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。

2.0.40 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

3.0.1 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

5 原油处理

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

8 油气集输管道

9 自动控制及油气计量

10 站场总图

11 配套设施及公用工程

附录A 重力分离器的计算公式

A.0.1 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)；
q_v——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)；
W_o——液滴沉降速度[按本规范公式A.0.3-1计算](m／s)；
K₁——立式分离器修正系数，一般取K₁＝0.8。

A.0.2 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，按表A.0.2取值；
K₃——气体空间占有的高度分率，按表A.0.2取值；
K₄——长径比。当P≤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。
式中其他符号意义与本规范公式A.0.1中相同。

表A.0.2 气体空间占有的空间面积分率K₂和高度分率K₃的关系表

A.0.3 液滴在分离器中的沉降速度可按下列公式计算：

式中：W_o——液滴在分离器中的沉降速度(m／s)；
g——重力加速度，g＝9.81m／s²；
d_L——液滴直径，取60×10^-6m～100×10^-6m；
ρ_L——液体的密度(kg／m³)；
ρ_G——气体在操作条件下的密度(kg／m³)；
f——阻力系数。用公式A.0.3-2计算f·(Re²)，再查本规范附录B得出f值。
μ_G——气体在操作条件下的黏度(Pa·s)。

A.0.4 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：v_max——气体通过丝网最大允许速度(m／s)；
K_SB——桑得斯-布朗(Souders-Brown)系数，K_SB可按现行行业标准《油气分离器规范》SY／T 0515取值。
式中其他符号的意义与本规范公式A.0.3-1中相同。

附录B 液滴在气体中的阻力系数计算列线图

附录B 液滴在气体中的阻力系数计算列线图

图B 液滴在气体中的阻力系数计算列线图

附录C 油气混输的压降计算公式

C.0.1 当采用杜克勒Ⅱ法时，水平管道油气混输的压降计算应符合下列规定：
1 油气混输管道的压降可按下式计算：

式中：△p——油气混输管道压降(MPa)；
λ_m——混输阻力系数，见式C.0.1-2；
ρ_m——气液混合物的平均密度(kg／m³)，见式C.0.1-6；
v_m——气液混合物平均流速(m／s)，见式C.0.1-7；
L——管道长度(km)；
d——管道内径(m)。
2 混输阻力系数可按下列公式计算：

式中：Φ——混输阻力系数与液相阻力系数的比值，可由无滑脱时的含液率R_L查图C.0.1-1确定；

图C.0.1-1 Φ-R_L关系曲线

Re_m——混输雷诺数；
μ_m——气液混合物的动力黏度(Pa·s)，见式C.0.1-4。
式中其他符号意义与式C.0.1-1中相同。

3 气液混合物的动力黏度可按下列公式计算：

式中：μ_L、μ_g——液相、气相的动力黏度(Pa·s)；
R_L——体积含液率；
q_L——液相的体积流量(m³／s)；
q_m——气液混合物的体积流量(m³／s)。
4 气液混合物的平均密度可按下式计算：

式中：ρ_L、ρ_g——液相、气相的密度(kg／m³)；
R_L——体积含液率；
H_L——截面含液率，即考虑气液相滑脱时的含液率，可根据R_L和Re_m查图C.0.1-2确定。

图C.0.1-2 R_L-H_L关系曲线

5 气液混合物的平均流速可按下式计算：

式中：q_m——气液混合物的体积流量(m³／s)；
d——管道内径(m)。

C.0.2 当采用贝格斯-布里尔法时，油气混输的压降计算应符合下列规定：
1 油气混输管道的压降可按下式计算：

式中：△p——油气混输管道压降(Pa)；
H_L——截面含液率，无因次，其值可按流态(分离流、过渡流、间歇流和分散流)由计算确定，见本条第2款；
g——重力加速度，g＝9.81m／s²；
θ——管道倾角，度或弧度(流体上坡θ为正，下坡为负，水平管θ＝0)；
λ_m——混输摩阻系数，可根据无滑脱水力摩阻系数λ_o、含液率H_L、无滑脱含液率R_L，经计算确定，见本条第4款；
G_m——气液混合物质量流量(kg／s)；
v_sg——气相折算流速(m／s)；
p——管道内介质的平均绝对压力(Pa)。
式中其他符号意义与公式C.0.1-1中相同。
2 截面含液率H_L计算应符合下列规定：
1)水平管分离流、间歇流、分散流的截面含液率可按下式计算：

式中：H_L(0)——水平管截面含液率；
R_L——体积含液率，见公式C.0.1-5；
Fr——弗劳德准数，见公式C.0.2-11；
a、b、c——系数，取决于流型，见表C.0.2-1。

表C.0.2-1 a、b、c与流型的关系

2)水平管过渡流的截面含液率H_L(0)_T可按下列公式计算：

式中：T、S、I——分别表示过渡流、分离流和间歇流；
L₂、L₃——按表C.0.2-3中所列计算式计算。
3)对于倾斜管截面含液率H_L(θ)可按下列公式计算：

式中：H_L(θ)——倾角为θ的管路截面含液率；
d、e、f、h——与流型有关的系数，应按表C.0.2-2选取；
v_s1——液相折算速度(m／s)；
σ——液相表面张力(N／m)。

表C.0.2-2 与流型有关的其他系数

对于θ＝90°的垂直管路：

3 两相管路流型判别准则应按表C.0.2-3确定，弗劳德准数应按下式计算：

式中符号意义与公式C.0.1-1、公式C.0.2-2中相同。

表C.0.2-3 两相管路流型判别准则

4 两相流水力摩阻系数可按下列公式计算：

式中：λ_m——两相流管路的水力摩阻系数；
λ_o——相同条件下两相均匀混合、相间无滑脱的水力摩阻系数。
对于水力光滑管，无滑脱时水力摩阻系数λ_o可由穆迪(Moody)图中查得，也可由下式计算：

式中符号意义与公式C.0.1-1、公式C.0.1-5、公式C.0.1-6中相同。

附录D 埋地沥青绝缘集输油管道总传热系数K选用表

附录D 埋地沥青绝缘集输油管道总传热系数K选用表

表D 埋地沥青绝缘集输油管道总传热系数K[W／(m²·℃)]

注：表中所列总传热系数以钢管外表面为基准传热面。

附录E 埋地硬质聚氨酯泡沫塑料保温集输油管道总传热系数K选用表

附录E 埋地硬质聚氨酯泡沫塑料保温集输油管道总传热系数K选用表

表E 埋地硬质聚氨酯泡沫塑料保温集输油管道总传热系数K[W／(m²·℃)]

注：表中所列总传热系数以钢管外表面为基准传热面。

附录F 集油管道伴热输送双管管组[(D2／D1)≤3]热力近似计算公式

F.0.1 集油管道伴热输送双管管组的总耗热量可按下式计算：

式中：Φ——管组总耗热量(散热流量)(W)；
L——集油管道长度(m)；
K——保温壳内管道向外界的总传热系数(按钢管外表面作为基准传热面取值)[W／(m²·℃)]；
D₁——伴热管外径(m)；
D₂——集油管外径(m)；
△t₁——伴热管平均温度与外界温度之差(℃)；
△t₂——集油管平均温度与外界温度之差(℃)；
q_m——集油管设计流量(含水原油)(kg／s)；
C——原油(含水原油)比热容[J／(kg·℃)]；
△t——原油(含水原油)的温升(℃)。

F.0.2 当集油管长度小于原油升温所需要的热伴随长度时，在井口应设换热器。集油管路伴热输送保证升温的热伴随长度，可按下式计算(双管管组)：

式中：K′——伴热管对油管的总传热系数[W／(m²·℃)]；
△t′——伴热管与油管的对数平均温差(℃)。
式中其他符号意义与公式F.0.1中相同。

附录G 埋地沥青绝缘集气管道总传热系数K选用表

附录G 埋地沥青绝缘集气管道总传热系数K选用表

表G 埋地沥青绝缘集气管道总传热系数K[W／(m²·℃)]

附录H 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距

附录H 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距

表H 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距(m)

注：1 表中尺寸均自管架、管墩及管道最突出部分算起。道路为城市型时，自路面外缘算起；为公路型时，自路肩外缘算起。
2 架空油气管道与立式罐之间的距离，是指立式罐与其圆周切线方向平行的管架、管墩及管道最突出部分的距离。

附录J 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物平行的最小间距

附录J 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物平行的最小间距

表J 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物平行的最小间距(m)

注：1 表中所列净距应自管壁或防护设施外缘算起。
2 当管道埋深大于邻近建(构)筑物的基础埋深时，应采用土壤安息角校正表中所列数值。
3 当有可靠根据或措施时，可减小表中所列数值。

附录K 通信电缆管道和直埋电缆与地下管道或建(构)筑物的最小间距

附录K 通信电缆管道和直埋电缆与地下管道或建(构)筑物的最小间距

表K 通信电缆管道和直埋电缆与地下管道和建(构)筑物的最小间距(m)

注：①交越处2m之内天然(煤)气管道不得有接口，否则电缆及电缆管道应加包封。
②电力电缆加有保护套管时，净距可减至0.15m。

附录L 通信架空线路与其他设备或建(构)筑物的最小间距

附录L 通信架空线路与其他设备或建(构)筑物的最小间距

表L 通信架空线路与其他设备或建(构)筑物的最小间距(m)

注：①供电线为被覆线时，光(电)缆也可以在供电线上方交越。
②两通信线交越时，一级线路应在二级线路上面通过，且交越角不得小于30°，广播线路为三级线路。
③通信线路与25kV交流电气铁道的馈电线不允许跨越，必要时应采用直埋电缆穿过。
④光(电)缆必须在上方交越时，跨越档两侧电杆及吊线安装应做加强保护装置。

附录M 站场内建筑物的通风方式及换气次数

附录M 站场内建筑物的通风方式及换气次数

表M 站场内建筑物的通风方式及换气次数

注：1 有组织的自然通风可采用筒形风帽、旋转风帽、球形风帽或通风天窗等方式。
2 计算通风量时，房间高度大于6m时应按6m计算，事故通风应按房间实际高度计算。
3 括号内的换气次数为含硫的数据。
4 对于同时散发有害气体和余热的建筑物，室内的全面通风量应按消除有害气体或余热中所需的最大空气量计算。当建筑物内散发的有害气体或余热量不能确定时，通风量可按表中的换气次数计算。
5 当采用联合通风方式时，自然通风的换气次数取3次／h～6次／h，机械排风按全部换气次数计算。