桑南凝气田地面工程设计-说明.doc 136页

'中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程桑南凝气田地面工程设计-说明版次：0总说明书共4页第１页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程1概述1.1设计依据1.1.1中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司关于“桑南东凝析气田地面建设工程”的《勘察设计委托书》，委托书编号JG200336，2003年11月19日。1.1.2中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司油勘字［2003］109号《关于轮古100－12井区地面建设工程可行性研究报告的批复》及其审查意见。1.1.3中石油集团工程设计有限责任公司华北分公司编制的《桑南凝析气田地面建设工程可行性研究报告》2003年12月。1.1.4中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司研究院提供的《吉拉克桑南产能建设生产井基础资料统计表》，2003年12月5日。1.1.5中国石油塔里木油田分公司吉拉克桑南工程项目部设计管理组《桑南公寓方案设计审查会会议纪要》，2003年12月18日。1.1.6中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司吉拉克、桑南项目部工程设计管理组《关于桑南凝析气田公寓建设等事宜的函》，2003年12月21日。1.1.7中国石油天然气股份公司勘探与生产分公司关于《桑南凝析气田地面建设工程初步设计》的评审意见，2004年1月15日。1.1.8中国石油塔里木油田分公司吉拉克桑南工程项目部提供的《桑南凝析气田产能建设地质相关资料》，2004年1月27日。1.1.9中国石油塔里木油田分公司吉拉克桑南工程项目部关于桑南职工公寓调整意见的电话记录，2004年2月4日。1.1.10中国石油塔里木油田分公司吉拉克桑南工程项目部关于输气管线压力的传真，2003年12月15日。1.2设计指导思想及原则根据国家有关方针政策、法规、规范、规定，并结合塔里木油田分公司生产管理特点及本工程的具体要求，确定以下设计指导思想及原则：版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程1.2.1严格遵守国家、地方及本行业的有关法规和政策，严格执行国家及本行业的有关设计规范、标准及规定，优化工艺方案，提高经济效益，降低工程造价。1.2.2依据近远期结合、适当留有发展余地的原则，在项目建设时，做到满足近期工程建设需要的同时，还要考虑远期发展的需要，提高综合经济效益。1.2.3积极采用新技术、新工艺、新设备、新材料，主要设备、材料选型从国外引进，其余立足于国内，并做到性能可靠、技术先进、高效节能、标准适当、方便运行、便于维护，提高装置运行的可靠性。1.2.4采用先进可靠的DCS控制系统，减少管理人员，简化管理体制，在满足一线生产需要的前提下，尽可能减少现场操作管理人员，降低运行管理费用，提高管理水平。1.2.5辅助生产设施尽可能依托地方社会力量，以减少投资，降低运行成本。1.2.6充分考虑防治措施，确保建设和施工中的环境保护和劳动安全卫生。1.3设计范围1.3.1设计内容根据中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司关于“桑南东凝析气田地面建设工程”的《勘察设计委托书》，本工程已完成了可行性研究工作，本次初步设计主要包括：1）天然气集输及处理（1）气井井口装置；（2）单井采气管线；（3）集气站；（4）天然气净化处理厂：主要包括天然气脱硫装置、天然气烃水露点控制装置、凝析油及伴生气处理装置；（5）天然气外输管线（桑南天然气净化处理厂至西气东输轮南输气首站）；（6）液烃外输管线（桑南天然气净化处理厂至塔中－轮南原油管线）（7）配套工程：相关的水、电、路、热、信、仪、建、暖等辅助系统及公用工程。2）职工公寓改扩建3）供电系统版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程（1）桑塔木35KV开关站扩建为110KV变电站；（2）轮南～桑塔木110KV供电线路。4）经济概算。1.3.2界区条件1）天然气外输管道的工作界面与吉拉克天然气管道的界面为桑南天然气净化处理厂围墙外2m；处理后的合格天然气输至轮－库管线轮南首站和西气东输轮南首站，本次设计包括轮－库首站的改建，与西气东输轮南输气首站的接点位置为西气东输轮南首站围墙外2m。2）凝析油外输管线工作界面桑南天然气净化处理厂的凝析油输至吉拉克－牙哈凝析油管线和桑转站，凝析油接至吉拉克－牙哈凝析油管线，接点位于桑南天然气净化处理厂北围墙外约40m处；与桑转站的接点在本次设计范围内。3）供电系统的工作界面吉拉克35KV供电线路接自桑塔木110KV变电站，变电站与线路的分界点为35KV配电装置，以架空出线耐张夹（不含）为界。4）通信工作界面轮南通信总站至吉拉克通信站通信光缆敷设至吉拉克通讯站、光缆传输通道及接口设备均由辽河设计院负责。桑塔木油田通信系统纳入轮南通信总站管辖范畴，并由轮南通信总站至吉拉克通信站通信光缆线路途经的桑塔木通信站引出。桑塔木通信站需为本工程通信系统预留2M光口4个,2M电口2个。通信工程设计界面从桑塔木通信机房2M光/电口起始。1.4执行的主要标准、规范1.4.1工艺1.4.1.1《气田集气工程设计规范》SY/T0010-961.4.1.2《油田油气集输设计规范》SY/T0004-981.4.1.3《气田天然气净化厂设计规范》SY/T0011-96版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程1.4.1.4《天然气脱水设计规范》SY/T0076-20031.4.1.5《天然气凝液回收设计规范》SY/T0077-20031.4.1.6《原油稳定设计规范》SY/T0069-20001.4.1.7《输气管道工程设计规范》GB50251-20031.4.1.8《原油和天然气工程设计防火规范》GB50183-931.4.1.9《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第1部分：A级钢管》GB9711.1-19971.4.1.10《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第2部分：B级钢管》GB/T9711.2-19991.4.1.11《原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范穿越工程》SY/T0015.1-981.4.1.12《输油（气）埋地钢质管道抗震设计规范》SY/T0450-971.4.1.13《建筑设计防火规范》GBJ16-87（2001年版）1.4.1.14《天然气》GB17820-19991.4.1.15《原油和天然气地面工程初步设计内容规范》SY/T0082-931.4.1.16《高压锅炉用无缝钢管》GB5310-19951.4.1.17《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-19991.4.2给排水及消防1.4.2.1《原油和天然气地面工程初步设计内容规范》SY/T0082-931.4.2.2《原油和天然气工程设计防火规范》GB50183-931.4.2.3《建筑设计防火规范》GBJ16-87（2001年版）1.4.2.4《气田天然气净化厂设计规范》SY/T0011-961.4.2.5《室外给水设计规范》GBJ13－86（1997年版）1.4.2.6《室外排水设计规范》GBJ14－87（1997年版）1.4.2.7《建筑给水排水设计规范》GBJ15－88（1997年版）1.4.2.8《建筑灭火器配置设计规范》GBJ140－90（1997年版）1.4.2.9《油气厂、站、库给水排水设计规范》SY/T0089－961.4.2.10《污水综合排放标准》GB8978-19961.4.2.11中华人民共和国消防法1.4.2.12中华人民共和国消防条例实施细则1.4.3仪表版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程1.4.3.1《过程检测和控制流程图用图形符号和文字代号》GB2625－811.4.3.2《爆炸性环境用防爆电气设备》GB/T3836.1/2/4-20001.4.3.3《用气体超声波流量计测量天然气流量》GB/T18604-20021.4.3.4《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-981.4.3.5《流量测量节流装置的设计安装和使用》GB/T2624-981.4.3.6《石油及液体石油产品流量计交接计量规范》SYL03；1.4.3.7《天然气流量的标准孔板计量方法》SY/T6143-961.4.3.8《石油化工企业可燃气体检测报警设计规定》SH3063-19991.4.3.9《分散型控制系统工程设计规定》HG／T20573-20001.4.3.10《石油化工企业自动化仪表选型设计规定》SH3005-19991.4.3.11《石油化工企业信号报警，连锁系统设计规定》SHJ18-901.4.3.12《自动化仪表选型规定》HG20507-20001.4.3.13《控制室设计规定》HG20508-20001.4.3.14《仪表供气设计规定》HG20510-20001.4.3.15《工业自动化仪表工程施工及验收规范》GBJ93-961.4.3.16《火灾自动报警系统施工及验收规范》GB50166-921.4.3.17《天然气计量系统技术要求》GB/T1860-981.4.4电气1.4.4.1《35-110kV高压配电装置设计规范》GB50060-921.4.4.2《电力工程电缆设计规范》GB50217-941.4.4.3《10kV及以下变电所设计规范》GB50053-941.4.4.4《低压配电设计规范》GB50054-951.4.4.5《供配电系统设计规范》GB50052-951.4.4.6《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-921.4.4.7《建筑物防雷设计规范》GB50057-94（2000年版）1.4.4.8《油田防静电接地设计规范》SY/T0060-921.4.4.9《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T5136-2001；1.4.4.10《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137-2001；1.4.4.11《高压电缆选用导则》DL/T401-2002。1.4.5非标设备版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程1.4.5.1《压力容器安全技术监察规程》（99版）1.4.5.2《钢制压力容器》GB150-19981.4.5.3《管壳式换热器》GB151-19991.4.5.4《钢制塔式容器》JB4710-19921.4.5.5《钢制焊接常压容器》JB/T4735-19971.4.5.8《原油和天然气工程设计防火规范》GB50183-931.4.5.9《泄压和减压系统指南》APIRP5211.4.5.10《气焊、手工电弧焊及气体保护焊焊缝坡口的基本型式与尺寸》GB985-881.4.5.11《埋弧焊焊缝坡口的基本型式与尺寸》GB986-881.4.5.12《低温压力容器用低合金钢钢板》GB6654-19961.4.5.13《压力容器用低温用钢板》GB3531-19961.4.5.14《厚度方向性能钢板》GB5313-19851.4.5.15《碳素结构钢》GB700-19881.4.5.16《优质碳素结构钢热轧厚钢板和宽钢带》GB711-19881.4.5.17《压力容器无损检测》JB4730-941.4.5.18《钢制压力容器焊接规程》JB/T4709-20001.4.5.19《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》SY/T0599-19971.4.5.20《控制钢制设备焊缝硬度防止硫化物应力开裂技术规范》SY/T0059-19991.4.5.21《压力容器涂敷与运输包装》JB/T4711-20031.4.6通信1.4.6.1《国内卫星通信小型地球站VSAT通信系统工程技术规定》YD5028-961.4.6.2《工业企业通信设计规范》GBJ42-811.4.6.3《工业企业通信接地设计规范》GBJ79-851.4.6.4《通信电源设备安装设计规范》YD5040-971.4.6.5《电信专用房屋设计规范》YD5003-941.4.6.6《通信工程建设环境保护技术规定》YD5039-971.4.6.7《本地电话网通信管道与通道工程设计规范》YD5007-951.4.6.8《工业电视系统工程设计规范》GBJ115-871.4.6.9《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-981.4.6.10《国际ITU-T相关建议、标准》版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程1.4.7供热、暖通及空调1.4.7.1《锅炉房设计规范》GB50041-921.4.7.2《热水锅炉安全技术监察规程》1997修订版1.4.7.3《供热工程制图标准》CJJ/T78-971.4.7.4《采暖通风与空气调节设计规范》GBJ19-87（2001年版）1.4.7.5《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-851.4.7.6《中华人民共和国城市区域环境噪声标准》GB3094-931.4.8防腐1.4.8.1《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》SY/T0413-20021.4.8.2《钢质管道熔结环氧粉末外涂层技术标准》SY/T0315-971.4.8.3《钢质管道聚乙烯胶带防腐层技术标准》SY/T0414-981.4.8.4《辐射交联聚乙烯热收缩带》SY/T4054-921.4.8.5《钢质储罐液体环氧涂料内防腐层技术标准》SY/T0319-981.4.8.6《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》SY/T0036-20001.4.8.7《埋地钢质管道牺牲阳极阴极保护设计规范》SY/T0019-971.4.8.8《阴极保护管道电绝缘标准》SY/T0086-951.4.8.9《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007-19991.4.9土建1.4.9.1《建筑设计防火规范》GBJ16-87（2001年版）1.4.9.2《建筑结构荷载规范》GB50009-20011.4.9.3《砌体结构设计规范》GB50003-20011.4.9.4《混凝土结构设计规范》GB50010-20021.4.9.6《钢结构设计规范》GB50017-20031.4.9.7《建筑地基基础设计规范》GB50007-20021.4.9.8《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-951.4.9.9《民用建筑节能设计规范》JGJ37-871.4.9.10《办公建筑设计规范》JGJ67-891.4.9.11《建筑抗震设计规范》GB50011-20011.4.9.12《盐渍土地区建筑规范》SY/T0317-97版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程1.4.10总图1.4.10.1《工业企业总平面设计规范》GB50187-931.4.10.2《石油天然气工程总图设计规范》SY/T0048-20001.4.10.3《防洪设计规范》GB50201-941.4.11道路1.4.11.1《公路工程技术标准》JTJ001-961.4.11.2《公路工程抗震设计规范》JTJ004-891.4.11.3《公路环境保护设计规范》JTJ/T006-981.4.11.4《公路路线设计规范》JTJ011-941.4.11.5《公路路基设计规范》JTJ013-951.4.11.6《公路沥青路面设计规范》JTJ014-971.4.11.7《公路软土路堤设计与施工技术规范》JTJ017-961.4.11.8《公路排水设计规范》JTJ018-971.4.11.9《公路桥涵设计通用规范》JTJ021-891.4.11.10《公路砖石及混凝土桥涵设计规范》JTJ022-851.4.11.11《公路桥涵地基与基础设计规范》JTJ024-851.4.12其它1.4.12.1《工业企业设计卫生标准》TJ36-791.4.12.2《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-851.4.12.3《石油化工企业职业安全卫生设计规范》SH3047-931.4.12.4《中华人民共和国环境保护法》1.4.12.5《中华人民共和国海洋环境保护法》1.4.12.6《建设项目环境保护管理办法》（87）国环字003号1.4.12.7《建设项目环境保护设计规定》（87）国环字002号1.4.12.8《环境空气质量标准》GB3095—1996版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程2自然地理概况及地面建设现状2.1自然地理概况2.1.1地理位置桑南凝析气田所在区域属于新疆维吾尔自治区巴音郭楞蒙古族自治州轮台县，北距轮台县城约45km处，东北距轮南油田约14km，南距塔里木河约13km。桑南凝析气田天然气净化处理厂拟建于桑转站的西侧，与桑转站围墙相隔。2.1.2自然条件气田所处区域地势较为平坦，海拔高度930m左右，属暖温带大陆性气候，气候干燥，降水稀少，夏季炎热，冬季干冷，春季升温快而不稳，多风沙浮尘天气，秋季降温迅速。年温差和日温差均较大，光照充足，热量丰富，蒸发强烈，无霜期较长，风沙活动频繁。县境可分为平原和山区两个气候区。气象资料见表2.1-1。表2.1-1气象资料表序号项目单位数量备注1一般海拔高度m9302相对湿度％463风速年平均m/s2.3最大风速m/s341967年7月24日4最大风频风向NE5气温年平均℃10.6年平均最低℃-6.0极端最高℃41.42000年7月12日极端最低℃-25.51975年12月11日6降水量年平均降水量mm65.6冬季占8％一日最大降水量mm45.71978年6月10日最长连续无降水日d1851970.8.17～1971.2.177冻土深度一般冻土深度cm80最大冻土深度cm1208日照年平均日照时间h2658年日照百分率％639年平均蒸发量mm207010最大积雪厚度cm211973年3月1日11年平均无霜天数d19212地震烈度0.15g（相当于7度）版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程13年雷电日d23.72.1.3社会人文及经济状况轮台县位于天山南麓中段，巴音郭楞蒙古族自治州。县城位于轮南油田以北40km，东距巴州首府库尔勒175km，西距库车县110km，面积14000平方公里；全县共辖2镇10乡，总人口10.3万。县境分北部山区、中部绿洲平原区和南部塔里木河平原区，北部高，向东南倾斜，塔里木河由西向东横贯县境南部，流向境外。轮台县历史悠久，地域辽阔，自然环境、人文景观独特，有古城遗址、古墓葬、烽燧、胡杨森林公园等古迹，具有较丰富的旅游资源。工业主导产业有建筑、皮革、矿产开发、食品等。农业主产粮食、棉花，养殖业以牛、羊、猪等为主。2.1.4交通运输桑南凝析气田地处轮台县境内，县城内有314国道和南疆铁路经过。桑南凝析气田可以通过油田主干公路（塔中沙漠公路和桑塔木公路）和314国道直接到达轮台县城，交通运输十分便利。2.2地面建设现状2.2.1油气集输系统2.2.1.1桑塔木油田桑塔木油田目前建有桑塔木转油脱水站（简称桑转站）1座，无人值守计量站（桑1－桑5计）共5座。1）桑转站桑转站最初设计为转油脱水（脱至油中含水≤20％）站，规模50×104t/a（纯油），油气比400m3/t，含水65％，来油在站内经3台三相分离器脱水后，低含水原油输至轮一联合站。目前，站内已拆除1台三相分离器，实际脱水规模只有20×104t/a。由于原油产量大大下降，脱水效果增强，脱后原油含水≤0.5％，外输至轮一联。目前，桑转站实际处理量为17×104t/a（纯油），其中桑1－5计来油约9×104t/a，含水80-90％，伴生气量约为6×104m3/d，。解放渠东原油产量8×104t/a，含水约10－30%。2）计量站版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程桑塔木油田共建有10井式无人值守计量站5座，其中桑1计、桑2计、桑3计位于桑转站西侧，合成一条输油管线进入桑转站；桑4计、桑5计位于桑转站东侧，合成一条输油管线进入桑转站。故桑转站实际来油头只有2个，均为D273×7管线，另外桑转站内留有3个D219×6管线预留头。2.2.1.2轮南油田轮南油田建有联合站1座（轮一联），负责接收、处理和稳定轮南油田生产的原油，并稳定塔北和塔中的原油。目前该油田共有油井82口，注水井14口，计量站7座（含气举配气间），注水配水间5座和计量转油站一座。此外，还建有承担外围单井试采原油卸油任务的轮二站1座。1）轮一联轮一联设计处理油量150×104t/a，（液量7823t/d，含水50%），目前，轮一联实际处理量为油：（80－90）×104t/a，污水5230m3/d。轮一联已建天然气脱水处理装置1套，设计规模为40×104m3/d，目前处理量为30×104m3/d，其中轮南油田的伴生气27×104m3/d，400×104t/a原稳装置来的不凝气3×104m3/d，装置主体工艺为压缩机增压、分子筛脱水、丙烷制冷、两塔精馏，冬季制冷温度为－8～－15℃，生产液化气20～30t/d，轻烃15～20t/d，夏季制冷温度只能达到0～－5℃，液化气和轻烃产量均在25～35t/d以内，轻烃和液化气收率较低。2002年，为了提高液化气收率，由大庆油田建设设计研究院设计，对40×104m3/d天然气处理装置进行了改造，改造后采用压缩机增压、分子筛脱水、丙烷＋膨胀机制冷和两塔精馏流程，制冷温度为－58℃，改造后规模为50×104m3/d，操作范围为80％～120％，生产液化气66.69t/d，轻烃29.66t/d，最大处理能力为60×104m3/d。改造后部分气源来自气举装置气举压缩机的第四级出口，并利用90×104m3/d气举装置的气举压缩机作为备用压缩机。目前改造装置即将建成投产。轮一联建有气举装置1套，设计规模为90×104m3/d，目前气举气量为50×104m3/d，装置由原料气分离、增压、脱水、气举气计量及分配等单元组成。装置采用燃气引擎驱动的往复式压缩机对原料气进行增压，压缩机共5台，单台排气量为20×104m3/d，最大排气量可达23.79×104m3/d（当进口压力为0.3MPa时），压缩机出口压力为11.5MPa。2）计量站版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程目前，轮南油田建有无人值守计量站7座，其中轮2#计量站有4个空头，该站进轮一联的集油干线有2条，管径分别为DN250、DN300，计量站汇管回压为0.75MPa。2.2.1.3中斜坡油田中斜坡油田位于桑南油气田东北部，轮一联与桑塔木油田之间，截至目前为止，该油田共有5口生产井，勘探开发部门正在该地区做进一步部署，在今后几年将实施地面工程建设。2.2.1.4油气集输管线及输油管道桑塔木油田至轮南油田目前共建有原油长输管道1条，即塔中至轮南输油管道，另外建有内部集输干管1条，即桑轮输油管道。桑轮输油管道起始于桑塔木转油脱水站，终止于轮一联，全长19.1km，管径D273×7，材质为20号低碳钢。设计最大输油能力75×104t/a，目前输油量约16×104t/a。2.2.1.5天然气外输管道轮南地区建有塔中—轮南输气管道和轮南—库尔勒输气管道。塔中—轮南输气管道为D426×7mm，设计压力为6.4MPa，设计输量为8×108m3/a，目前输量为55×104m3/d（1.925×108m3/a），末点压力为1.3MPa；轮南—库尔勒输气管道为D610mm，设计压力4.0MPa，设计输量为12×108m3/a，目前输量为62×104m3/d（2.17×108m3/a）。2.2.2污水处理、给排水及消防系统2.2.2.1污水处理系统桑转站目前未建完善的污水处理系统，但已预留场地。目前桑塔木油田综合含水为89%，桑转站产生的含油污水1850m3/d，经3000m3沉降罐沉降处理后，其中有1350m3/d污水通过回灌泵回灌到回灌井，剩余的500m3/d污水排入站外50000m3污水蒸发池内进行蒸发。桑塔木油田现有的2口回灌井为LN23井和JF121井。其中LN23井回灌量为960m3/d，JF121井回灌量为390m3/d。2.2.2.2给排水系统轮南地区建有一套完整的供水系统，包括水源地1个，供水站2版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程座和配套供水管网。水源为地下水，水质良好，各项指标均符合生活饮用水卫生标准。两座供水站一座是供水首站，位于轮南基地北部18.5km，供水量为10000m3/d，供水首站出水经D355.6×7.1管线输送至轮南基地供水末站和轮一联合站储水罐。轮南基地供水末站负责向基地各用水点供水，轮一联合站经供水泵升压后通过D273×7管线输送至桑塔木油田和解放渠东油田。2001年各用水区最大用水量为8500m3/d，尚富余供水能力1500m3/d。轮一联合站至桑塔木和解放渠东油田供水管线供水规模为5000m3/d。目前桑塔木及解放渠东油田最大用水量为1000m3/d。桑转站的用水引自轮一联至解放渠东油田的供水干线，管径为D273×7。水进入桑转站内已有2座1000m3清水储罐，作为消防供水储罐外还兼作供水系统备用水罐，从来水干管上接出一条支管向站内各用水点供水，供水压力0.25MPa，桑转站目前用水量为50~60m3/d。桑转站和各计量站雨水排放靠自然排放和蒸发。2.2.2.3消防系统桑塔木油田没有消防站。桑转站内建有3000m3固定顶油罐2具，消防泵房1座，油罐消防采用固定式冷却给水系统和固定式低倍数泡沫灭火系统，场区布置有消火栓和移动式灭火器。消防系统主要设备见表2.2-1。表2.2-1桑转站消防系统主要设备一览表序号名称型号及规格数量运行数量设备完好情况备注1消防储罐1000m32具2具完好2冷却水泵S250－65qv＝485m3/h，h=65m，P=135kW2台1台完好与泡沫消防泵共用备用泵3泡沫消防泵8SH－6qV=234m3/hh=93.5m1台1台完好与冷却水泵共用备用泵4压力比例混合装置储罐容积20m31套1套完好2.2.3供电系统版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程桑转站附近建有一座35kV开关站，整个桑南区块油田的用电均由桑塔木35kV开关站供出，本开关站35kV接线采用单母线分段，共有进出线12回，其中，电源进线2回，出线10回。2回进线从轮南110kV变电站35kV两段母线分别引来，正常运行方式为一回路运行，另一回路备用，现在10回出线已用9回，只剩余一回备用出线，本开关站各出线所带负荷如下：桑转甲线为250kW、桑解甲线为700kW、桑解乙线为790kW、桑东线为400kW、桑西线为650kW、桑生线为30kW、桑泰线为1900kW、桑棉线为180kW。目前桑塔木35kV开关站所带总负荷最大为5411kW。35kV架空线路（LGJ-120）在年最大负荷利用小时5000以上时的经济输送容量约为5200kW。2.2.4仪表自动化2.2.4.1桑转站原设计情况桑转站自控系统原设计采用三级布站，中心控制室设在桑转站内，单井参数通过无线传输到所属计量站，由计量站无线数据传输到桑转站中心控制室的集散控制系统进行集中处理。桑转站内工艺装置的生产过程采用集散型控制系统，即由测控站进行分散控制，操作站集中管理。同时，还接收接转站无线传输的有关数据。中心控制室的集散控制系统留有通信接口，能与轮一联并网通信。桑转站内主要生产装置的检测控制有原油处理过程监控、自动消防系统、锅炉房监控、配电电压电流检测以及火炬自动点火等。站内锅炉房设测控站，对主要参数进行数据采集，有线传输到中心控制室。桑转站自控系统通信接口形式如下：操作站与操作点IEEE—802操作站与测控点IEEE—485操作站与无线数传RS—232中心控制室主要配置有2个测控柜，1个通信柜，1个配电柜，2个操作台，1个报警台和3个打印机柜。站内现场仪表主要采用FOXBORO变送器，FISHER质量流量计，KCYTON气动蝶阀，鞍山热工仪表厂的气动调节阀和自力式调节阀，上海仪表九厂的旋进旋涡流量计等，控制系统采用北京空间开发应用总公司的成套集散控制系统。2.2.4.2控制系统现状版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程桑转站自控系统的现状与原设计相差很大，其表现在于现场仪表大部分已更换，井口RTU已经拆除，锅炉房测控站未与中心控制室自控系统联网运行，中心控制室的集散控制系统也未能与轮一联并网通信。目前站内大部分现场仪表如变送器、流量计等已经更换；井口现场仪表和RTU已除，井口参数完全由人工巡检完成。桑转站所辖5座计量站RTU和现场仪表经过更新改造，目前运行良好，能够实现计量站自动倒井、油气计量和分离器液位和压力控制，并能实现与桑转站中心控制室的集散控制系统无线通信。目前，各计量站RTU都具有可用的扩展功能，可随时根据需要进行扩充。桑转站中心控制室的集散控制系统投运以来，除对站内原油生产过程进行监控，以及对所属5座计量站实施无线通信外，对站内其它测控站如锅炉房测控站等均未并网运行，中心控制室的集散控制系统也未能与轮一联并网通信。虽然前不久也对原系统进行改造，但由于受原系统性能的限制和运行软件落后的影响，不能扩展升级，运行性能不能改善，致使该系统在运行中时常发生故障，给现场操作和管理造成极大不便和困难，严重威胁着站内的安全生产。另外，中心控制室内也无足够位置安装增添设备，如今后站内扩建增加生产装置，其自控系统也不能进入桑转站中心控制室的集散控制系统，只能另建控制系统。2.2.5通信系统塔指油田建有油田专用通信网，以微波为传输主干网通道，轮南通信站为微波中继下60路话路，并安装西门子Hicom390程控交换机800线。轮南通信站至桑塔木作业区已建一点多址微波通信，轮南通信站为微波中心站，桑塔木作业区为微波外围站34用户；设备为加拿大SRT公司SR500型。主要用户有桑转站，公寓、35kV开关站等，目前设备容量已满。轮南通信站至塔中4已建8芯光缆，传输设备选用日本NEC公司的PDH设备，传输容量为34Mb/s（480路）。该光缆沿着沙漠公路敷设，距桑转站有6km左右。塔指油田已建成集群移动通信，设备采用新西兰TAIT公司产品。工作频率为450MHz。在轮南通信站安装4信道基站，覆盖轮南作业区。联通公司在桑塔木作业区公寓安装1套GSM移动无线通信基站，覆盖整个油区目前已开通；可为油田提供无线移动通信。版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程从已建通信现状看，油田通信网比较完善、设备先进。但现有通信设施主要以语音通信为主，对于开展其它通信业务不能完全满足要求。2.2.6道路系统塔里木油田自开发至今，已建成塔中沙漠公路、轮东公路、南二环路、桑解矿区公路等主要公路，从而在油田内部形成了交通发达的公路交通网。桑南凝析气田目前交通状况较好。经油田的塔中公路和西环路；南二环路可以直达轮台县城，314国道和南疆铁路均从轮台县经过，其交通运输可以依托南疆铁路及油田已建公路到达建设地点，交通十分便利。2.2.7供热桑转站现有燃气蒸汽锅炉房1座，内有3台4t/h全自动燃气锅炉，锅炉额定供汽压力为1.25MPa，饱和蒸汽温度为194℃。目前，冬季仅运行1台，供汽压力为0.48MPa，供桑转站生产和采暖用热。3设计基础资料3.1开发方案及开发部署桑南凝析气田共有10口气井，分别为LN48、JF127、LG11、JF126、JF123、JF128、LG13、LG18、LG19-1、LG13-2，其中LG19-1和LG13-2为新钻井，其余均利用老井。生产井基础资料统计表见表3.1-1。表3.1-1桑南产能建设生产井基础资料统计表气田目的层序号井号井口坐标备注(X)(Y)桑南O1LN48C458374315278936老井侧钻2JF127C4583351.315277540老井侧钻3JF126458527715269249.5老井利用4JF123458498815266628老井利用5LG114585349.415271099.9老井利用6JF1284584999.215266800.3老井利用7LG134582073.315275440.5老井利用8LG184581551.515270790.2老井利用9LG13-14582448.415273131.2新布署井版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程10LG19-14582340.815278675.7新布署井根据油藏工程方法预测桑1号开发指标见表3.1-2，桑3号开发指标见表3.1-3~3.1-5，轮古13井区开发指标见表3.1-6，桑南凝析气藏开发指标见表3.1-7。表3.1-2桑1号单井开发指标预测表（LN48C、JF127C）年份年产干气年产油累产干气累产油年产水水气比气油比地层压力井口压力井口温度(108m3)(104t)(108m3)(104t)(104t)(t/104m3)(m3/t)MpaMpa℃20050.33000.44460.33000.44460.01380.04742355.9635.4035.0020060.33000.44240.66000.88700.01380.04746052.2531.0034.6720070.33000.43480.99001.32180.01380.04759048.5527.5034.3320080.33000.41681.32001.73850.01380.04791844.8523.0034.0020090.33000.38651.65002.12500.01380.04853841.1419.0033.6720100.33000.35041.98002.47540.01380.04941837.4417.0033.3320110.33000.31802.31002.79340.01380.041037833.7411.3033.0020120.33000.28872.64003.08210.01380.041143130.0310.0532.6720130.33000.26832.97003.35040.01380.041229926.338.8032.3320140.33000.24493.30003.59530.01380.041347622.627.5532.0020150.23100.15633.53103.75160.39271.701477720.036.3040.0020160.16170.10423.69273.85580.46732.891552018.225.0535.7520170.11320.07053.80593.92640.42143.721604716.953.8031.5020180.07920.04863.88513.97500.34124.311629516.062.5527.2520190.05550.03373.94064.00860.26154.711648115.441.3023.00表3.1-3桑3号单井开发指标预测表（JF123、JF126）年份年产干气年产油累产干气累产油年产水水气比气油比地层压力井口压力井口温度(108m3)(104t)(108m3)(104t)(104t)(t/104m3)(m3/t)MpaMpa℃20050.33000.57510.63481.90940.01780.05573846.2831.0035.0020060.33000.46460.96482.37400.01780.05710339.6525.0034.0020070.33000.33141.29482.70540.01780.05995733.0219.0033.0020080.33000.24681.62482.95230.01780.051336826.3813.0032.0020090.21450.13151.83933.08370.40601.891631522.089.7040.0020100.13940.07571.97873.15940.43543.121842419.278.0436.8020110.09060.04592.06943.20540.35553.921972717.456.3833.6020120.05890.02912.12833.23450.26174.442022316.274.7230.4020130.03830.01882.16653.25330.18304.782034715.503.0627.2020140.02490.01232.19143.26560.12445.002028515.001.4024.00版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程表3.1-4桑3号单井开发指标预测表（JF128）年份年产干气年产油累产干气累产油年产水水气比气油比地层压力井口压力井口温度(108m3)(104t)(108m3)(104t)(104t)(t/104m3)(m3/t)MpaMpa℃20050.82501.43771.12982.77200.04450.05573849.1232.0035.0020060.82501.16151.95483.93350.04450.05710341.8927.0034.0020070.82500.82862.77984.76210.04450.05995734.6622.0033.0020080.82500.61713.60485.37920.04450.051336827.4217.0032.0020090.53630.32874.14115.70791.01501.891631522.729.7040.0020100.34860.18924.48965.89711.08863.121842419.668.0436.8020110.22660.11494.71626.01200.88883.921972717.686.3833.6020120.14730.07284.86346.08480.65424.442022316.384.7230.4020130.09570.04704.95926.13180.45764.782034715.553.0627.2020140.06220.03075.02146.16250.31115.002028515.001.4024.00表3.1-5桑3号单井开发指标预测表（LG11）年份年产干气年产油累产干气累产油年产水水气比气油比地层压力井口压力井口温度(108m3)(104t)(108m3)(104t)(104t)(t/104m3)(m3/t)MpaMpa℃20050.66001.15020.96482.48450.03560.05573848.6131.0035.0020060.66000.92921.62483.41370.03560.05710341.4926.3334.0020070.66000.66292.28484.07660.03560.05995734.3621.6733.0020080.66000.49372.94484.57020.03560.051336827.2417.0032.0020090.42900.26293.37384.83320.81201.891631522.609.7040.0020100.27890.15133.65274.98450.87093.121842419.598.0436.8020110.18130.09193.83395.07640.71103.921972717.646.3833.6020120.11780.05833.95175.13470.52344.442022316.364.7230.4020130.07660.03764.02835.17230.36614.782034715.543.0627.2020140.04980.02454.07815.19690.24895.002028515.001.4024.00版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程表3.1-6LG13井区单井开发指标预测表（LG13、LG18、LG13-1、LG19-1）年份年产干气年产油累产干气累产油年产水水气比气油比地层压力井口压力井口温度(108m3)(104t)(108m3)(104t)(104t)(t/104m3)(m3/t)MpaMpa℃20051.98003.16412.36683.84590.09790.05625854.5134.0046.0020061.98002.88684.34686.73270.09790.05685949.9630.6045.2020071.98002.57966.32689.31230.09790.05767645.4027.2044.4020081.98002.20738.306811.51950.09790.05897040.8523.8043.6020091.98001.878110.286813.39760.09790.051054336.3020.4042.8020101.98001.664012.266815.06160.09790.051189931.7517.0042.0020111.38601.040813.652816.10246.79674.901331728.5611.5051.0020120.97020.684214.623016.78668.08818.341418026.339.9746.3320130.67910.455215.302117.24187.293610.741492024.778.4341.6720140.47540.308415.777517.55035.905112.421541323.686.9037.0020150.33280.211716.110317.76194.525413.601572122.915.3732.3320160.23290.145316.343217.90733.359814.421603022.373.8327.6720170.16310.203516.506318.11072.445915.00801522.002.3023.00桑南凝析气藏产能预测见表3.1-7。表3.1-7桑南凝析气藏开发指标预测表年份投产井数年产干气年产油累产干气累产油年产水水气比气油比采气速度气采出程度采油速度油采出程度(口)(108m3)(104t)(108m3)(104t)(104t)(t/104m3)(m3/t)(%)(%)(%)(%)2005104.78507.79145.47669.80750.24100.0561416.687.646.808.572006104.78506.791410.261616.59890.24100.0570466.6814.325.9314.502007104.78505.603515.046622.20240.24100.0585396.6820.994.8919.392008104.78504.645319.831626.84770.24100.05103016.6827.674.0623.452009104.03433.505723.865830.35342.76430.69115085.6333.303.0626.512010103.54632.856727.412133.21012.95560.83124144.9538.252.4929.002011102.63511.975430.047235.18559.13503.47133403.6841.921.7330.732012102.01311.450932.060336.63649.81664.88138752.8144.731.2732.002013101.58801.114233.648337.75058.51085.36142532.2246.950.9732.972014101.29720.878034.945538.62856.74155.20147751.8148.760.7733.742015100.79480.524323.172325.26525.31086.68151581.1132.330.4622.072016100.55630.353723.728625.61894.29447.72157300.7833.110.3122.372017100.38940.344524.118125.96343.28878.44113040.5433.650.3022.682018100.15850.09727.77027.95000.68244.31162950.2210.840.086.942019100.11090.06737.88128.01730.52294.71164810.1511.000.067.00版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程桑塔木油田产液量预测见表3.1-8～表3.1-11。表3.1-8桑南奥陶系凝析气藏产液量预测表年年产气年产油年产水年产液(亿方)(万吨)(万吨)(万吨)20054.78507.78990.24098.030820064.78506.95890.24097.199820074.78505.74610.24095.987020084.78504.69810.24094.939020094.03433.48112.76436.245420103.54632.74012.95565.695720112.63511.84269.135010.977620122.01311.31779.816611.134320131.58800.98258.51089.493220141.29720.75606.74157.4974表3.1-9桑南西奥陶系油藏产液量预测表年年产气年产油年产水年产液(亿方)(万吨)(万吨)(万吨)20050.722423.910021.770045.680020060.603020.610026.680047.290020070.504917.770031.530049.300020080.425515.320035.070050.390020090.356313.200038.040051.240020100.300311.380039.420050.800020110.25549.810038.820048.630020120.24548.460037.410045.870020130.26067.290036.730044.020020140.27786.280034.250040.5300表3.1-10桑塔木三叠系油藏产液量预测表年年产气年产油年产水年产液(亿方)(万吨)(万吨)(万吨)20050.07346.670440.779647.450020060.07446.764844.335251.100020070.06335.750145.349951.100020080.06605.999048.901054.900020090.05595.085249.664854.750020100.04754.322450.427654.750020110.04043.674151.075954.750020120.03443.122951.627154.750020130.02922.654552.095554.750020140.02482.256352.493754.7500版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程表3.1-11桑塔木油田总体产液量预测表年年产气年产油年产水年产液(亿方)(万吨)(万吨)(万吨)20055.580838.370362.7905101.160820065.462434.333771.2561105.589820075.353229.266177.1208106.387020085.276526.017184.2120110.229020094.446521.766390.4691112.235420103.894118.442692.8032111.245720112.930915.326799.0309114.357620122.292812.900798.8537111.754320131.877910.927097.3363108.263220141.59989.292393.4851102.7774桑南油气田油井配产见表3.1-9。表3.1-9轮古100－12井区（桑南油气田）油井配产表井号类型配产（t/d）油气比（m3/t）LG17直井20240LG100直井50278LG101直井100275LG100-H1水平井60缺LG100-4直井50缺LG100-6直井501339LG100-8直井50缺LG101-2直井60缺LG101-4直井60缺LG101-6直井60缺LG102H水平井1003364LG102-H3水平井100缺总井数12口，平均单井日产58.46t，井区日产760t，井区年产27.74×104t/a，采油速度2.47%3.2流体性质3.2.1气井天然气性质气井天然气性质见表3.2-1。桑南凝析气藏井流物组分预测见表3.2-2～3.2-5。3.2.2凝析油性质凝析油性质见表3.2-6。3.2.3地层水性质地层水的性质见表3.2-7。版次：0总说明书共140页第22页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程表3.2-1LG11-LG13井区奥陶系天然气分析数据表井号取样井段顶界取样井段底界取样日期取样位置层位取样空气量%甲烷%乙烷%丙烷%异丁烷%正丁烷%异戊烷%正戊烷%氮气%二氧化碳%C6+%己烷%庚烷%辛烷%壬烷%癸烷%十一烷%相对密度临界温度K临界压力kPa理高发热量MJ/m3理低发热量MJ/m3真高发热量MJ/m3真低发热量MJ/m3硫化氢mg/m3平均分子量LG115187.8752712001-2-7分离器O1.0296.260.990.150.070.130.050.061.350.780.15　　　　　　0.58193.24606.2　　　　　16.86LG115187.8752712001-2-7分离器O0.8295.851.010.150.070.130.050.061.231.330.11　　　　　　0.59193.94623.8　　　　　16.97LG115187.8752712001-2-7分离器O0.7695.810.960.120.060.130.050.061.251.440.12　　　　　　0.59193.84626.5　　　　　16.99LG115187.8752712001-2-11RD阀下O0.9194.931.020.110.080.220.110.171.461.180.72　　　　　　0.6196.14604.3　　　　　17.51LG115187.8752712001-2-11RD阀下O1.3896.4810.150.060.110.040.050.971.060.09　　　　　　0.58193.54620.4　　　　　16.82LG115187.8752712001-2-11RD阀下O1.196.480.930.150.060.110.040.051.011.080.09　　　　　　0.58193.44620　　　　　16.83LG115187.8752712001-2-11RD阀下O18.795.141.030.140.080.240.130.21.111.210.72　　　　　　0.61196.64608.6　　　　　17.52LG115187.8752712001-3-1分离器O1.7995.071.110.180.040.080.020.031.222.120.13　　　　　　0.59194.64647.2　　　　497.717.16LG115187.8752712001-2-24分离器O0.8395.641.360.120.050.090.030.041.081.550.05　　　　　　0.59194.14634.7　　　　　16.96LG115187.8752712001-2-24分离器O0.8795.781.150.10.050.090.030.041.231.490.05　　　　　　0.58193.64630.8　　　　　16.92LG115187.8752712001-3-1分离器O0.8796.621.250.140.050.10.040.061.221.420.11　　　　　　0.591944627.9　　　　　17LG115187.8752712001-3-1分离器O0.9995.880.970.160.040.080.020.031.181.580.06　　　　　　0.58193.64633.5　　　　　16.93LG115187.8752712001-3-1分离器O0.7895.691.120.190.040.080.030.031.241.520.05　　　　　　0.59193.84631.4　　　　　16.95LG115187.8752712001-3-1分离器O6.0194.831.320.150.050.080.030.031.4820.03　　　　　　0.59194.24642.8　　　　　17.12LG115187.8752712001-3-2分离器O1.0695.541.020.180.080.160.070.090.981.750.12　　　　　　0.59194.84637.5　　　　　17.12LG115187.8752712001-3-2分离器O1.0496.111.040.170.040.080.020.031.021.460.04　　　　　　0.58193.64632.5　　　　　16.87LG115187.8752712001-3-2分离器O0.9896.090.970.150.040.080.030.031.280.30.03　　　　　　0.58193.24624.8　　　　　16.85LG115187.8752712001-3-2分离器O0.8795.71.090.150.050.080.030.031.261.510.1　　　　　　0.59193.84630.2　　　　　16.97LG115187.8752712001-3-5分离器O0.896.081.020.160.050.090.030.051.351.120.06　　　　　　0.58193.24618.1　　　　　16.85LG115187.8752712001-3-5分离器O1.1196.511.080.170.050.090.030.040.71.230.09　　　　　　0.58193.94628.8　　　　　16.84LG115187.8752712001-3-7分离器O1.0295.911.180.120.050.090.030.051.191.280.1　　　　　　0.58193.74624.4　　　　　16.92LG115187.8752712001-3-7分离器O1.0595.731.240.140.050.090.030.041.131.440.1　　　　　　0.591944626.9　　　　　16.97LG135593.8256852002-2-3取样器O9.9389.941.710.4100.08007.70.150　　　　　　0.6188.74517.3　　　　　17.39LG13554456262002-3-6分离器O1.3396.081.020.230.050.080.020.031.051.420.03　　　　　　0.58193.64631.5　　　　　16.88LG13554456262002-3-6分离器O20.7397.091.010.240.050.090.030.040.051.290.1　　　　　　0.58194.44637.6　　　　　16.79LG13554456262002-3-6分离器O0.4495.571.020.220.050.090.030.031.291.640.06　　　　　　0.59193.84633.7　　　　　17LG13554456262002-3-6分离器O1.4293.431.020.260.080.190.090.152.511.811.42　　　　　　0.61195.44614.4　　　　　17.67LG13554456262002-3-6分离器O　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　83.36　LG13554456262002-3-99:30三相分离器O1.1995.411.10.320.080.130.050.051.371.320.17　　　　　　0.59194.34620.737.0533.437.1233.47　17.09LG13554456262002-3-99:30三相分离器O0.8995.381.090.310.070.120.040.051.471.320.14　　　　　　0.59194.14619.936.9333.293733.36　17.06LG13554456262002-3-109:40三相分离器O2.3995.371.020.280.070.110.040.051.031.970.07　　　　　　0.59194.74645.436.7233.136.7933.17　17.12LG13554456262002-3-109:40三相分离器O1.495.341.010.280.070.110.040.051.141.880.08　　　　　　0.59194.64640.936.7233.136.7933.17　17.11LG13554456262002-3-1118:50三相分离器O0.294.581.010.390.120.190.050.061.921.520.15　　　　　　0.6194.4461836.8433.2236.9233.29　17.25LG13554456262002-3-1118:50三相分离器O0.5995.111.010.290.070.120.050.061.561.560.16　　　　　　0.59194.24624.836.8233.236.933.27　17.15LG13554456262002-3-149:50三相分离器O1.2496.0710.270.060.10.030.041.151.210.08　　　　　　0.58193.74622.936.9233.2836.9933.35　16.9LG13554456262002-3-149:50三相分离器O094.850.980.270.060.10.030.041.931.660.08　　　　　　0.59193.74625.636.4532.8636.5332.93　17.12LG13554456262002-3-1321:00三相分离器O1.2195.5210.280.060.110.040.051.231.590.12　　　　　　0.59194.34631.136.8433.2136.9133.27　17.07LG13554456262002-3-1321:00三相分离器O0.8894.4810.270.060.110.040.051.542.330.11　　　　　　0.6194.84647.836.4232.8436.532.9　17.3LG13554456262002-3-139:50三相分离器O0.7395.151.010.280.060.110.040.051.621.570.11　　　　　　0.59194462636.6933.0736.7633.14　17.1LG13554456262002-3-139:50三相分离器O0.9295.091.010.290.070.130.050.071.651.430.21　　　　　　0.59194.34619.536.9333.337.0133.37　17.17版次：0总说明书共140页第25页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程表3.2-1（续表一）LG11-LG13井区奥陶系天然气分析数据表井号取样井段顶界取样井段底界取样日期取样位置层位取样空气量%甲烷%乙烷%丙烷%异丁烷%正丁烷%异戊烷%正戊烷%氮气%二氧化碳%C6+%己烷%庚烷%辛烷%壬烷%癸烷%十一烷%相对密度临界温度K临界压力kPa理高发热量MJ/m3理低发热量MJ/m3真高发热量MJ/m3真低发热量MJ/m3硫化氢mg/m3平均分子量LG185462.3555882001-12-22油咀管汇O0.9995.271.770.590.140.280.090.110.960.430.36　　　　　　0.6196.24595.7　　　　　17.25LG185462.3555882001-12-22油咀管汇O1.0695.131.770.590.140.280.090.110.960.530.4　　　　　　0.6196.44597.9　　　　　17.31LG185462.3555882001-12-22油咀管汇O0.8195.221.780.590.140.290.090.120.970.380.41　　　　　　0.6196.34592.7　　　　　17.29LG185462.3555882001-12-30分离器O13.3695.811.180.380.10.180.050.060.751.370.12　　　　　　0.591954629.7　　　　　17.06LG185462.3555882001-12-30分离器O15.5695.761.170.360.090.160.050.060.621.630.1　　　　　　0.59195.24639.2　　　　　17.08LG185462.3555882001-12-30　O　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　203.5　LG1854725546.82002-3-6分离器O1.6395.111.180.290.070.120.050.061.291.640.19　　　　　　0.59194.84630.736.9833.3537.0633.42332.917.19LG1854725546.82003-7-8分离器O0.794.971.180.310.080.140.050.061.341.670.19　　　　　　0.59194.94630.236.9933.3537.0633.42　17.22LG1854725546.82003-9-17分离器O0.395.171.190.280.070.120.050.061.261.620.18　　　　　　0.59194.84630.736.9933.3537.0633.42　17.17LG195591.775745.72003-3-1510:00分离器O1.9396.080.90.320.050.120.040.061.031.340.06　　　　　　0.58193.9462736.9233.293733.35　16.93LG195591.775745.72003-3-1510:00分离器O1.3396.030.920.340.060.130.040.0611.340.07　　　　　　0.591944626.636.9833.3437.0533.4　16.95LG195591.775745.72003-3-1518:00分离器O0.4995.330.890.340.060.140.050.071.471.540.09　　　　　　0.59194.14625.336.7833.1636.8533.22　17.09LG195591.775745.72003-3-1518:00分离器O3.5695.40.890.350.060.140.050.071.551.390.09　　　　　　0.59193.94620.536.8133.1936.8933.25　17.06LG195591.775745.72003-3-166:00分离器O5.4396.290.940.350.050.10.030.030.931.280　　　　　　0.58193.64628.136.8733.2336.9433.3　16.84LG195591.775745.72003-3-166:00分离器O1.6796.010.960.380.070.150.050.070.921.310.08　　　　　　0.59194.44626.537.1233.4637.1933.53　16.98LG19C5868.526051.672003-8-610:00分离器O0.2677.730.890.20.040.070.020.021.3419.660.03　　　　　　0.76213.95137.229.826.8629.8726.93　21.97LN48541654271992-5-26(分析日期)分离器O　93.561.060.50.230.180.050.072.122.25　　　　　　　0.6027195.14670　　　　　　LN48543654701992-5-7(分析日期)分离器O　96.730.380.210.040.08　　1.890.67　　　　　　　0.5739191.24630　　　　　　JF1235256.8752891992-2-11(分析日期)分离器O　95.081.10.420.10.270.050.11.321.57　　　　　　　0.5922194.94660　　　　　　JF1235256.875260.751992-4-29(分析日期)　O　94.930.490.220.130.19　　2.321.73　　　　　　　0.5896192.94650　　　　　　JF1235256.875360.751992.7.6分离器O　93.38481.43750.84730.18450.3270.21120.21771.8371.1680.385　　　　　　0.6129　　　　　　　　JF1235256.875360.751992.8.14分离器O　86.95782.60872.67430.49710.85440.24490.3222.222.97350.647　　　　　　0.6765　　　　　　　　JF1235256.875360.751992.10.4分离器O　94.26261.27250.96410.18430.31710.09980.12941.3771.15470.2388　　　　　　0.6036　　　　　　　　JF1235256.875360.751992.11.2分离器O　95.07521.1290.66990.16430.25270.06380.09081.1781.21160.1646　　　　　　0.5954　　　　　　　　JF1235256.875360.751992.12.3分离器O　94.51461.47020.50730.05520.09430.03290.03162.6860.58430.0735　　　　　　0.5873　　　　　　　　JF1235256.875360.751992.6.28分离器O　92.03391.16670.76310.14130.24950.09450.10633.71.34990.3948　　　　　　0.6143　　　　　　　　JF1235256.875360.751992.8.1分离器O　94.24611.34910.72020.15140.2440.09180.13121.3011.43610.3285　　　　　　0.6046　　　　　　　　JF123526552942003-8-1110:40分离器O0.3194.761.070.260.060.110.030.041.951.650.05　　　　　　0.59193.64624.836.4332.8436.532.9　17.11JF123526552942003-8-921:10分离器O0.5395.281.080.270.060.110.030.041.461.630.05　　　　　　0.591944631.636.6433.0336.7133.09　17.05JF123526552942003-8-921:00分离器O0.2895.091.190.290.060.10.030.031.441.740.03　　　　　　0.59194.14635.136.632.9936.6733.05　17.07JF123526552942003-8-1110:30分离器O11.9695.081.180.290.060.10.030.031.681.510.030.59193.74625.336.5932.9836.6633.0517.04JF1235256.8753002003-9-17分离器O1.4195.311.210.280.060.110.040.041.091.790.07　　　　　　0.59194.64639.936.7933.1736.8733.2474917.09JF1265163.5252411993-2-190:00分离器O72.56.386.422.354.951..652.040.781.91.020.8709241.234550JF1265163.5252411993-2-220:00取样器O94.261.060.590.170.260.070.091.981.510.5969194.84.85JF1265163.5252411993-2-22(分析日期)临界O96.080.950.360.10.140.060.061.151.090.5832193.794650JF1265240.635328.161993-3-6(分析日期)取样器O95.280.90.360.080.150.040.021.781.40.5873193.524650JF1265241.795328.161993-3-13(分析日期)取样器O93.471.870.410.10.160.040.081.512.360.6021196.214.68JF1265316.025356.021993-5-30(分析日期)取样器O41.710.22.3155.781.086250.486080JF1265316.025356.021993-5-30(分析日期)取样器O47.12微52.881.065250.776090JF126524652751993-6-70:00分离器O950.590.380.10.230.10.131.81.670.5923194.194650版次：0总说明书共140页第25页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程表3.2-1（续表二）LG11-LG13井区奥陶系天然气分析数据表井号取样井段顶界取样井段底界取样日期取样位置层位取样空气量%甲烷%乙烷%丙烷%异丁烷%正丁烷%异戊烷%正戊烷%氮气%二氧化碳%C6+%己烷%庚烷%辛烷%壬烷%癸烷%十一烷%相对密度临界温度K临界压力kPa理高发热量MJ/m3理低发热量MJ/m3真高发热量MJ/m3真低发热量MJ/m3硫化氢mg/m3平均分子量JF126524652751993-6-70:00分离器O94.90.610.390.10.140.080.141.711.930.5941194.314660JF126524652751993-6-100:00分离器O94.580.550.340.080.160.060.082.211.940.5941193.664660JF126524652751993-6-100:00分离器O94.660.570.330.10.140.040.082.121.960.5934193.684660JF126500150091993-7-31(分析日期)分离器O93.821.130.370.040.160.020.13.730.630.5898191.754600JF1265163.5252411993-2-190:00分离器O72.56.386.422.354.951..652.040.781.91.020.8709241.234550JF1265163.5252411993-2-220:00取样器O94.261.060.590.170.260.070.091.981.510.5969194.84.85JF1265163.5252411993-2-22(分析日期)临界O96.080.950.360.10.140.060.061.151.090.5832193.794650JF1275461.125550.341993-3-20(分析日期)垫圈O98.050.140.120.050.021.62微0.5636190.034610JF127546554981993-5-140:00临界O89.480.470.250.040.110.020.022.127.490.6427199.284810JF127546554981993-5-140:00临界O88.170.460.250.040.10.020.042.458.470.6538200.214840JF127546554981993-5-260:00取样器O95.340.150.240.040.120.40.021.532.160.5895193.554670JF127546554981993-5-230:00放喷O95.010.540.280.040.120.040.11.662.20.5925193.824670JF127546554981993-5-230:00放喷O95.310.490.280.040.140.040.11.911.690.5887193.264650JF127546554981993-5-290:00临界O92.290.540.280.080.120.040.041.595.020.6189197.194750JF127546554981993-5-290:00临界O92.320.510.240.040.10.020.041.665.070.6181196.894750JF127546554981993-6-50:00取样器O93.780.540.240.040.080.040.061.533.680.6044195.474710JF127546554981993-6-50:00取样器O93.260.550.290.040.10.040.041.634.040.6088195.914720JF127546554981993-6-40:00临界O93.560.540.280.140.120.040.041.533.760.6074195.784720JF127546554981993-6-40:00临界O93.90.550.280.040.120.020.041.473.570.6034195.454710JF127530253251993-8-170:00计量罐O97.430.170.06微0.021.970.360.5675190.214620JF127530253251993-8-180:00计量罐O95.760.450.180.040.040.04微1.911.570.5829191.354650JF127530253251993-8-180:00计量罐O96.540.490.230.020.1微0.021.930.680.5753191.554630JF1285490.835750.31997-4-29(分析日期)分离器O92.05021.41850.34550.00040.09710.00030.00034.551.53780.5993191.994650JF1285490.835750.31997-5-4(分析日期)分离器O94.01511.42030.34930.00060.11080.00060.00052.7491.35420.5902192.984660JF1285490.835750.31997-5-7(分析日期)分离器O93.95221.39630.35440.00120.1180.00050.00072.8461.33080.5905192.894660JF1285490.835750.31997-4-29(分析日期)分离器O92.76931.49071.42870.00020.09430.00030.00032.8251.39130.6015194.954660JF1285490.835750.31997-4-29(分析日期)分离器O92.05021.41850.34550.00040.09710.00030.00034.551.53780.5993191.994650JF1285490.835750.31997-4-30(分析日期)分离器O92.85011.47180.98810.00040.1130.00030.00042.8461.72950.6009194.564670JF1285490.835750.31997-4-30(分析日期)分离器O92.61631.551.12130.00060.11690.00040.00042.7591.8350.6032195.074670JF1285490.835750.31997-5-4(分析日期)分离器O94.01511.42030.34930.00060.11080.00060.00052.7491.35420.5902192.984660JF1285490.835750.31997-5-5(分析日期)分离器O93.59241.46260.37420.00060.12630.00050.00033.1011.34220.5923192.874660JF1285490.835750.31997-5-6(分析日期)分离器O92.9211.50050.99420.0010.11150.00050.00082.8341.63710.6194.54660JF1285490.835750.31997-5-7(分析日期)分离器O93.95221.39630.35440.00120.1180.00050.00072.8461.33080.5905192.894660JF1285490.835750.31997-4-30(分析日期)井口O88.87142.48892.21450.16560.19970.093803.3052.66090.6338199.554680JF1285490.835750.31997-4-30(分析日期)井口O88.94382.79092.59720.20960.21610.101902.1442.99640.6386201.884700版次：0总说明书共140页第25页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程表3.2-2桑1号（LN48C、JF127C）井流物组分预测表时间2005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020气油比(m3/m3)599060506200658072008000875097001015011600122501280013100132001340013600组分二氧化碳1.631.631.631.631.631.641.741.871.871.881.881.881.881.881.881.88氮气1.231.231.231.231.231.241.271.311.311.321.321.321.321.321.321.32甲烷89.7289.7589.8289.9390.0390.1691.7294.3494.3994.5794.6594.7294.7694.7794.7994.82乙烷1.021.021.021.021.021.030.950.800.780.740.720.710.700.700.690.68丙烷1.221.211.201.181.171.150.770.180.170.160.160.150.150.150.150.14异丁烷0.520.520.510.510.510.500.350.070.070.060.060.060.060.060.060.06正丁烷1.021.021.011.011.011.000.650.090.090.080.080.080.080.080.080.08异戊烷0.690.690.680.680.670.660.430.050.050.050.050.050.050.050.050.05正戊烷0.870.870.870.860.850.830.530.080.080.070.070.070.070.070.070.07已烷1.101.101.091.081.071.050.690.130.130.120.120.120.120.120.120.12庚烷0.210.210.210.200.190.180.190.150.150.140.130.130.130.130.130.13辛烷0.160.160.160.160.150.140.180.200.190.180.180.170.170.170.170.16壬烷0.110.110.100.100.090.070.110.150.150.140.130.130.130.130.130.13癸烷0.090.090.080.080.070.060.120.160.150.140.140.130.130.130.130.1311烷以上0.410.410.390.350.320.280.290.430.410.330.300.270.250.250.240.24表3.2-3桑3号（JF123、JF128、JF126、LG11）井流物组分预测表时间2005200620072008200920102011201220132014气油比(m3/m3)4625.05725.08025.010775.013150.014850.015900.016300.016400.016350.0组分二氧化碳1.631.631.641.871.881.871.871.871.871.87氮气1.201.221.241.311.321.311.301.301.301.30甲烷89.1589.6090.1794.4794.7694.9695.0895.1395.1495.13乙烷0.991.011.030.770.700.650.610.600.600.60丙烷1.291.241.150.170.150.130.120.110.110.11异丁烷0.550.530.500.070.060.050.050.050.050.05正丁烷1.051.031.000.090.080.080.080.080.080.08异戊烷0.740.700.660.050.050.040.040.040.040.04正戊烷0.930.880.830.080.070.060.060.060.060.06已烷1.151.111.050.130.120.110.110.110.110.11庚烷0.250.220.180.140.130.120.120.120.120.12辛烷0.190.170.140.190.170.150.140.130.130.13壬烷0.140.120.070.140.130.120.120.120.120.12癸烷0.110.100.060.150.130.110.100.100.100.1011烷以上0.620.450.270.370.250.210.190.180.180.18版次：0总书明书共40页第27页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程表3.2-4LG13井区（LG13、LG18、LG13-1、LG19-1）井流物组分预测表时间2005200620072008200920102011201220132014201520162017气油比(m3/m3)5075.05250.06050.07200.08500.09900.010800.011700.012200.012500.012800.013000.013200.0组分二氧化碳1.631.631.631.631.641.871.871.881.881.881.881.881.88氮气1.211.121.231.231.241.311.311.321.321.321.321.321.32甲烷89.3387.2989.7590.0390.2594.3694.4794.5994.6594.6894.7294.7594.77乙烷1.000.911.021.021.030.790.760.740.730.720.710.700.70丙烷1.281.461.211.171.140.180.170.160.160.160.150.150.15异丁烷0.540.680.520.510.500.070.070.060.060.060.060.060.06正丁烷1.041.181.021.011.000.090.090.080.080.080.080.080.08异戊烷0.720.950.690.670.660.050.050.050.050.050.050.050.05正戊烷0.911.140.870.850.820.080.080.070.070.070.070.070.07已烷1.141.321.101.071.040.130.130.120.120.120.120.120.12庚烷0.240.330.210.190.180.150.140.140.140.130.130.130.13辛烷0.180.270.160.150.140.200.190.180.180.180.170.170.17壬烷0.130.220.110.090.060.150.140.140.140.130.130.130.13癸烷0.100.150.090.070.060.160.150.140.140.140.130.130.1311烷以上0.551.340.410.320.250.420.370.330.300.280.270.260.25表3.2-5桑南凝析气藏井流物组分预测表时间200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019气油比(m3/m3)496256936900832392981003010778112111151711938122481271091331316613316组分二氧化碳1.631.631.631.671.651.652.071.871.881.881.881.881.801.881.88氮气1.211.221.231.261.251.251.361.311.321.321.321.321.291.321.32甲烷89.2989.5989.9890.3390.3890.5098.3494.5394.5694.6294.6594.7192.9794.7794.78乙烷1.001.011.021.031.041.040.560.750.740.730.720.710.880.700.69丙烷1.281.241.171.091.131.12-0.740.170.160.160.160.150.490.150.15异丁烷0.550.530.510.490.490.49-0.360.070.060.060.060.060.210.060.06正丁烷1.051.031.010.960.990.99-0.780.090.080.080.080.080.380.080.08异戊烷0.730.700.670.630.650.64-0.530.050.050.050.050.050.250.050.05正戊烷0.920.880.850.780.810.80-0.620.080.070.070.070.070.310.070.07已烷1.141.111.071.001.031.02-0.740.130.120.120.120.120.420.120.12庚烷0.240.220.190.210.170.160.090.140.140.140.130.130.170.130.13辛烷0.180.170.150.160.130.120.240.190.180.180.180.170.190.170.17壬烷0.130.120.090.090.050.040.210.140.140.140.130.130.130.130.13癸烷0.110.100.070.100.050.040.220.150.140.140.140.130.140.130.1311烷以上0.570.460.330.210.210.170.680.350.330.310.300.270.360.250.25版次：0总书明书共40页第27页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程表3.2-6LG11-LG13井区奥陶系原油分析数据表井号取样井段顶界取样井段底界取样日期取样位置层位20℃密度g/cm350℃密度g/cm3运动粘度mm2/s50℃动力粘度mPa.s含水量%沉淀物%酸值mgKOH/g含盐量mgNaCl/g开口闪点℃闭口闪点℃凝点℃残炭%灰分%含蜡量%胶质%沥青质%含硫量%初馏点℃初馏点-100℃%初馏点-120℃%初馏点-140℃%初馏点-160℃%初馏点-180℃%初馏点-200℃%初馏点-220℃%初馏点-240℃%初馏点-260℃%初馏点-280℃%初馏点-300℃%总馏量%LG115187.8752712001-2-7分离器O0.81280.79122.4321.92425.090.510.0811280<0<-1000.630.1415.781.250.250.029303.99.618.323.628.933.739.545.35258.860.7LG115187.8752712001-2-7分离器O0.80590.7842.1531.68814.340.370.0119462<000.250.04632.240.490.090.039402.98.817.623.929.333.739.646.452.858.660.6LG115187.8752712001-2-10计量罐O0.82250.80153.5542.8490.640.080.05360<22<22200.0220.00457.31000.029203.48.717.823.127.934.239.544.85258.360.2LG115187.8752712001-2-24分离器O0.81050.78892.5762.0320.810.10.07762<25<26180.0530.01110.19000.069201.86.911.9172226.629.435.842.248.651.4LG115187.8752712001-3-1分离器O0.81040.78882.5141.9832.410.110.061.70E+03<25<26160.0451.01E-028.4000.058714.18.112.716.821.426.531.636.743.349.951.9LG115187.8752712001-3-1分离器O0.80450.78262.4241.89700.050.055.20E+01<26<27140.0180.02389.45000.07693.37.512.116.82125.729.935.539.744.852.354.2LG115187.8752712001-3-2分离器O0.80570.78382.3731.8600.020.061.60E+01<26<27160.0150.02847.24000.04732.561014.518.52528.933.939.943.950.952.9LG115187.8752712001-3-2分离器O0.80540.78352.5391.9894.211.480.091.34E+03<25<2680.186.33E-028.93000.1381259.414.918.923.829.833.838.743.751.653.6LG115187.8752712001-3-5分离器O0.81380.79252.8162.2320.330.020.0562<26<27180.0224.11E-029.19000.1310301.94.89.514.319.122.428.233.439.648.249.6LG115187.8752712001-3-7分离器O0.81560.79432.8652.2760.360.010.046<26<27180.0050.00E+0010.57000.06109002.57.112.217.323.427.532.639.346.948.9LG115187.8752712001-3-7分离器O0.81650.79522.9973.8380.390.010.0610<26<27180.0911.02E-0212.43000.24104013.19.214.819.924.529.134.841.449.151.1LG13554456262002-3-67:00分离器O0.81150.78992.4841.96214.9300.08452<25<25120.16.66E-0211.44000.1682.24.48.813.217.721.526.530.93741.949.754.6LG13554456262002-3-612:00分离器O0.81120.78962.5692.02817.500.03286<25<251203.17E-0211.61000.12672.14.19.313.417.521.625.729.937.143.249.454.6LG13554456262002-3-99:40三相分离器O0.81060.7892.5932.0462.660.030.0614027<25180.13.21E-0211.88000.126813711.915.921.425.931.937.343.850.855.8LG13554456262002-3-109:35三相分离器O0.81150.78992.5692.02900.040.0650.229<25180.11.44E-0212.79000.16680.92.45.29.914.619.824.129.335.44248.151.9LG13554456262002-3-118:50三相分离器O0.80980.78822.4191.9070.150.080.0624.533<25180.12.48E-0213.79000.12692.94.89.714.117.922.326.23136.843.650.454.3LG13554456262002-3-1310:00三相分离器O0.80850.78692.4031.89100.060.0516.329<25160.11.08E-0210.99000.1731.84.67.412.51822.628.233.241.145.753.155.4LG13554456262002-3-1321:00三相分离器O0.80220.78032.2341.74318.390.060.0537.429<25160.14.46E-0314.9000.16701.84.5914.418.824.230.13541.745.852.957.4LG13554456262002-3-149:40三相分离器O0.80270.78082.2071.7237.080.050.0517.826<25160.12.45E-0313.51000.12731.83.68.213.718.723.728.232.839.246.552.854.7LG18546856602001-12-280:00井口O0.8620.842515.6913.22　00.04215　　281.12.66E-0224.52.80.50.421390002.13.25.46.48.611.81519.321.5LG18546856602001-12-230:00井口O0.86080.84112.2110.276.681.720.26370　　301.17.25E-0221.73.20.20.471140012.14.16.28.210.312.91619.621.6LG185462.3555882001-12-23见液面O0.8620.842516.9514.283.690.350.1250.611948380.80.1112.81.80.40.2516100001.11.62.23.35.57.712.113.2LG185462.3555882001-12-23见液面O0.86090.841116.5713.943.90.30.1450.899573810.2213.12.10.40.241380000.51.12.22.74.45.58.812.113.2LG185462.3555882001-12-30分离器O0.81320.79162.2821.806　0.220.545780<24<24140.10.023810.60.30.20.21652.95.98.813.718.623.529.435.342.14754.959.3LG185462.3555882001-12-30分离器O　　2.366　4.090.810.73642<24<24140.10.01929.10.90.20.22　　　　　　　　　　　　　LG1854725546.82002-3-6井口O0.79490.77271.9961.54200.010.024.46<25<251008.12E-0310.67000.14565.910.315.720.724.629.534.439.344.350.256.159LG1854725546.82003-7-4井口O0.8140.79272.5962.058000.04　29<25140　12.27000.31930.62.35.812.217.42227.233.639.947.554.459.1LG1854725546.82003-8-27/O0.82560.80465.2894.2560.780.030.04　31<25305.8　15.11000.43871.21.82.45.38.911.914.817.821.926.130.833.8LG1854725546.82003-9-17分离器O0.83530.81464.9134.0021.540.020.133.431<25280.3023.820.130.210.269901.74.68.712.115.61923.126.531.236.938.1LG195591.775745.72003-3-1518:00分离器O0.85330.833211.429.51513.783.20　10650301.2　28.883.980.250.44　　　　　　　　　　　　　LG195591.775745.72003-3-166:00分离器O0.84810.8288.9797.43532.991.130　11862300.6　23.051.520.230.4211400.524.17.110.212.214.217.320.324.428.5LG19C5868.526051.672003-8-6计量罐O0.85430.834511.479.57214.930.390.18　　　32　　18.462.560.130.24118000.61.72.33.54.66.49.212.717.921.4LN48531354271992-5-27(分析日期)反循环出口O0.81870.7974　3.71(31.5℃)　　　　　　16.5　　　　　　110　　　(~150℃)5　(~205℃)18　　　(~270℃)3754　LN48543654701992-5-7(分析日期)分离器O0.79640.7742　2.08　　　　　　15.5　　　　　　687　　(~150℃)21　(~205℃)37　　　(~270℃)5466　版次：0总书明书共40页第30页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程表3.2-6（续表一）LG11-LG13井区奥陶系原油分析数据表井号取样井段顶界取样井段底界取样日期取样位置层位20℃密度g/cm350℃密度g/cm3运动粘度mm2/s50℃动力粘度mPa.s含水量%沉淀物%酸值mgKOH/g含盐量mgNaCl/g开口闪点℃闭口闪点℃凝点℃残炭%灰分%含蜡量%胶质%沥青质%含硫量%初馏点℃初馏点-100℃%初馏点-120℃%初馏点-140℃%初馏点-160℃%初馏点-180℃%初馏点-200℃%初馏点-220℃%初馏点-240℃%初馏点-260℃%初馏点-280℃%初馏点-300℃%总馏量%JF1235256.875360.751992-4-28(分析日期)　O0.8561　　10.121.3　　　　　34　　12.286.35　126　　　　　(~205℃)0.6　　　(~270℃)5.410.2(~270℃为18)　JF1235256.875360.75　O0.8046　　1.98(40℃)　　　　　　12　　　　　　126　　　　　　　　　　　　JF1235256.875360.751992.6.28井口O0.8594　　9.90　0.1489　　28　　　17.5　　99.8　　0.5235.5789.51217　JF1235256.875360.751992.7.6井口O0.8585　　9.80　0.16111.3　　30　　　15　　96.7　　12.53.5567.59.51216.5　JF1235256.875360.751992.8.1井口O0.8587　　16.650　0.18181.77　　32　　　22.5　　120.7　　0.51.52.53.55.5791115　JF1235256.875360.751992.8.14井口O0.85690.8371　10.34痕迹　0.23125　　28　　　15　　97.5　　0.523.55.56.589.51216.5　JF1235256.875360.751992.10.4井口O0.8327　　3.763　0.12278.2　　24　　　20　　82136912151821252833　JF1235256.875360.751992.11.2井口O0.836　　4.332.8　0.051001.4　　26　　　12.5　　106.2　0.5247101317212635.5　JF1235256.875360.751992.12.3井口O0.8307　　3.761.8　0.0366.76　　14　　　10　　831481115182226303543　JF1235265529403-8-9日08:00分离器O0.80760.7862.0541.614000.2　<25<2560.1　9.96000.338214.710.917.622.827.933.640.447.655.963.767.3JF1235265529403-8-11日10:00分离器O0.85490.835112.9810.840.120.050.12　8367320.8　21.192.89.60E-020.37125000.61.72.83.956.17.710.513.814.9JF123526552942003-9-17井口O0.85810.838312.3710.370.340.130.1143.66443320.70.021346.810.11.70E-010.32131001.22.43.64.85.467.810.814.418JF1235256.87530003-9-26日12:00高压管汇O0.85020.83018.4957.0520.360.050.0951634<25280.60.047127.33.61.50E-01　871.11.73.444.55.77.49.111.918.222.123.8JF12652465275　O0.82020.7996　2.43　　　　　　21　　　　　0.09119　　　　　　　　　　　　JF12652465275　O0.8210.7998　2.44　　　　　　21　　10.960.320.08120　　　　　　　　　　　　JF12652465275　O0.81020.7886　1.84　　　　　　19　　　　　0.0786　　　　　　　　　　　　JF12652465275　O0.81030.7887　1.85　　　　　　20　　　　　0.0787　　　　　　　　　　　　JF1265163.5252411993-2-21(分析日期)分离器O0.7740.75091.35(20℃)-25513(~150℃)36(~205℃)52(~270℃)6573.6JF1265241.795328.161993-3-15(分析日期)分离器O0.77510.7520.85(40℃)-33100(~150℃)26(~205℃)56(~270℃)8494JF1285490.835750.31997-4-30(分析日期)O0.80892微0.0253.02166.49075JF1285490.835750.31997-5-5(分析日期)O0.80541.77微0.01535.34188.47063JF1285490.835750.31997-5-6(分析日期)O0.80511.76微0.01835.34168.44069JF1285490.835750.31997-4-30(分析日期)井口O0.80890.78842微0.0253.0220160.020.036.4900.003752(~150℃)9.5(~205℃)21.5(~270℃)3849.5JF1285490.835750.31997-4-30(分析日期)分离器O0.80540.78491.8微0.01853.022016008.1200.081752(~150℃)12(~205℃)24.5(~270℃)4253JF1285490.835750.31997-4-29(分析日期)分离器O0.80540.78491.8微0.01853.022016008.0200.082742(~150℃)11.6(~205℃)24.5(~270℃)41.552.5JF1285490.835750.31997-4-30(分析日期)分离器O0.80010.77961.58微0.0235.241414007.9200.074604(~150℃)15.5(~205℃)29(~270℃)4655JF1285490.835750.31997-4-30(分析日期)分离器O0.80010.77931.58微0.0235.341414008.0600.07624.2(~150℃)15.7(~205℃)29.5(~270℃)46.555.5JF1285490.835750.31997-5-4(分析日期)分离器O0.80510.78481.73微0.01435.341316008.8300.064722.2(~150℃)12.2(~205℃)25.4(~270℃)4252.5JF1285490.835750.31997-5-4(分析日期)分离器O0.80510.78481.73微0.01435.341316008.8800.061702(~150℃)12(~205℃)25.4(~270℃)41.552JF1285490.835750.31997-5-5(分析日期)分离器O0.80540.78511.77微0.01535.341718008.4700.082632.5(~150℃)14(~205℃)27.5(~270℃)4254JF1285490.835750.31997-5-6(分析日期)分离器O0.80510.78481.76微0.01835.342416008.4400.058692(~150℃)12(~205℃)25(~270℃)4355JF1285490.835750.31997-5-7(分析日期)分离器O0.80540.78511.78微0.01435.342518008.6800.03721.5(~150℃)12(~205℃)24(~270℃)4151.5版次：0总书明书共40页第30页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程表3.2-7LG11-LG13井区奥陶系地层水分析数据表井号取样井段顶界取样井段底界取样日期取样位置层位颜色气味透明度沉淀物比重pH电导率mS/cmCO32-mg/LHCO3-mg/LOH-mg/LSO42-mg/LCL-mg/LCa2+mg/LMg2+mg/LBa2++Sr2+mg/LNa++K+mg/L阳离子总量mg/L阴离子总量mg/LFe3+mg/LFe2+mg/LI-mg/LBr-mg/LF-mg/LBmg/L总矿化度mg/L苏林分类备注LG115187.875271　　O　　　　1.0137　　　　　　16390　　　　　　　　　　　　　　　LG115187.8752712001-2-7分离器O黄色芳香味半透明大量絮状1.046.625.530117402770312001630523019120212703514015.117.91.83　2.7930.456410氯化钙　LG115187.8752712001-2-11MFE取样器O黑色刺激味不透明大量絮状1.0176　13.86　　　　7554　　　　　　　　　0.843.96　　　　LG115187.8752712001-2-24分离器O浅黄色芳香味半透明少量絮状1.00975.114.701550　14770　　　　　　　　0.49　0.38166　　样品终点无法判断LG115187.8752712001-3-1分离器O浅黄色芳香味半透明少量絮状1.01375.513.770314.90　16390　　　　　　　　0.58　0.3280　　样品终点无法判断LG115187.8752712001-3-1分离器O浅黄色芳香味不透明大量絮状1.01145.411.870343.10　13980　　　　　　　　0.74　0.24332　　样品终点无法判断LG115187.8752712001-3-2分离器O浅黄色芳香味半透明少量絮状1.00534.80.8801870　4380　　　　　　　　3.2　0.280.42　　样品终点无法判断LG115187.8752712001-3-3分离器O浅黄色芳香味半透明少量絮状1.02795.742.7024503960197002180897010600137002390010.9　2.42　1.3541.937600氯化钙样品终点无法判断LG135593.8256852002-2-2计量罐O　　　　　　　　　　　1.30E+04　　　　　　　　　　　　　　颜色太深,其它离子无法测定LG135593.8256852002-2-3计量罐O　　　　　　　　　　　1.36E+04　　　　　　　　　　　　　　　LG135593.8256852002-2-9计量罐O　　　　　　　　　　　1.49E+04　　　　　　　　　　　　　　　LG135593.8256852002-2-10计量罐O　　　　　　　　　　　1.63E+04　　　　　　　　　　　　　　　LG185567.5155882001-12-1910:30断反下O1.16E+04LG185567.5155882001-12-1911:00取样器O　　　　　　　　　　　4565　　　　　　　　　　　　　　　LG185462.3555882001-12-2323:35反循环O　　　　　　　　　　　5375　　　　　　　　　　　　　　　LG185462.3555882001-12-247:00断反下O　　　　　　　　　　　5463　　　　　　　　　　　　　　　LG185462.3555882001-12-249:00取样器O　　　　　　　　　　　4874　　　　　　　　　　　　　　　LG195591.775745.72003-3-1510:00计量罐入口O黄色刺激味不透明大量颗粒1.04977.55　0840.4015094.28E+044587436.402.27E+042.78E+044.52E+04　　　　　　7.29E+04氯化钙　LG195591.775745.72003-3-1518:00计量罐入口O黄色刺激味不透明大量颗粒1.0647.46　0646.909055.64E+046044589.202.92E+043.58E+045.80E+04　　　　　　9.38E+04氯化钙　LG195591.775745.72003-3-166:00计量罐入口O浅黄色刺激味半透明少量颗粒1.09226.3　027801088.26E+048976769.204.20E+045.17E+048.30E+04　　　　　87.21.35E+05氯化钙　LG19C5868.526051.672003-8-610:00油嘴管汇O黄色刺激味不透明大量絮状1.07515.8　0766.801656.83E+041.95E+04600.102.11E+044.12E+046.92E+04　　　　　221.11E+05氯化钙　LG19C5868.976051.672003-8-411:00计量罐O黄色刺激味不透明大量絮状1.0856.190629.10667.68E+042.54E+04632.801.98E+044.58E+047.75E+041.23E+05氯化钙LG19C5868.526051.672003-8-7油嘴管汇O黄色刺激味不透明大量絮状1.07684.42　0170436.97E+042.06E+04583.702.05E+044.17E+046.98E+04　　　　　221.11E+05氯化钙　JF123526552942003-8-920:30分离器O棕色刺激味不透明少量絮状1.09955.28　0767.40405865303.52E+043688092934814087700　　　　　18.4135800氯化钙　JF1265316.025356.021993-5-300:00取样器O土黄　　　　7　　291.68　3871.2275806.281.71E+041657.26　28318.6247122.179969.18　　　　　　127091.28氯化钙　JF1265316.025356.021993-5-300:00反循环O茶　　　1.16　　1149.62　5211.2684803.492.31E+041170.26　28062.5154942.991164.37　　　　　　144107.27氯化钙　JF1275331.385277.761993-2-140:00取样器O棕　　　　8-9　　　　　11102.94　　　　　　　　　　　　　　泥浆JF1275331.385277.761993-2-140:00反循环接头O黑　　　　8-9　　　　　13782.96　　　　　　　　　　　　　　泥浆JF1275331.385277.761993-2-140:00反循环地面O棕　　　　8-9　　　　　11868.66　　　　　　　　　　　　　　泥浆JF12753315445.551993-3-10:00取样器O褐　　　　8-9　　　　　14357.25　　　　　　　　　　　　　　压井液JF1275461.125550.341993-3-210:00水出口O淡黄　　　1.026-7　　219.66　8635.7915888.691.12E+031581.93　10244.1112944.2724743.54　　　　　　37687.81氯化镁钻井液JF1275546.5856601993-4-90:00取样器O黑　　　　6-7　　　　　14548.68　　　　　　　　　　　　　　泥浆滤液JF127546554981993-5-150:00分离器O　　　　1.046-7　　237.37　1786.7233500.256.40E+031732.59　12051.1320182.4935524.34　　12.69　　21.8555706.83氯化钙　JF127546554981993-5-220:00放喷O　　　　1.066-7　　364.9　1488.9350920.381.62E+041318.28　12848.6530319.1752774.21　　14.38　　干扰83093.38氯化钙　JF127546554981993-5-280:00取样器O淡黄　　　　6　　100.07　13698.246230.351.45E+044331.48　11774.130580.4760028.58　　14.72　　22.9690609.05氯化钙　JF127546554981993-5-280:00反循环O无　　　1.026-7　　18.31　9678.0517037.271.27E+032131.84　10200.6613599.8326733.63　　　　　　40333.46氯化镁　JF127546554981993-6-50:00取样器O淡黄　　　　6　　31.12　3573.4325077.612.61E+031280.61　12568.8616458.6828681.88　　　　　　45140.56氯化钙　JF127546554981993-6-50:00见液面O黄　　　1.08　　　123.87　5806.8367861.942.40E+041393.61　16689.1342062.673792.64　　干扰　　　115855.24氯化钙　JF127530253251993-8-170:00分离器O　　　　1.027　　237.37　5509.0416080.129.94E+021280.61　9591.211865.7921826.53　　　　　　33692.32氯化镁　JF127530253251993-8-180:00分离器O　　　　1.027　　237.37　5955.7217228.71.12E+031431.27　10122.2712671.7723421.79　　　　　　36093.56氯化镁　LN145451.55520　分离器O　　　　6.5-7　　　760　475.560081.81.18E+04541.28　24928.0637224.461217.3　　　　　　98441.7　　LN145551.655601991-3-130:00计量罐O浅黄色　　　　5-6　　148.89　2852.983050.123.97E+02360.86　2261.76　　　　　　　　9071.4硫酸钠　LN145551.655601991-4-40:00取样器O黄色　　　　6-7　　　　　5846.06　　　　　　　　　　　　　　　LN48541654271992-5-26分离器O　　　　1.06　　　1441.29　1910.633.35E+041.01E+04520.51　1.07E+04　　　　　　　　5.81E+04氯化钙不定版次：0总书明书共40页第30页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程3.2.4伴生气的性质1）油井伴生气组分见表3.2-8。表3.2-8油井伴生气组成表区块项目桑南油气田油井桑转站放空气LG17LG101LG100LG102HLG100-6取样位置分离器分离器分离器分离器分离器甲烷mol％91.2392.3991.2294.7692.5283.94乙烷mol％2.652.372.291.222.324.48丙烷mol％1.070.910.80.30.412.41异丁烷mol％0.270.210.210.060.10.57正丁烷mol％0.410.330.280.080.151.14异戊烷mol％0.140.100.080.020.040.40正戊烷mol％0.130.100.080.020.050.53己烷及更重组分mol％0.260.140.130.010.050.80氮气mol％1.491.221.561.321.265.18二氧化碳mol％2.342.233.372.223.090.55取样含空气mol％2.390.950.360.592.34――平均分子量18.1817.8518.1217.1717.69――相对密度0.630.620.630.590.61――临界温度（K）200.3198.9199.5194.7197.6――临界压力（kPa）4641.34645.84675.74651.34675.8――2）油井H2S监测情况见表3.2-9。表3.2-9桑南油气田油井H2S含量统计表井号H2S含量mg/m3LG170.19-6.36-72LG1000.93-33.6LG100H10.11LG100-6133LG1010.16-44.9LG102H428注：上表中H2S含量测定主要用碘量法，执行的标准是《天然气中硫化氢含量的测定碘量法》（GB/T11060.1-1998）。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程4天然气集输及处理部分4.1设计范围及内容4.1.1设计范围本工程设计范围包括10口气井的井口、单井管线、天然气净化处理厂（包括集气站、脱硫单元、烃水露点控制单元、凝析油及伴生气处理单元）、天然气外输管线等部分的设计内容。4.1.2主要设计内容4.1.2.1桑南凝析气田地面建设工程系统设计，包括单井集气系统、天然气和凝析油外输系统等；4.1.2.2井口、集气系统和天然气处理系统的物料平衡计算、工艺流程设计、主要设备选型；4.1.2.3工程配套系统包括放空及排污系统、燃料气及甲醇注入系统、压缩空气系统等的工艺流程设计和主要设备选型。4.2设计方案4.2.1装置规模的确定根据桑南凝析气田气井气开发预测，最大年产气为4.422×108m3/a（2005年～2010年），凝析油最大年产量为4.8×104t（2005年）。油田伴生气年产最大量约为0.858×108m3/a（2004年），原桑转站伴生气放空量约为6×104m3/d，天然气处理量合计为156.8×104m3/d。因此，天然气集输处理规模确定为120×104m3/d，天然气净化厂处理的规模确定为150×104m3/d。4.2.2站址选择4.2.2.1站址选择原则1）站址选择满足国家有关法律、法规的规定，所选位置符合油气田的总体规划，并考虑交通、供电、给排水、电信、生活等依托条件，充分利用油田已建设施，与周围建（构）筑物的距离符合《原油和天然气工程设计防火规范》（GB50183-93）的要求。2）所选站址应地势开阔、平缓，利于站场排水和放空点位置的选择。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程4.2.2.2站址选择方案综合考虑气井的井位部署、周边环境以及与桑转站的衔接，选择已建桑转站的西侧作为新建天然气净化处理厂的站址，新建天然气净化厂的东围墙与已建桑转站的西围墙为2座站场共用围墙。已建桑转站属于新疆维吾尔自治区巴音郭楞蒙古族自治州，位于轮台县城南约57km处，东北距轮一联合站约15km。桑转站北侧建有桑塔木油田公路，桑塔木公寓位于油田公路的北侧；桑转站东侧、南侧均建有油田公路，交通便利。新建天然气净化处理厂与已建桑转站毗邻建设，以桑转站的西侧围墙作为新建站的东围墙，目前该地区地势开阔，区域内建有桑转站的防洪堤，在此建站需要将该防洪堤破坏，在新建站的西侧新建防洪堤。4.2.3主要工艺参数的确定4.2.3.1原料气中H2S含量的确定桑南凝析气田天然气中含有H2S，现有资料仅4口老井有H2S含量数据，LG11井H2S含量为497.7mg/m3，LG13井H2S含量为83.36mg/m3，LG18井H2S含量为203.5～332.9mg/m3，JF123井H2S含量为749mg/m3，4口井H2S含量不均匀，且范围较广，经与研究院地质部门和业主结合，采用以下方法确定H2S的含量：根据单井所处的地质区块，进行分类，即JF123井、JF128井、JF126井、LG11井为背斜带Ⅰ区块，JF127井、LN48井为背斜带Ⅱ区块，LG18井、LG13井、LG19-1井、LG13-1井为斜坡带；再根据已知4口井的H2S含量和单井产量，分区块进行模拟计算，然后根据各区块的H2S含量和产量，模拟出气田的H2S含量。气井气的H2S含量基础数据见表4.2-1。表4.2-1气井气H2S含量计算数据表井号单井H2S含量mg/m3单井配产104m3/dH2S平均含量mg/m3该产层总产量104m3/d背斜带Ⅰ区块JF12374910取JF123和LG11井的平均值：623.3565JF128－25JF126－10LG11497.720背斜带Ⅱ区块JF127－7.5由于地质构造靠近斜坡带产层，故取208.1315LN48－7.5斜坡带区块LG18203.5～332.915取LG18和LG13井的平均值：208.1354LG1383.3615LG19-1－12LG13-1－12版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程根据以上三个区块的产能和H2S含量进行加权平均，计算得出气井气H2S的平均含量为：409.54mg/m3。伴生气H2S含量基础数据见表4.2-2。表4.2-2伴生气H2S含量计算数据表井号单井H2S含量mg/m3油井单井配产t/d油气比m3/t伴生气产量m3/dH2S平均含量mg/m3含有H2S的油井LG170.19-6.36-72202404800按产能和含量进行平均，计算出H2S含量为：344.64LG1000.93-33.65027813900LG100H10.1160缺－LG100-613350133966950LG1010.16-44.910027527500LG102H4281003364336400按气井气产量和伴生气产量进行计算，得出气井气与伴生气混合后H2S含量的平均值为385.18mg/m3。故H2S平均含量为385mg/m3。4.2.3.2集输压力的确定集输压力的确定主要取决于干气外输的起点压力和烃水露点控制选用的工艺，由于天然气流向为西气东输管道，西气东输轮南输气首站的设计进站压力为7.3MPa（A），桑南－轮南天然气外输管线的设计处理量为400×104m3/d，其中包括吉拉克正常外输气量190×104m3/d（最大输气量220×104m3/d），桑南正常外输气量150×104m3/d（最大输气量180×104m3/d），采用DN400的管线输送，由此推算天然气的外输压力为7.6MPa（A）。反推天然气烃水露点控制装置的进站压力为7.8MPa，天然气脱硫装置的进站压力为8.0MPa。集输压力根据井口采用不同的工艺而有所不同。4.2.3.3烃水露点的确定根据规范的要求，在天然气交接点的压力和温度条件下，不出现液烃，水露点比最低环境温度低5℃。为满足该要求，本工程以满足压力1.6MPa时，烃露点合格为原则，确定装置在操作压力7.6MPa（A）时，烃露点计算值为－20℃。此时，输气过程中各代表压力点对应的烃水露点见表4.2-3。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程表4.2-3不同压力条件下外输干气的烃水露点计算值压力MPa烃露点℃水露点℃备注7.3－16－255.8－3－361.61－404.2.4工艺流程4.2.4.1井口本工程共有开发井10口，分别为LN48、JF127、LG11、JF126、JF123、JF128、LG13、LG18、LG19-1、LG13-1，其中LG19-1和LG13-1为新钻井，其余均利用老井。由于该井区气井所产凝析油凝固点普遍偏高（最高为39.5℃），因此单井采气管线的计算不仅要考虑水化物形成温度，同时也要考虑凝析油凝固点。经模拟计算，确定4口井（LG11、JF128、LG13、LG13-1）可以在满足水化物温度和凝析油凝固点的条件下，不经加热，经过一级节流，适当控制单井外输压力，高压直接输送至集气站；还有7口井（LN48、JF127、JF126、JF123、LG18、LG19-1）则需在井口建加热炉，天然气经过加热节流后再输送至集气站。井口采气树设有紧急切断阀，在发生事故时紧急关断井口。井口设RTU，单井井口的温度、压力，节流前后的温度、压力，紧急切断阀的阀位显示通过井口RTU远传至中控室。4.2.4.2天然气净化处理厂天然气净化处理厂的主体工艺部分包括集气站、脱硫单元、烃水露点控制单元、凝析油及伴生气处理单元四部分，各单元的设计处理量见图4.2-1。天然气外输集气站120×104m3/d脱硫单元150×104m3/d烃水露点控制单元150×104m3/d凝析油及伴生气处理单元30×104m3/d版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程图4.2-1各单元设计处理量框图各工艺单元分别介绍如下：1）集气站集气站与天然气净化处理厂合建。采用多井轮换式计量。计量分离器采用2相计量，计量后的气液相混合再进入生产分离器；生产分离器采用三相计量，计量周期为10d，每次计量的持续时间不少于24h，满足《气田集气工程设计规范》SY/T0010-96的要求。2）脱硫单元脱硫工艺采用35%（w）甲基二乙醇胺（MDEA）溶液脱除天然气中酸性组分，出装置的净化天然气中H2S和CO2含量符合《天然气》GB17820-1999中Ⅱ级商品气质量标准，酸气送至灼烧炉焚烧后经烟囱排放至大气中。本单元具有以下特点：（1）由于MDEA同H2S的反应速度快，而与CO2反应速度慢，因此对CO2吸收率低，几乎能全部脱除H2S。MDEA对H2S的选择吸收能力强，特别适宜本工厂CO2/H2S比值高的含硫天然气。即脱除H2S的同时，仅部分脱除CO2，不仅脱损率降低，而且降低了装置的溶液循环量，使装置水、电、汽消耗大大降低。（2）MDEA溶液蒸汽压低，溶剂蒸发损失小，热稳定性好，热降解和化学降解少，并且解吸热低，这样可降低装置操作运行费用。同时MDEA溶液腐蚀甚微，有利于长期安全运行。（3）本装置为了对原料气的气质变化有一定的适应性，采取如下措施。提高MDEA再生效果。再生塔和重沸器能力留有一定富裕，可用增加再生塔回流比和重沸器负荷来提高MDEA溶液质量。选用35%的MDEA溶液浓度，降低吸收塔气液比；同时，溶液浓度具有很大的调节余地。为了适应原料天然气中酸气含量变化和操作波动，既确保净化气中H2S含量合格，又尽可能少脱除CO2，本装置吸收塔选用16块塔盘，贫MDEA溶液进料位置在12和16层两处调节。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程（4）为了脱除原料天然气中的固体杂质、游离水和凝析油，采用了卧式三相分离器和过滤分离器，以避免原料天然气中杂质对MDEA溶液的污染。同时为加强MDEA溶液保护，采用了富液机械过滤器和富液活性炭过滤器，溶液贮罐有净化气保护等措施，以除去溶液中固体杂质、降解产物和防止溶液接触空气氧化变质，从而降低了溶液起泡能力和溶剂损失，使装置能长周期平稳生产。一旦溶液发泡，可注入阻泡剂。（5）本单元设置有紧急切断系统，以确保出现异常现象情况时能及时实现安全紧急停车。3）烃水露点控制单元本工程采用三甘醇脱水、丙烷制冷工艺，控制天然气的烃水露点，使外输天然气的烃水露点满足《天然气》GB17820-1999中的要求。本单元具有以下特点：（1）三甘醇溶液蒸汽压低，携带损失量小，露点降大，浓溶液不会凝固，容易再生，有利于降低装置的运行成本，达到长期安全稳定运行。（2）以净化天然气作为汽提气，采用汽提法再生，再生贫甘醇的浓度可达到99.79%（质量）；可通过调整汽提气量，使装置具有一定的适应能力。（3）三甘醇吸收塔采用泡罩塔，再生塔采用填料塔。（4）为了避免原料气携带的杂质以及三甘醇降解变质的产物对三甘醇的污染，在三甘醇富液管线上采用了机械过滤器和活性炭过滤器，并在溶液贮罐设有净化气保护，使装置能长期平稳生产。（5）在三甘醇吸收塔富液出口管线上设有紧急切断阀，当三甘醇吸收塔液位超低限时，为了避免高压气体串到低压系统，紧急切断该系统，对装置起到安全保护作用。4）凝析油及伴生气处理单元伴生气处理主要对桑转站和桑南油田来的低压伴生气进行增压，由于桑南油田伴生气含有H2S，因此增压后的伴生气进入脱硫单元入口。凝析油处理主要是对凝析气田所产的凝析油进行加热、节流闪蒸，使凝析油达到稳定原油饱和蒸汽压的要求。伴生气压缩机采用燃气驱动的往复压缩机组。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程5）公用部分公用部分包括放空及排污单元、燃料气及甲醇注入单元、压缩空气单元等。放空火炬直径DN500mm；高度60m；高架塔架结构；预逆燃装置选用分子密封装置；点火装置采用两种：高空电子自动点火、爆燃式自动点火。为了随时点燃放空气体，在火炬头设置三个长明灯。设置甲醇注入系统，在干气复热器前以及丙烷蒸发器前的管线上设置甲醇注入点，当管线设备发生冻堵时，注入甲醇解冻。空压机选用空冷式机组。4.2.5单井采气管线1）设计压力根据单井采用的工艺方案不同，采用不同的设计压力。根据工艺模拟计算结果，对于高压集输的井口，输气起点压力范围为15～20MPa，取设计压力25MPa；井口设加热炉的单井管线，输气起点压力范围为8.0～9.5MPa，取设计压力10MPa。2）管线材质的选择当采用高压集输工艺时，采气管线的设计压力为20MPa，与之对应的H2S分压为0.0074MPa；当采用井口加热集输工艺时，采气管线的设计压力为10MPa，与之对应的H2S分压为0.0041MPa。由此可以看出对于2种集输工艺，采气管线的工作环境均为酸性环境，所选材质应符合《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》SY/T0599-1997中的规定，采气管线和集气管线应选用优质低碳钢或屈服强度低于360MPa的低合金无缝钢管。结合目前国内的生产实践经验，选择20和20G两种材质进行比较。20G中S、P含量的要求高于20钢的要求（20G中S、P含量≤0.030%，而20钢的S、P含量为≤0.035%），且增加了对钢管的逐根探伤检验。本工程单井管线选用20G材质比20材质工程费用虽然高337.1万元，但是对于输送含有H2S的介质，管材中杂质（S、P）含量越高，越容易发生应力腐蚀现象，因此，从长远运行角度考虑，选用20G的安全性更高；《工业金属管道设计规范》GB50316-2000第5.2.4条规定，无缝钢管用于设计压力大于或等于10MPa时，制造检验应符合现行国家标准《高压锅炉用无缝钢管》GB5310的规定。综合考虑，选用符合GB5310标准的20G无缝钢管。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程3）管线规格采用PIPESYS和HYSYS软件进行模拟计算，并综合考虑气田开发后期井口压力的降低和采出水量的增加，根据管线长度的不同，选用DN80和DN100的管线。单井管线的主要工程量见表4.2-1。表4.2-1单井管线主要工程量汇总表井号管径管线长度km穿越工程量地下管线沥青路砂石路LN48D89×97.626处2处8处JF127D89×96.435处1处4处LG11D89×111.806处2处1处JF126D89×93.644处2处1处JF123D89×96.224处1处4处JF128D108×146.803处1处5处LG13D89×115.491处1处2处LG18D89×94.071处1处1处LG19-1D108×107.966处－4处LG13-1D89×113.331处1处－4.2.6天然气外输管线4.2.6.1设计输气规模：400×104m3/d（正常输气量340×104m3/d）4.2.6.2设计压力：8.5MPa(操作压力：7.6MPa)4.2.6.3管线材质的选择：选用《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第2部分：B级钢管》（GB/T9711.2-1999）中的L415NB材质螺旋缝埋弧焊钢管。4.2.6.4管径选择采用PIPESYS和HYSYS软件进行模拟计算，天然气外输管线的规格为DN400。4.2.6.5壁厚选择根据《输气管道工程设计规范》（GB50251－94）中2.1.3式：（2.1.3）版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程由上式计算得出天然气外输管线的壁厚为7.1mm。4.2.6.6天然气管线走向描述自吉拉克来的天然气（压力7.6MPa，温度5～10℃）与桑南天然气净化处理厂的干气在站内汇合，自天然气净化处理厂北围墙西侧出线，沿桑塔木油田公路南侧向西敷设约6km，在桑塔木油田公路与塔中路交叉口处向北折，沿塔中路东侧向北敷设，进轮－库首站。天然气管道自轮－库管道轮南输气首站南侧围墙出现，向西南方向敷设，穿越塔中公路后继续向西，敷设至西气东输轮南输气首站。天然气外输管线沿线穿越工程量统计见表4.2-2。表4.2-2天然气外输管线沿线穿越工程量统计表管线名称管径管线长度km穿越工程量地下管线沥青路砂石路桑南－轮库输气首站D406.4×7.117.5044处2处10处轮库输气首站－西气东输输气首站D406.4×7.10.6134处1处－4.2.7凝析油外输管线4.2.7.1设计输油规模：4.8×104t/a4.2.7.2设计压力：6.0MPa4.2.7.3管线材质的选择：选用《输送流体用无缝钢管》（GB/T8163-1999）中的20无缝钢管。管线规格为DN50。4.2.7.4凝析油管线流向凝析油经凝析油泵增压后，自天然气净化处理厂北围墙西侧出线，向北接至自东向西敷设的吉拉克－牙哈凝析油外输管线，在接点处设清管三通；同时自站内接出一支至桑转站三相分离器入口。4.2.8轮－库首站接点自桑南天然气净化处理厂来的天然气进已建轮南首站站内，压力7.3MPa，温度10℃版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程，分为两路，一路计量后输至西气东输轮南输气首站；一路计量后节流至3.5MPa（A），流量最大值为250×104m3/d，与轮－库管线出口汇合，进入轮－库管道系统。站内设有清管器接收筒。4.2.9紧急关断系统桑南凝析气田设紧急关断系统，分为气田关断、全站关断、单元关断、设备关断。气田关断为一级关断，当集输系统或站内发生火灾等重大事故，需要长时间停产时，关闭10口单井的紧急切断阀门，此时整个气田全部停产。二级关断为全站关断，当天然气净化处理厂发生事故（如压缩空气单元发生故障，不能正常供气），生产不能正常进行时，切断集气站生产分离器的入口阀门，同时打开上游放空阀，气井气通过火炬放空；当凝析油及伴生气处理单元发生事故，2台伴生气压缩机同时停机时，关闭伴生气入口紧急切断阀，打开上游紧急放空阀；当天然气外输管线下游发生事故，导致天然气管线压力超高或检测到压降变化速率超过一定值时，关闭天然气出口紧急切断阀。三级关断为单元关断，当天然气净化处理厂脱硫单元或烃水露点控制单元发生故障时，切断进脱硫单元紧急切断阀，同时打开上游紧急放空阀；当单元故障不能及时排除，需要较长时间停产时，人工确认可以进行全站关断。四级关断为设备关断，当MDEA吸收塔的液位超低限报警时，关断MDEA富液出口紧急切断阀；当三甘醇吸收塔的液位超低限报警时，关断三甘醇吸收塔富液出口紧急切断阀，此时及时采取相应的措施排除故障，不需要全套装置停车；当故障不能及时排除，需要停车时，人工确认可以进行单元关断或全站关断。4.2.10产品及物料平衡4.2.10.1产品种类及指标本装置的产品为干气、凝析油，产品质量符合有关标准的要求。4.2.10.2物料平衡采用HYSYS工艺模拟软件，以稳产期的产量进行工艺模拟计算，各单元的物料平衡表见分单元说明。稳产期装置产品产量见表4.2-3。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程表4.2-3产品产量表产品外输干气凝析油自用气产量150.8×104m3/d136.4t/d4×104m3/d4.2.11产品销售对象及销售方式桑南凝析气田的天然气与吉拉克气田的天然气混合，管输至西气东输轮南输气首站，同时分出一股输至轮南－库尔勒输气管道；所产凝析油管输至吉拉克－牙哈凝析油外输管线，也可进桑转站原油处理系统。4.3主要工程量主要工程量见表4.3-1。表4.3-1主要工程量表序号工程内容单位合计1井口井口口10注缓蚀剂设施套10水套炉PN42MPa/150KW负压型台4水套炉PN42MPa/250KW负压型台22采气管线无缝钢管D89×920Gkm28.2无缝钢管D89×1120Gkm10.82无缝钢管D108×1420Gkm6.84无缝钢管D108×1020Gkm8.03天然气外输管线螺旋缝埋弧焊钢管D406.4×7.1L415NBkm18.164天然气净化处理厂集气站10井式120×104m3/d座1天然气脱硫单元150×104m3/d烃水露点控制单元150×104m3/d伴生气处理单元30×104m3/d凝析油处理单元4.8×104t/a版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程5仪表及自控部分5.1设计范围及内容5.1.1设计范围本工程仪表自控专业设计范围包括天然气集输及处理、桑南－轮库线轮南首站天然气外输管道轮南输气站接点部分和职工公寓三部分。天然气集输及处理部分自控专业设计范围包括对10口气井井口装置、1座集气站和1座天然气净化处理厂的生产过程进行自动检测和控制、井口RTU和天然气净化处理厂DCS之间的数据传输和联网通信，天然气净化处理厂（含集气站）场区可燃气体检测报警、H2S气体检测报警、火焰自动监测报警系统、ESD系统、处理厂内压缩机和空压机组控制系统信号与DCS系统的连接，桑转站蒸汽锅炉过程控制的现场仪表选型（蒸汽锅炉控制系统设备自带）。桑南－轮库线轮南首站天然气外输管道轮南输气站接点部分控制系统依托轮南输气站内已有PLC，本设计只包括现场仪表选型及信号连接。职工公寓部分自控专业设计范围包括消防水池、清水池、污水池和锅炉房等等设施底过程检测和控制。5.1.2设计内容5.1.2.1天然气集输及处理部分1）气井井口气井口设有井口装置，部分井口设水套加热炉，控制内容包括井口紧急关断控制、采气树温度和压力检测、井口温度和压力检测、一级、二级节流后温度和压力检测、缓蚀剂罐液位检测报警，以及部分井口的加热炉火焰熄火报警、切断燃气控制、低水位报警和温度等参数远传。其中，加热炉自带控制系统，其远传参数是从该控制系统引出。另外，为巡井人员配备了便携式可燃气体浓度、H2S气体浓度检测报警仪。2）集气站集气站内主要工艺设施有水套加热炉、计量汇管、生产分离器、计量分离器等，控制内容版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程包括进站温度、压力检测，水套炉出口温度、压力检测，计量汇管出口温度、压力检测，生产分离器和计量分离器液位指示调节报警、天然气出口流量计量，生产分离器压力指示调节报警，生产分离器自动放水控制，凝析油和污水计量，天然气进生产分离器、进计量分离器紧急关断和放空控制等。3）天然气净化处理厂天然气净化处理厂自控设计内容对包脱硫单元、括烃水露点控制单元、凝析油及伴生气处理单元、污水处理单元、放空及排污单元、燃料气及甲醇注入单元、压缩空气单元等装置生产过程的自动检测与控制，场区可燃气体和H2S气体检测报警系统、场区火焰自动监测报警系统、ESD系统等。详细控制内容如下。（1）脱硫单元脱硫单元的控制内容主要有原料气过滤器、吸收塔、富液过滤器、贫液过滤器、消泡剂罐、溶液泵、溶液储罐、提升泵、配液罐、换热器、再生塔、酸气分离器、酸气水封罐、重沸器、回流泵、酸气燃烧炉、风机等工艺设施生产过程的自动检测和控制。（2）烃水露点控制单元烃水露点控制单元的控制内容主要有干气复热器、丙烷蒸发器、低温分离器、清管器收发球筒、乙二醇闪蒸罐、贫富乙二醇换热器、乙二醇再生塔、再生塔重沸器、乙二醇贫液泵、乙二醇贫液缓冲罐、乙二醇溶液循环泵、乙二醇溶液罐、乙二醇提升泵、乙二醇储罐、机械过滤器、活性炭过滤器、丙烷制冷压缩机组、丙烷缓冲罐、丙烷冷凝器、丙烷注入泵、丙烷制冷机组等工艺设施生产过程的自动检测和控制。（3）凝析油及伴生气处理单元凝析油及伴生气处理单元的控制内容主要有低压分离器、伴生气增压机、一级闪蒸油换热器、凝析油一级闪蒸罐、二级闪蒸油加热器、凝析油二级闪蒸罐、凝析油缓冲罐、凝析油外输泵等工艺设施生产过程的自动检测和控制。（4）污水处理单元水处理装置的控制内容主要有污水排放罐、污水池、污水提升泵和污水泵等工艺设施生产过程的自动检测和控制。（5）放空及排污系统、燃料气及甲醇注入系统、压缩空气系统版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程放空及排污单元的控制内容主要有放空分液罐、闭式排放罐和闭排凝液泵等工艺设备生产过程的自动检测和控制。燃料气及甲醇注入单元的控制内容主要有燃气分离器、甲醇储罐和甲醇注入泵等工艺设备过程的自动检测和控制。压缩空气单元的控制内容主要有工厂风储罐和仪表风储罐等工艺设备生产过程的自动检测和控制。（6）场区可燃气体和H2S气体浓度检测报警系统在天然气净化处理厂（包括集气站）装置区内，有可能泄漏可燃气体和H2S气体的场合设计了可燃气体和H2S气体浓度检测报警系统。其中，由于压缩机房内可燃气体变送器参予ESD停机控制，该场可燃气体变送器合双重设置。（7）场区火焰自动监测报警系统在天然气净化处理厂（包括集气站）生产装置区、压缩机房等重要设施，设计了火焰自动监测报警系统。在控制室等辅助用房设置了烟雾检测报警装置，烟雾报警部分由通讯专业设计。火焰报警器和烟雾报警器安装在控制室内同一火灾报警系统仪表盘上。（8）压缩机、空压机信号连接天然气净化处理厂内伴生气压缩机组和丙烷压缩机组控制系统的监控信号以及压缩机的运行状态传至控制室DCS系统，丙烷压缩机和空气压缩机的运行状态信号传到ESD系统，参与紧急关断控制。其中，压缩机运行状态信号是取自压缩机电机运行信号。（9）锅炉房在桑转站锅炉房新建1台燃气蒸汽锅炉，锅炉设备自带控制柜，本设计只配现场仪表并将仪表信号引至锅炉控制柜。锅炉设备自控内容主要有锅炉进水、出汽压力和温度检测，蒸汽流量计量，排烟温度检测，燃烧器前压力检测等。（10）ESD系统天然气净化处理厂设紧急关断（ESD）系统，分为四级：井口关断、全厂关断、单元关断、设备关断。ESD版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程系统的控制内容主要有井口紧急关断控制，井口加热炉燃气自动关断控制，集气站天然气进生产分离器和计量分离器紧急关断及放空控制，处理厂火焰报警全厂关断，MDEA吸收塔塔底低液位报警MDEA富液关断，干气外输紧急切断控制，仪表风超低压全厂关断控制等。4）桑南－轮库线轮南首站天然气外输管道轮南输气站接点轮南输气站接点单元控制内容主要有天然气进站温度检测，天然气进站压力检测报警及关断控制，天然气去西气东输轮南首站流量计量，天然气去轮库线和发电站流量计量，天然气去轮库线流量计量，收球筒清管器位置指示，旋风分离器流量检测，旋风分离器前后差压检测，天然气去轮库线压力检测报警，天然气去发电站压力检测报警，天然气去轮库线调压控制。5.1.2.2职工公寓部分职工公寓部分的自控内容有消防水池低液位报警及停泵控制，低水箱低液位停泵控制，高水箱低液位停泵控制，室外污水池高、低液位停泵控制等。锅炉房主要有锅炉进水、出汽压力和温度检测，蒸汽流量计量，排烟温度检测，燃烧器前压力检测，循环水量计量，熄火报警等。5.2设计方案5.2.1天然气集输及处理部分5.2.1.1气井井口气井井口设RTU控制系统，对井口装置的生产过程进行自动检测和控制，为达到井口无人值守，井口RTU不设操作站。该系统的控制器、电源模块和通讯模块1：1冗余配置，自动切换。I/O模块留有20%的余量。RTU为全天候防护形式，安装在彩板移动房内或半地下安装。由于井口没有市电电源，RTU采用太阳能电池供电,并配备无线数传电台和天线，与天然气净化处理厂DCS进行通信。处理厂DCS可对井口生产过程进行远程监控。井口采气树温度、压力检测仪表也由采气树自带，本设计只将其信号通过RTU远传至控制室。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程井口紧急关断控制，采用自力式液压紧急关断阀，关断阀由采气树配带。该阀有压力检测和设定装置，当井口压力超高或超低时，该阀自动关闭。另外，该阀还配有遥控系统，可接收ESD发出的关断命令关闭阀门，并有阀位反馈信号输出，可在处理厂DCS监视其状态。处理厂ESD也能发出命令控制该阀的关闭。根据井场的实际情况，考虑巡井人员的人身安全，为巡井人员配备了便携式可燃气体浓度检测检测仪和硫化氢气体浓度检测检测仪。5.2.1.2集气站根据工艺方案，集气站和天然气净化处理厂合建，本设计在处理厂控制室设一套DCS用于集气站与处理厂的自动监控。DCS系统采用双冗余控制网络，设3个操作员站，其中1个兼工程师操作站。系统中控制器、通讯模块和电源模块1：1冗余配置，自动切换，I/O模块留有20%的余量。该系统配有两台打印机，用于打印报表和报警/事件记录。DCS具有对天然气净化处理厂和集气站生产过程工艺参数的数据采集、过程控制、指示报警、打印记录等功能，并通过无线数传电台与气井井口RTU通信，对井口生产过程进行远程监控。设计中DCS系统为将来向油田SCADA系统上位机传递信息预留有通讯接口，以建立起完善的信息管理系统。通讯接口以后的内容由通讯专业在设计中予以考虑。根据本工程实际情况，在集气站和天然气净化处理厂设紧急关断（ESD）系统，关断级别分为四级：一级为井口关断、二级为全厂关断、三级为单元关断、四级为设备关断。ESD系统设在处理厂控制室，该系统的控制器单独设置，控制器、电源模块和通讯模块冗余配置，操作站与DCS系统共用，并与DCS控制网络相联，对集气站、天然气处理厂和气井井口生产过程中出现的非常状态，以及站内火焰报警等状况实施紧急关断控制。生产分离器和凝析油液位指示调节报警、执行机构采用气动角式调节阀。计量分离器压力指示调节报警，执行机构采用气动调节阀。生产分离器自动放水控制采用智能外浮筒液位控制器，执行机构为气动调节阀。生产分离器和计量分离器天然气出口流量计量，采用气体涡街流量计，并配有温度、压力补偿。生产分离器凝析油计量和计量分离器油水计量采用质量流量计，可分别计量凝析油和水的流量。生产分离器污水计量采用电磁流量计。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程天然气进生产分离器、进计量分离器紧急关断和放空控制，是在处理厂发生重大事故情况下采取的紧急措施。届时将关闭出站阀门，同时打开放空阀门。关断阀和放空阀采用轨道式气动球阀。5.2.1.3天然气净化处理厂1）脱硫单元脱硫单元中原料气流量计量采用高级可换可换孔板阀，配智能差压变送器，并进行温度压力补偿。重沸器蒸汽流量计量采用分流旋翼式蒸汽流量计，就地显示蒸汽流量。再生塔温度控制是由再生塔温度和进塔蒸汽流量组成的串级调节回路，即再生塔温度作为主参数，进塔蒸汽流量作为副参数，经过DCS进行运算，控制进塔蒸汽量，最终达到再生塔温度控制的目的。再生溶剂的质量是保证脱硫装置的净化效果的关键，在此设计了重沸器温度与液位控制。为了脱硫单元的运行安全，设计了吸收塔液位控制和液位联锁控制。吸收塔液位控制是由液位变送器、角型气动调节阀组成的调节回路。当吸收塔液位超低时，会引起高压串至低压，造成低压设备的损坏及人身安全。吸收塔液位联锁控制，是在吸收塔液位达到低限时，由ESD系统发出报警信号（开关量）控制气动闸阀执行机构的电磁阀，使闸阀关闭,从而确保脱流装置的净化效果与运行平稳。重沸器内贫液温度控制、净化气分离器出口压力控制、酸气进酸气分离器压力控制、吸收塔液位控制、重沸器液位控制、酸气分离器液位控制和溶液循环量控制的执行器均采用气动调节阀。2）烃水露点控制单元烃水露点控制单元中分离器、吸收塔等设备的液位检测采用智能差压法兰式液位变送器，过滤分离器进出口、吸收塔塔顶塔底等差压检测采用智能差压变送器。液位变送器的负压端和差压变送器采取毛细管连接。干气外输计量采用气体涡轮流量计，流量计算机显示，同时，配有温度和压力补偿。流量计算机的流量信号通过RS485/232接口送到DCS系统进行显示。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程干气外输压力控制和放空控制采取分程控制方式，检测仪表共用同一台压力变送器，在低压段进行压力控制，超压时进行放空控制。吸收塔塔底液位控制设两个控制回路，一是由液位变送器、角型气动调节阀组成的PID调节回路，另一个是由浮球液位计和轨道式气动球阀组成的低液位关断控制。丙烷气出丙烷蒸发器流量计量采用涡街流量计为检测仪表，贫乙二醇流量计量采用液体涡街流量计，其信号传到DCS进行流量显示。丙烷蒸发器液位控制、乙二醇富液闪蒸罐液位控制、吸收塔压力控制等控制回路执行器采用气动调节阀。气提气压力控制、乙二醇富液闪蒸罐压力等控制回路执行器采用自力式调节阀。过滤分离器液位控制，是在液位达到高限时由DCS控制防爆电磁阀打开，低限时关闭电磁阀。来自脱硫单元底天然气管线安装H2S在线分析仪，干气外输管线安装水露点在线分析仪，用于检测天然气气中的H2S含量和水分含量。分析仪输出信号进入DCS系统进行显示，H2S浓度和水分含量信号还进入ESD系统，参予装置的关断控制。3）凝析油及伴生气处理单元伴生气进单元流量计量采用气体涡街流量变送器为检测仪表，配有温压补偿。凝析油外输流量计量采用质量流量计。一级闪蒸罐液位控制和压力控制、二级闪蒸罐液位控制和压力控制、低压分离器出口压力控制及放空控制等，检测仪表分别为液位变送器和压力变送器，执行器为气动调节阀。其中，低压分离器出口压力控制及放空控制采取分程控制方式，检测仪表共用同一台压力变送器，在低压段进行压力控制，超压时进行放空控制。低压分离器液位控制、闪蒸罐水包液位控制执行器采用防爆电磁阀。凝析油换热器出口温度控制，执行器为气动调节阀。生产分离器自动放水控制采用智能外浮筒液位控制器，执行器为气动调节阀。4）污水处理单元版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程污水处理单元中污水池液位指示报警及自动启停泵联锁控制的检测仪表采用磁浮液位变送器，其信号传到DCS系统进行显示和高高、低低报警。同时DCS输出接点信号分别送至提升泵、污水泵的控制柜，其启停控制由电专业完成。5）场区可燃气体和H2S气体浓度、火焰检测报警在天然气净化处理厂（包括集气站）装置区内，有可能泄漏可燃气体和H2S气体的场合分别安装了可燃气体变送器和H2S气体变送器，并配有显示报警二次仪表。二次仪表安装在控制室内仪表盘上，其输出信号传到DCS系统进行显示、报警。另外，还为站内配置了便携式可燃气体检测报警器和便携式H2S气体检测报警器。在天然气净化处理厂（包括集气站）生产装置区、压缩机房等重要设施，设计了火焰自动监测报警系统，该系统由火焰探测器和显示报警系统组成，报警系统安装在控制室内火灾报警系统仪表盘上。火焰监测报警系统的报警信号参与ESD系统，一旦发生火灾，ESD系统控制有关关断阀和放空阀实施紧急关断，同时，火焰报警系统将报警信号分别送到桑转站控制室和消防泵房值班室的闪光信号报警器，通知有关人员启动消防泵实施消防灭火。6）放空及排污系统放空及排污单元中放空分液罐、闭式排放罐液位检测采用智能式差压法兰液位变送器为检测仪表，凝液泵出口压力检测采用智能式压力变送器。闭式排放罐低液位报警及停泵联锁控制采用浮球液位控制器为检测仪表，由DSC发出报警信号并送至凝液泵控制柜，停泵联锁控制由电专业完成。闭式排放罐污水液位控制检测仪表为液位变送器，执行器为防爆电磁阀。闭式排放罐压力控制采用自力式调节阀。7）燃料气及甲醇注入系统燃料气及甲醇注入单元中燃气分离器、甲醇储罐液位检测采用智能式差压法兰液位变送器为检测仪表，压力检测采用智能式压力变送器。燃料气、气提气计量采用气体涡街流量变送器，其信号送到DCS系统进行流量显示。燃气分离器液位指示报警控制采用液位变送器为检测仪表，执行器为防爆电磁阀。燃气分离器压力控制执行器采用防爆电磁阀，燃料气压力控制采用自力式调节阀。8）压缩空气系统版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程压缩空气单元工厂风储罐和仪表风储罐压力检测采用智能式压力变送器，其信号送到DCS系统进行显示、报警，空压机停车和仪表风储罐低压报警参与ESD关断控制。工厂风储罐压力控制采用自力式调节阀。9）压缩机组天然气净化处理厂内伴生气压缩机组、丙烷压缩机组和空气压缩机控制系统的监控信号从其控制柜RS485接口引出送至处理厂DCS系统进行显示。压缩机的运行状态信号取自压缩机电机运行信号并传至控制室DCS系统进行显示，并参予ESD关断控制。10）桑转站锅炉房桑转站锅炉房内蒸汽锅炉过程控制由设备厂商配带控制系统，本设计根据热工专业要求只为其配现场仪表。蒸汽流量计量、燃气计量采用涡街流量变送器，锅炉进水压力检测、锅炉出汽压力检测、燃烧器前天然气压力检测、锅炉回水压力检测采用压力变送器，锅炉进水温度检测、锅炉出水温度检测、排烟温度检测采用铂热电阻，其信号传至锅炉控制柜进行显示、报警。燃气压力控制采用自力式调节阀。锅炉回水压力控制是将压力信号送至回水泵变频器，由电专业完成其压力控制。燃烧器位移指示报警、风机故障指示、锅炉熄火指示报警、燃烧器火焰监测报警、燃烧器燃气泄漏指示报警和燃烧器吹扫指示等检测仪表均为设备附带，本设计只作信号电缆连接。11）ESD系统在天然气净化处理厂长时间停车时，经过人工确认后关闭所有气井。天然气净化处理厂短时间停车或场区发生火焰报警时，经过人工确认后关断生产分离器和计量分离器的进口阀、打开放空阀。井口紧急关断控制，采用自力式液压紧急关断阀，关断阀由采气树配带。该阀有压力检测和设定装置，当井口压力超高或超低时，该阀自动关闭。另外，该阀还配有遥控系统，可接收RTU发出的关断命令关闭阀门，并有阀位反馈信号输出，可在处理厂ESD系统监视其状态。处理厂ESD系统也能发出命令控制该阀的关闭。井口加热炉燃气自动关断控制，除加热炉自身的熄火保护外，在关闭井口时由ESD系统也能命令关闭加热炉燃气电磁阀。井口加热炉信号报警时，关闭其所在井口。当气井关闭时，同时切断相应井口加热炉燃气。井口和采气树压力低低报警时，关闭相应井口。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程集气站生产分离器和计量分离器高高、低低液位报警、生产汇管和计量汇管压力高高、低低报警、以及集气站场区发生火焰报警时，关断生产分离器和计量分离器的进口阀、打开放空阀。集气站加热炉熄火报警时，关闭相关的4口气井。伴生气增压机房发生火焰报警时，关闭伴生气装置进口阀，打开放空阀。当伴生气装置进口阀关闭，放空阀打开时，增压机全部停车。干气外输压力高高报警和外输压力变化速率超高时，关闭干气出站阀。脱硫单元、脱水单元、烃水露点单元、凝析油伴生气单元发生火焰报警时，以及天然气硫化氢含量和水分含量超标、MDEA循环泵停泵EG循环泵停泵、丙烷制冷压缩机停车时，关闭脱硫单元进口阀，打开放空阀。仪表风系统压力低低报警时，关闭站内各单元进口阀门，同时打开其放空阀。空压机停车时，实施全厂关断控制。在站内发生火焰报警时，须经人工确认后由ESD发出停车命令，关闭有关线路阀门。同时，火焰报警系统向桑转站控制室和消防泵值班室发出报警信号，通知消防人员启动消防泵实施灭火。5.2.1.4桑南－轮库线轮南首站天然气外输管道轮南输气站接点轮南输气站接点部分控制系统依托轮南输气站内已有PLC，本设计只包括现场仪表选型及信号连接。天然气进站压力检测报警及关断控制，是在输气管线压力变化速率达到设定值时，关断管线电动球阀。天然气流量计量采用气体涡轮流量计，流量计算机显示，并有温度、压力补偿，流量计算机输出信号进PLC系统。天然气去轮库线调压控制采用带关断功能的调压器就地调压。旋风分离器流量检测采用威力巴流量计，分离器前后差压检测采用智能差压变送器。5.2.2职工公寓部分消防水池低液位停泵控制、低水箱液位停泵控制、高水箱液位停泵控制选用浮子液位计为检测仪表，其输出信号送到电专业控制柜，完成自动启停泵控制和报警。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程锅炉房锅炉过程控制由设备厂商配带控制系统，本设计根据热工专业要求只为其配现场仪表。热水、冷水流量计量、燃气计量采用涡街流量变送器，锅炉进水压力检测、锅炉出汽压力检测、燃烧器前天然气压力检测、锅炉回水压力检测采用压力变送器，锅炉进水温度检测、锅炉出水温度检测、排烟温度检测采用铂热电阻，其信号传至锅炉控制柜进行显示、报警。燃气压力控制采用自力式调节阀。锅炉回水压力控制是将压力信号送至回水泵变频器，由电专业完成其压力控制。燃烧器位移指示报警、风机故障指示、锅炉熄火指示报警、燃烧器火焰监测报警、燃烧器燃气泄漏指示报警和燃烧器吹扫指示等检测仪表均为设备附带，本设计只作信号电缆连接。5.2.3辅助配套设施站内控制电缆采取直埋敷设、电缆沟敷设和桥架敷设相结合的敷设方式。在有工艺管架的场合采取桥架敷设，在有电缆沟的场合采取电缆沟敷设，局部场合采取直埋敷设。电缆桥架选用带透气盖板的阻燃桥架。电缆直埋应在冻土层以下，深度不小于1.0m。控制电缆采用阻燃屏蔽控制电缆，直埋时采用铠装电缆。从仪表引出后，经防爆挠性管、防爆密封隔离接头和保护钢管引入地下或电缆桥架。防爆挠性管选用全不锈钢材料，避免因日晒老化造成断裂。仪表及控制系统采取联合接地。接地电阻不大于1Ω。如果DCS生产厂有特殊要求，可考虑分开接地。自控系统供电由电专业统一设计，采用不间断供电电源（UPS）供电，蓄电池备用时间60分钟。气动调节阀气源由工艺专业统一设计，供气压力为0.7MPa，供气量按每台气动调节阀耗气量2Nm3/h设计，仪表气源经过净化处理后其含尘粒径不大于3微米，含尘量小于1mg/m3，油份含量小于10mg/m3。仪表气源操作压力下的露点，应比工作环境或历史上当地年（季）极端最低温度至少低10℃。自控系统仪表气源由工艺专业统一设计，供气量按每台气动调节阀耗气量2Nm3/h设计，仪表气源经过净化处理后其含尘粒径不大于3微米，含尘量小于1mg/m3，油份含量小于10mg/m3。仪表气源操作压力下的露点，应比工作环境或历史上当地年（季）极端最低温度至少低10℃。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程6电气部分6.1供电系统6.1.1电力系统现状塔里木油田塔北供电网络总体情况如下：在轮一联合站附近建有110kV变电站一座、4×1.6MW燃气发电站一座、2×8MW燃气发电站一座、3×10MW燃气发电站一座。110kV变电站内安装10MVA变压器2台，12.5MVA变压器1台，正常运行2台，备用1台。4×1.6MW燃气发电站内安装1.6MW燃气发电机4台，正常不运行，只作为调峰和黑起动用。2×8MW燃气发电站内安装8MW燃气发电机2台，该燃气发电机组为旧设备，老化严重，已不能出满力，正常运行1台，负荷大时运行2台，但该发电站不能作为可靠的供电电源。3×10MW燃气发电站为新建发电站，安装10MW燃气发电机3台，正常运行2台，备用1台。轮南110kV变电站与巴州电网110kV系统已断开，油田的用电均由三座燃气发电站提供，塔北供电网络现属孤网运行。油田现有负荷为14MW~20MW，目前，3×10MW燃气发电站和轮南110kV变电站正在扩建，3×10MW燃气发电站扩建后的规模为3×10MW+3×14MW，轮南110kV变电站扩建后的规模为2×10MVA+1×12.5MVA+3×16MVA，届时总发电能力在20℃达到61MW。桑南区块油田建有一座35kV开关站，电源引自轮南110kV变电站，为其整个油田供电。油田现有供电设施见表6.1-1。表6.1-1轮南及桑塔木油田现有供电设施一览表类型序号名称规模单位数量备注自备电站1轮南燃气发电站4×1.6MW座12轮南燃气发电站2×8MW座13轮南燃气发电站3×10MW座14轮南燃气发电站3×14MW座1正在建设1轮南110kV变电所110/35/10kV2×10MVA座1版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程油田内部供配电线路2轮南110kV变电所110/10kV2×16MVA座1正在建设3桑塔木35kV开关站35kV进线2回，出线10回座14解放渠东35kV变电站35/0.4kV2×0.8MVA座15轮台变-轮南变110kV线路LGJ-120km40已停用6轮南变—东河塘变110kV线路LGJ-185km987轮南变—哈德变110kV线路LGJ-150km1248轮南变—桑塔木35kV线路LGJ-120km16.49轮南变—桑塔木35kV线路LGJ-120km16.410轮南变—轮西35kV线路LGJ-185km4011轮南变—水首站35kV线路LGJ-70km20.7112桑塔木-解放渠甲35kV线路LGJ-70km21.613桑塔木-解放渠乙35kV线路LGJ-70km37.8714桑东35kV线路LGJ-70km13.6615桑西35kV线路LGJ-70km24.28轮南110kV变电站，110kV进出线共4回，现已用3回，分别为轮南线（已停用）、轮东线、轮哈线，110kVⅡ段母线上有一备用出线间隔，构架及设备基础完好，但没有安装电气设备。110/35kV变电容量为2×10MVA，35kV出线6回，现已用5回，分别为轮桑甲线、轮桑乙线、轮水线、轮西线、电站线，各出线回路负荷情况如下：轮桑乙线为5411kW、轮水线为150kW、轮西线为958kW，轮桑甲线、轮西线、电站线在35kVⅠ段母线上，轮桑乙线、轮水线在35kVⅡ段母线上，此段母线上还有1备用回路，其构架及电气设备均已安装，35kV断路器为DW2-35型，35kVⅠ段母线没有扩建位置，35kVⅡ段母线还有较大的扩建空间。10kV出线14回，现已用11回，备用回路3回。桑塔木油气田现有供电情况如下：桑转站附近建有一座35kV开关站，整个桑南区块油田的用电均由桑塔木35kV开关站供出，本开关站35kV接线采用单母线分段，共有进出线12回，其中，电源进线2回，出线10回。2回进线从轮南110kV变电站35kV两段母线分别引来，正常运行方式为一回路运行，另一回路备用，现在10回出线已用9回，只剩余一回备用出线，本开关站各出线所带负荷如下：桑转甲线为250kW、桑解甲线为700kW、桑解乙线为790kW、桑东线为400kW、桑西线为650kW、桑生线为30kW、桑泰线为2300kW、桑棉线为291kW。目前桑塔木35kV开关站所带总负荷最大为5411kW。35kV架空线路（LGJ-120）在年最大负荷利用小时5000以上时的经济输送容量约为5200kW。6.1.2用电负荷预测版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程目前，塔里木油田塔北地区供电电源均引自轮南110kV变电站，随着油田的开发建设，用电负荷增加幅度较大。尤其是桑塔木及周边地区，负荷增加更为显著，这里面既包括油田负荷的增加，也包括地方负荷的增加。明年将要建成投产的项目有桑南凝析气田、吉拉克凝析气田、桑南西油田等，随后建设的还有中斜坡油田。尤其是桑南凝析气田、吉拉克凝析气田作为西气东输工程的气源，对供电提出了更高的要求。上述各油气田的开发资料如下：桑南凝析气田：建设规模150×104m3/d；采气井10口。吉拉克凝析气田：建设规模215×104m3/d；采气井13口。桑南西油田：建设规模25×104t/a；采油井12口。轮西油田：建设规模50×104t/a；采油井65口。中斜坡油田：建设规模25×104t/a；采油井26口。供电作为一项系统工程，应该统筹考虑。下面把与本工程有关的现有负荷及未来5年新增负荷统计如下，见表6.1-2。表6.1-2与本工程有关的现有负荷及未来5年新增负荷统计表油田区块已有负荷情况（kW）2008年前新增负荷（kW）总计（kW）水首站150150轮西油田95830424000中斜坡油田26852685桑塔木地区桑塔木油田33111353446地方用电210019804080桑南西油田30163016桑南职工公寓354354桑南气田11931193吉拉克气田19081908小计5411858613997合计65191431320832版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程新增负荷说明：轮西油田：轮西油田开发一期约1042kW，二期约2000kW，预计新增负荷3042kW。桑塔木油田：桑南西油田开发3016kW，桑南凝析气田开发1193kW，吉拉克凝析气田开发1908kW，桑塔木职工公寓扩建354kW，地方负荷1980kW。预计新增负荷8586kW。中斜坡油田：中斜坡油田开发约需2685kW。负荷分析：目前，水首站、轮西油田、桑塔木油田等均由轮南110kV变电站35kV侧供电，供电负荷约为6.5MW，如果上述新增负荷也由轮南110kV变电站35kV侧供电，则到2008年，轮南110kV变电站35kV侧供电负荷将达到20.8MW，轮南110kV变电站1号、2号主变为110/35/10.5三绕组变压器，容量为10000kVA，单台变压器运行将不能满足供电要求。桑塔木地区到2008年用电负荷约为14.0MW，目前，桑塔木35kV开关站供电范围包括：桑塔木油田、解放渠东油田及地方用电。即将建设的桑南凝析气田、吉拉克凝析气田、桑塔木职工公寓改扩建、桑南西油田等均由开关站供电。中斜坡油田由轮南110kV变电站供电。根据上述负荷统计情况，原桑塔木开关站2回LGJ-120导线，当1回单独运行，位于35kV供电半径末端的吉拉克凝析气田的电压质量不能得到保证，因为轮南至吉拉克供电线路长度约50km，根据计算，电压降已超过10%，已经超过了国家规范允许的范围。根据目前情况来看，桑塔木地区油田产能建设前景较好，地方经济发展迅速，所以本地区负荷增长较快，按照目前的电力负荷增长趋势，预测桑塔木地区未来10年的用电负荷，详见表6.1-3。表6.1-42003~2013年桑塔木地区用电负荷预测年份20032004200520062007200820092010201120122013用电负荷（MW）5.410.911.512.313.214.014.915.616.417.218.0从以上负荷统计及负荷分析可以看出，将桑塔木35kV开关站扩建成110kV变电站是必要的。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程6.1.3设计范围及内容本供电系统的主要设计内容包括轮南~桑塔木2回110kV供电线路和桑塔木110kV变电站，桑塔木110kV变电站是在原35kV开关站的基础上扩建而成的，本期主变容量和台数：110/35/10kV16MVA，2台。110kV主变压器为无励磁调压电力变压器。终期可扩建为2台110/35/10kV20MVA电力变压器。110kV进线2回，采用外桥接线，终期为单母线分段接线，采用户外布置；已建35kV出线与新建35kV出线组成单母线分段接线，采用户内布置；10kV出线为单母线分段接线，采用户内布置。站内配置相应的继电保护、远动、通信、无功补偿、所用变压器等装置及设施。另外还包括：土建、采暖及通风、给排水及消防、总图及道路、通信、轮南110kV变电站110kV出口改造部分的设计、设计概算的编制等。6.1.4供电方案根据供电系统现状和用电负荷预测情况，做如下供电方案：桑塔木35kV开关站扩建成110kV变电站并新建2回110kV线路。将桑塔木35kV开关站向东扩建成110kV变电站，安装2台110/35/10.5kV三绕组变压器，主变容量为2×16MVA。110kV进线2回，采用外桥接线，最终规模110kV进线2回，出线2回，采用单母线分段接线方式。本期35kV出线7回，与原35kV出线组成单母线分段接线方式，新建35kV出线为Ⅰ段母线，已建2段35kV出线合并为Ⅱ段母线，最终规模35kV出线20回。本期10kV出线10回，采用单母线分段接线方式，最终规模10kV出线16回。本变电站的正常运行方式为2台主变压器分列运行。原2回35kV进线改为备用出线，可作为中斜坡油田的正式供电电源。本变电站2回电源均引自轮南110kV变电站，1号进线引自110kVⅡ段母线上的备用出线间隔，架空引出，本出线间隔需增加1台SF6断路器及配套设施；2号进线引自110kVⅠ段母线上原轮南线（已停用）间隔。2回线110kV路均架空引出，长度分别为16.5km和16.6km，导线规格为LGJ-185。110kV变电站建在桑塔木油气田的负荷中心，改善了桑塔木油气田的电网结构，降低了电能损耗，提高了供电可靠性，为今后的发展预留了较大空间。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程桑塔木110kV变电站继电保护与控制部分采用分层、分布式微机综合自动化系统，主变压器在控制室设置控制和保护装置，35kV和10kV部分采用分布式微机监控和保护装置，安装于开关柜上，控制和保护装置采用总线通信方式接入监控系统。原35kV开关站为常规保护装置，对原35kV开关柜控制保护装置进行改造，采用分布式微机监控和保护装置，并接入新建微机综合自动化系统，以提高供电可靠性。6.1.4设计范围及内容根据推荐方案，本供电系统的主要设计内容包括轮南~桑塔木110kV供电线路和桑塔木110kV变电站，桑塔木110kV变电站是在原35kV开关站的基础上扩建而成的，本期主变容量和台数：110/35/10kV16MVA，1台；35/10kV5MVA，1台。主变压器均为有载调压电力变压器。终期可扩建为2台110/35/10kV20MVA电力变压器。110kV进线1回，采用线路变压器组接线，终期可过渡为外桥接线；已建35kV出线10回，单母线分段接线方式，新建35kV出线4回，与原35kV出线组成单母线三分段接线方式；10kV出线10回，单母线分段接线方式。站内配置相应的继电保护、远动、通信、无功补偿、所用变压器等装置及设施。6.2天然气净化处理厂6.2.1用电负荷和用电量6.2.1.1电力负荷计算天然气净化处理厂低压负荷主要为泵类、加热器、空调、照明等。高压负荷为烃水露点控制装置丙烷制冷机组主电机。根据本工程用电负荷资料，进行电力负荷计算，高压计算负荷为630kW，低压计算负荷约为423kW，年耗电量约为780万kWh。6.2.1.2负荷分级及供电要求根据《供配电系统设计规范》（GB50052-95）、《油田和原油长输管道变配电设计规定》（SYJ33-88）、《油田油气集输设计规范》（SY/T0004-98）中有关条文的规定，确定本站为二级负荷。根据负荷等级确定供电方案为：本站采用双回路双变压器供电。仪表、通信等不能间断供电的负荷采用UPS供电。照明负荷采用稳压电源供电。6.2.2供电系统6.2.2.1电源概况轮南地区供电现状：在轮一联合站附近建有一座110kV变电站，容量为2×版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程10000kVA+1×12500kVA，本变电站35kV出线6回，现已用5回，备用回路1回，10kV出线14回，现已用11回，备用回路3回。桑塔木油气田现有供电情况如下：天然气处理厂附近建有一座35kV开关站，整个桑南区块油田的用电均由桑塔木35kV开关站供出，本开关站35kV接线采用单母线分段，共有进出线12回，其中，电源进线2回，出线10回。2回进线从轮南110kV变电站35kV两段母线分别引来，正常运行方式为一回路运行，另一回路备用，现在10回出线已用9回，只剩余一回备用出线。本工程要将此35kV开关站改造为110kV变电站，说明详见电-H03589/说明。6.2.2.2供电方案在天然气净化处理厂内建1座变配电室，变压器为2X500kVA，10kV电源两回采用高压电力电缆引自110kV变电站(由原35kV开关站改建)两段母线，电缆桥架敷设。配电室内设10面低压开关柜为全厂低压负荷供电。毗邻低压配电室建1座高压配电室，内设1面高压真空开关柜为烃水露点控制装置丙烷制冷机组主电机配电，其10kV电源采用高压电缆引自110kV变电站，电缆桥架敷设。6.2.3配电变配电室一座，变压器室安装变压器2台，容量为2X500kVA，低压配电室内安装10面低压开关柜，其中2面进线柜、2面电容补偿柜、1面母联柜、5面出线柜，为天然气净化处理厂内的低压负荷供电，并设1台容量为7kVA的UPS电源及1台稳压电源（100A），为厂内不可间断的负荷及照明供电。高压配电室一座，内设一台真空开关柜，为烃水露点控制装置丙烷制冷机组主电机配电。0.4kV低压母线接线方式为单母线分段，放射式供电，配电级数不多于三级。厂内仪表、通信等不能间断供电的重要负荷，采用UPS电源供电，不间断供电时间不少于60分钟。6.2.3.1电力与控制站内采用放射式配电系统，配电级数不多于三级，主要用电设备由配电室直接供电。主要动力设备实现控制室、现场和配电室三地控制，并设可靠闭锁，设备运行及故障信号传至控制室。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程需要自动控制的设备，设置自动控制装置。对功率大及工艺有特殊要求的电机采用变频器或软起动器控制。6.2.3.2爆炸危险场所划分放空阀、阀门压力表等1.5m以内空间；油气集输管道阀门、流量计、法兰1.5m以内空间；分离器、冷换设备、收发球筒、分液罐等外壳3m以内空间为2区；凝析油回收装置的机泵、阀门等处的水平15m，垂直7.5m的空间也为2区；在2区防爆场所内所有沟坑等气体积聚处为1区。6.2.3.3照明场区照明采用路灯及投光灯方式。防爆房间采用隔爆型防爆灯，照明配线采用BV-450/7502.5mm2型导线穿水煤气钢管明敷设。非防爆房间采用节能日光灯或工厂灯，照明配线采用BV-450/7502.5mm2型导线穿钢管暗敷设。配电室、控制室等重要场所设置应急照明，时间不少于30分钟。表6.2-1主要场所设计照度水平表序号场所名称最低照度1装置区10lx2场区道路3lx3综合办公楼办公室100lx4仪表控制室200lx5一般生产辅助用房30lx6配电室50lx7变压器室30lx6.2.3.4防雷与接地工艺生产设施，如具有爆炸危险2区的厂房、工艺设备、储罐、管线等按二类构筑物考虑防雷接地，并采取防静电积聚的措施；办公设施按三类建构筑物考虑防雷接地。10kV和0.4kV系统设置避雷器，防止雷电波侵入，弱电系统采取有效的防感应雷措施，安装电涌保护器。所有进出户金属管道、电气设备外露可导电部分、建筑物金属门窗等均做等电位联结。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程接地采用TN-S系统。场区设置公用接地网，作为防雷、防静电、电气等公用接地装置，接地电阻不大于1W。由于当地电阻率较高，所以接地装置采取了加降阻剂的措施。爆炸危险2区的厂房、工艺设备、储罐、管线等设置防雷接地，接地电阻不大于10W。放空火炬设置防雷接地，接地电阻不大于30W。6.2.4电气设备选型及安装6.2.4.1设备选型变压器选用10kV三相式全密封节能系列油浸变压器，型号为S11-M-500/10,接线组别为D,yn11，电压比为10±5%/0.4kV。低压开关柜采用MNS型抽屉式开关柜，高压真空开关柜采用KYN11型，该开关柜供电可靠、操作简单、检修维护方便。爆炸危险环境的电气产品选用隔爆型。电缆采用阻燃型交联聚乙烯绝缘电缆，该电缆电气性能优良，具有载流量大，适应环境性能强，耐老化等优点。6.2.4.2设备安装电力变压器户内安装。高低压开关柜户内落地式安装。场区电缆在电缆沟内及电缆桥架内或直埋地敷设，直埋电缆进出户及过路穿钢管保护。场区直埋电缆埋深0.7m，室内直埋电缆埋深0.2m。6.3职工公寓6.3.1设计范围及内容职工公寓电气部分设计范围及内容主要包括：供电系统、变配电系统、动力系统、照明系统、消防系统、防雷接地系统等。6.3.2设计方案6.3.2.1负荷概况版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程建筑物内有消防水泵房、应急照明、疏散指示标志等消防用电负荷。根据《建筑设计防火规范》，消防用电负荷属于二类负荷，其它负荷属于三类负荷。安装容量约为825kW，其中二类负荷约为57kW，计算负荷约为369kW，其中二类负荷约为35kW。6.3.2.2供电方案根据《供配电系统设计规范》(GB50052-95)第2.0.6条规定,二类负荷可由专用线路供电,对于不能间断供电的重要用电负荷,采用UPS装置作为应急电源。根据该地区目前的供电现状，本公寓采用10kV专用电缆线路供电，电源引自桑南110kV变电站的10kV配电室。在每回电源的高压进线配电柜上设置计量，计量精度为有功0.5级，无功2.0级。6.3.2.3变配电方案电源的10kV系统采用单母线接线方式，变压器容量为500kVA。0.4kV系统采用单母线接线方式，并设无功自动补偿装置，补偿容量为150kvar，补偿后功率因数可不低于0.9。为确保本公寓特别重要负荷即火灾报警系统的用电，在消防控制室设一套UPS电源，供消防控制室用电，供电容量为5kVA，满载供电时间为2小时。6.3.2.4一般动力设备配电方案除消防负荷外的设备均为一般设备。空调机房内的动力设备由配电室配电柜采用放射式直接供电。洗衣机房内的动力设备采用树干室和放射室相结合的方式供电。厨房动力设备、办公室和宿舍插座等采用树干式、分层放射式相结合的方式供电。6.3.2.5消防动力设备方案消防负荷的电源直接引自配电室的低压配电柜。在设备安装处设有就地起停控制，可在最短的时间内起动消防泵。在配电室的低压配电柜上可集中起停消防泵。消防泵在消防水池低液位时自动停泵。6.3.2.6照明方案版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程一般照明采用树干式、分层放射式相结合的供电方式。根据不同的房间对照明的要求不同，采用不同的照度标准，选用不同的灯具和光源。火灾应急照明包括备用照明和疏散照明两种。在变配电室、通讯机房等重要场所设置备用照明，照度与正常照度相同。电源由一般照明回路供电，同时灯具自带蓄电池做后备，供电时间不小于1小时。正常时可就地控制开关，停电和火灾时由电池自动点亮。在餐厅、走廊、楼梯、门厅等处设置备用照明，照度为正常照度的30%，电源由一般照明回路供电。备用照明的灯具自带蓄电池做后备，供电时间不小于1小时。正常时可就地控制开关，停电和火灾时由电池供电自动点亮。在走廊、楼梯、门厅、公共出口处设置疏散照明，照度不低于0.5lx，电源由一般照明回路供电，同时灯具自带蓄电池做后备，供电时间不小于1小时。正常时可就地控制开关，停电和火灾时由电池供电自动点亮。6.3.2.7设备布置和安装方案变压器和高、低压配电柜在户内基础上落地安装，UPS箱落地安装,照明箱、插座箱嵌墙安装。控制按钮在墙上悬挂或落地安装。照明开关和插座在墙上暗敷设。电缆桥架在户外连廊下悬挂安装。室内电缆在有电缆沟和电缆桥架的地方沿电缆沟和电缆桥架敷设，出电缆沟和桥架后穿钢管埋地敷设或沿墙明敷设。室外电缆直埋地敷设，并在冻土层以下敷设，进户及过路、沟处穿钢管保护。室内导线穿钢管在吊顶、垫层及墙上暗敷设。消防设备配线穿钢管在不燃烧体内暗敷，且保护层厚度不小于30mm，在吊顶内明敷时穿涂防火材料保护的钢管。6.3.2.8防雷接地方案本公寓按三类防雷建筑物考虑，锅炉房按二类防雷建筑物考虑。屋顶敷设避雷带，作为接闪器，屋顶所有金属物体均与避雷带做可靠联结。防雷引下线利用建筑物构造柱内主筋。接地体采用建筑物基础内钢筋网。接地采用TN-S系统，从低压配电柜起，中性线与保护线分开。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程防雷接地、变压器中性点接地、电气安全接地以及其它需要接地的设备，均共用接地装置。接地装置采用建筑物基础内钢筋网，接地电阻不大于1Ω。在变配电室内安装一个总等电位联结端子箱，将总水管、空调立管等进出建筑物的所有金属体及建筑物的金属构件与总等电位端子板联结，并与接地装置牢固联结。在低压进线开关柜、各层配电箱及电子设备的供电处装设三级浪涌过电压保护器。7通信部分7.1设计范围及内容7.1.1天然气净化处理厂天然气净化处理厂的语音数据通信、电视监控以及生产用房和生产辅助用房内的火灾自动报警。7.1.2职工公寓语音通信、有线电视、计算机网络和广播。7.1.3桑塔木110kV变电站为桑塔木110kV变电站建立一条备用通信通道。7.2设计方案7.2.1天然气净化处理厂7.2.1.1语音数据通信天然气净化处理厂语音数据通信用户为新建公寓楼内程控交换机用户，在中控室至新建公寓楼通信机房之间敷设1条市话电缆、1条光缆。在生产用房内配置电话分线箱1只；在办公室、中控室、化验室等房间共配置17部电话。生产数据、图像信息通过路由器、光缆传送至桑南计算机局域网，并通过轮南至吉拉克新建的通信光缆传输通道传送至轮南作业区计算机局域网。轮南作业区通过该局域网获取桑南天燃气处理厂的版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程生产数据及图像信息。本次工程，桑南一侧只敷设中控室至新建公寓楼通信机房之间光缆，不开列路由器设备；桑南计算机局域网设计见《第三册职工公寓改扩建新建公寓通信部分》；桑南计算机局域网与轮南至吉拉克新建通信光缆传输通道接口设备及光缆传输通道由辽河设计院设计；轮南一侧设备增容不属本设计范畴。所有线缆采用暗敷，电话插座采用嵌墙暗装。输气管道沿线、井口巡检抢修采用无线通信方式，共配置无线手机3部，属当地联通无线通讯网用户。7.2.1.2电视监控为确保天然气净化处理厂生产安全及生产管理人员对重点场所的宏观监控，在天然气净化处理厂中控室配置1套电视监控系统，在生产装置区周围配置6套摄像机（包括室外云台、防护罩及其支架），在压缩机间配置1套防爆摄像机（包括室内云台、防护罩及其支架）。生产装置区周围摄像机安装在生产装置区四周道路外侧照明灯杆上，压缩机间摄像机安装在南侧墙壁上。场区电视监控电缆穿多孔塑料管保护直埋敷设。7.2.1.3火灾自动报警天然气净化处理厂生产综合用房和生产辅助用房是处理厂生产管理指挥中心，这些场所的防火安全是确保天然气净化处理厂平稳生产的重要条件，及时发现火灾险情、发出警报是防火自救的必要手段。为此在中控室配置1套火灾自动报警系统，在生产综合用房和生产辅助用房内除卫生间外所有房间共设置感烟探测器25只；在变压器间、低压配电室、高压配电室、空压间、中控室共设置烟温复合探测器13只；在门厅设置1只火警声光讯响器；在正门、侧门室内出口处各设置1只手动报警按钮。所有线缆采用暗敷。7.2.2职工公寓7.2.2.1语音通信在新建公寓楼通信机房内配置1套300门程控交换机，初装200门，终装300门。该交换机负责公寓楼内及天然气净化处理厂内部通信，并负责与其它各生产区通信以及通过轮南通信站与公网联接。与轮南通信站程控交换机之间的中继方式为全自动直拨呼入、呼出中继方式，中继接口方式图见建-H03861/30图。在通信机房配置综合配线柜1台、综合设备柜1台、高频开关电源1台、蓄电池组1组；在主楼每层走廊、辅楼、锅炉房值班室、消防泵房值班室房间内共设置电话分线箱12只；在培训教室、医务室、值班室、活动室、食堂、锅炉房值班室、消防泵房值班室以及每间办公室、会议室、宿舍共设置电话出线座153只。7.2.2.2有线电视版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程有线电视信号引自原公寓楼内有线电视系统，系统传输频率为550MHz，传输方式为邻频传输。新建公寓楼内电视分配网采用分配-分支-分配方式，用户端电平为64±4dBμV。在通信机房配置放大器1只，二分配器1只，在主楼走廊共设置有线电视设备箱8只；在培训教室、医务室、值班室、活动室以及每间办公室、会议室、宿舍共设置有线电视插座149只。7.2.2.3计算机网络在公寓楼内建立计算机局域网，局域网采用星形拓扑结构。轮南至吉拉克新建的通信光缆传输通道在桑南为计算机网络预留了2芯光纤，并在轮南和桑南分别设置了100M光接光发机。在轮南一端100M光接光发机与轮南计算机网络设备连接，在桑南一端100M光接光发机与桑南计算机网络L2核心交换机连接。桑南计算机局域网是轮南作业区计算机局域网的一部分。本次工程将桑南原有计算机局域网与新建计算机局域网连接。计算机局域网网络设备与程控交换机共用1间通信机房，计算机局域网在机房内配置1台L2核心网络交换机、7台L2网络交换机（24个电口）、2台19”标准机柜。在桑南原计算机机房配置1台L2网络交换机（24个电口、1个光口）。在培训教室、医务室、值班室、活动室以及每间办公室、会议室、宿舍共设置信息插座149只。7.2.2.4广播为职工做广播体操在值班室设备1套广播设备，在室外配置2只100W防水型。7.2.2.5供电与接地通信机房供电等级为二级，输入电源为AC.380V50Hz。语音通信系统、有线电视系统、计算机网络系统供电电源由通信机房内高频开关电源和蓄电池组统一供电。入通信机房电缆端、保护钢管做防雷接地保护，接地系统接入电专业防雷接地系统。通信设备与电专业共用一个联合接地系统，接地电阻≤1Ω。7.2.3桑塔木110kV变电站为保证生产通信的可靠性及适应将来数字化油田发展的需要，桑塔木110kV变电站本次扩建部分通信系统包括主通信通道和备用通信通道。主通信通道利用桑南原有扩频微波通道进行通信。在新建公寓楼通信机房至桑塔木110kV版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程变电站新建控制室之间建立一条备用通信通道。该通信通道采取预留通信传输接口方式。从新建公寓楼通信机房至桑塔木110kV变电站新建控制室之间直埋敷设1条8芯单模光缆，在控制室设置光接光发机。该通信通道可传输语音，数据、图像、会议电视等信号。8机制部分8.1设计范围和内容8.1.1桑南凝析气田地面建设工程非标设备部分，主要包括：气井井口装置、单井采气管线、天然气净化处理厂（主要包括集气站、天然气脱硫单元、天然气烃水露点控制单元、凝析油及伴生气处理单元、公用系统）装置中的全部非标设备。整个装置共有非标设备49种共63具，其中一类压力容器28具，二类压力容器15具，常压容器20具（其中火炬2具，单井放空火炬10具，烟囱1具）。8.1.2本工程非标设备的设计范围包括所有装置中各类非标设备的选材及设计，并对其提出制造、检验及验收的要求；对富含H2S、CL-及CO2腐蚀性介质的容器，要从设备的材质、制造、检验、内防腐等多方面进行优选，其中材质、制造、检验方面的要求详见本专业要求，内防腐已由防腐专业考虑，详见第二册第7分册；其余设备的外防腐及保温详见第二册第7分册；设备的防雷防静电详见第二册第3分册。8.1.3本工程设计的容器，按照《钢制压力容器》（GB150-1998）、《管壳式换热器》（GB151-1999）、《钢制塔式容器》（JB4710-92）、《钢制焊接常压容器》（JB/T4735-97）及《压力容器安全技术监察规程》的要求，其范围是指壳体及与其连为整体的受压元件，且划定在下列范围内：8.1.3.1容器与外部管道连接：1）焊接连接的第一道环向接头坡口端面；2）螺纹连接的第一个螺纹接头端面；3）法兰连接的第一个法兰密封面；4）专用连接件或管件连接的第一个密封面。8.1.3.2接管、人孔、手孔等的承压封头、平盖及其紧固件。8.1.3.3版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程非受压元件与受压元件的焊接接头。接头以外的元件，如加强圈、支座、裙座等应符合相应标准的规定。8.1.3.4压力容器上的安全泄放装置、压力表、液位计等安全附件。8.1.3.5火炬部分的火炬头、长明灯、分子密封、火炬竖管。8.2设计方案8.2.1严格按照工艺专业及甲方提供的各有关参数进行设计，满足工艺过程的需要。8.2.2根据设备的工作状况及其重要程度，确定设备的设计使用寿命按10～15年考虑。8.2.3容器各部分在工作状态下的金属温度不同时，可分别设定每部分的设计温度。8.2.4考虑各种载荷作用的影响，尤其是塔类和火炬等高直立设备，应考虑风载荷和地震载荷的影响。8.2.5根据设备的工作压力、工作温度、介质特性等工艺条件以及材料的机械性能、耐腐蚀性能、制造工艺性能，结合市场材料供货状况进行合理的材料及设备防腐涂层的选择，确保使用安全、经济合理。8.2.6选材原则桑南凝析气田原料气中H2S的平均含量为454mg/m3，CO2的平均含量为1.6%(v)，地层水中Cl-的含量为3050mg/l～86530mg/l，这些介质对设备具有很强的腐蚀性，因此对于设备而言，材料的选择以及腐蚀裕量的选取尤为重要，主要应遵循以下原则：碳钢设备在湿H2S环境下具有应力腐蚀倾向，因此，本工程非标设备的选材考虑了可能产生的SSC(硫化氢应力腐蚀开裂)、HIC（氢诱发裂纹）、HB（氢鼓泡）以及同时伴随的CO2、Cl-的腐蚀等情况，按照相关标准要求同时参照国内气田各净化处理厂生产装置中非标设备选用钢材的经验，应选用优质低碳钢或屈服强度低于360MPa的低合金材料。酸性环境：材质为20R钢板，腐蚀裕量4mm；在进行强度计算时，材料的安全系数（ns）取1.8；设备要求做内防腐。非酸性环境：根据设计压力及温度的不同，分别选用16MnR钢板、20R钢板、Q235-B钢板，腐蚀裕量2mm。常压容器：选用Q235-A钢板、Q235-B钢板，腐蚀裕量2mm。对于设备筒体厚度≥40mm版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程的压力容器用钢板，不仅要求沿宽度方向和长度方向有一定的力学性能，而且要求厚度方向有良好的抗层状撕裂性能。因此除了应按《压力容器用钢板》（GB6654-1996）供货外，还应符合《厚度方向性能钢板》（GB5313-85）中Z35级别的要求。8.3主要工程量表8.3-1主要工程量表序号主要设备名称及规格单位数量筒体名义厚度（mm）备注18.3MPaDN400清管器接收筒具116/122燃气分液罐具693DN100h15000单井放空火炬具4104DN125h15000单井放空火炬具4105DN150h15000单井放空火炬具21068.5MPaΦ1200h6675计量分离器具15078.5MPaΦ1400×7878生产分离器具26488.5MPaDN300×12000计量汇管具122拔制98.5MPaDN300×12000生产汇管具122拔制108.3MPaDN300清管器接收筒具114/10118.3MPaDN400清管器发射筒具116/1212φ325h8300釜式乙二醇再生塔具114/913φ1000×4566乙二醇富液闪蒸罐具1814φ1000×4562乙二醇贫液缓冲罐具1615Φ1200×4862乙二醇溶液罐具1616Φ1800h8600乙二醇储罐具16172.5MPaφ1200×5474丙烷缓冲罐具11418Φ426h1850乙二醇消泡剂罐具19191.6MPaφ1800×7390凝析油一级闪蒸罐具120200.6MPaφ1800×7370凝析油二级闪蒸罐具110210.6MPaφ1800×7370凝析油缓冲罐具110220.6MPaφ1600×5670低压分离器具110231.6MPaΦ1400×7174液烃闪蒸罐具112241.1MPaΦ1200h4140启动风罐具18250.8MPaφ1000h3480燃气分离器具1826φ800h4130甲醇罐具1627DN250h60000低压火炬具11028DN500h60000高压火炬具112版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程290.6MPaΦ2400×8474低压放空分液罐具112300.6MPaΦ2400×8474高压放空分液罐具112310.6MPaφ1800×7370闭式排放罐具110321.2MPaφ1600h5035仪表风储罐具110331.2MPaφ1600h5035工厂风储罐具110340.3MPaΦ900h5300酸气分离器具18350.3MPaΦ3000h4500MDEA储罐具21036φ1800×4300MDEA溶液配制罐具110370.3MPaΦ900h4350酸气水封罐具18388.5MPaΦ2000h5800净化气分离器具160390.7MPaΦ800h3200MDEA活性碳过滤器具18400.7MPaΦ800h3000MDEA机械过滤器具18418.5MPaΦ1000/Φ500L5500/L4750原料气过滤分离器具140/22428.5MPaΦ1400×6700三相分离器具15643BKU1200/2000-0.5/0.3-153-2/25-2IIMDEA再生塔重沸器具11844Φ700h70000烟囱具114458.5MPaΦ1600h17000MDEA吸收塔具172460.7MPaΦ1000h2850MDEA闪蒸罐具18470.3MPaΦ900h20500MDEA再生塔具11048φ1600×5500酸气灼烧炉具11249Φ400h1660MDEA消泡剂罐具169供排水及消防部分9.1设计范围1）天然气处理厂内给排水及消防系统；2）已建桑转站内消防系统改造；3）桑转站至回灌井（待定）回灌水管线；4）公寓给排水和消防系统；5）生活污水处理与利用。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程9.2天然气净化处理厂9.2.1给水系统天然气净化处理厂给水包括生产用水、生活用水，最高用水量20.5m3/d。目前桑转站供水水压0.1MPa，只能满足日常生活用水、化验室用水要求，不能满足装置冲洗水和检修用水压力0.4MPa的要求。在桑转站消防泵房建全自动供水装置一套，用于向天然气净化处理厂和桑转站供水，全自动供水装置利用消防泵吸水干管从消防储罐吸水，出水与已建供水系统管网连接。选用的全自动供水装置供水流量为30m3/h，可满足天然气净化处理厂和桑转站正常的用水需要，当天然气净化处理厂装置检修时，全自动供水装置上的备用泵投入运行，最大供水流量可达到60m3/h。9.2.2排水系统9.2.2.1排水量天然气净化处理厂最高排水量678m3/d。其中含油污水最大量675m3/d，生活污水3m3/d，正常运行状态下含油污水630m3/d。9.2.2.2污水收集方式与去处1）含油污水天然气处理装置产生的含油污水通过闭排罐进入开式地下污水罐，装置检修冲洗水、装置无压排水以及化验室产生的含油污水通过管道回收进入开式地下污水罐，最后通过水泵加压通过管道排至桑转站污水处理系统，经处理达到回灌标准后回灌地层。2）生活污水卫生器具产生的生活污水，经化粪池后上清液排入污水池，经水泵加压通过管道排至公寓污水处理系统进行处理，达到排放标准后用于绿化或排放至污水蒸发池。3）雨水该地区年降水量为65.6mm，年平均蒸发量为2070mm，因此场区不建雨水管道排放系统，靠竖向坡度自然排放。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程9.2.3污水处理系统9.2.3.1污水处理规模桑南凝析气田采用衰竭式开发，不需注水。产生的含油污水管输至桑转站，与桑南油田原油集输处理系统产生的含油污水和原桑塔木油田采出水一起进行处理。2003年9月已完成了桑转站污水处理和污水回灌系统的初步设计，设计规模为3100m3/d，该设计已考虑了桑南凝析气田产出的含油污水。9.2.3.2污水处理与回灌工艺（简介）现把2003年9月已完成的桑转站污水处理和污水回灌初步设计工艺作简单介绍：污水处理采用沉降加粗过滤处理工艺。天然气处理厂产生的污水与桑南油田产生的含油污水及原有污水，一起进入混凝沉降罐，同时投加相应药剂，在沉降罐内进行油、水、泥的有效分离，上部的污油回收至三项分离器进口，底部的污泥排至站外污水蒸发池，出水进调节罐，经提升进入过滤器过滤，滤后水进滤后储水罐，最后用回灌泵回灌地层。新建回灌泵3台，选用高压多级离心泵，2台运行，1台备用。设计污水回灌量总计为2350m3/d，剩余的净化污水还需2口回灌井注入地层。9.2.3.3水质指标处理后的回灌水质指标：含油：≤10mg/L悬浮物：≤10mg/L悬浮物颗粒直径中值：≤5μm。9.2.4消防系统9.2.4.1外部消防能力桑塔木油田没有消防站，距离该油田最近的消防站为轮南消防站，消防车行驶时间30min。天然气处理厂消防外部依托轮南消防站。9.2.4.2消防对象1）天然气处理装置区：规模为150×104m3/d的天然气处理装置1套。2）辅助生产及办公区：包括主控室及变电室、化验室、维修间、办公室等。天然气处理装置区火灾危险性均为甲A类，是消防的重点对象。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程9.2.4.3设计参数处理厂内同一时间的火灾次数按一次考虑。消防用水量：45L/s（162m3/h）消防水连续供给时间：3h一次消防用水量：486m3。9.2.4.4消防水源消防设施利用桑转站内已建的消防储罐设施，2具消防水储罐公称容积1000m3，能够满足天然气净化处理厂消防所需的供水量和储备水量。9.2.4.5消防设置天然气净化处理厂消防设置按GB50183-93《原油和天然气工程设计防火规范》执行，消防采用半固定式临时高压给水系统。1）装置区设置环状消防给水管网，环状管网上设置消防水炮和消火栓；2）装置区内可燃气体的泄漏火灾，采用移动式干粉灭火器；3）其它辅助生产和办公区建筑物消防采用地上式消火栓和移动式灭火设备。9.2.4.6火灾探测与报警天然气处理厂设有火灾探测和报警系统，当装置区发生火灾时，天然气处理厂主控室可探测到着火点，天然气处理厂主控室、桑转站主控室和消防泵房值班室可同时发出声光报警信号，值班人员可及时启动消防水泵进行灭火。9.2.5主要工程量表9.2-1主要工程量表序号名称规格及参数单位数量备注1泡沫消防泵qv=234m3/h，h=93.5m，P=110kW台12压力比例混合装置泡沫液储罐20m3具1更换3地下式污水罐公称容积20m3，常压具1玻璃钢内衬防腐4污油污水回收装置qv=6m3/h，h=30m，P=2.2kW套15污水提升泵qv=30m3/h，h=35m，P=7.5kW台26污水泵qv=10m3/h，h=20m，P=3kW台2版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程7钢筋混凝土化粪池及污水池6m×3m×2.5m座18回灌井口16MPa座29高压玻璃钢注水管DN10016MPakm4.010低压玻璃钢管DN1001.6MPakm0.311地上式消火栓1.6MPa座812消防水炮1.6MPa座4注：因回灌井井位不落实，回灌井距站暂按2.0km计。9.3职工公寓9.3.1设计参数1）服务人数：250人2）额定供水量：250L/人•天3）绿地面积：8600m24）浇洒绿地用水：2l/m2•次5）消防补充水时间：48小时9.3.2给排水及消防外部系统9.3.2.1现状已建的桑转站公寓服务人数50人，公寓为二层楼，约150m，水源引自轮南到解放渠东的供水干线，干线直径为D273×7，压力0.1MPa，在已建公寓南侧约30m。站内设20m3的高架水罐1座，高度10m，利用高差向各用水点供水。已建公寓周围没有排水系统，北侧有一低洼处，站内排水经提升后排入蒸发池自然蒸发。站内没有雨水排放系统。9.3.2.2新建系统1）给水版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程新公寓建成以后，已建公寓仍继续使用，并且功能独立，加之新建的公寓也靠近已建供水干线，因此考虑从供水干线上直接接供水管线至新建公寓。2）排水根据设计委托的要求，新建公寓的排水还要作为区域绿化的水源，因此排水分为两个途径。首先处理后的污水达到污水综合排放指标要求的2级标准后，进入净水池，在需要绿化的季节，利用潜水泵提升用以灌溉周围的树木和公寓内的绿地，这期间要投加消毒剂。非绿化季节则利用潜水泵排入公寓北侧新建的蒸发池，该池还具有氧化塘功能，可以进一步净化水质。3）雨水桑南公寓所在区域的年平均降雨量只有50.7mm，平均蒸发量2700mm，年最大降雨量197mm，属干旱少雨的沙漠地区，因此站内不设雨水排放系统，在竖向布置时考虑利用地形高差有组织的直接排至站外。4）消防距桑南公寓最近的消防站约10km，建在轮一联站内，在桑南公寓发生火灾时可以出警救助，但距离较远，因此公寓的室外消防也考虑采用临时高压给水，以便自救。公寓距桑转站约400m，公寓的消防用水可以从桑转站供给，也可以自行建设消防供水系统。经比较，利用桑转站消防系统可以节省投资约7万元，但由于公寓建成后由服务中心管理，桑转站由油田公司管理，分属两个不同的单位，给以后的管理带来许多不便，综合比较，确定在公寓内自建消防系统。9.3.3供水9.3.3.1水量公寓内用水包括职工的洗浴、餐饮、洗衣房、制冷机组补水、消防、水景喷泉、洗车等。该公寓设施齐全，生活用水定额按250L/人·天考虑。水量计算见下表。表9.3-1桑南公寓用水量计算表序号用户用户单位数量用水定额用水定额单位最高日用水量（m3）最高时用水量（m3/h）备注1生活用水人250250l/d62.59.76　2水景补水m3　3002%60.93　版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程3洗车辆1500l/次0.50.08　4制冷机房补水m3/h　5m3/h12055冷却水系统补水4841.5%m3/h1807.5夏季6不可预见水量36.97消防补充水量7.5　合计　　　　40623.279.3.3.2供水方式供水干线保证的供水压力为0.1MPa，不能满足站内正常生活用水的需要，因此采取水泵水箱联合供水的方式。生活用水由高位水箱供给，制冷机房和冷却水系统补水直接由水泵送至用水点。利用变频器控制水泵的运转。9.3.4排水9.3.4.1水量公寓排水分为生活排水和设备排水两部分，生活排水56m3/d，设备排水主要是制冷机组冷却水系统的排污，机组冷却水量484m3/h，最大一次排污量以循环水量的3％计算，流量为14.52m3/h，排水时间设为10min，一次排水量2.42m3。9.3.4.2处理方式生活用水首先排入化粪池，经酸化水解后排入调节池，调节池的出水进入一体化污水处理装置，该装置主要采用接触氧化方式降解有机物，净化后的污水存入净化水池，然后利用潜水泵提升到公寓外的蒸发池或用于灌溉。其中食堂的排水先经隔油池隔油后再进入化粪池。设备排污中的主要污染物是悬浮物和盐类，没有过多的有机物的污染，直接排入净化水池。9.3.5消防9.3.5.1水量室外消防水量：25l/s室内消火栓用水量：15l/s版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程自动喷水系统用水量：该建筑属轻危险级，喷水强度4l/min•m2，作用面积为160m2，设计水量10.7l/s。室内外消防总水量：48l/s。9.3.5.2流程在桑转站建消防水池1座，建消火栓系统消防泵2台，自动喷水系统供水泵2台。室内消防用水全部由消防水泵提供，室外消防用水可以利用供水干线提供，也可以由消防水池提供。为保证顶层消火栓需要0.07MPa的压力，在水箱间设增压装置。9.3.6主要工程量主要工程量见表9.3-2。表9.3-2主要工程量表序号名称及规格型号单位数量备注1供水泵qv=17.5m3/h，h=0.35MPa，P=7.5kW台22消火栓系统供水泵：qv=40l/sh=0.55MPaP=45kW台23自动喷水系统供水泵：qv=15l/sh=0.45MPaP=15kW台24增压装置：qv=5l/sh=0.30MPaP=4kW台25污水泵qv=10m3/hh=0.15MPaP=3kW台31台用于消防水池排污6一体化污水处理装置qv=5m3/h，P=7.5kW套17水景喷水泵qv=20m3/hh=0.40MPaP=11kW台28电梯排水泵qv=40m3/hh=0.15MPaP=11kW台29低位水箱40m3具110高位水箱25m3具111洗衣脱水两用机：50kg台112洗衣脱水两用机：25kg台113烘干机：20kg台114烫平机：压辊长度2.5m，1台个115小型洗衣机：18台个116分拣工作台：2.0×1.2m个117折叠工作台：2.5×1.5m个118熨烫操作台：2.0×1.5m个119消防水池400m3座120化粪池40m3座121净化水池20m3座1版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程22电梯排水池3m3座123各种管线DN15~250m473024各种阀门DN15~200个27525室外消火栓DN150PN1.6套426室内消火栓DN65PN1.6套4127闭式喷头个40028排水检查井Ф700座2029隔油池1.5m3座130水表井Ф1600座131阀门井Ф1400座332紫外线消毒装置套133土蒸发池85×85×2.0座19.4桑塔木110kV变电站变电站内建有消火栓一座及移动式灭火器材。改造后消防采用移动式灭火设备，在主变区、各建筑物内配置移动式磷酸铵盐干粉灭火器。主要工程量见表9.4-1。表9.4-1主要工程量表序号项目单位数量备注1推车式磷酸铵盐干粉灭火器MFAT35台22手提式磷酸铵盐干粉灭火器MFA8台210防腐及阴极保护部分10.1设计范围10.1.1设计范围天然气净化处理厂内地上储罐、设备等钢结构，地上、埋地管道，站外埋地天然气外输管线和单井集气管线的外防腐、保温及阴极保护。10.1.2主要设计内容10.1.2.1站内地上储罐、设备、管道等钢结构内、外防腐。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程10.1.2.2站内地上温度高于60℃的管道设备保温，低于0℃的管道设备保冷。10.1.2.3站内埋地管道防腐保温。10.1.2.4站内所有与土壤接触的管道、设备的阴极保护。10.1.2.5站外埋地天然气外输管线、液烃外输管线及凝析油管线防腐及阴极保护。10.1.2.6站外单井集气管线外防腐保温及阴极保护。10.2设计方案10.2.1防腐方案站内地上储罐、设备、管道等钢结构外防腐采用丙烯酸聚氨酯涂层，需保温、保冷的储罐、设备、管道采用涂敷底漆，复合硅酸盐保温，聚氨酯泡沫塑料保冷，铝板做防护层。站内埋地管道防腐采用增强纤维聚丙烯胶带防腐，保温采用橡塑管壳。对介质腐蚀性强的设备采用环氧玻璃鳞片内防腐涂层保护。单井集气管线及外输凝析油管线外防腐保温采用环氧粉末防腐，聚氨酯泡沫塑料黑夹克一步成型保温，每根管道两端加防水帽，补口采用辐射交联聚乙烯热收缩带（或套）。外输天然气管道采用三层PE加强级防腐，辐射交联聚乙烯热收缩套补口。10.2.2阴极保护方案站内埋地管道及与土壤接触的设备底座采用牺牲阳极阴极保护，吉拉克～轮南外输气管线、凝析油管线，桑南～（塔中－轮南）输油管线的凝析油管线三条管线同沟敷设，采用一套外加电流阴极保护系统保护，单井集气管线采用外加电流区域阴极保护。11建筑与结构部分11.1职工公寓11.1.1工程概况1）职工公寓建于原桑塔木作业区职工公寓东侧，基地北侧为空地，南侧为桑南油田公路，西南侧为桑转站。基地西侧有两条35KV电力线，东侧有拟建的110KV电力线；2）综合楼分六层主楼和三层附楼两部分（附楼有一层地下层）。六层主楼主要为办公、会议空间、住宿空间；三层附楼主要为厨房、餐饮空间、娱乐活动空间及设备空间。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程3）公寓楼东西长99m，南北深68.4m，总建筑面积为12055.48m2，其中地下部分建筑面积为665.64m2，地上部分建筑面积为11389.84m2。4）本工程总建筑高度为23.70m，地上6层，地下1层，其中地下层层高4.8m，一层层高为4.2m，其余各层层高均为3.6m，室内外高差为0.6m。11.1.2设计原则综合考虑所在地区的性质、气候、习俗、传统风貌等地方特点和用地周围的环境条件，并与平面布置相融合。适应建筑单体的功能要求，满足日照、采光、通风、防灾的要求，创造安全、卫生、方便、舒适和优美的办公和生活环境。平面布置与建筑风格协调一致，同时考虑社会、经济和环境三方面的综合效益。11.1.3技术标准1）本建筑耐久年限为二级，合理使用年限为50年。2）本建筑为多层建筑，耐火等级为二级。3）依据建筑抗震设计规范，本建筑所属地区的基本烈度为7度，本建筑物抗震设防烈度为7度，基本地震加速度0.15g。框架抗震等级为三级。11.1.4建筑工程11.1.4.1主要功能设置1）该公寓楼分6层主楼和3层附楼两部分（附楼有一层地下层），主楼东西长99m，南北深18m，标准层面积为1840.75m2，主要设置门厅、值班传达室、办公室、会议室以及消防控制室、通讯机房、卫生间、管道井等辅助空间；附楼东西长25.8m，南北深25.8m，标准层面积为665.64m2，主要设置厨房、职工餐厅、多功能厅。2）主楼一层主入口设置在建筑南侧，东西两侧设置辅助入口，各出入口有组织地疏导人流，各流线互不干扰。主入口设置大台阶；主入口门厅为两层共享空间，整个门厅空间宽敞、明亮、通透，极富感染力。围绕门厅布置值班传达室、大、小会议室、休息区域。大会议室一间，面积为60.48m2（8400mm×7200mm），可容纳34人。小会议室一间，面积为30.24m2（4200mm×7200mm），可容纳18人。办公室共有23间，其中单间办公室19间，基本尺寸为4200mm×7200mm，大间办公室4间，办公室基本尺寸为8400mm×版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程7200mm，办公室内接入计算机宽带网，每人配备计算机等现代化办公设施，以适应现代化办公需要。一层西侧端头设置消防控制室，有直接对外出口，火灾时作为消防指挥中心。3）主楼二～六层主要设置学术报告厅（兼做培训教室）、医务室及住宿。学术报告厅面积为120.96m2（16800mm×7200mm），医务室面积为60.48m2（8400mm×7200mm）。住宿分为单间和双人间，其中单间20间，双人间140间。住宿基本尺寸为4200mm×7200mm，面积为30.24m2，净使用面积为20.28m2。4）主楼每层设置新风机房、设备管道井等辅助功能。新风机房满足每层空调系统新风需要。5）附楼一层设东入口和西入口。主要使用功能为厨房和清真餐厅，厨房分为汉餐厨房和清真厨房，独立设置，互不干扰。其中汉餐厨房面积为282.24m2（16800mm×16800mm）；清真厨房面积为70.56m2（8400mm×8400mm）。清真餐厅面积为70.56m2（8400mm×8400mm），共能容纳60个人同时进餐。6）附楼二层主要设置为汉餐大餐厅及小餐厅，大餐厅面积为282.24m2（16800mm×16800mm），共能容纳200人同时进餐。小餐厅有3个，面积分别为26.46m2（4200mm×6300mm）和52.92m2（8400mm×6300mm）7）附楼三层为职工之家，面积为423.36m2（16800mm×25200mm），职工之家可以设置多功能厅、舞厅、健身房、活动室，使作业区员工工作之余，休闲、健身、娱乐有良好去处，对提高员工的工作热情及团队精神有很大益处。8）附楼地下层主要布置空调机房、变配电室、洗衣机房等设备用房。其中空调机房面积为325.08m2（16800mm×16800mm），变配电室面积为55.44m2（6600mm×8400mm），洗衣机房面积为141.12m2（16800mm×8400mm）。9）整栋建筑垂直交通共有2部电梯、设置在主楼门厅，满足主要人流需要；其中1部电梯作为专用消防电梯（兼作客梯），火灾时满足主楼消防需要。主楼东西两侧分别设置1部楼梯，满足疏散要求；附楼西侧有2部楼梯通向地下层，满足地下层疏散要求；附楼二～三层与主楼有走廊连通，可作为附楼另一疏散出口。11.1.4.2建筑外装修标准1）外墙面主要采用米黄色釉面砖，主入口局部外墙面挂贴芝麻灰抛光花岗岩。2）所有对外门均设置门斗，双层门，外为不锈钢无框玻璃门，内为电动感应门。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程3）南立面窗户主要为外包不锈钢玻璃幕墙，内为高档塑钢窗，玻璃幕墙采用150不锈钢型材，天蓝色镜面反射玻璃。其余窗户均采用双层塑钢窗，外侧推拉窗，内侧平开窗（内开）。11.1.4.3建筑内装修标准1）楼、地面面：地下层设备用房、库房和厨房采用水泥地面；门厅、餐厅、走廊、楼梯间为花岗岩楼、地面，多功能厅为复合木地板楼面，其余各房间为防滑地砖楼、地面。2）内墙面：办公室、宿舍、学术报告厅等采用耐擦洗乳胶漆，多功能厅、主入口门厅按单体设计，设备用房、库房、厨房等采用耐擦洗内墙涂料，卫生间为瓷砖墙面，其余房间为普通内墙涂料。3）顶棚：卫生间、走道、餐厅采用轻钢龙骨铝合金板吊顶；多功能厅、主入口门厅按单体设计；其余房间为抹灰顶棚，喷刷内墙涂料。4）踢脚：办公室、会议室、餐厅、卫生间、走道采用花岗岩踢脚；其余房间采用地砖踢脚。5）内门及油漆：内门均为实木门，外包筒子板，瓷漆面。11.1.4.4建筑构造1）屋面采用现浇钢筋混凝土屋面，砌筑140高预制钢筋混凝土架空板，上铺150mm厚聚苯保温板，改性沥青防水层。2）外墙面做120mm厚保温层。3）室外台阶为混凝土结构，面层为花岗岩条石；坡道为混凝土结构；散水宽800mm，混凝土结构。11.1.5结构工程11.1.5.1结构形式公寓楼结构形式采用钢筋混凝土框架结构，整体现浇。工程抗震设防烈度为7度,基本地震加速度0.15g。框架抗震等级为三级。11.1.5.2结构设计荷载取值版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程1）厨房、厕所、卫生间、楼梯间为2.0kN/m2。2）空调机房为5.0kN/m2。3）办公档案室为2.5kN/m2。4）多功能大厅为3.5kN/m2。5）其余办公房间为2.0kN/m2。6）屋面采用0.7kN/m2。11.1.5.3主要结构构件尺寸1）柱子：钢筋混凝土框架边柱以550mm×550mm为主，中柱以600mm×600mm2）梁：钢筋混凝土框架梁以矩形梁为主，断面为250mm×650mm。次梁断面为250mm×600mm。3）板：钢筋混凝土现浇板厚度取90mm厚。11.1.5.4结构使用的材料1）混凝土强度等级：本建筑所采用混凝土的强度等级：框架柱、梁C30，现浇板为C25。基础采用C30混凝土。2）钢筋：结构中的受力钢筋采用II级热轧钢筋或I级钢筋，构造钢筋均采用I级钢筋，钢筋的各种强度、延伸率、冷弯等指标必须满足规范要求。所有梁柱中的受力钢筋均采用焊接接头，板中的受力钢筋以搭接为主。3）钢构件或型钢均选用Q235B钢，需焊接的部位，焊缝尺寸均应满焊，焊脚高度均不小于母材厚度，所有外露钢材均做防锈和刷面层处理，位于建筑内部的外露钢构件必须做涂刷防火涂料的防火处理。4）填充墙：外墙填充墙采用250mm厚MU4中型加气混凝土砌块，M7.5混合砂浆砌筑；内墙填充墙采用110mm厚水泥钢丝网夹芯板墙，M5混合砂浆砌筑。5）钢筋的混凝土保护层厚度：梁、柱为25mm，板为15mm；基础为40mm。11.1.5.5基础采用钢筋混凝土独立基础，其下设置C10砼垫层，厚度为100mm版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程，基础底标高为室外地面下1.500m。基础外表面刷冷底子油一道，热沥青两遍。11.2天然气净化处理厂11.2.1设计范围11.2.1.1建筑物拟建的主要建筑物有：综合办公室（包扩办公室、会议室、化验室、仪表中控室、资料室、值班室、男女厕所、高低压配电室、变压器室）、阴极保护间、空压机间（包括维修间、药剂库、配件间）、压缩机间，四个单体建筑。11.2.1.2构筑物拟建的主要构筑物有火炬铁塔及基础、防晒棚、管架、管墩、围墙、大门、设备基础、消防水池等。11.2.2设计方案11.2.2.1建筑设计根据当地气候特点，建筑物的窗采用双层密闭塑钢窗，屋面保温材料采用水泥珍珠岩板200mm厚，屋面防水采用耐高温、耐高寒，能适应温差变化大的材料，综合办公室屋面采用有组织排水，其它房屋屋面采用自由排水,防水等级按Ⅲ级设计，外墙装修为水泥砂浆抹面后刷涂料；内墙为普通抹灰刷白色涂料；办公室、会议室、值班室、资料室、化验室地面铺地砖；高低压配电室为水泥地面、仪表控制室为水泥砂浆地面上架设300mm高的防静电地板；顶棚均抹灰后喷白色涂料，仪表控制室采用铝塑板吊顶，综合办公室外门采用塑钢门，空压机等生产附属房外门采用钢板门，所有内门采用普通木门。化验室设1.5m高的油漆墙裙；厕所内装修为防滑面砖地面、内墙面贴白色瓷砖。设计合理使用年限为50年。11.2.2.2结构设计所有房屋（除压缩机房）为砖混结构，外墙采用370厚砖墙，内墙采用240厚砖墙，平房基础采用C30素砼条基，所有建构物基础表面防腐采用刷冷底子油一道、刷热沥青两遍，平房屋面采用钢筋混凝土圆孔板。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程压缩机房为钢架结构（一级耐火等级），轻质屋盖，设检修吊车，墙上设通风、降低噪音的设备。钢架柱基础采用钢筋混凝土独立基础，刚架柱采用H型型钢。设备基础、管墩采用C30混凝土现浇，并对振动设备基础采取隔振措施。放空管基础采用C30钢筋混凝土独立基础。56.5m火炬塔架采用钢结构，基础采用C30钢筋混凝土独立基础。消防水池采用C30钢筋混凝土现浇。11.2.3其它处理措施11.2.3.1盐渍土地基为防止钢筋腐蚀，砼中添加阻锈剂；并采用减水剂，控制水灰比，基础外表面刷冷底子油一道，热沥青两遍，同时执行《盐渍土地区建筑规范》（SY/T0317-97），必要时进行地基处理。11.2.3.2防爆建构筑物地面用不发火材料，屋盖用轻型屋盖，满足泄压要求。11.2.3.3为满足耐火要求，钢结构构件表面要涂刷耐火材料。11.2.3.4外装修材料、防锈漆、保温材料、防水材料均应考虑高温、高寒昼夜温差大的气候影响。11.2.4主要工程量天然气处理厂主要建(构)筑物见表11.2-1。表11.2-1主要建、构筑物一览表序号名称平面尺寸（长×宽）(m)建筑面积(m2)结构形式耐火等级备注1综合办公室51.5×17.9853.78砖混二层高4.2m2空压机间27.5×9.5261.3砖混二层高4.2m3阴保间3.5×3.512.25砖混二层高4.2m4压缩机房37×15555钢结构一柱顶高暂定6.5m5火炬塔架56.5m高钢结构钢材z32.2t，砼96m36放空管基础（10个）钢筋砼2.5X10=25m3(砼)76m宽Π型管架(25个)钢结构二5m高82m宽T型管架(80个)钢结构二5m高9水池3×2.5×3（深）钢筋砼10m3(砼)版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程10设备基础砼110m3(砼)11压缩机基础(4个)钢筋砼z337m3(砼)12钢大门(10樘)6m宽钢结构1.9m高13钢小门(11樘)1m宽1.9m高14铁艺围墙长1996m1.8m高15铁栅栏围墙长207m1.8m高16240厚砖围墙长216m1.8m高11.3110kV变电站11.3.1设计范围主要建筑物有：主厂房、35kV配电室，两个单体建筑。主要构筑物有：混凝土支架、设备基础。11.3.2设计方案11.3.2.1建筑设计根据当地气候特点，建筑物的窗采用双层密闭塑钢窗，屋面保温材料采用水泥珍珠岩板200厚，屋面防水采用耐高温、耐高寒，能适应温差变化大的材料，房屋屋面采用自由排水,防水等级按Ⅲ级设计，外墙装修为水泥砂浆抹面后刷涂料；内墙为普通抹灰刷白色涂料；控制室、值班室、开关室、门厅、地面铺地砖；配电室为水泥地面；顶棚均抹灰后喷白色涂料，采用铝塑板所有房屋外门采用塑钢门，内门采用木门，所有房间主要功能见附图，设计合理使用年限为50年。11.3.2.2结构设计所有房屋为砖混结构，外墙采用370厚砖墙，内墙采用240厚砖墙，平房基础采用C30素砼条基，所有建构物基础表面防腐采用刷冷底子油一道、刷热沥青两遍，屋面采用钢筋混凝土圆孔板。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程12总图部分12.1设计范围及内容总图设计在满足生产、安全的要求下，对天然气净化处理厂、采气井场、职工公寓楼、变电站进行平面及竖向布置、管网综合，做到节约用地、降低能耗、节省投资、保护环境，同时保证厂区内外的交通运输顺畅，排水快捷。12.2设计方案12.2.1职工公寓楼平面布置新建桑塔木油田职工公寓位于桑塔木油田公路的北侧，（南围墙距公路北边缘50m）原有职工公寓的东侧。新建职工公寓楼（98.7x67.8m,一层平面尺度）主要功能为办公和住宿，平面布局中注重其整体效果，创造美观、简洁的现代办公区形象。新建公寓楼南墙与原有公寓楼南墙平齐。南侧外围墙亦保持平齐。西侧围墙与原公寓楼围墙相接，之间设置道路相连接，方便相互的交流和运输。东侧原有的砂石路保留，与外围交通分离，提供安静的办公环境。12.2.2竖向布置新建区域场地平整均采用连续式平土方式，因地形基本平坦，降雨量较少，竖向布置形式采用斜面型平坡式布置，便于排水，减少平整场地的土方量。场地平整需清除腐植土后分层填土压实,压实度不小于0.85。场地雨水采用自然排水方式，厂区周边的雨水可通过围墙的泄水口直接排出厂外，场地中部的雨水沿场地坡度流向路面，通过路面的纵向坡度，将雨水排出站外。场区排水坡度不小于5‰。各井场的平土标高按照满足防洪的要求来确定。除有堤坝和道路保护的井场，其余井场的标高均不低于927.50。110kV变电站扩建部分高程与原有部分接顺，基本保证填挖平衡。12.2.3交通运输道路交通运输主要满足建设期间的各种材料和设备的运送、投产后设备的检修并保证消防、卫生、安全等环境保护的要求。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程12.2.4道路布置天然气处理厂办公区前设置停车场，满足办公车辆的交通往来、停放。厂外道路路基宽度为9m，采用郊区型混凝土路面。在工艺装置区设路面宽4m的混凝土环行路，满足运输及消防功能。各井场的场地做简易铺设，满足检修和交通的要求。生产区围绕设备周边均设置混凝土方砖铺装，保证日常检修的通行。公寓楼场区围绕公寓楼设置4m宽的混凝土消防路。公寓楼前设置供停车及活动、集散的小广场。广场空间开阔明朗，中心设置人文景观既美化场区又兼具有导向功能。公寓楼四周采用彩色卵石铺地形成人行的导向。110kV变电站内新建道路与原有道路和站外交通共同形成环状流线，保证消防和安全的要求。尽端道路处留有足够的车辆回转空间。新建建筑物前设置停车场，满足车辆停放、回转的需求。道路转弯半径为12m，道路宽度为4m，为混凝土面层。建筑物与道路之间设置人行道，满足人员通行、检修和操作等工作需要。基建施工用的道路与永久性道路结合使用。各路面具体结构组合如下：道路路面结构为：20cm水泥稳定级配碎石基层+20cm混凝土面层。人行道结构为：15cm水泥稳定级配碎石基层+2cm1：3水泥砂浆卧底+5cm混凝土方砖。装置区场地结构为：15cm水泥稳定级配碎石基层+10cm混凝土面层。井场场地结构为：15cm级配碎石面层。停车场结构为：20cm水泥稳定级配碎石基层+10cm混凝土＋2cm1:3水泥砂浆＋广场砖。12.2.5防护工程新建天然气净化处理厂位于桑转站西侧，已建防洪堤在厂区的用地范围之内，需拆除。在新建天然气净化处理厂的西侧重新修建一条堤坝。新建堤坝采用土筑。迎水坡面采用浆砌片石护砌。12.2.6管网布置版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程厂区内布置有气工艺管线、热力管线、给排水管线以及各种电缆。各种管线均为直线敷设，并与道路、建筑物轴线或相邻管线平行。管线与建、构筑物及各设施间满足水平净距的要求，架空管线跨越道路时满足垂直净空的要求。仪表电缆厂区内采用电缆沟敷设，在装置区内采用电缆桥架敷设。气工艺管道采用架空敷设方式。电力电缆为架空敷设，局部采用电缆沟敷设。供热管线采用架空敷设，局部直埋敷设。通信系统的光缆和市话电缆均以直埋方式进入厂区，在厂区内同轴电缆采用塑料管道敷设，沿道路呈环状布置。给排水管线在厂区中均为直埋敷设，其中消防管线围绕装置区环状布置。公寓楼场区内布置有热力管线、给排水管线、电力电缆和通信电缆。布置方式与厂区相同。12.2.7绿化为了美化厂区，保护环境，厂内空地考虑绿化。厂区绿化主要沿围墙周边进行，同时在办公楼的前后区域进行绿化。厂区绿化用地系数按特殊地区确定为11%。公寓楼办公区的绿化和美化注重流畅的空间、细致精彩的景观设计，从而创造一个舒适、整洁的人文环境，设计中尽可能多地增加绿地，适当的布置建筑小品，使整体绿化覆盖率达到25%以上，绿化形式主要为集中绿化、道路绿化以及围墙周边的绿化。树种以乔木和灌木配植，形成高低错落的景致。110kV变电站的绿化为两种形式，一是沿建筑物和围墙的周边绿化形式，树种主要为乔木，起到挡风，防晒的作用，其间点缀球形的灌木，使得场区生动、精致。一是沿道路运输线路的带状绿化。树种为低矮的灌木，起到导向和分流的作用。绿化率为12％。12.3主要工程量主要工程量见表12.3-1、12.3-2。表12.3-1天然气净化处理厂主要工程量表序号项目数量1厂外道路(混凝土)1640m22厂外道路(砂石路)900m23厂内道路2690m24人行场地（含检修人行道）770m2版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程5停车场1437.5m26防洪堤310m7绿化1950m28土方量+7767m3-5946m39片石护坡780m310装置检修场地1110m211装置区场地5440m212拆除防洪堤480m213井场场地16761m214井场检修人行道580m2表12.3-2职工公寓楼主要工程量表序号项目数量1站外道路(混凝土)335m22站内道路1410m23卵石路760m24小广场8320m25绿化8640m26土方量+4537.2m3-151m37活动场地4385m3表12.3-3110kV变电站主要工程量表序号项目数量1站外道路230m22站内道路1160m23人行道1720m24绿化810m213道路部分13.1设计范围版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程桑南凝析气田道路包括1条巡井路及10条单井路，其中巡井路东西贯穿桑南凝析气田，串连LG18、LG13-1、LG13等3口气井，与桑5计进进站路连接通向桑塔木油田公路，构成环形交通。JF123、JF128两口井的单井路连接到沙漠公路上,JF126、LG11两口井的单井路连接到桑塔木油田公路上，JF127井单井路连接到已建的单井路通向桑5计进站路，LG19-1、LN48两口井的单井路连接到桑5计进站路上，每条道路的长度见平面图（路—H03032/1）。13.2设计方案1）巡井路为三级公路，路基宽9m，路面宽6m。单井路为四级公路，路基宽6.5m，路面宽3.5m（单井路自每口气井井场连接到就近的油田公路上）。2）设计使用年限为10年。3）路面计算标准轴载：BZZ—100。4）巡井路设计年限内一个车道上累计标准轴次24x104(次)；单井路设计年限内一个车道上累计标准轴次12x104(次)。5）桥涵设计荷载：汽车—20，挂车—100。6）路面计算弯沉值：巡井路Ld=60.4（1/100mm）；单井路Ld=83.3（1/100mm）。7）路面结构：巡井路为20cm天然砂砾垫层+20cm水泥稳定级配砂砾基层（5%剂量）+透层油(0.8kg/m2)+4cm沥青混凝土（中粒式密级配）面层；单井路为15cm天然砂砾垫层+20cm水泥稳定级配砂砾基层（5%剂量）+透层油(0.8kg/m2)+2.5cm沥青表面处治面层（拌和法）；道牙为C25砼预制块平道牙。8）路基填土采用路外取土坑集中取土填筑（平均运距6km）；水洼地路段的路基，为预防积水浸泡路基沉降，将其按浸水路基进行设计，采用戈壁土填筑（戈壁土48833m3，平均运距80km），底层路基（水面下及有淤泥处）填筑的施工工序应采取先中间后两侧，边填筑边分层压实，达到填土挤淤的效果。9）桥涵设置：水洼地路段及有明显冲沟处设置桥或盖板涵使积水互相流通，为防止路基不均匀沉降桥头跳车的病害，桥及盖板涵两头均设置桥头搭板。Ng5、Ng6、Ng7三座钢筋砼盖板涵，自台后5m范围内将路基边坡从1：2过渡到1：1.5。10）材料来源：砂石料来自戈壁滩（运距为80km），钢筋、水泥来源于轮台县或库尔勒。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程11）道路防洪采用重点设防，即把路基及井场标高抬高到高出洪水位一米以上。道路沿线根据地形加设涵洞，供灌溉胡杨林及红柳。12）线形设计：巡井路路5平曲线超高值为2%，超高缓和段长度为15m；因利用原有砂石路，巡井路路14、路15两处的平曲线设超高（绕中线旋转）加宽及缓和段。路14超高值为5%，超高缓和段长度为18.5m；路15超高值为7%，加宽值为0.8m，超高、加宽缓和段长度均为28.8m;巡井路路13处因利用原有砂石路（不设平曲现），按加铺转角处理，加铺转角半径为R=30m。13）LG13-1、LG19-1两口井为新井（未打井），该两口井的单井路可根据完井后的实际井位进行线路调整，本设计依据井位座标进行布线，并估算工程量。14）LG19-1井单井路位于沙垄地带，按沙漠路基进行设计。路堤为低路堤。路基填土为戈壁土（4320m3）。道路两侧的防沙、固沙设计见路H-03032/21。15）LG19-1井单井路路堑挖出的粉沙摊铺在道路西侧30m以外,其余路段路堑挖出的粉沙均摊铺在道路背风侧15m以外。16）道路沿线路基范围内局部位置遇到盐渍土处，应将其铲除，摊铺到路基坡脚以外。17）道路沿线路基范围内地表遇到红柳根、草根处应将其清出路外；来自料场的土应清除草根杂质后，方可作为路基填料。18）路基填高大于2m处设置柱式护栏，里程位置为0+080～1+080，7+620～8+120（施工详图见路-H03032/20）。19)高程基准点分别见巡井路平面图BM1(927.66)、BM2(930.08)，LG18井单井路平面图BM3(928.26)。14热工部分14.1设计范围及内容14.1.1桑转站锅炉房改扩建设计内容为在现有三台4t/h全自动燃气锅炉东侧扩建一台4t/h全自动燃气锅炉，其它设备、管线做相应变动。14.1.2向天然气净化处理厂提供汽、水热介质版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程设计内容为将桑转站锅炉房提供的汽、水热介质通过管道分别送入天然气净化处理厂热用户。14.1.3新、老职工公寓供热设计设计内容为新公寓的采暖和洗澡的锅炉房和热网设计，及老公寓供热管线的局部更换调整。14.2设计方案14.2.1桑转站锅炉房改扩建设计方案为保留现有锅炉房，增容一台4t/h锅炉，锅炉给水泵随炉配带（一用一备），更换现有分汽缸及蒸汽管、燃气管线等，其位置尽量保持不动。增加除污器、取样冷却器，除污器在现有换热机组附近安装，取样冷却器在锅炉间内安装，锅炉运行方式为开三备一。14.2.2向天然气净化处理厂提供汽、水热介质设计方案为将桑转站锅炉房产生的汽、水热介质通过管道分别送入天然气净化厂，管线敷设采用架空和直埋相结合的敷设方式，在能利用工艺管带的地方，利用其支架敷设，不能利用的地方采用管墩敷设，不宜采用管墩敷设的地方采用直埋敷设。蒸汽为脱硫装置、凝析油装置等，热水主要为采暖用户及天然气净化厂装置暖管。14.2.3新、老职工公寓供热设计设计方案为由于新建公寓距天然气处理厂和桑转站约2公里左右，其热源利用现桑转站内燃气蒸汽锅炉房热源不经济，故在新建公寓附近建一座燃气热水锅炉房为其提供热源，锅炉采用全自动无压燃气热水锅炉，供热规模为2台0.7MW热水锅炉和一台0.35MW热水锅炉，冬季开2台0.7MW热水锅炉可满足采暖、洗澡用热，非采暖季节开1台0.35MW热水锅炉可满足洗澡用热。老公寓采暖用热仍依托桑转站锅炉房，其洗澡用热利用现老公寓附近的热水锅炉。采暖水温度为95～70℃热水，洗澡水经换热器换热成60℃热水供洗澡用热。管线敷设采用架空和直埋相结合的敷设方式。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程15暖通部分15.1设计范围和内容设计范围包括对天然气净化处理厂、桑塔木110KV变电站、职工公寓改扩建三部分的采暖通风空调设计。15.2设计方案15.2.1天然气净化处理厂为满足不同房间的室内温度要求，冬季采用集中供暖系统。夏季在有空调要求的房间内设置分体空调器来满足生产及工艺需要。压缩机间、空压间、药剂库房、化验室采用防爆风机通风,通风换气次数不小于10次/h。化验室内的化学分析间设通风柜通风。压缩机房通风排风量为46620m3/h,送风量略小于排风量,送排风方式采用上排下送。噪声治理采用整体机组的综合治理,不仅就某一个强噪声源（如：气体通道进出口处的空气进气、排气系统等）采取有针对性的治理(采用进、排气消声器),同时也采用整体可拆移动式降声罩对多个噪声源进行整体治理。15.2.2桑塔木110KV变电站站内单体冬季采暖采用集中供暖系统，热源由锅炉房统一提供，采暖热媒为95-70℃热水，单体采暖系统采用上供下回机械循环系统。夏季在需要空调的房间设置分体空调器进行温度控制，以满足生产及生活要求。站内需要通风的房间设置轴流风机。防爆场所选用防爆型轴流风机。15.2.3职工公寓改扩建新建公寓楼冬季采暖采用集中供暖,由两台燃气锅炉提供95-70℃热水作为热源。系统分为主楼、附楼和锅炉房三部分,均采用同程式上供下回机械循环系统,。散热器采用钢制高频焊翅片管散热器。夏季空调采用分体空调器。操作间采用轴流风机排除油烟,餐厅采用吹吸两用换气扇进行通风换气,卫生间采用卫生间通风器排出有味气体。锅炉房通风采用防爆型轴流风机。老公寓楼全部利用原有的采暖通风空调系统,不须增加新的设施。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程15.3主要工程量表15.3-1天然气净化处理厂主要工程量序号主要设备名称及规格单位数量备注1防爆轴流风机BDQ35-11No.3.15风量:2100m3/h,全压：73Pa。台202分体空调器KF—71GW型制冷量：7.1kW功率：2.6kW台53净化空调器JH6-1型台14分体空调器KF—40GW型制冷量：4.0kW功率：1.35kW台155洁净层流罩1200x1200个16防爆轴流风机BDQ35-11No.3.55叶片角度:55°,主轴转速:1450r/min,台17玻璃钢1型通风柜1200x800x2050个2表15.3-2桑塔木110KV变电站主要工程量序号设备材料名称及规格单位数量备注1高效低噪声轴流风机DQ35-11No.3.55风量:2736m3/h,全压:91Pa。台52分体空调器KF—25GW型制冷量：2.5kW功率：0.95kW台13防爆轴流风机BDQ35-11No.3.55风量:2462m3/h,全压:86Pa。台116引进设备16.1引进设备清单根据桑南凝析气田地面处理工艺，装置中有部分关键设备、仪表，目前国内产品还不能完全解决，需从国外引进，其它设备、材料、仪表等均立足国内优质产品及合资产品，引进设备清单见表16.1-1。表16.1-1引进设备表序号设备名称设备参数单位数量使用场所版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程1丙烷制冷压缩机最大制冷负荷960kW，制冷温度－15℃包括丙烷蒸发器、丙烷冷凝器、经济器等套1天然气制冷2乙二醇循环泵q=2.4m3/hP出=10MPaN=22kW台2乙二醇循环3胺液循环泵q=25m3/hP出=8.5MPaN=90kW台2胺液循环4先导式安全阀Class600、Class2500DN25~DN80台43高压天然气5旋塞阀Class600、Class1500DN80~DN150台10单井进站6止回阀Class600、Class1500DN80~DN150台10单井进站7阻火器DN250DN400台2放空火炬8气体涡轮流量计Class600DN100～DN300带双通道流量计算机台5高压气外输9涡街流量计DN25～DN100PN10MPa台4站内高压气10气动轨道式球阀DN100～DN200PN10MPa台4紧急关断、放空11电动轨道式球阀DN300PN10MPa台1轮南输气站紧急关断12气动调节阀DN20～DN200PN10MPa台13高压、大差压介质调节13自力式调节阀DN25PN10MPa台1高压气14H2S在线分析仪0～50ppm，0～1000ppm，套2进、出站气15水露点在线分析仪0～50ppm，套1出站气16.2设备引进理由1）丙烷制冷压缩机是天然气烃水露点控制单元辅助制冷设备，为天然气冷却提供稳定可靠的外加冷源，是保证产品烃露点合格的关键设备，丙烷蒸发器入口温度为－2℃，出口温度为－15℃，正常制冷负荷为800kW，最大制冷负荷为960kW。目前，丙烷制冷机组国内生产厂商很少，而且不能成套供应丙烷制冷设备，结合塔里木油田国外丙烷制冷机组的运行状况，丙烷制冷系统拟采用进口设备。2）乙二醇循环泵是天然气烃水露点控制单元的主要设备，是保证乙二醇加注的关键设备，该设备的特点是流量小，扬程高，国内也有供货厂商，但由于泵体密封性能差，生产运行不稳定，结合塔里木油田类似工程的实际运行经验，拟采用进口设备。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程3）胺液循环泵是天然气脱硫单元的关键设备，是保证干气产品合格的主要设备，该设备的特点是流量小，扬程高，国内产品运行稳定性差，泵体密封性能差，结合国内类似工程的实际运行经验，拟采用进口设备。4）高压先导式安全阀是防止设备及管线超压的一种保护措施，桑南凝析气处理工艺的特点是压力高、而且天然气含有硫化氢，目前国内产品最高压力可以达到10MPa，但实际应用很少，产品质量不可靠，但国外产品在类似工程的应用中，性能可靠，因此，本工程中压力高于7.0MPa的安全阀拟采用进口先导式安全阀。5）高压旋塞阀和高压止回阀是进站阀组的关键阀门，有些产品国内虽有生产，但质量不太可靠，密封性能差，操作不灵活，寿命短，结合实际生产的重要性和安全性，建议采用引进设备。6）阻火器是防止火炬回火的主要措施之一，设备质量是安全的关键，国内虽有生产，但考虑到国内产品质量差，以及该设备的重要性，建议采用引进设备。7）外输气和轮南输气站天然气计量均属交接计量，且压力较高。国内目前除孔板外尚无适合该场合的可靠计量仪表。如用孔板，不仅存在易磨损、精度差等问题，而且其直管段长度要求很大，例如在有一个90º弯头情况下，其上游直管段要求为44倍流量计通径。而涡轮流量计安装简单，运行可靠，精度高，维护费用低，其价格又比气体超声流量计低，因此，推荐采用引进高压气体涡轮流量计，并配套流量计算机。8）站内部分天然气等介质压力较高，在8MPa左右，国内目前尚无适合该场合的可靠计量仪表。因此建议采用适应如此苛刻条件的国外涡街流量计。9）紧急关断阀性能的优劣对站内安全至关重要，在关断时要求阀门绝对零泄漏，而目前国内产品不能达到零泄漏要求，因此，在天然气处理厂的紧急关断阀采用引进的气动轨道式球阀。由于轮南输气站接点处无仪表气源，进轮南输气站的紧急关断阀采用引进的电动，轨道式球阀。10）站内部分介质压力较高，按生产工艺要求调节阀的差压也较大。如此恶劣的工况条件对调节阀性能要求很高，而国内产品又不过关，因此推荐在高压、高差压场合，采用国外气动调节阀和自力式调节阀。11）在线分析仪表是检测天然气中H2S含量和水分含量的重要手段，其性能的好坏对于检验产品质量尤为重要，而国内目前尚无合格产品。因此，选用引进的H2版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程S在线分析仪和水露点在线分析仪。17分析化验17.1设计依据和原则1）根据天然气净化处理厂需要化验的介质及化验项目进行设计，依据国家或行业制订的分析方法，确定相关的测试项目和选择合理的测试手段。2）化验室参照《科学实验建筑设计规范》JGJ91-93进行设计。做到技术先进、安全可靠、经济合理、确保质量、节省能源和符合环境保护要求。17.2化验室的目的、任务和分工导则17.2.1化验室的目的设立化验室主要用于承担桑南天然气净化处理厂内天然气、凝析油、含油污水介质和相关化学药剂的分析及化验工作。通过检验原料及产品的理化指标，达到监控产品质量和指导工艺过程，保证生产安全和设备的正常运转。17.2.2化验室的任务负责厂区工艺过程中各种气体、液体介质的采样，负责样品的分类及保管，负责送样和完成分析及化验，上报准确、可靠的检验结果。以上工作将涉及以下三个方面。1）对装置入口介质取样分析和化验；2）对生产加工过程中的各种介质进行分析和化验；3）对产品和污水排放达标情况进行分析和化验。17.2.3化验室的分工导则为了确保化验室的分析化验能力，减少不同仪器设备的相互干扰，化验室应按照不同检测项目的工作性质区分工作场所，以保证分析化验过程中数据准确、可靠，满足HSE和相关质量保证体系的要求，进一步保障人员的生命和健康，并使仪器、设备得到安全运行。17.3设计要求及内容版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程化验室设计力求简洁，布局合理，在较少的建筑面积上保持较多的功能，且留有发展余地。在项目投入运行后，局部也可以按照实际需要进行调整。1）化验室设计地点位于天然气净化处理厂。2）化验室符合防火要求，其周围环境应较为安静。3）化验室由化学分析、物性分析（包括天平）及样品间三部分组成。化学分析部分主要承担试剂配制和直接进行化学反应项目的试验工作；物性分析部分承担由仪器直接进行分析项目的测试工作；样品间主要是存放化学试剂、药剂或待处理的气体样品、油品、污水试样等。4）化学分析间、样品间以及能产生或存在有毒有害物质的地点，需要设通风橱或屋顶换气扇进行通风、换气。仪器分析间一般无特别要求。但天平和粒度计测试环境较严格，需要恒温或有洁净度要求。17.4主要分析仪器选型原则化验室主要承担对天然气、凝析油、含油污水介质和相关化学药剂的主要理化指标进行分析及化验。在仪器选性方面，首先依据相关国家或行业标准中确定的分析方法，筛选出既满足生产要求，又经济适用的分析仪器。在国产仪器性能和质量满足需要时，以国产仪器为主，否则选用进口仪器设备。对于投资较大或检验频率较低的项目，将采取其它方式以节省人力和投资。对投资较大的组分分析项目，采取依托吉拉克的方式。天然气、凝析油的组分分析通常采用气相色谱仪，由于该仪器的投资较高，并且正常生产后的检测频率相对不大，为了避免重复建设和节约投资，在广泛调研、比较的基础上，推荐采用与吉拉克天然气处理厂共用气相色谱仪的方案。若今后桑南气体净化处理厂规模提高，所需要分析的天然气组分分析项目有所增加，或气相色谱仪器的成本降低，可根据需要另行配备，并增加相应的色谱柱及软件。常规的水质分析项目测试，可以委托中心锅炉房化验室。为了保证化验室的重点工作，对于常规的水处理指标项目，如各种离子测试交给专业能力较高的锅炉房水处理实验室进行，将更为快捷和方便。17.5本项目化验室的分析仪器选择17.5.1天然气分析仪器设备版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程依据GB17820-1999天然气标准，其技术指标共有5项。即：高位发热量（组分）、总硫、硫化氢、二氧化碳和水露点。除第一项高位发热量的组分测试需外委外，其余四项均由本实验室负责。天然气中的硫化氢和二氧化碳含量分别采用碘量法和氢氧化钡法测定，测定装置由吸收器（瓶）和支架组成。测定范围为：0%～100%。二氧化碳也可以采用气相色谱法测定，与组分分析同时进行。天然气中总硫的测试采用氧化微库仑法，国产仪器已经应用多年，效果较好。天然气水露点采用冷却镜面凝析湿度计法测定。推荐选择美国深特公司的XPDM便携式快速露点湿度计测试。17.5.2凝析油分析仪器设备依据GB9053-1998稳定轻烃，凝析油技术指标共有6项。即饱和蒸汽压、馏程、硫含量、机械杂质及水分、铜片腐蚀和赛波特颜色。以上6项均由本实验室负责。关于稳定轻烃的技术指标分析，目前国内生产的测试仪器已能够完全胜任所需。所选的仪器及型号详见附表。17.5.3污水分析仪器设备依据SY/T5329-94碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法等标准，选择油含量、悬浮物、颗粒粒径、腐蚀率、Ph值、COD和BOD5共7项测定指标由本实验室负责测定。由于污水中的含油分析目前更趋向于采用GB/T16488-1996石油类和动植物油的测定--红外光度法标准，所以关于油含量的测定选择了OIL460型红外分光光度测油仪。关于腐蚀率测定，目前由中国科学院金属研究所开发成功的CMB-1510B便携式瞬时腐蚀速度测量仪，不仅可以在实验室测定不同水质的腐蚀率和评价腐蚀状态，而且可以实施在线测试，因而较之与手工挂片测定腐蚀率要简单方便和快捷。17.5.4乙二醇和MDEA溶液目前，关于乙二醇和MDEA（甲基二乙醇胺）溶液的贫、富液测定，尚无国标可以依据，对乙二醇贫、富液的测定通常的做法是采用卡尔费休法来测定溶液的含水量以确定其贫、富状态，为了测定方便、准确和可靠，选择了江苏姜堰分析仪器厂生产的LC-2型水分测定仪测定乙二醇溶液的含水率。对MDEA贫、富液测定，采用常规的酸碱滴定法以确定其贫、富状态。因目前尚未有了解到合适的直读式测定仪器，所以暂时还需采取化学分析的方式为宜。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程有关分析项目详见表16.5-1。仪器的筛选详见表16.5-2。表中所选国内的分析仪器均能满足分析项目的要求，且操作简便，价格较国外同等产品便宜，性能居国内领先水平。表17.5-1分析项目表序号化验介质化验项目标准方法1天然气高位发热量GB/T11062-1998(组成)GB/T13610-19922总硫（以硫计）GB/T11061-19983硫化氢GB/T11060.1-19984二氧化碳GB/T13610-19925水露点GB/T17283-19986凝析油饱和蒸汽压GB/T8017-877馏程GB/T6536-19978硫含量SH/T0253-929机械杂质及水分目测10铜片腐蚀GB/T5096-85(91)11赛波特颜色GB/T3555-9212含油污水油含量GB/T16488-199613悬浮物SY/T5329-9414颗粒粒径SY/T5329-9415腐蚀率SY/T5329-9416PH值GB/T6920-8617CODGB/T11914-198918BOD5GB/T7488-8719乙二醇溶液含水率卡尔费休法20甲基二乙醇胺溶液含水率酸碱滴定法表17.5-2化验设备一览表版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程序号设备名称规格备注1便携式露点测试仪XPDM2硫化氢分析仪SY-13石油产品蒸气压试验仪SY-064馏程试验仪SY-035通用微机库仑仪LC-66石油产品铜片腐蚀试验仪SY-057红外分光光度测油仪OIL4608便携式颗粒计数仪WGS2679腐蚀速度测量仪CMB-1510B10水分测定仪LC-211电子天平YDP01-D12COD反应器45600-0013DR/2500分光光度计59000-0014BODTrak分析仪26197-0015Ph计990-1表17.5-3主要分析化验仪器设备表序号名称规格数量备注1烘箱1000W12液体石油采样器1-3L43微孔薄膜过滤试验仪2500mL14真空泵200W15干湿温度表0-10016定时钟24h17电冰箱120L18各种玻璃化学试验器皿套29各种化学试剂套2版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程18主要消耗指标及节能18.1主要消耗指标表18.1-1主要能耗指标序号消耗指标单位数量备注1燃料气104m3/a702.74包括公寓部分2电104kW·h/a850.66包括公寓部分3水m3/a55627包括公寓部分4蒸汽104t/a4.15热水104t/a3.1公寓部分6MDEAt/a18.07乙二醇t/a20.08缓蚀剂t/a35.09润滑油m3/a6.8410阻泡剂t/a0.2起泡时使用18.2节能措施1）优化工艺方案，选择了最佳天然气净化处理流程，节约能耗。2）采用密闭集输流程，减少油气损耗。3）尽量减少天然气放空损失。火炬系统选用高效节能长明灯，减少燃料气的用量。4）采用高效加热炉、分离等工艺设备，降低了运行过程中的能耗。5）在工艺流程中设置高效天然气换热器，回收干气及凝液的冷量。6）采用高效绝热材料进行保温、保冷。7）相关设备集中布置，简化工艺流程，节约投资。18.3热能及压力能的梯级利用18.3.1热能、冷量的梯级利用1）二级闪蒸罐凝析油的热能梯级利用，采用与未稳定凝析油和液烃两次换热回收热量，降低加热负荷，，两次换热回收热量共261kW。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程2）乙二醇回收系统的热能回收利用，贫富乙二醇换热，回收热能91kW。3）丙烷制冷冷量的回收利用，采用低温分离器的气、液与净化天然气换热，采用四股流绕管式冷箱，回收冷量2525kW。18.3.2压力的梯级利用凝析油稳定充分利用井口压力能，采用逐级加热闪蒸工艺，降低稳定温度，减少稳定加热负荷，各级闪蒸气分别进入相应伴生气压缩机入口，减少了伴生气压缩机负荷。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程7.95MPa凝析油1.26MPa闪蒸0.45MPa闪蒸闪蒸气进压缩机二级入口闪蒸气进压缩机一级入口稳定凝析油18.4总能耗能耗计算汇总表见表18.4-1，能耗计算表见表18.4-2、表18.4-3、表18.4-4。表18.4-1能耗计算汇总表名称集气系统天然气净化处理厂(包括伴生气增压)公寓序号项目能耗（104MJ/a）能耗（104MJ/a）能耗（104MJ/a）1燃料气5361.9619371.9919371.992电力12.199235.29235.23新鲜水――1.161.164综合能耗5374.1528608.352472.795能耗合计36455.29×104MJ/a6单位能耗6722.25MJ/104m3表18.4-2集气系统能耗计算表规模凝析气4.785×108m3/a序号项目年能耗能耗换算指标能耗备注单位数量单位数量104MJ/a1燃料气104m3/a143.1MJ/m337.475361.962电力kW.h/a10296MJ/kW.h11.8412.193新鲜水t/a――MJ/t7.12――4综合能耗5374.15×104MJ/a5单位能耗1123.1MJ/104m3表18.4-3天然气净化处理厂能耗计算表版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程规模天然气5.58×108m3/a（包括凝析气和伴生气）序号项目年能耗能耗换算指标能耗备注单位数量单位数量104MJ/a1燃料气104m3/a517MJ/m337.4719371.992电力104kW.h/a780MJ/kW.h11.849235.23新鲜水t/a1627MJ/t7.121.164综合能耗28608.35×104MJ/a5单位能耗5156MJ/104m3表18.4-4公寓能耗计算表规模天然气5.58×108m3/a（包括凝析气和伴生气）序号项目年能耗能耗换算指标能耗备注单位数量单位数量104MJ/a1燃料气104m3/a42.64MJ/m337.471597.722电力104kW.h/a70.66MJ/kW.h11.84836.613新鲜水104t/a5.4MJ/t7.1238.464综合能耗2472.79×104MJ/a5单位能耗443.15MJ/104m3天然气集输及处理单位能耗国内水平为12118MJ/104m3，国际水平为5230MJ/104m3，桑南凝析气田地面建设工程为6722.25MJ/104m3，由此可见本工程凝析气集输及处理单位综合能耗已达到国内领先水平。19环境保护19.1编制依据19.1.1法律依据1）中华人民共和国环境保护法（1989.12.26）；2）建设项目环境保护管理条例（国务院，1998.11.29）；版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程3）建设项目环境保护设计规定（87）国环字002号；4）国务院关于加强环境保护若干问题的决定（国发[1996]31号）；5）《关于推行清洁生产的若干意见》，国家环保总局环控[1998]0232号。19.1.2基础依据1）中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司关于“桑南东凝析气田地面建设工程”的《勘察设计委托书》，委托书编号JG200336，2003年11月19日。2）中国石天然气油股份有限公司勘探与生产分公司油勘字［2003］109号《关于轮古100－12井区地面建设工程可行性研究报告的批复》及其审查意见。3）中石油集团工程设计有限责任公司华北分公司编制的《桑南凝析气田地面建设工程可行性研究报告》2003年12月。19.1.3环境质量标准1）《环境空气质量标准》GB3095－19962）《工业企业厂界噪声标准》GB12348－903）《城市区域环境噪声标准》GB3096－934）《建筑施工场界噪声限值》GB12523－9019.1.4污染物排放标准1）《污水综合排放标准》GB8978—962）《大气污染物综合排放标准》GB16297—199619.2环境影响因素19.2.1总体影响该工程对自然环境的主要影响表现为：征用土地，改变了土地利用和自然生态景观，破坏了植被；对社会环境的正面影响为：1)土地开发，提高了土地的经济效益，对社会经济发展有较大的促进作用；2)改变了轮台县及周边地区的能源结构。但是，工程施工期和生产运营期产生的污染物对大气环境、水环境、声环境、城市卫生环境等会造成一定的影响。19.2.2施工期间的环境影响版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程该工程在施工期间与环境变化有关的活动主要是征用土地，改变了土地利用；施工过程中，物料运输、地面挖掘、道路修筑、混凝土搅拌、金属焊接、设备安装、防腐等，从而产生噪声、废气、汽车尾气、扬尘、建筑垃圾、生活垃圾等，对区域环境质量产生暂时影响。19.2.3生产运营期间的环境影响该工程在生产运营期间对环境的影响主要是生产过程中产生的“废气、废水、废渣”和噪声对大气环境、水环境、声环境等方面的影响。主要影响因素及影响对象见表19.2-1。表19.2-1环境影响因素及影响对象表影响因素影响对象大气环境水环境城市卫生声环境火炬、灼烧炉等排放的SO2、CO2及烃类▲///火炬事故状态烃类的排放▲▲▲▲▲/生产废水（COD、石油类）/▲//生活污水（COD）/▲//生活垃圾/▲▲/生产垃圾/▲▲/注：/—表示无影响，▲—表示轻微影响，▲▲—表示中等影响，▲▲▲—表示较重影响，▲▲▲▲—表示重大影响。19.3主要污染源、污染物及其控制措施19.3.1大气污染源、污染物及其控制措施19.3.1.1大气污染源及主要污染物大气污染源及主要污染物见表19.3-1。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程表19.3-1大气污染源、主要污染物一览表序号污染源名称组成排放特性排放量kg/h排放筒规格备注温度℃压力MPa方式高度m直径mm1火炬CO2水蒸气氮氧化合物800～1100常压连续1521151260500（最大放空150×104m3/d时）1.48×105kg/h1.11×105kg/h6752kg/h2灼烧炉SO2250常压连续50900排放量约44.16kg/h3水套炉CO2水蒸气氮氧化合物250常压连续2802065203004机泵烃类蒸汽5燃气压缩机CO2水蒸气氮氧化合物250常压连续60044010.7202506油气设备烃类蒸汽7开停工设备放空烃类蒸汽8设备阀门跑冒滴漏烃类蒸汽9甲基二乙醇胺甲基二乙醇胺蒸汽19.3.1.2控制措施1）天然气集输及处理、干气外输、脱硫装置和产品储存均采用全密闭流程，整个生产过程中没有废气产生，只有事故状态下排放，经火炬燃烧后排入大气，有效地减少了对环境的污染和对能源的浪费。2）脱硫装置产生的废气为脱硫装置酸气，进灼烧炉焚烧，经灼烧炉焚烧后产生SO2气体，SO2属有毒气体。排放速率满足GB16297-1996标准要求。3）天然气及烃类放空均排入火炬系统，尽量减少天然气就地排放。4）火炬系统采用先进的技术，火炬头保证燃烧完全、稳定，点火系统安全可靠，节能长明灯减少燃料气的用量，火炬高度符合规范的要求，减少了火炬对地面的热辐射强度及有害气体的浓度。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程5）采用技术质量安全可靠的设备、仪表自控系统等，保证生产正常进行，装置平稳操作，减少天然气放空和安全阀的起跳，尽量减少油气的泄漏，在正常情况下无天然气排放。在可能发生气体泄漏的天然气处理装置区、储存罐区、装车区均设有可燃检测，一旦发生意外，可及时报警。6）向大气排放的污染物达到的标准：向大气排放的污染物达到GB16297-1996《大气污染物综合排放标准》中的二级标准。19.3.2水污染源、污染物及其控制措施19.3.2.1水主要污染源厂内水污染源主要来自生活污水、装置生产污水、装置检修时冲洗水、装置检修时含油地面冲洗水、降暴雨时10min之内的初期雨水。污水来源、水量预测见表19.3-2。表19.3-2污水来源、水量预测表污水类别时水量（m3/h）日水量（m3/d）标准排水方式生活污水4.36生活日用水连续天然气处理装置排污（含油污水）25.956232014年产水量连续天然气处理装置检修冲洗水（含油污水）89按100m3储罐冲洗9m3/次，1次/a间断化验室（含油污水）3．87双联化验龙头0.15L/s.个间断合计42.0264519.3.2.2控制措施1）含油污水天然气处理装置产生的含油污水通过闭排罐进入开式地下污水罐，装置检修冲洗水和装置无压排水通过管道回收进入开式地下污水罐，最后通过水泵加压通过管道排至桑转站污水处理系统，经处理达到回灌标准后回灌地层。化验室产生的含油污水通过污油污水回收装置收集后，最后通过水泵加压通过管道排至桑转站污水处理系统的混凝除油罐，经处理达到回灌标准后回灌地层。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程污水处理采用沉降加粗过滤处理工艺。天然气处理厂产生的污水与桑南油田产生的含油污水及原有污水，一起进入混凝沉降罐，同时投加相应药剂，在沉降罐内进行油、水、泥的有效分离，上部的污油回收至三项分离器进口，底部的污泥排至站外污水蒸发池，出水进调节罐，经提升进入过滤器过滤，滤后水进滤后储水罐，最后用回灌泵回灌地层。事故状态时污水进蒸发池。处理后的回灌水质指标：含油：≤10mg/L悬浮物：≤10mg/L悬浮物颗粒粒径中值：≤5μm。2）生活污水卫生器具产生的生活污水，经化粪池后进入到污水池，通过水泵加压通过管道排至公寓污水处理系统进行处理，达到排放标准后用于绿化或排放至污水蒸发池。水污染源、污染物及其控制措施见表19.3-3。表19.3-3水污染源、污染物及其控制措施表序号污染源污染物控制措施预计产水量（m3/d）预计产水量（m3/mo.）预计产水量（m3/a）备注1生活污水有机物收集、处理、利用618021602化验室烃类收集、处理、回灌7212523天然气处理装置检修冲洗水烃类收集、处理、回灌9999m3/次，1次/a4天然气处理装置排污水（产出水）烃类收集、处理、回灌62318690224280合计6451890022670119.3.3气体、固体废弃物产生量及处置方式装置内固体废弃物（废渣）种类、产生量和处置方式为：1）本装置废气为脱硫装置酸气，经灼烧炉焚烧后产生SO2气体，SO2属有毒气体。废气排放量约48438m3/h，SO2排放量约为44.16kg/h。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程2）原料气分离器等检修时排放的废弃物进行焚烧处理。3）污水处理过程中，污水经生化处理后的污泥一般8~12个月左右清理一次，每次约4t，用吸粪车汲取后外运到环保部门认可的地方作为肥料或其它途径处理。4）配置的移动式磷酸铵盐干粉灭火器，一般四年更换一次干粉，每次约1.2t，由供货商回收利用。5）生活垃圾由轮台县环卫部门统一处理。6）当原料气中H2S含量为395mg/m3，废气排放量约48438m3/h，SO2排放量约为44.16kg/h。烟囱高度为50m，满足GB16297-1996标准要求。7）本装置事故时放空的烃类气体，去火炬燃烧后排入大气。火炬筒设计符合有关规范标准。8）本装置产生的工业污水分两部分：一是正常生产过程中产生的污水，主要来自原料气过滤器清洗排污、场地冲洗等，污水量约为1～2m3/h，主要污染物有油类、硫化物、有机物、悬浮物、醇胺类等。污水的COD值较小。二是检修污水，其特点是排放时间集中，污物浓度较高，排放量较大。年检修污水排放量约为600m3，污物中COD值较高。装置正常生产和检修时还可能因冲洗场地和设备而产生数量不定的冲洗废水。装置在进行每年一次的大修时所产生的检修废水量约为20~30m3，属高浓度有机污水。大修时，对装置的第一次冲洗水可用贮罐接存起来作为装置的补充水用，以回收部分胺液，减少胺的损失和降低排放污染物量。9）污水生化处理过程中产生的残渣（污泥）量很小，不含重金属，鉴于该地区蒸发量大于降雨量，污泥处理采用自大然干化，运往厂外挖坑深埋。19.3.4噪声污染源及控制措施19.3.4.1噪声主要污染源1）增压机组2）空压机3）放空火炬DN500，h600004）天然气紧急放空节流阀、放空阀和放空管道版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程5）灼烧炉19.3.4.2控制措施1）提高工艺过程的自动化水平，尽量减少操作人员在噪声源的停留时间。设备采用巡检的方式，由操作人员定期对装置区进行检查，尽量减少人员与噪声的接触时间，操作人员配带耳机等防护措施，对噪声较大的设备设置消音设施，如制冷机组、伴生气压缩机、空压机、水套炉等。2）放空火炬设计时，限制火炬头的出口气体流动最大马赫数为0.2左右，降低气体放空时的噪音。3）对于节流阀、放空阀、放空管道等，控制节流比和气体流速，尽量降低噪音。4）压缩机厂房采用降噪型厂房设计，使压缩机组噪声值降低30-35分贝（降声房外测量值）。5）水套加热炉等设备采用技术先进、可靠的低噪音火嘴，程序控制点火，巡岗操作。6）为防止噪声污染，厂内各类机动设备尽量选用低噪声设备，使工厂厂区噪声值控制在《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-90）的Ⅳ类厂界噪声标准值以内(昼间70B（A），夜间55dB（A）。19.4绿化站场内进行合理的绿化和美化，从而达到保护、改善和美化环境的目的。在主办公楼的南侧进行大面积的绿化，植草坪并点缀以灌木，形成流畅富有韵律的曲线。多选择可以吸收有害气体，过滤烟雾的树种。在办公楼的西侧靠近入口处种植落叶乔木，起到调解气温的作用。场区沿围墙种植高大的乔木，可以降低风速，起到防风的作用。在静风时可以促进气体交换，形成微风，使污染气体扩散。沿着站外桑塔木公路种植一定宽度的林带，可以减弱噪音。站场的绿地总面积为1950m2，绿地率为：11％。职工公寓楼区域的绿化方式基本同于站场，通过乔木、灌木的相间配置以及草坪的大面积覆盖，绿地总面积为8640m2，绿地率达到30％，既美化环境又净化空气。本工程的环境监测工作由轮台县环境检测站担任。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程19.5环境保护管理机构及定员本工程的环境监测工作由轮台县环境检测站担任。为加强环境管理与监测工作，在站内设1名兼职管理与监测人员，定期对废气、噪声、污水进行监测，同时建立环境档案，抓好日常的环境监督管理工作，为保证环境管理与监测工作的正常运行和工作质量，环境管理监测人员必须经过培训考试，合格后方可上岗工作。20职业安全卫生20.1编制依据20.1.1设计依据中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司关于“桑南东凝析气田地面建设工程”的《勘察设计委托书》，委托书编号JG200336，2003年11月19日。20.1.2设计采用的主要技术标准、规程和规范1）《工业企业设计卫生标准》TJ36-79；2）《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-85；3）《原油和天然气工程设计防火规范》GB50183-93；4）《原油及天然气地面工程初步设计内容规范》SY/T0082-93；5）《建筑设计防火规范》GBJ16-87（2001年版）；6）《工业企业照明设计标准》GB50034-92;7）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92；8）《采暖通风与空气调节设计规范》GBJ19-87（2001年版）。20.1.3可研中有关职业安全卫生的要求可研中通过对天然气净化处理厂安全特点及危险因素进行分析，提出了有关职业安全卫生的防范措施，主要体现在以下几个方面：1）在总平面布置上考虑厂区所在地的全年最小频率风，合理布置装置区、生活区和火炬区；2）按照有关规范的要求进行防火、防爆的设计；版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程3）按照规范要求进行防雷防静电设计；对高温设备、管线设置防烫隔热层；在设备上设置梯子平台等方面的设计。20.2生产工艺主要危害的特点20.2.1工程中原料天然气及产品干气、凝析油均属易燃、易爆介质，其火灾危险性分类为甲类，在生产、储存、输送过程都存在着火灾、爆炸事故的危险性。20.2.2原料天然气中含有H2S，在生产、储存、输送过程都存在着泄漏中毒事故的危险性。20.2.3工程中的主要设备如丙烷制冷机组、伴生气压缩机、机泵等，为高速转动设备，具有一定的危险性，在其附近有噪声污染。20.3总图布置20.3.1产品的生产与储存对工程项目的影响及防范措施气田在生产及产品运输过程中，原料气及产品均为易燃、易爆介质，属甲类火灾危险性物质，因此在总图布置中，严格执行国家有关现行标准、规范，将火炬区与站内其他设施分开布置，火炬距离终端围墙120m，且位于净化处理厂全年最小频率风的下风侧。在平面布置中，按照功能分区布置，尽量将火灾危险性相近的设施集中布置。20.3.2道路运输的职业安全卫生防范措施终端不设专业运输队伍，运输量较小，仅为润滑油、甲醇、MDEA、TEG等少量消耗品的物资运入，干气和凝析油由管道输送至下游用户。20.3.3建筑物的安全卫生防范措施本工程中较大的建筑物有公寓楼、生产用房。综合楼集住宿、办公、娱乐为一体，为南北朝向，采光较好，且设有通风设施，公寓楼与其他建筑物、生产设施间的距离均能满足有关标准、规范的要求。生产用房主要包括仪表控制室、分析化验室、高低压配电室等，这些房间的设计在满足功能和防火间距的前提下，充分考虑采光、通风、防晒等方面的因素，满足职业安全卫生的要求。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程20.4职业危害因素分析20.4.1生产过程中易燃、易爆、有毒等有害物质的种类、名称、数量本工程工艺装置区为甲类火灾危险装置，原料气和产品均为可燃性液体或气体，其火灾危险性类别为甲类，装置中大部分设备为压力容器，因此，火灾和爆炸是本装置生产中的主要危险因素。主要危险物料见表20.4-1。工艺装置区为爆炸危险2区。表20.4-1主要危险物料表物料名称数量火灾危险类别使用条件天然气150×104m3/d甲类密闭凝析油134400kg/d甲类密闭甲醇少量，间歇使用甲类密闭MDEA少量丙类密闭TEG少量丙类密闭20.4.2生产过程中高温、高压、易燃、易爆、噪音等岗位表20.4-2主要危险岗位表岗位名称危险特征岗位名称危险特征工艺装置火灾、爆炸、噪声压缩机间噪声产品外输火灾、爆炸、噪声加热炉、灼烧炉高温、爆炸、火灾20.4.3生产过程中危险因素较大的设备伴生气压缩机组3台处理量30×104m3/d丙烷制冷机组1台制冷负荷1050kwMDEA吸收塔1具8.3MPaDN1600h15350TEG吸收塔1具8.3MPaDN1600h15000水套炉1台热负荷：500kW酸气灼烧炉1台DN1100L5500放空火炬1具DN500h60000版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程20.4.4由于断电造成的安全事故断电首先会造成机泵等运转设备停运，停电时间超过30min会造成仪表系统等停运，从而导致终端内大量天然气放空、产品不合格等安全事故和产品质量事故。20.4.5可能受到危害的人数及程度厂区均不设置固定值守岗位，操作人员在控制室值班，通过控制室内的仪表监测装置的生产情况，操作人员定期巡检，以掌握现场的情况，且均配备必需的防护设施，操作人员与有害物质、危险设备接触的时间相对较短，一般不会受到较大的危害。20.4.6职业病危害因素净化厂中天然气属低等毒性物质，长期接触天然气可出现神经衰弱综合症；急性中毒时，可有头晕、头痛、呕吐、乏力甚至昏迷等现象。净化厂中甲醇用于防冻，属间歇操作，用量少，但它对呼吸道及胃肠道粘膜有刺激作用，对血管神经有毒作用，引起血管痉挛，形成淤血或出血，对视神经和视网膜有特殊的选择作用，使视网膜因缺乏营养而坏死。净化厂中排放的二氧化硫，二氧化硫会刺激人们的呼吸道，减弱呼吸功能，并导致呼吸道抵抗力下降，诱发呼吸道的各种炎症，危害人体健康。原料气中的硫化氢，硫化氢的急性毒作用靶器官和中毒机制可因其不同的浓度和接触时间而异。浓度越高则中枢神经抑制作用越明显，浓度相对较低时粘膜刺激作用明显。人吸入70～150mg/m3/1～2小时，出现呼吸道及眼刺激症状，吸2～5分钟后嗅觉疲劳,不再闻到臭气。吸入300mg/m3/1小时，6～8分钟出现眼急性刺激症状，稍长时间接触引起肺水肿。吸入760mg/m3/15～60分钟，发生肺水肿、支气管炎及肺炎,头痛、头昏、步态不稳、恶心、呕吐。吸入1000mg/m3/数秒钟，很快出现急性中毒,呼吸加快后呼吸麻痹而死亡。净化厂中机泵、压缩机等产生的噪声会对人有不良影响，噪声作用于人体能引起听觉功能降低甚至造成耳聋，或引起神经衰弱、心血管病及消化系统疾病的发作。另外，噪声干扰信息交流，使人员误操作率上升，影响安全生产。20.5职业安全卫生设计中采取的主要防范措施20.5.1电气设备的选择版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程爆炸危险区域内的所有电气设备按《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92）进行选择，并做好与非防爆场所的隔离密封。20.5.2防火、防爆设施20.5.2.1总平面布置平面布置执行《原油和天然气工程设计防火规范》（GB50183-93），严格按照防火、防爆的安全距离设计，使平面布局合理，流程顺畅，并设有安全可靠的保护措施。根据厂区全年最小频率风的情况，火炬布置在终端西侧围墙外120m处。场区内设有消防通道和检修道路、人行道，需要经常操作和检查的设备和部位设置梯子，可作为事故时的疏散和急救通道。20.5.2.2防火防爆设施的设置1）易燃、易爆生产区域设有可燃气体浓度报警和硫化氢浓度报警，设有火灾自动报警、设备操作参数超限报警、监视系统。2）在仪表控制室设有气体自动灭火设施，工艺装置设有紧急关断系统、紧急放空系统和远程控制仪表等。3）净化厂内设有消防水系统，并配有干粉灭火器及其它移动消防设备。4）净化厂内工艺采用密闭流程，容器的放空进入放空火炬系统。5）钢结构、设备框架以及建筑物钢梁、柱涂刷防火涂层。20.5.3自动泄压、排放安全设施工艺系统设有报警、联锁保护系统，确保在误操作或非正常情况下，装置处于安全控制中。对可能超压的塔器、容器等设备设置安全阀及放空系统，分出的气体进入火炬系统。压力容器执行《压力容器安全技术监察规程》。20.5.4紧急事故停车、防止误操作设施压缩机组等重要设备除自身安全保护系统外，工艺流程中还设有紧急停车系统、紧急放空系统以及防止误操作安全设施，并配有自动报警系统，根据需要还可设置自动关断功能。紧急关断系统分为四级，即气田关断、全厂关断、单元关断、设备关断。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程20.5.5防雷、防静电设施场区设置公用接地网，接地电阻不大于10Ω，作为防雷、防静电、电气设备等的接地保护；建、构筑物设避雷带作接闪器防直击雷；电气设备符合防火防爆要求。20.5.6急救和疏散措施天然气净化处理厂设有环形消防道路及人行道，并设有2处大门，便于车辆通行、人员急救疏散和消防。在建筑物设计时，根据规范要求在较大的房间设有2个以上门，在框架及较大的操作平台设有2个以上斜梯（直梯）。在公寓设有医务室、浴室及卫生设施。20.5.7高空作业保护设施凡需要经常操作、检查的设备均设有操作平台、梯子及护栏，在大型平台和框架设有扶手、围栏和护栏等，并有两个以上通往地面的梯子。为防止滑倒事故，操作平台采用隔栅板或花纹钢板，钢梯脚踏板具有防滑功能。20.5.8必要的备用电源本工程采用双电源供电，电源进线分别引自桑塔木110kV变电站的两段10kV母线。同时，仪表系统供电设有不间断电源（UPS），保证外电源中断后60min的供电时间。20.5.9通风设施充分利用有组织的自然通风来改善工作区的劳动卫生条件，散发易燃、易爆介质的厂房设有强制通风设施，防止易燃易爆品聚集；除必须安装在室内的设备外，尽量采取露天或半露天安装。值班室内根据需要设有采暖和空调，分析化验室设有通风柜，操作间、卫生间设有通风设施。20.5.10经常处于高温、低温、高噪声工作环境所采用的防护措施20.5.10.1转动设备和机泵在转动部件外露部分设置防护罩；对高温设备如蒸汽加热设备等设有隔热保温层；对低温设备管线设有保冷层；对生产中表面温度超过60℃的不保温设备、管道，操作人员可能接触到的部位均设置防烫隔离层，对距离地面或操作平台高度在2.1m以内的设备及管线均设置防烫隔热保护；在距操作平台水平距离在0.85m以内的设备和管线均设有隔热防烫保护设施，可以保护操作人员的安全。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程20.5.10.2主要操作参数在中控室进行监测、控制，减轻操作人员的劳动强度。20.5.10.3对机泵选用低噪声电机，加热炉选用低噪声火嘴，压缩机间采用降噪厂房设计，使其噪声控制在规范规定的范围内，对噪声较大的设备、管道采取消音、隔音等措施。操作人员进入噪声区，应配带护耳用具，对长期在噪声区工作的操作人员定期进行听力检查。放空火炬及放空管线在设计时，控制流体流速，减小噪音。对于振动设备，优化基础及配管设计，减少振动。20.5.11职业病防范措施20.5.11.1在项目投产运行过程中，应制定以外情况下人员急性中毒和窒息的应急预案，现场配备必要的防护设施，如防毒面罩、空气呼吸器等。20.5.11.2在天然气集输处理系统、甲醇注入系统的运行过程中采用密闭工艺，对该系统的操作、维护、排放等操作应制定严格的制度，并配备劳动保护用品，如防毒面具、胶皮手套等。并设置安全防护标志。20.5.11.3生产过程中产生的凝液，直接与皮肤接触，对人体会有一定的伤害，因此在生产过程中应注意劳动保护，现场人员穿防静电工作服，且禁止在易燃易爆场所穿脱，禁止在防静电工作服上附加和佩带任何金属物件，并在现场设置消除静电的触摸装置。20.5.11.4公寓楼集办公、住宿、餐饮、娱乐为一体，每一个区域都有各自的出入口，且都开向主立面。在综合楼内设有卫生间、洗衣房、更衣室等，宿舍内设有淋浴喷头等生活设施，以满足职工卫生要求；综合楼内还设有医务室、治疗室，并配备相应的医疗急救设施如：洗眼器、担架等设施以及常用的急救药品，对事故中受伤人员实施现场救护。20.5.11.5采取必要的防暑降温措施，预备防暑降温药物，做好夏季防暑工作。20.5.12综合管理防范措施20.5.12.1建立健全各级人员安全生产责任制，严格操作规程，确保安全生产。20.5.12.2建立健全各类安全管理规章制度，并建立HSE管理体系和信息反馈系统。20.5.12.3加强全厂教育和培训，增强安全意识，提高安全操作既能和事故应急处理能力。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程20.5.12.4制定特殊危险事件及突发事件的应急计划，进行必要的培训演习，保证突发事故情况下的安全。20.5.12.5一旦发生事故，除站内维修队伍外，还可以依托社会力量，及时解决问题。20.6预期效果及评价本工程在设计中充分考虑了各种危险因素和可能造成的危害，并针对分析情况采取了积极有效的防护措施及处理措施，如选用先进、可靠的工艺过程及设备，采取密闭系统、自动报警、安全泄压、急救等措施，以保证正常情况下装置的安全生产和操作人员的劳动安全，使各生产岗位的工作环境满足《工业企业卫生设计标准》的要求，保证操作人员的安全和健康；同时，具备了对可预见事故的控制和急救措施。因此，虽然天然气净化处理厂的主要生产原料和产品为易燃、易爆物质，只要厂内各操作岗位的人员严格遵守操作规程，避免误操作，加强对设备的维护和管理，具有较强的责任心，天然气净化处理厂在设计年限内能够安全平稳生产。20.7职业安全卫生机构设置与人员配备情况天然气净化处理厂设置职业安全卫生管理部门，进行日常事务管理，并负责站内劳动保护教育和培训，建立HSE管理体系和信息反馈系统，管理人员可由终端工作人员兼任。21防火21.1编制依据21.1.1法律依据1）中华人民共和国消防法（1998.4.29）。2）中华人民共和国安全生产法（2002.6.29）。3）机关、团体、企业、事业单位消防安全管理规定（公安部2001.11.14第61号）。21.1.2基础依据中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司关于“桑南东凝析气田地面建设工程”的《勘察设计委托书》，委托书编号JG200336，2003年11月19日。21.1.3设计规范版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程1）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92）2）《油田防静电接地设计规范》（SY/T0060-92）3）《石油化工企业可燃气体检测报警设计规范》（SH3063-94）4）《低压配电设计规范》（GB50054-95）5）《原油和天然气工程设计防火设计规范》（GB50183-93）6）《建筑设计防火规范》（2001年版）(GBJ16-87)7）《建筑灭火器配置设计规范》（1997年版）(GBJ140-90)8）《水喷雾灭火系统设计规范》(GB50219－95)9）《二氧化碳灭火系统设计规范》（1999年版）(GB50193－93)10）《汽车库、修车库、停车场设计防火规范》(GB50067—97)11）中华人民共和国消防法12）中华人民共和国消防条例实施细则13）《爆炸性环境用防爆电气设备》GB/T3836.1/2/4-200014）《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-9815）《建筑物防雷设计规范》GB50057-94（2000年版）16）《油田防静电接地设计规范》SY/T0060-9217）《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-9821.2工程概述21.2.1工程地点与消防队距离桑塔木油田没有消防站，距离该油田最近的消防站为轮南消防站，约20km，消防车行驶时间30min。天然气处理厂消防外部依托轮南消防站。21.2.2生产、储存火灾危险性类别天然气处理装置区按加工物品的火灾危险性分类，为甲类。21.2.3消防用水水源版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程消防设施利用桑转站内已建设施，消防补充水从轮南至解放渠东的供水管线上接出管线给消防水罐补水。21.2.4消防设施的规模及内容21.2.4.1外部消防能力桑塔木油田没有消防站，距离该油田最近的消防站为轮南消防站，消防车行驶时间30min。天然气处理厂消防外部依托轮南消防站。21.2.4.2消防设置原则贯彻“预防为主，防消结合”的方针，严格按照防火设计规范的要求，对于可能发生的各种火灾情况，采取相应的防范措施，防止和减少火灾发生，最大程度的保障安全生产，将火灾造成的影响减少到最低程度，天然气处理厂消防立足于自救。21.2.4.3消防对象1）天然气处理装置区：规模为150×104m3/d的天然气处理装置1套。2）辅助生产及办公区：包括主控室及变电室、化验室、维修间、办公室等。天然气处理装置区火灾危险性均为甲A类，是消防的重点对象。21.2.4.4消防规模处理厂内同一时间的火灾次数按一次考虑。一次消防用水量：324m3。21.3生产工艺21.3.1生产工艺过程中火灾危险性类别及品种桑南凝析气田地面建设工程生产的产品和原材料为：天然气：150×104m3/d凝析油：4.91×104t/a甲醇：少量，间歇使用MDEA：15000kg/aTEG溶液：8.0t/a版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程缓蚀剂：35.0t/a阻泡剂：100kg/d生产过程中火灾危险性为甲A类。21.3.2主要火灾危险因素及控制原则21.3.2.1主要火灾危险因素装置内工艺装置区为甲类火灾危险装置，原料气和产品均为可燃性液体或气体，其火灾危险性类别为甲类，装置中大部分设备为压力容器，因此，火灾和爆炸是本装置生产中的主要危险因素。装置内可能引起火灾、爆炸事故的装置与设施包括集气站、天然气脱硫单元、烃露点控制单元、凝析油及伴生气处理单元、放空及排污系统、燃气及注甲醇系统等。装置内设备、管线发生密封失败或其它故障造成天然气泄露，天然气扩散到空气中与空气混合，达到爆炸极限时，将发生蒸气云爆炸。脱硫装置内备、管线发生密封失败或其它故障造成天然气泄露，天然气扩散到空气中，天然气中含有H2S属有毒气体。清管接收器操作失败造成压力超压，而管线又因腐蚀造成内壁变薄，使管线破裂等原因造成天然气泄漏，将发生火灾、爆炸事故。若装置内部因操作不当造成阀门、管线等发生天然气泄漏，将发生火灾、爆炸事故。21.3.2.2火灾危险因素控制措施1）站内设施选用高质量、高可靠性产品，关键部件和附件充分考虑工艺过程及物料特性的要求，特别是阀门等，严格保证其良好的密闭性能；2）为防止泄漏引起爆炸、燃烧，在站场的重要地点、控制室等可能发生气体积聚的场所均按照相应规范要求设置可燃气体浓度探测报警装置，一旦天然气泄漏就会发出警告，以做到防患于未然；3）装置中设有放空系统，各压力容器上设有安全阀，当装置出现超压时，通过放空系统的安全泄放保证装置安全，避免事故发生，从而也保护人身财产的安全。并设置紧急截断阀和放空系统，可保证压力超限时不危害设施安全；版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程4）为防止爆炸，站内电器设备、设施的选型、设计、安装及维修等均符合《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92）的规定；5）装置中设有压力调节，温度、压力检测，可燃气体浓度检测报警等仪表自控系统，通过中心控制室的计算机，生产中可随时对装置运行情况进行监测控制，防止和避免事故发生。6）天然气净化处理厂紧急关断系统，分为四级：气田关断、全厂关断、单元关断、设备关断。当发生火灾事故时，关闭进站阀门，即全厂关断，切断气源，处理事故。21.3.2.3火焰、可燃气体报警系统的设置天然气净化处理厂设紧急关断（ESD）系统，分为四级：气田关断、全厂关断、单元关断、设备关断。火焰探测系统由现场探测设备和报警装置组成。当现场探测设备探测到可燃气体泄漏及火焰时，发出报警信号至桑转站控制室和消防泵值班室，提示操作人员现到场处理，并手动启动消防设备实施消防灭火。现场探测设备包括：可燃气体探测器、红外线/紫外线探测器及手动报警站。可燃气体探测器主要安装在压缩机房、泵和各装置区可燃气体容易泄漏的地方，可燃气体检测器采用催化燃烧式可燃气体变送器，并配备与探头成套报警仪表，报警仪表输出信号送至ESD系统的I/O模块接口。火灾自动报警系统在办公室、会议室、值班室、化验室、配件库、维修间、药剂库各设置1只光电感烟探测器；在走廊设置4只光电感烟探测器；在变压器间、低压配电室、高压配电室、空压间各设置1只烟温复合探测器；在中控室的操作室、机柜间的顶棚和防静电地板下各设置2只烟温复合探测器；在门厅设置2只光电感烟探测器。在门厅设置1只火警声光讯响器、2只光电感烟探测器；在正门、侧门室内出口处各设置1只手动报警按钮。21.3.2.4火炬结构及计算结论最大放空量为150×104m3/d，火炬筒体直径500mm，火炬头直径500mm，火炬总高度60m。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程采用高架单筒塔式结构。由火炬头、长明灯、分子密封罐、火炬筒体、塔架及点火系统等组成。火炬头上设置了稳焰装置，可以确保火炬稳定的燃烧。在火炬头处设有三个长明灯，确保火炬能够及时点燃。在火炬头和火炬筒体之间设置了分子密封罐，利用分子密封罐的进出口压差可以防止火焰逆燃。采用高空电子点火系统和爆燃式点火以及手动点火系统。21.4总图布置21.4.1站场周围企业的生产性质、火灾危险类别、与工程地点的防火间距桑南凝析气田所在区域属于新疆维吾尔自治区巴音郭楞蒙古族自治州轮台县内，桑南凝析气田天然气净化处理厂拟建于桑转站的西侧。桑转站按加工物品的火灾危险性分类，为甲类。与天然气净化处理厂围墙相隔。21.4.2总图布置中各区域的位置与最小频率风向的关系、消防通道、入口数量总图平面布置严格按照防火、防爆的安全距离设计，使平面布局合理，流程顺畅，并设有安全可靠的保护措施。装置内共分为火炬区、装置区、办公区、灼烧排放区等四大区。根据厂区全年最小频率风的情况，火炬布置在终端西侧围墙外120m处。站场内部道路对外形成两个出口，并向北延伸与站外桑塔木油田公路连接，从而与外部交通构成道路消防交通网。站场入口对应主体建筑物设置停车场，停车场有两个疏散出口，同时兼有消防功能，满足车辆的回转和调配。站场内部道路布置为环形，路宽4m，道路加铺转角转弯半径均为12m，保证消防车通畅无阻，满足在规定的时间内迅速到达管辖区域的最远点，最大限度的减少火灾损失。道路中心线间距小于160m。架空管线的净高度均不小于4m。对应建筑的各主要疏散出口均设置宽敞、畅通的场地和通道。职工公寓楼距西侧高压电力线距离不小于6m，二者之间设置有消防车道。环绕公寓楼设置4m宽的消防道路，道路加铺转角转弯半径为12m，公寓楼南侧主入口前设置小广场，满足人员紧急情况下的疏散和消防的回转空间。两座公寓楼出入口间距为120m，之间有4m的消防通道相连接，保证消防的迅速和快捷。新建公寓楼前广场与桑塔木公路间连接有6m的站外道路，与外部交通通畅。装置区与其它设施分开布置，并设有单独的出入口，以确保生产安全，并保证与工艺装置区的距离符合规范的要求。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程21.4.3建构筑物的幢数、层数、最大建筑面积、耐火性能、防火间距、疏散场地公寓楼分6层主楼和3层附楼两部分（附楼有一层地下层），主楼东西长99.3m，南北深18m，标准层面积为1787.4m2，主要设置门厅、值班传达室、办公室、会议室以及消防控制室、通讯机房、卫生间、管道井等辅助空间；附楼东西长25.8m，南北深25.8m，标准层面积为665.64m2，主要设置厨房、职工餐厅、多功能厅。公寓楼为二类多层建筑，耐火等级为二级。整栋建筑垂直交通共有2部电梯、设置在主楼门厅，满足主要人流需要；其中1部电梯作为专用消防电梯（兼作客梯），火灾时满足主楼消防需要。主楼东西两侧分别设置1部楼梯，满足疏散要求；附楼西侧有2部楼梯通向地下层，满足地下层疏散要求；附楼二～三层与主楼有走廊连通，可作为附楼另一疏散出口。天然气净化处理厂内的主要建筑物包括：综合办公室（包扩办公室、会议室、化验室、仪表中控室、资料室、值班室、男女厕所、高低压配电室、变压器室）、阴极保护间、空压机间（包扩维修间、药剂库、配件间）、压缩机间，四个单体建筑。各单体建筑都有各自单独的出入口，且都开向主立面，建筑面积1682.33m2；建筑物均为平房，压缩机间耐火等级为一级，其它均为二级，建筑物的防火间距满足《建筑防火规范》和《原油和天然气工程设计防火规范》的要求。21.5建（构）筑物本工程建筑物为砖混结构（除压缩机间），耐火等级均为二级，压缩机间耐火等级为一级，其疏散出入口、疏散通道及各房间出口，均满足《建筑设计防火规范》要求。工艺装置操作平台采用钢制材料。21.6消防给水与灭火设施21.6.1消防方式的选择消防设置按GB50183-93《原油和天然气工程设计防火规范》执行，消防采用临时高压给水系统。1）装置区设置环状消防管网，管网上设置消防水炮和消火栓；2）装置区内可燃气体的泄漏火灾，采用移动式干粉灭火器；3）其它辅助生产和办公区建筑物消防采用地上式消火栓和移动式灭火设备。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程21.6.2消防用水总量21.6.2.1主要参数的选择及消防工艺消防用水量：30L/s（108m3/h）消防水连续供给时间：3h天然气净化处理厂桑转站内建有消防冷却水泵2台，运行1台，备用1台（单泵排量qv=485m3/h，扬程h=65m）；建有2具1000m3消防水储罐，能够满足天然气净化处理厂消防所需的供水量和储备水量。天然气净化处理厂消防依托桑转站内已有的消防设施。原理流程如下：轮南至桑塔木供水管线来水消防储罐消防水泵天然气处理厂消火栓（消防水炮）装置着火点21.6.2.2消防用水总量最大一次火灾消防用水装置区，用水总量为：324m3。21.6.3水源给水能力、给水方式、消防储水量、补水时间21.6.3.1水源给水能力轮南地区建有一套完整的供水系统，水源地位于轮南基地北部18.5km，轮南基地供水站至解放渠东油田建有一条D273×7供水干线。轮南供水系统原设计规模为10000m3/d，轮南基地供水站至解放渠东油田供水规模为5000m3/d。21.6.3.2给水方式桑转站的用水引自轮一联至解放渠东油田的供水干线，从来水干管上接出一条支管分别向桑转站消防储罐。21.6.3.3消防储备水量消防储备水量为1700m3，建1000m3消防水罐2座。21.6.3.4补水时间消防后消防储罐补水时间1.7h，补水量324m3。21.6.4场区消防流量、压力、管网形式、消火栓与水炮布置版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程21.6.4.1消防各用水点流量与压力装置区消防流量为108m3/h，压力0.6MPa。21.6.4.2消防管网形式天然气处理装置区采用环状管网，埋地敷设，采用无缝钢管，焊接，管顶覆土＞1.5m。消火栓为地上式消火栓，消防水炮采用直流水炮。室外消火栓周围5m范围内设有水带箱，箱内配备有5盘直径65mm、长度20m的带快速接口的水带和2支65mm×19mm水枪及一把消火栓钥匙。21.6.4.3消火栓与水炮布置共布置消火栓8个，消防水炮4个。室外消火栓均为地上式，间距小于60m，保护半径小于120m。水炮选用直流、喷雾两用固定水炮。21.6.5活动式灭火设备的配置站内各个建（构）筑物按GBJ140-90《建筑灭火器配置设计规范》（1997年版）在各装置附近、罐区四周和各建筑物内配置了移动式磷酸铵盐干粉灭火器（贮压式），共61台，其中推车式35kg，4台；50kg，13台；手提式8kg，28台；4kg，8台。中心控制室配置了移动式二氧化碳灭火器（贮压式7kg）8台。21.7电气部分21.7.1桑塔木110kV变电站110kV变电站是在原桑塔木35kV开关站的基础上扩建而成的，原开关站内建有消火栓1座。新建部分采用一般常规消防设施，主变压器附近设置推车式化学灭火器。高压配电室、电容器室及控制室设置移动式化学灭火器。场区总平面布置、各建构筑物防火间距、站内道路等，均按消防要求设计。110kV配电装置和主变压器为户外布置，站内设35m高独立避雷针4座，用作全站户外配电装置和主变压器的直击雷保护。110kV线路全线设架空地线保护。本变电站接地方式以水平接地体为主，辅以垂直接地极，主接地网用镀锌扁钢63mm×6.3mm，连成方格网状，接地极采用镀锌角钢63mm×6.3mm×2500mm版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程，布置时尽量利用场区空地。变电站主接地网接地电阻不大于1Ω，根据当地土壤电阻率较高的情况，接地装置加降阻剂。变电站四周与人行道相邻处，设置与主接地网相连接的均压带。独立避雷针设独立的接地装置，接地电阻不大于10Ω。21.7.2天然气集输及处理系统本工程为天然气集输及处理系统，主要负荷为连续生产装置中大部分机泵及与连续生产有关的系统工程中的机泵，除消防水泵为一级负荷外，其它为二级负荷；厂区、办公室、值班室照明等均为三级负荷。本站两路10kV电源，分别引自桑塔木110kV变电站，满足了本站二级负荷对供电的要求，供电电源是可靠的。天然气净化处理厂的消防设施利用原桑塔木转油站内的消防设施，其消防泵房的两路电源引自桑转站总配电室不同的母线段，确保了消防供电的可靠。为了保证通信、仪表等重要负荷的供电，采用了UPS供电。爆炸危险环境内的一切电气设备均选用隔爆型产品。电缆敷设方式以桥架敷设为主，局部埋地敷设为辅，埋地敷设的电缆在场区埋深0.7m,室内埋深0.2m。爆炸危险环境的室内照明采用2.5mm2的铜芯导线穿水煤气钢管明敷设。穿过防爆与非防爆房间的孔洞，用非燃烧材料严密堵塞。场区设置公用接地网，接地电阻不大于1Ω，作为防雷、防静电、电气设备等的接地保护。建、构筑物设避雷带作接闪器防直击雷。根据当地土壤电阻率较高的情况，接地装置加降阻剂。接地采用TN-S系统，接地装置中接地极采用∠50×5×2500，接地扁钢采用-40×4，接地极间距5m。21.7.3职工公寓改扩建本工程为职工公寓改扩建，主要负荷为办公设施、通信、消防设施等，除消防水泵和通信为二级负荷外，其它为三级负荷。本公寓采用1路10kV电源供电，引自桑塔木110kV版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程变电站。消防负荷采用双回路低压电源供电，1路引自本公寓低压配电室，另1路引自桑塔木转油站低压配电室，两路电源一用一备，在末端自动切换。即由配电室的两回电源各引一回至双电源切换箱。自带控制箱的设备由双电源切换箱供电至设备自带控制箱，不带控制箱的设备由双电源切换箱直接供电。消防泵的控制方式有就地控制、消防控制室集中和联琐控制。在设备安装处设有就地起停控制，主要用于检修、调试。当设备自带控制箱时，控制按钮和信号灯安装在控制箱上；当无控制箱时，控制按钮和信号灯安装在双电源切换箱上。在消防控制室对水泵和风机进行起停控制（自动、手动）及运行状态的显示，该功能通过火灾自动报警系统及其现场装设的控制模块来完成。此外，消火栓泵还可通过消火栓处的智能消防报警按钮起动，并将消火栓泵运行信号返回消防按钮显示。消火栓泵、喷淋泵在消防水池低液位时自动停泵。当发生火灾并确认后，由消防控制室自动或手动起动消防设备，切断火灾发生层和相关层的非消防用电负荷的电源，不论电梯处于何种状态，均自动降至底层，并将状态信号反馈回消防控制室。在消防控制室设置应急灯具，电源由双电源切换箱供电，并自带蓄电池做后备，在任何时刻均能保证工作。在走廊、楼梯、门厅、公共出口处设置疏散照明，电源由双电源切换箱供电，同时灯具自带蓄电池做后备，供电时间不小于1小时。当发生火灾时由控制室集中控制点亮，停电时由电池供电自动点亮。设置公用接地网，接地电阻不大于1Ω，作为防雷、电气设备等的接地保护。建、构筑物设避雷带作接闪器防直击雷。根据当地土壤电阻率较高的情况，接地装置加降阻剂。接地采用TN-S系统，接地装置中接地极采用∠50×5×2500，接地扁钢采用-40×4，接地极间距5m。22非安装设备为方便生产、维修及生活，本工程需配备一定的车辆，其配备情况见表21-1。在天然气净化处理厂设有室外露天停车场，职工公寓也有停车场地，以满足生产需要作为各种车辆的配套设施。表22-1车辆配备情况一览表版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程序号配备车辆单位数量备注1越野车辆12面包车辆13皮卡巡检车辆2井场及线路各1辆合计辆4另外，根据塔里木油田分公司的具体生产管理要求，还可增加其它车辆，生活用车一般可停靠在机关公寓。23组织机构和劳动定员23.1组织机构设置为了保证油田的正常生产和安全运行，提高油、气田生产的适应性和可靠性，结合油田生产现状，新建原油集输系统归现有轮南作业区桑解采油队管理，不必新成立专业化的生产管理机构。成立桑塔木作业区，负责桑塔木、解放渠东及桑南油气田的生产管理。油、气田维护、维修工作依托社会和油田现有队伍，并增加定员。23.2劳动定员根据本工程的特点、组织机构、操作岗位所需人数，结合整个工程自动化水平，不搞“大而全、小而全”的体制，以实现专业化管理、社会化服务，实行“五班三倒”工作制。提高生产管理人员素质，实行一专多能。新建天然气集输处理工程定员按照标准进行人员编制，人员编制时只考虑直接生产定员。天然气集输处理工程地面建设工程劳动定员编制详见表23.2-1。表23.2-1天然气集输处理地面建设工程定员构成表岗位每班人员班数文化程度专业备注队长/副队长3本科、大专油气集输负责全面管理工程师6本科、大专集输、矿机负责技术管理班长15大专、中专油气集输中控室25大专、中专油气集输版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程操作工35大专、中专油气集输巡检25大专、中专油气集输负责巡检化验25大专、中专化验采气队12大专、中专地质2大专、中专工程2大专、中专调度15大专、中专变电站34大专、中专电气小计9224主要技术水平24.1本设计采用集散控制系统（DCS）并辅以紧急关断系统（ESD），对天然气集输及处理系统进行数据采集、监控。此外，还设有火焰自动监测报警系统、可燃气体自动报警系统和H2S气体检测报警系统。在正常运行条件下厂区仅需较少人在中控室值守。DCS将自动完成工艺参数的采集、控制、操作、显示、报警、打印和紧急关断处理。24.2天然气净化处理厂主要产品为净化天然气，净化天然气采用在线H2S浓度和水露点检测，可以保证向西气东输供气为合格产品。24.3气井井口控制系统设RTU，对井口装置的生产过程进行自动检测和控制，实现井口无人值守。RTU采用太阳能电池供电，并配备无线数传电台和天线，与天然气净化处理厂DCS进行通信。处理厂DCS可对井口生产过程进行远程监控。24.4低温分离器采用旋流型分离器，分离效率高，可以分离3～5µm的固体颗粒和10µm以上的液体颗粒，操作弹性大，波动范围40～120％。24.5天然气脱硫采用先进的MDEA溶液，MDEA对H2S的选择吸收能力强，特别适宜本工厂CO2/H2S比值高的含硫天然气。即脱除H2S的同时，仅部分脱除CO2，不仅脱损率降低，而且降低了装置的溶液循环量，使装置水、电、汽消耗大大降低。24.6MDEA溶液和TEG溶液采用了富液机械过滤器和富液活性炭过滤器，以除去溶液中固体杂质、降解产物，从而降低了溶液起泡能力和溶剂损失，使装置能长周期平稳生产。版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程24.7单井集气管线采用管道内涂和添加缓蚀剂联合保护，确保高压管线安全。24.8压缩机厂房采用降噪型厂房设计，使压缩机组噪声值降低30-35分贝（降声房外测量值）。24.9采用高架单筒塔式结构。火炬头上设置有稳焰聚火器，起到火炬的回流稳焰作用，使火炬的负荷调节比提高1.5倍。在火炬头和火炬筒体之间设置了分子密封罐，利用分子密封罐的进出口压差可以防止空气倒灌进入火炬竖管，起到逆燃保护作用。采用高空电子点火系统和爆燃式点火系统及手动点火装置，确保点火万无一失。25主要工程量及主要技术经济指标25.1主要工程量本工程的主要工程量见表25.1-1。表25.1-1主要工程量表序号主要工程量单位数量备注1工艺装置采气井口装置套10集气站套1设计规模145×104m3/d天然气脱硫单元套1设计规模150×104m3/d天然气烃水露点控制单元套1设计规模150×104m3/d凝析油处理及伴生气增压单元套1设计规模30×104m3/d放空及排放系统套1150×104m3/d处理装置配套系统燃气及注醇系统套1压缩空气系统套12采气管线km53.86其中D89为39.02km，D108为14.84km3天然气外输管线km18.16D406.4×7.1L415NB4液烃外输管线km6.0D76×4205自动控制系统套16职工公寓座1总建筑面积6440m27110KV变电站座125.2主要技术经济指标25.2.1工程总投资：29391.81万元（其中外汇为285.45万美元、20万欧元）版次：0总说明书共140页第１３６页 中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司桑南凝析气田地面建设工程其中：工程费用：23793.66万元预备费：2148.70万元其它费：3065.04万元建设期贷款利息：384.42万元25.2.2三材消耗钢材：3762.94t木材：304.04m3水泥：7162.41t概算详见算－H03469。26存在问题及说明26.1基础数据暂缺井口关井压力，部分气井缺天然气中H2S的含量。26.2建议尽快进行气田腐蚀特征研究，筛选有效的缓蚀剂型号。版次：0总说明书共140页第１３６页'