长庆气田

长庆气田（通用4篇）

长庆气田 篇1

1 概述

长庆气田南四干线于2005年10月建成投产, 其规格为Φ406×7.1 (8.7) ×72.5 (mm×mm×Km) , 起点为南21集气站, 途经南16、南18集气站, 终点为第一净化厂, 沿线建有3座截断阀室, 管线设计运行压力为6.4MPa。

2 南四干线的生产技术管理

南四干线的生产运行管理包括管线的投产、日常运行管理及故障维修。

2.1 南四干线的投产

为了保证长输管线的运行安全, 长输管线在设计时, 根据地形, 一般不超过三十公里便设置一座截断阀室。投产时, 应对该管线进行分段置换及试压。

2.1.1 南四干线的置换

对于长距离集气管线, 目前气田常用置换方法有三种, 即天然气直接置换、空管投球和前置氮气置换, 三种方法比较 (见表1) 。

三种方法相比较, 从安全第一考虑, 前置氮气最为理想, 因此我们选用前置氮气的方法对南四干线进行置换。

10月19日, 我们从第一净化厂用氮气对南四干线内空气进行置换, 置换时从3#阀室、南18站、南16站、南21站进行分段放空并测试氧气含量, 至10月20日氮气置换合格后从南21站进天然气对南四干线内氮气进行置换, 天然气置换合格后分别从南21站、南16站以不超过1MPa/h的升压速率进气充压, 充压至5.0MPa并稳压24小时后干线转入了正常生产供气。

除个别渗漏外, 整个投产过程安全顺利, 说明所选投产方案安全、正确。

2.1.2 南四干线的强度试压

对于长距离集气管线的强度试压, 目前气田常用方法有三种, 即天然气直接试压、水试压和压缩空气试压, 三种方法比较 (见表2) 。

三种方法相比较, 综合考虑安全与经济因素, 压缩空气试压最为理想, 因此我们选用压缩空气对南四干线进行强度试压。

9月底在南四干线全线贯通后, 由施工单位进行了空管通球并采用空气压缩机打压至8.1MPa进行了强度试压。试压过程安全平稳。

2.2 南四干线的日常运行管理

集气干线生产运行管理主要包括管线正常运行参数控制、日常维护、故障维修等几方面工作。

2.2.1 管线运行参数

管线运行参数包括设计压力、实际运行压力、理论最大输气量、实际最大输气量、输送效率等。经计算, 南四干线运行参数 (见表3) 。

从上表可以看出, 南四干线目前距满负荷运行尚有较大裕量。欲提高管线输送效率, 可适当提高南四干线运行压力及输气量。

2.2.2 管线日常维护

(1) 管线清管

长距离集气管线在投产及日常生产运行过程中, 管线中会出现泥沙、焊渣及凝析水的积聚, 这些液固体杂质如不及时清除, 将会严重影响管线对天然气的输送, 同时也将会缩短管线的使用寿命。为了降低液固体杂质的影响, 定期对管线进行清管是保证管线正常运行的一条重要措施。对于长距离集气管线, 目前气田常用的清管器有三种, 即橡胶清管球、单向皮碗清管器、双向清管器, 三种清管器比较 (见表4) 。

三种清管器相比较, 综合考虑通过性与清管效果, 双向清管器最为理想, 因此我们选用双向清管器对南四干线进行清管。

10月28日我区组织对南四干线采用双向清管器进行了清管, 清管时具体参数 (见表5) 。

在本次南四干线清管中, 清出物为油泥0.2公斤, 粉尘0.5公斤, 有效地提高了管线的输送效率。

(2) 南四干线的防腐

集气管线的腐蚀发生在管道的内外壁, 内壁是含硫天然气的腐蚀, 外壁是大气或土壤, 电流的腐蚀。目前南四干线外防腐主要采用外防腐层及阴极保护相结合进行保护, 内防腐主要依靠内涂层和定期清管通球。

1) 阴极保护:集气管线在施工时虽已对管线做了防腐处理, 但是在管线的运行过程中难免会有防腐层遭受破坏的事情发生, 而阴极保护则是避免防腐层遭到破坏的管段发生腐蚀穿孔的有效方法。目前南四干线采用跨接电缆由南21站、南18站恒电位仪进行保护。

南四干线地势起伏较大, 干线穿越地段复杂, 土壤电阻率变化明显。但丛电位值本身来看, 干线处于有效保护, 目前阴极保护率为100%。绝缘法兰评测标准之一的电位评价中规定, 法兰内外电位差在500mV以上的, 表明法兰绝缘性能良好, 南四干线投产前组织对出站绝缘法兰内外电位进行了测试, 测试结果合格。

2) 防腐涂层:防腐涂层一般具有良好的绝缘性, 并具有一定的机械强度, 能有效地防止电化学腐蚀及氧腐蚀, 是在各大气田广泛采用的成熟的防腐工艺。

3) 深度脱水:事实证明, 天然气中的硫化氢、二氧化碳对钢材的腐蚀只有在金属表面有水膜生成时才显示出来。当天然气的露点达到-13℃, 即使在最冷的一月, 天然气中也不会有水析出。而目前进入南四干线天然气水露点完全能够达到这一要求。

2.2.3 南四干线的日常巡护

长距离集气管线的日常巡护工作主要包括以下几项:

(1) 检查并维护管道里程桩、标志桩及电位测试桩;

(2) 检查管道是否有裸露、漏气和绝缘层损坏的地方;

(3) 定期测量管线保护电位;

(4) 检查并清除管道周围违章建筑及其他影响管道安全的深根植物;

(5) 重点检查管线水工保护及穿跨越地段管线是否完好;

在管道日常巡护中, 由于南四干线地处黄土高原与毛乌素沙漠交界地带, 土质疏松、地形破碎, 地貌受环境影响变化较大, 因此管道里程桩应加密栽设, 巡查频次也需相应增加。

2.2.4 南四干线故障维修

如上所述, 南四干线地处黄土高原与毛乌素沙漠交界地带, 地貌受环境影响变化较大, 加之近年来, 随着社会经济的发展, 气田周边各类建设纷纷上马, 这无疑给南四干线的安全运行带来了极大地威胁, 为了保证气田的安全, 保障人民的生命财产, 我们必须建立一套完善的应急抢险体系。坚持“以人为本, 安全第一”的原则, 并以保证人民的生命安全为第一要务。

目前气田常用管道补焊方法有微正压补焊和氮气置换后补焊, 两种方法比较 (见表6) 。

两种方法相比较, 从安全第一考虑, 氮气置换后补焊最为理想, 因此我们应选用氮气置换后补焊的方法对南四干线进行补焊。

3 认识及建议

3.1 认识

南四干线及其辅助联络线、支线建成投产运行至今虽然输送效率较低, 但提高了南部管网抵御风险能力, 它可以为我厂在三净停产、南干线停运等多种情况下的生产组织提供方便, 从本文节点分析中可以看出, 一旦南干线出现故障, 通过南四干线可以向第一净化厂调供气量最大为。同时南四干线的建成有效降低了南部部分集气站节点压力偏高问题, 方面了气量调配。

3.2 建议

(1) 在目前状况下通过气量调配尽量提高南四干线输送气量, 使干线输送效率达到最大程度, 为以后一旦南干线出现故障后从南四干线调配气量积累经验,

(2) 从南四干线第一次清管通球情况分析, 清管器在干线32～38公里处遇卡, 且停留时间较长, 建议对该条管线再进行清管, 重点检测32～38公里处, 找出清管器遇卡真正原因。

(3) 近年来随着社会经济的发展, 管线沿线各类建设增多, 这无疑给南四干线的安全运行带来了极大地威胁, 为了保证安全, 建议编制南四干线某点故障后的紧急供气预案及抢险预案。

(4) 由于南四干线地处黄土高原与毛乌素沙漠交界地带, 地貌受环境影响变化较大, 建议增加南四干线日常巡护频次, 且在每年的汛期前后对穿跨越及冲沟部位管线位移及土壤沉降情况进行测量并作记录。

(5) 加强管线的防腐保护, 每年最少对管线进行两次全面普查, 普查主要包括腐蚀环境调查、防腐层状况调查、管体腐蚀情况调查、管道阴极保护运行情况调查等几方面, 做好记录并进行分析。

参考文献

[1]杨新华.天然气生产数据管理系统的开发与应用[J].油气田地面工程.2010, (03) :20

[2]蒋林张永军孔令光王鹏飞.天然气生产运行信息管理系统研制[J].哈尔滨理工大学学报.2003, (12) :30

长庆气田 篇2

长庆靖边气田下古生物界属于低渗透, 地质层属于岩质层, 且气田储层非均质性很强, 单井常能变化差异较大, 开发气田井的井位部署难度较大。在孔隙数参数上变现为优略差异大, 长庆靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部地区。特殊的地形和地质造成了长庆靖边气田的气藏类型也是多种多样的。其气田储层可分为层状展布、空隙容积确定并且无底水。多数靖边气田气藏类型属于层状定容弹性驱动气藏。

二、长庆靖边气田数字化管理模式创建背景

(一) 是顺应油田发展方向的。

信息自动化控制在企业里的应用越来越多, 长庆靖边气田要想跟随国际发展的脚步就必须顺应企业管理的发展趋势, 由于当今国际信息化全球化程度高, 所以长庆靖边气田的管理模式一定要跟上时代的发展, 必然要使用数字化管理的模式和方法, 长庆靖边气田正处于大跨步发展时期, 是顺应和推动了信息化建设的基本要求。

(二) 数字化管理模式是为了扩大长庆靖边气田的生产规模。

为了满足生产和管理需要, 靖边气田使用了数字化控制技术来更加精准地控制生产规模和效率。

(三) 长庆靖边气田使用数字化管理模式是为了更长久的低成本低劳动力。

传统的管理模式就是人工管理, 这样不能够准确的定位和察觉错误点和遗漏点, 管理水平低并且效率也低。还增加了资金的负担, 二来气田是一个重机械集中的地方, 如果人员密集很容易发生人员事故造成恶劣的后果。应用数字化管理体系大大节省了人力资源和人力劳动力, 为气田的运营大大提高了精确度和管理成本。

三、长庆靖边气田数字化管理模式的构成

长庆靖边气田数字化生产管理系统在整体上数字化管理系统可分为三大块:一是对生产的管理体系。主要控制和管理单井、管线、站 (库) 等基本生产。二是对生产环节的维护和紧急事故的监督和预警系统, 就是安全环保监控、应急抢险为核心功能的生产运行指挥系统。三是对整个气田的经营和气田气藏的管理。

四、长庆靖边气田的数字化管理的实践

长庆靖边气田数字化管理是适应近几年提出的"大油气田管理, 大规模建设"的发展要求顺应的我国对油气的需要和时代进步的要求探索出的一条现代化气田管理模式。其优点在实践中明显显现。

(一) 数字化在长庆气田发展速度比较快, 从2007年开始探索和研发管理系统, 一年以后就出台了几个不错的管理系统比如:数据的自动采集、远程控制开关、自动生成方案、和电子监督巡井等。并且在靖边气田逐渐推进应用取得了可观的效果。同时推动了苏格里气田等气田对数字化管理模式的使用。靖边气田数字化管理模式的使用奠定了气田数字化管理的基础。

(二) 靖边气田的数字化管理系统是运用了网络技术平台, 进行开发气田管理生产和运营以及生产决策。形成了监督和管理一体化发展。在采油厂、人工作业区等场所进行监控和预警。实现了符合现代经济需要和要求的生产经营管理模式实时报警、监督检验、命令快速传达, 强化了气田生产运营系统的安全性和效率性。

(三) 通过靖边气田建立了数字化管理的体制, 不断加强长庆气田公司管理项目建设的统筹管理和综合的协调。并充分地调动建设单位审查、考核等工作质量, 从反面推动了施工单位各方面的机构的管理与考核。

五、结语

通过长庆靖边气田使用了数字化管理模式, 为企业的管理工作提供了很大的方便和快捷服务。实现了油气田企业的管理模式变革, 推动了网路技术和劳动力组织机构有效合理的组合。为企业运营管理业提供了很大的方便和决策保障, 其决策的准确性和适用性远远大于传统的决策结果。因此, 长庆靖边气田的数字化管理模式还有更多的应用前景是值得大力开发的。

参考文献

[1]许皓, 陈来.中国企业数字化管理探析[J].合肥工业大学学报 (社会科学版) , 2005 (05) .

[2]丛沛桐, 陈存恩, 薄景山.大庆油田地震应急预案情景分析[J].华南地震, 2007 (02) .

[3]姬蕊, 冯宇, 杨世海.长庆油田地面系统数字化设计研究[J].石油规划设计, 2010 (04) .

长庆气田 篇3

关键词：已开发油气田,效益评价,协同工作,多维评价

引言

油气田企业是一个高投资、高风险行业, 以追求利润最大化为生产经营的主要目标[1]。已开发油气田效益评价是指通过分析已开发油气田的生产、成本状况, 从而对其效益状况进行分类评价, 评价的目的是及时掌握油气田生产经营状况, 为油气生产、投资决策、成本控制等提供依据[2]。经济效益评价工作是适应中石油发展战略, 提升油气田企业生产经营管理水平, 降低成本, 提高经济效益, 科学合理开发利用资源的一项重要基础性工作。

近年来, “数字地球”、“数字油田”、“数字油藏”风靡全球石油工业界, 国内各大油公司纷纷开展数字化建设[3]。为适应油田快速发展, 长庆油田适时提出了“三端五系统三辅助”的数字化建设规划, 并已取得显著成效。数字化油气藏研究与决策支持系统 (简称RDMS) 是后端建设的核心, 主要任务是以油气藏研究为主线, 开发建设一套一体化研究、多学科协同的工作平台, 实现网络化、工业化、智能化油气藏研究与决策, 已开发油气田效益评价系统是经济评价类主题应用系统之一。

一、现状分析

面对低油价环境, 投资成本控制与效益开发压力更加突出, 通过效益评价分析油气田 (区块) 、单井效益状况, 对资金投入进行合理调配, 从而提高油气田生产经营管理水平, 真正实现降本增效。传统效益评价工作由于受管理体制制约, 涉及多个业务部门, 数据源分散, 数据量大, 在数据收集上报及协同工作方面存在以下不足:

(1) 效益评价工作涉及部门、岗位人员多, 受时间地域限制, 协同效率低。效益评价涉及规划计划、财务、生产管理、科研与生产多部门, 业务岗位包括经济评价、成本核算、油气田开发等多岗位人员, 由于基础数据来源于采油/ 气厂不同业务部门, 对全油田、气田数据的核对及分析工作由勘探开发研究院油/ 气田开发室完成, 部门间未实现全局参数共享, 数据校验工作量大, 协同效率低。

(2) 基础数据源分散, 缺乏数据自动获取及上报平台。效益评价基础数据包括经济参数、油/ 气田开发及成本、费用数据, 岗位人员通常从各个职能部门手工搜集整理, 如成本、费用数据在财务资产处, 评价参数由规划计划处统一下发, 单井相关数据在各采油/ 气厂, 数据审核、汇总分析在勘探开发研究院, 数据搜集整理工作量较大, 部分数据保密级别较高, 往往需要多级审批才能拿到数据。并且, 由于缺乏统一的评价参数库以及数据上报平台, 部分数据表系统外下发与校对, 存在重复核查现象, 如核算单元与地质单元的对应关系定义, 实际工作中存在不同部门重复校对的现象。

(3) 原有支撑软件功能单一, 未能持续进行版本升级, 不能适应新的业务需求。目前在用的效益评价支撑软件采用C/S模式部署, 科研人员通过业务节点服务器提交并上报基础数据, 数据录入及系统维护工作量大, 且仅实现了单井、区块、评价单元的效益评价, 未能实现不同层级 (油/ 气藏、油田等) 不同项目 (井型、投产年份、含水、年产量等) 的多维度评价。同时, 系统版本未能进行持续升级完善, 部分成果报表格式不标准, 不能满足对评价结果的个性化分析。

针对以上不足, 基于RDMS底层框架与数据服务[4,5], 针对已开发油气田 (区块) 、油气井效益评价主题业务, 建立长庆油田经济评价参数库及在线分析系统, 实现参数全局共享、基础数据自动获取、评价结果多维分析, 真正做到部门间协同工作。

二、系统设计

已开发油气田效益评价作为一项基础性工作, 按照中石油发布的评价细则[6], 对评价时段内长庆油田十二个采油单位已开发正在生产的油田 (区块) 和六个采气单位已投产并具有工业产量的气田 (区块) 进行分析评估, 评价结果以报表形式提交上报并指导日常单井综合治理, 现阶段评价时段为一年一次。

根据效益评价工作业务流程, 主题系统主要包括参数管理、数据审核、效益评价 (厂级/ 公司级) 、效益分析五大功能, 功能架构如图1 所示。由于油井和气井在开采方式、产量计量、税收制度等的不同, 系统将油井和气井分模块单独评价, 同时采油/ 气厂和研究院的基础数据范围不同, 系统按厂级和公司级两个层级划分评价层次。

参数管理模块提供对评价相关参数及公共参数的定义与管理, 全局共用, 支持个别参数按需修改。

厂级效益评价模块提供与A2 库的数据接口, 基础数据、开发数据从A2 实时提取, 成本、费用数据手工录入后依据评价细则[6]自动分摊到单井, 评价结果以规范报表输出, 经分析无误后, 数据提交上报。

数据审核模块提供对各个厂提交基础数据的查询 (含各个评价时段) 、审核, 审核通过数据将被锁定, 此时厂级用户无法修改已提交的数据, 经公司级用户解锁后才能修改。

公司级效益评价模块提供对全油田、全气田数据的汇总、评价, 支持多维度评价结果输出, 同时能够对评价单元进行组合评价。

效益分析模块以专题图的形式分析、对比评价结果, 系统采用数据+ 模板的成图方式, 支持多层级 (全油田、采油厂、区块等) 多维度 (总利润、单井利润、操作成本、成本等) 评价结果展示。

三、系统实现的几个关键问题

(1) 打通底层数据源, 建立以数据应用反向校验的数据质量反馈机制。传统效益评价相对独立, 各采油/ 气厂手工搜集、整理各类数据, 研究院对全部油/ 气田进行整体评价时, 数据校验工作量较大, 往往需要与每个采油/ 气单位反复核对。效益评价主题系统统一以A2 库为基础数据源, 避免了手工录入误差、实体名称 (包括油田、区块、层位等) 不规范、地质单元同名、前后不一致等问题, 同时系统在线生成评价结果分析图表, 结合业务分析发现数据异常, 以数据应用反向校验原始数据, 建立数据质量校验反馈机制, 有效提升了数据质量。

(2) 实现了多层级多维度评价。效益评价的目的是以投入和产出的关系反映油气田生产经营状况, 从而指导油气田生产井的管理, 效益评价主题系统提供从不同角度对油气田效益状况进行分析评估, 全面分析影响油气田效益的各个因素, 从多层级多维度评价分析, 实现油气田产量最优化、效益最大化、成本最低化。表一是系统从公司级、厂级多个评价维度对气田效益生成的评价报表。

(3) 实现多岗位、不同业务部门间的协同工作, 进一步优化了工作流程。效益评价工作涉及业务管理部门、科研单位和采油/ 气生产单位的多岗位人员, 主题系统实现了评价参数的全局共享, 业务人员在业务环节自动获取经济指标和公共参数, 根据实际油气田类型可以对个别指标/ 参数进行编辑调整。对于采油/ 气厂的不同岗位业务人员, 通过系统提交基础数据时, 可以对不同岗位提交的数据进行参照、共享, 而科研单位在对所有油/ 气田进行汇总评价时, 可以分别对各个厂、各个油田、同一区块的数据进行横向上、纵向上对比审核, 降低了因数据问题引起的结果偏差。同时, 理顺了数据录入提交审核汇总的数据采集链路, 规范各岗位数据入库标准, 优化效益评价业务工作流程。

(4) 提供便捷的图表在线生成、分析功能, 实现评价结果综合研究。系统收集操作成本构成曲线、成本项目构成曲线、利润最大产量曲线、操作成本最低产量曲线、盈亏平衡产量曲线等曲线模板, 采用“模板+ 数据”成图方式, 实时在线生成不同层级 (长庆油/ 气田级、各采油/ 气厂级、各油田、各区块) 分析图表, 以图表相结合的方式提供便捷、灵活的分析途径, 辅助效益评价结果综合研究。同时, 系统提供对历年评价过程的场景保存和结果的统一管理、发布, 以评价时段作为时间戳, 将参与评价的各个参数/ 指标、基础数据以及生成的单井全表作为场景保存, 并将最终评价报告进行统一归档管理、发布, 实现纵向同期对比, 为单井措施跟踪与管理提供经济依据。

四、应用效果

该系统已在长庆油田经济评价业务职能管理部门、勘探开发研究院、采油/ 气单位全面推广应用, 全面支撑长庆油田2014 年底已开发油气田 (区块) 、油气井效益评价工作。系统通过与A2 建立数据接口, 提供评价单元在线自定义功能, 建立生产单元与核算单元间的对应关系, 确保参与评价数据的全局一致性;并快速获取单井、区块数据, 大大降低了基础数据准备工作量, 有效提高了数据录入效率和质量。跨部门、跨岗位间数据流转调用, 进一步优化了工作流程, 优化资源配置。同时, 系统提供多维度评价及图表在线分析功能, 辅助效益评价结果的综合分析应用, 支撑油气田效益与成本管理, 提高整体生产经营管理水平, 提升企业整体竞争力。

五、结束语

已开发油气田效益评价主题主要对已开发油气田 (区块) 、油气井效益进行分析评价, 系统依托A2 自定义评价单元, 快速获取单井、区块数据, 按照评价细则, 将作业区、站库成本和费用数据分摊到单井, 从不同维度对单井、区块效益进行综合评价, 从而为单井措施治理提供经济决策依据, 为油气田效益开发提供参考。

参考文献

[1]王汝.吉林油田公司已开发油气田经济效益评价成果及应用研究[D].吉林:吉林大学, 2011:1-49.

[2]赵忠臣.吉林油区已开发油气田效益评价研究[D].吉林:吉林大学, 2011:1-46.

[3]高志亮, 石玉江, 等.数字油田在中国及其发展[J].石油科技论坛, 2015, 3:33-38.

[4]王娟, 梁鸿军, 李良, 等.油田数字化的异构数据源整合与集成技术[J].油气田地面工程, 2014, 33 (11) :10-11.

[5]周洁, 陈海雄, 朱文妹.集成化数据管理技术在石油勘探开发中的应用研究[J].数字技术与应用, 2012, 42 (8) :42-43.

长庆气田 篇4

随着我国可持续发展的进一步推进, 很多城市都将天然气作为主要生活燃料。人们使用天然气做饭、洗浴等等, 天然气的使用在人们的生活当中起到了重要作用。油气田是天然气的主要产地, 而在这些油气田中, 天然气集气站又是一个重要的单元。天然气集气站在运作过程当中存在很多危险性, 如:高温高压、易燃易爆等。集气站主要的对天然气进行加热、节流、分离等等一系列的工艺处理。因其在天然气生产当中的重要地位, 它的安全性备受关注, 目前多位学者都在此方面做了大量的研究。杨子海等人对川中天然气净化处理装置的腐蚀问题做了深入的研究, 并提出了相应的对策[1];王家荣对绕管式换热器在天然气处理装置中的应用做了深入的研究[2]。本文采用了目前常用的爆炸指数法, 即F&FI方法评估了长庆油气田的天然气集气站处理装置的安全性。该方法是一种很好的安全评价方法, 它主要是以以往事故的资料为依据来进行安全评价的, 它考虑了天然气处理装置工艺工程的危险性, 并且计算处理装置的单元火灾、爆炸指数等等。

1 评价方法

F&FI评价方法一般是建立在大量的事故实验数据的基础上, 它是以单元中的物质系数作为初始数据, 使用一般的工艺危险系数和特殊工艺文献系数来分别表示事故影响损害的最主要的因素和事故发生概率的主要影响因素, 它们之间的乘积即为火灾或爆炸危险的指数, 也就是F&FI的值, 这一值可以评价天然气生产过程当中发生事故所导致的破坏程度, 并且用来确定这一事故可能会影响的区域。

2 评价内容的确定

选择90个所处不同位置, 但有相同工艺、参数配置和生产原理的集气站作为评价内容, , 在整个的评价过程当中, 我们可以将这90个集气站简化为一个具有和它们相同配置的集气站, 这样会简化很多的工作。

2.1 工艺单元的选择

集气站的天然气处理系统有多个部分组成, 如:加热装置、节流装置、分离装置等, 如果将这些装置单独的作为一个工艺单元来进行评价的话, 由于这些部分的物料很少, 评价的意义不大。因这些装置的间距很小, 并且有多个管路相连, 所以本文将天然气处理装置看做为一个整体, 将其作为一个评价单元进行安全评价。

2.2 物料系数的确定

集气站所处理的原始气体为混合气体, 在这混合气体当中甲烷是主要气体, 本文设定甲烷的物质系数为21, 并用它作为原始气体的物质系数来进行安全评价。

2.3 火灾和爆炸指数的确定

本文主要是通过分析天然气处理装置的工艺危险性来对工艺单元的危险系数和火灾、爆炸指数进行确定的。主要步骤为:

第一步:合理确定评价当中所需的工艺危险系数。本文基本系数取为1, 排放、泄露控制的危险系数取为0.2, 这样工艺危险系数为个系数之和, 即为1.2;第二步:特殊工艺危险系数的确定。基本系数设定为1, 毒性物质的危险系数设定为0.8, 惰性化、未惰性化危险系数设定为0.3, 释放危险压力系数设定为0.8, 工艺中液体、气体的危险系数设定为0.5, 填料危险系数及泄露接头的危险系数设定为1.5, 这样, 特殊工艺危险系数即为5.2;第三步:工艺单元的危险系数确定。通过计算, 该值为6.24;第四步:火灾及爆炸指数的确定。通过计算, 该值为131.04。

通过查阅相关手册可得, 该天然气处理装置的危险等级为第四级别, 这说明该装置存在很大的安全隐患。

2.4 安全措施补偿系数的确定

主要步骤为:

第一步:工艺控制补偿系数的确定。各系数如表1所示, 通过求和可得工艺控制补偿系数为0.663;第二步:物质隔离补偿系数的确定。各系数如表1所示, 通过计算可得物质隔离补偿系数为0.922;第三步:防火设备补偿系数的确定。如表1所示, 通过计算可得防火设备补偿系数为0.903;第四步:安全装置补偿系数的确定。通过计算可得该值为0.55。

2.5 安全评价结果

根据上述系数, 通过计算, 可得集气站天然气处理装置的火灾、爆炸指数的安全评价指标, 如表2所示。

3 评价结果分析

通过对评价结果进行综合分析, 可以得出如下结果:

第一, 集气站处于天然气处理装置的暴露半径当中, 一旦该装置出现意外, 那么整个集气站将会出现危险, 可能会出现集气站工作人员的伤亡;第二, 因物料的储备量和产品的需求在不同时间段有不同的状况, 所以设备停产所造成的损失应与财产损失基本相同。如果集气站出现危险, 那么与之相连的所有单井需要关闭, 并且其内部的天然气必须全部放完, 这样停产损失就会比理论公式所计算的值要大很多;第三, 采取多种措施对天然气处理装置进行保护, 可以使该装置的安全性能增加很多, 这可以从根本上降低事故发生的概率, 从而减小事故所造成的严重损失。

4 结论

通过设定各种系数, 本文成功对长庆油气田集气站的天然气处理装置进行了安全评价, 从评价结果可以明显看出, 消除对装置有危害的预防措施要比增加哪些安全措施更为有效, 它可以大大降低可能导致的财产损失, 所以, 在对设备的日常管理当中, 需要严格地按照设备的操作规范进行操作, 决不可未经领导批准擅自修改操作规范。对于那些容易引起腐蚀或产生泄露的部分需要定期实施检查, 发现问题立即解决。应当加大在安全措施方面的投入力度。在新的天然气处理装置建设之前需要对其进行安全评价, 这样可以有效地避免恶性事故的发生。

参考文献

[1]杨子海, 李静, 刘刚, 全江.川中天然气净化处理装置腐蚀因素及对策分析[J].石油与天然气化工, 2005, 34 (5) :389393.