油田地面工程项目规范Word文档下载推荐.docx

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2人员逃生路线；

3生产设施的施工、运行维护、抢修场所。

2.0.14石油天然气建设工程采用的主要材料、半成品、成品、构配件、器具和设备在进入施工现场时应提供相应的质量证明文件。

2.0.15石油天然气建设工程所用设备及材料应进行进场验收，验收不合格的严禁使用。

2.0.16石油天然气建设工程质量验收应按检验批、分项工程、分部（子分部）工程和单位（子单位）工程依次进行。

2.0.17通过返修或加固处理仍不能满足结构、安全和使用要求的分部（子分部）工程及单位（子单位）工程，严禁验收。

2.0.18投产试运应按照投产方案进行，投产方案应明确安全要求，并按程序审批。

2.0.19油田地面设施建成后应按照国家有关规定进行竣工验收。

在主体工程验收时，应同时验收劳动安全卫生设施和消防设施。

2.0.20运行管理单位应建立安全生产责任制。

相关设施运行的管理及操作人员应培训合格后持证上岗，并严格执行安全生产规章制度和操作规程。

2.0.21运行管理单位应对生产设施进行经常性维护、保养。

2.0.22运行管理单位应按照不同工种、不同劳动环境和条件，为作业人员配发具有相应防护功能的劳动防护用品。

2.0.23生产管理单位应对危险源进行识别，并对重大危险源建档。

2.0.24滩海陆岸石油设施上应配备必要的救生设备。

滩海陆岸井台上应设置暂避恶劣天气的应急避难房。

2.0.25站场及管道维修改造方案应包括相应的安全防范措施与事故应急预案。

2.0.26油气生产设施弃置应编制弃置方案，内容应包括处置方式、安全环保措施和应急预案。

3站场

3.1一般规定

3.1.1油品、天然气凝液站场应按储罐总容量划分等级。

天然气站场应按生产规模划分等级。

石油天然气站场内同时储存或生产两类及以上石油天然气产品时，应按其中等级较高者确定等级。

3.1.2各类站场选址应避开下列场所：

1发震断层和抗震设防烈度为9度及高于9度的地震区。

2有泥石流、流沙、严重滑坡、溶洞等直接危害的地段。

3采矿陷落（错动）区地表界限内。

4爆破危险界限内。

5有严重放射性物质污染影响区。

6一级水源保护区。

7国家级自然保护区核心区。

8对飞机起落、电台通讯、电视转播、雷达导航和重要的天文、气象、地震观察以及军事设施等的影响不符合相关规定要求的地区和其它需要特别保护的区域。

3.1.3江、河、湖、海水域不应作为废料场。

当利用江、河、湖、海岸旁滩洼地堆存废料时，不应污染水体、阻塞航道或影响河流泄洪，并应取得当地环保部门的同意。

3.1.4石油天然气站场临近江河、海岸、湖泊布置时，应采取防止可燃、有毒液体泄漏流入水域的措施。

3.1.5油井、石油天然气站场、火炬、放空管与相邻居民区、工矿企业和其他公用设施之间的距离，应符合石油天然气工程防火间距的要求。

3.1.6石油天然气站场内甲乙类厂房、工艺装置、储罐、明火地点、装卸区、全厂重要设施和辅助生产设施、道路、围墙之间的距离，应符合石油天然气工程防火间距的要求。

3.1.7石油天然气站场内地面敷设的油气管道与消防水泵房、消防水罐（池）取水口的防火间距，应符合石油天然气工程防火间距的要求。

3.1.8地上立式油罐组、卧式油罐组应设防火堤。

防火堤应采用不燃烧材料建造，且必须密实、闭合、不泄漏。

防火堤上的人行踏步不应少于2处，并应设置在不同方位上。

隔堤应设置人行踏步。

3.1.9调配站内储存强碱的储罐四围应该设围堰。

3.1.10储罐区泡沫间应布置在罐组防火堤外的非防爆区。

3.1.11石油天然气站场内道路的设置应满足生产、检修、消防及安全疏散的要求。

3.1.12一、二、三级石油天然气站场，至少应有两个通向外部道路的出入口。

3.1.13架空电力线路不应跨越生产火灾危险性属于甲、乙、丙类的工艺装置、建（构）筑物以及可燃性、爆炸危险性物料的储罐区和仓储区。

3.1.14站场应划分爆炸危险区域，可燃气体与易燃液体的爆炸危险区不应超出站场边界线。

3.1.15安装于爆炸危险区内电气、仪表、通信设备应符合该危险区的防爆要求。

3.1.16处于居民区内以及靠近居民区的采油井场和人口稠密区的注水井场应设围栏或围墙。

3.1.17无人值守的站场或阀室应在醒目位置设置标识，标识应包含站场或阀室的名称和生产管理单位名称及电话。

3.2工艺设施

3.2.1石油天然气站场的工艺设计应满足石油天然气生产过程对站场的功能要求，并应设计事故流程。

3.2.2进出天然气站场的天然气管道应设截断阀。

3.2.3可能超压的下列设备应设安全阀：

1.顶部最高操作压力大于等于0.1MPa的压力容器；

2.顶部最高操作压力大于0.03MPa的蒸馏塔、蒸发塔和汽提塔（汽提塔顶蒸汽通入另一蒸馏塔者除外）；

3.往复式压缩机各段出口或电动往复泵、齿轮泵、螺杆泵等容积式泵的出口（设备本身已有安全阀者除外）。

3.2.4火炬设置应符合下列规定：

1高架火炬的高度应经辐射热计算确定；

2应有可靠的点火设施和防止回火的措施；

3距高架火炬筒30m范围内不应有可燃气体放空。

3.2.5天然气往复式压缩机的填料和中体放空应引至厂房外。

3.2.6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.离心式压缩机应配套设置防喘振控制系统。

3.2.7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。

3.2.8火筒式加热炉应设置加热段低液位报警装置；

管式加热炉应设置炉膛超温报警装置。

3.2.9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。

3.2.10未稳定原油罐不应选用浮顶油罐。

3.2.11储油罐应设有防止溢流和抽瘪的措施。

3.2.12下列储罐应设置阻火器：

1）甲、乙、丙A类油品的固定顶储罐，其通气管或呼吸阀上应设阻火器。

2）采用气体密封的储罐上经常与大气相通的管道应设阻火器。

3.2.135000m3以上的储油罐进、出油管线应采取有效的防沉降和抗震措施。

3.2.14甲A类液态烃装卸作业时不应就地排放。

3.2.15甲B、乙、丙A类类液体不应采用明沟（槽）卸车系统。

3.2.16油品铁路装卸设施应符合下列规定：

1顶部敞口装车的甲B、乙、丙A类油品应采用液下装车鹤管；

2在距装车栈桥边缘10m以外的油品输入管道上应设紧急切断阀；

3零位油罐不应采用敞口容器，零位油罐距油品铁路装卸线的距离不应小于6m。

3.2.17采出水调储罐、除油罐、沉降罐顶部积油厚度不应超过0.8m。

3.2.18聚合物配制间及料库应根据需要采取防尘、防滑措施。

3.2.19采出水应采用管道输送，不应采用明沟或暗沟输送。

3.3辅助生产设施

3.3.1新建石油天然气站场应设置仪表与自动控制系统。

3.3.2可能积聚可燃气体或有毒气体的工艺设施和储运设施区域内，应设置可燃气体检（探）测器和（或）有毒气体检（探）测器。

3.3.3可燃气体报警信号应发送至现场操作人员常驻的控制室、操作室或值班室进行报警。

有毒气体报警信号应发送至现场报警器和有人员值守的控制室或操作室的指示报警设备，并且进行声光报警。

（按国标要求）

3.3.4站场供电电源应根据站场电力负荷等级合理设置，站场电力负荷等级应根据用电场所和用电设施在油田生产过程中的重要程度、规模、用电负荷容量及中断供电后对人身安全、经济上造成的损失和影响等因素确定。

3.3.5消防控制室、消防水泵房、自备发电机房、配电室、防排烟机房以及发生火灾时仍需正常工作的消防设备房应设置应急照明。

3.3.6站场内建筑物、构筑物、工艺装置区内露天布置的塔、容器和储存可燃气体、油品、天然气凝液的钢制储罐及地面油气钢制管道应设防雷措施。

3.3.7非金属储罐应装设独立避雷针（网）等防直击雷设备。

3.3.8爆炸、火灾危险场所内可能产生静电危险的设备和管道，应采取静电接地措施。

3.3.9汽车罐车、铁路罐车和装卸场所应设防静电专用接地线。

3.3.10下列甲、乙、丙A类油品、天然气凝液作业场所，应设消除人体静电装置：

　　1泵房门外。

　　2储罐的上罐扶梯入口处。

　　3装卸作业区内操作平台的扶梯入口处。

3.3.11非饮用水管道不应与生活饮用水管道直接连接。

3.3.12含有原油的排水系统与生活排水系统应分开设置。

3.3.13油罐区排水系统应设水封井，排水管在防火堤外应设阀门。

3.3.14石油天然气站场消防设施的设置，应根据其规模、介质性质、存储方式、储存容量、储存温度、火灾危险性及所在区域消防站布局、消防站装备情况及外部协作条件等综合因素确定。

3.3.15油气站场内的建筑物、油品储罐区和油气生产装置区应配置相应级别的灭火器。

3.3.16站场建（构）筑物应符合抗震要求。

3.3.17站场内大型工艺设施基础和主要建筑物的结构安全等级不应低于二级。

3.3.18建（构）筑物应结合其类型、火灾危险性等级等因素采取相应的防火、防爆措施。

3.3.19受腐蚀性介质作用的建（构）筑物应采取防腐蚀措施。

3.3.20变、配电站不应设置在甲、乙类厂房内或贴邻，且不应设置在爆炸危险区域内。

供甲、乙类厂房专用的10kV及以下的变、配电站，当采用无门、窗、洞口的防火墙分隔时，可一面贴邻。

3.3.21布置于爆炸危险区附加2区的控制室、机柜间及变（配）电室的室内地坪应高于室外地坪，且高差不应小于0.6m。

3.3.22有爆炸危险的厂房应设置泄压设施。

3.3.23散发较空气重的可燃气体、可燃蒸气的甲类厂房，应采用不发火花的地面。

采用绝缘材料作整体面层时，应采取防静电措施。

3.3.24站场内具有爆炸危险的建筑物应设置通风设施。

3.3.25站场内的天然气压缩机房﹑天然气凝液泵房、天然气调压间、燃气锅炉房应设事故通风装置。

3.3.26油气化验室应采用局部排风。

当设置通风柜或排风罩时，排风机应为防爆型。

4管道

4.1一般规定

4.1.1站外管道不应通过饮用水水源－级保护区、飞机场、火车站、海（河）港码头、军事禁区、国家重点文物保护范围、自然保护区的核心区。

4.1.2阀门安装前，应逐个进行强度及严密性试验。

不合格阀门不应使用。

4.1.3热煨弯管不应切割使用。

4.1.4管道焊接前，应进行焊接工艺评定，编制焊接工艺规程。

4.1.5油气管道安装完成后，应进行强度试验和严密性试验。

4.1.6对不符合安全使用的管道，应及时更新、改造、修复或者弃置。

4.2原油集输、集气及注水（入）管道

4.2.1埋地管道5m范围内不应建设与管道生产运行无关的建（构）筑物。

4.2.2油气钢质管道附件不应采用铸铁件。

4.2.3油气集输系统中用于含硫酸性天然气的汇管、清管器发球筒、管件应进行消除应力热处理。

4.2.4集油管道、矿场输油管道、集气管道及注入管道干线应设置管道标识。

4.2.5注汽管道应符合下列要求：

1）地面注汽管道上方不应行走车辆和行人。

2）地面注气管道在注气使用时应设高温、高压警示标识。

3）地面活动注汽管线应清除周围1.0m内和井口周围3.0m内的易燃物，防止发生火灾。

4）注汽所接放空和放喷管线应有可靠的固定措施。

5）活动注汽管道连接接头应做好保温隔热。

4.2.6地面注汽管道与热采井口连接时应有消除热应力的措施。

起草说明

一、起草过程

为满足工程建设需要，落实工程建设标准体制改革的总体要求，推进节能减排、资源节约利用和生态环境保护、保障人民生命财产安全、人身健康、工程质量安全、生态环境安全、公众权益和公共利益，促进工程建设领域技术进步。

2017年12月，住房城乡建设部标准定额司印发了《关于印发2018年工程建设规范和标准编制及相关工作计划的通知》（建标标函[2017]306号），正式下达了《油田地面工程项目规范》的研编。

规范研编组于2018年5月召开规范研编启动会，依据住房城乡建设部标准定额司印发的《工程建设规范研编工作指南的通知》（建标标函[2018]31号），确定了《油田地面工程项目规范》研编内容、规范目录及相关工作安排。

2018年12月，规范研编组召开内部讨论会。

2019年1月，规范研编组召开了统稿会，根据会议讨论意见对规范草案目录及内容进行修改，形成规范草案初稿。

二、起草单位、起草人员和审查人员

（一）主要起草单位

大庆油田设计院有限公司

中国石油规划总院

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

中油辽河工程有限公司

中国石油工程建设公司北京分公司

新疆石油工程设计有限公司

石油天然气大庆油田工程质量监督站

大庆油田建设集团有限责任公司

中石化胜利油建工程有限公司

（二）主要起草人员

（三）主要审查人员

三术语

1油田地面工程oil-fieldsurfaceengineering

对油田地面的生产设施、辅助设施和附属设施进行建设的总称。

2动火作业Hotwork

直接在具有火灾爆炸危险性的生产或施工作业区域内可能直接或间接产生明火的各种临时作业活动。

3受限空间作业operationinconfinedspace

进入受限空间进行的作业。

受限空间指进、出口受限、通风不良，可能存在易燃易爆、有毒有害或缺氧，对进入人员的身体健康和生命安全构成威胁的封闭、半封闭设施及场所。

4高处作业workatheight

在距坠落基准面2m及2m以上有可能坠落的高处进行的作业。

5滩海陆岸石油设施thebeachandalongshorepetroleuminstallations

在滩海区域内，采用筑路或栈桥等方式与陆岸相连接，从事石油作业活动中修筑的滩海通井路、滩海陆岸井台及相关石油设施。

6滩海陆岸井台theplatformofthebeachandalongshoreoilwells

在滩海区域内修筑的，由滩海通井路与陆岸相连的，从事石油作业活动的构筑物。

7石油天然气站场oilandgasstation

具有石油天然气收集、净化处理、储运功能的站、库、厂、场、油气井场的统称，简称油气站场。

8采油井场oilproductionwellsites

设置采油井生产设施的场所。

9液化烃liquefiedhydrocarbon

在15℃时蒸汽压大于0.1MPa的烃类液体及其他类似液体，包括液化石油气，不包括液化天然气。

10输油管道crudeoilpipeline

在生产、储存、使用企业之间输送商品原油、成品油及液态液化石油气的管道。

11输气管道gastransmissionline

自油气田天然气的商品交接点至用户交接点（如城市门站、配气站）的天然气管道。

12集油管道crudegatheringlines

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。

13集气管道gasgatheringlines

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。

14矿场输油管道leaseoiltransportationline

油田内部有关站之间和自有关站至商品原油交接点之间的油管道。

四、条文说明

为便于政府有关管理部门和建设、设计、施工、科研等单位有关人员在使用本规范时能正确理解和执行条文规定，规范起草组按照条、款顺序编制了本规范的条文说明。

但本条文说明不具备与规范正文同等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握规范规定的参考。

1.0.1本条为编制本规范的目的。

油田地面工程项目中油气集输和处理设施属于爆炸和火灾危险性设施，对人民生命财产安全、环境保护、公共利益有十分重要的影响，所以应采取必要的措施保证工程质量和生产运行安全。

以保障人民群众生命和财产安全、生态环境安全，促进经济社会持续健康发展。

1.0.2本条规定了本规范的适用范围。

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地面工程项目规划、建设和运行管理。

本条中“陆上油田地面工程”是指陆上油田为满足原油生产而建设的油气收集、净化处理、计量、矿场储运设施及相关配套设施。

“滩海陆采油田地面工程”是指距岸较近、有路堤与岸边相连，在滩海上建平台，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，油井产物通过沿海堤路敷设的管道输到岸上，在岸上建立的原油处理设施及相关配套设施。

“海洋油田陆岸终端工程”是指来自海洋生产平台的油气管道登陆后设置的站场。

1.0.3本规范为全文强制性规范。

是油田地面工程建设和运行维护过程中，为保障人身健康和生命财产安全、国家安全、生态环境安全、满足社会经济管理基本要求，强化政府有关部门监管执法的“技术底线”，必须严格执行。

1.0.4本规范的技术要求是针对油田地面工程项目在正常建设、运行过程中需要满足的最低标准。

不适用于战争、自然灾害等不可抗条件下对油田地面工程项目特殊要求。

本规范是政府及其部门对油田地面工程项目依法治理、依法履职的技术依据，是全社会必须遵守的强制性技术规定。

不能代替项目在建设、运营管理中的安全监管。

1.0.5油田地面工程项目在规划、建设、运行管理中涉及面广，包括的专业多，本规范主要针对油田地面工程的特点，制定与人民生命财产安全、人身健康、工程质量安全、生态环境安全、公众权益和公共利益以及能源资源节约利用相关的，政府及其部门依法治理、依法履职的基本技术要求。

因此，在油田地面工程的规划、建设、运行管理还应执行国家法律、法规、其他工程项目规范、通用规范、地方法律法规及国家、行业、企业标准规范的要求。

2.0.1油田地面工程项目必须满足油田开发和开采的要求，保证采输协调，生产平稳。

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，这就要求油田地面工程设施也要随之作出相应的调整。

要考虑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，油田地面工程及供电、供水、道路等公用工程需要编制长远规划。

油田建设工程可根据统一规划，分期实施。

2.0.2油田地面建设工程具有点多、面广、系统工程规模大的特点，地面工程项目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、道路等公用工程综合确定。

在满足油田地面建设需要和安全生产的同时，还要符合当地政府的规划，统筹考虑、协调统一、合理布局，同时做好安全、环境保护、土地利用、水土保持、防洪排涝等工作。

2.0.3油田地面工程项目建设规模是以油田开发方案为基础。

根据开发方案中开发指标预测量确定地面生产设施的建设规模，通常工程适应期不低于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。

对于分期建设的地面工程设施，可在按所确定规模统筹考虑的基础上，根据项目实施情况分阶段配置。

2.0.4为了贯彻“十分珍惜和合理利用每一寸土地，切实保护耕地”的基本国策，在油田建设中应切实做到合理利用和节约使用土地，并应根据《土地利用法》、《环境保护法》等国家法律和法规，油田用地应贯彻节约集约用地的原则，优先选用荒地、劣地，应做好近远期规划，并与城镇发展规划用地相协调，同时要符合国家土地管理的规定。

2.0.5原油经处理后最终产品为净化原油、天然气、液化石油气、稳定轻烃。

最终产品的性能指标首先应满足交接双方合同约定，若交接双方合同中未约定产品性能指标，可按照国家相关标准的要求。

净化原油的质量指标见《原油》GB36170，天然气的质量指标见《天然气》GB17820，液化石油气的质量指标见《液化石油气》GB11174，稳定轻烃的质量指标见《稳定轻烃》GB9053。

2.0.6本条是对油田地面工程项目总体工艺、设备材料选择的要求，选择的工艺、设备材料应满足安全生产、高效节能及环境保护要求。

2.0.7油田地面建设和生产过程中产生的污水、废气、废渣、噪声需按国家法律法规及有关标准规范的要求进行处理，达标标准后排放。

2.0.8油田各生产管理部门对通信业务的需求主要包括语音通信、数据通信及图像通信等。

油气集输厂（站）应配备可靠的通信设施，并保持通信通畅，以保障站场正常生产及事故情况下与外界的通信。

除语音通信外，还有数据通信、图像通信，以及实现油气集输工艺过程的监视控制和数据采集。

2.0.9钢制设备及管道易造成腐蚀，一旦腐蚀穿孔，会造成油气泄漏，不仅污染环境，还可能引发事故，为保障安全生产，延长设备及管道使用寿命，钢制设备及管道应采取防腐蚀控制措施。

结合处理及输送介质特性，可采用选用抗腐蚀材料、增加管道壁厚、涂防腐层、阴极保护等防腐措施。

2.0.10本条根据《建设工程勘察设计管理条例》的要求提出，油田地面工程项目在设计前，应进行岩土工程勘察，根据岩土