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靖边气田增压开采工程靖边气田增压开采工程初步设计初步设计西安长庆科技工程有限责任公司西安长庆科技工程有限责任公司（长庆勘察设计研究院）（长庆勘察设计研究院）二○一○年九月二○一○年九月中石油股份公司勘探与生产分公司2009年11月25～27日对《靖边气田增压开采与滚动扩边方案》进行审查，根据地质与气藏工程调整后的预测数据，地面工程进行了以“区域增压为主”和以“集气站增压为主”两种增压方式的详细对比，“区域增压为主”在压缩机数量、运行费用及全寿命费用现值等方面投资均低于“集气站增压为主”，方案推荐选择“区域增压为主、部分集气站增压为辅”的增压方式。前言前言根据油勘【2010】83号文件于2010年6月5日的批复，同意2010年～2015年分期对靖边气田76座集气站实施增压开采。采用以区域增压为主、部分集气站增压为辅的增压方式，设计工况为2.0MPa。2010年开始大规模实施增压工程；当年增压的生产能力稳产2年后气井以定压2.0MPa生产。本初步设计依据股份公司的批复内容进行设计。总体布局4地质与气藏开发工程3气田建设现状2概述1增压站场5劳动安全卫生12环境保护11防火10道路工程7安全设施设计13配套工程6组织机构及定员14主要工程量15节能节水9非标设备8投资概算161概述1.1设计依据1、长庆油田分公司勘探开发研究院2010年1月编制的《靖边气田增压开采与滚动扩边方案地质与气藏工程》；2、长庆油田分公司气田开发处2010年6月《靖边气田增压开采与滚动扩边方案及补充资料》。3、中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司2010年6月《关于靖边气田增压开采与滚动扩边方案的批复》；4、西安长庆科技工程有限公司2010年1月编制的《靖边气田增压开采与滚动扩边方案地面工程部分》；5、西安长庆科技工程有限责任公司2008年7月编制的《长庆油田5000万吨油气当量发展规划气田地面工程部分》；1.2指导思想及编制原则靖边气田通过增压开采以顺利输送中、低压天然气，增加气田的经济效益和提高气田的采收率，科学、合理地解决靖边气田中后期开发面临的地面工艺技术问题，实现靖边气田继续稳产和长庆油田可持续发展。坚持总体规划，分期实施。以人为本，完善增压配套建设，提高靖边增压开采的安全性和供气的可靠性。坚持增压建设和环境保护并重，做到经济效益、社会效益、环境效益并举。1、指导思想1.2指导思想及编制原则¾以资源为基础，坚持整体规划、分期实施、先导试验、不断完善，提高效益的原则；¾充分利用靖边气田已建地面集输管网，遵循“实用、安全、经济、先进”的原则，优化增压方案，节约投资，提高气田抗风险能力，确保安全供气。¾优化增压工艺参数和设备选型，保证增压装置安全、可靠地运行，能够适应多种工况组合运行、方便灵活调节气量，满足气田生产要求；¾保证北京用气，保证西气东输供气，保证西安、银川及周边用气，坚持“技术适用，功能完善，运行可靠，安全环保”的基本原则，建设和谐社会，促进长庆发展。2、编制原则1.3遵循的现行标准1、法规（1）《中华人民共和国环境保护法》，1989年12月26日第七届全国人民代表大会常务委员会第十一次会议通过，自1989年12月26日施行。（2）《中华人民共和国安全法》，2002年6月29日第九届全国人民代表大会常务委员会第二十八次会议通过，自2002年11月1日起施行。…………2、标准规范（1）《石油天然气工程初步设计内容规范第1部分：油气田地面工程》SY/T0082.1-2006（2）《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004（3）《油气集输设计规范》GB50350-2005…………靖边气田地跨陕西省和内蒙古自治区两省区，主要位于陕西省的榆林市榆阳区、靖边县、横山县，延安市安塞县和志丹县以及内蒙古自治区的乌审旗境内。气田南北长约370km，东西宽约90km，呈狭长带分布，气田南部地处黄土高原，北部地处毛乌素沙漠南缘，海拔高度为1096～1823m。1.4气田地理位置及自然条件内蒙陕西靖边气田总平面图地处毛乌素沙漠南缘，地形地貌主要为固定沙丘和半固定沙丘。北部区域中部区域南部区域属毛乌素沙漠和黄土高原的过度地段，黄土地带地形破碎。沙漠地带比较平坦。属黄土梁峁区，地形起伏较大，沟壑纵横，山梁与山谷高差达200多米。1.4气田地理位置及自然条件14613011386cm最大冻深103.9107.780.969.8cm标准冻深冻土深度-32.8-34.9-37.1-32.3℃极端最低67.368.768.465.1℃极端最高9.210.710.411.1℃平均地面温度NNWWNNW最多风向19.025.72421m/s最大3.12.62.61.8m/s平均风速2504.52064.91935.51657.6mm年平均蒸发量341.6352.2377.1497.8mm年平均降水量5.3515462%平均相对湿度-29.0-27.8-28.5-24.3℃极端最低36.538.636.437.3℃极端最高6.98.98.28.9℃年平均气温869.7891.6867.9896.1hPa平均气压乌审旗横山县靖边县安塞县地名单位气象指标主要气象指标1.4气田地理位置及自然条件¾文件构成本次初步设计文件共分10册，由38个档案号组成，其中概算文件单独成册。1.5设计范围仪表部分第九册仪-6361/目9概算部分单独成册10环境保护专篇第八册环-555/目8防火专篇第七册消-5089/目7劳动安全卫生专篇第六册集-19116/目6安全设施设计专篇第五册集-19115/目5节能节水专篇第四册集-19114/目4集气支线第三册集-19112/总分目3增压集气站第二册集-19056～19110/总分目2总说明书第一册集-19055/目1内容分册档案号序号本初步设计设计范围包括增压站站内设计和集气站、清管站站内设备改造、增压集气站上游站改造、局部管网调整、工程概算以及系统配套等内容。靖边气田增压开采工程，增压规模为36.31×108m3/a。其中本部28.78×108m3/a，潜台东侧7.53×108m3/a。¾增压站场本工程2010年～2015年计划实施增压站30座。对76座集气站实施增压。新建30座增压站包括四级站场8座，五级站场22座。¾集气支线1.6建设规模20#无缝钢管6.310.0φ159中10～中16站集气支线复线20#无缝钢管6.33.46φ159南13～高湾阀室集气支线管线材质设计压力（MPa）长度（km）管道外径（mm）管线名称¾自控在靖边气田已建SCADA系统的基础上，按实际需要进一步调整扩容。本工程共改建增压站30座，其中29座增压站需对已建的站控系统进行扩容，王家庄清管站需新建站控系统1套，各站控系统新增主要检测内容包括：压缩机组本体运行参数及辅助配套系统的生产过程参数，安全检测仪表。¾供配电包括变配电、动力照明、防雷、防静电及接地系统设计。站场中除中-4集气站及王家庄清管站无外电，新建10kV线路及燃气发电机组满足增压集气站新增负荷需要。其余28座集气站均有外电接入，利用集气站站外已建10kV线路，更换现有站外柱上变，根据负荷情况新增或更换发电机满足现有负荷需要。1.6建设规模¾通信此次靖边增压开采工程是在各增压站设工业电视监控系统，共计30套。实现对站场工艺装置区的图像监控，视频图像信号通过电缆传输到站内值班室控制主机，利用网络将图像传输至生产调度中心。¾给排水及消防22座五级站不设消防给水设施，8座四级站设置消防给水设施。四级增压站内各建水源井1口，采用水源直供。站内设置独立的临时高压消防给水系统。在不同地点根据燃烧物的性质及火灾危险性配备一定数量的移动式灭火器材，扑灭小型初期火灾。1.6建设规模¾供热与暖通本工程仅王家庄清管增压站进行供热与采暖通风空调设计。站内设一台30kW高效常压热水采暖炉（随炉带：燃烧器、加水包等）,茶炉间装可燃气体报警仪。采暖系统为上供下回单管系统。¾道路工程本工程设计进站道路共计15.3km，修整道路49.045km。建设标准按照路基宽4.5m，路面宽3.5m支线标准设计，泥结碎石路面。1.6建设规模¾地面工艺流程靖边气田增压开采工程采用区域增压为主、部分集气站增压为辅的工艺流程。1.7技术路线增压站集气站净化厂干线区域增压集气站增压¾增压站与集气站分建综合考虑噪声影响以及对原有集气站配套设施应用情况，为便于集气站员工对增压站进行维护和管理，原则上要求分建的增压站与集气站之间的距离介于200m～300m之间。附近地形受限等特殊地区根据现场实际情况考虑增压站与集气站合建。¾压缩机区域降噪压缩机区域降噪采用压缩机本体降噪，在靠近集气站值班休息室和附近居民住户方向等敏感区域设置隔声屏障。1.8初设与方案的不同之处1.9主要技术经济指标11700m2压缩机棚建筑面积六2365.23m2建筑面积七148.58亩站场占地面积1不含修整道路165.00亩道路征地面积2220亩临时占地面积383人定员四45.5335108MJ/a总综合能耗194403.16万元总投资174143.26万元工程投资2概算投资八占地面积五12540MJ/104m3单位综合能耗2能耗三1.33108m3/a燃料气3884.4104kW·h/a电2不含消防水0.9812104m3/a水1消耗指标二36.31108m3/a气田增压规模一备注数量单位内容名称序号2气田建设现状2.1开发历程靖边气田总平面图二净一净三净靖边靖边气田的开发历程大致经历了四个阶段：1991～1996年，前期评价试验；1997～1998年，探井试采阶段；1999～2003年，规模开发阶段；2004年－至今，稳产阶段。截至2009年底，靖边气田累计生产天然气419.61×108m3。2.2地面工艺模式靖边气田地面工艺采用多井高压集气、多井加热、节流、常温分离、单井间歇计量、集气站集中注醇、三甘醇橇装脱水工艺流程，已形成具有长庆气田特色的下古常温集输工艺模式，概括为“三多三简两小四集中”。三多（多井集气、多井注醇、多井加热）；三简（简化井口、简化布站、简化计量）；两小(小型橇装脱水、小型发电机)；四集中（集中净化、集中甲醇回收、集中监控、集中污水处理）。2.2地面工艺模式高压集气：井口出来的高压气流不经过加热和节流而通过采气管线直接输送到集气站，在集气站内进行节流降压。集中注醇：集气站设高压注醇泵通过与采气管线同沟敷设的注醇管线向井口和高压采气管线注入甲醇。多井加热：一台多井加热炉加热3～4口气井，单座集气站加热炉台数可以从8～9台减少到2～3台。间歇计量：在集气站内只设生产分离器和计量分离器。计量分离器用于单井产量计量，生产分离器用于其它井混合生产。小站脱水：集气站脱水采用的是橇装三甘醇脱水装置，橇装化脱水装置加热、脱水、溶剂再生、计量一体化，采用气动仪表控制基本实现了自动化，溶剂循环泵为差压式柱塞泵，不需外接电源。集中净化：脱水天然气经过集气干线输送到净化厂统一净化处理。2.3气田建设现状靖边气田总平面图二净一净三净靖边生产规模55×108m3/a；截止2009年底已建成气井715口；建成集气站90座(含乌审旗6座)；集气干线10条，394.50km；集气支线83条，881.14km；采气、注醇管线各2658.73km。建成净化厂3座，年处理能力为76×108m3/a。2.3气田建设现状地面集输管网构成靖边气田采用多井高压集气工艺，地面集气管网采用枝状管网，通过近几年的开发建设，以净化厂为中心建设集气干线10条，以集气干线为中心向四周辐射建设集气支线83条。集气管网设计压力为6.3MPa。53.659.843.7长度km26.0Φ457北干线(一净～二净)气田北区3条干线18.5Φ457北三干线(乌6～二净)13.0Φ325北二干线(一净～二净)集气能力108m3/a管径mm干线名称北三干线北二干线北干线乌6站二净一净2.3气田建设现状394.572.224.214.633.055.113.524.8长度km12.0Φ406.4南四干