1、老油气田地面系统改造、安全环保隐患治理、节能节水项目可研报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月老油气田地面系统改造、安全环保隐患治理、节能节水项目可研报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月68可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目录1 整体油（气）田开发状况31.1资源状况31.3现状分析52 油田（或区域）现状分析72.1岔任线运2、行状况分析82.2龙霸线运行状况分析82.3霸岔线运行状态分析92.4龙一站92.5霸一联：112.6岔北联122.7岔一联122.8岔转站132.9各站机泵设备储罐统计143存在问题173.1南xx油田污水回注困难173.2简化霸一联、龙一联工艺，减少岗位操作人员，降低生产能耗。173.3减少xx开发恢复地层压力补清水量。173.4解决霸-岔线面临低输量问题。174改造方案184.1 方案1：油水调到岔转站18改造思路184.1.2 方案具体内容194.2方案2：油水调整到岔一联294.3投资估算及方案对比325 节能375.1 综合能耗分析375.2节能措施386 环境保护386.1环境影3、响因素分析386.2环境保护工程设施及措施396.3环境影响分析417防火417.1消防现状417.2消防设计方案418 劳动（职业）安全卫生428.1危及职业安全卫生的物质及危害因素分析428.2 安全对策与措施439 调整改造工程配套技术措施4610 项目实施进度安排4610.1项目实施规划4610.2进度安排4711 主要技术经济经济评价4711.1 节电4711.2 节气4911.3节水4911.4 减少操作岗位和人员4911.5 总经济效益：5012 社会效益分析评价：501 整体油（气）田开发状况采油二厂北部油田包括南xx油田、xx油田。南xx油田位于河北省霸州市境内，于1976年4、投入开发。分xx和xx两个油田，xx油田原油处理系统有龙一站，xx油田原油处理系统有霸一站。xx油田于河北省雄县境内，1981年投入开发，按地理位置分为南部作业区、中部作业区和北部作业区三部分。南部作业区原油处理系统有岔南联，中部作业区原油处理系统有岔一联，北部作业区原油处理系统有岔北联。本次“北部原油处理输送系统调整”所涉及到的站有龙一站、霸一站、岔转站、岔一联。1.1资源状况1.1.1xx北部油田开发单元层位累积探明已开发含油面积（km2）地质储量（104t）可采储量（104t）含油面积（km2）地质储量（104t）可采储量（104t）技术经济技术经济岔4Ed31.17231.1773.55、173.511.17231.1773.5173.51岔30Ed2-Es1x4.91506.38146.30146.304.91506.38146.30146.30岔31Ed3-Es1s3.51278.17110.00110.003.51278.17110.00110.00岔74Ed2-Es1s4.20333.76153.10153.104.20333.76153.10153.10岔211Ed3-Es1s0.5149.626.706.700.5149.626.706.70岔19Es1-22.03245.71121.69121.692.03245.71121.69121.69岔225Es1s0.66、012.101.201.20雄21Es1s1.26105.1726.2926.291.26105.1726.2926.29小计18.191762.08638.79638.7917.591749.98637.59637.59有岔4、岔30、岔31、岔74、岔211、岔19、岔225等8个断块。探明含油面积18.19平方公里，地质储量1762.08万吨，已开发地质储量1749.98万吨（占探明的99.3%）。岔北采出程度28.94%，采油速度0.42%，剩余可采储量采油速度5.54%。平均井距210米。1.1.2xx中部油田开发单元层位累积探明已开发含油面积（km2）地质储量（104t）可采储量（7、104t）含油面积（km2）地质储量（104t）可采储量（104t）技术经济技术经济岔12Ed3-Es1s7.80749.99309.00309.007.80749.99309.00309.00岔33Ed3-Es1s3.90249.3178.4078.403.90249.3178.4078.40雄16Ed1-23.20193.7863.5063.503.20193.7863.5063.50小计14.901193.08450.90450.9014.901193.08450.90450.90有岔12、岔33、雄16共3个断块。探明含油面积14.9平方公里，地质储量1193.08万吨，可采储量4508、.9万吨，探明储量已全部开发。岔中采出程度29.87%；采油速度0.63%，剩余可采储量采油速度7.9%。平均井距210米。1.1.3xx、xx油田xx油田：含油面积2.7K，探明储量415.93104t，可采储量98.4104t，已采出油量88.24104t，剩余可采储量1.1104t。xx油田：含油面积3.9K，探明储量1150.66104t，可采储量285.8104t，已采出油量274.3104t，剩余可采储量16.6104t。采油速度xx油田0.68%，xx油田0.19%。1.2开发预测：1.2.1各区产量预测年度2012年2013年2014年2015年2016年岔北日产液量（m3)29、4502600270028002800日产油量(t)134147147147147日产水量(m3)22902425252526252625岔中日产液量（m3)24002630278029303080日产油量(t)231307415423428日产水量(m3)21252265228624272570霸州日产液量（m3)380399417434450日产油量(t)120129137145153日产水量(m3)260270280289297中区今后增加的水量238525352566271628671.3现状分析1.3.1生产状况分析 xx北区、中区及霸州工区生产情况统计表区油井总井数开井数日进液量日10、产油量日注水(方)岔中23413617931741620岔北1529716611771594霸州3518292103253合计421251374645434671.3.2化验分析及室内试验原油性质分析数据表原 油20密度g/cm350密度g/cm350粘度mPas凝点蜡含量%胶质+沥青%四厂来油0.83710.81655.2143312.2418.71龙一联0.83660.8165.4323112.7518.33霸一联0.81980.79862.577196.9414.71岔北联0.82540.80443.589299.5616.14岔一联0.83290.81225.8363211.5718.11、44混合样0.83680.81625.1583211.3517.36室内将混合油样乳化成含水为21%（通过各站综合含水计算得出）的乳状液进行不同温度、不同沉降时间的热化学沉降与自然沉降脱水试验。目前各站所用破乳剂均为赛德新技术有限公司生产的破乳剂SD-1。试验温度：35、45、50、55、60、65；加药浓度：50mg/L、100mg/L。混合原油(含水21%)在35下沉降脱水试验结果沉降温度投药量 不同沉降时间脱后油含水率，%mg/L0.5h1h2h4h35013.510.69.69.1混合原油(含水21%)在45下沉降脱水试验结果 4500.40.20.10.145500.30.10.1012、.1451000.10.10.10.1混合原油(含水21%)在50下沉降脱水试验结果 沉降温度投药量 不同沉降时间脱后油含水率，%mg/L0.5h1h2h4h5000.30.20.10.150500.20.10.10.1501000.10.10.10.1混合原油(含水21%)在55下沉降脱水试验结果沉降温度投药量 不同沉降时间脱后油含水率，%mg/L0.5h1h2h4h5500.20.10.10.155500.20.10.10.1551000.10.10.10.1混合原油(含水21%)在60下沉降脱水试验结果沉降温度投药量 不同沉降时间脱后油含水率，%mg/L0.5h1h2h4h6000.2013、.10.10.160500.10.10.10.1601000.10.10.10.1混合原油(含水21%)在65下沉降脱水试验结果沉降温度投药量 不同沉降时间脱后油含水率，%mg/L0.5h1h2h4h6500.10.10.10.165500.10.10.10.1651000.10.10.10.1从上表可以看出，采油二厂龙一联、霸一联、岔北联、岔一联、四厂来油均为石蜡基原油，粘度低、霸一联凝固点较低，其它均较高。在4565、不加药自然沉降室内试验条件下，采油二厂龙一联、四厂来油、霸一联、岔北联、岔一联的混合油样沉降0.5小时后，其脱后油含水率小于0.5%。2 油田（或区域）现状分析xx、xx油田14、原油处理系统建有霸一联合站和龙一联合站。xx油田原油处理系统自北向南建有岔北联合站、岔一联合站。原油外输系统输油首站为xx转油站。从龙一站到任丘炼油厂，已建成输油管网系统，采油四厂和xx油田、南xx油田产油全部输到岔转站经加压升温后至炼油厂。北部原油外输流向见图：龙一站主要转输采油四厂原油和处理xx油田原油，不含水油输至霸一联。霸一联主要处理xx油田原油，和龙一站来油混合后输至岔转站。岔北站处理北部区块原油，净化油插入至霸-岔线，岔一站处理中部区块原油，净化油输至岔转。最后由xx转油站输至任丘炼厂。目前，我厂主要输油线有8条，合计78km。序 号输油管线 名称设计 最小输量设计 最大输量距离 15、km管线 规格投产 时间万t/ at/d万t/ at/d1岔任线752054110301334D219819932霸岔线41.9114798.5269822.2D219720063龙霸线31.987378.7215612D219620084岔北霸岔线251.8D114420065岔南岔任线0.5D159520106岔一岔转站0.5D159519937岔二岔南1.93D159519938苏三文115D114420082.1岔任线运行状况分析岔任线炼厂历年接收量统计表年岔任线炼厂 一厂鄚州 岔南 岔转站 接收量 输油量 外输量 实际输油量 万吨/年万吨/年万吨/年万吨/年2005年100.781016、0.782006年97.9397.932007年92.0292.022008年83.0483.042009年74.583.6670.922010年79.928.4971.432011年71.56.813.950.8岔转站起点实际输油量为扣除采油一厂插入的鄚州、我厂岔南的输油量。2012年岔-任线全年总输油量约68.93万吨，岔转站输量49.28万吨，低于管线设计最低输量75万吨。2.2龙霸线运行状况分析龙-霸线最小输量31.9万吨/年，2011年全年输油量为36.84万吨，接近设计最小输油量。2.3霸岔线运行状态分析霸-岔线最小输量41.9万吨/年。2011年霸-岔线总输量为43.3万吨，霸一17、联起点输油量为37.8万吨。2.4龙一站2.4.1原油处理龙一站1977年建成投产，目前主要是转输采油四厂来油（2011年35.68万吨）和我厂xx油田产油，外输量约40104t/a。xx油田的原油就地处理，污水就地回注，目前日处理原油约60t左右，产液144m3。日外输原油950-1150t左右。原油处理工艺采用一次三相分离器沉降。工艺流程见图：单井计量站来油三相分离器储油罐外输泵加热炉霸一联采油四厂来油存在问题：龙一站罐区管线和阀组1977年建设，管线规格大，阀门老化,开关困难需更换。龙一站1具3000方储罐内加热盘管腐蚀穿孔，需大修；热水泵房埋地管线腐蚀穿孔处理难度大；目前龙一站只有一台18、外输加热炉HJ1.4-Y/6.4/75/40-Q，若外输加热炉出现故障时，外输无法加热，需要增加一台高效加热炉并配套自动燃烧器。龙一联消防系统存在问题： 1997年改建消防管线，现已使用10多年时间。在每年消防演练时均出现管线穿孔现象；罐区管网不是环形管网，不符合规范要求；消防栓老化严重，经常出现漏水等问题；路边的消防栓距离消防路太远，操作不便。2.4.2仪表自控龙一站现有周界报警视频联动系统、单回路检测控制系统、霸龙线原油防盗系统、气体检测报警系统、阴极保护系统共5套。前四套系统设在总控室，阴极保护系统设在阴极保护间。2003年建成岔任线防盗系统、单回路检测控制系统，2008年建成周界报警视19、频联动系统，2009年完善了区域阴极保护保护系统现场。该控制室一直沿用刚建站初期的通道式仪表盘和老的接地系统，设备拥挤、信号线杂乱、电源系统故障，需要重新规范，依据新流程现场仪表没有利用价值。2.5霸一联：2.5.1原油处理霸一联于1976年建成投产，建设规模为500104t/a。经过20多年的运行，站内工艺作了多次调整改造，相继进行储罐大修和管网降级调整，霸一联目前规模可达50104t/a。该站接收xx油田的含水油，处理后和xx的原油一起输送到岔转站。站内具有油气分离、脱水、污水处理、污水回注、原油外输等功能。2004年对其进行简化改造，使xx油田的原油进行就地处理，污水就地回注，目前日处理20、原油40t，外输原油1100t左右。原油处理工艺采用一次热化学压力沉降脱水工艺，工艺流程见图：单井、计量站来油总机关换热器压力沉降罐好油储罐外输泵加热炉外输去岔转站龙一站来油2.5.2仪表自控霸一站站现有周界报警视频联动系统、单回路检测控制系统、霸岔线原油防盗系统、气体检测报警系统、阴极保护系统（区域+霸岔）、共5套。前四套系统设在总控室，阴极保护系统设在阴极保护间。2004年建成岔任线防盗系统、单回路检测控制系统，2008年建成周界报警视频联动系统，2009年完善了区域阴极保护保护系统现场。该控制室一直沿用刚建站初期的通道式仪表盘和老的接地系统，设备拥挤、信号线杂乱、电源系统故障，需要重新规21、范，依据新流程现场仪表没有利用价值。2.6岔北联岔北联1986年建成投产，建设规模为40104t/a。站内具有油气分离、脱水、原油稳定、污水处理、回注、气体处理、原油外输等功能。目前日处理原油150吨左右。xx北部地区所有的产液全部输至岔北联，油水在岔北联进行处理，原油经稳定后输至霸岔管线上，与霸一联原油一起输至岔转站。原油处理采用两级分离、两段脱水（一段压力沉降脱水、二段常压沉降脱水并辅以电脱），配套负压稳定、大罐抽气处理工艺流程。流程见下图：2.7岔一联岔一联1981年建成投产，是xx油田最早建成的联合站，设计集油能力20104t，处理能力30104t，注水能力1240m3/d,污水处理能22、力2000m3/d。具有油气分离、油水分离、原油稳定、原油外输加热、站外集油供热、污水处理及回注等功能。目前日产液量1700m3，处理原油160吨左右。原油处理采用一次常压沉降，二次电脱工艺，配套负压稳定、大罐抽气处理工艺流程。2.8岔转站2.8.1油系统岔转站建于1993年，主要任务是转输采油二厂和采油四厂来净化油。最大输量为110.48104t/a，最小输量为75104t/a，2011年实际输量约 51104t/a左右，目前日外输1400t/d左右。站内工艺见下图：仪表自控岔转站现有周界报警视频联动系统、集散控制系统、岔任线原油防盗系统、气体检测报警系统共、阴极保护系统（区域+岔任）5套。23、前四套系统设在总控室，阴极保护系统设在阴极保护间。2000年建成岔任线防盗系统，2008年建成周界报警视频联动系统，2009年扩容建成集散控制系统和气体检测报警系统（现场仪表和气体检测报警系统全部利旧），这4套系统基本完好，现场仪表部分需要更新，气体检测报警系统不仅独立设置，而且要进入集散控制系统。2010年区域阴极保护系统进行了恒电位仪更换，但目前4个阳极井电阻值均为无穷大，区域保护失效。岔任线阴极保护系统阳极地床在该站西南方向500米，连接阳极地床和恒电位仪的阳极电缆2012年8月份因地方盖厂房弄断导致岔任长输线15千米保护失效。2.9各站机泵设备储罐统计外输泵情况统计站名机泵名称型号数量24、扬程m排量m3/h生产厂家配用电机型 号制造厂家电机功率（kw）投产日期岔转站1#2#外输泵DY85-67*8253685中国长沙水泵厂YB355M1-2南阳防爆电机厂2201993.63#4#外输泵DY85-67*9260385中国长沙水泵厂YB355M2-2南阳防爆电机厂2501993.5霸一联1#2#外输泵DY85-67*5233585河北通达泵业有有限公司315M-3六安江淮电机有限公司1322010.63外输泵DY-85-67*5133585湖南天一科技公司YB2-315M-2南阳防爆集团公司1322005.4龙一站1#、2#外输泵DYK85-673220185涿州市高研泵阀制造YB25、2-280M-2江苏锡安达防爆有限公司902008.1岔一油1#2#外输泵DYK45-20326045涿州市高研泵阀制造YB2-160M2-2江苏锡安达防爆有限公司152006.11注水泵情况统计站名机泵名称型号数量扬程排量转速生产厂家配用电机电机功率（kw）投产日期mm3/hn/min岔一油注水泵5DSB233.6/25533.6985宁波Y355M262002005.12.喂水泵100AYuP60B110902950浙江科尔L160-218.5喂水泵100AYuP60B110902950浙江科尔L160-218.5喂水泵100AYuP60B110902950浙江科尔L160-218.5霸一26、联1注水泵DY46-50*51250462950长沙Y250M-2552002.92注水泵DY46-50*81400462950河北通达Y280M-2902003.5龙一站注水泵350P-0822.83210宁波Y160L-87.52004.8喂水泵IH6550160232252900上海Y132S1-25.52004.8加热炉情况统计站名型号数量热负荷功率加热生产厂家投产日期备注（KW）介质岔一油HJ1.16-YS/4/45/25-Q11160100万大卡油北京百恒达石油技术有限公司2006.1 火筒式间接加热炉岔一油HJ1.16-YS/4/75/40-Q11160100万大卡油北京百恒达石27、油技术有限公司2006.11 火筒式间接加热炉岔一油ZKJ3500-S/2.5-Q 真空加热炉27000300万大卡水中油气管道机械制造厂2006.11 火筒式间接加热炉岔转站2 HJ2.33-Y/6.4-Q12330200万大卡油北京百恒达石油技术有限公司2008高效炉岔转站1 HJ2.33-Y/6.4/75/40-Q12330200万大卡油北京百恒达石油技术有限公司2006.11高效炉霸一站HJ2330-Y/4-Q12330油北京百恒达石油技术有限公司火筒式间接加热炉霸一站HJ2330-Y/4-Q12330油北京百恒达石油技术有限公司火筒式间接加热炉霸一站3# HJ2330-S/2.5-Q28、12330200万大卡水北京百恒达石油技术有限公司火筒式间接加热炉霸一站4# HJ2330-S/2.5-Q12330200万大卡水北京百恒达石油技术有限公司火筒式间接加热炉龙一联HJ1.4-Y/6.4/75/40-Q11400120万大卡油北京百恒达石油技术有限公司2006.11油炉火筒式间接加热炉龙一联WN1.4-1/80/55-Y(Q)11400120万大卡油哈尔滨知日特特种锅炉厂2002.92油炉 高效圆筒炉龙一联HJ1400-S/2.5-Q11400120万大卡水北京百恒达石油技术有限公司2007.51#水炉 火筒式间接加热炉龙一联HJ1160-S/2.5-Q11160100万大卡水北29、京百恒达石油技术有限公司2007.112#水炉 火筒式间接加热炉1428660原油储罐情况统计序号站名大罐名称罐径罐容极限高度安全高度检尺口高度呼吸阀规格液压安全阀规格投产日期 m m3 m m m1岔转站1#储油罐18.9300010911.67DN200DN2002岔转站2#储油罐18.9300010911.66DN200DN2003岔转站3#储油罐23.6500010911.78DN200DN2004岔转站4#储油罐18.9300010911.768DN200DN2002010建5岔转站5#储油罐18.9300010911.781DN200DN2002010建6岔一油1#污水沉降罐11.30、5810009811.202Dg2001981.97岔一油2#好油罐11.5810009811.142Dg2001981.98岔一油3#好油罐11.5810009811.1Dg2001981.99岔一油4#混油罐11.5810009811.165Dg2001981.910霸一站1#储油罐11.5810009811.065Dg250Dg2001977.411霸一站2#储油罐11.5810009811.105Dg250Dg2001977.412霸一站3#储油罐18.54300010912.89Dg250Dg2501977.413霸一站4#储油罐18.54300010912.69Dg250Dg25031、1977.414霸一站5#储油罐31.2810000131214.752Dg250Dg2501977.415霸一站6#储油罐31.2810000131214.7Dg250Dg2501977.416龙一联1#储油罐19.8300011912.3D200Dg2001977.417龙一联2#储油罐19.8300011912.38D200Dg2001977.4污水罐情况统计站名水罐数量直径罐高容积投产日期mm3岔一油污水调节罐111.59.5110001992岔一油污水罐17.757.923001981岔一油清污水罐17.757.923001981岔一油清水罐17.757.923001981岔一油洗井32、回水罐110.029.17001981霸一联污水罐123.67825001977龙一联污水罐1100019773存在问题3.1南xx油田污水回注困难xx油田所产污水回注仅有霸60井1口注水井，xx油田也只有霸30井1口注水井，一旦出现问题，直接影响油井正常生产。注水设备无法满足注水需要：霸一联2台注水泵出口压力是4.0Mpa，霸60井注水压力逐渐升高，回注压力将近4.0Mpa，使污水回注困难。注水管线腐蚀穿孔频繁占压严重：霸60井管线1985年铺设，每年穿孔次数达11次以上，管线占压约780m，注水管线腐蚀穿孔频繁，占压严重，存在严重安全隐患。3.2简化霸一联、龙一联工艺，减少岗位操作人员，降33、低生产能耗。目前霸一联、龙一联运行设备多，岗位操作人员多，生产系统能耗高，将南xx油田油水调运到xx处理，将龙一联简化为转油站，霸一联简化为中间加热点，停运两站的原油脱水和污水回注工艺设备，减少岗位操作人员，消除安全隐患，降低生产能耗；提高整体运行效率。3.3减少xx开发恢复地层压力补清水量。xx油田开发注水地层压力低，调整配注量，逐步恢复地层压力，需要补清水，将南xx油田油水调运到xx处理后回注，每天可以减少补清水量200m3，年减少7.3万m3 。3.4解决霸-岔线面临低输量问题。霸-岔线年设计最低输量41.9万吨，2011年霸一联外输量37.8万吨，霸岔线总输油量43.3万吨（包括岔北外34、输插入的5.5万吨），已接近管线最低设计输量。因此将南xx油田油水调运到xx可确保霸-岔输油线安全运行。4改造方案4.1 方案1：油水调到岔转站改造思路油水调整到岔转站思路龙一联将四厂来油和站外霸5计以及霸40井、霸81两口单井拉的油混合进储油罐后，然后经加压升温输到霸一联。将霸一联简化为中间加热点，其所辖的霸六计所产含水油在加热炉前经泵提升后插入到龙一来油，升温后一起输到岔转站；岔北站输净化好油插入霸岔输油线上，与霸一联外输来混合油水一起输到岔转站进行原油脱水处理；油处理合格后，经加热计量外输到炼油厂；污水进岔一联水区处理后回注。岔一联直接输净化好油到岔转站，然后输到炼油厂。调整示意图：4.35、1.2 方案具体内容4.1.2.1龙一联1）油系统将四厂来油和站外霸5计以及霸40井、霸81两口单井拉的油混合进储油罐后，经加压升温输到霸一联。简化掉龙一联站外来含水油处理工艺和污水回注工艺设备，停用2台80m2板式换热器、1具D20007200三相分离器、1具1000m3污水罐、2台注水泵和2台喂水泵。2）仪表自控、将视频系统控制柜、新建仪表系统控制柜、气体检测报警系统、防盗系统控制柜、电源系统、接地系统规范重新规范；、按照新流程，设置相应的参数检测和控制；、增加外输泵房（普通+热成像）、加热炉间防爆摄像机监视设备工作状态和巡检情况；、屏蔽电缆尽量走汇线槽，避免埋地敷设；、加热炉的温度、压力36、信号远传或分配到总控室；、新系统具有网络发布功能。主要工作量如下:、规范一个总控室：移位、拆除、接地、电源系统完善；、压力26个、温度12个、液位9台、流量远传14台、开关阀1个，浓度25个；、更换汇线槽和信号电缆6200米； 、增加外输泵房普通+热成像2台，加热炉间1台。4.1.2.2霸一联1）油系统依托霸一联已有设施,将霸一联简化为中间加热点。站外霸六计所产含水油进2具60m3缓冲罐后，经泵提升插入到龙一来油；一起进油炉升温输到岔转站处理；简化霸一联站外来含水油处理工艺和污水回注工艺设备。停用霸一联6具储油罐、1具2500 m3污水罐、2具100 m3污油罐、2具1000 m3沉降调节罐、37、1套多功能处理器，3台外输泵、2台注水泵、2台换热器和2具压力沉降罐等设备容器。霸一站简化后流程工艺2）仪表自控、将视频系统控制柜、新建仪表系统控制柜、气体检测报警系统、防盗系统控制柜、电源系统规范到现原值班室（北），显示终端全部放在现值班室（南），将不同厂家和不同时期的中控室操作台由封闭式改为开放式，中间有门隔开。、按照新流程，设置相应的参数检测和控制。、增加外输泵房（普通+热成像）、外输计量间防爆摄像机监视设备工作状态和巡检情况。、屏蔽电缆尽量走汇线槽，避免埋地敷设。、加热炉的温度、压力信号远传至至总控室。、新系统具有网络发布功能。主要工作量如下：、规范一个总控室：移位、拆除、接地、电源系38、统完善；、压力14个、温度9个、液位2台、流量远传5台、调节阀1个、开关阀1个浓度25个；、更换汇线槽和信号电缆3000米；、增加外输泵房普通+热成像2台。4.1.2.3岔转站1）油系统将霸一来油和岔北站外输原油经热化学沉降或电脱处理合格后，再计量外输到炼油厂，岔转站产污水输到岔一联处理后回注。岔转站增加2台脱水泵、2台电脱水器（利旧），1台200万大卡/时加热炉。岔转站平面布置图岔转站平面管网图2）仪表自控、原集散控制系统由一台二合一工程师站扩容为冗余工程师站/操作员站，且实现网络发布功能。、按照转油站二次扩容规模，增加相应参数检测和控制。、将不同厂家和不同时期的中控室操作台由封闭式改为开放39、式，统一规划。、增加外输泵房（普通+热成像）、外输计量间、加热炉间、电脱水器间防爆摄像机监视设备工作状态和巡检情况，罐区增加两台热成像摄像机2套，监视油区是否泄漏，原监视主机扩容并增加视频大屏幕。、屏蔽电缆尽量走汇线槽，避免埋地敷设。、在脱水配电柜间设置水区控制柜1套，该控制柜和总控室使用光缆连接。主要工作量如下：、规范一个总控室；、压力18个、温度9个、液位、界面8台、流量3台、调节阀3个、开关阀8个共计49台套；、更换汇线槽和信号电缆5000米； 、增加外输泵房（普通+热成像）、外输计量间、加热炉间、电脱水器间防爆摄像机6台以及罐区热成像摄像机2台，共计8台。、完善油区、水区阴极保护系统：40、深井阳极4组、恒电位仪利旧。、岔任线布设阳极电缆500米。4.1.2.4岔转站脱水能力校核在岔转站配套建电脱水系统，增加2台脱泵、2台抽水泵，2台电脱水器、一台200万大卡/时高效加热炉轻质或中质原油在电脱水器停留时间一般为30-40min;单台电脱水器最大处理能力：2880m3/d含水30%计，最大处理原油量我厂用电脱水器的规格为D30009600，容积为60m3。四厂来油、霸州工区、岔北工区、岔中工区原油每天合计实际1400t,年约50万吨。岔转站安装2台脱水器能够满足原油处理的需要。4.1.2.5岔一联目前注水能力水处理能力校核岔一联设计污水处理及注水能力均为2000m3/d；目前岔一实41、际注水量为1880m3/d，霸州工区来水约300m3，合计污水2180m3，岔一目前有5DSB-33.6/20注水泵5台，KQL-80/0.6精细过滤器2套，注水与处理能力基本达到了极限。岔一联现有1000m3除油罐、调节罐各1具，300m3污水罐2具，700m3回收水罐1具，辅助处理部分有污泥干化场1座，30m3污水池1座，630KVA变压器2台。xx油田中部五年注水量预测年度中区今后历年日注水量预测2012年2013年2014年2015年2016年日产油量236251250246243日产水量19062313244125772708注采比0.930.940.950.950.95霸州日产水量42、260270280289297日注水量21662583272128553005岔一联过滤器型号为KQL-80/0.6，理论处理量在2800m3/d，考虑到过滤器反冲洗、故障处理、压差增加后处理水量的减少，实际处理量为70-80%之间，处理量2200m3/d，需要增加污水处理能力1000m3/d。根据地质部门对xx油田中部未来五年产液量的预测，注水能力与水处理能力达到3100m3/d。目前5台注水泵无法满足注水需要，还需增加五柱塞注水泵3台，水处理能力依靠水质改善解决，均达到3400m3/d。4.1.2.6岔一联目前水处理能力与注水水质标准要求 xx油田中部注水水质要求供注断块空气渗透率10-343、 m2有效渗透率10-3 m2孔隙度%渗透率级差水质标准岔12断块615119418.6A3 岔31断块5331.622823(8、3、2）岔33断块292419648岔76断块5453064油田公司批准的岔一联改造后工艺方案： 1000m3/d除油罐气浮改造+调节罐+3套KQL-80/0.6+固体防垢与物理防垢+紫外杀菌，处理量、处理后注水水质达到A3标准。洗井水回收罐作为污水罐。校核处理量3000-3500m3/d，按沉降2h-4h标准执行，岔一联两个1000m3沉降调节罐能够满足要求，储水能力增加700m3后也能满足要求，注水水质能够达标。4.1.2.7岔一联新增注水能力根据地质部门对x44、x油田中部未来五年产液量的预测，注水能力与水处理能力增加到3400m3/d，目前5台注水泵无法满足注水需要，还需增加五柱塞注水泵3台，配套提升泵2台，包括配电改造，提升泵与注水泵建在洗井回水罐南部。4.1.2.8岔一联注水混合处理后防垢要求岔一联注水混合处理后防垢要求 取样地点龙一站霸一站岔北联岔一联Mg2+，mg/L12.118.231.531.5Ca2+，mg/L55.997.8183.6230SO42-，mg/L157.9124.32.02.0HCO3-，mg/L608.8628743.4660.1CO32-，mg/L0.60.60.60.6Ba2+，mg/L101013.434.5矿化45、度，mg/L3.2501034.4171032.0411042.238104水 型NaHCO3NaHCO3NaHCO3CaCl2pH值7.97.547.767.74（1）龙一站和霸一站为含SO42水质，岔北联和岔一联为含Ba2+水质。SO42-水质与Ba2+水质混合发生BaSO4沉积。岔北站Ba2+含量低。（2）龙一站、霸一站、岔北联和岔一联油田污水水质偏碱性，在系统温度压力条件适宜的条件下容易发生CaCO3沉积。岔一联注水混合处理后防垢要求不同联合站产出水混配后结垢状况污水比例试验温度，CaCO3结垢率，%CaCO3沉积量，mg/LBaSO4结垢率，%BaSO4沉积量，mg/L龙一站：65m46、3/d200.52.585.829.6霸一站: 230m3/d300.52.590.531.2岔北联: 61m3/d401.9109231.7岔一联: 2389m3/d5011.359.895.532.96013.269.795.532.97028.3149.49833.8按照污水混合配伍后室内实验结果：存在碳酸钙、BaSO4结垢倾向试验结果：2040时，CaCO3结垢倾向较低，40 70 时，随着温度的升高，CaCO3结垢倾向逐渐增大。并且BaSO4沉积量几乎不随温度的变化影响。BaSO4沉积量为29.6 33.8 mg/L。应做好防垢技术措施，考虑站内水温40，在站内投加固体粉末防垢剂加以47、解决，在配水间加装防垢装置，能够达到防CaCO3垢要求。BaSO4垢防止根据现场情况采取了2种办法。4.1.2.9污水不配伍解决方案解决方法1：混合液输送到岔转站脱出污水320m3后，输送到岔一联的700m3洗井水回收罐，利用加药装置向700m3洗井水回收罐投加氯化钡单独处理。 龙一站产出水与氯化钡反应后状况沉降时间 h投加BaCl22H2O mg/LBaSO4 沉积量 BaSO4 悬浮量 BaSO4 沉降率 水中富含 Ba2+ 水中富含 SO42- 350mg/Lmg/L%mg/Lmg/L4123.9210.9371030.58167.4167.4501030.512242.792.172.48、51030.516299.635.289.51030.520318.116.7951030.524328.16.7981030.54400126228.935.510.32.08179.2175.750.510.32.012267.98775.510.32.016319.435.59010.32.020337.217.79510.32.024351.43.59910.32.0霸一站污水室内投加BaCl22H2O去除SO42-静态沉降试验数据表沉降时间 投加BaCl22H2O BaSO4 BaSO4 BaSO4 水中富含 水中富含 hmg/L沉积量 悬浮量 沉降率 Ba2+ SO42- mg/L49、mg/L%mg/Lmg/L4400141.6241371042.58191.3191.3501042.512277.4105.272.51042.516340.542.1891042.520360.422.294.21042.524374.97.7981042.54470157.4254.638.210.82.08210.920151.210.82.0123091037510.82.016368.743.389.510.82.020391.420.69510.82.024405.86.298.510.82.0氯化钡日投加量为：（250470+70400）1000=145.5kg，年投加53吨沉50、淀后霸一站硫酸钡生成量为405.8mg/l，龙一站硫酸钡生成量为351.4mg/l，年产生沉降量（250405.8+70351.4）3651000=46008kg =46t。 试验沉淀量为31吨。沉淀后的离子含量与岔一联水样基本配伍，岔一联投加基本的阻垢药剂防止钙镁垢即可。 700m3水罐进出口均采用高进口（2米），1年的沉积量为46t，700m3水罐1年清罐1次，预留高低排污口至干化场或者污水池，保证平时清罐时污水排放顺畅，清罐时间大致在3-5天。 优点是产出水配伍性好，没有硫酸根离子进入地层，地层不会产生结垢;缺点1年清罐1次，药剂投加量达到53吨，增加处理费用16万元。试验中的沉积量包含51、污水中悬浮固体沉降、油泥沉降和其它离子沉降，因此实验计算出的沉积量也是整个罐底的污泥沉积量。高度为1年清罐1次能够满足需要。解决方法2：不加药处理，通过两种水型不同消化结垢离子 岔转站脱出水进入岔一站千方除油罐，与岔一站产出水混合，考虑到两处产出水水量和硫酸根离子含量与钡离子含量的差异。按照霸一站230m3水和龙一站65m3水计算，合计硫酸根离子含量为44.2Kg，需要63.1Kg含Ba2+水，岔一站需要掺入的水量为1820m3，岔一联产出水在1650m3之间，每天加入氯化钡6kg，日产生沉淀107kg，年产生39吨，可以在千方除油罐，调节罐之间进行流程切换，保证清罐时生产不受影响。这样投加少52、量氯化钡药剂，依靠水的离子含量不同进行治理，二连公司淖尔油田就是靠两种水混配处理后回灌注水的，因为岔一联两个千方罐均为高进高出，不存在影响注水水质问题。综合比较办法1与办法2与注水增加的安全考虑，选择办法2。4.2方案2：油水调整到岔一联 4.2.1改造思路龙一联：将四厂来油和站外霸5计以及霸40井、霸81两口单井拉的油混合进储油罐后，然后经加压升温输到霸一联。霸一联：简化为中间加热点，其所辖的霸六计所产含水油在加热炉前经泵提升后插入到龙一来油，升温后一起输到岔一联；岔一联：岔北站输净化好油插入霸岔输油线上，与霸一联外输来混合油水一起输到岔一联进行原油脱水处理；油处理合格后进岔转站，经加热计量53、外输到炼油厂；污水进岔一联水区处理后回注。4.2.2改造方案.1龙一联、霸一联工艺与方案一相同。.2岔一联岔一联两套处理流程：霸一联来油处理流程示意图岔中站外来油处理流程示意图岔一联平面布置示意图岔转站到岔一联间输油管线示意图水区主要内容： 方案二在岔一联进行原油处理，油区的储罐容积不够；需要用1#储罐作为常压罐，水区的污水处理减少了一级调节罐，水沉降时间不够，需要增建1000m3沉降除油罐1具。注水能力与水处理能力增加到3400m3/d，增加五柱塞注水泵3台，配套提升泵2台，包括配电改造。4.3投资估算及方案对比4.3.1方案1投资估算龙一联改造工作量序号改造工程量投资（万元）油工艺1龙一站54、罐区管网及阀组改造1207252大修龙一站2#3000方储罐603热水泵房工艺管线由地下改为地面铺设204增加一套四厂来油在线取样器；155更换外输泵2台，流量85m3/h 扬程335m （利旧）及工艺配管。706新建1台原油加热炉，配套自动燃烧器及相关工艺调整1307龙到岔转站防盗系统改造609新建219消防管线110米；更换219消防管线450米。 15010新建消防栓3具；移位3具；新建固定式消防水炮2门； 11相关土建及改造后地面恢复100仪表自控11.现场压力26个+液位9温度12 +流量远传14台+开关阀1个+浓度25=8749102212模块+主机1台+数据发布机1台+打印32355、电缆+槽架=6200米104视频系统+扩容+光缆+大屏幕35总控室规范36电源系统5合计827霸一联改造工作量序号改造工程量投资（万元）油工艺1增加两台流量20m3/h 扬程200m离心泵及变频配套工艺201902站内管网工艺调整603加热炉烧火间大修，加热区渗漏阀门更换；604增加两台流量计流量15m3/h ，PN4.0105恢复2具60m3缓冲罐工艺40仪表自控11.现场压力14个+温度9个 +流量远传5台+调节阀1个+开关阀1个+浓度24=54367829模块+主机1台+数据发布机1台+打印252电缆+槽架=3000米63视频系统+扩容+光缆+大屏幕34总控室规范35电源系统5合计26856、岔转站改造工程量序号改造工程量投资（万元）油工艺1新建1台2330Kw原油加热炉6.0MPa，配套自动燃烧器；12093022具3000方储罐改为常压罐；1003两台D3000X9600电脱水器拆装及配套；804电脱水器电缆及维修 3052台脱水泵90m3/h，60m、2台抽水泵20m3/h，80m及配套工艺606热水系统调整807储油罐区工艺调整；608加热炉区工艺调整；409脱水器操作间工艺管线、阀门；3010新建脱水器操作间，配电间及配电相关6011岔一、岔北来油增加自动取样器各1套；3012增加一套自动加药装置；1013站内消防路大修总计3600m211014土建及地面恢复；120仪表57、自控11.现场压力20个+温度11个+液位、界面8台+流量3台+调节阀3个+开关阀8个=49台731452增加3模块+主机1台+数据发布机1台+打印152电缆+槽架=5000米103视频系统+扩容+光缆+大屏幕104总控室规范35阴极保护系统341075序号岔一水区改造工程量投资（万元）1增加五柱塞注水泵3台及配套工艺（Q30m3/h） 2402增加注水提升泵2台及配套工艺（流量60m3/h ）503工艺管汇、阀组、700方水罐维修1204注水泵房、提升泵房与土建1205增S11-800KVA 变压器1台，低压配电柜、变频启动柜、电缆120合计650总计：2820万元。4.3.2方案2投资估算58、岔一联改造工程量序号改造工程量投资（万元）油工艺1霸一联与岔北来含水油输到岔一联管线D219，1KM;8012652岔一联处理后的原油输到岔转站管线D219，1KM;803在原位置新建2台2330Kw原油加热炉4.0MPa，配套自动燃烧器；2604增加板式换热器2台200m2 ；15052具1000方储罐改为常压罐及防腐；8062台D3000X9600电脱水器拆装及配套；8073台脱水泵、抽水泵流量100m3/h 扬程60m 及配套工艺；变频器1台30KW；458岔北外输油与霸一来油进岔一联各增加1套自动取样器；309罐区及加热炉区工艺流程调整；8010电脱水器进出口管线调整；4011平面工艺59、管线调整；12012脱水泵房工艺管线调整；3013更换岔一外输流量计两台，带远传；1014土建地面恢复；12015其他不可预计费用60水区1增加五柱塞注水泵3台及配套工艺（Q30m3/h） 2406502增加注水提升泵2台及配套工艺（流量60m3/h ）503工艺管汇、阀组、700方水罐维修1204注水泵房、提升泵房与土建1205增S11-800KVA 变压器1台，低压配电柜、变频启动柜、电缆120总计1915方案二龙一联、霸一联工程量与投资同方案一，方案二合计投资3610万元。4.3.3方案对比序号站名方案一 方案二 (万元)(万元)1龙一站8278272霸一站2682683岔转站1075460、岔一联6502515合计28203610方案一：1、工程量相对小，投资低；2、工艺调整量少，施工难度小；3、储罐容积大，易于生产管理调节；方案二：1、工程量大，投资高；2、岔一联储罐容积小，处理调节不方便；3、施工难度大，需对岔一联站内工艺整体调整。4、调运到岔一联处理，存在工区间的含水原油交接潜在问题。推荐方案一4.3.5工艺管网及设备安全隐患治理.1目前现状及存在问题：配合此次调整，需要对一部分安全隐患进行治理，主要问题如下：1、这些站的管网仍是建站时期的，当时采用的是珍珠岩保温，珍珠岩遇水产生酸性，造成管线腐蚀，严重影响了站内安全生产。2、站内工艺管网的支撑，是建站时期的水泥柱支撑，由于61、天长日久，风化破损严重，有的已严重倾斜，需更换。.2改造方案及投资估算改造方案：对站内腐蚀严重的管线更换、站内管网及设备重新防腐、保温、包铁皮，水泥支架更换为钢支架。主要工作量及投资：工艺管网及设备安全隐患治理投资估算序号站名主要工作量投资（万元）1龙一站管线计2920米；水泥支架25个；设备4具。3002岔转站管线计3200米；水泥支架30个。4003岔一联管线计7455米，水泥支架159个，设备14具600总计13005 节能5.1 综合能耗分析主要能耗来源本工程的能耗主要包括以下三个方面：（1）联合站在事故状态和维修时，天然气的放空，污油、污水的排放；（2）站场生产、生活消耗天然气、新鲜62、水、软化水；（3）站场的生产、生活等电气、仪表、照明、供热、维修设备等耗电；（4）生产中消耗的各种化学药剂。即本工程主要能耗种类为原油、天然气、电和水。5.2节能措施5.2.1主要能耗项目（1）生产过程中的水、电、气消耗；（2）由于设备、阀门、管线、接头等密封失效造成天然气和原油泄漏；（3）集输管道中由于摩阻产生的能量损失；5.2.2节能措施（1）进行工艺方案优化。优化地面工程的工艺方案的各项参数；工程建设尽量依托和利用现有设施，避免重复建设。进行综合经济评价，确立最终合理的工艺方案。（2）工程将停运龙一联、霸一联、岔一联、岔北站共计20台机泵设备（3）将南xx油田油水调运到xx后，霸一联可以63、停运全部6具储油罐，2具污油罐的伴热系统、2台30m2换热器以及部分采暖系统；龙一联停运2台15m2换热器以及部分采暖系统。（4）工艺设备加热以伴生气为第一能源；（5）设备选型选用高效节能设备，并且适应于工况、参数变化，避免浪费资源和能源；（6）尽量简化流程，降低压力能耗；（7）外输泵等均采用变频调速技术，节能降耗。（8）冷、热介质设备、管道采用良好保温和保冷措施，减少热能、冷量损失。（9）采用单管投球不加热输送技术，节能降耗。6 环境保护6.1环境影响因素分析本工程储运的是原油，在工程运行中可能产生职业危害，危险为火灾、爆炸危险，其次是高温作业、噪声、有毒和电伤害等。6.1.1水污染源及污染64、物油田的废水排放源主要包括：各工艺站场不定期检修、设备清洗及场地冲洗排放的工业废水、含油污水及有机废水，有人值守场站排放的生活污水。61.2大气污染源及污染物本工程的废气排放源主要是站内热水炉、烟囱等排放的燃烧烟气；联合站在油气集输、处理过程挥发排放的烃类气体。废气中的主要污染物有：总烃、氮氧化物、二氧化碳和烟尘等。6.1.3固废污染源及污染物联合站等油、气、水处理设施定期清理的污油泥沙，工艺站场建设施工、管道施工等废弃的建筑材料、保温材料、工人日常生活排放的生活垃圾等。6.1.4噪声联合站内的管线、调压阀、分离器等，这些装置在节流或流速改变时将产生空气动噪声；各站内的空气压缩机及各种机泵等，65、均发出不同强度的机械噪声或电磁噪声。6.1.5生态破坏因素油气田地面工程建设点生态环境的破坏主要包括对地表植被的破坏。地面建设过程中，站场、油气集输和外输管道的建设是造成植被破坏的主要原因，其中以道路和管道建设的影响最为显著。油气集输管道建设对植被的破坏包括管沟开挖和施工作业带。建设中管沟部分的植被需被全部清除，而施工作业带上的植被因施工方式不同而有差异，人工挖掘破坏程度小。6.2环境保护工程设施及措施6.2.1大气污染控制措施为减少油气集输过程中的烃类损失，油气田的开发建设采用密闭流程，加强井口密封；以此来最大程度的减少油气集输过程中烃类及原油的排放量。加强计量站、联合站的生产管理，提高油气66、分离的分离效果，尽量减少天然气窜入油罐，减少进入空气环境中总烃的量。加强井下作业和油气井安全生产管理，减少烃类的跑冒，修井作业前，做好气井的压力监测，并准备应急措施，控制原油、天然气及凝析油进入外环境的总量。加强锅炉、加热炉等燃烧废气的环境管理。采用高效燃烧火嘴，提高燃烧效率，同时，在排气筒底部设置环境采样监测孔，定期监测烟气的排放量及其中各污染物的浓度。6.2.2水污染控制方案本工程所排放的各项生产废水及生活污水均独立成系统，分别进行处理。生产废水：各装置生产的废水包括油田采出水及生产过程中产生的含油污水，含油污水沉降处理后经过回灌泵回灌地层。生活污水：办公室排出的生活污水，经化粪池处理后，67、上清夜排至蒸发，池底沉降下来的污泥，由人工定期清除，在指定地点填埋处理。6.2.3噪声污染控制方案对声源强度较大的设备进行减噪处理，根据各种设备类型所产生噪声的特性，采用不同的控制手段。如：机械噪声采用弹性材料以减轻噪声，对加热炉安装消声器等。尽量将发声源集中统一布置，采用吸声、隔声、减振等措施，尽量减少对外环境和岗位工人的噪声污染。、6.2.4固废污染控制方案对原油气分离出的固态物、管道清管作业清出的氧化物、污水处理过程中的污泥、施工废料及生活垃圾等，选择适宜地点，进行集中填埋处理。对于井下作业过程中产生的落地油，采用钢制污油回收罐，就地回收，防止落地油浸入土壤，对地下水环境造成危害。6.268、.5生态环境保护措施尽量减少工程占地：施工中尽量缩小影响范围，提高工程施工效率，减少工程在空间上、时间上对生态的破坏。减少对环境的影响：根据植被生态、生理等生物学特性，因地制宜地选择施工季节，井下作业等应集中在冬季进行施工，以避开植物的生长期，使其对生态环境的破坏减少到最小。埋设各类管线，应严格控制工程施工临时占地，根据管径的大小尽可能少占地。对于土壤要分层开挖、分层回填。回填后，要恢复原来的地貌，避免出现低沟或土坝，以使其尽快恢复植被。进行场站绿化，改善生态环境。在计量站、联合站内及周围、公路的两旁开展绿化，选择种植适宜当地生长的树木，改善生态环境。6.3环境影响分析北部原油处理输送系统调整69、项目，工程的建设必然会对所在区域的自然环境和社会环境带来一系列影响。一方面，通过整体简化，可提高经济效益和社会效益；另一方面，由于新建一些集输管道、站场等地面工程设施，同时要向外环境排放废水、废气、固废等污染物，必然会对周围自然生态环境造成一定的影响。工程排放的各类生活污水经处理达标后用于绿化；对油、气井采出水及生产废水，采取污水无效注水地层的办法，可有效解决污水外排问题，不会对区域的地表水及地下水环境造成破坏性影响。油气田开发及生产过程中产生的固体废物，采取集中填埋处理的方式，减轻了固废对地表植被、地表水等环境要素的影响。对于产生的工业噪声，采取隔声、吸声、减振等技术措施，控制噪声对周围环境70、的影响。因此，通过采取必要的环境治理措施，能够有效控制工程对环境造成的不利影响。7防火7.1消防现状岔转站内建有4具3000m3拱顶储油罐，1具5000 m3拱顶储油罐，油罐消防冷却用水由该站2具700 m3消防水罐通过3台消防泵向罐区消防栓供水。 该站有2具700 m3消防水罐，消防泵房内设有2台130m3/h消防泵。 7.2消防设计方案消防水源供给：罐区消防水源来自消防泵房，2具700 m3消防水罐应确保不作它用。移动式灭火机：在各生产区域，容易发生火灾的场所，应设置小型灭火器和简易的灭火器材。灭火器的种类和数量，应根据场所的火灾危险性，占地面积等情况综合全面考虑，其配置应符合建筑灭火器配71、置设计规范的规定要求。8 劳动（职业）安全卫生8.1危及职业安全卫生的物质及危害因素分析本项目由于储运的是原油和天然气，在工程运行中可能产生职业危害，危险为火灾、爆炸危险，其次是高温作业、噪声、有毒和电伤害等。8.1.1火灾、爆炸危险8.1.1.1易燃、易爆物形成的原因原油和天然气按火灾危险性属甲类，按爆炸性气体的分类和分组：各放空阀、阀门等1.5米以内的空间，输送原油的机泵、阀门等处的水平15米，垂直7.5米空间为2区，在2区防爆场所内所有沟坑等气体积聚处划为1区防爆场所。正常情况管道集输和处理在密闭的管线中及密闭性良好的设备间输送，一旦出现异常（泄漏、管破等），原油和天然气泄漏后，遇火源会72、发生火灾、爆炸事故。8.1.1.2管线、容器泄漏的主要原因（1）管道的内、外表面腐蚀。（2）焊接不良。（3）管道设计时结构的弱点。（4）地基下沉、地层滑动、地震地基不良等原因造成管线撕裂。（5）缺少保护设施而发生突发性开裂或发生开焊而跑油气。（6）由于外力负荷冲击、撞击而造成管线破裂。（7）超压爆炸。（8）各站场的工艺装置区内设备及管线，由于腐蚀或密封不严等原因而造成气体泄漏。8.1.1.3点火源及其形成（1）明火点火源主要原因：在油气集输场所及气体泄漏易积聚场所使用火柴、打火机、灯火等禁品以及吸烟，在管线维修和焊接时，未严格按动火方案管理或防范措施不得力。（2）电气点火源主要原因：在危险场所73、使用了非防爆的电器或防爆等级不够，以及防爆电器设备和线路安装不符合规范要求所致。（3）管道输送泵等设备机体产生火花。（4）静电点火源（5）雷电点火源主要原因：未设防雷设施或防雷设施安装不符合要求。（6）其它点火源8.1.2高温、低温作业危害锅炉产生的高温蒸汽、加热炉的高温热水、换热器的高温热回水和出口高温原油都会对人产生烫伤危害。8.1.3有毒、有害物质危害原油及天然气中含有有毒、有害物质，工人在操作过程中应做好防护工作。8.1.4噪声危害机泵、空压机系统、热水炉等都具有一定的振动和较强的噪声。另外站内的汇管、调压阀等在节流或流速改变时也将产生噪声。8.1.5高空作业危害各种容器顶部作业属于高74、空作业，具有一定的危险性。8.1.6违反操作规程造成事故8.2 安全对策与措施8.2.1主要危险部位主要危险部位和主要危险见表15.2-1。 表15.2-1 主要危险部位和主要危险种类序号危 险 部 位主 要 危 险1分离器泄漏、火灾爆炸2加热炉泄漏、火灾爆炸3油罐泄漏、火灾爆炸4油气集输管线泄漏、火灾爆炸8.2.2应采取的措施8.2.2.1防火灾、爆炸危害火灾爆炸是本工程的主要危险。产生火灾爆炸事故的主要原因是泄漏和明火，所以在设计、制造工艺与慎重选材的基础上，加强施工质量和生产管理，对于抑制火灾爆炸事故十分重要。平面布置执行原油和天然气工程设计防火规范（GB501232004），并考虑值班75、人员事故应急疏散通道。在火灾爆炸危险性场所使用的电器仪表选型，防护等级不应低于AT1级，对于联合站、接转站内易于积聚可燃气体的场所设置可燃气体浓度检测报警仪。事故状态下，特别是发生天然气大量泄漏时要关掉现场通信和易形成杂散电流的电流源。要为易于超压的设备、管线设计安全阀和紧急释放阀门。设备管线进行防静电接地设计。为联合站内承重钢框架、支架、裙座、管架等应按规范要求采取覆盖耐火层处理，其耐火极限不宜低于1.5h。耐火层选用防火涂料时，应当选用厚型无机并能适用于烃类火灾的防火涂料。应设置“严禁烟火”或其它明显的区域标志，并建立起一个“安全边界线”。为避免职工及有关人员在场区到处吸烟，诱发火灾爆炸事76、故。8.2.2.2防噪声措施对于振动大、噪声较大的发电机和机泵，采取防振、隔声措施，机泵等采用弹性材料以减轻噪声，对加热炉安装低噪声火嘴，发电机设有消声器等。长时间在有较大噪声的房间内检修设备时，需佩带隔声耳机，减少振动、噪声对人体的危害。8.2.2.3防雷和防静电措施（1）站内所有设备均静电接地，新建储罐设计避雷设施。（2）站内装置区所有电气、仪表、电磁阀门设计均采用防爆设备。场区设置公用接地网，作为防雷、防静电、电气等公用接地装置，接地电阻不大于10W。（3）现场人员穿防静电工作服，且禁止在易燃易爆场所穿脱，禁止在防静电工作服上附加和佩带岔何金属物件，并在现场设置消除静电的触摸装置。8.277、.2.4防烫伤措施所有可能发生烫伤事故的高温设备、管线均设隔热措施。8.2.2.5操作安全措施（1）易于超压的设备、管线设计安全阀和紧急释放阀门。（2）具有一定操作压力的压力容器均设有安全阀和自动泄压、排放装置，加热炉出口设有紧急放空口，炉腔有熄火保护措施，并在加热炉上装有温度、压力检测仪表，起自动保护作用。（3）在事故罐顶部、设备操作平台边缘均设有高度不低于1.2m的护栏。罐顶梯子及室外操作平台均采用防滑格栅板制造而成。8.2.3管理对策与措施（1）在醒目位置悬挂防毒、防火、防爆安全警示标志和防护用品存放标识。（2）建立健全各级人员安全生产责任制，并切实落到实处。（3）建立健全各类安全管理规78、章制度，并建立安全卫生质量保证体系和信息反馈体系。（4）制定各种作业的安全技术操作规程。（5）加强全员教育和培训，增强安全意识，提高安全操作技能和事故应急处理能力。（6）建立安全检查制度，不断进行安全检查，及时发现和排除隐患，防止事故发生。（7）制定特殊危险事件及突发事件的应急处理计划，并进行必要的实践训练，保证突发情况下的安全；（8）适当增强检测、维修、保养的资金投入，配备必要的先进的检测、维修手段，提高输油管道巡线的有效性。9 调整改造工程配套技术措施带压开孔技术：管道带压开孔是指在密闭状态下，以机械切削方式在运行管道上加工出圆形孔的一种作业技术。当在役管线需要加装支管时，可采用管道带压开79、孔技术完成，既不影响管线的正常输送，又能保证安全、高效、环保的完成新旧管线的连接工作。管道开孔作业条件! K1）适用管径：221600的钢制管线 、铸管、球墨管、PE/PVC管等。 p0 s& ed; 0 l W2）开孔直径：DN20DN1600 ?5 F. c& d3 |8 p3）适用介质：油、天然气、水、乙烯、煤气、中质油、航油等无强腐蚀性的介质4）管道介质温度：-30 +350 5）管线运行压力：010MPa管道开孔可提供以下几种开孔方式： H1）管道垂直开孔2）卡具管道开孔3）管道开斜孔h4）管道倒立开孔5）储罐开孔-S10 项目实施进度安排10.1项目实施规划项目实施规划分以下几个阶80、段 1）建立项目筹建机构； 2）初步设计； 3）初步设计审批，设备材料订货； 4）施工图设计； 5）施工准备； 6）施工； 7）生产准备和试运转； 8）竣工验收。10.2进度安排本工程拟定为可行性研究报告批准后9个月完成。项目实施过程中，统筹安排，各阶段之间可交叉进行，以确保工期按时完成。项目实施进度见表10.2-1。表10.2-1 项目实施进度时间（月）123456789初步设计 施工图设计设备材料采购施工投产、验收11 主要技术经济经济评价11.1 节电霸一联停运用电设备统计表序号机泵名称型号所在岗位数量扬程m排量m3/h轴功率kw电机功率（kw）投产日期11#注水泵DY46-505注水岗81、12504637.5552002.422#注水泵DY46-508注水岗14001687902003.43消防泵8SH-6注水岗593.523483.971102002.844#小热水泵IS65-50-160锅炉岗132253.355.51985.753#小热水泵IS80-50-200锅炉岗150509.87152003.661#2#热水泵ISR100-65-250锅炉岗28010037372006.87清水泵IS65-50-160外输岗232253.355.51997.68外输加药泵2Z-1600/13外输岗21600L/h2.21990.69污油泵2BA6外输岗130.82041983.1182、0污油泵IS65-50-160脱水岗132253.355.51991.111污水加药泵J-Z400/8N污水岗2400L/h0.751989.412污水泵IS65-50-160污水岗332257.57.51994.113污油泵3BL-9污水岗232.6455.977.51994.114污油泵IS65-50-160污水岗132505.977.51993.115提升泵IS65-50-160污水岗132253.355.51993.816滤料泵IS100-65-200污水岗25010017.9221994.517冲洗泵4PW污水岗225.516018301994.418冷却水泵JS85-50-160183、322541990.6合计31415龙一联停运用电设备统计表序号机泵名称型号岗位数量扬程m排量m3/h轴功率kw电机功率（kw）投产日期1外输泵DYK85-673外输岗12018590902008.12外输泵DYK85-673外输岗12018590902008.14注水泵350P-08卸油点22.837.52004.85喂水泵IH6550160卸油点232255.52004.86污油泵IS65-50-160外输岗132253.355.51989.3合计7198.5两站合计停运设备38台，配用功率613kw。增加用电设备统计表站名机泵名称型号数量扬程m排量m3/h电机功率（kw）增加设备霸一联提84、升泵50Y4221515018.5岔转站脱水、抽水泵100Y6031006330岔一联注水泵五柱塞注水泵3台320MPa30m3/h200喂水泵离心泵2106018.5合计263.5南xx油田油水调运到xx，需要增加10台机泵，但可以停运龙一联、霸一联、岔一联共计38台机泵设备，共计每小时可以节省125Kw,年可节约电109.5万Kw.H。11.2 节气霸一联、龙一联停运用容器设备统计表霸一联水区停运容器设备罐名数量容积（m3）投用时间隔油罐210001976.06污油罐2100污水罐125001976.06消防水罐125001976.06多功能过滤器2DL-3.0/0.61994.06多功能85、过滤器2DL-3.0/0.61994.06油区停运容器设备1#储油罐110001976.062#储油罐110001976.063#储油罐130001976.064#储油罐130001976.065#储油罐1100001976.066#储油罐1100001976.06换热器280平2004压力沉降罐23x9.61976.06龙一联停运容器设备污水罐17001976.06换热器280平2004压力沉降罐13x9.61976.06好油缓冲罐13x9.61976.06三相分离器12x6.8合计26将南xx油田油水调运到xx后，霸一联可以停运全部6具储油罐，2具污油罐的伴热系统、2台80m2换热器以及部86、分采暖系统；龙一联停运2台80m2换热器以及部分采暖系统等，年节气约80万m3。11.3节水将南xx油田油水调运到xx后，可以日节约xx补清水200m3，年节清水约7.3万m3。11.4 减少操作岗位和人员霸一联目前共计42人，霸一联简化后设置12人，可以减员30人；龙一联目前有25人，可以减员10人。两站共计可以减少40人。年减少霸一联、龙一联维护维修费用80万元。11.5 总经济效益：109.50.692+801.8+7.32.4+4013.4+80=851.5（万元）投资回收期：2820/851.5=3.3年。注：电价0.72元/度、气价1071元/千方、清水2.4元/方、人工成本年13.4万元。12 社会效益分析评价：通过采油二厂北部原油处理输送系统调整后，一方面系统的简化了霸一联、龙一联等的工艺，减少操作岗位，降低了生产能耗，提高了整体系统效率；另一方面也解决了霸一联、龙一联污水回灌问题，减少南xx油田打回灌井及地面污水处理、注水改造工程投资约1350万元，经济效益十分显著。