第一组实习报告.docx

1、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3128.6m4475.0m，射开层位有寒武系、奥陶系、阳二2、长兴、飞一组、

2、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2.743104m3,。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34.5 Mpa，油嘴2mm连开日产气1.5104m3，日产水4 m3，H2S含量19mg/ m3,.截止到2011年5月底累计产气13922.65104m3，产水35948 m3,。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70

3、00 m3/d，其中产水3 m3/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4.3 Mpa。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）；

4、规格尺寸：600223444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：2.80 m3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

5、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2m的所有颗粒，99%的脱除小到0.5m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 2.54Mpa 压差 40000Pa 压力表 016 Mpa 分度值 0.2 Mpa（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（420 Mpa）、费希尔调压阀（2.71.5 Mpa）。二、 磨溪集气总站1 2

6、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

7、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 = 125104Nm3/d检修时：q = 80104Nm3/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

8、26；冬季891. 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：800222372 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

9、：-2080 型号：Z43SA（3） 弹簧式安全阀公称通径：DN50 压力等级：56.4Mpa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：428649216 设计压力：6.4Mpa 试验压力：8Mpa 容器重量：1320kg（6） H2S测量仪 电压：1030v 功率：4w 测量范围：0280106 防爆范围：Zdcr6（7） 分离器 型号：RD446 设计压力：6.5Mpa 最高

10、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：6.28 Mpa试验压力：7.85 Mpa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10 ppm以下（10） 干粉灭火器型号：MFZ8 1.2MpaMFZ35 1.5Mpa（11） 双作用式节流截止阀：型号：KSJ41Y公称压力：6.3 Mpa 公称通径：DN50 使用温度：-29至139（12） 储备缓蚀剂容器：规格：800222824类别：类设计温度：50设计压力：6.4Mpa试验压力：6.0M

11、pa2.4 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200104 m3。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

12、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 200104 m3 /d（2） 日输石油当量 12万吨（3） 最高允许工作压力6.4 Mpa（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

13、田水罐等设备。（1） PN4.4 PN400卧式清管器设计压力：4.4Mpa 最高工作压力： 4.4Mpa 容器类型：耐压试验压力：5.5 Mpa产品标准：GB150-1998规格：550125100容器净重：1575kg设计温度：80容积:0.9m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：50.5 kgf /cm2容积：2.2m重量：2500kg容器类型：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

14、气净化厂80104Nm3/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80104Nm3/d，于1994年2月投产，1997年经过扩厂改造，现处理量为85104Nm3/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。50104Nm3/d净化装置是在80104Nm3/d装置西侧建成的一套处理能力为50104Nm3/d的脱硫、脱水装置，并折除80104Nm3/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

15、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

16、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30Nm3/d没那么原料气进厂压力为3.92MPa，温度为10200C，商品其中含H2S小于10mg/m3,水溶点为050C，副产品硫磺1768t。4.2 工艺参数及流程4.2.1 技术指标 硫磺：一级合格

17、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：24.8 0C 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 4

18、1.66 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 0.59MPa4.2.3 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18t13.2t三甘醇（TEG）脱水剂9.43t10t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20t4.2.4 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714.2.5 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

19、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

20、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：163C 设计压力：0.48MPa（2） 过滤分离器 容器类型： 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：40C 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

21、工作压力：5.9MPa 试验压力：8.2MPa 设计温度：050C （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： 设计温度：60C 产品标准：GB150-1998（5） 闪蒸塔储液罐 试验温度：80C 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：60C 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：40C 容积：2.68m3（8） 燃料气罐 容器类型： 设计压力：0.60MPa 允许工作压力：0.4MPa 试验

22、压力：0.4MPa 试验压力：0.75MPa 设计温度;40C（9） TEG脱水塔 设计压力：4.01MPa 设计温度：60C 试验温度：60C 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：EXdB76（11） 泵 型号：3540115163 柱塞直径：40mm 输送介质：三甘醇 往复次数：95min-1 介质温度：140C 电动机功率：55KW 理论流量：175m3/h（12） 尾气灼烧炉 规格：180012 重量：3680Kg （3） （4） （5） （6） （7） （8） （9） （10

23、） （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：0.020.1Mpa介质：含H2S、SO2、H2O。（14） 离心机型号：BZ-0.021ZA 防暴标志：EXdBT6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： 耐实验压力：2.2Mpa设计温度：220（17） MDEA容器过滤

24、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： 容积：48.537重量：38604.4 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10104Nm3/d，建成于1994年5月，原料气的主要来源是

25、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）-60液位（%）40-605.2.1.2 增压透平膨胀机巡回检查

26、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（）705.2.1.3 精馏系统巡回检查系统脱乙烷塔重沸器温度（）182（冬）冬重沸器液位（%）222（夏）夏40-60脱丙烷塔重沸器温度（）1502液化气1172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（）1355丙丁烷重沸器液位（%40-60丙丁烷重

27、沸器压力（MPa）0.7丙丁烷产品换热器产品换热器温度（）405.2.2 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

28、、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，

29、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