油田油气集输设计规范宣贯材料课件

Page 1中华人民共和国国家标准油田油气集输设计规范CodefordesignofoilgasgatheringandtransportationsystemsofoilfieldGB503502015宣贯讲座宣贯人：李延春（原油稳定及天然气部分）徐晶（自动控制及油气计量）孙海英（其余部分）中华人民共和国国家标准Page 2宣贯内容规范编制工作总体说明一、总则二、术语三、基本规定四、油气收集五、原油处理六、天然气处理七、原油及天然气凝液储运八、油气集输管道九、自动控制及油气计量十、站场总图十一、配套设施及公用工程宣贯内容规范编制工作总体说明Page 3规范编制工作总体说明规范修订概述油气集输设计规范GB503502005统一了油气集输工程的设计技术，促进了专业技术水平的提高，使工程建设更加优化、简化，保障了油气田地面工程的建设，为我国石油天然气工业的发展提供了重要的技术支撑。但随着油气田建设规模的扩大，对油气田建设工艺技术要求越来越细，油气集输设计规范GB503502005已较难适应油气田建设快速发展的需要。为适应油气田开发生产发展、油气集输工艺技术水平提高、石油石化行业管理改革，以及油气集输工程建设的经济性需要，对油气集输设计规范GB503502005进行修订规范编制工作总体说明规范修订概述油气集输设计规范GB5Page 4规范编制工作总体说明规范修订概述编制依据：住房和城乡建设部关于印发2012年工程建设标准规范制订修订计划的通知（建标20125号）主编单位：大庆油田工程有限公司（以下简称大庆院）参编单位：中油辽河工程有限公司（以下简称辽河院）中石化石油工程设计有限公司（以下简称胜利院）西安长庆科技工程有限责任公司（以下简称长庆院）规范编制工作总体说明规范修订概述编制依据：住房和城乡建设部Page 5规范编制工作总体说明规范修订概述油田油气集输设计规范GB503502015是在油气集输设计规范GB503502005的基础上修订而成，编制过程中编制组进行了广泛的调查研究，结合油气集输设计规范GB503502005的应用情况，吸收了近年来全国各油田油气集输工程技术科研成果和生产管理经验，参考国内、国外相关标准，并在广泛征求了全国有关单位的意见的基础上，在石油工程建设专业标准化委员会设计分标委的指导下，经过四家编制单位的共同努力，从2012年5月至2015年5月，历时三年，经过多次研究、讨论，反复修改，通过了建设部的审查，获得批准，于2016年8月开始实施规范编制工作总体说明规范修订概述油田油气集输Page 6规范编制工作总体说明规范内容调整说明油气集输设计规范GB503502005适用范围包括陆上油田、气田和滩海陆采油气田油气集输工程设计，规范中包括油田原油集输处理的内容，同时将油田伴生气和气田生产天然气的集输处理综合在一起，但是，油田伴生气的集输处理与气田产天然气的集输处理有很多不同。油田伴生气是从原油中分离出来的，若原油产量稳定，天然气的产量和压力就相对稳定，集输处理压力较低，其中富含重烃组分和水。而气田生产的天然气是从井口直接收集的，集输压力较高，在整个集输处理过程中，存在生产压力降低、产量递减等问题,天然气中几乎不含重烃，含有水、H2S、CO2等规范编制工作总体说明规范内容调整说明油气集输设Page 7规范编制工作总体说明规范内容调整说明油田和气田有各自的特点，因此油田伴生气和气田天然气在集输处理的工艺流程、技术参数、设备材料、防腐方式和管道设计安全原则等方面有较大差异。同时随着我国气田开发规模越来越大，开发建设类型较为复杂，根据气藏和气质不同并结合地面建设的特点，包括非酸性气田、酸性气田、凝析气田、火山岩气田和后期增压开采气田等，集输系统规模大、建设速度快、技术水平高，技术发展速度较快。为方便工程设计应用，优化标准规范的设立，本次修订将油气集输设计规范拆分为油田油气集输设计规范GB503502015和气田集输工程设计规范GB503492015规范编制工作总体说明规范内容调整说明油田和气Page 8规范编制工作总体说明规范编制的工作过程1.调研及准备阶段2012年5月8日至10日，召开了规范编制的第一次工作会议，会议通过了大庆院起草的编制提纲、编制计划，并确定了各编制单位的分工2012年5月至9月，对各油田情况调研，并征集了国内各油田设计院对油气集输设计规范GB503502005的意见规范编制工作总体说明规范编制的工作过程1.调研及准备阶段Page 9规范编制工作总体说明规范编制的工作过程2.初稿编制及汇总阶段2012年10月至2013年10月，通过调研和对在用油气集输设计规范GB503502005应用意见的总结，同时参考了国内、外相关文献，吸收了国内油田油气集输工程设计的成熟经验，结合国内工程实际和研究成果修订完成征求意见稿2013年11月，召开了油田油气集输设计规范修订的征求意见稿研讨会，会议对规范的具体内容进行了详细讨论，提出了修改意见规范编制工作总体说明规范编制的工作过程2.初稿编制及汇总阶Page 10规范编制的工作过程3.征求意见稿形成并征求意见阶段2013年12月至2014年3月，按照第二次工作会的要求，四家编制单位对所负责的内容按讨论意见进一步修改完善。于2013年12月完成了规范的征求意见稿，并发送各相关单位征求意见。到2014年3月5日，共收到180条意见。收到征求意见后，大庆院对意见逐条分析研究，并进行了汇总整理，形成了初步采纳意见规范编制工作总体说明规范编制的工作过程3.征求意见稿形成并征求意见阶段规范编制Page 11规范编制的工作过程4.送审稿形成及报审阶段2014年5月至2014年9月，编制组针对征求意见稿反馈的意见，经认真研究，采纳合理意见，并对征求意见稿进行修改形成送审稿2014年9月24日26日，由石油工程建设专业标准化委员会设计分标委组织召开了国家标准油田油气集输设计规范的审查会，19个单位的30位代表参加了会议。该项国家标准审查组由14个单位的14位专家组成，审查组组长主持标准的审查。与会专家对规范进行了逐条审查，提出修改意见，确定了6条强制性条文。经会议审查通过，同意油田油气集输设计规范上报国家建设部批准规范编制工作总体说明规范编制的工作过程4.送审稿形成及报审阶段规范编制工作总体Page 12规范编制的工作过程5.报批稿形成及报批阶段2014年10月11月，编制组成员按照审查组提出的意见对送审稿进行了认真修改和完善，最终形成报批稿规范编制工作总体说明规范编制的工作过程5.报批稿形成及报批阶段规范编制工作总体Page 13规范编制的原则1.坚持技术进步的原则。规范的编制吸收了近年来各油田油气集输工程技术科研攻关和现场试验的成果，贯彻国家的有关的法律、法规和技术政策，特别是近年来颁布实施的有关规定。确保规范的科学性和先进性2.坚持紧密结合生产建设实际的原则。规范的编制尊重了油田生产现场的实际，吸收了油田生产管理的经验，广泛征求了全国有关单位的意见和建议，使规范更加符合油田生产建设的实际情况，确保规范的可操作性规范编制工作总体说明规范编制的原则1.坚持技术进步的原则。规范Page 14规范编制的原则3.坚持经济性原则。规范的编制强调设计方案的优化和工艺技术的简化，注重技术经济对比，并十分注重节能技术的应用和工程中的节能设计，对降低投资、控制成本，确保油气集输工程设计的经济效益具有重要指导作用4.坚持安全、环保的原则。搞好安全生产、搞好清洁生产、加强环境保护是原油生产企业确保平稳生产、追求经济效益、创建和谐社会的重要保证，也是油气集输工程设计所追求的目标规范编制工作总体说明规范编制的原则3.坚持经济性原则。规范的编Page 15规范编制的原则5.坚持整体协调的原则。规范编制在总体结构的安排、主体专业和公用工程专业关系的处理上，以及与相关标准、规范的协调上，反复研究，合理安排，确保规范的协调性6.坚持方便适用的原则。规范的编制是在原国家标准油气集输设计规范GB503502005的基础上修订的，增加了部分条款，并对原规范的章节顺序和条款进行了修订，使规范结构更清晰，内容更完善、合理规范编制工作总体说明规范编制的原则5.坚持整体协调的原则。规范Page 16规范的重点修订内容1.标准内容范围调整本次修订将油气集输设计规范GB503502005拆分为油田油气集输设计规范和气田集输工程设计规范。油田油气集输设计规范与原油气集输设计规范相比，只保留油田原油及伴生气的集输及处理的内容，删除了气田天然气集输处理的相关内容规范编制工作总体说明规范的重点修订内容1.标准内容范围调整规范编制工作总体说Page 17规范的重点修订内容2.调整了规范的编制结构本次编制对原规范章节顺序进行了调整，按照油田原油收集、处理过程中介质流向进行了编排。将油气储运的相关内容进行整合，独立设置为一章，将油气计量、仪表及计算机控制系统整合为一章，将站场址选择、站场防洪及排涝、站场总平面及竖向布置和站场管道综合布置整合为站场总图，独立为一章。随着国家对安全生产、环境保护和节能减排越来越重视，相关的法律法规和标准规范越来越完备，本规范不再单独设计相关章节，本次修订删除了原规范“健康、安全与环境（第12章）”的章节，将健康、安全与环境的理念贯穿于整个规范条文中。油气集输工程设计的安全、环境保护还应执行国家现行相关标准规范编制工作总体说明规范的重点修订内容2.调整了规范的编制结构规范编制工作总Page 18规范的重点修订内容规范编制工作总体说明规范名称油气集输设计规范油田油气集输设计规范编号GB503502005GB503502015章数1211节数4736条数494436附录个数1212强制条文数266规范章节调整见下表规范的重点修订内容规范编制工作总体说明规范名称油气集输设计Page 19规范的重点修订内容规范编制工作总体说明油气集输设计规范GB503502015油气集输设计规范GB5035020051.总则1.总则2.术语2.术语3.基本规定3.基本规定4.油气收集4.原油集输及储运5.原油处理5.原油净化处理6.天然气处理6.天然气集输7.原油及天然气凝液储运7.天然气净化及凝液储存8.油气集输管道8.油气集输管道9.自动控制及油气计量9.油气计量10.站场总图10.仪表及计算机控制系统11.配套设施及公用工程11.站场总图及公用工程附录12个12.健康、安全与环境附录12个规范的重点修订内容规范编制工作总体说明油气集输设计规范GPage 20规范的重点修订内容3.规范适用范围调整油田油气集输设计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。适用范围增加了海上油田陆岸终端规范编制工作总体说明4.修订完善部分术语本次修订补充了重质原油、老化原油、集油阀组间、集输流程、油气分输、污水沉降罐等术语，其中集油阀组间、集输流程、油气分输在其他标准中均没有给出确切的定义规范的重点修订内容3.规范适用范围调整规范编制工作总体说明Page 21规范的重点修订内容5.补充完善新工艺新技术近十年来，随着科研试验和生产运行管理水平的提高，油气集输工艺技术水平得到不断提高。低渗透、低产油田的开发建设在简化地面设施、优化工艺流程和建设方式上有了新的突破。随着稠油开采规模的增大，稠油集输技术有了新的进步。随着油气集输工程中应用规模的不断扩大，非金属管道应用技术也有了新的进展。在本次规范编制过程中，修订了原有相关条文，补充了以上新的有关技术内容规范编制工作总体说明规范的重点修订内容5.补充完善新工艺新技术规范编制工作总Page 22规范的重点修订内容6.补充新的设计要求标准化设计工作是以工程设计为龙头、带动标准化设计、模块化施工、市场化运作和数字化管理这4个方面，实现系统的良性运行。本次修订提出了有关标准化设计的条文。数字化管理实现了工业化与信息化的良好结合，对于降低劳动用工、提高管理效率、提升管理水平有很重要的作用。本次修订了检测点设置和计算机控制系统的部分条文。为了方便应用，使内容更加完善，本次修订增加了天然气凝液装卸一节规范编制工作总体说明规范的重点修订内容6.补充新的设计要求规范编制工作总体说Page 23规范的重点修订内容7.更新了相关标准规范油田油气集输设计规范GB503502015作为油田原油集输处理的综合性设计规范，内容包含了近年来升版和更新的很多标准规范，本次修订更新了本规范中涉及和引用的其他标准规范规范编制工作总体说明规范的重点修订内容7.更新了相关标准规范规范编制工作总体Page 24规范执行的注意事项1.规范的整体性：在规范的执行过程中应注意其整体性，规范的正文、表注、条注和附录具有同等效力，在使用中是都应该执行的，因此在使用规范时应全面了解规范的内容。条文说明是对条文内容的解释，主要是为了方便使用人员对条文的理解，使用时可以参考，但不是要求执行的内容规范编制工作总体说明规范执行的注意事项1.规范的整体性：在规范Page 25规范执行的注意事项2.规范的相关性：在规范使用中，要处理好与相关规范的关系。如处理好石油天然气工程设计防火规范GB50183的关系。石油天然气工程设计防火规范GB50183强调的是工程设计的防火安全方面的内容，油田油气集输设计规范更多强调的是工艺安全性，是实施“技术安全型防火”的基础。油气集输站场的布置和油气集输管道线路的选择，除满足石油天然气工程设计防火规范GB50183的防火要求外，还应满足油田油气集输设计规范中关于经济对比、工艺安装、安全生产等技术和经济的要求规范编制工作总体说明规范执行的注意事项2.规范的相关性：在规范使Page 26规范执行的注意事项3.规范的涵盖性：油田油气集输设计规范作为国家标准其适应性应该更为广泛，是站在油田油气集输工程技术的角度对设计做出规定的一部综合性规范。对不同企业的经营管理实际情况和具体要求，油田油气集输设计规范不可能面面俱到，各油田企业应该在执行国家标准的基础上，制定符合本企业实际情况的更为详细的设计规定。例如大庆油田制定了企业标准大庆油田地面建设设计规定规范编制工作总体说明规范执行的注意事项3.规范的涵盖性：油田油Page 27规范执行的注意事项4.规范的追溯性：规范的追溯性是指本规范的条款是否应用于本规范生效日期前已有或已批准建设的设施和设备。按照我国的有关规定，并参照国外的习惯做法，本规范不具有追溯性，即不适用于本规范生效日期前已有或已批准建设的设施和设备规范编制工作总体说明规范执行的注意事项4.规范的追溯性：规范的Page 28规范编写遗留的问题在规范编写过程中，编写组人员密切关注了油气集输工艺的发展和技术水平的提高，但其中有的技术，如原油脱盐、脱硫化氢、非金属管道应用等，考虑目前应用情况，在规范中未涉及或涉及较少，需要今后继续跟踪技术发展情况，以便将来规范修订时进行补充规范编制工作总体说明规范编写遗留的问题在规范编写过程中，编写组人Page 29规范编写遗留的问题1.原油脱盐、脱硫化氢在规范编制过程中，为了完善油田油气集输设计规范中技术内容，编制组在修订过程中增加了原油脱盐和脱硫化氢的内容，编写了2节共计25条内容，编入了“第5章原油处理”章节中。但在规范审查时，大多数专家一致认为，目前，我国遇到原油脱盐和脱硫化氢的工程设计较少，但具体工程需要时，处理后的合格原油的相关指标应以工程设计合同的约定为准，设计可参考同类实践经验的工程设计进行，因此，在最终报批稿中，删除了此部分内容规范编制工作总体说明规范编写遗留的问题1.原油脱盐、脱硫化氢规范编制工作总体说Page 30规范编写遗留的问题2.非金属管道应用处于低洼地区的油田由于常年积水，地下水位较高，土壤严重盐碱化，而且随着油田开发的进行，原油含水升高，或者采出水含盐量高、矿化度高，对油气集输系统管道的腐蚀十分严重。近几年，非金属管道的应用给油气集输系统的建设和改造提供了更大的选择余地，非金属管道因为具有良好的耐腐蚀性和水力光滑特性，可以延长管道使用寿命，减少腐蚀穿孔对生产的影响，并且还可以降低输送能耗，从而提高油气集输系统建设和改造的经济效益。大庆、吉林、胜利、辽河、华北、长庆、新疆等油田都应用了一定数量的玻璃钢管、连续塑料复合管和塑料合金复合管等非金属复合管道管道，积累了一定的建设、使用和维护经验，并形成了一系列设计标准规范编制工作总体说明规范编写遗留的问题2.非金属管道应用规范编制工作总体说明Page 31规范编写遗留的问题SY/T6769.1非金属管道设计、施工及验收规范第1部分：高压玻璃纤维管线管SY/T6769.2非金属管道设计、施工及验收规范第2部分：钢骨架聚乙烯塑料复合管SY/T6769.3非金属管道设计、施工及验收规范第3部分：塑料合金防腐蚀复合管SY/T6769.4非金属管道设计、施工及验收规范第4部分：钢骨架增强塑料复合连续管SY/T6769.5非金属管道设计、施工及验收规范第5部分：纤维增强热塑性塑料复合连续管规范编制工作总体说明规范编写遗留的问题SY/T6769.1非Page 32规范编写遗留的问题但该技术目前仍在发展中，还需要进一步探索和试验因此本规范提出“输送强腐蚀性介质或处于土壤腐蚀性强地区的管道，可根据试验情况选用非金属管道”规范编制工作总体说明规范编写遗留的问题但该技术目前仍在发展中，还Page 33宣贯内容规范编制工作总体说明一、总则二、术语三、基本规定四、油气收集五、原油处理六、天然气处理七、原油及天然气凝液储运八、油气集输管道九、自动控制及油气计量十、站场总图十一、配套设施及公用工程宣贯内容规范编制工作总体说明Page 34一、总则1.修订情况说明：本章规定了规范的目的、共性要求、适用范围和与其它标准规范的关系。与原油气集输设计规范GB503502005相比，变化较大的是第1.0.2条2.第1.0.2条：“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”。本条说明本规范的适用范围，本次修订将本规范的适用范围扩大到海上油田陆岸终端一、总则1.修订情况说明：本章规定了规范的Page 35一、总则本规范中所述陆上油田包括陆上的常规油田、稠油油田、低渗透低产油田、沙漠油田滩海陆采油田在本规范的“术语”第2.0.36条中有定义，是指距岸较近、有路堤与岸边相连，并采用陆地油田开发方式的滩海油田海上油田陆岸终端，是与海上油田相关联的，设置在陆地的终端生产处理系统油气集输工程设计包括油气集输新建、扩改建和改造工程的设计一、总则本规范中所述陆上油田包括陆上的常规油田Page 36宣贯内容规范编制工作总体说明一、总则二、术语三、基本规定四、油气收集五、原油处理六、天然气处理七、原油及天然气凝液储运八、油气集输管道九、自动控制及油气计量十、站场总图十一、配套设施及公用工程宣贯内容规范编制工作总体说明Page 37二、术语1.修订情况说明：原规范术语条文52条，删除了与气田集输设计规范有关的术语8条，删除熟知的术语3条，新增术语条文8条，修订后术语条文49条本章所列术语，大多数是参照石油天然气工程建设基本术语SY/T04392012确定的，有3条是新拟定的。有2条术语，在石油天然气工程建设基本术语SY/T04392012的基础上，结合生产建设发展的实际情况，在定义内容上做了调整补充二、术语1.修订情况说明：原规范术语条文52Page 38二、术语2.新 增 了“重 质 原 油（2.0.4）”、“老 化 原 油（2.0.11）”、“集油阀组间（2.0.17）”、“集输流程（2.0.25）”、“油气分输（2.0.26）”、“原油稳定（2.0.30）”、“污水沉降罐（2.0.34）”等术语，结合生产建设和技术发展情况，对定义内容进行了调整补充，使之更加符合油田生产的实际情况二、术语2.新增了“重质原油（2.0.4）”Page 39二、术语3.第2.0.11条“老化原油”，石油天然气工程建设基本术语SY/T04392012中定义为“储存时间过长、因蒸发损失大量轻烃组分的原油”，此定义未将老化原油的特点充分体现出来，因此本规范将老化原油的定义修改为“在油气集输过程中，长期积累产生的乳化状态稳定、采用常规措施无法处理、对原油脱水生产有较大影响的原油乳状液”老化原油是在三次采油、钻井、压裂试油、生产过程中的污油回收、落地油回收、长时间储存等生产作业中产生的。在高分子化学驱油剂、缓蚀剂、破乳降黏剂等各种化学药剂的加入，天然胶质、沥青质和机械杂质的存在，硫酸盐还原菌和硫化物的滋生，以及流动剪切和长时间积存等的作用下，使油水体系中界面活性物质增加，在油水界面富集，使界面膜厚度增加、强度增大，油珠聚并困难，形成了稳定性较高的乳状液，这就是老化原油二、术语3.第2.0.11条“老化原油”，Page 40二、术语4.将井场和站场分为两个术语。油气集输设计规范GB503502005中将站场定义为“各类井场和各种功能站的总称，包括其占有的场地、设施等”，在日常生产中，井场和站场一直是分开称呼的，因此，将2个术语独立为采油井场和石油天然气站场。采油井场定义为“设置采油井生产设施的场所”。石油天然气站场定义为“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”，站场一类的术语中，将分井计量站简化为计量站，原油脱水站简化为脱水站，并补充了集油阀组间，定义为“设置油气收集工艺阀组等生产设施，但不进行分井计量的场所，简称阀组间。当不建设厂房时，称为集油阀组”二、术语4.将井场和站场分为两个术语。油气Page 41二、术语5.“集输流程”和“油气分输”是日常生产中经常用到术语，在其他标准规范中都没有明确的定义，本次修订做了补充，以方便规范的应用。“集输流程”定义为“在计量站或集油阀组间之前，实现油气收集的工艺过程”“油气分输”定义为“对油气分离后，将原油和天然气分别用管道输送的方式”二、术语5.“集输流程”和“油气分输”是日常Page 42二、术语6.结合油田实际生产过程，本次修订补充了“污水沉降罐”的术语。将其定义为“在油田原油脱水站或放水站中，用于提高外输污水水质的作业罐”，以区别于用于原油脱水的沉降脱水罐和用于含油污水处理的沉降除油罐。污水沉降罐处理介质是含油量较高的污水，而沉降脱水罐处理介质是含水原油，沉降除油罐中污水含油量要稍低些；其次，作用不同；第三，技术要求不同，由于作用不同，对介质处理后质量指标要求是有区别的；第四，结构不同，介质、作用和技术要求不同决定了设备本身结构的差异二、术语6.结合油田实际生产过程，本次修订补Page 43二、术语7.第2.0.37条“含硫酸性天然气”定义为：“气体总压大于或等于0.45MPa（绝），气体中的硫化氢分压大于或等于0.00035MPa（绝）的含有水和硫化氢的天然气”根据石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料NACEMR0175/ISO15156中SSC0区和1区之间硫化氢分压0.05psi的 界 限，换 算 为 kPa（1psi=6.895kPa）为0.05psi=6.8950.05=0.345kPa据此将硫化氢分压界限确定为0.35kPa在气田集输设计规范GB503492015中“含硫酸性天然气”定义为“硫化氢分压大于或等于0.0003MPa（绝）的含有水和硫化氢的天然气”二、术语7.第2.0.37条“含硫酸性天然气Page 44宣贯内容规范编制工作总体说明一、总则二、术语三、基本规定四、油气收集五、原油处理六、天然气处理七、原油及天然气凝液储运八、油气集输管道九、自动控制及油气计量十、站场总图十一、配套设施及公用工程宣贯内容规范编制工作总体说明Page 45三、基本规定1.修订说明：与油气集输设计规范GB503502005相比，本章增加了对油气集输工程设计依据、简化工艺和选用高效设备及采用标准化设计的规定2.第3.0.1条：“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”三、基本规定1.修订说明：与油气集输设计规Page 46三、基本规定油气集输工程必须适应油田生产全局的需要，满足开发和开采的要求。当油田已具有开发方案时，油气集输工程设计应以批准的油田开发方案为依据，并满足设计委托书或设计合同规定的内容、范围和要求。当油田在勘探或试采过程中，尚未进行开发设计，需要建设部分地面工程以便尽早生产原油和天然气，在这种情况下油气集输工程设计只能依据设计委托书或合同书三、基本规定油气集输工程必须适应油田生产全局的Page 47三、基本规定3.第3.0.2条：“油气集输工程设计应与油藏工程、钻井工程、采油工程紧密结合，根据油田开发分阶段的具体要求，统一论证，综合优化，总体规划，分期实施”一个油田的开发是作为一个完整的建设工程项目出现的。对油藏工程设计、钻井工程设计、采油工程设计、地面建设工程设计等几个方面，进行综合的经济比较，才能构成总体的油田开发设计。应该提倡地上地下相结合、共同服从经济效益的油田开发设计原则。国外不少石油设计公司就是搞综合设计，在进行总体技术经济比较的基础上，提出油田的总体设计。大庆油田近几年更加注重地面地下一体化优化工作，并取得了良好的效果三、基本规定3.第3.0.2条：“油气集输工Page 48三、基本规定油气集输工程必须满足油田开发和开采的要求，保证采输协调，生产平稳。然而，随着油田开发的不断发展，油田各阶段开发和开采方式是变化的，这要求油气集输系统工程设施也要随之作出相应的调整。要考虑尽量以地面设施的少量变动去适应油田开发不同时期、不同阶段的要求，而不是推倒重来。因此，油气集输工程及供电、供水、道路等公用工程需要编制长远规划。根据多年来油田地面建设的经验，油田建设工程应统一规划，分期实施三、基本规定油气集输工程必须满足油田开发和开Page 49三、基本规定4.第3.0.4条是油气集输工艺流程确定原则，在确定油气集输工艺流程时，应综合节能降耗、合理利用能源、简化工艺流程、选用高效设备等因素并通过技术经济对比来确定5.第3.0.9条：“低渗透低产油田的开发建设，应简化地面设施，采用短流程、小装置，降低工程投资”本条为新增条文三、基本规定4.第3.0.4条是油气集输工艺Page 50三、基本规定整体开发效益差是低渗透低产油田开发面临的主要难题，因此低产低渗透油田的地面工程设计应以降低投资和保证效益为基本出发点，采用经济、实用、简单、可靠的工艺技术和设备，合理降低建设成本，提高开发效益。在地面系统广泛采用丛式井布局和二级布站（或一级半布站），简化地面布局；油井计量利用功图法等软件量油的方式简化单井计量；普遍采用单管集油工艺，形成了丛式井单管、单管环形掺水、单管树状串接等简单有效的集油工艺；充分利用了油井产液和环境特点，进一步降低了掺水温度，扩大了不加热集输规模；应用了低温脱水和高效三相分离脱水的短流程工艺；采用橇装化、组装化设备。这些技术措施充分体现低产低渗透油田建设的技术特点，尽一切可能简化地面设施，适应了低成本的地面建设需要，又保证了油田的建设水平三、基本规定整体开发效益差是低渗透低产油田开Page 51三、基本规定6.第3.0.11条：“对于重复性强的油气集输站场或工艺单元，宜采用标准化设计”标准化设计工作是以工程设计为龙头，带动标准化设计、模块化施工数字化管理。标准化设计是把站场设计形成标准化系列，从而实现设计图纸的重复利用标准化设计是针对有共性的各类站场或工艺单元，开展的适用范围比较广泛的设计，对于技术成熟，经济合理的设计模块或站场可进行标准化设计。有利于统一设计标准和模式。标准化设计实现站场或单元在平面布局、工艺流程、设备选型、建筑风格和建设标准的统一三、基本规定6.第3.0.11条：“对于重复Page 52三、基本规定统一平面布局指站场布局统一规划，同类型站场的工艺装置区大小和位置相一致，设计出标准平面总图，满足功能需求，减少占地。统一工艺流程是在优化总体布局的基础上，根据站场或单元功能要求，统一同类型站场或单元的工艺流程。统一设备定型是统一站场设备和管阀件标准以及技术参数，实现设备选型定型化；对于非标设备应尽量统一设备外形和接口方位。统一建筑风格是在满足规范要求的同时统一油气生产及辅助配套建筑物的风格，包括建筑物的平面、立面、造型、色彩、装修以及内部设施配备等内容三、基本规定统一平面布局指站场布局统一规划，同Page 53三、基本规定统一配套标准即在站场主体工艺、设备、平面统一的同时，应尽量统一自控、道路、通信等辅助配套工程建设水平。根据站场或工艺单元的工艺流程和功能要求，可将工艺流程一致、功能要求相同，且重复利用率较高各类站场或工艺单元设计成标准化定型图纸，并形成不同规模的工艺单元标准化图集。标准化设计统一技术标准和要求，协调共性与个性的关系，采用标准设计有利于保证设计质量，缩短设计周期大庆油田采油井井井口、井场、计量站、集油阀组间等标准化设计应用覆盖率基本达到100%三、基本规定统一配套标准即在站场主体工艺、设备、平面统一的同Page 54三、基本规定7.第3.0.12条“油气集输设计应符合现行行业标准油田地面工程设计节能技术规范SY/T6420及国家现行节能标准的相关规定”油气集输设计应符合国家现行的节能标准，规范中无法一一列举，只提出来设计最常用的油田地面工程设计节能技术规范SY/T6420三、基本规定7.第3.0.12条“油气集输Page 55宣贯内容规范编制工作总体说明一、总则二、术语三、基本规定四、油气收集五、原油处理六、天然气处理七、原油及天然气凝液储运八、油气集输管道九、自动控制及油气计量十、站场总图十一、配套设施及公用工程宣贯内容规范编制工作总体说明Page 56四、油气收集本章对油气集输设计规范GB503502005中油气集输与原油储运的内容进行了拆分，并将标题调整为“油气收集”，保留了原规范中油气集输的条款，并新增部分条款4.1一般规定1修订说明：与油气集输设计规范GB503502005相比，本节内容编排顺序进行了调整，增加了集油阀组间的内容，并补充了稠油油田相关规定四、油气收集本章对油气集输设计规范GB50Page 57四、油气收集2.第4.1.1条：“油气集输设计应根据技术经济对比情况确定布站方式，可在一级布站、二级布站或三级布站方式中优选，根据具体情况也可采用半级布站方式”油气集输工程的布站方式是根据油井、计量站、接转站和脱水站在布局上的不同组合方式确定的。当油田面积较小、区块相对独立时，可采用油井脱水站的一级布站方式。这种布站方式从油井到脱水站的集输距离相对较短。当油田面积较大、各区块相连、油井数量较多时，宜采用油井计量站接转站脱水站的三级布站方式四、油气收集2.第4.1.1条：“油气集输设Page 58四、油气收集这种布站方式，从油井到脱水站的集输距离较长，接转站和脱水站管辖油井数较多，接转站、脱水站建设数量少，系统投资更为节省，具有更好的经济效益。二级布站是在三级布站的基础上，将计量站和接转站功能合并而形成的一种布站方式。有的油田当油井不采用分离器计量时，将计量站简化为集油阀组间，在布站方式上称为“半”，又形成了油井集油阀组间脱水站的一级半布站方式或油井集油阀组间接转站脱水站的二级半布站方式。采用何种布站方式，应根据各油田或区块开发的具体情况，通过技术经济论证确定。稠油油田通常采用一级布站或二级布站方式；低渗透低产油田通常采用一级布站、一级半布站或二级布站方式四、油气收集这种布站方式，从油井到脱水站的集输距离较长，接转Page 59一一级级布站流程布站流程油井脱水站联合站集油管道二二级级布站流程布站流程油井脱水站联合站集油管道计量站集油管道四、油气收集一级布站流程油井脱水站集油管道二级布站流程油井脱水站集油管道Page 60三三级级布站流程布站流程X X级级半布站流程半布站流程油井脱水站联合站集油管道集油管道输油管道输气管道计量站转油站油井脱水站转油站集油管道选井阀组集油管道计量管道四、油气收集三级布站流程X级半布站流程油井脱水站集油管道集油管道输油管道Page 61四、油气收集3.第4.1.2条“计量站、接转站、放水站和脱水站的设置，应符合现行行业标准油田地面工程建设规划设计规范SY/T0049的规定。计量站管辖油井数宜为8口30口，集油阀组间管辖油井数不宜超过50口”计量站和阀组间合理地管辖采油井数直接影响着建设投资和生产管理两个方面四、油气收集3.第4.1.2条“计量站、接转Page 62四、油气收集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，一般为830口，目前，由于加密调整改造，有些油田计量站管辖井数已超过30口，并未给生产管理带来不便，计量周期可以通过增加计量分离器的台数来满足环状掺水集油流程的集油阀组间是低渗透、低产油田开发的一种工艺，具有节约管道投资，降低运行能耗的优点。目前，集油阀组间最多管辖10个集油环，每个集油环管辖3口5口油井四、油气收集计量站管辖井数应根据油田开发所要求Page 63四、油气收集4.第4.1.3条：“稠油油田油气集输分井计量装置宜依托采油井场集中设置。当采用蒸汽吞吐放喷罐时宜依托站场设置”结合目前国内稠油油井多数采用丛式井集中布置（1个井场通常布井4口12口）的实际情况，直接将分井计量装置布置在井场，不单独设置计量站，既降低了布站级数，也减少了出油管道长度。目前辽河油田通常1座3座丛式井场集中设置1套分井计量装置当采用蒸汽吞吐放喷罐时蒸汽吞吐放喷罐宜依托站场设置，移动式放喷罐可放置在井场四、油气收集4.第4.1.3条：“稠油油田油Page 64四、油气收集5.第4.1.4条：“油田油气收集的基本流程宜采用井口不加热单管流程、井口加热单管流程、双管掺液流程、单管环状掺水流程。各典型流程的选用应符合现行行业标准油田地面工程建设规划设计规范SY/T0049的规定。根据油田实际情况，可采用单井进站或多井串接进站流程”以上流程为油气收集常用流程，各流程在油田地面工程建设规划设计规范SY/T00492006里有详细说明，因伴热输送三管流程目前应用非常少，本次修订删除此内容四、油气收集5.第4.1.4条：“油田油气收Page 65四、油气收集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，油气集输流程宜采用井口不加热单管流程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、单井原油产油量大于10t/d、生产气油比大于30m3/t，且采油井能连续生产的油田，油气集输流程可选用井口加热单管流程，也可选用井口掺水（液）双管流程高含蜡、高凝固点、高粘度的中质原油和重质原油的油田，油气集输流程宜采用井口掺水（液）双管流程。对于稠油，也可采用井口掺轻质原油的双管流程或采用蒸汽伴热流程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的油井可以采用单管环状或双管掺水（液）流程四、油气收集凝固点低于集输管道最低环境温度的Page 66单单管不加管不加热热集油流程集油流程油井集油管道站双管双管掺掺水集油流程水集油流程油井油井集油管道站油井掺水管道适用条件：原油凝固点低油井出油温度高单井产量高优点：工艺流程简单，投资省适用条件：原油凝固点高原油粘度大单井产量高优点：工艺可靠，管理方便缺点：管材多。四、油气收集单管不加热集油流程油井集油管道站双管掺水集油流程油井油井集油Page 67环环状状掺掺水集油流程水集油流程油井集油管道站萨尔图萨尔图集油流程集油流程油井端点井集油管道油井集油管道掺水管道适用条件：原油凝固点高单井产量低优点：较掺水流程节约管材30%以上。缺点：单环管井多，管理不便大站井口设加热炉大庆油田开发初期采用行列式布井四、油气收集环状掺水集油流程油井集油管道站萨尔图集油流程油井端点井集油管Page 68树树状集油流程状集油流程端点井集油干管道油井适用条件：原油热力条件有保障，不凝管。优点：管材最省；缺点：管理难度大。站实例：电加热管集油集油支干管道四、油气收集树状集油流程端点井集油干管道油井适用条件：站实例：电加热管集Page 69三管伴三管伴热热集油流程集油流程双管伴双管伴热热集油流程集油流程油井集油管道站油井热力管道原油凝固点高，油井出油温度高单井产量高原油凝固点高原油粘度大(稠油油田用)油井集油管道站油井热力管道四、油气收集三管伴热集油流程双管伴热集油流程油井集油管道站油井热力管道原Page 70蒸汽穿心伴蒸汽穿心伴热热集油流程集油流程电电加加热热集油流程集油流程稠油井站适用条件：稠油优点：伴热效率高；缺点：维修困难。油井集油管道站油井适用条件：单井产量低；伴生气量少，不足以提供足够的掺水负荷。优点：管材用量省；缺点：电加热器易损。集油管道集油管道蒸汽管道四、油气收集蒸汽穿心伴热集油流程电加热集油流程稠油井站适用条件：稠油油井Page 71四、油气收集6.第4.1.6条第2款规定“稠油油井井口回压宜为0.6MPa1.5MPa”辽河油田的稠油区块井口回压普遍为0.3MPa0.6MPa。根据辽河油田曙光采油厂测试，回压每增加0.1MPa，产量降低2%左右第3款规定“特殊地区机械采油井可提高到2.5MPa”本款中特殊地区指地形地貌复杂的地区、低渗透低产油田经济效益差的地区或边远油田地区四、油气收集6.第4.1.6条第2款规定“稠Page 72四、油气收集4.2采油井场1修订说明：本节与油气集输设计规范GB503502005相比，修订了对采油井场面积的规定取消了“抽油机曲柄应设安全防护栏杆”的规定，抽油机曲柄属采油工程范畴，因此本次取消了本条规定四、油气收集4.2采油井场1修订说明：本节Page 73四、油气收集2第4.2.5条：“采油井场的标高和面积应能满足生产管理和井下作业的需要”采油井场占地面积的大小，应在满足工艺设施的布置安装和现场各种管理操作的前提下，尽量压缩，以达到节约占地、减少投资的目的。在石油天然气工程总图设计规范SY/T00482009中，取消了对井场占地面积的规定，因各油田在生产管理和作业中对井场占地面积要求不同，因此本次修订取消了对井场占地面积的具体规定。在石油天然气工程项目建设用地指标规定了采油井场建设用地指标，设计中可参照石油天然气工程项目建设用地指标，本规范对井场用地指标有以下规定：四、油气收集2第4.2.5条：“采油井场的标Page 74四、油气收集采油井场用地指保证建井和生产期内钻井作业、井下作业和摆放各种采油设施所占用的土地当地貌条件需要采用钻井作业井场作为采油井场用地时，采油井场用地指标不应大于表4.21的规定表4.21采油井场建设用地指标序号类别用地面积（m2）1井深1000m390021000m井深3000m900033000m5000m12000注：同一井场每增加一口井，增加用地面积在单井井场用地面积基础上不超过20%四、油气收集采油井场用地指保证建井和生产期内钻Page 75四、油气收集当地貌条件需要采用井下作业井场作为采油井场用地时，采油井场用地指标不应大于表4.22的规定序号类别用地面积（m2）1井深1000m100021000m井深3000m150033000m5000m4900表4.22采油井场建设用地指标3.第4.2.7条规定了井口保温与清蜡设施设置要求，取消了“井口保温设施应采用便于安装和拆卸的装配式结构，并应具有较长的使用年限”的要求，因保温设施应方便拆卸，并需有较长的使用年限是保温设施选择必须满足注：同一井场每增加一口井，增加用地面积在单井井场用地面积基础上不超过20%四、油气收集当地貌条件需要采用井下作业井Page 76四、油气收集4.3原油泵输1修订说明：本节在油气集输设计规范GB503502005的基础上，对部分条款进行了修订，并增加了混输泵选用的规定2.第4.3.1条：“输油泵的类型应根据所输介质的组成和性质及工艺要求确定”原油泵输主要包括油、气、水混输，含水原油的输送和净化原油的输送。输油的选择需根据输送介质的粘度、含气量、固体颗粒含量等特性确定，同时还需要考虑泵的流量、扬程等工艺要求。油田输油泵大多选用离心泵，离心泵的优点是结构简单、体积小、价格便宜、工作可靠，故障少，便于维修，流量均匀，流量和扬程范围大四、油气收集4.3原油泵输1修订说明：本节在Page 77四、油气收集3.第4.3.3条：“油、气、水混输时，宜采用螺杆泵。对于气液流量大的工况宜选用双螺杆混输泵，对于气液流量小、含固量较高的工况宜选用单螺杆混输泵”经调研，目前油、气、水混输在各油田都有一些应用，油气混输泵除要满足水力机械的要求外，还应对气液流量的变化有很强的适应能力，现场试验表明，泵进口气液混合物的气液比例极不均匀，气液常交替流过泵体，因此，要求泵具有抗“干转”（即泵内100%气体）性能，常要求混输泵具有20min的“干转”能力。未经处理的油气水混合物比较脏，除水以外，还含有一定量的砂子等固体杂质，因此混输泵必须抗磨、抗蚀。选用时还应根据供货商提供的具体技术性能指标确定四、油气收集3.第4.3.3条：“油、气、水Page 78四、油气收集4.第4.3.4条：“稠油输送泵选型应根据原油粘度、含水及含砂因素的影响，宜采用容积泵。在操作条件下介质粘度较低时，也可选用离心泵，但应保证其效率换算系数不小于0.45”输送介质黏度较大时，用离心泵输送高粘原油时性能显著下降。通常效率换算系数大于或等于0.7时，宜选用离心泵；效率换算系数小于0.45时，宜选用容积泵；当换算系数为0.450.7时，可根据情况选用离心泵或容积泵。在泵输系统有效汽蚀裕量允许的前提条件下，泵的选型还应考虑设备费、运行费、维护费等因素，通过技术经济对比分析确定四、油气收集4.第4.3.4条：“稠油输送泵Page 79四、油气收集5.第4.3.6条为输油泵台数的确定原则。其中第2款将“连续运行的原油输油泵一般选2台或3台，不宜超过4台，其中含备用泵1台”改为“连续运行的原油输送泵宜选3台，且应含备用泵1台”考虑到油田产量的波动，同时油田为连续生产，一般情况下输油泵选3台，含备用泵1台，即可满足生产需要四、油气收集5.第4.3.6条为输油泵台数的Page 80四、油气收集6.第4.3.9条：“输油泵进口管段上应设过滤器。离心泵过滤器面积宜为入口管截面积的3倍4倍。容积泵过滤器面积可按容积泵技术要求确定”为了防止原油中所含杂质对泵造成危害，降低泵的使用寿命，需在泵前设过滤器各种泵对输送介质中所含杂质的要求是不同的。离心泵流道较宽阔，运动件没有啮合面，比较小的碎片不会对离心泵造成危害。因此离心泵的过滤器的过滤面积一般为吸入管截面积的3倍4倍。容积泵过滤器过滤面积需根据容积泵技术要求确定，通常双螺杆泵过滤面积为泵吸入面积的10倍20倍四、油气收集6.第4.3.9条：“输油泵进口Page 81四、油气收集7.第4.3.10条：“离心泵出口管段上应安装止回阀。容积泵应设计旁路回流阀调节流量”离心泵出口设止回阀是为了防止介质倒流，造成泵的叶轮损坏。容积泵出口设旁路回流阀使部分流量通过回流阀来进行回流，以达到调节出口压力的目的。回流阀开度越大，输送流量越低，压力越低四、油气收集7.第4.3.10条：“离心泵出Page 82四、油气收集8.第4.3.11条：“泵体上不带安全阀的容积泵，应在靠近泵的出口管段上安装安全阀”本条为强制性条文。容积泵与离心泵不同，在操作不当（如：出口管路未打开就启泵）的情况下，可能使出口管路出现超压，造成系统的损坏，出现安全事故，故须在靠近泵出口的管段上安装安全阀9.第4.3.12条：“输油泵安全阀的泄放端管段宜与泵的入口端管段连接”安全阀入口管道应设在泵出口与切断阀之间，安全阀出口管道应接至泵进口与切断阀之间的管道四、油气收集8.第4.3.11条：“泵体上Page 83四、油气收集10.第4.3.14条：“油气混输泵的进、出口管道流速应根据泵型和工艺条件确定，进口汇管流速不宜大于3.0m/s，出口汇管流速宜为1.5m/s5.0m/s。运行吸入压力不应低于0.2MPa”由于目前国内生产的油气混输泵不同产品的进、出口管道允许流速差异较大，规范编制中确定了较宽的进、出口管道流速范围，在实际确定管径时，可根据管道工艺布置、外输管道的管径适当调整混输泵入口压力过低时，容易抽空、产生振动，并损坏机械密封，通常混输泵运行吸入压力不低于0.2MPa四、油气收集10.第4.3.14条：“油气混输泵的Page 844油气收集1.第4.4.1条关于压缩机选型的规定4.4天然气增压油气田应用领域，往复活塞式占80%以上。油气田压缩机主要应用于天然气处理和增压、油田开发（注气、气举）、储气库等领域，大部分压缩机用于天然气的处理和增压，占80%；油气田使用压缩机的类型主要包括往复式、离心式和螺杆式式压缩机；往复式压缩机特别适用于小流量、高压力的场合；螺杆式压缩机适用于小流量，低压力的场合；离心式压缩机适用于大流量，中、高压力的场合；油气田使用往复式压缩机数量最多，达到压缩机总数量的70%。4油气收集1.第4.4.1条关于压缩机Page 85对于相对独立区块单一气源集输系统的天然气处理增压用压缩机，由于气量较小且不稳定，建议采用多机组往复压缩机增压。对于有多气源供应的大型天然气处理厂，气量较大且比较稳定，建议采用离心压缩机。离心式压缩机相比往复式压缩机有着投资费用少、节约用地和维修间隔长、费用低等优势，在大型处理厂使用离心式压缩机优势更加明显。在炼油化工领域，能选到离心压缩机的工况基本不会选用往复压缩机。塔里木油田凝析气深度回收工程，设计规模100108m3/a，处理迪那、英买力、塔中凝析气田来气，规模大，气源有保障，因此处理厂干气增压采用2台20MW离心压缩机。4油气收集对于相对独立区块单一气源集输系统的天然气处理增压用压Page 86大庆长垣老区喇萨杏油田（采油一六厂）区域面积大，伴生气集输处理采用按区域分散布局的方式，建有伴生气处理装置17套，湿气处理能力790万方/天，其中浅冷装置10套，湿气深冷装置5套，浅冷干气后接深冷装置2套，由于各装置具有完善的集气、返输气系统和区域调气系统，可实现相邻装置间互联互通，保证装置气量供应，装置增压大量采用离心压缩机，其中7套深冷装置只有一套采用往复压缩机，50%浅冷装置采用离心压缩机增压，形成离心压缩机增压为主、往复压缩机做为气量调节措施的布局。“十二五”期间建成的3套深冷装置，首次采用大型国产离心压缩机实现油田伴生气的增压，应用效果良好。4油气收集大庆长垣老区喇萨杏油田（采油一六厂）区域面Page 87北杏V1浅冷杏三浅冷杏九浅冷红压浅冷红压干气深冷萨南浅冷萨南深冷南八深冷南压浅冷南压深冷北I1深冷北I2深冷中七北压浅冷喇压浅冷北II2干气深冷萨北油田喇嘛甸油田萨中油田萨南油田杏北油田杏南油田大庆油田伴生气处理系统布局4油气收集北杏V1浅冷杏三浅冷杏九浅冷红压浅冷萨南浅冷南八深冷南压浅Page 88螺杆压缩机具有可调范围广、操作平稳的优点，适应带液工况和富气压缩、低入口压力（或负压），由于压缩过程设有喷油或喷液冷却，适用于高压缩比，但出口压力不能过高，一般不超过2.5MPa，因此，螺杆压缩机较适用于进气为微正压或负压、气质较富的原稳不凝气、油罐烃蒸气的增压以及火炬气等低压气的回收。4油气收集螺杆压缩机具有可调范围广、操作平稳的优点，适Page 89一、凝心聚力保稳产2.第4.4.2条：“压缩机的驱动机可采用电动机或燃气机。在无电或电力不足的地方，往复式压缩机宜采用燃气发动机驱动，离心式压缩机宜采用燃气轮机驱动，余热宜加以利用”电动机具有结构紧凑、操作简便、运行平稳、效率高、可靠性高、寿命长、投资小（同等功率低30%）、安装维护费用低等优点。在具备供电条件的情况下，应优先选用。燃气发动机具有机器笨重、结构复杂、辅助设备繁杂、振动噪音大、安装维修费用高、故障率高，、后期维护工作量大的缺点；其运行成本与电驱相比也不具备优势；目前大功率燃气发动机还主要依靠进口，且国产化难度较大。因此，具有供电条件的站场不推荐燃气发动机组，仅在边远、分散、不具备供电条件的站场作为电驱的补充。2油气收集一、凝心聚力保稳产2.第4.4.2条：“压Page 90一、凝心聚力保稳产燃气轮机只配套离心式压缩机，应用在大型站场，一般供电条件较好，与电驱相比，运行、维护保养困难