《地面工程基础知识》ppt课件

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1、地面工程基础知识概要,第一部分 基本建设一般程序及规划设计职责,第一部分 基本建设一般程序 及规划设计的职责,第一部分 基本建设一般程序及规划设计职责,1、项目建议书 2、可行性研究报告（规划方案） 确定技术路线或方案； 开展经济评价； 3、初步设计 确定主体工程详细设计方案 大型设备招投标； 编制工程概算；,一、基本建设的一般程序,4、施工图设计 详细设计； 5、施工建设 6、试运投产 7、建设工程项目后评价,第一部分 基本建设一般程序及规划设计职责,1、规划方案确定阶段的工作量结合（立项） 2、初步设计阶段的详细设计内容结合 （1）具体设计内容的增补或调整 （2）工程概算的准确性 3、施工

2、图设计阶段 落实初步设计阶段提出的增补或调整内容，在施工图中是否真正已经得到落实,二、规划设计的职责,第一部分 基本建设一般程序及规划设计职责,4、施工建设阶段 （1）施工前的技术交底会（图纸三方会审） （2）设计变更、联络的及时办理 5、试运投产 审查设计部门提出的试运投产方案，参与现场调 试与运行,二、规划设计的职责,第一部分 基本建设一般程序及规划设计职责,6、建设工程项目后评价阶段 为评价机构提供生产运行效果报告。包括主生产工艺的产品品质报告，运行消耗报告，由评价部门将其与设计指标进行比对，给出技术、经济评价结论,二、规划设计的职责,第二部分 规划方案的主要内容,第二部分 规划方案的主

3、要内容,1、应具有油藏工程、钻井工程、采油工程的设计方案或规划，包括油田含油面积、地质储量、开发方式、井网形式、布井数量、注采井比例、钻井方案、采油方式（举升方式、清防蜡方式：包括防蜡油管、定期加药、固定热洗或活动热洗等）、采油速度、分区块平均单井日产油量和产液量、气油比、注入介质及标准、注入时间、注入方式、注入压力、注入量、油气水物性和化学组成，以及油田10年或10年以上的产油、产液、产气、综合含水预测数据等,一、建设条件,第二部分 规划方案的主要内容,2、应了解与新建油田相关的老油田的生产建设情况，包括油气集输工程和其他配套工程的现状能力和规划，以及与新油田的衔接条件等 3、应对油田所处地

4、理环境条件进行调查，包括地形、地貌、水系、工程地质、水文地质、抗震设防烈度、自然灾害、气象资料、生态条件和环境保护要求等。具有足够范围的1：5000或1：10000的地形图 4、应了解油田地面工程建设所需主要设备材料的性能、价格以及国内外供货渠道、交货周期以及对油田经济效益的影响程度等,一、建设条件,第二部分 规划方案的主要内容,1、地面工程建设规划设计的规模，应以油田开发设计所确定的生产能力为依据，并考虑市场需求，宜适应相关开发接替层位或周边区块的负荷要求，按开发设计中的有关数据配套建设各系统能力。三次采油地面工程新增建设规模应充分利用开发区块内地面已建水驱的能力。各系统规模可根据开发和生产

5、需要分期建设，工程适应期应与油田调整改造期相协调一致，宜为10年以上 2、计量站宜建设在油田采油井组的适中位置。计量站管辖井数应根据油田开发所要求的单井计量周期合理确定，一般宜为8口30口,二、建设规模,第二部分 规划方案的主要内容,3、接转站的规模应根据多方案比选确定，在工程适应期内其负荷率不应低于60。一般水驱接转站管辖油井的集输半径不宜小于5km，转输液量不宜大于：7000td，聚驱接转站转输液量不宜大于10000td。接转站一般不设事故油罐；当生产确实需要时，可设事故油罐，容积可按该站4h24h设计液量计算 4、集中处理站(或原油脱水站)的规模应根据开发10年预测资料中稳产期的油量，并

6、结合实际生产条件确定。集中处理站(或原油脱水站)可设1座事故油罐，其容积应按该站1d的设汁油量计算。在工程适应期内，集中处理站(或原油脱水站)的规模可适应油田产量80120的变化范围，其负荷率不应低于60,二、建设规模,第二部分 规划方案的主要内容,5、油田注水系统的规模应根据已批准的油田油藏工程方案进行设计，可根据实际情况分期建设，注水站的建设规模宜适应10年的需要 6、油田采出水处理工程的规模，应以油田油藏工程方案为依据，与原油脱水及注水工程相适应，并结合洗井水回收等情况综合确定，工程实施可根据采出水预测数据分期建设，工程建设规模宜适应10年的需要,二、建设规模,第二部分 规划方案的主要内

7、容,1、油气集输系统应根据技术经济对比优化布站，选择分级布站方式。宜按计量站、集中处理站两级布站，计量站的布置应符合二、2的规定；选择三级布站方式时，接转站的布置应符合二、3的规定。 2、合理利用油井流体的压力能，适当提高集输系统压力或采用油气混输技术，扩大集输半径，减少油气中间接转，降低集输能耗。 3、注水站、采出水处理站、35kV变电站应靠近负荷中心并尽量与油气处理站联合建设。通信中心站应与二级生产管理机构建在一起。,三、总体布局,第二部分 规划方案的主要内容,4、注水站的布局应与生产辖区相结合，通过多方案优选确定。注水站宜设在负荷中心和注水压力较高或有特殊要求的地方，并宜与油田其他站场联

8、合建设 5、聚合物配制站的布局应按聚合物驱区块的开发建设次序统一安排，对于面积较小的油田，可建成配制、注入合一站；对于面积较大的油田，可采用集中配制、分散注入方案 6、根据油田生产和生活用电总负荷，结合地方电网供电能力和分布现状，确定110kV变电站、35kV变电站和自备电站的数量、规模和位置，并同时确定电力线分布和走向,三、总体布局,第二部分 规划方案的主要内容,1、根据加热保温方式的不同，油气集输的基本流程宜采用以下四种典型流程：井口不加热单管流程、井口加热单管流程、井口掺水(液)双管流程、单管环状掺水流程。在特殊条件下，经技术经济比选也可采用井口热水伴热三管流程 2、原油脱水工艺应根据原

9、油性质、含水率、乳状液的乳化程度及采出液中三次采油驱油剂的类型和含量、破乳剂性能等，通过试验和经济对比确定。原油脱水工艺方式宜在集输温度下预脱除游离水，其乳化水部分采用热化学沉降脱水、电化学脱水等方式或不同方式的组合。低产低渗透油田宜采用合一设施进行原油脱水处理，稠油脱水宜采用热化学沉降脱水工艺,四、油气集输工程,第二部分 规划方案的主要内容,3、出油管道管径应按油田油藏工程方案提供的所辖油井日产油量、气油比、原油含水率、掺水(液)量以及进站温度和压力确定，且公称直径不应小于40mm 4、集油管道管径应按计量站所辖总井数产液量、产气量、原油含水率、掺水(液)量以及进站温度和压力确定，且水驱管道

10、公称直径不宜大于200mm，聚驱管道公称直径不宜大于300mm,四、油气集输工程,第二部分 规划方案的主要内容,（1）注水基本流程宜采用以下几种典型流程:集中高压多井或单井配水方式(注水站配水间注水井)，低压供水、分散高压多井集中配水或单井配水方式（水处理站注配间注水井），滚动开发的断块小油田也可采用活动注水设施。应根据注水井网布置形式、注水方式、注水压力、注水水质特点等因素，通过技术经济比较，优选确定。应尽力提高系统效率，降低注水单耗 （2）注水压力等级应按油田开发要求设计，满足所辖注水井最大注水压力的需要。从注水站到最远处端点井的压降不宜大于1.0MPa,五、配套工程,1、油田注水（汽）、

11、注聚合物,第二部分 规划方案的主要内容,（3）油田注水应选用效率高、质量可靠的注水泵。规模较大、注水压力较低的注水站应选用高效离心泵，规模较小、注水压力较高的注水站应选用高效柱塞泵。独立的注水站，当离心泵运行泵少于4台时，可设1台备用泵；柱塞泵运行泵少于3台时，可设1台备用泵。当注水站连网建设或当注水泵检修对注水无明显影响时，可酌情减少或不设备用泵,五、配套工程,1、油田注水（汽）、注聚合物,第二部分 规划方案的主要内容,（4）聚合物配制站的设计规模和母液配制工艺，应按已批准的油田油藏工程方案规定的前置液、目的液和驱替液的注入时间、注入周期、母液注入量、注入浓度、注入压力等基础参数综合优化确定

12、。聚合物分散、熟化和母液输送设备应优先选用国产设备；单套装置处理能力和组合规模，既要有利于控制投资，又要便于生产管理；应按设计要求控制聚合物母液体系的粘损,五、配套工程,1、油田注水（汽）、注聚合物,第二部分 规划方案的主要内容,应根据油田采出水性质、化学组成及回用或排放水质标准要求，经技术经济比较，选用流程短、适应性强、效率高的油田采出水处理工艺。采出水处理工艺宜采用除油、沉降、浮选、旋流、横向流聚结、过滤等流程,五、配套工程,2、采出水处理,第二部分 规划方案的主要内容,（1） 油田水源给水能力应按油田注水用水、消防用水、绿化用水、生活用水及其他生产用水等总量计算。注水给水和其他生产给水、

13、生活给水宜分别自成系统，给水管线可按最大给水量的1.2倍计算 （2） 油田区域防洪排涝应根据当地自然环境条件，采用与当地统一的暴雨频率、径流系数、防洪排涝标准进行全面规划设计；油田内井、站、库的防洪排涝应与当地防洪排涝统一考虑。宜采用明渠，尽量与道路边沟、农业排灌渠相结合，排水构筑物和设备宜按3d降水、4d排除的标准配备,五、配套工程,3、给排水及消防,第二部分 规划方案的主要内容,（1）按对供电可靠性的要求，油田电力负荷分为三级，对电力负荷等级的划分应符合现行国家和行业的有关规定。集中处理站、矿场油库(管输)、轻烃储库等为一级负荷；矿场油库(铁路外运)、原油稳定站、原油脱水站、放水站、接转站

14、、注气站、增压集气站、机械采油井排、注水站、污水处理站等为二级负荷；自喷油井、边远孤立的机械采油井、分井计量站、橇装式注水站、配水间等为三级负荷,五、配套工程,4、供配电,第二部分 规划方案的主要内容,（2）35kV变电站主变压器的确定： 主变压器的台数和容量，应根据地区供电条件、负荷性质、用电容量和运行方式等条件综合考虑确定 在有一、二级负荷的变电所中宜装设两台主变压器，当断开一台时，另一台主变压器的容量不应小于全部负荷的60，并应保证用户的一、二级负荷；当设有一台主变压器时，应能承担全部计算负荷的120,五、配套工程,4、供配电,第二部分 规划方案的主要内容,（3） 配电变压器容量的选择应

15、符合下列规定： 单台配电变压器的负荷率宜为60；抽油机井组变压器平均负荷率不应低于30； 两台配电变压器的负荷率宜为55；一级负荷设备用电比例较大的配电变压器负荷率可为50,五、配套工程,4、供配电,第二部分 规划方案的主要内容,（4）油田供电网应设置无功功率自动跟踪补偿装置，补偿后应符合下列规定： a)低压负荷较集中的站场应加装自动跟踪补偿装置，补偿后的低压侧功率因数宜为0.850.90。 b)高压侧无功功率补偿装置宜在油田内35kV变电所集中安装，补偿后的高压侧功率因数不宜低于0.95,五、配套工程,4、供配电,第二部分 规划方案的主要内容,按大庆油田地面工程建设设计规定Q/SY0639-

16、2002执行,五、配套工程,5、道路,第二部分 规划方案的主要内容,油田站场应根据工艺流程的复杂程度、控制难易、生产管理水平、操作及维护能力、自然条件等因素确定检测、控制设施的标准： 整装油田的集中处理站宜采用分散控制系统(DCS)、可编程序控制器(PLC)或工业控制机系统(1PC)等计算机监控系统；大型接转站如对计量有特殊要求时，可采用IPC,工艺流程简单、检测控制参数较少的计量站，可采用远程终端单元(RTU)或油田专用监控装置；一般情况下，井口可不设RTU，参数不远传,五、配套工程,6、自动化控制,第二部分 规划方案的主要内容,采油厂与集中处理站、转接站、计量站以及其他各类独立站场之间的通信为油区通信，根据油区内井、站点多分散、话务量少的特点，宜采用光缆通信与无线通信相结合的通信方式,五、配套工程,7、通信,（1）应根据储存或输送介质的腐蚀特点，在充分考虑被保护对象所处环境因素及经济性的基础上，因地制宜，合理选择防腐措施,8、防腐与保温,第二部分 规划方案的主要内容,（2）埋地管道外壁应有良好的防腐层，防腐层电阻率不