full fdp v4地面工程與采氣管理

目第四卷地面工程與采氣管 地面工 綜 研究范 設(shè)計內(nèi) 編制原 遵循的主要和主要研究結(jié) 自然條 地理位 自然條 基礎(chǔ)數(shù) 井流物性 產(chǎn)能規(guī) 壓力遞減預(yù) 鉆井規(guī) 產(chǎn)品和去 氣田開發(fā)及地面集輸工藝研 中石油靖邊氣 中石油榆林氣 中石油蘇里格氣 大牛地氣 延長石油延氣2-延128先導(dǎo)試驗 延長石油延氣2-延128井 天然氣集輸和處理工 工藝技術(shù)方案比 天然氣集輸工 天然氣處理工 集輸與站 布局原 站場布局方 集輸布局方 井 集氣 天然氣處理 甲醇污水處理 生產(chǎn)概 人員規(guī) 人員情 建筑規(guī)模測 配套專 總 自 通 供 消防給排 結(jié) 防 暖 水土保 節(jié) 維搶 環(huán)境保 安全防 職業(yè)衛(wèi)生防 投資估 編制依 編制說 方案一與方案二投資對 不同產(chǎn)能規(guī)模方案的投資估 采氣管 組織架 部門職 前期準(zhǔn) 人員準(zhǔn)備和培 管理、操作程序文件準(zhǔn) 物資準(zhǔn) 責(zé)任的轉(zhuǎn) 地面設(shè)施預(yù)驗收交 投 150150生產(chǎn)運行管 生產(chǎn)計 運行管 生產(chǎn)動態(tài)監(jiān) 設(shè)備設(shè)施氣田數(shù)字 第四卷地面工程與采氣地面工綜根據(jù)前述地質(zhì)研究和氣藏規(guī)劃，共設(shè)計了四套產(chǎn)能方案，分別為20×108m3/a、25×108m3/a、30×108m3/a和35×108m3/a，依據(jù)氣藏工程研究結(jié)果與經(jīng)濟(jì)評價結(jié)論，25×108m3/a160座井場、7844~925×108m3/a3114×108m3/a產(chǎn)能建設(shè)；第2階段為25×108m3/a產(chǎn)能建設(shè)（新增11×108m3/a）；第3階段為25×108m3/a穩(wěn)產(chǎn)主要研究范圍為：采氣及集輸系統(tǒng)；天然氣處理廠（CPF）；生產(chǎn)生活及維搶修；確定氣田集氣工藝及集氣管線管徑和；確定集氣站和天然氣處理廠的處理規(guī)模及站址選擇；在滿足下游天然氣用戶的前提下，通過方案比選，確定天然氣站場的布站方式，同時選擇合理的工藝流程及各種裝置、設(shè)備和建（構(gòu)）筑物的形式，確定其數(shù)量和尺寸；為滿足氣田開發(fā)需要，對配套專業(yè)進(jìn)行相關(guān)設(shè)計。確定氣田開發(fā)地面部分的投資估算，配合部分完成整個氣田開發(fā)的經(jīng)濟(jì)評價嚴(yán)格執(zhí)行國家、地方、行業(yè)有關(guān)法律、、及規(guī)定，確保工程本質(zhì)安以資源為基礎(chǔ)，以市場需求為導(dǎo)向，處理好供給與利用之間的關(guān)系，適應(yīng)供給和利用增長的需求；站場布局及線路合理，滿足主供目標(biāo)市場需求。處理好工程與沿線生態(tài)環(huán)敏感區(qū)、城市規(guī)劃、鐵路、公路、河流、高壓輸電線路、周邊相鄰企業(yè)或建構(gòu)筑做好能源的合理利用，盡量節(jié)約基建投資，減少投資風(fēng)險，提高經(jīng)濟(jì)效益；并做到節(jié)約土地、、安全環(huán)保，重視公共安全和人員健康；根據(jù)資源開發(fā)規(guī)劃和滾動開發(fā)要求及沿線各地市天然氣整體發(fā)展戰(zhàn)略，工程建設(shè)要符合遠(yuǎn)近結(jié)合、統(tǒng)籌規(guī)劃、合理布局、整體優(yōu)化的原則；優(yōu)選工藝方案，達(dá)到先進(jìn)適用、經(jīng)濟(jì)合理、適用性強(qiáng)，提高采、集管道系統(tǒng)整體技術(shù)水平；料，吸收國內(nèi)外新的科技創(chuàng)新成果，優(yōu)先采用國產(chǎn)設(shè)備和材料，提高水平，采用成熟先進(jìn)的技術(shù)、設(shè)備和自動控制，先進(jìn)的運行管理體制，在滿足生產(chǎn)堅持安全生產(chǎn)、環(huán)境保護(hù)和職業(yè)衛(wèi)生工程與主體工程實現(xiàn)同時設(shè)計、同時施工、同時投產(chǎn)，實現(xiàn)“三同時”；地面工程要滿足地質(zhì)開發(fā)和下游工程的需要，協(xié)調(diào)一致，體現(xiàn)氣田開發(fā)及下游工國家法律、《中民安全生產(chǎn)法》（2014） 令第13號《中民節(jié)約能源法》（2016） 令第77《中民環(huán)境?！?令第22《中民水土保持法》 令第39《中民石油天然氣管道?！?令第30《建設(shè)工程條例》 令第279《建設(shè)項目環(huán)境保護(hù)管理條例》 令第253639593《中民大氣污染防治法31《中民水污染防治法實施細(xì)則284《中民環(huán)境噪聲污染防治法77《中民固體廢物環(huán)境污染防治法》（2015令第31號《中民森林法》17

《中民森林法實施條例 令第666線路及工藝部《輸氣管道工程設(shè)計規(guī)范 《油氣集輸設(shè)計規(guī)范 《石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范 《油氣輸送管道穿越工程設(shè)計規(guī)范 《油氣輸送管道工程設(shè)計規(guī)范 《油氣輸送管道線路工程抗震技術(shù)規(guī)范 《油氣輸送管道隧道設(shè)計規(guī)范 《天然氣 《天然氣處理廠設(shè)計規(guī)范 總圖及道路部《石油天然氣工程總圖設(shè)計規(guī)范 《石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范 《廠礦道路設(shè)計規(guī)范 《室外排水設(shè)計規(guī)范 《總圖制圖標(biāo)準(zhǔn) GB/T50103-《公路水泥混凝土路面設(shè)計規(guī)范 JTGD40-設(shè)備及材料部《石油天然氣工業(yè)管線輸送系統(tǒng)用 2011《輸送流體用無縫 《油氣輸送用鋼制感應(yīng)加熱彎管 《高壓化肥設(shè)備用無縫 防腐部《鋼質(zhì)管道外腐蝕控制規(guī)范 《埋地鋼質(zhì)管道陰極保護(hù)技術(shù)規(guī)范 《埋地鋼質(zhì)管道聚乙烯防腐層 《埋地鋼質(zhì)管道陰極保護(hù)參數(shù)測試方法 自控及儀表部《油氣田及管道工程儀表控制系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范 GB/T50892-《油氣田及管道儀表控制系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范 《油氣田及管道計算機(jī)控制系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范 《建筑物電子信息系統(tǒng)防雷技術(shù)規(guī)范 《火災(zāi)自動系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范 《天然氣計量系統(tǒng)技術(shù)要求 《用氣體超聲流量計測量天然氣流量 《石油化工可燃?xì)怏w和氣體檢測設(shè)計規(guī)范 《工業(yè)生產(chǎn)過程中安全儀表系統(tǒng)的應(yīng)用 《石油化工安全儀表系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范 《性氣體環(huán)境用電氣設(shè)備第1部分：通用要求 《性氣體環(huán)境用電氣設(shè)備第2部分：隔爆型“d” 《外殼防護(hù)等級（IP代碼） 電氣部《供配電系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范 GB50052-2009《低壓配電設(shè)計規(guī)范 GB50054-2011《石油設(shè)施電氣設(shè)備安裝區(qū)域一級、0區(qū)、1區(qū)和2《建筑物防雷設(shè)計規(guī)范 GB50057-2010 環(huán)境電力裝置設(shè)計規(guī)范 GB50058-2014《交流電氣裝置的接地設(shè)計規(guī)范 GB50065-2011《建筑物電子信息系統(tǒng)防雷技術(shù)規(guī)范 GB50343-2012《20kV及以下變電所設(shè)計規(guī)范 GB50053-2013《66kV及以下電力線路設(shè)計規(guī)范 GB50061-《電力工程電纜設(shè)計規(guī)范 GB50217-2007《通用用電設(shè)備配電設(shè)計規(guī)范 GB50055-2011《輸氣管道工程設(shè)計規(guī)范 GB50251-2003《石油工業(yè)用天然氣內(nèi)燃機(jī)發(fā)電機(jī)組 GB/T22343-2008《建筑照明設(shè)計標(biāo)準(zhǔn) GB50034-2004《石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范 《民用建筑電氣設(shè)計規(guī)范 JGJ16-2008《3～110kV高壓配電裝置設(shè)計規(guī)范 GB50060-2008《并聯(lián)電容器裝置設(shè)計規(guī)范 GB50227-2008《交流電氣裝置的過電壓保護(hù)和絕緣配合 DL/T620-1997《35kV~110kV變電站設(shè)計規(guī)范 GB50059-2011通信部1)《輸油（氣）SY/4108-2)《通信線路工程設(shè)計規(guī)范》YD5102-20103)《以太網(wǎng)交換機(jī)技術(shù)要求》YD/T1099-20134)《綜合布線系統(tǒng)工程設(shè)計規(guī)范》GB50311-20075)《安防系統(tǒng)工程設(shè)計規(guī)范GB50395-20076)《會議電視系統(tǒng)工程設(shè)計規(guī)范》YD/T5032-20057)《固定軟交換工程設(shè)計暫行規(guī)定》YD/T5153-20078)《通信工程建設(shè)環(huán)境保護(hù)技術(shù)暫行規(guī)定》YD5039-20099)《民用閉路監(jiān)視電視系統(tǒng)工程技術(shù)規(guī)范》GB50198-10《會議電視會場系統(tǒng)工程設(shè)計規(guī)范》GB50635-201011《電子信息系統(tǒng)機(jī)房設(shè)計規(guī)范》GB50174-2008給排水及消防部1)《室外給水設(shè)計規(guī)范》GB50013-20062)《生活飲用水衛(wèi)生標(biāo)準(zhǔn)》GB5749-20063)《水質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)》GB/T14848-934)《室外排水設(shè)計規(guī)范》GB50014-20065)《建筑給水排水設(shè)計規(guī)范》年版GB50015-《城鎮(zhèn)污水處理廠污染物排放標(biāo)準(zhǔn) GB/T18918-2002《建筑設(shè)計防火規(guī)范 GB50016-2014《滅火系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范 GB50151-2010《建筑滅火器配置設(shè)計規(guī)范 GB50140-2005《石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范 《油氣廠、站、庫給水排水設(shè)計規(guī)范 SY/T0089-2006《油田采出水處理設(shè)計規(guī)范 GB50428-2007《氣田水回注方 SY/T6596-2004建筑結(jié)構(gòu)部1)《民用建筑設(shè)計通則》GB50352-20052)《辦公建筑設(shè)計規(guī)范》JGJ67-20063)《宿舍建筑設(shè)計規(guī)范》JGJ36-20054)《飲食建筑設(shè)計規(guī)范》JGJ64-895)《嚴(yán)寒和寒冷地區(qū)居住建筑節(jié)能設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)》JGJ26-20106)《陜西省居住建筑節(jié)能設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)》DBJ61-65-20117)SH/T3132-8)《濕限性黃土地區(qū)建筑規(guī)范》GB50025-20049)10《建筑設(shè)計防火規(guī)范》GB50016-201411)《建筑地礎(chǔ)設(shè)計規(guī)范GB50007-201112《建筑結(jié)構(gòu)荷載規(guī)范》GB50009-201213《建筑抗震設(shè)計規(guī)范》GB50011-201014)《石油化工建（構(gòu)）筑物抗震設(shè)防分類標(biāo)準(zhǔn)》GB50453-200815《建筑工程抗震設(shè)防分類標(biāo)準(zhǔn)》GB50223-200816《混凝土結(jié)構(gòu)設(shè)計規(guī)范》GB50010-201017《公共建筑節(jié)能設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)》GB50189-200518《建筑地基處理技術(shù)規(guī)范》JGJ79-201219)《鋼制儲罐地礎(chǔ)設(shè)計規(guī)范 GB50473-200820《砌體結(jié)構(gòu)設(shè)計規(guī)范》GB50003-201121《鋼結(jié)構(gòu)設(shè)計規(guī)范》GB50017-200322《工業(yè)建筑防腐蝕設(shè)計規(guī)范》GB50046-200823《門式剛架輕型房屋鋼結(jié)構(gòu)技術(shù)規(guī)范》CECS102:200224《動力機(jī)器基礎(chǔ)設(shè)計規(guī)范》GB50040-9625《石油化工壓縮機(jī)基礎(chǔ)設(shè)計規(guī)范》SH3091-201226《建筑樁基技術(shù)規(guī)范》JGJ94-2008熱工及暖通部《鍋爐房設(shè)計規(guī)范 GB50041-2008《城鎮(zhèn)供熱設(shè)計規(guī)范 CJJ34-2010《石油化工采暖通風(fēng)與空氣調(diào)節(jié)設(shè)計規(guī)范 SH/T3004-《工業(yè)金屬管道設(shè)計規(guī)范》（2008版 GB50316-《建筑設(shè)計防火規(guī)范 GB50016-2014《民用建筑供暖通風(fēng)與空氣調(diào)節(jié)設(shè)計規(guī)范 GB50736-污水回注《油田注水工程設(shè)計規(guī)范 GB50391-2014《石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范 GB50183-2015《工業(yè)金屬管道設(shè)計規(guī)范》（2008） GB50316-2000非標(biāo)設(shè)備部《固定式壓力容器安全技術(shù)監(jiān)察規(guī)程 TSGR0004-《壓力容器 GB150.1~150.4-2011《管殼式換熱器 GB151-2014《鍋爐和壓力容器用鋼板 GB713-2008《固定式鋼梯及平臺安全要求 GB4053.1~4053.3-2009《高壓化肥設(shè)備用無縫 GB6479-2013《石油裂化用無縫 GB9948-2013《承壓設(shè)備用不銹鋼鋼板及鋼帶 GB24511-2009《立式圓筒形鋼制焊接儲罐施工及驗收規(guī)范 GB50128-《立式圓筒形鋼制焊接油罐設(shè)計規(guī)范 GB50341-2014《鋼制管法蘭、墊片、緊固件 HG/T20592~20635-《壓力容器涂敷與包裝 JB/T4711-2003《承壓設(shè)備無損檢測 JB/T4730.1~4730.6-2005《壓力容器用焊接復(fù)合板 NB/T47002.1~47002.4-2009《鋼制焊接常壓容器 NB/T47003.1-2009《承壓設(shè)備用碳素鋼和合金鋼鍛件 NB/T47008-2010《承壓設(shè)備用不銹鋼和耐熱鋼鍛件 NB/T47010-2010《承壓設(shè)備焊接工藝評定 《壓力容器焊接規(guī)程 環(huán)境及安全部《環(huán)境空氣質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn) GB3095-201《地表水環(huán)境質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn) GB3838-2002《煤炭工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn) GB20426-2006《工業(yè)企業(yè)廠界環(huán)境噪聲標(biāo)準(zhǔn) GB12348-2008《工業(yè)企業(yè)設(shè)計衛(wèi)生標(biāo)準(zhǔn) GBZ1-2010《化學(xué)品重大辨識 GB18218-2009《石油天然氣鉆井、開發(fā)、儲運防火防爆安全生產(chǎn)技術(shù)規(guī) SY5225-《陸上石油天然氣安全生產(chǎn)環(huán)境保護(hù)推薦作法 SY/T6628-《石油天然氣安全規(guī)程 AQ2012-20071.1.4.3相關(guān)規(guī)《輸氣管道工程項目可行性編制規(guī)定》，天然氣公《氣田地面工程項目可行性編制規(guī)定》，天然氣公《關(guān)于處理石油管道和天然氣管道與公路相互關(guān)系的若干規(guī)定》，(試行452《原油、天然氣長輸管道與鐵路相互關(guān)系的若干規(guī)定》，(87)油建505號鐵基(1987)780號?？傮w布本工程總產(chǎn)能25×108m3/a天然氣，規(guī)劃160座井場、784口井（其中水平井240口，544口），3個階段：114×108m3/a483068座（其中1座與天然氣處理廠合建）、天然氣處理廠1座，以及相關(guān)氣管線和外輸2階段為25×108m3/a產(chǎn)能建設(shè)，新增產(chǎn)能11×108m3/a，井場43個，氣井143口，新建集氣站10座，擴(kuò)建天然氣處理廠1座，新建甲醇污水處理廠1座，生產(chǎn)1座，以及相關(guān)氣管線。325×108m3/a6933511階段集氣站4座，以及相關(guān)氣管線技術(shù)路本工程采用井下節(jié)流、低壓集氣、單井連續(xù)計量、集氣站和天然氣處理廠兩級增壓、處理廠集中脫碳脫水、集中進(jìn)行污水處理的技術(shù)路線。壓力1.0MPa（投產(chǎn)初期夏季3.7~4.9MPa），在集氣站內(nèi)常溫脫水后增壓至（投產(chǎn)初期夏季不增壓），經(jīng)集氣干線輸至天然氣處理廠。天然氣進(jìn)處理廠壓力3.5MPa，先經(jīng)壓縮機(jī)增壓至5.4MPa，然后進(jìn)行MDEA脫碳、TEG脫水，滿足《天然氣》標(biāo)準(zhǔn)中二集氣站內(nèi)設(shè)甲醇加注裝置，冬季向壓縮機(jī)出口的集氣干線內(nèi)注醇，防止水合物的生成。除與處理廠合建的集氣站外，其他集氣站均向集氣干線注醇，各階段所有集氣站注11.m22.m32.m/。建議壓縮機(jī)組從國外引進(jìn)，或者采用國內(nèi)生產(chǎn)的國外品牌，以提高設(shè)備運行的可靠性和功效。建議關(guān)鍵的控制閥門引進(jìn)，適應(yīng)全線自動控制的需要，提高系統(tǒng)的安全性和可靠性。外輸計量采用超聲波流量計，確保計量精度及可靠性。配套工自動控采氣井場設(shè)置終端單元（RTU），通過光纜接入SCADA及集氣站控制系統(tǒng)。集氣站為無人值守，設(shè)置站控系統(tǒng)（SCS）PLC控制系統(tǒng)；在天然氣處理廠內(nèi)設(shè)置調(diào)控中心，通過SCADA系統(tǒng)，將各井場、集氣站、天然氣處理廠的工藝數(shù)據(jù)上傳到調(diào)控中心，實現(xiàn)對井區(qū)集輸工程運行數(shù)據(jù)的集中和。在調(diào)控中心還可實現(xiàn)對各集氣站的操作及集氣站和井場的緊急關(guān)斷，從而保證氣田集通本方案整體考慮通信網(wǎng)絡(luò)基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，建成“公司總部—氣田調(diào)控中心—天然氣處理廠—各集氣站場—各井場”的完整信息網(wǎng)絡(luò)，形成統(tǒng)一調(diào)度、指揮、管理，滿足數(shù)字化氣田要求。天然氣處理廠調(diào)控中心通過外輸聯(lián)絡(luò)線伴行光纜與延長管道公司的調(diào)度系統(tǒng)相連，再通過延長內(nèi)部轉(zhuǎn)網(wǎng)與油氣勘探公司及延長總部實現(xiàn)通訊。充分考慮集氣站、井場實現(xiàn)及功能，滿足數(shù)字化氣田建設(shè)的基本硬件要求。利用CPIP網(wǎng)絡(luò)作為信號傳輸方式，形成各個區(qū)域的分級控制和指揮中心的集中管理，實現(xiàn)氣田的全天候。電采氣井場采用能電池板作為供電電源，為自控、通信負(fù)荷提供提供24V直流電源。110kV作為主電源，1臺天然氣發(fā)電機(jī)組作為二級負(fù)荷的備用電源。對于依托外部電源的偏遠(yuǎn)集氣站場，配套2臺天然氣發(fā)電機(jī)組作為主電源。貫屯天然氣處理廠第1階段用電負(fù)荷3398.5kW，電源引自附近110kV貫屯變電站，采用2回10kV專線供電。第2階段擴(kuò)建設(shè)備新增用電負(fù)荷732kW防C23.2%，C20.0~0.21范圍，屬于中度腐蝕，采氣管線的內(nèi)防腐主要采取增大腐蝕余量的方法。集氣干線在增大腐蝕余量的基礎(chǔ)上配合加注緩蝕劑，以提高集氣干線使用年限。氣及外輸管線的外防腐采用防腐層+陰極保護(hù)進(jìn)行防腐。外防腐層采用三層PE防投41.49114×108m3/a17.02225×108m3/a產(chǎn)能建設(shè)（11×108m3/a）19.903階25×108m3/a4.97億元。自然條本井區(qū)行政區(qū)域上主要包括子長縣西北部和市寶塔區(qū)北部，井區(qū)面積241km，行政區(qū)域涉及市寶塔區(qū)、子長縣、安塞縣、延川縣，榆林市的橫山縣和靖邊縣，詳，其中紅框內(nèi)為第一階段優(yōu)選區(qū)工程，其它為后期開發(fā)區(qū)域。 地形地

圖1-1氣田地理位置及周邊條本井區(qū)為典型的黃土高原區(qū)，呈現(xiàn)山高、坡陡、塬、梁、峁、溝等最具高原特征的地形地貌，海拔900～1600m，黃土覆蓋幾米至300m，周邊地形起伏較大。井區(qū)植被覆蓋面廣，塬梁峁頂部植物以灌木為主，底部生長少量中型樹木。管道敷設(shè)途徑山地、溝壑、水文地（清澗河上游）、（秀延河支流）、蟠龍川（延河支流）、牡丹川（蟠龍川流）、豐富川（延河支流），分別屬清澗河和延河水系。河道主要為山谷之間常年形成的沖水溝，其形態(tài)蛇曲蜿蜒，河道大多處很狹窄，水面寬約1.0～5.0m，河道中間水深約0.3～1.0m，河水補給主要靠降雨及泉水，雨季水量大，沖刷能力很強(qiáng)。河床表層巖性為淤積土、沖積砂質(zhì)卵石層和砂巖，河床內(nèi)多處露出基巖。區(qū)內(nèi)的水庫為建設(shè)區(qū)，位于蟠龍川上游，水庫承擔(dān)下游蟠龍、青化砭、姚0萬人的供水。受降雨量偏低影響，水庫常年水位偏低。該區(qū)水大部分屬于鄂爾多斯高原水文地質(zhì)區(qū)。地表水水位在地表下1～3m，水埋深17～19m。由于降水量較小，水補充不足，加上人為開采影響，使得本地區(qū)的淺層水水量較小。氣該區(qū)屬半干旱大陸性季風(fēng)氣候，四季分明、日照充足、晝夜溫差大。具有春季多風(fēng)，有寒流出現(xiàn)；夏季溫?zé)?、干旱雨澇相間，多雷陣雨；秋季涼爽多雨，氣溫下降快，霜期早；冬季寒冷干燥，持續(xù)時間長的特點。6～9月平均降水量占全年降水量的70%左右，且多以雷陣雨形式降落。降水量日最大19.9mm（1年），62mm（179年）。大暴雨（）0.7d，大雨（d）～d19.9mm/d，常暴發(fā)大洪水，成為誘發(fā)地質(zhì)的重要自然因素。年平均日照時數(shù)為2300～2700h，年平均日照總幅射量為16.9～132.2kcal/cm2年平均氣溫7.7～10.6℃之間，年平均無霜期170天，7月為最熱月，平均氣溫23℃；1月為最，平均氣溫-7.0℃，最高氣溫為37.6℃，最低氣溫為1.40m左右。30基本烈該地區(qū)地處華北陸塊鄂爾多斯地塊中東部，根據(jù)《建筑抗震設(shè)計規(guī)范》（GB50011-2010）規(guī)定，擬建工程場地抗震設(shè)防烈度為6度，設(shè)計基本加速度值為0.05g，設(shè)基礎(chǔ)數(shù)天然本井區(qū)盒8-本溪組天然氣來自于山西組-本溪組煤系烴源巖，主力產(chǎn)氣層從低到高排列：盒8、山1、山2、本溪。盒8、山1、山2及本溪組氣藏天然氣主要組分的含量相似，以甲烷為主，以前期勘探井試氣結(jié)果，二氧化碳含量平均值為3.732%，不含凝析油，井1-10.5596～0.63150.5960。盒8-H2S，整體上屬無硫氣藏。1-1井區(qū)天然氣組分+含量注：依據(jù)試氣結(jié)果，CO2最高值5％地層區(qū)塊地層水以CaCl2水型為主，各產(chǎn)氣層礦化度指標(biāo)見表1-21-2地層水礦化度指本井區(qū)地層水質(zhì)參考的延氣2井區(qū)，見表1-3表1-3試采地層水的水質(zhì)檢驗指檢測結(jié)果檢測結(jié)果溴2碘3鉀硼4鈉鍶5鈣鋇6鎂789檢測結(jié)果檢測結(jié)果鐵氯化鈣Ⅲ水合物形成溫1-4水合物形成條件壓力溫度壓力溫度井口天然氣含水

1-2水合物形成溫壓505壓力系列依據(jù)氣藏工程研究結(jié)果，本井區(qū)產(chǎn)層出水位置與構(gòu)造沒有相關(guān)性，不存在大規(guī)模邊底水，可以判斷產(chǎn)出水主要為地層中的凝析水或局部滯留水。2-1282-128井區(qū)情況，產(chǎn)0.073~0.111m3/104m31-50.6m3/104m3。1-52-128井區(qū)生產(chǎn)產(chǎn)水情況表（20149月底區(qū)井（口累積產(chǎn)氣累積產(chǎn)水水氣2-128處于投產(chǎn)初期，產(chǎn)水量較少，結(jié)合未來產(chǎn)水量有逐漸升高的趨0.5m3/104m3設(shè)計。管道埋深點地表1-6管道埋深點地溫時1月～34月～611月～127月～10地溫113-13325×108m3/a3（11×108m3/a）325×108m3/a穩(wěn)產(chǎn)期，主要1-3。4.64.66.711.318.54.01-3氣田開發(fā)產(chǎn)能規(guī)1-71.53.5MPa左右，并在整1-7單井壓力趨勢預(yù)測井底流壓11.5160114×108m3/a產(chǎn)能建設(shè)，2014年-2020244225×108m3/a產(chǎn)能（2012-2026387口（143口）；325×108m3/a2027-2035784口（397口）20億方、25億方、3035億方四套方案，每套方案的建1-8。表1-8四套方案中的建井年20億方/年方25億方/年方30億方/年方35億方/年方井井井井68866559595995988990363636353200總水平井240口；定向井544口天然5.1MPa，產(chǎn)品氣應(yīng)符合《天然氣》GB17820-2012二1-9。1-9商品天然氣質(zhì)量指12總硫（以硫計34二氧化碳5水在天然氣交接點的壓力和溫度條件下，天然氣的水本井區(qū)所產(chǎn)凈化天然氣全部進(jìn)入延長氣田臨鎮(zhèn)至子長集氣干線，主要用戶為延長集0億方/4億方年。富余氣量從姚店末站接入靖西三線。該干線管道總體見圖1-4。本井區(qū)天然氣經(jīng)外輸聯(lián)絡(luò)線從該干線的蟠龍清管站接114×108m3/a25×108m3/a。圖1-4外輸聯(lián)絡(luò)線依據(jù)表1-6，冬季外輸交接管道埋深點最低溫度為3℃，外輸氣水控制在-5℃以下；夏季埋深點最低溫度為5℃，外輸氣水控制在0℃以下。含甲醇污1%于0.1，并滿足《氣田水回注方法》（YT6962004），回注。新建甲醇污水處理廠投產(chǎn)前，含甲醇污水在天然氣處理廠裝車，拉運到其它甲醇污水處理廠處理。據(jù)調(diào)研，延長的延氣2井區(qū)已建甲醇污水處理廠一座，在本井區(qū)西南約60km。該甲醇污水處理廠與延氣2井區(qū)的LNG1-5。該廠設(shè)計處理規(guī)模150m3/d，130m3/d左右，不具備長期接納本井區(qū)甲醇污水的能力。生產(chǎn)污

1-52甲醇污水處下?；刈⑺笜?biāo)執(zhí)行《氣田水回注方法》（SY/T6596-2004），控制指標(biāo)如下：含油≤30mg/L。氣田開發(fā)及地面集輸工藝研本工程對氣田地面集輸工藝進(jìn)行了研究，包括中石油的靖邊氣田、榆林氣田、蘇里格氣田，華北局大牛地氣田，延長延長氣田的延氣、延8井區(qū)等，均屬于鄂爾多斯盆地，由于各氣田地質(zhì)特征、氣源條件、開發(fā)時期、建設(shè)環(huán)境的不同，天然氣氣及處理工藝也不盡相同，分別形成了適合自身特點的建設(shè)模式。該氣田形成了以“高壓集氣、集中注醇、多井加熱、間歇計量、小站脫水、集中凈化”為技術(shù)的具有領(lǐng)先水平的“三多（多井集氣、多井注醇、多井加熱）；三簡（簡化井口、簡化布站、簡化計量）；兩小（小型橇裝脫水、小型發(fā)電）；四集中（集中凈化、集中甲醇回收、集中、集中污水處理）”為特點的長慶靖邊氣田地面建設(shè)模式。主要工藝流程：井口高壓氣流（2MPa，井口注醇）不經(jīng)過加熱和節(jié)流而通過采氣管道直接輸送到集氣站，在集氣站內(nèi)進(jìn)行節(jié)流降壓（6.4Ma）、氣液分離和計量，再經(jīng)過脫水（三甘醇脫水）后進(jìn)入集氣干線，通過集氣干線輸?shù)教幚韽S。一座集氣站一般管理氣井～8田的特色，水是酸性氣體腐蝕的根源之一，采用集氣站脫水，干氣輸送，減緩硫化氫、二氧化碳腐蝕，有效保護(hù)集氣支干線，大大提高了其使用。水后的天然氣水可以降到-10～-13℃，其主要特點是工藝流程和配套系統(tǒng)比較簡單，建設(shè)速度快、自動化控制程度高、不需要外界動力、投資低、運行和管理比較方便，H2S、CO27（2%～8%）外，還含有少量C+重組分，平均1.0×104m3天然氣每天可產(chǎn)0.02m3左右的凝7針對榆林氣田的實際情況，借鑒了靖邊氣田的高壓集氣工藝，采用了高壓集氣、低溫分離工藝，實現(xiàn)對烴、水同時控制，形成了節(jié)流制冷、低溫分離、高效聚結(jié)、多井輪換間歇計量、精細(xì)控制的工藝模式。井口壓力2MP，外輸壓力4.0Ma1μm1μm效聚結(jié)分離。在低溫分離工藝中，合理確定低溫冷凝溫度，避免選用低溫鋼材，有效控制甲醇注入量，以降低工程投資和運行成本。蘇氣田屬致密氣田，穩(wěn)產(chǎn)期時間短，井口壓力遞度快，天然氣中HS含量小2mg/m3，C2%1.0×1m30.13的凝析油，不需要脫硫脫碳，需脫水、脫油。該氣田采用井下節(jié)流的低壓集氣、井口不注醇、集氣站常溫脫水、集氣站和處理廠兩級增壓、處理廠集中制冷脫水脫烴的工藝模式。采用井下節(jié)流器，冬季井口壓力控制在1.0~1.5MPa，并充分利用地溫加熱節(jié)流后天然氣，保證在不注醇的情況下井筒和采氣管線不產(chǎn)生水合物。夏秋兩季地溫高的情況下，合理利用地層壓力能（特別是在氣井投產(chǎn)初期），井口壓力控制在約4MPa，采取中壓生一座井場中幾口氣井的采氣樹出口天然氣，匯到一根匯管，匯管上設(shè)緊急切斷閥，然后經(jīng)流量計計量后，埋地敷設(shè)輸往集氣站。通過站控系統(tǒng)，可對井場緊急截斷閥下達(dá)開關(guān)井操作指令，實現(xiàn)氣井自動化管理。1.0Ma3.5Ma3.5Ma~4.0Ma天然氣處理廠。2.5~3.5Ma5.MPa，通過丙烷制冷或氨制冷脫水脫烴，計量后外輸。工藝如下：集氣干線來氣進(jìn)入處理廠預(yù)分離器，正常情況下對原料氣進(jìn)行氣液分離，清管時對進(jìn)入的液體進(jìn)行捕集；然后再增壓至5.6MPa，經(jīng)空冷器冷卻（在進(jìn)入預(yù)冷換熱器時注入甲醇）。預(yù)冷換熱器利用外輸?shù)睦涓蓺鈱υ蠚膺M(jìn)行預(yù)冷，℃，冬季溫度降低至7.5℃；然后進(jìn)入丙烷蒸發(fā)器進(jìn)一步降溫，夏季溫度降低至5℃，冬季溫度降低至5℃；降溫后的流體進(jìn)入低溫分離器脫油脫水，最后進(jìn)入聚結(jié)分離器進(jìn)行精細(xì)分離，確保外輸氣的水、烴符合要求。由低溫分離器分出的5.2Ma下外輸。 1.0×104m3/d），其天然氣為貧氣，CH490%以上，C+1%CO 該氣田根據(jù)自身特點，在滾動開發(fā)過程中不斷總結(jié)優(yōu)化，形成了以“高壓集氣、集中節(jié)流降壓（5.7MPa）、氣液分離和計量，再經(jīng)過低溫脫水后進(jìn)入集氣干線輸往外輸首站。24~32口。大牛地氣田是國內(nèi)低產(chǎn)氣田中集輸系統(tǒng)效能較高的開發(fā)單位，優(yōu)化的集輸工藝配合嚴(yán)謹(jǐn)?shù)纳a(chǎn)管理，使總體壓降速率控制在0.0055Ma/，大幅度提升了開發(fā)效益。延長氣田天然氣開發(fā)先導(dǎo)試驗工程延氣2井區(qū)及延128井區(qū)分別位于陜西省市延集氣站內(nèi)采用低產(chǎn)氣田應(yīng)用最多、技術(shù)成高壓集氣工藝。該流程為井口不加熱、為防止集氣過程中水合物凍堵，該工藝需在集氣站內(nèi)建注醇泵房，集中向單井注入抑制劑。延氣2-延128井區(qū)采用井下節(jié)流、中壓集氣、集氣站常溫脫水、處理廠集中脫水脫碳?xì)馓镩_發(fā)初期，天然氣氣井井下設(shè)節(jié)流閥，將井口壓力控制在6.3~68Ma，利用地層溫度進(jìn)行復(fù)熱，保證采氣過程中井筒不會產(chǎn)生水合物。冬季從設(shè)在集氣站的注醇管道向采氣管線注醇防止水合物，井場到集氣站的采氣采用“枝上枝”形式，井場天然氣進(jìn)集氣站后經(jīng)生產(chǎn)分離器將游離水分離后匯入集氣干線。集氣站內(nèi)還設(shè)置集氣干線注醇口，MDEA脫碳、TEG脫水，5將井口壓力控制在1.5a，同時集氣站內(nèi)將擴(kuò)建壓縮機(jī)，經(jīng)壓縮機(jī)增壓后保證外輸天然氣壓力要求，單井管線將不再注醇，集氣干線通過站內(nèi)注醇，保證干線輸氣過程中不產(chǎn)生水合物。天然氣經(jīng)集氣干線匯集后輸至處理廠處理，天然氣達(dá)標(biāo)后外輸。天然氣集輸和處理工本工程對天然氣集輸及處理的相關(guān)技術(shù)方案進(jìn)行了比選，主要包括：防止水合物凍堵工藝、單井計量方式、集氣方案、壓縮機(jī)選型、脫碳、脫水工藝等。其中，天然氣處理工藝的壓縮機(jī)選型、脫碳、脫水工藝以第一階段4010m3d規(guī)模為例進(jìn)行比選。防止水合物凍堵工當(dāng)天然氣處于飽和或過飽和含水狀態(tài)時將有游離水析出，同時在一定的溫度、壓力條件下，當(dāng)氣體壓力波動或流向、流態(tài)發(fā)生突變時，天然氣與水會形成一種白色結(jié)晶狀固體，其外觀類似松散的冰或致密的雪，此即為水合物。研究表明，水合物也有可能在未飽和的天然氣中形成，但其條件是溫度極低，且誘導(dǎo)期很長，而在天然氣采輸過程的工況條件下，形成穩(wěn)定水合物的前提則是必須有液相水存在。加在壓力和水含量不變的情況下，加熱后的天然氣中的水含量將處于不飽和狀態(tài)，亦即天然氣溫度高于其溫度，不會產(chǎn)生游離水，因而可以防止水合物的形成。加熱設(shè)備主要采用水套加熱爐。水套爐加熱防止水合物適用于高壓集氣和井口或集氣站節(jié)流工藝，如大牛地、靖邊和榆林氣田。加注抑制加注水合物抑制劑是防止水合物形成的重要措施和有效方法，目前使用最廣泛的熱力學(xué)抑制劑是甲醇和乙二醇。甲醇、乙二醇作為水合物擬制劑的優(yōu)缺點對比見表1。表1-10甲醇與乙二醇作為水合物擬制劑優(yōu)缺點根據(jù)延長氣田特點，由于各氣井均存在井口溫度低、產(chǎn)出水量波動較大的情況，致使單井產(chǎn)液量不宜準(zhǔn)確估算，可能造成抑制劑濃度加入量小，達(dá)不到防凍濃度，發(fā)生氣井凍堵，需要進(jìn)行解堵。甲醇價格低、注入量小，而且其再生過程結(jié)垢情況也比乙二醇小。綜合考慮，同時借鑒其它氣田開發(fā)經(jīng)驗，推薦采用甲醇做為抑制劑。脫天然氣脫水是防止集輸過程中形成水合物的最根本和最有效的措施。管輸天然氣脫水的目的是使氣體在最高輸送壓力和管道周圍環(huán)境最低溫度下，不會達(dá)到天然氣的水，不會有游離水析出，以防止氣體水合物的形成。一般情況下，管輸天然氣的露℃。井下節(jié)流工井下節(jié)流工藝預(yù)防水合物的原理是利用井下天然氣自身較高的溫度，以及井下較高的地溫，對節(jié)流后低溫天然氣的加熱作用，以保持天然氣節(jié)流前后的溫度始終在水合物形成溫度以上。采用井下節(jié)流工藝，不但降低了地面的設(shè)計壓力，而且改善了水合物形成條件。同時可充分利用地溫加熱，提升井口天然氣溫度，可減少加熱爐熱負(fù)荷或水合物抑制劑的注入量，甚至可取消加熱爐或注醇系統(tǒng)。本井區(qū)采用井下節(jié)流防止井筒和采氣管道形成水合物；集氣干線采用注甲醇防止形成水合物；單井投產(chǎn)時，提前在井筒注入一定量的甲醇，以防止在井下節(jié)流達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)前井筒形成水合物。單井計量方為了及時掌握氣井的生產(chǎn)動態(tài)，要對每口氣井的產(chǎn)氣量、產(chǎn)液量進(jìn)行計量。氣井計量有兩種方式，即單井連續(xù)計量和多井輪換計量。單井連續(xù)計量也有兩種方式，傳統(tǒng)工藝是在單井站設(shè)有兩相或三相分離器，將油、氣、水完全分離，采用孔板流量計對氣體進(jìn)行計量。該工藝流程繁雜，分離、計量設(shè)備多，投資高，常用于氣田開發(fā)初期的試采井、距集氣站較遠(yuǎn)井的計量。另一種是針對氣井含水較低、氣量較小的情況，對氣、液不分離，采用流量計直接連續(xù)計量。多井輪換計量工藝是集氣站設(shè)置總計量裝置，每口井獨立管道進(jìn)站，各井來氣輪換進(jìn)入單井分離計量裝置，完成各單井的間隙計量。該工藝較上述計量方式具有站場工藝流程簡單、分離計量設(shè)備少，工程投資省等優(yōu)點，但該種計量方式為間斷計量，單井資料錄取準(zhǔn)確度低。根據(jù)其它氣田開發(fā)建設(shè)工程經(jīng)驗，輪換計量采用8～10dh。由于本井區(qū)天然氣含水量較少，參考蘇氣田及延長氣田其它井區(qū)的計量方式，對單井采用智能旋進(jìn)旋渦流量計或差壓式流量計進(jìn)行連續(xù)計量的方式。每個井口都預(yù)留有移動計量橇接口，用移動計量撬可對單井進(jìn)行氣、液分離計量。集氣方本井區(qū)為致密巖性氣藏，單砂體面積小，儲層之間連通性極差，地質(zhì)情況復(fù)雜，非均質(zhì)性強(qiáng)，有效儲層難以預(yù)測，具有“低孔、低滲、低產(chǎn)、低豐度、壓力衰減快”的特點。-717.0Ma以下，1.5年后3.5MPa左右。鑒于氣井生產(chǎn)壓降快的特點，本井區(qū)地面工程方案直接排除高壓集氣方案，僅對低壓集氣和中壓集氣兩種方案進(jìn)行比選。低壓集氣方1.1~2MPa（4.0~5.0MPa），集氣站壓1MPa（3.7~4.9MPa），保證采氣管線內(nèi)全年不會產(chǎn)生水合物，井場不需要注醇。集氣站壓縮機(jī)將天然氣增壓至3.7~4.9MPa（投產(chǎn)初期夏季不增壓），經(jīng)集氣5.4MPa進(jìn)入脫碳脫水裝置進(jìn)行脫碳脫水5.1MPa。集氣站內(nèi)設(shè)甲醇加注裝置，冬季向集氣站壓縮機(jī)出口的集氣干線內(nèi)注醇，防止水合物的生成。中壓集氣方氣井開1年16.25~7.5MPa，集氣站壓力為6.2~6.8MPa，管輸至天然氣處理廠進(jìn)行集中脫碳脫水，達(dá)到《天然氣》標(biāo)此工況下，全年地溫高于15℃的月份，有接近3個月不會在輸送過程中產(chǎn)生水合物，其余月份將通過集氣站至井場注醇管線向采氣管道注甲醇保證輸氣安全穩(wěn)定運行。集氣站及處理廠壓縮機(jī)全年不需要開啟。氣井開1年氣田開發(fā)1年后，井底流壓降至4MPa左右，井下不節(jié)流，集氣站壓力為3.0~3.5MPa5.4MPa后進(jìn)行脫此工況，全年中地溫高于7.5℃的工況均不會在輸送過程中產(chǎn)生水合物，其余月份將表1-11中低壓集輸方案比選能耗高，設(shè)備費用高。受氣田壓力降的影響大，1年后需設(shè)壓縮1年的時間，以及從操作靈活性、運行費用及總投資考慮，天然氣處理廠壓縮機(jī)方壓縮機(jī)型式選天然氣壓縮機(jī)一般分為往復(fù)式、離心式和螺桿式三種類型。螺桿式壓縮機(jī)受密封型式限制，出口壓力最高只能達(dá)到4.0Ma，不能滿足本工程需要。因此，本工程只對往復(fù)1。表1-12往復(fù)式與離心式壓縮機(jī)優(yōu)缺點對機(jī)小得多，且小。適合大流量、1-13對兩種型式的壓縮機(jī)進(jìn)行了方案對比。表1-13往復(fù)式壓縮機(jī)與離心式壓縮機(jī)對往復(fù)式壓縮離心式壓縮電燃（往復(fù)機(jī)電燃（透平機(jī)進(jìn)氣壓力出口壓力進(jìn)氣溫度排氣溫度1111單機(jī)排量111111單機(jī)驅(qū)動功率驅(qū)動電機(jī)電壓預(yù)計機(jī)組重量含稅價（RMB萬元總報價（RMB萬元以上方案中，往復(fù)式壓縮機(jī)為進(jìn)口機(jī)頭、進(jìn)口電機(jī)、國內(nèi)成橇；離心式壓縮機(jī)為國產(chǎn)壓縮機(jī)，配國產(chǎn)電機(jī)。燃?xì)馔钙綖閲庖M(jìn)。1下，其停運將導(dǎo)致井區(qū)全面停產(chǎn)，設(shè)置備機(jī)是必要的。但在設(shè)置備機(jī)的情況下，離心式壓縮機(jī)投資較高，特別是使用燃?xì)馔钙津?qū)動的情況下。受上游井場、氣和集氣站生產(chǎn)波動的影響，進(jìn)入天然氣處理廠的原料氣量波動較大，設(shè)置多臺往復(fù)式壓縮機(jī)，從適應(yīng)性和操作靈活性方面具有明顯的優(yōu)勢。壓縮機(jī)組驅(qū)動方式選壓縮機(jī)的驅(qū)動分為電機(jī)驅(qū)動、活塞式燃?xì)獍l(fā)動機(jī)和燃?xì)鉁u輪機(jī)（透平）驅(qū)動?；钊綁嚎s機(jī)轉(zhuǎn)速較低，一般采用電機(jī)或活塞式燃?xì)獍l(fā)動機(jī)驅(qū)動；離心式壓縮機(jī)轉(zhuǎn)速較高，一般用燃?xì)馔钙綑C(jī)或電機(jī)-驅(qū)動。本工程采用的活塞式往復(fù)壓縮機(jī)排量較小、轉(zhuǎn)速較低，14對比了燃?xì)饣钊桨l(fā)動機(jī)與電動機(jī)兩種驅(qū)動方式的優(yōu)缺點。表1-14燃驅(qū)與電驅(qū)優(yōu)缺點對1-15對處理廠的集氣部分及脫碳前往復(fù)式壓縮機(jī)的兩種驅(qū)動形式的投資、能耗及表1-15處理廠壓縮機(jī)燃?xì)怛?qū)和電驅(qū)方案投資對參 進(jìn)氣壓力出口壓力進(jìn)氣溫度排氣溫度2121單機(jī)排量單機(jī)驅(qū)動功率驅(qū)動電機(jī)電壓——其它用電負(fù)荷單機(jī)燃?xì)庀摹悆r（RMB萬元參 總報價（RMB萬元設(shè)備投資合計（RMB萬元從表1-15看出，燃驅(qū)方案投資較高表1-16處理廠壓縮機(jī)能耗燃驅(qū)與電驅(qū)對1~1.52~1415~2012000綜合能耗：754412綜合能耗：231501-16表1-17處理廠壓縮機(jī)燃驅(qū)與電驅(qū)方案費用現(xiàn)值對比序號電驅(qū)1（萬元-2（萬元3（萬元/年年年3~14年年年年年—（萬元/年—————（萬元/年—（萬元/年—4（萬元注：電量電價按0.57元/度，基本電價按24元/（kVA·月），氣價按1.2元/m3計算。費用現(xiàn)值按基準(zhǔn)收益率12%，運行期20年折算。1-171.2元/m312008燃?xì)鈮嚎s機(jī)所用氣為自產(chǎn)自用，獨立性、靈活性較好；而電驅(qū)壓縮機(jī)的運行不具備提供235kV供電條件，只能提供135kV110kV210kV供電。供電210kV供電方案。此供電方案經(jīng)處理廠的設(shè)計單位確認(rèn)，不能滿足綜合以上因素，推薦處理廠的集氣部分壓縮機(jī)及脫碳前原料氣壓縮機(jī)組采用燃?xì)怛?qū)動方式。壓縮機(jī)臺數(shù)確420×104m3/d對往復(fù)式壓縮機(jī)來說排量較大，壓縮機(jī)組臺數(shù)的確定，需從操作適應(yīng)性要求、機(jī)組投資等方面綜合考慮。表1-18電驅(qū)往復(fù)式壓縮機(jī)臺數(shù)方案2131單機(jī)排量2311單臺機(jī)組報價含稅價（萬元總報價（萬元脫碳前壓縮機(jī)選用2用1備方案，投資與3用1備方案投資較低，且占地面較小，操作、、管理方便。因此，脫碳前壓縮機(jī)選用2用1備天然氣處理廠脫碳工藝方天然氣脫碳工藝技術(shù)選天然氣脫碳工藝選擇考慮的因素有：CO2濃度、下游處理工藝、溫度、壓力以及是否作為產(chǎn)品。目前，可以用來脫除CO2的技術(shù)有①胺溶劑法：三乙醇胺（TEA）TEA已被其他鏈烷醇胺如一乙醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)、二異丙醇胺法(DIPA)和甲基二乙醇胺（MDEACHSMEA與C2反應(yīng)速度快、價廉易得，但具有較強(qiáng)的腐蝕性，而MDEA與C2吸收，也有化學(xué)吸收，具有較高的處理能力、較低的反應(yīng)熱，降低了再生負(fù)荷、降低了腐蝕性和提高了抗降解性，成為現(xiàn)代低能耗脫碳工藝而備受重視，得到了廣泛采用，但MDEA2反應(yīng)速率較低，使其應(yīng)用受到一定限制。目前通過向MDEA溶液中添加特種活化劑，配制成改性MDEA溶液，加快了MDEA與CO2的反應(yīng)速率，同時兼具M(jìn)DEA腐蝕小、再生能耗低、循環(huán)量小和使用長的特點，②熱鉀堿法：脫CO2溶液為熱碳酸鉀，它與胺系統(tǒng)具有相似的工藝流程，特別適合2C，另一個好處是吸收劑成本相對低。③物理吸收法：物理溶劑吸收2沒有形成新的化合物。這種工藝通常采用甲醇作為吸收劑。工藝特點是不會加濕原料氣并且再生能耗低。在再生段，C2從物理溶劑中閃蒸出來，貧溶劑用泵打回吸收塔，物理溶劑吸收法特別適合重?zé)N含量少的貧氣。這是因為乙烷在甲醇中的溶解度只是CO2在甲醇中溶解度的40%，而丙烷在甲醇中的溶解度與C2的相近。因此需要一個循環(huán)系統(tǒng)以提高氣體的回收率。其它的物理溶劑吸收法采用無(多乙二醇二甲醚)砜胺法(環(huán)丁砜和二異丙醇胺法)⑤膜分離法：膜分離工藝基于各種組成通過聚合膜時的透過性不同。水和C2是高的透過性氣體，容易從大量的烴分子中分離出來。通過膜的驅(qū)動力是在膜兩側(cè)的組分分壓。用膜分離的主要缺點是有相當(dāng)量的甲烷滲透損失，如果采用兩級膜分離系統(tǒng)則可以提高甲烷收率，然而在兩級膜分離系統(tǒng)里需要設(shè)置透壓縮機(jī)，這樣顯著增加了費用。膜分離還要防止蠟和重?zé)N的影響。膜裝置通常以橇塊形式供貨，這樣使安裝相對簡單。然而，模塊化并不具備規(guī)模經(jīng)濟(jì)性，所以它更適合于小流量。但也有幾個在嚴(yán)格的工藝準(zhǔn)則外的理由使膜適合于處理較高的氣量，例如，在偏遠(yuǎn)地區(qū)需要減少操作的地方，采用膜裝置是合適的。⑥非再生工藝：由于吸附劑成本和處理使用過的吸附劑成本高，所以除CO2脫除外，很少有非再生的液相工藝。當(dāng)處理量很小，特別是要求工藝簡單的情況下，用苛性⑦低溫分離：可以用低溫分離的方法從天然氣中分離出CO2，在處理高含量的CO2時，CO2產(chǎn)品的工藝方法聯(lián)合時，這是一種費用低廉的工藝。⑧固定床吸附：把低含量的C2脫除到非常低的水平時可以采用分子篩吸附。這種2要能量密集的再生系統(tǒng)。床層可以再生并且可以同時脫除其它雜質(zhì)。⑨聯(lián)合系統(tǒng)：所有上述工藝都可以，為某些特殊的應(yīng)用提供最優(yōu)的解決方法。例如，在處理高含量的CO2原料氣時，最優(yōu)的方法是聯(lián)合法，首先用膜分離出大量的本工程原料氣中CO2含量較低（平均為3.73%，上限為5%），脫碳深度要求不高（凈CO23%），且本工程天然氣處理氣量較大，因此，天然氣脫碳工藝推薦采用成MDEA吸收法。MDEA脫碳半量脫碳與全量脫碳的選表1-19全量脫碳與半量脫碳工藝比進(jìn)脫碳裝置天然氣氣量CO2CO2MDEA溶液循環(huán)量MDEA吸收塔尺寸Φ2600H28000Φ2400H28000MDEA再生塔底負(fù)荷MDEAMDEA富液再生運行費用（萬元MDEA吸收塔投資（萬元1-20可以看出，兩個方案的設(shè)備投資相差不大，但是半量脫碳運行費用較高。天然氣脫水工藝方固體干燥劑吸附法，根據(jù)吸附劑的不同，天然氣脫水所能達(dá)到的最小也不同，1-20。表1-20固體干燥劑吸附法脫水溫度比較最小采用不同吸附劑的天然氣脫水工藝流程基本相同，裝置可以互換，無需特別的改動，但脫水效率有所不同。其吸附脫水的原理是氣體中的水被吸附至固體干燥劑表面，從而將水脫除。此方法對進(jìn)氣的溫度、壓力、流量變化不敏感，操作彈性大；操作簡單，占地面積少；缺點是設(shè)備投資大，能耗高，操作運行費用高，一般只用深冷分離脫水工況。根據(jù)本工程外輸天然氣的水要求，固體干燥劑吸附法不適用于本工程。低溫法脫水是指利用進(jìn)站天然氣高壓節(jié)流，或通過制冷機(jī)組提供冷量產(chǎn)生低溫，將天然氣中的水凝析下來，從而達(dá)到降低天然氣水的目的。低溫法脫水為了防止水合物的形成，通常在氣流中注入甲醇或乙二醇。當(dāng)進(jìn)站天然氣具有較高的壓力，與下游工藝具有較大的壓差可供利用時，低溫法脫水操作成本較低，且操作簡單，推薦采用高壓節(jié)流制冷法脫水。但當(dāng)無進(jìn)出站壓差可利用，需設(shè)置制冷機(jī)組提供天然氣降溫所需的冷量，投資和制冷能耗較高。溶劑吸收法脫水常用的溶劑有和三甘醇。該工藝比較成熟，脫水后的降一般為30～40℃，其優(yōu)點是能耗小，操作運行費用低；甘醇使用長，損失量少，成國內(nèi)外普遍使用三甘醇進(jìn)行吸收法脫水，這是因為受再生溫度限制，其貧液濃度一般為95%左右，降僅約25～30℃，而三甘醇貧液濃度可達(dá)98～99%，通提，可進(jìn)一步提高三甘醇貧液的濃度，降為33～47℃；且三甘醇凝固點低，熱穩(wěn)定性好，易于再生；蒸汽壓低，攜帶損失小，27℃時僅為的20%；吸水性強(qiáng)。沸點高，常溫下基本不揮發(fā)，毒性很輕微，使用時不會引起呼吸，與皮膚接觸也不會引起傷害。純凈的三甘醇溶液本身對碳鋼基本不腐蝕，發(fā)泡和傾向相對較小。熱力學(xué)性質(zhì)穩(wěn)定，理論分解溫度比高40%，脫水操作費用也比低。1-21表1-21天然氣脫水方案對比烴、水可滿足輸富的操作、管理和1）降最大可達(dá)120℃，適用于天然氣水要求很低的場合；法，操作、管理、經(jīng)驗豐富。2）降較小本工程要求將天然氣水降至5℃以下，對水的要求較低，且處理氣量較大，因此固體干燥劑吸附法不適用于本工程。同時，本工程進(jìn)裝置壓力為5.3a，而出站壓力要求.MPa，無進(jìn)出站壓差可供利用，因此無法采用注防凍劑節(jié)流制冷法進(jìn)行脫水，若采用低溫法，需設(shè)置制冷機(jī)組提供冷量，該法與三甘醇吸收法相比，制冷機(jī)組流程復(fù)雜，制冷能耗大，而且需加注防凍劑，需設(shè)置防凍劑再生或處理流程，整體投資及運行費用較高。丙烷制冷機(jī)組及三甘醇脫水裝置的設(shè)備投資及運行費用對比見表22。表1-22丙烷制冷機(jī)組及三甘醇脫水裝置的設(shè)備投資及運行費用對設(shè)備投資（萬元用電負(fù)荷電耗(kW.h三甘醇再生負(fù)荷—氣消耗—0.57元/2.48元/m31-22可以看出，丙烷制冷機(jī)組的投資高，且運行費用高，且本工程天然氣組分工藝比選結(jié)根據(jù)以上比選結(jié)果，本井區(qū)采用低壓集氣，井下節(jié)流，注甲醇擬制水合物，單井連續(xù)計量；采用燃?xì)怛?qū)動往復(fù)式壓縮機(jī)；天然氣處理采用MDEAEG井口天然氣經(jīng)采氣管道輸至集氣站，在集氣站內(nèi)脫水、增壓后經(jīng)集氣干線輸至天然氣處理廠，在天然氣處理廠內(nèi)進(jìn)行脫碳、脫水處理，計量后經(jīng)外輸聯(lián)絡(luò)線輸至延長氣田臨鎮(zhèn)至子長集氣干線。根據(jù)延長氣田“低孔、低滲、低產(chǎn)、低豐度”特點及延氣2-延128先導(dǎo)試驗已有的開發(fā)現(xiàn)狀，結(jié)合相關(guān)類似氣田如“大牛地”、“蘇”氣田開發(fā)經(jīng)驗，同時考慮氣田開發(fā)分階段實施的現(xiàn)狀，本井區(qū)地面工程氣采用輻射枝狀組合式流程。本氣田集輸主要由采氣管線和集氣管線組成，其中井采用井下節(jié)流方式，利用地層溫度，避免采氣過程中水合物產(chǎn)生。井場內(nèi)，各單井天然氣經(jīng)井下節(jié)流器、采氣樹、井口設(shè)緊急切斷閥、流量計后，匯合進(jìn)入一條采氣管道輸送至集氣站。井口緊急切斷閥在氣井內(nèi)壓力超壓或下游采氣管道欠壓情況下均能實現(xiàn)緊急關(guān)斷功能，保護(hù)下游采氣管線。單井計量采用智能旋進(jìn)旋渦流量計或差壓式流量計，并預(yù)留移動計量橇接口。緊急切斷閥前采氣管線的設(shè)計壓力為2MPa，閥后采氣管線的設(shè)計壓力5.MPa。同時在井場匯管處設(shè)發(fā)球閥，實現(xiàn)井場至集氣站管線的通球清管功能，提高管線的輸氣效率。集氣114×108m3/a8座（1座與處理廠合建），集氣站名稱為JQZ1~JQZ8，位于氣田中部。其中，30×104m3/d設(shè)計規(guī)模2座，60×104m3/d3100×104m3/d3座。225×108m3/a產(chǎn)能建設(shè)（11×108m3/a）：10座，集氣站名稱JQZ9~JQZ18，位于氣田北部。其中，30×104m3/d7座，60×104m3/d33階段25×108m3/a穩(wěn)產(chǎn)期：新建JQZ19集氣站1座，設(shè)計規(guī)模100×104m3/d。擴(kuò)建JQZ1、JQZ3、JQZ4、JQZ5，位于氣田南部，接入第1階段集輸。1.0Ma（.~.MP）壓力進(jìn)入集氣站，經(jīng)生產(chǎn)分離器分離后，縮機(jī)增壓至3.7~.MPa（投產(chǎn)初期夏季不增壓）、空冷器冷卻到0℃后，進(jìn)入集氣干線輸至天然氣處理廠。分離產(chǎn)生的污水在集氣站內(nèi)，定期拉運到天然氣處理廠集中處理。氣工藝流程示意圖見圖-。

圖1-6氣工藝流程示意天然氣處理廠主要包括集氣分離單元、天然氣增壓單元、脫碳單元、脫水單元、外輸計量單元和公用工程單元，系統(tǒng)設(shè)計壓力6.3Ma。集氣分離單各集氣站來氣通過集氣干線進(jìn)入處理廠的集氣分離單元，首先進(jìn)入原料氣分離器進(jìn)行氣液兩相分離，分離出的含甲醇污水經(jīng)排污管道進(jìn)入污水緩沖罐，再排至甲醇污水儲罐。分離出的天然氣進(jìn)入原料氣壓縮機(jī)。1座集氣站也設(shè)置在集氣分離單元內(nèi)。各井場來氣進(jìn)入集氣分離單元，量后進(jìn)入集氣壓縮機(jī)，增壓至3.5MPa，空冷后與其他集氣站的來氣匯合進(jìn)入原料氣分離原料氣增壓單3.5MPa5.4MPa，經(jīng)空冷器后冷卻50℃后進(jìn)入天然氣脫碳裝置。本工程壓縮機(jī)采用燃驅(qū)往塞式壓縮機(jī)，燃驅(qū)和壓縮機(jī)均采用國外引進(jìn)，國內(nèi)配套，以保證壓縮機(jī)運行的可靠性及。集氣壓縮機(jī)不設(shè)備機(jī)，原料氣壓縮機(jī)設(shè)置備機(jī)，2/3運行、1/3備用。天然氣脫碳單CO2（3.732%5%），天然氣脫碳工MDEA吸收法。原料氣分離器分離出的天然氣，首先進(jìn)入原料氣聚結(jié)分離器，進(jìn)一步分離出天然氣中攜帶的小液滴，之后與凈化氣換熱升溫，進(jìn)入MDEAC。吸收塔頂部出來的凈化天然氣含有飽和水，溫度較高，與原料氣換熱降溫后，進(jìn)入凈化氣分離器脫出冷凝水及攜帶的少量MDEAEGMDEA溶液閃蒸罐。吸收CO2的富胺液從吸收塔底部出來，通過調(diào)節(jié)閥后調(diào)節(jié)降低富力，進(jìn)入溶液閃蒸罐，分離出的氣體去氣系統(tǒng)閃蒸后的部分富液通過MDEA溶液過濾器橇，除去重?zé)N、液態(tài)雜質(zhì)以及不溶解的固體83℃MDEA再生塔。C2C2大氣中。塔底富液進(jìn)入再沸器加熱到1℃左右，氣相返回再生塔底。脫除C2后的貧液MDEA℃循環(huán)。胺溶液在裝置運行過程中會消耗損失，設(shè)下槽、溶液儲罐、MDEA溶液配制泵用于溶液的配制和補充。另外，設(shè)置消泡劑加注橇，可防止吸收塔和再生塔內(nèi)的起泡現(xiàn)象，減少運行故障。天然氣脫水單MDEA脫碳后的天然氣含有飽和水，溫度為40~45℃。脫水處理后天然氣的水制在冬季-5℃5℃TEG吸收脫水工藝，與脫碳裝置同樣考慮，脫碳后的濕天然氣進(jìn)入三甘醇吸收塔底部，與從塔頂下來的三甘醇貧液逆流接觸，以脫除天然氣中的水汽，脫水后的干氣經(jīng)塔頂絲網(wǎng)除霧，除去大于μm的甘醇液滴后由塔頂部出塔。干氣出塔后，經(jīng)過套管式氣液換熱器與進(jìn)塔前的熱貧甘醇換熱，降低貧三甘醇進(jìn)塔溫度。換熱后的干氣經(jīng)旋風(fēng)分離器分離后，進(jìn)入外輸氣。吸收水分后的三甘醇富液從塔底流出，進(jìn)精餾柱換熱盤管，被精餾柱頂蒸汽加熱至約0℃后進(jìn)入閃蒸罐，閃蒸分離出溶解在富液中的烴氣體。再生塔塔頂盤管兩端連接有旁通調(diào)節(jié)閥，用以調(diào)節(jié)三甘醇富液進(jìn)盤管的流量，從而調(diào)節(jié)精餾柱頂?shù)幕亓髁?。閃蒸后三甘醇由閃蒸罐下部流出，經(jīng)過閃蒸罐液位控制閥，部分進(jìn)入三甘醇前過濾器、活性炭過濾器及后過濾器，過濾掉富液中的部分重?zé)N及三甘醇再生時的降解物質(zhì)等5μm以上的固體雜質(zhì)。過濾后的三甘醇富液與其他三甘醇富液匯合，進(jìn)入貧富液換熱器，與由再生重沸器149℃后進(jìn)入精餾柱，通過提餾段、精餾段，199℃98.7%。重沸器中的貧甘醇經(jīng)貧液氣提柱，溢流至重沸器下部三甘醇緩沖罐，在貧液氣提柱中可由引入氣提柱下部的熱干氣對貧液進(jìn)行氣提，經(jīng)提后的貧甘醇質(zhì)量百分比濃度9%。再生后的貧液在緩沖罐中臨時后，進(jìn)入貧富液換熱器與富甘醇換熱，溫度降至96℃5.3MPa50℃，進(jìn)三甘醇在循環(huán)過程中會消耗損失，設(shè)置三甘醇儲罐、三甘醇補液泵，補充循環(huán)系統(tǒng)內(nèi)消耗的三甘醇，保證良好的脫水效果。外輸計量單外輸計量單元設(shè)置兩臺互為備用的超聲波流量計，各列脫水裝置出口的天然氣匯合后進(jìn)入外輸計量單元，計量后進(jìn)入外輸聯(lián)絡(luò)線。公用工程單①②0.8Ma℃入工廠風(fēng)儲罐，作為工廠風(fēng)進(jìn)入工廠風(fēng)系統(tǒng)；一部分置空氣過濾器、無熱再生干燥器和空氣過濾器凈化后進(jìn)入儀表風(fēng)儲罐，緩沖穩(wěn)壓后進(jìn)入儀表風(fēng)供儀表用風(fēng)；氮氣系統(tǒng)自帶壓縮機(jī)，氮氣去氮氣儲罐供用戶使用。表1-2314×108m3產(chǎn)能規(guī)模天然氣處理廠熱媒爐供熱負(fù)前期用熱量中后期用熱量溫度MDEAMDEA00生產(chǎn)采00生產(chǎn)生合計6100kW單溫位加熱爐（3臺，21備）180℃160℃天然氣處理廠內(nèi)氣用戶主要有熱媒爐、三甘醇再生塔、火炬、生產(chǎn)生活用1-24。表1-2414×108m3產(chǎn)能規(guī)模天然氣處理廠各用氣點用氣用氣量用氣量除燃驅(qū)壓縮機(jī)外，各用氣點壓力較低，氣系統(tǒng)調(diào)壓至0.3MPa送至各用氣點，就為裝置生產(chǎn)或檢修時排放的含甲醇污水，設(shè)開閉排系統(tǒng)集輸與站遵循國家法律、、建設(shè)方針和建設(shè)程序地上、有機(jī)結(jié)合，地面建設(shè)滿足鉆井、采氣工藝需要，適應(yīng)氣田開發(fā)、建根據(jù)氣井、站場和生活的建設(shè)要求，結(jié)合當(dāng)?shù)氐缆番F(xiàn)狀和發(fā)展規(guī)劃，站場根據(jù)氣田開發(fā)井場部署情況，并參照《油氣集輸設(shè)計規(guī)范》（GB50350-2005），將5km左右部署集氣站，同時井場至集氣站采氣管線設(shè)置通球功能。191-25；各集氣站所覆蓋1-26。823階段建設(shè)JQZ9~JQZ19規(guī)模有所不同。1座處理廠（推薦方案），JQZ614×108m3/a，第25×108m3/a。2114×108m3/a；第二階1座處理廠（JQZ9合建），11×108m3/a。1-25各集氣站站場地理位集氣規(guī)三度地理位XY寶塔區(qū)鄉(xiāng)陳家河集氣規(guī)三度地理位XY1-2625×108m3產(chǎn)能規(guī)模新建集氣站接入井場12349776547743558855743743743954743642743642954.6.3.1集氣井區(qū)的開發(fā)分階段進(jìn)行，為滿足第1階段前期優(yōu)選區(qū)1×1ma產(chǎn)能，在市寶12×1ma產(chǎn)能建設(shè)時，考慮兩種方案，方案一是對天然氣處理廠進(jìn)行擴(kuò)建，方案二需在子長縣境內(nèi)新建一座處理廠。對應(yīng)不同的方案，集氣不同?；趯ν顿Y估算的分析對比，本開發(fā)方案推薦只建一座2×108ma產(chǎn)能的需求。對應(yīng)1座處理廠的集氣114×108m3/a8座（1座與處理廠合建），其中，30×104m3/d2座，60×104m3/d3座，100×104m3/d3座；420×104m3/d1座。210座，其中，30×104m3/d7座，60×104m3/d31111×108m3/a3100×104m3/d11425×108m3/a站場總體布局及集輸見圖1-7第1階段優(yōu)選區(qū)確定的站場布局及集輸見圖1-8。第2階段、第3階段站場的具置和路由在可行性研究和設(shè)計階段最終確定。圖1-7方案一：建1座處理廠的站場布局及集輸1-81階段站場布局及集氣對應(yīng)2座處理廠的集氣114×108m3/a8座（1座與處理廠合建），1211×108m3/a10座，新11311410本方案集氣站位置、規(guī)模及集輸與方案一相同。站場布局及集輸見1-9采氣管

圖1-9方案2：建兩座處理廠的站場布局及集輸井場接入集氣站的方式為就近接入，北區(qū)井場經(jīng)采氣管線接入新建集氣站，中區(qū)井11-261-2625×108m3產(chǎn)能規(guī)模新建集氣站接入井場數(shù)。采氣管線水力學(xué)1-1012種工況進(jìn)行核算，各井場采氣量1-271-28。圖1-10采氣管線水力學(xué)計算模表1-27采氣管徑與井場氣量對應(yīng)1-28采氣管線工程量1231Φ88.9×4.52Φ168.3×5.53Φ219.1×6.34Φ273×7.1集氣干114×108m3/a產(chǎn)能建設(shè)：開發(fā)氣井主要集中在氣田中部，天然氣處理廠南部建集輸干線將JQZ1、JQZ2、JQZ3、JQZ4串接后進(jìn)入處理廠；處理廠北部的JQZ7JQZ5JQZ82通過獨立的集輸干線接入處理廠。225×108m3/a產(chǎn)能建設(shè)：開發(fā)氣井主要集中在氣田西北區(qū)，建西北集氣干線廠，JQZ18單獨建集氣干線進(jìn)天然氣處理廠。325×108m3/aJQZ191JQZ1集氣干線。集氣干線1-11。1-123.5圖1-11集氣干線圖1-12集輸干線水力學(xué)計算模1-29水力計算結(jié)果起終流公稱直起點壓終點壓壓1-30集氣干線工程量1段231 2Ф323.9×7.13Φ355.6×10.04 5 外輸聯(lián)絡(luò)118.2kmDN500，管材為直縫埋弧焊L415，設(shè)計輸量20×108m3/a，設(shè)計壓力6.3MPa，處理廠外輸壓力5.1MPa。外輸聯(lián)絡(luò)線管徑核算的計算模型見圖1-13錯誤!未找到源。。根據(jù)下游用戶壓力要求，蟠龍清管站接收氣量為20×108m3/a，進(jìn)站壓力≤4.76MPa。蟠龍清管站進(jìn)氣壓力≤4.61MPa24×108m3/a。1-13外輸聯(lián)絡(luò)線水力學(xué)模4.76MPa220×108m3/a時，外輸聯(lián)絡(luò)線管徑輸氣要求，需考慮新建5×108m3/a外輸復(fù)線。下游用戶接收條件2階段有可能發(fā)生變化，接入壓力需進(jìn)一步進(jìn)行核實。有單井和叢式井井場兩種類型。天然氣從采氣樹接出，經(jīng)高低壓切斷閥、過濾器和流量計閥組，單井井場直接通過采氣管道進(jìn)入集氣站，叢式井井場內(nèi)各單井在計量后匯合，一條采氣管道進(jìn)入集氣站。在匯合后的采氣管道上設(shè)置清管發(fā)球閥。井場工藝流程1。每口井設(shè)RTU1套，負(fù)責(zé)井場數(shù)據(jù)，設(shè)帶切斷功能的自力式調(diào)節(jié)閥完成井口超壓切斷保護(hù)。RTU將井場所得到的生產(chǎn)數(shù)據(jù)遠(yuǎn)傳到集氣站和天然氣處理廠。井場能蓄電池供電，并設(shè)置蓄電池外部充電端口。井場設(shè)系統(tǒng)，通過1-3111-14井場工藝流程1-31井場主要工程量1PN63DN150材質(zhì)個112Q347F-63個113Z41H-63個54Z41H-63個25J41H-63個16J41H-63個27FJ41Y-63個18J13H-160III個29Y-100個1WSS-481個1PN63DN150個1個1YPN63DN8080個1臺1PN250個1套1井場能供套11套11集氣站工藝流天然氣從井場通過采氣管線進(jìn)入集氣站，常溫狀態(tài)下分離分出攜帶的液體，再經(jīng)壓縮機(jī)增壓后通過集氣管線外輸，同時站內(nèi)設(shè)置注醇和放空系統(tǒng)。集氣站工藝流程簡圖見1-15。集氣站規(guī)

1-15集氣站工藝流程本井區(qū)為滾動開發(fā)，開發(fā)過程中為保證井區(qū)穩(wěn)產(chǎn)，各集氣站根據(jù)所覆蓋的井場數(shù)選1×ma2階段井區(qū)達(dá)產(chǎn)氣量×10ma32×10ma穩(wěn)產(chǎn)。從集氣站設(shè)備統(tǒng)一性、互換性考慮，并根據(jù)納入井場數(shù)量及單井產(chǎn)量，確定新建集氣站的設(shè)計規(guī)模分別為3×104md，6×10m3d，1010m3/。各種設(shè)計規(guī)模集氣站主要工程30×104m3/d1-3660×104m3/d規(guī)模集氣站工程的工程1-37；100×104m3/d1-38。集氣站自控水站內(nèi)設(shè)可燃?xì)怏w裝置，信號上傳控制室。DN300的切斷閥采用自動控制閥。站內(nèi)氣壓力采用自力式調(diào)節(jié)閥控制表1-3220億方/年產(chǎn)能規(guī)模集氣站設(shè)計處理井場井場峰值氣設(shè)計規(guī)104m3/d備1+3711+341+31+3151812727272927262726292第表表1-3325億方/年產(chǎn)能規(guī)模集氣站設(shè)計處理井場井場峰值氣設(shè)計規(guī)104m3/d備1+3711+341+31+31518127272729272627262923表表1-PAGE3430億方/年產(chǎn)能規(guī)模集氣站設(shè)計處理井場井場峰值氣設(shè)計規(guī)104m3/d備1+3711+341+31+31518127272729272627262923井場井場峰值氣設(shè)計規(guī)104m3/d備1+3711+341+31+315181272727292726272629231-361-3630×104m3/d集氣站主要工程量11Ф160021Ф180031Ф280041Ф658051Ф600mm61Q=10m3/hP=5.5kW71Q=10m3/hP=5.5kW8壓縮機(jī)（燃驅(qū)2Q=15×104m3/d，P入P出91111DN1001DN1001N2002Q=25L/hP出1Ф1000噸防爆電動起重0.4kV2Q=1.54Nm3/minP出111SCB-315/10315kVA4GCS13UPS1111280PCS1ESD111-371-3760×104m3/d集氣站主要工程量11Φ220021Ф180031Φ240041Φ658051Ф600mm61Q=10m3/hP=5.5kW71Q=10m3/hP=5.5kW82Q=30×104m3/d，P入P出91111DN1001DN1001DN2002Q=25L/hP出1Ф1000噸防爆電動起重0.4kV2Q=1.54Nm3/minP出111SCB-315/10315kVA4GCS13UPS1111280PCS1ESD111-38100×104m3/d集氣站主要工程11Φ280021Ф180031Φ280041Φ1020051Ф800mm61Q=10m3/hP=5.5kW71Q=10m3/hP=5.5kW82Q=50×104m3/d，P=1.0~2.0MPa，P出91111DN1001DN1001DN3502Q=50L/hP出1Ф200010噸防爆電動起重1113410.4kV2Q=1.54Nm3/minP出111SCB-315/10315kVA4GCS13UPS1111280PCS1ESD11工藝流天然氣處理廠主要包括集氣分離單元、增壓單元、脫碳單元、脫水單元、計量外輸1。圖1-16天然氣處理廠工藝流程簡方案一：建1座處理為滿足第1階段前期優(yōu)選區(qū)14×108m3/a外輸氣量，在市寶塔區(qū)貫屯鄉(xiāng)建設(shè)天然1225×108m3/a產(chǎn)能建設(shè)時，需要對天然氣處理廠進(jìn)行擴(kuò)建。1階段貫屯處理原料氣集氣分離單元（JQZ6集氣站），JQZ6所轄井場1.0MPa1-39。表1-39原料氣計量分離單元主要設(shè)1Φ3600臺1集氣單元出口原料氣進(jìn)入原料氣壓縮機(jī)，由3.5MPa增壓至5.4MPa，經(jīng)空冷器后冷卻至50℃后進(jìn)入天然氣脫碳裝置。壓縮機(jī)組處理總氣量按420×104m3/d設(shè)計。主要設(shè)備見表表1-40處理廠增壓單元主要設(shè)1JQZ62Q=50×104m3/d，P=1.0MPa，P出燃驅(qū)，223Q=210×104m3/d，P=3.5MPa，P出燃驅(qū)，21MDEA210×104m3/d1-41表1-41天然氣脫碳裝置主要設(shè)備一數(shù)量質(zhì)14Φ80022324MDEA25MDEA262Φ16007MDEA2Φ26008MDEA2Φ20009MDEA1槽（埋地1Φ2400MDEA2Φ2400H28000MDEA2Φ2200H26000MDEA2MDEA2MDEA2MDEA4MDEA6MDEA2TEG210×104m3/d1-42表1-42天然氣脫水裝置主要設(shè)備一12Φ200022326三甘醇貧-27三甘醇再生塔（精餾柱2Φ8008三甘醇再生塔（氣提柱2Φ800922Φ10006Q=1.5m3/h2Φ5001Q=1m3/h1Φ18001Φ1200TEG12設(shè)置有空氮站、氣系統(tǒng)、導(dǎo)熱油供熱系統(tǒng)、放空火炬系統(tǒng)等，主要設(shè)備見1-431-47表1-43儀表風(fēng)系統(tǒng)主要設(shè)備11Φ240021Φ240031Φ240042Q=9m3/minP出11526制氮橇塊（自帶壓縮機(jī)11-44熱媒系統(tǒng)主要設(shè)13233（包括截止閥、過濾器、單向閥341516173表1-45氣系統(tǒng)主要工程11Φ1400表1-46開閉排系統(tǒng)主要設(shè)備一覽11Φ280022Q=10m3/h1131Φ280042Q=10m3/h111-47火炬系統(tǒng)主要設(shè)11DN60021Φ300031Φ240042Q=5m3/h2階段貫屯處理廠擴(kuò)420×104m3/d760×104m3/d340×104m3/d.新建3臺170×104m3/d原料氣壓縮機(jī)，2開1備，將原料氣由3.5MPa增壓至5.4MPa。1MDEA210×104m3/d2210×104m3/d630×104m3130×104m3未脫碳部分摻混。脫碳深度控制CO2含量≤2.8%CO2含量≤3.0％。18m3/d2315m3/d。甲醇污水在處理廠內(nèi)收集后泵送至毗鄰建設(shè)甲醇污水廠進(jìn)行處理。250m3/d污水處理裝置，穩(wěn)產(chǎn)期最大污水量約400m3/d，需對第一階段污水處理廠進(jìn)行擴(kuò)建，污水處理站處理后回注。表1-48貫屯處理廠擴(kuò)建儀表風(fēng)和氮氣的耗-1234二1原處理廠儀表風(fēng)耗量761m3/h，設(shè)2臺噴油螺桿式空氣壓縮機(jī)，一開一備?？s機(jī)排量為13.8m3/min，不能滿足擴(kuò)建部分儀表風(fēng)耗量，擴(kuò)建部分需設(shè)置2.5m3/min儀表1套。PSA95m3/h，制氮撬設(shè)計規(guī)模為120m3/h20m3/h，可依托原處理廠制氮撬塊。36MWMDEA脫碳、三甘26MW導(dǎo)熱油爐及熱媒油泵。7表1-49處理廠擴(kuò)建部分工程1Φ3000，L=12000臺12Q=170×104m3/dP入=3.5MPa，P出套33Φ2800臺1410噸防爆電動起重套15Q=2000kW臺16Q=1000kW臺17MDEA臺18MDEA臺19Φ1600臺1MDEAΦ2600臺1MDEAΦ2000臺1槽（埋地）Φ2400臺1MDEAΦ2200H28000臺1MDEAΦ2000H26000臺1MDEA臺1MDEA臺1MDEA臺1MDEA臺3MDEA臺2Φ2200H20000座1Φ1200×3600臺1套1三甘醇貧-臺1三甘醇再生塔（精餾柱）φ1400座1三甘醇再生塔（氣提柱）φ1400座1Q=250kW臺1臺1Q=2.5m3/h臺3Φ500臺1三甘醇補液泵（液下泵）Q=1m3/h臺1三甘醇儲罐（埋地）φ1800臺1臺1Q=2.5m3/minP出套1套2方案二：建2座處理114×108m3/a產(chǎn)能建設(shè)，開發(fā)氣井?dāng)?shù)量，井場數(shù)，集輸管225×108m3/a9座集氣站，111×108m3/a的天然氣處理廠，1條外輸聯(lián)絡(luò)線與貫屯處理廠相連。新建處理廠處理后的天然氣與貫屯處理廠天然氣混合后經(jīng)外輸管線輸至蟠龍清管站。集氣站位置、數(shù)量及集輸與方案一相同。325×108m3/a1階段貫屯處理2階段新建處理第2階段天然氣處理廠處理規(guī)模為11×108m3/a，處理工藝與貫屯天然氣處理廠相同，處理后達(dá)標(biāo)的天然氣經(jīng)聯(lián)絡(luò)線管道輸送至貫屯處理廠。站內(nèi)設(shè)SCADA系統(tǒng)一套，負(fù)責(zé)北SCADA系統(tǒng)相連。JQZ9100×104m3/d。250×104m3/d1.0MPa3.5MPa3170×104m3/d213.5MPaMDEAMDEA340×104m3/d，3）TEG1甲醇污水：最大6m3/d，在處理廠內(nèi)收集后罐車?yán)\至甲醇污水廠進(jìn)行處理。生產(chǎn)污水：最大約170m3/d，處理后回注。21-501-50儀表風(fēng)氮氣用-12345二1232臺螺桿式空氣壓縮機(jī)，一開一備。單臺壓縮機(jī)排量為13.8m3/minPSA120m3/h。35000KW導(dǎo)熱油爐及配套系統(tǒng)，21表1-51新建處理廠主要工程1Φ35000，L=12000臺12Q=170×104m3/dP入=3.5MPa，P出套33Φ800H4000臺24臺15臺16MDEA臺17MDEAQ=3000kW臺18Φ1400L=6000臺19MDEAΦ2000L=10000臺1MDEAΦ2000L=8000臺1MDEAV=400m3座1Φ2000×2000座1MDEAΦ2200H26000座1MDEAΦ1800×24000座1MDEA臺1MDEA臺1MDEA臺1MDEA臺2MDEA臺2MDEA溶液配制泵（液下泵）臺110噸防爆電動起重套1Φ2000H16000座1Φ1000×2700臺1套1三甘醇貧-臺1三甘醇再生塔（精餾柱）φ900座1三甘醇再生塔（氣提柱）φ900座1Q=245kW臺1臺1Q=2.5m3/h臺3Φ500臺1三甘醇補液泵