中华人民共和国国家标准
气田集输设计规范
Code for design of gas gathering and transportation system in gas field
GB 50349-2015
主编部门：中国石油天然气集团公司
批准部门：中华人民共和国住房和城乡建设部
施行日期：2016年8月1日
中华人民共和国住房和城乡建设部公告
第988号
住房城乡建设部关于发布国家标准《气田集输设计规范》的公告
现批准《气田集输设计规范》为国家标准，编号为GB 50349-2015，自2016年8月1日起实施。其中，第4.7.1、4.7.2、4.7.12、9.1.6、10.2.2条为强制性条文，必须严格执行。
本规范由我部标准定额研究所组织中国计划出版社出版发行。
中华人民共和国住房和城乡建设部
2015年12月3日
前言
根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[2012]5号)的要求，规范编制组经广泛调查研究，认真总结多年的气田集输工程设计经验，吸收近年来全国各气田集输工程技术研究成果和生产管理经验，参考国内、国外相关标准，并在广泛征求意见的基础上，制订本规范。
本规范是由《油气集输设计规范》GB 50350-2005拆分为《油田油气集输设计规范》和《气田集输设计规范》而制订的，本规范只针对气田集输的内容进行编制。
本规范共分11章和11个附录，主要内容包括：总则、术语、基本规定、集气工艺、处理工艺、气田水转输与处理、集输管道、防腐与绝热、仪表与自动控制、站场总图、公用工程及配套设施等。
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。
本规范由住房和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，由中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司负责具体技术内容的解释。执行过程中如有意见和建议，请寄送中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司(地址：四川省成都市高新区升华路6号CPE大厦，邮政编码：610041)。
本规范主编单位、参编单位、主要起草人和主要审查人：
主编单位：中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司
参编单位：大庆油田工程有限公司
中油辽河工程有限公司
西安长庆科技工程有限责任公司
主要起草人：汤晓勇 边云燕 余洋 马艳琳 肖秋涛 何蓉云 毛敏 罗张东 李天雷 刘海禄 黄永忠 杨成贵 唐林 雷莹 薛文奇 杨成刚 陈雨晖 李延春 刘文伟 刘子兵 李桂杰 李爽 高海明 吴知谦
主要审查人：章申远 张效羽 杨莉娜 邹应勇 范永昭 李静 陈雪松 葛劲风 石少敏 于林 李延金 赵莉 许治寿 王小林
1 总 则
1.0.1 为在气田集输工程设计中贯彻执行国家现行的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，以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。
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1.0.2 本规范适用于陆上气田、滩海陆采气田和海上气田陆岸终端集输工程设计。
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1.0.3 气田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。
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2 术 语
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2.0.1 气田集输 gas gathering and transportation
在气田内，将气井采出的井产物汇集、处理和输送的全过程。
2.0.2 滩海陆采气田 shallow water coastal gas field
距岸较近、有路堤与岸边相连，并采用陆地气田开发方式的滩海气田。
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2.0.3 凝析气田 condensate gas field
井产物在地层中高温高压条件下呈单—气相状态，当压力下降到露点线以下时，会出现反凝析现象，这种类型的气田称为凝析气田。
2.0.4 低渗透气田 low-permeability gas field
依据储层物性划分，储层有效渗透率为0.1mD～5mD的气田。
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2.0.5 井产物 well stream
从生产井产出的液态、气态、固态的烃和非烃混合物。
2.0.6 原料气 raw natural gas
从生产井采出未经处理的天然气。
2.0.7 含硫酸性天然气 sour gas
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。
2.0.8 天然气水合物 gas hydrates
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，也称可燃冰。
2.0.9 气田水 produced water
气田中分离出来的地层水及相应天然气厂、站、库排出的生产污水。
2.0.10 天然气凝液 natural gas liquid
从天然气中回收的且未经稳定处理的液态烃类混合物的总称。一般包括乙烷、液化石油气和稳定轻烃成分，也称为混合轻烃。
2.0.11 净化天然气 purified natural gas
经脱除硫化氢、二氧化碳、水分、液烃或其他有害杂质后符合产品标准的天然气。
2.0.12 液化石油气 liquefied petroleum gas(LPG)
在常温常压下为气态，经压缩或冷却后为液态的C3、C4及其混和物。
2.0.13 稳定轻烃 natural gasoline
从天然气凝液中提取的，以戊烷及更重的烃类为主要成分的液态石油产品，其终沸点不高于190℃，在规定的蒸气压下，允许含有少量丁烷，也称天然汽油。
2.0.14 站场 station
各种功能站的总称，包括其占有的场地、设施等。
2.0.15 井场 well site
气、油、水井生产设施的场所。
2.0.16 集气站 gas gathering station
对气田产天然气进行收集、调压、分离、计量等作业的站。
2.0.17 增压站 compressor station
用压缩机对天然气增压的站。
2.0.18 气田污水处理站 gas field sewage treatment station
对气田污水进行收集和净化(或综合利用)的站场。
2.0.19 气田水转输站 gas water transfer station
气田水输送系统中，把气田水集中在一起进行转运的站场。
2.0.20 采气管道 flow line
自井口装置节流阀至一级气液分离器的天然气输送管道。
2.0.21 集气管道 gathering line
气田内部自一级气液分离器至天然气处理厂／净化厂之间的天然气输送管道。
2.0.22 线路截断阀(室) pipeline block valve
在天然气输送管道沿线设置的用于将管道分段的阀门及其配套设施的总称。
2.0.23 设计压力 design pressure
在相应设计温度下，用以确定容器或管道计算壁厚及其元件尺寸的压力值。该压力为容器或管道的内部压力时，称设计内压力；为外部压力时，称设计外压力。
2.0.24 操作压力 operating pressure
在稳定操作条件下，一个系统内介质的压力。
2.0.25 最大操作压力 maximum operating pressure(MOP)
在正常操作条件下，管道系统中最大实际操作压力。
2.0.26 井下节流 downhole choke
将节流气嘴安装于井下油管内，实现井筒内节流降压的一种工艺措施。
2.0.27 常温分离 ambient temperature separation
天然气在水合物形成温度以上进行气液分离的过程。
2.0.28 低温分离 low temperature separation
天然气在水合物形成温度以下进行气液分离的过程。
2.0.29 湿气输送 wet gas transportation
没有经过脱水处理的含有游离水的天然气输送工艺。
2.0.30 干气输送 dry gas transportation
指经过脱水处理后，在整个输送过程中天然气温度始终保持在水露点之上状态的输送工艺。
2.0.31 气液混输 gas-liquid mixed flow
将天然气及所携带的油、水等液体在同一管道中输送的方式。
2.0.32 气液分输 single phase flow
天然气分离后产生的气体、液体分别采用不同管道进行输送的方式。
2.0.33 天然气处理 gas processing plant，natural gas treatment
对天然气进行脱硫、脱二氧化碳、产品分馏、硫磺回收、尾气处理、烃水露点控制、凝液回收、凝析油稳定的工艺过程。
2.0.34 天然气脱水 natural gas dehydration
采用吸附、吸收或制冷等方法，脱除天然气中的水蒸气，使其水露点符合规定的过程。
2.0.35 清管设施 pigging facility
为清除管内凝聚物和沉积物或进行在线检测的全套设备。其中包括清管器、清管器收发装置、清管指示器及清管器跟踪器等。
2.0.36 段塞流捕集器 slug catcher
用于捕集多相流管道流出的液塞，为来液量波动提供缓冲容积，并为下游处理设备提供稳定的气体和液体流量的气液分离设备。
2.0.37 橇装设备 skid-mounted equipment
在工厂将设备、管线、控制仪表及电气系统等集合在一个共同的底座上的装置。
2.0.38 紧急截断系统 emergency shutdown system
在不可恢复事故发生前能够迅速安全有效地关闭全厂(站)或独立单元的一种系统。
2.0.39 紧急放空系统 emergency blowdown system
在不可恢复事故发生前能够安全有效地将全厂(站)或独立单元的可燃气体迅速泄放的系统。
2.0.40 管道组成件 pipe assembly
弯头、弯管、三通、异径接头等管道连接件和法兰、阀门及其组合件、绝缘法兰、绝缘接头、清管器收发筒、汇管等管道专用部件的统称。
3 基本规定
3.0.1 气田集输工程设计应按照批准的气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。
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3.0.2 气田集输工程设计应与气藏工程、钻井工程、采气工程紧密结合，根据气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。
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3.0.3 气田集输工程总体布局应根据气藏构造形态、生产井分布、天然气处理要求、产品流向及自然条件等情况，并应统筹考虑气田水处理、给排水及消防、供配电、通信、道路等工程，经技术经济对比确定。各种管道、电力线、通信线等宜与道路平行敷设，形成线路走廊带。
3.0.4 工艺流程应根据气藏工程和采气工程方案、油气物理性质及化学组成、产品方案、地面自然条件等因素，通过技术经济对比确定，并应符合下列规定：
1 应采用密闭工艺流程；
2 应充分收集与利用气井产出物，生产符合产品标准的天然气、液化石油气、稳定轻烃等产品；
3 应合理利用气井流体的压力能，优化设计集输半径；
4 应合理利用热能，做好设备和管道保温；
5 应优化工艺流程，选用高效节能设备；
6 应分析预测腐蚀状况，优化选择系统材料及配套的防腐方案；
7 应采取合理措施，防止形成天然气水合物。
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3.0.5 气田集输工程分期建设的规模应根据开发方案提供的20年以上的开发指标预测资料确定。
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3.0.6 实施滚动勘探开发的气田，工程分期和设备配置应对近期和远期相互衔接，应简化工艺流程，宜采用橇装设备。
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3.0.7 沙漠、戈壁地区气田集输工程设计应适合沙漠、戈壁地区恶劣的环境条件。站场、线路应采取有效的防沙措施。应充分利用沙漠地区的太阳能、风力等天然资源，并进行综合规划、有效利用。
3.0.8 滩海陆采气田的开发建设应充分依托陆上气田现有设施，应简化滩海陆采平台的生产及配套设施。
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3.0.9 天然气中硫化氢含量大于或等于5％(体积分数)的气田集输工程设计还应符合现行行业标准《高含硫化氢气田地面集输系统设计规范》SY／T 0612的有关规定。
3.0.10 凝析气田集输工程设计还应符合现行行业标准《凝析气田地面工程设计规范》SY／T 0605的有关规定。
3.0.11 商品天然气应符合现行国家标准《天然气》GB 17820中的分类及其技术指标要求。
3.0.12 天然气流量应按标准参比条件(温度293.15K，压力101.325kPa)下的体积计量。
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3.0.13 气田集输工程设计应符合安全、职业健康、环境保护与节能的要求。
4 集气工艺
4.1 一般规定
4.1.1 气田集输总工艺流程应根据天然气气质、气井产量、压力、温度和气田构造形态、驱动类型、井网布置、开采年限、逐年产量、产品方案及自然条件等因素，以提高气田开发的整体经济效益为目标，综合分析确定。
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4.1.2 气田站场布局应符合下列规定：
1 在气田开发井网布置的基础上，结合地形及气田生产可依托条件统一规划布置各类站场，站场位置应符合集输工程总流程和产品流向的要求，并应方便生产管理；
2 当气区内天然气含硫量差别较大，需要采取不同净化工艺时，可建分散的净化站，宜与井场或集气站合建。
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4.1.3 集输系统的建设规模应根据气田开发方案和设计委托书或设计合同规定的年最大集气量确定。每口气井年生产天数应按330d计算。采气管道的设计能力应根据气井的最大日产量确定。集气管道的设计能力应按其所辖采气管道日采气量的总和乘以1.2的系数确定。
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4.1.4 集气管网的压力应根据气田压力、压力递减速度、天然气处理工艺和商品气外输首站压力的要求综合平衡确定。
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4.1.5 集气管网布置形式应根据集气工艺、气田构造形态、井位部署、厂站位置、产品流向及地形条件确定，可采用枝状管网、辐射-枝状组合管网或辐射-环形组合的管网形式。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别较大，设一套管网不经济时，可分设管网。
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4.1.6 当气井井口压力降低，天然气不能进入原有集气管网时，气田低压气的集输可采取下列方式：
1 改造原有系统，降低集输过程压力损失；
2 新建低压气集输系统；
3 将低压气增压后进入气田集气管网外输。
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4.1.7 在增压开采阶段，对于井口压力、衰减幅度、衰减时间基本相同时，宜采用集中增压方式。对于井口压力、衰减幅度、衰减时间相差较大时，宜采用分散增压方式。
4.2 集气流程
4.2.1 气田集气宜采用多井集气、湿气输送、集中处理的工艺流程。
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4.2.2 凝析气集输宜采用气液混输工艺流程。
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4.2.3 低渗透气田宜采用井下节流、井间串接、湿气增压的集输工艺流程。
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4.2.4 含硫化氢气田或含二氧化碳气田宜采用湿气加注缓蚀剂的集输流程，对硫化氢或二氧化碳腐蚀严重的酸性气田，集气管道也可采用干气输送方式或采用耐蚀合金管材的湿气输送方式。
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4.2.5 对于井产物含液量大、管道沿线高差大的采集气系统，宜采用气液分输方式。
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附录K 通信架空线路与其他设备或建(构)筑物的最小间距
表K 通信架空线路与其他设备或建筑物的最小间距
注：1 供电线为被覆线时，光(电)缆也可以在供电线上方交越。
2 通信线应架设在电力线路的下方位置，应架设在电车滑接线的上方位置。
3 光(电)缆必须在上方交越时，跨越档两侧电杆及吊线安装应做加强保护装置。
4 在地域狭窄地段，拟建架空光缆与已有架空线路平行敷设时，若间距不能满足以上要求，可以杆路共享或改用其他方式敷设光缆线路，并满足隔距要求。
附录L 站场内建筑物的通风方式及换气次数
表L 站场内建筑物的通风方式及换气次数
注：1 有组织的自然通风可采用筒形风帽、旋转风帽、球形风帽或通风天窗等方式。
2 括号内的换气次数为含硫的数据。
3 对于同时散发有害气体和余热的建筑物，室内的全面通风量应按消除有害气体或余热中所需的最大空气量计算。当建筑物内散发的有害气体或余热量不能确定时，通风量可按表中的换气次数计算。
4 本表通风换气次数不包含局部通风。
本规范用词说明
1 为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
1)表示很严格，非这样做不可的：
正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”；
2)表示严格，在正常情况下均应这样做的：
正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”；
3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的：
正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；
4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。
2 条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合……的规定”或“应按……执行”。
引用标准名录
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《建筑设计防火规范》GB 50016
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《动力机器基础设计规范》GB 50040
《锅炉房设计规范》GB 50041
《工业建筑防腐蚀设计规范》GB 50046
《供配电系统设规范》GB 50052
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《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058
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《火灾自动报警系统设计规范》GB 50116
《高耸结构设计规范》GB 50135
《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140
《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183
《工业企业总平面设计规范》GB 50187
《构筑物抗震设计规范》GB 50191
《电力工程电缆设计规范》GB 50217
《建筑工程抗震设防分类标准》GB 50223
《输气管道工程设计规范》GB 50251
《输油管道工程设计规范》GB 50253
《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB 50264
《综合布线系统工程设计规范》GB 50311
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《设备及管道绝热设计导则》GB／T 8175
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《污水综合排放标准》GB 8978
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《石油天然气工业 管线输送系统用钢管》GB／T 9711
《液化石油气》GB 11174
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