油气集输设计规范

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：

-3

D=0.350×10

qTZPWKvO

1D―――分离器内径（m）

qv―――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） WO――液滴沉降速度

K1――立式分离器修正系数，一般取K1=0.8

（2）卧式重力分离器的直径按下公式计算：

D=0.350×10

-3

kqTZKKPW3v24

OK2――气体空间占有的空间面积分率（按本规范附录A取值） K3――气体空间占有的高度分率（按本规范附录A取值）

K4――长径比。当P≤1.8MPa时，，K4取3.0；当1.8MPa3.5MPa时，，K4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（PO）应根据操作压力（P）确定，并应符合下列要求。

当P≤1.8MPa时，PO＝P+0.18MPa； 当1.87.5MPa时，PO＝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： tx=to+(t1-to) eax

tx―――管道沿线任意点的流体温度（℃）

to―――管外环境温度（埋地管道取管中心深度地温）（℃） t1―――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＝

PD＋C

2sFtδ―――钢管计算壁厚（mm）； P―――设计压力(MPa)； D―――管道外径（mm）；

s―――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）

qv＝5033.11d8/3P12P22

ZTLqv―――管道计算流量（m3/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）

qv＝5033.11d8/322PP(1ah)12naZTL12L(hihi1)Lii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=在标准状况下为287.1m2/(S2.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。

hi―――各计算管段终点的标高（m）; hi-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

2g;其中g为重力加速度；Ra为空气的气体常数，RaZT225.256105KDa= (8.3.5-1)

qVcPK―――管道中气体到土壤的总传热系数（W/(M2· ℃)）

D―――管道外径（m）;

qV――气体流量（m3/d）

Δ――气体相对密度

cp――气体的定压比热容（J/Kg·℃）

b 当有节流效应时，应按下式计算： tx=to+(t1-to) eax－

JPX(1eax) axJ―――焦耳－汤姆逊效益系数（℃/MPa） ΔPX――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×m

m=

4RD

4R2Db――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

标准参比条件下的体3积输量qnv（m/h） 准确度等级 qnv≥500 C级（3.0） 5000≤qnv＜50000 B级（2.0） qnv≥5000 A级（1.0） 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

计量系统配套仪表准确度 A级（1.0） B级（2.0） C级（3.0） 温度 0.5℃ 0.5℃ 1℃ 压力 0.2% 0.5% 1.0% 密度 0.25% 0.75% 1.0% 压缩因子 0.25% 0.5% 0.5% （注）发热量 0.5% 1.0% 1.0% 工作条件下的体积流量 0.75% 1.0% 1.5% 4）天然气计量系统选用标准孔板节流装置时，其设计、安装和流量计算应符合《流量参数测量 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

站场名称 集中处理站、原油稳定站、原油脱水站、矿场油库、天然气凝液回收工厂、注气站 分井计量站、接转站、放水站、集气站、配气站、增压站 采油井、采气井、注气井 防洪标准［重现期（a）］ 25～50 10～25 5～10 （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 道路级别 一、二、三、四级油气站场（不含接转站） 主干道 次干道 支道 人行道 4，6，7，8 4，6，7 4， 1，1.5

接转站，五级油气站场（不含分井计量站） --- 4,3,5 4,3,5 1,