*斋桑区块天然气处理及外输方案***天然气输气管道工程西起*共和国东*州斋桑区块萨雷布拉克（Sarybulak）构造主产区油气处理厂，东至中国***自治州*地区*县托普铁热克镇北约6km的哈拉苏村的*LNG工厂西南角的计量末站，线路全长约110km，其中境外部分约85km，境内部分约25km。

线路全线站场包含境外的油气处理厂首站（Sarybulak）、麦哈布奇盖（Majkapchagaj）边境计量站，境内的*边境发球区、*LNG工厂末站。

本说明仅包含境外部分85km管线与地面集输处理工艺站场和外输工艺的说明和工程费的故算。

本工程的建设范围为该管线的*共和国境内部分，全部在东*州斋桑市境内大致沿已建道路敷设，线路沿线地貌为冲积平原，地表植被以中温带干旱区草原牧场为主，部分地区为农耕地。

其中长输管道管径为DN400、设计压力为7.0MPa、设计温度40℃，设计输量：150×104m3/d（最大200×104m3/d），包含油气处理厂首站、3座线路自动截断阀室、边境计量站和85km长输管道线路。

线路沿线有M-38主干道、通往边境麦哈布奇盖镇的道路和其他道路，道路依托条件良好。

1、气田油气处理根据天然气的组分及下游LNG的要求，天然气的预处理应包括以下四个部分：脱氧至含量为0，脱碳至50ppm，脱水至1ppmv，脱除汞至0.01g/m3。

1.1 天然气脱氧天然气脱氧的工艺主要包括以下三种：（1）化学除氧法：在气体中加入一定量的化学除氧剂，将天然气中的氧气消耗掉。

通常采用Na2S2O3或FeSO4。

（2）固体除氧剂法：采用固体除氧剂，将天然气中含有的微量氧气去除。

该工艺通常适用于氧气含量不高于1000ppm的工况。

脱氧剂失效后可以通入含有氢气的气体进行再生。

（3）加氢还原法：在天然气中加入一定量的氢气，并使混合气体通过装有铂催化剂的固定床层，使氢气和氧气发生化学反应生成水，从而将气体中含有的氧气去除。

根据本工程的特点，为操作简单，采用化学除氧法，除氧剂采用Na2S2O3。

流程如下：原料气由塔底进入脱氧塔，与由塔顶进入的Na2S2O3溶液逆流接触，将天然气中的氧气脱除。

为保证脱氧的效果，采用吸收剂过量的方法，并连续添加。

污水中仅含油少量的Na2SO4，排至采出水处理系统进行处理。

1.2天然气脱碳为防止液化时CO2在冷箱中结冰,堵塞缠绕管，原料气在脱碳单元中CO2的摩尔浓度从500ppm降至50ppm。

天然气脱碳采用胺法（甲基二乙醇胺）脱碳工艺，主要包括天然气脱碳和溶液再生及配制两部分。

脱碳溶剂采用甲基二乙醇胺（MDEA）溶液，采用脱盐水配制溶液浓度为35%（W/W）。

进装置区天然气CO2含量500ppm。

天然气脱碳部分流程：含碳天然气经重力分离器、过滤分离器后，进入MDEA吸收塔的下部，与由塔上部进塔的MDEA贫液逆流接触，天然气中的二氧化碳组分被MDEA贫液吸收进入液相从而脱除；MDEA溶液的循环量为2000kg/h。

脱碳后的湿净化天然气自塔顶经净化气分离器分离、捕集出携带的少量脱碳溶剂后进入脱水单元。

吸收含碳天然气中酸性组分的MDEA富液自塔底排出，经MDEA富液管线上设置的吸收塔底液位调节阀节流降压后，进入闪蒸罐闪蒸和气液分离，依次进预过滤器、活性碳过滤器和后过滤器，进行再生之前的溶液净化。

闪蒸罐分离出的闪蒸气进入火炬系统。

MDEA溶液再生及配制部分流程：过滤净化后的MDEA富液进贫富液换热器，与来自再生塔再生后的MDEA贫液进行逆流换热，对贫液进行冷却。

换热后的MDEA贫液温度降低至57℃；MDEA富液温度则升高至95℃后由再生塔上部进塔，在塔内热动力推动下解析出吸收的天然气的酸性组分从而降低其酸气负荷，恢复脱碳活性成为MDEA贫液后由再生塔下部出塔，解析出的酸气由塔顶放空。

贫液出塔后先经溶液循环泵升压至1.20MPa后经过贫富液换热冷却，并经贫液空冷器进一步冷却后再次进吸收塔和闪蒸罐顶部循环利用。

1.3 天然气脱水原料气中含有水分，在一定条件下会形成水化物，因此，原料气中的水汽必须脱除到符合加工要求。

常用的天然气脱水方法有甘醇吸收和固体干燥剂吸附两种方法。

甘醇吸收法中常用的吸收剂为TEG，采用气提再生时，干气的露点可以达到-30o C，不能满足深冷回收凝液的要求而被否定。

固体干燥剂吸附法根据所选用吸附剂的不同。

天然气脱水所能达到的最小露点也不一样，见下表。

表1.3-1 固体干燥剂吸附法脱水比较表吸附法脱水材料有许多种，其中分子筛应用最为广泛，采用不同吸附剂的天然气脱水工艺流程基本是相同的，装置可以互换，无需特别的改动，但脱水效率有所不同。

分子筛吸附脱水的原理为气体中的水吸附至固体分子筛干燥剂上，从而将水脱除。

分子筛干燥剂基本上可除掉天然气中所有的水，气体中水含量可低于0.8mg/m3，露点温度可达-90o C，可以满足天然气液化的要求。

本工程选用分子筛脱水装置，吸附剂为4A分子筛。

天然气脱水单元的流程为：经净化后的天然气进入天然气脱水装置。

为满足天然气处理的要求，天然气脱水装置采用分子筛脱水。

经脱水后的天然气经粉尘过滤器过滤后进入冷凝分离部分。

原料气干燥器采用三塔流程，其中一塔吸附，一塔再生，一塔冷吹。

分子筛干燥器的再生气和冷吹气引自经主换热器回收冷量后的干气，再生气和冷吹气经冷却、分水、增压后进入脱水单元的进口。

1.4 天然气脱汞在天然气液化装置的低温系统中,低温换热器通常采用铝合金制造的板翅式换热器。

如果天然气中含有汞,尽管其含量极微，但却会与铝反应在其表面生成附着力很小的汞齐，并在生成过程中使表面上致密的氧化铝膜脱落。

日积月累,最终引起铝合金制成的板翅式换热器腐蚀泄漏，故而危害极大。

如果物流中含水,则水就会与汞齐发生化学反应从而加快腐蚀，即：Al + Hg →Al Hg2Al Hg + 6H2O →2Al (OH) 3 + 3H2 + 2Hg天然气脱汞主要包括以下两种工艺：（1）HgSIV分子筛吸附工艺：在分子筛干燥塔中装填一定量的HgSIV分子筛，将天然气中的汞脱除。

在分子筛再生过程中，HgSIV分子筛同时被再生，脱除的汞由再生气分离器底部排出。

（2）载硫活性炭吸附工艺：由分子筛干燥器脱水后的天然气进入由上部进入新建的天然气脱汞塔，与塔内装填的载硫活性炭吸附剂接触，将汞脱除，脱汞后的天然气中汞的含量小于0.01μg/m3，满足低温换热器安全运行的需要。

由于载硫活性炭无法再生，为满足连续操作的需要，天然气脱汞塔采用两台，可以根据需要按时切换。

根据本工程的特点，采用HgSIV分子筛吸附工艺：在分子筛干燥塔中装填一定量的HgSIV分子筛，将天然气中的汞脱除。

1.5 主要工程量具体见下表2、外输管道1）输气线路（1）设计规模：150×104m3/d，最大200×104m3/d；（2）设计压力：7.0MPa；（3）管道外径：406.4mm；（4）设计温度：30℃。

本工程线路共有2处河流大中型大开挖穿越，穿越长度约为400m、57处河流沟渠小型大开挖穿越，穿越长度约为1000m、顶管穿越已建沥青路面、水泥路面道路共计8处，穿越长度约212m。

2）输气工艺由于3#井井口流动压力约为6-6.5MPa、7#井井口流动压力约为9-10MPa，根据以往经验，该压力下井口产量达到150-200×104m3/d较为困难。

作为起输压力达到交接点5.5MPa也处于临界下限状态，若上游气田压力波动或者产量波动的情况下，较难满足交接点压力要求。

另请业主核实井口压力。

根据气井压力的不同，形成以下两种方案，大项费用相差为压缩机及其配套费用。

压缩机可采用离心压缩机或往复式压缩机，根据建设区外部情况可采用燃驱或者电驱。

A：在井口压力较高的情况下，采用不增压输送，充分利用上游管道的压力。

设置清管装置，定期清管，提高管道输送效率。

计量设施设置高精度超声波流量计，并进行贸易交接计量，也提供海关部门流量数据。

B：在井口压力较低的请款下，采用增压输送，。

设置清管装置，定期清管，提高管道输送效率。

计量设施设置高精度超声波流量计，并进行贸易交接计量，也提供海关部门流量数据3）管道线路用管本工程管道采用的符合GB/ T9711.2-1999钢级为L415NB，制管方式为直缝高频电阻焊（HFW）的钢管，线路用管钢材理论总消耗量约为6800-7000t（ρ=7.83t/m3）。

4）管道防腐管道采用环氧粉末聚乙烯复合结构（三层PE）外防腐层，同时采用强制电流阴极保护法的联合保护方案。

站内埋地工艺管线采用无溶剂液体环氧防腐涂层。

站内地上管线和容器设备，选择环氧富锌底漆+环氧云铁中间漆+保温+电伴热的配套防腐结构。

本工程设置两座阴极保护站，分别是靠近处理厂首站的1号阀室（太阳能供电）和位于哈方境内麦哈布奇盖边境计量站或中方境内的*边境发球区。

5）输气站场处理厂首站（集气、处理、外输）、3座阀室（截断）、边境计量站（收球、过滤、计量、截断）。

6）自动控制管道采用全线SCADA（监控和数据采集）系统，整合全线生产运行参数（自控水平和要求因根据业主要求确定）。

7）通信本次设计的天然气管道通信部分为光纤通信，备用部分考虑为通信公网。

设有程控交换及调度电话系统、视频会议系统、工业电视监视系统、巡线抢修及应急系统，并预留与下游境外管线的通信接口，可为日后全线系统一调度控制做准备。

8）管线维抢修队伍及设备和人员依托上游区块开发单位相应设备设施。

9）线路主要工作量3、工程费估算部分1、外输管线85km及边境计量站一座，工程费约为26187万元。

2、不增压天然气处理厂一座（包含集输管道），工程费约为10300万元。

3、以上三项工程费合计36453万元（仅为设备材料采购费、安装费、建筑费），设计费约为1469万元。

4、若井口压力不满足工艺要求，采用增压工艺输送时，压缩机选型为往复式，动力为燃气电动机，配比方式为一用一备。

根据目前的工况和设备询价，则大致增加费用约为2500万元。

5、以上均为RMB。

4、建设期项目建设期项目建设期为13个月，从2010年07月至2011年08月。

建立项目筹建机构2010年07月－2010年08月基础设计2010年09月－12月详细设计2011年01月－03月施工2010年04月－06月生产准备和试运转2010年06月－07月投产2010年07月－08月注：待工艺方案确定后，可先进行管道线路的设计以便于2010年前对部分管道线路进行施工。

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