天然气田开发

天然气田开发（共9篇）

天然气田开发 篇1

摘要：过对天然气田开发过程中环境工程监理的工作方式和重点内容的分析, 明确了环境工程监理在建设项目“三同时”执行、监管和实现环境保护目标的较大作用, 提出了环境工程监理工作开展制度及监理的主要内容, 并对环境工程监理工作的开展提出了建议。

关键词：环境工程监理,天然气田,监理制度,建议

引言

环境工程监理最早是在2002年10月13日原国家环保总局会同铁道部、交通部、水利部等六部门联合发出的《关于在重点建设项目中开展工程环境监理试点的通知》中提出的, 目前环境工程监理工作的开展还处在摸索阶段, 对环境工程监理的作用、内容、范围、重点、方式等没有统一的认识, 现将我对天然气田开采过程中环境监理实施方法的认识提出来, 供相关人士进行讨论指正。

1 环境监理概述

环境工程监理是指具有相应资质的监理单位, 在接受建设项目业主的委托和授权之后, 根据国家批准的工程项目建设文件, 有关环境保护、工程建设的法律法规和环境工程监理合同, 针对工程建设项目所进行的旨在实现工程建设项目环保目标的微观性监督管理活动。

环境工程监理的概念, 主要包含以下几要点:工程环境监理的对象是工程建设项目;工程环境监理的实施主体是具有相应资质的监理单位;工程环境监理所依据的准则是国家环境保护及相关工程建设的法律法规、条例、规范、标准、规程、国家批准的工程建设文件;监理单位与建设单位签订的建设项目工程环境监理合同。

环境工程监理的微观性质:政府环境保护主管部门对建设项目的监督管理是一种宏观性质的监督管理活动, 而环境工程监理是一种微观上的监督管理, 两者是有着性质区别的。

2 环境监理工作形式

在气田开采过程中具有点多、线长、面广的特点, 环境监理工作形式益采用驻地和巡视相结合, 以及驻地和旁站相结合两种方式。

巡视的环境监理形式主要用于气田开采工程的施工期, 对正在施工的工程采取定期的巡视方式, 检查施工人员是否按规定和程序操作。在监理过程中, 监理人员根据项目工程实际情况定期对各个工地巡视, 对于敏感的施工地段, 巡视频率应适当增加。通过巡视, 发现环保问题及时纠正, 使施工期各项环保措施落到实处。监理期间与施工作业人员交流, 询问操作规程, 了解其是否知道有关的环保要求, 从而判断承包商是否对施工人员进行了岗前环保培训。

旁站的环境监理形式是指环境监理人员随时在现场检查和记录, 及时纠正不规范操作和发现问题的全过程控制方法, 该环境监理形式主要用于气田开采施工期钻井废水和废泥浆的固化处理, 以及工程正式投产前的试运营期“三废”处理。

3 环境监理工作制度

3.1 日常工作制度。

我们在工作过程中逐步总结了一套环境监理的工作制度供大家参考。日常工作制度是所有环境监理工作制度中最重要的工作制度之一, 它是环境监理工作得以顺利开展的有力保障。日常工作制度包括日常工作的记录制度和原始资料的收集制度。首先是《环境监理日志》, 它是环境监理工作的重要资料, 环境监理工程师需认真填写, 特别是涉及变更设计、会议决定、上级指示, 环境事故等有关事项都必须详细写入日志。另一方面是《环境监理巡视记录》、《环境监理旁站值班记录》, 重点描述现场环境保护工作的巡视检查情况, 对出现的环境问题及产生的主要原因, 监理工程师对问题的处理意见等进行记录。对于现场收集的文字、光盘和图像等原始资料, 环境监理工程师归档并完好保存。

3.2 例会制度。

环境监理部主要以会议的形式开展协调管理工作, 具体可分为第一次工地会议、工地例会、现场协调会等三种形式。3.2.1第一次工地会议。第一次工地会议是为了环境监理工程师对开工前准备工作进度进行全面检查, 以确保工程实施有一个良好的开端。3.2.2工地例会。工地例会是为了环境监理工程师对施工进度、环保措施执行情况进行定期检查, 为正确决策提供依据, 确保工程顺利进行。其主要内容包括:确定上次会议记录、审查现场环保措施落实情况、讨论施工环境, 并审议下月的环境保护工作计划等。3.2.3现场协调会。施工期间应根据具体情况不定期召开不同层次的施工现场协调会。会议只对眼前施工活动进行协调和落实, 对发现的环境问题及时予以纠正, 对其他重大问题只是提出而不进行讨论, 另行召开专门会议或工地例会研究处理。

3.3 设计审核制度。

各分项工程在开工前, 环境监理工程师应审查承包商报送的施工组织设计, 提出审核意见;另外, 对工程施工中的设计变更进行审核, 对所涉及的环境问题提出审核意见。

4 天然气田开发过程中环境监理的主要内容

根据工程具体的情况和建设项目环境影响报告书及其批复, 确定环境监理工作内容, 主要分废水、废气、固废、噪声、生态等五个环境要素开展工程环境监理工作, 主要包括施工期的污染防治措施监理、生态保护措施监理、环保设施监理三个方面内容。

4.1 施工期污染防治措施监理。

施工期污染防治措施监理的工作内容主要是监督检查工程施工建设过程中各种污染因子达到环境保护标准要求的情况。4.1.1大气污染防治措施。施工区域大气污染主要来源于施工和生产过程中产生的废气和粉尘。为减少钻井施工产生的烟气和场尘, 主要采取种植能净化空气的植物、定期洒水、缩小污染物的扩散范围等措施, 重点是控制动力柴油机和发电机运转时产生的烟气污染以及管线敷设、道路建设和地面工程建设过程中的扬尘污染, 故须对这些大气污染防治措施进行环境监理。4.1.2废水污染防治措施。a.生产废水的污染防治措施。环境监理工程师应对生产废水的来源、排放量、水质指标、处理设施的建设过程和处理效果等进行监督检查, 同时根据监测数据, 检查是否达到了要求的排放标准, 重点是钻井废水、酸化洗井废水、压裂废水、管道试压废水等的处理措施。b.生活污水的污染防治措施。环境监理工程师应根据环境影响报告中提出的处理措施, 监督检查施工人员和管理人员聚居区生活污水的来源、排放量、水质指标, 以及处理设施的建设过程和处理效果等, 根据监测数据, 检查是否达到了要求的排放标准, 重点监理清污分流、减排、在施工区修建临时旱厕、粪便资源化利用等环保措施。4.1.3固体废弃物污染防治措施。施工期产生的固体废弃物主要有废岩屑泥浆、施工弃土、生活垃圾, 采取的污染防治措施分别为就地固化处理、用于地方乡道建设、依托当地的卫生设施, 这也是固体废弃物污染防治措施环境监理的重点。4.1.4噪声防治措施。重点监管靠近生活营地和居民区的施工作业区, 避免噪声扰民。施工期噪声源主要是施工作业过程中的机械设备, 如柴油机、挖掘机、电焊机等, 噪声防治措施监理的主要内容是针对这些机械设备降噪措施的落实情况。4.1.5地下水保护措施。施工期采取的地下水保护措施有减少钻井液漏失, 优化废水池、泥浆池、化粪池的设计等, 地下水保护措施监理的主要内容是这些源头上的污染防治措施。4.1.6文物保护措施。鉴于气田开采工程具有多、线长、面广的特点, 因此一旦发现文物, 环境监理应及时督促施工单位与文物主管部门积极配合。

4.2 施工期生态保护措施监理。

施工期生态保护措施监理的主要内容是监督检查工程施工过程中自然生态保护和恢复措施、水土保持措施, 以及自然保护区、风景名胜区、水源保护区等需特殊保护区域的环境保护措施落实情况。4.2.1林地生态系统保护措施。林地生态系统保护措施监理的内容为林地格局的保护措施、植被的保护和恢复措施、野生动植物的保护和恢复措施、农田生态系统保护措施、抗硫性作物的选择等的落实情况, 包括植被恢复质量的鉴定。其中, 对野生动植物的保护和恢复措施包括各种迁移、隔离、改善栖息地环境等措施。4.2.2水生生态系统保护措施。水生生态系统保护措施监理的内容为河流穿越工程的施工期是否选在枯水期, 河流开挖过程中的围堰土和开挖土是否及时进行了清理, 河流开挖时是否采用了低噪声施工机械等。4.2.3水土保持措施。对管道施工作业带、堆管场、站场阀室、便道工程、净化厂厂区、给水处理系统、厂外道路的水土保持措施进行监理, 监管是否按批准的水土保持方案要求采取了有效的水土保持措施, 水土保持的工程措施、植物保护措施的质量、进度、投资是否符合要求。

4.3 施工期环境保护设施监理。

施工期环境保护设施监理的工作内容主要是监督检查项目施工建设过程中环境污染治理设施、环境风险防范设施按照环境影响报告书及批复的要求的建设情况。

5 工程环境监理工作的建议

环境工程监理发展还处在起步阶段, 相关规范目前还很不完善, 国家应尽快出台一些相关规范, 把处在萌芽状态的环境工程监理工作引入正轨, 避免造成不良影响, 在这方面我有几点建议, 供有关人士参考:

5.1 完善法律法规体系, 明确法律地位。目前我国的法律尚未对环境工程监理做出的规定, 导致环境工程监理无法可依、无据可参。建议出台环境工程监理制度相应的法律, 以制度的形式在法律法规中确定下来。同时可以将“环境工程监理报告作为竣工验收的必备资料”在项目的环评审批文件中予以明确, 以促进工作的开展。

5.2 按照现行的工程管理体系, 对于含在合同价款中的工程环保项目, 其环保投资由工程监理进行工程计算与结算, 环境监理工程师负责支付过程中的环保措施审核与签认。当工程设计 (含专项环保措施) 发生变更时, 环境监理工程师应参加投资审核。对于新增的工程环保项目, 其环保投资由环境监理进行计算与结算, 环境总监理工程师负责支付签认。

5.3 加强监理队伍建设, 确立准入门槛。从事工程环境监理工作的监理人员必须要有工程专业方面的专业知识, 还要有环境保护、环境工程方面的专业知识。现阶段都是不懂环保知识的工程监理队伍或不懂监理方法的环保队伍从事环境工程监理工作, 因此有关部门应尽快根据环境工程监理的性质和作用, 制定环境工程监理队伍的准入条件, 避免类似情况出现。

5.4 建立约束机制, 促使企业主动执行环境监理制度。在实际操作中, 环境工程监理制度的推行存在着一定的困难。除了上述的法律缺失和政策要求力度不强等因素之外, 业主对环境监理持有消极的态度也是一个主要的原因。环保主管部门可以将“环境工程监理报告作为竣工验收的必备资料”在项目的环评审批文件中予以要求, 以促进工作的开展。

参考文献

[1]杜海声.浅谈对环境工程监理的认识[J].环境工程, 2009, 27.

[2]李江华.浅谈工程建设项目环境监理[J].黑龙江科技信息, 2010, 25.

[3]李庆华.关于建立环境工程监理制度的思考与建议[J].江苏环境科技, 2006, 19 (6) .

[4]林鑫海.工业类建设项目环境监理制度的实践与思考[J].环境科学与管理, 2008, 133 (12) .

[5]黄鹏.浅谈监理工程师的环境工程监理工作[J].四川环境, 2006, 25 (1) .

天然气田开发 篇2

健康、安全、环境

第一部分 概述

油田开发全过程必须实行健康、安全、环境体系（HSE）管理。贯彻“安全第一、预防为主”的安全生产方针，从源头控制健康、安全、环境的风险，做到健康、安全、环境保护设施与主体工程同时设计，同时施工，同时投产。

油田开发应贯彻执行 《安全生产法》、《职业病防治法》、《消防法》、《道路交通安全法》、《环境保护法》、《海洋环境保护法》等法律。预防、控制和消除职业危害，保护员工健康。落实安全生产责任制和环境保护责任制，杜绝重特大事故的发生。针对可能影响社会公共安全的项目，制定切实可行的安全预防措施，加强与地方政府的沟通，并对公众进行必要的宣传教育。

按照国家职业卫生法规、标准的要求，定期监测工作场所职业危害因素。按规定对劳动卫生防护设施效果进行鉴定和评价。对从事接触职业危害作业的岗位和员工，要配备符合国家卫生标准的防护设备或防护措施，定期进行职业健康监护，建立《职业卫生档案》。

按照国家规定开展劳动安全卫生评价和环境影响评价，实行全员安全生产合同和承包商安全生产合同管理。严格执行安全生产操作规程；对工业动火、动土、高空作业和进入有限空间等施工作业，必须严格执行有关作业安全许可制度。在海域的施工作业必须遵守海上石油安全作业法规，按规定办理作业许可证书。

新技术推广和重大技术改造项目必须考虑健康、安全、环境因素，要事先进行论证及实验。对于有可能造成较大危害的项目，要有针对性地制定风险削减措施和事故预防措施，严格控制使用范围。

对危险化学品（民用爆炸品、易燃物品、有毒物品、腐蚀物品等）、放射性物品和微生物制品的采购、运输、储存、使用和废弃，必须按国家有关规定进行，并办理审批手续。

针对可能的安全生产事故、环境污染事故、自然灾害和恐怖破坏须制定应急处理预案，定期训练演习。应急预案应该保证能够有准备、有步骤、合理有序地处理事故，有效地控制损失。

健全环境保护制度，完善环境监测体系。油田开发要推行“清洁生产”，做到污染物达标排放，防止破坏生态环境。油田废弃要妥善处理可能的隐患，恢复地貌。凡在国务院和省、自治区、直辖市政府划定的风景名胜区、自然保护区、水源地进行施工作业，必须预先征得有关政府主管部门同意，并开展环境影响和消减措施研究。

第二部分 职业卫生管理规定

第一章 总则

第一条 为了预防、控制和消除职业病危害，防治职业病，保护职工健康及其相关权益，促进安全生产，走可持续发展道路，根据《中华人民共和国职业病防治法》制定本规定。

第二条 本规定适用于中国石化集团公司所属各企事业单位（以下简称企业）。

第三条 职业卫生工作坚持“预防为主，防治结合，分类管理，综合治理”的方针，实行“总部监督、企业负责、分级管理，定期考核”的管理体制。企业内部相关部门各负其责相互协作，做好职业卫生工作。

第四条 企业职业卫生工作实行一把手负总责，企业对产生的职业病危害承担责任。职责卫生管理部门对本企业职业卫生工作的监督管理与考核负责。

第五条 职业卫生工作是企业安全、健康、环境（HSE）管理的重要组成部分，企业在执行HSE管理体系过程中，必须按本规定做好职业卫生有关工作。

第六条 各级工会组织应依法维护职工享有的职业卫生保护权利，组织实施对本单位职业病防治工作的民主管理和群众监督。

第七条 企业对在职业卫生工作中成绩突出的个人或单位给予奖励。

第二章 机构与管理

第八条 集团公司安全环保局在集团公司安全生产监督委员会的领导下，主管职业卫生工作。集团公司职业病防治中心在安全环保局领导下，负责职业卫生日常管理的具体工作。

第九条 企业安全生产监督委员会负责指导职业卫生工作，企业应有领导分管职业卫生工作，各企业的安全（环保）部门是本企业职业卫生工作的主管机构。

第十条 在将医疗卫生机构交地方的过程中，企业现有的职业病防治专职技术服务机构应予以保留。

第十一条 企业内部应建立职业卫生“管理网络”，负责各级职业卫生的监督管理工作。

第十二条 建立职业卫生工作例会制度。制定计划，研究工作，布置任务，通报企业有毒有害作业场所监测、职业健康监护、职业卫生宣传教育及劳动防护检查考核、职业卫生隐患检查及治理等情况。

第十三条 企业应按国家有关规定，依法参加工伤社会保险，确保职工能依法享受工伤社会保险的有关待遇。

第十四条 职业卫生和职业病防治工作所需经费（包括健康监护费、职业病诊疗康复伤残费、尘毒监测仪器设备购置费、监测费、职业卫生宣传教育费、培训费、管理费、职业病危害调查费、职防科研费等）应列入企业资金计划，专款专用，其经费支出在生产成本中据实列支。

第十五条 企业工会、人事、劳资、生产、技术和设备等管理部门，在其岗位责任制中应列入相关的职业卫生责任条款，协助作好职业卫生工作。

第三章 职业病危害前期预防

第十六条 企业应加强新建及改、扩建工程建设项目的职业卫生“三同时”监督管理工作。应建立建设项目职业卫生“三同时”管理审批程序，企业职业卫生管理部门应参加建设项目的设计审查。

第十七条 按照国家有关法规的要求，建设项目在可行性论证阶段，应开职业病危害预评价的有关工作，并按有关规定报批。建设项目在设计阶段，设计单位应充分考虑和落实职业病危害预评价报告中提出的有关建议和措施，企业应同时建立相应的职业病危害评价等档案。

第十八条 建设项目在竣工验收前，应进行职业病危害控制效果评价工作，并按国家有关规定办理职业卫生验收手续，对不符合职业安全卫生标准和职业病防护要求的职业卫生防护设施，必须整改直至达标，否则不得投入生产。

第十九条 建立健全企业职业病危害事故应急救援预案，每年至少进行一次应急救援模拟演练，同时进行讲评并持续改进。

第二十条 建立职业病危害事故报告制度。发生严重职业病危害情况和中毒事故时，应及时报告集团公司和地方主管部门，准确提供有关情况，并配合做好救援救护及调查工作。

第二十一条 做好防尘、毒、射线、噪声以及防氮气窒息等防护设施的管理、使用、维护和检查，确保其处于完好状态，未经主管部门允许，不得擅自拆除或停止使用；企业应根据作业人员接触职业病危害因素的具体情况，为职工提供有效的个体职业卫生防护用品。企业应建立职业卫生防护设施及个体防护用品管理台账。

第二十二条 企业不得将产生职业病危害的作业转移给不具备职业卫生防护条件的单位和个人。不具备职业卫生防护条件的单位和个人亦不得接受产生职业病危害的作业。

第二十三条 对可能造成职业病或职业中毒的作业环境、导致职业病危害事故发生或扩大的职业卫生隐患，应纳入企业安全隐患治理计划，按《事故隐患治理项目管理规定》（中国石化安〔2004〕166号）和《事故隐患限期整改责任制》（中国石化安〔2002〕250号）执行，并由各单位职业安全卫生管理部门牵头负责整改。

第四章 劳动用工及职业健康检查管理

第二十四条 企业在与员工签定劳动合同时，应将工作过程中或工作内容变更时可能产生的职业病危害、后果、职业卫生防护条件等内容如实告知职工，并在劳动合同中写明，不得隐瞒。违反此规定，职工有权拒签劳动合同，企业不得解除终止原劳动合同。

第二十五条 企业所有员工都有维护本单位职业卫生防护设施和个人职业卫生防护用品的责任和义务，发现职业病危害事故隐患及可疑情况，应及时向有关单位和部门报告，对违反职业卫生和职业病防治法律法规以及危害身体健康的行为应提出批评、制止和检举，并有权提出整改意见和建议。

第二十六条 企业不得因员工依法行使职业卫生正当权利和职责而降低其工资、福利等待遇，或者解除、终止与其订立的劳动合同。

第二十七条 企业应对从事接触职业病危害因素的作业人员进行上岗前、在岗期间、离岗和退休职业健康检查，以及特殊作业体检、企业不得安排未进行性健康检查的人员从事接触职业病危害作业，不得安排有职业禁忌证者从事禁忌的工作。

第二十八条 企业人事部门应根据新招聘及调换工种人员的职业健康检查结果，以及职防部门鉴定意见安排其相应工作。

第二十九条对职业健康检查中查出的职业病禁忌症以及疑似职业病者，患者所在企业应根据职防机构提出的处理意见，安排其调离原有害作业岗位、治疗、诊断等，并进行观察。

第三十条 企业职业卫生管理部门应按规定建立健全职工职业健康监护档案，并按照国家规定的保存期限妥善保存。档案内容应包括员工的职业史、既往史、职业病危害接触史、职业健康检查结果和职业病诊疗等个人健康资料、相应作业场所职业病危害因素检测结果。

第三十一条 对在生产作业过程中遭受或者可能遭受急性职业病危害的职工应及时组织救治或医学观察，并记入个人健康监护档案。

第三十二条 体检中若发现群体反应，并与接触有毒有害因素有关时，职业卫生管理部门应及时组织对生产作业场所进行劳动卫生学调查，并会同有关部门提出防治措施。

第三十三条 所有职业健康检查结果及处理意见，均需如实记入职工健康监护档案，并由职防部门自休检结束之日起一个月内，反馈给有关单位并通知体检者本人。

第三十四条 企业应严格执行女工劳动保护法规条例，及时安排女工健康体检。安排工作时应充分考虑和照顾女工的生理特点，不得安排女工从事特别繁重或有害妇女生理机能的工作；不得安排孕期、哺乳期（婴儿一周岁内）女工从事对本人、胎儿或婴儿有危害的作业；不得安排生育期女工从事有可能引起不孕症或妇女生殖机能障碍的有毒作业。

第五章 作业场所管理

第三十五条 企业应建立生产作业场所职业病危害因素监测与评价考核制度。定期对生产作业场所职业病危害因素进行检测与评价，检测评价结果存入单位职业卫生档案，定期向所在地卫生行政部门汇报，并向员工公布。

第三十六条 企业应加强对工艺设备的管理，对易产生泄漏的设备、管线、阀门等应定期进行检修和维护，杜绝或减少跑、冒、滴、漏。企业在生产活动中，不得使用国家明令禁止、或可能产生严重职业病危害的设备和材料。

第三十七条 企业对不符合国家职业卫生标准和卫生要求的作业场所应立即采取措施，加强现场作业防护，提出整改方案，积极进行治理。对严重超标且危害严重又不能及时整改的生产场所，必须停止生产运行，采取补救措施，控制和减少职业病危害。

第三十八条 企业要在可能产生严重职业病危害作业岗位的醒目位置，设置警示标识和中文警示说明，警示说明应当阐明产生职业病危害的种类、后果、预防及应急救治措施。

第三十九条 企业要在可能发生急性职业危害的有毒有害作业场所按规定设置警示标识、报警设施、冲洗设施、防护救急器具专柜，设置应急撤离通道和必要的泄险区，同时做好定期检查和记录。

第四十条 生产岗位职工从事有毒有害作业时，必须按规定正确使用防护用品，严禁使用不明性能的物料、试剂和仪器设备，严禁用有毒有害溶剂洗手和冲洗作业场所。

第四十一条 加强对检维修场所的职业卫生管理。对存在严重职业危害的生产装置，在制定停车检修方案时，应有职防人员参与，提出对尘、毒、噪声、射线等的防护措施，确定检维修现场的职业卫生监护范围和要点。对存在严重职业危害的装置检维修现场应严格设置防护标志，应有相关人员做好现场的职业卫生监护工作。

第四十二条 要加强检维修作业人员的职业卫生防护用品的配备和现场冲洗设施完好情况的检查。

第四十三条 对承担检维修的特殊工种（放射、电焊、高空作业等）人员，必要时需组织检维修前体检，发现健康状况不适者，应立即通知不得从事该项工作，避免职业伤害。

第四十四条 要加强检维修现场尘毒检测监控工作。企业应根据检维修现场情况与职防部门联系检测事宜，随时掌握现场尘毒浓度，及时做好防护工作。

第四十五条 做好检维修后开工前的职业卫生防护设施防护效果鉴定工作，重点对检维修后的放射源防护装置、防尘防毒防噪声卫生设施的整改等情况进行系统检查确认，减少开车运行时的意外职业伤害。

第四十六条 企业应加强对劳动防护用品使用情况的检查监督，凡不按规定使用劳动防护用品者不得上岗作业。

第六章 职业病诊断与管理

第四十七条 职业病的诊断与鉴定工作由企业统一管理。职业病诊断和鉴定由企业和当事人如实提供有关职业卫生情况，按法定程序取得职业病诊断、鉴定的有关资料。

第四十八条 企业要加强对职业病病人的管理，实行职业病病人登记报告管理制度，发现职业病病人时，要按有关规定向地方政府卫生行政部门和集团公司安全环保局等报告。

第四十九条 企业应安排职业病患者进行医疗和疗养。对在医疗后被确认为不宜继续在原岗位作业或工作的，由职防部门提出调整岗位意见后，由有关部门和单位按有关规定办理。

第五十条 职业病患者的诊疗、康复和复查等费用以及伤残后有关待遇和社会保障，应依照国家和集团公司有关规定执行。

第五十一条 对疑似职业病的职工应及时进行诊断，在其诊断或者医学观察期间的费用按职业病待遇办理，同时在此期间不得解除或者终止与其订立的劳动合同。

第七章 职业健康教育与培训

第五十二条 企业安全生产监督委员会应定期研究职业卫生和职业病防治工作。各级领导和岗位职工都必须熟悉本岗位职业卫生与职业病防治职责，掌握本岗位及管理范围内职业病危害情况、治理情况和预防措施。

第五十三条 企业主管部门要组织对职业卫生管理人员进行职业卫生专业知识与法律法规的教育培训工作。结合生产实际，每年至少组织一次学习，举办专题培训和学习讲座，提高职业卫生管理人员的业务水平和管理水平。

第五十四条 企业要对全体职工进行职业病防治的法规教育和基础知识培训与考核。要组织职工认真学习和贯彻国家的职业病防治法规、条例及中国石化的规章制度，树立法制观念，提高遵纪守法意识。班组每季度在安全活动中安排一次职业卫生知识学习活动，并做好记录。

第五十五条 生产岗位管理和作业人员必须掌握并能正确使用、维护职业卫生防护设施和个体职业卫生防护用品，掌握生产现场中毒自救互救基本知识和基本技能，开展相应的演练活动。

第五十六条 从事职业病危害作业岗位职工必须接受上岗前职业卫生和职业病防治法规教育、岗位劳动保护知识教育及防护用具使用方法的培训，经考试合格后方可上岗操作。

第五十七条 企业要做好生产检维修前的职业卫生教育与培训，结合检维修过程中会产生和接触到的职业病危害因素及可能发生的急性中毒事故，重点掌握自我防护要点和急性职业病危害事故情况下的紧急处理措施。

第八章 附则

第五十八条 企业对外来施工人员和长期雇用的劳务工的职业卫生管理可参照本规定执行。

第五十九条 对放射线、噪声、硫化氢、氢氟酸等职业病危害因素的防护管理，按集团公司有关规定执行。

第六十条 各企业应按照本规定，结合实际情况，制定本单位职业卫生工作管理办法和实施细则。

第六十一条 销售企业由油品销售事业部参照本规定，制定相关管理办法。

第六十二条 本规定解释权归中国石化集团公司安全环保局。其他未尽事宜按国家有关规定执行。

第六十三条 本规定自印发之日起执行，原《中国石化集团公司职业卫生管理规定》（中国石化安〔2002〕341号）同时废止。

第三部分 安全检查规定

第一条 安全检查的主要任务是进行危害识别，查找不安全因素和不安全行为，提出消除或控制不安全因素的方法和纠正不安全行为的措施。

第二条 安全检查主要包括安全管理检查和现场安全检查两部分

安全管理检查的主要内容：

1.检查各级领导对安全生产工作的认识，各级领导班子研究安全工作情况的记录、安委会工作会议记要（录）等； 2.安全生产责任制、安全管理制度等修订完善情况；各项管理制度落实情况；安全基础工作落实情况等；

3.检查各级领导和管理人员的安全法规教育和安全生产管理的资格教育是否达到要求；检查员工的安全意识、安全知识教育，以及特殊作业的安全技术知识教育是否达标。

现场安全检查的主要内容：

1.按照工艺、设备、储运、电气、仪表、消防、检维修、工业卫生等专业的标准、规范、制度等，检查生产、施工现场是否落实，是否存在安全隐患； 2.检查企业各级机构和个人的安全生产责任制是否落实，检查员工是否认真执行各项安全生产纪律和操作规程。

3.检查生产、检修、施工等直接作业环节各项安全生产保证措施是否落实。

第三条 安全检查应按照国家现行规范、标准和集团公司有关规定进行。

第四条 安全检查分为外部检查和内部检查。外部检查是指按照国家职业安全卫生法规要求进行的法定监督、检测检查和政府部门组织的安全督查，内部检查是集团公司、直属企业内部根据生产情况开展的计划性和临时性自查活动。

第五条 内部检查主要有综合性检查、日常检查和专项检查等形式。1.综合性检查

综合性安全检查是以落实岗位安全责任制为重点，各专业共同参与的全面检查，集团公司对直属企业至少每年组织检查或抽查一次；直属企业至少每半年组织一次；二级单位至少每季组织一次；基层单位至少每月组织一次。2.日常检查

日常检查包括班组、岗位员工的交接班检查和班中巡回检查，以及基层单位领导和工艺、设备、安全等专业技术人员的经常性检查。各岗位应严格履行日常检查制度，特别是应对关键装置要害部位的危险点源进行重点检查和巡查，发现问题和隐患，及时报告有关部门解决，并做好记录。3.专项检查

专项安全检查包括季节性检查、节日前检查和专业性安全检查。

季节性检查是根据各季节特点开展的专项检查。春季安全大检查以防雷、防静电、防解冻跑漏为重点；夏季安全大检查以防暑降温、防食物中毒、防台风、防洪防汛为重点；秋季大检查以防火、防冻保温为重点；冬季安全大检查以防火、防爆、防煤气中毒、防冻防凝、防滑为重点。

节日前检查主要是节前对安全、保卫、消防、生产准备、备用设备、应急预案等进行的检查，特别是应对节日干部、检修队伍值班安排和原辅料、备品备件、应急预案落实情况进行重点检查。

专业性检查主要是对锅炉、压力容器、电气设备、机械设备、安全装备、监测仪器、危险物品、运输车辆等系统分别进行专业检查，及在装置开、停工前、新装置竣工及试运转等时期进行的专项安全检查。

第六条 直属企业应认真对待各种形式的安全检查，正确处理内、外部安全检查的关系，坚持综合检查、日常检查和专项检查相结合的原则，做到安全检查制度化、标准化、经常化。

第七条 对法定的检测检查和政府督查，直属企业应积极配合，认真落实法规要求。按照规范标准定期开展法定检测工作；对政府部门组织的督查，直属企业应将检查情况及时向集团公司汇报。

第八条 开展安全检查，应成立由直属企业领导人负责、有关人员参加的安全检查组织，提出明确的目的和计划。参加检查的人员应有相应的知识和经验，熟悉有关标准和规范。

第九条 安全检查应依据充分、内容具体，必要时编制安全检查表，按照安全检查表科学、规范地开展检查活动。

第十条 安全检查应认真填写检查记录，做好安全检查总结，并按要求报主管部门。对查出的隐患和问题，检查组应向被检单位提交《中国石化安全检查隐患问题整改通知单》，被检单位应签字确认。

第十一条 被检单位对查出的问题应立即落实整改，暂不能整改的项目，除采取有效防范措施外，应纳入计划，落实整改；对确定为隐患管理的项目，应按《事故隐患治理项目管理规定》执行。

第十二条 对隐患和问题的整改情况，应进行复查，跟踪督促落实，形成闭环管理。

第四部分 事故隐患治理管理工作规定

第一章 总则

第一条 为了贯彻中国石化集团公司“安全第一、预防为主、全员动手、综合治理”的安全生产方针，加强事故隐患治理工作的管理，提高企业安全水平，增强抵御重大恶性事故和自然灾害的能力，特制定本规定。

第二条 本规定适用于中国石化集团公司范围内石油石化企业事故隐患治理项目。

第二章 事故隐患的范围

第三条 危及安全生产的不安全因素。

第四条 导致发生或扩大的生产设施、安全设施隐患。

第五条 可能造成职业病或职业中毒的劳动环境。

第三章 事故隐患的评估与分级

第六条 隐患评估办法。1.企业应首先进行自评。由企业主管领导、具有实陈工作经验的工程技术人员组成评估小组，深入现场实地考察，以国家和集团公司有关规范、标准为依据或经有资格的安全评价单位安全评价后提出的整改意见进行评估，评定后的项目应建立完整、齐全的档案资料，内容包括评估报告、评审意见、经自评小组做出的技术结论、隐患治理方案和概算等。2.企业安全部门根据自评结果，征求计划、财务、生产、机动部门的意见后，编制出本企业下事故隐患治理计划表，经企业主管经理（局长、厂长）或总工程师批准，上报集团公司安全与环保监督局。

3.集团公司安全与环保监督局对企业上报的事故隐患治理计划进行初步审，对符合本规定的隐患治理项目，安全与环保监督局组织有关专家进行复查，提出复查评估报告。

4.根据事故隐患治理项目复查评估报告，确定隐患治理项目，做出集团公司事故隐患治理项目计划，报集团公司安全监督委员会审批后，作为集团公司级隐患，立项执行。

5.未获集团公司批准的隐患项目作为企业级隐患项目，由企业自行立项治理。

第四章 事故隐患治理项目计划编制程序

第七条 凡形成固定资产的隐患治理项止，由企业主管技术改造部门按《中国石化集团公司技术改造管理办法》，以安全技术措施纳入投资规模统一管理。限额以上项目由集团公司发展计划部审批，如需集团公司安保基金补助的隐患项目，需报集团公司安全与环保监督局审批。

第八条 凡属上级主管部门审批范围或申请补助的隐患治理项目，企业应先办报批手续，再列入计划。撤消或调整已经上报批准的治理项目或计划，应按同样手续办理。

第九条 每年七月底前，企业安全部门与技术部门协商，将下的隐患治理项目列入企业的技措建议计划，参加集团公司发展计划部的技术改造计划预安排。

第十条 企业每年十月底前报批下隐患治理计划表。

第十一条 计划外新增隐患治理项目，按本规定另行申报。

第五章 事故隐患治理项目的管理、分级、验收

第十二条 事故隐患治理项目的管理。

1.事故隐患治理项目由企业安全部门管理，并建立隐患评估、治理完成情况和效果考核验收等管理档案。

2.对各类事故隐患的整改要做到“四定”（定整改方案、定资金来源、定项目负责人、定整改期限）。

3.对一时不能整改的事故隐患，企业要采取可靠的安全措施，加以监护。4.企业主要领导须对本单位事故隐患的整改负首要责任，企业技术负责人应对事故隐患的整改方案负责技术审查和批准。

第十三条 事故隐患项目的实施。

1.企业对本单位的事故隐患治理项目进行全面的组织实施，按进度完成年计划。

2.集团公司安全与环保监督局负责事故隐患治理项目实施情况的督促检查与协调。

第十四条 事故隐患项目的验收。

1.重大隐患治理项目由集团公司安全与环保监督局或委托有关单位组织验收。

2.已竣工的隐患治理项目经试运转基本正常后的两个月内，由工程主管部门或单位报

请企业安全技术部门，按事故隐患管理权限组织考核验收。验收后，由企业安全部门将竣工验收报告、竣工验收表、连同补助项目的财务决算一并报集团公司安全与环保监督局。

3.项目验收合格后，应由车间（部门）制定相应的规章制度，组织操作人员学习，转入正常维护管理。

4.企业事故隐患治理项目完成情况要按季、年上报集团公司安全与环保监督局。季报为下季度第一个月5日前，年报为下年1月底前。

第六章 事故隐患治理项目资金的补助

第十五条 补助的范围。

经集团公司安全与环保监督局组织有关专家或有资格的安全咨询公司评审，由集团公司安全监督委员会批准的隐患治理项目，企业可提出补助申请，报安全与环保监督局审查，按规定给予补助。

第十六条 补助标准。

1.集团公司批准立项的集团公司隐患项目，按项目预算总投资的20％补助。第十七条 补助资金的使用。

隐患治理项目，应先投用自筹资金，集团公司补助资金根据工程实际进度分期拨款，跨项目补助资金分安排。

第十八条 不属于补助的范围：

1.没有在集团公司投保的设施（设备）隐患；

2.没有按规定数额足额交纳安保基金的单位的隐患项目； 3.办公设施、生活福利设施、与生产无直接关系的设施； 4.新建、扩建、改建工程正式投产三年内发现的隐患；

5.属于大修、更新、扩建项目（无论成套装置、单体设备或构筑物）。

第五部分 人身安全十大禁令

1．安全教育和岗位技术考核不合格者，严禁独立顶岗操作。

2．不按规定着装或班前饮酒者，严禁进入生产岗位和施工现场。3．不戴好安全帽者，严禁进入生产装置和检修、施工现场。4．未办理安全作业票及不系安全带者，严禁高处作业。

5．未办理安全作业票，严禁进入塔、容器、罐、油舱、反应器、下水井、电缆沟等有毒、有害、缺氧场所作业。

6．未办理维修工作票，严禁拆卸停用的与系统联通的管理、机泵等设备。7．未办理电气作业“三票”，严禁电气施工作业。8．未办理施工破土工作票，严禁破土施工。9． 机动设备或受压容器的安全附件、防护装置不齐全好用，严禁启动使用。

10.机动设备的转动部件，在运转中严禁擦洗或拆卸。

参考文献

1.《油田总体开发方案编制指南》

天然气田开发 篇3

目前,我国气田在后期的挖潜阶段面临的主要难点在于两大方面,一方面在于气井底部中的压力过小,并且越到后期压力逐渐衰竭,对外输工作带来了很大困扰,开采难度大大增加;另一方面在于受到气田水的困扰,气水过多影响了现场勘测和内部环境视察,阻碍了天然气运输的效率和质量,导致资源损耗较多,阴碍了气田开发进度,不利于整体经济效益的实现。

总的来说气田后期阶段的开发生产特点具备了三大点:①气井内部压力过低;②井筒底部长时间开发会积累大量液体,气井容易出现水淹现象;③气井开发过程中产生出来的压差过小,不利于天然气挖潜。

2增压开采工艺在气田后期开发应用方案研究

2.1增压开采应用中气井区的选择

针对天然气增压开采技术的具体应用过程,需要选择合适的气井区作为大体环境进行实施,要全方面考虑气井内部的压力程度以及时机管道的分布状态,从而充分利用集中外输系统,选择压强密度较高的区域进行增压开采,达到最佳的应用效果。

2.2气井增压开采技术规模的应用思考

为了保证天然气增压集中站组的正常运作,在实际应用中要有效制定增压装机的规模以及场地选择。例如气田开采中的装机规模普遍为12×100 m3/d,那么就需要保证开采容量保持在15.45×23.59至100 m3,保持最大功率维持在458 k W,以此来满足整体气田压力的需求,使得具体开采工作处于标准值范围内。

为了有效保证增压开采工艺的应用效果,首先需要制定合适的采气量,其次要合理计算增压装机以及技术实施后气田收益率,从而能够有效保证天然气的综合开采效率。

3天然气增压开采工艺技术在气田开发后期应用的思考

3.1合理选择气井、气田

在天然气开采中,首先要选择好气井或者气田,这是工程项目的基础。首先应当从五个方面论证气井或者气田开采的合理性和可行性,从而提升开采的经济效益。

第一,是保证气井或者气田仍然有着较大的储量;第二,是和用气市场距离远近;第三,是气井的集中度和官网的匹配度;第四,是投资和收益比;第五,是增压会对气田产生的影响。

3.2合理选择增压站址

增压站的选址如何对天然气增压开采工艺技术有着非常大的影响,在选址中,应当注意以下几点。

第一,如果是气水同产的天然气单井,应当在井场的附近选择建立增压站,从而便于将气和水分离,并且单独输送,这样有助于提高管理的协调性,避免井口压力过大;第二,纯气井单井开采中使用增压技术,需要根据具体的情况确定增压站的地址,在单井站选址能够提高管理的效果,有助于完善设施,也可以在不远处选址;第三,集中开采的气井中使用增压技术时,可以在不远处选址。

3.3设备选型及工艺流程改造应与气田生产特点相适应

(1)气田天然气增压生产的特点。气田天然气增压生产中需要面临一些特殊点,总结起来包括以下几点:

第一,天然气在开采过程中随着深度的增加会出现压力下降的现象,随着输送气量、用户用量等变化输气压力也会出现一定的变化,因此需要采用增压设备来保证天然气压力的稳定。第二,在天然气开采中,气井的分布比较散,很难真正地实现统一的供水和供电,所以在供水供电方面很难得到切实的保障。第三,有的气田所生产的天然气含有硫化物等腐蚀性物质,这就对增压设备提出了一定的要求,需要加强对设备的抗腐蚀性的管理和预防。第四,天然气开采具有一定的连续性,所以增压机应当稳定连续地运转;第五,天然气生产中容易出现变化,增压设备要易于搬运。

(2)设备的选型。为了适应天然气开采的特点,目前我国已经有了几种比较常见的天然气开采装置,比如DPC系列、JG型压缩机,这两种压缩机都能够满足气田后期增压的需要。DPC和JG压缩机Jun均是美国生产的压缩机,DPC机组自带报警装置,无论是使用还是安装都比较方便,适合野外工作,所以更加受到我国天然气开采队伍的青睐。

3.4有效地协调气田生产变化和压缩机工况

气田增压开采成功的关键点在于压缩机工况和气田生产变化是否相适应。为此,应当有效地协调压缩机工况和气田生产变化。

首先,可以根据气井或者气田的产量、井口的压力、工艺流程等计算压力损失和输气压力,进而在选择压缩机时可以采用相适应的型号和数量,不过如果是气水井增压开采,需要同时考虑使用备用的机组,便于气水的分离和输送。

其次,要根据气田开采的变化对压缩机的运行参数进行适当地调节,进而实现转速调整、压缩缸气阀数量、压缩缸空隙的控制。

最后,在气井变化较大的情况下可适当对压缩机型号、数量进行调整,从而满足生产需要,将生产效果提高。

4结束语

通过对天然气增压开采工艺进行展开分析,着重探讨了该技术在气田开发后期中的实际应用情况,总结了具体的应用成效和应用技巧,为后续天然气工业生产做出重要贡献。由于在气田开采的过程中,开发后期长时间日积月累的资源损耗,使得整体气田的内部压力逐渐减弱,不能很好的满足具体工艺技术的准确应用,从而使得开发所涉及到的众多指标不能达到正常标准。基于此,为了保障气田开发后期开采效率和进度,天然气增压开采技术发挥了关键作用和重要价值。

参考文献

[1]李红旭.基于结构方程模型的天然气增压站安全评价研究[D].重庆科技学院,2015.

[2]王远东.靖边气田增压开采动态分析[D].西南石油大学,2015.

[3]张抗,张文长.中国天然气统计预测中的若干问题探讨[J].天然气工业,2012,01:6~11+117~118.

油气田开发新技术分类介绍 篇4

一、摘要

油气田开发科学与技术随着油田开发的进行，不断地发展。近些年，世界各大石油公司对油气田开发的基础研究不断深化，对关键技术的创新也取得了许多原创性成果，这些新技术新成果主要有以下几个方面：油藏数值模拟技术、井建技术、采收率技术、稠油开采技术、天然气开采技术海上油气田开发技术及数字油田技术。

二、报告内容

2.1 油藏数值模拟技术

油藏数值模拟技术可用来对油气藏特征进行研究、对油气田的开发方案进行编制、对油气田开采中的生产措施进行调整优化，可以提高油气藏的采收率。

油藏数值模拟技术发展现状与趋势：（1）油藏数值模拟技术发展现状

油藏数值模拟技术从20世纪50年代开始研究至今，已发展成为一项较为成熟的技术，在油气藏特征研究、油气田开发方案的编制和确定、油气田开采中生产措施的调整和优化以及提高油气藏采收率方面，已逐渐成为一种不可欠缺的主要研究手段。油藏数值模拟技术经过几十年的研究有了大的改进，越来越接近油气田开发和生产的实际情况。油藏数值模拟技术随着在油气田开发和生产中的不断应用，并根据油藏工程研究和油藏工程师的需求，不断向高层次和多学科结合发展，将得到不断的发展和完善。

目前，油藏数值模拟的主流软件系统一般均提供了一整套一体化的油藏模拟模型，包括黑油模型、组分模型、热采模型（SURE没有）等，还包括了用于辅助粗化、网格化和数据输入的综合前处理软件；模型结果分析和3D可视化的后处理应用软件。因此它能单独用来作数值模拟研究。

主要包含以下五个：ECLIPSE、VIP、CMG、WORKBENCH及SURE，其中，前四项为老牌软件公司，技术较成熟，特别是ECLIPSE和VIP，占据了世界80%以上的应用市场份额；SURE软件相对较新，但由于在技术上有较大的创新，故发展很快。

（2）油藏数值模拟技术发展趋势

很多国外的巨型石油公司都自行开发和维护自己的数值模拟工具，以满足他们及其巨大的需求。由于油藏本身的复杂性和工业界对开发方案的更高的要求，高性能的油藏模拟器一直是业界不断努力追求的目标。国外的很多大学和公司都在这一方面投入的巨大的人力物力，也取得了非常显著的进展。现代的油藏模拟器向着高速，多功能集成，系统耦合模拟的方向发展。

1）在模拟速度方面，新型线性求解器，如限制压力留数法多级求解器；新的数值格式，如使用IMPES，IMPSAT，FIM的多级自适应隐式格式；新的相平衡算法,可以把对于组分模型至关重要的相平衡计算速度提高一个数量级；并行计算方法，程序可以运行在多个CPU机器，或PC集群上，并随着CPU数目的增加，运行速度有显著的提高。

2）多功能集成方面，现代数值模拟器集成了越来越多的功能，并且倾向于使用统一的版本，便于维护和再开发。例如在一个模拟器中整合黑油，组分，热采模型；整合全隐式，压力隐式和自适应隐式等不同格式；整合结构化和非结构化网格系统，整合传统井模型和智能井模型。

3）在系统耦合模拟方面，现在油藏模拟器的模拟对象已经超出了油藏，而是对整个油藏系统（包含油藏，井，地面管网、设备）进行全隐式的模拟。而以前的各种努力通常是分部模拟，使用简单的曲线显式地链接起来。全系统的耦合模拟可以达到更精准的效果，只有依赖于这样的模拟器，才能实现真正的全局优化。

2.2 井建技术

井建技术主要包括水平井、多分支井和智能井等多种井的井建技术。其中水平井经过多年的研究发展，已经有了十分成熟的技术水平；而在多分支井方面，近年出现了鱼骨型水平多分支井钻井技术、智能多分支井钻井技术和膨胀管定位多分支井钻井技术等新技术;而对于智能井技术，是一种将油藏动态实时监测与实时控制结合在一起的技术，它可以有效提高油气田开发过程中的经营管理水平，而我国在这方面的研究还处于相对的空白阶段，与国际大石油公司有着较大皇轰距。

水平井、多分枝井、智能井等建井技术发展现状与趋势：

（1）水平井、多分枝井、智能井等建井技术发展现状

世界上最早的水平井于1937年诞生在前苏联，1939年美国也开始钻水平井，但是在20世纪80年代以前，水平井技术仍处于研究与开发阶段。20世纪80年代，国外水平井技术已得到很大的发展，并在低渗、稠油、裂缝等油藏中获得了成功的应用，但是，在80年代，水平井仍处于单井采油阶段。20世纪90年代以来，由于钻井技术的不断发展，水平井在油田开发中得到了成功的应用，不但提高了单井产量，而且提高了油田的采收率。随着钻井技术的发展，水平井和大位移井的水平位移已经超过10000米，这使得水平井和大位移井的泄油面积明显增大，因此，在油田开发中的应用越来越广泛。水平井在天然裂缝油田、稠油油田和海上油田都获得了成功大规模的应用，并获得了明显的经济效益。目前水平井钻井成本平均为直井的1.5～2倍，甚至有的水平井成本只是直井的1.2倍；水平井产量平均是直井的4～8倍。多分枝井是上世纪90年代在水平井技术上发展起来技术。多分枝井可以在主井筒的基础上，对一个以上油层钻接多个分枝水平井眼，达到一口多分枝井开采多个油层的目的，其效果是一井高产，在提高油藏采收率的同时，还可以有效地降低吨油成本。据2003年2月10日《油气杂志》统计，全世界共钻（一至六级）分枝井2481口，主要分布在美国Austin白垩纪地层、加拿大、委内瑞拉的重油及北海等复杂地层中。

据北美和北海油田的2000年统计，直井、水平井和多分枝井的吨油成本比分别为1:0.48:0.39和1:0.77:0.86。上世纪90年代中后期，世界大量油气发现从陆地转向深水、高温高压地区，大斜度井、水平井、大位移井和多分枝井应用越来越多，由于生产难以控制，常规完井方式受到挑战，随着水下控制系统、光纤传感系统和各种井下仪表、滑套和安全阀等技术的日臻完善，智能完井技术应运而生，其发展正在使油藏管理水平和生产经营模式产生飞跃性的变革。智能井可以减少或完全消除对井的传统干扰，为降低成本提供了很大潜力。在智能井中作业者可以通过地面遥控能够“随意”实现单井多层选择性生产和注入，而不必采用钢丝绳、连续油管或油管修井方法来完成这些转换。通过永久传感器，可对井下参数（各井段的压力、温度、流量、流体性质和地震监测情况等）进行实时测量、传输、分析与优化，避免了生产测试和作业的干扰，实现了油藏“闭环”的经营管理。智能井与分枝井的结合使其发展前景更加广阔，截止到2003年，世

界上能够实现分支控制的智能井达到了152口。

（2）水平井、多分枝井、智能井技术发展趋势

目前国外水平井、多分枝井、智能井技术发展趋势表现为：1）油气井设计向集成系统发展：即以提高成功率和综合经济效益为目的，结合地质、地球物理、油层物理和各工程技术，对油气藏进行地质评价和筛选，综合优化设计井型与井眼轨迹；2）油气井控制从地面控制、干扰作业向井下智能控制、无干扰作业发展；3）数据采集、处理、解释与生产优化向实时化的闭环方向发展；4）应用范围逐步扩大。2.3 采收率技术

所谓采收率，是指在某一经济极限内从油气藏原始地质储量中可以采出的石油(气)量的百分数，也就是可采储量与原始地质储量的比值。显然这一指标明确反应出了油气田的开发效果，是石油天然气资源是否得到有效利用的关键指标。

通常提高采收率技术在国外指EOR和IOR技术。EOR最初的基本概念是针对水驱后剩余油和重油，通过各种新技术、迫使其流动，从而提高原油采收率的过程。IOR的基本思路就是因地制宜、因时制宜，综合应用各种技术手段，造成有利的地下水动力条件，增加波及体积，使原本处于封闭状态的油流动起来，继而被采出。所以IOR技术是所有成熟技术或新技术的集成应用，核心是确定剩余油的分布、增加波及体积和增加驱油效率。

提高采收率技术发展现状与趋势：（1）提高采收率技术发展历程

在上世纪七十年代和八十年代早期，受油价和税收政策的激励，EOR项目迅速增加，特别是在美国和加拿大。但八十年代中期油价下跌以后EOR项目由于经济性欠佳，开始萎缩，特别是化学驱项目，例如美国EOR项目总数从1988年的266个下降到2004年的143个,其中化学驱项目从124个下降到4个（其中3个仍在试验中，仅有1个有经济效益），为适应新的形势，八十年代后期到九十年代早期，提高采收率在概念上有了一个明显的转变，既从单纯强调水驱后EOR发展到强调改善二次采油为主的IOR，报道中经常出现的是EOR/IOR技术。

随着油价的攀升和技术的进步，在世界能源需求日益增长的情况下，对提高采收率技术又提出了新的需求。许多作业者将最终采收率的目标提高到了70%以

上，这决不意味着去开展一些特别复杂的、难以实施的提高采收率项目，而是要集成应用现有的各种成熟技术和新技术，包括低成本的建井技术、低成本设施、改善流体分布技术、油藏成像技术等等。在此基础上还要求研发各种目前还没有的创新性技术。

（2）提高采收率技术发展现状

目前提高采收率的主要技术以热采和注气为主，化学驱主要集中在我国，微生物提高采收率技术目前尚不成熟，但未来20年会有较大进展。据《油气杂志》2006年统计，世界EOR产量8716万吨/年，占世界总产量的2.23%，其中热采产量5770万吨/年，占66%；气驱产量3233万吨/年，占37%；化学驱产量占0.88%。热采是世界第一大EOR方法，产量最大，占66%。主要分布在美国、加拿大、委内瑞拉、中国、印尼等国；气驱是世界第二大EOR方法，当今世界发展最快的方法。其中CO2提高采收率又是气驱中发展最快、前景最为看好的方法。注气技术应用有日益上升趋势。在美国和加拿大，注气技术已成为一项成熟技术，它不仅可作为一次采油手段用于新油藏的开发，也可作为三次采油手段用于水驱后油藏提高采收率。当用于水驱后油藏时，其开采对象主要是水淹带内被束缚在地层中的残余油，采收率可提高10％。化学驱主要集中在我国。化学驱提高采收率的幅度较大，但最大的问题是成本和环境问题。微生物驱尚在探索试验阶段，还没有大规模的应用。

（3）提高采收率技术的发展趋势

提高采收率技术的发展有四大主要趋势：一是以提高剩余油预测精度为基础；二是以加密井提高波及体积和效率为首选；三是注重发展以替代气源为主的低成本注剂，强调环境效益，发展环保、驱油联产技术；四是发展数字油田提高采收率。

因此提高采收率新技术发展集中在：集成应用4维地震、井间地震、成像测井、油藏工程等油藏精细表征技术准确确定剩余油的分布；利用水平井、多分枝井、多目标井、智能井、过油管旋转钻井(TTRD)侧钻等技术直接开采相对富集的剩余油区；利用各种交联液、泡沫、智能液等进行调堵和深部液流转向驱替，提高波及体积和驱油效率；发展注天然气、水气交注、空气低温氧化、火烧油层等技术降低注剂成本；发展注烟道气、CO2注入、CO2捕获（特别是发电厂、炼厂

等下游项目）驱油联产、产出水处理、微生物采油等技术提高驱油、环境综合效益；同时注重发展新工艺（如TOE-TO-HEEL、水驱后降压开采等）进一步提高采收率。数字油田可以实现实时监测、实时数据采集、实时解释、实施决策与优化的闭环管理，可以将油井、油田及相关资产相互联系起来统筹经营与管理，因此是提高采收率的有效途径和发展方向，特别是在注剂比较昂贵的情况下。目前随着油藏动态监测技术（微震技术、3D、4D地震技术、井下永久监测技术、测井、油藏模拟等多学科综合监测）和水平井油井管理（水平井段分段封割技术和分段生产控制技术等）和油藏管理技术的进步与成熟，数字油田提高采收率已经前景十分明亮。2.4 稠油开采技术

稠油占我国石油储量比重较大，我国针对稠油特稠油难采储量的有效利用问课题进行了相关研究。近些年来我国也在进行稠油蒸汽驱、蒸汽驱水汽交替驱和水平井开采稠油等方面的试验。但是目前我国采用的热采稠油技术面临着相应的生态环境问题，所以在稠油溶剂开采和热开采方面的复合方面还有很大的发展潜力。

全球石油资源约有一万多亿吨，常规原油只占其中的大约30%，其余都是稠油、超稠油和沥青。在石油需求强劲、油价高企、常规原油产量下降的背景下，石油工业在全球许多地方的重点正在转向稠油开采。

稠油开采技术发展现状与趋势：

（1）世界稠油开采关键技术发展历程及现状

世界稠油开采技术发展历程：稠油开发在流体分析和提高采收方面都给我们带来新的挑战和困难，然而通过采用新技术以及对常规油藏开发方法进行改进能够实现对稠油油藏的有效开发。当今世界重油技术的发展主要围绕两点：一是降低生产成本，二是提高重油价值。

目前世界稠油开发技术主要有两大类：一类是热采技术，包括：蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力驱、火烧油层、热水驱等，适用于重油、超重油及油砂，目前应用最为广泛；另一类是冷采技术，主要包括出砂冷采技术和水平井、分枝井冷采技术等，适用于在油藏条件下能流动的重油开采，这类技术由于成本低，发展前景看好；还有一类是浅层油砂的矿采与抽提技术。前沿技术包括溶剂注入

与抽提（VAPEX）技术、微波采油技术、微生物采油技术、井下蒸汽发生技术、井口减粘裂化技术、离子电弧技术、从端部到跟部驱油工艺等都处于试验中，目前尚没有商业性应用。

（2）世界稠油开采技术发展趋势

目前重油开发技术的发展趋势概况为：以油藏精细表征为基础，以热能管理为核 心，以动态监测为手段，以技术集成应用为特点，以油藏管理最优化为目标，注重节能降耗，联产增效，实现资产经营效益最大化。几项关键技术的发展趋势主要表现在：蒸汽吞吐技术和蒸气驱技术。目前属于成熟技术，是世界重油开采应用最广的技术。如在加拿大、委内瑞拉、美国、印尼、中国的重油开发中都得到普遍应用。

蒸汽吞吐技术操作成本相对较低，因为仅加热处理井眼周围地层，所以采收率也较低，一般为15％～20％。蒸汽驱采收率较高，一般能达到20％～40％，但是蒸汽驱技术目前还没有成功逾越中深层、大斜度油藏蒸汽驱的难关。蒸汽辅助重力驱（SAGD）。以水平井和热采技术结合为特点，自上世纪80年代 以来在加拿大和以世界多个地区都有成功试验和商业应用，该技术正以采收率高（高达60％）、见效快显示出广阔的发展前景。但热采技术的应用都面临能源消费量较高、温室气体排放量较高的问题。水平井、分枝井利用螺杆泵、电泵冷采在委内瑞拉等地的成功应用，为重油开发开辟了一条低投入、高产能、低操作成本、环境友好的新技术，但这项技术采收率也较低，一般为5％～10％。出砂冷采技术也类似，采收率较低，一般仅适于厚油层（5～20米），不适于油砂、沥青油藏开采，也不适于有活跃水层的油藏开发。

溶剂提取法（VAPEX）是一项相对较新的技术，目前正在加拿大进行试验。该工艺使用混合气体注入，包括甲烷、二氧化碳、丙烷等，这些气体溶解于重油中，通过化学方法降低原油黏度改进油的流动性。与SAGD相比，VAPEX大大降低了能量消耗，而且不排放大量的温室气体，将来可能大有用武之地。从端部到跟部注空气火烧油层技术（THAI）组合了垂直注气井和水平生产井，可实现全新的火烧油层方式。这种方式将一组水平生产井平行地布在稠油油藏的底部，垂直注人井布在距离水平井端部一段距离的位置，垂直井的打开段选择在油层的上部。THAI技术的重要特征是：燃烧前缘沿着水平井从端部向跟部扩散，并在燃

烧前缘前面迅速形成一个可流动油带。该流动油带内的高温不仅可以为油层提供非常有效的热驱替源，也为滞留重油的热裂解创造了最佳条件。另一方面，生产井中还装有移动式内套筒来进行控制。相对于燃烧前缘，可连续调整内套筒以维持生产井射孔段长度不变。2.5 天然气开采技术

天然气因其清洁和高效性，对于改善我国能源结构、保护生态环境都有着极大的优势，因而天然气的开发及利用也越来越受到国家的重视。随着天然气新区的地质条件越发复杂，开发程度的加深，老区挖掘难度的加大，在各个气田推广低渗储层改造、复杂机构井、排液采气、增压开采等新技术有着十分重要的意义。

地球上拥有丰富的天然气储量，与其他化石燃料相比，天然气燃烧时产生的二氧化碳和残留物质（烟灰和焦油）较少，因而需求量很大。此外，天然气用于热—电联作发电站发电时，能源利用效率很高。在过去的30年里，全球天然气需求持续上升，其上升速度高于任何其他燃料。1980年，天然气消费占世界能源消费总量的17%，如今，这个比例已升至21%。据国际能源署预测，这一比例还将继续升高，2030年可能达到23%。虽然全球天然气资源非常丰富（约为18兆立方米），但有些天然气（如致密气、高含硫天然气等）需要采用特殊的开采技术和处理工艺。

低渗致密气田开发技术：

致密气藏因其渗透率低而得名。这类气藏潜力巨大，在世界各地都有分布，但目前确认的主要分布地区在北美和中国。致密气藏在已探明气藏中约占10%～15%，相当于20～30万亿立方米的天然气。致密气藏的孔隙度处于平均水平（介于3%～5%和15%～20%之间），但基岩的渗透率极低，比常规油气藏低10,000倍。虽然天然气的粘度不高，但钻入致密气藏的生产井的自然产能极低，有时甚至为零，必须采取复杂的钻井工艺及水力压裂等增产措施。因此，提升致密气藏资源价值，一直是一项难度大、成本高的工作。这从另一方面也解释了致密气藏一直未得到开发的原因。但是，迅速发展的技术、有利的经济环境以及能源需求的压力，使开采致密气藏变得经济可行。

高含硫气田开发技术：

在现实条件下，含硫气系指二氧化碳含量超过几个百分点或硫化氢含量超过

2～3ppm的天然气。硫化氢通常还伴有硫醇等有机硫化合物，甚至还伴有COS或二硫化碳。所有这些化合物都具有腐蚀性，在高温高压环境下腐蚀性则更大，这意味着任何与气流接触的设备都必须采取特殊工艺加以处理。另外，硫化氢毒性很大，即便浓度达百万分之十时，也需采取安全防护措施。这一切都表明，含硫化氢过高的天然气在市场竞争中处于劣势，也就是说，生产者只有采出更多的此种气体，才能经处理而获得数量相当的具有商业价值的天然气，而处理工艺既复杂又昂贵。距离消费地最近且最具价值的天然气通常都最先得到开采。中东、俄罗斯和东南亚等地的含硫天然气资源十分丰富，在未来其产量可能占据较大份额。

2.6 海上油气田开发技术

从上世纪五十年代开始，我国就开始了海上油气田的勘探工作，而我国海上油气田的开采率相较于陆上还有很大潜力。但是由于我国海洋油气田的开发较晚，科研技术比较落后，深水工程技术能力十分薄弱，缺乏核心技术又难以引进外国技术，所以跟国外先进大石油公司相比还有着极大差距。

随着全球能源需求的不断膨胀，陆上大型油田日益枯竭，于是人们逐渐将目光投向海洋，因为那里有着很多未探明的油气储量。尽管过去由于技术不成熟人们对海洋望而却步，但自“深海钻井平台”出现后，人类就开始向几百甚至几千米的海洋深处“进军”。深水将是未来全球油气战略接替的主要区域，深水油藏的勘探开发也已成为跨国石油公司的投资热点。

海上油气田开发技术发展现状与趋势：

上世纪50年代，海上石油钻井平台才首先出现在美国，开始海上油气的地质勘探和开发。人类半个多世纪的海上油气勘探开发迅猛发展，海上石油产量一直稳步增长。从区域分布来看，墨西哥湾、巴西和西非及北海等海域集中了全球约70％的深水勘探开发活动，成为深水油气勘探开发的热点地区，主导了全球深水油气开采的潮流。

近年来，在全球获得的重大勘探发现中，有一半来自海上，特别是深水区域。据道格拉斯•伍德公司和油田系统工业数据公司的资料，当水深在500～1500米时，世界油气田的平均储量规模随水深而大幅增加，深水油气田的平均产量规模明显高于浅水油气田。许多深水勘探技术领先的公司往往更乐于进行深水勘探，大型跨国石油公司成为深水勘探开发的主力军。目前，深水油气储量居世界前十位的公司是：BP、埃克森美孚、壳牌、巴西石油、道达尔、埃尼、雪佛龙、挪威国家石油、加州联合石油和BG公司。这10家公司2003～2007年的深水油气开发产量将占世界产量的73％。深水项目较之常规油藏，需要克服许多难题。深水环境非常恶劣，海底温度极低导致原油凝结、气体形成冰状水合物，而且海底压力非常大，技术人员不得不远程操作。波浪和水流变化对设备产生很大的作用力。深水钻井会遇到松散储层、不稳定土壤层、高压和极低温，这些都需要新技术和新材料支持。

深水区域以其丰富的资源潜力，吸引了众多石油公司的关注，然而由于经济、技术等方面因素的制约，多数小公司对深水油气勘探是心有余而力不足，而具有雄厚资金、技术实力以及管理经验的大型跨国石油公司，就成为深水勘探开发的主力军。目前，BP、埃克森美孚、壳牌等全球十大石油公司拥有2003～2007年世界深水油气开发产量的73%。目前，海上油气田开发主要呈现三大趋势：

（1）海上油气勘探开发领域和作业范围不断加大。墨西哥湾、西非及巴西等海域将继续引领全球海洋油气勘探开发潮流，同时许多前景看好的海上新区将陆续投入勘探，如东南亚及澳大利亚大陆架海域、孟加拉湾、里海地区及两极大陆架地区。其中，北极地区海域发育30多个沉积盆地，勘探面积330多万平方千米，油气资源丰富。

（2）深水的概念和范围不断刷新。随着海洋钻探和开发工程技术的不断进步，深水的概念和范围不断刷新。90年代末，水深超过 300米的海域为深水区。目前，以大于500米为深水，大于1500米则为超深水。据估计，海上44％的油气资源位于300米以下的水域，其中墨西哥湾深水油气资源量高达50亿～70亿吨油当量，约占墨西哥湾大陆架油气资源量的40％以上，而巴西东部海域深水油气比例高达90％左右。

（3）海上油气开发新工艺与新技术不断发展。在一系列钻井新工艺如高压喷射钻井、近平衡钻井、定向钻井、大位移钻井、水平钻井、多枝井钻井等成功推广应用之后，近年斯伦贝谢公司又推出了套管钻井新工艺，它可使钻井下套管等作业总体效率提高35～40%。先进完井技术如：智能完井技术、油管传输负压射孔技术、油管传输负压射孔技术与地层测试器联做技术、过油管射孔技术、一

次多层射孔和一次多层防砂技术（ONE-TRIP）、压裂防砂技术（Frac-pack）、酸化解堵技术等为提高油气井产能，优化油藏经营提供有力支持。

（4）滩海油田开发向钻采作业设备一体化、海上油田开发向深水作业方向发展。滩海油田技术开发技术向钻井、试油、试采、采油和作业一体化平台、安全高效和灵活易动的装备方向发展。配套形成的海油陆采技术，使钻大位移井超过了10000米以上，提高了滩海油田综合开发效益。海上油田开发向深水钻井、完井及采用浮式生产设施和水下回接技术、恶劣环境下作业的方向发展。开发了系列配套水下作业技术（水下混输技术、深水大排量混输泵、水下供配电系统、水下作业机器人、水下采油树、水下多相计量技术等），满足海上油田安全、经济、高效开发总体要求。

总之，海上油气开发的发展，精细油藏表征是基础，装备发展是关键，技术创新是核心，环境保护是制约，优化油藏经营是目标。对此技术发展趋势为：油藏表征向精细化方向发展，装备能力向适应深海环境发展，技术应用向集成化方向发展，生产控制向智能化、实时化方向发展，油藏优化经营向闭环化方向发展。2.7 数字油田技术

“数字油田”的概念如今被越来越多的人提起，但是真正意义上的数字油田目前还没有公司可以做到，大部分只是油田的“实时管理中心”。我国大庆油田提出的数字油田的基本框架主要分为七个层次，由下而上是环境层、数据层、知识层、模型层、应用层、集成层、战略层，这种分层方法得到了普遍的认可。

实现应用三维和四维成像处理技术和实时勘探开发方法的数字油田构想全球的大型石油公司都面临着一个共同课题。国际上许多著名大油公司如BP、壳牌、雪佛龙、埃克森美孚等都在积极发展自己的“数字油田”技术。

数字油田技术发展现状与趋势：

数字化是21世纪的发展趋势，数字油田是一种虚拟现实表示，属于一种特殊系统，这个系统集成了油田数据、信息、软件和知识，是空间性、数字性和集成性三者的融合统一，使人们可以观察到油田的自然和人文信息，并与之互动。建立数字油田是一个系统工程，而建立数据银行和信息平台是建立数字油田的基础。数字油田的建立对于石油工业增加储量、提高产量、降低成本方面必将发挥重要的作用。2003年世界著名的剑桥能源研究所（CERA）公布的一项最新研究

成果指出，由多项新型数字化技术构成的数字油田，将在未来5～10年内使全球原油储量增加170亿吨，同时能够提高油气采收率2～7%，降低举升成本10%～25%，提高产量2%～4%。数字油田技术将大大扩展石油工业的发展空间，为石油行业展示出了一个更广阔、更美好的发展前景。

根据雪佛龙公司的分级系统，数字油田的升级换代在完善油田信息化建设的基础上经历了四个层次，即实时监测、实时分析、实时优化和经营模式变革等，迄今为止，世界上大多数数字油田远未达到第四个层次。未来数字油田的发展趋势主要表现在以下几个方面：

（1）各技术流派趋于统一。由于各方的视点不同,对数字油田的理解也不尽相同,因此产生了各种流派,主要包括:数字地球流派、地质模型流派、工程应用流派、信息管理流派和企业再造流派。前4个流派可以归结为狭义数字油田的范畴，企业再造流派即指广义数字油田。各技术流派产生的根本原因在于对数字油田内涵理解的片面性，在不同的阶段、不同的视角具有不同的认识是十分自然的现象。特别是，信息化建设领域的技术人员与具体的用户在认识上肯定存在较大的偏差，信息技术人员注重整体结构和实现的技术，而用户更注重实际的应用效果。但是，随着各方人员沟通的深入,接触面将日益增大，认识将逐步统一，思路将渐渐一致。因为建设目标是相同的，而目标是引导各流派发展的最终动力，所以最终的结果必将是从片面走向全面,建设内容趋于统一。

（2）信息技术与石油专业应用结合日益紧密。以往的信息化建设比较多地关注网络建设和软件系统开发，而专业应用领域一直保持着较为独立的地位。勘探、开发等应用领域仅仅将软件、数据库、网络视为生产和科研的工具，对信息技术对业务流程的优化、信息共享的重要意义以及ERP等没有深刻的认识。随着油气勘探开发难度的日益加大，信息技术已经成为解决勘探技术瓶颈、提高油田开发水平的必备支援，这大大促进了信息技术与勘探开发业务的紧密结合。

（3）统一应用平台的搭建将取得较快进展。目前困扰油田信息化建设的主要问题之一就是统一应用平台的建立。特别是勘探开发一体化应用平台是其中的难点。以往由于数据标准的不统一，以及应用软件主流的不确定，给一体化平台的搭建带来了巨大的阻力，这个问题将被逐步解决。值得注意的是，在数据层面的集成和整合将大大降低应用系统集成的难度和工作量。很多问题可以在数据层

面得到解决，这将降低应用系统集成的成本。

三、总结

油藏数值模拟技术、井建技术、采收率技术、稠油开采技术、天然气开采技术海上油气田开发技术及数字油田技术都在不同程度上取得了突破，但在很多方面仍存在亟待解决的问题。在当今国际形势下，我们更应该努力研究不断创新，把越来越多的科技成果运用到油气田的开发过程中去。

四、参考文献

[1]张旭,刘建仪,易洋等.注气提高采收率技术的挑战与发展[J].特种油气藏,2006,13(1):6-9 [2]常城.中国海洋油气开发的战略分析[J].石油化工技术经济,2007,23(2):1-6 [3]张凤成.中国海洋油气产业发展战略研究[J].海洋开发与管理, 2007,24(2):99-102 [4]康毅力,罗平亚.中国致密砂岩气藏勘探开发关键工程技术现状与展望[J].石勘油探与开发,2007,34(2):239-245 [5]Ragnar Bulie.Attractive home base – increased ambition[EB/OL].London : Sanford C.Bernstein Ltd Conference, 2006.9.28 [6]Lain Conn.Technology where it counts[R].Presentation to the Investor Community，2005.12.12 [7]Baker K.H.Needs and Challenges for Future Oil & Gas Drilling.Exploration &Production Technology conference[R], 2006 [8]汪卫东.我国微生物采油技术现状及发展前景[J].石油勘探与开发, 2006, 29(6)：87-90 [9]李虞庚等.中国油气田开发若干问题的回顾与思考（下卷）[M].北京：石油工业出版社，2003：67-81

试析天然气气田地面集输设计要点 篇5

1 研究背景

天然气气田地面集输系统是一个投资巨大、内容复杂的工程系统, 通过对集输系统进行优化设计, 可以提高现有管网的输送效率, 降低天然气生产成本, 全面提升经济效益。尤其是在当前激烈的市场竞争中, 天然气气田地面集输作为企业生产中的一项重要环节, 直接关系着企业的生存与发展。同时, 天然气气田地面集输系统还是气田地面工程的一项主体工程, 是天然气生产的一个重要环节, 加强天然气气田地面集输设计, 采用优化技术和方法, 确定最佳的设计方案, 从而获得更好的效益。

2 设计原理

目前国内天然气气田地面集输广泛采用的是多级集输流程, 其所采用的集输系统管网主要有放射状、枝状和环状, 或者是这三种的组合形式。其中, 环状管网主要是将集气干线设置成相应的环状形式, 并在适当的位置将管线引出来, 与集气总站相连接;枝状管网主要则有一条贯穿形式的主干线, 直接通于气田中, 同时与集气总站相连;放射状管网则是根据地面工程的需要, 按照一定要求, 将若干个气井进行划分, 分别设置于若干个小组, 要求每组设置一个集气站, 然后再由集气管线分别与集气站和集气总站相连接。一般而言, 天然气集输网络的构造主要是由节点以及弧组成的总体, 通过网络的拓扑结构, 以确定网络中各个节点的位置以及关系, 确保集输系统能够完成其特定的功能, 同时, 在网络中, 为了方便系统网络结构的组合, 还需要进一步确定弧的方向, 通常会将这种与网络相关的最优化问题与网络上某一个特定的子网络结构连接起来, 并且有特定的约束条件以及优化原则。

3 设计要点

气田集输系统主要根据天然气组份性质、压力、气井产量、温度、井距以及产品流向、自然条件以及开发年限等所决定的, 需要通过对这些条件的综合考虑来确定。因此, 在设计时, 需要做到成本最低化、总费用最小化、利润最大化等, 并且利用现代技术, 确保集输系统的运行稳定、可靠性最大, 同时, 还要明确系统的具体发展目标和选择控制功能, 通过局部优化或者是整体设计优化措施, 从而构建稳定可靠的天然气气田地面集输系统。

3.1 井组优化

一般而言, 对于气田内部集输流程的设计需要根据气田的地理条件、地质条件以及气田的开发阶段进行不同的设计, 可以分为单井集输流程和多井集输流程, 同时, 为了保证管理以及生产的方便, 还会将气井进行若干组的划分, 每一组都配置有相应的集气站汇集处理系统, 然后进行外输。在实际的设计工作中, 对于气井数的处理, 一要以具体的气井数、地理条件、历史气井产能情况以及集气站进行布置, 并通过相应的生产规模的分析, 进一步优化设计, 要结合地形条件统一规划布置, 其位置应符合集气工程总流程和产品流向的要求, 并应方便生产管理。另外, 对于井组的划分设计需要以集输半径和一定的井式约束为标准, 通过最短距离之原则, 优化井组的划分, 但是一定要考虑到集气站的集气量问题, 从而进一步进行系统的优化设计, 达到最优划分目标, 全面提升其经济效益, 以适应当前激烈的市场竞争。以下针对通常用到的井组优化方式进行分析, 井间串接和井下节流, 具体如下:

其一, 井间串接。在气田工程中, 采用多种井间串接的方式, 单井不需要直接进行敷设进站处理, 根据地貌、地形、井型等, 将采气支管与气井口灵活串联, 并汇合集中进站, 这种形式的串接工艺, 使得采气管长度缩短, 集气站集气半径增加, 既降低了管网投资, 又减少了对植被的破坏, 大大提升了采气管网对气田滚动开发的适应性, 具体如图1所示:

其二, 井下节流。井下节流不需要设置加热炉, 井口采用临时加热节流, 一方面既可以减少加热负荷, 又可以简化井口设施, 具体情况如图2所示:

3.2 布局优化

所谓的布局优化, 就是将集气总站与各个子集气站有效连接起来, 以形成气田集输系统。传统的管网布局设计, 主要将图论知识分为两个方面来分析, 一是连接方式, 一是中心集气站的选址, 在进行问题的求解时, 以各个干线管段最小流量之和来分配设计, 但是这种管网造价相对较高, 为此, 必须要对管网进行优化调整, 将集气站的集气干线接入点进行适当调整, 确定最小的管网布局, 即在给定的集气站中, 选择一个合理的顶点, 确保各个集气站与总集气站位置不要太远。由于集气总站一般位于中心地带, 同时, 为了方便于整个气田的管理和维护, 在设计时, 一定要考虑到管网中流量的分配, 避免某一管段过于集中, 而造成费用增加和加权问题。

3.3站场布局

在气田集输系统设计中, 首要问题就是确定集气站的具体的站位以及数目问题, 一般而言, 集气站的多少直接与投资情况密切相关, 加上我国国内天然气气田地面集输广泛采用的是多级集输流程, 为此, 集输系统站址的选择, 除了影响整个投资情况外, 还会影响到整个气田的网络结构形式, 站址的设计和优化是集输系统的一个关键性的问题。通常集气站应该建在生产井中间, 确保集输系统特定功能, 通过特定的约束条件以及优化原则。根据各区块的实际情况和天然气性质, 合理选择天然气集输工艺。一般而言, 气田集输系统的站场主要包括集气站、井场、脱水站、阀室、增压站、集气总站, 具体站场布局可以参考以下原则:

在井网布置的基础上, 集输管网与站场应该统一综合规划, 分步实施, 既要满足工程工艺要求, 也要符合生产管理需要。

气田站场布局位置应该符合集输工艺产品流向。

确保集输系统能力协调平衡。

4 流向和三废处理应该符合环保要求

4.1技术优化

根据天然气凝液含量、天然气压力和产品方案等因素确定气田的需求, 通过相态平衡工艺模拟计算和技术经济分析后, 确定采用常温分离、常温多级分离或低温分离工艺。以气体组成、进气压力、进气温度和进气量为参照标准设置增压设备, 尽可能利用高压气井采用用天然气引射器对低压天然气进行增压。采用国际公认先进管网模拟软件对整个地面集输管网进行模拟, 确定最优管线方案, 最大限度的利用原有管网系统, 提高管网运行效率。优化各类站场流程, 在满足安全生产的前提下, 尽量减少设备, 有效降低能耗, 提高管网运行效率。

5实现数字化管理

天然气集输工艺必须要采用计算机技术和网络技术, 建立数字化管理和自动化控制, 对全区块的生产运行进行集中监控与运营。比如集气站可以采用以计算机控制技术为核心的站控系统 (SCS) , 完成站场内工艺过程的数据采集和监控任务。并设置SCADA系统远程终端装置 (RTU) , 将井口数据通过无线宽带+光缆传输的方式传至天然气中央处理库的数据中心, 积极引进现代信息技术, 进一步优化天然气气田地面集输设计, 构建最佳的设计方案, 达到提高效益的目的, 更好的创造社会效益。

6结语

总而言之, 天然气气田地面集输设计作为企业生产中的一项重要活动, 天然气气田地面集输系统还是气田地面工程的一项主体工程, 是天然气生产的一个重要环节。天然气集输系统具有多元性、复杂性, 是一个综合性相对较大的系统, 为此, 优化的工作量相对较大, 需要设计人员加强分析, 制定合理的设计方案和优化方案, 运用现代先进技术, 确保集输系统的高效、安全运行, 结合油气管网系统专用软件, 全面提升集输系统的可靠性与稳定性, 从而为创造出更大的经济效益和价值。

参考文献

[1]王红霞, 陶永, 杨艳, 等.沁水盆地煤层气田与苏里格气田的集输工艺对比[J].天然气工业, 2009, 01:78-82+92

[2]刘袜, 王登海, 杨光, 等.苏里格气田天然气集输工艺技术的优化创新[J].天然气工业, 2010, 06:21-22

油气田天然气脱水技术分析 篇6

关键词：集输,三甘醇,分子筛,超音速法,低温分离

引言

随着世界天然气工业的快速发展, 我国天然气净化处理能力得到进一步提高, 净化处理技术进入跨越式发展阶段，为适应我国天然气工业大发展和国内市场的需求，同时为配合公司致力于中亚天然气管道的建设开发项目的顺利进行，扩大科研生产领域，开拓国际市场。北京设计分公司组团先后赴新疆克拉2、龙岗天然气处理厂和南充轻烃回收厂等进行调研，对天然气处理，输送工艺和设备进行了详细考察。

天然气脱水尤其是天然气集输过程中的水蒸气去除是集输系统的关键。天然气中的水蒸气通常处于饱和状态。在一定条件下会形成白色结晶状水合物，极易堵塞管道、阀门和仪表等。另外天然气通常含有C O2、H2S等酸性气体，这些气体溶于水后，会形成酸液造成管线和设备腐蚀。

因此，天然气一般要经过脱水处理，使之达到规定的指标后进入输气干线。天然气工业常用的脱水方法有膨胀制冷冷却法、固体吸附剂吸附法、溶剂吸附法等，目前世界上天然气脱水应用最多的方法是溶剂吸收法中的甘醇法，而国内普遍应用的是三甘醇法。文章针对以上几种脱水工艺特点，结合实例分别做出分析。

1 天然气脱水工艺

2.1 膨胀制冷冷却法

膨胀制冷冷却法也称为低温分离法，依据焦耳-汤姆逊效应使高压天然气膨胀制冷获得低温，将气体中一部分水蒸气和烃类冷凝析出，这种方法多用于高压凝析气田，将高压气体经过节流膨胀设施降低到一定压力。由于膨胀后的温度往往在水合物的形成温度之下，通常会注入乙二醇抑制剂的方法来抑制水合物的形成。这种方法是国内气田除三甘醇脱水外应用最多的天然气脱水工艺。长庆采气二厂、塔里木克拉2等均采用该方法。

克拉2气田中央处理厂天然气的进厂条件为1 1.2 MPa/44℃，经分离、计量、注乙二醇及预冷后，采用J-T阀等焓膨胀降压到7.8MPa左右，形成-15℃的低温进行分离。降温后的气液混合物进入低温分离器，其中气体（干气）进入原料气预冷器换热后出厂至外输管线。出厂干汽水露点≤-1 0℃，烃露点≤-5℃。处理后干气经160 km管线输送至轮南末站。含有乙二醇和液态烃的混合溶液自低温分离器的底部流出进入醇烃液加热器，经导热油加热后进入三相分离器，分离出的气体输送至燃料气系统；分离出的凝析油进入凝析油稳定装置；分离出的乙二醇富液进入乙二醇再生处理单元。

J-T阀和透平膨胀机都属于节流膨胀装置，采用膨胀制冷法脱水，装置设备简单，不需要后增压设备；一次性投资低，装置操作费用低。该方法主要用于有压力能可供利用的高压气田。

1.2 溶剂吸收脱水

目前，常用的油田气吸收脱水的溶剂，不外乎二甘醇（DEG）和三甘醇（TEG）。但是目前国内外普遍使用三甘醇，主要因为二甘醇再生温度低，贫液浓度一般为95%左右，露点降低，而TEG的贫液浓度可以达到99%以上，露点降通常为3 3～4 7℃，甚至更高；TEG蒸汽压较低，操作过程中携带损失少；热稳定比较好，脱水操作费用也比二甘醇低。

三甘醇脱水系统包括分离器、吸收塔和三甘醇再生系统。龙岗天然气处理厂生产装置分成两列，单列装置处理含硫天然气600万立方米的净化装置。龙岗天然气脱水采用三甘醇脱水方法，来自脱硫单元的湿天然气首先进入吸收部分的过滤分离器，分离出携带的液体和固体杂质。分离出的气体进吸收塔底部，气体自下而上与自塔顶下流的贫TEG溶液在塔板上逆流接触，吸收气体中的水。干气自塔顶流出经过分离器后进入管道外输。吸收了水的富TEG溶液从吸收塔下部排出，经过液位控制阀至重沸器富液精馏柱顶部盘管换热后进入闪蒸罐蒸出溶解的烃类、H2S等；闪蒸后的TEG富液经过滤除去机械杂质及降解产物；然后与再生后的贫液换热后进入重沸器上方的富液精馏柱提浓，蒸去水分，再生后的贫TEG经过贫/富液换热降温后通过循环泵升压, 流入水冷却器冷却后进入吸收塔顶部，完成T E G的吸收、再生循环过程。

1.气液分离器;2.原料气冷却器;3.低温分离器;4.醇烃液加热器;5.三相分离器;6.凝析油过滤分离器;7.乙二醇补充罐;8.乙二醇富液缓冲罐;9.乙二醇富液泵;10.乙二醇富液机械过滤器;11.乙二醇贫液泵;12.乙二醇富液药用炭过滤器;13.乙二醇贫液冷却器;14.乙二醇贫富液换热器;15.乙二醇再生塔;16.再生塔底重沸器;17.再生塔顶冷凝冷却器;18.再生塔顶回流罐;19.再生塔顶回流泵;20.灼烧炉

脱水装置TEG吸收塔选用9层泡罩塔盘，主材为16MnR，塔底设有重力分离段。溶液循环泵选用三柱塞往复泵。龙岗天然气处理厂三甘醇脱水工艺参数选取如下：

(1) 再生塔进气温度

TEG再生塔进气温度控制在50度以下，因为压力一定的情况下，进气温度越高，其饱和含水量越高，增大脱水装置负荷，并且T E G的蒸发损耗比较大。一般而言，进气温度宜控制在15～48℃，若温度高于48℃，进再生塔前应设置冷却设施；如果低于1 5℃，设置加热设施。

(2) 再生温度

TEG重沸器在常压下操作，TEG浓度取决于重沸器的再生温度，温度越高，浓度越大。由于T E G热分解温度的限制，再生温度控制在204℃以下。

(3) 再生方式

三甘醇再生装置采用中压蒸汽汽提的方式进行提浓，汽提气流量为84m3/h，再生效果最好，贫甘醇浓度可以达到99%以上。

溶剂（三甘醇）吸收脱水法的优点在于：T E G溶液热稳定性好，吸湿性高；容易再生成9 9%（质量）以上；蒸汽压低，气体携带损失小，装置操作简单，占地面积小；装置投资及运行费用较低；气体压降小。这种工艺方法多应用于油气田无自由压降可利用，能满足管输天然气水露点要求，下游没有深冷法回收轻烃的场合。

1.3 固体吸附脱水

经常使用的固体吸附剂有硅胶、活性氧化铝和分子筛。与前两者相比，在高温下和吸附质相对湿度低时，分子筛具有更好的吸附能力。

目前，国内外大都采用固定床式。为保证操作的连续和可靠性，采用两塔或三塔流程。脱水系统主要包括吸附脱水、再生和冷却系统。

南充轻烃回收厂装置设计日处理气量20×104m3/d，日产液化气7吨左右，轻油3吨左右。采用两塔分子筛脱水工艺进行天然气脱水处理，吸附12小时，再生和冷吹的切换时间为6小时。原料天然气（压力1.5～1.7MPag，温度22.5℃）从装置界区外进入原料气过滤分离器。经过过滤分离后的天然气进入分子筛脱水塔，吸附脱水后，露点达到要求后的干气进入高效气体过滤器除去干气中的固体颗粒杂质后，约10%的干气作为再生/冷吹气，进入再生、冷吹过程。90%干气进后续的深度制冷和轻烃回收过程。

加热期间，10%的干气流入再生气加热炉，加热达到分子筛再生温度。自下而上进入分子筛脱水塔进行再生操作。湿热的再生气进入冷凝冷却器冷却，后进入再生气分离器分离出凝液后，排入到干气主管外输。分子筛床层再生完成后，10%干气将走再生炉旁通进入分子筛塔底，自下而上冷吹，使床层冷却下来。从分子筛顶部出来的冷吹气进入冷凝冷却器，冷却后进入再生气分离器后汇入干气主管线外输。

分子筛脱水操作可使水露点达到-90℃，脱水后干气含量很低，可达1ppm；在脱水同时脱除硫醇等硫化物；对于进料气体温度、压力、流量变化不敏感；操作简单，占地面积小；无严重腐蚀和发泡方面的问题。

分子筛脱水法主要应用于水露点降高以及深度脱水的场合，如下游有采用深冷法回收乙烷或液化石油气的轻烃回收装置，则必须采用分子筛法脱水，以免形成水合物，堵塞管道、阀门以及膨胀机入口。

1.4 超音速分离技术

超音速分离器（super sonic separator简称3S）是将航天技术的空气动力学应用于油气田天然气处理、加工领域而研发的新型、高效分离设备。天然气超音速脱水、脱烃技术属于低温冷凝法，利用拉瓦尔喷管、导向叶片加速饱和湿天然气达到气水分离之目的。天然气超音速分离器将膨胀机、分离器和压缩机的功能集中到一个管道中, 大大简化了工艺流程, 提高系统可靠性, 并降低其投资、运行费用和减少环境污染。天然气超音速脱水技术易于形成体积小、质量轻、成本低、可靠性高的橇装设备，非常适合单井集气工艺的井口、多井集气工艺的集气站的天然气脱水、脱烃。

超音速分离技术预期将成为甘醇脱水和透平膨胀机法之后一项更经济、更可靠、更环保的关键技术。目前, 这项技术已经进入商业应用状态。

2 结论

通过对比分析几种天然气脱水工艺，以及对克拉2、龙岗以及南充三家天然气处理厂的实地考察，发现由于脱水方法不同采用的设备也不同，各处理厂都根据自身条件采用了不同的脱水技术，脱水设备使用情况比较好，但不同天然气脱水技术也存在不足之处。

1）低温分离脱水

低温分离脱水装置设备简单，不需要后增压设备；一次性投资低，装置操作费用低，但部分脱水循环处于水合物生成范围内，需采取添加抑制剂等防止水合物生成，并配备相关抑制剂回收系统；深度脱水时需配备制冷设备，工程投资和使用成本高。该方法主要用于有压力能可供利用的高压气田。

2）三甘醇脱水

TEG溶液热稳定性好，容易再生；气体携带损失小，装置操作简单；装置投资及运行费用较低；该方法多用于油气田无自由压降可利用，能满足管输天然气水露点要求，下游不需深冷回收轻烃的场合。

存在轻质油时，会有一定程度的发泡倾向，需要加入消泡剂；天然气含有酸性组分时，易造成设备和管道的腐蚀，并使三甘醇溶液呈酸性，有时需加入缓蚀剂或中和剂，造成三甘醇脱水的投资和运行费用较高；不能脱除天然气中含有的凝析油。

3）分子筛脱水

分子筛脱水常用于深度脱水工艺，脱水过程中能同时脱除部分硫化物；对进料气体温度、压力、流量变化不敏感；操作简单，占地面积小；无严重腐蚀和发泡方面的问题等。但对于大装置，设备投资和操作费用高，气体压降较大；另外分子筛的再生耗热量较高；再生气量大，干燥器下层的吸附剂需要定期更换。

4）超音速法脱水

天然气超音速脱水将膨胀机、分离器和压缩机的功能集中到一个管道中，简化了脱水系统，系统可靠性高，投资和运行费用低，无环境污染等问题，易于形成体积小、质量轻、成本低、可靠性高的脱水橇，是当今天然气技术发展的必然趋势。但是，目前这种工艺还没有推广，技术还不是非常成熟。

因此，对于天然气脱水项目来说，还需要综合考虑技术成熟可靠性、总投资额、能耗以及各自厂区的工艺特点来具体确定采取哪种工艺。

参考文献

[1]油田油气集输设计技术手册编写组.油田油气集输设计技术手册.石油工业出版社.2009:118-223

[2]郝蕴.三甘醇脱水工艺探讨.中国海上油气 (工程) .2001, 13 (3) :22﹣29

[3]单风强, 等.我国最大的天然气脱水工厂.天然气工业.2003, 23 (3) :116﹣117

[4]王遇东, 等.天然气处理与加工工艺.石油工业出版社.1999

天然气田开发 篇7

关键词：增压站监控系统,罗克韦尔网络,PLC,力控

0引言

气田进入后期开采, 由于井口压力低于集输管网的压力, 天然气无法进入管网。为了提高采收率, 充分利用资源, 就有必要进行井口增压开采, 增压机将压力低的井口来气集中进行增压后送入集输干线, 因此增压站在油气田是不可缺少的[1]。而气田数据采集逐渐从人工抄表过渡到自动化采集, 数据传输逐渐从人工电话上报过渡到无线传输, 数据监控逐渐从站场监控过渡到远程中心监控。所以天然气田增压站模拟监控系统的设计与研究显得极为重要。

为进一步研究天然气田增压站的监控系统, 设计了一种天然气田增压站监控系统实验模型, 该实验模型采用罗克韦尔工业网络体系、ControlLogix (Logix5561) 处理器、1794FlexI/O模块和自制的电路板模型搭建, 并针对实际应用, 利用力控软件进行了模拟监控实验。实验结果表明, 该模型可为研究天然气田增压站监控系统提供实验基础。

1系统方案设计

1.1 增压站监控系统模型和监控参数

增压站监控系统模型采用自制的电路板模型。该模型可根据需要安装传感器和执行器, 设计有与现场数据采集、信号输出模块的信号接口。传感器的作用就是监测增压站增压前后相关的模拟量;在进气端安装有进气节流阀门, 可以通过对它的控制来控制流过主管流量的大小, 同时也可以通过对它的控制来保证主管上的安全运行, 以及通过对它进行的紧急截断, 能够在压力过高时截断进气, 以确保运行安全。

在石油工业上增压站的增压过程需要监视控制的物理量主要有:增压机组的转速和增压前后的压力、主管上流过气体的流量、主管网的温度等模拟量的控制和主管网进气截断阀门、旁路截断阀门、增压截断阀门等开关量控制。在设计中, 增压站要监控增压前后的压力、增压站的温度、流量及增压机组转速的监测及控制。

1.2 系统总线结构

罗克韦尔自动化的NetLinx网络构架是一种开放型的网络自动化结构, 通过设备网网络、控制网网络、以太网网络以及这些网络的节点提供各种连接。本监控系统利用罗克韦尔三层网络体系建立了系统总体结构:最上层是工厂管理级监控系统, 采用以Ethernet/IP为基础的通信网络;中间层是车间级监控系统, 采用以ControlNet为基础的通信网络;最底层是现场设备级控制系统, 采用以DeviceNet为基础的通信网络, 实现了从顶层到车间层的无缝集成策略[2]。系统的结构如图1所示。

2硬件实现

2.1 压力、温度、流量信号的模拟

在增压站监控系统中, 压力参数的测量主要是指在增压前后, 为了给管道压力的测量提供气体流量总量计算的参数, 同时也是为了在传输过程中提供是否发生泄露等事故的一个参数指标。在实际工程中, 对流量的测量有很多种类的测量仪表, 按照测量输出信号分类有:脉冲频率信号输出和模拟电流信号输出两类。在这里, 同压力的处理方式一样, 采用的是模拟信号的输出。流量、压力和温度模拟信号的模拟电路如图2所示。

2.2 转速信号的模拟

在实际工程中, 对转速的测量也有很多种类的测量仪表, 但按照测量输出信号的类型, 本设计采用的是脉冲频率信号输出, 故采用脉冲频率信号输出类型的测量仪表, 对于脉冲信号的仿真, 采用555定时电路产生的脉冲信号进行仿真[3], 具体电路图如图3所示。

555定时器产生的脉冲频率为:

$f=\frac{\text{π}}{2C(R{}_1+R{}_2+R{}_{\text{p}})}$

由上式可知, 通过调节电位器Rp的电阻值来改变Vo, 通过调节输出频率的大小来实现对脉冲信号输出的传感器的模拟。由于555定时电路产生的脉冲信号幅值只有5 V, 而PLC的I/O模块数字口所需计数脉冲信号为24 V, 所以需要对其进行电平变换, 变换电路如图4所示。

3软件实现

本设计采用RockWell公司的ControlLogix 1756为控制器, RSLogix5000为编程软件和RSLinx为通信机制;RSLogix 5000为RSLogix 系列编程软件的成员之一。RSLogix系列编程软件有着通用、友好的操作界面, 灵活易用。它适合用户可以在上位机中直接进行梯形图编程, 指令的添加既可以用拖拽的方式, 也可以直接录入指令文本。RSLogix 5000支持Logix5000 系列可编程控制器。上位机采用力控组态监控界面, 而且力控支持OPC通信机制, 可以和RSLogix 5000实现通信连接。软件实现形式如图5所示。

4模拟实验

4.1 监控组态软件设计

设计利用力控组态软件, 通过它组建天气田增压站模拟监控系统的组态画面, 实现实时监控、动态模拟、I/O监控、数据采集显示、报警、报表、实时曲线等功能。既能够实现对增压站工艺流程的动态画面演示, 现场采集数据的存储、查询, 又能够对现场设备进行超限报警设置和实时信号的趋势走向显示等。

图6为增压站监控系统的控制主画面, 能够动态、真实地反映出工业实际现场的工艺流程, 并且各个环节都有相应的传感器对其进行监视控制, 让操作人员能够实时了解各个环节的工作状态, 以达到安全生产和管理的目的。

4.2 参数测量

测量各个参数的变化范围:通过把电位器的电阻值调到极限值, 得到关于电路板上模拟信号的变化范围。RSLogix5000采集数值显示的变化范围和力控动态显示画面的显示数据变化范围, 测量的具体结果如表1所示。

5结语

本设计实现了天气田增压站模拟监控系统的整体功能, 着重模拟了工业现场增压站的整个工艺流程。通过自制焊接电路板模拟传感器的工作过程, 当调节电路板上电位器电阻值的大小时, 在增压站的监控系统组态画面上就会实时显示出数据的变化, 实现本地和远程监控功能。目前, 现场总线技术在我国石油化工企业己经得到了广泛应用, 利用现场总线技术开展监控系统的研究也趋于流行。本文研制的实验模型也是在此基础上进行的。若条件允许, 将模拟电路板改成模拟工业现场环境和传感器, 将会更有效地实现模拟增压站监控系统整体功能, 也能够更加真实地体现出增压站的监控在实际气田中的运用。这将为更有效地研究石油化工行业增压站监控系统提供实验基础。

参考文献

[1]毛宝瑚, 郑金吾, 刘敬彪.油气田自动化[M].东营:中国石油大学出版社, 2004.

[2]黄允凯, 谭英姿.深入浅出NetLinx网络结构[M].北京:机械工业出版社, 2003.

[3]康华光.电子技术基础 (数字部分) [M].北京:高等教育出版社, 2005.

[4]Rockwell Software Inc.Logix5550控制器指令集参考手册[M].USA:Rockwell Automation Corpora., 1999.

[5]Rockwell Software Inc.Getting Results with RsLinx[R].USA:Rockwell Automation Corporation, 1998.

[6]何道清.传感器与传感器技术[M].北京:科学出版社, 2004.

[7]薛定宇.控制系统计算机辅助设计[M].北京:清华大学出版社, 1996.

[8]张志利, 蔡伟.基于AD590的温度测控装置研制[J].自动化与仪器仪表, 2001 (2) :37-39.

[9]黄霖.井口增压与泡排组合开采工艺在低压小产水气井中的应用[J].钻采工艺, 2000, 23 (6) :90-91.

天然气田开发 篇8

关键词：苏里格,集输,天然气,工艺,风险

苏里格气田范围地理上主要分布于毛乌素沙漠腹地, 天然气储层勘探面积4.0万k m2, 总资源量3.8万亿m3。截止2010年, 目前, 苏里格气田已建成并投产集输管道线超过20条, 总长度约1400 km, 其中建有集输管网中间阀室、清管站20余座, 逐步形成集气储量充足、调气功能完善的集输管网系统, 并自创一套具有苏里格特色的天然气集输工艺。但由于该气田集输管道线多数需要穿越沙漠、湿地、草场等环境, 且沿线地形复杂多变, 因此, 该集输管道系统在运行过程中极易收到恶劣的自然环境和第三方破坏等因素的影响, 非常容易发生管道系统遭破坏而无法使用的事故。急需研究和总结这些集输工艺流程和模式, 并加强系统运行的风险研究, 来保证管道系统的安全稳定地运行。

1 苏里格气田天然气集输流程和工艺模式

苏里格气田天然气集输工程工艺流程, 主要根据本地区的天然气化学和物理性质和苏里格周边自然地理环境等具体情况, 并对比以下工艺特征和经济效益特征:

(1) 整个工艺流程必须处于密闭条件, 以降低天然气损耗。

(2) 合理利用来自地下的天然气流的压强差能量, 适当适当增加系统辅助压力, 扩大集输半径, 减少天然气的中途转换增压, 降低集输能耗。

(3) 天然气集输工艺设计应结合实际情况, 使用简单有效的工艺流程, 选用高效设备。以此综合优选出合适的工艺流程, 并制定规范。

由于苏里格的天然气储层性质, 其天然气生产主要采取自喷式生产。但随着天然气的不断开采, 储层的天然气含量逐渐减少, 而气压也将渐渐降低, 因此如果气藏压力值低于集气管线压力时, 此时压力值就不能驱使气体进入集输管道。这种低压气藏在我国开采较早的气田内逐年增多。对于气藏压力下降各不一致地区, 若条件晚上, 应该主要实行高、低压管分输, 而低压天然气供给本地需求, 而压力较高的天然气则进入集输管道网线。

天然气从气井采出后, 在集输过程中, 流经转换管网线时, 由于气体分流, 使得天然气压力降低, 而体积膨胀, 因此温度急剧下降, 此时极易形成水合物而堵塞管网线。因此为预防水合物形成并堵塞管道, 目前我国主要开发出两套天然气地面集输工艺模式:一种是转换管网接口加热技术;另一种是井口注醇高压集输工艺模式。国内外气田集输过程中大量采用加热方法来防止节流前后天然气形成水合物。

转换管网接口加热技术, 在我国主要在老油气田使用较多, 在井场首先对产出的天然气进行加热处理, 然后输出, 而对于压力较高的气井, 可分为两次进行加热处理。而井口注醇高压集输工艺, 在我国的西部气田应用广泛, 如靖边气田、新疆的气田都采用了这种模式。在苏里格气田应用这种技术时, 与加热技术不同, 其在井口不进行加热, 而是利用设在集气站的注解泵通过注醇管线将醇注入井口产出的天然气中, 以防止水合物堵塞管道。注醇后的天然气直接集中到集气站, 然后进行集中处理和分流。注醇工艺的特点是:工艺流程简单, 方便管理、设备投入小, 仪器维护简单, 但由于需要注醇, 工艺运行的费用高。

2 苏里格气田天然气集输工艺风险分析

苏里格气田产出的天然气气质不含有H2S、C O2, 因此腐蚀性相对而言较弱, 因此整个集输管道采用输送井口注醇高压集输工艺模式。在苏里格气田集输的生产实际中, 本文总结了引起管道故障甚至停运的主要风险有如下几类。

2.1 第三方破坏

随着苏里格地区社会经济逐渐发展, 苏里格地区以及邻近地区居民生活基础设施大幅增加, 陆地交通线和新建天然气管道交叉施工点不断增加, 同时由于苏里格气田管道警示牌的自然损耗和人为破坏, 现场管理人员监管不全, 以及管道沿线居民维护管道安全的意识不够, 极易因第三方的生产建设而破坏集输管道。

2.2 自然灾害破坏

苏里格气田位于我国毛乌素沙漠腹地, 地形平坦、土壤蓬松、春季和冬季风季时间较长、夏季短促, 因此降雨主要集中于7-9月, 因此在季风时期容易因风沙造成管道的裸露, 且易因集中降雨带来的雨水冲刷而造成管道的裸露甚至破坏。同时, 由于苏里格气田集输工艺采用湿气输送模式, 而冬季风沙较大, 且夜晚气候异常寒冷, 风沙一旦造成管道大量裸露, 非常容易使管道冻住形成水合物, 进一步堵塞管道, 会严重影响管道的正常运行。

2.3 员工误操作

苏里格气田骨架集输工艺作业的人员工作主要有注醇泵启 (停) , 清管收 (发) 球, 地下中间阀室有限空间作业, 骨架管网紧急截断阀、电动球阀维护, 骨架管网交叉施工监护等。但这些工作分工细, 操作起来要求相对复杂, 因此员工容易误操作而产生管网运行失效, 主要有以下几种情况:

(1) 在冬季, 由于气温急剧变冷, 或受当时采气量多少、集气站分流工作运行效果的影响, 大量积液进入集输管网的集气系统。如果在岗员工, 没有根据天气寒冷变化, 或者来气量的大小, 以及天然气气质的气质变化, 而合理调整集气管网注醇量, 会致使管道堵塞或超压;若在岗员工启 (停) 注醇泵没有, 遁形标准作业程序操作, 则极易造成设备损毁甚至致人中毒;另外在解决堵塞问题时, 打开解压阀门程度过大时, 易导致放空火炬被扑灭, 大量溶液从中溢出而污染当地环境;

(2) 在进行收 (发) 球作业时, 如果在岗人员没有按照收 (发) 球作业标准程序进行, 没有统一调整来气量和管道气压的平衡, 容易造成人员伤害, 若清管器工作状况与现有方案不符, 或未正常工作, 则会导致管道压力剧增, 甚至发生爆炸事故。

3 结论与认识

天然气集输工艺设方案对于安全稳定的生产处于十分重要的战略地位。加强、加深天然气集输工艺的研究, 提高集输工艺质量, 对苏里格气田来说具有相当主要的战略意义和经济价值, 需要进行全方位的探讨研究。虽然苏里格气田天然气质量较好, 但对于集输管道的安全运行应该时刻警惕, 重点监测周边建设生产对管道网的损坏, 自然灾害的影响以及人为操作等因素对集输管道正常运行的带来的不利影响, 做到防微杜渐, 未雨绸缪, 以保证集输管网的安全生产与稳定运行。

参考文献

[1]徐文龙, 等.苏里格气田集输管网动态分析模型的建立[J].石油化工应用, 2010, 12

天然气田生产成本控制的几点思考 篇9

一、建立标准成本体系的必要性

1. 进一步提升预算管理水平的要求。

传统的预算管理模式是在考虑新的增减因素的前提下, 以历史成本为基础, 对过去的生产工艺、生产措施、生产规模和环境影响等因素所作出的反应。随着气田的变化、生产状况的改变以及管理要求的提高, 以此为依据的预算管理模式已不能科学反映出各责任中心产出所需的最佳投入, 不能充分提高气矿各单位、各部门的生产积极性, 日益不适应现有措施作业对成本的需求了。

2. 标准成本作为成本控制的一种方法成为气矿加强成本管理的必然选择。

气矿作为一个成本中心, 是一个从事天然气开发、开采、销售的专业化生产单元、作业单元, 管理控制已由结果控制向过程控制转变, 成本管理的趋势就是精细化、标准化。

二、影响标准成本的主要因素

1. 气田生产阶段的影响。

在气田开采初期, 产能建设投入很大, 操作维护成本较高;当气田处于开采中期, 产能建设达到一定规模, 操作成本保持相对稳定, 随着产量迅速上升, 单位操作成本下降;当气田进入开发后期, 产量开始下滑, 地层压力递减加快, 地层出水增多, 要靠采取各种生产措施来获取、维持产量, 如增压、脱水、起泡、消泡措施等, 操作成本相应大幅度上升。

2. 生产规模的影响。

随着石油天然气生产站场的扩大, 作业增多, 管线增长等生产规模的扩大, 材料消耗、维护修理等操作成本相应增加。这类生产规模要素与操作成本呈线形增长趋势。而对于产量这一生产规模要素而言, 受气田生产阶段的影响, 在不同阶段表现出不同的成本特性。在气田早期开发、中期上产阶段, 产量的增长不会必然带来成本的增长, 但当气田处于后期开采、作业时, 气藏储采比下降, 地层压力急剧减小, 综合含水率增高, 开采难度加大, 必须从技术上、工艺上采取各种措施, 工作量大大增加, 要持续稳产、增产将投入更多的成本, 操作成本大幅度上升。

3. 生产工艺的影响。

由于生产工艺过程的不同, 对材料、动力的耗费也不一样。现有天然气生产工艺中采取如干法输送、就地脱硫装置、管道缓试剂注入及增压、脱水、化排等措施, 其成本耗费与一般情况下不需要特殊工艺措施的生产耗费不同。同时, 不同的工艺措施, 其耗费内容也不尽相同。如增压主要耗费在增压机组用机油、日常维护用易损易耗件等。

4. 站场管网设备新旧程度对成本的影响。

设备、装置处于最初使用状态的时候, 由于与生产的配合、磨合不够, 相应发生的耗费可能较高, 也可能很快就磨合到位, 耗费不太高。此时成本处于无规律的波动状态;当运行了一定时间后, 设备装置与生产运行磨合到位, 故障和事故发生率降低, 运行平稳, 只需定期巡检即可, 成本耗费稳定在一个较低水平上;当设备、装置运行到后期, 设备老化, 发生故障的几率会增高, 巡检密度加密, 更换的配件和频率加大, 需要投入的维护费用会持续增加, 成本耗费处于最高水平。

5. 气田环境、交通对成本的影响。

三、建立标准操作成本体系的主要思路

1. 制定科学合理、符合气矿生产经营现状的成本分类。

对操作成本按照装置成本、非装置成本进行划分。前者主要是指气矿进入气田中后期开采后, 所采用的各项生产工艺措施的装置设施成本, 如增压、脱水、脱硫、集气站、井站、输配气站等;后者主要是指与工艺措施无直接关系, 但与组织、协调、维护生产以保证生产正常进行有关。如车辆、人员、基

●张继斌李波

地、管线、输配电线、井场公路、气田水处理等。

2. 建立切合实际的标准消耗定额。

对气矿不同区块不同生产条件下的设备、装置、井站、管线、车辆等制定标准的成本消耗定额、人员费用定额, 对原材料、辅助材料、燃料、动力、配件、公用器具的消耗都建立消耗定额。

3. 设置修正系数。

根据客观存在的差异, 特别是气田之间、井站之间、各作业区之间由于生产条件、设备新旧程度、交通状况、井站分散程度、工作量的饱和度以及基地规模等的不同, 在基本标准成本的基础上, 对差异性较大的项目确定适当的修正系数, 尽可能使标准成本符合生产现场的成本实际需求。如根据各作业区、运销部及后辅单位的公路状况及井站分散程度、车辆工作量饱和程度, 对车辆费用设置三类系数。根据增压装置的新旧程度、维护成本耗费水平的不同, 按一定的使用年限设置增压装置的配件成本消耗系数, 以体现标准成本在现场应用的差异性和可操作性, 从而更好地调动生产经营的积极性。

4. 对成本中不标准因素, 根据现场实际情况, 进行专项预算和管理。

如公路维修、违章建筑拆除、气田水处理、药剂加注及缓蚀剂、三甘醇、脱硫剂、氮气置换、装置外委维护等耗费。这些成本差异性较大, 且与生产现场的生产状况密切相关, 如:药剂加注要根据现场天然气气质、气量、含硫量、压力等因素确定加注量;公路维修、违章建筑拆除不可预见;气田水拉运的运距、运次及气田产水、运水无法准确估计;新增井站、装置当年投产发生配合、协调、完善费用与正常生产的运行成本差异较大。因此, 应将上述费用作为标准成本体系中的非标准因素, 进行单项考虑。根据实际工作量, 经相关管理部门核实、计算后, 可以由气矿控制, 也可以特别注明配置, 下达给各单位。

四、标准成本的主要内容

1. 装置成本:增压装置根据润滑油、配件的消耗量分类。

脱水装置根据动力消耗、配件、三甘醇消耗, 按处理能力分类。

单井脱硫装置的耗费主要表现为脱硫剂、动力及零星材料的更换。其中, 脱硫剂做单项考虑, 动力和材料在常规单井中一并考虑。

单井站包括常规单井、自动化单井、回注井、值守井、输配站、配气站。其中, 常规单井指以常规生产工艺进行天然气采输的场站;自动化单井是指在常规生产工艺的基础上, 运用SCADA系统开展天然气采输的场站;值守井指生产工艺非常简单, 或几乎没有生产, 或巡查管理无人值守的场站;对输配气站, 按生产工艺、集输气量、场站功能的不同, 分配气站、输配站、特殊场站;回注井按回注压力分类, 其中高压回注的电费由生产部门提供预计处理量, 根据机泵单位处理成本确定动力成本。

2. 非装置成本:人员费用指工资及附加外的固定费用和变动费用。按机关后勤人员和一线操作人员进行分类。

五、建立标准成本体系的其他条件

1. 建立标准成本跟踪、反馈机制。

财务核算上要建立标准成本核算台账, 对标准成本所涉及的成本类别进行费用归集, 定期对标准成本的实际发生情况进行反映, 从而实现对标准成本的跟踪、反馈和修正、完善。

2. 建立规范财产物资管理流程。

按照规范化要求, 对财产、物资管理进行收、发、结存管理, 定期清查财产、物资情况, 防止跑、冒、滴、漏现象发生。对井站现场待用的物料、装置配件等要及时办理退料手续, 使设备、装置的配件消耗真实、准确。

3. 完善原始记录管理工作。