1、.設計依據1.0.1紅臺產能建設擴邊工程設計委托書（吐哈油田公司丘東采 油廠，2010年9月10日）。1.0.2紅臺一疙瘩臺油氣田產能地面建設工程施工圖設計文件（中國石油吐哈油田勘察設計院，2005年7月）。1.0.3紅臺氣田增壓工程施工圖設計文件（中國石油吐哈油田勘察設計院，2008年8月）。1.0.4紅臺集氣站生產建設現狀及現場調研資料。1.0.5國家及石油天然氣股份有限公司的有關設計規范、規程。.設計原則2.0.1結合地面建設現狀，盡量依托已建設施、節省投資，合理利用 地層能量，節能降耗。2.0.2積極穩妥地采用成熟可靠的工藝技術，以滿足生產，確保安全。2.0.3注重生態環境保護、勞動安

2、全和社會效益。.設計內容及范圍3.0.1完成紅臺滾動開發井：紅臺 206、紅臺2-33天然氣集輸設計方案及與其配套的儀表自控、供配電、土建等公用系統設計。.設計遵循的主要標準、規范4.0.1石油天然氣工程設計防火規范（GB50183-2004。4.0.2油氣集輸設計規范（GB50350-2005。4.0.3氣田集氣工程設計規范（SY/T0010-96）。4.0.4凝析氣田地面工程設計規范（SY/T0605-2005）。5基礎資料及建設現狀地理位置及自然條件紅臺凝析氣藏位于吐哈盆地臺北凹陷東部， 蘭新鐵路和312國道從 附近穿過，交通運輸較為便利。紅臺構造帶地面海拔800m地勢起伏較大，社會依托

3、條件差。地貌屬天山南麓山前沖洪積傾斜平原中上 部，自然地勢由北向南傾斜。屬大陸溫帶干旱荒漠型氣候，氣候干旱， 冬季寒冷，夏季酷熱，晝夜溫差大，降雨極稀（5-32mn）,蒸發量大 （2967m）,多風沙。紅臺油氣田包括紅臺 2、紅臺204、紅臺8、紅臺6、紅臺15、 紅臺17等區塊。該地區地層為第四系沖洪積形成的角礫、卵（碎）石土，局部 夾有中粗砂層，工程地質條件良好，地耐力約 200KPa地震設防烈 度為7度。其主要氣象資料如下：年平均氣溫11.3C月平均最高氣溫37.1C月平均最低氣溫-16.5c極端最高氣溫45.2c極端最低氣溫-28.7c年主要風向NE(東北風）年平均風速1.8m/s最大

4、風速20m/s最大風力8級年平均降水量25.2mm最大凍土深度 130cm年平均氣壓978.2mbar地面建設現狀紅臺集氣站于2005年11月建成投產，原設計處理紅臺 2、紅 臺204區塊來油氣，具設計集氣規模為 50 x 104m/d。2006年完成紅 臺15區塊天然氣產能建設，增加油氣處理量15 x 104m/d。2008年完 成紅臺17區塊天然氣產能建設，增加油氣處理量 8.5 x 104m/d。目前紅臺集氣站主要負責紅臺 2、紅臺204、紅臺15、紅臺17 區塊共38 口采氣井的油氣集輸及計量外輸（現轄采氣井詳見表-1）。 集氣站主要采用常溫集氣，J-T閥節流+氨輔助致冷低溫分離控制外

5、 輸氣燒水露點、凝析油正壓閃蒸工藝。各采氣井來油氣混合物經氣液 分離、油氣計量后，生產的天然氣經燒水露點控制處理后，通過集氣 干線集輸至丘東第二天然氣處理廠集中處理。紅臺集氣站現轄井位及建設現狀表（表-1）水套爐所轄井位站內”里 分離器安裝位置類別及功率HT2- 22三井式HT2- 22、HT2- 24點分離器A （管轄11 口井）HT204 井單井式200kwHT204HT2- 10三井式250kwHT2-9、HT2-10、HT2-11HT2- 15井三井式250kwHT2-13、HT2-14、HT2-15HT601 HT6-1HT2- 18單井式150kwHT2- 18HT2-32C二井式

6、200kwHT2-32C-3 -HT2 4 井二井式150kwHT2-4、HT2-7c同分離器B(9 口)HT15四井式150kwHT15 HT2-25、HT2-27、HT2-29HT2- 1 井三井式350kwHT2-1、HT2-2、HT2-3HT2-19 井單井式150kwHT2- 19HT17 井三井式200kwHT2- 40、HT2-41、HT2-17HT202 井單井式150kwHT202點分離器C(11 口)HT2- 12三井式350kwHT2-12、HT203 HT2-17HT2井二井式150kwHT2-8、HT2HT2- 6 井單井式100kwHT2- 6HT2- 19三井式2

7、50kwHT2-19、HT2-20、HT2-26HT2-21二井式100kwHT2-21、HT2-236.井位部署及開發指標6.0.1紅臺滾動新增開發井2 口，位于紅臺集氣站的北側，約2Km#, 井位坐標為:紅臺 206 X=4783452.74 Y =16366856.37紅臺 2 33 X=4782433.59 Y =16365802.327.設計方案集氣規模及設計參數(1)集氣規模5x104nVd(2)采氣井數2 口(3)單井平均產氣量2.5 X104M/d(4)單井平均產油量2.75m 3/d(5)井口壓力5.0MPa-6.0MPa(6)井口溫度19 C（7）已建紅臺2區塊紅臺21井的

8、天然氣組分井流物天然氣摩爾組成表（紅臺 2-1井）（表-2）組份名C1C2C3iC4nC4iC5nC5摩爾組分（）81.097.004.20P 1.23P 1.060.380.27組份名C6C7C8C9N2CO2摩爾組分（）0.280.170.100.001 4.090.13注：天然氣密度:0.86kg/m 3井流物凝析油質量組成表（紅臺 2-1井） （表3）組份名C1C2C3iC4nC4iC5nC5C6質量組分（）0.030.040.150.170.260.420.461.74組份名C7C8C9C10C11C12C13C14質量組分（）4.238.857.477.175.394.505.19

9、4.21組份名C15C16C17C18C19C20C21C22質量組分（）4.753.713.965.303.723.393.453.47組份名C23C24C25C26C27C28C29C30質量組分（）3.432.833.052.261.781.091.120.73組份名C31C32C33C34C35C36C37C38質量組分（）0.610.350.420.160.110.030.020.00注：凝析油密度:747kg/m3集氣方案紅臺集氣站進站閥組原設計了 12組進站管線，其中單井式 進站3組（含單井進站管線和燃氣管線），三井式進站5組（含單井 進站計量管線、三井式進站生產管線和燃氣管線）

10、，四井式進站1組（含單井進站計量管線、四井式進站生產管線和燃氣管線），預留2 組單井式和1組三井式。2006年紅臺集氣站建設時用了 9組，2007 年紅臺15區塊建設時又用了 3組，目前閥組位置全部占用，共轄 38 口井。HT2 -33、HT206兩口井位于紅臺集氣站的北側，HT2- 33與已建的HT2- 10井約550米，HT206井與已建的HT2- 10井約2100 米。HT2-10井建有3井式加熱爐一臺，3井式集氣閥組一套，并建 有進集氣站的三條管線，分別是：2005年建成的高壓氣進站生產管 線D89X 6和高壓氣進站計量管線 D76X 5, 2008年建成的低壓氣進站 生產管線D76X

11、4。結合紅臺集氣站建設現狀及生產實際情況，將HT2- 33生產的中壓氣（3.0 Xl04m/d 6.0MPa ）利用D76X5的采氣管線集輸到 HT2- 10井集氣閥組，然后進加熱爐加熱節流后與 HT2-10集氣閥組 的井一起進集氣站。HT206井距離紅臺集氣站較遠，大約 2.3km,因此在該井 建單井式加熱爐，首先將HT206生產的中壓氣（2.0 X 104m/d 5.0MPa）進加熱爐加熱，然后節流到2.0MPa,禾J用D76X 4的采氣管 線約2100米集輸到HT2-33井，與HT2-33井的D76X 5,的采氣管線 同溝敷設進HT2-10集氣閥組，調壓后匯入該閥組的生產管線然后集 輸到

12、集氣站。HT206井加熱爐的火氣管線由HT2- 10井引入。經計算HT2-33的采氣管線選0 76X 5, HT206的采氣管線 選0 76X4,的單井式水套加熱爐為 150kw,該爐子可以利用目前閑 置的水套加熱爐，但須檢測合格后使用。集氣管網圖見紅臺天然氣集輸管網圖（附圖一）.井口工藝流程：HT2-33井口出來的井流物（壓力 6.0MPa, 溫度19C）不節流，中壓集輸到HT2-10集氣閥組，將該閥組所轄的 4 口井（HT2-9、HT2-10、HT2-11、HT2-33）根據生產實際情況組合 成三組，進三井式加熱爐進行加熱節流，然后選擇進低壓或高壓生產 管線集輸至集氣站。HT206井口出來

13、的井流物(壓力 5.0MPa,溫度 19C)經加熱爐加熱至65c節流至2.0MPa后低壓油氣混輸至HT2-10, 然后在HT2-10的集氣閥組調壓后選擇低壓或高壓生產管線進入集氣 站。加熱爐燃料氣從 HT2-10井燃氣系統引接，并通過與相應的集氣 管線同溝敷設至加熱爐為其供氣。7.2.5根據油氣集輸設計規范(GB50350-2005的要求在井口 設高低壓緊急切斷閥，單井管線發生事故時，通過檢測管線上的壓降 變化速率，緊急切斷閥自動關閉，防止閥后系統超壓爆管和低壓泄漏 事故發生。7.2.8儀表自控(1)井口壓力、溫度檢測及井口高、低壓緊急切斷控制，單井進紅 臺集氣站溫度、壓力檢測，所有井口遠傳信

14、號通過光纜進紅臺集氣站 井口計算機監控系統。主要包括：水套加熱爐天然氣進、出口壓力、溫度檢測遠傳。井口水套加熱爐燃氣壓力調節。單井井口自力式高低壓緊急切斷控制遠傳。井口加熱爐燃燒間及閥組可燃氣體檢測。(2)輸入輸出信號及防爆防護等級模擬量輸入輸出信號為420 m由準信號；開關量輸入信號為無 源觸點信號。所有儀表均為隔爆型，防爆等級不低于 dHBT4儀表的防護等級不低于IP55。（3）設備選型溫度儀表：溫度檢測選用溫度變送器（Pt100）,所有鉗熱電阻安 裝配保護套管。壓力儀表：壓力儀表選用智能壓力變送器。可燃氣體檢測儀表：可燃氣體檢測選用可燃氣體檢測變送器。井口高低壓緊急切斷閥：緊急切斷閥選用

15、自力式液壓緊急 切斷閥燃氣壓力調節選用自歷式調壓器7.3主要工作量主要工程內容單位數量水套加熱爐150kW （單井式）16.0MPa（禾小日）臺1燃氣分液罐 M26X 2050 PN0.8MPa（禾小日）具1無縫鋼管D76X5（20#）（防腐、保溫）km0.6無縫鋼管D76X4（20#）（防腐、保溫）km2.3無縫鋼管D45X3（20#）（防腐、保溫km2.3放空管及安裝（包括場區7X7 （m2）座1米氣井場30X 50 (m2)座2帶壓開孔 DN65處2壓力變送器臺4隔爆型車例電阻臺4自力式液壓緊急切斷閥臺2可燃氣體檢測變送器臺1RTU （包括太陽能電池、蓄電池及光電收發器）套1電纜 DYV

16、P2X2X1.5米3504芯單模鎧裝光纜km5鍍鋅鋼管DN20米180防爆撓性接線管根15接地裝置套18.管道敷設及防腐保溫8.0.1新建單井管線采用埋地彈性敷設，焊接連接，平均埋深1.5m（管底）。8.0.2新建單井管線采用聚乙烯絕緣防腐膠帶加強級防腐，單井及燃氣管線均作保溫。9勞動組織本工程勞動組織依托丘東采油廠統一管理，日常操作及維護檢修工作由紅臺采氣工區負責，無新增人員。10環境保護環境現狀：本工程所在地區均為戈壁，氣候屬大陸性季風氣候， 全年主導風向為東北風，年降雨量稀少。主要污染源和污染物大氣污染：污染源為與管道連接處閥門跑、冒、滴、漏產生 的揮發性炫類氣體。水污染：井場裝置檢修時

17、，排放出的污水。噪聲污染：污染源為天然氣在管道內輸送產生的噪聲。污染控制本工程油氣集輸及處理采用全密閉生產工藝流程，在生產過 程中沒有廢氣產生，只有在事故狀態下天然氣經放空管排入大氣，有一定的環境污染和能源浪費。采用技術質量安全可靠的設備、儀表自控系統等，保證生產 正常平穩進行，減少天然氣放空，盡量減少油氣的泄漏，在正常情況下無天然氣排放環境影響分析工程正常運行時處于全密閉狀態，無污染物外排，故對周圍 環境（包括大氣、地面、地下水和土壤）不產生污染，不會造成生態 環境破壞。項目建設期對環境的影響主要來自施工中的土方平整施工和 施工機械、車輛、人員踐踏等活動對土壤和生態環境的影響。另外， 建設期

18、間各種機械、車輛等排放的廢氣和產生的噪聲，施工中丟棄的 固體廢物和管線試壓產生的廢水等，也將對周圍的環境產生一定的影 響，但這類影響是短暫的，一旦完工即可消失或在完工后較短時間內 消失。11勞動安全衛生職業危害分析本工程輸送的介質為凝析油和天然氣，具有易燃易爆性，因 此防火防爆是本工程的主要內容。輸送過程中產生的揮發性炫類氣體，對人體有麻醉和刺激作 用，長期接觸可出現神經衰弱綜合癥，急性中毒時，可有頭暈、頭痛、 嘔吐、乏力甚至昏迷等現象。職業危害防護生產過程中處于密閉狀態，管道及設備的設計符合國家的設 計規范，在強度、嚴密性和耐腐蝕性上是有保證的，可減少油氣的泄-10 -漏。采氣管線井口設有安全緊急切斷閥，管線發生事故時，通過 檢測管線上的壓降變化速率，緊急切斷閥自動關閉，防止閥后系統超 壓暴管和低壓泄漏事故發生；對可能超壓的設備和管道設置安全閥及 旁通，確保生產過程安全。嚴格執行石油天然氣工程設計防火規范 (GB50183-2004。在項目投產運行過程中，應制定意