天然气处理及外输方案
1、天然气输送工艺
天然气输送工艺第一章天然气的基本性质一、天然气的定义广义的天然气：指地壳中一切天然生成的气体，包括油田气、气田气、泥火山气、煤层气和生物生成气等。
狭义的天然气：指自然生成的，以饱和烃类为主的烃类气体以及少量的非烃类气体组成的混合气体，其主要成份为甲烷及少量乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及以上烃类气体，并可能含有氮、氢、二氧化碳、硫化氢及水蒸气等非烃类气体及少量氦、氩等惰性气体。
二、天然气分类天然气的分类有以下几种方法：1、按油气藏的特点分⑴气田气在开采过程中没有或只有较少天然汽油凝析出来的天然气。
其特点：该天然气在气藏中，烃类以单项存在，天然气中甲烷含量高（约80％一90%），而戊烷以上烃类组分含量很少，开采过程中一般没有凝析油同时采出。
⑵凝析气田气在开采过程中有较多天然汽油凝析出来的天然气。
其特点：天然气戊烷以上烃类组分含量较多，在开采中没有较重组分的原油同时采出，只有凝析油同时采出。
⑶油田伴生气在开采过程中与液体石油一起开采出来的的天然气。
其特点：天然气在气藏中，烃类以液相或气液两相共存，采油时与石油同时被采出，天然气中重烃组分较多。
2、按烃类组分来分⑴干气戊烷以上烃类可凝结组分的含量低于100g/m3的天然气。
干气中甲烷含量一般在90％以上，乙烷、丙烷、丁烷的含量不多，戊烷以上烃类组分很少。
大部分气田气都是干气。
⑵湿气戊烷以上烃类可凝结组分的含量高于100 g/m3的天然气。
湿气中甲烷含量一般在80％以下，戊烷以上烃类组分较高，开采时同时回收天然汽油。
一般情况下，油田气和部分凝析气田可能是湿气。
3、按含硫量分类⑴酸性天然气含有较多的硫化氢和二氧化碳等酸性气体，需要进行净化处理才能达到管输标准的天然气。
一般将含硫量大于20mg／m3的天然气称为酸性天然气。
⑵洁气硫化氢和二氧化碳含量少，不需要进行净化处理就可以管输和利用的天然气。
三、天然气的组分和性质1、天然气的组分天然气是一种以饱和碳氢化合物为主要成分的混合气体，组分大致可以分为三大类型，即烃类组分，含硫组分和其他组分。
天然气管道输送
天然气管道输送1 集输管道1．1天然气的预处理及气质要求从地层中开采出的天然气往往含有砂和混入的铁锈等固体杂质，以及水、硫化物和二氧化碳等有害物质。
固体杂质容易造成设备仪表损坏；水容易与硫化氢和二氧化碳形成酸性水溶液，腐蚀管道。
因此，天然气在进入干线之前，必须净化。
分离和除尘一般采用重力式和旋风式分离器；脱水方法有低温分离、干燥剂吸附和液体吸收三种；脱硫一般采用醇胺法和环丁砜法。
我国管输天然气的气质标准是：硫化氢含量不大于10mg/m3,气体的露点应比最低输气温度低5℃。
1．2天然气集输管道的功能和集输管网布局的原则气田内部集输系统是天然气集输配总系统的子系统，是整个系统的源头部分，它的主要功能是将各气井的天然气集输至集气站，然后在处理厂进行脱水、脱油、脱硫等预处理，最后计量调压后外输。
集输管网的布局主要是确定气田中各气井、处理厂和集气站等单元设施间的连接形式。
连接形式一般有三种：树枝状、放射状和环状。
管网布局是个复杂的系统工程，涉及很多因素：如气田地形地貌、地质构造、气体组成及特性和用户的不同需求等。
因此必须用系统工程的方法选择最优方案，首先确定最优网络布局，然后确定费用最小的管径组合。
2、干线管道2．1干线管道的系统构成和特点天然气长输管道系统是由输气站库、线路工程、通讯工程和监控系统等四个基本部分构成。
输气站库包括储气库、压气站、清管站、分输站、阴极保护站和调压计量站等。
压气站多采用以天然气为燃料的燃气轮机直接拖动压缩机为输送天然气增压；线路工程包括管道、防腐涂层、截断阀室、穿跨越工程和管道标志等；通讯工程包括通讯线路和站内交换系统，以传输调度指令和监控管道运行参数，保证管道安全和正常运行；监控系统包括调度中心、远传通道和监控终端三大部分，实现对管道运行工况的监测、数据采集和过程控制，是保证管道安全、平稳和优化运行的重要手段。
2．2干线管道的水力、热力分布和输气管沿线的压力是按抛物线规律变化的，靠近起点的管短压力降落比较缓慢，距离起点越远，压力降落越快，在前3/4的管段上，压力损失约占一半，另一半消耗在后面的1/4管段上。
天然气管道输送、运行工艺流程
上游清管站来气
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S601
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M
去排污池
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去下J游602清管站
输气站正常输气流程
1、正常供气并向
下游输气流程
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6204 FL602
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M
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2、越站输气流程
生活用气
3、清管收球流程 4、清管发球流程
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上游清管站来气
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去排污池
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去下J游602清管站
输气站正常输气流程
1、正常供气并向 下游输气流程
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2、越站输气流程
生活用气
3、清管收球流程 4、清管发球流程
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天然气是由多种可燃和不可燃的气体组成的混合 气体。以低分子饱和烃类气体为主，并含有少量 的非烃类气体。
天然气的用途、输送方式 天然气的基本知识
天然气的用途
燃料
生产原料
输送方式
1 管道输送。输送量大，但输送成本高，沿线需要加设加压站和调节站；
2 液化输送（LNG）。一般用于海运，运输量较大，运输成本仅限于船运费用 ； 3 高压瓶装（CNG）。一般用于民用。量小，成本高。
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天然气泄露的应急预案范文（通用5篇）
天然气泄露的应急预案范文（通用5篇）天然气泄露的应急预案范文（通用5篇）在日常学习、工作抑或是生活中，有时会出现一些突发事件，为了控制事故的发展，总归要预先编制应急预案。
我们应该怎么编制应急预案呢？下面是小编收集整理的天然气泄露的应急预案范文（通用5篇），仅供参考，大家一起来看看吧。
天然气泄露的应急预案11、总则1.1编制目的为了保障广大人民群众人身和财产安全，规范燃气突发事故的应急管理和应急相应程序，及时有效地实施应急救援工作，最大程度地减少燃气事故造成的损失，维护人民群众的生命安全和社会稳定。
1.2编制依据依据《安全生产法》、《沈阳市重特大安全生产事故应急预案》、等法律法规及有关规定，制定本预案。
1.3事故分类燃气突发事故分为三类：Ⅰ类：重大火灾、爆炸事故重大火灾、爆炸事故是指由于燃气泄漏引起的火灾、爆炸事故，且财产损失巨大，社会影响较大，并有多人重伤或死亡的事故。
Ⅱ类：重大燃气泄漏事故重大燃气泄漏事故是指燃气管道、天然气贮罐或液化气贮罐燃气突然大量泄漏，极易引起火灾、爆炸或中毒的事故。
Ⅲ级：一般火灾、爆炸和急性中毒事故一般火灾、爆炸和急性中毒事故是指由于燃气泄漏引起的火灾、爆炸或急性中毒事故，且财产损失不大，社会影响较小，无人员重伤或死亡的事故。
1.4适用范围本预案适用于下列燃气事故的应对工作：1、室内或室外燃气管道及燃气设施大量燃气泄漏事故；2、燃气泄漏引起的火灾、爆炸或急性中毒事故；3、“119”消防指挥中心或“110”公安指挥中心要求参加的其他突发事故。
1.5工作原则(1)以人为本，安全第一。
把保障人民群众的生命安全和身体健康、最大程度地预防和减少安全生产事故造成的人员伤亡作为首要任务。
(2)统一领导，分布实施。
在总公司领导下，各分公司和有关部门按照各自职责和权限，负责有关安全生产事故的应急管理和应急处置工作。
认真履行安全生产责任制，建立相应的急预案和应急机制。
(3)依靠科学，依法规范。
天然气净化(处理)工艺原理及流程
2）甲基二乙醇胺溶液流程
贫甲基二乙醇胺溶液从吸收塔顶自上而下与原料天然气进行逆向接触，吸收H2S和CO2后变成富液从塔底流出，进入闪蒸塔内降压闪蒸，闪蒸出溶液中的烃类气体和少量的H2S和CO2后，经过滤布过滤器和活性炭过滤器二级过滤后，经过贫富液换热器换热至85℃左右后进入再生塔顶，经加热、降压再生，解析出其中的酸性气体后变成贫液。经贫富液换热器、水冷器换热后，经循环泵加压后循环使用。
2）管道中有液体存在，会降低管线的输送能力。
3）水和其它液体在管道中和天然气中的硫化氢、二氧化碳形成腐蚀液，造成管道内腐蚀，缩短管道的使用寿命，同时增大了爆管的频率。
CH2CH2OH
NH
CH2CH2OH
主反应：
2R2NH+H2S===（R2NH）2S(瞬间反应)
2R2NH+H2O+CO2===（R2NH2）2CO3
副反应：
(R2NH2)2CO3+H2O+CO2===2R2NH2HCO3
2R2NH +CO2===R2NCOONH2R2
（R2NH）2S+H2S===2R2NHHS
MDEA和CO2的反应速率较慢，对H2S有较好的选择吸收性，单一的MDEA溶液较难深度脱除天然气中的CO2,加入DEA可加快溶液与CO2的反应速率，达到深度脱除CO2的目的，使净化气中满足CO2含量＜3%的要求。二乙醇胺（DEA）为仲胺，碱性较强，经过试验筛选，靖边气田净化厂的复合溶液中甲基二乙醇胺溶液一般浓度为40%,二乙醇胺溶液的浓度控制在5%左右
4.2脱硫单元的主要工艺流程
1）天然气流程
从集气区来的原料天然气经过重力分离器和过滤分离器分离出液体和固体杂质后进入脱硫塔底，天然气从下向上与从上而下的MDEA贫液逆流接触，其中的H2S和部分CO2被脱除，从塔底出来的湿净化气在湿净化气分离器中分离出携带的MDEA液滴后进入脱水单元。详细的流程示意图见图2.3。
天然气供气方案
天然气供气方案涉及到的内容无非就是供气问题，一般多为天然气供气项目的一些方案内容，其中就有方案内容的明细。
以下小编准备了两篇文章，可供有需要的朋友参考。
下面天然气供气方案由资料站提供。
天然气供气方案一天然气是一种优质高效清洁的能源，热值高为8000-900kcal/m3，广泛用于民用及商业燃气灶具、热水器、采暖等，在低温和高压条件下，由气体变为液体其体积约为原来的1/250。
管道输送是天然气的基本方式。
实践证明，大规模天然气输送，采用管道是最经济和有效的输送方式。
另外还可采用其他两种输送方式。
一种是液化天然气（lng），是将天然气液化后再进行储运；另一种是压缩天然气（cng）。
由于输气干线的建设受城市气化条件，经济实力，用户气价承受能力等综合因素的限制，使得输气干线难以联网，供应范围受到限制，并且只能向长输管道沿线乡镇小区供气。
因此如何满足长输管线周边中小规模乡镇小区的天然气需求，将成为我们急待解决的问题。
从经济、实用方面分析，最为适合周边乡镇小区的供气方式，就是压缩天然气输送方式。
压缩天然气（cng），是将天然气净化压缩后，储存在专门的容器内用汽车运送。
以下就cng技术应用于乡镇小区燃气供应进行方案设定。
一、供应方案分析cng输送和长输管道输送仅就投资成本相比较：（1）供气规模相同的情况下，随着运距的加大，cng输送和长输管道输送的投资及成本均呈增长趋势，其中长输管道的增幅较大。
（2）随着供气规模的扩大，长输管道的投资增加幅度相对较小，成本的下降趋势较为明显，而cng输送的投资增加幅度较大，成本降低趋势不明显，可见供气规模对cng输送方式的投资影响较大。
（3）随着供气规模的扩大，由于受拖车数量，运距、气候等因素限制，决定了cng系统供气规模不宜过大。
很显然将得出如下结论：乡镇成片小区居民用气最佳的方式是采用cng输送方式。
二、cng系统工艺流程cng系统供应城镇方式源自天然气汽车加气的子母站系统。
输气投产运营方案
输气投产运营方案一、前言随着能源需求的不断增长和环境保护的呼声，天然气作为清洁、高效的能源已成为国内外能源发展的重点。
为了满足社会发展对天然气的需求，我国天然气输气投产运营已经成为一个重点需求。
本文将就天然气输气投产运营方案进行详细规划，以确保天然气输气系统的安全、高效、节约运营。
二、输气投产运营方案1. 项目背景本次输气投产运营方案主要针对一条新建天然气管道的投产运营，该管道将从天然气生产地输送至城市或工业园区。
管道全长约300公里，设计输气能力为每天1000万立方米。
2. 项目目标本项目的目标是确保天然气输气系统安全、高效、节约运营，满足社会对天然气的需求，促进天然气产业发展。
3. 项目范围本次输气投产运营方案的范围主要包括以下内容：- 输气管道建设- 站场建设- 设备采购与安装- 管道保护- 运行管理- 安全监测4. 项目组织架构为了确保项目的顺利进行，我们将建立项目组织架构如下：- 项目经理：负责项目的整体管理和协调- 设备工程师：负责管道设备的采购与安装- 运行管理人员：负责管道的日常运营管理- 安全监测人员：负责管道安全监测与应急响应5. 项目进度计划本项目的进度计划如下：- 设计与施工阶段：1年- 调试与验收阶段：6个月- 运营阶段：长期6. 技术方案管道建设方面，我们将采用高强度钢管，并配备专业的防腐保温措施，以确保输气系统的安全和稳定。
同时，我们将建立完备的压气站和调压阀等设备，以保证天然气的正常运行。
另外，我们还将建立专业的安全监测系统，及时发现和处理管道的异常情况。
7. 资金计划本项目的资金来源主要包括政府资金、银行贷款等。
资金主要用于管道的建设、设备的采购、人员的培训等方面。
8. 风险管理为了降低项目的风险，我们将采取以下措施：- 加强安全监测：建立完备的安全监测系统，及时发现和处理异常情况- 严格管理人员：加强对运营人员的培训和管理，提高其对风险的认识与处理能力- 定期维护保养：定期对管道设备进行维护保养，确保设备的正常运行9. 运营方案为了真正达到输气系统安全、高效、节约运营的目标，我们将实施以下运营方案：- 建立专业的运营管理团队，负责管道的运行管理与维护- 设立完备的运营管理制度，确保管道的运行符合法律法规- 加强与相关部门的协作，及时掌握天然气市场需求，调整管道运营规划10. 环境保护为了保护环境，我们将采取以下环境保护措施：- 严格遵守国家环保法规，确保管道建设和运营符合环保标准- 注重管道的节能降耗，采用高效管道设备和技术，降低能源消耗- 定期对管道周边环境进行监测和保护，确保管道运营不对环境产生不良影响11. 合作方案我们将积极与相关政府部门、天然气生产企业、用户单位等形成合作伙伴关系，实现资源共享、信息互通、风险共担，推动输气系统的健康发展。
天然气管道输送及操作技术
天然气管道输送及操作技术赵会军江苏工业学院油气储运工程系二00八年十二月本课程的主要内容：1．概述2．天然气的基本特性3．天然气净化4．管路中气体流动的基本方程5．天然气管道输送6．输气站与清管技术7．天然气输送系统相关设备8．内涂层减阻技术简介第一章概述Introduction§1.1天然气在国民经济中的重要性一、什么是天然气？所谓的天然气一般是指自然生成、在一定压力下蕴藏于地下岩层孔隙或裂缝中、多组分、以烷烃为主的混合气体，从广义上讲，天然气可以说是气态的石油。
二、天然气的用途天然气是清洁、高效、方便的能源，天然气的热值较高，每立方米平均为33MJ(人工煤气为14.6，液化石油气87.8～108.7气态)，不含灰分，容易完全燃烧，不污染环境，运输方便。
它的使用在世界经济发展和提高环境质量中起着重要作用。
天然气近年其年产量增长速度高于石油与煤，在能源消费结构中的比例达23.5％（我国2～3％）。
目前世界天然气为仅次于石油和煤炭的世界第三大能源，据预测，21世纪天然气在能源消费结构组成中的比例将超过石油，成为世界第－能源。
其主要用途为：1、城镇居民、公共建筑和商业部门，约占总用量的41.5％；天然气与其他燃料相比，具有使用方便、经济、热值高、污染少等优点，是一种在技术上已经得到证实的优质清洁燃料。
天然气代替其他燃料，可以减少一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）、氮氧化物（NO）及烃类等的排放，有利于环境保护;2、工业部门，约占37％，主要用作生产化工产品和工业燃料的基本原料。
天然气的主要组分是甲烷，此外还含有乙烷、丙烷、丁烷及戊烷以卜烃类，是重要的基本有机化工原料。
以天然气为原料，可以生产出合成氨、甲醇低碳含氧化合物、合成液体燃料等种类繁多的化工产品。
至今全世界已有10％的天然气用于制取化工产品，年产量已达到16亿吨；3、发电厂，约占19％以上。
特别是采用天然气联合循环发电技术后，投资费用仅为煤炭和核发电厂2/3左右，对空气和水的污染也少，因而使得以天然气为燃料的发电厂更加具有竞争力；4、运输部门所占比例不足1％。
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*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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