油气集输设计规范
油气集输设计规范
（GB 50350-2005）
1、适用范围：本规范适用于陆上油田、气田和滩海陆采油气集输工程设计。
2、基本规定：油田油气集输工程分期建设的规模，应根据开发方案提供的10年以上的开发指标预测资料确定，工程适应期一般为10年以上。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、天然气集输
1）集气管网的压力应根据气田压力和商品气外输首站的压力的要求综合平衡确定。根
据气田压力递减速度尽可能的提高集气管网的集气压力。
2）集气管网布置形式和根据集气工艺、气田构造形态及地形条件等因素，确定采用枝
状管网、辐射一枝状组合管网或辐射—环形组合等管网形式。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。
3）当气井井口压力降低，使天然气不能进入原有管网时，气田低压气的集输可按下列
原则改造原有集气管网。
（1）改造原有气田管网，拆除不必要的设备、阀门，增加清管设施，降低集输过程压
力损失。
（2）建立低压气供气系统，低压气可供气田附近用户。
（3）将低压气增压后进入气田集气管网外输。
4）集气设计能力应按设计委托书或设计合同规定的年最大集气量计算，每口井年生产
天数按330d 计算。
5）天然气流量按标准参比条件（温度293.15k,压力101.325KPa ）的体积计算。
6）气液分离
（1）立式重力分离器的直径按下公式计算：
D=0.350×10-3K W q O v
P TZ
1
D ―――分离器内径（m ）
q v ―――标准参比条件下气体流量（m 3/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
K 1――立式分离器修正系数，一般取K 1=0.8
（2）卧式重力分离器的直径按下公式计算：
D=0.350×10-3W K K q k O
v
P TZ 423 K 2――气体空间占有的空间面积分率（按本规范附录A 取值）
K 3――气体空间占有的高度分率（按本规范附录A 取值）
K 4――长径比。当P ≤1.8MPa 时，，K 4取3.0；当1.8MPa
3.5MPa 时，，K 4取5.0；
（3）站内计量分离器和生产分离器的数量按下列原则确定；
a 每井必须设1台计量分离器且兼作生产分离器之用。
b 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）天然气的分离器宜设在集气站内。如有下列情况之一时，宜设置在井场。
a 需要在井口进行多级节流降压的气井；
b 产液量大的气井；
c 距集气站较远的气井。
7）天然气加热：
（1）单台水套炉的热负荷宜等于或小于1000KW 。
（2）当站场总热符合大于3000KW 时，可采用锅炉供热。
（3）水套炉供热水温宜低于当地水沸点5～10℃。
8）天然气增压
下类情况宜选往复式压缩机：
（1）气源不稳定或气量较小的低压天然气增压。
（2）高压注气和高压气举。
（3）要求压比较大的天然气增压。
室内和半露天安装的固定式压缩机，宜按下列要求配备起重设备：
（1）最大部件起重量大于或等于10t时，宜配置电动防爆桥式起重机。
（2）最大部件起重量小于10t；而大于或等于3t，宜设手动梁式其中设备。安装的压缩机台数为1、2台时，可配置手动起重机。
（3）最大部件起重量小于3t时，可设移动式起重设备，在厂房内应留有移动式吊车或三角架回转起吊场地。
压缩机管道安装设计要求：
（1）压缩机进口应设压力高、低限报警或低压越限停机装置。
（2）压缩机各级出口管道应安装全启封闭式安全阀。安全阀的定压值为定额压力的1.05～1.1倍。
（3）压缩机进出口之间应设循环回路，压缩机站内应设站内循环回路。
（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。
9）安全泄放
（1）气井井口应安装井口高低压紧急关断阀。
（2）进出集气站的天然气管道上应设截断阀。截断阀应具有手动功能，并应设置在操作方便及在事故发生时能迅速切断起源的地方。
（3）有以下情况之一者，可看成是1台容器，可在危险空间（容器和管道上）设置1个或1组安全阀。但是在计算容器的泄放量时，应把容器间的连接管道的容积包括在内。
a 与压力源相连接的、本身不产生压力的压力容器，其设计压力达到了压力源的设计压力时；
b 多台压力容器的设计压力相同或稍有差异，容器间采用足够大的管道相连，且中间无阀门隔断时。
（4）安全阀的定压应小于或等于受压设备和容器的实际压力，定压值（P O）应根据操作压力（P）确定，并应符合下列要求。
当P≤1.8MPa时，P O＝P+0.18MPa；
当1.8 当P>7.5MPa时，P O＝1.05P （5）站内需要检修一组（套）设备，应设与其他组（套）设备隔开的截断阀和检修放空阀。放空阀口径一般不大于50mm。 10）含硫气田的防腐与防护 （1）含硫气田采气、集气管道输送含有水、H2S和（或）CO2的酸性天然气时，管道内壁及相应的系统设施必须采取防腐措施。 （2）酸性天然气采气、集气管道和设备的选材，应符合国家现行标准《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》SY/T0599的规定。 （3）集输含硫酸性天然气的采气、集气管道和集气站宜避开人口稠密区。管道走向及集气站位置应根据地区人口密度、自然条件及工程安全、环境评价意见综合确定。 （4）集输含硫的酸性天然气线路截断阀的设置，应根据管道内硫化氢的含硫剂周边人口密度确定。线路截断阀应配置感测压降速率控制的自动关闭装置。 （5）集输含硫的酸性天然气的井场、集气站，应按国家现行标准《含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》SY/T 6277的有关规定设置硫化氢泄漏检测仪。 4、油气集输管道 1）基本要求 （1）油气集输管道沿线任意点的流体温度计算公式： t x=t o+(t1-t o) e ax t x―――管道沿线任意点的流体温度（℃） t o―――管外环境温度（埋地管道取管中心深度地温）（℃） t 1―――管道计算段起点的流体温度（℃） e ―――自然对数底数，宜按2.718取值。 α——按照8.3.5-1公式（下一页）计算。 x ―――管道计算段起点至沿线任意点的长度。用于原油集输管道计算时单位为“m ”,用于 集气管道计算时单位为“km ”。 （2）油气集输管道的设计压力应按最高操作压力选取。 （3）油气集输管道直管段的钢管壁厚应按下式计算： δ＝t F PD s φσ2＋C δ―――钢管计算壁厚（mm ）； P ―――设计压力(MPa)； D ―――管道外径（mm ）； σs ―――钢管最低屈服强度（MPa ）； F ―――设计系数，取值要求见下述： ￠―――钢管焊缝系数。当选用无缝钢管时，￠取＝1.0。当选用钢管符合现行国家标准《》石油天然气工业输送钢管 交货技术条件》GB/T 9711的规定时，按该标准执行。 t ―――温度折减系数，当温度小于120℃时，t 取1.0。 C ―――管道腐蚀裕量，取值要求见下述： a 油气集输管道处于野外地区时，设计系数F 取0.72；处于居住区、站场内部或穿跨 越铁路、公路、小河渠时，设计系数取0.60；小河渠指多年平均水位水面宽度小于20m 的河渠。 b 油气集输管道的腐蚀裕量C ，对于轻微腐蚀环境不应大于1mm ，对于较严重腐蚀环 境应根据实际情况确定。 钢管壁厚应按计算壁厚向上圆整至标准壁厚选取。 5、天然气集输管道 1）采气管道设计能力应按气井的产量和输送压力确定。集气管道的设计能力应按其所 辖采气管道设计能力总和的1.2倍确定。 2）采气管道长度不宜大于5km,并应考虑地形高差的影响。 3）油田集气管道水力计算采用的气量，对未经净化处理的湿气应设计为输气量的1.2～ 1.4倍，对净化处理后的干气为设计输气量的1.1～1.2倍。 4）集气管线流量计算 （1）当管道沿线的相对高差Δh ≤200m 时，采用下式计算：（8.3.4－1） v q ＝5033.11d 3/8ZTL P P ?-2221 v q ―――管道计算流量（m 3/d ）； d ―――管道内径（cm ）； P1―――管道起点压力（绝）（MPa ）； P2―――管道终点压力（绝）（Mpa ）； Δ―――气体的相对密度（对空气）； Z ―――气体在计算管段平均压力和平均温度辖的压缩因子； T ―――气体的平均热力学温度（K ）； L ―――管道计算长度（km ）。 （2）当管道沿线的相对高差Δh>200m ，采用：（8.3.4－2） v q ＝5033.11d 3/8??????????? ???????++??+-∑--n i i i i L h h L a ZTL h a P P 112221)(21)1(0.5 式中 h ?——－管道计算的终点对计算段起点的标高差（m ）； a ――― 系数（m-1）,a= ZT R g a ?2;其中g 为重力加速度；Ra 为空气的气体常数，在标准状况下为287.1m 2/(S 2.K) n ―――管道沿线计算管段数，计算管段是沿管道走向，从起始点开始，当其相对高 差h ?≤200m 时划作一个计算管段。 h i ―――各计算管段终点的标高（m ）; h i-1――各计算管段起点的标高（m ）; Li ―――各计算管段长度。 其它符号意义与上式相同。 （3）集气管道沿线任意点的温度应按下列情况确定： a 当无节流效应时，按本规范式（8.1.2）计算。a 按 a=P V c q KD ??510256.225 (8.3.5-1) K ―――管道中气体到土壤的总传热系数（W/(M2· ℃)） D ―――管道外径（m ）; V q ――气体流量（m 3/d ） Δ――气体相对密度 p c ――气体的定压比热容（J/Kg ·℃） b 当有节流效应时，应按下式计算： t x =t o +(t 1-t o ) e ax -－)1(ax X e ax P J --? J ―――焦耳－汤姆逊效益系数（℃/MPa ） ΔX P ――x 长度管段的压降（MPa ）。 （4）埋地采气管道和集气管道总传热系数按下列原则确定： a 应对有关数据进行实测后计算确定。 b 无条件取得实测数据时，可按经验确定。沥青绝缘管道的总传热系数可参照本规范 附录G 选用。 （5）直管段壁厚按本规范式8.1.4计算。其中：设计系数F 根据现行标准《输气管道 工程设计规范》中的有关规定取值，当管道输送含有硫化氢、二氧化碳等酸性介质时，根据腐蚀程度及采取的防腐措施确定，其余情况下不计腐蚀裕量附加值。 （6）弯头和弯管的壁厚应按下类公式计算： b δ=δ×m m=D R D R 244-- b δ――弯头或弯管的计算壁厚（mm ）; δ―――弯头或弯管所连接的同材质的计算壁厚（mm ）； m ―――弯头或弯管壁厚增大系数； R ―――弯头或弯管的曲率半径（mm ）,为弯头或弯管外直径的倍数； D ―――弯头或弯管的外径。 （7）直接在主管上开孔与支管焊接或焊制三通，其开孔削弱部分的补强可按现行国家 标准《输气管道工程设计规范》GB50251的有关规定进行设计和计算。用于酸性介质或设计压力P ≥6.3MPa 或设计温度低于0℃的三通，不宜采用支管与主管焊接的焊制三通。 （8）异径接头的结构尺寸、计算和制造，应符合现行国家标准《钢制压力容器》GB150 的有关规定。 （9）管封头宜采用椭圆形或平封头，其结构尺寸、计算和制造，应符合现行国家标准 《钢制压力容器》GB150的有关规定。 （10）清管三通应在支管与主管交界位置设置挡条或采用其他结构，挡条长度方向与 主管轴线方向一致。 （11）管法兰的选用应符合国家现行标准HG20592～HG20635的规定，法兰密封面 形式、垫片和紧固件应与所选用的管法兰相匹配。 （12）站场和线路的管道绝缘宜选用绝缘接头或绝缘法兰。绝缘接头的检测项目至少 应包含以下项目：水压压力循环（疲劳）试验、水压加弯矩试验、绝缘电阻试验、电绝缘强度试验。绝缘法兰的设计应符合国家现行标准《绝缘法兰 设计技术规定》SY/T0516的规定。 6、天然气输量计量 1）天然气输量计量可分为三级： 一级计量——油气田外输气的贸易交接计量； 二级计量——油气田内部集气过程的生产计量； 三级计量——油气内部生活计量。 2）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可根据天然气的输量范围不低于表9.5.2的规定，二级计量系统的最大允许误差应在±5.0％以内，三级计量系统的最大允许误差应在±7.0％以内。 一级计量系统的准确度等级 3）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/T18603的规定配置，配套仪表的准确度应按下表确定。天然气二、三级计量系统配套仪表的准确度，可分别参照下表中B级和C级确定。 计量系统配套仪表准确度 4 测量节流装置用孔板、喷嘴和文丘里管测量充满圆管的流体计量》GB/T 2624的有关规定，对干气计量，流量计算可按《天然气流量的标准孔板计量方法》SY/T6143进行。 5）当采用气体超声流量计测量天然气流量时，其设计、安装和流量计算应符合《用气体超声流量计测量天然气流量》GB/T18604 6）站内生产生活用气应分别计量。 7、仪表及计算计控制系统 1）仪表的供气设计，应符合《石油化工仪表供气设计规范》SH 3020的规定。 2）仪表及计算机控制系统的供电设计，应符合《石油化工仪表供电设计规范》。有特殊要求的仪表、阀门及计算机控制系统的主要设备应配置不间断电源（UPS）。不间断电源装置的容量按负荷的1.2～1.5倍确定。后备时间宜为30min（按UPS的额定负荷计算）。 3）仪表及计算机控制系统应设置保护接地和工作接地，接地电阻值应符合下列规定：（1）保护接地电阻值宜小于4Ω。当采用联合接地时，接地电阻应按被保护设备要求的最小值确定。 （2）工作接地电阻应根据仪表的技术要求确定。当无明确要求时，可采用保护接地的电阻值。 4）多雷击地区或强雷击地区的自控设备应采取防雷措施，仪表电源防雷设计应符合《建筑物防雷设计规范》GB50057的有关规定。 4）可燃气体和易燃液体的引压、取源管路严禁引入控制室内。 5）仪表及管道的保温和伴热设计，应符合《石油化工仪表及管道伴热和隔热设计规范》SH3126。 6）仪表配管、配线设计，应符合《石油化工仪表管道线路设计规范》SH/T3019的规定。 7）仪表选型及主要控制内容： 爆炸和火灾危险区域内安装的电动仪表、电动执行机构等电气设备的防爆类型，应根据现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB 50058的有关规定，按照场所的爆炸危险类别和范围以及爆炸混合物的级别、组别确定。 8）可燃气体检测报警装置的设置，应符合《可燃气体检测报警器适用规范》SY 6503的规定。有毒气体检测报警装置，应符合《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》SH 3063的规定。 9）油气集输站场需要设置工业电视监视系统时，其应符合《工业电视系统工程设计规范》GBJ115的规定。 10）控制系统的平均故障间隔时间（MTBF）和平均修复时间（MTTR）应满足工艺系 统要求。 11）计算机控制系统各类控制点、检测点的备用点数宜为实际设计点数的10％～15％，机柜槽位宜留有不少于10％的备用空间。 12）站场计算机控制系统设计，应符合《油气田及管道计算机控制系统设计规范》SY/T 0091的规定。 8、站场总图及公用工程 1）站场选址应符合《石油天然气工程总图设计规范》SY/T 0048的规定。 2）站场防洪及排涝 （1）油气集输站场邻近江河、湖泊、海岸布置时，应采取防止泄漏的可燃液体流入水域的措施。 油气集输站场的防洪设计标准 （2）站场是否设置围墙，应根据所在地区周围环境和规模大小确定。当设置围墙时，应采用非燃烧材料建造，围墙高度不宜低于2.2m，场区内变配电站（大于或等于35KV）应设高度为1.5m的围栏。 1）油田油气集输各类站场的电力负荷等级划分： 一级负荷：集中处理站、矿场油库（管输）、轻烃储库等； 二级负荷：矿场油库（铁路外运）、原油稳定站、接转站、放水站、原油脱水站、增压集气站、注气站、机械采油井排等。 三级负荷：自喷油井、边缘孤立的机械采油井、分井计量站等。 增压站设计能力大于或等于50×104m3/d时，压缩机的原动机为电动机，或当原动机采用燃起发动机，机组的润滑油和冷却设备及仪表用电由外电源供电时，电力负荷为二级。 转为净化厂供气的集气总站或增压站、自动控制中心、通信中心、消防站，其用电负荷等级应与净化厂电力负荷等级一致。 2）供电要求： （1）一级负荷：应采用两个电源供电。有条件时两个电源宜引自不同变电所或发电厂，当电源以双回路架空供电时，不应同杆架设。 对一级负荷中特别重要的负荷，如自控系统、通信系统、应急照明等负荷，除由两个电源供电外，还应增设应急电源，并严禁其他负荷接入应急供电系统。 （2）二级负荷：宜采用两回路供电，确有困难，在工艺上设有停电安全措施或有备用电源时，可用同一回路专用架空线路或专用电缆供电。 （3）三级负荷：采用单回路、单变压器供电。 （4）油气田配电线路优选10kV，对于远距离且分散的地区也可采用35kV线路。 3）站场变压器选择： （1）有两个电源时，宜选用两台变压器，单台容量应能满足全部一级负荷和二级负荷用电。 （2）仅有一个电源时，宜选用一台变压器，变压器容量应能满足全部结算负荷。 （3）单台变压器容量不宜大于1250Kv.A. （4）确定变压器容量时，尚应校验启动及自启动容量。（机泵启动负荷大） 4）低压配电系统应简单可靠，同一电压等级配电级数不宜多于三级。 站场内应采用放射式树干式相结合的配电系统： a 一级负荷应采用放射式配电； b 二级负荷宜采用放射式配电，当负荷容量较小时，也可采用树干式。 c 三级负荷可采用树干式配电。 5）站场内建筑物的防爆分区，应符合国家现行标准《石油设施电气装置场所分类》SY 0025 的要求。各类站场爆炸危险区域内的电气设计及设备选择，应符合现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB 50058的规定。 6）站场内建筑物的防雷分类及防雷措施，应符合国家标准《建筑物防雷设计规范》GB 50057的规定。工艺装置内露天布置的罐和容器等的防雷、防静电设计，应符合国家标准 《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定 7）集气工程中钢质放空竖管管顶可以不装接闪器，但放空竖管底部（包括金属固定绳）应做接地，接地电阻≤10Ω。 8）站内燃料气H2S含量不应高于现行国家标准《天然气》GB17820中三类气质的要求 站场道路 10、站场道路 1）站场道路宜划分为： a 主干道―一、二、三、四级油气站场进出站路级站内主要道路 b 次干道――一、二、三、四级油气站场各单元之间的道路及五级油气站场（不含分井计量站）的进站路和站内主要道路。 c 支道――厂房、车间出入口的道路 d 人行道站场内道路的路面宽度 重庆科技学院 《油气集输工程》 课程设计报告 学院:__石油与天然气工程学院_ 专业班级:油气储运工程09-3 学生姓名:刘畅学号: 2009441727____ 设计地点（单位）_ 石油与安全科技大楼K706____设计题目:_某分子筛吸附脱水工艺设计——工艺流程及平面布置设计 完成日期：2012-6-19 指导教师评语:_______________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________ 成绩（五级记分制）:______ __________ 指导教师（签字）:________ ________ 摘要 本设计中原料气压力为3MPa，温度40℃，设计规模为15万方/天，要求脱水到1ppm 以下。根据同组同学分离器设计、吸附塔设计、再生气换热器设计以及管道设计设计并绘制双塔吸附脱水工艺流程图。其中分离器采用立式重力型分离器，吸附塔采用4A型分子筛，换热器使用套管式塔设备。依据工艺流程设计，考虑天然气走向及当地风向，参考《GB50350-2005 油气集输设计规范》以及当地地势等相关条件，设计出符合《石油与天然气防火规范》、《建筑设计防火规范》、《工业企业噪声控制规范》等有关规定的平面布置图。 关键词：分子筛吸附塔平面布置工艺流程 【时效性】有效 【颁布单位】中国石油天然气总公司 【颁布日期】971231 【实施日期】980701 【失效日期】 【内容分类】储运 【名称】陆上油气田油气集输安全规定 【标准号】ＳＹ6320－1997 【章名】全文 陆上油气田油气集输安全规定 Safty regulation of petroleum gathering and transportation in land oil and gas field 1 范围 本标准规定了陆上油气田原油、天然气的采集、输送、处理、储存过程中的基本安全要求。 本标准适用于陆上油气田的油气集输与处理过程中的安全管理。 2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 BJ 16建筑设计防火规范 GBJ 74石油库设计规范 GBJ 140建筑灭火器配置设计规范 GBJ 7231工业管路的基本识别色和识别符号 GBJ 8958缺氧危险作业安全规程 GBJ 50057建筑物防雷设计规范 GBJ 50058爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GBJ 50151低倍数泡沫灭火系统设计规范 GBJ 50183原油和天然气工程设计防火规范 JGJ 46施工现场临时用电安全技术规范 SYJ 4油田油气集输规范 SY/T 001096 气田地面管线和设备涂色标准 SY 0031石油工业用加热炉安全规程 SY 0043油气田地面管线和设备涂色标准 SYJ 45原油电脱水设计规范 SY 0075油罐区防火提设计规范 SY/T 0076天然气脱水设计规范 SY/T 0511石油储罐呼吸阀 SY/T 0512石油储罐阻火器 SY/T 05251石油储罐液压安全阀 SY 5225石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定SY/T 5537原油输送管道运行技术管理规范 SY 5690石油企业职工个人劳动防护用品管理及配备规定 SY 5719天然气凝液安全管理规定 油田采出水处理设计规范 规范号：GB 50428—2007 发布单位：中华人民共和国建设部/中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局 前言 ??? 本规范是根据建设部建标函(20053 124号文件《关于印发“2005年工程建设标准规范制订、修订计划(第二批)”的通知》要求，由大庆油田工程有限公司(大庆油田建设设计研究院)会同胜利油田胜利工程设计咨询有限责任公司、中油辽河工程有限公司、西安长庆科技工程有限责任公司及新疆时代石油工程有限公司共同编制而成的。 ??? 本规范在编制过程中，编制组总结了多年的油田采出水处理工程设计经验，吸收了近年来全国各油田油田采出水处理工程技术科研成果和生产管理经验，广泛征求了全国有关单位的意见，对多个油田进行了现场调研，多次组织会议研究、讨论，反复推敲，最终经审查定稿。 ??? 本规范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设计分委会负责日常管理工作，由大庆油田工程有限公司负责具体技术内容的解释。本规范在执行过程中，希望各单位结合工程实践，认真总结经验，注意积累资料，随时将意见和有关资料反馈给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6号，邮政编码：163712)，以供今后修订时参考。 ??? 本规范主编单位、参编单位和主要起草人： ??? 主编单位：大庆油田工程有限公司(大庆油田建设设计研究院) ??? 参编单位：胜利油田胜利工程设计咨询有限责任公司 ??? ??????????中油辽河工程有限公司 ??? ??????????西安长庆科技工程有限责任公司 ??? ??????????新疆时代石油工程有限公司 主要起草人：陈忠喜?王克远?马文铁?杨清民?杨燕平 ?? ?????????????孙绳昆?潘新建?高?潮?赵永军?舒志明 ??? ????????????李英嫒?程继顺?夏福军?古文革?徐洪君 ??? ????????????唐述山?杜树彬?王小林?杜凯秋?任彦中 ??? ????????????何玉辉?刘庆峰?张?忠?李艳杰?刘洪友 ??? ????????????张铁树?何文波?张国兴?于艳梅?王会军 ??? ????????????马占全?张荣兰?张晓东?张?建?裴?红 ??? ????????????夏?政?周正坤?祝?威?洪?海?郭志强 ??? ????????????高金庆?罗春林 附录A 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距 表A 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距 建(构)筑物最小水平间距(m)建(构)筑物墙壁外缘或突出部分外缘有门窗3.0无门窗1.5场区道路1.0人行道路外缘0.5场区围墙(中心线)1.0照明或电信杆柱(中心)1.0电缆桥架0.5避雷针杆、塔根部外缘3.0立式罐1.6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；道路为公路型时，自路肩外缘算起。 ???2 架空管道与立式罐之间的距离，是指立式罐与其圆周切线平行的架空管道管壁的距离。 附录B 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物之间平行的最小间距 表B 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物之间平行的最小间距 油气集输 油(气)田开发包括(油藏工程)(钻采工程)及油(气)田地面工程. 油气集输系统的功能:将分散在油田各处油井产物加以收集;分离成原油,伴生天然气和采出水;进行必要的净化,加工处理使之成为油田商品(原油,天然气,液化石油气和天然汽油)以及这些商品的储存和外输.同时油气集输系统还为油藏工程提供分析藏油动态的基础信息. 油气集输系统工作内容(1)油井计量(2)集油(3)集气(4)油气水分离(5)原油处理(脱水)(6)原油稳定(7)原油储存(8)天然气净化(9)天然气凝液回收(10)凝液储存(11)采出水处理 工艺流程:收集油井产出的油,气,水混合物,按一定顺序通过管道,连续地进入各种设备和装置进行处理,获得符合质量标准的产品,并将这些产品输送到指定地点的全过程. 集油流程大体分三类:(1)产量特高的油井(2)计量站集油流程(3)多井串联集油流程. 我国石油界按流程中最有特色部分命名集油流程:(1)按集油加热方式(2)按集油管网形态(3)按通往油井的管线数量(4)按集油系统的布站级数(5)按流程的密闭性(开式集油流程和闭式集油流程之分) 加热流程适用于倾点和粘度较高的石蜡基原油. 多井串联集油流程:优点:钢材耗量少,建设速度和投产见效快.缺点:①计量点,加热点多而分散,不便于操作管理和自动化的实施②各井的生产相互干扰,流程适应能力差并不便于调查和改造. 选择流程依据:(1)集油流程的选择应以确定的油气储量,油藏工程和采油工程方案为基础(2)油气物性(3)油田的布井方式,驱油方式和采油方式以及开发过程中预期的井网调整及驱油方式和采油工艺的变化等(4)油田所处地理位置,气象,水文,工程地质,地震烈度等自然条件以及油田所在地的工农业发展情况,交通运输,电力通讯,居民点和配套设施分布等社会条件(5)已开发类似油田的成功经验和失败教训. 选择原则:(1)满足油田开发和开采的要求(2)满足油田开发,开采设计调整的要求和适应油田生产动态变化的要求(3)贯彻节约能源原则(4)充分利用油气资源(5)贯彻”少投入,多产出”,提高经济效益原则(6)注意保护环境. 文件编号：RHD-QB-K8559 （管理制度范本系列） 编辑：XXXXXX 查核：XXXXXX 时间：XXXXXX 油气集输安全规范标准 版本 油气集输安全规范标准版本 操作指导：该管理制度文件为日常单位或公司为保证的工作、生产能够安全稳定地有效运转而制定的，并由相关人员在办理业务或操作时必须遵循的程序或步骤。，其中条款可根据自己现实基础上调整，请仔细浏览后进行编辑与保存。 油气集输站场是存在易燃易爆介质的危险场所，同时又存在大量的电气设备、线路等，如电器设备选择、使用不当，在站场中极易引发火灾爆炸事故。在对若干油田的油气集输站场的现场检查和有关规程进行比较，发现了油气集输站场的电气设备在使用过程中存在一些普遍性的问题，而这些问题很有可能带来火灾和爆炸等危险性伤害，所以要对油气集输站场的操作和设备进行安全规范。 油气集输，作为油田生产油气整体过程中的一个环节，在整体操作过程中，有着极其重要的作用。油气集输主要负责的任务有四个方面：（1）将开采出 来的石油气、液混合物传输到处理站，将油气进行分离以及脱水，使原油达到国家要求标准；（2）将合格的原油通过管道输送到原油储存库进行储存；（3）将分离出来的天然气输送到再加工车间，进行进一步的脱水，脱酸，脱氢等处理；（4）分别把经过处理，可以使用的原油和天然气输送给客户。由于油气集输涉及到整个油田的各户钻井，因此相较于其它环节，油气集输铺设范围广，注意部位多等技术，因此，油田油气集输环节的安全规范问题，可能会直接波及到整个油田的整体开发水平和能力。下面笔者对油气集输安全进行相关介绍，希望对读者有所帮助。 在油田开发中，无论是新油田的开发建设，还是已开发油田的调整改造，油气集输必须适应油田生产全局的需要，必须满足以下几点要求： 教学内容 一、课程在本专业的定位与课程目标 我校油气储运专业是国家重点学科，四川省特色专业。具有本科、硕士、博士学位授予权。 从1998年以来，我校油气储运专业在全国绝大多数省市均按重点批次招生；历年来，本专业毕业生供不应求，就业率均在98%以上。 本课程是我校油气储运工程专业的四大主干专业课之一，在全国同类专业的人才培养计划中也属于主干专业课程。 在国家“西部大开发”的战略布署下，随着西气东输工程的顺利实施，跨国油气管道紧锣密鼓的建设，“陕京输气复线工程、川气出川、海气登陆”等一系列重大工程的规划、建设，全国天然气主干线的联网，开创了我国天然气工业的新局面，迫切需要大批思想素质高、知识面宽、适应能力强、具有开拓创新能力的高素质技术人才。 依据本专业面向21世纪高级专业技术人才培养和整体课程体系改革的要求，课程建设必须体现：以提高学生综合业务素质为出发点，拓宽专业面，加强专业基础理论，紧跟科学发展新技术，体现储运大工程的思想，注重创新思维，突出储运规划、设计、施工、管理、科技开发规律、通用性技术的学习，强调现代设计理论和方法的应用，加强计算机辅助工艺设计的学习，强化提高创新设计能力的训练。按照科学性、创新性、实践性、层次性的标准，构建能力型综合素质教育的新体系，将油气集输理论与工程应用、工程优化设计、计算机应用技术等多学科有机地融入整个课程体系和教学内容之中，体现当今《油气集输》教育的发展趋势和先进水平。 课程的系统目标是面向高等教育新形势、拓宽基础和视野、培养能力和素质、促进教育现代化，具体目标是使学生掌握油气集输的基本理论、方法、系统工程的思维方法，培养学生综合运用所学知识去发现问题、分析问题和解决问题的能力。 二、知识模块顺序及对应的学时 知识模块按体现教改教研最新成果和能力型素质教育课程新体系而展开。该体系由基础知识模块、实践环节模块组成，各知识模块及其对应学时为： 一、基础知识模块 1、绪论（1学时） 油气集输处理工艺及工艺流程 学院：延安职业技术学院 系部：石油工程系 专业：油田化学3班 姓名：王华乔 学号：52 油气集输处理工艺及工艺流程 摘要：油气集输工程要根据油田开发设计、油气物性、产品方案和自然条 件等进行设计和建设。油气集输工艺流程要求做到：①合理利用油井压力，尽量减少接转增压次数,减少能耗；②综合考虑各工艺环节的热力条件,减少重复加热次数，进行热平衡，降低燃料消耗；③流程密闭，减少油气损耗；④充分收集和利用油气资源，生产合格产品，净化原油，净化油田气、液化气、天然汽油和净化污水（符合回注油层或排放要求）；⑤技术先进，经济合理，安全适用。 油气集输，作为油田生产油气整体过程中的一个环节，在整体操作过程中，有着 极其重要的作用。油气集输主要负责的任务有四个方面：（1）将开采出来的石 油气、液混合物传输到处理站，将油气进行分离以及脱水，使原油达到国家要求 标准；（2）将合格的原油通过管道输送到原油储存库进行储存；（3）将分离出 来的天然气输送到再加工车间，进行进一步的脱水，脱酸，脱氢等处理；（4） 分别把经过处理，可以使用的原油和天然气输送给客户。由于油气集输涉及到整 个油田的各户钻井，因此相较于其它环节，油气集输铺设范围广，注意部位多等 诸多相关难题，因此，一个油田油气集输环节技术水平的高低，可能会直接波及 到整个油田的整体开发水平和能力。下面笔者对油气集输进行相关介绍，希望对 读者有所帮助。 一、油气收集包括集输管网设置、油井产物计量、气液分离、接转增压和油罐烃蒸气回收等，全过程密闭进行。 1、集输管网用钢管、管件和阀件连接油井井口至各种集输油气站的站外 管网系统（图1）。管线一般敷设在地下，并经防腐蚀处理。 油田油气集输集输管网系统的布局须根据油田面积和形状，油田地面的地形和地物，油井的产品和产能等条件。一般面积大的油田，可分片建立若干个既独立而又有联系的系统；面积小的油田，建立一个系统。系统内从各油井井口到计量站为出油管线；从若干座计量站到接转站为集油管线。在这两种管线中，油、气、水三相介质在同一管线内混相输送。在接转站，气、液经分离后，油水混合物密闭地泵送到原油脱水站，或集中处理站。脱水原油继续输送到矿场油库或外输站。从接转站经原油脱水站（或集中处理站）到矿场油库（或外输站）的原油输送管线为输油管线。利用接转站上分离缓冲罐的压力，把油田气输送到集中处理站或压气 编号：SM-ZD-25302 油气集输安全规范 Through the process agreement to achieve a unified action policy for different people, so as to coordinate action, reduce blindness, and make the work orderly. 编制：____________________ 审核：____________________ 批准：____________________ 本文档下载后可任意修改 油气集输安全规范 简介：该制度资料适用于公司或组织通过程序化、标准化的流程约定，达成上下级或不同的人员之间形成统一的行动方针，从而协调行动，增强主动性，减少盲目性，使工作有条不紊地进行。文档可直接下载或修改，使用时请详细阅读内容。 油气集输站场是存在易燃易爆介质的危险场所，同时又存在大量的电气设备、线路等，如电器设备选择、使用不当，在站场中极易引发火灾爆炸事故。在对若干油田的油气集输站场的现场检查和有关规程进行比较，发现了油气集输站场的电气设备在使用过程中存在一些普遍性的问题，而这些问题很有可能带来火灾和爆炸等危险性伤害，所以要对油气集输站场的操作和设备进行安全规范。 油气集输，作为油田生产油气整体过程中的一个环节，在整体操作过程中，有着极其重要的作用。油气集输主要负责的任务有四个方面：（1）将开采出来的石油气、液混合物传输到处理站，将油气进行分离以及脱水，使原油达到国家要求标准；（2）将合格的原油通过管道输送到原油储存库进行储存；（3）将分离出来的天然气输送到再加工车间，进行进一步的脱水，脱酸，脱氢等处理；（4）分别把经过处理，可以使用的原油和天然气输送给客户。由于油气集输涉及到 油气集输设计规范 （GB 50350-2005） 1、适用范围：本规范适用于陆上油田、气田和滩海陆采油气集输工程设计。 2、基本规定：油田油气集输工程分期建设的规模，应根据开发方案提供的10年以上的开发指标预测资料确定，工程适应期一般为10年以上。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、天然气集输 1）集气管网的压力应根据气田压力和商品气外输首站的压力的要求综合平衡确定。根据气田压力递减速度尽可能的提高集气管网的集气压力。 2）集气管网布置形式和根据集气工艺、气田构造形态及地形条件等因素，确定采用枝状管网、辐射一枝状组合管网或辐射—环形组合等管网形式。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。 3）当气井井口压力降低，使天然气不能进入原有管网时，气田低压气的集输可按下列原则改造原有集气管网。 （1）改造原有气田管网，拆除不必要的设备、阀门，增加清管设施，降低集输过程压力损失。 （2）建立低压气供气系统，低压气可供气田附近用户。 （3）将低压气增压后进入气田集气管网外输。 4）集气设计能力应按设计委托书或设计合同规定的年最大集气量计算，每口井年生产天数按330d 计算。 6）气液分离 （1）立式重力分离器的直径按下公式计算： ×10 -3 K W q O v P TZ 1 D ―――分离器内径（m ） q v ―――标准参比条件下气体流量（m 3/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 K 1――立式分离器修正系数，一般取K 1 （2）卧式重力分离器的直径按下公式计算： ×10 -3 W K K q k O v P TZ 4 2 3 K 2――气体空间占有的空间面积分率（按本规范附录A 取值） K 3――气体空间占有的高度分率（按本规范附录A 取值） K 4――长径比。当P ≤4≤4>4 油田油气集输与处理工艺技术 发表时间：2019-08-13T09:12:28.407Z 来源：《防护工程》2019年10期作者：陈辉 [导读] 通过不断对油田油气技术工艺进行研究发展，可以更好地确保所开采出来油气质量。 中国石油新疆油田分公司新港公司新疆克拉玛依 834000 摘要:当前阶段，我国油田事业飞速发展，在对油田进行开采过程中，不断进行油田油气技术可以很好地将油田企业的经济效益提升上去，确保企业可以持续发展。通过不断对油田油气技术工艺进行研究发展，可以更好地确保所开采出来油气质量。 关键词：油田油气；集输；处理工艺 1油气集输技术分析 1.1原油脱水技术 原油的脱水技术在油气集输工艺技术中尤为重要，可以说是最为关键的一个环节。原油脱水技术繁琐复杂，一般由两大部分组成。第一部分是使用大罐沉降技术将游离水脱除，第二部分是利用平挂电极与竖挂电极交直流复合电脱水技术对其进行处理。在大罐中由于油水的密度不同，互相不会融合，利用重力和浮力双重作用使得油水分离，在分离之后收油装置会收集分离沉降后的原油。再利用平挂电极与竖挂电极之间的复合电极形成高压电磁场，水珠在高压下不断变形，同时在电场力的作用下快速的实现聚结，再次有效沉降。对于不同种类的油来说要适当变通处理方法。稠油的油水密度相差较小且粘度较大，用传统的脱水技术耗资较大，效果也不尽如人意，因此在利用多次大罐沉降技术之后可以通过高温加热的方法提升温度，加快沉降的速度以此来有效提高稠油的分离效果。 1.2原油集输技术 当前阶段，我国更多的是对低渗透以及小断块油田进行开发，通过对原油集输技术进行研究，可以很好地降低原油开采过程中原油的损耗。在进行原油集输过程中，我国目前所采用的技术就是对相应的运输流程进行简化，具体就是通过将管网进行串联，以将原油的运输效率进行提升，并且降低原油在运输过程中所出现的损耗。此外，在集输上，对采油企业以及原油加工企业采取并行化处理的方式，目的就是为了将两者进行有效融合，使得原油的生产、加工和销售呈现出一体化状态，从而可以更好地保证原油生产企业的经济效益。关于稠油集输技术方面，将稠油原油六道加工技术工艺进行有效的融合，从而可以对传统稠油加工技术进行改善，在输送过程中采取集输化方式，避免稠油在运输过程中出现的高损耗现象，确保稠油的运输效率以及运输质量。当前我国在对高含水原油集输工艺进行改善的过程中，所采取的方式就是对其进行预处理，在对高含水量原油进行处理过程中，通过对三相分离器进行应用可以很好地对原油和水分进行分离，真正将原油的质量提升上去。但是需要特别注意的是，目前所采用的工艺还很难将原油当中的大部分水分去掉，只能去掉一部分水分，并且同国外高含水量原油预分离技术还是存在比较大的差距。 1.3油气水多相混输技术 由于油气集输路线较长，采取混合集输的技术能够使集输效果更明显，该技术现发展迅速，应用广泛，效果良好，是目前使用最多的一种新型技术。油气水多相混输技术是将两种技术相结合，同时发挥其优势，弥补各自的不足。不仅优化了运输技术、提高了运输效果，也减少了经济成本的投入，有效节省了人力物力，避免了资源的浪费。在此基础上为了更好地发展油气水多相混输技术，还应当不断深入研究电热技术，多次检验混合输技术的效果，更好的为石油事业做出贡献。相比于其他国家的成果我们应当继续努力，不断进步。 2油气集输处理工艺 油田产物是油气水三相的混合物，经过油气水的初步分离，降低了混合物的含水率，之后，对原油和水进行彻底的分离，将原油中的游离水和乳化水分离除去。分离获得的天然气经过除油净化处理，计量后用于加热炉作为燃料进行燃烧，剩余的天然气通过压缩机系统输送给天然气处理场所，实施进一步的净化处理，获得的商品天然气外输。分离出来的含油污水经过深度污水处理，除去其中的油和悬浮颗粒，使其达到注入水的水质标准后，经过注水泵加压，输送至注水干线，经过配水间进入注水井，达到水驱的开发效率。油气水三相分离的工艺技术措施，主要依靠油气水的密度差异，利用重力沉降分离的原理，获得油气水三相的初步分离结果。为了提高原油破乳脱水的效果，应加强对破乳剂的研制，选择高效的原油破乳剂，通过管道的热化学脱水和电化学脱水技术措施，将原油中的乳化水脱除，促使外输原油的含水达到标准的规定。对含油污水的处理工艺进行优化，设计含油污水的除油技术措施，通过气浮选等技术，将含油污水中的浮油分离出来，经过收油处理，使其作为油田产物的一部分，作为油田产量的补充。而含油污水中的悬浮颗粒，通过过滤设备的作用，选择最佳的过滤材料，保证悬浮颗粒的含量达标，对含油污水处理后的水质进行化验分析，达到水质标准后，方可注入到油层。 3油气集输储运工艺设计要点 3.1 站外油气集输储运工程设计重点 站外油气集输储运工程设计要选择适合的模式，例如单井集油模式，这种模式下，要做好单井计量方法选择，科学布置阀组间，选择适合的集输管材。其次，要做好工艺计算。工艺计算包括热力计算、水力计算、强度计算，以计算结果为参考实施标准化设计。做好地面工程建设规模和工艺流程的优化和简化，将机械技术、电气技术、信息技术进行有机结合，根据目标进行配置功能，进而实现中小型站场或大型站场中多个生产单元同时运行的目的。 3.2站内油气集输设计重点 油气处理主要包括油气分离与脱水等环节，石油企业要结合油品性质，采取相应的油气分离技术与脱水技术，优化工艺流程，本着“大型模块化、小型一体化”的原则建站，将传统油田地面建设转变为“搭积木”式的快速建设，建设周期短，成本低，安全可靠。对于油气分离可以建立一体化集成装置，原油通过来液阀组进行收集和计量，进入缓冲罐在通过增压泵加压进入一级分离器，油气水分离后原油进入储油罐，天然气进入加热原油，再次进入二级分离器，分离器要配置加药口，分离后还要科学处理污水。 3.3 外输工艺设计 油气集输储运过程中原油外输工程设计占据重要的地位，要科学设定建设规模，选择适合的管材，优化外输管线设计。外输管线的设计首先要确定参数，包括水力计算、热力计算和强度计算，科学计算出外输管线的外径，合理设置中间站。外输管线线路设计要注意走向，铺设方式也要选择最适合的，管线防腐蚀维护也要注意，科学设置热力补偿区，确定固定墩位置。输油管道要设置清管设备，设置清 油气田和长输管道建设项目环境保护 设计规范 油气田和长输管道建设项目环境保护设计规范（试行）SYJ24－87 （试行日期1988年5月1日，石油工业部批准） 第一章总则 第1.0.1条根据《中华人民共和国环境保护法（试行）》、《建设项目环境保护管理办法》，按《建设项目环境保护设计规定》的要求，并结合油、气田及长输管道工程建设的实际情况，特制订本规范。 第1.0.2条油、气田和长输管道建设项目环境保护设计必须遵循国家有关环境保护法律、法规，合理开发和充分利用油、气资源，有效地防治污染和其它公害，改进生产环境，发展生产，为人民提供清洁、优美、安静的劳动和生活环境。 第1.0.3条油、气和长输道建设项目环境保护设计应贯彻环境保护建设与油、气田和长输道建设、矿区建设同步规划、同步实施、同步步发展的要求，做到经济效益、社会效益和环境效益的统一。 第1.0.4条本规范适用于陆上油、气田和工输管道的新建工程及扩建、改建工程的新建部分（包括外资、合资、引进项目）的防治污染设计；不适用于油田、气田的物探、钻井、试油、井下作业工程。 第1.0.5条油、气田和长输管道建设项目环境保护设计除执行本规范外，尚应符合现行国家标准的有关规定。本规范波及的部 分，可参照执行有关部门、地方现行的环境保护规范、污染物排放标准和卫生标准。 第1.0.6条本规范由建设项目的建设单位/设计单位负责执行；由建设项目所在单位的主管环境保护部门监督执行。 第二章一般规定 第2.0.1条油、气田和长输程及其它大型厂、站、库建设项目的建设单位，应在工程的可行性研究阶段，负责提出环境影响报告书或环境影响报告表。 第2.0.2条油、气田和长输管道工程及其它大型厂、站、库建设项目的初步设计，必须根据批准的环境影响报告书或环境影响报告表编制环境保护章节，其主要内容有： 一、环境保护设计的主要依据； 二、主要污染源和主要污染的种类、数量、浓度或强度及排放方式； 三、采用的排放标准，处理工艺技术能达到的排放指标； 四、环境保护工程采用的先进工艺技术、处理工艺流程及综合利用方案；主要设备和建（构）筑物； 五、绿化设计； 六、对资源开发而引起生态变化所采取的防范措施； 七、环境管理机构和环境监测。（参见石油部《油气田环境监测工作暂行办法》）； 八、环境保护设施投资概算及经营费用估算； 油气集输概述 摘要油气集输流程是油田地面工程的中心环节。本文对油气集输概念以及工艺流程进行简单叙述，举例介绍了地面油气集输各个工作站的作用，以及加热设备、油气水分离设备的工作原理及作用。 关键词：油气集输油气水分离加热设备 一、油气集输的概念及任务 油气集输是将油田开采出来的原油和天然气进行收集、储存、输送和初步加工、处理的生产工艺过程。油气集输生产不同于油田物探、钻井、测井、修井作业及采油等生产作业。它既有油田点多、线长、面广的生产特性，又具有化工炼制企业高温高压、易燃易爆、工艺复杂、压力容器集中、生产连续性强、火灾危险性大的生产特点。 油气集输，作为油田生产油气整体过程中的一个环节，在整体操作过程中，有着极其重要的作用。油气集输主要负责的任务有四个方面：1）将开采出来的石油气、液混合物传输到处理站，将油气进行分离以及脱水，使原油达到国家要求标准；（2）将合格的原油通过管道输送到原油储存库进行储存；（3）将分离出来的天然气输送到再加工车间，进行进一步的脱水，脱酸，脱氢等处理；（4）分别把经过处理，可以使用的原油和天然气输送给客户。由于油气集输涉及到整个油田的各户钻井，因此，随着油田开发的逐渐深入，油气集输生产越来越受到大家的重视，而且，一个油田的油气集输工艺技术水平的高低，在很大程度上影响着其开发建设的整体技术水平。 二、油气集输的工艺流程设计原则 油气集输的一般全过程是 油气井产出的油气，从井口到达外输站的全过程，要经过一系列的设备进行保温、分离、计量和净化工作，这些工作的先后顺序、衔接组合不同就构成了不同的矿场集输流程。但是油气集输的整个流程，会因为油田内蕴含的油气物理及化学性质的差异，地理自然条件的制约，经济利用价值和方式的不同，采取不同的油气集输方案。通过相互对比，得出性价比相对最高的一种设计流程。尤其技术流程设计所遵循的基本原则如下： 1、整个油气集输流程，尽量全程封闭，以减少油气在运输的过程中产生不必要的损耗。 2、最大限度地收集油田中所出产的油气资源，把油气资源最大限度地生产加工成为符合使用标准的原油、天然气等相关产品。 3、充分利用油田矿井中的流体压力，适当提高并控制整个流程系统内部的运作压力，以逐步扩大输出半径，减少中转环节，以避免中转环节造成的油气损耗。 4、合理利用系统中的热量，做好对整个油气集输流程的温度的整体控制，做好保温控制的同时，减少运输过程中的热耗。 5、在同等条件限制下，采用相对性能较高，整体工艺及操作较为简便的系统，以提高整体效率。 解决方案编号：YTO-FS-PD708 油气集输工艺分析通用版 The Problems, Defects, Requirements, Etc. That Have Been Reflected Or Can Be Expected, And A Solution Proposed T o Solve The Overall Problem Can Ensure The Rapid And Effective Implementation. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards 编写人：xxxxx 审核人：xxxxx 油气集输工艺分析通用版 使用提示：本解决方案文件可用于已经体现出的，或者可以预期的问题、不足、缺陷、需求等等，所提出的一个解决整体问题的方案（建议书、计划表），同时能够确保加以快速有效的执行。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。 摘要：在我国石油事业的建设中，油气集输是非常重要的一项工作，其主要将我们日常油田开采工作中所采集的石油以及天然气等资源进行一系列的加工、收集。在本文中，将就我国的油气集输工艺技术进行一定的分析与探讨。 Abstract：In the construction of China's oil industry，oil and gas gathering and transportation is a very important job. It refers to a series of processing and gathering work of oil and gas resources collected by daily oil exploration work. This article analyzes and discusses the oil and gas gathering and transportation technology in China. 关键词：油气集输；工艺；技术 Key words：oil and gas gathering and transportation；process；technology 0 引言 重庆科技学院 课程设计报告 学院:石油与天然气工程学院专业班级:油气储运10-3 学生姓名:学号: 设计地点（单位）____ k715 _____ __ 设计题目:___ 某三甘醇天然气脱水站的工艺设计______ 完成日期： 2013 年 6 月 28 日 指导教师评语:______________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ ________________ 成绩（五级记分制）:______ __________ 指导教师（签字）:________ 摘要 天然气还含有气态的水，仅用分离器不能将其分离出来，这些气态水又会在天然气管道输送过程中随着压力和温度的改变而重新凝结为液态水，堵塞、腐蚀管道。根据实际情况我们选用了三甘醇脱水方法来脱除这部分气态水。三甘醇脱水工艺包括甘醇吸收和再生两部分。 含水天然气经过三相分离器脱除液态水，然后进入吸收塔与贫甘醇逆流接触后从塔顶流出。然后富甘醇依次经过再生塔、三甘醇闪蒸罐、过滤器等再生为贫甘醇循环使用。 根据实际情况和石油行业相关的规范和相关的书籍设计出了合理的三甘醇脱水的工艺流程，并用AutoCAD软件绘制了工艺流程图。 关键词：三甘醇；吸收；再生；流程图 目录 第一章前言 (1) 第二章三甘醇脱水工艺设计说明 2．1设计概述 (2) 2.1.1 三甘醇脱水工艺的主要工作任务 (2) 2.2天然气基础资料 (5) 2.3设计规范 (6) 2.4遵循的规范、标准 (7) 第三章工艺流程设计 3.1 设计要求 (5) 3.2 工艺方法的选择 (5) 3.3 所设计工艺流程的特点 (6) 3.4 所设计工艺流程简述 (7) 3.5 工艺流程中设备参数 (8) 第四章总结 (9) 第二章油气集输与处理工艺 第一节油气集输工艺原则 将油田生产的原油和天然气进行收集、计量、输送和初加工的工艺流程为集输流程。一个合理的集输流程必须立足于油田的具体情况，如油、气、水的性质、开发方案、采油工程方案、自然环境等。特别是在大庆西部外围油田，由于油藏储量丰度低，地质条件复杂，动用风险大；同时由于地面条件差，很多油田区块小，分布偏远零散，与已建系统依托性差，建设难度大，导致了部分油田开发经济效益差，甚至面临无法动用的局面。为此，根据“整体部署、分步实施、跟踪研究、及时调整、逐步完善”的开发部署，强化地下、地面一体化优化工作，总结出一种适合大庆西部外围油田发展的地面建设模式。 一、总体布局 油田内井、站、库、厂、线的布置，应根据本身及相邻企业和实施的火灾危险性、地形和风向等条件进行合理布局。 (1)油气生产站场宜布置在城镇和居民区的最小风频风向上风侧，并在通风良好的地段。 (2)油气站场的位置应靠近道路、电源、水源、通信线的节点，并且应布置在有利于排除地面雨水的地方。 (3)油气集输各类站场按输油、输气的用户方向确定集输方向，尽力避免流向迂回，以节约能量。 (4)生产井与计量站间的出油管线呈辐射状布置，计量站位于中心，可以使出油管线线路最短。 (5)在总平面分区布置的基础上，油气及热力管线、供水及排水管线、电力及电信线路应尽量缩短长度。在满足水力、热力计算条件的情况下，线路布置应力求整齐划一、美观大方。 (6)各种管道、线路靠近道路，形成管廊带。工程设施集中建设，以减少占地，方便施工和生产管理。 (7)满足开发方案、采油工程方案对地面工程的要求，积极采用新工艺、新技术，简化地面工艺，降低工程投资和生产能耗。 (8)为保护环境、减少污染，油、气、水集输及处理应满足环境保护标准，做到不排放污油、废气和污水。 总之，为了提高油田开发建设的综合经济效益，需要根据油田实际情况进行合理布站。通常采用三种布站方式：计量站一中转站一脱水站三级布站；阀组间一中转站一脱水站两级半布站；阀组问(带混输泵)一脱水站一级半布站。 二、集输流程 将油气集输各单元工艺合理组合，即成为油气集输系统工艺流程。其中各工艺单元可以分为：站外集油工艺、转油站处理工艺、脱水站处理工艺，以及输油工艺等。其中集油工艺中常见的流程有：三管伴热流程、双管掺水流程、环状掺水流程、树状电加热流程，以及单井拉油流程。转油站处理工艺有：三合一转油站流程、四合一转油站流程、混输转油站流程和脱水转油站流程。脱水站处理工艺有：两段脱水(三相分离器加电脱水器)流程和五合一(分离、沉降、缓冲、加热、脱水)流程。 第二节集油工艺 一、集油流程 (一)三管伴热流程 《油气集输》课程是油气储运工程专业主干课程之一，是学生学习了高等数学、流体力学、工程热力学和物理化学等基础知识后开设的一门专业课。该课程奠定了油气储运工程专业学生的专业理论基础，在本专业课程体系中具有举足轻重的地位。 该课程较全面地介绍了油气集输系统的任务、研究对象和油气集输流程以及各主要工艺环节的设计原则和计算方法。课程的主要内容包括油气集输研究对象、流程及发展；油气性质、烃系的相特性、相平衡计算；油气混输管路的参数和术语、混输管路的特点以及气液两相管路的压降计算，分离方式、分离级数和分离压力的选择、油气两相分离器的类型、结构和工作原理、分离器设计的工艺计算方法、油气水三相分离器的结构、原理和界面控制；原油乳状液的定义、生成机理和其性质、原油脱水各方法的原理、所用容器设备的结构以及影响脱水效果的因素；原油稳定的原理、方法和原理流程、原油稳定深度以及工艺方案的确定、比较和选择。使学生掌握油气集输的基本内容和工艺流程以及设计的基本方法，培养学生分析问题和解决问题的能力。 通过油气集输的课程学习，学生可以系统掌握油气集输系统各工艺环节的设计与管理的基本知识，能够较快地承担油田油气集输系统的设计和管理工作，提高自身科学素质。 本章主要讲述油气集输的研究对象和在油田建设中的地位、油气集输的工作任务和工作内容、油田主要产品及其质量指标、油田生产对集输系统的要求、油气集输流程以及油气集输设计的评价标准等问题，以期使学生通过本章的学习，对油气集输这门课有一个全新的了解，并且对油田油气集输所涉及的内容有较全面的认识。本章的重点为油气集输的工作内容、油田产品及其质量指标和油气集输流程等部分的知识。 一、油气集输的研究对象和在油田生产中的地位 1、研究对象由石油院校的院系构成和专业设置以及课程安排可以了解油气集输的研究对象。 资源勘查工程专业（地球资源与信息学院）：主要任务是寻找石油资源石油工程专业（石油工程学院）：主要任务是通过钻井，采出石油，使石油由地下流至地面上来，这时流出的石油包含了水、砂、硫、盐等杂质；同时油气储运工程专业（储运与建筑工程学院）还开设了《油库设计》、《输油管道设计与管理》、《输气管道设计与管理》等课程，它们所涉及到的理论是为储存和运输商品原油、天然气以及石油产品服务的。 因此说油气集输（也叫作油气田地面工程）是继石油工程之后的一个很重要的阶段，它把油田中分散的油、气进行集中、输送和必要的处理加工，使之成为石油产品，即商品原油和天然气。 由此可以看出，油气集输研究的主要对象是油、气田生产过程中原油及天然气的收集、加工和输送问题。 2、地位油田的工业开采价值被确定后，在油田地面上需要建设各种生产设施、辅助生产设施和附属设 施，以 管理制度编号：LX-FS-A60666 油气集输安全规范标准范本 In The Daily Work Environment, The Operation Standards Are Restricted, And Relevant Personnel Are Required To Abide By The Corresponding Procedures And Codes Of Conduct, So That The Overall Behavior Can Reach The Specified Standards 编写：_________________________ 审批：_________________________ 时间：________年_____月_____日 A4打印/ 新修订/ 完整/ 内容可编辑 油气集输安全规范标准范本 使用说明：本管理制度资料适用于日常工作环境中对既定操作标准、规范进行约束，并要求相关人员共同遵守对应的办事规程与行动准则，使整体行为或活动达到或超越规定的标准。资料内容可按真实状况进行条款调整，套用时请仔细阅读。 油气集输站场是存在易燃易爆介质的危险场所，同时又存在大量的电气设备、线路等，如电器设备选择、使用不当，在站场中极易引发火灾爆炸事故。在对若干油田的油气集输站场的现场检查和有关规程进行比较，发现了油气集输站场的电气设备在使用过程中存在一些普遍性的问题，而这些问题很有可能带来火灾和爆炸等危险性伤害，所以要对油气集输站场的操作和设备进行安全规范。 油气集输，作为油田生产油气整体过程中的一个环节，在整体操作过程中，有着极其重要的作用。油气集输主要负责的任务有四个方面：（1）将开采出 第二章长距离输油管道输送工艺技术 1. 概述 长距离输油管道通常是指距离长、管径大、输量高的原油管道，输送压力高而且平稳。由输油站和管路两部分组成，输油站分为首站、若干中间加压站、若干中间加热站及末站，其任务是供给油流一定的压力能和热能，将原油安全、经济地输送给用户；管路上每隔一定距离设有为减少事故危害、便于抢修，可紧急关闭的若干截断阀室以及阴极保护站。 输送原油的粘度和凝固点比较低，可以采用不加热直接输送的方式，但是具有较高凝固点和粘度的原油，就需要经过加热后输送，或者经过改性，采用不加热的常温输送方式。北美国家的输油管道多是输送低凝点、低粘度原油，所以多为不加热输送。对于凝点和粘度较高的原油均采用加热输送（如美国全美管道和科林加管道）。随着原油流变性的研究，原油添加化学降凝剂后常温输送技术也应用于一些原油管道运行管理中。由于实际生产需要和常温输送的工艺优越性，促使此项技术日趋成熟。近20年来，我国有10多条原油管道试验研究了添加化学降凝剂输送技术，取得的技术成果和经济效益是十分明显的。 1.1 高凝点、高粘原油的输送 我国生产的原油多属高含蜡、高凝固点、高粘度原油，对于凝固点、粘度较高的原油来说，输送工艺可分为两种类型，一是加热输送，另一是常温输送。我们在加热输送高凝、高粘原油方面积累了丰富非经验，但加热输送有其弱点，一 是低输量受到热力条件的制约，二是一旦发生事故停输，必须立即抢修，及时恢复运行，否则，较长时间的停输会酿成凝管事故。 1.1.1 加热输送工艺 加热输送是指将原油加热后进入管道加压输送，通过提高原油输送温度降低其粘度，来减少管路摩阻损失。原油管道加热输送存在两方面的能量损失，散热损失和摩阻损失。热油向下站输送过程中，由于其温度高于管路周围的环境温度，存在径向温差，热油携带的热能将不断地往管外散失，因而使油流温度在向前输送过程中逐渐降低，引起轴向散热损失，油流温度下降，粘度上升，单位长度管路的压降逐渐增大。需要重视的是油流温度接近凝固点时，单位长度管路的压降会急剧上升，容易出现管道事故。我国原油大多具有粘度大、凝固点高的性质，加热输送工艺是国内原油管道常用的一种输送工艺。 还有两种不常用的加热方式，一是以阿拉斯加管道为代表，该各管线原油流速达3.13m/s,原油在高速下摩擦所产生的热能足以弥补沿程热损失，这种方式一般来说不经济，只能在特定场合下使用。另一种是利用电集肤效应加热，以印尼贝鲁克到米那斯管线为代表，长114km。 1.1.2 常温输送工艺 对于高含蜡原油管道输送，通常采用化学添加剂（降凝剂或流动改进剂、蜡晶抑制剂）、进行热处理、用轻烃馏份稀释原油、用水作成乳化液或形成水环等方式。油气集输课程设计
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油气集输工艺标准技术现状与展望-第二章长距离输油管道输送工艺标准技术