油田地面建设规划设计规范

2ICS75010P71A备案号180272006SY中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T00492006代替SY004994油田地面工程建设规划设计规范PLANNINGCODEFOROILFIELDSURFACESURFACEPRODUCTIONFACILITIESCONSTRUCTION20060710发布200X0101实施国家发展和改革委员会发布SY/T0049200XI2本规范由建设部负责管理和对强制性条文的解释，由油气田及管道建设设计专业标准化委员会负责日常管理工作。中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司地址四川省成都市小关庙后街28号，邮政编码610017。目次前言III1范围12规范性引用文件13术语和定义14一般规定95建设条件96建设规模107总体布局118油气集输工程1381工艺参数1382工艺流程1483工艺设备1584油田集输管道169配套工程1791油田注水（汽）、注聚合物1792采出水处理1793给排水及消防1894供配电1895道路1996自动化控制2097通信2198防腐与保温2199生产管理及生活配套建筑22910生产维护2410节能降耗24101能耗指标24102节能措施2511劳动定员2612健康、安全与环保（HSE）29121健康29122安全29123环保2913投资估算及经济评价30SY/T0049200XII131投资估算与资金筹措30132经济评价30SY/T0049200XIII2前言本标准修订并代替SY00491994油田地面建设规划设计规范。本标准与SY004994相比主要变化如下增加了聚合物驱和稠油生产地面工程建设规划设计内容。增加了油气集输设计参数、油田集输管道、防腐与保温、投资估算与经济评价等内容。对道路、节能、自控、劳动组织、健康安全和环保、生产管理及生活配套等章节赋予了新的内容。本标准修订由石油工程建设专业标准化委员会提出并归口。本标准起草单位中国石油天然气股份有限公司石油规划总院。本标准主要起草人白晓东、巴玺立、刘忠付、李冰、王玉生、纪红、施李、舒石陵、解红军、杜秀菊、李文地、张亚菲非、许红、严明、刘飞军、惠熙祥、王瑞泉、孙铁民。本标准所代替标准的历次版本发布情况为SY00491994SY/T0049200X4油田地面工程建设规划设计规范1范围本标准适用于陆上油田地面工程新建和（或）改扩建新油田工程规划设计，滩海陆采油田地面工程建设规划设计可参照执行，老油田调整改造、滩海油田陆采方式地面建设规划设计可参照执行。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GBZ1工业企业设计卫生标准GBZ2工作场所有害因素职业接触限值GBJ16建筑设计防火规范GB433专用电话网进入公用电话网的进网条件GB/T4272设备及管道保温技术通则GB9053稳定轻烃GB17820天然气GB50183石油天然气工程设计防火规范GB90521油气田液化石油气SY/T0048石油天然气工程总图设计规范SY/T5329碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法SY/T6276石油天然气工业健康、安全与环境管理体系SY7513出矿原油技术条件YD344自动用户交换机进网要求SH3047石油化工企业职业安全卫生设计规范3术语和定义下列术语和定义适用于本标准。31油田地面工程OILFIELDSURFACEPRODUCTIONFACILITIESSY/T0049200X52油田开发，一般包括油藏工程、钻井工程、采油工程和油田地面工程等领域，通常将采油工程、油气集输工程、油田配套工程（包括注水（气、汽）、采出水处理、给排水及消防、供配电、道路、通信与自控、供热、生产维护等），通常将后两项的建设，统称为油田地面工程。32规划设计PLANNING为解决建设项目总体开发方案和建设的总体部署等重大问题所进行的总体规划设计或总体设计，统称规划设计。204油气集输OILGASGATHERINGANDTRANSPORTATION将油井中采出的油、气、水等产物加以汇集、处理、储存和输送的过程。33轻质原油LIGHTCRUDEOIL在20时，密度小于或等于08650G/CM3的原油。34中质原油MIDDLECRUDEOIL在20时，密度为0865109160G/CM3的原油。35重质原油HEAVYCRUDEOIL在20时，密度为0916109960G/CM3的原油。36稠油VISCOUSCRUDE在20时，密度大于09161G/CM3且在50时的动力粘度大于400MPAS的原油。稠油又可按粘度大小分为普通稠油、特稠油和超稠油。动力粘度大于400MPAS，且小于或等于10000MPAS的稠油为普通稠油；动力粘度大于10000MPAS，且小于或等于50000MPAS的稠油为特稠油；动力粘度大于50000MPAS的稠油为超稠油。37高凝原油HIGHSOLIDIFYINGPOINTCRUDE凝固点高于35，且含蜡量大于30的原油。38井产物WELLEFFLUENT从油井中采出的液态、气态、固态的烃和非烃混合物。39油气集输OILGASGATHERINGANDTRANSPORTATION将油井中采出的油、气、水等产物加以汇集、处理和输送的全过程。310原油处理OILTREATMENTSY/T0049200X6从原油内分离出伴生气、采出水、盐、砂和其它杂质，使原油达到商品原油质量要求。原油处理是上述各种分离过程的统称。3511注水WATERINJECTION为了保持油层压力，将水注入油层的工艺过程。其方式有正注、反注、分质注水、分压注水、轮注、间歇注水。3612采出水处理PRODUCEDWATERTREATMENT对油田采出水（包括洗井废水）进行回收处理，使其符合回用或排放要求的过程。3713气液混输GASLIQUIDMIXEDFLOW在油气输送过程中，液相和气相的流体在同一管道中输送的方式。在油田通常称为油气混输。3814掺水流程输送WATERBLENDEDCRUDETRANSPORTATION向输送原油的管道中掺入一定量的水，以降低流体在管内流动摩阻的输送方式。3915伴热输送FLUIDFLOWWITHHEATTRACING在外部热源的伴随下，保持集油管内流动介质所需输送温度的输送方式。31016气液分离GASLIQUIDSEPARATION在规定压力温度下，井产物分离成液态和气态物料的过程。31117原油脱水CRUDEOILDEHYDRATION乳化原油经破乳、沉降使原油和水分离的过程。31218原油稳定CRUDEOILSTABILIZATION脱除原油中的溶解气和易挥发组分，使饱和蒸气压符合产品标准的过程。31319天然气脱水NATURALGASDEHYDRATION采用吸附、吸收、冷冻方法，脱出天然气中水蒸汽，使其水露点符合规定的过程。也称天然气干燥。31420天然气凝液回收NATURALGASLIQUIDRECOVERYSY/T0049200X72从天然气（或油田气）中回收烃类凝液的过程。回收方法主要是冷冻分离法，又分浅冷和深冷两种工艺。321站场STATION各类井场和各种功能站的总称。包括其占有的场地、设施等。322计量站WELLTESTINGSTATION油田内完成分井计量油、气、水的站，日常生产管理中也称计量间。323配水间WATERDISTRIBUTINGSTATION接受注水站来水，经控制、计量后分配到所辖注水井的操作间。324注配间WATERINJECTIONDISTRIBUTINGSTATION具有升压功能的配水间。325注汽站STEAMINJECTIONSTATION为稠油热采提供注入蒸汽的站。326聚合物注入站POLYMERINJECTIONSTATION将聚合物母液升压、稀释后注入注入井的站。327聚合物配制站POLYMERPREPARINGSTATION将聚合物与水按比例混合，配制成聚合物母液的站。328接转站TRANSFERSTATION油田油气收集系统中，以液体增压为主要功能的站。日常生产管理中也称转油站或接收站。329放水站FREEWATERKNOCKOUTSTATION将含水较高的原油放掉大部分游离水的站称为放水站。与接转站合建的放水站，称为转油放水站。330原油脱水站CRUDEDEHYDRATIONSTATION担负原油脱水和增压输送的站。331SY/T0049200X8集中处理站CENTRALGATHERINGSTATION对油田或区块内的油、气、水集中进行处理的站场。一般包括油气水分离、原油净化和稳定、天然气净化和凝液回收、采出水处理等装置，以及供配电、给排水及消防、自控、通信、供热等设施。332增压站COMPRESSORSTATION为管输天然气增加压能的站。333矿场油库LEASEOILTANKAGE油田内部储存和外输（运）原油的油库。334出油管道CRUDEFLOWLINE自井口装置至计量站或阀组间的管道。335注采合一管道COMBINEDINJECTIONPRODUCTIONLINE从井口至分井计量站的注蒸汽、出油功能合一的管道。336集油管道CRUDEGATHERINGLINE油田内部自计量站或阀组间至有关站和有关站间输送气液两相介质的管道，或未经处理的液流管道。337原油储罐STOCKTANK油田用于储存净化原油或稳定原油的罐。338事故油罐EMERGENCYCRUDESTORAGETANK油田站场在事故状态下用于储存原油的作业罐。正常生产时应保持空闲状态。339原油外输CRUDEEXPORTATION油田对外销售原油，向用户提供商品原油的输送过程。340游离水FREEWATER也称自由水。与原油一起从油井中采出、在520MIN静止时间内仅靠重力就能从原油中析出的水称游离水。341采出水PRODUCEDWATERSY/T0049200X92从油井中与原油同时采出的水。342注水用水WATERFORINJECTION符合注水水质要求的水。通常包括注入水和洗井水。343洗井废水WELLFLUSHINGWASTEWATER注水井洗井作业返出地面的水。2015石油PETROLEUM天然蕴藏于地下岩层中，由多种烃类组成并含有非烃类杂质的复杂混合物。也是原油、天然气及其产品的总称。2016原油CRUDEOIL2018轻质原油LIGHTCRUDEOIL在20时，密度小于或等于08650G/CM3的原油。2019中质原油MIDDLECRUDEOIL在20时，密度为0865109160G/CM3的原油。2020重质原油HEAVYCRUDEOIL在20时，密度为0916109960G/CM3的原油。2021稠油VISCOUSHEAVYCRUDEOIL在20时，密度大于09200G/CM3且在50时的动力粘度大于400MPAS的原油。344湿气WETGAS每立方米气中戊烷及更重的烃类组分按液态计，大于10ML的天然气。345干气DRYGAS每立方米气中戊烷及更重的烃类组分按液态计，小于10ML的天然气。346伴生气ASSOCIATEDGAS与石油共生的天然气，也称油田气。32447天然气凝液NATURALGASLIQUIDNGL从天然气中回收的烃类混合物的总称。一般包括乙烷、液化石油气和稳定轻烃。32548液化石油气LIQUEFIEDPETROLEUMGASLPG以丙烷、丁烷为主要成分的液态石油产品。SY/T0049200X10349天然气水合物GASHYDRATES在一定的温度和压力下，天然气中的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、二氧化碳等和水形成的冰雪状晶体。350水露点WATERDEWPOINT天然气在一定压力下析出第一滴水时的温度，也称水露点。351净化原油PURIFIEDCRUDE经脱除游离和（或）乳化状态的水、脱盐、脱酸后，符合产品标准和工艺要求的原油。2026天然汽油NATURALGASOLINE352稳定原油STABILIZEDCRUDEOIL经稳定后饱和蒸气压符合产品标准的原油。2027井产物WELLEFFLUENT从油井中采出的液态、气态、固态的烃和非烃混合物。2028采出水PRODUCEDWATER从油井中与原油同时采出的水。2029注水用水WATERFORINJECTION符合注水水质要求的水。通常包括注入水和洗井水。2030洗井废水WELLFLUSHINGWASTEWATER注水井洗井作业返出地面的水。33153原油凝点FREEZINGPOINTOFCRUDEOIL原油试样在规定条件下，冷却至停止移动时的最高温度。露点DEWPOINT天然气在一定压力下析出第一滴水时的温度。也称水露点。33354井口回压WELLHEADBACKPRESSURE自喷井节流阀（油嘴）后的压力。其数值等于出油管道水力摩阻、位差和第一级油气分离器压力之总和。33455SY/T0049200X112井口压力WELLHEADPRESSURE机采井的出口压力。其数值等于出油管道水力摩阻、位差和第一级油气分离器压力之总和。2035联合装置COMBINEDUNIT为简化生产流程或减少设备、降低消耗、节约能量和占地等目的，将两个或两个以上装置合并组成的组合体。33656井口装置WELLHEADASSEMBLY安装在井口上的、实现井的生产过程的组合体。一般包括套管头、油管头和采油树。357联合装置COMBINEDUNIT为简化生产流程或减少设备、降低消耗、节约能量和占地等目的，将两个或两个以上装置合并组成的组合体。358气油比GASOILRATIO通常指的是生产气油比，即生产井每日天然气产量（M3）与原油产量（T）的比值。359滩海陆采油田BEACHSHALLOWSEAOILFIELDOFTERRESTRIALDEVELOPMENTMODE距岸较近、有路堤与岸边相连，并采用陆地油田开发方式的滩海油田。360腐蚀环境CORROSIVEENVIRONMENT含有一种或多种腐蚀因素的环境。361防腐层ANTICORROSIVECOATING覆盖在金属表面以达到抑制腐蚀的保护层。362阴极保护CATHODICPROTECTION通过降低腐蚀电位而达到的电化学保护。363外加电流IMPRESSEDCURRENT通过外部电源施加的电流，也称强制电流。364牺牲阳极SACRIFICIALANODE依靠自身腐蚀速度的增加而提供阴极保护电流的金属或合金365SY/T0049200X12监控和数据采集系统SUPERVISORYCONTROLANDDATAACQUISITIONSYSTEM（SCADA）一种以多个远程终端监控单元通过有线或无线网络连接起来，具有远程监测控制功能的分布式计算机控制系统。366分散控制系统DISTRIBUTEDCONTROLSYSTEMDCS一种控制功能分散、操作显示集中、采用分级结构的计算机控制系统，也称为分布式控制系统，或集散控制系统。其目的在于监控及管理一个生产过程或一个工厂。367可编程序控制器PROGRAMMABLELOGICCONTROLLERPLC一种数字运算操作的电子系统，专为在工业环境下应用而设计。它采用了可编程序的存储器，用于在其内部存储执行逻辑运算、顺序控制、定时、计数和算术运算等操作的指令，并通过数字或模拟式的输入和输出操作，来控制各种类型的机械或生产过程。368远程终端单元REMOTETERMINALUNITRTU一种针对通信距离较长和工业现场恶劣环境而设计的具有模块化结构的特殊的计算机控制系统，它将末端检测仪表和执行机构与远程主计算机连接起来，具有数据采集、控制和通信功能，它能接收主计算机的操作指令，控制末端的执行机构动作。369站控计算机系统STATIONCONTROLSYSTEM（SCS）应用于油气田生产站场的计算机控制系统，具有快速的信息响应能力及相应的信息处理分析功能，完成站内的运行管理及控制包括就地及远方控制管理两种方式，例如事件记录、开关控制及与SCADA的数据通信功能。370工业控制机系统INDUSTRYPROCESSCONTROL（IPC）一种可用于工业环境的个人计算机，模拟、数字等输入/输出接口板（卡）通过计算机内部总线连接从而使计算机具有对生产设备和生产过程进行监控的功能。371油田专用监控装置OILFIELDSPECIFIEDSUPERVISORYCONTROLSYSTEM是针对油田站场工艺技术研发的专用监控系统。SY/T0049200X132SY/T0049200X144一般规定41油田地面工程建设规划设计应执行本标准，本标准是评估、审批油田地面工程建设规划设计的重要依据，也是审查工程项目可行性研究、初步设计和衡量建设水平的尺度。42油田地面工程建设规划设计应坚持以经济效益为中心，以科学的发展观为指导，实现可持续发展；应遵循土地管理、矿产资源、环境保护、劳动安全卫生、投资控制等国家有关的政策和法规；。应坚持技术先进、经济合理、安全适用、确保质量、综合利用、节能降耗的原则。43油田地面工程建设规划设计应与油藏工程、钻井工程、采油工程相结合，坚持地上与地下整体优化设计，根据油田开发分阶段的具体要求，统一论证，统筹规划，分期实施，以确保油田开发建设取得好的经济效益。44油田地面工程建设规划设计选用的主要工艺和设备应坚持技术先进适用、经济高效、安全环保、节能降耗的原则，积极采用国内外成熟适用的新工艺、新技术、新设备、新材料，做到技术配套，提高经济效益。45积极应用计算机辅助设计技术，推广应用和优化设计软件，加强油田地面工程建设规划方案优化设计，工艺技术流程、总体布局、设备选型等应根据建设条件，经多方案技术、经济比选确定。46对已审批的油田地面工程建设规划设计，不应任意改动工程内容、主要工艺流程、总体布局、建设规模、工程量、建设标准和投资规模。当需作重大改动时，应补充论证，并应得到原审批部门的批准。5建设条件51进行油田地面工程建设规划设计时，应首先了解本油田和周围相关地质勘探结果油田的近远期开发规划和油藏特征。52应具有油藏工程、钻井工程、采油工程的设计方案或布置规划，包括油田含油面积、地质储量、开发方式、井网形式、布井数量、注采井比例、钻井方案、采油方式、采油速度、分区块平均单井日产油量和产液量、气油比、注入介质及标准、注入时间、注入方式、注入压力、注入量、油气水物性和化学组成，以及油田10A或10A以上的产油、产液、产气、综合含水预测数据等。53应了解与新建油田附近相关的老油田的生产建设情况，包括油气集输工程和其他其它配套工程的现状能力和规划，以及与新油田的衔接条件等。54根据国家资源配给和市场需求情况，确定原油外输（运）流向。55应了解国家和地方政府对油气产品的运输、加工、销售政策和价格政策，包括以及油气的外运方式、运输能力、运输目的地、油田自耗油气的供给、石油化工发展的长远布局等。SY/T0049200X15256应对油田所处地理环境条件进行调查，包括地形、地貌、水系、工程地质、水文地质、抗震设防烈度、自然灾害、气象资料、生态条件和环境保护要求等。具有足够范围的15000或110000的地形图。57应了解影响油田地面工程建设的地方因素，包括民族构成、人文风俗、工农业生产、地方经济发展规划、城市发展规划、生活水平、文教卫生、交通运输、土地征用、水源、电源、通信、燃料、地方建筑材料和劳动力等有关条件。58应了解油田地面工程建设所需主要设备材料的先进性和可靠性性能、价格以及国内外供货渠道，、包括市场价格、产品质量、交货周期、与石油工业的合作历史以及对油田经济效益的影响程度等。59应明确对油田地面工程建设的投资主体和资金来源，（包括银行贷款、自筹资金、和利用外资）以及贷款利率、贷款偿还期等。6建设规模61油田地面工程建设规划设计的规模，应以油田开发设计所确定的生产能力为依据，并考虑市场需求，宜适应相关开发接替层位或周边区块的负荷要求，按开发设计中的有关数据配套建设各系统能力，三次采油地面工程新增建设规模应充分利用开发区块内地面已建水驱的能力，各系统规模可根据开发和生产需要分期建设，工程适应期应与油田调整改造期相协调一致，宜为10A以上。早期注水油田一期工程规划宜按油田综合含水率50确定，可分阶段实施。62计量站宜建设在油田采油井组的适中位置，计量站管辖井数应根据油田开发所要求的单井计量周期合理确定，一般宜为830口。63接转站的规模应根据多方案经济对比选后确定，在工程适应期内其负荷率不应低于60。一般水驱接转站管辖油井的集输半径不应宜小于5KM，转输液量不宜大于7000T/D，聚驱接转站转输液量不宜大于10000T/D。接转站一般不设事故油罐，当生产确实需要时，可设事故油罐，容积可按该站4可按该站4H24H设计液量计算计算。64油田原油脱水站宜与其它功能的站联合建设，集中处理站数量应尽量少。当油田产能小于300104T/A且油田面积不超过50KM2时，宜建一座集中处理站；当油田内各个产油区块相距较远，经方案比选需分散建设集中处理站时，每座站的规模不宜小于30104T/A，否则应单独进行论证。65集中处理站（或原油脱水站）的规模应根据开发10A预测资料中稳产期的油量，并结合实际生产条件确定，集中处理站（或原油脱水站）的事故油罐可设1座，其容积应按该站1D的设计油量计算。在工程适应期内，集中处理站（或原油脱水站）的规模可适应油田产量80120的变化范围，其负荷率不应低于60。66原油稳定装置的设计规模应与所辖油田或区块的产油量相适应，允许波动范围宜取80120，装置的年运行时数宜取8000H。在工程适应期内，装置负荷率不应低于60。407油田原油储罐宜设在油田矿场油库，也SY/T0049200X16365MTV可设在距离油田矿场油库或外输首站较远的集中处理站。687油田原油储备天数应根据原油外输方式，通过技术经济评价技术经济比选确定。原油以管道外输的油田，储备天数不应少于3D；原油以铁路或公路外运的油田，应根据运输距离、原油产量及其在铁路运输中所处的地位等因素综合确定，储备天数一般不应少于5D；原油以轮船外运的油田，储备天数至少应为来船周期再增加3D；拉油的采油井场应设储油罐，储存时间宜为27D。698原油储罐的总容量应按下式计算确定（1）式中V原油储罐的总容量，单位为立方米（M3）；M油田原油储运设施的设计能力，单位为吨（T），取油田原油生产能力的12倍；储存温度下的原油密度，单位为吨每立方米（T/M3）；原油储罐装量系数，固定顶油罐可取085，浮顶油罐可取090；储存起泡原油时，固定顶油罐可取075，浮顶油罐可取080。T油田原油储备天数。6109油田伴生气集输处理工程的设计规模，可按所辖区块及周边油田油藏工程方案提供的产气量或根据开发规划提供的产油量和气油比计算确定，其规模可适应油田产气量80120的变化范围。当油气集输加热以湿气为燃料时，应扣除相应的集输自耗气量。装置的年运行时数宜取8000H。610油田注水系统的规模，应根据已批准的油田油藏工程方案进行设计，可根据实际情况分期建设，注水站的建设规模宜适应10A的需要。611注汽站建设规模应根据稠油开发规划方案确定，并与采、集、输工艺相结合，宜适应吞吐向汽驱的转换，以减少从吞吐转汽驱的调整工作量。612聚合物配制站的设计规模，应按开发规划确定的各个生产阶段的最大规模优化确定。613油田采出水处理工程的规模，应以油田油藏工程方案为依据，与原油脱水及注水工程相适应，并结合洗井水回收等情况综合确定，工程实施可根据采出水预测数据分期建设，工程建设规模宜适应10A的需要。614油田消防站的布局与规模应符合GB50183的规定。61115油井的年生产天数自喷油井宜按330D计算，机械采油井宜按300D计算。SY/T0049200X1727总体布局71油田地面工程建设总体布局应根据油田油藏构造形态、油藏构造形态、生产开发井的分布及自然条件等情况，以油气集输系统为主体，统筹考虑注水（注气、汽）、采出水处理、给排水及消防、供配电、通信与自控、道路、生产维护及生活设施等配套工程，经技术经济对比确定。各种管道、电力线、通信线、数据光缆等宜与道路平行敷设，形成线路走廊带。72油气集输系统应根据技术经济对比优化布站，选择一级布站、二级布站或三分级布站方式。宜按计量站、集中处理站两级布站，计量站的布置应符合本标准62的规定；选择三级布站方式时，接转站的布置应符合本标准63的规定。73聚合物油井采出液的集输和游离水脱除宜单独成系统，但乳化油脱水可利用水驱系统的剩余能力。新建聚合物驱采出液接转站和放水站应靠近水驱站建设，以实现后期生产设施和能力相互利用和调配。采油井口压力应满足第一级油气分离器合理的压力要求。74合理利用油井流体的压力能，适当提高集输系统压力或采用油气混输技术，扩大集输半径，减少油气中间接转，降低集输能耗。75单井产量低、油井分散的油田或边远的零散油井宜采用车拉、船运等简易活动的集油方式；实施滚动勘探开发的油田，其早期生产系统应先建设简易设施再逐步完善配套；滩海陆采油田的开发建设应充分依托陆上油田已建设施，尽量简化滩海陆采平台油气生产及配套设施。76注水站、采出水处理站、35KV变电站应靠近负荷中心并尽量与油气处理站联合建设。通信中心站应与二级生产管理机构布建在一起。77注水站的布局应与生产辖区相结合，通过多方案优选确定。注水站宜设在负荷中心和注水压力较高或有特殊要求的地方，并宜与油田其它站场联合建设。78注汽站的布局应通过多方案优选确定，一般宜设在热负荷中心，供汽半径应满足油藏工程方案提出的注汽参数要求。79聚合物配制站的布局应按聚合物驱区块的开发建设次序统一安排，对于面积较小的油田，可建成配制、注入合一站，对于面积较大的油田，可采用集中配制、分散注入方案。710应根据油田地面工程建设规模，并结合油田所在地区的电力系统现状和发展规划，确定供电方案。原油产能大于30104T/A的油田宜有两个独立供电电源，无条件时，也可按单电源双回路供电。7611油田原油外输管道的首站宜与矿场原油库和（或）集中处理站联合建设。其位置应符合原油、天然气外运方向的要求；油田原油储罐宜设在油田矿场油库，也可设在距离油田矿场油库或外输首站较远的集中处理站。7712铁路外运原油库宜布置在现有最近火车站备用线一侧，且距车站应大于1KM。7813根据油田地面生产和生活用水水质、水量要求，在掌握地下水分布或江河湖泊、人工水库SY/T0049200X18地面水文资料的基础上，确定水源规模及水厂、供水泵站的位置，并同时根据用户分类确定水量分配和及供水干、支管网的走向。7914根据油田所处地区的泛洪历史和自然环境条件，在符合所在江河流域防洪规划前提下，结合油田内部道路布置综合确定油田防洪方式，布置防洪堤、排涝泵站、干渠、支渠等。站场的防洪排涝设计应与油田防洪排涝统一考虑，且符合国家规划中的防洪排涝规划，一般油气集输站场不宜建在卸泄洪区内。71015根据油田生产和生活用电总负荷，结合地方电网供电能力和分布现状，确定110KV变电站、35KV变电站和自备电站的数量、规模和位置，并同时确定电力线分布和走向。71116根据油田油水井、站场的布置及生产管理和生活区建设要求，结合地方道路现状及规划，确定油田道路等级，布置油田专用道路网。油田内部道路的总体布局，应与其它各系统的总体布局相协调。为满足建设初期交通运输的需求，油田分区块的主干道和次干道应优先建设，支道和辅助道可分期建设形成油田交通运输网。（总图3210）71217新成立的油田一级管理机构，其生活基地宜设在油田附近人口聚居的城镇，并相对集中配套建设职工生活区。生活基地宜位于排放有毒、有害气体站场全年最小频率风向的下风侧。当远离城镇时，也可单独建设石油职工生活基地，但应进行论证。71318各类站场的布置应节约用地，科学利用地形、地物等自然条件，少占耕地、林地，减少拆迁工程量和土（石）方工程量，凡有荒地可利用的地区不应占用耕地，凡有劣地可利用的地区不应占用良田，并应符合国家土地管理的有关规定。为满足油田滚动开发要求，可适当预留扩建用地。5014为油田配套建设的大型系统工程，如石化厂、自备电厂等，应布置在油田区域之外。71519站场址的选择应符合现行环境保护法及SY/T0048的规定，防止正常生产时的废水、废气、废渣对自然环境和人文环境的污染。产生高噪声的站场，应远离居民区、学校和医疗区。站场址应与相邻企业和建（构）筑物保持一定的距离，其与相邻建（构）筑物的防火间距应符合GB501832004的规定。71620油田总体布局应与建设区内国家规划中的防护林工程相协调一致。道路两侧、各类站场内和职工生活基地宜规划绿化带和绿化区。可根据当地自然条件、不同植物的生态习性，选择抗污染能力强、净化空气能力好或对环境敏感具有监测性能的植物。8油气集输工程81工艺参数811油气集输工程选用的工艺参数应科学、经济、合理。812油气集输工程主要工艺参数A）机械采油井井口压力宜按1015MPA规划设计。，边远低产油田的机械采油井采用管道集输时，井口压力可为1025MPA。，自喷井井口回压可为油管压力的0405倍；SY/T0049200X192B）油井产量计量宜采用周期性连续计量。每口井每次连续计量时间宜为48H，油、气产量波动较大或产量较低的井，计量时间可为824H。每口井的计量周期宜为1015D，低产井的计量周期可为1530D；C）计量站计量分离器工作压力宜为06MPA08MPA；接转站气液分离器工作压力宜为015MPA020MPA；压油流程含水油进脱水站压力宜为025MPA035MPA，对于气油比和油压较高的油井可适当提高进站压力；泵输流程含水油进脱水站压力应不小于040MPA；D）油气分离的级数和各级分离压力应根据油气集输系统压力和油气全组分综合确定，分离级数宜为24级；E）两相分离器的液相停留时间，处理起泡原油时宜为520MIN，稠油宜为510MIN，处理其它原油时宜为13MIN；F）原油脱水温度和沉降时间，应根据油品性质以及破乳剂种类和加入量，经试验优选确定。稠油热化学压力沉降时间宜为3060MIN，常压沉降时间宜为1224H，其它原油热化学沉降时间宜为1530MIN；G）采用掺热水集输的油井，掺水出站温度应根据油田具体情况优选确定，但不宜高于70，油井热洗清蜡温度不宜高于80；含水油进脱水站温度可根据试验情况确定，宜高于原油凝固点35；6H）进电脱水器的原油含水应不大于30，聚合物驱原油含水不应大于20；7I）由脱水设备排出输往采出水处理站的含油污水，水驱含油污水含油量不应大于1000MG/L。聚合物驱含油污水，含油量不宜大于3000MG/L；特稠油、超稠油，污水含油量不宜大于4000MG/L；8J）净化原油的含水率应符合SY7513的规定，即石蜡基原油不应大于05，中间基原油不应大于10，环烷基原油不应大于20。特稠油及超稠油含水率可根据原油用途和用户要求确定，但不应不大于5；9K）油田内部非稠油集输油管道的液体流速宜为0820M/S，稠油集输管道的液体流速宜为0312M/S；10L）稳定原油在最高储存温度下的饱和蒸气压的设计值不宜高于当地大气压的07倍；M）采用11掺水出站温度应根据油田（区块）具体情况优先确定，但不应高于70，油井热洗清蜡温度不应高于80，含水油进脱水站温度宜高于原油凝因点35，进接转站温度应根据进脱水站的温度计算确定。拉油方式的采油井场宜设可移动储油设施，储存时间宜为27D。82工艺流程821油气集输工程应采用先进成熟的工艺技术，尽可能简化工艺流程，提高整个系统的密闭程度，降低能耗和油气损耗，确保安全生产。822油气集输工艺流程的选定应充分利用原油物性、油田开发生产数据及地理自然环境的有利条件。SY/T0049200X20823根据加热保温方式的不同，油气集输的基本流程宜采用以下五四种典型流程井口不加热单管流程、井口加热单管流程、井口掺水（油液）双管流程、单管环状掺水流程、。在特殊条件下，经技术经济比选也可采用井口热水伴热三管流程。824凝固点低于集输管道最低环境温度的轻质原油和井口出油温度高于集输系统要求的中质原油，且生产气油比大于30M3/T的油田，油气集输工程宜采用井口不加热单管流程。825凝固点高于油气集输管道最低环境温度的轻质原油和中质原油、单井原油产量大于10T/D、生产气油比大于于30M3/T，且采油井能连续生产的油田，油气集输工程可选用井口加热单管流程，也可选用井口掺水（液）双管流程。826高含蜡、高凝固点、高粘年度的中质原油和重质原油的油田，油气集输工程宜采用井口掺水（液）双管流程。对于稠油，当有条件时，也可以采用井口掺轻质原油的双管流程或采用蒸汽伴热流程。827凝固点高于集输管道最低环境温度的轻质原油和中质原油，且单井原油产量小于5T/D的油井宜采用单管环状或双管掺水（液）流程。828对于含水率已超过原油转相点，且进入高含水期生产的大液量油井（或采取管道埋到冻土层以下等措施），可根据现场试验情况，采用或改为井口不加热单管流程。滩海陆采油田油井应根据原油物性和井产物温度，优先采用单管常温流程或井口加热单管流程。829原油脱水工艺应根据原油性质、含水率、乳状液的乳化程度及采出液中三次采油驱油剂的类型和含量、破乳剂性能等，通过试验和经济对比确定。原油脱水工艺方式宜在集输温度下预脱除游离水，其乳化水部分采用热化学沉降脱水、电化学脱水等方式或不同方式的组合。低产低渗透油田宜采用合一设施进行原油脱水处理，稠油脱水宜采用热化学沉降脱水工艺。8210应根据油品物性和技术、经济评价结论确定是否配套建设原油稳定、天然气凝液回收设施。原油稳定工艺应根据原油组成、油品物性、原油稳定的深度及产品要求等因素，并综合考虑与其相关的工艺过程，经技术经济比较后确定。8211当在常压下原油蒸发损耗率低于02时（质量分数），或原油中C1C4组分潜含量小于05时，可不进行原油稳定处理，但与其它工艺过程相结合能取得较好经济效益时，也可进行稳定处理。8212当气油比高、天然气产量较大且集输压力较高时，原油稳定宜采用多级分离工艺；原油中轻组分C1C4含量在25（质量分数）以下，原油脱水或外输温度能满足负压闪蒸的需要时，宜采用负压闪蒸稳定工艺；原油中轻组分C1C4含量大于25（质量分数）时，可采用正压闪蒸稳定工艺，当有余热可以利用时,即使原油中轻组份低于25（质量分数），在保证出矿原油质量的条件下，也可采用正压闪蒸稳定工艺或分馏稳定工艺。8213为抑制防止天然气在管道输送管道中生成水合物和防止冻堵并腐蚀管道，腐蚀，的防止可采用天然气脱水、加热、保温或向天然气中加入抑制剂，也可采取加热、保温等措施，应使确保天然气集输温度高于水合物形成温度3以上。8214天然气凝液回收的工艺方法应根据天然气的气量、组成、压力、产品要求及收率等因素，经SY/T0049200X212方案比选后确定。回收乙烷及更重烃类为主的装置，乙烷的收率宜为5085；回收丙烷及更重烃类为主的装置，丙烷的收率宜为6090。液化石油气应符合GB90521的规定，稳定轻烃应符合GB9053的规定，经天然气凝液回收处理后的天然气应符合GB17820的规定。83工艺设备831油气集输工程应优先采用国内先进、适用的高效设备。当需要引进国外设备时，应进行技术经济论证。832站库内的原油储罐应采用地面立式钢制储罐，油田内部未稳定原油储罐及事故油罐应选用固定顶油罐，单罐容量为10000M3及以上的稳定原油储罐宜采用浮顶油罐。833接转站、脱水站设置的选用的各种气液分离、脱水或“合一”设备，当1台检修或因故停运，其余容器的负荷不大于设计处理能力的120时，可不设备用。834各类站场原油加热炉的设置台数，一般宜为13台，不得设备用炉，但在低负荷下有1台检修时，其余加热炉能维持生产。加热炉的设计效率不应低于85，单台加热炉负荷率宜为80100。835输油泵的选择应根据所输送的介质化学性质和组成确定，含水原油和净化原油的输送宜选用离心泵，油、气、水混输时，宜选用油气混输泵，稠油输送宜选用容积泵。连续运行的输油泵一般选23台，不宜超过4台，其中备用泵1台。掺水泵和其它不连续运行的泵，可不设备用泵。对于输量变化较大的泵可采用变频调速技术。离心泵泵效不应低于75，容积泵泵效不应低于80。836天然气增压输送压缩机的选择，当气源稳定、气量较大时宜选用单机组运行的离心式压缩机，气量更大时可设置二台以上，但不设备用机组。离心式压缩机的设计效率不应低于70。837当气源不稳定、气量较小时宜选用往复式压缩机，一般为24台，其中可设备用压缩机1台。大排量活塞往复式压缩机的设计效率不应低于80。838当气量较小、进气压力比较平稳时，可选用螺杆式压缩机；当气质较贫时，可选用喷油螺杆式压缩机。在有条件的地方，也可选用天然气引射器对低压天然气进行增压。839压缩机的驱动机可采用电动机或燃气机。在无电源或电力不足的地方，往复式压缩机宜采用燃气发动机驱动，功率较大的离心式压缩机宜采用分轴燃气轮机驱动，余热宜加以利用。84油田集输管道841集输管道材质应根据技术经济比较比选管道材质确定，输送腐蚀介质或在严重腐蚀环境中的管道应积极选用非金属管道。642油田内部集输油管道的液体流速一般为082M/S。油田内部稠油集输管道的液体流速一般为0312M/S。8432采油井到计量站及计量站到接转站的集油管道管径应满足正常集油生产运行和事故处理中进接转站温度、和压力和井口回压所规定的要求。8443出油管道管径应按油田油藏工程方案提供的所辖油井日产油量、气油比、原油含水率、掺水（液）量以及进站温度和压力确定，且公称直径不应小于40MM。SY/T0049200X228454集油管道管径应按计量站所辖总井数产液量、产气量、原油含水率、掺水（液）量以及进站温度和压力确定，且水驱管道公称直径不宜大于200MM，聚驱管道公称直径不宜大于300MM。8465接转站至脱水站输含水油管道管径应按接转站所辖总井数产液量、原油含水率及进脱水站温度和压力、外输泵的特性确定；接转站至集中处理站的（未处理天然气）集气管道，应按接转站最大集气量确定。8476脱水站外输净化油管道管径应按脱水站所辖总井数产油量、进下一站点温度和压力、外输泵的特性确定。8487经泵增压输送原油或油水混合液的输油管道，应按输油（液）的12倍计算，同时应进行热力校核。8498油田集气管道水力计算采用的气量，未经净化处理的湿气应为设计输气量的1214倍，净化处理后的干气应为设计输气量的1112倍。849集输管道直管段钢管壁厚应按下式计算（2）CTFPD2S式中管道壁厚，单位为毫米（MM）；P设计压力，单位为兆帕（MPA）；D管道外径，单位为毫米（MM）；S钢管最低屈服强度，单位为兆帕（MPA）；F设计系数；钢管焊缝系数，无缝钢管取10；T温度折减系数，温度低于120，T值取10；C管道腐蚀裕量，单位为毫米（MM）。95配套工程91油田注水（汽）、注聚合物711油田注水系统的规模，应根据已批准的“油田开发方案”进行设计，可根据实际情况一期或分期建设，注水站的建设规模一般应适应510年的需要。9121注水基本流程宜采用以下几种典型流程集中高压多井或单井配水方式（注水站配水间注水井），低压供水、分散高压多井集中配水或单井配水方式（水处理站注配间注水井），滚动开发的断块小油田也可采用活动注水设施。应根据注水生产工艺、井网布置形式、注水方式、注水压力、注水水质特点等因素，通过技术经济对比比较，优化优选确定，。应尽力考虑提高系统效率，降低注水单耗。713注水站的布局应符合油田总体规划要求，应与生产辖区相结合，通过技术经济对比，优化确定。注水站宜设在负荷中心和注水压力较高或有特殊要求的地方，并宜与油田其它厂站联合建设。SY/T0049200X2329142注水水质应符合油田制定的水质标准。未制定注水水质标准时可按SY/T5329执行。9153注水压力等级应按油田开发要求设计，满足所辖注水井最大注水压力的需要。从注水站到最远处端点井的压降不宜大于10MPA。9164注配间或配水间所辖的注水井数，应根据井网布置和单井注水管道允许的压降，通过技术经济对比确定，可并应留有适当扩建位置。注配间或配水间宜与原油集输计量站联合设置。915油田注水应选用效率高、质量可靠的注水泵。规模较大、注水压力较低的注水站应选用高效离心泵，规模较小、注水压力较高的注水站应选用高效柱塞泵。独立的注水站，当离心泵运行泵少于4台时，可设1台备用泵；柱塞泵运行泵少于3台时，可设1台备用泵。当注水站连网建设或当注水泵检修对注水无明显影响时，可酌情减少或不设备用泵。916聚合物配制站的设计规模和母液配制工艺，应按已批准的油田油藏工程方案规定的前置液、目的液和驱替液注入时间、注入周期、母液注入量、注入浓度、注入压力等基础参数综合优化确定。聚合物分散、熟化和母液输送设备应优先选用国产设备；单套装置处理能力和组合规模，既要有利于控制投资，又要便于生产管理；应按设计要求控制聚合物母液体系的粘损。917聚合物注入站辖井数宜为1530口，单井注入压力和注入量要求比较稳定的油田或区块宜选用一泵多井式，注入压力和注入量波动较大的油田或区块宜选用单泵单井式。注入站可不设在线备用注入泵，宜根据生产需要，适量集中设置。应严格按设计要求调配注入液浓度，并保证注入井井口注入液粘度的设计要求。918有可使用条件的聚合物注入站宜采用橇装可搬迁式注入站。919注汽站锅炉为2台或2台以上时，宜选用同型号的锅炉。注汽站不设备用锅炉，锅炉热效率不应低于85，锅炉利用率不应低于80。92采出水处理921应根据油田采出水性质、化学组成及回用或排放水质标准要求，经技术经济比较，选用流程短、适应性强、效率高的油田采出水处理工艺。采出水处理工艺宜采用除油、沉降、浮选、旋流、横向流聚结、过滤等流程。721油田采出水处理工程的建设规模，应以“油田开发方案”为依据，与原油脱水工程相适应，并结合洗井水回收等情况分析确定，可根据采出水预测数据一期或分期建设，工程建设规模一般应适应510年的需要。9222在水质除油和去除杂质处理工艺中，宜优先选用新型压力除油装置（横向流聚结除油器、气浮装置等）和新型压力过滤装置（核桃壳滤罐、改性纤维球滤罐等）。大规模污水处理站，开式沉降除油罐确有优势的，经方案论证也可选用。对于高矿化度采出水处理应采用密闭流程。9223高含聚采出水与水驱采出水宜分别收集处理。新建含聚污水处理站的规模和处理工艺应按油田采出水处理总体规划为后期水、聚驱采出水调配创造条件。9244采出水处理系统中应设置排泥设施，排放的污泥应进行妥善处理或处置，不应对环境造成污染。SY/T0049200X249255同一油田相邻采出水处理站间宜设置连通管道，将原水和处理后污水分别连通，以充分利用水资源并减少事故外排量。93给排水及消防931对独立、分散的水源油田水源规划设计时，应进行水资源综合勘察评价或具有必要的水文地质勘察资料论证，在保证水量充沛、水量和水质较好的前提下，对水源的选择应单独论证，应充分