包41井排水采气工程安全预评价内审修改稿.docx
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包41井排水采气工程安全预评价内审修改稿
包41井排水采气工程安全预评价
前 言
包41井位于大足县三驱镇跃龙村8组，构造位置位于河包场地区阳顶潜包（3）断层中段上盘。
该井于1999年9月4日开钻，1999年12月28日完钻，2000年3月4日投产，为蜀南气矿的主力气井之一。
目前包41井套压大、油压低、产气量大、产水量高。
根据产量递减预测：
2009年～2013年期间，若不进行气举排水生产工艺，包41井2010年3月份将可能水淹停产。
为防止水淹关井停产，对包41井采用增压、气举排水采气的采气工艺。
依据《中华人民共和国安全生产法》、《安全生产许可证条例》等法律法规的要求，为了贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，加强建设项目安全设施“三同时”和企业安全生产管理工作，中国石油西南油气田分公司蜀南气矿委托重庆渝油科技开发有限公司（持国家安全生产监督管理局颁发的甲级资格证书APJ-国-0262-2006）承担包41井排水采气工程安全预评价工作。
接受委托后，重庆渝油科技开发有限公司于2009年３月组成了包41井排水采气工程安全预评价小组。
在认真分析了工程技术资料后，在中国石油西南油气田分公司蜀南气矿和四川科宏石油天然气工程有限公司的配合下，评价小组对项目进行了现场踏勘、调研，同时收集、查阅了相关资料、图纸。
之后根据相关的法律法规及技术标准，对项目可能存在的危险、有害因素进行了辨识，按照工程的工艺特点对该项目进行了评价单元划分，并采用“安全检查表法”、“事故树法”以及“蒸汽云爆炸模型”进行了定性、定量分析，找出了项目中存在的安全隐患，并进行了危险程度评价，提出了相应的安全防范措施及建议，最终于2009年３月编制完成了“中石油西南油气田分公司蜀南气矿包41井排水采气工程《安全预评价报告》”。
1概述
1.1评价目的
为了贯彻“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，提高天然气开采的本质安全程度和安全管理水平，减少和控制开采中的危险、有害因素，降低天然气开采安全风险，预防事故发生，保护企业的财产安全及人员的健康和生命安全，根据《中国人民共和国安全生产法》和《安全生产许可证条例》的有关规定，本项目需进行安全预评价工作。
本项目进行安全预评价工作的目的是：
（1）分析和预测该建设项目可能存在的主要危险、有害因素及其危险、危害程度，提出消除危险、有害因素的对策措施，并使之在设计阶段得以实施，实现安全生产目标。
（2）为建设单位劳动安全卫生管理系统化、标准化和科学化提供依据。
（3）为该项目的运行管理提供有关的科学依据，为实施该项目的安全生产监督管理提供相关的依据。
1.2评价对象及范围
包41井排水采气工程是在原包41井场进行改扩建。
因此，评价范围为包41井井场内扩建的地面工程部分，即：
新安装气田天然气压缩机系统1套；包41井流程适应性改造；与工程配套的供电、自动控制、给排水、总图等配套工程。
1.3评价依据
1.3.1法律、法规
（1）《中华人民共和国安全生产法》
（2）《中华人民共和国消防法》
（3）《中华人民共和国环境保护法》
（4）《中华人民共和国清洁生产促进法》
（5）《中华人民共和国水污染防治法》
（6）《中华人民共和国大气污染防治法》
（7）《中华人民共和国固体物污染环境防治法》
（8）《中华人民共和国环境噪声污染防治法》
（9）《建设工程安全生产管理条例》（国务院第393号令）
（10）《特种设备安全监察条例》（国务院第373号令）
（11）《石油天然气管道安全监督与管理暂行规定》（国家经贸委[2000]第17号令）；
（12）关于处理石油管道和天然气管道与公路相互关系的若干规定（交通部（78）交公路字第698号，石油工业部（78）油管道字452号）。
1.3.2主要技术标准、规范
对该项目进行安全预评价所依据的主要技术标准、规范如下：
（1）《安全评价通则》（AQ8001—2007）；
（2）《安全预评价导则》（AQ8002-2007）；
（3）《陆上石油和天然气开采业安全评价导则》（安监管技装字[2003]115号文）；
（4）《石油工业建设项目安全预评价报告编制规则》（SY/T6607－2004）；
（5）《危险化学品事故应急救援预案编制导则》（单位版）（安监管危化字[2004]43号）；
（6）《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）；
（7）《油气集输设计规范》（GB50350-2005）；
（8）《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）；
（9）《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）；
（10）《钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准》（SY/T0414-2007）；
（11）《油气田地面管线和设备涂色规范》（SY/T0043-2006）；
（12）《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》（SY0007-1999）；
（13）《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T4109-2005）；
（14）《石油地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求》（SY/T0599-2006）；
（15）《含硫天然气集气站安全生产规程》（SY6456-2000）；
（16）《石油天然气管道安全规程》（SY6186-2007）；
（17）《石油工业动火作业安全规程》（SY/T5858-2004）；
（18）《石油工程建设施工安全规定》（SY6444-2000）；
（19）《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019-2003）；
（20）《建筑给水排水设计规范》（GB50015-2003）；
（21）《污水综合排放标准》（GB8978-1996）；
（22）《生活饮用水卫生标准》（GB5749-2006）；
（23）《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-2005）；
（24）《供配电系统设计规范》（GB50052－95）；
（25）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058－92）；
（26）《建筑结构荷载规范》（GB50009-2001）；
（27）《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）2008年版；
（28）《建筑物防雷设计规范（2000年版）》（GB50057－1994）；
（29）《电力工程电缆设计规范》（GB50217－2007）；
（30）《建筑物电子信息系统防雷技术规范》（GB50343-2004）；
（31）《油气田及管道仪表控制系统设计规范》（SY/T0090-2006）；
（32）《天然气计量系统技术要求》（GB/T18603-2001）;
（33）《石油化工仪表接地设计规范》（SH3081-2003）;
（34）《石油化工仪表安装设计规范》（SH/T3104-2000）
（35）《用标准孔板流量计测量天然气流量》（GB/T21446-2008）；
（36）《用旋转容积式气体流量计测量天然气流量》（SY/T6660-2006）；
（37）《可燃气体检测报警器使用规范》（SY6503－2000）；
（38）《石油化工企业燃料气系统和可燃性气体排放系统设计规范》（SH3009－2001）。
1.3.3其他相关资料
（1）项目安全预评价委托书（见附件1）；
（2）包41井排水采气工程初步设计（0版），2009.2；四川科宏石油天然气工程有限公司【221062-sj（甲级）；221062-ky（乙级）】
（3）西南油气田分公司蜀南气矿提供的其它相关工程资料。
1.4评价方法
安全检查表法、事故树分析法、事故后果模拟分析法。
1.5评价工作程序
本项目安全预评价工作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，进行初步的分析和危险危害因素识别，选择评价方法；第二阶段为实施评价阶段，进行实地调查，运用相应的评价方法进行定性分析和定量计算，提出对策措施；第三阶段为报告书编写阶段，主要是汇总第二阶段所得的各种资料、数据，综合分析提出结论与建议，完成评价报告书的编制。
项目安全预评价的具体程序详见图1-1。
接受“包41井排水采气工程”安全预评价委托
增压工程（一期）安全预评价”工作委托书
资料收集
国内、国际标准法规
地理位置、自然条件
工程分析
编制预评价工作方案
选择预评价方法
划分评价单元
工程危险、有害因素分析
工程建设方案
安全技术资料
工程资料
审核并批准工作方案
调研
安监局审查、备案
编写预评价报告书
实施阶段
提出劳动安全卫生对策措施
测试、试验
定量分析
定性分析
图1-1项目安全预评价程序框图
2建设项目概况
2.1建设单位简介
中石油西南油气田分公司蜀南气矿，主要从事天然气开采、集输、加工、油气田地面建设和科研、天然气营销等生产经营活动。
蜀南气矿是拥有50多年天然气勘探开发和加工处理丰富经验的老气矿，近年老井、低产井通过技术改造，挖潜增效效果明显，业务范围逐渐从川南地区向渝西、川西及其他省份扩展。
担负着向川渝地区工业企业及市政和居民家庭提供原料、燃料和生活用气的任务。
2008年，蜀南气矿的天然气产量达到15.5×108m3。
由于天然气产品具有易燃易爆特性，原料天然气中硫化氢含量高，天然气开采和集输过程存在压力高、生产作业点高度分散的等特点，蜀南气矿天然气生产属高危行业。
2.2建设项目基本情况
项目名称：
包41井排水采气工程
项目性质：
场站扩建
项目规模：
采用增压、气举排水采气工艺对包41井进行开采。
初期增压气量为15×104m3/d，压力为5.0MPa，后期气举量为5×104m3/d，气举压力为15.0MPa。
建设地点：
重庆市大足县三驱镇灯塔乡跃龙村8组，包41井井场。
2.3工程概况
2.3.1天然气的组成及物性参数
包41井天然气的组成及物性参数见表2.3-1。
表2.3-1包41井天然气的组成及物性参数
采样日期
2008.07.18
分析日期
2008.07.20
层位
P1m4～P1m2b
井段（m）
3289.62～3382.42
天然气的组成（摩尔百分数%）
甲烷（C1H4）
97.459
乙烷（C2H6）
0.554
丙烷（C3H8）
0.091
二氧化碳（CO2）
1.466（27.153g/m3）
硫化氢（H2S）
0.004（51mg/m3）
氦（He）
0.017
氮（N2）
0.371
氧+氩（O2+Ar）
0.036
氢（H2）
0.002
物性参数
压缩因子
0.9980
相对密度
0.574
临界温度（K）
192.83
临界压力（MPa）
4.633
注：
本表中气体的标准参比条件是101.325KPa，20℃。
因硫化氢含量为51mg/m3<75mg/m3，根据〈含硫天然气公众危害等级分级方法〉AQ2017-2008，该井不属于含硫化氢气井。
2.3.2气藏工程
包41井属于西南油气田分公司蜀南气矿隆昌采气作业区的生产井，该井位于重庆市大足县三驱镇灯塔乡跃龙村8组猫盖土，构造位置位于河包场地区阳顶潜包（3）断层中段上盘，见图2.3-1。
荷包场气田区域构造位置属于川中古隆平缓构造区的威远-龙女寺构造群的川中-川南过渡带。
为由西南向东北方向下倾的巨型鼻状构造（图2.3-2）。
包41井于1999年9月4日开钻，1999年12月28日完钻，2000年3月4日投产，开井前套压35.6（井下有两级阻尼器）油压56.0MPa，初期日产气8.5×104m3/d生产。
2008年12月底套压12.53MPa、油压3.87MPa，日产气14.20×104m3，日产水215m3，是蜀南气矿主力气井之一。
包41井历年累积采气2.84×108m3，累积产水34.5×104m3。
目前油压低、套压高、产气量大、产水量大。
生产证实2007年新打的补充井包003-1与包41井为同一个裂缝系统，两井连通较好，包41井产层中深较包003-1产层中深42.01米，包003-1井口油压12.79MPa，套压14.43MPa，井口温度42℃，日产气量12.8×104m3/d，目前两口井日产气在26×104m3左右。
储量复算结果为：
探明储量5.94×108m3，可采储量5.1×108m3。
截至2008年12月底该裂缝系统尚有剩余地质储量2.54×108m3。
包41井产量、压力预测产气量见表2.3-2、2.3-3。
根据产量递减预测：
2009年～2013年期间，若不进行气举排水生产工艺，明年3月份将可能水淹停产，甚至可能影响包003-1井的正常生产。
若采取气举工艺排水生产，5年间产气1.6500×108m3，增产1.524×108m3。
图2.3-1荷包场气田地理位置图
图2.3-2荷包场气田区域构造位置图
表2.3-2包41井自喷生产产量预测
年份
2009年
2010年
2011年
2012年
2013年
油压，MPa
4.0
套压，MPa
14
年产量，104m3
1260
0
年产水，104m3
2.1
0
表2.3-3包41井增压气举生产产量预测
年份
2009年
2010年
2011年
2012年
2013年
油压，MPa
8.5
7.0
6.5
6.0
5.5
套压，MPa
16.5
15.0
13.5
12.0
10.0
年产量，104m3
4300
3800
3300
2800
2300
年产水，104m3
7.9
7.1
6.4
5.7
5.2
2.3.3工程涉及井站集输现状
（1）集输概况
目前，包41井站现有包41井和包003-1井（距包41井约200m）2口生产井的计量、分离和外输。
两口井产气量为26×104m3/d（<50m3/d,属于五级站），所产天然气通过包41井～包32井站D108×6管线输送至包32井站，然后再通过包32井集气站外输。
包41井井场现状和隆昌作业区管网图如图2.3-3～图2.3-8。
图2.3-3包41井井场现状图
图2.3-4隆昌作业区管网图
图2.3-5包41井井口流程图
图2.3-6包41井值班室和员工宿舍
图2.3-7包41井分离、计量流程图
图2.3-8包41井气田污水外输站
（2）通信及自控现状
通信现状：
包41井站现使用地方通信网络程控座机与外界进行通信联系，站与作业区通信联络畅通。
自控现状：
包41井站原有自控系统以就地显示、手动控制为主，压力、温度采用压力表、温度计进行就地检测显示，流量采用简易孔板阀和双波纹差压计以及TDS智能旋进流量计计量。
（3）水、电、气现状
供水现状：
包41井站现有深水井1口，地下水经潜水泵进入清水池，再经管网系统分配置各用水点，供生产、生活需要。
气田水管网现状：
气田内气田水管网较为完善，已建有气田水管输系统和气田水处理、回注站。
供电现状：
包41井站现有电源从附近高压线路引入，由井站变压器降压后通过配电房低压配电屏提供井站生产、生活用电。
燃料气供气现状：
包41井站生产、生活用气，均利用本站自产天然气。
道路现状：
到包41井站约5km为碎石公路，其余全是水泥公路，交通较方便。
2.3.4增压站工程
（1）增压规模
压缩机进气压力：
2.5～3.0MPa；
排气压力：
初期增压时5.0MPa，后期气举时15.0MPa；
排气量：
初期增压时15.0×104m3/d，后期气举时5.0×104m3/d。
（2）压缩机站方案
拟在包41井井站新建ZTY265压缩机组1台。
见图2.3-9、图2.3-10。
压缩机站站址
两户民居（10人）
约15m
图2.3-9包41井压缩机站方案图
图2.3-10包41井排水采气工程总图
（3）增压工艺
工艺参数
压缩机进气压力：
2.5～3.0MPa；
排气压力：
初期增压时5.0MPa，后期气举时15.0MPa；
排气量：
初期增压时15.0×104m3/d，后期气举时5.0×104m3/d。
工艺流程：
包41井初期增压时，包41井所产天然气经过滤分离进入压缩机增压后，外输包32井站；包41井后期气举时，压缩机原料气从原包003-1井压缩机预留头引出，经过滤分离器进入压缩机增压后，气举包41井，包41井所产天然气经分离、计量后，一部分输往包32井，一部分作为压缩机原料气。
燃料气系统：
压缩机组的燃料气使用二级分离器出口天然气，经过滤、计量、调压至0.3～0.8MPa接至机组燃料气接口。
启动气系统：
压缩机组采用缸头直接启动，启动气源采用空气。
压缩机组启动气为机组开机启动时使用，正常运转不用启动气。
排污系统：
天然气的中、低压排污均单独敷设至站内原有污水池内。
放空系统：
天然气的中压放空与包41井站内原放空管线连通，高压放空管线单独敷设至原放空立管（离包41井口约180m）。
润滑油供排系统：
站内设润滑油罐，润滑油经机油过滤泵至压缩机组的储油箱供机组使用，使用后的废油储于废油桶内统一处理。
（5）压缩机组选型
1）压缩机选型：
往复式压缩机。
2）驱动压缩机的原动机主机选型
对于往复式压缩机，原动机主要有电机驱动和天然气发动机驱动两种方式。
两者的对比见表2.3-4
表2.3-4电驱动与天然气发动机驱动比较表
驱动方式
电机驱动
燃气发动机驱动
优缺点比较
①无废气排放，清洁。
②维修工作量小。
③体积小，结构简单紧凑，噪音和振动小；易损件少；
④效率可达95％以上；工作可靠，寿命长；
⑤投资和运行费用高，可靠性依赖电网。
设备投资较少。
⑥变速困难；不能超载；对现场电力配套设施要求高。
①转速调节方便；可满载运行，并可超载使用，工作可靠；燃气可由气田内天然气供给。
②投资和运行费用省，可靠性高。
③热效率低（30％～35％）；
④体积大，结构复杂，噪音和振动较大，易损件较多。
⑤废气对环境有一定影响。
备注：
只比较不同部分。
电驱动较燃气驱动有很多优势。
考虑：
①包41井站原有电源从附近10kV高压架空线路引入，由井站50kVA变压器降压后，通过配电房低压配电屏，提供井站生产、生活用电；②本项目若采用电力驱动，功率较大（300kw）；③当地变电站和农用电力线均无法满足这么大容量负荷的用电需求；④根据规范要求增压站用电负荷等级为二级，应采用两个独立电源供电，因此对变电站的供电可靠性要求非常高。
故推荐采用天然气驱动发动机。
3）天然气驱动发动机的燃料气气源
目前包41井站的生产生活用气均由站内自产天然气供给。
由于包41井站的天然气H2S含量不高，为0.054g/m3，因此，本工程天然气驱动发动机气源推荐采用站内的天然气。
4）往复式压缩机选型
往复式压缩机主要有整体式与分体式。
本工程推荐选用以天然气发动机驱动的整体式往复压缩机组。
表2.3-5压缩机整体式与分体式比较表
压缩机类型
整体式
分体式
特点
动力机和压缩机共用一个机身，一根曲轴，组合成一个整体，习惯称摩托式压缩机。
①动力机和压缩机完全分离，动力部分和压缩部分由联轴器相连。
②采用气马达启动，启动压力为0.8～1.0MPa。
优点
①润滑系统简单可靠；
②发动机结构简单；
③燃料气适应能力强，机组变工况④适应能力强，维护检修方便；
⑤转速低，噪音相对较小；
⑥目前在川渝地区使用较广泛。
①转速高，功率范围大（45～6700kw）；
②结构紧凑，占地面积小，重量轻；
③发动机和压缩机可分，可以有多种形式的动力配套；
④发动机振动小；
⑤启动方便，自动控制水平高；
⑥功率越大，性价比越高；
⑦技术先进，能耗低。
缺点
①体积庞大，重量重；
②振动大、存在低频噪音；
③功率小。
①燃料气气质要求高，适应能力差；
②机组变工况适应能力较差；
③维护技术含量相对要求较高，噪音较大。
备注：
只比较不同部分。
根据气井增压气举的工艺要求和现场条件，要求机组不依赖外部水电供应条件仍能长期可靠运行，尽量减少现场的安装操作维护工作量，并且能将未经净化的天然气作为压缩机的燃料气，以降低生产运行成本。
故推荐选用以天然气发动机驱动的整体式往复压缩机组。
5）冷却方式
整体式往复压缩机冷却方式主要有空冷和水冷。
其优缺点和外部条件比较见表2.3-6，包41井站水源充足，能满足新安压缩机后井站用水需求，且水冷换热系数高、噪音小、占地面积小等优点。
故采用水冷方式。
表2.3-6整体式往复压缩机冷却方式比较表
冷却方式
空冷
水冷
外部条件
①增压站空冷器功率合计30kw，根据本项目推荐的供配电方案，不能满足空冷的供电要求。
①包41井增压站每天需要补充的冷却循环水量为0.5m3/d，再加上消防补充量和场地冲洗、生活用水等，站场用水需7m3/d以上。
②取水井最大供水量约为10m3/d，能满足新安压缩机后井站用水需求。
优点
①介质为大气、介质无特殊质量要求；
②一次性投资较低；
③配套设施较少。
①换热系数较高、受环境影响较小、介质冷却后可接近大气温度；②换热器自身无噪音、冷却塔噪音小，③结构紧凑、占地面积小；④无运动部件、可靠性高、运行费用低。
缺点
①占地面积大；
②换热系数低、介质冷却后温度高于大气温度8～10℃；
③风扇噪音大；
④运行费用高；
⑤对供电有一定要求，有运动部件、可靠性略低。
①需要独立的循环水冷却系统、配套设施较多，②需要充足的水源，对水质有一定要求、需要软化处理，一次性投资相对较高。
③但整体投资相对较低，在水源充足的地方，水冷要比空冷更为经济。
备注：
只比较不同部分。
6）启动方式
整体往复压缩机采用缸头启动，启动气所需压力为1.5～2.2MPa，启动气源可以采用空气也可以采用净化天然气。
启动气为机组开机启动时使用，正常运转时要供仪表风用气。
下面针对两种启动气源作对比分析，具体见表2.3-7。
表2.3-7启动气源方案比较
气源
空气
净化气
配套设备
空压机1台
储气罐1台
撬装后处理设备1台
防爆配电柜1台
声光控制器1台
净化气管线D114.3约150m
控制阀门PN2.5MpaDN1006只
可靠性
高
高
安全性
高
较高
建设投资（万元）
22.0
8.5
优点
①可与仪表风系统共用；
②安全性高，不会发生燃烧、爆炸等。
①系统较简单，配套工程量少；
②后期基本无维护费用。
缺点
①所需设备较多，投资高；
②后期维护费用高。
①天然气具有可燃性，安全性较空气差；
②需消耗天然气，不利于节能。
根据上表比较结果，采用压缩空气做启动气气源，安全性高，因此，本工程推荐采用压缩空气作为启动气源。
7）对机组各供货厂商情况简介
各供货厂商情况简介见表2.3-8。
表2.3-8各供货厂商情况简介
厂商名称
情况简介
成都川石天然气压缩机制造公司（原资中石油机械厂）
该厂80年代末期开始从美国库柏（coper）公司进口机组的关键部件。
该厂配套组装成撬生产成套机组，已生产85、170、265、440、470kw的五种机组，已有150多套机组在四川和全国各油气田上投入运行，可靠性较高。
该厂可提供机组维修和大修服务，机
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