中国石油工程设计大赛方案设计类作品

团队编号：_15225104_中国石油大赛设计类作品比赛类别地面工程单项组完成日期2015年4月16日中国石油工程设计大赛组织委员会制作品简介本参赛作品是针对区块I的43处页岩气藏做出的地面工程开发方案设计。根据给定页岩气藏当地环境、井网部署方案、页岩气井的产气、产水等特征，本次地面工程设计主要涵盖气田集气管网工程、气田集气增压站场工程及相关专业设计。其中，相关专业设计主要包括页岩气藏集输管网、集气增压站、污水处理、SCADA系统、消防安全、供电系统、通信系统等方面。本次设计的重点为集气管网工程设计。在气田集气管网工程中，总体方面官网由1根集气干线，7根集气支线，43根采气管线构成。此种建设方式能提高集气站效率，简化管网，降低投资。针对所提供的原料气及外输气品质要求，简要地设计集气增压站得流程，并涵盖过滤分离、三甘醇脱水、脱碳等主要净化措施。地面工程单项组的基本任务是：根据本页岩气藏当地环境、井网部署方案、页岩气井的产气、产水特征，进行页岩气地面工程系统设计。目录第一章总论1TOC\o"1-5"\h\z设计概况1...设计原则1...遵循的标准规范1...研究范围2...HYPERLINK\l"bookmark6"\o"CurrentDocument"第二章自然条件和社会条件3...地理位置3...自然条件3...地形地貌3...气象3社会条件3...城镇规划及社会环境条件、交通3.公用设施社会依托条件3..HYPERLINK\l"bookmark8"\o"CurrentDocument"第三章页岩气气况与试采情况4..页岩气储量4...气井主要概况4...页岩气气体概况4...HYPERLINK\l"bookmark10"\o"CurrentDocument"第四章气田集输工程6...设计规模6...方案概况6...星形管网布局6...分级计量站和中央集气站位置的确定9.集输工艺9...除砂工艺1..0.天然气水合物1..0.气液分离工艺1..1.集输管线设计1..3.混合气体的平均相对分子质量、相对密度和动力粘度14管径计算1..4.水力计算1..9.管道压降计算1..9.4.5集输系统的站场布局2..0.布局原则2..1.场站布局概况2..2.HYPERLINK\l"bookmark12"\o"CurrentDocument"第五章计量站2..3.设站原则2..3.计量特点2..3.计量工艺2..3.计量设备2..5.降噪处理2..6.HYPERLINK\l"bookmark14"\o"CurrentDocument"第六章处理工艺2..7.处理工艺概况2..7.页岩气脱硫脱碳2..7.工艺选择原则2..7.气井含量2..7.工艺流程图2..8.脱酸工艺流程2..8.页岩气脱水2..8.工艺选择原则2..8.脱水工艺的选择2..9.工艺流程图3..0.脱水工艺流程3..0.天然气凝液回收3..0.HYPERLINK\l"bookmark16"\o"CurrentDocument"第七章污水处理3..1.污水处理的原则3..1.页岩气污水特点3..1.处理方法3..1.处理工艺3..2.HYPERLINK\l"bookmark18"\o"CurrentDocument"第八章管线工程3..4.选线原则3..4.本区地理条件3..4.地区等级划分3..4.敷设方案设计3..5.线路构筑物3..6.辅助标志3..6.HYPERLINK\l"bookmark20"\o"CurrentDocument"第九章管道防腐3..8.管内防腐设计3..8.管外防腐设计3..9.电化学防腐3..9.HYPERLINK\l"bookmark22"\o"CurrentDocument"第十章站场工程4..1.自动控制4..1.基本要求4..1.仪表选型4..1.计算机控制系统4..110.2通信4..3.设计原则4..3.设计方案4..3.10.3电力4..3.电力负荷等级划分4..3现状及方案4..4.供电工程4..5.辅助及安全措施4..5水资源及消防4..5.给水方案4..5.排水方案4..5.消防4..6.参考文献4..7..附录4..8..TOC\o"1-5"\h\z附录A4..8.附录B5..0.附录C5..4.附录D5..7.第一章总论设计概况简介页岩I区块的开发，包括对计量、集输、加工等一系列方案的设计，给出总体方案布局，根据地面工程设计的相关规范进行站场开发。设计原则遵循国家、行业及地方有关法律、法规、政策、标准及规范；确定本建设项目的技术水平和工程规模；根据建设项目的要求在工程建设中尽可能的利用现有的设施，提高经济效益；结合国情采用可开的新技术、新工艺、新结构和新的管理体制；采用高效节能设备，优先采用国内成熟技术；按国家规定搞好环境保护、安全卫生、节约投资和用地、节约运行费用等。遵循的标准规范《气田集气工程设计规范》SYT0010-96《油气技术设计规范》GB50350-2005《天然气计量系统技术要求》GBT18603-2011《环境保护产品技术要求旋流除砂装置》HJ2538-2014《天然气脱水设计规范》ST/T0076《输气管道工程设计规范》GB50251《钢制管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007《输气钢制管道抗震设计规范》SY/T0450《原油和天然气输送管道穿跨越沟工程设计规范跨越工程》SY/T0015《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》SY/T0036《压力容器用不锈钢锻件》JB4728《气田天然气净化厂设计规范》SY/T0011《油气分离器规范》SY/T0515《石油天然气设计防火规范》GB50183《天然气计量系统技术要求》GB/T18603《用气体超声流量计测量天然气流量》GB/T18604《石油化工仪表供电设计规范》SH/T3082《油气田及管道仪表控制系统设计规范》SY/T0090《爆炸与火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058《油气田及管道计算机控制系统设计规范》SY/T0091《供配电系统设计规范》GB50052《污水综合排放标准》GB8978《本地电话网通线管道和通道工程设计规范》YD5007《通用用电设备配电设计规范》GB50055《石油设施电气装置场所分类》SY／T0025《建筑物防雷设计规范》GB50057《过电压保护设计规范》GB50064《生活饮用水卫生标准》GB5749研究范围1．该地区页岩气地面工程布局设计；2．SCADA自动化控制系统、通信系统等工程方案的确定。第二章自然条件和社会条件地理位置页岩I区块地属四川某地区，该地区交通较为便利，区内各场镇间均有公路相通。自然条件地形地貌该区块总体为我国南方丘陵山地，受到来自北西方向挤压应力作用，以正向构造为主，各背斜带之间以宽缓向斜带为界。海拔最高675m，最低250m,多在400〜600m之间。气象该地区属亚热带季风性湿润气候，常年平均气温15~17C。其总的特点是：四季分明，热量充足，降水丰沛，年降水量超过1000mm,水系发育，季风影响突出。四季特点为：春早，常有“倒春寒”和局部的风雹灾害；夏长，炎热，旱涝交错；秋短，凉爽而多绵雨；冬迟，无严寒，雨雪少，常有冬干。在降水多的季节，需预防山洪暴发所引起的泥石流、塌方、滑坡，河道涨水所引发的洪水等自然地质灾害。社会条件城镇规划及社会环境条件、交通该地区处于丘陵山地地区，交通较为便利，区内各场镇间均有公路相通。并且靠近河流。公用设施社会依托条件附近无配套集输设施覆盖区。第三章页岩气气况与试采情况3.1页岩气储量处于我国南方丘陵山地，该地区东北部有一外输管线接口，预计开采年限20年。3.2气井主要概况目前已有42座气井投入生产：表3.1区块试采数据井号初期试产情况目前生产情况累积生产时间(d)累积产气量(X103m3)累积产水量(m3)套压(MPa)日产气(m3)日产水(m3)套压(MPa)油压(MPa)日产气(m3)日产水(m3)YY126.8602302.320.620.06641010363245185YY229.99653460.924.236631706340323YY327.81101364224.261154652.51011347YY430.1314053411.627.6514963003251817剩余38口井，井型都为水平井，单井初期日产气量在6〜20Xl04m3套压在26〜30MPa左右；生产一年时日产量在6〜17X104m3井口套压在20〜28MPa左右。3.3页岩气气体概况表3.2页岩气气体组分表井号YY1YY2YY3YY4组分氢0.0020.0360.0160.050氦0.0230.0280.0230.021氮0.4120.5132.0810.399硫化氢1.1501.1861.1671.193二氧化碳0.5210.8420.0200.460甲烷97.35096.95496.19397.497乙烷0.4350.3350.3870.341丙烷0.0310.0120.0000.010异丁烷0.0060.0000.0000.002正丁烷0.0080.0000.0000.002异戊烷0.0100.0000.0000.000正戊烷0.0070.0000.0000.000已烷以上0.0000.0000.0000.000第四章气田集输工程4.1设计规模本区根据新井初期和一段时间后的日产气量得总日产气量将达到X06m3/d，单口井日产气量稳定在12X104m3/d，目前没有开发输气井网。4.2方案概况该区采用星形管网和计量站集油流程，将总区分为7个分区，余额5~8个井一个分区，建立最优距离计算模型，通过matlab软件计算得出计量站的最佳地点，达到各井输油距离最优的要求，再将各个计量站汇总到总集气站，处理后统一输配到S管线。4.2.1星形管网布局"站1YYWKW19彙弓話4*图4.1集输管网总体布局图W1,W2,W3,W6,W9和YY1作为一区，统一输送到集气站1处理；W4,W5,W7,W8,W13和YY3作为二区，统一输送到集气站2处理；此文档仅供学习和交流W14,W18,W19,W23,W27作为勺三区，统一」输送到集气站3处理W15,W20,W21,W28,W31作为勺四区，统一」输送到集气站4处理W26,W33,W34,W37,W38作为勺五区，统一」输送到集气站5处理W29,W30,W32,W35,W36作为勺六区，统一」输送到集气站6处理777W10,W11,W12,W16,W17,W24,W25和YY5作为中央区，统一输送到集气总站处理集气站1、2、3、4、5处理后的页岩气也统一输送到集气总站与中央区处理后的页岩气混合后进行总处理。422官网总长计算使用CAD软件描点，在进行管长的计算通过计算得：表4.1各管线长度表区井到二级集气站分区管网总长二级集气站到集气总站集气总站到S管线官网总长度W1—-—967.2mW2—-—522.9m区W3—--1194.3m4431.9m3044.4mW6—--723.4mW9—-540.4mYY1——483.7m6216.3m59179.2mW4——1350.6mW5--819.3m区W7---740.7m5355.5m1666.8m\A/OVV81180.9mW13——972.6mYY3—291.4m区W14—963.1m4582m2679.6mW18—863.6mW19——387.4mW22——545.7mW23—638.7mW27——1183.5mW15——1170.5mW20—469.6m四W21—669.5m区4836.5m3125.9mW28——715.1mW31——1249.5mYY2—562.3mW26—1181.9mW33——1250.7m五W34—1141.3m15162.7m2906m区W37—688.7mW38—484.8mYY4——415.3mW29——244.8mW30——1156.1m六W32——1367.5m4369.9m2052.3m区W35—813.9mW36——787.6m七W10——1278m8000.9m748.5m区W11——936.1mW12——638.2mW16——648.7mW17——785.8mW24——1268.2mW25——984.4mYY5——1461.5m423分级计量站和中央集气站位置的确定采用matlab软件进行优化计算，得到分级计量站和中央集气站位置。集气站(18751343.9,3295157.7，集气站2(18754605.8,3295040.5)，集气站3(18756591.4,3293606.7，集气站4(17850969.9,3292471.7)，集气站5(18756139.2,3291656.6)，集气站6(18753294.2,3291567.8)，集气总站(18753267.9,3293524.5)。4.3集输工艺采用下图所进行的集输工艺：采出气经过节流阀进行一级降压节流，除砂后通过采气管线进入加热炉，加热后的天然气经节流阀进行二级降压节流后进入气液分离器，经过超声波流量计进行计量，再统一集输到一级集气站。集输工艺流程图:图5.2集输工艺流程图4.3.1除砂工艺除砂工艺采用旋流除砂技术，原理是强制改变携砂流体的流向，由直线形式转变为螺旋形式，使流体产生旋转流场，在离心力及重力的联合作用下，使相对密度较大的砂粒从气、水中分离⑴。旋风分离器（除砂器）是一种处理能力大、分离效果好的干式除尘设备，结构良好的旋风分离器可将大于5^m的尘粒基本去除,在工业上得到广泛使用。4.3.2天然气水合物天然气水合物是在一定压力和温度条件下天然气中气体组分和液态水形成的水合物，天然气水合物会引起输气管道的堵塞，给天然气运输带来不便。天然气水合物的结构:天然气水合物是以甲烷为主，含少量硫化氢、二氧化碳的气态烃类物质充填或被束缚在笼状水分子结构中形成的冰晶化合物，外观类似松散的冰或致密的雪,相对密度为0.96~0.9&天然气水合物形成的基本条件是:低温，一般低于10°C高压，一般压力大于10Mpa；3•天然气来源和含水介质；4.有利的储集空间。在非低温条件下，0~15°C，天然气水合物很不稳定，而且对压力条件要求高⑵o由于本地年平均气温为15~17°C,故不符合天然气水合物形成条件，所以不考虑形成天然气水合物。4.3.3气液分离工艺天然气在管输过程中由于压力、温度的降低，会析出天然气中含有的液体成分，为了满足产品天然气的一系列要求，要预先对天然气进行脱水脱油处理。4.3.4.1分离工艺天然气气液分离是将天然气通入分离器，进入分离器筒体涡流管，经过一个固定叶片，使气流产生旋转，从而产生离心力，迫使液体和固体流向涡流管壁，由此发生分离。4.3.4.2分离设备分离设备选用卧式两相分离器，卧式分离器有处理量大，占空间面积相对较小，管道连接方便等优点，因而被广泛采用。分离器内除雾器直径计算公式[3]:TOC\o"1-5"\h\zDi0.0188|鱼(5-1)Va其中aK“LV(5-2)VVU通过二级分离区的气体最大允许表观速度，m/s;P——在操作条件下液体的密度，kg/m3;P——在操作条件下气体的密度，kg/m3;K取决于设计和操作条件的常数。Di――筒体直径，m；Qg――工作条件下气体流量，m3/s。计算参数：Qg=11.1m3/s，K=0.14，p=1000kg/m3，p=0.739kg/m3。求得：u=5.23m/s,Di=873mm，—般容器直径要大于内部除雾器直径约100mm，故分离器取直径为1000mm,卧式分离器圆筒部分长度与直径比取3,故分离器长度为3000mm。设备选型：表4.2卧式分离器外型尺寸和设计压力范围公称直径DNmm筒体长度mm公称直径3m设计压力范围MPa3009000.140012000.250015000.360018000.680024001.30.1~35100030002.7120036004.4140042007.3150045009.01600480010.81800540015200060002122006600282400720036250075004126007800462800840052故选用DN1000,长度3000m,公称容积27m3的卧式分离器。4.4集输管线设计（1）管材选择原则•管道的设计、施工人员要依据燃气介质的性质，系统压力及施工要求等参数正确选用管材，满足机械强度、抗腐蚀、抗震及气密性等基本要求：•在介质的压力和温度作用下具有足够的机械强度和严密性；•有良好的可焊性；•当工作状况变化时对热应力和外力的作用有相应的弹性和安定性；•抵抗内外腐蚀的持久性；6.抗老化性好，寿命长；7•内表面粗糙度小，并免受介质侵蚀；温度变形系数小；管件间的连接结合要简单、可靠、严密；运输、保存、施工都应简单化；管材来源充足，价格低廉。本次作业由于金属管材的机械强度高，管壁薄，运输方便、施工简单等此文档仅供学习和交流特点而被米用。（2）管道设计原则所选壁厚应按照《油气集输规范》GB50350-2005中8.1.4要求，所选管道强度和管道稳定性要遵循《油气集输规范》GB50350-2005中8.1.5和8.1.6要求［4］。4.4.1混合气体的平均相对分子质量、相对密度和动力粘度计算得：页岩气的平均相对分子质量M=16.520kg/kmol;平均相对摩尔容积V=22.348m3/kmol-1;气体平均密度=0.739kg/m3;相对密度=0.613;动力粘度=1.060X0-5as。（计算过程见附录A）4.4.2管径计算根据《无缝钢管尺寸、外形、重量及允许偏差》GB/T17395-2008设计规范取不锈钢管，管外径分别取O426mm,①219mm（以一区为例，详见图表4.4）,（W0mm（以YY1为例，详见图表4.5）［4］。表4.3各区组管径选择区组q(m3/d)Q(m3/s)Dh(mm)规范Dh(mm)一区7.2X059.83210219二区7.2X059.83186194三区7.2X059.83204219四区7.2X059.83211219五区7.2X059.83208219六区6.0X058.19180180七区9.6X0513.10178180表4.4各管线长度及规范化管径区井到二级集气站（m）分区管网总长（m）二级集气站到集气总站（m）集气总站到S管线（m）官网总长度（m）Dh(mm)规范Dh（mm）一区W1——967.24431.93044.46216.359179.26568W2——522.95860W3——1194.36868W6——723.46264W9——540.45860YY1——483.75757二区W4——1350.65355.51666.87070W5——819.36464W7——740.76264W8——1180.96868W13——972.66568YY3——291.45154三区W14——963.145822679.66568W18——863.66464W19——387.45454W22——545.75860W23——638.76060W27——1183.56868四区W15——1170.54836.53125.96868W20——469.65757W21——669.56164W28——715.16264W31——1249.56970YY2——562.35960五区W26——1181.95162.729066868W33——1250.76970W34——1141.36868W37——688.76264W38——484.85757YY4——415.35557六区W29——244.84369.92052.35051W30——1156.16868W32——1367.57070W35——813.96364W36——787.66364七区W10——12788000.9748.56970W11——936.16568W12——638.26060W16——648.76060W17——785.86364W24——1268.26970W25——984.46668YY5——1461.57173根据《无缝钢管尺寸、外形、重量及允许偏差》GB/T17395-2008设计规范取管管壁厚分别取6.5mm，2.0mm，1.6mm。因此输气管管型分别选择O426^6.5mm,①219X2.0mm(以一区为例，详见表4.4),场0X1.6mm(以YY1为例，详见表4.5)[7]。表4.5输气钢管壁厚计算选用表管型对象外管径(mm)设计流量(X04m3/d)材质地区等级选用壁厚(mm)选型不锈钢管W16412X60三级地区1.6O68X1.6mmW2541.6O60X1.6mmW3641.6O68X1.6mmW6601.6O64X1.6mmW9541.6O60X1.6mmYY1541.6O57X1.6mmW4681.6①70X1.6mmW5601.6O64X1.6mmW7601.6O64X1.6mmW8641.6O68X1.6mmW13641.6O68X1.6mmYY3481.6O54X1.6mmW14641.6O68X1.6mmW18601.6O64X1.6mmW19511.6O54X1.6mmW22541.6O60X1.6mmW23571.6O60X1.6mmW27641.6O68X1.6mmW15641.6O68X1.6mmW20541.6O57X1.6mmW21571.6O64X1.6mmW28601.6O64X1.6mmW31641.6①70X1.6mmYY2571.6O60X1.6mmW26641.6O68X1.6mmW33641.6①70X1.6mmW34641.6O68X1.6mmW37571.6O64X1.6mmW38541.6O57X1.6mmYY4541.6O57X1.6mmW29481.6051X1.6mmW30641.6O68X1.6mmW32681.6①70X1.6mmW35601.6O64X1.6mmW36601.6O64X1.6mmW10681.6①70X1.6mmW11641.6O68X1.6mmW12571.6060X1.6mmW16671.6060X1.6mmW17601.6O64X1.6mmW24641.6①70X1.6mmW25641.6O68X1.6mmYY5681.6①73X1.6mm一区219722.0①219X2.0mn二区1802.0①194X2.0mm三区1942.0①219X2.0mm四区2192.0①219X2.0mn五区1942.0①219X2.0mm六区180602.0①180X2.0mn七区180902.0①180X2.0mn到S4065166.5①426X3.5mm（计算过程见附录B）443水力计算表4.6水力参数计算表类型雷诺数水力摩阻系数符号Re1Re1'ReTRe2Re2'Re2"入入'入"数据1.08X1065.06X1051.15X1054.27X1061.58X1062.26X1050.01200.01380.0178（计算过程见附录C）4.4.4管道压降计算表4.7管道压降表管道Db(mm)P(KPa)总站到S0.012041318.43各区以一区为例0.01382155.92各井以丫丫1为例0.017856.823.46可见各管压降不明显，不用设置大规模增压站设备，仅需在总站处设置一处增压站，使气压满足管输要求。(计算过程见附录D)4.5集输系统的站场布局气田集输系统的站场一般包括井场、集气站、脱水站(一般与集气站合建)、增压站、阀室、清管站、集气总站等。集气站单井集气站一般位于井场，多井集气站的布置主要受采气管道集气半径制约，同时还需考虑气井的部署、地形条件、集输规模等的限制。《油气集输设计规范》GB50350规定采气管道的集气半径一般不宜大于5km，并应考虑地形高差和集输量的因素。随着集输工艺的创新，目前集气半径一般都能超过5kin的限制。增压站气田增压站的设置与气井井口压力、外输压力、气田压力级制和集输管网、气田面积和压缩机的特性有关。常见的有井口增压、阀组增压、集气站增压、区域增压和集中增压模式，目前应用较多的是集气站增压和集中增压。增压站站址选择应考虑以下因素：站址应在气田地面建设总体规划所确定的建站区域内选择；站址应根据气田采集的生产特点，结合拟选站址的地形、地质、气象、水源、交通运输、安全环保和生活福利等因素，进行技术经济综合分析比较确定；站址位置应能满足生产要求，利于生产，方便生活，并应考虑生产发展之需要；站址位置应节约用地，少占耕地，尽量利用荒地和劣地；站址位置应避开山洪、滑坡等不良工程地质地段及其他不宜设站的地方；气田增压站外部区域布置防火间距应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的规定。脱水站脱水站的设置与气田天然气气质特点有关，对于凝析气田或不含腐蚀性物质的天然气或煤层气，可以不设置分散的脱水站，采用湿气输送，对于高含硫、高含CO：等腐蚀性物质的天然气，采用干气输送。脱水站的设置还应与天然气集输系统统筹考虑，符合产能建设的总体要求。应充分利用原料气的压力能，分散的小气量宜集中脱水。压力低的天然气可根据供气压力及处理工艺需要，增压集气后再脱水。脱水站一般与集气站合建，位于集气干线的起点或气田部分区块的中心位置阀室为方便管道的检修，减小放空损失，降低管道发生事故后的危害，在集输管道上，每隔一定的距离要设置线路截断阀室。在集气干线所经地区，可能有用户或可能有纳入该集气干线的气源，则在该集气干线上选择适当的位置，设置预留阀室或阀井，以利于干线在运行条件下与支线沟通。清管站清管站一般位于集输管道的端点，尽可能与阀室、集气站、增压站和处理厂合建，也有单独设置的清管站。集气总站集气总站位于集气干线的末端，负责接收各集气干线来气，并进行清管器的接收、原料气的气液分离，来气计量和干线气的紧急放空和进站截断。布局原则集输站场的布局可参考以下原则：在气田开发方案和井网布置的基础上，集输管网和站场应统一考虑综合规划分步实施，应做到既满足工艺要求又符合生产管理；气田站场布局主要原则是在气田开发井网布置的基础上，结合地形条件统一规划布置各类站场，其位置应符合集输工艺总流程和产品流向的要求，并应方便生产管理；产品应符合销售流向要求；三废处理和流向应符合环保要求；集输系统的通过能力应协调平衡。场站布局概况本场站采取多井集气站布局，每个二级集气站单独配设有增压站、脱水站和阀室，集气总站结合处理站、增压站和清管线建设，在保证管网正常使用的情况下达到简化工艺流程和节约投资的目的。第五章计量站设站原则天然气计量在开采、集输、净化、外输等环节特别重要，几乎每一个环节均要计量。作为输出部门，天然气是产品，作为用气部门，天然气是原料或能源，其计量值的准确、可靠和统一关系到原料的消耗、产品质量、节约能源和成本核算等技术基础工作。准确地计量天然气流量，可以适合的改进生产工艺，提高产品质量，降低产品成本，确保安全生产，合理经营管理和提高经济效益和社会效、人益。计量特点（1）天然气是一种多组分且组分随时变化的混合气体，物性参数很难控制或实时测量；（2）天然气组分、压力、温度、流量变化范围大；（3）天然气再计量时可能夹带油雾、液滴和灰尘杂质，这些杂质既影响气质也影响计量准确度，且此类影响对不同类型的计量设备也不同；（4）天然气是易燃易爆物质，在计量过程中安全第一的，同时计量设备的安装、操作、维修均有特殊要求。（5）天然气计量具有大面广线长的特点。计量工艺页岩气计量采用超声波气体流量计计量，由于它的一些突出优点:测量精确度高、范围度特宽、无压损、无可动部件、安装使用费低等，计提流程如下图：安全区危险区计算机——**二云44*hMptLjt4.—a—.■■■fr15（多股电境图5.1标准四波流量计排列标准的超声波流量计包括配备着传感器的流量计计量段和电子装置，其中电子装置由一套驱动装置和一台流量计算机组成。该计算机与压力和温度两种变送器连接，以将压力和温度转换成标准计量条件。选择原因如下表：表5.1孔板、涡轮、超声波流量计性能比较项目孔板涡轮超声波量程比1:3（4）1:501：（40~160）精度/%1.00.50.5压损很大较小无对涡流敏很敏感不敏感（加不敏感感度整流器）对流速分很敏感不敏感（加不敏感布敏感度整流器）侧脉流动不适合不适合适合测双向流不能不能可以测湿气体不能不能可以清洗管路不能不能可以直管段要上游10D上游10D上游10D求下游5D下游5D下游5D使用口径中大口径中小口径中大口径5.4计量设备表5.2超声波流量计部件表序号名称1温度变送器2温度表3压力变送器4压力表5超声波流量计6在线色谱仪7流量计算机8整流盘9调节阀10T型管（消噪）降噪处理由于在输气生产过程中会产生不必要的的超声噪声，这将直接影响超声波流量计的正常运行，为超声波流量计的准确测量带来不利的影响，通过在超声波流量计和调节阀之间安装一定数量的管件可以达到不同程度衰减超声噪声的目的，比较普遍而有效的办法是在超声波流量计与调节阀之间使用T形管或两平面弯头来衰减调节阀噪声[5]。在实际的设计中，采用T形管的数量，取决于很多因素，当调节阀调压压差大于约2.067Mpa时应考虑使用两个或两个以上的T形管。第六章处理工艺处理工艺概况页岩气开采出来过程中必然会携带泥沙、水、粉尘等杂志，通过给出的天然气组分含量也可以看出除去烃类气体之外还有二氧化碳、硫化氢等有机化合物。如果天然气中有液态水的存在会减少管道流通面积，增加输气阻力，还会与酸性气体形成酸性水溶液，对管道内壁造成严重腐蚀；除此之外，酸性气体中的硫化氢及其燃烧产物都是有毒气体，不利于人身安全和环保，天然气作为化工原料时，其中的硫化物容易使催化剂中毒。所以在天然气外输之前必须对其进行处理。页岩气脱硫脱碳工艺选择原则(1)在原料气H?S和CO2含量不太高，且基本上不含有机硫化物时，优先考虑一乙醇胺法，一般溶液浓度为15%(质量分数)，最高不超过25%。(2)当原料气H2S和CO?含量不太高，而有机硫化物含量较高，同时一定量重烃时，可优先考虑选用二乙醇胺法，溶度在15%〜25%。(3)砜胺法适用于酸性气分压高且含有机硫化物的原料气，但因物理溶剂对重烃的溶解作用，原料气中重烃含量不能太高。(4)二甘醇胺法适用于在高寒地区使用。(5)甲基二乙醇胺法主要特点是选择性脱除H2S，适用于CO?、H?S比较高的原料气。气井含量分析对于试采气的YY1~YY4井，平均硫化氢含量为1.174%，平均二氧化碳含量为0.461%。因此选择MDEA脱硫法。脱酸流程如流程图所示。主要包括吸收塔、再生塔、闪蒸罐和换热设备。原料从底部进入吸收塔，气体自上而下和贫醇胺液逆流接触而将酸性气体脱除，从吸收塔顶部出来的净化器外输。吸收塔底部排出的富液先经闪蒸罐，将溶解在溶剂中的烃类闪蒸出来，然后经贫/富液换热器与贫液换热而升温后进入再生塔上部。再生塔底部排出的贫液经换热器，冷却后返回吸收塔顶部而完成再生循环。6.3页岩气脱水631工艺选择原则经初步分离后，天然气中游离的液态水基本除尽，但此时天然气中的水蒸气处于分离设备出口温度、压力条件下的饱和状态，而在进入输气干线前，必须有效的托出其中的水分，达到管输天然气的含水量要求。6.3.2脱水工艺的选择表6.1天然气常用脱水方法表常用脱水方法优点缺点主要方法低温分离法适用于高压气田，天然气压降后仍高于输气压力，同时又使输送温度得以降低。分离后的天然气中的水蒸汽仍有可能在输气管道上某点析出，造成冰堵。经节流膨胀低温脱水。溶剂吸收法操作成本低，设备简单，露点降较咼，操作温度下溶剂稳定，溶液不会固化。装置投资较咼，溶液有一一定发泡倾向。通过甘醇类溶剂进行脱水固体吸附法脱水后干气中含水量低，露点降较高，对原料气的温度、压力和气量波动不敏感，没有严重腐蚀和发泡现象。设备投资较高，气体压降大，吸附剂易中毒和破碎，耗热量高。主要有硅胶、活性氧化铝和分子筛膜分离法压力损失小，无二次污染，工艺简单，操作费用低，露点降幅较咼。脱水时甲烷损失量大，降低天然气品质。脱水膜633工艺流程图商压破收1低压萇生1一庶粋吒分蔽害FTt牧希3-勺宦甘車抿办葩4一把扳這挣為弓一甘專禺6-闪蒸藕壬脊火番；9T冲窿；1A固件过洁番坨一过注奉图6.2TEG法天然长期脱水流程6.3.4脱水工艺流程在高压吸收段，经过分离器的湿天然气从下部进入吸收塔，与塔上部进入的贫TEG溶液逆流接触从而将水分脱除，干天然气由塔顶排出。在再生段，从塔底部排出的富TEG溶液经换热器升温后进入闪蒸罐，尽可能闪蒸出其中所溶的烃类,闪蒸气可以用作燃料气。闪蒸后的富液进入再生塔，再生的贫液经冷却后返回吸收塔，系统可以循环运行。6.4天然气凝液回收根据赛题给出的气组分测试资料，本地区页岩气中相对甲烷、乙烷更重的组分含量很少，例如丫丫1井气层组分中丙烷含量只占到0.031%丁烷、戊烷组分含量更低，达不到天然气凝液回收的标准，故在本次作业中不设天然气凝液回收处理工艺。第七章污水处理7.1污水处理的原则页岩气开采工艺中被广泛使用的页岩气压裂技术是水力压裂，是将砂、水和化学添加剂注入到页岩层来钻采天然气的过程，水力压裂过程耗水量大，并且具有毒害性，其返排液中含有高浓度的总溶解固体和多种化学添加剂，同时还含有多种有机和无机化合物、金属元素等污染物质，若果处理不当将会造成很大危害因此，对页岩气压裂返排液的有效处理就显得尤为重要。7.2页岩气污水特点根据监测数据：表7.1返排液水质检测结果监测井COD(mg/L)色度(倍)pH氯化物(mg/L)石油类(mg/L)悬浮物(mg/L)溶解性总固体(mg/L)YY11.83X03326.462.55XO419.6186072537YY32.55X03/7.953.910452.535135806国标GB8978-1996—级100506-9/570/省标DB51/190-93一级100506-9300570/可看出多种污染物均大大超过国标和省标，此外，还含有铁、锰、汞、锶等重金属离子和盐类。7.3处理方法常用返排液处理方法：自然蒸发依靠日照对返排液进行自然蒸发，去除水分，剩余盐类和淤泥采用固化处理该方法处理能力小，处理周期长，受自然条件限制。（2）冻融冻融是将返排液冷冻至冰点以下结冰，盐因溶解度降低而析出，使冰的盐浓度降低，再将冰加热融化得到低浓度盐水，从而实现盐-水分离。受气候限制较大，需要足够的冰冻天气[6]。（3）过滤常用于返排液预处理和返排液处理后的固-液分离，去除机械杂质和悬浮物等，也能在过滤时将部分油除去，通常配以活性炭吸附处理。（4）臭氧氧化利用臭氧的强氧化性去除返排液中的可溶性有机物又以及重金属等，常与过滤配合使用。（5）化学絮凝絮凝剂加入返排液中能使返排液中的悬浮微粒集聚变大或形成絮团，加快悬浮颗粒的聚沉，实现固-液分离。（6）电絮凝利用直流电的解离作用，在阳极产生Al3+、Fe2+等离子，经水解、聚合及Fe2+氧化，形成各种羟基络合物、多核羟基络合物、氢氧化物，使返排液中的胶状杂质、悬浮杂质失去稳定性而凝聚沉淀分离。（7）反渗透利用淡水与盐水的渗透压不同，在压差作用下使返排液中盐-水分离。（8）蒸馏利用返排液中固液组分沸点不同，加热蒸发水分，实现固-液分离，蒸馏出来的水经冷凝后可回收利用。处理工艺本次作业返排液中有机物、氯化物、油类物质和悬浮物指标大大超过国家和省级标准，此外还含有铁、锰、汞、锶等重金属离子和盐类，故采用臭氧、电絮凝等复合技术，具体步骤如下：1．返排液进入压裂液罐中沉降固体颗粒；2．通过过滤降低返排液中的悬浮物含量；3．将过饱和的臭氧水混入返排液中，利用双频超声波对返排液进行溶气浮选所含的油和悬浮物等，臭氧对返排液中所含的羟基类物质进行氧化；4．再将溶液进行通电，形成各种絮凝剂，使水体中的各种金属和污染物失去稳定性，同絮凝剂之间发生碰撞，形成大絮体，然后分离。5．最后利用反渗透技术，使处理后的污水中的水分子从膜的一侧向另一侧扩散，截留无机盐和小分子有机物，达到纯化水体的目的。第八章管线工程选线原则1.遵守国家法律法规和地方政府的有关规定；2.应当充分与当地交通、通讯、电力、水利等部门相结合；尽量减少通过行政区划的数量，并对某些可能产生干扰的地区进行避让；根据沿线的气象、水文、地形地貌、地质河流等在便利施工和安全运行的前提下，通过综合分析和技术经济比较确定合理的线路，并符合沿线经济开发的需要，根据场站位置和穿越工程位置作局部调整；线路尽可能取直，缩短线路长度，在尽可能靠近气田。城镇和工矿企业的情况下，减少与天然和人工障碍物的交叉，并充分利用现有的公路和铁路等交通设施；线路不的通过军事设施、易燃易爆仓库、城市水源地、机场、车站、自然保护区及重点文物保护区等，尽量避开多年生经济作物区，不得通过铁路和公路的隧道［7］；线路应避开滑坡、沼泽、软土、泥石流等不良工程地质地段，无法避免时须经过技术经济对比并采取可靠防护措施。本区地理条件该地区位于丘陵地段，降水充沛，年降水量超过1000mm,海拔在250~675之间，降水多的季节山洪所引起的泥石流、塔防、滑坡等地质灾害较多。地区等级划分地区等级划分应符合下列规定：1．沿管道中心线两侧各200m范围内，任意划分成长度为2km并能包括最大聚居户数的若干地段，按划定地段内的户数划分为四个等级。在农村人口聚集的村庄、大院、住宅楼，应以每一独立户作为一个供人居住的建筑物计算。—级地区；户数在15户或以下的区段；2）二级地区：户数在15户以上、100户以下的区段；3）三级地区；户数在100户或以上的区段，包括市郊居住区、商业区，工业区,发展区以及不够四级地区条件的人口稠密区；4）四级地区：系指四层及四层以上楼房（不计地下室层数）普遍集中、交通频繁、地下设施多的区段⑹。2•当划分地区等级边界线时，边界线距最近一幢建筑物外边缘应大于或等于200m。3•在一、二级地区内的学校、医院以及其他公共场所等人群聚集的地方，应按三级地区选取设计系数。4•当一个地区的发展规划，足以改变该地区的现有等级时，应按发展规划划分地区等级。8.4敷设方案设计1•管道可沿公路敷设，包括各已建公路或新建公路；2.管道可顺山间沟谷敷设，沟谷地区地形较为平坦，修路和开辟作业量小，施工方便；3•当高差较大时，可选用隧道方案敷设管道，若需跨越山间峡谷时，可采取平跨方案敷设管道。输气管道应采用埋地方式敷设，特殊地段也可采用土堤、地面等形式敷设，埋地管道覆土层最小厚度应符合表的规定。在不能满足要求的覆土厚度或外荷载过大、外部作业可能危及管道之处，均应采取保护措施。表8.1最小覆土层厚度（m）地区等级土壤类岩石类旱地水田一级0.60.80.5二级0.60.80.5三级0.80.80.5四级0.80.80.58.5线路构筑物管道通过土（石）坎、陡坡、冲沟、崾岘、沟渠等特殊地段时，应根据当地自然条件，因地制宜设置保护管道、防止水土流失的构筑物。埋设管道的边坡或土体不稳定时应设置挡土墙。挡土墙应设置在稳定地层上。挡土墙应设置泄水孔，其间距宜取2—3m，外斜5%，孔眼尺寸不宜小于100mm<100mm。墙后应做好滤水层和必要的排水盲沟，当墙后有山坡时，还应在坡下设置截水沟。墙后填土宜选择透水性较强的填料。在季节性冻土地区，墙后填土应选用非冻胀性填料（如炉渣，碎石，粗砂等）。挡土墙应每隔10〜20m设置伸缩缝。遇有侵蚀性水或严寒地区，挡土墙必须进行防腐、防水处理。计算挡土墙土压力时，应按照现行国家标准《建筑地基基础设计规范》GB50007执行。管道通过较大的陡坡地段，以及管道受温度变化的影响，将产生较大下滑力或推力时，宜设置管道锚固墩；锚固墩一般由混凝土或钢筋混凝土现浇，基础底部埋深不宜小于1.5m；锚固墩周边的回填土必须分层夯实，干容重不得小于16kN/m3；管道与锚固墩的接触而应有良好的电绝缘。8.6辅助标志•输气管道沿线应设置里程桩、转角桩、交叉和警示牌等永久性标志。•里程桩应沿气流前进方向左侧从管道起点至终点，每公里连续设置。阴极保护测试桩可同里程桩结合设置。3•埋地管道与公路，铁路、河流和地下构筑物的交叉处两侧应设置标志桩（牌）。4•对易于遭到车辆碰撞和人畜破坏的管段，应设置警示牌，并应采取保护措施。第九章管道防腐管道防腐是保证管道长期安全运行的必要条件，本管道按照《工业设备及管道防腐蚀规范》GB50726-2011中有关规定，为了更好地保障管道的运行,本次将采用阴极保护和管道涂层结合的方法进行管道防腐。9.1防腐层要求1•能减轻腐蚀；2•对金属表面及有足够的粘结力，以便有效的阻止水汽在涂层下移动；3•具有足够韧性以防开裂；4•具有足够强度；5.具有能有任何阴极保护相容的特性。9.2管内防腐设计管道管内防腐涂层能够降低管道内摩阻，提高输送效率，增大管输量，减小增压站数量，节约管材和施工费，节省燃料费并对管内壁起到保护作用，减少管道腐蚀。目前管内涂层常用的材料有有环氧树脂类涂料、粉末环氧树脂、酚醛环氧树脂和煤焦油环氧树脂等。表9.1各类内涂层特点表类型环氧树脂类粉末环氧树脂类酚醛环氧树脂类煤焦油环氧树脂类特点附着力强，耐腐蚀性能强，能够适应高压，电绝缘性能好。具有低熔融粘度，流平性好，涂膜牢固、光滑、耐水、耐热、耐腐蚀性好。机械型好，耐化学腐蚀，耐热度高。成本低，有一疋的抗腐蚀性能,防腐性能较好。本次作业采用环氧树脂复合材料，它具有质量轻、强度高、模量大、耐腐蚀性好、电性能优异、材料来源广泛、加工成型简便、生产效率高等诸多优点。根据API标准，涂层厚度为50~60叩。9.3管外防腐设计目前国内常用天然气管外防腐涂层有FBE、双层FBE、三层PE。本次作业采用三PE防腐涂层，具有优秀的使用跟踪记录，既有FBE的强粘结、良好的耐阴极剥离和防护性能，又有PE的良好机械性能、抗透湿性和高度绝缘性。三PE是由熔结环氧、胶黏剂和挤塑聚乙烯三层组成。表9.2防腐层厚度钢管公称直径DN(mm)环氧粉末涂层(^m)胶黏剂层(^m)防腐层最小厚度(mm)普通级(G)加强级(S)DNK100>150>2001.82.5100VDNK2502.02.72508003.03.79.4电化学防腐电化学防腐有外加电流和牺牲阳极两种方法，现将两种方法作比较:表9.3电化学防腐方法外加电流法牺牲阳极法优点缺点优点缺点1•驱动电压咼1.安装费用咼2.输出电流大2•维护费用咼3.适用于各种土壤3.每月有电费成本电阻率的环境4.对外部管线有干4.适用于裸管或涂层较差的构筑物扰5.能够灵活控制电流输量6.能够保护较大范围的构筑物1.不用外接电源1.驱动电位有限2.安装后维护费2.输出电流低而有用低限3.对外部构筑物3.受土壤电阻率限没有干扰制4.地皮费用很少4.不适用于保护大或没有口径的裸管或涂层5.保护电流的利用率咼较差的管道本次作业管道多，分布范围广，故采取电化学防腐采用阴极保护的外加电流法方法。第十章站场工程10.1自动控制10.1.1基本要求脱水站、天然气集中处理站等站场宜采用计算机控制系统，需要自动控制的井口、计量站、集气站可采用远程终端装置（RTU）或可编程控制器（PLC）；生产工艺相对简单、对精度要求不高的设施、装置应结合工艺特点、设备特点，优先选用自力式、机械式、基地式控制仪表或装置；对于经济效益差的气田应采用仪表控制或因地制宜开发的有成熟使用经验的专用监控装置或经济、适