Q／SY 1684-2014标准规范下载简介

Q／SY 1684-2014 稠油火驱地面工程设计导则.pdf

中国石油天然气集团公司企业标准

Designguidelinesofsurfacefacilit forviscouscrudefireflooding

TB10212-2009 铁路钢桥制造规范石油天然气集团公司 发衣

Q/SY 16842014

本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则 起草。 本标准由中国石油天然气集团公司工程建设分公司提出。 本标准由中国石油天然气集团公司标准化委员会石油石化工程建设专业标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：新疆石油勘察设计研究院（有限公司）、中国石油天然气股份有限公司新疆油 田分公司。 本标准主要起草人：孙国成、蒋旭、马兵、缪兴冲、张侃毅、郑德旺、曹军、李子卿、王永飞、 张瑛、夏新宇、夏惠明、杨华、周京都、张玲、王登、陈龙、张雪峰、

稠油火驱地面工程设计导则

本标准规定了稠油火驱地面工程的总体布局以及注气、油气集输及处理、自控及供配电等专业设 计的一般要求， 本标准适用于稠油火驱地面新建、改建或扩建工程

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 牛。 凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB4208 外壳防护等级（IP代码） GB14554 恶臭污染物排放标准 GB20426 煤炭工业污染物排放标准 GB50016 建筑设计防火规范 GB50058 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB/T50087 工业企业噪声控制设计规范 GB50183 2004 石油天然气工程设计防火规范 GB50428 油田采出水处理设计规范 SY/T0011 天然气净化厂设计规范 SY/T0033 油气田变配电设计规范 SY/T0048 石油天然气工程总图设计规范 SY/T0599 天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求 SY6137 含硫化氢油气生产和天然气处理装置作业技术规程

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由注气井向油层注人空气，在重力的辅助作用下，通过对应的水平井采油的火驱采油工艺。水平 井火驱注气井和生产井是一一对应的关系。 3.4 注气站airinjectionstation 为稠油火驱开发提供压缩空气的站。 3.5 火驱采出气producedgasbyfireflooding 通过火驱生产井或生产观测井采出的含有硫化氢、二氧化碳等酸性组分的采出气。 3.6 采出气处理站producedgastreatmentstation 对火驱采出气进行净化、利用或回注的站。

4.2稠油火驱开发地面工程总工艺流程和总体布局应根据总体开发方案、采出液性质、地面自然条 件、建设现状、产品市场需求、产品流向、运输条件等因素确定，积极采用先进、节能技术，选用高 效设备，以降低能耗、减少环境污染、节省投资、提高综合开发效益为目的，并应符合下列原则： a 充分利用地面工程已建设施 空气压缩机配置满足稠油火驱采油工艺对供气量、供气压力的技术要求，合理配置。 C 采用密闭集输工艺流程 d 合理利用油井流体的压力能，适当提高集输系统压力，扩大集输半径，减少油气中间接转。 e） 通过设置完整的自动化控制系统，实现火驱地面、地下各类过程数据的自动监测，为油藏地 质分析及调控提供基础数据，最终达到控制地下火线的效果。 f）合理利用热能，满足安全环保要求。 4.3火驱采油地面工程的设计除应符合本标准外，尚应符合国家现行的有关标准的规定

5.1稠油火驱开发地面工程分期建设的各期规模应根据开发方案提供的分年开发预测数据确定。分 期实施工程的设备配置应考虑近期和远期的衔接。 5.2稠油火驱开发地面工程建设总体布局应根据油田油藏构造形态、开发井的分布及自然条件等情 兄，以油气集输系统为主体，统筹考虑注气（水、汽）、采出气处理、采出水处理、给排水及消防、 供配电、通信与自控、道路、生产维护及生活设施等配套工程，经技术经济对比确定。各种管道、电 力线、通信线、数据光缆等宜与道路平行敷设，形成线路走廊带 5.3油气集输设计应优化布站，根据具体情况宜采用二级布站或三级布站方式，即“井场→火驱接 转站→集中处理站”或“井场→火驱计量站→火驱接转站→集中处理站”；采出气集输宜采用二级布 站方式，即井场→火驱计量站（或集气点）→采出气处理站。 5.4注气站宜集中建设，靠近用气负荷中心，并应考虑扩建的可能性。 5.5火驱接转站宜建设在所管辖生产井区域中心。站内装置布置应与工艺流程相适应，做到站场内 外物料流向合理，生产管理和维护方便。 5.6采出气处理站宜与火驱接转站、注气站或原油处理站进行合建

5.7站址选择及平面布置除应满足SY/T0048要求外，采出气处理站的平面布置还应满 0011的有关规定， 5.8站场与周围设施的区域布置防火间距、噪声控制和环境保护，应符合GB50183，G GB/T50087等的有关规定。 一让场管级圳公产人干利亚市

5.9站场等级划分应符合下列要求：

a）站场中同时包括原油储存及采出气处理时，应按其中等级较高者确定。 b）原油集输及处理站场等级划分应符合GB50183一2004表3.2.2的规定 c）采出气处理站等级划分可参照GB50183一2004的3.2.3中脱硫站的等级划分原则

6.1.1空气压缩机的选型应根据运行压力、排气量经过经济比选确定。当选用两种不同类型空气压 缩机串联运行时，低压部分空气压缩机宜选用螺杆式空气压缩机，高压部分应选用活塞式空气压缩 机，两种空气压缩机的控制系统应统一设置，保证两种空气压缩机安全平稳运行。 6.1.2注气站空气压缩机组数量不应少于2台套，当最大机组检修时，其余机组应满足生产最小需 气量。具有连通管网的分散注气站，其备用容量应统一设置。 6.1.3注气站宜配置小机组或移动式空气增压设备满足初期点火用气需求，注气站应有灵活的流量 调节手段，能够适应火驱注气量的变化。 6.1.4空气压缩机的吸气系统应设置过滤器或过滤装置。当采用离心压缩机时，吸气过滤装置与压 缩机之间应设气量调节装置 6.1.5严寒地区空气压缩机宜室内设置，当吸气口设置在室内时，应设有送热风系统，以防室温 过低。 6.1.6 压缩机的冷却方式宜经技术经济比较后确定，缺水地区宜采用直接风冷或闭式间接风冷，空 气压缩机冷却排风宜排至室外，严寒地区冷却系统应有防冻措施。 6.1.7 不同压力的压缩机串联运行时，系统中的设备配置应符合下列要求： 活塞空气压缩机之前宜设缓冲罐，缓冲罐之间宜采用母管井联。 b） 缓冲罐的容积应根据高、低压压缩机之间进、排气量的平衡进行匹配，寒冷地区缓冲罐宜 布置在室内， 6.1.8空气压缩机房宜为独立建筑物，室内宜设隔音降噪措施，并有良好的自然通风条件。 6.1.9注气站宜设置辅助间，其组成和面积应在充分利用所在企业的协作条件的前提下，根据空气 压缩机的型式、注气站的规模、机修体制和操作管理等需要确定。 6.1.10空气压缩机出口空气质量应符合以下条件： a）固体粒子最大尺寸小于或等于40μm，最大浓度小于或等于10mg/m²（标况）。

a） 固体粒子最大尺寸小于或等于40μm，最大浓度小于或等于10mg/m²（标况）。 b）空气中水露点温度低于0℃。 c）总油量小于1mg/m。

5.2.1空气管道管径应经技术经济比较后确定，寒冷地区空气管道宜采取保温措施。 6.2.2压缩空气输送系统应有空气调节计量措施，误差应小于5%

.3.1注气井场工艺流程设计应满足试运、生产、井下作业、关井、井口管道吹扫等操作要求，

6.3.1注气井场工艺流程设计应满足试运、生产、井下作业、关井、井口管道吹扫

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满定空气流量、压力、温度测量的要求 3.2若点火前注气井需要蒸汽预热连通，则注气井工艺应满足前期注蒸汽、连通后注空气的要求 蒸汽预热时，每口注气井应设蒸汽流量计， 注气井工艺还应满足注蒸汽排液要求

井、井口管道吹扫及更换井口油嘴套等操作要求外，还应满足下列要求： a） 应具有油压、套压及井口温度的监测功能。 b 水平生产井井口套管气出口管道应具有气量调节功能，调节阀根据需要可选用手动或自动 生产井井口套管气出口管道应设置便携式取样接口。 C 采用油套混输工艺时，井口套管宜设置定压放气阀，并将阀后管道与单井出油管道连通。 d 水平井火驱生产井应根据采油工艺要求预留管柱温控注水（汽）接口。在原始油藏进行火 驱开发时，注气井、采油井均应设注蒸汽流程；在已经过吞吐或汽驱等方式开发过的油藏 进行火驱开发时，注蒸汽流程的设置应根据油藏地质要求确定。 7.1.2生产井集输流程应根据井口产量、物性、温度等因素具体确定，可采用油套分输工艺，生产 观测井宜采用油套混输工艺 7.1.3采油井场的标高和面积应能够满足生产管理和井下作业的要求。 7.1.4直井生产井油管最高允许回压宜为0.5MPa～1.0MPa，水平井生产井油管最高允许回压宜为 1.0MPa~1.5MPa。 7.1.5严寒地区的采油井应设置保温措施，单井出油温度高于50℃时，井口管道及设备需考虑防烫 伤措施。井口保温措施应采用便于安装和拆卸的装配式结构，并应具有较长的使用年限

管理和开下作业的安求 7.1.4直井生产井油管最高允许回压宜为0.5MPa～1.0MPa，水平井生产井油管最高允许回 1.0MPa~1.5MPa 7.1.5严寒地区的采油井应设置保温措施，单井出油温度高于50℃时，井口管道及设备需 伤措施。井口保温措施应采用便于安装和拆卸的装配式结构，并应具有较长的使用年限

7.2.1火驱计量站的建设规模不宜过大，单座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，一般股宜为8口至12口。 7.2.2采出液计量宜采用容积式计量装置，计量装置应具有分气（汽）功能，并应采取措施降低泡 末油对计量精度的影响。单井采出气计量可设计量分离器，避免采出气中携液对计量的影响。 7.2.3火驱计量站内采出油、气、水的计量最大允许误差应在±10%以内。 7.2.4火驱油井产量计量应采用周期性连续计量。每口井每次连续计量时间一般为8h～24h，每口 井的计量周期3d~12d。 7.2.5水平井火驱计量站出站集油管道可采用双线流程，以满足不同阶段采出液集输及处理需求 7.2.6火驱计量站宜设置采出气在线分析装置，主要对火驱产出气中氧气含量进行现场测定

7.3.1火驱接转站的建设规模应根据开发指标确定，不宜超过1000m²/d（液量），单座火驱接转站 宜管辖4座至10座火驱计量站，32口至120口采油井。 7.3.2火驱接转站应设置气液分离器对集油管道来液进行气液分离，气相应输送至采出气处理站处 理，液相应输送至原油处理站处理， 7.3.3气液分离器宜采用卧式重力分离器，分离器台数不宜少于2台。 7.3.4火驱接转站内宜设置总液计量流程。总液计量宜选用容积式流量计或质量流量计。使用容积

式流量计计量时，应采用在线含水分析仪或取样检测含水率。 7.3.5采出液提升泵选型应分析原油温度、黏度、含水及含砂的影响，宜采用容积泵。输送泵的总 排量宜按设计液量的1.1倍至1.2倍确定。采出液提升泵前应设分离缓冲罐，液体缓冲时间宜为 20min~40min。 7.3.6采出液提升泵进口汇管应有良好的吸人条件，进口汇管流速不宜大于0.6m/s，排出汇管流速 宜为0.8m/s~1.2m/s。 7.3.7火驱接转站排污系统宜密闭

7.4.1直井火驱采出液宜与周边吞吐开发采出液混合处理，具体掺混比例应通过室内掺混试验确定 7.4.2水平井火驱采出液脱水工艺应根据原油性质、含水率、乳状液的乳化程度及破乳剂性能等， 通过室内试验和经济对比确定。 7.4.3进人沉降脱水器总液量按照油田开发方案确定，取0.8～1.2波动系数，通常情况下脱水设备 的台数不应少于2台DB11T 1917.1-2021标准下载，装置负荷率不应低于60%。 7.4.4油田采出水处理设计应符合GB50428的规定

5.1火驱采出气处理工艺应根据采出气组分、气量、处理后去向、综合利用和环境保护等要求 行合理选择

a）硫化氢等恶莫污染物处理后排放指标应满足GB14554的相关要求。 b）二氧化硫、氮氧化物、非甲烷总烃等污染物处理后排放指标应满足GB20426的相关要求。 c）净化采出气还应满足国家或当地政府规定的废气排放指标。 7.5.3站场地面管道和设备应分段设置安全检修置换及相应的气体分析取样口，保证管道和设备内 H，S气体含量符合SY6137中的相关规定，且应小于30mg/m

7.6.1油气集输管道的设计能力，宜按油田开发方案中提供的稳产期单井油、气、水量确定，同时 应满足投产初期产液集输要求。油井的生产天数，直井火驱生产井宜按300d计算，水平井火驱生产 井宜按350d计算，水平井火驱生产观测井宜按300d计算。 7.6.2直井火驱原油集输管道流速宜为0.6m/s～1.2m/s，水平井火驱原油集输管道流速宜为 0.3m/s~0.8m/s。 7.6.3火驱集输管道应根据相关计算设置锚固墩及热力补偿器。 7.6.4工作介质符合SY/T0599所定义的酸性环境的设备、管道，其选用材料应符合SY/T0599的 有关规定。 7.6.5火驱单井出油管道和集输管道应采取防腐措施或选用抗腐蚀材质，直井火驱采油集输管道材 料可选用碳钢、低合金钢或非金属管道，选用碳钢时管道腐蚀余量不宜小于3mm。 7.6.6在腐蚀严重的部位宜设置腐蚀监测设施。

1.1火驱采油的自控系统应满足生产运行操作和安全管理的需要，其控制水平应符合下列要求：

【河北图集】J16J158：CDPA轻集料连锁砌块复合保温连锁砌块构造（带书签）Q/SY 16842014