前言

中华人民共和国国家标准

油田油气集输设计规范

Code for design of oil-gas gathering and transportation systems of oilfield

GB 50350-2015

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

实施日期：2016年8月1日

中华人民共和国住房和城乡建设部公告

第1007号

住房城乡建设部关于发布国家标准《油田油气集输设计规范》的公告

现批准《油田油气集输设计规范》为国家标准，编号为GB 50350-2015，自2016年8月1日起实施。其中，第4.3.11、4.5.12、10.2.2、11.2.7、11.7.6、11.8.9条为强制性条文，必须严格执行。原国家标准《油气集输设计规范》GB 50350-2005同时废止。

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，规范编制组进行了广泛的调查研究，认真总结了多年的油气集输工程设计经验，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，修订本规范。

本规范是在《油气集输设计规范》GB 50350-2005的基础上修订而成，将原《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》，本规范只针对油田油气集输的内容进行编制。修订后共分11章和12个附录。本规范代替原《油气集输设计规范》GB 50350-2005中油田油气集输部分。

本规范修订的主要技术内容是：

1.规范名称改为《油田油气集输设计规范》。

2.对原规范章节和附录目录重新进行了编排。

3.适用范围增加了海上油田陆岸终端。

4.增加了“天然气凝液装卸”一节。

5.增加了混输泵选择的内容。

6.修订了原规范的部分条款，使内容更为完善、合理。

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工作。本规范由大庆油田工程有限公司负责具体技术内容的解释。在执行过程中如有意见和建议，请寄送大庆油田工程有限公司(地址：黑龙江省大庆市让胡路区西康路42号，邮政编码：163712)，以便今后修订时参考。

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：大庆油田工程有限公司

参编单位：中油辽河工程有限公司

中石化石油工程设计有限公司

西安长庆科技工程有限责任公司

主要起草人：李杰训 娄玉华 杨春明 李爽 孙海英 张箭啸 于良俊 李延春 许超 徐晶 穆冬玲 阮增荣 樊继刚 何文波 何玉辉 张立勋 王胜利 赵卫民 徐国栋 舒静

主要审查人：王瑞泉 张效羽 王小林 黄辉 杨莉娜 赵振堂 吕应超 王占香 汤晓勇 张志贵 程富娟 陈彦君 刘国良 李惠杰 孙雁伯

1总则

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。

▼ 展开条文说明
1.0.1本条说明了制定本规范的目的。

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岸终端油气集输工程设计。

▼ 展开条文说明
1.0.2本条说明了本规范的适用范围。本规范中所述陆上油田包括陆上的常规油田，还包括稠油油田、低产油田、沙漠油田。在原中国石油天然气总公司基建局1995年12月颁布的《低产油田地面工程规划设计若干技术规定》中，对于低产油田的定义是：“油层平均空气渗透率低于50×10^-3μm²、平均单井产量低于10t／d的油田；产能建设规模小于30×10⁴t／d的油田。”

1.0.3  油田油气集输工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。

▼ 展开条文说明
1.0.3本条说明了本规范与国家现行有关规范的关系。

2术语

2  术    语

▼ 展开条文说明
本章所列术语，其定义及范围，仅适用于本规范。
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／T4039-2012确定的，并结合油田生产发展的实际做了适当完善和补充。

2.0.1  油气集输  oil-gas gathering and transportation

   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。

2.0.2  轻质原油  light crude

   在20℃时，密度小于或等于0.8650g／cm3的原油。

2.0.3  中质原油  middle crude

   在20℃时，密度大于0.8650g／cm3小于或等于0.9160g／cm3的原油。

2.0.4  重质原油  heavy crude

   在20℃时，密度大于0.9160g／cm3小于或等于0.9960g／cm3的原油。

2.0.5  稠油    viscous crude

   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。按黏度大小可分为普通稠油、特稠油、超稠油。

2.0.6  特稠油    extra-viscous crude

   温度为50℃时，动力黏度大于10000mPa·s，且小于或等于50000mPa·s的稠油。

2.0.7  超稠油    extremely-viscous crude

   温度为50℃时，动力黏度大于50000mPa·s的稠油。

▼ 展开条文说明
2.0.5～2.0.7这三条术语参照辽河油田推荐的稠油分类标准，按50℃时原油的动力黏度对稠油进行了详细分类。其中，普通稠油(conventionalviscouscrude)：温度在50℃时，动力黏度不大于10000mPa·s的稠油。

2.0.8  高凝原油  high solidifying point crude

   含蜡量大于30％，且凝固点高于35℃的原油。

2.0.9  起泡原油  foamy crude

   由于降压、升温等原因，从原油中析出的溶解气泡上浮至原油液面后不立即消失，在原油液面形成泡沫层，具有这种性质的原油称起泡原油。

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2.0.9起泡原油的密度、黏度一般较高，气液分离的难度较大。

2.0.10  净化原油  purified crude

   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。

2.0.11  老化原油  weathered crude

   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。

2.0.12  井口回压    wellhead back pressure

   井口出油管道起点的压力，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的总和。自喷井是指油嘴后的压力。

2.0.13  采油井场  oil production well sites

   设置采油井生产设施的场所。

2.0.14  石油天然气站场  oil and gas stations

   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。

2.0.15  计量站    well-testing stations

   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。

2.0.16  交接计量站  lease custody metering stations

   对外销售原油、天然气与用户进行交接计量的站。也称外输计量站。

2.0.17  集油阀组间  oil gathering manifold rooms

   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。

2.0.18  接转站  pumping stations

   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。

2.0.19  放水站  free water knockout stations

   将含水较高的原油预脱除大部分游离水，然后将低含水原油和含油污水分别输往原油脱水站和含油污水处理站，担负上述生产任务的站称为放水站。与接转站合建的放水站，称为转油放水站。

2.0.20  脱水站  dehydration stations

   担负原油脱水和增压输送的站。

2.0.21  集中处理站  central processing facilities

   油田内部主要对原油、天然气、采出水进行集中处理的站。也称联合站。

2.0.22  矿场油库  lease oil tank farms

   油田内部储存和外输(运)原油的油库。

2.0.23  出油管道  crude flow lines

   自井口装置至计量站或集油阀组间的管道。

2.0.24  集油管道    crude gathering lines

   油田内部自计量站或集油阀组间至有关站和有关站间输送气液两相的管道，或未经脱水处理的液流管道。

2.0.25  集输流程    gathering process

   在计量站或集油阀组间之前，实现油气收集的工艺过程。

2.0.26  油气分输    oil and gas respective transportation

   对油气进行分离后，将原油和天然气分别用管道输送的方式。

2.0.27  掺液集输  liquid-blended crude transportation

   向输送原油的管道中掺入一定量的水或加热后的原油等液体，以降低流体在管内流动摩阻的输送方式。

2.0.28  伴热集输  flow line with heat tracing transportation

   在外部热源的伴随下，保持出油管道内流体所需输送温度的输送方式。

2.0.29  水力冲砂  hydroblasting

   用带压的水，清除容器内在生产过程中积存的沉积物的一种方法。

2.0.30  原油稳定    crude stabilization

   从原油中分离出轻质组分，降低原油蒸发损失的工艺过程。

2.0.31  油罐烃蒸气回收  hydrocarbon vapor recovery from tank

   回收油罐中油品蒸发形成的气态烃的工艺过程。

2.0.32  事故油罐    emergency crude storage tanks

   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。

2.0.33  沉降脱水罐  settling tanks

   油田站场用于沉降脱水的作业罐。

2.0.34  污水沉降罐  sewage water settling tanks

   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。

2.0.35  原油外输    crude exportation

   油田对外销售原油，向用户提供商品原油的输送过程。

2.0.36  滩海陆采油田    shallow water coastal oilfields(ter-restrial development mode)

   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。

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2.0.36“滩海陆采油田”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，如辽河油田的笔架岭油田和海南三油田。这种油田的特点是地处滩海地区，水深较浅，距岸较近，采用海堤路(多为砂石路或土路)，由陆地向海里延伸，在滩海上建平台(多为砂石平台或吹填平台)，前期在平台上采用陆地钻机钻井，后期在平台上建油气生产及配套设施，油气产物通过沿海堤路敷设的管道输到岸上。滩海陆采平台在有的油田也叫滩海陆采人工岛或滩海陆采井场。

2.0.37  含硫酸性天然气  sour gas

   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。

2.0.38  天然气凝液  natural gas liquid(NGL)

   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，也称混合轻烃。

2.0.39  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以C3、C4为主要成分的烃类混合物。

2.0.40  稳定轻烃  natural gasoline

   从天然气凝液或原油中提取的，以戊烷及更重的烃类为主要成分的液态石油产品，其终馏点不高于190℃，在规定的蒸气压下，允许含有少量丁烷。也称天然汽油。

2.0.41  天然气水合物  gas hydrate

   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。

2.0.42  增压站    booster stations

   在矿场或输气管道上，用压缩机对天然气增压的站。

2.0.43  天然气凝液回收  NGL recovery

   从天然气中回收天然气凝液。

2.0.44  集气管道    gas gathering lines

   油田内部自一级油气分离器至天然气处理厂之间的气管道。

2.0.45  清管设施  pigging systems

   为提高管道输送效率而设置的清除管内凝聚物和沉积物的全套设备。包括清管器、清管器收发筒或清管阀、清管器指示器及清管器示踪仪。

2.0.46  监控和数据采集系统    supervisory control and data acquisition systems(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。

2.0.47  分散控制系统  distributed control systems(DCS)

   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。

2.0.48  可编程序控制器  programmable logic controllers(PLC)

   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。

2.0.49  远程终端装置  remote terminal units(RTU)

   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。

3基本规定

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。

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3.0.1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。

3.0.2  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。

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3.0.2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。要考虑能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。

3.0.3  油气集输工程总体布局应根据油田开发方式、生产井分布及自然条件等情况，并应统筹考虑注入、采出水处理、给排水及消防、供配电、通信、道路等公用工程，经技术经济分析确定。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  油气集输工艺流程应根据油藏工程和采油工程方案、油气物理性质及化学组成、产品方案、地面自然条件等，通过技术经济分析确定，并应符合下列规定：

   1  工艺流程宜密闭；

   2  应充分收集与利用油井产出物，生产符合产品标准的原油、天然气、液化石油气、稳定轻烃等产品；

   3  应合理利用油井流体的压力能，适当提高集输系统压力，优化设计集输半径，减少油气中间接转，降低集输能耗；

   4  应合理利用热能，做好设备和管道保温，降低油气处理和输送温度，减少热耗；

   5  应结合实际情况简化工艺流程，选用高效设备。

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3.0.4实现密闭集输是降低油气损耗的重要措施。20世纪80年代，我国油田主要采用压力缓冲罐密闭方式。90年代，试验成功了油罐烃蒸气回收工艺，胜利、辽河、新疆、江苏等油田的许多站上已采用常压油罐配烃蒸气回收的密闭集输流程。大庆油田采用原油稳定工艺回收原油中的轻烃组分，其油气集输流程实现了全部密闭。进入21世纪，随着工艺的进步，部分低渗透油田、稠油油田实现了全过程密闭集输和伴生气的有效回收利用。但仍有部分低渗透低产油田、稠油油田、边远小油田等油田油气集输系统密闭率未达到100％。工艺流程密闭率应当根据各油田各区块气油比、油田的开采条件、密闭后的经济效益区别对待。稠油集输系统的油气损耗率虽因轻质组分含量较少而较稀油低，但也是不可忽视的。稠油工艺流程密闭应采用投资少、效益高、运行可靠的方法，比如用油罐烃蒸气回收或与集输和脱水相结合的加热闪蒸等方法。

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的不低于10年的开发指标预测资料确定，工程适应期不宜少于10年。相关设施在按所确定规模统筹考虑的基础上，可根据具体情况分阶段配置。

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3.0.5油气集输工程分期建设的规模：
(1)关于分期建设的规模一般有两种意见，一种意见是按适应的原油含水率，另一种意见是按适应年限，这两种意见都以油田开发方案为基础。本规范按适应年限确定工程分期建设规模。这样，既可以把分期建设规模同工程的经济效益统一起来，又可以使本规范有较广泛的使用范围。
(2)规定每期工程适应期不低于10年，理由如下：
①根据各类固定资产的折旧年限。
②从基建程序看，一次有计划的调整改造工程，从规划、设计、基建直到投产一般要2年时间，如果适应期过短，带来的问题是工程的服役期较短，与人力、物力的消耗相比，是很不经济的。
③规定适应年限下限为10年，其一是可以尽早发挥基建投资的作用，其二是考虑技术进步，同时考虑到油田开发研究方面认识油田的能力已有较大提高，多数油田都可以提供10年～15年的开发预测资料，有的油田已经可以提供20年的开发预测资料。
(3)当适应期内的输液量和热负荷变化较大时，如果输油泵、加热炉全部按最大负荷配置，就会长时间处于低负荷低效率运行，浪费能量和基建投资。为了使工程既有较长的适应期，又能提高设备负荷率，主要耗能设备可按照具体情况分阶段配置。

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顾近期和远期的需求，早期生产系统应先建设简易设施再酌情完善配套。

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3.0.6实施滚动勘探开发的油田，其工程适应期比一般油田短。有的新建工程投产时间不长就要改造。因此，特别强调油田建设工程远期和近期的衔接。

3.0.7  沙漠、戈壁地区油气集输工程设计应适合沙漠、戈壁地区恶劣的环境条件，站场、线路等的设计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  滩海陆采油田的开发建设应充分依托陆上油田已有设施，简化滩海陆采平台油气生产及配套设施。

▼ 展开条文说明
3.0.8为了节省投资，降低滩海陆采平台生产安全和环保的风险性，应尽量简化平台油气生产及配套设施，平台上只设置井口装置、单井产量计量、油气加热与外输及必要的配套设施，必要时设油气分离设施。为了保证平台安全生产，避免跑、冒、滴、漏现象发生，平台生产设施必须设可靠的液位、压力、温度和可燃(或有毒)气体等关键参数的检测、控制和报警仪表。

3.0.9  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。

▼ 展开条文说明
3.0.9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、单管环状掺水、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；采用撬装化、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。

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对站场的功能要求，并应设计事故流程。

▼ 展开条文说明
3.0.10为了在停电或外输管道穿孔等事故发生时仍能满足生产要求，油气集输站场内工艺一般都设计事故流程。例如，当接转站设有事故罐时，应设计事故情况下的进罐流程；当不设事故罐时，应设计事故越站流程。脱水站分别设有含水原油事故罐和净化原油事故罐，工艺上应设计相应的事故流程。又如，管式加热炉应设计炉管事故紧急放空管道和吹扫管道，进油汇管应与进站油管道连通等也属于事故流程。

3.0.11  对于重复性强的油气集输站场或工艺单元，宜采用标准化设计。

▼ 展开条文说明
3.0.11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，适用于技术上成熟，经济上合理，统一的标准和模式。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。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。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。

3.0.12  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／T 6420及国家现行相关节能标准的规定。

3.0.13  油气集输设计应符合职业健康、安全与环境保护的要求。

4油气收集

4.1 一般规定

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，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。

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4.1.1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。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。

4.1.2  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／T 0049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。

▼ 展开条文说明
4.1.2将接转站、放水站或脱水站同采出水处理站、注水站和变电所等联合布置时，称为集中处理站。
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。
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。由于加密井距离很近，虽然计量站管辖井数增多了，但并未扩大管辖范围，采油工人巡回上井检查没有困难。
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。

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设置。当采用蒸汽吞吐放喷罐时宜依托站场设置。

▼ 展开条文说明
4.1.3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。

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、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／T 0049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。

▼ 展开条文说明
4.1.4我国原油多是陆相成油，其特点是高黏、高凝、高含蜡，对于这种“三高”原油，可采用加热输送，但是加热输送的能耗较大。也可以采用掺轻质原油(或轻质馏分油)、掺蒸汽、掺活性水等。当油田综合含水高于转相点时，其混合液体的流动性能得到明显改善，可以采用不加热输送。
根据油田地理位置、自然条件，油田开发特点及油品性质合理采用油气集输流程，可实现油田生产节能降耗，保证油田开发建设取得好的整体经济效益。吐哈油田采用单管不加热集油流程，井口至计量站为单管不加热集油，油嘴搬家，投球清蜡，计量站集中计量。塔中4油田原油物性好，具有“四低”(凝固点低、黏度低、含蜡量低和含硫量低)的特点，油气集输流程采用单管不加热常温输送集油流程。另外，高含水原油常温集油技术已在大庆萨、喇、杏油田、胜利东辛、胜采、临盘油田、辽河油田、大港油田推广应用；新疆彩南油田采用单管集油、井口加热、集中计量工艺流程。井口掺液双管流程包括掺油、掺活性水、掺蒸汽等。大庆油田普遍采用掺活性水流程，该流程对于地处严寒地区、高凝点的原油适应性强、安全可靠。随着油田含水率的增高，单井产液量增加，不断对油气集输的生产方式进行调整，如在低含水期掺入温度为70℃的活性水达到升温降黏输送的目的，在中高含水期采取降低掺水温度、掺常温水、减少掺水量等措施，对于产液量高的油井(如电泵井)采用双管出油不加热集油。稠油油田采用掺轻质原油(或轻质馏分油)或掺蒸汽流程。
单管环状掺水集油流程，起源于大庆外围油田。大庆外围油田属于低产、低渗透、油品性质差的油田，自开发建设以来，一直在探索简化集油流程、节省投资、降低能耗、提高经济效益的集输工艺流程，经过多年的实践，不断总结完善，逐渐形成了适合本油田特点的集输流程。该流程已在大庆外围龙虎泡、宋芳屯、榆树林、布木格和海拉尔等油田广泛采用。
该流程是在转油站将含油污水升温，用掺水泵输送到所辖的集油阀组间，由集油阀组间分配到各集油环。每个集油环串联油井3口～5口，每座阀组间辖3个～10个集油环，油井产出物进入集油环与循环的热水混合后一起输至集油阀组间，然后自压到转油站。不设计量站，单井产量采用液面恢复法或功图法计量。
单管环状掺水流程对老油田加密调整井的开发建设也具有重要的参考价值。加密调整井产量低，气油比低，可利用功图法量油技术，并可充分利用已建老井含水高、产液大的优势，老油田的加密调整井建设与老井相结合，将调整井挂入已建单井集油掺水管道中，派生出多种环状掺水流程模式。
依据集油管网形态的不同还有树状串接集油流程和多井串接集油流程，与其他流程相比，具有省钢材、省投资、施工速度快、投产见效快等优点，但对于地质复杂、断层多、油井压力变化大的区块，容易造成各井生产相互干扰。

4.1.5  油井较多、分布较为集中的油田，宜采用管道集输；油井分散的油田或边远的油井，宜采用汽车拉运、船运等集输方式。

4.1.6  设计时，油井最高允许井口回压宜符合下列规定：

   1  机械采油井宜为1.0MPa～1.5MPa；

   2  稠油油井宜为0.6MPa～1.5MPa；

   3  特殊地区机械采油井可提高到2.5MPa；

   4  自喷井可为油管压力的0.4倍～0.5倍。

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4.1.6本条确定设计采用的油井最高允许回压。
“设计采用的油井最高允许回压”是一个油田或区块油气集输工程设计确定的油井最大回压值，是指集输条件最不利油井可能出现的最高回压，如最远的端点井、集油时爬坡最大的油井在冬季出现的最大回压。大多数油井日常生产的井口回压会明显低于“最高允许回压”。
1据统计，我国90％以上的采油井为机械采油井。机械采油井的产量基本不受井口回压影响。从抽油机的工作原理分析，抽油机的排量取决于深井泵的柱塞面积、柱塞冲程长度、单位时间内的往复次数。油井回压与产量并无直接关系，只是当回压增高加剧深井泵的内漏而影响泵效时，才会导致产量下降。石油工业出版社出版的《高效油气集输与处理技术》中指出：据对抽油井的测试和分析，回压提高0.5MPa，井筒漏失仅增加1％左右，小于采油调整流压(降低进泵压力)所增加的井筒漏失量。从动力消耗来说，提高机械采油井回压也是经济的。一般来说，机械采油设备单机功率小，与地面增压设备(泵)相比效率也较低。因此对油系统来说，提高机械采油井回压引起的动力消耗的增加可能比从地面增压(如增设接转站)动力消耗略高，但若油气同时考虑则是合算的。
井口回压适当提高之后，由于增大了原油中的溶解气量和轻组分含量，除能够合理确定第一级油气分离器的压力外，不仅有利于提高原油稳定和天然气凝液回收工艺的收率，还有利于不加热集输工艺的实现，达到节能的目的。另外，可以减少接转站的建设数量，有利于节省投资。因而，根据我国油气集输工程设计的多年实践，机械采油井最高允许回压宜为1.0MPa～1.5MPa。对于低渗透低产油田，在单井产量较低、集输半径较长或采用不加热集输的情况下，油井回压可适当提高。国内油田大多数油井回压都在1.0MPa～1.5MPa，以及1.0MPa以下。胜利油田部分集输半径较长的油井井口回压达到1.8MPa～2.0MPa，长庆油田部分井井口回压达4.0MPa～5.0MPa，吉林油田部分油井井口回压达到1.9MPa～2.1MPa。
下列几种情况井口回压可低于1.0MPa：
(1)在井口、计量站上用车拉、船运方式集油。
(2)含砂量较大的稠油。
(3)集油管网简短的小断块油田。
(4)在油田开发后期，通过技术经济论证，可适当降低井口回压。
2辽河油田的稠油区块井口回压普遍为0.3MPa～0.6MPa。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。
3特殊地区是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。
4自喷井回压：按照气体通过喷嘴的流动规律，当流速达到气体工作状态下的音速时，如果喷嘴后面与前面的压力比值不超过临界压力比时，则流量仅与喷嘴前压力有关，而背压(喷嘴后压力)的变化对流量没有影响。各种气体的临界压力比分别为：单原子气体，0.487；双原子气体，0.528；多原子气体，0.546；过热水蒸气，0.546；饱和水蒸气，0.577。
自喷井回压主要取决于油井油管压力和油井油气产量，试验证明，油气混合物经过油嘴的流动规律和气体通过喷嘴的流动规律基本相同。当油嘴内油气流速达到或接近油气工作状态的音速时，若油嘴后压力(回压)与油嘴前压力(油压)之比不超过0.5左右，则油井产量主要与油嘴前油压有关，而回压对产量无甚影响。
通常回压与油压的比值越小，就越有利于油井的稳产。但是，这个比值越小，消耗在油嘴上的能量就越多，集输系统压力就越低，地面工程就越不合理。兼顾到油田地质开发和油田地面建设两个方面，本规范规定，设计采用的自喷井回压可为油田开发方案确定的油管压力的0.4倍～0.5倍。

4.1.7  油田伴生气集气工艺应结合油气集输工艺流程，通过技术经济分析，选择油气混输或油气分输工艺。集气应充分利用油气分离的压力，当分离压力不能满足要求时，应进行增压。净化处理后的干气可外输作为商品天然气或返输作为油田站场的燃料气。

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：

   1  采油井场的设备及出油管道的设计能力，应按油田开发方案提供的单井产油、气、水量及掺入液量或气举气量确定。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。

   2  各类站场含水原油处理及输送设施的设计能力，应按油田开发方案提供的所辖油井日产油量、原油含水率及收集过程中的掺入液量确定。

   3  净化原油储运设施的设计能力，宜为油田开发方案提供的所辖油田原油产量的1.2倍，年工作时间宜按365d计算。

   4  油田伴生气集输工程的设计能力，可按所辖区块油田开发方案提供的产气量确定。需要时，应考虑气举气量。当油气集输的加热以湿气为燃料时，应扣除相应的集输自耗气量。

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4.1.8油田生产除油井需停产检修外，其他输送与处理装置均是连续生产，只有因停电、维修等特殊情况才停运，一年的累计停输时间一般只有几天时间。由于开发调整、油井作业、气候及其他原因，各种装置的生产油量有不同程度的不均衡性。一般是接转站的不均衡性比脱水站要大。考虑生产不均衡性和计算上的方便，对一般计量站、接转站、脱水站用所辖油井日平均产液量的总和作为该站的设计液量，相当于考虑了1.1～1.3的不均衡系数。按照输油管道和油库以往的习惯做法，油库的设计能力用年输油量10⁴t／a表示。考虑输油不均衡性、油田原油生产的不均衡性等因素，储运设施的设计能力应为油田开发方案提供的所辖油田原油年产量的1.2倍。

4.2 采油井场

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：

   1  应满足试运、生产(包括井口取样、油井清蜡及加药等)、井下作业与测试、关井及出油管道吹扫等操作要求。不同类型油井还应满足下列要求：

       1)更换自喷井、气举井油嘴；

       2)稳定气举井的气举压力；

       3)套管气回收利用；

       4)水力活塞泵井的反冲提泵。

   2  应满足油压、回压、出油温度测量的要求。不同类型油井还应能测量下列数据：

       1)自喷井、抽油机井、电动潜油泵井、螺杆泵井的套压；

       2)气举井的气举气压力；

       3)水力活塞泵井的动力液压力；

       4)稠油热采井的蒸汽压力。

   3  应满足不同集输流程的特殊要求。

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4.2.1本条规定了采油井场工艺流程应满足的要求。
油井清蜡和油井加药流程应视需要而定。
本条对稠油井场是否设置放空油池没作具体规定。在实际生产中，注汽闷采后，开井初期含水量很大，接近100％，且温度很高，有时需往放空池(或高架罐)喷油。另外，起下作业管柱和生产管柱、作业后放喷，都需放空，但考虑到污染和安全因素，不宜设放空油池，可采取临时措施解决。
不同集输流程的特殊要求如出油管道清蜡、加药、掺液等。

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2d～7d。

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4.2.2井场拉油罐储存天数可根据油井产量、油品性质、运输条件、气候条件等进行综合确定。各油田不尽相同。如：胜利油田拉油井场储油罐储存时间约2d，河南油田、吉林油田拉油井场储油罐储存时间3d～6d，大庆油田拉油井场储油罐储存时间2d～3d，长庆拉油井场储油罐储存时间3d～7d。

4.2.3  滩海陆采平台宜设置污油污水罐，其容积不应小于单井作业一次排液量。

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4.2.3滩海陆采平台设置污油污水罐，主要是为了防止正常生产及井口作业时产生的污油污水排放到海水中，造成环境污染。辽河油田的笔架岭油田和海南三油田井场平台上均设置一个50m³污油污水罐。

4.2.4  当采油井距离接转站较远、集输困难时，可在采油井场或计量站设增压泵。

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的需要。

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4.2.5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。

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保护措施。

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4.2.6在居民区内以及靠近居民区的油井设置围栏或围墙，一方面可以防止外来人员进入井场损坏采油设备，保证安全生产；另一方面可防止儿童和其他闲杂人员以及大牲畜进入井场，避免遭受意外的损害。
目前围栏或围墙的种类有多种，距居民区的距离也不尽相同。如：大庆油田在居民区内以及距居民区100m以内地带的油井井场设1.8m高钢板网围栏，其中抽油机井场、螺杆泵井场围栏平面尺寸为7.5m×15m，电泵井井场围栏平面尺寸为7.5m×15m；辽河油田在居民区内以及靠近居民区地带的油井设砖混围墙，抽油机井场围墙平面尺寸为20m×20m；长庆油田在环境恶劣地区内井场设2.2m～2.5m高砖围墙，围墙顶部还要加铁丝网；吉林油田在居民区内以及距居民区2000m以内地带的油井的井场设玻璃钢围栏，围栏高1.5m～1.7m，在抽油机驴头方向，在井口以内紧挨着抽油机底座，其他三面距抽油机底座最外缘0.5m。距居民区多少米以内地带的油井需设井场围栏、围栏或围墙的形式及大小，可根据各油田具体情况确定。

4.2.7  井口保温与清蜡设施的设置应符合下列规定：

   1  严寒地区的采油井可设井口保温设施。井口保温设施应采用便于安装和拆卸的装配式结构。

   2  严寒、多风沙和其他气候恶劣地区，采用固定机械清蜡的自喷井、电动潜油泵井，可设置清蜡操作房。

535'>《油田油气集输设计规范[附条文说明]》GB 50350-2015

 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L 通信架空线路与其他设备或建(构)筑物的最小间距

表L 通信架空线路与其他设备或建(构)筑物的最小间距(m)

注：①供电线为被覆线时，光(电)缆也可以在供电线上方交越。

②两通信线交越时，一级线路应在二级线路上面通过，且交越角不得小于30°，广播线路为三级线路。

③通信线路与25kV交流电气铁道的馈电线不允许跨越，必要时应采用直埋电缆穿过。

④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。

 附录M站场内建筑物的通风方式及换气次数

附录M 站场内建筑物的通风方式及换气次数

表M 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 计算通风量时，房间高度大于6m时应按6m计算，事故通风应按房间实际高度计算。

3 括号内的换气次数为含硫的数据。

4 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。

5 当采用联合通风方式时，自然通风的换气次数取3次／h～6次／h，机械排风按全部换气次数计算。

 本规范用词说明

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

引用标准名录

《混凝土结构设计规范》GB 50010

《建筑抗震设计规范》GB 50011

《室外排水设计规范》GB 50014

《建筑设计防火规范》GB 50016

《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB 50019

《动力机器基础设计规范》GB 50040

《锅炉房设计规范》GB 50041

《供配电系统设计规范》GB 50052

《建筑物防雷设计规范》GB 50057

《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058

《工业企业噪声控制设计规范》GB／T 50087

《工业电视系统工程设计规范》GB 50115

《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

《有线电视系统工程技术规范》GB 50200

《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

《消防通信指挥系统设计规范》GB 50313

《工业金属管道设计规范》GB 50316

《建筑物电子信息系统防雷技术规范》GB 50343

《储罐区防火堤设计规范》GB 50351

《通信管道与通道工程设计规范》GB 50373

《视频安防监控系统工程设计规范》GB 50395

《油气输送管道穿越工程设计规范》GB 50423

《油田采出水处理设计规范》GB 50428

《油气输送管道跨越工程设计规范》GB 50459

《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB 50470

《钢制储罐地基基础设计规范》GB 50473

《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB 50493

《用户电话交换系统工程设计规范》GB／T 50622

《石油化工安全仪表系统设计规范》GB／T 50770

《油气田及管道工程计算机控制系统设计规范》GB／T 50823

《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB／T 50892

《压力容器》GB 150.1～GB 150.4

《锅炉和压力容器用钢板》GB 713

《工业锅炉水质》GB／T 1576

《低温压力容器用钢板》GB 3531

《石油液体手工取样法》GB／T 4756

《高压锅炉用无缝钢管》GB 5310

《高压化肥设备用无缝钢管》GB 6479

《输送流体用无缝钢管》GB／T 8163

《污水综合排放标准》GB 8978

《稳定轻烃》GB 9053

《原油动态计量 一般原则》GB／T 9109.1

《石油和液体石油产品动态计量 第2部分：流量计安装技术要求》GB／T 9109.2

《石油和液体石油产品动态计量 第3部分：体积管安装技术要求》GB／T 9109.3

《石油和液体石油产品油量计算 动态计量》GB／T 9109.5

《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

《离心泵 效率》GB／T 13007

《天然气》GB 17820

《液态烃体积测量 容积式流量计计量系统》GB／T 17288

《液态烃体积测量 涡轮流量计计量系统》GB／T 17289

《天然气计量系统技术要求》GB／T 18603

《用气体超声流量计测量天然气流量》GB／T 18604

《用气体涡轮流量计测量天然气流量》GB／T 21391

《相变加热炉》GB／T 21435

《用标准孔板流量计测量天然气流量》GB／T 21446

《钢制管道外腐蚀控制规范》GB／T 21447

《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB／T 21448

《钢制管道内腐蚀控制规范》GB／T 23258

《石油及天然气工业用集成撬装往复压缩机》GB／T 25359

《石油液体管线自动取样法》GB／T 27867

《工业企业设计卫生标准》GBZ 1

《厂矿道路设计规范》GBJ 22

《天然气净化厂设计规范》SY／T 0011

《油气田和管道工程建筑设计规范》SY／T 0021

《油气田变配电设计规范》SY／T 0033

《油气田地面管线和设备涂色规范》SY／T 0043

《原油电脱水设计规范》SY／T 0045

《石油天然气工程总图设计规范》SY／T 0048

《油田地面工程建设规划设计规范》SY／T 0049

《原油稳定设计规范》SY／T 0069

《天然气脱水设计规范》SY／T 0076

《天然气凝液回收设计规范》SY／T 0077

《原油热化学沉降脱水设计规范》SY／T 0081

《油气厂、站、库给水排水设计规范》SY／T 0089

《滩海石油工程仪表与自动控制技术规范》SY／T 0310

《盐渍土地区建筑规范》SY／T 0317

《石油储罐附件 第1部分：呼吸阀》SY／T 0511.1

《石油储罐附件 第2部分：液压安全阀》SY／T 0511.2

《油气分离器规范》SY／T 0515

《绝缘接头与绝缘法兰技术规范》SY／T 0516

《管式加热炉规范》SY／T 0538

《石油工业用加热炉型式与基本参数》SY／T 0540

《滩海石油工程电气技术规范》SY／T 4089

《滩海斜坡式砂石人工岛结构设计与施工技术规范》SY／T 4097

《油气输送用钢制感应加热弯管》SY／T 5257

《火筒式加热炉规范》SY／T 5262

《原油天然气和稳定轻烃交接计量站计量器具配备规范》SY／T 5398

《油田地面工程设计节能技术规范》SY／T 6420

《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全规范》SY 6503

《用旋进旋涡流量计测量天然气流量》SY／T 6658

《用科里奥利质量流量计测量天然气流量》SY／T 6659

《用旋转容积式气体流量计测量天然气流量》SY／T 6660

《石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐作法》SY／T 6671

《用科里奥利流量计测量液态烃流量》SY／T 6682

《出矿原油技术条件》SY 7513

《石油化工塔型设备基础设计规范》SH／T 3030

《石油化工球罐基础设计规范》SH／T 3062

《石油化工钢筋混凝土冷换框架设计规范》SH／T 3067

《石油化工钢储罐地基与基础设计规范》SH／T 3068

《石油化工钢储罐地基处理技术规范》SH／T 3083

《石油化工液体物料铁路装卸车设施设计规范》SH／T 3107

《石油化工仪表及管道伴热和绝热设计规范》SH／T 3126

《钢制管法兰、垫片、紧固件》HG／T 20592～20635

《化工、石油化工管架、管墩设计规定》HG／T 20670

《液体装卸臂工程技术要求》HG／T 21608

《以太网交换机技术要求》YD／T 1099

《基于软交换的综合接入设备技术要求》YD／T 1385

《软交换设备总体技术要求》YD／T 1434

《以太网交换机设备安全技术要求》YD／T 1627

《具有路由功能的以太网交换机设备安全技术要求》YD／T 1629

《SDH本地网光缆传输工程设计规范》YD／T 5024

《通信电源设备安装工程设计规范》YD／T 5040

《同步数字体系(SDH)光纤传输系统工程设计规范》YD 5095

《通信局(站)防雷与接地工程设计规范》YD 5098

《通信线路工程设计规范》YD 5102

《基于SDH的多业务传送节点(MSTP)本地网光缆传输工程设计规范》YD／T 5119

《承压设备用碳素钢和合金钢锻件》NB／T 47008

《低温承压设备用低合金钢锻件》NB／T 47009

《承压设备用不锈钢和耐热钢锻件》NB／T 47010

《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004