气田投产报告(审订稿).doc

气田投产报告(审订稿) 1 一、拉克拉2XX工程概述 1、气田简介克拉2XX气田位于阿克苏地区拜城县境内，气田地形变化较大，海拔一般在14001600米，气候干旱；构造位于库车坳陷北部克拉苏依奇克里克构造带中西部，是一个具有弱边底水的背斜块状深层异常高压干气气藏；xx年12月上报储委并批准的地质储量为2840108m?。 2、开发方案简介2.1油藏地质情况气藏埋深在35004100米之间，含气面积47km2。 主要含气层系包括下第三系、白垩系，气藏中部温度100，压力74.3MPa，压力系数达2.0以上，属低温、异常高压气藏；地质储量2840108m?，可采储量2290108m?，气藏甲烷（CH4）含量96.598.61%，CO20.110.74，H2S0.00.36mg/m3，天然气品质好；气田地层水总矿化度约160000mg/L左右，为CaCl2水型，Cl一含量达到100000mg/L。 2.2开发原则采用少井高产、稳产，提高气田采收率，控制产水、延长气层见水时间，提高无水采气期采收率；采用直井衰竭式开采，充分利用气田异常高压巨大的弹性能量，整个气藏采用一套开发层井网和两个产量接替层。 2.3开发井网及井数采用沿构造高部位轴线一排布井，井距为10001200m。 总井数18口，其中新井14口、老井4口。 2.4单井产能和开发指标预测初期单井产量平均为470104m3/d（最高可达700104m3/d）；在气田全面投入开发后单井产量在160420104m3/d，平均为327104m3/d，采气速度控制在4%以内。 稳产1017年，整个气田向外供气可持续至2034年。 2.5采气工程采用套管射孔方式完井，初期4口井的油管尺寸为7，采油树选用工作压力等级10000psi、阀通径6.375、内部材质为HH级、结构为Y型的整体采油树，完井管柱结构基本配置为7油管+7井下安全阀+7油管+7永久生产封隔器，接触到气体的生产套管、尾管、油管、井下工具材质采用13CrMS材质。 12.6钻井工程确定合理的套管层序及井身结构，既能满足单井高产、稳产要求，又能封住白云岩，达到安全可靠；同时给出了目的层段的泥浆密度窗口，为超高压气田钻井提供了依据；还研究设计出了适合超高压气田开发的钻井液、完井液体系及配方以及一套盐水高密度、防气窜水泥浆体系及超高压地层小间隙固井工艺技术；对管材的钢级、壁厚、扣型、抗挤抗张等参数也进行了选择优化。 2.7地面工程克拉2XX气田地面建设包括内部集输系统、中央处理厂和外输管道工程。 天然气井口节流计量后输送至中央处理厂，经分离进入6套JT阀装置进行脱烃脱水处理，处理合格的天然气输通过X 70、?1016外输管道输送至轮南首站。 33、处理装置建设目的、规模3.1建设目的对克拉2XX气田的原料天然气进行脱水脱烃处理，满足管输系统对天然气水露点和烃露点的要求后外输，同时对凝析出的凝析油和水合物抑制剂乙二醇进行稳定和再生。 3.2处理规模克拉2XX气田中央处理厂设计的正常处理能力为3000104m3/d，最大处理能力为3600104m3/d；气处理装置并列6套，单套正常处理能力为500104m3/d，最大处理能力为600104m3/d。 凝析油稳定装置1套，处理能力为100T/d；乙二醇再生装置2套，单套处理能力为11240kg/h。 44、气田采用的新工艺、新技术、新设备4.1在气田开发中前期，充分利用气田压力能，集气系统运行压力12.212.5MPa，气体不增压集输。 4.2集气系统采用单井集气、连续计量、气液混输的集气工艺，其中单井计量采用文丘里流量计或孔板流量计。 4.3集气管网系统采用抗Cl-及点蚀极强的22Cr双相不锈钢管材，站内处理湿气的非标设备采用防腐性能极强的复合钢板进行制造，极大地提升了集气系统整体防腐蚀性能，安全可靠，管理方便。 4.4湿天然气处理采用J-T阀节流致冷低温分离同时实现脱水脱烃的工艺。 4.5克拉2XX至轮南输气管道管径1016，设计压力10MPa，采用X70管材。 14.6天然气贸易交接计量采用超声波流量计，并设置标定系统。 4.7整个气田建设大型SCADA系统和光纤传输系统，对生产全过程进行监控、管理、调度、操作及安全保护，实现了井口、处理厂内各装置无人定岗值守、定期巡检的高水平和高可靠性的管理，并设置了完善可靠的ESD系统，尽量做到不放空或少放空，确保气田安全。 4.8采用国外通用的固定管板式原料气预冷器；并选用在原料气预冷器的管板处注抑制剂的方法，注抑制剂喷嘴为可调喷雾角度的高效雾化喷嘴。 4.9采用PCHGC-336-LT型高效气液聚结器，气液分离效率为99.95%；选用C 11、S15型高效液液聚结器，过滤效率为10ppm。 4.10采用带压火炬头。 55、主要工艺流程、设计参数及主要设备5.1集气系统主要工艺流程、设计参数除KL2-5井外，各气井天然气在井口节流至12.2112.51Mpa后，经孔板或文丘里流量计进行计量，由集气支线气液混输就近进入东、西两条集气干线，集气干线汇集的天然气进入中央处理厂的集气装置区。 5.2中央处理厂（CPF）主要工艺流程、设计参数5.2.1集气装置本装置接收东、西集气干线及KL25井来气，各集气管线来气（12.2MPa、48）进入汇管，汇集后天然气进入气液分离器对井口截流下的液体进行分离，然后分6路经分离、计量分别进入6套脱水脱烃装置。 采用液液分离器，重力沉降分离气液分离器排出来的液体，将油、气、水分离开，分离出的油排至凝析油罐区，分离出的水排至污水处理装置，闪蒸出的少量气体进入燃料气管线。 5.2.2脱水脱烃装置自集气装置来的原料天然气，从管程上部进入原料气预冷器。 乙二醇装置来的乙二醇贫液（85wt）通过雾化喷头成雾状喷射入原料气预冷器的管板处，和原料气在管程中充分混合接触后，与自干气聚结器来的冷干气进行换热，被冷却至约-5。 原料天然气再经J-T阀作等焓膨胀，气压降至约6.36MPa.g，温度降至约-30，再从中部进入低温分离器进行分离，以分出液态含醇液和凝析油。 干气进入干气聚结器进一步分离出夹带的少量的含醇液和凝析油，再进入预冷器壳程与原料天然气逆流换热，换热后的干气（约32，6.31MPa.g）输送至输气首站。 1从低温分离器底部出来的醇烃混合液降压至1.9MPa.g后进入醇烃液加热器，以热载体（导热油）加热至约50，再进入三相分离器进行分离。 三相分离器顶部出来的闪蒸气去燃料气系统，底部重液相流出的乙二醇富液降压至1.0MPa.g后去乙二醇再生及注醇装置进行再生；底部轻液相流出的凝析油降压至1.0MPa.g后进入凝析油聚结器，分离出少量的乙二醇液后去凝析油稳定装置。 5.2.3凝析油稳定装置自系统管线来的凝析油（1.1MPa.a、47.8）进入凝析油进料缓冲罐，分出的气体进入低压燃料气系统；分出的液相经液位调节阀减压后进入凝析油稳定塔上部。 凝析油稳定塔顶出来的气体（0.28MPa.a、47.1）进入低压燃料气系统。 凝析油稳定塔底部出来的液体（0.30MPa.a、52.3）进入塔底重沸器，加热蒸发出的气体（125）返回塔内进行传质、传热，液体由稳定塔重沸器进入稳定凝析油冷却器冷却至45，再自流入稳定凝析油罐，然后用泵送至罐区成品油罐。 5.2.4乙二醇再生及注醇装置6套脱水脱烃装置的MEG富液在系统汇集后进入MEG富液缓冲罐，缓冲罐出来的MEG富液调压后依次进入MEG富液机械过滤器和MEG富液活性炭过滤器，以除去MEG中可能存在的降解产物及杂质。 过滤后的富液经MEG贫富液换热器换热后进入MEG再生塔中部。 塔顶出来的蒸气经再生塔顶冷凝冷却器冷凝到45进入再生塔顶回流罐，经再生塔顶回流泵部分回流至塔顶。 塔底溶液进入再生塔底重沸器，汽化出的蒸气回到塔下部。 从重沸器出来的贫液经MEG贫富液换热器换热后，再进入MEG贫液冷却器冷却到45，再经MEG贫液泵送至MEG贫液缓冲罐，缓冲罐内的贫液再经MEG贫液注入泵注入脱水脱烃装置。 5.2.5输气首站上游6套脱水脱烃装置来的干气进入输气首站汇合后，分5路计量后汇集出站进入外输管道。 克拉2XX气田主要工艺流程框图见附图1。 5.3主要设备克拉2XX气田主要设备见附表1。 66、辅助系统简介6.1供热站主要由导热油炉(附有安全保护及流量监测系统)、高温主循环系统、控制柜、全自动控制系统、燃烧系统、膨胀系统、储油系统以及自动装卸油系统等部分组成，共2套，单台导1热油炉额定供热能力为6700kW。 6.2火炬及放空系统主要有气液分离器、火炬筒体、分子封、火炬头、塔架、凝液回收泵以及点火装置等部分组成，为保证火炬系统正常运行，火炬系统分别设2套点火装置，即控制室手动遥控高空点火和现场地面内传焰点火；高压火炬放空量为1500104m3/d，低压火炬放空量为2400m3/d。 6.3罐区及装车设施由2台凝析油罐（200m3/台）和3台污油罐（50m3/台）组成。 6.4燃料气系统整个燃料气系统有3.0MPa.g（高压）、1.88MPa.g（中压）、0.18MPa.g（低压）3个压力等级的供气系统，分别由高、中、低压燃料气罐送至下游用户。 供气能力为47630m3/h。 6.5空气氮气站设置3台空气压缩机，单台压缩空气最大生产能力为3726m3/h；另有1套制氮装置，最大生产能力为350m3/h。 6.6供配电克拉2XX气田以地方供电和气田自发电相结合，最高供电电压等级为110kV，配电电压等级为10KV和380V。 在气田负荷中心的中央处理厂内建设一座110kV变电所和一座装机容量为2*3550KW的自备燃气发电站，主供电源取自克孜尔水电站110kV升压站，变电所安装一台主变，变压器容量为5000kVA，所内10kV采用单母线分段接线方式，共20回出线，备用7回。 10kV电力线路至10座内部集输井场装置2回专用线路，至生活公寓单回专用线路，至水源地2回路专用线路。 中央处理厂内设4座10/0.4KV变电所和2座400V低压配电室，分别为中心变电所(2800kVA)、空氮站附设变电所(2630kVA)、控制中心附设变电所(2250kVA)、罐区装车用房附设变电所(1160kVA)和污水处理低压配电室、消防生产给水站低压配电室。 110kV变电所及自备电站内另设一台400V、800kW柴油发电机组作为应急电源。 6.7给排水克拉2XX气田天然气处理工程(即中央处理厂)给排水及消防部分依照本专业系统划分为六大系统，即6.7.1生产、生活供水系统16.7.2循环水系统6.7.3消防系统6.7.4生活污水处理系统6.7.5生产污水处理系统6.7.6气田水处理系统其中，生产、生活供水系统由水源站、中央处理厂供水站、生活公寓供水站、水源站至中央处理厂及生活公寓长输水管线组成；水源站的设计供水规模为2000m3/d，供水压力为2.5Mpa。 中央处理厂循环冷却水系统采用开敞式压力回流循环冷却系统，该系统由冷却塔、循环水池、循环水泵、循环水管道以及必要的水质处理设施组成；设计流量为300m3/h。 中央处理厂消防系统由消防主、变频稳压泵、消防水罐、消防给水管道、固定式消防水炮及消火栓等组成，消防给水系统供水压力为(0.650.75)MPa，消防用水量为50L/s，火灾延续时间为3h，则一次火灾用水量为540m3。 生活污水处理系统将厂区生活污水纳入生活公寓生活污水一并处理，设于生活公寓的生活污水处理装置设计规模为7m3/h。 生产污水处理系统将厂区内含油醇污水进行处理，满足环保指标后外输至晒水池中储存蒸发，设计规模为10m3/h。 气田水处理系统主要将原料气在井口截流后的凝结水进行处理，满足环保指标后外输至晒水池中储存蒸发，设计规模为10m3/h。 6.8分析化验室工厂化验室配备有色谱分析、干天然气水露点分析、烃露点分析、化学分析等所需的分析仪器设备，承担工厂生产过程中原料气、干天然气、乙二醇溶液、凝析油等的常规分析工作。 同时担负着新鲜水、循环水、污水等的监测和其它分析工作。 6.9SCADA系统选用Honeywell公司的SCADA控制系统，对生产过程中的参数和信息引入中控室计算机系统。 这套综合控制系统网络结构分为三层第一层为克拉2XX气田信息管理中心(终端室)，第二层为克拉2XX气田控制中心，第三层为克拉2XX气田各装置及站场控制级。 6.9.1第一层克拉2XX气田信息管理中心结构为气田信息管理中心与气田控制中心采用分布式服务器结构(Distributed ServerArchitecture)系统集成，信息管理中心由DSA专利技术数1据库服务器、Web服务器、操作站、工程师站、培训中心组成。 Web服务器采用Honeywell的eServer，实现工厂领导及各生产部门对生产的监督及管理。 6.9.2第二层克拉2XX气田控制中心由DCS、SCADA、ESD系统组成，DCS采用Honeywell公司的PKS系统，将SCADA系统、DCS系统、ESD系统、数字视频系统无缝连接。 克拉2XX气田控制中心用DCS(PKS)实现中央处理厂对集气装置、气体处理装置、输气首站和工厂辅助装置的监视、操作、控制。 ESD系统由CPF的ESD系统和井口的ESD系统组成；ESD系统采用Honeywell公司的FSC系统来实现全厂的紧急联锁、停车，该系统能满足AK6级及SIL3级(FSC1002D、FSCxxD)标准的要求。 6.9.3第三层各生产装置由C200控制器及I/O模块组成，井口装置、轮南末站、水源地等的监视、控制采用BB(Bristol Babcock)公司的ControlWav混合控制器构成，来实现工艺参数的数据采集和过程控制；6.9.4第三方独立控制器使用RS485Modbus RTU协议和SCADA系统进行通讯。 1111 二、投产具备的条件和技术、物资准备 1、通过安全、环保、工业卫生“三同时”审查及查验认可。 2、消防系统的验收检查许可。 2.1投产前，消防系统需要经过国家消防部门的验收并获得许可。 2.2投产前还需对站内外设计的防火、消防系统进行全面检查，并保证消防系统试运投产完毕。 包括消防系统（包括各种消防探头、消防机泵、消防栓、移动或者固定的灭火器等）、防火堤、消防道路、安全阀、呼吸阀、火炬和放空系统、电器设备、动力配线及仪表配线的防火、电气及仪表的防爆等级、容器及管线的防雷（防静电）接地系统等。 3、工程的检查和验收。 3.1施工结束后，由建设单位组织生产、施工、设计、监理、质检等几方对工程质量进行全面检查，各项工程质量均达到设计要求，且资料齐全，方可组织试运投产。 3.2设备及管道吹扫、清洗合格，详细核实吹扫记录。 3.3设备及管道强度试验和严密性试验符合标准规范要求，详细核实试验记录。 3.4安全阀经当地锅检所检验调校，定压达到要求；安全阀前后截断阀必须保证常开并锁住。 3.5压力容器通过当地锅检所的检查并取得压力容器使用许可证。 3.6工艺设备和管道安装符合设计要求。 3.7隐蔽工程验交合格。 3.8土建、防腐、保温、涂色符合设计要求。 3.9仪表安装调校达到设计要求。 3.10自控系统符合工艺过程控制及安全保护的设计要求。 3.11电气安装达到设计要求。 3.12单机试运合格。 3.13流量计、温度计、压力表经法定部门标定，达到设计要求。 4、装置氮气置换天然气与空气混合，在一定浓度范围内将形成爆炸混合物，因此与天然气接触单元都应用需用氮气进行空气置换，避免发生危险。 具体置换方案见方案附件1。 5、技术准备5.1制订和批准投产方案。 试运投产前由生产运行处组织相关部门对生产运行单位制订提交的投产方案进行审查和讨论，生产运行单位根据审查意见进行修改直至获得批准。 15.2制订和批准应急预案。 试运投产前由安全环保处组织相关部门对生产运行单位制订提交的应急预案进行审查和讨论，生产运行单位根据审查意见进行修改直至获得批准。 5.3演练投产方案和应急预案。 投产前生产运行单位至少组织2次演练，达到所有生产运行人员熟练掌握投产方案和应急预案内容的目的。 5.4制定完备的操作规程，通过培训和演练使生产运行人员熟练掌握。 5.5生产运行人员应提前进行岗位技术培训和安全培训，熟练掌握各专业的技术，经考试合格取得“三证”（岗位操作证、安全上岗证、压力容器操作证）者方可上岗。 5.6投产前要达到“三标”验收的要求。 岗位责任制、操作流程图、巡回检查路线图、操作规程等要制板并悬挂。 5.7对设备、仪表阀门、管线进行挂牌或者喷涂等标识和标记工作。 5.8完成各种运行报表、值班记录本的编制和印刷工作。 6、机械设备准备指挥车2台巡检车2台吊车1台注醇车1台（配备甲醇、乙二醇罐各一个）电焊机4台防爆对讲机10对消防车2台蒸汽车1台救护车1台便携式可燃气体/含氧量H2S检测仪6台 7、投产物料准备7.1投产前要完成投产物料的配备和储备工作，包括甲醇、乙二醇、热媒油等生产用料，以及各种常用工具、通讯设备和常用消耗料、设备专用工具等。 7.2站内备好消防器材、工用具。 7.3分析室备好分析药品、取样工具，做好分析准备。 1 三、安全常识及安全保证措施 1、概要天然气处理厂最大的危险是由于天然气泄漏而引发的火灾或爆炸，天然气很容易与空气混合形成爆炸混合物，爆炸极限为5%15%。 投产前的试压、气密性测试对于检测和防止装置各处的泄漏是非常重要的，所有的泄漏点在投产前应予以清除。 不适宜的操作条件会给设备、材料造成负荷，其条件可以是压力，温度，腐蚀或机械损伤，当然还有机械应力，振动，热膨胀等。 由于操作或维修维护不当，会导致设备或管线的超负荷工作，从而引发泄漏或火灾爆炸事故。 因此，第一要避免误操作或操作不当；第二要随时监测是否有可燃气体泄漏的情况。 在高度重视预防火灾或爆炸事故的同时，同样应高度重视由于其他原因引发的事故，例如触电、机械伤害、高处坠落，由于误操作导致装置的损害等。 主控室是整个处理站的核心部位，操作人员必须了解各种参数的设定值和报警值，并能在听到报警后立即做出反应，正确及时进行处理，以避免事故发生。 整个处理厂从设计到施工、以至完工验收，经过层层把关，因此，只要工艺参数如温度，压力，流量等工作在指定范围内，整个工艺是安全的，不会产生任何危险。 所有的事故都是可以预防的，必须认真分析和消除事故隐患、严格遵守投产方案。 2、超压保护处理站整套装置的各个设备根据工艺流程设定不同的操作压力值，压力值通过自动调节阀进行控制，保持在设定的范围内。 紧急情况下可以在主控室远程控制或现场人工手动控制。 为了防止自动调节阀失灵或由于其他原因导致的高压，相应的容器设备均安装了一个或两个安全阀进行泄压保护。 3、超低温（防冻、防水化物）保护为了防止天然气在JT阀处由于节流膨胀导致温度下降进而形成水合物，采用注醇措施。 另外配备保暖的劳保用品，防止操作人员在操作时冻伤。 4、可燃气体及有害气体的排放本装置设有两套高压放空火炬和一套低压放空火炬，紧急放空以及不合格的可燃气体都1通过火炬进行燃烧排放。 乙二醇再生系统产生的有害尾气通过装置区的灼烧炉灼烧后外排。 5、防止火灾和爆炸事故本装置处理的天然气以及燃料气、凝析油等均是易燃易爆品。 当与空气接触或混合到一定浓度时就存在发生燃烧或爆炸的隐患，因此应杜绝各类处理容器以及管道与空气接触，消除事故隐患。 如管线、场站用天然气置换空气、泄漏，敞口排放可燃气体，当可燃气体与空气混合时，在燃烧之前可能会发生爆炸。 该装置在经压力试验、吹洗合格后，为了防止系统内形成可爆炸的混合气体体系，要及时对各容器、可燃流体的管道管线用氮气进行置换，置换气体排至大气，排出端检测氧含量，低于2%时，再保持原速度持续5min，置换合格，置换完毕后的隔离系统的氮气压力略高于大气压力。 当用天然气缓慢地置换系统中的空气时，天然气的流速应限制在5m/s范围内。 6、人身安全人身安全的最好保护方法是本质安全，即整个装置区没有危险隐患。 其次，是消除事故隐患，防止任何危险情况的发生。 场区内严禁烟火，避免使用任何能够产生火花或静电的设备和工具；在正常情况下，工艺装置区的空气中应该没有天然气，当出现泄漏时应立即采取相应的措施（堵塞或修补），保持头脑清醒，避免事故发生；从事任何工作前，要弄清环境的情况，如在进入容器之前，应将容器连接的管线堵死，对容器内部的气体要进行检测，尤其是空气中（容器中）天然气含量的情况，符合安全后方可进入容器内部。 第 三、是要佩戴好个人安全防护用品，进入场区人员要穿不带铁钉的防静电工鞋和防静电工服，正确佩戴合格的安全帽，必要时，要带上防毒面具。 7、危险物质简介本装置的主要危险物质是天然气、凝析油、乙二醇、导热油和甲醇，介绍如下7.1天然气主要成分甲烷（CH4），是无色、无臭气体，相对分子量为16，相对空气密度为0.55，闪点-188，爆炸极限5.3%-15%，自燃温度538，极易在空气中扩散形成爆炸性混合物，遇明火、高热均能引起燃烧爆炸。 由于天然气在喷射过程中气流速度大，又含有部分杂质，因而更容易产生静电火花而爆炸。 7.2凝析油是由不同比例的丙烷、丁烷、戊烷及比这些更重些的馏分组成，一般少含或不含乙烷或甲烷。 自燃点约250，爆炸极限约为1.4%-7.6%,是危险的易燃易爆品，避免与1高热，火花，火焰及各类火源接触。 接触会引起眼睛、皮肤黏膜刺激，大量吸入会引起头痛、恶心，昏迷及呼吸系统影响。 眼睛接触需用大量清水冲洗，皮肤接触可用肥皂水清洗。 着火时需用水雾、泡沫或干粉，水或许不能灭火但能冷却着火容器。 7.3乙二醇分子式是C2H6O2；为无色、无臭、有甜味、粘稠液体；分子量62.07，闪点110，沸点197.5，与水混溶，可混溶于乙醇、醚等；相对密度(水=1)1.11；相对密度(空气=1)2.14，属低毒类。 遇明火、高热或与氧化剂接触，有引起燃烧爆炸的危险。 若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。 燃烧(分解)产物为一氧化碳、二氧化碳。 一般不需要特殊防护，高浓度接触时可佩带自给式呼吸器。 必要时戴安全防护眼镜、穿工作服、戴防化学品手套。 7.4导热油T-55主要成分是C14-30烷基苯衍生物，黄色透明液体，有特殊气味。 比重0.8630.901（25）沸程340390（1,013hPa），沸点351（1,013hPa）闪点177，燃点218，自燃点343，对眼睛有中度刺激作用。 对皮肤有中度刺激作用。 如果被吸收，只有轻微毒性。 在正常接触条件下，不会对健康产生明显的负面影响。 皮肤眼睛接触需立即用大量清水冲洗。 有害燃烧产物二氧化碳、一氧化碳（CO）、灰、烟、烃。 灭火剂雾状水、泡沫、干粉或二氧化碳。 本品未被归类为阻燃导热油。 必须采取防护措施避开点火源。 7.5甲醇分子式C-H4-O；无色、透明、高度挥发、易燃液体。 略有酒精气味；分子量32.04，相对密度0.792(204)。 熔点-97.8。 沸点64.5。 闪点12.22。 自燃点463.89，蒸气与空气混合物爆炸下限636.5%；能与水、乙醇、乙醚、苯、酮、卤代烃和许多其他有机溶剂相混溶。 遇热、明火或氧化剂易着火，遇明火会爆炸。 甲醇中毒出现剧烈头痛、恶心、呕吐、视力急剧下降，甚至双目失明,意识朦胧、谵妄、抽搐和昏迷，最后可因呼吸衰竭而死亡。 储运条件注意轻装轻卸，防止容器破损，避免日光曝晒，严禁接触火源。 夏天高温季节早晚运输。 储存于阴凉、通风的易燃液体库房内，与氧化剂隔绝，远离火源，炎热气候采取通风降温措施。 如泄漏，首先切断所有火源，戴好防毒面具与手套，用水冲洗，对污染地面进行通风处理。 8、投产安全保障8.1人员保障现场设立投产保驾和后勤保障小组（见第九部分投产组织指挥及实施机构），小组在火情或灾情发生时能立即到位，按程序对事故进行处理，保护装置，将事故损害减少到最小。 8.2安全设施保障1现场设24小时值班泡沫（干粉）消防车2台。 所有按设计要求的灭火器（机）均已摆放到位，并且经过检验；消防系统提前试运，保证装置投产时消防系统处于完好待命状态。 配备防毒面具，正压式呼吸器，防火服，可燃气体探测仪，急救箱等急救品。 现场需配备一辆救护车。 8.3安全保障及规定8.3.1所有参加投产人员必须树立“安全第一，预防为主”的思想，不违章指挥，不违章操作。 8.3.2所有投产人员均应服从投产领导小组指挥，按指挥组的指令行动。 8.3.3对参加投产人员进行详细技术、安全交底，达到岗位明确，职责清楚。 8.3.4参加投产人员必须能够熟练使用各种消防设施。 8.3.5装置区内设有醒目的各种安全警示牌，标有逃生路线。 8.3.6装置投产时应扩大警戒范围、设立警示标志，处理站围墙外300米内无关人员需撤离，同时禁止无关人员和车辆通过。 8.3.7天然气放空时，设置警戒区，范围为放空管周围300米。 8.3.8全线各放空管、火炬点火设施提前检查测试，保证完好。 8.3.9投产期间严禁无关人员进入站场，现场工作人员应穿防静电服装、戴安全帽及佩戴胸卡。 8.3.10所有进入现场人员严禁携带火种及各种易燃易爆品，现场操作需使用防爆工具，严禁在现场吸烟。 8.3.11进入现场人员必须关闭呼机、手机等，现场通讯需使用防爆对讲机。 8.3.12现场安装的安全阀、压力表及报警探头等应检定合格并在有效期限之内。 8.3.13各接地电阻均已进行检测并符合要求。 8.3.14投产时可燃气体浓度报警仪必须投入使用，随时检测是否存在可燃气体泄漏。 8.3.15天然气易聚集厂房的防爆轴流风机必须处于运行状态。 8.3.16管线阀室检查时二人同时在场，必须先用便携式可燃气体检测仪测试（氮气、天然气置换合格标准都为含氧量低于2%），确认安全后方可一人进入，检查人员应配有防爆手电筒，并保持联系。 8.3.17天然气进入管道后，如发现严重漏气必须在500米范围内熄灭一切火源、电源，并立即关闭上、下游阀门切断气源。 18.3.18暂不投用的管线宜在阀后应加法兰盲板盲死。 8.3.19投产前的全线检查。 -检查落实投产组织和站场人员配备。 -检查落实投产用各类物资及装备。 -检查落实投产临时工程及补充措施。 -检查阀门开关状态。 压力表、安全阀前控制阀，必须处于打开状态。 1 四、投产前的工程检查、整改和保养 1、总体检查1.1阀门、阀件密封性是否完好，是否已进行阀杆和阀腔维护保养，阀门的操作是否灵活好用，装置8字盲板处于正常位置，所有临时盲板已折除，所有阀门应处于关闭状态。 1.2现场测量、控制仪器仪表是否能正确上传信号和执行中央控制系统操作指令。 1.3静设备的安全附件、内构件、填料等是否安装到位，动设备动力电源已正确接至本单元，润滑油是否加装，冷却水路是否畅通。 1.4天然气装置氮气充填，保持正压。 1.5消防设施、电气照明是否到位，灵活好用。 1.6通讯工具是否完好畅通。 1.7检查接地系统是否可靠。 1.8伴热、保温设施是否安装完毕，正常待用。 1.9检查阴保系统是否完好，并且恒电位仪投入运行。 1.10检查空调、热水、排风等辅助系统是否完好，并且投入使用。 2、各装置检查2.1KL2-3/ 7、KL205及东、西干线（见附表2）2.2集气单元（具体阀位检查见附表3）准备计量孔板，专用工具。 2.3脱水脱烃单元（具体阀位检查见附表4）备用聚结器滤芯，红外线测温仪，取样器。 2.4凝析油稳定单元（具体阀位检查见附表5）准备取样器。 2.5乙二醇再生和加注单元（具体阀位检查见附表6）备用过滤器滤芯。 2.6燃料气单元（具体阀位检查见附表7）12.7外输首站（具体阀位检查见附表8）准备计量孔板，专用工具。 2.8外输管线经巡检人员现场检查管道敷设符合设计要求，阀室工艺管道安装正确，阀门处于正常状态。 2.9生产消防系统（具体阀位检查见附表9）检查泡沫是否符合要求。 2.10变配电系统检查、确认所有电气设备、线路完好可用，安全措施到位；所有开关处于正常位置。 2.11自动控制系统检查、确认自动控制系统正常并可投运。 2.12通讯系统经有关部门检查、确认正常并可投运。 2.13视频系统经有关部门检查、确认正常并可投运。 2.14空氮站检查、确认系统正常并可投运。 2.15热油炉及供热系统（具体阀位检查见附表10）所有设备、阀门、仪器仪表是否符合高温运行条件。 2.16冷却循环水系统水质处理所需药剂经筛选确定，并确定药剂投加方案。 2.17火炬、放空系统（具体阀位检查见附表11）2.18罐区及装车设施（具体阀位检查见附表12）2.19气田凝析水处理系统凝析水处理所需混凝药剂经筛选确定，确定投加方案。 2.20生产污水处理系统检查液氧准备情况。 污水处理所需混凝药剂经筛选确定，确定投加方案。 2.21给排水系统准备紫外线灯管。 12.22水井和水源站经有关部门检查、确认正常并可投运。 2.23CPF生活污水系统 3、整改和保养投产前的所有动、静设备应进行全面的保养，处于良好待用状态。 五、投产总体方案和物料平衡参数 1、投产总体方案1.1克拉2XX气田投产分为九个阶段第一阶段投运供配电系统、水源站、燃料气系统（临时流程）、仪表自控系统、空氮站、燃料气系统（临时流程）、供热站、生产、生活给排水，生产消防系统，详见各单元投产步骤。 第二阶段从外输管道4#阀室利用牙哈气田外输气给克拉2XX气田外输首站截断阀SDV2601后至4#阀室的管道供气置换建压6.1MPa。 第三阶段投运气田相关辅助系统生产消防系统、燃料气系统（正式流程）、循环水场系统、火炬放空系统，自控系统处于待用状态，详见各单元投产步骤。 第四阶段对克拉2XX气田中央处理厂（CPF）气处理装置，东、西集气干线，KL 205、KL2-7井及其它能投入生产气井支线进行氮气置换；然后对克拉2XX气田中央处理厂（CPF）气处理装置（3列脱水脱烃装置），东、西集气干线、KL 205、KL2-7井及其它能投入生产气井支线作为一个整体建压至6.1Mpa，至此整个气田建压工作告一段落。 第五阶段投运乙二醇再生和注醇装置，详见该单元投产步骤。 第六阶段第一口井KL205及第一列工艺气处理装置投产，控制好压力、温度、流量等参数；压力、温度、烃露点、水露点达到设计参数，向外输管线输气，直至外输管线压力与JT阀后压力设定值基本一致。 投运西干线上第二口井KL2-7井，直至各控制参数平稳。 第七阶段投运第二列工艺气处理装置，然后启动投运第三口生产井，并调整其产气量，调整两列装置的运行参数至平稳。 第八阶段投运其他的井以及相应列工艺气处理装置。 第九阶段根据生产情况投运凝析油稳定装置、罐区及装车设施、气田水处理、生产污1水处理装置。 1.2说明事项1.2.1KL205井投产时井口，压力可以达到6.1MPa。 先通过非生产翼的临时放空管线，将井口温度生高至6575左右，此时的放空量预计在150200104m3/d，压力为5860MPa下。 待井口温度稳定后，关闭临时放空阀用生产翼进行生产，当产气量为150200104m3/d时（200104m3/d为脱水脱烃装置建立物料能量平衡所需的最小量），可以确保投产过程中脱水脱烃单元前不会产生水化物；这样投产时，在井口可不用连续注醇。 1.2.2冷却循环水系统投运时，由于气温较低，可以不投用冷却塔的旋转式雾化喷头部分。 同时注意加强防冻措施。 1.2.3投产时为了使操作员的注意力集中于正在投产的装置和设备，要将其余装置和设备的监控点所属的区域(area)的报警关闭，根据投产的进度，逐步将关闭的报警打开；其中区域gg01中的监控点的报警需要根据投产进度逐点关闭和打开。 1.2.4投产时的主要参数由于克拉2XX投产时，牙哈凝析气田正在向西气东输管线供气，因此要避免克拉2XX气田的投产影响牙哈凝析气田向管线供气，确保牙哈350104m3/d的输量。 经过计算，投产时JT阀后的压力可以设定为6.36Mpa，其他参数见下表轮南末站进站压力（Mpa）4号阀室压力（Mpa）克拉2XX流量（104m3/d）牙哈流量（104m3/d）轮南末站流量（104m3/d）5.86.12815843501914以上述参数运行可以确保克拉2XX和牙哈联合供气量大于50108m3/a；当下游需求量超过50108m3/a时，运行参数需要做响应调整。 2、装置物料平衡参数克拉2XX气田处理装置物料平衡参数表见附表13。 1 六、CPF辅助系统投运 1、变配电系统1.1送电线路的带电运行1.1.1检查110KV I#进线线路侧接地刀闸19943D1，确认在断开位置。 1.1.2检查110KV I#进线母线侧接地刀闸19943D2，确认在断开位置。 1.1.3检查110KV I#进线PT接地刀闸111YD，确认在断开位置。 1.1.4检查110KV I段母线快速接地刀闸19943D，确认在断开位置。 1.1.5检查110KV I段母线接地刀闸19941D，确认在断开位置。 1.1.6检查110KV I段母线联络接地刀闸11501D，确认在断开位置。 1.1.7检查1主变母线侧接地刀闸11011D，确认在断开位置。 1.1.8检查1主变负荷侧接地刀闸11012D，确认在断开位置。 1.1.9检查110KV I进线户外隔离开关19943，确认在断开位置。 1.1.10检查110KV I进线PT隔离开关111Y，确认在断开位置。 1.1.11检查110KV I段母线隔离开关19941，确认在断开位置。 1.1.12检查110KV I段母线联络隔离开关11501，确认在断开位置。 1.1.13检查1主变母线侧隔离开关11011，确认在断开位置。 1.1.14检查1主变负荷侧隔离开关11012，确认在断开位置。 1.1.15检查110KV主变开关1101，确认在断开位置。 1.1.16检查10KV外电源进线开关1001，确认在断开位置。 1.1.17检查10KV进线开关1001的接地刀在断开位。 11.1.18向阿克苏电力公司电力调度大厅汇报克拉2XX气田110KV1994克克线开关和刀闸的位置，并提出送电请求。 1.1.19接到阿克苏电力公司电力调度大厅下达的送电的通知后，开始操作。 1.1.20合上110KV进线PT隔离开关111Y，检查确认在合闸位置。 1.1.21合上110KV进线户外隔离开关19943，检查确认在合闸位置。 注送电后检查母线电压正常；若电压正常，则通报阿克苏电力公司电力调度大厅，要求对1994克克线路重复送电3次，完成对线路的冲击。 在克拉2XX气田110KV变电所中心控制室观察线路电压，若电压不正常，立即通知阿克苏电力公司电力调度大厅断开1994克克出线开关，并通知运行巡视组对线路故障检查；若正常则线路冲击试验结束。 1.2克拉2XX气田110KV变电所倒闸操作步骤1.2.1合上110KV I段母线隔离开关19941，检查确认在合闸位置。 1.2.2合上1主变母线侧隔离开关11011，检查确认在合闸位置。 1.2.3合上1主变负荷侧隔离开关11012，检查确认在合闸位置。 1.2.4合上1主变断路器1101，检查确认在合闸位置，然后5次合分1101断路器，每次间隔5分钟，完成对变电所1#主变压器的冲击。 1.2.5将1005PT避雷器柜投入，合上10KV I段进线开关1001的PT小开关。 1.2.6合上10KV I段进线断路器1001，10KV进线开关母线I段带电；检查I段母线电压是否正常，合1026母线分段开关,则10KV II段带电；检查II段母线电压是否正常。 1.3克拉2XX气田10KV变电所倒闸操作步骤1.3.1合上1003所用变开关柜，10KV1#所用变带电。 3次合分1003断路器，每次间隔15分钟，完成对1#所用变的冲击试验。 1.3.2合上1004所用变开关柜，10KV2#所用变带电。 3次合分1003断路器，每次间隔15分钟，完成对2#所用变的冲击试验。 1.3.3按以上操作顺序依次合分10KV/0.4KV中心变电所（ 1011、1014）中央处理厂控制中心变电室（ 1009、1012），中央处理厂空气氮气站变电室（ 1007、1008），水源站变电所（ 1025、1022）、东段井场 （1013）、西段井场 （1024）、罐区装车用房附设变电室 （1010）高压电容器 （1027）高压开关柜，3次合分断路器，每次间隔15分钟，完成对所有变压器、电力线路及电缆的冲击试验。 1.410KV/0.4KV中心变电所（2800KVA）及低压配电盘投产步骤11.4.1进线开关、母联及母线联络柜的送电步骤1.4.1.1检查变压器10KV进线开关柜（ 1011、1014），应处于断开位置。 1.4.1.2将低压进线柜，母联柜及所有配电开关全部处于断开位置。 1.4.1.3检查A#变压器，确定满足送电要求后，通知变电所控制室依次给A#变压器送电，闭合10KV进线开关柜 （1011）。 1.4.1.4合A#变压器低压侧进线开关，给A段母线送电，检查电压是否正常。 1.4.1.5合母联柜联络开关，给B段母线送电。 检查电压是否正常。 1.4.1.6断开母联柜联络开关，断开A#变压器低压进线主开关，断开A#变压器10KV进线开关 （1011）。 1.4.1.7检查B#变压器，确定满足送电要求后，再通知变电所控制室给B#变压器供电，合B#变压器10KV进线开关 （1014）。 1.4.1.8合B#变压器低压侧进线柜主开关，给B段母线送电，检查电压是否正常。 1.4.1.9合母联柜联络开关，给A段母线供电，检查电压是否正常。 1.4.1.10检查C段母线，确定满足送电要求后，合B段母线与C段母线的联络开关，给C段母线送电，检查电压是否正常。 1.4.1.11待试投运行结束后，根据实际需要再调整10KV/0.4KV低压段的运行方式。 如要分段运行则断开母联柜母联开关。 确认无误后；合A#变压器10KV进线开关 （1011），合低压A段进线主开关，给A段母线供电；再合B#变压器10KV进线开关 （1014），合低压B段进线主开关，给B段母线供电；再合B段母线与C段母线的联络开关，给C段母线送电。 三段母线分两段运行，再根据需要输出各配电开关柜。 1.4.2配电开关柜的送电步骤1.4.2.1在接到送电要求后，对输出的配电柜进行全面检查，确认无安全隐患。 1.4.2.2到现场进行检查，确认无安全隐患，安全措施完备，且具备送电条件。 1.4.2.3合配电柜的开关，检查在合闸位，确认电压、电流正常后，送电完毕。 1.4.3中央处理厂控制中心10KV/0.4KV变电室（ 1009、1012）及低压配电盘投产步骤（具体步骤参见10/0.4KV中心变电所（2800KVA）及低压配电盘投产步骤）。 1.4.4中央处理厂空气氮气站10/0.4KV变电室（ 1007、1008）及低压配电盘投产步骤（具体步骤参见10/0.4KV中心变电所（2800KVA）及低压配电盘投产步骤）。 1.4.5罐区装车用房附设10/0.4KV变电所 （1010）及低压配电盘投产步骤（具