油田油气集输设计规范

油田油气集输设计规范本规范以国家标准GB50350-2015为核心，结合相关行业标准，明确油田油气集输工程设计的技术要求、基本原则及关键环节规范，适用于陆上油田、滩海陆采油田和海上油田陆岸终端油气集输工程设计，是保障工程技术先进、经济合理、安全可靠、节能环保的核心依据。1总则1.1制定目的为在油田油气集输工程设计中贯彻执行国家现行有关法规和方针政策，统一技术要求，保证设计质量，提高设计水平，使工程达到技术先进、经济合理、安全可靠、节能环保，运行、管理及维护方便，制定本规范。1.2适用范围本规范适用于陆上油田、滩海陆采油田和海上油田陆岸终端油气集输工程设计。新增海上油田陆岸终端适用范围，是本次规范修订的重要内容之一。1.3遵循原则油田油气集输工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。设计应依据批准的油田开发方案和设计委托书或设计合同规定的内容、范围和要求进行，兼顾与油藏工程、钻井工程等相关工程的协同性。1.4规范属性本规范为国家标准，编号GB50350-2015，于2015年12月3日发布，2016年8月1日起实施，由中华人民共和国住房和城乡建设部、中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局联合发布，代替原国家标准GB50350-2005（原规范中油田油气集输部分），原规范同时废止。本规范由住房城乡建设部负责管理和对强制性条文的解释，由石油工程建设专业标准化委员会负责日常管理，由大庆油田工程有限公司负责具体技术内容的解释。2术语本规范明确了油田油气集输相关核心术语，统一行业表述，关键术语如下：油气集输：在油气田内，将油气井采出的油、气、水等加以汇集、处理和输送的全过程。轻质原油：在20℃时，密度小于或等于0.8650g/cm³的原油。中质原油：在20℃时，密度大于0.8650g/cm³、小于或等于0.9160g/cm³的原油。重质原油：在20℃时，密度大于0.9160g/cm³、小于或等于0.9960g/cm³的原油。稠油：温度在50℃时，动力黏度大于400mPa·s，且温度为20℃时，密度大于0.9161g/cm³的原油，按黏度可分为普通稠油、特稠油、超稠油。高凝原油：含蜡量大于30%，且凝固点高于35℃的原油。净化原油：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。采油井场：设置采油井生产设施的场所。石油天然气站场：具有石油天然气收集、净化处理、储运功能的站、库、厂、场的统称，简称油气站场或站场。计量站：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。接转站：在油田油气收集系统中，以液体增压为主的站，日常生产管理中也称转油站。3基本规定3.0.1油气集输工程设计应依据批准的油田开发方案和设计委托书或设计合同规定的内容、范围和要求进行，兼顾工程分期建设需求，分期建设规模应根据开发方案提供的23年以上开发指标预测资料确定，工程适应期一般为23年以上，相关设施在按确定规模统筹考虑的基础上，可根据实际情况分阶段配置。3.0.2设计应遵循“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，注重节能环保，优先采用成熟、可靠、先进的工艺技术和设备，降低能耗、减少污染物排放，确保工程长期稳定运行。3.0.3油气集输系统的设计能力应满足油田不同开发阶段的产量需求，预留合理的扩建空间，适应油气产量递减或调整的变化。3.0.4本规范中以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行，包括第4.3.11、4.5.12、10.2.2、11.2.7、11.7.6、11.8.9条。4油气收集4.1一般规定油气收集系统应根据油田地质构造、油气井分布、地形条件及油气性质，合理选择集输方式（如单管集输、双管集输、三管集输等），确保油气收集高效、节能、安全。集气设计能力应按设计委托书或设计合同规定的年最大集气量计算，每口井年生产天数按330d计算，天然气流量按标准参比条件（温度293.15K，压力101.325KPa）的体积计算。4.2采油井场采油井场的设计应符合下列要求：井场布置应紧凑合理，便于操作、检修和应急处置；井场应设置必要的计量、分离、加热、增压等设施，满足油气收集的工艺要求；井场管线布置应避免交叉、碰撞，管线敷设应符合相关规范，确保安全可靠；井场应设置安全防护设施，包括紧急切断阀、防火、防爆、防静电等装置。气井井口应安装井口高低压紧急关断阀，进出集气站的天然气管道上应设截断阀，截断阀应具有手动功能，并设置在操作方便及事故发生时能迅速切断来源的地方。4.3原油泵输原油泵输系统的设计应根据原油性质（黏度、密度、含蜡量等）、输送流量、输送距离及地形条件，合理选择泵的类型、规格和台数。新增混输泵选择的相关内容，明确混输泵的选用应结合介质特性、输送参数综合确定。原油泵的扬程应满足克服管道阻力、位差及终端压力的要求，同时预留一定的富裕量；泵的布置应便于操作、检修和维护，泵房应设置通风、防爆、防火等设施；原油泵进出口应设置阀门、过滤器、压力表、温度计等仪表，确保泵的安全稳定运行。4.4天然气增压当天然气井口压力不足，无法满足集输要求时，应设置天然气增压设施。下列情况宜选用往复式压缩机：气源不稳定或气量较小的低压天然气增压；高压注气和高压气举；要求压比较大的天然气增压。室内和半露天安装的固定式压缩机，应按相关规定配置起重设备：最大部件起重量不小于10t时，宜配置电动防爆桥式起重机；最大部件起重量小于10t、不小于3t时，宜设手动梁式起重设备，安装1、2台压缩机时，可配置手动起重机；最大部件起重量小于3t时，可设移动式起重设备，厂房内应留有移动式吊车或三角架回转起吊场地。压缩机管道安装设计应符合下列要求：压缩机进口应设压力高、低限报警或低压越限停机装置；压缩机各级出口管道应安装全启封闭式安全阀，安全阀的定压值为额定压力的1.05～1.1倍；压缩机进出口之间应设循环回路，压缩机站内应设站内循环回路；离心式压缩机应配套设置防喘振控制系统；应采用防振、防脉动及温差补偿措施。4.5原油加热及换热原油加热及换热系统的设计应根据原油黏度、凝固点及输送要求，合理选择加热方式（如直接加热、间接加热）和换热设备。单台水套炉的热负荷宜等于或小于1000KW，当站场总热负荷大于3000KW时，可采用锅炉供热，水套炉供热水温宜低于当地水沸点5～10℃。加热设备的容量应满足原油加热温度和流量的要求，换热设备应优先选用高效、节能的换热器；加热及换热系统的管线应采取保温措施，减少热量损失；加热设备应设置温度、压力控制及安全保护装置，防止超温、超压运行。5原油处理5.1油气分离原油处理的首要环节为油气分离，应根据油气混合物的性质、压力、温度等参数，合理选择分离设备（如重力式分离器、离心式分离器等）和分离级数。立式重力分离器的直径、卧式重力分离器的直径应按规范附录公式计算，其中卧式重力分离器的长径比（K4）按压力取值：当P≤1.8MPa时，K4取3.0；当1.8MPa＜P≤3.5MPa时，K4取4.0；当P＞3.5MPa时，K4取5.0。站内计量分离器和生产分离器的数量应按下列原则确定：每井必须设1台计量分离器且兼作生产分离器之用；周期性计量的气井，计量分离器的数量应根据周期计量的气井数、气井产量、计量周期和每次计量的持续时间确定，生产分离器的数量应根据气井产量及分离器通过的能力确定。天然气的分离器宜设在集气站内，如有下列情况之一时，宜设置在井场：需要在井口进行多级节流降压的气井；产液量大的气井；距集气站较远的气井。分离后的原油应进入后续脱水、稳定等处理环节，天然气应进入天然气处理系统。5.2原油除砂原油中含砂量较高时，应设置除砂设施，防止砂粒磨损设备、堵塞管线。除砂设备的选择应根据原油含砂量、砂粒粒径及处理流量确定，常用的除砂设备包括沉砂罐、旋流除砂器等；除砂设施应设置排砂口，便于定期排砂，排砂应符合环保要求，避免污染环境。5.3原油脱水原油脱水应根据原油乳化程度、含水量及脱水要求，选择合适的脱水方法（如沉降脱水、电化学脱水、破乳剂脱水等）。脱水设备的设计应满足脱水后原油含水量指标要求（一般不大于0.5%）；脱水系统应设置水质监测、控制及污水处理设施，脱水后的污水应进行处理后达标排放或回用；脱水过程中应添加破乳剂等化学药剂时，应合理确定药剂添加量和添加方式，确保脱水效果。5.4原油稳定原油稳定的目的是降低原油的饱和蒸气压，减少原油在储存、输送过程中的挥发损失。原油稳定装置的设计应根据原油的性质、挥发组分含量及稳定要求，选择合适的稳定工艺（如闪蒸稳定、精馏稳定等）；稳定后的原油应符合相关标准要求，稳定过程中分离出的轻烃应回收利用；稳定装置应设置压力、温度控制及安全保护设施，确保稳定过程安全、高效。5.5油罐炬蒸气回收油罐炬蒸气应进行回收处理，减少油气挥发造成的能源浪费和环境污染。回收系统的设计应根据油罐炬蒸气的产生量、组分及回收要求，选择合适的回收工艺和设备；回收的油气应进行分离、净化处理后，可作为燃料或原料利用；回收系统应设置安全防护设施，防止油气泄漏引发安全事故。6天然气处理天然气处理应根据天然气的性质（如含硫量、含水量、露点等）及用户要求，进行脱水、脱酸、脱杂质等处理，确保天然气质量符合相关标准。含硫气田采气、集气管道输送具有水、H₂S和（或）CO₂的酸性天然气时，管道内壁及对应系统设施必须采用防腐措施，酸性天然气采气、集气管道和设备的选材，应符合国家现行标准《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料规定》SY/T0599的规定。天然气脱水可采用吸附脱水、低温分离脱水等方法，脱水后的天然气露点应低于输送环境最低温度，防止管道冻堵；天然气脱酸（脱H₂S、CO₂）可采用化学吸收法、物理吸收法等，脱酸后的天然气含硫量应符合相关标准；天然气处理过程中分离出的酸性水、酸性气应进行无害化处理，避免污染环境。集输含硫的酸性天然气的井场、集气站，应按国家现行标准《含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》SY/T6277的有关规定设置硫化氢泄漏检测仪。7原油及天然气凝液储运7.1原油储存原油储存应根据原油产量、输送能力及市场需求，合理选择储罐类型（如立式圆柱形储罐、卧式储罐等）和储罐容量。储罐的设计应符合相关规范，确保储罐强度、密封性和安全性；储罐应设置液位、压力、温度监测及安全保护装置（如安全阀、呼吸阀、紧急排水阀等）；储罐区应设置防火、防爆、防静电设施，划分安全距离，配备消防器材；原油储罐应定期进行检修和维护，防止原油泄漏。7.2原油装卸原油装卸系统的设计应根据装卸量、装卸方式（如铁路装卸、公路装卸、管道装卸等），合理选择装卸设备和管线布置。装卸设备应具有良好的密封性和安全性，防止原油泄漏；装卸管线应采取防振、防腐蚀措施，管线连接应可靠；装卸过程中应设置计量、控制及安全保护设施，确保装卸作业安全、准确；原油装卸应符合环保要求，避免污染土壤和水体。7.3天然气凝液储存天然气凝液（NGL）的储存应根据凝液产量、组分及储存要求，选择合适的储罐类型（如压力储罐、常压储罐等）。储罐的设计应符合相关规范，考虑凝液的挥发性和腐蚀性，确保储罐安全；储罐应设置液位、压力、温度监测及安全保护装置，防止超压、超温；储罐区应设置防火、防爆、防静电设施，配备消防器材，确保储存安全。7.4天然气凝液装卸新增“天然气凝液装卸”一节，明确天然气凝液装卸系统的设计要求。装卸系统应根据装卸量、装卸方式，合理选择装卸设备和管线布置，装卸设备应具有良好的密封性和耐腐蚀性，防止凝液泄漏；装卸过程中应设置计量、控制及安全保护设施，确保装卸作业安全、高效；凝液装卸应采取防冻、防挥发措施，避免凝液冻结或挥发造成安全事故和能源浪费。8油气集输管道8.1一般规定油气集输管道的设计应根据输送介质（原油、天然气、凝液等）、输送流量、输送压力、输送距离及地形条件，合理选择管道材质、管径和敷设方式（如埋地敷设、架空敷设、水下敷设等）。集气管网的压力应根据气田压力和商品气外输首站的压力要求综合平衡确定，根据气田压力递减速度尽量提高集气管网的集气压力。集气管网布置形式应根据集气工艺、气田构造形态及地形条件等因素，确定采用枝状管网、辐射—枝状组合管网或辐射—环形组合等管网形式，同一气区或同一气田内，宜设一套管网，当天然气气质和压力差异较大，设一套管网不经济时，可分设管网。管道的设计压力应按最高操作压力选用，管道沿线任意点的流体温度应按规范公式计算，其中埋地管道管外环境温度取管中心深度地温。管道的强度、刚度和稳定性应满足设计要求，管道壁厚应按规范公式计算，考虑设计压力、管道外径、钢管屈服强度、设计系数、焊缝系数、温度折减系数及腐蚀裕量等因素，其中设计系数F的取值：管道处在野外地区时取0.72，处在居住区、站场内部或穿跨越铁路、公路、小河渠时取0.60（小河渠指常年平均水位水面宽度小于20m的河渠）。8.2原油集输管道原油集输管道的设计应考虑原油黏度、凝固点等性质，必要时采取加热、保温措施，防止原油凝固堵塞管道。管道的输送流速应合理，避免流速过低导致砂粒沉积，或流速过高造成管道磨损；管道埋地敷设时，应选择合适的埋深，避开地下障碍物，管道周围应回填细土，防止管道被损坏；原油集输管道应设置清管设施，定期进行清管，确保管道畅通。当气井井口压力降低，使天然气不能进入原有管网时，气田低压气的集输可按下列原则改造原有集气管网：改造原有气田管网，拆除不必要的设备、阀门，增加清管设施，减少集输过程压力损失；建立低压气供气系统，低压气可供气田附近用户；将低压气增压后进入气田集气管网外输。8.3天然气集输管道天然气集输管道的设计应考虑天然气的压力、温度、含硫量等因素，管道材质应选用耐腐蚀、高强度的钢材。管道应采取防腐、保温措施，防止管道腐蚀和天然气温度降低产生凝析液；天然气集输管道应设置压力、温度监测及安全保护装置，防止超压运行；管道应设置清管设施，定期清管，清除管道内的凝析液和杂质，确保管道畅通。集输含硫的酸性天然气线路截断阀的设置，应根据管道内硫化氢含量及周围人口密度确定，线路截断阀应配置感测压降速率控制的自动关闭装置。8.4管道防腐与保温油气集输管道的防腐设计应根据管道所处环境（如土壤腐蚀性、大气腐蚀性、介质腐蚀性等），选择合适的防腐方式（如涂层防腐、阴极保护等）。埋地管道应采用涂层防腐与阴极保护相结合的防腐措施，确保管道使用寿命；架空管道应采用涂层防腐，防止大气腐蚀；管道保温应根据输送介质的温度和环境温度，选择合适的保温材料和保温结构，减少热量损失，防止管道冻堵或凝析液产生。9自动控制9.1一般要求油田油气集输工程的自动控制设计应根据工程规模、工艺复杂程度及运行管理要求，采用先进、可靠的自动控制系统，实现对油气集输全过程的监测、控制和调节，提高生产效率，确保工程安全稳定运行。9.2仪表选择与监控点设置仪表的选择应符合工艺要求，具有良好的精度、可靠性和适应性，防爆、防腐、防尘等性能应满足现场环境要求；监控点的设置应覆盖油气集输的关键环节，包括压力、温度、液位、流量、含水量等参数的监测，确保及时掌握生产运行状态。9.3油气计量油气计量应符合国家现行计量标准，根据油气性质、流量及计量要求，选择合适的计量设备和计量方法。分井计量、交接计量等应设置专用计量装置，计量精度应满足相关要求；计量数据应实时采集、传输和存储，便于生产管理和数据追溯。9.4计算机控制系统计算机控制系统应具备数据采集、过程控制、报警、联锁、报表生成等功能，实现对油气集输系统的集中监控和分散控制；系统应具有良好的稳定性、安全性和可扩展性，便于后期升级和维护；系统应设置冗余配置，防止系统故障影响生产运行。10总平面布置10.1站场选址油气站场的选址应符合油田总体开发规划，考虑地形、地质、水文、气象等自然条件，避开洪水、地震、滑坡等自然灾害易发区域；站场选址应远离居民区、学校、医院等人员密集场所，划分安全距离，符合环保和安全要求；站场选址应交通便利，便于设备运输、操作和维护。集输含硫酸性天然气的采气、集气管道和集气站宜避开人口稠密区，管道走向及集气站位置应根据地区人口密度、自然条件及工程安全、环境评价意见综合确定。10.2站场防洪与排水站场的防洪与排水设计应符合相关规范，根据当地的降雨量、洪水水位等参数，设置合理的防洪设施（如防洪堤、排水渠等），确保站场在洪水期的安全；站场内部应设置完善的排水系统，及时排除雨水和生产废水，防止积水影响生产和安全。10.3站场总平面与竖向布置站场总平面布置应紧凑合理，功能分区明确（如生产区、辅助生产区、办公生活区等），各区域之间应划分安全距离，符合防火、防爆、防静电要求；生产设施的布置应便于操作、检修和应急处置，管线布置应短捷、顺畅，避免交叉、重叠；站场竖向布置应根据地形条件，合理确定场地标高，确保场地排水畅通，避免积水。10.4站场管线综合布置站场管线综合布置应符合相关规范，统筹考虑各种管线（如原油管线、天然气管线、水管线、电缆等）的敷设，避免管线之间的相互干扰；管线敷设应整齐有序，标识清晰，便于维护和检修；管线与建筑物、构筑物之间的距离应符合安全要求，防止管线泄漏引发安全事故。11辅助设施与公用工程11.1供配电供配电系统的设计应满足油气集输工程的生产、辅助生产及办公生活的用电需求，确保供电可靠、安全、节能。电源应优先选用电网供电，当电网供电不可靠时，应设置备用电源（如柴油发电机等）；供配电设备的选择和布置应符合相关规范，具备防爆、防腐等性能，适应现场环境；供配电系统应设置保护装置，防止短路、过载、漏电等故障，确保用电安全。11.2通信通信系统的设计应满足站场内部及站场之间的通信需求，包括生产调度、应急指挥、办公通信等。通信方式应选择可靠、稳定的通信手段（如有线通信、无线通信等）；通信设备的布置应符合相关规范，确保通信质量；应急通信系统应具备冗余配置，确保在紧急情况下通信畅通。11.3给排水与消防给排水系统的设计应满足生产、生活及消防用水需求，生产用水应优先选用回用水，减少新鲜水消耗；生活用水应符合国家饮用水标准；生产废水和生活污水应进行处理后达标排放或回用。消防系统的设计应符合相关消防规范，根据站场规模和火灾危险性，配备足够的消防器材和消防设施（如消防水池、消防水泵、消防管网等）；消防通道应畅通，确保应急救援顺利进行。11.4建筑物与构筑物建筑物与构筑物的设计应符合相