《地面工程基础知识》PPT课件.ppt

12-1、项目建议书2、可行性研究报告（规划方案）确定技术路线或方案；开展经济评价；3、初步设计 确定主体工程详细设计方案 大型设备招投标；编制工程概算；一、基本建一、基本建设设的一般程序的一般程序4、施工图设计 详细设计；5、施工建设6、试运投产7、建设工程项目后评价3-1、规划方案确定阶段的工作量结合（立项）2、初步设计阶段的详细设计内容结合（1）具体设计内容的增补或调整（2）工程概算的准确性3、施工图设计阶段落实初步设计阶段提出的增补或调整内容，在施工图中是否真正已经得到落实二、二、规规划划设计设计的的职责职责4-4、施工建设阶段（1）施工前的技术交底会（图纸三方会审）（2）设计变更、联络的及时办理5、试运投产 审查设计部门提出的试运投产方案，参与现场调 试与运行二、二、规规划划设计设计的的职责职责5-6、建设工程项目后评价阶段为评价机构提供生产运行效果报告。包括主生产工艺的产品品质报告，运行消耗报告，由评价部门将其与设计指标进行比对，给出技术、经济评价结论二、二、规规划划设计设计的的职责职责6-71、应具有油藏工程、钻井工程、采油工程的设计方案或规划，包括油田含油面积、地质储量、开发方式、井网形式、布井数量、注采井比例、钻井方案、采油方式（举升方式、清防蜡方式：包括防蜡油管、定期加药、固定热洗或活动热洗等）、采油速度、分区块平均单井日产油量和产液量、气油比、注入介质及标准、注入时间、注入方式、注入压力、注入量、油气水物性和化学组成，以及油田10年或10年以上的产油、产液、产气、综合含水预测数据等一、建设条件8-2、应了解与新建油田相关的老油田的生产建设情况，包括油气集输工程和其他配套工程的现状能力和规划，以及与新油田的衔接条件等3、应对油田所处地理环境条件进行调查，包括地形、地貌、水系、工程地质、水文地质、抗震设防烈度、自然灾害、气象资料、生态条件和环境保护要求等。具有足够范围的1：5000或1：10000的地形图4、应了解油田地面工程建设所需主要设备材料的性能、价格以及国内外供货渠道、交货周期以及对油田经济效益的影响程度等一、建设条件9-1、地面工程建设规划设计的规模，应以油田开发设计所确定的生产能力为依据，并考虑市场需求，宜适应相关开发接替层位或周边区块的负荷要求，按开发设计中的有关数据配套建设各系统能力。三次采油地面工程新增建设规模应充分利用开发区块内地面已建水驱的能力。各系统规模可根据开发和生产需要分期建设，工程适应期应与油田调整改造期相协调一致，宜为10年以上2、计量站宜建设在油田采油井组的适中位置。计量站管辖井数应根据油田开发所要求的单井计量周期合理确定，一般宜为8口30口二、建设规模10-3、接转站的规模应根据多方案比选确定，在工程适应期内其负荷率不应低于60。一般水驱接转站管辖油井的集输半径不宜小于5km，转输液量不宜大于：7000td，聚驱接转站转输液量不宜大于10000td。接转站一般不设事故油罐；当生产确实需要时，可设事故油罐，容积可按该站4h24h设计液量计算4、集中处理站(或原油脱水站)的规模应根据开发10年预测资料中稳产期的油量，并结合实际生产条件确定。集中处理站(或原油脱水站)可设1座事故油罐，其容积应按该站1d的设汁油量计算。在工程适应期内，集中处理站(或原油脱水站)的规模可适应油田产量80120的变化范围，其负荷率不应低于60二、建设规模11-5、油田注水系统的规模应根据已批准的油田油藏工程方案进行设计，可根据实际情况分期建设，注水站的建设规模宜适应10年的需要6、油田采出水处理工程的规模，应以油田油藏工程方案为依据，与原油脱水及注水工程相适应，并结合洗井水回收等情况综合确定，工程实施可根据采出水预测数据分期建设，工程建设规模宜适应10年的需要二、建设规模12-1、油气集输系统应根据技术经济对比优化布站，选择分级布站方式。宜按计量站、集中处理站两级布站，计量站的布置应符合二、2的规定；选择三级布站方式时，接转站的布置应符合二、3的规定。2、合理利用油井流体的压力能，适当提高集输系统压力或采用油气混输技术，扩大集输半径，减少油气中间接转，降低集输能耗。3、注水站、采出水处理站、35kV变电站应靠近负荷中心并尽量与油气处理站联合建设。通信中心站应与二级生产管理机构建在一起。三、总体布局13-4、注水站的布局应与生产辖区相结合，通过多方案优选确定。注水站宜设在负荷中心和注水压力较高或有特殊要求的地方，并宜与油田其他站场联合建设5、聚合物配制站的布局应按聚合物驱区块的开发建设次序统一安排，对于面积较小的油田，可建成配制、注入合一站；对于面积较大的油田，可采用集中配制、分散注入方案6、根据油田生产和生活用电总负荷，结合地方电网供电能力和分布现状，确定110kV变电站、35kV变电站和自备电站的数量、规模和位置，并同时确定电力线分布和走向三、总体布局14-1、根据加热保温方式的不同，油气集输的基本流程宜采用以下四种典型流程：井口不加热单管流程、井口加热单管流程、井口掺水(液)双管流程、单管环状掺水流程。在特殊条件下，经技术经济比选也可采用井口热水伴热三管流程2、原油脱水工艺应根据原油性质、含水率、乳状液的乳化程度及采出液中三次采油驱油剂的类型和含量、破乳剂性能等，通过试验和经济对比确定。原油脱水工艺方式宜在集输温度下预脱除游离水，其乳化水部分采用热化学沉降脱水、电化学脱水等方式或不同方式的组合。低产低渗透油田宜采用合一设施进行原油脱水处理，稠油脱水宜采用热化学沉降脱水工艺四、油气集输工程15-3、出油管道管径应按油田油藏工程方案提供的所辖油井日产油量、气油比、原油含水率、掺水(液)量以及进站温度和压力确定，且公称直径不应小于40mm4、集油管道管径应按计量站所辖总井数产液量、产气量、原油含水率、掺水(液)量以及进站温度和压力确定，且水驱管道公称直径不宜大于200mm，聚驱管道公称直径不宜大于300mm四、油气集输工程16-（1）注水基本流程宜采用以下几种典型流程:集中高压多井或单井配水方式(注水站配水间注水井)，低压供水、分散高压多井集中配水或单井配水方式（水处理站注配间注水井），滚动开发的断块小油田也可采用活动注水设施。应根据注水井网布置形式、注水方式、注水压力、注水水质特点等因素，通过技术经济比较，优选确定。应尽力提高系统效率，降低注水单耗 （2）注水压力等级应按油田开发要求设计，满足所辖注水井最大注水压力的需要。从注水站到最远处端点井的压降不宜大于1.0MPa五、配套工程1、油田注水（汽）、注聚合物17-（3）油田注水应选用效率高、质量可靠的注水泵。规模较大、注水压力较低的注水站应选用高效离心泵，规模较小、注水压力较高的注水站应选用高效柱塞泵。独立的注水站，当离心泵运行泵少于4台时，可设1台备用泵；柱塞泵运行泵少于3台时，可设1台备用泵。当注水站连网建设或当注水泵检修对注水无明显影响时，可酌情减少或不设备用泵五、配套工程1、油田注水（汽）、注聚合物18-（4）聚合物配制站的设计规模和母液配制工艺，应按已批准的油田油藏工程方案规定的前置液、目的液和驱替液的注入时间、注入周期、母液注入量、注入浓度、注入压力等基础参数综合优化确定。聚合物分散、熟化和母液输送设备应优先选用国产设备；单套装置处理能力和组合规模，既要有利于控制投资，又要便于生产管理；应按设计要求控制聚合物母液体系的粘损五、配套工程1、油田注水（汽）、注聚合物19-应根据油田采出水性质、化学组成及回用或排放水质标准要求，经技术经济比较，选用流程短、适应性强、效率高的油田采出水处理工艺。采出水处理工艺宜采用除油、沉降、浮选、旋流、横向流聚结、过滤等流程五、配套工程2、采出水处理20-（1）油田水源给水能力应按油田注水用水、消防用水、绿化用水、生活用水及其他生产用水等总量计算。注水给水和其他生产给水、生活给水宜分别自成系统，给水管线可按最大给水量的1.2倍计算（2）油田区域防洪排涝应根据当地自然环境条件，采用与当地统一的暴雨频率、径流系数、防洪排涝标准进行全面规划设计；油田内井、站、库的防洪排涝应与当地防洪排涝统一考虑。宜采用明渠，尽量与道路边沟、农业排灌渠相结合，排水构筑物和设备宜按3d降水、4d排除的标准配备五、配套工程3、给排水及消防21-（1）按对供电可靠性的要求，油田电力负荷分为三级，对电力负荷等级的划分应符合现行国家和行业的有关规定。集中处理站、矿场油库(管输)、轻烃储库等为一级负荷；矿场油库(铁路外运)、原油稳定站、原油脱水站、放水站、接转站、注气站、增压集气站、机械采油井排、注水站、污水处理站等为二级负荷；自喷油井、边远孤立的机械采油井、分井计量站、橇装式注水站、配水间等为三级负荷五、配套工程4、供配电22-（2）35kV变电站主变压器的确定：主变压器的台数和容量，应根据地区供电条件、负荷性质、用电容量和运行方式等条件综合考虑确定在有一、二级负荷的变电所中宜装设两台主变压器，当断开一台时，另一台主变压器的容量不应小于全部负荷的60，并应保证用户的一、二级负荷；当设有一台主变压器时，应能承担全部计算负荷的120五、配套工程4、供配电23-（3）配电变压器容量的选择应符合下列规定：单台配电变压器的负荷率宜为60；抽油机井组变压器平均负荷率不应低于30；两台配电变压器的负荷率宜为55；一级负荷设备用电比例较大的配电变压器负荷率可为50五、配套工程4、供配电24-（4）油田供电网应设置无功功率自动跟踪补偿装置，补偿后应符合下列规定：a)低压负荷较集中的站场应加装自动跟踪补偿装置，补偿后的低压侧功率因数宜为0.850.90。b)高压侧无功功率补偿装置宜在油田内35kV变电所集中安装，补偿后的高压侧功率因数不宜低于0.95五、配套工程4、供配电25-按大庆油田地面工程建设设计规定Q/SY0639-2002执行五、配套工程5、道路26-油田站场应根据工艺流程的复杂程度、控制难易、生产管理水平、操作及维护能力、自然条件等因素确定检测、控制设施的标准：整装油田的集中处理站宜采用分散控制系统(DCS)、可编程序控制器(PLC)或工业控制机系统(1PC)等计算机监控系统；大型接转站如对计量有特殊要求时，可采用IPC,工艺流程简单、检测控制参数较少的计量站，可采用远程终端单元(RTU)或油田专用监控装置；一般情况下，井口可不设RTU，参数不远传五、配套工程6、自动化控制27-采油厂与集中处理站、转接站、计量站以及其他各类独立站场之间的通信为油区通信，根据油区内井、站点多分散、话务量少的特点，宜采用光缆通信与无线通信相结合的通信方式五、配套工程7、通信（1）应根据储存或输送介质的腐蚀特点，在充分考虑被保护对象所处环境因素及经济性的基础上，因地制宜，合理选择防腐措施8、防腐与保温28-（2）埋地管道外壁应有良好的防腐层，防腐层电阻率不应小于10000m，防腐层设计寿命应与主体工程寿命相匹配。防腐层的材料和结构应根据土壤腐蚀性及其他因素来确定。场、站、库内埋地管道和穿越铁路、公路、江河湖泊的管道，其外防腐层要特别加强（3）管道内壁的腐蚀控制应根据介质的腐蚀性或介质避免铁离子污染的要求采取相应的防腐措施。选用的内防腐层寿命不应低于5年；所筛选的缓蚀剂，其缓蚀效率宜高于85五、配套工程8、防腐与保温29-（4）油田外输管道应采用阴极保护；油田集输干线及储罐罐底板外壁应采用阴极保护，其他管道和储罐内壁宜采用阴极保护。阴极保护系统应有检查和监测设施（5）对于建有埋地油气管道的大型联合站、油库，宜择优选用区域性阴极保护措施五、配套工程8、防腐与保温9、生产管理及生活配套建筑一般遵守油田另行的具体规定30-油田应对地面生产设施配备一定的维修装备。采油三级管理机构设维修班，负责所辖井、站、线及其配套生产设施的日常维护和保养。采油二级管理机构设维修队，负责对重要设备的检修和维护及突发事故的抢修。维修队宜具有一定的机加工能力、仪修能力和电力维修能力五、配套工程10、生产维护31-1、油田油气集输吨油自耗气，整装油田应低于13m3t，稠油油田应低于55m3/t2、油田主要耗能系统效率和节能指标应满足如下要求：（1）油气集输系统：整装油田油气集输密闭率应高于95；新建油田原油损耗率应低于0.5%；整装油田伴生气处理率应高于85；采出水处理率应为100；离心式输油泵泵效率不应低于75；容积式输油泵泵效率不应低于80；离心式压缩机的设计效率不应低于70；往复式压缩机的设计效率不应低于80；六、节能降耗32-（2）注水系统：离心式注水泵泵效率应大于70；活塞式注水泵泵效率应大于85；（3）供配电系统：110kV线路网损应小于3；60kV线路网损应小于3.7；35kV(6kVl0kV)线路网损应小于5.3；6kV以上线路功率因率不应小于0.9；六、节能降耗33-（4）供热系统：气加热炉平均设备效率应大于85；燃气锅炉平均设备效率应大于84；六、节能降耗34-七、劳动定员设计文件中按规范给出推荐方案，但一般由人事、生产部门按相关文件规定执行35-（1）对项目实施后可能存在的职业病危害因素及其对人体健康的影响进行初步识别和分析（2）对卫生工程技术防护措施、个人职业病防护用品配备、应急救援措施、辅助用房和职业卫生管理措施及其经费等提出不同阶段规划设计的要求八、健康、安全与环保（HSE）1、健康36-安全规划设计应针对工程特点进行，主要包括下列内容：（1）对自然环境、工程建设和生产运行中可能存在的危险、有害因素进行初步筛选和分析（2）对预防、消除和减轻安全隐患的对策和防护措施、管理措施提出要求八、健康、安全与环保（HSE）2、安全37-根据工程所在区域的环境特点和工程特点进行环境保护规划设计，主要包括下列几项内容：（1）应了解建设项目所在开发区域的环境现状，对工程开发建设不同阶段可能造成的环境影响进行初步分析（2）应对开发生产过程中不同阶段产生的废水、废气、废渣(液)以及噪声的防治措施提出规划设计要求八、健康、安全与环保（HSE）3、环保38-1、投资估算应给出工程项目概况、主要工程技术及规模、主要工程量、投资估算范围及投资总额等相关内容。一般由工程费用、其它费用和预备费三部分构成。九、投资估算与经济评价39-2、方案比选方案比选主要应包括各专业的方案比选，如工艺、集输、采出水处理、供配电和通信方案等，也应包括在各专业推荐方案基础上的地面工程建设规划方案综合比选。方案比选主要采用费用比选方法或费用效果分析3、财务评价地面工程建设的财务评价一般结合开发方案作整体效益评价九、投资估算与经济评价40-41-一、流程框一、流程框图图井口外输天然气处理装置注水站变电所注水井注入井计量站转油站脱水站油库天然气增压站含油污水处理站 注入站聚合物配制站42-43-井口压力1.0MPa1.5MPa计量时间4h 8h计量周期10d 15d工作压力0.6MPa 0.8MPa44-1底座2排污口3加热盘管4液位计下接口5筒体6液位计上接口7出气口8安全阀口9进液口10伞罩11出液口计量分离器45-工作压力0.15MPa0.25MPa热洗压力6.4MPa掺水压力2.5MPa集油压力1.6MPa热洗温度8046-1烟箱 2烟囱 3封头 4壳体 5火管及烟管 61-3人孔7隔板 8安全阀接口 9收油口 10出水口 11进水口12出液管 131-2排污口 14进液管 15燃烧道 16燃烧器加热缓冲装置（二合一）47-分离沉降缓冲装置（三合一）1封头 2折流碗 3拉泡板 4填料 5进液管 61-2出水管 7安全阀口 8分气包口 9出气口 10出水口 11浮球液位计口 12进液口 13出油口 14出油管 151-3排污口16隔板（1）171-4排沙手孔 18出水管 19隔板（2）20加热盘管 21壳体48-水驱含水30%，温度45聚驱含水20%,温度5055 水驱污水含油1000mg/l聚驱污水含油3000mg/l含水0.3%压力0.4MPa49-游离水脱除器1封头 2热水盘管 3出水管 4隔板（1）5安全阀接口 6出油管7人孔 8进液管 9填料 10隔板（2）11隔板（3）12筒体 50-交直流复合交直流复合电脱水器脱水器 1防爆桶 2脱水变压器 3高压隔离绝缘挂板 4收油管 5顶层柱状电极板 6第二层柱状电极板 7第三层柱状电极板8底层柱状电极板 9测水电极 10进油管 11出水口 51-火筒式加热炉1防爆门 2烟箱 3烟囱 4壳体 5火管及烟管 6安全阀接口 7人孔 8出油管 9进油管 10排污管 11手孔 12封头 13燃烧道 14燃烧器52-53-水聚驱污水处理指标水水驱含油含油污水水聚聚驱含油含油污水水渗透率渗透率(um2)0.60.6含油含油(mg/l)5.08.010.015.020.05.010.015.020.0悬浮物浮物(mg/l)1.03.05.05.010.05.010.015.020.0粒径中粒径中值(um)1.02.02.03.03.02.03.03.05.054-自然沉降罐55-混凝沉降罐56-石英砂过滤罐 57-核桃壳过滤罐 58-泵管压差0.5MPa注水用电单耗6.2kWh/m3管网压力损失1.0MPa注水系统效率54%59-60-61良心、爱心、虚心、细心一、一、职业职业素养素养62-二、工作方法二、工作方法有理、有据、有节、有礼63-64