第一组实习报告.docx

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第一组实习报告

目录

一、磨深一井2

二、磨溪集气总站4

三、磨溪气田联合站7

四、磨溪天然气净化厂8

五、遂宁轻烃站14

六、青白江新站17

七、成都102成品油库20

八、兰成渝输油站22

九、CNG加气站24

一、磨深一井

1.1.基本情况

磨深一井地处四川省遂宁市安居区磨溪镇猛虎村，是一口位于磨溪构造高点东北部，继女基井钻达寒武系的第二口探井。

该井于1977年8月6日开钻，1978年9月1日完钻。

完钻层系寒武系统洗象池组，完钻井深4501米，人工井底4497.18米。

完井方法5``层管射孔，射孔井段3128.6m—4475.0m，射开层位有寒武系、奥陶系、阳二2、长兴、飞一组、嘉二—嘉一。

层位寒武系、奥陶系、阳二2、长兴、飞一组酸化后打水泥塞。

层位嘉二—嘉一酸化测试日产气2.743×104m3,。

1980年7月13日正式投产，生产层位嘉二，开井套压34.0Mpa,开井油压34.5Mpa，油嘴2mm连开日产气1.5×104m3，日产水4m3，H2S含量19mg/m3,.截止到2011年5月底累计产气13922.65×104m3，产水35948m3,。

磨深一井是一座综合集输配气站。

站场主要设备有采气井口装置一台，卧室分离器一台，计量装置5套，发球装置6套，发球装置3套，污水罐2个，汇管3个，生活用气装置1套。

1.2.工艺参数及流程

1.2.1.工艺参数

（1）气产量7000m3/d，其中产水3m3/d;

（2）油压3Mpa，套压6Mpa（开井油压34.5Mpa，开井套压34Mpa）;

（3）硫化氢含量19mg/m3;

（4）进站压力6.3Mpa，出站压力4.3Mpa。

1.2.2.工艺流程图：

（见图纸一）

磨深一井主要工艺流程为采气树采气送至电热带，至分离器分离，最后外输。

气体经采气树后，节流降压，通过电热带（防止水合物生产），再节流降压，通过分离器，分离出的液相去污水处理装置，而气相再经分离器后，节流计量，分输到潼南、联合站或外输。

1.3.工艺设备

（1）电热带（初期是水套加热炉），目的是为防止生成水合物；

（2）气液分离器（卧式重力气液分离器）；

规格尺寸：

φ600×22×3444

设计压力：

6.28Mpa

最高工作压力：

5.56Mpa

容器净重：

1420Kg

工作原理：

当气液混合天然气进入分离器后，在导向板的作用下改变流向，在惯性力的作用下，直径大的液滴被分离下来，气流夹带在直径较小的液滴继续向下运动，由于分离器直径比进口管直径大得多，气流速度下降，在重力作用下较小液滴被分离出来，最后雾状液滴在捕集网上被捕集下来。

（3）重力（过滤式）分离设备

设计压力：

6.3Mpa

最高工作压力：

5.7Mpa

试水压力：

7.88Mpa

设计温度：

50℃

容积：

2.80m3

介质：

净化天然气

工作原理：

当带有液固杂质的天然气进入过滤分离器后，在初始分离段中，过滤管将使流经这些管子的气体中的液珠聚集在较大的液滴，然后由其他捕雾元件所构成的第二段将这些聚集的液滴脱除掉，过滤分离器可以100%的有效脱除大于2μm的所有颗粒，99%的脱除小到0.5μm的微粒。

（4）清管球收发器、汇管。

污水罐等。

1.4.计量设备及控制阀门

（1）孔板流量计：

静压2.5~4Mpa压差40000Pa

压力表0~16Mpa分度值0.2Mpa

（2）双波纹管差压计（现在使用）

原理：

将压差通过双波纹管转变为指针旋转的角度，从而读出压差。

节流截止放空阀、差压油封平板闸阀、截断阀、差压式仪表安全阀、逐流式调压阀（4~20Mpa）、费希尔调压阀（2.7~1.5Mpa）。

二、磨溪集气总站

1

2

2.1基本情况

磨溪集气站于1990年建成并投入使用，增压站于2008年7月投运，组要汇集磨溪气田原料气，并通过D325管线到磨溪联合站。

增压站承担着磨溪气田1、3、4、5、6、7号站部分并站得增压任务。

该站为磨溪气田“雷一”气藏重要的集输气站，站内有增压机，收发球装置，分离器，汇管计量装置，气田水罐等设施设备，最高允许工作压力为6.4Mpa，该站安全运行，是磨溪气田顺利开发的重要保障。

该集气站有123，125,126三口井来气，采用轮番计量，大管进大管出，没有采用节流装置，无需防止水合物的形成（压力不高，温度不低）兼有的计量装置，都是孔板流量计或直读式智能差压流量计，分离器中的液位计量采用磁性浮子液位计。

该站内天然气中的杂质主要有：

固体颗粒水H2S和少量的CO2，固此设备和管线的防腐很重要，主要通过在管内涂抹内涂层，管外涂防锈漆进行防腐，为了保证生产过程中的安全，站内有空气呼吸阀防止天然气泄露，检测空气中H2S浓度的报警器以及可以自动点火放空安全阀。

在正常输气的情况下，输气量为1.25万方/天，检修时为80万方/天，平均输气量为90万方/天~100万方/天。

2.2工艺参数及流程

2.2.1工艺参数

输气量：

q=125×104Nm3/d

检修时：

q=80×104Nm3/d

天然气中硫含量：

28.29g/m3

进站压力≤4.4Mpa

出站压力≤4.3Mpa

控制压力≤4.8Mpa

出站温度：

夏季25~26℃；冬季8~9℃

1.

2.

2.2.2工艺流程

磨溪集气站有123、125、126三口井来气，设有两个分离器进行轮换计量，气体进入分离器以后先由分离器分离出液相和气相，液相进入污水罐，气体进入流量计计量后进入汇管外输至联合站。

该站内设有收发球装置进行清管，分离器共分离三次，只脱水。

由于不含凝析油，含硫污水经储罐储存后直接回主地层。

缓蚀剂加剂量为10万方气加2公斤缓蚀剂。

2.3工艺设备

（1）缓蚀剂加注罐

规格：

Φ800×22×2372设计压力：

6.4Mpa

试验压力：

8.0Mpa容量：

920㎏

（2）平板闸阀

适用介质：

煤气·天然气公称直径：

DN60

公称压力：

6.4Mpa试验压力：

8.0Mpa

介质温度：

-20℃～80℃型号：

Z43SA

（3）弹簧式安全阀

公称通径：

DN50压力等级：

5～6.4Mpa

公称压力：

6.4Mpa整定压力：

5.8Mpa

排放压力：

6.3Mpa开启高度：

≥8mm

适用温度：

≤200℃适用介质：

抗硫天然气

额定排放系数：

0.7

（4）磁性浮子液位计

规格：

uA7-56公称压力：

6.4Mpa

测定距离：

1100mm

（5）汇气管

规格：

Ф428×6492×16设计压力：

6.4Mpa

试验压力：

8Mpa容器重量：

1320kg

（6）H2S测量仪

电压：

10～30v功率：

＜4w

测量范围：

0～280×106防爆范围：

Z×dⅡcr6

（7）分离器

型号：

RD446设计压力：

6.5Mpa

最高工作压力：

5.9Mpa设计温度：

40℃

介质：

含硫天然气容积：

1.5m3

容器净重：

2020㎏

（8）清管器接收筒

规格：

DG150

容器类别：

T类

设计压力：

6.28Mpa

试验压力：

7.85Mpa

容器净重：

295kg

（9）SP-2104型H2S检测仪：

检测空气中硫化氢的检定限为10ppm以下

（10）干粉灭火器型号：

MFZ81.2Mpa

MFZ351.5Mpa

（11）双作用式节流截止阀：

型号：

KSJ41Y

公称压力：

6.3Mpa

公称通径：

DN50

使用温度：

-29至139℃

（12）储备缓蚀剂容器：

规格：

Φ800×22×2824

类别：

Ⅱ类

设计温度：

50℃

设计压力：

6.4Mpa

试验压力：

6.0Mpa

2.4计量装置及控制阀门

2.4.1计量装置：

CWD-430共四套

智能差压式流量计电脑自动计量1套

2.4.2阀门：

共145只

三、磨溪气田联合站

3

3.1基本情况

磨溪联合站投运于1991年2月，位于遂宁市船山区复桥镇白鹤桥村，距遂宁市区5km，紧临省道S205线，毗邻川中油气矿磨溪净化厂。

该站是磨溪气田最大的天然气集输气站，承担者磨溪净化厂原料气供应、雷一气藏和嘉二气藏净化天然气外输以及向遂宁、武胜等县市工业用气的输配任务。

目前，日集输气约200×104m3。

集输的净化天然气可分别进入北干线和北内环。

站内安装有收发球装置、分离器、计量装置、气田水罐等设备设施。

最高允许工作压力为6.4Mpa，该站的平稳运行，是磨溪气田得以顺利开发的重要保障。

3.2工艺参数及流程

3.2.1工艺参数

（1）日集输气200×104m3/d

（2）日输石油当量12万吨

（3）最高允许工作压力6.4Mpa

（4）清管效率达98%

3.2.2工艺流程（见图纸三）

净化厂80万装置、50万装置及嘉二来气通过汇管D-107、D-108、D-109输往遂化、潼南、武胜。

总站来气通过D-103、D-104卧式分离器，再通过汇管D-105、D-106向净化厂提供原料气。

分离器中的污水进入污水罐处理。

同时站内还有收发球筒，供收发球用。

3.3工艺设备

联合站内有收发球装置、分离器、汇管、计量装置、气田水罐等设备。

（1）PN4.4PN400卧式清管器

设计压力：

4.4Mpa

最高工作压力：

＜4.4Mpa

容器类型：

Ⅱ

耐压试验压力：

5.5Mpa

产品标准：

GB150-1998

规格：

Φ550×12×5100

容器净重：

1575kg

设计温度：

80℃

容积:

0.9m³

介质：

不含硫天然气

许可编号：

TS2251018-2008

（2）重力式分离器

设计压力：

40kgf/cm2

试验压力：

50.5kgf/cm2

容积：

2.2m³

重量：

2500kg

容器类型：

Ⅱ

3.4控制及仪表

（1）计量装置：

高级孔板流量计

（2）固定H2S检测仪：

测空气中H2S含量

四、磨溪天然气净化厂

4

4.1基本情况

西南油气田分公司川中油气矿天然气净化厂80×10^4Nm3/d装置，是磨溪气田产能建设二期工程的重要组成部分。

装置设计生产能力为处理原料气80×104Nm3/d，于1994年2月投产，1997年经过扩厂改造，现处理量为85×104Nm3/d，截至2005年10月共处理原料天然气28017亿m3，生产硫磺6086万吨。

50×104Nm3/d净化装置是在80×104Nm3/d装置西侧建成的一套处理能力为50×104Nm3/d的脱硫、脱水装置，并折除80×104Nm3/d装置的回收单元，新建一套处理能力为36.4t/d的硫磺回收装置，该装置将同时处理脱硫装置的酸气。

2009年9月正式投产。

该装置包括硫磺回收电源、原料预处理单元、脱硫单元、脱水单元以及其他辅助生产措施，如硫磺成型单元、污水处理单元、蒸汽供热单元、火炬放空系统、供电供水系统。

脱硫单元采用甲基二乙醇水溶液作为硫剂脱除天然气中的H2S。

回收电源采用三级催化转化常规吉斯特工艺使醇气中的H2S转化为为硫磺，收率达到95%以上。

河流天然气经过装置过滤分离处理后进入脱硫塔，40%左右的MDEA水溶液脱除天然气中的H2S和部分CO2，脱硫塔顶部湿净化天然气送至脱水装置，经过TEG脱水后外输。

吸收H2S的MDEA溶液经过再生塔再生所得的醇气送至硫磺回收单元处理，制成硫磺。

该装置含硫天然气经过处理后外输，天然气中的H2S含量小于10mg/m3，水露点低于-50C。

H2S的物化性质：

无色可燃气体，有臭鸡蛋味、剧毒，分子质量为34.08，相对密度为1.19，易溶于水，可燃上限为45.5%，下限为4.3%，可与许多金属离子作用生成不溶于水和酸的硫化物沉淀。

是制取硫磺和硫化工产品的原料。

本场含硫原料气中硫化氢含量在27%—30g/m3。

形成酸气中的H2S含量为30%左右。

主要分布在原料气的预处理区、脱硫区。

酸气再生区、硫磺回收装置。

该净化厂设计每年运行8000h，每天处理含硫天然气30×Nm3/d没那么原料气进厂压力为3.92MPa，温度为10—200C，商品其中含H2S小于10mg/m3,水溶点为0—50C，副产品硫磺17—68t。

4.2工艺参数及流程

4.2.1技术指标

硫磺：

一级合格率100%（GB2449-1992）

水露点：

-50C

净化气：

H2S含量<=20mg/m3（GB17820-1999）二类

三废排放标准：

环境污染排放一级乙项排放标准（1119-352）

废水：

外排水合格率100.00%（GB8978-1996）无废渣

4.2.2

进厂压力：

3.8-3.92MPa燃料气耗量：

270m3/d

出厂压力：

3.65-3.8MPa燃料气温度：

33.610C

进厂原料气温度：

24.80C湿净化分离器液位：

32.5%

吸收塔压差;11-97KPa闪蒸塔液位：

50%

吸收塔液位：

50%

MDEA循环量21m3/h

贫MDEA进塔温度37.6℃

富MDEA出塔温度41.66℃

富MDEA去再生塔温度94.57℃

贫MEDA出再生塔温度119.7℃

闪蒸罐温度0.59MPa

4.2.3化学药品消耗

名称

用途

一次投入量

年耗量

甲基二乙醇胺（MDEA）

脱硫溶剂

18t

13.2t

三甘醇（TEG）

脱水剂

9.43t

10t

硅酮阻泡剂（ks-60k）

消泡剂

19kg

缓蚀剂（cz4-34A）

循环水缓蚀剂

840kg

缓蚀剂（cz4-38B）

循环水缓蚀剂

840kg

氯化钠（Nacl）

制软水

20t

4.2.4设计能耗指标

名称

单位

耗量

水

T/万方原料气

4.5

电

Kwh/万方原料气

123.4

气

方/万方原料气

71

4.2.5工艺流程（见图纸四、五）

原料气经过分离器和过滤分离器出去固体和液体杂质后进如浮化塔内脱硫，该塔采用MDEA溶液作为脱硫剂，其中塔顶出的气体经过湿净化分离器脱除气体中夹带的少量的MDEA溶液后，天然气进入脱水塔在塔内采用TEG进行脱水，经脱水后的天然气为合格商品天然气。

在脱硫塔中的MDEA富液经闪蒸塔除去烃类物质进入过滤器后，再到再生塔，利用水蒸气加热再生成贫MDEA溶液，而MDEA溶液闪蒸出的天然气经过酸液分离器，脱除夹带的H2S后，分离出的MDEA溶液与再生后MDEA溶液一同泵送到脱硫塔内闪蒸罐过滤器后加热再生成贫TEG溶液，在泵送到脱水塔脱硫。

经酸气分离出的H2S气体注入酸气分离器后，再经过反应炉预热（水蒸气），加热生成SO2与H2S反应生成单质硫。

、冷却后得到硫磺。

其中水蒸气来自锅炉另一部分来自生成的H2O（g）。

在硫磺生成过程中，采用三级再热，三级转换，四级冷却，五级回收流程。

生产过程中产生的尾气一部分直接山稍后排入大气，另一部分在灼烧炉灼烧后，利用尾气检测仪检测后通过85m搞的烟囱排入大气。

4.3主要设备

（1）凝结水分离器

耐压试验压力：

0.60MPa最高压力：

0.30MPa

设计温度：

163°C设计压力：

0.48MPa

（2）过滤分离器

容器类型：

Ⅱ设计压力：

4.4MPa

最高工作压力:

4.0MPa耐压试验压力：

5.5MPa

设计温度：

40°C介质：

含硫天然气

容积：

1.6m3

（3）卡箍式开关盲板

设计压力：

6.4MPa最高工作压力：

5.9MPa

试验压力：

8.2MPa设计温度：

0~50°C

（4）卧式重力分离器

设计压力：

4.4MPa最高工作压力：

4.0MPa

试验压力：

5.5MPa容器类型：

Ⅱ

设计温度：

60°C产品标准：

GB150-1998

（5）闪蒸塔储液罐

试验温度：

80°C试验压力：

0.87MPa

容器重量：

3287Kg

（6）胺富液过滤器

设计压力：

0.95MPa设计温度：

60°C

设备重量：

490Kg

（7）酸质分离器

设计压力：

0.29MPa试验压力：

0.363MPa

设计温度：

40°C容积：

2.68m3

（8）燃料气罐

容器类型：

Ⅱ设计压力：

0.60MPa

允许工作压力：

0.4MPa试验压力：

0.4MPa

试验压力：

0.75MPa设计温度;40°C

（9）TEG脱水塔

设计压力：

4.01MPa设计温度：

60°C

试验温度：

60°C试验压力：

6.10MPa

型号：

RZZ009

（10）三甘醇溶液循环泵

型号：

IBZ-00217额定电压：

220V

额定电流：

10A防爆标志：

EXdⅡB76

（11）泵

型号：

3540~115163柱塞直径：

40mm

输送介质：

三甘醇往复次数：

95min-1

介质温度：

140°C电动机功率：

55KW

理论流量：

175m3/h

（12）尾气灼烧炉

规格：

1800×12重量：

3680Kg

（3）

（4）

（5）

（6）

（7）

（8）

（9）

（10）

（11）

（12）

（13）硫磺捕集器

设计压力：

0.04Mpa（内层）0.7Mpa（夹套）

实验压力：

0.1Mpa（内层）0.06Mpa（夹套）

设计温度：

220℃（内层）240℃（夹套）

进口压力：

0.02—0.1Mpa

介质：

含H2S、SO2、H2O。

（14）离心机

型号：

∠BZ-0.021ZA防暴标志：

EXdⅡBT6

额定电压：

220V额定电流：

10A

（15）MDEA再生回流泵

型号：

∠BZ-0.021ZA额定电压：

220V

额定电流：

10A

（16）浮头式换热器

设计压力：

1.6Mpa最高工作压力：

1.5Mpa

容器类别：

Ⅱ耐实验压力：

2.2Mpa

设计温度：

220℃

（17）MDEA容器过滤泵

型号：

∠BZ-0.021ZA额定电压：

220V

额定电流：

10A

（18）一、二、三级反应器

设计压力：

0.35Mpa温度：

400℃

类别：

Ⅱ容积：

48.537㎥

重量：

3860㎏

4.4控制及仪表

站内采用DCS分散性控制系统及高级孔板流量计。

DCS系统主要有现场控制站、数据通讯系统、入机接口单元、机柜、电源等组成。

硬件系统在恶劣的工作现场具有较高的可靠性，维修方便，工艺先进。

底层汉化的软件平台具有强大的处理功能，并提供方便的组态复杂控制系统的能力与用户自主开发专用高级控制算法的支持能力。

五、遂宁轻烃站

5

5.1基本情况

回收装置处理量为10×104Nm3/d，建成于1994年5月，原料气的主要来源是磨化气田和遂南片区非含硫气井的天然气，外输气供遂宁市工业生产和居民生活用气，它采用膨胀机制冷工艺从天然气中分离回收丙、丁烷等产品。

丙烷纯度达98%以上，丁烷纯度可达95%以上。

该轻烃回收装置集低冷高热高压为一体，是安全消防重点管理区域之一，本装置采用正增压，即先增压再膨胀。

危险源提示：

天然气、丙烷气（C3H8）、丁烷气（C4H10）、液化气、蒸汽、高温、低温。

5.2工艺参数及流程

5.2.1工艺参数

5.2.1.1预处理系统

原料分离器

液位（%）

0

分子筛干燥器

再生出口温度（℃）

≥200

冷吹出口温度（℃）

<40

粉尘过滤器

进出口压力（MPa）

<0.05

在生气分水器

液位（%）

0

低温分离器

温度（℃）

>-60

液位（%）

40-60

5.2.1.2增压透平膨胀机巡回检查系数

增压机

入口压力（MPa）

1.15-1.7

供

气

系

统

供油压力（MPa）

<1.0

出口压力（MPa）

1.35-1.9

供油温度（℃）

4.3

膨胀机

入口压力（MPa）

1.3-1.85

油筒温度（℃）

15

入口温度（℃）

-50

双铜过滤器压差（Mpa）

0.1

轴承温度

进口（℃）

25-50

密封气

压力（MPa）

0.05

出口（℃）

<70

5.2.1.3精馏系统巡回检查系统

脱乙烷塔

重沸器温度（℃）

18±2（冬）

冬

重沸器液位（%）

22±2（夏）

夏

40-60

脱丙烷塔

重沸器温度（℃）

150±2

液化气

117±2

丙丁烷

重沸器液位（%）

40-60

重沸器压力（MPa）

0.9

液化气

1.65

丙丁烷

脱丁烷塔

重沸器温度（℃）

135±5

丙丁烷

重沸器液位（%

40-60

丙丁烷

重沸器压力（MPa）

0.7

丙丁烷

产品换热器

产品换热器温度（℃）

<40

5.2.2工艺流程（见图纸六）

原料气经过分离器分离出杂志后，再经过粉尘过滤器净化，然后在分子筛过滤器中再一次把粉尘过滤掉，同时分子筛干燥剂对其进行脱水，产生较为洁净的气体。

经贫富液换热器致冷后，气体进入低温分离器，分离出气液两相，气相进入涡轮膨胀机，由于在进入换热器前不在膨胀机中增压，此时气相在膨胀机中降压、降温，然后进入脱乙烷塔，而液相则在换热器中冷却后进入脱乙烷塔，从脱乙烷塔底部所得的液相进入脱丙烷塔，在脱丙烷塔得到的气相产物即为丙烷（LPG），液相产物则由泵送入脱丁烷塔，在脱丁烷塔分离出丁烷和轻油。

5.3主要设备

原料分离器、分子筛干燥器、加热炉、粉尘过滤器、低温分离器

压气机、换热器、膨胀机、脱乙烷塔、脱丙烷塔、脱丁烷塔

轻烃储罐（共7个）

5.4控制及仪表

站内采用DCS分散控制系统，有DCS1井机，DCS2井机。

5.4.1轻烃回收装置安全操作规程

5.4.1.1开车程序

（1）检查外部公用系统（水、电、蒸气、仪表风）

（2）检查内部条件是否具备通知配气站注意外轴压力、导通流程

（3）设备启动

（4）启动膨胀机的润滑系统，注意调节压力、温度

（5）开启循环水

（6）开启仪表风

（7）通知锅炉房送5-6kg/cm

的蒸气

（8）开原料气阀门，然后缓慢打开压力端阀门

（9）按复往调节阀打开

（10）缓慢开启涡轮端阀门，然后开启涡轮出口阀门，使其轴端定在1000rad/min，停2至5min，2000rad/min停2至10min。

（11）调整各点参数，主要是密封气压力、温度、润滑油压力、温度

（12）基本平稳后，进行分子筛再生

（13）出现液位之后，调整精馏撬动压力、温度、液压

5.4.1.2停车程序

（1）通知配气站注意外输压力

（2）缓慢关涡轮进出口阀门等

（3）停风机、燃料气系统

（4）调整精馏撬的液位、温度、压力

（5）约10min后，轴承温度为40摄氏度，开始停润滑油泵

（6）通知公用系统停送水、电、燃气

（7）记录此时设备详细状态

5.4.1.3紧急停车事故的处理

（1）关闭涡轮端进口阀门，关闭压气机端进出口阀门。

（2）关闭原料气源，通知配气站注意外输。

（1）停止燃料气外输系统。

（2）保持设备的静止状态，保持液位、温度、压力，等待来电。

六、青白江新站

6

6.1基本情况

该站建成投产于1999年1月，占地面积为7500㎡，是一座功能齐全，现代化程度较高的大型枢纽配气站，处于四川气田北干线的交汇点。

每天输气量约为300万立方米