1 总 则

• 1.0.1 为了在油气集输工程设计中贯彻执行国家现行的有关

• 1.0.2 本规范适用于陆上油田、滩海陆采油田和海上油田陆

• 1.0.3 油田油气集输工程设计除应符合本规范外，尚应符合

2 术 语

• 2.0.1 油气集输 oil-gas gathering

• 2.0.2 轻质原油 light crude     在2

• 2.0.3 中质原油 middle crude     在

• 2.0.4 重质原油 heavy crude     在2

• 2.0.5 稠油 viscous crude     温度

• 2.0.6 特稠油 extra-viscous crude

• 2.0.7 超稠油 extremely-viscous c

• 2.0.8 高凝原油 high solidifying p

• 2.0.9 起泡原油 foamy crude     由于

• 2.0.10 净化原油 purified crude   

• 2.0.11 老化原油 weathered crude  

• 2.0.12 井口回压 wellhead back pre

• 2.0.13 采油井场 oil production we

• 2.0.14 石油天然气站场 oil and gas st

• 2.0.15 计量站 well-testing stati

• 2.0.16 交接计量站 lease custody me

• 2.0.17 集油阀组间 oil gathering ma

• 2.0.18 接转站 pumping stations  

• 2.0.19 放水站 free water knockou

• 2.0.20 脱水站 dehydration statio

• 2.0.21 集中处理站 central processi

• 2.0.22 矿场油库 lease oil tank fa

• 2.0.23 出油管道 crude flow lines

• 2.0.24 集油管道 crude gathering l

• 2.0.25 集输流程 gathering process

• 2.0.26 油气分输 oil and gas respe

• 2.0.27 掺液集输 liquid-blended cr

• 2.0.28 伴热集输 flow line with he

• 2.0.29 水力冲砂 hydroblasting    

• 2.0.30 原油稳定 crude stabilizati

• 2.0.31 油罐烃蒸气回收 hydrocarbon va

• 2.0.32 事故油罐 emergency crude s

• 2.0.33 沉降脱水罐 settling tanks  

• 2.0.34 污水沉降罐 sewage water set

• 2.0.35 原油外输 crude exportation

• 2.0.36 滩海陆采油田 shallow water c

• 2.0.37 含硫酸性天然气 sour gas     气

• 2.0.38 天然气凝液 natural gas liqu

• 2.0.39 液化石油气 liquefied petrol

• 2.0.40 稳定轻烃 natural gasoline

• 2.0.41 天然气水合物 gas hydrate    

• 2.0.42 增压站 booster stations  

• 2.0.43 天然气凝液回收 NGL recovery  

• 2.0.44 集气管道 gas gathering lin

• 2.0.45 清管设施 pigging systems  

• 2.0.46 监控和数据采集系统 supervisory

• 2.0.47 分散控制系统 distributed con

• 2.0.48 可编程序控制器 programmable l

• 2.0.49 远程终端装置 remote terminal

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

• 3.0.2 油气集输工程设计应与油藏工程、钻井工程、采油工

• 3.0.3 油气集输工程总体布局应根据油田开发方式、生产井

• 3.0.4 油气集输工艺流程应根据油藏工程和采油工程方案、

• 3.0.5 油气集输工程分期建设的规模，应根据开发方案提供

• 3.0.6 实施滚动勘探开发的油田，工程分期和设备配置应兼

• 3.0.7 沙漠、戈壁地区油气集输工程设计应适合沙漠、戈壁

• 3.0.8 滩海陆采油田的开发建设应充分依托陆上油田已有设

• 3.0.9 低渗透低产油田的开发建设，应简化地面设施，采用

• 3.0.10 油气集输站场的工艺设计应满足油气集输生产过程

• 3.0.11 对于重复性强的油气集输站场或工艺单元，宜采用

• 3.0.12 油气集输设计应符合现行行业标准《油田地面工程

• 3.0.13 油气集输设计应符合职业健康、安全与环境保护的

4 油气收集

• 4.1 一般规定

  • 4.1.1 油气集输设计应根据技术经济对比情况确定布站方式

  • 4.1.2 计量站、接转站、放水站和脱水站的设置，应符合现

  • 4.1.3 稠油油田油气集输分井计量装置宜依托采油井场集中

  • 4.1.4 油田油气收集的基本流程宜采用井口不加热单管流程

  • 4.1.5 油井较多、分布较为集中的油田，宜采用管道集输；

  • 4.1.6 设计时，油井最高允许井口回压宜符合下列规定：

  • 4.1.7 油田伴生气集气工艺应结合油气集输工艺流程，通过

  • 4.1.8 油气集输单项工程设计能力的计算，应符合下列规定

• 4.2 采油井场

  • 4.2.1 采油井场工艺流程的设计应满足下列要求：    

  • 4.2.2 连续生产的拉油采油井场应设储油罐，储存时间宜为

  • 4.2.3 滩海陆采平台宜设置污油污水罐，其容积不应小于单

  • 4.2.4 当采油井距离接转站较远、集输困难时，可在采油井

  • 4.2.5 采油井场的标高和面积应能满足生产管理和井下作业

  • 4.2.6 居民区内以及靠近居民区的采油井场应设围栏或围墙

  • 4.2.7 井口保温与清蜡设施的设置应符合下列规定：   

• 4.3 原油泵输

  • 4.3.1 输油泵的类型应根据所输介质的组成和性质及工艺要

  • 4.3.2 含水原油和净化原油输送宜采用离心泵。离心泵的总

  • 4.3.3 油、气、水混输时，宜采用螺杆泵。对于气液流量大

  • 4.3.4 稠油输送泵选型应根据原油黏度、含水及含砂因素的

  • 4.3.5 稠油输送泵的总流量宜按设计液量的1.1倍～1.

  • 4.3.6 输油泵台数的确定应符合下列规定：     1

  • 4.3.7 选用输油泵时应校核操作条件下泵的有效汽蚀余量。

  • 4.3.8 输油系统计算总水头应包括管道沿程水头损失和局部

  • 4.3.9 输油泵进口管段上应设过滤器。离心泵过滤器面积宜

  • 4.3.10 离心泵出口管段上应安装止回阀。容积泵应设计旁

  • 4.3.11 泵体上不带安全阀的容积泵，应在靠近泵的出口管

  • 4.3.12 输油泵安全阀的泄放端管段宜与泵的入口端管段连

  • 4.3.13 输油泵进口汇管应有良好的吸入条件，进口汇管流

  • 4.3.14 油气混输泵的进、出口管道流速应根据泵型和工艺

  • 4.3.15 输油泵吸入管内径与排出管内径应按进出口允许流

  • 4.3.16 离心泵输油用的原油缓冲罐和油气分离缓冲罐的缓

  • 4.3.17 离心泵的轴密封宜选用机械密封。

  • 4.3.18 离心泵组的流量和压力调节方式，应根据管道流量

  • 4.3.19 连续运行且流量变化范围较大及电机功率较大的容

  • 4.3.20 泵输高凝原油、稠油时，应采取防凝和暖泵措施。

  • 4.3.21 输油泵房设置起重设备时，可按本规范第4.4.

• 4.4 天然气增压

  • 4.4.1 天然气增压的压缩机应允许气体组成、进气压力、进

  • 4.4.2 压缩机的驱动机可采用电动机或燃气机。在无电或电

  • 4.4.3 压缩机组宜选用撬装形式。往复式压缩机的撬装设计

  • 4.4.4 往复式压缩机宜多台机组并联运行，宜设备用机组。

  • 4.4.5 离心式压缩机采用于气密封时，二级密封的隔离气宜

  • 4.4.6 往复式压缩机的填料和中体放空应引至厂房外。压缩

  • 4.4.7 进入压缩机的天然气应清除机械杂质和凝液。压缩机

  • 4.4.8 压缩机宜露天布置或半露天布置。在寒冷、多风沙地

  • 4.4.9 室内和半露天安装的固定式压缩机，起重设备的配备

  • 4.4.10 压缩机工艺气系统设计应符合下列规定：    

  • 4.4.11 压缩机各级工艺气的冷却，宜采用空冷；润滑油及

• 4.5 原油加热及换热

  • 4.5.1 当原油温度不能满足原油集输条件或处理工艺要求时

  • 4.5.2 原油加热的热源，在有条件的地方应首先采用热电结

  • 4.5.3 原油加热炉的选型应满足热负荷和工艺要求，并应通

  • 4.5.4 原油加热炉的台数应符合下列规定：     1

  • 4.5.5 配置加热炉时，其负荷率宜为80％～100％。

  • 4.5.6 在多功能合一设备中，火筒加热部分应根据介质特性

  • 4.5.7 管式加热炉的工艺管道安装设计应符合下列规定：

  • 4.5.8 加热炉型式与参数设计，应符合现行行业标准《石油

  • 4.5.9 加热炉综合热效率应符合现行行业标准《油田地面工

  • 4.5.10 除单井井场外，具备电力供应条件的站场加热炉应

  • 4.5.11 加热炉采用自动点火时，自动燃气燃烧装置防爆等

  • 4.5.12 输出功率大于1200kW的加热炉自动燃气燃烧

  • 4.5.13 火筒式加热炉的炉型选择，应符合现行行业标准《

  • 4.5.14 换热器的形式应根据工艺条件选定，可选用管壳式

  • 4.5.15 在满足工艺过程要求的条件下，宜选用传热面积较

  • 4.5.16 当多台换热器并联安装时，其进、出口管路设计宜

  • 4.5.17 浮头式换热器管程、壳程中流体的选择，应能满足

  • 4.5.18 管壳式换热器介质温差及温差校正系数应符合下列

  • 4.5.19 管壳式换热器管程内液相介质的流速不宜大于3m

  • 4.5.20 管壳式换热器应采用逆流换热流程，冷流自下而上

  • 4.5.21 采用螺旋板式换热器时，通道内的流体流速不宜小

5 原油处理

• 5.1 油气分离

  • 5.1.1 油气分离的级数和各级分离压力应根据油气集输系统

  • 5.1.2 油气分离宜采用重力沉降分离器。重力分离器型式选

  • 5.1.3 油气重力沉降分离的工艺计算，采用的参数宜符合下

  • 5.1.4 连续生产的油气分离器的台数不应少于2台。

  • 5.1.5 油气分离器的结构应满足气—液分离要求，必要时应

  • 5.1.6 油气分离器的设计，应符合现行行业标准《油气分离

  • 5.1.7 在油气集输处理工艺流程中，油气分离器宜与原油沉

  • 5.1.8 多台油气分离器并联安装时，进口管路设计宜使介质

• 5.2 原油除砂

  • 5.2.1 除砂工艺应根据容器类型和原油含砂情况合理选择，

  • 5.2.2 当采用水力冲砂时，喷嘴喷射速度宜为5m／s～1

  • 5.2.3 冲砂泵流量应按同时工作的喷嘴喷水量确定，扬程应

  • 5.2.4 压力容器的排砂管道应合理选择流速，容器内部排砂

  • 5.2.5 采用不停产水力冲砂或旋流除砂工艺的压力容器，出

  • 5.2.6 原油除砂工艺设计中应有砂的收集和处理措施。砂可

• 5.3 原油脱水

  • 5.3.1 原油脱水工艺应根据原油性质、含水率、乳状液的乳

  • 5.3.2 原油脱水工艺宜采用热化学沉降脱水、电化学脱水等

  • 5.3.3 在确定原油脱水工艺流程时，化学沉降脱水宜与管道

  • 5.3.4 稠油热化学沉降脱水宜采用常压沉降罐。特稠油、超

  • 5.3.5 采用热化学和电化学两段脱水时，游离水脱除器宜采

  • 5.3.6 原油脱水工艺参数应符合下列规定：     1

  • 5.3.7 卧式压力脱水设备的台数应符合下列规定：    

  • 5.3.8 添加破乳剂应符合下列规定：     1 破乳剂

  • 5.3.9 净化原油的含水率应符合现行行业标准《出矿原油技

  • 5.3.10 由脱水设备排出的含油污水含油量不应大于100

  • 5.3.11 脱水后的特稠油及超稠油含水率可根据原油用途和

  • 5.3.12 油田站场的老化原油宜进行单独处理，老化原油的

  • 5.3.13 原油脱水装置的设计，应符合现行行业标准《原油

• 5.4 原油稳定

  • 5.4.1 油田内部原油应通过技术经济评价确定是否进行稳定

  • 5.4.2 原油稳定装置前的原油集输工艺流程应密闭。

  • 5.4.3 原油稳定宜与原油脱水、原油外输统筹设计，合理利

  • 5.4.4 原油稳定的深度应根据原油中轻组分含量、稳定原油

  • 5.4.5 原油稳定采用负压闪蒸、正压闪蒸或分馏工艺，应根

  • 5.4.6 进行原油组分分析的油样应具有代表性。原油稳定的

  • 5.4.7 原油稳定装置的设计能力应与所辖油田或区块的产油

  • 5.4.8 原油稳定装置应有进油总管自动关断和事故越装置旁

  • 5.4.9 原油稳定装置生产的轻烃应密闭储运或处理，生产的

  • 5.4.10 原油稳定装置产生的污水应密闭收集，与原油集输

  • 5.4.11 原油稳定装置的设计，应符合现行行业标准《原油

• 5.5 油罐烃蒸气回收

  • 5.5.1 对不适于进行稳定处理的原油，可采用油罐烃蒸气回

  • 5.5.2 烃蒸气回收系统的油罐应配有呼吸阀、液压安全阀(

  • 5.5.3 油罐呼吸阀、液压安全阀和自动补气阀的选用应符合

  • 5.5.4 抽气设备的设计应符合下列规定：     1 油

  • 5.5.5 罐区内罐与罐之间的抽气管道宜连通，油罐数量多时

  • 5.5.6 抽气管道不应有液袋，其敷设坡度不应小于0.3％

  • 5.5.7 原油进罐前的分离器应有可靠的液位控制措施。

6 天然气处理

• 6.0.1 天然气处理总流程应根据原料气性质、下游用户对气

• 6.0.2 天然气处理装置的设计能力应与所辖区块的产气量相

• 6.0.3 工艺计算应选择具有代表性的天然气组成作为依据，

• 6.0.4 产品指标应符合下列规定：     1 天然气应

• 6.0.5 天然气处理装置入口应设具有除油、液体缓冲功能的

• 6.0.6 天然气处理装置的进气总管应设有自动紧急关断阀。

• 6.0.7 天然气增压的设计应符合本规范第4.4节的规定。

• 6.0.8 气液分离宜采用重力分离器，重力分离器型式选择应

• 6.0.9 天然气脱水工艺应根据天然气处理总流程、气量、气

• 6.0.10 天然气脱水装置的设计，应符合现行行业标准《天

• 6.0.11 当天然气中硫化氢、二氧化碳及总硫的含量不符合

• 6.0.12 天然气凝液回收的工艺方法应根据天然气的气量、

• 6.0.13 天然气凝液回收装置的收率应通过技术经济对比确

• 6.0.14 天然气凝液回收装置原料气脱水后的水露点应比最

• 6.0.15 天然气凝液回收装置的设计，应符合现行行业标准

• 6.0.16 天然气处理装置产生的污水应收集后集中处理。

7 原油及天然气凝液储运

• 7.1 原油储存

  • 7.1.1 油田的原油罐应采用立式钢制油罐，油田内部未稳定

  • 7.1.2 油田原油储罐宜设在油田矿场油库，也可设在距离油

  • 7.1.3 原油储罐的总容量应按下式计算确定：     式

  • 7.1.4 原油储罐储存系数可根据原油储罐类型和结构尺寸通

  • 7.1.5 油田原油储存天数应根据原油运输方式，通过技术经

  • 7.1.6 原油脱水站的事故油罐可设1座，容积应按该站1d

  • 7.1.7 接转站、放水站不宜设事故油罐。当生产确实需要时

  • 7.1.8 需要加热或维持温度的原油储罐的罐壁宜采取保温措

  • 7.1.9 油罐内原油的加热保温可采用掺热油方式、盘管加热

  • 7.1.10 油罐散热流量可按下式计算：     式中：—

  • 7.1.11 油罐呼吸阀、液压安全阀的设计应符合现行行业标

  • 7.1.12 油罐区的安全防火要求，应符合现行国家标准《石

  • 7.1.13 原油储罐排出的污水应收集后集中处理。

• 7.2 原油装卸

  • 7.2.1 火车装油宜采用小鹤管上部灌装。

  • 7.2.2 小鹤管上部灌装火车装车设施的设置，应按装车量、

  • 7.2.3 铁路日装车列数可按下式计算：     式中：N

  • 7.2.4 火车装油泵的吸入和排出汇管之间宜设自动回流阀，

  • 7.2.5 汽车装车场设计应符合下列规定：     1 汽

  • 7.2.6 单井产量低、油井分散的油田和边远的油井采用汽车

  • 7.2.7 汽车卸车场设计应符合下列规定：     1 汇

  • 7.2.8 汽车卸油罐安装方式可采用地下式、半地下式或地面

  • 7.2.9 当汽车卸油采用密闭方式时，卸油罐应设计呼吸阀和

  • 7.2.10 当采用上装鹤管向铁路罐车和汽车罐车灌装原油时

  • 7.2.11 原油码头装卸用输油管道在位于岸边的适当位置，

  • 7.2.12 原油装卸码头设施的设计，还应符合现行国家标准

  • 7.2.13 原油装卸设施除应符合本规范第7.2.1条～第

• 7.3 天然气凝液储存

  • 7.3.1 天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃应采用钢制

  • 7.3.2 天然气凝液、液化石油气和稳定轻烃的生产作业罐和

  • 7.3.3 储存天然气凝液、液化石油气和稳定轻烃的球形罐或

  • 7.3.4 天然气凝液及其产品每类储罐不宜少于2座。

  • 7.3.5 天然气凝液及其产品压力储罐的设计压力应符合下列

  • 7.3.6 天然气凝液、液化石油气储罐开口接管的阀门和管件

  • 7.3.7 天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃储罐应设液

  • 7.3.8 天然气凝液、液化石油气和稳定轻烃进储罐的温度不

  • 7.3.9 单罐容积等于或大于100m3的天然气凝液、液化

  • 7.3.10 天然气凝液及其产品储罐应设有排水口。含水天然

  • 7.3.11 凡在生产中有可能形成封闭液体的管段，应设置管

  • 7.3.12 天然气凝液和液化石油气管道在装有安全阀、放空

  • 7.3.13 天然气凝液及液化石油气的储存，还应符合现行国

  • 7.3.14 天然气凝液及其产品罐区的安全防火要求，应符合

• 7.4 天然气凝液装卸

  • 7.4.1 天然气凝液及其产品的装卸鹤管，应符合下列规定：

  • 7.4.2 天然气凝液及其产品汽车装卸鹤管数量可按下列公式

  • 7.4.3 天然气凝液及其产品装车台的鹤位处宜设定量装车系

  • 7.4.4 天然气凝液及其产品的汽车装卸鹤管宜配置拉断阀，

  • 7.4.5 天然气凝液及其产品的装车泵出口汇管应设有至储罐

  • 7.4.6 天然气凝液及其产品铁路装车设施的设计，应符合现

  • 7.4.7 天然气凝液及其产品装卸设施除符合本规范第7.4

8 油气集输管道

• 8.1 一般规定

  • 8.1.1 油气集输管道选线宜符合下列规定：     1

  • 8.1.2 油气集输管道沿线任意点的流体温度应按下式计算：

  • 8.1.3 油气集输管道的设计压力应按最高操作压力确定。

  • 8.1.4 油气集输管道直管段的钢管壁厚应按下式计算。钢管

  • 8.1.5 管道强度计算应符合下列规定：     1 埋地

  • 8.1.6 管道稳定性校核应符合下列规定：     1 管

  • 8.1.7 油气集输管道、天然气凝液管道宜设清管设施。集输

  • 8.1.8 埋地管道与埋地电缆、埋地管道与平行敷设的架空供

  • 8.1.9 油气集输管道线路设计应符合现行国家标准《石油天

• 8.2 原油集输管道

  • 8.2.1 油气混输管道的沿程摩阻，当所输液体呈牛顿流体时

  • 8.2.2 原油集输管道的公称直径不应小于40mm。

  • 8.2.3 油田内部原油集输管道的液体流速宜为0.8m／s

  • 8.2.4 原油集输管道的沿程摩阻可按下列公式计算：   

  • 8.2.5 埋地集输油管道总传热系数应符合下列规定：   

  • 8.2.6 埋地集油管道伴热输送双管管组[(D2／D1)≤

  • 8.2.7 集输管道的沿程温降可按本规范公式8.1.2计算

  • 8.2.8 原油集输管道直管段的钢管壁厚应按本规范公式8.

• 8.3 天然气集输管道

  • 8.3.1 天然气集输管道水力计算采用的气量，对未经净化处

  • 8.3.2 天然气集输管道流量计算应符合下列规定：    

  • 8.3.3 天然气集输管道沿线任意点的温度确定应符合下列规

  • 8.3.4 埋地天然气集输管道总传热系数确定应符合下列规定

  • 8.3.5 对于输送湿气的管道，宜避开高差较大的地形。

  • 8.3.6 湿气管道的防冻措施，宜采取管道深埋至冻土层之下

  • 8.3.7 天然气集输管道直管段壁厚应按本规范公式8.1.

• 8.4 天然气凝液和液化石油气输送管道

  • 8.4.1 输送天然气凝液和液化石油气管道的设计压力，应按

  • 8.4.2 天然气凝液和液化石油气输送泵的计算扬程应按下式

  • 8.4.3 天然气凝液和液化石油气管道的摩阻损失应按本规范

  • 8.4.4 天然气凝液和液化石油气管道内的平均流速，应通过

  • 8.4.5 天然气凝液和液化石油气管道直管段壁厚应按本规范

• 8.5 管道敷设及防腐保温

  • 8.5.1 油气集输管道宜埋地敷设。位于沼泽、季节性积水地

  • 8.5.2 埋地管道的敷设深度应根据沿线地形、地面荷载情况

  • 8.5.3 热采稠油集输油管道视地形、地貌和地下水位的不同

  • 8.5.4 集输管道应充分利用地形和管道转角减少管道温度应

  • 8.5.5 油气集输管道应根据工艺要求和敷设环境温度条件采

  • 8.5.6 油气集输管道穿、跨越铁路、公路、河流等工程设计

  • 8.5.7 油气集输管道内、外防腐设计应符合现行国家标准《

  • 8.5.8 集油管道敷设、线路截断阀的设置、管道的锚固及线

• 8.6 材料及管道组成件

  • 8.6.1 油气集输管道所用管子、管道附件的材质选择，应根

  • 8.6.2 油气集输管道用钢管，应符合现行国家标准《输送流

  • 8.6.3 管道附件不应使用铸铁件、螺旋焊缝钢管制作，宜采

  • 8.6.4 油气集输管道所用钢管表面缺陷及运输、施工中损伤

  • 8.6.5 当管道附件与管道采用焊接连接时，两者材质的化学

  • 8.6.6 用于含硫酸性天然气的管道附件，在材质选用、结构

  • 8.6.7 钢制弯管应符合现行行业标准《油气输送用钢制感应

  • 8.6.8 弯头和弯管的壁厚应按下列公式计算：     式

  • 8.6.9 直接在主管上开孔与支管焊接或焊制三通，开孔削弱

  • 8.6.10 异径接头的结构尺寸和计算，应符合现行国家标准

  • 8.6.11 管封头宜采用椭圆形封头或平封头，其结构尺寸和

  • 8.6.12 清管器收发筒应按其各受压元件等强度的原则进行

  • 8.6.13 清管三通应在支管与主管交界位置设置挡条或采用

  • 8.6.14 管法兰的选用宜符合现行行业标准《钢制管法兰、

  • 8.6.15 站场和线路的管道绝缘宜采用绝缘接头或绝缘法兰

  • 8.6.16 阀门的选用，应符合现行国家标准《工业金属管道

  • 8.6.17 输送强腐蚀性介质或处于土壤腐蚀性强地区的管道

9 自动控制及油气计量

• 9.1 一般规定

  • 9.1.1 油气集输站场自控设计应满足工艺过程操作稳定、安

  • 9.1.2 油气集输站场仪表供电设计应符合下列规定：   

  • 9.1.3 油气集输站场仪表选型、仪表供气、安装、配管配线

  • 9.1.4 仪表及管道保温和伴热应符合下列规定：     

  • 9.1.5 滩海陆采油田油气集输站场仪表控制系统的设计，应

• 9.2 仪表选择及检测控制点设置

  • 9.2.1 油气集输站场仪表选择应符合下列规定：     

  • 9.2.2 油气集输站场检测、控制点应遵循优化、简化的原则

  • 9.2.3 生产或使用可燃气体的工艺装置或储运设施区域内，

  • 9.2.4 生产或使用有毒气体的工艺装置或储运设施区域内，

  • 9.2.5 油气集输站场应根据生产安全的需要，设置必要的紧

  • 9.2.6 现场宜安装供操作人员巡回检查和操作的就地显示仪

• 9.3 油气计量

  • 9.3.1 原油和天然气计量点设置应符合下列规定：    

  • 9.3.2 油井产量计量应符合下列规定：     1 油井

  • 9.3.3 原油输量计量应符合下列规定：     1 原油

  • 9.3.4 原油流量计配置及安装应符合下列规定：     

  • 9.3.5 天然气输量计量应符合下列规定：     1 天

• 9.4 计算机控制系统

  • 9.4.1 油气集输站场采用计算机控制系统时，应符合下列规

  • 9.4.2 计算机控制系统的选型应符合下列规定：     

  • 9.4.3 计算机控制系统应具有下列基本功能：     1

  • 9.4.4 站场计算机控制系统设计，应符合现行国家标准《油

10 站场总图

• 10.1 站场址选择

  • 10.1.1 油气集输站场址应根据已批准的可行性研究报告或

  • 10.1.2 站场址的面积应符合总平面布置的要求，并应节约

  • 10.1.3 沙漠地区站场址应避开风口和流动沙漠地段，并应

  • 10.1.4 各种不同功能站场在布局上应综合考虑。计量站、

  • 10.1.5 已建站场扩建或更新改造，原站址又无条件利用时

  • 10.1.6 站场址周边宜具备交通运输、供水、排水、供电及

  • 10.1.7 站场与周围设施的区域布置防火间距、噪声控制和

  • 10.1.8 站场址的选择应符合现行行业标准《石油天然气工

• 10.2 站场防洪及排涝

  • 10.2.1 站场的防洪排涝应根据油田防洪排涝的统一要求设

  • 10.2.2 油气集输站场邻近江河、海岸、湖泊布置时，应采

  • 10.2.3 油气集输井、站的防洪设计标准应根据站场类型和

  • 10.2.4 防洪设计的洪水水量及相应的洪水水位应按当地水

  • 10.2.5 设计洪水水位应包括洪水水位、壅水和风浪袭击高

  • 10.2.6 靠近山区建站时，应根据实际情况设置截洪沟；截

  • 10.2.7 油气集输站场的地表雨水排放设计，应符合现行国

• 10.3 站场总平面及竖向布置

  • 10.3.1 站场总平面及竖向布置应符合国家现行标准《石油

  • 10.3.2 站场总平面布置应充分利用地形，并结合气象、工

  • 10.3.3 站场总平面布置应与工艺流程相适应，做到场区内

  • 10.3.4 凡散发有害气体和易燃、易爆气体的生产设施，应

  • 10.3.5 油罐区的布置应使油罐底与泵房地坪的高差满足泵

  • 10.3.6 当站场内附设变电所时，变电所应位于站场边缘，

  • 10.3.7 站场内通道宽度宜结合生产、防火与安全间距要求

  • 10.3.8 站场应根据所在地区周围环境和规模大小确定是否

  • 10.3.9 场区内雨水宜采用有组织排水，罐区内雨水宜采用

  • 10.3.10 特殊地质条件的竖向设计应符合下列规定：  

• 10.4 站场管道综合布置

  • 10.4.1 管道综合布置应与总平面及竖向布置相结合设计，

  • 10.4.2 管道敷设方式应根据场区情况、输送介质特性和维

  • 10.4.3 站内地上管道的安装应符合下列规定：     

  • 10.4.4 当架空管道跨越道路、铁路时，桁架底或管底高度

  • 10.4.5 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间

  • 10.4.6 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物平行的最小间

  • 10.4.7 埋地工艺管道互相交叉的垂直净距不宜小于0.1

  • 10.4.8 原油、蒸汽、热水及其他热管道均宜利用自然补偿

  • 10.4.9 管道综合设计除应符合本规范外，尚应符合国家现

11 配套设施及公用工程

• 11.1 供配电

  • 11.1.1 油田站场的电力负荷等级，应符合现行国家标准《

  • 11.1.2 供电设计应符合下列规定：     1 一级负

  • 11.1.3 供电电压等级应符合下列规定：     1 供

  • 11.1.4 站场内变压器的选择应符合下列规定：     

  • 11.1.5 低压配电系统应简单可靠，同一电压等级配电级数

  • 11.1.6 站场内建(构)筑物的防爆分区，应符合现行行业

  • 11.1.7 站场内建筑物的防雷分类及防雷措施应符合现行国

  • 11.1.8 滩海陆采油田配电应符合现行行业标准《滩海石油

  • 11.1.9 电脱水器供电电源和供电设备的设计除应符合现行

• 11.2 通 信

  • 11.2.1 通信系统应满足油田生产管理对通信业务的需求，

  • 11.2.2 通信系统设计应充分利用已建资源，并应兼顾近期

  • 11.2.3 通信系统的设计内容可包括主用通信、备用通信、

  • 11.2.4 油田生产管理单位之间的语音通信及数据通信宜采

  • 11.2.5 油气集输站场通信方式的确定应符合下列规定：

  • 11.2.6 用户电话通信线路应符合下列规定：     1

  • 11.2.7 安装于爆炸危险区内的电话、广播、工业电视监视

  • 11.2.8 各种通信系统宜设置系统安全设施。

  • 11.2.9 通信系统设置及系统工程的设计应符合下列规定：

  • 11.2.10 通信线路穿越站场及与其他建(构)筑物的安全

• 11.3 给排水及消防

  • 11.3.1 油田站场给水、排水系统应充分利用已有的系统工

  • 11.3.2 给水系统的选择应根据生产、生活、消防等各项用

  • 11.3.3 给水设计供水量应为生产、生活、绿化及其他不可

  • 11.3.4 外部给水系统供水量不足时，站场内用水宜设置储

  • 11.3.5 给水水质指标应符合工艺要求和相关标准的有关规

  • 11.3.6 含油污水宜排入生产污水管道或单独收集处置。

  • 11.3.7 油田站场产生的含油污水宜集中处理，集中的范围

  • 11.3.8 含油污水处理设计应符合现行国家标准《油田采出

  • 11.3.9 油田站场处理后的含油污水有条件时应回注，回注

  • 11.3.10 排水系统的选择应根据污水性质，结合油田排水

  • 11.3.11 废水排入外部系统应满足外部系统的接收要求。

  • 11.3.12 油田站场给水、排水设计应符合现行行业标准《

  • 11.3.13 消防设施设计应符合现行国家标准《石油天然气

• 11.4 建筑与结构

  • 11.4.1 建(构)筑物设计应保证结构安全、可靠，符合国

  • 11.4.2 建(构)筑物的建筑设计，应符合现行行业标准《

  • 11.4.3 甲、乙类火灾危险性生产厂房的耐火等级不宜低于

  • 11.4.4 有爆炸危险的甲、乙类厂房不应采用地下或半地下

  • 11.4.5 有爆炸危险的甲、乙类厂房，宜采用钢筋混凝土柱

  • 11.4.6 当甲、乙类厂房采用轻型钢结构时，建筑构件应采

  • 11.4.7 建筑物应根据采光、保温、密闭要求采用单层或双

  • 11.4.8 散发较空气重的可燃气体及可燃蒸气的有爆炸危险

  • 11.4.9 站场管墩可采用混凝土结构及钢筋混凝土结构，管

  • 11.4.10 地下水池、阀池宜采用抗渗钢筋混凝土结构，位

  • 11.4.11 在满足地基稳定和变形的前提下，设备基础宜浅

  • 11.4.12 卧式金属储罐基础数量不宜超过两个，且不应浮

  • 11.4.13 立式金属储罐基础设计及地基处理，应符合国家

  • 11.4.14 塔型设备基础、球罐基础、钢筋混凝土冷换框架

  • 11.4.15 防火堤结构设计，应符合现行国家标准《储罐区

  • 11.4.16 抽油机基础可采用预制组装式或现浇整体式钢筋

  • 11.4.17 油气集输工程建筑物的抗震设防分类应符合现行

  • 11.4.18 滩海陆采油田平台可采用砂石等实体结构平台。

  • 11.4.19 滩海陆采平台四周宜设防浪墙及边坡护坡，具体

  • 11.4.20 滩海陆采平台上的计量站、接转站、配电间、值

  • 11.4.21 滩海陆采油田滩涂区域内的管架应采用浅基础钢

• 11.5 供 热

  • 11.5.1 供热介质宜选用热水。当热水供热不能满足要求时

  • 11.5.2 常压锅炉供热水温宜低于当地水沸点5℃～10℃

  • 11.5.3 油气集输站场热源的最大热负荷应按下式计算：

  • 11.5.4 当锅炉露天布置时，在操作层的炉前宜布置燃料调

  • 11.5.5 锅炉房设计应符合现行国家标准《锅炉房设计规范

  • 11.5.6 锅炉补给水的水质应符合现行国家标准《工业锅炉

• 11.6 燃料供应

  • 11.6.1 油田站场用燃料宜采用天然气。有条件的油田应采

  • 11.6.2 锅炉房内的燃气、燃油和燃煤设施的设计应符合现

  • 11.6.3 以燃气为燃料时，燃料气系统应符合下列规定：

  • 11.6.4 以燃油为燃料时，燃料油系统应符合下列规定：

  • 11.6.5 以煤为燃料时，燃煤系统应符合下列规定：   

• 11.7 暖通空调

  • 11.7.1 站场内建筑物的暖通空调设计应符合现行国家标准

  • 11.7.2 站场内各类房间的冬季室内采暖计算温度宜符合表

  • 11.7.3 采暖热媒宜采用热水，系统形式宜为同程式。对于

  • 11.7.4 边远地区的井口建筑，在缺电的情况下可采用自然

  • 11.7.5 站场内建筑物的通风方式及换气次数宜按本规范附

  • 11.7.6 油气化验室的通风应采用局部排风。当设置通风柜

  • 11.7.7 油气化验室通风柜操作口的吸入速度宜为0.4m

  • 11.7.8 当放散到厂房内的有害气体相对密度大于0.75

  • 11.7.9 站场内的天然气压缩机房、天然气凝液泵房、天然

  • 11.7.10 沙漠地区站场内建筑物的通风设计应满足防沙要

  • 11.7.11 当采用采暖通风达不到室内温度、湿度及洁净度

• 11.8 站场道路

  • 11.8.1 油气集输站场道路的设计应满足生产管理、维修维

  • 11.8.2 进站路可采用公路型道路，站内路可采用城市型道

  • 11.8.3 站场内道路的路面宽度可按表11.8.3选用。

  • 11.8.4 一、二、三、四级油气站场道路宜采用高级或次高

  • 11.8.5 站场内道路计算行车速度宜为15km／h。

  • 11.8.6 站场内道路的最小圆曲线半径不宜小于12m。纵

  • 11.8.7 站场内道路的停车视距不应小于15m，会车视距

  • 11.8.8 汽车装卸场地宜采用水泥混凝土场地，场地坡度宜

  • 11.8.9 生产天然气凝液的工艺装置区和液化石油气的汽车

  • 11.8.10 站场道路设计应符合现行国家标准《石油天然气

  • 11.8.11 通向计量站及井场的道路可采用4m或3.5m

  • 11.8.12 站场道路设计的其他要求应符合现行国家标准《

附录A 重力分离器的计算公式

• A.0.1 立式重力分离器的直径可按下式计算：     式

• A.0.2 卧式重力分离器的直径可按下式计算：     式

• A.0.3 液滴在分离器中的沉降速度可按下列公式计算：  

• A.0.4 分离器内通过丝网捕雾器的设计速度，宜取丝网最大

附录B 液滴在气体中的阻力系数计算列线图

附录C 油气混输的压降计算公式

• C.0.1 当采用杜克勒Ⅱ法时，水平管道油气混输的压降计算

• C.0.2 当采用贝格斯-布里尔法时，油气混输的压降计算应

附录D 埋地沥青绝缘集输油管道总传热系数K选用表

附录E 埋地硬质聚氨酯泡沫塑料保温集输油管道总传热系数K选用表

附录F 集油管道伴热输送双管管组[(D2／D1)≤3]热力近似计算公式

• F.0.1 集油管道伴热输送双管管组的总耗热量可按下式计算

• F.0.2 当集油管长度小于原油升温所需要的热伴随长度时，

附录G 埋地沥青绝缘集气管道总传热系数K选用表

附录H 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距

附录J 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物平行的最小间距

附录K 通信电缆管道和直埋电缆与地下管道或建(构)筑物的最小间距

附录L 通信架空线路与其他设备或建(构)筑物的最小间距

附录M 站场内建筑物的通风方式及换气次数