红台产能扩边方案综述.docx

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红台产能扩边方案综述

1.设计依据

1.0.1《红台产能建设扩边工程》设计委托书（吐哈油田公司丘东采油厂，2010年9月10日）。

1.0.2《红台－疙瘩台油气田产能地面建设工程》施工图设计文件（中国石油吐哈油田勘察设计院，2005年7月）。

1.0.3《红台气田增压工程》施工图设计文件（中国石油吐哈油田勘察设计院，2008年8月）。

1.0.4红台集气站生产建设现状及现场调研资料。

1.0.5国家及石油天然气股份有限公司的有关设计规范、规程。

2.设计原则

2.0.1结合地面建设现状，尽量依托已建设施、节省投资，合理利用地层能量，节能降耗。

2.0.2积极稳妥地采用成熟可靠的工艺技术，以满足生产，确保安全。

2.0.3注重生态环境保护、劳动安全和社会效益。

3.设计内容及范围

3.0.1完成红台滚动开发井：

红台206、红台2-33天然气集输设计方案及与其配套的仪表自控、供配电、土建等公用系统设计。

4.设计遵循的主要标准、规范

4.0.1《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）。

4.0.2《油气集输设计规范》（GB50350-2005）。

4.0.3《气田集气工程设计规范》（SY/T0010-96）。

4.0.4《凝析气田地面工程设计规范》（SY/T0605-2005）。

5基础资料及建设现状

5.1地理位置及自然条件

红台凝析气藏位于吐哈盆地台北凹陷东部，兰新铁路和312国道从附近穿过，交通运输较为便利。

红台构造带地面海拔800m，地势起伏较大，社会依托条件差。

地貌属天山南麓山前冲洪积倾斜平原中上部，自然地势由北向南倾斜。

属大陆温带干旱荒漠型气候，气候干旱，冬季寒冷，夏季酷热，昼夜温差大，降雨极稀（5-32mm），蒸发量大（2967m），多风沙。

红台油气田包括红台2、红台204、红台8、红台6、红台15、红台17等区块。

该地区地层为第四系冲洪积形成的角砾、卵（碎）石土，局部夹有中粗砂层，工程地质条件良好，地耐力约200KPa,地震设防烈度为7度。

其主要气象资料如下：

年平均气温11.3℃

月平均最高气温37.1℃

月平均最低气温-16.5℃

极端最高气温45.2℃

极端最低气温-28.7℃

年主要风向NE（东北风）

年平均风速1.8m/s

最大风速20m/s

最大风力8级

年平均降水量25.2mm

最大冻土深度130cm

年平均气压978.2mbar

5.2地面建设现状

5.2.1红台集气站于2005年11月建成投产，原设计处理红台2、红台204区块来油气，其设计集气规模为50×104m3/d。

2006年完成红台15区块天然气产能建设，增加油气处理量15×104m3/d。

2008年完成红台17区块天然气产能建设，增加油气处理量8.5×104m3/d。

5.2.2目前红台集气站主要负责红台2、红台204、红台15、红台17区块共38口采气井的油气集输及计量外输（现辖采气井详见表－1）。

集气站主要采用常温集气，J-T阀节流＋氨辅助致冷低温分离控制外输气烃水露点、凝析油正压闪蒸工艺。

各采气井来油气混合物经气液分离、油气计量后，生产的天然气经烃水露点控制处理后，通过集气干线集输至丘东第二天然气处理厂集中处理。

红台集气站现辖井位及建设现状表（表－1）

水套炉

所辖井位

站内计量分离器

安装位置

类别及功率

HT2－22井

三井式

HT2－22、HT2－24

计量分离器A（管辖11口井）

HT204井

单井式200kw

HT204

HT2－10井

三井式250kw

HT2-9、HT2-10、HT2-11

HT2－15井

三井式250kw

HT2-13、HT2-14、HT2-15

HT601、HT6-1

HT2－18井

单井式150kw

HT2－18

HT2-32c

二井式200kw

HT2-32c

HT2－4井

二井式150kw

HT2-4、HT2-7c

计量分离器B

（9口）

HT15

四井式150kw

HT15、HT2-25、HT2-27、HT2-29

HT2－1井

三井式350kw

HT2-1、HT2-2、HT2-3

HT2-19井

单井式150kw

HT2－19

HT17井

三井式200kw

HT2－40、HT2-41、HT2-17

HT202井

单井式150kw

HT202

计量分离器C

（11口）

HT2－12井

三井式350kw

HT2-12、HT203、HT2-17

HT2井

二井式150kw

HT2-8、HT2

HT2－6井

单井式100kw

HT2－6

HT2－19井

三井式250kw

HT2－19、HT2-20、HT2-26

HT2-21

二井式100kw

HT2-21、HT2-23

6.井位部署及开发指标

6.0.1红台滚动新增开发井2口，位于红台集气站的北侧，约2Km处，井位坐标为：

红台206X=4783452.74Y＝16366856.37

红台2－33X=4782433.59Y＝16365802.32

7.设计方案

7.1集气规模及设计参数

（1）集气规模5×104m3/d

（2）采气井数2口

（3）单井平均产气量2.5×104m3/d

（4）单井平均产油量2.75m3/d

（5）井口压力　　　　5.0MPa－6.0MPa

（6）井口温度　　　　19℃

（7）已建红台2区块红台2－1井的天然气组分

组份名

C1

C2

C3

iC4

nC4

iC5

nC5

摩尔组分（％）

81.09

7.00

4.20

1.23

1.06

0.38

0.27

组份名

C6

C7

C8

C9

N2

CO2

摩尔组分（％）

0.28

0.17

0.10

0.00

4.09

0.13

注:

天然气密度:

0.86kg/m3

井流物天然气摩尔组成表（红台2－1井）（表－2）

井流物凝析油质量组成表（红台2－1井）（表－3）

组份名

C1

C2

C3

iC4

nC4

iC5

nC5

C6

质量组分（％）

0.03

0.04

0.15

0.17

0.26

0.42

0.46

1.74

组份名

C7

C8

C9

C10

C11

C12

C13

C14

质量组分（％）

4.23

8.85

7.47

7.17

5.39

4.50

5.19

4.21

组份名

C15

C16

C17

C18

C19

C20

C21

C22

质量组分（％）

4.75

3.71

3.96

5.30

3.72

3.39

3.45

3.47

组份名

C23

C24

C25

C26

C27

C28

C29

C30

质量组分（％）

3.43

2.83

3.05

2.26

1.78

1.09

1.12

0.73

组份名

C31

C32

C33

C34

C35

C36

C37

C38

质量组分（％）

0.61

0.35

0.42

0.16

0.11

0.03

0.02

0.00

注:

凝析油密度:

747kg/m3

7.2集气方案

7.2.1红台集气站进站阀组原设计了12组进站管线，其中单井式进站3组（含单井进站管线和燃气管线），三井式进站5组（含单井进站计量管线、三井式进站生产管线和燃气管线），四井式进站1组（含单井进站计量管线、四井式进站生产管线和燃气管线），预留2组单井式和1组三井式。

2006年红台集气站建设时用了9组，2007年红台15区块建设时又用了3组，目前阀组位置全部占用，共辖38口井。

7.2.2HT2－33、HT206两口井位于红台集气站的北侧，HT2－33与已建的HT2－10井约550米，HT206井与已建的HT2－10井约2100米。

HT2－10井建有3井式加热炉一台，3井式集气阀组一套，并建有进集气站的三条管线，分别是：

2005年建成的高压气进站生产管线D89×6和高压气进站计量管线D76×5，2008年建成的低压气进站生产管线D76×4。

7.2.3结合红台集气站建设现状及生产实际情况，将HT2－33生产的中压气（3.0×104m3/d6.0MPa）利用D76×5的采气管线集输到HT2－10井集气阀组，然后进加热炉加热节流后与HT2－10集气阀组的井一起进集气站。

7.2.4HT206井距离红台集气站较远，大约2.3km，因此在该井建单井式加热炉，首先将HT206生产的中压气（2.0×104m3/d5.0MPa）进加热炉加热，然后节流到2.0MPa，利用D76×4的采气管线约2100米集输到HT2-33井，与HT2-33井的D76×5，的采气管线同沟敷设进HT2－10集气阀组，调压后汇入该阀组的生产管线然后集输到集气站。

HT206井加热炉的燃气管线由HT2－10井引入。

7.2.5经计算HT2-33的采气管线选φ76×5，HT206的采气管线选φ76×4，的单井式水套加热炉为150kw，该炉子可以利用目前闲置的水套加热炉，但须检测合格后使用。

7.2.6集气管网图见红台天然气集输管网图（附图一）.

7.2.7井口工艺流程：

HT2-33井口出来的井流物（压力6.0MPa，温度19℃）不节流，中压集输到HT2-10集气阀组，将该阀组所辖的4口井（HT2-9、HT2-10、HT2-11、HT2－33）根据生产实际情况组合成三组，进三井式加热炉进行加热节流，然后选择进低压或高压生产管线集输至集气站。

HT206井口出来的井流物（压力5.0MPa，温度19℃）经加热炉加热至65℃节流至2.0MPa后低压油气混输至HT2-10，然后在HT2-10的集气阀组调压后选择低压或高压生产管线进入集气站。

加热炉燃料气从HT2-10井燃气系统引接，并通过与相应的集气管线同沟敷设至加热炉为其供气。

7.2.5根据《油气集输设计规范》（GB50350-2005）的要求在井口设高低压紧急切断阀，单井管线发生事故时，通过检测管线上的压降变化速率，紧急切断阀自动关闭，防止阀后系统超压爆管和低压泄漏事故发生。

7.2.8仪表自控

（1）井口压力、温度检测及井口高、低压紧急切断控制，单井进红台集气站温度、压力检测，所有井口远传信号通过光缆进红台集气站井口计算机监控系统。

主要包括：

1水套加热炉天然气进、出口压力、温度检测远传。

2井口水套加热炉燃气压力调节。

3单井井口自力式高低压紧急切断控制远传。

4井口加热炉燃烧间及阀组可燃气体检测。

（2）输入输出信号及防爆防护等级

①模拟量输入输出信号为4～20mA标准信号；开关量输入信号为无源触点信号。

②所有仪表均为隔爆型，防爆等级不低于dⅡBT4。

③仪表的防护等级不低于IP55。

（3）设备选型

①温度仪表：

温度检测选用温度变送器（Pt100），所有铂热电阻安装配保护套管。

②压力仪表：

压力仪表选用智能压力变送器。

③可燃气体检测仪表：

可燃气体检测选用可燃气体检测变送器。

④井口高低压紧急切断阀：

紧急切断阀选用自力式液压紧急切断阀。

⑤燃气压力调节选用自历式调压器。

7.3主要工作量

主要工程内容

单位

数量

水套加热炉150kW（单井式）16.0MPa（利旧）

台

1

燃气分液罐φ426×2050PN0.8MPa（利旧）

具

1

无缝钢管D76×5（20＃）（防腐、保温）

km

0.6

无缝钢管D76×4（20＃）（防腐、保温）

km

2.3

无缝钢管D45×3（20＃）（防腐、保温

km

2.3

放空管及安装（包括场区7×7（m2））

座

1

采气井场30×50（m2）

座

2

带压开孔DN65

处

2

压力变送器

台

4

隔爆型铂热电阻

台

4

自力式液压紧急切断阀

自力式调节阀

台

2

可燃气体检测变送器

台

1

RTU（包括太阳能电池、蓄电池及光电收发器）

套

1

电缆DYVP2X2X1.5

米

350

4芯单模铠装光缆

km

5

镀锌钢管DN20

米

180

防爆挠性接线管

根

15

接地装置

套

1

8.管道敷设及防腐保温

8.0.1新建单井管线采用埋地弹性敷设，焊接连接，平均埋深1.5m（管底）。

8.0.2新建单井管线采用聚乙烯绝缘防腐胶带加强级防腐，单井及燃气管线均作保温。

9劳动组织

本工程劳动组织依托丘东采油厂统一管理，日常操作及维护检修工作由红台采气工区负责，无新增人员。

10环境保护

10.1环境现状：

本工程所在地区均为戈壁，气候属大陆性季风气候，全年主导风向为东北风，年降雨量稀少。

10.2主要污染源和污染物

10.2.1大气污染：

污染源为与管道连接处阀门跑、冒、滴、漏产生的挥发性烃类气体。

10.2.2水污染：

井场装置检修时，排放出的污水。

10.2.3噪声污染：

污染源为天然气在管道内输送产生的噪声。

10.3污染控制

10.3.1本工程油气集输及处理采用全密闭生产工艺流程，在生产过程中没有废气产生，只有在事故状态下天然气经放空管排入大气，有一定的环境污染和能源浪费。

10.3.2采用技术质量安全可靠的设备、仪表自控系统等，保证生产正常平稳进行，减少天然气放空，尽量减少油气的泄漏，在正常情况下无天然气排放。

10.4环境影响分析

10.4.1工程正常运行时处于全密闭状态，无污染物外排，故对周围环境（包括大气、地面、地下水和土壤）不产生污染，不会造成生态环境破坏。

10.4.2项目建设期对环境的影响主要来自施工中的土方平整施工和施工机械、车辆、人员践踏等活动对土壤和生态环境的影响。

另外，建设期间各种机械、车辆等排放的废气和产生的噪声，施工中丢弃的固体废物和管线试压产生的废水等，也将对周围的环境产生一定的影响，但这类影响是短暂的，一旦完工即可消失或在完工后较短时间内消失。

11劳动安全卫生

12.1职业危害分析

12.1.1本工程输送的介质为凝析油和天然气，具有易燃易爆性，因此防火防爆是本工程的主要内容。

12.1.2输送过程中产生的挥发性烃类气体，对人体有麻醉和刺激作用，长期接触可出现神经衰弱综合症，急性中毒时，可有头晕、头痛、呕吐、乏力甚至昏迷等现象。

12.2职业危害防护

12.2.1生产过程中处于密闭状态，管道及设备的设计符合国家的设计规范，在强度、严密性和耐腐蚀性上是有保证的，可减少油气的泄漏。

12.2.2采气管线井口设有安全紧急切断阀，管线发生事故时，通过检测管线上的压降变化速率，紧急切断阀自动关闭，防止阀后系统超压暴管和低压泄漏事故发生；对可能超压的设备和管道设置安全阀及旁通，确保生产过程安全。

12.2.3严格执行《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）。

12.2.4在项目投产运行过程中，应制定意外情况下人员急性中毒和窒息的应急预案，现场配备必要的防护设施，如防毒面罩、空气呼吸器等。

12.2.5生产过程中产生的凝液，直接与皮肤接触，对人体会有一定的伤害，因此在生产过程中现场人员应穿戴劳保护具上岗，必须穿防静电工作服，且禁止在易燃易爆场所穿脱工作服，禁止在防静电工作服上附加和佩带任何金属物件。

12.2.6在投产运行前，建立严格的规章制度、操作规程及事故应急处理预案，操作人员必须经安全教育和操作培训合格后方可上岗，并有专人负责日常安全管理工作。

10投资估算

本工程方案设计估算总投资为万元。

其中工程投资万元，其它费用，预备费万元，建设期贷款利息万元。

具体投资估算见附表。