GB50350油田油气集输设计规范.docx

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GB50350油田油气集输设计规范

中华人民共和国国家标准

油田油气集输设计规范

Codefordesignofoil-gasgatheringandtransportationsystemsofoilfield

GB50350-2015

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GB50350-2015，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》GB50350-2005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》GB50350-2005的基础上修订而成，将原《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》GB50350-2005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

1．0．1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-gasgatheringandtransportation

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lightcrude

在20℃时，密度小于或等于0．8650g／cm3的原油。

2．0．3中质原油middlecrude

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heavycrude

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viscouscrude

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-viscouscrude

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-viscouscrude

温度为50℃时，动力黏度大于50000mPa·s的稠油。

2．0．8高凝原油highsolidifyingpointcrude

含蜡量大于30％，且凝固点高于35℃的原油。

2．0．9起泡原油foamycrude

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purifiedcrude

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weatheredcrude

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wellheadbackpressure

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oilproductionwellsites

设置采油井生产设施的场所。

2．0．14石油天然气站场oilandgasstations

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-testingstations

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leasecustodymeteringstations

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oilgatheringmanifoldrooms

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pumpingstations

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freewaterknockoutstations?

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dehydrationstations

担负原油脱水和增压输送的站。

2．0．21集中处理站centralprocessingfacilities

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leaseoiltankfarms

油田内部储存和外输（运）原油的油库。

2．0．23出油管道crudeflowlines

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。

2．0．25集输流程gatheringprocess

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oilandgasrespectivetransportation

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-blendedcrudetransportation

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flowlinewithheattracingtransportation

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crudestabilization

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hydrocarbonvaporrecoveryfromtank

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emergencycrudestoragetanks

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settlingtanks

油田站场用于沉降脱水的作业罐。

2．0．34污水沉降罐sewagewatersettlingtanks

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crudeexportation

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shallowwatercoastaloilfields（ter-restrialdevelopmentmode）

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sourgas

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naturalgasliquid（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liquefiedpetroleumgas（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naturalgasoline

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gashydrate

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boosterstations

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NGLrecovery

从天然气中回收天然气凝液。

2．0．44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。

2．0．45清管设施piggingsystems

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supervisorycontrolanddataacquisitionsystems（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distributedcontrolsystems（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programmablelogiccontrollers（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remoteterminalunits（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

3．0．1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／T6420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／T0049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／T0049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／T13007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／T25359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