油田油气集输设计规范宣贯材料课件.ppt

,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 503502015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）,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,规范编制工作总体说明,规范修订概述,油气集输设计规范GB50350-2005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GB50350-2005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GB50350-2005进行修订,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,油田油气集输设计规范GB 50350-2015是在油气集输设计规范GB 50350-2005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GB50350-2005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,规范内容调整说明,油气集输设计规范GB50350-2005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GB 50350-2015和气田集输工程设计规范GB 50349-2015,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GB50350-2005的意见,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GB50350-2005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,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,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,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,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GB50350-2005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GB50350-2005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,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,规范编制工作总体说明,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,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,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,7. 更新了相关标准规范 油田油气集输设计规范GB50350-2015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,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,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,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,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,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,SY/T 6769.1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/T 6769.2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/T 6769.3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/T 6769.4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/T 6769.5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,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,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,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GB50350-2005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,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,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,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/T 0439-2012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/T 0439-2012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,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,3. 第2.0.11条“老化原油”， 石油天然气工程建设基本术语SY/T 0439-2012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,4. 将井场和站场分为两个术语。油气集输设计规范GB 50350-2005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,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,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,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NACE MR0175/ISO 15156中SSC 0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=0.345 kPa 据此将硫化氢分压界限确定为0.35 kPa 在气田集输设计规范GB50349-2015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”,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,三、基本规定,1. 修订说明：与油气集输设计规范GB50350-2005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,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,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,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,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,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,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,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,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/T 6420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/T 6420,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,四、油气收集,本章对油气集输设计规范GB50350-2005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GB50350-2005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,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,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,一级布站流程,油井,脱水站联合站,集油管道,二级布站流程,油井,脱水站联合站,集油管道,计量站,集油管道,四、油气收集,三级布站流程,X级半布站流程,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,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/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” 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,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,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,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/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” 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/T 0049-2006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,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,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,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,树状集油流程,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,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,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,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0.6MPa 1.5MPa” 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 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,4.2 采油井场,1修订说明：本节与油气集输设计规范GB50350-2005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,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/T 0048-2009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,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4.2-1的规定,表4.2-1 采油井场建设用地指标,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场作为采油井场用地时，采油井场用地指标不应大于表4.2-2的规定,表4.2-2 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,4.3 原油泵输,1修订说明：本节在油气集输设计规范GB50350-2005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,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,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,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