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GB50350-2015 油田油气集输设计规范

4.5.3火简炉或水套炉具有如下优越性

（1)适合“三化”（预制化、撬装化、组装化）施工，节省现场施工 工程量。 (2)结构紧漆，体积小，便于同分离、沉降、缓冲等构成组合设 备，简化工艺流程。 （3）抗爆能力强，使用寿命较长。 所以在计量站、接转站中采用火筒炉或水套炉更为适宜。 油气集中处理站、管输油库等站库，由于热负荷大、输油压力 高、用热点多，可视具体情况采用火筒炉、水套炉、真空相变炉或热 媒炉。 126

火筒炉是火筒式直接加热炉的简称，是被加热介质在壳体内 由火简直接加热的火筒式加热炉。若精心操作，火筒式直接加热 炉有很高的热效率。火筒式直接加热炉的缺点是： (1)传热面受热不均匀，易出现局部过热区，加剧这些区域的 嘴蚀和结垢； （2)易在受热面上结垢，影响传热，基至堵塞流道； （3)液体流量很小或停流时，将使液体汽化、烧毁受热面而导 致事故。因而，直接式加热炉适用于低压、液体流量稳定、腐蚀性 小、不易结垢的场合，并需定期检查和清理受热部件。 被加热介质在壳体内的盘管（由钢管和附件组焊制成的传热 元件)中，由中间载热体加热，而中间载热体由火筒简直接加热的火 简式加热炉，称为火筒式间接加热炉。中间载热介质为水的火筒 式间接加热炉，简称水套炉。壳体在常压下工作的水套炉，简称常 压水套炉。水套炉、真空相变炉和热媒炉属于火筒式间接加热炉， 其适用范围要比火简式直接加热炉更为宽泛些

4.5.4加热炉台数的确定应者虑

原油集输中的热负荷冬季与夏季有显著差别CJJ／T 291-2019 地源热泵系统工程勘察标准 ，接冬季最大热 负荷确定加热设备，到夏季由于负荷减少，可以轮流检修。这样既 满足生产要求，又节省了加热设备。多年来各油田基本上均是按 这个原则确定加热设备。稠油因其特殊的原油物性，在接转站、脱 水站或矿场油库可设备用炉， 计量站加热炉可为1台，但应有在夏季停炉检修时维持生产 的技术措施。稠油计量站加热炉一般选2台。 4.5.5目前，油气集输系统加热炉的负荷率较低，有些加热炉的 运行负荷率低于50%，使得运行效率很低，为了提高加热炉的运 行负荷率，必须在油气集输工艺设计配置加热炉时，提高加热炉的 设计负荷率。配置加热炉时负荷率不低于80%的要求，是根据 《油田地面工程设计节能技术规范》SY/T6420一2016制定的。 4.5.6多功能合一设备火筒上结垢、积砂和结焦，不仅影响设备 ：122

的热效率，还可能由于容器火简受热不均匀变形烧坏而造成着火 事故。而且，多功能合一装置的功能较多、属于多个工艺环节的集 成，当火简烧坏以后会对整个工艺过程产生较大影响。 4.5.7本条对管式加热炉的工艺管道安装作了规定， 1当多台加热炉并联或一台炉子有多组炉管时，运行过程中 可能产生偏流，严重的偏流会引起管内壁结焦，炉管变形，甚至引 起炉管破裂、加热炉爆炸。炉管发生偏流会引起每组炉管出口油 温的明显差异。发现这种情况后，可利用阀门进行调节，以防止偏 流恶化。因此，要求每组炉管出口单独装温度计和截断阀。 2当炉管破裂时，采取事故紧急放空和扫线措施，迅速将炉 管内存油排除，以减少原油漏失量，降低炉管温度，避免炉管结焦 减轻炉管遭遵受破坏的程度。 4在以往的生产实践中，由于突然停电，使炉管内原油停止 流动，即使将炉火关掉，由于炉的高温会造成炉管结焦。为保护 炉管免遭损坏，一般是把站场来油改进外输加热炉，靠自压走油 但当站场来油为含气原油时，进外输加热炉油管道应与站内第一 级油气分离器后出油管道连通。 4.5.10、4.5.11这两条是参照《石油工业用加热炉安全规程》 SY00312012制定的。 4.5.12本条是参照《石油工业用加热炉安全规程》SY0031 2012制定的。如果燃烧器自动停止工作时·燃气阀不能及时有效 地关闭，燃气将直接进人炉腔，燃烧器停止工作时间越长，进人炉 膛内的燃气越多，待加热炉重新点火时，若炉膛及烟道吹扫不彻 底，将有可能发生爆炸，造成安全事故。本条为强制性条文，必须 严格执行。 4.5.14换热器的种类很多，有管壳式、套管式、板式、板翅式换热 器等。 在各种换热器中，适应性最大，使用最广泛的是管壳式换热 器。在中等压力（4.0MPa左右）情况下，采用管壳式换热器最为 .128

合适。 管壳式换热器常用的有浮头式和固定管板式两种。两者相 比，浮头式的优点是壳体与管束的温差不受限制，管束便于更换， 同时壳程可以用机械方法进行清扫。 螺旋板换热器具有传热效率高、结构紧漆、制造简便、价格便 宜、不易结垢等优点。由于两种传热介质可进行全逆流流动，传热 效率高，且适用于小温差传热，国内可达最小温差为3℃，这有利 于回收低温热源并可准确地控制出口温度。又由于长径比较管壳 式换热器小，使层流区的传热系数变大，适用于高黏度流体的加热 或冷却。但存在容易堵塞、检修及机械清洗困难、操作压力受限制 的缺点。 稠油换热不宜选用平板式或螺旋板式换热器。 4.5.15原油集输系统的站场为一年365天生产，无计划检修期 且工况不稳定，故提出换热器至少应选2台。选2台时，备用率可 取50%，当1台检修时，另1台可承担75%负荷。当多台换热器 并联安装时，其进、出口管路设计应考虑防偏流间题。 4.5.17两股流体换热，哪一股走管程哪一股走壳程，应根据流体 性质、从有利于传热，减少设备腐蚀，减少污垢积累，减少压力降和 便于清洗等方面去选择。一般原则如下： （1）流量小的或黏度大的走管程，因可采用多管程获得较大的 流速，有利于传热。 （2）有腐蚀性的流体走管程，以免走壳程时换热器的管程和壳 程同时受腐蚀。 （3）不清洁的易于结垢的流体走管程，便于清洗。壳程不便于 清洗。 （4压力高的流体走管程，以免壳体受压而增加厚度，多耗钢 材，造价增大。 （5）两股流体温差较大时，宜将膜传热系数高的流体走壳程。 壳程雷诺数>100即为端流状态，以提高传热效率。

4.5.19流速增大时，给热系数增大，同时也减小了污垢在管于表 面沉积的可能，从而提高总传热系数，减小传热面积，降低工程投 资。但流速增大后，产生的压力降与流速的平方成正比地增加，动 力消耗、操作费用相应增加。从介质输送能耗最小来考虑，必须有 最适宜的流速。液体常用流速范围：管程为0.3m/s～3m/s，壳程 为管程流速的一半。《炼油装置工艺设计规范》SH/T3121一2000 中规定为不宜大于3m/s。故提出管内液相介质流速不宜大于 3m/s。 4.5.21为使设备通道内的流体达到端流状态，增加换热效果，流 速不宜太低，为此规定流速大于或等于1m/s

原油收获量的增加值越来越少，相反分离设备的投资和经营费用 上升。因此，分离级数也不应太多，有关油气分离的资料一般都推 荐2级4级。 石油大学出版社出版的《油气集输》（冯叔初等编）中指出，国 内外长期实践证明：对于一般油田采用三级或四级分离，经济效益 最好；对于气油比低的低压油田（依据地层剩余压力进行油气分离 的压力低于7大气压）则采用二级分离，经济效益较佳。 原石油工业部科技情报所1974年出版的《国外油气分离器及 高产油田的分离流程》中综述：处理工艺都采用多级分离，一般采 用二级、三级、四级。二级分离大多都用于原油相对密度高、气油 比低和自喷压力低的油田；三级分离大多用于原油相对密度中等， 中、高气油比和中等井口压力油田；四级分离大多用于原油相对密 度低、高气油比和高自喷压力的油田，四级分离也用于需要外输高 压天然气或用高压天然气保持油层压力的油田。 5.1.2立式重力分离器是利用重力作用使液滴从气流中分离下 来。油气水混合物经入口分流器初步分离后原油在重力作用下流 人分离器的集液区，来自人口分流器的气体向上进人重力沉降区， 被气体携带的油滴在该区靠重力沉降至集液区，未沉降的油滴随 气体流经捕雾器、在捕雾器内聚结、合并成大油滴，在重力作用下 流人集液区。立式重力分离器的一般结构包括入口分流器、重力 沉降区、集液区和捕雾器四部分。立式分离器适合于处理含固体 杂质较多的油气混合物。在气油比很高、气体流量较小且液体停 131

留时间较短时，采用立式分离器， 卧式重力分离器的工作原理与立式分离器相同，油气水混合 物经入口分流器初步分离后原油在重力作用下流人分离器的集液 这，来自人入口分流器的气体水平地通过液面上方的重力沉降区，被 气体携带的油滴在该区靠重力沉降至集液区，未沉降的的油滴随 气体流经捕雾器，在捕雾器内聚结、合并成大油滴，在重力作用下 流入集液区。集液区具有一定体积，是原油流出分离器前有足够 的停留时间，同时集液区也提供缓冲容积，均衡进出分离器原油流 量的波动，能为下游设备提供较稳定的流量。对于普通油气分离， 特别是可能存在乳状液、泡沫或用于高气油比油气混合物时，卧式 分离器较经济。 三相卧式分离器，油气水混合物进人分离器后，人口分流器把 混合物初步分成气液两相。液相进人集液区，在集液区依靠油水 密度差使油水分层，底部为分出的水层，上部为原油和含有分散水 珠的原油乳状液层。油和乳状液从堰板上方流至油室，经由液位 控制的出油阀排出。水从堰板上游的出水阀排出，油水界面控制 器操纵排水阀的开度，使油水界面保持在规定的高度，气体水平地 通过重力沉降部分，经除雾器后由气出口流出。分离器的压力由 设在气管上的阀门控制。油气界面的高度依据液气分离的需要可 在1/2到3/4直径间变化。 5.1.3重力沉降分离的工艺计算参数： 1、关于分离液滴的最小直径，国内外有关资料的推荐值基本 一致，即100μm。为保证分离效果，一般要求在分离条件下分出 气体中带走的油量不超过50mg/m，实测说明，只要保证将直径 大于10um的油滴从气体中除去，就能达到这个要求。分离器设 计时，一般考虑是将大于100μm的油滴在油气沉降分离时都能 降下来，而大于10μm的油滴是当气体进人捕雾器时，将之捕集下 来。 2油气分离器既要从气体中分离出液滴，又要从液体中分离

出气泡，所以计算分离器处理能力时，应对处理气体和液体能力分 别计算。油气分离器液体处理能力，受液体性质和操作条件影响 较大，从理论上计算分离器处理液体的能力比计算处理气体的能 力更困难。因此在计算液体处理能力时，只满足液体在分离器中 有足够的停留时间。液体在分离器中的停留时间等于分离器中的 存液容积除以液体的流量。美国石油学会标准《油气分离器规范》 APISpec12JR(2009)中规定，两相分离器内液相停留时间的基 本设计参数见表1。根据大多数的使用经验，两相分离器中的液 相停留时间取1min～3min的范围就已足够，对于起泡原油，所需 停留时间为5min~20min

表1油气分离器内的液相停留时间

3在油气混输时，工艺方面影响分离效果的诸因素中，最本 质的因素是物流的波动。所谓波动，就是气液流在集油管流动过 中，在其长度方间出现的气液段塞基流，这种气液段基流会交替地 进入分离器。在液体段塞到来时，分离器出现的是短时间液体过 载；气体段塞到来时，分离器出现的是短时间的气体过载。为了消 除物流的不均匀性，以保证分离装置的正常工作，安装分离器的实 际台数应为计算台数的1.5倍～2倍。因此暂取物流波动系数为 1.2倍1.5倍。 5.1.4按照实际生产情况，油气分离器检修工作量较小，能够长 期连续运行。但是，由于清砂，仪表维修等因素，分离设备需不定 期停运，因此规定分离设备一般应不少于2台，当一台停运时，另 一台可以维持生产。以往的生产实践证明，当含有大量气体的原 油直接进入事故油罐时，会引起油罐严重振动，对油罐造成损害。 +133+

特别是一旦大量气体从油罐散人大气，蔓延到整个场区，会道成不

5.2.2新疆油田水力冲砂时喷嘴喷射速度为8m/S.胜利油田为 5m/s~10m/s，国外经验为6.5m/s~8.9m/s，本规范取5m/s~ 10m/s。每个喷嘴喷水强度不应小于0.8m/h.由生产经验确定。 5.25采用水力冲砂或旋流除砂工艺的分离设备，尽管单独设置 了沉砂腔和出油腔，但仍然会有一部分砂子进入出油腔·如果不及 时排出，沉砂将会影响出油。因此，要求在出油腔采取必要的揽动 措施防止沉砂，使进出油腔的砂子随油进人后续设备进一步处理。 5.2.6.砂的收集处理可以在本站就地处理，或多个站集中处理， 也可由第三方处理。

5.3.1原油脱水方法有热化学沉降脱水、电化学脱水等多种。每 种方法都有自己的特点和适用范围。因此，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、破乳剂性能等，通过试验和经济对比确定。试验内容包 括： (1)原油、水物性测试：测试原油、水黏度随温度的变化关系， 测试油水相对（质量）密度随温度的变化关系。 (2)乳状液性质测试：测试判断乳状液类型，测试乳状液稳定 性及受化学药剂种类和含量的影响，测试乳状液的介电常数和击 穿场强。 （3)破乳剂研制（筛选）试验：研制或筛选经济有效的破乳剂。 （4)进行含水原油的静置分层试验：评价破乳剂加人浓度、脱 水温度、沉降时间对沉降脱水效果的影响，给出热化学沉降脱水可

行性报告。 （5)进行原油电化学脱水模拟试验：评价破乳剂加人浓度、脱 水温度、供电方式、极板布置方式、脱水场强等对原油脱水效果的 影响，给出脱水电流随时间变化的关系，给出原油电化学脱水可行 性报告。 根据上述试验结果，设计不同的脱水工艺，进行经济对比后确 定脱水工艺方案。 5.3.2脱除游离水通常用化学或热化学沉降方法，并采用斜板 聚结材料、管道化学破乳、沉降等措施提高设备处理能力。 处理乳状液主要采用热化学方法和电化学方法，原油性质较 好时可采用热化学方法，高黏原油、乳化特别严重的原油则需采用 电化学方法。 我国多数油田的原油黏度和密度较高，乳状液的处理比较困 难，一般采用电化学方法处理乳状液。大庆油田多年来一直采用 热化学沉降脱除游离水和电化学处理乳状液的两段脱水工艺，对 这种脱水工艺积累了较多的经验，处理常规稀油乳状液采用平挂 电极电脱水器，处理聚合物驱乳状液采用竖挂电极电脱水器。而 且电脱水工艺耗电较少，处理1t净化油耗电仅为0.2kW·h。随 着西部油田的开发建设，出现了一些低密度、低黏度原油、热化学 处理乳状液工艺技术得到发展，如东河塘、石西油田已采用两段热 化学沉降脱水工艺。采用高效三相分离器或高效压力沉降罐进行 热化学脱水，在能够满足脱水要求时，经济效益是较好的。 采用常压热化学沉降脱水，沉降时间较长（一般处理常规稀油 沉降时间9h～24h，处理稠油一段沉降时间6h~24h，二段沉降时间 10h～40h)，沉降罐投资较大，占地面积较大。但由于有些稠油密度 大、黏度高，电脱水的作用效果不好，只能采用常压沉降进行脱水。 总之，原油脱水工艺方式的选择要根据各油田生产实际和原 油物性特点等，通过技术经济对比确定。 5.3.3原油脱水工艺流程如下：

5.3.3原油脱水工艺流程如下

(1)整个化学沉降脱水包括注入破乳剂、混合、聚结、沉降四个 骤。这四步又可分为两个相对独立的阶段： ①在液流呈紊流状态时，在破乳剂作用下：使乳状液部分地破 和水滴聚结。 ②在静止或液流明显地呈层流状态时，使油水分离。 这两个阶段要求液流处于两个截然不同的流动状态。显然一 沉降罐不能兼有上述两种作用。经过计算和试验，证明第一阶 设可在矿场集输管道内完成，第二阶段可在油罐内进行。 （2）原油脱水可采用污水回掺的工艺流程，即电脱水器排出污 水与来油混合进沉降罐，通过一些油田的生产实践，污水回掺有以 下几个作用： ①加热原油。电脱水器脱出污水与站外来的含水原油有 0℃40℃的温差，混合后，使进沉降罐原油温度升高，有利于提 高化学沉降效果。 ②冲洗破乳。水珠相遇会产生碰撞聚结，用大股水掺含水 原油中，会使原油中大颗粒的水珠并人掺水中实现“以水脱水”，即 水洗作用。 ③冲洗除砂。原油中的泥砂粒径多在0.01mm～1.0mm，悬 浮在黏度较高的原油中不易沉降分出。用热水搅拌冲洗，由于水 的黏度远小于原油，砂粒迅速下降分出。 为了充分发挥水洗作用，掺水点距沉降罐应有一定的距离， 般宜大于50m。 当采用接转站沉降放水时，将电脱水排出的污水输到接转站 回掺，是很不合理的。另外，当原油含水较高时（例如70%以上）， 污水回掺的作用不如低含水时显著。因此，在具体工程设计时，是 否采用污水回掺，应结合原油集输系统的流程和布局，并经过经济 对比确定： 5.3.4稠油黏度大，油水密度差小，且油水自乳化倾向强，采用热 化学沉降脱水时通常需要较长的沉降时间，因而适宜采用容积软

大的常压沉降罐。 特稠油及超稠油黏度更大，油水密度差更小，油水自乳化倾向 极强，微弱的扰动都会影响脱水效果，辽河油田对于此类原油采用 二段热化学沉降脱水，其中第二段脱水采用静态沉降工艺，取得了 较好的效果。 污水回掺有以下几个作用： (1)确保输往污水处理站的污水含油指标稳定。静态沉降脱 水采用泵抽底水工艺，出水口设在沉降罐的底部，抽底水泵操作 时，随着罐内油水界位下降，抽出污水含油量增加，操作不当时甚 至会造成抽出原油情况发生，将这部分污水回掺，可避免输往污水 处理站的污水含油指标不稳定情况的发生。 (2)加热原油。通常第二段沉降脱出污水与站外来的含水原 油有20℃～30℃的温差，混合后，使进沉降罐原油温度升高，有利 于提高化学沉降效果。 （3)药剂回用。采用水溶性破乳剂脱水时，第二段热化学沉降 脱出污水中会溶解较多的破乳剂，污水回掺后这些破乳剂将在一 段脱水中重复利用。 5.3.5对于轻质及中质原油，为避免油气挥发，脱水工艺应立足 于密闭流程和设备。进人常压沉降脱水罐的不稳定原油，因含有 大量的挥发气体，所以应选用固定顶油罐。 5.3.6本条是原油脱水工艺参数应符合的一些规定。 3油水沉降时间 沉降时间指沉降罐内沉降段的有效容积和单位时间处理液量 的比值。当油、水汇管靠近罐顶与罐底时，可近似为沉降罐全容积 和单位时间处理液量的比值。常压沉降脱水罐的沉降时间应根据 原油性质、乳状液的乳化程度、含水率、脱水罐的结构等的不同，通 红试验确定， 压力密闭沉降罐多数为卧式容器，其沉降面积随油水界面的 升降而改变，故在设计上采用沉降时间比采用表面负荷率更确切， :137.

卧式压力沉降罐的沉降距离基本上是一定值，采用沉降时间可以 支映沉降罐的效能。当采用卧式压力沉降罐脱水时，热化学脱水沉 降时间一般为10min～30min，电化学脱水沉降时间一般为30min~ 0mn。处理聚合物驱采出原油时·沉降时闻间可根据实际情况适当 延长。电化学脱水沉降时闻的设计见原油电脱水设计规范 SY/T0045一2008。热化学脱水沉降时间的设计主要参照下列资料： (1)20世纪80年代初，河南油田双河联合站的“三合一”设 备，采用平流式沉降分水罐。沉降部分有效容积为26m，按六组 数据平均处理量（90m/h）计算，沉降时间仅18min，较长的沉降 时间是24min，进口原油含水60%上下，出口原油含水小于20%。 该站集油来用双管掺活性水流程。后来，河南油田设计院不断改 进沉降分水罐结构，脱水能力进一步提高，有些脱水罐的油水总沉 降时间可以降至10min。 （2）据国外资料，对一般原油（包括经加热的重黏原油），油水 混合液的沉降时间为3min～15min。如奥地利邵克钦油田接转站 上的加热、分离、沉降“合一”设备，采用空罐沉降脱水，将含水 70%～90%的原油脱水到10%以下，沉降时间仅16min。据情报 资料，国外游离水脱除器的沉降时间为2min24min。 (3）按照美国石油学会标准《油气分离器规范》APISpec12J R（2009)中规定，在三相分离器中液相的停留时间见表2。

支2三相分离器内的减相停留时面

在热化学和电化学两段脱水的处理流程中，首先需要确定进

入电脱水器的原油含水指标，即一段热化学沉降脱水把原油含水 降到多少较为合理。这不仅影响电脱水器和加热炉负荷，还影明 到一段沉降设备的结构形式和数量。因此，这一指标应综合考遇 沉降脱水和电脱水两个方面来确定。 原油含水包括游离水和乳化水两部分。乳化水沉降速度十分 缓慢，只靠重力自然沉降，不能将乳化水脱下来。按照斯托克斯公 式计算，原油黏度为30mm/s时，大于300μm的水滴5min可以 分离出来，100μm～300μm的水滴，分离时间要45min到3h。把 油水混合物试样静止置于试管内，观察油水分层情况，水层厚度 w随沉降时间的延续而增加，原油内含水率降低，如图1所示。 开始水层厚度随时间迅速增加、原油含水率迅速降低，一段时间 各种不同密度的原油，油水混合物性质不同，时间长短不一，一般 为3min～20min)后水层厚度基本不再增加，原油含水率的降低趋 于平缓。此时已分出的水称游离水，水层上方为水含量较多的油 水混合物称油水乳状液，顶层为含少量水的原油

图工含水率随沉降时间变化美客

理分析，已为沉降罐分层取样资料所证实。将 沉降罐分层取样分析的原油含水率作为纵坐标，以沉降时间为横 坐标作出沉降时间与沉降效果关系曲线，多数曲线具有明显的折 点。以大庆中三站为例，原油沉降的开始阶段，大量的游离水迅速 地沉下来，30min之内含水由50%降到13%，再延长沉降时间，虽 ·139·

含水率还在降低，但由于基本上是乳化水或小颗粒的游离水，沉 举速度已十分缓慢，经过70min含水率才下降2个百分点。 上述分析和实测资料说明，当采用热化学沉降法和电化学法 两段脱水时，沉降脱水与电脱水有一合理的含水率界限。用沉降 去脱除游离水比较有效，乳化水用电化学法脱除比较经济。沉降 寸间与沉降效果关系曲线的折点一般就是沉降曦出口比较合理的 含水率。由于原油性质、流动过程、破乳方法的不同，各油田不同 也区的原油乳化程度差别较大，各条曲线的折点也有所不同。从 大庆油田大罐沉降的实测数据看，折点所对应的含水率大多数为 0%~20%之间， 按照原油电脱水的生产实践，在电极结构合理、采用可控硅自 动调节供电电压、原油含水率在30%以下时，电脱水器均可以平 稳运行，产品质量符合要求。 5.3.7卧式压力脱水设备包括卧式压力沉降罐和电脱水器。 沉降脱水器单台处理能力一般按液量核算：电脱水器的处理 能力是指在一定含水率波动范围内的净化油生产能力，这一能力 不随含水率的变化而变化。脱水设备的设计处理能力是按试验的 最大处理量，并留有适当的余地确定的。这是考虑到长期生产中 控制参数和破乳剂质量可能发生波动，电脱水器还要考虑保证净 化原油质量稳定，留有适当裕量。 在原油生产中，卧式脱水设备进行检修、除垢、清砂等作业， 般在3d内可以完成。在短时间内，采用提高脱水温度，改善热化 学沉降脱水效果，加大破乳剂用量，加强操作管理，可以超过设计 处理能力20%运行，脱水质量不会有明显变化。 考虑上述因素，条文中提出：“当一台脱水设备检修，其余脱方 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。” 由于原油性质的差别和单台脱水器处理量的不同，我国各 田电脱水器的耗电量有很大差别，每台脱水器对脱水站供电负有 140

相平衡的影响程度也不一样。所以条文中仅提出，在确定电脱水 器工作台数时，应考虑到电负荷的相平衡因素，至于是否要求脱水 器台数必须是三的倍数，可按脱水站供电负荷相平衡情况确定。 5.3.8本条是添加破乳剂应符合的一些规定。 1考虑破乳剂加入部位，既要注意充分发挥破乳剂的效能 又要考虑方便管理。多年来，人们曾在井口、计量站、接转站、脱水 站等集输流程的各部位加过破乳剂。从发挥破乳剂最佳效能来 讲，在油井井口加入破乳剂可从根本上抑制油包水型乳化液的生 成：在计量站或接转站加入，可起“破乳降黏”作用，其效能已为 管道化学破乳脱水所证明；若在脱水站加入，那就只起破乳作用。 从管理的角度出发，在脱水站加人最方便，在接转站加入一般还是 可行的，在井口加破乳剂，由于受交通、气候、破乳剂溶液配制等条 件限制，在管理上有很多实际困难。条文中对破乳剂加人地点未 作硬性规定，可按照充分发挥破乳剂性能，又方便管理的原则，结 合工艺流程，按具体情况确定。无论在哪里加入，都要保证破乳剂 与含水原油在进入脱水容器之前充分混合。根据油田原油脱水的 实践经验，当采用脱水站加药时，破乳剂应尽量在进站阀组处加 入，加入点距脱水容器一般不小于50m，并应设静态混合器以确保 破乳剂与含水原油的充分混合。 3破乳剂的加人方式。以前曾采用天然气压送，用计量泵或 比例泵输入几种方式。天然气压送方式，由于天然气压力变化、阀 门调节误差等原因、破乳剂加入量经常发生波动，浪费破乳剂，影 响脱水效果，不宜采用。计量泵体积小，维修工作量较小，近几年 已逐渐取代比例泵。因此，一般宜采用计量泵定量、连续、均匀地 将破乳剂加入含水油管道。 5.3.10聚合物驱采出原油的脱水与水驱采出原油相比，难度有 较大幅度的提高，尤其是脱后污水含油量较高。因聚合物属亲水 性表面活性剂，对W/O型乳状液具有一定的破坏作用，阻碍W/O 型乳状液的生成，却有助于O/W型乳状液的生成致使污水含油 14

量较高，聚合物使水相黏度增大，影响水层状态，使水中的油不易 分离，造成污水含油量较高。大庆北十三联合站是专门处理聚合 物驱采出液的联合站，在设计中，输往污水处理站的脱后污水含油 量指标在3000mg/L以下，污水处理站运行良好。 根据迁河油田经验，对于普通油处理站，油系统出水含油量 指标控制在1000mg/L较为容易。对于特稠油、超稠油处理站由 于油水密度接近，油系统出水含油量指标较难控制，如迁河油田冷 一联合站油系统出水含油达3000mg/L，特油公司二号处理站油 系统出水含油达4000mg/L。 5.3.12老化油的产生受诸多因素的影响，主要来源于几个方面： ①从脱水系统的污水沉降罐和污水处理系统的沉降除油罐中回收 的污油：②三次采油形成的乳化液颗粒；③钻井、作业及原油输送 过程中形成的乳化液；④回收的落地油；③细菌作用下产生的含油 悬浮物。 老化原油是原油生产和处理过程中，在药剂、机械杂质、胶质 历青质、细菌、空气、循环剪切等因系的作用下长期积累形成的，乳 化状态稳定的，采用常规药剂和处理方法无法处理的，对原油脱水 系统有较大影响的原油乳状液。 老化油大都集中在沉降罐、污油池、污水站内，以油一水中间 过渡层等形式存在，并且在站内不定期地循环，占用了沉降罐、电 脱水器等脱水设备的有效容积，降低了原油脱水设备的利用率，增 大了原油沉降脱水的难度，影响了原油电脱水器的安全平稳运行 及其脱水效果。给脱水站的运行管理带来了很大的困难。老化原 油宜单独处理。 当老化油数量较少，对系统影响不大时，可以采用现有的工艺 进行回掺处理，但是需要密切监测联合站的运行参数，防止老化油 的数量增加，影响联合站的稳定运行。当老化油数量较多，对联合 站的运行产生了较大的影响时、需要建设独立的老化油处理系统， 对联合站老化油进行连续处理。

5.4.1原油稳定的目的在于降低原油在储运过程中的蒸发损耗 合理利用油气资源、保护环境、提高原油在储运过程中的安全性 原油蒸发损耗低于0.2%时，已经达到现行行业标准《油田地面工 程设计节能技术规范》SY/T6420一2008的控制指标，此时原油 中C～C的轻组分含量通常小于0.5%，进行稳定处理经济效益 差。如果没有蒸发损耗的实测数据，可以根据原油中C，～C,组分 的潜含量确定是否进行原油稳定，当潜含量低于0，5%时，可不进 行稳定处理。 5.4.2稳定前的原油集输和处理工艺过程必须密闭是对井口至 联合站的集输和处理流程而言。这段流程严禁中间开口，否则轻 组分损耗很大，以至失去原油稳定的意义。 5.4.3原油稳定装置与原油脱水净化和外输有着密不可分的关 系。这些装置应统一规划，集中设置，不但可以共用水、电、热及污 水处理等公用工程，而且可以减少物流、热流往来过程中间环节， 合理利用能量，降低综合能耗。 5.4.4原油稳定的深度是指对未稳定原油中C～Cs的提取程 度。提取的越多，则稳定程度越高。由于原油饱和蒸气压主要取 央于原油易挥发组分的含量，所以用最高储存温度下的原油饱和 蒸气压来衡量原油稳定的深度。 从降低原油储运过程中蒸发损耗的角度考虑，稳定原油的饱 和蒸气压越低越好。但追求过低的饱和蒸气压，不仅会使投资增 ，成本升高、经济效益下降，而且会使稳定原油数量减少，还会使 原油中C及C,以上重组分携带率增大，减少原油中汽油馏分的潜 含量，造成原油的品质下降。 本规范要求，稳定原油在最高储存温度下的饱和燕气压的设 值不宜高于当地大气压的0.7倍。从理论上分析，当稳定原油 饱和蒸气压等于当地大气压时，用浮顶罐储存，并实现全密闭输

送，是可以把原油的蒸发损耗降到最小。考虑到国内油田集输站 场生产作业、事故储存的需要，原油储罐多采用拱顶罐，并且原油 储运过程中有相当数量的原油通过铁路运输，同时考虑到原油稳 定装置实际运行会有波动，饱和蒸气压设计值比保证值要低一些。 因此，稳定原油在最高储存温度下的饱和蒸气压设计值不宜高于 当地大气压的0.7倍 5.4.5在达到规定的原油稳定深度的前提下，采用合理的稳定方 法，对降低能耗、取得较高的经济效益是非常重要的。究竟采用何 种方法，应根据原油的组分、物性数据、原油稳定的深度及产品要 求，对产品收率、能量消耗、操作费用、基建投资、经济效益诸方面 进行综合对比分析后，选择最佳方案。 （1）负压内蒸工艺和正压闪蒸工艺（有压缩机）的投资相差不 大，但单位原油处理能耗负压闪蒸比正压闪蒸低。同时，负压闪蒸 的组分切割精度高，提取的轻烃中原油重组分携带少，产出轻烃量 少。但原油轻组分含量较高时，负压压缩机的排量增加，会增大投 资和能耗。因此，原油轻组分含量不高时，优先选择负压闪蒸工 艺。 （2）正压闪蒸工艺需要提高原油的温度才能使稳后原油蒸气 压指标达到要求，单位原油处理能耗较高。同时，由于组分切割精 度不如负压闪蒸，提取的轻烃中原油重组分携带量大，相应产出轻 经量大。在原油中C~C的轻组分含量大于2.5%（质量分数） 时，宜选择正压内蒸。在原油中C～C的轻组分含量不大于 2.5%（质量分数）时，若对轻烃产品收率有一定要求，或原油稳定 气可不经压缩机升压直接进人与其相邻的关然气处理系统，也可 考虑采用正压闪蒸。 （3)分馏工艺的组分切割精度高，可达到较高稳定深度，投资 和单位原油处理能耗也是最高的，在凝析油处理中普遍采用。对 于轻组分含量高的原油，当对原油组分分离的精度要求较高、稳定 深度较深时，可考虑选择分馏工艺

，4.6原油的组分很复杂，很难用纯组分把它分析清楚，应由房 油中轻组分含量和原油蒸馏标准实验数据拟合而成。采用虚拟组 分法来描述原油的组成是目前国内外的习惯做法。蒸馏标准实验 数据的每一馏分可以认为是一个虚拟组分，每一馏分的物性（相对 分子质量、密度等）就是这一虚拟组分的性质。这样就把原油处理 成由若干个与纯组分相似的虚拟组分组成的混合物。原油中的轻 组分含量可采用气相色谱法分析。 5.4.7原油稳定装置的设计能力宜根据油田开发预测资料合理 确定。装置处理量的波动范围设计过宽有很多整病，各种设备在 低效率下工作，能耗高。尤其是加热炉，炉管里的流速很低，会使 油在炉管里结焦，以至于堵塞炉管。因此推荐波动范围为80%～ 120%。在工程适应期内，装置负荷率不应低于60%。 5.4.8原油稳定装置设进油总管自动关断阀和事故越装置旁路 是为了停产或装置发生事故时，停止进料，未稳定原油转往下游的 事故油罐。旁路的未稳定原油不应进浮顶罐。 5.4.9原油稳定装置生产的气相富含C、C，不应直接作为燃 科，应就近输入天然气处理系统

.5.」油雕烃蒸气回收不能认为是原油稳定的方法，而是降低泪 气损耗的一种措施，也是实现密闭储存的一种手段，结合原油组 分、原油产量及当地气温等情况，若采用烃蒸气回收以后的原油能 满足储存要求，也可不再进行稳定。 5.5，2罐顶装设安全阀是防止油罐在排油、进油过程中造成憨压 及负压的措施。 5.5.3液压安全阀是呼吸阀失效时的保护措施，《石油储罐附 件第2部分：液压安全阀》SY/T0511.2一2010规定其吸气启动 压力值为一490Pa，对其排气启动压力则给出多个等级，不论选择 哪个等级压力值，均应大于呼吸阀排气工作压力

.5.4油罐抽出气量，因原油组分、溶解气系数、操作温度、压力 约不同变化较大、所以计算的出气量误差有时也较大。因此，在选 用抽气压缩机时，根据实际情况，考虑一定的裕量是必要的。同 时，由于油罐的抽气量最终是由原油处理量决定的，很多油田，特 别是稠油油田，原油处理量达到设计处理规模也就2年～3年时 间，多数年份原油处理量比设计规模要低很多，因此，压缩机抽气 裕量也不宜过大，建议按设计排量的1.5倍～2.0倍取值。 最大瞬时气量中应计入最大溶解气量、水蒸气量以及可能从 末级分离随油带出的气量。若有低液位报警并能自动切断出油阀 时，则可少计或不计分离器带出的气量。 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，以减少抽气能耗。但应校核各管道的压力降，注意其连 接方法，避免造成抽气压力不均，保证各罐的压力平衡。管道压降 应尽量低，一般不高于200Pa。 5.5.6抽气管道设计时不应有液袋，目的是为防止压缩机进液 保护压缩机。 5.5.7原油进罐前的分离器应有可靠的液位控制措施，采取这 项措施的目的，是为了防止气相审入油罐，对抽气装置产生冲击。

6.0.1天然气处理包括原料气增压、天然气净化（脱水、脱H，S 和CO2）、天然气凝液回收、外输气增压等工艺过程的组合，原料气 温度、压力和组成条件的不同，下游用户对天然气烃水露点、组分、 压力要求的不同，以及对天然气凝液产品要求的不同，决定了关然 气处理总流程有各种不同的工艺过程组合方式。这些工艺过程的 组合整体上作为一套处理装置，应统一布局，宜集中布置。 6.0.5集输系统上游油气分离器来气携带原油量大，需要设除油 器对其分离，除油器应有足够的液体缓冲时间，否则易造成装置进 料气压缩机人口滤网堵塞、气缸进液，当来气输送距离远时，更需 要分离器有较好的分离、缓冲功能。天然气含固体粉尘杂质较多 且较难分离时，应增加除尘净化设施，如在重力分离器之后设过滤 分离器、网状过滤器等。 6.0.6对于天然气处理装置由气体而引起的火灾，扑教或灭火的 最重要的最基本的措施是切断气源。为此，在装置的进气总管上 设置自动紧急关断阀，是确保在事故发生时能迅速切断气源的重 要措施。为确保原料天然气系统的安全和超压泄放，在装置自动 紧急关断阀前或上游集输系统应设置自动紧急放空阀或安全阀。 6.0.9天然气脱水工艺应根据油田油气集输系统的实际情况进 行选择，接照天然气处理总工艺流程要求，综合考感脱水原料气温 度、压力和组成条件，以及天然气凝液回收工艺或下游用户对天然 气水露点要求，合理确定脱水工艺。 6.0.14天然气凝液回收装置采用的脱水工艺有两种方式，一种 是前端设脱水装置，如分子筛脱水装置或甘醇脱水装置，其脱水后 露点要求与管输要求的原则相同：要求比最低制冷温度低5C；另 .147·

一种脱水方式是天然气低温分离同时脱水脱短，对于不多 轻烃收率、仅对天然气进行露点控制的场合，此种工艺应用较为普 遍，需要加入水合物抑制剂进行防冻，水合物抑制剂的浓度要保证 水合咖形成温度比最低制冷温度至少低3℃。

7原油及天然气凝液储运

7.1.1钢制油罐具有造价低、施工快、防渗防漏性好、检修容易、 占地小等优点，故要求储油罐采用钢制油罐。 油田内部未稳定原油罐主要包括原油脱水罐、稳定装置供油 罐、事故油罐及储油罐。进人油田内部未稳定原油作业罐的未稳 定原油，因含有大量的挥发气体，所以应选用固定顶油罐。 对于单罐容量为10000m及以上的稳定原油储罐采用浮顶罐 可以安全储存，并可以显著降低油气损耗。但是，若用浮顶油罐储 存含有较多挥发气体的不稳定原油，则不能控制油气损耗，而且由 于降压产生的大量内蒸气容易破坏浮顶罐的密封结构，情况严重 时基至会发生密封结构破坏、浮顶沉没等故障。 7.1.2通常，各油田外输原油储罐是设在矿场油库的，但根据各 油田油气集输系统布局的不同，有的油田也将原油储罐设在距离 矿场油库或外输首站较远的集中处理站。

7.1.3油田原油储能主要包括下列油罐

（1）集中处理站的原油储罐； （2）矿场油库的原油储罐； （3）属油田管理的输油管道首站和末站的原油储罐（中间站油 罐不计作原油储罐）。 我国的输油管道大部分归管道专业公司统一管理，有少数几 条地区性的管道由油管理。由手客油田情况不同，要严格区分 油田内部管道和油田外部管道是十分困难的，不少油田输油管道 首站就是矿场油库，并且原油储罐的合理使用和油量调配同管辖 权有密切关系。所以把归油田管辖的输油管道首站和末站（主要 149

是火车装车油库）油罐计人油田原油储罐，而不属油田管辖的输油 管道上的油罐不计作油田原油储罐。 计算油罐容量有两种方法：一种是用年周转量和油品在一年 或一个月的周转次数来确定油罐容积，这种方法多用于储备油库 和商业油库。另一种方法是按年输油量和储存天数来确定油罐容 积。近年来，炼油、港口、管道、油田等企业均采用这种方法。本规 范仍采用储存天数来计算油罐容积。

7.1.4储继容量在使用上可分为下面三种情况

（1）名义容量。即油罐理论容量，它是按油罐整个高及异 的。一般设计油罐时，是以这个尺寸计算容量，选择油罐的高度 和直径D。 （2）储存容量（实际容量）。油罐储油时，实际上并不能装到油 灌的上边缘，最多只能装到极限液位，以保证储油安全。当油罐下 部有加热设备时，还应减去加热设备占去的容积。油罐对应于极 限液位的容量便是储存容量。油罐的极限液位取决于下列因素： 1)不同种类的油罐本身的结构特点。对内浮顶罐，应考虑在 不碰撞固定顶时内浮顶能达到的最高高度。对外浮顶罐，应考虑 在浮顶密封与罐壁接触条件下，浮顶能达到的最高高度。现行行 业标准《原油及轻烃站（库）运行管理规范》SY/T5920—2007规 定，浮顶油罐的极限液位为浮船挡雨板最高点低于罐壁上沿 30cm。对有二次密封的内、外浮顶罐，应考虑二次密封不超过罐 顶边缘时，浮顶能达到的最高高度。 2)保证油面上的泡沫盖层有足够的厚度。现行行业标准《原 油及轻烃站（库）运行管理规范》SY/T5920—2007规定，极限液 位为泡沫发生器接口最低位置以下30cm。 3储存油品因温度变化、体积膨胀引起的液位升高。如稠油、 起泡原油等。 （3）作业容量。油罐使用时，出油管下部的一些油品并不能发 出，成为油罐的“死油”。因此，油罐在使用操作上的容量比储存容

重要小，它的容量是储存容量减去油罐“死油”得到的。油髓“死 油”的大小可根据出油管的高度决定。 当运行安全比较保险时，根据现行行业标准《原油及轻烃 站（库）运行管理规范》SY/T5920—2007规定，安全液位的上 限无论是固定顶油罐还是浮顶油罐，应低于极限液位100cm。 主要是考虑进油的速率及关闭进油阀门所需时间内的液位升 高等因素。 原油储罐储存系数·指油罐储存容量和名义容量之比。 通常稠油拱顶罐储存系数为0.75，浮顶罐为0.80。但根据对 各稠油油田的调查，目前各油田的稠油处理及储存温度较高，稠油 发泡现象并不普遍，因而本规范对稠油储罐储存系数不作特殊规 定，仅规定当油罐中储存起泡原油时，固定顶油罐可取0.75。 般情况下，起泡原油不宜储存在浮顶油罐中，若储存于浮顶油罐， 其储存系数可取0.80。 7.1.5管道输油受气候及其他外界因素影响较小。因此，对于原 油以管道外输为主的油田，其储备天数可以比铁路及公路运输少 一些。铁路及公路外运受气候和外界条件的影响较大，如暴风、大 雪、洪水、路况等。另外，铁路是各种货物混合运输，原油外运情况 还受在铁路货运中所处的地位及铁路货运调度安排的影响，因此 以铁路外运为主的油田，其储存天数应比管输多。此外，原油储存 天数还受炼厂检修、管道事故抢修等因素影响。 大庆油田的实际储存天数，20世纪60年代为4d5d，70年 代为2.4d～3d，1983年以后储存天数增加到3d~5d。大庆油田 在1971年之前以铁路外运为主，1972年以后以管输为主。原油 外输经过地震、暴风雪、火车故障、管道大型动火、原油价格下跌等 不正常情况，出现了几次油田储罐全部装满的紧急状况。 90年代初建设的东河塘油田集中处理站+原油外输能力 00×10*t/a，有5000m拱项储油罐3座，储存天数为4d。 根据调研，2002年新疆油田原油储存天数为9.2d，吉林油田 151·

原油储存天数为12d，河南油田原油储存天数大于30d，长庆油田 原油储存大数为12.1d，翼东油由（铁路外运）原油储存天数为 18.1d。胜利油田目前储存天数为8d，规划“十五”末达到15天。 考虑对生产管理的影响情况，为了避免原油外输过程中出现 问题对原油生产造成影响，根据以往的经验和目前现状，本次规范 编写时只给出了能够维持油田正常生产时的最低储存天数。 在当前加强社会主义市场经济建设的形势下，石油企业的原 油生产和销售加大了市场化运作的力度。而且在加人WTO以 后，国内石油市场的产、供、销受国际石油市场的供销关系和价格 波动的影响较大。因此考惠各原油生产企业为缓解油价波动和市 场供需波动的冲击，增加原油生产的平稳性和获取更大的经济效 益的需要，各原油生产企业可以根据自己原油生产的实际情况、投 资情况以及在经济效益方面的追求，经过认真的研究和论证，去决 策原油储存设施的建设需要。 男外，从国家石油战略安全角度考，需要大大加强石油战略 储备工程的建设。国际能源机构建议，石油储备的规模应相当于 90天的净进口油量。对于石油储备，国际上的通行做法是采用国 家战略储备和企业商业储备相结合的模式。石油储备油库的建设 和管理要加强市场运作，应由国家储备和企业储备同时并举，而且 按1：2的比例，促使企业储备量要大于国家储备。因而应鼓励原 油生产企业加大原油储备设施的建设

7.1.6原油脱水站、集中处理站事故油罐的设置应考虑

（1）原油脱水站、集中处理站在采用压力密闭脱水和压力密闭 外输以后，单纯从油气集输工艺本身考虑可不设事故油罐。考虑 到下列因素，这些站应设一定量的事故油罐。 1)我国油田原油集输几乎全部以电为动力，由于自然灾害（如 大风雪等）、供电事故及其他原因，这些站的停电现象不可避免； 2）由于站内或外输油系统检修、动火焊接连头等原因，会要求 短时间停产或减少外输量，在油田改、扩建时这种情况会经常出现。 152

如果不设事故油罐，一且发生上述情况，将造成油田大面积 产或大量放油，后果严重。 （2）决定事故油罐容积的主要因素是供电故障处理和检修目 间的长短。现分述如下： 据调查，一般的供电故障几个小时即可解除。油田上发生的 几次严重的停电故障，一般在1d之内恢复供电。 油田管道维修时动火焊接，一般是利用夜间扫线8h12h，白 天进行动火。经调查了解辽河油田曙一联、新疆油田二油库的几 次大型动火情况，在24h之内可以完成。从生产实践看，大庆喇响 甸油田的喇一联、喇三联的事故油罐容积，为该站18h～24h的设 计油量，已连续运行多年。 7.1.7我国大部分油田接转站、放水站不设事故油罐。但如果不 设事故油罐将严重影响原油生产时，也可以设事故油罐。根据调 研，部分油田接转站设事故油罐的原因，主要有以下几点： （1）油田供电负荷等级低，解除电气故障时，为了不影响原油 产量而设事故油罐。 （2）外输距离较远的接转站，外输管道损坏概率比较大。 （3）离生产管理基地较远的站，当发生事故时，维修入员不能 及时到位或材料设备供应不能及时到位。 条文中提出的事故油罐容积，主要根据下列资料： （1)据调查，更换一台接转站的变压器，一般4h可以完成。一 般的电器故障，几个小时也可以解除。 （2）吉林油田海坨接转站设计外输液量为1000m/d，设 500m事故油罐2座，储存时间为20.4h。该站外输距离较远，为 85km。 （3）长庆油田王三接转站设400m事故油罐2座，外输液量 30m/d，储存时间为30.8h。盘古梁油田盘一接转站设200m事 改油罐1座，外输液量为280m/d，储存时间为14.6h。 .1.8我国的原油大部分含蜡量高，黏度大，易凝固。储油温度

一般都在35℃以上，有时甚至高达60℃～70℃。在我国北方的冬 季，油罐内外温差大都在50℃～70℃，热耗比较严重。在寒冷地 区和严寒地区的原油储罐，罐壁一般应进行保温。在其他地区油 罐壁是否保温可按具体情况通过经济分析确定 对浮顶油罐罐壁进行保温，不仅可以减少热耗，关键是可以改 善浮顶的运行条件。由于我国原油含蜡量高，在使用过程中发现 罐壁结蜡严重。当浮顶下落时，有一部分蜡和凝油被刮蜡板刮掉， 还有一部分仍粘附在罐壁上。浮顶上升时，粘附在罐壁上的油 和蜡又有一部分被刮下来流到浮顶上，污染浮顶。结蜡与凝油量 随油罐壁内外温差增大而增加。罐壁不保温，油罐壁内外温差显 著增加：使罐壁结蜡和凝油量增多、蜡质变硬，浮顶运行增加困难， 污染加重，增加了不安全因素。我国各油田的储油温度都高于当 地最冷月平均温度，为保证浮顶顺利运行，对罐壁宜进行保温。 7.1.9油罐内原油的加热保温主要有掺热油、盘管加热和电加热 三种方式。掺热油方式，需单独设置原油加热设备和热油管网，系 统比较复杂，但管道没有腐蚀问题，使用寿命长，且加热能力大，适 用于大型储罐。为了使掺热油均匀，一般采用热油喷酒方式，加热 介质为罐内储存的原油，经加热炉加热升温后，经环形喷酒装置的 旋流喷嘴喷入油罐内与储存原油直接混合加热。该工艺具有安全 可靠、换热效率高的优点，而且能起到冲砂的作用，防止罐底油渣 沉积。盘管加热方式一般用热水作介质，可以同热水采暖与伴热 系统共用加热设备和管网，系统比较简单，适用于小型油罐，如接 转站和脱水站的事故油罐。采用盘管加热方式时，关键是采取措 施减缓钢管腐蚀，延长使用寿命，避免盘管腐蚀穿孔导致加热介质 进入储罐内。电加热宜采用可抽式电加热装置，

7.2.1装油方式有以下儿种！

(1)原油火车装油有上装和下装两种方式。下装系统于197

(1)原油火车装油有上装和下装两种方式。下装系统于197

短调车作业时间，提高对位水平，改善调车员工作条件，每天装车 列及以上的装车场应做到列车不摘钩一次对位。 鹤管沿铁路中心左右摆动的范围接近3m。栈桥两端部距最 近一鹤管的距离不宜小于3m。鹤管间距应根据合同规定的油罐 车型确定。 3石油装卸栈桥是保证石油及其产品装卸工作的安全进行， 减轻劳动强度和提高工作效率的专用设施。特别是上部小鹤管灌 装，包括开车盖、对鹤管、看油面、检尺、关盖紧螺丝多道作业。如 不设栈桥，每装一辆车，装油工需多次上下罐车，装油效率低，容易 发生冒顶事故，也不安全。所以要求凡是经常进行装车作业的装 车场（日装车1列及以上的装车场）应设装车栈桥。 7.2.3油库日装车列数计算公式7.2.3中，铁路来车不均勾系数 K及油罐车装量系数e数值取自《石油化工液体物料铁路装卸车 设施设计规范》SH/T3107—2000。 7.2.4在一列油罐车装油的过程中，开始和中间一段时间是多个 鹤管同时装油，单个鹤管流量较小，操作比较平稳。在装油最后阶 段，只有一两个鹅管装油，此时流量高、压降大，鹤管跳动。据大庆 油田西油库的实践，当汇管压力管于0.2MPa（该压力主要消耗在 鹤管上）时，鹤管甚至从油罐内自动跳出来，发生跑油事故。为避 免这种情况发生，比较好的办法是，在装油泵出口和进口汇管之间 装自动回流阀，由泵出口汇管压力控制泵的回流量，以保持装油汇 管压力在一定范围内。若不设自动回流阀，由泵工手动调回流，操 作稍有疏忽，就会造成憨压及跑油事故，因此，装车泵进出油汇管 之间宜设自动回流阀来控制装油汇管压力。 7.2.5在装油鹤管上装设闸阀和旋塞阀可确保鹤管的灵敏度和 安全性。 7.2.6汽车油罐车的装油方法，有泵送及自流灌装两种。油田常 用的简易方法是利用油井的压力，将油压至高架油罐，定期向油罐 车自流装油。

7.2.7设蒸汽接头，目的是为个别设施冻结时解冻或清洗污油时 提供蒸汽。 7.2.8汽车卸油用储油设施常采用卧式卸油罐，也有钢制卸油箱 或水泥混凝土卸油池。为了使泵具有良好的吸人条件，以及泵便 于安装，卸油罐常采用地上安装。卸油台可根据场地情况设为倒 车式或通过式。 7.2.10采用将鹤管插到储罐车底部的浸没式灌装方式，比采用 喷溅式灌装方式灌装原油，可减少油气损失。此外，采用喷溅灌装 方式鹤管出口处易于积聚静电：一旦静电放电，则极易引发火灾事 故。将装油管插到储罐车底部，既可减少油气损失，还可防止静 电危害。 本条规定装卸车流速不应大于4.5m/s，是为了防止静电危 害，减少油气挥发，减少管道振动和减小管道水击力。国外有关标 对油品灌装流速也有严格限制。例如，美国API标准规定，不 论管径如何流速限值为4.5m/s～6.0m/s；美国Mobil公司标准 规定，DN100管最大装车流量不应大于125m/h，折算流速为 4;4m/s, .2.11本条是参照《石油库设计规范》GB50074—2014有关条 款制定的。

7.3天然气凝液储在

内完成，确定装置生产作业罐的储存天数为1d： 2、3外销产品储罐的作用是协调凝液生产和外运之间的矛 盾。主要包括装置产量波动以及装置检修引起的产量变化，外输 管道故障、气候、道路对外运的影响等。管道输送受气候影响较 小，运行比较可靠，输量比较均匀，取储存天数为3d。用罐车拉运 时，考虑车辆调拨、运输条件以及气候影响等因索，规定运输距离 小于或等于100km为3d~5d，运输距离大于100km为5d~7d。 7.3.3球形罐或卧式罐的装量系数是参照《石油化工储运系统罐 区设计规范》SH/T3007—2014压力储罐的设计液位要求制定 的。 7.3.4储罐的个数主要是根据收油、沉降切水和外输等操作要求 确定的。 7.3.5本条关于天然气凝液及其产品的设计压力的规定，是按照 固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004—2009有关规 定制定的，更进一步的解释可查阅上述规范第3.9，3条说明。对 于混合组分的天然气凝液储罐及稳定轻烃储罐，按上述规范关于 液化气体的规定确定工作压力，并要求采用可能出现的最轻组成 确定饱和气压。 7.3.6、7.3.7这两条是参照石油天然气工程设计防火规范>GB 50183一2004有关条款制定的。 7.3.8规定天然气凝液及其产品进人储罐的温度，主要是为 了避免储存温度过高导致储罐压力升高。天然气凝液、液化石 油气和稳定轻烃进储罐温度是参照&石油化工储运系统罐区设 计规范》SH/T3007一2014中可燃液体储存温度推荐值确定 的。 7.3.10对于不含水的天然气凝液及其产品（如天然气深冷装置 所产天然气凝液），只在罐底设排水口临时使用。对于含水的天然 气凝液及其产品，在储运过程中会有水析出，因此需设排水口将其 排除。为满足防火和环保要求，应收集后集中处理。

74.1液体装卸臂是一种安全可靠的成套装车连接设施，由旋转 接头、内臂、外臂、平衡器、控制系统等部件组成，使用寿命大于25 年，且易于接拆，减少连接时间。采用软管连接接拆困难，因此建 议选用液体装卸臂。 7.4.2关于蒸气压高于大气压的液态烃类的装车流速，国内外的 规范均无明确说明。在炼油厂全厂性工艺及热力管道设计规范》 SH/T3108一2000中规定：当油品的电导率小于50Ps/m时，轻质 油品的汽车油罐车装车管道流速，应符合下式的要求，且最大流速 不得大于7m/s。 V·D≤0.5 式中：油品的流速（m/s）： D管道的直径（m）。 该规定与《防止静电、闪电和杂散电流引燃的措施》APIRP 2003中规定一致。APIRP2003中明确说明该标准所提出的推 荐做法及预防措施对以下场合不适用：“在封闭系统中储运产品， 而该系统中的氧含量低于燃烧所需的最低浓度，例如液化石油气 (LPG)的储运。” 《输油管道工程设计规范》GB50253一2014和城镇燃气设计 规范》GB50028—2006规定液化石油气输送管道最大安全流速为 3m/s，液化石油气槽车液相进口一般为DN50的管径，若按此控 制流速装车，势必装车时间很长。考虑到装车鹤管多为缩颈的短 管，且都有比较有效的防静电设施，即槽车有静电接地，装车鹤管 与槽车接口处有静电消除措施，同时考虑在封闭的液态烃类槽车 中缺少氧气这个要索，参照低导电率的油品的最大装车流速，同时 根据国内液化气装车的实践经验，确定天然气凝液及其产品控制 装车流速不大于4.5m/s是较安全的。 装车鹤管的连接管道中介质安全流速仍需按不超过3m/s

设计。 7.4.3石油天然气站场装车设施的自控水平普遍不高，靠人工和 经验控制装车量和液位，易出现冒罐和超装等现象，为了避免此类 现象的发生，需设定量装车系统，也可设超装报警或联锁关断。 7.4.4拉断阀是用于同汽车槽车接口连接的紧急脱离阀件，是用 于防止装卸用管拉脱的联锁保护装置。 7.4.5装车泵设回流线目的，是在泵排量与装车量差别较大时， 避免装车流速过大，产生过高的静电电位而引起火灾事故，同时避 免整泵

8.1.1本条规定了油气集输管道选线要求。 1线路工程费用及钢材耗量在全部线路工程中占有较大比 例，因此线路走向必须进行方案调整，比选，择优选定。 2、3在油田有条件的地方集输管道与其他类别工程组成走 廊或同沟敷设以减少施工费用和方便管理。可同沟敷设的同类性 质管道指输送介质特性相似、管道设计压力相近且埋设深度接近 的管道。同沟敷设管道间的间距应满足管道施工和维、检修的需 要。 4集输管道线路宜避开不良工程地质地段。在多年的实践 中，对影响管道安全、整治困难且工程投资增大的各种特殊地段， 一般是绕避。但经工程处理后，能确保稳定，且工程投资有显著节 省时，则可选择适当的部位通过。 8.1.2油气集输管道沿线温降计算采用的是舒霍夫公式。 8.1.5管道强度计算原则如下： 1管道强度计算除考虑管道所承受的正常内压、外部荷载 外，对通过地震区的管道还必须考虑地震时所受外加应力。根据 现行国家标准《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB 50470—2008。 设计地震动峰值加速度以0.05g为设防起点，考惠了以下几 点：我国20世纪60年代中期以来多次强烈地的震害表明，当遇 到7度烈度影响时，埋地管道就有损坏。1975年海城地震，辽河油 由管道多处道遵受损害；1976年唐山地震，秦一京输油管道在7度区 有三处损坏环。同时，地震区重复遭遇7度烈度地震影响的概率较 161*

8.1.1本条规定了油气集输管道选线要求

大，间隔时间较短。为了保证重要地段的可靠性，重要地段按照提 高一度设防。因此，从震害积累的后果考虑，并考虑一定的安全余 度，以设计地震动峰值加速度为0.05g作为设防起点是必要的。 2管壁厚度按第三强度理论计算。强度计算公式仅考虑管 子环向应力，当输送介质温差较大时，管道应力将会增高而且是压 应力。因此尚应按双向应力状态时组合当量应力进行校核，以保 证管道运行安全。 8.1.6/研究表明输送管道当D/8<140时对正常运输的埋地管 道，圆截面不会失稳也不会出现刚度间题。 8.1.7.常温分离后的天然气，随输送过程中管道内的压力和温度 降低，凝析液将分离出来在管道的低洼处积聚，从而增加管道阻 力降低输气能力，特别是当有水合物产生时，固体水合物将逐渐 积聚堵塞管路而影响输气，因此集气管道宜设置清管设施。 集输油管道清管可以清除管内污物，对石蜡原油可清除管壁 结蜡，降低输送阻力。国外的输油管道一般考虑清管措施，大部分 集油管道也进行清管。长庆、文留油田集油管道普遮采用清管措 施，其他油田也逐步应用。 油田集油管道一般管径小，输送距离短，有可能采用定期热洗 等其他办法清蜡。若一律要求清管球（清管器）清蜡，则增加阀门 较多。对低压自喷井，有可能由于通球清蜡影响产量，严重时会造 成油井停喷。鉴于上述情况，在条文中提出：集输油管道清管设施 的设置，可根据原油性质、含水率、集输方式以及其他工艺要求确 定。

.2.3在规定的输量下，增大管径可降低输油所需的压力，减少 俞油动力消耗，但管道建设费用和热能消耗增加。在一定的输量 下，只对于某一范围的流速才是最经济的。 影响管道经济流速的因素较多，如流量大小、输送距离、原油 162·

8.2.3，在规定的输量下，增大管径可降低输油所需的压力，减少

性质、燃料及动力价格、材料及设备概算指标、基建投资偿 等。油田管道输量范围大，管径大小悬殊，管道长短差异 油性质变化幅度大。对这样复杂的间题，很难用某种简单 和公式作出确切的规定，这里只能通过计算和其他资料损 大致的范围。 条文中提出，油田内部输油管道的流速一般为0. 2.0m/s。当原油黏度较高（如油），输量较小时，宜采用 流速，反之可采用较大的流速。 8.2.4根据石油大学出版社出版的图书《油气集输》（冯 编）的介绍，紊流混合摩擦区的水力阻力系数入也可采用伊 公式或阿特舒尔公式计算： 伊萨耶夫公式 V 阿特舒尔公式 入=0.11 式中：Re一雷诺数： e管道内壁的绝对粗糙度（m），按管材、制管方法 措施、腐蚀、结垢等情况确定，油田集输油管 e=0.1×10m~0.15×103m; d一一管道内径（m）。 但表8.2.4中所列的科尔布鲁克公式的计算结果最为 8.2.5理地集输油管道的总传热系数： 1埋地沥青防腐绝缘管道的总传热系数。 沥青防腐绝缘管道的总传热系数与管径、埋深、管内密 态、土壤组成和湿度等多种因素有关，其中管径与土壤湿度的 更大。在以往的工程设计中，大多数油田都是通过实测或按 条件下的运行经验确定传热系数。 实测传热系数的方法主要有两种。一种是利用油田试生

压力低，进入埋地管道输送，根据大庆油田的情况，气中含油 30g/m~40g/m。集气管道为气液两相输送，使管输效率降低 根据美国TE公司试验结果对比分析（见油气管道技术专辑，198 年），在大庆油田气带液量情况下其管输效率在80%左右。又 据贝克的建议，可按常用的输气管道公式，用以下公式校正，即； E2 式中：Apa湿气压力降（MPa）； △力+一一千气压力降（MPa）； E一一管道效率系数 依据输气公式在低压下压降和输气量的关系，得出在大庆润 田集气管道计算时，应在设计气量基础上乘以1.25倍。同时考虑 生产气油比的取值精度和油田开发生产情况的变化，规定对未经 净化处理的湿天然气，集气管道水力计算采用气量应为设计气量 的1.2倍~1.4倍。 8.3.2集气管道流量计算公式系美国威莫斯公式，是美国在 1912年从生产实践中总结出来的经验公式，主要适用于管径与输 量较小、管壁粗糙度高、输送的气体净化程度低的低中压输气管 道，该公式管内壁粗糙度取值为0.0508mm。根据矿场天然气管 输实际情况，采用威莫斯公式是比较符合实际的。对于干线输气 管道，按该式计算的流量比实际流量小10%左右。 8.3.5此条是为避免管道低点积液、防止和减小管道冻堵及出现 部腐蚀概率而制定的。 8.3.6油田集气管道一般都为低压湿气管道，管道冻堵首先是由 气中游离水结冰引起的，可以采取管道深埋至冻土层之下或管道 和热原油或污水管道同沟敷设等措施，使气体温度保持在冰冻温 以上。当湿气集气管道压力较高时，水合物会变成管道冻堵的 空制因索，可通过加注水合物抑制剂，使气体温度在水合物形成温 以上，

.3.7油田内部天然气集输管道，因其管径一般较小，长度较短， 周围建（构）筑物相对密集，若将管道的设计系数按沿线地区等级 选取，可操作性差。因此，规定设计压力小于或等于1.6MPa的天 然气集输管道的设计系数，按本规范第8，2.8条原油集输管道的 方式进行确定，但在原油集输管道设计系数基础上提高了一个级 别。设计压力大于1.6MPa的管道，其设计系数按《输气管道工程 设计规范》GB50251一2015根据地区等级进行确定。 输送含水酸性天然气，如果采取有效防胸措施可使魔蚀速度 减至0.02mm/a~0.07mm/a。含水酸性天然气腐蚀裕量上限值 4mm是参照高含硫化氢气田地面集输系统设计规范》SY/T 0612—2014相关规定进行制定的。

8.4天然气凝液和液化石油气输送管遇

4.2管道总阻力损失取为管道摩擦阻力损失计算值的1.1 培～1.2倍，是参照《输油管道设计规范》GB50253一2014制 定的。 天然气凝液和液化石油气管道终点压力应比储存温度下天然 气凝液和液化石油气的饱和蒸气压高，其作用是保证在管道输送 过程中，天然气凝液和液化石油气在管道内不产生气化。天然气 凝液和液化石油气是含有少量甲烷或乙烷的液态烃类混合物，易 于气化。在输送过程中，管道某点的压力如果低于相应温度下的 天然气凝液饱和蒸气压，会产生气态轻烃充填管道一部分有效截 面，致使管道的通过能力降低，压降增大，甚至破坏输送。考虑到 管内输送的轻烃成分可能变化，因而饱和压力也随之变化，同时运 行中液体的最高温度也会变化（变化原因是多方面的，气温和操作 条件等变化也会引起这种变化)。为此，选择外输轻烃泵的扬程 时，应留有一定的裕量，使轻烃有一定的终点进罐余压。《城镇燃 气设计规范》GB50028一2006规定进罐余压为0.2MPa~ 0.3MPa。《输油管道工程设计规范》GB50253一2014规定末站进

8.5管道敷设及防瘤保温

8.5.1管道的敷设形式应根据管道沿线的自然条件确定。在一 般情况下，埋地敷设较其他敷设方式经济安全，少占耕地，不影响 交通和农业耕作，维护管理方便，故应优先采用。在不良地质条件 地区或其他特殊自然条件下，采用地下埋设投资和工程量大或对 管道安全和寿命有影响时，才考虑其他敷设方式。由于在荒原戈 壁区、山地丘陵区和黄土高原操苑交错区，目前实际上存在管道沿 地表敷设的情况。 8.5.2规定管道最小埋深的目的是防止管道道受外来机械破坏、 是从安全角度提出的最低限度的要求。至于管道从输送经济性方 面所确定的合理埋设深度可根据工艺要求来确定。《输气管道工 程设计规范》GB50251一2015中的有关规定同样也适用于油气集 ·167

输工程设计，因此，本规范直接采用《输气管道工程设计规范》GB 50251一2015的有关规定。 8.5.3“地面敷设时，管底距地面不应小于0.3m”是依据了新疆 油田稠油集输管道地面敷设的经验数据。 8.5.4胜利、辽河、新疆等油田的热采稠油油田集输管道均发生 过多起热力破坏的情况，主要发生在出土的弯头、三通、焊口、穿越 部分以及进出站连接处。故本条强调应采取补偿措施和必要的锚 固。

8.6材料及管道组成件

8.6.1本条规定了油气集输管道用钢管、管道组件材质选用的原 则，是油气集输工程的建设、设计、施工、供应各方均应遵守的。 8.6.2油气集输管道输送的介质是石油、天然气，均属易燃或易 爆介质，且输送压力较高，油气集输管道最低设计压力为 1.6MPa，为了管道的安全，要求油气集输管道用钢管必须在具备 一定强度的条件下，具有较高的韧性和良好的可焊性，且经过严格 的检验，标准中所列的4种钢管现行国家标准，都具备上述条件， 且在油气集输的工程中得到广泛应用，证明是适合用于油气集输 管道的。 8.6.3管道附件包括弯管、管件（三通、清管三通、弯头、异径接 头、管封头）、法兰、阀门、绝缘法兰/绝缘接头、汇管、清管器收发 筒、快开盲板等，它们均是受压部件/元件，均属压力管道范畴，其 受力状态复杂，出现不安全事故的危害甚大，因此对用于管道附件 的材料必须加以明确规定，严格执行相关的材料标准。 由于铸铁件属脆性材料，组织疏松，强度低，因此严禁使用：螺 旋焊缝钢管由于其焊缝的形式特殊，不适用于汇管或清管器收发 简上的开孔焊接，弯管和管件因需将钢管加热或多次加热成型，且 油气集输管道的介质一般腐蚀较产重，鉴于螺旋焊缝钢管的残余 拉应力较大，焊缝较长，存在缺陷的概率较大，因此为了保证油气 168

此推荐采用现行行业标准《钢制管法兰、垫片、紧固件/HG/ 20592~20635—2009管法兰标准。 8.6.15绝缘接头已普遍用于油气集输和长输管道工程，有代替 绝缘法兰的趋势。但由于绝缘法兰已得到广泛使用，且价格较便 宜，因此二者均可选用。 8616照门均为选用.应遵循相关标准的规定：

门的耐火性能可按《石油、石化及相关工业用的钢制球阀 GB/T12237—2007相关要求执行，耐火性能是阀门使用软密封 材料时在火灾情况下仍具有良好的密封性能，这是位于防火区内 的关键部位阀门所必须具有的性能。

9.1.1仪表控制系统指由盘装显示、报警、调节等仪表组成的控 制系统。计算机控制系统指以微处理器、微型计算机技术为核心 的PLC、DCS、SCADA、工业控制机等控制系统 1原油脱水站、原油稳定站、天然气处理厂、集中处理站等大 型站场工艺过程的检测控制参数较多，调节控制逻辑较复杂，对生 产过程的安全可靠性要求较高，采用计算机控制系统可以满足生 产控制要求，提高生产管理水平。 油气集输其他站场要求向上一级管理部门传输生产数据或对 操作、报警、报表等操作管理功能要求较高时，一般采用计算机控 制系统：不需要同上一级管理部门传输生产数据且IO点少、没 有复杂控制的站场，一股采用仪表控制系统， 4井场尽可能简化自动化设施，主要是优化井场RTU设 置，尽可能减少RTU数量，不必每个井场都设置一套RTU，如丛 式并和距离较近的加密井，可以多井设置一套RTU。以减少自动 化系统投资，提高经济效益。 9.1.2《油气田变配电设计规范》SY/T0033—2009中3.1.3条 将井场和计量站用电负荷划分为三级负荷，而根据《石油化工仪表 供电设计规范>SH/T3082一2003中4.2.2条规定：“仪表用电负 荷属于三级负荷，这类负荷在供电中断时，对生产过程影响较小， 不会造成设备损失和经济损失，因此，不露要设置UPS，而由普通 电源供电”，油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB/T 50892一2013中第2.1.4条规定：“仪表用电负荷属于普通负荷 时，仪表工作电源可采用普通电源”。为此，本条规定井场和计量 171

仪表及RTU不推荐采用UPS供电，如果生产管理有特殊要求 ，计量站可配置UPS装置。 “其他站场”：除并场、计量站外的工艺过程相对复杂的站场， 旧外输计量站、接转站、放水站、原油脱水站、集中处理站、矿场油 库等。仪表用电负荷等级划分，需根据站场的重要程度、规模及停 电后造成的损失和影响等因素综合考虑。 不间断电源装置的后备时间一般为30min，当电网供电可靠 性不能得到保证时，后备时间可适当延长。 .1.3《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB/T 50892一2013对仪表选型、供气、安装、配管配线、防雷及接 地、控制室的设计规定很详细，故本条不再对上述内容提出 要求。 9.1.4仪表测量管道保温和伴热，主要解决由于气候寒冷面使测 量介质产生冻结、冷凝、结晶、析出等现象对检测过程所造成的影 响，从而保证仪表检测系统的正常工作，减少测量附加误差。仪表 本体的保温和伴热，主要保障仪表在限定的工作温度下运行，从而 保证仪表正常工作。因为《石油化工仪表及管道伴热和绝热设计 规范>SH/T3126一2013对仪表及测量管道的保温和伴热等有明 确规定，所以本条只做原则性要求。 9.2仪表选择及检测控制点设置 9.2.1由于电子仪表更新换代较快，又有《油气田及管道工程仪 表控制系统设计规范》GB/T50892一2013的相关规定，因此本务 主要规定了仪表选择原则，没有对各类仪表选用作具体规定。 2气动执行机构比电动执行机构经济，但控制阀数量较少 时，一般选用电动执行机构，因为通常建设仪表风净化装置的投资 可能会与购买电动阀的投资持平，基至会更高。 4不同爆炸和火灾危险区域，要选用不同防爆类型的电动 表、电动执行机构等电气设备，防止电气火花引起火灾或爆炸，1 ?172.

9.2.1由于电子仪表更新换代较快，又有《油气田及管道工程仪 表控制系统设计规范》GB/T50892一2013的相关规定，因此本条 主要规定了仪表选择原则，没有对各类仪表选用作具体规定。 2气动执行机构比电动执行机构经济，但控制阀数量较少 时，一般选用电动执行机构，因为通常建设仪表风净化装置的投资 可能会与购买电动阀的投资持平，甚至会更高。 4不同爆炸和火灾危险区域，要选用不同防爆类型的电动仪 表、电动执行机构等电气设备，防止电气火花引起火灾或爆炸，保 172

3防爆型式对危险场所的适用性

5沙漠油由露大安装的仪表及监控设备，当性能不能满足坏 境条件要求，如不采取保护措施，高温、强阳光辐射会影响仪表的 更用寿命和精度。滩海陆采油田为海洋性气候，仪表选择考虑防 盐雾、防潮湿，防止仪表被腐蚀或滋生霉菌，影响仪表美观和性能。 9.2.2检测控制点的设置既要保证正常安全生产，又不可过多造 成投资浪费。由于油田各类站场处理工艺不同，检测、控制点的设 置也不同，因此，本条只给出检测控制点的设置原则，没有给出其 体监测和控制内容。油田一般工艺生产过程的主要监测和控制内 容如下： （1）密闭输送的缓冲罐、油气分离器、原油脱水器等压力容器， 需要设置压力指示、报警及必要控制。 （2）储罐、沉降脱水罐、卧式容器、塔器等容器，需要设置液位

示和报警，原油脱水器、沉降脱水罐还需设置油水界面指示、报 及必要控制。 （3）需要实时观察的工艺生产过程温度、压力，应设置指示、报 警及必要控制。 （4）接转站和原油脱水站的外输油量、伴生天然气量、采出水 量、油井掺水和热洗量需进行计量。 （5)接转站、脱水站一般设外输油含水分析指示。 （6)大中型加热炉需设置火焰熄火报警与联锁。 （7)大型输油泵、天然气压缩机、膨胀机等设备的监测和控制， 需按工艺和设备的技术要求确定。如果输油泵、压缩机配变频调 速装置时，需要设计闭环调节系统。 9.2.3、9.2.4、可燃气体和有毒气体特性参见《石油化工可燃气体 和有毒气体检测报警设计规范》GB50493—2009的附录A和附 录B。 爆炸危险场所内可燃气体泄漏检测及毒性场所内有毒气体泄 漏检测是保证生产安全的必要手段，可有效地防止爆炸、火灾、中 毒事故的发生。《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全规 范》SY6503一2016和《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设 计规范》GB504932009。对何种场所需设置可燃气体检测及何 种介质为毒性需检测和安装高度都有明确的规定，所以本条款不 再赞述。 9.2.5、油气集输站场紧急切断和泄压放空设施是为保证生产安 全而设置的，一般通过危险性和可操作性分析（HAZOP)确定。 井口地面安全装置是经过安全认证的并口安全切断系统。 井口一次节流阀后工艺管道和设备的设计压力低于井口压力时 应采用超压保护；输出管道低压保护主要是防止油田内部油气纟 输管道爆破后原油及天然气大量泄放，污染环境：火灾保护功能 要是依靠井口地面安全装置的可熔栓塞在易发生火灾区域实 的。现场紧急联锁按钮一般要求安装在井口集输工艺装置边级 ·174·

9.3.2本条规定了油并产量计量应符合的要求，

1油井油、气、水产量计量，主要是掌握油并的生产动态，为 析储油层的变化情况，科学地制定油由开发方案提供依据。 于油井生产情况较为复杂，不同油井的油、气、水产量差异较大，同 时计量条件也较差（如油中含砂、含气、气体带液等）。如果只考虑 保证计量数据的准确可靠，最好是给每一口油井设置一套计量装 置，连续地进行计量，但这从经济上考愿是不现实的。因此，对油 并油、气、水计量，提出太高的计量准确度要求是难以达到的，也是 不必要的。 通过以往油井油、气、水计量准确度分析，当采用两相分离计 量方法，含水率测量误差在士1.0%以内，油井含水率小于90% 时，产油量计量的误差基本上可以控制在土10.0%以内。而当油 并含水率大于90%时，只有采用油并三相分离计量方法，才能获 得较高的产油计量准确度。当含水率测量误差为士1.0%时，产油 量计量准确度随原油含水率变化情况见表4。

表4产油量计量准确度随原油含水率变化关系表

对于低产少气井，采用常规分离计量装置，经济性较差，存在 量油周期长、排液困难等问题，可以采用软件计量，误差要求放宽 倒士15%。即便如此，对于软件量油技术而言，这个误差也不是容 易达到的。 2油井产量计量也可根据生产动态分析的应用要求，注重油 田区块计量、重点监测井计量，这样可以进一步简化油井产量计量 工艺，不建多井集中计量设施，只建油田区块计量或重点监测井的 产量计量设施。当稠油油井产气量较小时，即气液比小于10m/t 时，可采用体积法或称重法计量产液量，相对而言，采用称重法比 较简便。若原油含砂量小，也可采用容积式流量计计量。 3油井油、气、水产量计量的实践证明，多数油井的产量变化 是有规律的。油井计量既要做到经济合理，又要使计量数据准确 可靠，就得寻找这种规律，利用这种规律，然后按照这种规律确定 出油井计量的时间和周期。 实践证明，一口油井连续计量4h～8h，一般可以代表一天产 量，能够满足计量准确度要求，也便于生产管理：至于油井每月计 量的次数，根据我国多数油田采用多层分采的实际情况，确定为 10d～15d计量一次，也就是说每月计量2次～3次是适宜的。对 于产量低的油并，可采用延长计量时间的方法，计量周期可延长到 15d~30d， 5经过分离器进行处理以后的原油，是在一定的压力条件 下，相对稳定的单相原油。为确保流量计量准确，应使流量计的压 力与分离器的压力基本接近，故要求流量计尽量接近分离器安装。 如果安装了浮球连杆液面控制器或自力式（差）压力调节装置，则 油、气流量计必须安装在控制器之前，以确保流量计的计量准确 度。 6目前在油田上使用的原油含水分析仪表按原理大致可分 为两类： （1)直接测量法（电容法、微波法、超短波法等），此类原油含 .176

9.4.1由于计算机控制系统发展很快，结构形式较多，本条对计 算机控制系统的类型选择只作了一般的规定，本规范中没有涉及 现场总线（FCS）控制系统，主要是它在油田应用较少，而且FCS 控制系统目前国际上没有统一的标准，多种现场总线共存，技术侧 重面不同，各有相应的应用领域，与传统的DCS等控制系统相比 投资也偏高。 2生产单元或装置相对集中的厂（站），一般包括多个工艺处 理装置或多个工艺单元。 目前，各油田计算机控制系统应用较普遍，采用种类较多，有 PLC、DCS、SCADA等。各种类型的控制系统在系统构成和功能 上各有所长，在应用中应根据工程规模、兼顾油田整体自控水平， 取其所长，合理选用。 控制系统类型的选择主要取决于工艺复杂程度和检测控制回 路的数量。对于天然气处理厂、原油稳定站、集中处理站，由于工 艺过程相对复杂，对产品质量和生产安全可靠性都有较高要求，基 本过程控制系统建议采用DCS控制系统，独立建设的原油脱水 站、接转站一般没有复杂控制回路，基本过程控制系统采用中小型 PLC系统较合适，且软硬件容易开发、价格便宜、可靠性较高。 总之，计算机控制系统的选型需根据各油田的建设规模、投资 能力、管理水平等多种因素确定。 3工艺流程相对简单的站场一般指井场、计量站、集油阀组 间、线路阀室。上述站场的RTU主要承担单井数据采集及控制/ 单井两相或三相轮巡计量及集油工艺过程的数据采集及控制，同 时，将采集的数据上传至站场控制系统和区域生产管理中心，并接 受上一级管理部门的调控指令。考虑到上述站场采集的数据相对 179

较少，一般采用RTU控制器。计量站根据现场操作管理需求，可 以采用带操作显示面板或触摸屏的RTU。 4第三方控制设备可以是独立撬块装置自带的控制系统，如 压缩机、热媒炉、加热炉等自带的控制盘，也可以是管道泄漏检测 系统等除站场控制系统外的其他控制系统。独立撬块装置自身联 锁保护较多，采用PLC、RTU可提高生产安全可靠性。 第三方控制设备的数据上传到站场控制系统，主要是方便生 产管理，通过站场控制系统的人机界面可对其进行监视。标准通 信接口，一般指申行接口RS232、RS422、RS485，也可以是以太网 接口RJ45标准通信协议，可采用串口的通信协议如MODBUS、 PROFIBUS等，也可采用工业以太网TCP/IP协议等，便于与站 场控制系统的数据上传和调通。 9.4.2本条对计算机控制系统的选型作了规定。 2对数据通信作了一般规定，系统网络应具备开放性，有条 件可统一规划自动化控制系统软件平台，统一通信软件接口，便于 生产数据的共享。 4油气集输站场工艺过程简单、输入和输出点较少且操作 率不高的生产单元，可2个生产单元设置1台操作员站，工艺过程 相对复杂、输人和输出点较多且操作频率较高的生产单元一般单 独设置操作员站。当操作员站多于2台时，建议设置工程师站和 服务器，推荐采用B/S（浏览器/服务器）或C/S（客户端/服务器） 架构的人机界面管理操作系统。当操作员站不多于2台时，操作 员站一般兼工程师站，采用单机版的人机界面管理操作系统。 9.4.3由于《油气田及管道工程计算机控制系统设计规范》GB/T 50823一2013对计算机控制系统应具备的功能规定较详细，因此，本 条只对计算机控制系统应具备的基本功能作了一般规定。

10.1.1站场址的选择，在整个设计中是一个重要的环节，如果站 址选择不当，将会造成生产长期不合理。油气站场的建设应严格 遵守基本建设程序，必须根据主管部门批准的可行性研究报告或 经审查批准的油田地面建设总体规划设计，以及所在地区的城镇 规划，进行站场的选址工作，同时要兼顾集输管道的走向。 10.1.2站场址应有一定的面积，满足生产工艺的需要，使站内各 建筑物之间留有符合防火安全规定的间距，并给站的扩建留有必 要的余地。在油田站场建设中应切实做到合理利用和节约使用土 地，尽量提高土地利用率，凡有荒地可利用的地区不得占用耕地， 凡有劣地可利用的地区不得占用良田。 10.1.4有关站联合在一起选址建设，有利于供电、供热、供水、消 防、污水处理、维修等公用设施的简化，有利于减少占地，提高土地 利用率，有利于降低建设总投资和经营费用。矿场油库宜靠近油 田边缘，减少占用油田土地，方便油田开发。 10.1.6站场址的选择要充分考虑外部系统：如供电、供水、排水 通信、铁路、道路等有关因素，站场址应靠近水源、电源、热源，并应 满足外部交通运输要求，应做好优化比较，确定一个经济、合理的 站场址。但站场与公路的间距除应符合《石油天然气防火规范》 GB50183一2004的规定外还应符合公路安全保护条例的有关规 定。

10.2站场防洪及排涝

10.2站场防洪及排涝

2.1油气集输工程是油田建设的一部分，当油田处在有洪

或内涝威胁的地区时，站场的防洪设计一般应与油田防洪排涝统 一考虑，按照具体情况确定。目前，我国各油田油气集输工程的防 洪排涝大致有三种情况。 （1）油田大面积被外来洪水和内涝积水没时，宜采用区域性 防洪堤阻挡外来洪水的侵装和进行区域性排除内涝积水的措施。 大庆喇嘛甸油田开发建设中，在油田东北部设区域性防洪堤阻止 外来洪水侵人，并排除油田内涝积水，也收到较好的效果。80年 代以来，大庆油田水泡子地区的油田建设，大多数是采用水泡子排 干方案。前一年建设排涝站投产后，较快地排于了水泡子。不仅 保证第二年油田钻井和全面开发建设，而且有利于油田长年维修 和生产管理。另外，大港油田曾设大堤防止海水内侵，华北油田在 白洋淀设淀南新堤保护雁翎油田也属于这种情况。 (2)水下工程较少或积水很深的情况，设防洪堤或排干积水可 能很不经济，有时地方为发展水产业不充许排干积水，则采取加高 站场标高的办法。 （3)油田处于泄洪区或河套内，客观条件不充许设区域防洪 堤，也只能采取加高站场标高的办法。例如中原文留油田处于黄 何泄洪区内，将井场、活动计量站、接转站架高1.5m～2.5m，文一 联合站周围设挡水大堤，上宽2m，高2.5m，底宽12m。吉林油田 松花江江套内的油井和计量站也是适当抬高标高（1.5m～2m）。 按照各油田的实践，后两种办法虽能避免井、站被水淹，但在 洪水到来时，输油管道泡在水中，散热量显著增加，并且给生产维 修和日常管理造成许多困难。在条件许可且技术经济合理的情况 下，应尽量采取第一种防洪方法。只有在客观条件确实不允许或 经济上显著不合理的情况下，才考虑采用后两种方法。 10.2.2采取防泄漏措施是为了避免站场内可燃、有毒液体泄漏， 流入邻近江河、海岸、湖泊，污染水体。本条为强制性条文，必须严 格执行。 10.2.3油田生产的特点是连续性生产，一个环节发生间题就会

影响整个油田的生产，装置一旦被水淹，不仅造成停产，原油还可 能凝到管道中。又由于各种设备和仪表一旦遭受损坏，再恢复生 产有许多困难。因此·在一般情况下，油气集输设施不应被洪水淹 没。 我国洪水年际间变差很大，要防御一切洪水，彻底消灭洪水灾 害，需付出很大的代价，也很不经济。目前我国和世界许多国家， 一般都是根据防护对象的重要程度和洪灾损失情况，确定适当的 防洪标准。本规范对油气集输站场防洪设计标准给出了区间值， 全国各油田根据新井、新区的产油量、递减速度等油田开发情况， 通过进行不同防洪标准所可能减免的洪灾经济损失与所需的防洪 费用的对比分析，合理确定。 我国一部分油田将站场加高，对保证油田生产起了明显作用， 1998年，松花江发大水，吉林英台油田被水滤，但英一联合站因为 标高比周围地势高2m多，使生产未受到影响。 辽河油田欢喜岭油田在大凌河河灌上建有110口采油井 和8座计量站，其中8座计量站的平台标高是按重现期为20a 的防洪设计标准设计的，采油井口未抬高，每年到汛期将水套 炉拆除。 苏北油田位于邵伯湖内的油井，为保洪水期能进行正常生产， 将井口和井上设备、设施都分别提高设计标高（场地未抬高）。 10.2.5江苏高集油田位于淮河行洪通道内，平时行水宽度只 有200m，丰水年行水宽度有2km，水深4.5m，所有油水井均 位于水中。2座计量站采用钢架平台拾高4.5m，66台抽油机 采用钢支架抬高4.5m，电机、配电箱与抽油机统一抬高，变压器在 柱上抬高4.5m。2003年准河泄水，油田被淹130多天，一直没有 停产， 吉林新民油田位于松花江泄洪区内，计量站采用钢架平台抬 高2.5m~3.0m，116口油井中的水泡子井采用钢架平台将抽油 机、电机、配电箱整体抬高2.5m3.0m，变压器在柱上抬高

3.0m。低洼地并采用毛石进行基础加深，抽油机基础抬高1m左 右，电机和配电箱再抬高1.05m，使电机轴与减速箱轴平齐。采油 树均不抬高。 10.2.6靠近山区建站时，由于邻近高山，为防止山洪冲刷站场， 应在站场与山之间设置截洪沟，但截洪沟不应穿过场区

.3站场总平面及竖向布置

10.3.3、油气生产设施包括用于油、气、水收集、处理、储存和输送 等生产过程所有的容器、设备、机泵和各种建（构）筑物、它们是油 田和油气输送管道各类站场建设设计中的主要工程内容。对生产 设施的布置除应和工艺流程相一致外，还应考物料流向、生产管 理、安全防火、设备维修等因素，应尽量避免管网多次交叉、物料多 次往返流动，应充分利用压能和热能，避免重复增压和重复加热。 针对工艺流程中各种设施的不同功能和用途，应按不同功能将设 备相对集中分区布置。如将进站阀组、油气分离器和压力沉降脱 水器等设备靠近布置，以便缩小距离形成一个区；又如原油电脱水 应靠近污水处理区，以便于含油污水处理和污油回收，但由手三者 的工艺过程有所区别，因此分成两个区布置为好。辅助生产设施 应靠近站场出人口布置。如中控室、仪表值班室、值班休息室等生 产、生活人员集中的建筑物等。可避免生产、生活人员随意进入生 产区会影响生产区的安全。为了减少占地，降低投资，集中处理站 的布置也可打破专业界限，对同类设备进行联合布置。如含油污 水处理工艺中的污油回收罐可以脱水工艺中的事故油罐布置在 同一个防火堤内。 10.3.4凡产生有害气体和可燃气体的生产设施，均应按当地全 年最小频率风向布置在生活基地或明火区的上风侧，是为了避免 有害气体和可燃气体产生泄漏时，进人居民区后产生污染，进入明 火区后产生火灾。 10.3.5在进行竖向布置时，一般将油罐布置在自然地形较高的

地方，录房设在较低的地方，以利于泵的吸油。特别是离心案，所 需的“汽蚀裕量”较其他类型泵的气蚀裕量高，所以油罐底最低标 高与泵房地坪的高差应满足泵的正常吸人和自流灌泵的要求，其 高差一般不小于0.5m。 10.3.6变电所靠近站内主要用电负荷可节省电缆，减少功率损 耗。站场内的变电所布置在场区边部，可以减少站场用地，并有利 于安全生产， 10.3.7站场内通道宽度在满足建（构）筑物防火间距要求的 同时，留出管廊带宽度、绿化宽度、人行道宽度，最终确定通道 宽度。 10.3.8从多年的生产实践看，大中型站场为了保证安全生产，便 于管理，一般都应设置围墙。计量站、增压站等小型站场根据周围 的环境而定，如规模很小，站场周围人烟稀少可不设围墙。围墙的 高度2.2m是一般站场的常用值，据反映其高度是适宜的，对于有 特殊要求的地区应根据实际情况加高或降低围墙高度。对场区 内大于或等于35kV的变电站，由于其高低压变配电设施较多，占 地面积较大，为了变电站的安全，与场区内部其他站之间应设高度 为1.5m的围栏，对场区外部的围墙高度仍应不小于2.2m。 10.3.9竖向设计任务之一是要解决站场区内的雨水迅速排除。 排雨水的方式、系统选择、措施及构筑物的确定，影响因素较多，生 要是建构筑物的布置、竖向布置、卫生和绿化要求等。明沟排放卫 生条件差、占地多、外观不美：但投资省，易于清扫维修。暗沟（管） 则相反，其投资大，施工难度高，但清扫维修次数少，比较卫生、美 观，占地少，便于穿越绕行。对于年降雨量小于200mm的干旱地 区，降水很快渗人地下，因而不需要设地面排水系统。 10.3.10几种特殊地质条件下的竖向设计要求： （1膨胀土：分两种情况，一种是原状浸润性，场地平整需要保 持必要的表土覆盖层，以防止蒸发失水干缩变形，不宜改变原来地 下水深度。另一种是干燥型，场地平整时也要保持必要的表土覆 185·

盖层，以防止雨水渗透而崩溃，当采用阶梯布置时，坡面时干时 湿，可能引起崩塌，要求施工完毕后加以防护，防护前护面土体的 水要引出·然后人工加固密封 （2）自重湿陷性黄土：主要特点是大孔隙、湿陷，竖向设计时防 止湿陷的主要办法是保持必需的地面坡度，不使场地积水，坡度 不小于0.5%：存放液体和排放雨水的构筑物，应采用防参结 构和防水材料。站场出现两种不同等级的湿陷性黄土时，禁止 在不同等级的湿陷性黄土上布置同一建（构）筑物+但为联系 用的道路除外。 （3）岩石地基地区：尽量减少挖方，以减少艰难工程，宜采用重 点式阶梯布置方式。路槽开挖宜与场地平土同时进行，近远期基 槽宜同时开挖。软土地区：沿江、河、湖、海等水边围堤建设的站 场，地基多为淤泥质沉积黏土，压缩性高，含水量大，该场地的蒸发 量往往大于降水量，表层土比下层强度高，不宜挖方。地下水位高 的地区：挖方会造成基础防水费用增加，对地下构筑物不利，需要 加大基础的重量以克服浮力。 （4）盐渍土地区：盐渍土在干燥状态下为强度比较高的结晶 体，遇水时盐晶溶解，强度很低，压缩性强，吸水后，由于地表蒸发 快，常有一层盐霜或盐壳，厚度在几厘米到几十厘米不等；盐渍土 在吸水前后的工程性质差别大，缺乏稳定性，不能直接在上面做基 础；盐渍土对混凝土和金属材料具有腐蚀性，在地下水作用下易腐 蚀地基。盐溃土地区的基础应做防腐处理，一方面防止地下水渗 透腐蚀，另一方面要防止管道泄漏腐蚀

10.4站场管道综合布置

10.4站场管道综合布置

10.4.1这是管道综合布置的一般原则，管道是站场的主要组成 部分，因此在站场总图设计中，特别是规模较大、工艺较复杂的站 场，应结合总平面布置、竖向布置统一考虑各种管道的走向，使其 满足生产需要、符合防火安全要求。管道综合布置不只是考虑平 .186

面布置，同时还应考虑竖向布置并适当考虑站场场容美观。 10.4.2站场内部管道的敷设一般有三种形式：理地、架空及管 沟。主要工艺、热力管道及仪表、供配电电缆应尽量采取架空布 置。架空管道，生产上易于管理，易于发现事故，也容易检修，能减 少管道的外腐蚀。供水管道、排污管道、回水管道、照明电缆等可 采用理地敷设。 在工艺装置和建筑物之间均需设置生产维修道路，因此地上 管道管架的敷设位置和高度均应满足交通运输车辆的通行、转弯 半径、视距等需要，而且在靠近建筑物一侧管线布置不应影响建筑 物的采光和通风等要求。 10.4.3本条规定了地上管道安装高度要求， 1规定架空管道管底标高为2.2m是考虑操作人员便于通 行，管墩敷设时管底距离地面高度不小于0.3m是考虑维修方便。 上2当管带下面有泵或设备时，主要是考虑便于操作，管底距 地面高度一般不小于3.5m。但在管带下部的设备较高时（如换热 器两个重叠安装时），应视具体情况而定，以满足设备检修及日常 操作为准。管道与设备之间，应有必要的净空。 10.4.4架空管道跨域道路时垂直净距为5m，是由于消防事业的 发展，消防设备不断更新以及油田大型设备整体运输的需要。有 大件运输要求的道路，其垂直间距应为最大设备直径加运输设备 的车辆总高，或为车辆装载大件设备后的最大高度另加安全高度。 安全高度要视物件放置的稳定程度、行驶车辆的悬挂装置等确定。 现行标准《厂矿道路设计规范》GBJ22一1987规定的安全高度为 0.5m~1.0m。 10.4.7管道与电缆交叉的容许最小间距是参照《电力工程电缆 设计规范》GB50217—2007中第5.3.5条确定

11配套设施及公用工程

11.1.1油气集输各类站场电力负荷等级的划分，应根据站场 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综合考虑确 定。 (1)一级负荷：中断供电将造成人员伤害；中断供电在经济上 造成重大损失者，如打乱油田主要生产装置的正常生产过程，短时 同难以恢复，造成原油、天然气大量减产者。 （2）二级负荷：中断供电在经济上造成较大损失者，打乱油田 主要生产装置的连续生产过程，且需较长时间才能恢复、造成原 油、天然气大量减产者。 机械采油井排供电负荷定为二级负荷供电。目前各油田对机 械采油井排线路设计标准不一，有的油田采用单回路单变压器供 电，有的油田采用双侧电源单回路单变压器供电，考虑一且停电 就要影响机械采油井出油，直接影响油田产量，需要保证机械采油 并排线路的供电可靠性。为此建议，机械采油井井排干线宜采用 双回路（或环形)单变压器供电（单变压器是指为单井或多井供电 的变压器）。对于高凝原油，工艺有特殊要求时，可采用双电源双 变压器供电方式。边远孤立的小油田可结合实际情况简化处理。 （3)三级负荷：不属于一级和二级负荷的其他用电负荷。 11.1.2一级负荷在正常情况下采用双重电源供电的方式。双重 电源有两层含义，第一为两回电源相互独立，第二为两回回路相互 独立。两回电源相互独立：两回电源来自不同电网；来自同一电网 但电路互相间联系弱（电源分别取自母线分段运行或者装设母差 .188

保护的分段接线并列运行之下的两段母线等），或者来自同一电网 但电气距离远（如电源分别取自两个变电所，但两个变电所电源取 自同一处；此情况下，电源可靠性需论证）。两回回路相互独立：采 用双回架空线路，不同杆架设，采用双回电缆，采用不同敷设路径， 或设路径相同，但电缆间存在防火分隔措施等等。 在油田开发初期，供电条件难以满足两个电源的要求，暂时可 由单电源供电，但必须设置燃气或柴油发电机组等设施，作为停电 时的应急措施。 对于自动控制系统、通信系统、应急照明等负荷，一且停电将 造成生产秩序的混乱。因此，对此类负荷应设置不间断供电的应 急电源，一般可采用蓄电池型不间断供电装置或其他形式的应急 电源。 二级负荷宜采用两回线路供电，可由发电厂或变电所的两段 母线分别馈出一回线路。二级负荷的站场是油田主要的生产环 节。因此，在有条件时，特别是环网供电的油田，应将两回路引自 不同的母线段，提高供电的可靠性。不能取得两回线路供电时，当 工艺上设有安全措施或有燃气或柴油发电机作为应急电源时，可 由一回专用线路供电。 11.1.3提高配电线路的电压等级，可以减小导线截面，减少网损 和电压损失，提高线路送电能力，特别是油田大面积供电，若采用 10kV配电网络，35kV、66kV变电所的数量就可减少，网络接线也 相应简化。目前我国已能够生产10kV电压等级的大容量电动 机。因此本条提出配电线路电压应优先采用10kV，对于远距离 且分散的油区，为了加大供电半径，减少网损，也可采用35kV作 为配电线路电压，如中原、江汉油田已大量采用。在极少数地区， 也可采用66kV。 11.1.4低压为0.4kV变电所中单台变压器的容量不宜大于 1600kV·A，当用电设备容量较大，负荷集中且运行合理时可选 用2000kV·A及以上容量的变压器。近年来能够生产大容量的

低压断路器及限流低压断路器厂家逐渐增多，在油田配电中米用 250kV：A及1600kV·A的变压器已经比较多，故推荐变压器 的单台容量不宜大于1600kV·A。 抽油机电动机的平均功率因数一般为0.45左右，一般在井口 附近安装并联电容器进行无功补偿，这种单独就地补偿经济效益 比较高，但是最大补偿容量只能按电动机空载时功率因数等于1 进行选择。因此抽油机在工作时功率因数仍比较低，一般仅能达 到0.7~0.8，若想再使其提高，可在变压器的高压侧安装电容器 进行二次补偿或在线路侧设置集中补偿，这样可使功率因数达到 0.9以上。 11.1.5为提高电压质量，应正确选择变压器的变比和电压分接 头，并尽可能使三相负荷平衡。 11.1.9电脱水器供电电源和供电设备应符合下列要求： 1电脱水器供电方式受油品性质和脱水工艺参数的影响。 般情况下采用直流电对原油深度脱水处理比交流电效果好，但 交流供电方式简单，投资少，如果对脱水指标要求不是很高，也可 以考虑采用。交直流复合供电方式兼具交流和直流供电方式的优 点，适合大多数情况选用。 2为保证电脱水器供电可靠性，要求对每台电脱水器设有独 *的供电回路和装置。供电电源一般由配电柜引接到控制柜，再 由控制柜引接到脱水变压器，变压器输出端与电脱水器的电极引 出线相连。 3控制柜应根据负载情况适时调节输出电压，防止过电压和 过电流。 4因脱水变压器输出电压较高，如果高压中心接地，输出端 对地电压降低一半，对绝*设计有利。 5电脱水器运行过程中经常放电产生过电压和过电流，高压 整流硅堆电压和电流储备系数小，容易损坏，所以要求比一般的整 流设备具有更高的电压和电流储备系数。 190.

低压断路器及限流低压断路器厂家逐渐增多，在油田配电中米用 1250kV：A及1600kV·A的变压器已经比较多，故推荐变压器 的单台容量不宜大于1600kV·A。 抽油机电动机的平均功率因数一般为0.45左右，一般在井口 附近安装并联电容器进行无功补偿，这种单独就地补偿经济效益 比较高，但是最大补偿容量只能按电动机空载时功率因数等于1 进行选择。因此抽油机在工作时功率因数仍比较低，一般仅能达 到0.70.8，若想再使其提高，可在变压器的高压侧安装电容器 进行二次补偿或在线路侧设置集中补偿，这样可使功率因数达到 0.9以上。 11.1.5为提高电压质量，应正确选择变压器的变比和电压分接 头，并尽可能使三相负荷平衡。 1119电脱水器供电电源和供电设备应符合下列要求：

11.2.1油田各生产管理部门对通信业务的需求主要包括语音退 信、数据通信及图像通信等。各站场和生产管理部门之间除语音 通信外，还有数据通信、图像通信，以实现油气集输工艺过程的监 视控制和数据采集。 11.2.2已建有石油专用通信网的油田所属地区，通信系统设计 应充分利用现有石油专用通信网基础设施，没有石油专用通信网 的地区可利用当地公网通信资源。通信系统建设以满足油田近 期需求为主，兼顾油田远期（10年以上）对通信业务的发展需 要。 11.2.3油田通信系统的设计内容包括主用通信、备用通信、应急 通信。主用通信是指油田正常生产时使用的通信方式，备用通信 是指主用通信中断时所使用的通信方式，应急通信是指油田特殊 场所主用及备用通信均中断时所使用的通信方式。 油田备用通信方式是指油田主用通信方式以外的一种通信方 式，如果油田主用通信方式为有线通信方式，那么备用通信方式可 选择无线通信方式或其他，反之亦然。用户方根据油田的具体情 况来选择备用通信方式，以满足油田油气集输工程的工艺要求。 应急通信主要用于油田应急抢险及一些特殊场所，可使用采 用VSAT卫星移动车、卫星移动终端及其他无线通信方式。 11.2.5有线通信方式是指通信采用光纤传输和电缆传输两种方 式。有线通信适合于油田正常的生产管理及油田站场相对集中的 场所。用户方根据油田的具体通信需求情况来选择不同的有线通 信方式，以满足油田正常的生产管理要求。 无线通信方式是指微波通信（包括扩频微波）、一点多址微波 通信、集群通信、卫星通信、GSM通信、3G通信、数传电台等通信 方式。无线通信方式适合于边远地区、地形较特殊、站场分散且相 对独*、通信需求容量不大的油田油气集输工程的通信要求，以及

11.3给排水及消防

1.3.1本条规定是为了避免能力过剩或重复建设所造成的限 费，节省投资，提高经济效益。 油田厂、站、库给水、排水系统应统一规划，分期实施。对于一 期工程建成后，二期施工困难或一期、二期同时建设投资增加不 多，在技术上更加合理的工程，应一次建设。 11.3.2给水系统应根据用水要求，经技术经济对比分析确定分 建或合建。例如：当消防给水采用低压给水系统，且外部系统能满 足水量、水压要求时，为了维护、管理方便，消防给水管宜与生产、 生活给水管道合并使用。当消防给水采用高压（或临时高压）给水 系统时，为确保供水安全，消防给水管应与生产、生活给水管道分 开，设置独*的消防给水管道。 外部给水系统能够满足用水要求时，尽量利用外部系统，以节 省工程投资。外部给水系统不完善或无外部给水系统的偏远油气 厂、站、库经技术经济比较合理时，可自建地面（或地下）水源或用 罐车拉水。

11.3.3油气厂、站、库的设计供水量应满足站内各项用水量 的要求。用水定额执行《油气厂、站、库给水排水设计规范》 SY/T0089—2006的有关规定。 设计供水量应用消防用水量进行校核，当站内设有消防水罐 时，供水量应不小于消防水罐补水量的要求，当站内无消防水罐， 消防水直接取自供水管道时DB11／T 1165.3-2017 收费公路联网收费系统 第3部分：收费系统介质技术要求与数据格式.pdf，设计供水量应既满足消防用水量的 要求又满足火灾期间不能停水的其他设备的用水量要求 11,3.4在外部供水量不足或用罐车拉水的地区，为了保证供水 安全性本条规定了储水设备的最小容积。 11.3.5生活饮用水指用于饮用、烹饪、淋浴、洗涤、冲洗卫生器具 污物、冲洗地面用水和其他生活上的用水。其中与人体直接接触 或饮用的烹饪、饮用、盟洗、淋浴等部分的用水水质，应符合《生活 饮用水卫生标准》GB5749一2006的有关规定。其他生活用水如 洗涤、冲洗卫生器具污物、冲洗地面等用水可采用非饮用水，水质 应达到《城市污水再生利用城市杂用水水质》GB/T18920 2002的要求。通常情况下，油气厂、站、库用于洗涤和冲洗卫生器 具污物的水由生活饮用水给水管网统一供水，此时要求生活饮用 水的水质应符合《生活饮用水卫生标准》GB5749一2006的有关规 定。 11.3.9油田采出水成分复杂，要将其处理达标后排放处理成本 较高。根据各油田的生产需要和地质特点，将采出水经适当处理 后用于油田注水，或找一封闭地层进行污水回灌，这种处置方法相 对较为经济。在无回注或回灌条件的地区，污水需要就地排放时， 必须选用合理的工艺进行处理，水质达到国家和当地环保主管部 门规定的水质后方可外排。 11.3.10排水系统的选择应根据条文规定的原则，结合生产实 际，确定分流或合流。目前，各油田多采用分流制排水系统，即含 油污水处理后用于油田注水，雨水直接排放，生活污水单独处理排 放或进入含油污水处理系统。如果各类排水均要求排人水体时， ·193

建议未被污染的雨水直接排放。不含可燃液体的生产污水与生活 污水合流，统一处理达标后排放。 11.3.11目前我国尚无工业废水排入城市排水管道的国家标准。 由于各地的污水处理能力不同，对进人排水系统的废水的水质、水 量要求也不一样。为了不影响外部系统的正常运行，废水排人外 部系统之前要取得外部系统管理部门的同意。

11.5.1工艺用热水还是蒸汽应以满足工艺需要来确定，同等条 件下，宜优先采用热水。需用蒸汽的重要生产部门至少应有2台 ?195

蒸汽锅炉，此时工艺和采暖用热水可通过换热器生产，也可选用带 内置式换热器的汽一水两用锅炉。 以燃油为燃料，且用电加热伴热有困难时，应采用蒸汽为供热 介质。 11.5.2常压锅炉所能达到的最高水温就是当地大气压下的水的 沸点温度，为了保证炉水不汽化，锅炉的额定水温应低于当地沸点 温度5℃~10℃是合适的。 根据油田站库现场调查，一般站库使用的蒸汽压力都不超过 0.5MPa（表压），很少有超过0.8MPa（表压），本规范只是对一般 情况做出规定，只要能满足工艺需要，蒸汽压力越低越安全。 11.5.3这一条是最大供热负荷的确定。 根据生产、生活、采暖、通风、锅炉房自耗及管网损耗的热量， 计算出系统的最大耗热量，作为确定锅炉房规模大小之用，称为最 大计算热负荷。本规范所示供热负荷计算公式中，锅炉房自耗热 及供热管网热损失系数K中包括： 燃油蒸气雾化用热约占总热负荷的5.5%，油的保温与加热 用热约占总热负荷的0.5%，热网损失耗热约占总负荷的5%~ 10%。 油田内部采暖一般是连续供给，即K；=1。通风热负荷同时 使用系数K2，一般情况下原油、污水及变电部分的通风负荷多用 于白天，间断使用，据现场调查，如果在生产管理上采取一定措施， 供热负荷为其计算量的40%~50%，取通风热负荷同时使用系数 Kz=0.4～0.5；集气、压气的通风负荷是连续的，取K，=0.9~ 1.0。 本规范中所提及的站库生产负荷，通常是用于加热（换热器）、 清洗及油管伴热，使用时间及耗热取决于生产。加热油品的热负 荷一般是连续的，油库栈桥清洗是间断的，负荷波动较大，一般取 K=0.5~1 11.5.4在南方炎热地区，锅炉宜露天布置，北方部分地区也可因 ·196·

11.6.3本条是对燃料气系统提出的要求

一股宜由站场就地供给燃料气，但未净化的原料气，一般 都含硫化氢，对燃烧设备腐蚀严重，对人身健康有一定危害。当站 场有返输净化天然气时，都应该采用净化天然气作燃料，以延长设 备的使用寿命。 2、为防止燃料气中可能存在的凝液进入燃烧器，在供气管道 上设气液分离器，将燃料气中的凝液分离。 3在燃料气管道的稳压装置之后，当连接有其他用气管道 时，由于其他用气设备负荷波动，将严重影响加热炉或锅炉气压力 的稳定，容易发生事故。

4燃烧器停止使用时DB22／T 5022-2019 金属装饰保温板外墙外保温工程技术标准，阀门有可能泄漏，为使燃料气不进入 燃烧设备中，在燃烧器前的燃料气管道上应有“两阀截断一阅放 空”的设施，以免在下次点火时不慎发生爆炸事故。 11.6.4本条是对燃料油系统提出的要求。 供燃料油可以采取供油泵、高架油箱、输油管道直接供油多种 方式，这里不作具体规定。但是，不管哪种供油方式，都必须满足 两条基本要求，一是供油压力平稳，这是保证正常燃烧的必要条 件，二是供油压力满足燃烧要求。各种雾化方式的供油压力可按 热工方面的技术资料确定。

11.8.1站场内道路的分类是参照《厂矿道路设计规范》GB22一 1987，结合油田站场生产规模和性质综合确定的。变电所开关场道 路的功能是以消防为主，归于“支道”之中 11.8.2一般站场道路多采用不设**石的横断面形式，路面边 *与两侧地面高度相同，靠地面竖向坡度和路面纵坡排水。 设**石城市型道路对自然排水不利，而且由于**石对车 轮的限制，一般路面两侧需要设0.25m的路*带，因此宜设暗管 或暗沟排水，并适当加宽路面。 11.8.3站场内的道路路面宽度是按照站场的具体情况，经多年 实践经验总结而确定的。站场的生产产品绝大部分是以管道输送 为主，道路主要服务性质是生产管理、设备维修、辅助生产和消防， 而没有经常性的原油和生产产品运输任务，故路面宽度的确定均 低于《厂矿道路设计规范》GBJ22一1987中的规定。用地紧张的 站场，其路面宽度可采用较小数值， 11.8.4站场路路面类型是参考《石油和化工工程设计工作手册》 第七册《油气田与管道公用工程设计（上）》（中国石油大学出版社： 2010年9月第1版）油气田站场道路的有关资料确定的。路面的 结构及其组合、计算等应接厂矿道路设计规范》GBI22一1987中 有关规定执行。 11.8.6本条参照《厂矿道路设计规范》GBJ22一1987，结合运输 和消防用车的车型特点而定。站场主要通行车辆为4t～5t的标 准载重汽车，若行驶其他汽车时，其转弯半径的数值可做适当调 整。 站场内道路纵坡一般根据站场竖向整平方式综合确定，因此 在地形条件复杂地区也不会出现过大的纵坡，故各类道路均规定 了一个标准。竖向高差大的路段增加2%的规定，系指站场内卸

油台引道等个别路段。 11.8.7为了确保行车安全，增设此条。有条件的站场，其平交道 口停车视距宜大于或等于20m。当采用停车视距时，可采取的安 全措施有设置分道行驶的设施或限速标志、反光镜等。 11.8.9不发生火花的混凝土地面的作用如下： (1)摩擦不发生火花。避免穿带铁钉的鞋在行走中或者避免 搬运钢瓶与地面摩擦发生火花；避免一般铁制物件或者工具跌落 到地面碰击摩擦时发生火花。 （2）有适合的硬度，减少被受撞击摩擦的机会。 （3）表面平滑无缝，便于冲洗落在地上的残液以及其他杂质。 天然气凝液和液化石油气电阻率高，易产生静电，摩擦产生的 电火花能将天然气凝液或液化石油气引燃或引爆。 本条为强制性条文，必须严格执行。 11.8.10目前消防车车型一般较大，速度也较快，而平交道口及 小半径弯道往往成为通行瓶颈，因此消防路比一般道路规定了更 大的转弯半径。