,8.2.1集气站供配电 每站设2台18kW发电机互为备用。 8.2.2 苏20区块区部供配电 设2台30kW发电机互为备用。,9 供热、采暖,1. 苏20区块区部 区部主要热用户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9570热水，热水循环采用开式强制循环系统。 2. 集气站 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8565，采用自然循环供热方式。,10 维修,维

23、修体制 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。 主要维修内容 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,在苏20区块区部内设置一个房间作为配件库。,生产配套设备表,11 建筑结构,集气站建筑、结构设计,1.每座集气站占地5.65亩，建筑面积192.4m2。站内建筑物包括发电机房、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。,12 苏20区块区部,12.1 总平面设计,

24、12.1.1功能及性质 区部的功能：苏20区块生产指挥和生活倒班的配套基地。 12.1.2站址选择 苏20区块计量交接站负责全区来气的接收，有骨架工程的西干线伴行路及通信光缆接入，交通、通信便利，因此推荐苏20区块区部建在交气站附近。 12.1.3总平面布置方案 苏20区块区部按30人设计，呈规则矩形，总占地2236m2，（合3.35亩）主要由区部食宿办公区及停车场等组成。建筑面积 789m2 。,12.1 总平面设计,建筑平面成U型布置，三面围合，南向敞开，利于防风、防沙，防寒，内部小院中间做绿化，周边道路连通，南侧为入口及停车场，方便出行，前方空地绿化。,12.2 结构设计,抗震设防烈度6度； 建筑物为砖混结构； 地基处理采用垫层法处理，基础采用砖基础。,13 道路,方案修建道路18km。 1.苏35集气站进站道路：起点苏20区块计量交接站，顺沿集气管线，终点苏35集气站，全长3.6km。 2.苏36集气站进站道路：起点苏20区块计量交接站，顺沿集气管线，终点苏36集气站，全长7.1km。 3.苏34集气站进站道路：起点苏20区块计量交接站，顺沿集气管