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[PDF] GB 50350-2015 - 英文版

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GB 50350-2015	英文版	2389	GB 50350-2015	[PDF]天数 >=13	油田油气集输设计规范	有效

基本信息
标准编号	GB 50350-2015 (GB50350-2015)
中文名称	油田油气集输设计规范
英文名称	Code for design of oil-gas gathering and transportation systems of oilfield
行业	国家标准
中标分类	P34
国际标准分类	91.040.20
字数估计	112,114
发布日期	2015-12-03
实施日期	2016-08-01
旧标准 (被替代)	GB 50350-2005
引用标准	GB 50010; GB 50011; GB 50014; GB 50016; GB 50019; GB 50040; GB 50041; GB 50052; GB 50057; GB 50058; GB/T 50087; GB 50115; GB 50183; GB 50187; GB 50191; GB 50200; GB 50223; GB 50251; GB 50253; GB 50264; GB 50311; GB 50313; GB 50316; GB 50343; GB 50351; GB 50373; GB 50395; GB 50423; G
标准依据	住房和城乡建设部公告第1007号
发布机构	中华人民共和国住房和城乡建设部;中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局
范围	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。

GB 50350-2015: 油田油气集输设计规范 GB 50350-2015 英文名称: Code for design of oil-gas gathering and transportation systems of oilfield 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。 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。 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。 2 术语 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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 4.1.1 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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求确定。 4.3.2 含水原油和净化原油输送宜采用离心泵。离心泵的总流量应按设计液量确定，扬程宜为输油系统计算总水头的1.05倍～1.20倍，应按泵特性曲线的高效区选择油泵。所选泵的效率不应低于现行国家标准《离心泵效率》GB／T 13007规定的数值。 4.3.3 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。 4.3.4 稠油输送泵选型应根据原油黏度、含水及含砂因素的影响，宜采用容积泵。在操作条件下介质黏度较低时，也可选用离心泵，但应保证其效率换算系数不小于0.45。 4.3.5 稠油输送泵的总流量宜按设计液量的1.1倍～1.2倍确定，出口压力宜按输油系统计算总水头的1.1倍～1.2倍确定。 4.3.6 输油泵台数的确定应符合下列规定： 1 在技术条件允许和满足输液量并适应有关工况条件变化的前提下，宜减少泵的数量。 2 连续运行的原油输送泵宜选3台，且应含备用泵1台。当泵并联运行时，吸入管道流量的分配和泵吸入性能应匹配。 3 污油回收泵、装车油泵等间歇运行的泵的数量，应根据输油量和变化幅度以及其他要求综合考虑确定，可不设备用泵。 4 含水原油泵、含油污水泵可互为备用。 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。选用离心泵时，还应校核操作条件下原油黏度对泵工作性能的影响。 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水头损失，末端和吸入端压头差，以及系统终点和起点位差。 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。 4.3.10 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。 4.3.11 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。 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接。 4.3.13 输油泵进口汇管应有良好的吸入条件，进口汇管流速不宜大于1.0m／s，排出汇管流速宜为0.8m／s～2.0m／s。 4.3.14 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／s～5.0m／s。运行吸入压力不应低于0.2MPa。 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速确定。 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冲容积，应满足正常生产缓冲和事故状态下切换流程的需要。缓冲时间应根据进出液量不平衡程度、液面控制和流程切换的技术水平确定，缓冲时间宜为10min～20min。泵输稠油的分离缓冲罐，缓冲时间宜为20min～40min。向原油稳定装置平稳供油的缓冲罐，缓冲时间应按具体情况计算确定。 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，应根据管道流量和压力变化等情况，经过技术经济对比确定。可采用下列调节方式： 1 改变泵的运行台数、叶轮级数、叶轮直径和大小泵匹配； 2 采用变速调节方式； 3 间歇运行的火车、汽车装油泵，采用改变运行台数和回流方式。 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积式输油泵，宜设置变频调速器进行流量调节。 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4.4.9条的规定执行。 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、进气温度和进气量有一定的波动范围。在满足工艺条件下，宜符合下列规定： 1 下述情况宜选用往复式压缩机： 1)气源不稳定或气量较小的天然气增压； 2)高压注气和高压气举； 3)要求压比较大的天然气增压。 2 当气源较稳定，且气量较大时，宜选用适合油气田应用的离心式压缩机。 3 气量较小、进气压力为微正压或者负压、排气压力不高时，可选用螺杆式压缩机。当气质较贫时，可选用喷油螺杆式压缩机。 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。 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应符合现行国家标准《石油及天然气工业用集成撬装往复压缩机》GB／T 25359的有关规定。 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采用惰性气体。 4.4.6 往复式压缩机的填料和中体放空应引至厂房外。压缩含硫酸性天然气时，宜采用吹扫型填料，使用惰性气体做吹扫气。 4.4.7 进入压缩机的天然气应清除机械杂质和凝液。压缩机入口分离器应设液位高限报警及超高限停机装置。对有油润滑的压缩机，当下游设施对压缩气中润滑油含量有限制时，应在出口设置润滑油分离设施。 4.4.8 压缩机宜露天布置或半露天布置。在寒冷、多风沙地区或厂区噪声有限制时，压缩机可布置在封闭式厂房内。当采用室内布置时，厂房应根据压缩机机型、外形尺寸、设备检修方式等进行布置，且应满足操作及检修要求。 4.4.9 室内和半露天安装的固定式压缩机，起重设备的配备宜符合下列规定： 1 当最大检修部件起重量大于或等于10t时，宜配置电动防爆桥式或电动防爆梁式起重机； 2 当最大检修部件起重量小于10t，且大于或等于3t时，宜设手动梁式起重机； 3 当最大检修部件起重量小于3t时，可设移动式起重设备。 4.4.10 压缩机工艺气系统设计应符合下列规定： 1 压缩机进口应设压力高、低限报警及超限停机装置； 2 压缩机各级出口管道应安装全启封闭式安全阀； 3 压缩机进出口之间应设旁通回路； 4 离心式压缩机应配套设置防喘振控制系统； 5 应采取防振、防脉动及管线热应力补偿措施。 4.4.11 压缩机各级工艺气的冷却，宜采用空冷；润滑油及气缸冷却宜采用空冷提供的循环冷却液来完成，大型压缩机润滑油冷却宜单独设空冷。 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，应对原油进行加热；在油气收集过程中，需要进行掺液集输和热洗清蜡时，应对回掺介质和热洗液进行加热。 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合或热动结合的余热。当没有余热可利用时，可采用直燃加热炉供热、直燃锅炉产生的蒸汽和热水供热、热媒炉供热或电加热。 4.5.3 原油加热炉的选型应满足热负荷和工艺要求，并应通过技术经济对比确定。井场宜采用水套炉，计量站、接转站宜采用水套炉或火筒炉。其他站(库)的加热炉形式，应根据具体情况确定。 4.5.4 原油加热炉的台数应符合下列规定： 1 单井井场加热炉应为1台，丛式井场加热炉台数应根据实际情况确定； 2 计量站加热炉可为1台； 3 油井热洗清蜡用加热炉可为1台； 4 当不属于本条第1～3款的其他不同用处的加热炉，设2台或2台以上时，可不设备用炉，但在低负荷下有1台加热炉检修时，其余加热炉应能维持生产。 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采取防垢、防砂和防结焦措施。 4.5.7 管式加热炉的工艺管道安装设计应符合下列规定： 1 炉管的进出口应装温度计和截断阀； 2 应设炉管事故紧急放空和吹扫管道； 3 进出油汇管宜设连通； 4 进口汇管应与进站油管道连通； 5 当多台并联安装时，进口管路设计宜使介质流量对每台加热炉均匀分配。 4.5.8 加热炉型式与参数设计，应符合现行行业标准《石油工业用加热炉型式与基本参数》SY／T 0540的有关规定。 4.5.9 加热炉综合热效率应符合现行行业标准《油田地面工程设计节能技术规范》SY／T 6420的有关规定。 4.5.10 除单井井场外，具备电力供应条件的站场加热炉应配备自动点火和断电、熄火时自动切断燃料供给的熄火保护控制系统。 4.5.11 加热炉采用自动点火时，自动燃气燃烧装置防爆等级的确定，应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058的有关规定。 4.5.12 输出功率大于1200kW的加热炉自动燃气燃烧装置，应具备漏气检测功能。 4.5.13 火筒式加热炉的炉型选择，应符合现行行业标准《火筒式加热炉规范》SY／T 5262的有关规定。管式加热炉的炉型选择，应符合现行行业标准《管式加热炉规范》SY／T 0538的有关规定。相变加热炉的炉型选择，应符合现行国家标准《相变加热炉》GB／T 21435的有关规定。 4.5.14 换热器的形式应根据工艺条件选定，可选用管壳式换热器或套管式换热器。当需要强化传热时，也可选用螺旋板式换热器。稠油换热不宜选用螺旋板式换热器。 4.5.15 在满足工艺过程要求的条件下，宜选用传热面积较大的换热器，总数量不应少于2台。 4.5.16 当多台换热器并联安装时，其进、出口管路设计宜使介质流量对每台换热器均匀分配。 4.5.17 浮头式换热器管程、壳程中流体的选择，应能满足提高总传热系数、合理利用允许压力降、便于维护检修等要求。原油及高压流体宜走管程。 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规定： 1 单台换热器的冷热端介质温差，应通过换热量和换热面积的技术经济对比后确定； 2 初选的原则是冷热端介质温差均不宜小于20℃。当热流需进一步冷却，冷流需进一步加热时，热端介质温差不宜小于20℃，冷端介质温差不宜小于15℃； 3 温差校正系数不宜小于0.8。 4.5.19 管壳式换热器管程内液相介质的流速不宜大于3m／s。 4.5.20 管壳式换热器应采用逆流换热流程，冷流自下而上，热流自上而下地进入换热器。 4.5.21 采用螺旋板式换热器时，通道内的流体流速不宜小于1m／s。 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压力和油气全组分综合分析确定，分离级数可为2级～4级。 5.1.2 油气分离宜采用重力沉降分离器。重力分离器型式选择应根据分离介质的液量及相数确定，且宜符合下列规定： 1 当液量较少，液体在分离器内的停留时间较短时，宜选用立式重力分离器； 2 当液量较多，液体在分离器内的停留时间较长时，宜选用卧式重力分离器； 3 当油、气、水同时存在，并需进行分离时，宜选用三相卧式分离器。 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列规定： 1 沉降分离气相中液滴的最小直径宜为100μm； 2 两相分离器的液相停留时间，处理起泡原油时宜为5min～20min，处理稠油宜为5min～10min，处理其他原油时宜为1min～3min； 3 分离器的计算液量和气量宜为日产量的1.2倍～1.5倍。 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，必要时应设置机械消泡和水力冲砂设施。 5.1.6 油气分离器的设计，应符合现行行业标准《油气分离器规范》SY／T 0515的有关规定。 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降脱水器结合设计。 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流量对每台分离器均匀分配。 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，常压油罐宜采用机械或人工方式清砂，压力容器宜采用不停产水力冲砂，有条件的站场可采用旋流除砂工艺。 5.2.2 当采用水力冲砂时，喷嘴喷射速度宜为5m／s～10m／s，每个喷嘴喷水强度不应小于0.8m3／h。 5.2.3 冲砂泵流量应按同时工作的喷嘴喷水量确定，扬程应大于冲砂泵至最远喷嘴的沿程压力降、压力容器操作压力与喷嘴压降之和。 5.2.4 压力容器的排砂管道应合理选择流速，容器内部排砂管管口应向下安装，容器外部排砂管道应具有一定的坡度。 5.2.5 采用不停产水力冲砂或旋流除砂工艺的压力容器，出油腔应采取防止沉砂的搅动措施。 5.2.6 原油除砂工艺设计中应有砂的收集和处理措施。砂可就地处理或依托已建设施集中处理。 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、乳状液的乳化程度及采出液中三次采油驱油剂的类型和含量、破乳剂性能，通过试验和经济对比确定。 5.3.2 原油脱水工艺宜采用热化学沉降脱水、电化学脱水等方式或不同方式的组合。 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破乳相配合。当采用热化学和电化学两段脱水工艺时，可采用二段电脱水的污水回掺技术。 5.3.4 稠油热化学沉降脱水宜采用常压沉降罐。特稠油、超稠油采用两段热化学沉降脱水时，二段脱水宜采用静态沉降脱水工艺和污水回掺技术。 5.3.5 采用热化学和电化学两段脱水时，游离水脱除器宜采用卧式压力容器。常压沉降脱水罐应选用固定顶罐。 5.3.6 原油脱水工艺参数应符合下列规定： 1 进入沉降脱水器的总液量按进站液量、污水回掺量及污水沉降罐或含油污水处理站收油量之和确定； 2 脱水温度应由试验确定； 3 油水沉降时间应根据原油性质、乳状液的乳化程度、含水率、脱水设备的结构等通过试验确定； 4 进电脱水器的原油含水不宜大于30％。 5.3.7 卧式压力脱水设备的台数应符合下列规定： 1 应根据脱水处理的总液(油)量和单台脱水设备的处理能力确定，沉降脱水器应按液量核算，电脱水器应按油量核算。 2 当一台脱水设备检修，其余脱水设备负荷不大于设计处理能力(额定处理能力)的120％时，可不另设备用；若大于120％时，可设一台备用。 3 脱水设备的台数不宜少于2台，不宜多于6台。 4 确定电脱水器台数时，应考虑电负荷的相平衡因素。 5.3.8 添加破乳剂应符合下列规定： 1 破乳剂的加入点，应以充分发挥药剂的效能并方便生产管理为原则，结合集输工艺流程确定。破乳剂与含水原油应在进入脱水容器之前充分混合。 2 破乳剂品种和用量应由试验确定，破乳剂用量应计量。 3 破乳剂宜定量、连续、均匀地加入含水油管道。 5.3.9 净化原油的含水率应符合现行行业标准《出矿原油技术条件》SY 7513的要求。 5.3.10 由脱水设备排出的含油污水含油量不应大于1000mg／L。对于聚合物驱采出原油，含油量不宜大于3000mg／L。对于特稠油、超稠油，含油量不宜大于4000mg／L。 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用户要求确定，但不应大于5％。 5.3.12 油田站场的老化原油宜进行单独处理，老化原油的脱水工艺应通过试验和经济对比确定，脱水后的原油含水率可根据脱水难度和原油去向综合确定。 5.3.13 原油脱水装置的设计，应符合现行行业标准《原油热化学沉降脱水设计规范》SY／T 0081和《原油电脱水设计规范》SY／T 0045的有关规定。 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处理。当油田内部原油蒸发损耗低于0.2％时，可不进行原油稳定。 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，合理利用能量。 5.4.4 原油稳定的深度应根据原油中轻组分含量、稳定原油的储存和外输条件确定。稳定原油在最高储存温度下的饱和蒸气压的设计值不宜高于当地大气压的0.7倍。 5.4.5 原油稳定采用负压闪蒸、正压闪蒸或分馏工艺，应根据原油组成、油品物性、稳定深度、产品要求及其相关的集输工艺流程，经技术经济对比后确定。 5.4.6 进行原油组分分析的油样应具有代表性。原油稳定的设计进料组成应由原油中的轻组分含量和原油蒸馏标准试验数据拟合而成。原油蒸馏标准试验的最重馏分的沸点宜高于500℃。 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量相适应，允许波动范围宜取80％～120％，装置的年运行时数宜取8000h。在工程适应期内，装置负荷率不应低于60％。 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路流程，旁路的原油不应直接进入浮顶罐。 5.4.9 原油稳定装置生产的轻烃应密闭储运或处理，生产的不凝气应就近输入天然气凝液回收系统回收利用。 5.4.10 原油稳定装置产生的污水应密闭收集，与原油集输系统产生的污水统一处理。 5.4.11 原油稳定装置的设计，应符合现行行业标准《原油稳定设计规范》SY／T 0069的有关规定。 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收工艺。 5.5.2 烃蒸气回收系统的油罐应配有呼吸阀、液压安全阀(或液封)及自动补气阀。 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下列规定： 1 呼吸阀应按现行行业标准《石油储罐附件第1部分：呼吸阀》SY／T 0511.1的规定选用，排气能力应大于可能出现的最大瞬时量，吸气能力应大于压缩机的吸气能力，其排气压力上限值不宜超过油罐试验压力的80％； 2 液压安全阀应按现行行业标准《石油储罐附件第2部分：液压安全阀》SY／T 0511.2的规定选用，启动压力应介于呼吸阀工作压力与油罐试验压力之间； 3 当油罐的压力低于200Pa时，自动补气阀应能及时补气，通过能力不应小于抽气压缩机的最大排量。 5.5.4 抽气设备的设计应符合下列规定： 1 油罐正常工作压力范围的下限值宜为150Pa，上限值应根据油罐的试验压力和使用年限确定。 2 抽气压缩机宜选用螺杆压缩机。 3 抽气压缩机应能实现自动启动、停机或调节抽气量。 4 抽气压缩机的设计排量可取油罐蒸发气量的1.5倍～2.0倍。油罐蒸发气量应包括烃蒸气、水蒸气等全部气量。 5 油罐的烃蒸发气量可按原油进罐前的末级分离压力、分离温度，按照在实验室做出的相近段的原油脱气系数或气在原油中的溶解系数，并结合类似条件的运行数据确定。已投产油罐的烃蒸发气量，应通过实测确定。 5.5.5 罐区内罐与罐之间的抽气管道宜连通，油罐数量多时可适当分组，但应校核管道压降，保持均衡。管道总压降不宜高于200Pa。 5.5.6 抽气管道不应有液袋，其敷设坡度不应小于0.3％，并应有防冻、排液措施。 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、下游用户对气质和产品的要求确定。天然气处理装置宜集中布置。 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适应，处理装置允许气量波动范围宜取60％～120％，装置的年运行时数宜取8000h。 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，宜按一定的组成波动范围进行设计。 6.0.4 产品指标应符合下列规定： 1 天然气应符合现行国家标准《天然气》GB 17820的有关规定，进入输气管道的天然气尚应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的有关规定； 2 液化石油气应符合现行国家标准《液化石油气》GB 11174的有关规定； 3 稳定轻烃应符合现行国家标准《稳定轻烃》GB 9053的有关规定； 4 天然气凝液及其他产品应符合设计合同(设计委托书)的要求或企业间的协议标准。 6.0.5 天然气处理装置入口应设具有除油、液体缓冲功能的分离器，天然气含有固体粉尘杂质时，还应设除尘净化设施。 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。装置上游管道上应设泄压放空阀。 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符合本规范第5.1.2条的规定。重力分离器的设计应符合现行行业标准《油气分离器规范》SY／T 0515的有关规定。重力分离器可按本规范附录A的公式计算。 6.0.9 天然气脱水工艺应根据天然气处理总流程、气量、气质、操作条件和脱水深度要求合理确定。 6.0.10 天然气脱水装置的设计，应符合现行行业标准《天然气脱水设计规范》SY／T 0076的有关规定。 6.0.11 当天然气中硫化氢、二氧化碳及总硫的含量不符合现行国家标准《天然气》GB 17820的要求时，应按现行行业标准《天然气净化厂设计规范》SY／T 0011的有关规定进行处理。 6.0.12 天然气凝液回收的工艺方法应根据天然气的气量、气质、压力、产品规格及收率，经技术经济对比后确定。 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定。回收乙烷及更重烃类的装置，乙烷收率宜为50％～85％。回收丙烷及更重烃类的装置，丙烷收率宜为70％～90％。 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低制冷温度至少低5℃；当采用注入水合物抑制剂的方法同时进行烃水露点控制时，水合物抑制剂注入量应保证在操作压力下的水合物形成温度比最低制冷温度至少低3℃。 6.0.15 天然气凝液回收装置的设计，应符合现行行业标准《天然气凝液回收设计规范》SY／T 0077的有关规定。 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，油田内部未稳定原油罐应选用固定顶油罐，单罐容量为10000m3及以上的稳定原油储罐宜采用浮顶油罐。 7.1.2 油田原油储罐宜设在油田矿场油库，也可设在距离油田矿场油库或外输首站较远的集中处理站。 7.1.3 原油储罐的总容量应按下式计算确定：式中：V——原油储罐的总容量(m3)； m——油田原油储运设施的设计能力(t／a)，取油田原油生产能力的1.2倍； ρ——储存温度下的原油密度(t／m3)； ε——原油储罐储存系数，应按本规范第7.1.4条的规定确定； T——油田原油储存天数，应按本规范第7.1.5条的规定确定。 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过计算确定。固定顶油罐宜取0.85，浮顶油罐宜取0.90。当油罐中储存起泡原油时，固定顶油罐可取0.75。 7.1.5 油田原油储存天数应根据原油运输方式，通过技术经济评价确定，并应符合下列规定： 1 原油以管道外输的油田，储存天数不应少于3d； 2 原油以铁路或公路外运的油田，应根据运输距离、原油产量及其在铁路运输中所处的地位等因素综合确定，储存天数不宜少于5d； 3 原油以轮船外运的油田，储存天数应至少为来船周期再增加3d。 7.1.6 原油脱水站的事故油罐可设1座，容积应按该站1d的设计油量计算。 7.1.7 接转站、放水站不宜设事故油罐。当生产确实需要时可设事故油罐，容积可按该站4h～24h设计液量计算。 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施，事故油罐的罐壁可不设保温措施。 7.1.9 油罐内原油的加热保温可采用掺热油方式、盘管加热方式或电加热方式，热负荷宜按油罐对外散热流量确定。 7.1.10 油罐散热流量可按下式计算：式中：——油罐散热流量(W)； A1、A2、A3——罐壁、罐底、罐顶的表面积(m2)； K1、K2、K3——罐壁、罐底、罐顶的总传热系数[W／(m2·℃)]； tav——罐内原油平均温度(℃)； tamb——罐外环境温度(取最冷月平均温度)(℃)。 7.1.11 油罐呼吸阀、液压安全阀的设计应符合现行行业标准《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的规定。 7.1.12 油罐区的安全防火要求，应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。 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、油罐列车编组等情况确定，并应符合下列规定： 1 日装车量为8列及以上的装车场，装油栈桥宜采用双侧整列布置装油鹤管；当日装车4列及以下时，装油栈桥宜采用双侧半列布置装油鹤管；当日装车5列～7列时，装车场的形式按具体情况确定。 2 鹤管的结构应满足油罐列车对位要求，鹤管数量应满足一列不脱钩的条件下一次到站最多的油罐车数。日装车量在5列及以上的装车场，鹤管的间距和结构应满足栈桥每侧油罐车整体对位要求。 3 日装车量为1列及以上的装车场应设装油栈桥。 7.2.3 铁路日装车列数可按下式计算：式中：N——日装车列数(列／d)； m——年装油量(t／a)； K——铁路来车不均匀系数，按统计资料采用，当无统计资料时，宜取K＝1.2； T——年工作天数，宜取350d； ρ——装油温度下原油的密度(t／m3)； V——一列油罐列车的总公称容量(m3／列)； ε——油罐车的装量系数，宜取0.9。 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，自动调节装油汇管压力。 7.2.5 汽车装车场设计应符合下列规定： 1 汽车装油汇管高度应保证鹤管不可移动部分与罐车有0.5m的净距； 2 装油鹤管上宜装闸阀和旋塞阀各一个； 3 汽车装油汇管及支管宜有伴热和扫线接头。 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拉油时，宜采用简易装油设施。 7.2.7 汽车卸车场设计应符合下列规定： 1 汇管卸油口标高距卸油台面不宜大于0.5m，卸油口间距宜为4.0m； 2 汇管卸油口直径应比罐车卸油口直径至少大一级； 3 卸油管道宜伴热，汇管坡度宜为0.5％～1.0％。在汇管卸油口附近宜设蒸汽接头。 7.2.8 汽车卸油罐安装方式可采用地下式、半地下式或地面安装。采用半地下式或地面安装时，应设卸油台和坡道。 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安全阀。 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，应采用能插到油罐车底部的装油鹤管。鹤管内的液体流速，在鹤管浸没于原油之前不应大于1m／s，浸没于原油之后不应大于4.5m／s。汽车罐车卸车流速不应大于4.5m／s。 7.2.11 原油码头装卸用输油管道在位于岸边的适当位置，应设紧急切断阀。 7.2.12 原油装卸码头设施的设计，还应符合现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253的有关规定。 7.2.13 原油装卸设施除应符合本规范第7.2.1条～第7.2.12条的规定外，还应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。 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压力球型罐或卧式罐密闭储存。 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储罐的容积应根据运输方式和距离，按设计产量计算，储存天数宜符合下列规定： 1 生产作业罐宜为1d； 2 管道运输的外销产品储罐宜为3d； 3 公路运输的外销产品储罐(包括瓶装液化石油气)，当运输距离小于或等于100km时，储存天数宜为3d～5d，当运输距离大于100km时，储存天数宜为5d～7d。 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卧式罐的装量系数宜取0.9。 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规定： 1 天然气凝液及其产品储罐的设计压力，应以规定温度下的工作压力为基础确定。 2 液化石油气储罐规定温度下的工作压力，应按《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的有关规定确定。 3 天然气凝液和稳定轻烃储罐规定温度下的工作压力，应按不低于50℃时的饱和蒸气压确定，天然气凝液储罐有保冷设施时可按其保冷后可能达到的最高工作温度下的实际饱和蒸气压确定。饱和蒸气压应采用可能出现的最轻组成确定。 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压力等级不应小于2.5MPa。 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位、温度和压力检测以及高液位报警装置或高液位自动联锁切断进料装置。单罐容积大于或等于50m3的储罐，液相出口管道上宜设置远程操纵的自动关断阀，液相进口管道应设止回阀。 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宜超过40℃。 7.3.9 单罐容积等于或大于100m3的天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃储罐应设置2个或2个以上安全阀，每个安全阀的额定泄放量不应小于经计算确定的全部放空量。 7.3.10 天然气凝液及其产品储罐应设有排水口。含水天然气凝液及其产品的储罐排水应密闭收集，并宜设置切水装置，污水应收集后集中处理。储罐排水口和切水装置应有保温和防冻措施。 7.3.11 凡在生产中有可能形成封闭液体的管段，应设置管道安全阀。 7.3.12 天然气凝液和液化石油气管道在装有安全阀、放空管的地方，应采取防振措施。 7.3.13 天然气凝液及液化石油气的储存，还应符合现行国家标准《液化石油气》GB 11174的有关规定；稳定轻烃的储存还应符合现行国家标准《稳定轻烃》GB 9053的有关规定。 7.3.14 天然气凝液及其产品罐区的安全防火要求，应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。 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： 1 应选用液体装卸臂，装卸臂的设计应符合现行行业标准《液体装卸臂工程技术要求》HG／T 21608的有关规定。 2 汽车槽车装卸鹤管可选用配立柱的汽车槽车底部装卸臂。装卸臂与装车管道连接接口中心高度距汽车装卸区地面不应小于0.45m。 3 天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃应采用密闭装车。密闭装车鹤管的气相管道应与储罐的气相管道连接。 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计算：式中：N——装卸所需鹤管台数(台)，不宜少于2台； m——装卸物料量(t／a)； K——运输不均匀系数； T——工作天数，宜取330d／a； t——汽车槽车作业时间，宜取8h／d； ρ——装卸车时液体介质的密度(t／m3)； F——每台装卸鹤管灌装能力(m3／h)； D——装卸鹤管内径(m)； v——装车流速(m／s)，不应大于4.5m／s。 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统，也可设超......

英文网页English: GB 50350-2015

相关标准: GB 50156 | GB/T 50530 | GB 50161 | GB 50156 |