| 标准编号 | GB 50349-2015 (GB50349-2015) | | 中文名称 | 气田集输设计规范 | | 英文名称 | Code for design of gas gathering and transportation system in gas fie1d | | 行业 | 国家标准 | | 中标分类 | P71 | | 字数估计 | 159,154 | | 发布日期 | 2015-12-03 | | 实施日期 | 2016-08-01 | | 标准依据 | 住房和城乡建设部公告第988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 | GB 50349-2015: 气田集输设计规范
GB 50349-2015 英文名称: Code for design of gas gathering and transportation system in gas fie1d
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。
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。
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。
2 术 语
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
4.2.2 凝析气集输宜采用气液混输工艺流程。
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。
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。
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。
4.3 气液分离
4.3.1 天然气的分离器宜设在集气站内。气井产液量大、距集气站较远时，分离器宜设置在井场。
4.3.2 天然气凝液分离工艺应根据天然气凝液含量、天然气压力和产品方案等因素综合分析确定，可采用常温分离、常温多级分离或低温分离工艺。
4.3.3 气液分离宜采用重力分离器。重力分离器形式宜符合下列规定：
1 液量较少，要求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 液量较多，要求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 气、油、水同时存在，并需分别进行分离时，宜选用三相卧式分离器。
4.3.4 站内计量分离器和生产分离器的数量应符合下列规定：
1 连续计量的气井，每井应设1台计量分离器且兼作生产分离器之用；
2 周期性计量的气井，计量分离器的数量应根据周期计量的气井数、气井产量、计量周期和每次计量的持续时间确定。生产分离器的数量应根据气井产量及分离器通过的能力确定。
4.3.5 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。
4.3.6 立式重力分离器的直径可按下式计算：
式中：D——分离器内径(m)；
qv——标准参比条件下气体流量(m3／h)；
T——操作温度(K)；
Z——气体压缩因子；
P——操作压力(绝)(MPa)；
Wo——液滴沉降速度(m／s)，按本规范公式(4.3.8-1)计算；
K1——立式分离器修正系数，宜取K1＝0.8。
4.3.7 卧式重力分离器的直径可按下式计算：
式中：K2——气体空间占有的空间面积分率，按本规范附录A取值；
K3——气体空间占有的高度分率，按本规范附录A取值；
K4——长径比。当操作压力P(绝压)≤1.8MPa时，K4取3.0；1.8MPa＜P≤3.5MPa时，K4取4.0；P＞3.5MPa时，K4取5.0。
4.3.8 液滴在分离器中的沉降速度可按下列公式计算：
式中：Wo——液滴在分离器中的沉降速度(m／s)；
g——重力加速度，g＝9.81m／s2；
dL——液滴直径，取60×10-6m～100×10-6m；
ρL——液体的密度(kg／m3)；
ρG——气体在操作条件下的密度(kg／m3)；
f——阻力系数，按本规范公式(4.3.8-2)计算f·(Re2)，再查本规范附录B得出f值；
μG——气体在操作条件下的黏度(Pa·s)。
4.3.9 分离器内通过丝网捕雾器的设计速度宜取丝网最大允许速度的75％。气体通过丝网最大允许速度可按下式计算：
式中：vmax——气体通过丝网最大允许速度(m／s)；
KSB——桑得斯-布朗(Souders-Brown)系数，KSB可按现行行业标准《丝网除沫器》HG／T 21618选取。
4.3.10 湿气输送的集气系统应分析各种操作工况下段塞流的影响，并应采取措施控制或捕集段塞流。管道终端设有段塞流捕集器时，段塞流捕集器形式应根据工艺流程、储液体积和场地面积等因素综合分析确定，可采用容积式、多管式和环管存储式三种形式。在压力高、液塞体积大的场合宜采用多管式段塞流捕集器。
4.4 气井产量及天然气输量计量
4.4.1 井产物经分离器分离后的天然气、水及天然气凝液应分别计量。
4.4.2 气井产出的水和天然气凝液的计量准确度应根据生产需求确定，允许偏差应为±10％。
4.4.3 属于下列情况之一的气井，宜采用连续计量：
1 产气量在气田总产量中起重要作用的气井；
2 对气田的某一气藏有代表性的气井；
3 气藏边水、底水活跃的气井；
4 产量不稳定的气井。
4.4.4 采用周期性轮换计量的气井，其计量周期应根据井场井口数量和计量的路数决定，宜为5d～10d，每次计量的持续时间不应少于24h。轮换计量器具的配置应能覆盖每路气井的流量范围。
4.4.5 站内的生产用气和生活用气应分别计量。
4.4.6 天然气输量计量可划分为一、二、三级，并应符合下列规定：
1 一级计量应用于气田外输气的贸易交接计量；
2 二级计量应用于气田内部集气过程的生产计量；
3 三级计量应用于气田内部生产和生活计量。
4.4.7 天然气输量计量系统准确度的要求应根据计量等级确定：一级计量系统准确度根据天然气的输量范围不应低于表4.4.7的规定，二级计量系统的允许偏差应为±5.0％，三级计量系统的允许偏差应为±7.0％。
表4.4.7 一级计量系统的准确度等级
4.4.8 天然气一级计量系统的流量计及配套仪表应按现行国家标准《天然气计量系统技术要求》GB／T 18603的规定配置，配套仪表的准确度应按表4.4.8确定。天然气二级计量系统配套仪表的准确度可按表4.4.8中B级确定，天然气三级计量系统配套仪表的准确度可按表4.4.8中C级确定。
表4.4.8 计量系统配套仪表准确度
注：当使用超声流量计并计划开展使用中检验时，温度测量不确定度应优于0.3℃。
4.4.9 天然气计量系统采用标准孔板节流装置时，其设计应符合现行国家标准《用安装在圆形截面管道中的差压装置测量满管流体流量 第2部分：孔板》GB／T 2624.2的有关规定。对干气的计量，尚应按现行国家标准《用标准孔板流量计测量天然气流量》GB／T 21446的规定进行。
4.4.10 采用气体超声流量计测量天然气流量时，其设计应符合现行国家标准《用气体超声流量计测量天然气流量》GB／T 18604的规定。
4.4.11 含液量较小的气井，在满足开发生产动态分析要求的前提下，可采用不分离计量方式，宜选用孔板流量计用于计量。
4.5 水合物防止
4.5.1 天然气集输温度应高于水合物形成温度3℃以上。天然气水合物的防止，可采用天然气加热、保温、向天然气中加入抑制剂或脱水等措施。
4.5.2 采用燃气加热法防止天然气水合物时，应符合下列规定：
1 宜采用真空加热炉或常压水套炉，可不设备用加热炉；
2 水套加热炉热水温度宜低于当地水沸点5℃～10℃，补给水悬浮物的含量不应超过20mg／L；真空加热炉补给水硬度不应超过0.6mmol／L；
3 燃气加热炉燃料气中硫化氢含量不应高于现行国家标准《天然气》GB 17820三类气质要求。
4.5.3 当天然气的加热负荷小于100kW或无燃料气时，宜采用电加热器或者电加热炉加热天然气。
4.5.4 采用抑制剂防止天然气水合物时，可采用乙二醇、甲醇。储存量应按使用量、供货周期及运输情况确定。
4.5.5 采用乙二醇时宜进行回收再循环使用。再生循环系统应符合下列规定：
1 乙二醇富液再生宜采用常压工艺，乙二醇的再生温度范围应为110℃～120℃；
2 乙二醇富液再生采取间歇操作时，应设2个缓冲罐，每个罐的有效容量不应少于间歇时间内富液的进料量；
3 乙二醇富液再生装置应设有pH值调节剂的添加设施；循环乙二醇的pH值应保持在7.3～8.5的范围，pH值调节剂宜采用一乙醇胺；
4 乙二醇循环系统应设低位罐回收设备排出的乙二醇。
4.5.6 采用甲醇时，含甲醇污水的处置应满足环保及职业卫生要求，必要时应进行回收循环使用。甲醇富液再生宜采用蒸汽汽提、塔顶气灼烧的工艺。
4.5.7 对于低渗透气田，水合物的防止宜采用井下节流措施或低压运行方式。
4.6 天然气增压
4.6.1 天然气增压的压缩机应能适应气体组成、进气压力、进气温度和进气量的波动范围。在满足工艺条件下，压缩机选型宜符合下列要求：
1 下述情况宜选用往复式压缩机：
1)气流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 当气源比较稳定，且气量较大时，宜选用离心式压缩机。
3 当气量较小、进气压力比较平稳时，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。
4.6.2 压缩机的驱动机可采用电动机或燃气机。电力系统可靠时，宜采用电动机驱动；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分轴燃气轮机驱动，余热宜利用。
4.6.3 压缩机组宜选用橇装形式。
4.6.4 多台机组并联时，备用机组的设置应结合峰值运行时间、设备检修周期及投资的经济性，综合分析确定。
4.6.5 进出压缩机的天然气应满足压缩机本身及下游系统对气质条件的要求，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，当下游设施对工艺气中润滑油含量有限制时，应在出口设置润滑油分离设施。
4.6.6 压缩机宜露天布置或半露天布置。在寒冷、多风沙区域或厂区噪声受限制时，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。
4.6.7 厂房的高度应根据压缩机机组本身的高度和起重设备的高度确定，并应保证起吊物最低点距固定部件留有0.5m的间距。
4.6.8 室内布置的活动式整装机组不宜设固定的起吊设备，应留有机组进出通道。
4.6.9 室内和半露天安装的固定式压缩机，起重设备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梁式起重设备；
2 当最大检修部件起重量小于10t，而大于或等于3t时，宜设手动梁式起重设备；
3 当最大检修部件起重量小于3t时，可设移动式起重设备。
4.6.10 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、低限报警及越限停机装置；
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循环回路；
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、防脉动及温差补偿措施。
4.6.11 压缩后的天然气需要冷却时，宜采用空冷。
4.7 安全截断与泄放
4.7.1 气井井口应设置井口高低压紧急截断阀。
4.7.2 进、出站场的天然气管道上应设置截断阀，并应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的规定。
4.7.3 集输站场宜在进站截断阀之前和出站截断阀之后设置线路管道泄压放空设施。
4.7.4 集输站场应设置放空立管，需要时还可设放散管，放空的气体应安全排入大气。含硫酸性天然气放空宜引入火炬系统燃烧后排放。
4.7.5 单台容器可在危险空间(容器和管道上)设置1个或1组泄放装置。在计算泄放装置的泄放量时，应包括容器间的连接管道。下列情况可视为单台容器：
1 与压力源相连接、本身不产生压力的容器，且该容器的设计压力达到压力源的压力；
2 多台压力容器的设计压力相同，且中间无阀门隔断时。
4.7.6 火灾情况下对容器进行超压保护的安全阀，其泄放量可按现行国家标准《压力容器》GB 150.1～GB 150.4的有关规定进行计算。
4.7.7 集输站场放空系统处理能力应通过对紧急放空、安全泄放及检修放空综合分析确定。
4.7.8 对于站场工艺系统在火灾情况下的紧急放空，降压速率宜按照15分钟内将系统压力降至0.69MPa或设计压力的50％(二者取较小值)确定。
4.7.9 存在超压的管道、设备或容器，应设置安全泄放装置或压力控制设施。
4.7.10 除无法安装安全泄放装置且控制仪表或联锁装置的可靠性不低于安全泄放装置的情形外，自动控制仪表或联锁装置不应代替安全泄放装置作为系统的超压保护措施。
4.7.11 安全泄放装置应靠近压力源，应能够防止系统或其中的任一部分发生超压事故。
4.7.12 安全阀的定压应小于或等于受压管道、设备和容器的设计压力，定压值(P0)应根据最大操作压力(P)确定，并应符合下列规定：
4.7.13 安全阀进、出口管道直径应按下列要求计算：
1 安全阀与压力管道之间的连接管和管件的通孔，其截面积不应小于安全阀的进口截面积；安全阀入口管道的压降应小于安全阀定压的3％；
2 单个安全阀阀后的泄放管直径，应按背压不大于该阀定压的10％确定，但不应小于安全阀的出口直径；
3 连接多个安全阀的泄放管直径，应按可能同时动作的安全阀同时泄放时产生的背压不大于其中任何一个安全阀定压的10％确定。
4.7.14 集输站场湿天然气宜选用全启式封闭弹簧安全阀。
4.7.15 站内需要检修一组(套)设备时，应设与其他组(套)设备隔开的截断阀和检修放空阀。
4.7.16 放空阀后管道内气体流速不应大于按下列公式计算的气体声速：
式中：vc——气体的声速或临界流速(m／s)；
K——气体的绝热指数；
CP、CV——定压热容、定容热容[J／(g·K)]；
T——气体温度(K)；
M——气体分子量。
4.7.17 集输站场放空系统的设计应符合国家现行标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183和《卸压和减压系统指南》SY／T 10043的有关规定。
4.7.18 泄放装置出口管道应分析介质放空降压产生骤冷对材料低温脆裂的影响。
5 处理工艺
5.1 天然气净化
5.1.1 天然气脱水工艺应根据气田开发方案、集输压力、气质组成、气源状况、地区条件、脱水深度经技术经济比较后确定。
5.1.2 商品天然气的水露点、烃露点应符合现行国家标准《天然气》GB 17820的有关规定。
5.1.3 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。
5.1.4 天然气脱水装置脱出的污水应收集后集中处理，并应符合本规范第6.2节的规定。
5.1.5 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的规定进行处理。
5.2 天然气凝液回收
5.2.1 当天然气组成中丙烷及更重的烃类组分较多时，宜进行天然气凝液的回收。
5.2.2 天然气凝液回收的工艺方法应根据天然气的气量、组成、压力、产品规格及收率等因素，经技术经济比较后确定。
5.2.3 天然气凝液回收装置宜集中设置。天然气凝液回收装置的设计能力应与所辖油气田或区块的产气量相适应，允许波动范围应取60％～120％，装置年累计设计开工时数应按8000h计算。
5.2.4 采用低温分离的天然气凝液回收装置，天然气水露点应至少比最低制冷温度低5℃。
5.2.5 天然气凝液回收装置的收率应通过技术经济分析确定。以回收乙烷及更重烃类为主的装置，乙烷收率宜为50％～85％。以回收丙烷及更重烃类为主的装置，丙烷收率宜为70％～90％。
5.2.6 装置的原料气组成应具有足够的代表性和适当的波动范围，并应根据天然气冬、夏季组成变化的差异，结合天然气开发过程中的原料气组成变化趋势，确定合适的上限和下限。
5.2.7 天然气凝液回收装置的进料总管应设有紧急截断阀。紧急截断阀前应设置越装置旁路或放空阀和安全阀。
5.2.8 经凝液回收后的净化天然气应符合现行国家标准《天然气》GB 17820的规定，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。
5.2.9 天然气凝液及其产品应符合下列规定：
1 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；
2 稳定轻烃应符合现行国家标准《稳定轻烃》GB 9053的有关规定；
3 天然气凝液及其他产品的技术要求应符合设计委托书或设计合同的要求。
5.2.10 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。
5.2.11 天然气凝液回收装置产生的污水应收集后集中处理，并应符合本规范第6.2节中的规定。
5.3 天然气凝液储存
5.3.1 天然气凝液及其产品应密闭储存。天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃的储罐应选用钢制压力球型罐或卧式罐；2号稳定轻烃常压储存时，应选用钢制浮顶罐或金属制浮舱式内浮顶罐。当采用氮封时，可采用固定顶钢罐。
5.3.2 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，按设计产品产量计算，储存天数宜符合下列要求：
1 生产作业罐宜为1d；
2 管道输送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)，运输距离小于或等于100km时宜为3d～5d，运输距离大于100km时宜为5d～7d。
5.3.3 天然气凝液、液化石油气和稳定轻烃储罐的装量系数宜符合下列规定：
1 球型罐或卧式罐宜取0.9；
2 当内浮顶罐容积等于或大于1000m3时，宜取0.9；
3 当内浮顶罐容积小于1000m3时，宜取0.85。
5.3.4 天然气凝液及其产品的储罐不宜少于2个。
5.3.5 天然气凝液及其产品的储罐设计压力应符合下列规定：
1 液化石油气储罐规定温度下的工作压力应按现行行业标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的相关规定确定；
2 对于天然气凝液和稳定轻烃储罐，应按不低于50℃的饱和蒸汽压确定。对于天然气凝液储罐，可按保冷后达到的最高工作温度下的实际饱和蒸汽压确定。当无实际组分数据时，可采用计算组成数据计算饱和蒸汽压。分析组分波动的影响，应采用出现的最轻计算组分计算饱和蒸汽压。
5.3.6 天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃进入储罐的温度不宜超过40℃，2号稳定轻烃进入储罐的温度不宜超过38℃。
5.3.7 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。单罐容积大于或等于50m3的储罐，其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。
5.3.8 天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃储罐应设安全阀。单罐容积大于或等于100m3的储罐应设置2个或2个以上安全阀，每个安全阀的泄放量应按全量放空计算。
5.3.9 天然气凝液、液化石油气储罐进出口阀门和管件压力等级应大于或等于2.5MPa，阀门应选用液化气专用钢阀门。稳定轻烃储罐进出口阀门和管件压力等级应大于或等于1.6MPa，阀门应选用钢阀门。
5.3.10 2号稳定轻烃储罐附件和仪表的设置应符合现行行业标准《石油化工储运系统罐区设计规范》SH／T 3007的有关规定。
5.3.11 天然气凝液及液化石油气储罐宜采用有防冻措施的二次脱水系统，污水应收集后集中处理。
5.3.12 全压力式储罐应采取防止液化烃泄漏的注水措施。
5.3.13 凡在生产中有可能形成封闭液体的管段应设置安全阀。
5.3.14 天然气凝液管道在装有安全阀、放空阀的地方应采取防振措施。
5.3.15 天然气凝液、液化石油气和稳定轻烃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。
5.4 天然气凝液装卸
5.4.1 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。
5.4.2 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)；
m——装卸物料量(t／a)；
K——运输不均匀系数，按统计资料采用，当无统计资料时，宜取K＝1.4；
T——工作天数，宜取330d／a；
t——汽车槽车作业时间，宜取8h／d～12h／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。
5.4.3 天然气凝液及其产品装车台的鹤位处宜设定量装车系统，也可设超装报警或联锁关断。
5.4.4 天然气凝液及其产品的汽车装卸鹤管宜配置拉断阀，拉断阀应在装卸鹤管进行作业超出规定的范围时，自动紧急断开，且不应损坏鹤管、槽车及其他装卸设施。
5.4.5 天然气凝液及其产品的装车泵出口汇管应设有至储罐的回流管线。
5.4.6 天然气凝液及其产品铁路装车设施的设计应符合现行行业标准《石油化工液体物料铁路装卸车设施设计规范》SH／T 3107的有关规定。
5.4.7 天然气凝液及其产品装卸设施设计尚应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183中的有关规定。
6 气田水转输与处理
6.1 气田水转输
6.1.1 气田水输送方式应根据气田水量、水质、区域地质条件、气候条件综合分析后确定，宜采取管道输送或罐车拉运方式。
6.1.2 气田水输送管道、气田水转输站、气田水罐车输送路线宜避开人口稠密区。
6.1.3 气田水输送管道线路走向应符合气田(区块)总体规划的要求，与气、电、水、路协调确定。
6.1.4 气田水输送管道宜采用埋地敷设。金属管道穿越三级及以上公路、非金属管道穿越公路时，应设保护套管。
6.1.5 长距离气田水输送管道应进行水锤分析计算，并应根据分析计算结果设置安全防护措施。
6.1.6 气田水转输站宜与天然气集输站场合建。气田水转输泵宜设备用泵。
6.1.7 气田水输送应根据输送介质、温度、距离等情况，按现行行业标准《油田水结垢趋势预测》SY／T 0600的方法进行结垢趋势预测，并应采取防垢措施；在进入管道输送前，应清除机械杂质。
6.1.8 气田水输送管道宜采用非金属管。当采用钢管时，管道的材质及设计壁厚应根据输送压力、介质的腐蚀性计算确定。
6.1.9 罐车拉运时，气田水罐车应符合现行国家标准《道路运输液体危险货物罐式车辆》GB 18564的有关规定。
6.2 气田水处理
6.2.1 气田内各站场产生的气田水宜集中处理。
6.2.2 处理后的气田水有条件时应回注，回注水质应符合所选回注井的注入水水质指标要求。具有经济效益时，采出水宜进行综合利用。当无回注条件或综合利用价值时，处理后的污水可蒸发或排放，直接外排时应符合现行国家标准《污水综合排放标准》GB 8978及环评批复文件的有关规定。
6.2.3 气田水处理工艺应根据气田水水量、水质情况，结合最终处置要求综合分析确定，宜符合下列规定：
1 回注处置时，宜采用沉淀、过滤的流程；
2 蒸发处置时，宜采用沉降、除油、过滤的流程；
3 外排处置时，宜采用脱盐、气浮、生化、沉淀、过滤、消毒的流程。
6.2.4 含硫化氢气田水应采用密闭收集、密闭处理工艺，对气田水宜脱气处理，脱出的硫化氢气体应安全处置。
6.2.5 多座气田水储罐共用一条气封气干管调压时，每座罐的支管上应设截断阀和阻火器。含硫化氢气田水储罐以正压形式气封密闭储存时，宜采用净化天然气。
6.2.6 含硫化氢气田水尾气管道设置应符合下列规定：
1 与火炬或焚......
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