full fdp v4地面工程与采气管理

目第四卷地面工程与采气管 地面工 综 研究范 设计内 编制原 遵循的主要和主要研究结 自然条 地理位 自然条 基础数 井流物性 产能规 压力递减预 钻井规 产品和去 气田开发及地面集输工艺研 中石油靖边气 中石油榆林气 中石油苏里格气 大牛地气 延长石油延气2-延128先导试验 延长石油延气2-延128井 天然气集输和处理工 工艺技术方案比 天然气集输工 天然气处理工 集输与站 布局原 站场布局方 集输布局方 井 集气 天然气处理 甲醇污水处理 生产概 人员规 人员情 建筑规模测 配套专 总 自 通 供 消防给排 结 防 暖 水土保 节 维抢 环境保 安全防 职业卫生防 投资估 编制依 编制说 方案一与方案二投资对 不同产能规模方案的投资估 采气管 组织架 部门职 前期准 人员准备和培 管理、操作程序文件准 物资准 责任的转 地面设施预验收交 投 150150生产运行管 生产计 运行管 生产动态监 设备设施气田数字 第四卷地面工程与采气地面工综根据前述地质研究和气藏规划，共设计了四套产能方案，分别为20×108m3/a、25×108m3/a、30×108m3/a和35×108m3/a，依据气藏工程研究结果与经济评价结论，25×108m3/a160座井场、7844~925×108m3/a3114×108m3/a产能建设；第2阶段为25×108m3/a产能建设（新增11×108m3/a）；第3阶段为25×108m3/a稳产主要研究范围为：采气及集输系统；天然气处理厂（CPF）；生产生活及维抢修；确定气田集气工艺及集气管线管径和；确定集气站和天然气处理厂的处理规模及站址选择；在满足下游天然气用户的前提下，通过方案比选，确定天然气站场的布站方式，同时选择合理的工艺流程及各种装置、设备和建（构）筑物的形式，确定其数量和尺寸；为满足气田开发需要，对配套专业进行相关设计。确定气田开发地面部分的投资估算，配合部分完成整个气田开发的经济评价严格执行国家、地方、行业有关法律、、及规定，确保工程本质安以资源为基础，以市场需求为导向，处理好供给与利用之间的关系，适应供给和利用增长的需求；站场布局及线路合理，满足主供目标市场需求。处理好工程与沿线生态环敏感区、城市规划、铁路、公路、河流、高压输电线路、周边相邻企业或建构筑做好能源的合理利用，尽量节约基建投资，减少投资风险，提高经济效益；并做到节约土地、、安全环保，重视公共安全和人员健康；根据资源开发规划和滚动开发要求及沿线各地市天然气整体发展战略，工程建设要符合远近结合、统筹规划、合理布局、整体优化的原则；优选工艺方案，达到先进适用、经济合理、适用性强，提高采、集管道系统整体技术水平；料，吸收国内外新的科技创新成果，优先采用国产设备和材料，提高水平，采用成熟先进的技术、设备和自动控制，先进的运行管理体制，在满足生产坚持安全生产、环境保护和职业卫生工程与主体工程实现同时设计、同时施工、同时投产，实现“三同时”；地面工程要满足地质开发和下游工程的需要，协调一致，体现气田开发及下游工国家法律、《中民安全生产法》（2014） 令第13号《中民节约能源法》（2016） 令第77《中民环境保》 令第22《中民水土保持法》 令第39《中民石油天然气管道保》 令第30《建设工程条例》 令第279《建设项目环境保护管理条例》 令第253639593《中民大气污染防治法31《中民水污染防治法实施细则284《中民环境噪声污染防治法77《中民固体废物环境污染防治法》（2015令第31号《中民森林法》17

《中民森林法实施条例 令第666线路及工艺部《输气管道工程设计规范 《油气集输设计规范 《石油天然气工程设计防火规范 《油气输送管道穿越工程设计规范 《油气输送管道工程设计规范 《油气输送管道线路工程抗震技术规范 《油气输送管道隧道设计规范 《天然气 《天然气处理厂设计规范 总图及道路部《石油天然气工程总图设计规范 《石油天然气工程设计防火规范 《厂矿道路设计规范 《室外排水设计规范 《总图制图标准 GB/T50103-《公路水泥混凝土路面设计规范 JTGD40-设备及材料部《石油天然气工业管线输送系统用 2011《输送流体用无缝 《油气输送用钢制感应加热弯管 《高压化肥设备用无缝 防腐部《钢质管道外腐蚀控制规范 《埋地钢质管道阴极保护技术规范 《埋地钢质管道聚乙烯防腐层 《埋地钢质管道阴极保护参数测试方法 自控及仪表部《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范 GB/T50892-《油气田及管道仪表控制系统设计规范 《油气田及管道计算机控制系统设计规范 《建筑物电子信息系统防雷技术规范 《火灾自动系统设计规范 《天然气计量系统技术要求 《用气体超声流量计测量天然气流量 《石油化工可燃气体和气体检测设计规范 《工业生产过程中安全仪表系统的应用 《石油化工安全仪表系统设计规范 《性气体环境用电气设备第1部分：通用要求 《性气体环境用电气设备第2部分：隔爆型“d” 《外壳防护等级（IP代码） 电气部《供配电系统设计规范 GB50052-2009《低压配电设计规范 GB50054-2011《石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2《建筑物防雷设计规范 GB50057-2010 环境电力装置设计规范 GB50058-2014《交流电气装置的接地设计规范 GB50065-2011《建筑物电子信息系统防雷技术规范 GB50343-2012《20kV及以下变电所设计规范 GB50053-2013《66kV及以下电力线路设计规范 GB50061-《电力工程电缆设计规范 GB50217-2007《通用用电设备配电设计规范 GB50055-2011《输气管道工程设计规范 GB50251-2003《石油工业用天然气内燃机发电机组 GB/T22343-2008《建筑照明设计标准 GB50034-2004《石油天然气工程设计防火规范 《民用建筑电气设计规范 JGJ16-2008《3～110kV高压配电装置设计规范 GB50060-2008《并联电容器装置设计规范 GB50227-2008《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T620-1997《35kV~110kV变电站设计规范 GB50059-2011通信部1)《输油（气）SY/4108-2)《通信线路工程设计规范》YD5102-20103)《以太网交换机技术要求》YD/T1099-20134)《综合布线系统工程设计规范》GB50311-20075)《安防系统工程设计规范GB50395-20076)《会议电视系统工程设计规范》YD/T5032-20057)《固定软交换工程设计暂行规定》YD/T5153-20078)《通信工程建设环境保护技术暂行规定》YD5039-20099)《民用闭路监视电视系统工程技术规范》GB50198-10《会议电视会场系统工程设计规范》GB50635-201011《电子信息系统机房设计规范》GB50174-2008给排水及消防部1)《室外给水设计规范》GB50013-20062)《生活饮用水卫生标准》GB5749-20063)《水质量标准》GB/T14848-934)《室外排水设计规范》GB50014-20065)《建筑给水排水设计规范》年版GB50015-《城镇污水处理厂污染物排放标准 GB/T18918-2002《建筑设计防火规范 GB50016-2014《灭火系统设计规范 GB50151-2010《建筑灭火器配置设计规范 GB50140-2005《石油天然气工程设计防火规范 《油气厂、站、库给水排水设计规范 SY/T0089-2006《油田采出水处理设计规范 GB50428-2007《气田水回注方 SY/T6596-2004建筑结构部1)《民用建筑设计通则》GB50352-20052)《办公建筑设计规范》JGJ67-20063)《宿舍建筑设计规范》JGJ36-20054)《饮食建筑设计规范》JGJ64-895)《严寒和寒冷地区居住建筑节能设计标准》JGJ26-20106)《陕西省居住建筑节能设计标准》DBJ61-65-20117)SH/T3132-8)《湿限性黄土地区建筑规范》GB50025-20049)10《建筑设计防火规范》GB50016-201411)《建筑地础设计规范GB50007-201112《建筑结构荷载规范》GB50009-201213《建筑抗震设计规范》GB50011-201014)《石油化工建（构）筑物抗震设防分类标准》GB50453-200815《建筑工程抗震设防分类标准》GB50223-200816《混凝土结构设计规范》GB50010-201017《公共建筑节能设计标准》GB50189-200518《建筑地基处理技术规范》JGJ79-201219)《钢制储罐地础设计规范 GB50473-200820《砌体结构设计规范》GB50003-201121《钢结构设计规范》GB50017-200322《工业建筑防腐蚀设计规范》GB50046-200823《门式刚架轻型房屋钢结构技术规范》CECS102:200224《动力机器基础设计规范》GB50040-9625《石油化工压缩机基础设计规范》SH3091-201226《建筑桩基技术规范》JGJ94-2008热工及暖通部《锅炉房设计规范 GB50041-2008《城镇供热设计规范 CJJ34-2010《石油化工采暖通风与空气调节设计规范 SH/T3004-《工业金属管道设计规范》（2008版 GB50316-《建筑设计防火规范 GB50016-2014《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范 GB50736-污水回注《油田注水工程设计规范 GB50391-2014《石油天然气工程设计防火规范 GB50183-2015《工业金属管道设计规范》（2008） GB50316-2000非标设备部《固定式压力容器安全技术监察规程 TSGR0004-《压力容器 GB150.1~150.4-2011《管壳式换热器 GB151-2014《锅炉和压力容器用钢板 GB713-2008《固定式钢梯及平台安全要求 GB4053.1~4053.3-2009《高压化肥设备用无缝 GB6479-2013《石油裂化用无缝 GB9948-2013《承压设备用不锈钢钢板及钢带 GB24511-2009《立式圆筒形钢制焊接储罐施工及验收规范 GB50128-《立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范 GB50341-2014《钢制管法兰、垫片、紧固件 HG/T20592~20635-《压力容器涂敷与包装 JB/T4711-2003《承压设备无损检测 JB/T4730.1~4730.6-2005《压力容器用焊接复合板 NB/T47002.1~47002.4-2009《钢制焊接常压容器 NB/T47003.1-2009《承压设备用碳素钢和合金钢锻件 NB/T47008-2010《承压设备用不锈钢和耐热钢锻件 NB/T47010-2010《承压设备焊接工艺评定 《压力容器焊接规程 环境及安全部《环境空气质量标准 GB3095-201《地表水环境质量标准 GB3838-2002《煤炭工业污染物排放标准 GB20426-2006《工业企业厂界环境噪声标准 GB12348-2008《工业企业设计卫生标准 GBZ1-2010《化学品重大辨识 GB18218-2009《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规 SY5225-《陆上石油天然气安全生产环境保护推荐作法 SY/T6628-《石油天然气安全规程 AQ2012-20071.1.4.3相关规《输气管道工程项目可行性编制规定》，天然气公《气田地面工程项目可行性编制规定》，天然气公《关于处理石油管道和天然气管道与公路相互关系的若干规定》，(试行452《原油、天然气长输管道与铁路相互关系的若干规定》，(87)油建505号铁基(1987)780号。总体布本工程总产能25×108m3/a天然气，规划160座井场、784口井（其中水平井240口，544口），3个阶段：114×108m3/a483068座（其中1座与天然气处理厂合建）、天然气处理厂1座，以及相关气管线和外输2阶段为25×108m3/a产能建设，新增产能11×108m3/a，井场43个，气井143口，新建集气站10座，扩建天然气处理厂1座，新建甲醇污水处理厂1座，生产1座，以及相关气管线。325×108m3/a6933511阶段集气站4座，以及相关气管线技术路本工程采用井下节流、低压集气、单井连续计量、集气站和天然气处理厂两级增压、处理厂集中脱碳脱水、集中进行污水处理的技术路线。压力1.0MPa（投产初期夏季3.7~4.9MPa），在集气站内常温脱水后增压至（投产初期夏季不增压），经集气干线输至天然气处理厂。天然气进处理厂压力3.5MPa，先经压缩机增压至5.4MPa，然后进行MDEA脱碳、TEG脱水，满足《天然气》标准中二集气站内设甲醇加注装置，冬季向压缩机出口的集气干线内注醇，防止水合物的生成。除与处理厂合建的集气站外，其他集气站均向集气干线注醇，各阶段所有集气站注11.m22.m32.m/。建议压缩机组从国外引进，或者采用国内生产的国外品牌，以提高设备运行的可靠性和功效。建议关键的控制阀门引进，适应全线自动控制的需要，提高系统的安全性和可靠性。外输计量采用超声波流量计，确保计量精度及可靠性。配套工自动控采气井场设置终端单元（RTU），通过光缆接入SCADA及集气站控制系统。集气站为无人值守，设置站控系统（SCS）PLC控制系统；在天然气处理厂内设置调控中心，通过SCADA系统，将各井场、集气站、天然气处理厂的工艺数据上传到调控中心，实现对井区集输工程运行数据的集中和。在调控中心还可实现对各集气站的操作及集气站和井场的紧急关断，从而保证气田集通本方案整体考虑通信网络基础设施建设，建成“公司总部—气田调控中心—天然气处理厂—各集气站场—各井场”的完整信息网络，形成统一调度、指挥、管理，满足数字化气田要求。天然气处理厂调控中心通过外输联络线伴行光缆与延长管道公司的调度系统相连，再通过延长内部转网与油气勘探公司及延长总部实现通讯。充分考虑集气站、井场实现及功能，满足数字化气田建设的基本硬件要求。利用CPIP网络作为信号传输方式，形成各个区域的分级控制和指挥中心的集中管理，实现气田的全天候。电采气井场采用能电池板作为供电电源，为自控、通信负荷提供提供24V直流电源。110kV作为主电源，1台天然气发电机组作为二级负荷的备用电源。对于依托外部电源的偏远集气站场，配套2台天然气发电机组作为主电源。贯屯天然气处理厂第1阶段用电负荷3398.5kW，电源引自附近110kV贯屯变电站，采用2回10kV专线供电。第2阶段扩建设备新增用电负荷732kW防C23.2%，C20.0~0.21范围，属于中度腐蚀，采气管线的内防腐主要采取增大腐蚀余量的方法。集气干线在增大腐蚀余量的基础上配合加注缓蚀剂，以提高集气干线使用年限。气及外输管线的外防腐采用防腐层+阴极保护进行防腐。外防腐层采用三层PE防投41.49114×108m3/a17.02225×108m3/a产能建设（11×108m3/a）19.903阶25×108m3/a4.97亿元。自然条本井区行政区域上主要包括子长县西北部和市宝塔区北部，井区面积241km，行政区域涉及市宝塔区、子长县、安塞县、延川县，榆林市的横山县和靖边县，详，其中红框内为第一阶段优选区工程，其它为后期开发区域。 地形地

图1-1气田地理位置及周边条本井区为典型的黄土高原区，呈现山高、坡陡、塬、梁、峁、沟等最具高原特征的地形地貌，海拔900～1600m，黄土覆盖几米至300m，周边地形起伏较大。井区植被覆盖面广，塬梁峁顶部植物以灌木为主，底部生长少量中型树木。管道敷设途径山地、沟壑、水文地（清涧河上游）、（秀延河支流）、蟠龙川（延河支流）、牡丹川（蟠龙川流）、丰富川（延河支流），分别属清涧河和延河水系。河道主要为山谷之间常年形成的冲水沟，其形态蛇曲蜿蜒，河道大多处很狭窄，水面宽约1.0～5.0m，河道中间水深约0.3～1.0m，河水补给主要靠降雨及泉水，雨季水量大，冲刷能力很强。河床表层岩性为淤积土、冲积砂质卵石层和砂岩，河床内多处露出基岩。区内的水库为建设区，位于蟠龙川上游，水库承担下游蟠龙、青化砭、姚0万人的供水。受降雨量偏低影响，水库常年水位偏低。该区水大部分属于鄂尔多斯高原水文地质区。地表水水位在地表下1～3m，水埋深17～19m。由于降水量较小，水补充不足，加上人为开采影响，使得本地区的浅层水水量较小。气该区属半干旱大陆性季风气候，四季分明、日照充足、昼夜温差大。具有春季多风，有寒流出现；夏季温热、干旱雨涝相间，多雷阵雨；秋季凉爽多雨，气温下降快，霜期早；冬季寒冷干燥，持续时间长的特点。6～9月平均降水量占全年降水量的70%左右，且多以雷阵雨形式降落。降水量日最大19.9mm（1年），62mm（179年）。大暴雨（）0.7d，大雨（d）～d19.9mm/d，常暴发大洪水，成为诱发地质的重要自然因素。年平均日照时数为2300～2700h，年平均日照总幅射量为16.9～132.2kcal/cm2年平均气温7.7～10.6℃之间，年平均无霜期170天，7月为最热月，平均气温23℃；1月为最，平均气温-7.0℃，最高气温为37.6℃，最低气温为1.40m左右。30基本烈该地区地处华北陆块鄂尔多斯地块中东部，根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）规定，拟建工程场地抗震设防烈度为6度，设计基本加速度值为0.05g，设基础数天然本井区盒8-本溪组天然气来自于山西组-本溪组煤系烃源岩，主力产气层从低到高排列：盒8、山1、山2、本溪。盒8、山1、山2及本溪组气藏天然气主要组分的含量相似，以甲烷为主，以前期勘探井试气结果，二氧化碳含量平均值为3.732%，不含凝析油，井1-10.5596～0.63150.5960。盒8-H2S，整体上属无硫气藏。1-1井区天然气组分+含量注：依据试气结果，CO2最高值5％地层区块地层水以CaCl2水型为主，各产气层矿化度指标见表1-21-2地层水矿化度指本井区地层水质参考的延气2井区，见表1-3表1-3试采地层水的水质检验指检测结果检测结果溴2碘3钾硼4钠锶5钙钡6镁789检测结果检测结果铁氯化钙Ⅲ水合物形成温1-4水合物形成条件压力温度压力温度井口天然气含水

1-2水合物形成温压505压力系列依据气藏工程研究结果，本井区产层出水位置与构造没有相关性，不存在大规模边底水，可以判断产出水主要为地层中的凝析水或局部滞留水。2-1282-128井区情况，产0.073~0.111m3/104m31-50.6m3/104m3。1-52-128井区生产产水情况表（20149月底区井（口累积产气累积产水水气2-128处于投产初期，产水量较少，结合未来产水量有逐渐升高的趋0.5m3/104m3设计。管道埋深点地表1-6管道埋深点地温时1月～34月～611月～127月～10地温113-13325×108m3/a3（11×108m3/a）325×108m3/a稳产期，主要1-3。4.64.66.711.318.54.01-3气田开发产能规1-71.53.5MPa左右，并在整1-7单井压力趋势预测井底流压11.5160114×108m3/a产能建设，2014年-2020244225×108m3/a产能（2012-2026387口（143口）；325×108m3/a2027-2035784口（397口）20亿方、25亿方、3035亿方四套方案，每套方案的建1-8。表1-8四套方案中的建井年20亿方/年方25亿方/年方30亿方/年方35亿方/年方井井井井68866559595995988990363636353200总水平井240口；定向井544口天然5.1MPa，产品气应符合《天然气》GB17820-2012二1-9。1-9商品天然气质量指12总硫（以硫计34二氧化碳5水在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气的水本井区所产净化天然气全部进入延长气田临镇至子长集气干线，主要用户为延长集0亿方/4亿方年。富余气量从姚店末站接入靖西三线。该干线管道总体见图1-4。本井区天然气经外输联络线从该干线的蟠龙清管站接114×108m3/a25×108m3/a。图1-4外输联络线依据表1-6，冬季外输交接管道埋深点最低温度为3℃，外输气水控制在-5℃以下；夏季埋深点最低温度为5℃，外输气水控制在0℃以下。含甲醇污1%于0.1，并满足《气田水回注方法》（YT6962004），回注。新建甲醇污水处理厂投产前，含甲醇污水在天然气处理厂装车，拉运到其它甲醇污水处理厂处理。据调研，延长的延气2井区已建甲醇污水处理厂一座，在本井区西南约60km。该甲醇污水处理厂与延气2井区的LNG1-5。该厂设计处理规模150m3/d，130m3/d左右，不具备长期接纳本井区甲醇污水的能力。生产污

1-52甲醇污水处下。回注水指标执行《气田水回注方法》（SY/T6596-2004），控制指标如下：含油≤30mg/L。气田开发及地面集输工艺研本工程对气田地面集输工艺进行了研究，包括中石油的靖边气田、榆林气田、苏里格气田，华北局大牛地气田，延长延长气田的延气、延8井区等，均属于鄂尔多斯盆地，由于各气田地质特征、气源条件、开发时期、建设环境的不同，天然气气及处理工艺也不尽相同，分别形成了适合自身特点的建设模式。该气田形成了以“高压集气、集中注醇、多井加热、间歇计量、小站脱水、集中净化”为技术的具有领先水平的“三多（多井集气、多井注醇、多井加热）；三简（简化井口、简化布站、简化计量）；两小（小型橇装脱水、小型发电）；四集中（集中净化、集中甲醇回收、集中、集中污水处理）”为特点的长庆靖边气田地面建设模式。主要工艺流程：井口高压气流（2MPa，井口注醇）不经过加热和节流而通过采气管道直接输送到集气站，在集气站内进行节流降压（6.4Ma）、气液分离和计量，再经过脱水（三甘醇脱水）后进入集气干线，通过集气干线输到处理厂。一座集气站一般管理气井～8田的特色，水是酸性气体腐蚀的根源之一，采用集气站脱水，干气输送，减缓硫化氢、二氧化碳腐蚀，有效保护集气支干线，大大提高了其使用。水后的天然气水可以降到-10～-13℃，其主要特点是工艺流程和配套系统比较简单，建设速度快、自动化控制程度高、不需要外界动力、投资低、运行和管理比较方便，H2S、CO27（2%～8%）外，还含有少量C+重组分，平均1.0×104m3天然气每天可产0.02m3左右的凝7针对榆林气田的实际情况，借鉴了靖边气田的高压集气工艺，采用了高压集气、低温分离工艺，实现对烃、水同时控制，形成了节流制冷、低温分离、高效聚结、多井轮换间歇计量、精细控制的工艺模式。井口压力2MP，外输压力4.0Ma1μm1μm效聚结分离。在低温分离工艺中，合理确定低温冷凝温度，避免选用低温钢材，有效控制甲醇注入量，以降低工程投资和运行成本。苏气田属致密气田，稳产期时间短，井口压力递度快，天然气中HS含量小2mg/m3，C2%1.0×1m30.13的凝析油，不需要脱硫脱碳，需脱水、脱油。该气田采用井下节流的低压集气、井口不注醇、集气站常温脱水、集气站和处理厂两级增压、处理厂集中制冷脱水脱烃的工艺模式。采用井下节流器，冬季井口压力控制在1.0~1.5MPa，并充分利用地温加热节流后天然气，保证在不注醇的情况下井筒和采气管线不产生水合物。夏秋两季地温高的情况下，合理利用地层压力能（特别是在气井投产初期），井口压力控制在约4MPa，采取中压生一座井场中几口气井的采气树出口天然气，汇到一根汇管，汇管上设紧急切断阀，然后经流量计计量后，埋地敷设输往集气站。通过站控系统，可对井场紧急截断阀下达开关井操作指令，实现气井自动化管理。1.0Ma3.5Ma3.5Ma~4.0Ma天然气处理厂。2.5~3.5Ma5.MPa，通过丙烷制冷或氨制冷脱水脱烃，计量后外输。工艺如下：集气干线来气进入处理厂预分离器，正常情况下对原料气进行气液分离，清管时对进入的液体进行捕集；然后再增压至5.6MPa，经空冷器冷却（在进入预冷换热器时注入甲醇）。预冷换热器利用外输的冷干气对原料气进行预冷，℃，冬季温度降低至7.5℃；然后进入丙烷蒸发器进一步降温，夏季温度降低至5℃，冬季温度降低至5℃；降温后的流体进入低温分离器脱油脱水，最后进入聚结分离器进行精细分离，确保外输气的水、烃符合要求。由低温分离器分出的5.2Ma下外输。 1.0×104m3/d），其天然气为贫气，CH490%以上，C+1%CO 该气田根据自身特点，在滚动开发过程中不断总结优化，形成了以“高压集气、集中节流降压（5.7MPa）、气液分离和计量，再经过低温脱水后进入集气干线输往外输首站。24~32口。大牛地气田是国内低产气田中集输系统效能较高的开发单位，优化的集输工艺配合严谨的生产管理，使总体压降速率控制在0.0055Ma/，大幅度提升了开发效益。延长气田天然气开发先导试验工程延气2井区及延128井区分别位于陕西省市延集气站内采用低产气田应用最多、技术成高压集气工艺。该流程为井口不加热、为防止集气过程中水合物冻堵，该工艺需在集气站内建注醇泵房，集中向单井注入抑制剂。延气2-延128井区采用井下节流、中压集气、集气站常温脱水、处理厂集中脱水脱碳气田开发初期，天然气气井井下设节流阀，将井口压力控制在6.3~68Ma，利用地层温度进行复热，保证采气过程中井筒不会产生水合物。冬季从设在集气站的注醇管道向采气管线注醇防止水合物，井场到集气站的采气采用“枝上枝”形式，井场天然气进集气站后经生产分离器将游离水分离后汇入集气干线。集气站内还设置集气干线注醇口，MDEA脱碳、TEG脱水，5将井口压力控制在1.5a，同时集气站内将扩建压缩机，经压缩机增压后保证外输天然气压力要求，单井管线将不再注醇，集气干线通过站内注醇，保证干线输气过程中不产生水合物。天然气经集气干线汇集后输至处理厂处理，天然气达标后外输。天然气集输和处理工本工程对天然气集输及处理的相关技术方案进行了比选，主要包括：防止水合物冻堵工艺、单井计量方式、集气方案、压缩机选型、脱碳、脱水工艺等。其中，天然气处理工艺的压缩机选型、脱碳、脱水工艺以第一阶段4010m3d规模为例进行比选。防止水合物冻堵工当天然气处于饱和或过饱和含水状态时将有游离水析出，同时在一定的温度、压力条件下，当气体压力波动或流向、流态发生突变时，天然气与水会形成一种白色结晶状固体，其外观类似松散的冰或致密的雪，此即为水合物。研究表明，水合物也有可能在未饱和的天然气中形成，但其条件是温度极低，且诱导期很长，而在天然气采输过程的工况条件下，形成稳定水合物的前提则是必须有液相水存在。加在压力和水含量不变的情况下，加热后的天然气中的水含量将处于不饱和状态，亦即天然气温度高于其温度，不会产生游离水，因而可以防止水合物的形成。加热设备主要采用水套加热炉。水套炉加热防止水合物适用于高压集气和井口或集气站节流工艺，如大牛地、靖边和榆林气田。加注抑制加注水合物抑制剂是防止水合物形成的重要措施和有效方法，目前使用最广泛的热力学抑制剂是甲醇和乙二醇。甲醇、乙二醇作为水合物拟制剂的优缺点对比见表1。表1-10甲醇与乙二醇作为水合物拟制剂优缺点根据延长气田特点，由于各气井均存在井口温度低、产出水量波动较大的情况，致使单井产液量不宜准确估算，可能造成抑制剂浓度加入量小，达不到防冻浓度，发生气井冻堵，需要进行解堵。甲醇价格低、注入量小，而且其再生过程结垢情况也比乙二醇小。综合考虑，同时借鉴其它气田开发经验，推荐采用甲醇做为抑制剂。脱天然气脱水是防止集输过程中形成水合物的最根本和最有效的措施。管输天然气脱水的目的是使气体在最高输送压力和管道周围环境最低温度下，不会达到天然气的水，不会有游离水析出，以防止气体水合物的形成。一般情况下，管输天然气的露℃。井下节流工井下节流工艺预防水合物的原理是利用井下天然气自身较高的温度，以及井下较高的地温，对节流后低温天然气的加热作用，以保持天然气节流前后的温度始终在水合物形成温度以上。采用井下节流工艺，不但降低了地面的设计压力，而且改善了水合物形成条件。同时可充分利用地温加热，提升井口天然气温度，可减少加热炉热负荷或水合物抑制剂的注入量，甚至可取消加热炉或注醇系统。本井区采用井下节流防止井筒和采气管道形成水合物；集气干线采用注甲醇防止形成水合物；单井投产时，提前在井筒注入一定量的甲醇，以防止在井下节流达到稳定状态前井筒形成水合物。单井计量方为了及时掌握气井的生产动态，要对每口气井的产气量、产液量进行计量。气井计量有两种方式，即单井连续计量和多井轮换计量。单井连续计量也有两种方式，传统工艺是在单井站设有两相或三相分离器，将油、气、水完全分离，采用孔板流量计对气体进行计量。该工艺流程繁杂，分离、计量设备多，投资高，常用于气田开发初期的试采井、距集气站较远井的计量。另一种是针对气井含水较低、气量较小的情况，对气、液不分离，采用流量计直接连续计量。多井轮换计量工艺是集气站设置总计量装置，每口井独立管道进站，各井来气轮换进入单井分离计量装置，完成各单井的间隙计量。该工艺较上述计量方式具有站场工艺流程简单、分离计量设备少，工程投资省等优点，但该种计量方式为间断计量，单井资料录取准确度低。根据其它气田开发建设工程经验，轮换计量采用8～10dh。由于本井区天然气含水量较少，参考苏气田及延长气田其它井区的计量方式，对单井采用智能旋进旋涡流量计或差压式流量计进行连续计量的方式。每个井口都预留有移动计量橇接口，用移动计量撬可对单井进行气、液分离计量。集气方本井区为致密岩性气藏，单砂体面积小，储层之间连通性极差，地质情况复杂，非均质性强，有效储层难以预测，具有“低孔、低渗、低产、低丰度、压力衰减快”的特点。-717.0Ma以下，1.5年后3.5MPa左右。鉴于气井生产压降快的特点，本井区地面工程方案直接排除高压集气方案，仅对低压集气和中压集气两种方案进行比选。低压集气方1.1~2MPa（4.0~5.0MPa），集气站压1MPa（3.7~4.9MPa），保证采气管线内全年不会产生水合物，井场不需要注醇。集气站压缩机将天然气增压至3.7~4.9MPa（投产初期夏季不增压），经集气5.4MPa进入脱碳脱水装置进行脱碳脱水5.1MPa。集气站内设甲醇加注装置，冬季向集气站压缩机出口的集气干线内注醇，防止水合物的生成。中压集气方气井开1年16.25~7.5MPa，集气站压力为6.2~6.8MPa，管输至天然气处理厂进行集中脱碳脱水，达到《天然气》标此工况下，全年地温高于15℃的月份，有接近3个月不会在输送过程中产生水合物，其余月份将通过集气站至井场注醇管线向采气管道注甲醇保证输气安全稳定运行。集气站及处理厂压缩机全年不需要开启。气井开1年气田开发1年后，井底流压降至4MPa左右，井下不节流，集气站压力为3.0~3.5MPa5.4MPa后进行脱此工况，全年中地温高于7.5℃的工况均不会在输送过程中产生水合物，其余月份将表1-11中低压集输方案比选能耗高，设备费用高。受气田压力降的影响大，1年后需设压缩1年的时间，以及从操作灵活性、运行费用及总投资考虑，天然气处理厂压缩机方压缩机型式选天然气压缩机一般分为往复式、离心式和螺杆式三种类型。螺杆式压缩机受密封型式限制，出口压力最高只能达到4.0Ma，不能满足本工程需要。因此，本工程只对往复1。表1-12往复式与离心式压缩机优缺点对机小得多，且小。适合大流量、1-13对两种型式的压缩机进行了方案对比。表1-13往复式压缩机与离心式压缩机对往复式压缩离心式压缩电燃（往复机电燃（透平机进气压力出口压力进气温度排气温度1111单机排量111111单机驱动功率驱动电机电压预计机组重量含税价（RMB万元总报价（RMB万元以上方案中，往复式压缩机为进口机头、进口电机、国内成橇；离心式压缩机为国产压缩机，配国产电机。燃气透平为国外引进。1下，其停运将导致井区全面停产，设置备机是必要的。但在设置备机的情况下，离心式压缩机投资较高，特别是使用燃气透平驱动的情况下。受上游井场、气和集气站生产波动的影响，进入天然气处理厂的原料气量波动较大，设置多台往复式压缩机，从适应性和操作灵活性方面具有明显的优势。压缩机组驱动方式选压缩机的驱动分为电机驱动、活塞式燃气发动机和燃气涡轮机（透平）驱动。活塞式压缩机转速较低，一般采用电机或活塞式燃气发动机驱动；离心式压缩机转速较高，一般用燃气透平机或电机-驱动。本工程采用的活塞式往复压缩机排量较小、转速较低，14对比了燃气活塞式发动机与电动机两种驱动方式的优缺点。表1-14燃驱与电驱优缺点对1-15对处理厂的集气部分及脱碳前往复式压缩机的两种驱动形式的投资、能耗及表1-15处理厂压缩机燃气驱和电驱方案投资对参 进气压力出口压力进气温度排气温度2121单机排量单机驱动功率驱动电机电压——其它用电负荷单机燃气消耗——含税价（RMB万元参 总报价（RMB万元设备投资合计（RMB万元从表1-15看出，燃驱方案投资较高表1-16处理厂压缩机能耗燃驱与电驱对1~1.52~1415~2012000综合能耗：754412综合能耗：231501-16表1-17处理厂压缩机燃驱与电驱方案费用现值对比序号电驱1（万元-2（万元3（万元/年年年3~14年年年年年—（万元/年—————（万元/年—（万元/年—4（万元注：电量电价按0.57元/度，基本电价按24元/（kVA·月），气价按1.2元/m3计算。费用现值按基准收益率12%，运行期20年折算。1-171.2元/m312008燃气压缩机所用气为自产自用，独立性、灵活性较好；而电驱压缩机的运行不具备提供235kV供电条件，只能提供135kV110kV210kV供电。供电210kV供电方案。此供电方案经处理厂的设计单位确认，不能满足综合以上因素，推荐处理厂的集气部分压缩机及脱碳前原料气压缩机组采用燃气驱动方式。压缩机台数确420×104m3/d对往复式压缩机来说排量较大，压缩机组台数的确定，需从操作适应性要求、机组投资等方面综合考虑。表1-18电驱往复式压缩机台数方案2131单机排量2311单台机组报价含税价（万元总报价（万元脱碳前压缩机选用2用1备方案，投资与3用1备方案投资较低，且占地面较小，操作、、管理方便。因此，脱碳前压缩机选用2用1备天然气处理厂脱碳工艺方天然气脱碳工艺技术选天然气脱碳工艺选择考虑的因素有：CO2浓度、下游处理工艺、温度、压力以及是否作为产品。目前，可以用来脱除CO2的技术有①胺溶剂法：三乙醇胺（TEA）TEA已被其他链烷醇胺如一乙醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)、二异丙醇胺法(DIPA)和甲基二乙醇胺（MDEACHSMEA与C2反应速度快、价廉易得，但具有较强的腐蚀性，而MDEA与C2吸收，也有化学吸收，具有较高的处理能力、较低的反应热，降低了再生负荷、降低了腐蚀性和提高了抗降解性，成为现代低能耗脱碳工艺而备受重视，得到了广泛采用，但MDEA2反应速率较低，使其应用受到一定限制。目前通过向MDEA溶液中添加特种活化剂，配制成改性MDEA溶液，加快了MDEA与CO2的反应速率，同时兼具MDEA腐蚀小、再生能耗低、循环量小和使用长的特点，②热钾碱法：脱CO2溶液为热碳酸钾，它与胺系统具有相似的工艺流程，特别适合2C，另一个好处是吸收剂成本相对低。③物理吸收法：物理溶剂吸收2没有形成新的化合物。这种工艺通常采用甲醇作为吸收剂。工艺特点是不会加湿原料气并且再生能耗低。在再生段，C2从物理溶剂中闪蒸出来，贫溶剂用泵打回吸收塔，物理溶剂吸收法特别适合重烃含量少的贫气。这是因为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与C2的相近。因此需要一个循环系统以提高气体的回收率。其它的物理溶剂吸收法采用无(多乙二醇二甲醚)砜胺法(环丁砜和二异丙醇胺法)⑤膜分离法：膜分离工艺基于各种组成通过聚合膜时的透过性不同。水和C2是高的透过性气体，容易从大量的烃分子中分离出来。通过膜的驱动力是在膜两侧的组分分压。用膜分离的主要缺点是有相当量的甲烷渗透损失，如果采用两级膜分离系统则可以提高甲烷收率，然而在两级膜分离系统里需要设置透压缩机，这样显著增加了费用。膜分离还要防止蜡和重烃的影响。膜装置通常以橇块形式供货，这样使安装相对简单。然而，模块化并不具备规模经济性，所以它更适合于小流量。但也有几个在严格的工艺准则外的理由使膜适合于处理较高的气量，例如，在偏远地区需要减少操作的地方，采用膜装置是合适的。⑥非再生工艺：由于吸附剂成本和处理使用过的吸附剂成本高，所以除CO2脱除外，很少有非再生的液相工艺。当处理量很小，特别是要求工艺简单的情况下，用苛性⑦低温分离：可以用低温分离的方法从天然气中分离出CO2，在处理高含量的CO2时，CO2产品的工艺方法联合时，这是一种费用低廉的工艺。⑧固定床吸附：把低含量的C2脱除到非常低的水平时可以采用分子筛吸附。这种2要能量密集的再生系统。床层可以再生并且可以同时脱除其它杂质。⑨联合系统：所有上述工艺都可以，为某些特殊的应用提供最优的解决方法。例如，在处理高含量的CO2原料气时，最优的方法是联合法，首先用膜分离出大量的本工程原料气中CO2含量较低（平均为3.73%，上限为5%），脱碳深度要求不高（净CO23%），且本工程天然气处理气量较大，因此，天然气脱碳工艺推荐采用成MDEA吸收法。MDEA脱碳半量脱碳与全量脱碳的选表1-19全量脱碳与半量脱碳工艺比进脱碳装置天然气气量CO2CO2MDEA溶液循环量MDEA吸收塔尺寸Φ2600H28000Φ2400H28000MDEA再生塔底负荷MDEAMDEA富液再生运行费用（万元MDEA吸收塔投资（万元1-20可以看出，两个方案的设备投资相差不大，但是半量脱碳运行费用较高。天然气脱水工艺方固体干燥剂吸附法，根据吸附剂的不同，天然气脱水所能达到的最小也不同，1-20。表1-20固体干燥剂吸附法脱水温度比较最小采用不同吸附剂的天然气脱水工艺流程基本相同，装置可以互换，无需特别的改动，但脱水效率有所不同。其吸附脱水的原理是气体中的水被吸附至固体干燥剂表面，从而将水脱除。此方法对进气的温度、压力、流量变化不敏感，操作弹性大；操作简单，占地面积少；缺点是设备投资大，能耗高，操作运行费用高，一般只用深冷分离脱水工况。根据本工程外输天然气的水要求，固体干燥剂吸附法不适用于本工程。低温法脱水是指利用进站天然气高压节流，或通过制冷机组提供冷量产生低温，将天然气中的水凝析下来，从而达到降低天然气水的目的。低温法脱水为了防止水合物的形成，通常在气流中注入甲醇或乙二醇。当进站天然气具有较高的压力，与下游工艺具有较大的压差可供利用时，低温法脱水操作成本较低，且操作简单，推荐采用高压节流制冷法脱水。但当无进出站压差可利用，需设置制冷机组提供天然气降温所需的冷量，投资和制冷能耗较高。溶剂吸收法脱水常用的溶剂有和三甘醇。该工艺比较成熟，脱水后的降一般为30～40℃，其优点是能耗小，操作运行费用低；甘醇使用长，损失量少，成国内外普遍使用三甘醇进行吸收法脱水，这是因为受再生温度限制，其贫液浓度一般为95%左右，降仅约25～30℃，而三甘醇贫液浓度可达98～99%，通提，可进一步提高三甘醇贫液的浓度，降为33～47℃；且三甘醇凝固点低，热稳定性好，易于再生；蒸汽压低，携带损失小，27℃时仅为的20%；吸水性强。沸点高，常温下基本不挥发，毒性很轻微，使用时不会引起呼吸，与皮肤接触也不会引起伤害。纯净的三甘醇溶液本身对碳钢基本不腐蚀，发泡和倾向相对较小。热力学性质稳定，理论分解温度比高40%，脱水操作费用也比低。1-21表1-21天然气脱水方案对比烃、水可满足输富的操作、管理和1）降最大可达120℃，适用于天然气水要求很低的场合；法，操作、管理、经验丰富。2）降较小本工程要求将天然气水降至5℃以下，对水的要求较低，且处理气量较大，因此固体干燥剂吸附法不适用于本工程。同时，本工程进装置压力为5.3a，而出站压力要求.MPa，无进出站压差可供利用，因此无法采用注防冻剂节流制冷法进行脱水，若采用低温法，需设置制冷机组提供冷量，该法与三甘醇吸收法相比，制冷机组流程复杂，制冷能耗大，而且需加注防冻剂，需设置防冻剂再生或处理流程，整体投资及运行费用较高。丙烷制冷机组及三甘醇脱水装置的设备投资及运行费用对比见表22。表1-22丙烷制冷机组及三甘醇脱水装置的设备投资及运行费用对设备投资（万元用电负荷电耗(kW.h三甘醇再生负荷—气消耗—0.57元/2.48元/m31-22可以看出，丙烷制冷机组的投资高，且运行费用高，且本工程天然气组分工艺比选结根据以上比选结果，本井区采用低压集气，井下节流，注甲醇拟制水合物，单井连续计量；采用燃气驱动往复式压缩机；天然气处理采用MDEAEG井口天然气经采气管道输至集气站，在集气站内脱水、增压后经集气干线输至天然气处理厂，在天然气处理厂内进行脱碳、脱水处理，计量后经外输联络线输至延长气田临镇至子长集气干线。根据延长气田“低孔、低渗、低产、低丰度”特点及延气2-延128先导试验已有的开发现状，结合相关类似气田如“大牛地”、“苏”气田开发经验，同时考虑气田开发分阶段实施的现状，本井区地面工程气采用辐射枝状组合式流程。本气田集输主要由采气管线和集气管线组成，其中井采用井下节流方式，利用地层温度，避免采气过程中水合物产生。井场内，各单井天然气经井下节流器、采气树、井口设紧急切断阀、流量计后，汇合进入一条采气管道输送至集气站。井口紧急切断阀在气井内压力超压或下游采气管道欠压情况下均能实现紧急关断功能，保护下游采气管线。单井计量采用智能旋进旋涡流量计或差压式流量计，并预留移动计量橇接口。紧急切断阀前采气管线的设计压力为2MPa，阀后采气管线的设计压力5.MPa。同时在井场汇管处设发球阀，实现井场至集气站管线的通球清管功能，提高管线的输气效率。集气114×108m3/a8座（1座与处理厂合建），集气站名称为JQZ1~JQZ8，位于气田中部。其中，30×104m3/d设计规模2座，60×104m3/d3100×104m3/d3座。225×108m3/a产能建设（11×108m3/a）：10座，集气站名称JQZ9~JQZ18，位于气田北部。其中，30×104m3/d7座，60×104m3/d33阶段25×108m3/a稳产期：新建JQZ19集气站1座，设计规模100×104m3/d。扩建JQZ1、JQZ3、JQZ4、JQZ5，位于气田南部，接入第1阶段集输。1.0Ma（.~.MP）压力进入集气站，经生产分离器分离后，缩机增压至3.7~.MPa（投产初期夏季不增压）、空冷器冷却到0℃后，进入集气干线输至天然气处理厂。分离产生的污水在集气站内，定期拉运到天然气处理厂集中处理。气工艺流程示意图见图-。

图1-6气工艺流程示意天然气处理厂主要包括集气分离单元、天然气增压单元、脱碳单元、脱水单元、外输计量单元和公用工程单元，系统设计压力6.3Ma。集气分离单各集气站来气通过集气干线进入处理厂的集气分离单元，首先进入原料气分离器进行气液两相分离，分离出的含甲醇污水经排污管道进入污水缓冲罐，再排至甲醇污水储罐。分离出的天然气进入原料气压缩机。1座集气站也设置在集气分离单元内。各井场来气进入集气分离单元，量后进入集气压缩机，增压至3.5MPa，空冷后与其他集气站的来气汇合进入原料气分离原料气增压单3.5MPa5.4MPa，经空冷器后冷却50℃后进入天然气脱碳装置。本工程压缩机采用燃驱往塞式压缩机，燃驱和压缩机均采用国外引进，国内配套，以保证压缩机运行的可靠性及。集气压缩机不设备机，原料气压缩机设置备机，2/3运行、1/3备用。天然气脱碳单CO2（3.732%5%），天然气脱碳工MDEA吸收法。原料气分离器分离出的天然气，首先进入原料气聚结分离器，进一步分离出天然气中携带的小液滴，之后与净化气换热升温，进入MDEAC。吸收塔顶部出来的净化天然气含有饱和水，温度较高，与原料气换热降温后，进入净化气分离器脱出冷凝水及携带的少量MDEAEGMDEA溶液闪蒸罐。吸收CO2的富胺液从吸收塔底部出来，通过调节阀后调节降低富力，进入溶液闪蒸罐，分离出的气体去气系统闪蒸后的部分富液通过MDEA溶液过滤器橇，除去重烃、液态杂质以及不溶解的固体83℃MDEA再生塔。C2C2大气中。塔底富液进入再沸器加热到1℃左右，气相返回再生塔底。脱除C2后的贫液MDEA℃循环。胺溶液在装置运行过程中会消耗损失，设下槽、溶液储罐、MDEA溶液配制泵用于溶液的配制和补充。另外，设置消泡剂加注橇，可防止吸收塔和再生塔内的起泡现象，减少运行故障。天然气脱水单MDEA脱碳后的天然气含有饱和水，温度为40~45℃。脱水处理后天然气的水制在冬季-5℃5℃TEG吸收脱水工艺，与脱碳装置同样考虑，脱碳后的湿天然气进入三甘醇吸收塔底部，与从塔顶下来的三甘醇贫液逆流接触，以脱除天然气中的水汽，脱水后的干气经塔顶丝网除雾，除去大于μm的甘醇液滴后由塔顶部出塔。干气出塔后，经过套管式气液换热器与进塔前的热贫甘醇换热，降低贫三甘醇进塔温度。换热后的干气经旋风分离器分离后，进入外输气。吸收水分后的三甘醇富液从塔底流出，进精馏柱换热盘管，被精馏柱顶蒸汽加热至约0℃后进入闪蒸罐，闪蒸分离出溶解在富液中的烃气体。再生塔塔顶盘管两端连接有旁通调节阀，用以调节三甘醇富液进盘管的流量，从而调节精馏柱顶的回流量。闪蒸后三甘醇由闪蒸罐下部流出，经过闪蒸罐液位控制阀，部分进入三甘醇前过滤器、活性炭过滤器及后过滤器，过滤掉富液中的部分重烃及三甘醇再生时的降解物质等5μm以上的固体杂质。过滤后的三甘醇富液与其他三甘醇富液汇合，进入贫富液换热器，与由再生重沸器149℃后进入精馏柱，通过提馏段、精馏段，199℃98.7%。重沸器中的贫甘醇经贫液气提柱，溢流至重沸器下部三甘醇缓冲罐，在贫液气提柱中可由引入气提柱下部的热干气对贫液进行气提，经提后的贫甘醇质量百分比浓度9%。再生后的贫液在缓冲罐中临时后，进入贫富液换热器与富甘醇换热，温度降至96℃5.3MPa50℃，进三甘醇在循环过程中会消耗损失，设置三甘醇储罐、三甘醇补液泵，补充循环系统内消耗的三甘醇，保证良好的脱水效果。外输计量单外输计量单元设置两台互为备用的超声波流量计，各列脱水装置出口的天然气汇合后进入外输计量单元，计量后进入外输联络线。公用工程单①②0.8Ma℃入工厂风储罐，作为工厂风进入工厂风系统；一部分置空气过滤器、无热再生干燥器和空气过滤器净化后进入仪表风储罐，缓冲稳压后进入仪表风供仪表用风；氮气系统自带压缩机，氮气去氮气储罐供用户使用。表1-2314×108m3产能规模天然气处理厂热媒炉供热负前期用热量中后期用热量温度MDEAMDEA00生产采00生产生合计6100kW单温位加热炉（3台，21备）180℃160℃天然气处理厂内气用户主要有热媒炉、三甘醇再生塔、火炬、生产生活用1-24。表1-2414×108m3产能规模天然气处理厂各用气点用气用气量用气量除燃驱压缩机外，各用气点压力较低，气系统调压至0.3MPa送至各用气点，就为装置生产或检修时排放的含甲醇污水，设开闭排系统集输与站遵循国家法律、、建设方针和建设程序地上、有机结合，地面建设满足钻井、采气工艺需要，适应气田开发、建根据气井、站场和生活的建设要求，结合当地道路现状和发展规划，站场根据气田开发井场部署情况，并参照《油气集输设计规范》（GB50350-2005），将5km左右部署集气站，同时井场至集气站采气管线设置通球功能。191-25；各集气站所覆盖1-26。823阶段建设JQZ9~JQZ19规模有所不同。1座处理厂（推荐方案），JQZ614×108m3/a，第25×108m3/a。2114×108m3/a；第二阶1座处理厂（JQZ9合建），11×108m3/a。1-25各集气站站场地理位集气规三度地理位XY宝塔区乡陈家河集气规三度地理位XY1-2625×108m3产能规模新建集气站接入井场12349776547743558855743743743954743642743642954.6.3.1集气井区的开发分阶段进行，为满足第1阶段前期优选区1×1ma产能，在市宝12×1ma产能建设时，考虑两种方案，方案一是对天然气处理厂进行扩建，方案二需在子长县境内新建一座处理厂。对应不同的方案，集气不同。基于对投资估算的分析对比，本开发方案推荐只建一座2×108ma产能的需求。对应1座处理厂的集气114×108m3/a8座（1座与处理厂合建），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站场总体布局及集输见图1-7第1阶段优选区确定的站场布局及集输见图1-8。第2阶段、第3阶段站场的具置和路由在可行性研究和设计阶段最终确定。图1-7方案一：建1座处理厂的站场布局及集输1-81阶段站场布局及集气对应2座处理厂的集气114×108m3/a8座（1座与处理厂合建），1211×108m3/a10座，新11311410本方案集气站位置、规模及集输与方案一相同。站场布局及集输见1-9采气管

图1-9方案2：建两座处理厂的站场布局及集输井场接入集气站的方式为就近接入，北区井场经采气管线接入新建集气站，中区井11-261-2625×108m3产能规模新建集气站接入井场数。采气管线水力学1-1012种工况进行核算，各井场采气量1-271-28。图1-10采气管线水力学计算模表1-27采气管径与井场气量对应1-28采气管线工程量1231Φ88.9×4.52Φ168.3×5.53Φ219.1×6.34Φ273×7.1集气干114×108m3/a产能建设：开发气井主要集中在气田中部，天然气处理厂南部建集输干线将JQZ1、JQZ2、JQZ3、JQZ4串接后进入处理厂；处理厂北部的JQZ7JQZ5JQZ82通过独立的集输干线接入处理厂。225×108m3/a产能建设：开发气井主要集中在气田西北区，建西北集气干线厂，JQZ18单独建集气干线进天然气处理厂。325×108m3/aJQZ191JQZ1集气干线。集气干线1-11。1-123.5图1-11集气干线图1-12集输干线水力学计算模1-29水力计算结果起终流公称直起点压终点压压1-30集气干线工程量1段231 2Ф323.9×7.13Φ355.6×10.04 5 外输联络118.2kmDN500，管材为直缝埋弧焊L415，设计输量20×108m3/a，设计压力6.3MPa，处理厂外输压力5.1MPa。外输联络线管径核算的计算模型见图1-13错误!未找到源。。根据下游用户压力要求，蟠龙清管站接收气量为20×108m3/a，进站压力≤4.76MPa。蟠龙清管站进气压力≤4.61MPa24×108m3/a。1-13外输联络线水力学模4.76MPa220×108m3/a时，外输联络线管径输气要求，需考虑新建5×108m3/a外输复线。下游用户接收条件2阶段有可能发生变化，接入压力需进一步进行核实。有单井和丛式井井场两种类型。天然气从采气树接出，经高低压切断阀、过滤器和流量计阀组，单井井场直接通过采气管道进入集气站，丛式井井场内各单井在计量后汇合，一条采气管道进入集气站。在汇合后的采气管道上设置清管发球阀。井场工艺流程1。每口井设RTU1套，负责井场数据，设带切断功能的自力式调节阀完成井口超压切断保护。RTU将井场所得到的生产数据远传到集气站和天然气处理厂。井场能蓄电池供电，并设置蓄电池外部充电端口。井场设系统，通过1-3111-14井场工艺流程1-31井场主要工程量1PN63DN150材质个112Q347F-63个113Z41H-63个54Z41H-63个25J41H-63个16J41H-63个27FJ41Y-63个18J13H-160III个29Y-100个1WSS-481个1PN63DN150个1个1YPN63DN8080个1台1PN250个1套1井场能供套11套11集气站工艺流天然气从井场通过采气管线进入集气站，常温状态下分离分出携带的液体，再经压缩机增压后通过集气管线外输，同时站内设置注醇和放空系统。集气站工艺流程简图见1-15。集气站规

1-15集气站工艺流程本井区为滚动开发，开发过程中为保证井区稳产，各集气站根据所覆盖的井场数选1×ma2阶段井区达产气量×10ma32×10ma稳产。从集气站设备统一性、互换性考虑，并根据纳入井场数量及单井产量，确定新建集气站的设计规模分别为3×104md，6×10m3d，1010m3/。各种设计规模集气站主要工程30×104m3/d1-3660×104m3/d规模集气站工程的工程1-37；100×104m3/d1-38。集气站自控水站内设可燃气体装置，信号上传控制室。DN300的切断阀采用自动控制阀。站内气压力采用自力式调节阀控制表1-3220亿方/年产能规模集气站设计处理井场井场峰值气设计规104m3/d备1+3711+341+31+3151812727272927262726292第表表1-3325亿方/年产能规模集气站设计处理井场井场峰值气设计规104m3/d备1+3711+341+31+31518127272729272627262923表表1-PAGE3430亿方/年产能规模集气站设计处理井场井场峰值气设计规104m3/d备1+3711+341+31+31518127272729272627262923井场井场峰值气设计规104m3/d备1+3711+341+31+315181272727292726272629231-361-3630×104m3/d集气站主要工程量11Ф160021Ф180031Ф280041Ф658051Ф600mm61Q=10m3/hP=5.5kW71Q=10m3/hP=5.5kW8压缩机（燃驱2Q=15×104m3/d，P入P出91111DN1001DN1001N2002Q=25L/hP出1Ф1000吨防爆电动起重0.4kV2Q=1.54Nm3/minP出111SCB-315/10315kVA4GCS13UPS1111280PCS1ESD111-371-3760×104m3/d集气站主要工程量11Φ220021Ф180031Φ240041Φ658051Ф600mm61Q=10m3/hP=5.5kW71Q=10m3/hP=5.5kW82Q=30×104m3/d，P入P出91111DN1001DN1001DN2002Q=25L/hP出1Ф1000吨防爆电动起重0.4kV2Q=1.54Nm3/minP出111SCB-315/10315kVA4GCS13UPS1111280PCS1ESD111-38100×104m3/d集气站主要工程11Φ280021Ф180031Φ280041Φ1020051Ф800mm61Q=10m3/hP=5.5kW71Q=10m3/hP=5.5kW82Q=50×104m3/d，P=1.0~2.0MPa，P出91111DN1001DN1001DN3502Q=50L/hP出1Ф200010吨防爆电动起重1113410.4kV2Q=1.54Nm3/minP出111SCB-315/10315kVA4GCS13UPS1111280PCS1ESD11工艺流天然气处理厂主要包括集气分离单元、增压单元、脱碳单元、脱水单元、计量外输1。图1-16天然气处理厂工艺流程简方案一：建1座处理为满足第1阶段前期优选区14×108m3/a外输气量，在市宝塔区贯屯乡建设天然1225×108m3/a产能建设时，需要对天然气处理厂进行扩建。1阶段贯屯处理原料气集气分离单元（JQZ6集气站），JQZ6所辖井场1.0MPa1-39。表1-39原料气计量分离单元主要设1Φ3600台1集气单元出口原料气进入原料气压缩机，由3.5MPa增压至5.4MPa，经空冷器后冷却至50℃后进入天然气脱碳装置。压缩机组处理总气量按420×104m3/d设计。主要设备见表表1-40处理厂增压单元主要设1JQZ62Q=50×104m3/d，P=1.0MPa，P出燃驱，223Q=210×104m3/d，P=3.5MPa，P出燃驱，21MDEA210×104m3/d1-41表1-41天然气脱碳装置主要设备一数量质14Φ80022324MDEA25MDEA262Φ16007MDEA2Φ26008MDEA2Φ20009MDEA1槽（埋地1Φ2400MDEA2Φ2400H28000MDEA2Φ2200H26000MDEA2MDEA2MDEA2MDEA4MDEA6MDEA2TEG210×104m3/d1-42表1-42天然气脱水装置主要设备一12Φ200022326三甘醇贫-27三甘醇再生塔（精馏柱2Φ8008三甘醇再生塔（气提柱2Φ800922Φ10006Q=1.5m3/h2Φ5001Q=1m3/h1Φ18001Φ1200TEG12设置有空氮站、气系统、导热油供热系统、放空火炬系统等，主要设备见1-431-47表1-43仪表风系统主要设备11Φ240021Φ240031Φ240042Q=9m3/minP出11526制氮橇块（自带压缩机11-44热媒系统主要设13233（包括截止阀、过滤器、单向阀341516173表1-45气系统主要工程11Φ1400表1-46开闭排系统主要设备一览11Φ280022Q=10m3/h1131Φ280042Q=10m3/h111-47火炬系统主要设11DN60021Φ300031Φ240042Q=5m3/h2阶段贯屯处理厂扩420×104m3/d760×104m3/d340×104m3/d.新建3台170×104m3/d原料气压缩机，2开1备，将原料气由3.5MPa增压至5.4MPa。1MDEA210×104m3/d2210×104m3/d630×104m3130×104m3未脱碳部分掺混。脱碳深度控制CO2含量≤2.8%CO2含量≤3.0％。18m3/d2315m3/d。甲醇污水在处理厂内收集后泵送至毗邻建设甲醇污水厂进行处理。250m3/d污水处理装置，稳产期最大污水量约400m3/d，需对第一阶段污水处理厂进行扩建，污水处理站处理后回注。表1-48贯屯处理厂扩建仪表风和氮气的耗-1234二1原处理厂仪表风耗量761m3/h，设2台喷油螺杆式空气压缩机，一开一备。缩机排量为13.8m3/min，不能满足扩建部分仪表风耗量，扩建部分需设置2.5m3/min仪表1套。PSA95m3/h，制氮撬设计规模为120m3/h20m3/h，可依托原处理厂制氮撬块。36MWMDEA脱碳、三甘26MW导热油炉及热媒油泵。7表1-49处理厂扩建部分工程1Φ3000，L=12000台12Q=170×104m3/dP入=3.5MPa，P出套33Φ2800台1410吨防爆电动起重套15Q=2000kW台16Q=1000kW台17MDEA台18MDEA台19Φ1600台1MDEAΦ2600台1MDEAΦ2000台1槽（埋地）Φ2400台1MDEAΦ2200H28000台1MDEAΦ2000H26000台1MDEA台1MDEA台1MDEA台1MDEA台3MDEA台2Φ2200H20000座1Φ1200×3600台1套1三甘醇贫-台1三甘醇再生塔（精馏柱）φ1400座1三甘醇再生塔（气提柱）φ1400座1Q=250kW台1台1Q=2.5m3/h台3Φ500台1三甘醇补液泵（液下泵）Q=1m3/h台1三甘醇储罐（埋地）φ1800台1台1Q=2.5m3/minP出套1套2方案二：建2座处理114×108m3/a产能建设，开发气井数量，井场数，集输管225×108m3/a9座集气站，111×108m3/a的天然气处理厂，1条外输联络线与贯屯处理厂相连。新建处理厂处理后的天然气与贯屯处理厂天然气混合后经外输管线输至蟠龙清管站。集气站位置、数量及集输与方案一相同。325×108m3/a1阶段贯屯处理2阶段新建处理第2阶段天然气处理厂处理规模为11×108m3/a，处理工艺与贯屯天然气处理厂相同，处理后达标的天然气经联络线管道输送至贯屯处理厂。站内设SCADA系统一套，负责北SCADA系统相连。JQZ9100×104m3/d。250×104m3/d1.0MPa3.5MPa3170×104m3/d213.5MPaMDEAMDEA340×104m3/d，3）TEG1甲醇污水：最大6m3/d，在处理厂内收集后罐车拉运至甲醇污水厂进行处理。生产污水：最大约170m3/d，处理后回注。21-501-50仪表风氮气用-12345二1232台螺杆式空气压缩机，一开一备。单台压缩机排量为13.8m3/minPSA120m3/h。35000KW导热油炉及配套系统，21表1-51新建处理厂主要工程1Φ35000，L=12000台12Q=170×104m3/dP入=3.5MPa，P出套33Φ800H4000台24台15台16MDEA台17MDEAQ=3000kW台18Φ1400L=6000台19MDEAΦ2000L=10000台1MDEAΦ2000L=8000台1MDEAV=400m3座1Φ2000×2000座1MDEAΦ2200H26000座1MDEAΦ1800×24000座1MDEA台1MDEA台1MDEA台1MDEA台2MDEA台2MDEA溶液配制泵（液下泵）台110吨防爆电动起重套1Φ2000H16000座1Φ1000×2700台1套1三甘醇贫-台1三甘醇再生塔（精馏柱）φ900座1三甘醇再生塔（气提柱）φ900座1Q=245kW台1台1Q=2.5m3/h台3Φ500台1三甘醇补液泵