大牛地气田集气站标准化设计
大牛地气田地面集输工艺的优化创新
３ 结 语
（ ） 指 标 体 系 的基 础 扎 实 、 可 靠 。 从 指 标 体 系 １
整 时 的分项 替换创 造 了条件 ；典 型工程 估算 指标 动 态 调整模 型 的建立 ，使 灵活 、方便 地对 其造 价水 平
进 行调 整成 为可能 ，体 现 了技 术 上的先 进性 。 （ ）塔里 木油 田估 算指标 体 系的建 立为塔 里 木 ４ 油 田 以后 各年 投资估 算指 标 的编制 创造 了条件 ，为 塔里 木油 田开 发建设 中科 学 、合理 地进 行地 面建设 投 资决策 提供 了依据 。
藏 ，开 发建产 难度 大 。另外 ，单井 产量 低 ，压力递
减速度 快 ，稳 产 能力差 。气 田天然 气组 分 中 甲烷含 量总体 较 高 （ ０ 以上 ） ９ ，乙烷 含 量 较低 ，各层 产 出气体 中均含 有 少 量 氮气 （ ３ ）和 二 氧 化碳 气 ＜ 体 （ ３ ） ＜ ，含有 一定量 的水 和少 量 的凝 析油 。
密岩 性 气藏 ，具有 低 压 、低 产 、低 渗 、低 丰
度 等特 点 ，主 要 采 取 滚 动 开发 方 式 进 行 开 发 建产。 自 ２０ ０ ３年 气 田先 导性 试 验 至 今 ，通 过
数年 的时 间，形 成 了一套 具 有 大牛地 气田特
色的地 面工 艺及 建设模 式 。 实际生产 情 况证
摘要 ：大牛地 气田是 非均 质性 极 强的致
离 、轮 换计 量外输 、站 内向井 １集 中注醇 防堵 的集 ： １ 气 站工 艺 ；二是井 口加 热 、节流 低温 分离 、井 口设
注醇罐 向管 线 内注醇 的井 口工艺 。通 过先 导性试 验 对 两种 工艺 的试 验 ，得 出 以下结 论 ：大多 数气井 均 存 在井 口温度 较低 的情 况 ，天然 气一 出井 口就可 能 发 生冰 堵现象 ，因此 ，采用 井 口加热节 流 的方式 无 法 满足 大牛地 气 田的采 气要 求 ，而且增 加 了人员 在 气 田恶 劣环境 下 的工作 强度 和工 作难度 ；而采用 注 入抑 制 剂工艺 ，必 须考 虑提 高抑 制剂 注入压 力 ，并 采用 向井 筒 内注入 的方 式 ，才能 够解决 冰堵 现象 的
鄂尔多斯大牛地气田集气工艺技术
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科技情报开发与经济
文章 编 号 ：０ ５ ６ ３ （ ０７）ｌ ０ ２ — ２ １０ — ０ ３ ２０ ３ 一 １ １０
Ｓ ＩＴ Ｃ Ｆ Ｒ Ａ ＩＮＤ Ｖ Ｌ Ｐ Ｅ Ｔ Ｅ Ｏ Ｏ Ｙ Ｃ—Ｅ ＨＩ Ｏ Ｍ ＴＯ Ｅ Ｅ Ｏ Ｍ Ｎ ＆ Ｃ Ｎ Ｍ Ｎ
２１ 集 气 管 网 ．
井场流程 集气 工艺对本气 田来说 ，可以解决集气管线冰堵 问题 ， 但
对采气 至加热 炉之 间的管线冰堵解 决不 了 ，对井内冰堵更是无能 为力 ， 国内外气 田所采用的集气管 网主要有树 枝状 、放射状和环状 ３种 ， 采用的集气方式主要有单 井集气和多井集气两种 ， 集气管网直接影响 着
气 水 化 物 生 成 的措 施 。
关键 词 ： 气 工 艺 ； 集 水化 物 ； 温 脱 水 低
中图分类 号： Ｅ ７ Ｔ ３５
文献标识码 ： Ａ
左右 。 但是气流的温度 比较低 ， 口流动温度一般 为 ｌ 井 Ｏ℃～ Ｏ℃， ２ 因此易
１ 大 牛地 气 田基本情 况
到目 前为止 ， 中石化华北分公 司已建 成集气 、 净化 、 通信 ， 、 自控 供电
线的设计压力 为 ２ ａ 集气 管线的设计 压力 为 ６３ＭＰ 。 过 ２ ０ ５ＭＰ ， ． ａ通 ０ ５年 大牛地气 田 ｌ Ｏ亿产能建设 ， 目前生产运行 良好。 ２３ 井场流程集气 工艺和高压集气流 程集气 工艺 ．
大牛地气田奥陶系马五7亚段储集空间类型及成因
李依林．大牛地气田奥陶系马五7亚段储集空间类型及成因 ·35·4.1 白云石化作用研究区大部分白云岩呈晶粒结构，粒度较小，多为泥晶或粉晶白云岩，属于渗透回流成因，其晶间孔发育程度相对较差。
也存在部分晶粒较大的粉–细晶白云岩及细晶白云岩，这类白云岩中白云石有序度较高，大多在0.90以上，平均值为0.93，主要为浅埋藏成因。
根据镜下观察结果（图3），可以看到白云岩晶间孔发育明显优于其他岩性，而晶间孔面孔率较高的样品普遍来自埋藏成因的粉–细晶白云岩，因此判断浅埋藏白云石化对于晶间孔的大量发育更加有利。
4.2 溶蚀作用图3 大牛地气田马五7亚段样品岩性及晶间孔面孔率晶间溶孔、膏模孔及溶缝的形成都与岩溶作用有关。
通常根据成岩期将岩溶作用划分为准同生岩溶，埋藏岩溶及表生岩溶（风化壳岩溶）三种，其中未见异形矿物等明显埋藏岩溶标志。
根据碳氧同位素特征，奥陶纪海水的稳定同位素值δ13C 为–2.0%～+0.5%，δ18O 为–6.6%～–4.0%[31]。
本次共选取马五7亚段8块样品进行同位素测试，δ13C 为–1.21%~0.19%，平均值为–0.38%；δ18O为–7.4%~–6.51%，平均值为–6.94%（表3）；其中碳同位素处于正常值，氧同位素偏负。
分析认为马五7亚段存在淡水溶蚀作用，由于岩溶作用不够强烈或地层没有处于暴露地表的顶部，但蒸发环境导致大量CO 2气体蒸发使得碳同位素偏高，氧同位素偏负程度较低。
Sr 同位素比值一般会随表生岩溶作用中放射性锶的加入而升高。
研究区中下奥陶统沉积时海水的87Sr/86Sr 比值为0.708 7～0.708 9[38]。
测试结果显示，Sr 同位素比值为0.708 8~0.710 5，平均值为0.709 5，高于中下奥陶统沉积时海水的Sr 同位素比值，表明受到陆源放射性锶的影响。
表生岩溶作用与同生岩溶作用都会受淡水作用影响，但表生岩溶由于构造抬升和海平面下降通常会经历长期的大面积暴露溶蚀，更有可能会出现陆源物质，且这种岩溶作用不具有组构选择性。
大牛地气田地面配套工艺技术及优化应用
大牛地气田地面配套工艺技术及优化应用大牛地气田分布面积大，属致密低渗气田，具有“低孔、低渗、低丰度”的特点。
气田地面建设经历了开发先导试验和成熟应用两个阶段，形成了适合气田产能建设需求的配套工艺，多井高压集气、站内加热节流、常温分离、间歇轮换计量、多井注醇、甲醇回收等工艺技术。
随气田开发形势的变化，对站内脱水工艺、污水处理和防垢等工艺进行了优化，保证了气田生产的高效平稳运行。
标签：大牛地气田;集输工艺;优化1 气田概况大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，地跨陕西和内蒙两省区，面积200km2。
该地区常年干旱缺水，最高气温达40℃，最低气温达-30℃，年平均气温为7.2℃，地表为沙漠、低缓沙丘、草原，地面海拔一般为1230～1360m，平均海拔为1300m。
大牛地气田储层主要为太原组滨海相障壁砂坝、山西组三角洲平原分流河道砂和下石盒子组河流相河道砂。
孔隙度值分布在0.3%～22.20%之间，平均值为7.80%，渗透率分布在0.01～15.3mD之间，平均值为0.54mD，储层为低孔、低渗及特低孔、特低渗透率。
截止2012年底，气田累计生产井1090口，集气站49座，输气站4座，建成集气干线38条，长度200.5km，外输管线3条，长度近300km，建成污水处理厂3座，处理能力520m3/d。
气田历年累计产气150，通过大杭、榆济管线销往北京、郑州、济南等地。
2 气田地面配套工艺技术根据大牛地气田面积大、丰度低的特点，在2003-2004年先导开发试验基础上，借鉴成熟的地面集输工艺[1]形成了辐射枝状组合管网、单井高压集气、站内多井加热节流、8井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、低温分离、含甲醇凝液回收集中处理、污水集中回注的地面配套工艺。
2.1 单井高压集气工艺。
大牛地气田面积大，单井分散，为简化井口流程，减少井口操作员工，采用了高压集气工艺。
该工艺是从气井井口出来的高压天然气通过采气管线直接输送到集气站，在站内集中加热、节流、分离、计量、脱水后进入集气干线。
大牛地气田长水平段水平井优化设计与施工——以DP31H井为例
度和降低钻井成本 。大牛第气田水平井多采用三开 井身 结构 设 计 ， 早 期设 计 三 开井 段采 用 ０ ２ １ ５ ． ９ ｍ ｍ 钻头 钻进 ， 后来 随着 压 裂工具 在 ０１ ５ ４ ． ４ ｍｍ井 眼适
应性 的提高 ， 部分 井采 用 了 ０ １ ５ ２ ． ４ ｍ ｍ 钻 头进 行 三
钻
・
采
工
艺
２ ０ １ ３年 ９月
Ｓ ｅ ｐ ．２ ０１ ３
２ ６・
ＤＲＩ Ｌ Ｌ Ｉ ＮＧ ＆ Ｐ Ｒ０ＤＵＣＴ Ｉ ＯＮ Ｔ ＥＣＨＮＯＬＯＧＹ
大 牛地 气 田长 水 平段 水 平 井优 化 设 计 与 施 工
— —
以Ｄ Ｐ ３ １ Ｈ井 为 例
胥 豪 ， 邓 红琳 ， 牛 洪 波 ， 赵 文彬
摩 阻最 小 和旋转 钻进 时扭 矩最 小 的井 眼轨迹 。 进 行 长 水平 段 水 平 井 轨迹 设 计 ， 靶 前 位 移 的选
择是关键 ］ 。如果靶 前位移 大， 则完钻 位移也 大，
收稿 日期 ：２ ０ １ ３— ０ ２—２ ７ 基金项 目：中国石化集团重点科技攻关项 目“ 非 常规油气藏长水平段水平井钻完井 技术研究” （ 编号 ： Ｐ １ ２ ０ １ ２ ） ； 华北分公 司局级课题 “ 长
平位移 ２ １ ２ ２ ． ３ ０ ｍ， 水平段长度 １ ６ ９ ８ ． ７ ２ ｍ， 创 大牛地气田长水平段水平井水平位移 最大、 水平段长度最长纪 录， 为 大牛地 气田长 水平段水 平井钻 井积 累了宝贵的经验 。 关键词 ：长水平段 ；水平井 ； 优化设计 ； 轨 迹控 制 ； 摩阻； 扭矩 ；钻井液体 系
杂 泥质 、 石英 、 高 岭石等 ， 平均孑 Ｌ 隙度 １ ０ ． ３ ｌ ％， 平 均 渗 透率 为 ０ ． ７ ６ ｍ Ｄ， 平 均压 力 系数 ０ ． ８ ９ ， 属 于典 型 的 低孔 、 低压 、 低 渗储 层 。为 了充分 利用 长水 平段 水平 井技 术 开发低 孔低 渗油 藏并 提高 长水 平段 水平 井位
鄂尔多斯盆地大牛地致密砂岩气田水平井开发气藏工程优化技术
鄂尔多斯盆地大牛地致密砂岩气田水平井开发气藏工程优化技术刘忠群【摘要】Daniudi gas field is a typical tight sandstone gas reservoir .The remaining non-produced reserves are charac-terized by poor quality,thin net pay thickness and poor vertical superimposition of pay zones.For these types of reser-voirs,it is critical to optimize technical policy of horizontal well development and perfect gas reservoir engineering tech-nique series.Empirical formula, dynamic performance analysis, numerical simulation and economic evaluation were used to optimize technical policies including productivity evaluation,single well design,well pattern and spacing and other aspects regarding horizontal well development .We defined the principles of strata series classification and selected mutiple methods of productivity evaluation .The study shows that the gas production should be proportionally 1/5~1/3 of open-flow capacity,and the lateral should be 1000~1200 meter long.The well trajectory should be perpendicular to the maximum principal stress and be located as close as possible to the center part of the reservoir .The fracturing design should refer to the quantitative calculation model .The well pattern should be staggered line-drive with a well spacing of 800~1200 meter.The abandonment formation pressure should be 8 MPa.All these factors would finally yield a recovery factor of 40%.The optimized parameters have been applied to the Daniudi gas field,and they provided a strong technicalfoundation for the successful implementation of the development plan in this tight sandstone gas reservoir.%大牛地气田属致密砂岩气田,剩余未动用储量品位差、有效厚度薄、纵向叠合程度低,采用水平井开发效果较好,但国内没有成熟的开发技术和经验.因此,优化研究水平井开发技术政策,完善气藏工程配套技术显得尤为重要.为此,基于经验公式、动态分析、数值模拟、经济评价等方法,对水平井整体开发动用条件下的产能评价、单井设计、井网井距等开发技术政策进行了优化研究,明确了层系划分原则,确定了多种产能评价方法,明确了气井配产比例为无阻流量的1/5~1/3,水平段长1000~1200 m,轨迹应垂直于最大主应力方向并尽量位于储层中部,压裂缝设计应参照定量计算模型,井网采用排状交错井网,井距800~1200 m,废弃地层压力8 MPa,采收率40%.形成的气藏工程优化技术,已应用于大牛地气田水平井整体开发方案中,为方案成功实施提供了技术保障.【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2016(037)002【总页数】6页(P261-266)【关键词】开发技术政策;低渗透;气藏工程;水平井;大牛地气田;鄂尔多斯盆地【作者】刘忠群【作者单位】中国石化华北油气分公司勘探开发研究院,河南郑州450006【正文语种】中文【中图分类】TE355.6大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，属于典型的大型致密低渗砂岩气田，经济有效开发难度大[1-4]。
大牛地气田积液气井及水淹气井排水采气技术
大牛地气田积液气井及水淹气井排水采气技术【摘要】随着气田开发时间的延长，气井压力和产量不断下降，排水难度加大，部分气井采取排水措施无效果，积液逐渐聚集影响产量甚至水淹。
本文通过大量现场试验和总结分析，总结出适合大牛地气田低产低压气井的排水采气工艺技术、积液井和水淹停产井的复产工艺技术，期以对低压低产气井排水、因积液减产的气井以及水淹气井的复产有所指导。
【关键词】大牛地气田低压低产排水采气积液水淹1 引言大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，为多套致密砂岩气藏叠加连片组成的复合型气田，属低渗气藏，储层横向非均质性强，大多数储层呈低产特征。
2003年开始规模开发，目前管理气井950余口，年产气能力超过25亿方。
低压低产气井占到了27%，产量占总产量的21%，因积液导致减产的气井达到35口，影响产量达到11万方/天，这些气井产能普遍较差，携液能力达不到要求，井内存在积液，严重影响生产。
针对目前存在的问题，通过泡排工艺、邻井高压气举排采工艺、油套环空激动工艺、优选管注排采技术以及复合排采技术的试验和总结，确保气井平稳生产，延长了气井生产期。
2 泡沫排水采气技术2.1 工艺原理泡沫排水采气工艺是向井内注入起泡剂，与积液混合后在气流的搅动下产生大量低密度的泡沫，降低井筒内流体密度，减少液体滑脱损失，提高气井携液能力的排采工艺。
2.2 现场应用及效果大牛地气田主要应用有7种泡排药剂，形成覆盖油压8MPa以上、产量10000m以上的适应不同矿化度地层水、不同凝析油含量以及甲醇含量的泡排剂体系；2011年和2012年针对低压低产气井又分别研发出适应于油压6-8MPa、产量介于0.5-1万方气井的UT-12和适应于油压4-6MPa、产量小于0.5万方的新型起泡剂UT-14。
2003～2012年共进行900余口井12万余井次的施工，成功率在90%以上，累计增产气量超过2亿方。
3 邻井高压气举排水采气技术3.1 工艺原理邻井高压气举工艺是利用同一集气站的高压气井作为气源，将高压气通过采气管线或注醇管线注入被气举井中，增大生产压差和生产管柱内气水比携液的工艺。
大牛地气田集输工艺与外输天然气水露点控制
大牛地气田集输工艺与外输天然气水露点控制【摘要】本文结合大牛地气田集气站场工艺及外输天然气水露点控制方案，分别对气田外输至陕京线及榆济线交气条件中水露点控制要求进行了计算。
对大牛地气田集气站内工艺流程针对不同外输管线的适应性进行了分析与比较。
【关键词】天然气水合物气田集输工艺水露点控制1 概述1.1 水对管输天然气的影响气田气中存在过量的水汽，且在采气和集气过程中由于工艺条件的变化可能引起水蒸气凝析，进而易形成固态气体水合物，导致集气管路压降增加乃至造成冰堵，使生产被迫中断。
1.2 管输天然气的指标要求国家标准《天然气》（GB17820-1999）规定：在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气的水露点应比最低环境温度低5℃。
目前业内通常把“输送条件下最低环境温度”理解为输送管道埋地处的最低温度。
为此，气田集输处理工艺设计时，通常按照下游最高输送压力下，天然气的露点-5℃折算到气田外输状态下的露点值作为控制指标。
2 工程概况大牛地气田位于陕西榆林市和内蒙古鄂尔多斯市交界地区，自2003年开发准备工程至今已建成天然气产能规模近30亿方。
现已形成高压集气、水套炉加热节流、多井轮换计量、集中注醇、预冷换热、低温分离的集气工艺流程。
气田外输天然气主要通过陕京线，目前改由榆济管线向下游用户供气。
榆济管线是中石化天然气分公司建设的一条规模较大的数字化输气管道，管线气源即依托大牛地气田，起于陕西省榆林市榆阳区，终于山东省德州市齐河县，管道全长约1000km。
3 大牛地气田集输工艺分析针对大牛地气田面积大、单井产量低、形成规模产量气井数量多、井距小的特点，井口至集气站采用辐射状管网，集气站至塔巴庙首站的集气干线采用枝状管网进行高压集气。
集气站内采用多井加热节流、多井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、节流膨胀制冷、低温分离。
气井天然气进站（进站压力1 5～23MPa）进入多盘管水套炉加热（根据进站压力和节流后温度进行调整）后，再经一级节流阀进行节流后控制压力为5.7MPa，控制温度0～-15℃。
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大牛地气田集气站标准化设计
摘要：针对大牛地气田形成的高压进站、站内加热节流、低温分离、轮换计量外输、站内向井口集中注醇防堵的集气站工艺，在集气站规模和工艺流程基本相同的情况下，对集气站标准化设计的优势显得愈发突出。
依据集气站标准化设计，可以批量采购集气站的设备和材料、盘活物资供应需求、缩短建造工期、降低安全风险、保障工程质量，很好地适应了大牛地气田大规模的开发建设。
关键词：大牛地气田集气站标准化设计
一、标准化设计的背景
鄂尔多斯盆地大牛地气田是典型的低压、低产、低渗气田，气田勘探面积2003.714km2，自2003年先导性试验，2005年转入开发，截止2011年底大牛地气田累计探明储量4168.28×108m3，动用储量1905.48×108m3，储量动用程度为45.71%[1]。
经过十年的发展，形成了具有大牛地气田特色的地面集输工艺，即：高压集气、站内节流、低温分离、轮换计量、旋流分离器再次脱水及站内注醇的工艺流程[2]。
二、建立集气站标准化设计的必要性
大牛地气田具有面积大、储量大、丰度低、物性差等特点，并且位于气候环境十分恶劣的鄂尔多斯盆地的沙漠地区，气田的开采技术难度高、工程量大、施工周期短、质量要求严格，油气集输处理工艺虽然复杂，但对于不同井区、不同层位物流的处理具有共性。
为提高设计效率、适应气田滚动开发、快速建产的特点，建立科学、规范的气田集气站标准化设计体系是十分必要的。
规模系列化、统一工艺流程、统一平面布局、统一模块划分、统一设备选型、统一三维配管、统一建设标准的气田地面集输工程标准化设计理念应运而生。
三、标准化设计体系的内容
1.规模系列化
根据大牛地气田气井分布比较集中、单井产量不大、气井较多的特点，并结合实际生产需要，集气站的集气规模和井式的不同，站场面积和投资的综合考虑，将大牛地气田集气站分为24 井式和32 井式两个系列。
经过气田长期的生产经验证明24 井式及32 井式的集气站既经济合理又可满足气田滚动开发的需求，目前这两种井式占集气站总量的96%以上。
2.工艺流程一致化
经过不断探索、研究和优化，大牛地气田集气站工艺已形成高压集气、集中注醇、轮换计量、低温脱水、含甲醇污水集中处理的工艺模式，配套采用了多盘
管加热炉等高效设备，在集气站内充分利用地层压力进行节流膨胀致冷脱水，即可满足天然气外输气质要求，又能大大降低天然气处理的投资和生产运行费用。
截止到目前，大牛地气田建设集气站51座，其中高压集气站50座（仅33#站为低压集气试验站，现以改造成高压集气站）。
经过建设和生产实际验证，整套地面工艺流程完全符合大牛地低产、低渗气田的天然气生产和滚动开发模式的建设要求，使气田地面集输系统较好兼顾了安全生产、工艺要求和建设投资的平衡，创造了独具特色、适合大牛地“三低”气田滚动开发特点的工艺模式，保证了大牛地气田大规模经济有效地开发。
3.站场平面布置标准化
通过对集气站功能的研究，在尽量减少占地和统一规划布局的基础上，将集气站分为工艺装置区和辅助生产区。
工艺装置区主要包括进站阀组区、节流阀组区、外输区、集中注醇区、放空区等。
辅助生产区内建筑物主要有值班室、计量仪表间、库房、配电及阴保间、撬装柴油发电机房等。
对站场分区布置进行统一规划，使每座集气站的区域位置相对统一，既相对独立，又能满足安全生产的要求，达到标准化设计的目的。
4.安装预制模块化
集气站按照功能划分为12个固定模块，固定模块包括：进站阀组、水套式加热炉、节流阀组、计量及生产分离器、产液计量、低温脱水、污水及甲醇罐、燃料气及计量、清管外输、放空区、注醇泵房、甲醇污水装卸。
将每个功能分区做成独立的、标准的小型模块，小模块单独设计安装图。
各模块之间由管网连接在一起，既相互独立又互相联系，有利于设计图纸的模块组合，也给施工预制奠定了坚实基础。
同时，采用pdsoft设计软件对定型化的设备、标准化的管阀配件进行较为直观的优化设计，使各站场中的相同功能模块达到安装、预配尺寸的规格一致化。
采用模块化设计有以下特点：
4.1利用先进、科学的技术，根据的区块不同功能将阀组、加热炉、分离计量、排污、自耗气、清管等区块进行多系列化、多规格化的模块化、标准化模块装置研制。
4.2将结构先进、性能可靠的阀件、工艺设备及控制仪表等统一规格、统一品牌，并在工厂集成组装、检验确保质量，现场施工只需完成模块与模块间的连接。
4.3采用模块化、标准化，可大大优化设计，缩减设计工作量。
工艺专业只需根据新区块的开发方案选用适宜的规格，然后进行模块间的配管连接。
4.4布置紧凑，结构规则，加工容易，现场安装方便、迅速。
设备材料可实现标准化、规格化。
4.5模块化设计装置，现场搬运安装方便，便于批量采购，采购周期可大大缩短，特别适合气田滚动开发的需要。
4.6模块化、标准化设计可实现施工方提前预制管材，提前采购设备，缩短施工周期。
5.设备管线定型化
考虑到直井与水平井不同的生产参数，对直井集气站与水平井集气站分别使用统一的标准、统一外形尺寸、统一技术参数的设备、仪表和管阀配件。
这些设备包括水套加热炉、计量分离器、生产分离器、旋流分离器、油水缓冲罐、分水包、甲醇储罐、计量罐、放空分液罐、注醇泵、放空立管等。
针对水平井、直井的不同产气量、产水量、注醇量，对直井集气站与水平井集气站分别统一管线规格，管线规格见表3.5-1。
对于体积和重量较大的设备，可以提前预配，现场组装，对其基础、设备接口、防腐保温等进行定型。
设备管线的定型化能缩短采购周期，为规模化采购提供依据，便于施工阶段的安装以及后期生产中的统一管理、维修，同时也可以缩短站上操作人员的培训周期，快速地掌握阀门和仪表的操作和维护。
6.建设标准统一化
对集气站内的标识、道路宽度、路面结构、建筑物外观等实施统一的建设标准，同时对于各个集气站的工艺管道在执行SY/T0043-2006《油气田地面管线和设备涂色规范》的前提下，按照中石化石油天然气站场设备、阀门等的刷漆要求，统一按“三标”标准刷漆，既反映企业整体形象又节约投资。
四、标准化设计实施效果
目前，“标准化设计，模块化建设”已经在大牛地气田所有集气站的建设中得到了广泛的推广应用，并取得了良好的效果。
模块化建设大大减少了影响建站的不利因素，缩短了建站周期，将地面工程建设领域转变成效率高、质量好、使用范围广、可操作性强的建设模式。
“标准化设计，模块化建设”的推行使相当部分的材料采购有批量优势，节约了采购成本，也使得设计、施工、采购等环节有序衔接，增强了组织的均衡性。
标准化设计的推行，使整个大牛地气田各个集气站的管理、操作、维修定性统一，降低了管理难度，提高了管理水平。
标准化设计还减少了现场变更，设备的定型化、施工的模块化，有效控制了设计、采购、施工各个环节投资，提高了建设质量，为经济有效地开发大牛地气田提供强有力支撑。
参考文献
[1]刘争芬.大牛地“低压、地产、低渗透”气田增压集输模式[J].天然气工业，2011，31（10）：86-88.
[2]季永强.大牛地气田地面集输工艺的优化创新[J].油气田地面工程，2010，29（3）：43-44.。