滨90井区沙四段产能建设预评二审稿0121修改Word格式文档下载.docx
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门哲清
0800000000205905
010889
技术负责人
胡加庆
0800000000104564
012427
技术专家
姓名签字
魏宗晨
前言
滨南采油厂滨90井区拟新建4口油井，2口注水井，新建集输管线和注水管线并配套相应的辅助设施，新建产能0.7×
104t/a。
为认真贯彻《中华人民共和国安全生产法》、《建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法》等的有关要求，滨南采油厂委托北京中安质环技术评价中心有限公司对滨南油田滨90井区沙四段低渗透油藏新区产能建设地面工程进行安全预评价。
为便于安全预评价工作的顺利进行，我公司成立了评价工作组，经过现场勘查，对滨南采油厂提供的可行性研究报告进行了仔细的分析、研究，并征询了建设单位和有关专家的意见。
在此基础上，评价人员类比同类项目生产特点，对本项目潜在的危险、有害因素进行了定性、定量分析评价，编制完成了本工程安全预评价报告。
在本评价报告的编制过程中，得到了滨南采油厂及有关部门的大力支持与配合，使我们的工作得以顺利完成，在此一并表示感谢！
目录
1概述1
1.1评价目的1
1.2评价依据1
1.3安全预评价范围3
1.4安全预评价程序4
2工程概况6
2.1建设单位简介6
2.2建设项目基本情况6
2.3自然条件7
2.4地面工程现状8
2.5油气集输方案10
2.7注水系统方案12
2.8辅助设施13
2.9安全管理概况15
3危险有害因素辨识与分析16
3.1物料的危险、有害因素分析16
3.2生产过程危险、有害因素分析17
3.3配套辅助设施的危险、有害因素分析21
3.4施工过程的危险有害因素分析23
3.5环境危险有害因素分析24
3.6重大危险源辨识25
3.7事故典型案例分析26
4评价单元划分及评价方法选择28
4.1评价单元的划分28
4.2评价方法介绍29
5定性定量评价31
5.1油气集输单元31
5.2注水系统单元35
5.3配套设施单元37
5.4施工过程单元39
5.5安全管理单元评价41
6安全对策措施及建议44
6.1可研报告中提出的安全对策措施44
6.2补充的安全对策措施45
7安全评价结论47
附件：
附件1原油、天然气的主要危险、有害特性一览表
附件2委托书
附件3营业执照
附图
附图1集输方案示意图
附图2注水方案示意图
附图3井台平面布置图
1概述
1.1评价目的
（1）贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针，确保建设工程中的安全设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用，保证项目建成后在安全方面符合国家有关法律、法规和技术标准的要求，为建设项目初步设计提供依据。
（2）通过滨南油田滨90井区沙四段低渗透油藏新区产能建设地面工程所在地的环境条件、地理位置、生产工艺、物料特性、设备设施、作业场所和操作条件等进行调研、分析，辨识项目生产过程中固有的危险、有害因素的种类、分布及危险、有害程度。
（3）针对本工程存在的主要危险、有害因素，提出合理可行的安全技术措施和管理措施，以提高工程的本质安全化水平，避免和减少生产安全事故的发生。
（4）为安全生产监督管理部门和主管部门对项目实施监督管理提供依据。
1.2评价依据
1.2.1法律、行政法规、部门规章和规定
（1）《中华人民共和国安全生产法》（主席令[2002]第70号）
（2）《中华人民共和国职业病防治法》（主席令[2011]第52号）
（3）《中华人民共和国防震减灾法》（主席令[2008]第7号）
（4）《中华人民共和国消防法》（主席令[2008]第6号）
（5）《中华人民共和国石油天然气管道保护法》（主席令[2010]第30号）
（6）《中华人民共和国劳动法》（主席令[1994]第28号）
（7）《中华人民共和国特种设备安全法》（主席令[2013]第4号）
（8）《特种设备安全监察条例》（国务院令[2009]第549号）
（9）《建设工程安全生产管理条例》（国务院令[2003]第393号）
（10）《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》（安监管协调字[2004]56号）
（11）《建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法》（国家安全生产监督管理总局令[2010]第36号）
（12）《劳动防护用品监督管理规定》（国家安全生产监督管理总局令[2005]第1号）
（13）《生产经营单位安全培训规定》（国家安全生产监督管理总局令[2006]第3号）
（14）《山东省工业生产建设项目安全设施监督管理办法》（山东省人民政府令[2009]第213号）
（15）《胜利油田工业用火安全管理规定》（胜局发[2012]第454号）
1.2.2技术标准、规范
（1）《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004
（2）《油气集输设计规范》GB50350-2005
（3）《输油管道工程设计规范》GB50253-2006
（4）《油田注水工程设计规范》GB50391-2006
（5）《油田地面工程建设规划设计规范》SY/T0049-2006
（6）《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》SY/T5225-2012
（7）《安全色》GB2893-2008
（8）《安全标志及其使用导则》GB2894-2008
（9）《企业职工伤亡事故分类》GB6441-86
（10）《建筑抗震设计规范》GB50011-2010
（11）《建筑设计防火规范》GB50016-2006
（12）《供配电系统设计规范》GB50052-2009
（13）《低压配电设计规范》GB50054-2011
（14）《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010
（15）《钢制管道外腐蚀控制规范》GB/T21447-2008
（16）《钢制管道内腐蚀控制规范》GB/T23258-2009
（17）《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004-2009
（18）《石油天然气安全规程》AQ2012-2007
（19）《油气田变配电设计规范》SY/T0033-2009
（20）《石油天然气工程总图设计规范》SY/T0048-2009
（21）《油田防静电接地设计规定》SY/T0060-2010
（22）《石油工业行业建设项目（工程）安全预评价报告编写细则》SY6607-2011
（23）《安全评价通则》AQ8001-2007
（24）《安全预评价导则》AQ8002-2007
（25）《生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则》GB/T29639-2013
（26）《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005
1.2.3建设项目的有关技术文件、资料
（1）滨南采油厂提供的《滨南油田滨90井区沙四段低渗透油藏新区产能建设（地面工程）可行性研究报告》及其他相关设计资料
（2）该项目的安全预评价委托书及技术服务合同
（3）其他有关资料
1.3安全预评价范围
本次安全评价范围，仅限于滨南采油厂提供的《滨南油田滨90井区沙四段低渗透油藏新区产能建设方案（地面工程）》中的有关设计内容（钻井、井下作业不在本次评价范围内），主要包括项目的总图布置、主要工艺设备及辅助设施，具体范围见下表。
表1.3-1本次预评价评价范围表
序号
项目
单位
数量
1
部署油井
口
4
2
单井集油管线Φ76×
km
0.4
3
集输干线Φ114×
5
0.7
部署注水井
注水支干线Φ114×
17
1.5
6
单井注水管线Φ76×
12
0.2
7
洗井管线Φ48×
3.5
0.1
8
供配电、自控等辅助设施
1.4安全预评价程序
安全预评价程序包括：
前期准备；
辨识与分析危险、有害因素；
划分安全预评价单元；
选择安全预评价方法；
定性、定量评价；
提出安全对策措施与建议；
做出安全预评价结论；
编制安全预评价报告等。
安全预评价工作程序大体可分为三个阶段：
第一阶段为准备阶段，主要收集有关资料，详细了解建设项目的基本情况，对工程进行初步分析和危险、有害因素识别，选择评价方法。
第二阶段为实施评价阶段，对同类工程的职业安全卫生情况进行类比调查，运用适当的评价方法进行定性、定量分析，提出相应的职业安全卫生对策措施。
第三阶段为安全预评价报告的编制阶段，主要是汇总前两个阶段所得到的各种资料数据，总结评价结果，通过综合分析，得出项目安全预评价结论，提出建议，最终完成安全预评价报告书的编制。
详见安全预评价程序框图。
图1.4-1安全预评价程序框图
2工程概况
2.1建设单位简介
滨南采油厂成立于1968年11月8日，是胜利油田分公司从事石油天然气开发的二级单位，主要对所辖区域内的滨南油田、平方王油田、尚店油田、利津油田、王庄油田、单家寺油田、林樊家油田、平南油田等八个油田进行石油、天然气开采。
下设三级单位15个，机关科室20个，现有员工8074人。
现固定资产原值为1671195.11万元，年产原油200余万吨。
滨南采油厂油区遍布滨州市四周，位于胜利油田西部，南临黄河，北近渤海，横跨滨州、东营两市的6个区县，即滨城区、开发区、惠民县、无棣县、沾化县、利津县（此外，采油厂在东营市垦利县境内还有稠油末站一座）。
东西长70km，南北宽40km，面积为2750km2。
油区内公路交织，205和220国道纵横其间，滨博高速公路纵穿油区，交通十分便捷。
滨南采油二矿现有员工1040人，共有基层队12个，班组74个，注水泵31台，主要输油输水离心泵26台，1000m3以上储罐19座，多功能罐25台，230kW以上加热炉38台，分离器33台。
负责开采滨南油田滨一、滨二、滨三区及单家寺油田一部分稀油区块的原油，并将原油输送至稠油首站；
同时负责将首站污水和本矿污水进行处理，输送至沿途注水站和二首站。
日生产原油950t，日注水5200m3，处理外输污水15000t/d。
2.2建设项目基本情况
项目名称：
滨南油田滨90井区沙四段低渗透油藏新区产能建设地面工程
建设单位：
滨南采油厂
建设性质：
新建
建设地点：
东营市利津县北宋乡境内
建设规模：
新建产能0.7×
104t
工程投资：
571.54万元
2.3自然条件
2.3.1地理位置
滨南油田滨90井区属于滨南油田采油二矿，位于山东滨州市与利津县交界地带，滨一区东部，本工程区块周边村庄密布，周边村庄主要有任田村、吴家村、翟家村、北单家村等，还有滨一站、滨南老作业点等设施，滨90井区地理位置见下图。
图2.3-1滨90井区地理位置图
2.3.2气象条件
该地区位于东营市利津县境内，其主要气候特征为：
历年平均气压101.59kPa
历年平均气温12.6℃
极端最高气温39.9℃
极端最低气温-20.2℃
年平均降水量534.1mm
最大日降水量209.7mm
最大积雪深度15cm
最大冻土深度60cm
累年最大风速25m/s
历年最多风向SSE
东营地区风向玫瑰图如下：
图2.3-2东营地区风向玫瑰图
2.3.3工程地质
滨90井区地形较平坦，区域内多为农田、道路、沟渠，植被覆盖率高。
该区域基本地震烈度为7度，基本地震加速度值0.15g。
2.4地面工程现状
2.4.1油气集输系统
滨90方案新钻油水井分布于1个井台。
井台位于采油201队4号站西北，可就近利用4号站集输系统。
井台有4口油井，最近集输系统为4号站外输干线。
可从井台建集输干线，就近接4号站外输干线进集输系统，进滨一站。
2.4.2注水系统
本次产建工程依托4号站注水点，其出水水质为A1级，分为2个注水压力等级25MPa、40MPa，注水能力500m3/d、300m3/d，实际日注300m3/d、50m3/d。
本次方案第15年最大注水量85.2m3/d，对应注水压力为33MPa，该注水站满足该块注水要求。
2.4.3公用工程和辅助设施
1）供配电系统
滨90产能区块内周边建有滨一联合二号线，来自滨一变电所，滨一变隶属油田供电公司，为35kV变电站，站内现有变压器2台，单台容量8000kVA。
2台变压器1用1备，现有负荷3000kVA，负荷率37.5%。
满足方案需要。
滨一联合二号线建于1988年，线路总长4.5km，线径为LGJ-70，目前负荷为370kVA，可以满足区块内新增负荷的供电需要。
2）监控系统
滨南采油二矿在部分油区安装了红外热成像监控系统，图像信号通过无线微波传输方式上传至矿区已建监控中心，通过视频监控系统对部分油区油气生产进行远程可视化监视。
滨90产能方案周边尚未建设视频监控系统，无法对该区域进行远程可视化监视。
3）自控系统
滨南采油厂已在部分边远井场建设了井场生产参数监控系统，井场生产数据通过GPRS信号上传至采油厂数据服务器。
生产管理人员通过对获取的生产数据进行分析及时掌握边远井场的生产实时状况。
4）道路系统
滨90方案周边有油田路网经过，新建油水井道路可从就近道路引入。
2.5油气集输方案
2.5.1基础数据
1）地面原油物性
原油密度（20℃）：
0.8553g/cm3
原油粘度（50℃）：
9.7mPa.s
原油凝固点：
32℃
气油比：
70.4m3/t
井口温度：
45℃
2）原油组分
烷烃：
23-31%；
芳烃：
17-20%；
非烃：
15-20%；
沥青质：
5-20%；
总烃：
42-48%；
原油含硫0.58%。
3）地层水性质
总矿化度：
19077-19411.5mg/l
水型：
CaCl2型
4）天然气组分分析：
CH4（%）：
92.97-95.68；
C2H6（%）：
1.22-0.87；
C3H8（%）：
0.21-0.12；
C4H10（%）：
0.13-0；
C5+（%）：
0；
N2（%）：
2.45；
CO2（%）：
3.02-1.77；
相对密度：
0.6029-0.5828。
4）设计参数
新钻油井数：
4口
新钻油井最大单井产油：
6.5t/d
新钻油井最大单井产液：
21t/d
区块最大液量：
84t/d
滨一联合站进站压力：
0.3MPa
滨一联合站进站温度：
40℃
2.5.2集输方案
1）概述
滨90产能工程新钻井6口，为1个6井式井台，其中4口油井、2口水井。
采油方式为皮带抽油机采油，计量方式采用井口示功图量油的生产模式。
示功图计量油井将油井串接后接至现有集油管网。
集油、集输管线都采用无缝泡沫黄夹克管，保温30mm厚，管径大于等于φ114管线做环氧玻璃鳞片内防腐，集油管线设计压力为1.5MPa。
（1）新钻4口新油井采用示功图计量，在井台新建4井式阀组。
（2）新建单井集油管线Φ76×
4、20#共0.4km。
新建井台至4号计量站集输干线Φ114×
5、20#共0.7km。
滨90集输方案示意图见附图1。
2）周边关系和平面布置
（1）采油井场
本工程区块周边村庄主要有任田村、吴家村、翟家村、北单家村等，还有滨一站、滨南老作业点等设施，该井场距最近的村庄为东侧的吴家村，距离为250m，井场变压器设置在井场20m外，依据《石油天然气设计防火规范》GB50183-2004中4.0.7的要求井场距周边村庄最小防火间距为25m，距变压器最小防火间距为15m判断，该井场与周边村庄和设施的距离符合要求。
井场按照“四化”要求建设。
井台圈围墙，采用实体围墙。
井场内作业区采用10%固化剂硬化地面，非作业区采用素土整平。
每口油水井设置作业井架基础，采用素混凝土。
工艺流程管线设置走向标志桩，标志桩采用素混凝土块。
井场平面布置见附图3。
（2）集输管线
本工程集输管线距最近的村庄为东侧的吴家村，距离为250m，依据《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》SY/T5225-2012中附录B要求集输管线距周边村庄最小防火间距为10m判断，该工程集输管线与周边村庄和设施的距离符合要求。
3）主要工程量
表2.6-1油气集输系统主要工程量表
项目名称及型号
井口装置
套
420#
集输管线Φ114×
520#
保护套管Φ273.1×
7.1L290
0.04
230kw水套炉
座
井台阀组
2.7注水系统方案
2.7.1基础数据
（1）注水井2口。
（2）注水水源：
注水水源引自4号站注水点。
（3）注水水量：
该块最大注水量为85.2m3/d，单井最大日注水42.6m3/d。
（4）注水压力：
井口最大注水压力为33MPa，压力等级为35MPa。
（5）注水水质：
A1级。
2.7.2注水方案
考虑本区块及周边区块今后开发注水需求，自4号站注水点至滨90井台新上一条Φ114×
17注水干线，同时新建单井注水管线，采用Φ76×
12无缝钢管，新建洗井管线，采用Φ48×
3.5无缝钢管，洗井回水管线可就近接至集输管线进行回收，并与单井注水管线同沟敷设。
为提高管线防腐性能，供水、注水、洗井管线采用无缝钢管，外壁做2PE胶带加强防腐，管径大于等于100mm的管线内壁采用玻璃鳞片内防腐。
注水计量采用高压流量自控仪进行计量。
（1）新建3井式注水阀组1套。
（2）新建4号站至井台注水支干线Φ114×
17钢管线1.5km。
（3）配套单井注水管线Φ76×
12无缝钢管0.2km及洗井管线Φ48×
3.5无缝钢管0.1km。
（4）35MPa注水井口2套。
滨90注水方案示意图见附图2。
2）主要工程量
表2.7-1注水方案主要工程量
洗井管线φ48×
3.5无缝钢管
注水管线φ76×
12无缝钢管
注水支干线φ114×
17无缝钢管
保护套管Φ219×
620#
新建3井式注水阀组PN35MPa
注水井口安装PN35MPa
2.8辅助设施
2.8.1供配电部分
1）电源
自油田联合二号线沿矿区道路架设6kV配电线路1km至新建井场，线路采用LGJ-70。
2）供配电方案
井场新设100kVA变压器2座，型号均为S11M-100/66/1.14kV。
低压侧设XLW-21型低压配电箱1台。
低压配电系统采用TN-C-S系统，N线与PE线在低压配电箱处分开，电力电缆直埋敷设。
供配电系统主要工程量见表2.8-1。
表2.8-1供配电系统主要工程量表
架空线路LGJ-70
杆上变压器S11M-100/66/1.14kV
台
2.8.2自控部分
自控部分主要工程量如下：
表2.8-2自动化方案主要工程量
名称及规格
一
视频监控
单井视频监控系统
二
油气集输系统
载荷、位移测量装置
无线温度变送器
无线压力变送器
控制柜（RTU+电源模块）
手持标定仪
注水系统
2.8.3道路部分
新建4m宽石灰煤渣进井台道路，进井路高出周边自然地坪0.5m，道路总长度共计0.5km，两侧各设0.5m素土夯实路肩。
结构做法自下至上分别为：
素土夯实+建筑垃圾30cm厚+3:
7石灰土20cm+12:
70:
18石灰煤渣土10cm。
道路部分主要工程量见下表。
表2.8-3道路部分主要工程量表
4m宽煤渣进井台路
0.5
2.9安全管理概况
本工程安全管理工作由滨南采油厂安全科负责，在本工程设立之前已经建立、健全了相应的安全管理组织机构，制定了完善的岗位职责、管理制度、操作规程等，为本工程投产后能够顺利交接、试运行和投产提供了安全保障基础。
3危险有害因素辨识与分析
3.1物料的危险、有害因素分析
本项目涉及到的危险、有害物料主要为油气集输中的原油、天然气、高压水等。
1）原油
本工程原油闪点为39～46℃，输送过程中的输油温度在50℃左右，原油为甲B类火灾危险性物质，主要存在火灾爆炸危险，同时具有一定的毒性。
原油属易燃易爆物质，遇明火易燃烧，原油蒸气和空气混合后，可形成爆炸性混合气体，其蒸气比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇火可能发生爆炸。
原油及其蒸气具有一定的毒性，油气若经口、鼻进入呼吸系统，能使人体器官受害而产生急性和慢性中毒。
本项目原油的凝点较高（32℃），若在事故状态下抢修不及时，就有可能造成原油集输管道内部的原油凝固而造成管道失效。
原油的理化性质、燃烧爆炸危险性、泄漏处置、毒性及健康危害等见附件1。
2）天然气
天然气是一种混合气体，为甲B类火灾危险性物质，本项目主要为原油开采时含有的部分天然气，其爆炸极限为5%～14V%，主要存在火灾爆炸和中毒窒息的危险。
天然气与空气混合可形成爆炸性混合物，遇明火极易燃烧爆炸。
天然气如果出现泄漏，能无限制地扩散，易与空气形成爆炸性混合物，而且能顺风飘动，形成着火爆炸和蔓延扩散的重要条件，遇明火能够回燃。
天然气大量泄漏或雾天积聚等原因导致浓度过高时，使空气中氧含量明显降低，可致人窒息。
天然气的理化性质、燃烧爆炸危险性、泄漏处置、毒性及健康危害等见附件1所
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