中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司陇东油气开发分公司2024年页岩油产能建设工程安全预评价报告
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安全评价项目名称 |
中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司陇东油气开发分公司2024年页岩油产能建设工程安全预评价报告 |
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被评价单位名称 |
中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司 |
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评价类别 |
安全预评价 |
行业类别 |
陆地石油和天然气开采业 |
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建设性质 |
新建、改造、扩建 |
项目地点 |
甘肃省庆阳市环县、华池县、庆城县境内 |
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建设规模 |
建成产能89.9×104t/a。 |
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评价范围 |
1）钻井工程 陇东油气开发分公司2024年页岩油产能建设工程新钻井243口，部署产能89.9×104t/a，其中，页岩油开发分公司部署水平井126口，建成产能46.6×104t/a；第二采油厂部署水平井117口，建成产能43.3×104t/a。 2）采油工程 新建采油井243口，平台50座（有杆采油49座，无杆采油1座）。其中，页岩油开发分公司部署水平井126口，平台26座。第二采油厂部署水平井117口，平台24座。 3）油气集输工程 （1）新建脱水站2座 ①页岩油开发分公司2024年页岩油产建：新建岭二十五脱水站，站内预留混烃储罐区。脱水设计规模为20×104t/a。主要设备：缓冲罐、外输泵、伴生气分液器、事故油罐、三相分离器、三相计量一体化集成装置、凝液回收装置、无泄漏防爆污油回收装置、真空相变加热炉。 ②第二采油厂2024年页岩油产建：新建城六脱水站，站内预留混烃储罐区。脱水设计规模为10×104t/a，外输设计规模为600m3/d。主要设备：缓冲罐、外输泵、伴生气分液器、事故油罐、三相分离器、三相计量一体化集成装置、凝液回收装置、无泄漏防爆污油回收装置、真空相变加热炉。 （2）新建增压装置15座 ①页岩油开发分公司2024年页岩油产建：新建增压装置7座，分别为华H18平台增压装置、华H93平台增压装置、华H95平台增压装置、华H77平台增压装置、华H76平台增压装置、庆H42平台增压装置、庆H44平台增压装置。主要设备：油气分输一体化集成装置、集油收球加药一体化集成装置、30m3事故油箱、外输阀组、电控一体化集成装置、5m3水箱、循环水泵、干气计量、无水氯化钙脱水装置、伴生气脱液一体化集成装置、井场返排液处理一体化集成装置、凝液密闭回收装置、往复式压缩机、无泄漏防爆污油污水回收装置、伴生气脱液一体化集成装置、罐式成垢装置。 ②第二采油厂2024年页岩油产建：新建增压装置8座，主要为华H131平台增压装置、华H136平台增压装置、庆H21平台增压装置、庆H24平台增压装置、环H7平台增压装置、环H12平台增压装置、环H15平台增压装置、环H35平台增压装置。主要设备：油气分输一体化集成装置、集油收球加药一体化集成装置、30m3事故油箱、外输阀组、电控一体化集成装置、5m3水箱、循环水泵、干气计量、无水氯化钙脱水装置、井场返排液处理一体化集成装置、往复式压缩机、无泄漏防爆污油污水回收装置、伴生气脱液一体化集成装置、罐式成垢装置。 （3）新建平台油气混输装置3座 第二采油厂2024年页岩油产建：新建华H182平台油气混输装置、环H17平台油气混输装置、环H40平台油气混输装置，新建设备设施主要有：100m3/d 4.0MPa同步回转油气混输装置、油气萃取计量增压混输装置、外输阀组。 （4）改扩建站场22座（页岩油开发分公司19座，第二采油厂3座） ①岭十三转扩建：新增1000m3/d三相分离器3套，1200kW卧式真空加热炉1套。并将站内电控橇拆除后迁建至站场西侧围墙与道路之间，将西北角加热炉区域的循环水箱及水泵迁移至加热炉和西侧围墙之间。 ②岭三联轻烃装置扩建：扩建1套7×104Nm3/d伴生气处理装置，位于原岭三联轻烃装置内的预留空地。 ③岭二联改造：新建H18增含水油进站计量系统、来油进站减压阀组及伴生气进站计量系统各1套。外输系统改造为可向南集站、岭二联两个方向同时输送。 ④岭三联改造：新建华H102增含水油进站计量系统1套。 ⑤悦联站改造：新建6井式集油收球加药一体化集成装置、华H77增含水油进站计量系统、来油进站减压阀组及伴生气进站计量系统各1套，迁建华H39增来油计量1套。 ⑥庆城联合站改造：新增庆H42增含水油进站计量系统、来油进站减压阀组及伴生气进站计量系统各1套。 ⑦岭十三转轻烃装置改造：新建岭34增、岭九转、岭53增伴生气计量系统各1套。 ⑧岭九转改造：新增1台规模30000Nm3/d压缩机，1台规模30000Nm3/d无水氯化钙脱水装置。 ⑨岭59增改造：将油气分输一体化集成装置（CTEC-OG-PU-240/40）原位置更换油气分输一体化集成装置（CEDC-OG-PU-120/40-1.0）。 ⑩华H39增改造：将原240m3/d，4.0MPa原油接转一体化集成装置原位置更换为120m3/d，4.0MPa油气分输一体化集成装置。 ⑪岭53增改造：将原400m3/d，4.0MPa原油接转一体化集成装置原位置更换为180m3/d，4.0MPa油气分输一体化集成装置。 ⑫岭60增改造：将原400m3/d，4.0MPa原油接转一体化集成装置原位置更换为180m3/d，4.0MPa油气分输一体化集成装置。 ⑬岭67增扩建：将原400m3/d，4.0MPa原油接转一体化集成装置上2台外输泵更换为Q=25m3/h，H=400m外输泵。 ⑭岭58增扩建：扩建1台240m3/d，4.0MPa油气分输一体化集成装置，扩建1具30m3事故油箱，1台15000Nm3/d压缩机（利旧岭50增压缩机）、1台25000Nm3/d无水氯化钙。更换1套外输阀组-4.0-100及流量计（外输）-4.0-80/50。 ⑮岭34增扩建：新增1台20000Nm3/d压缩机及压缩机棚、2台20000Nm3/d无水氯化钙，1具30m3事故油箱，1套原油缓冲一体化集成装置（CEDC-CO-BU-20-1.0），拆除并新建1套伴生气分液器（CEDC-AS-SE/ME-800/2.5-1.0），新建1台35m3/h，550m外输泵。 ⑯岭46增扩建：拆除站内10000Nm3/d螺杆压缩机，新建1台20000Nm3/d压缩机及压缩机棚、1台20000Nm3/d无水氯化钙。 ⑰华H82增扩建：扩建1台20000Nm3/d压缩机及压缩机棚、1台20000Nm3/d无水氯化钙。 ⑱华H80增扩建：新增1座油气分输一体化集成装置（CEDC-OG-PU-120/40-1.0）、新增20000Nm3/d压缩机1座及压缩机棚，1台20000Nm3/d无水氯化钙脱水装置。 ⑲里398井场改造：新建1座RTU插输阀室，阀室内设置交接计量，净化油经计量后汇入岭二联外输管线。 ⑳环H36增扩建：扩建1台油气分输一体化集成装置（CTEC-OG-PU-400/40） ㉑华H151增扩建：扩建1台油气分输一体化集成装置（CTEC-OG-PU-120/40） ㉒城三转改造：新增城六脱来油计量1套。 （5）管道工程 ①新建输油管线14.4km，规格、材质为L245N-Φ114×5.0，输油管线设计压力6.3MPa。 ②新建集油管线178.8km，规格、材质为L245N-Φ140×5.0、L245N-Φ114×5.0、L245N-Φ89×5.0、L245N-Φ76×5.0、聚酯增强聚乙烯连续管RF-Y-I-80-6.4，集油管线设计压力4.0MPa。 ③新建输气管线35.9km，规格、材质为L245N-Φ168×6.0，输气管线设计压力6.3MPa。 ④新建集供气管线283.1km，规格、材质为L245N-Φ168×5.0、L245N-Φ140×5.0、L245N-Φ114×5.0、L245N-Φ89×5.0、L245N-Φ76×5.0、L245N-Φ60×5.0、L245N-Φ48×4.0。集气管线设计压力4.0MPa，供气管线设计压力2.5MPa。 ⑤新建平台集油管线148.2km，规格、材质为L245N-Φ140×5.0、L245N-Φ114×5.0、L245N-Φ89×5.0、L245N-Φ76×5.0。设计压力4.0MPa。 4）采出水处理工程 （1）新建采出水处理站2座（岭二十五脱采出水处理站、城六脱采出水处理站），分别与集输系统新建脱水站合建。主要设备：沉降除油罐、污水污泥箱、污水污油箱、污水泵、污油提升泵、污泥泵。 （2）改扩建站场5座。 ①岭十三转采出水处理扩建：新建500m3/d水处理装置2套。 ②岭二联采出水处理改造：新建1000m3/d微电解氧化处理装置1套。 ③岭三联采出水处理改造：新建800m3/d微电解氧化处理装置2套。 ④庆城联合站采出水处理改造：新建500m3/d微电解氧化处理装置2套。 ⑤城壕采出水站改造：新建1000m3/d微电解氧化处理装置1套。 （3）新建返排液处理站11座，采用“氧化破胶+混凝沉降+过滤”处理工艺，处理后净化水外输或拉运至压裂作业平台配液回用。均为市场化设备。 5）公用工程及辅助生产设施 供配电、防腐及保温、自动控制、通信、给排水、供热及暖通、道路及建（构）筑物、消防以及井场光伏发电装置等。 6）安全管理以及应急管理 |
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项目投资 |
213010万元 |
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主要工艺 |
采油工艺、油气集输工艺、采出水处理工艺 |
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评价方法 |
安全检查表、预先危险性分析、危险度、作业条件危险性分析、事故树分析、道化学火灾爆炸指数分析法、蒸气云爆炸伤害模型分析法 |
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主要危险有害因素 |
火灾爆炸、机械伤害、触电、高处坠落、物体打击、车辆伤害、起重伤害、中毒和窒息、灼烫、冻伤、淹溺、其他伤害等 |
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重大危险源 |
岭三联轻烃装置扩建工程的混烃储罐单元（储存单元）构成四级危险化学品重大危险源。 |
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评价结论 |
中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司陇东油气开发分公司2024年页岩油产能建设工程建设方案采取的安全技术措施和安全设施符合国家相关法律、法规、标准、规范的要求。采用的工艺方案和集输方案安全可行。建设单位应在其今后的设计、施工和运行中进一步落实本工程方案提出的安全技术措施和本次预评价提出的补充安全措施，切实保证工程安全设施和主体工程的“三同时”，并在工程竣工投产后切实加强安全生产管理，以实现工程安全、平稳运行，采取安全对策措施后，本项目危险有害因素能够得到控制，建成投产后能达到有关法律、法规及标准规范的要求。 |
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安全评价项目组长 |
王凤生、佟海波 |
技术负责人 |
杨志勇 |
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评价报告编制人 |
胡志丽、朱凯扬 |
评价报告审核人 |
宋婷婷 |
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过程控制负责人 |
何金 |
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参与评价工作的安全评价师 |
王凤生、佟海波、杨岩、于冬水、胡志丽、朱凯扬、冯超 |
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参与评价工作的注册安全工程师 |
杨岩、朱凯扬、于冬水 |
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参与评价工作的技术专家 |
沙启跃、徐建庆 |
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到现场开展安全评价工作的人员名单 |
王凤生、佟海波、冯超 |
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到现场开展安全评价工作的主要内容 |
现场资料收集、现场检查及调研 |
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工作时间 |
2024年3月4日至2024年4月10日 |
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现场勘查时间 |
2024.3.8~3.11 |
评价报告提交时间 |
2024.4.10 |
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封皮（盖章） |
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评价报告目录 |
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评价报告结论（盖章） |
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现场勘查记录表 |
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现场勘察照片 |
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