Q／SY 1686-2014  油气田地面工程标准化设计技术导则

气相中重烃会发生相态变化，在地层中 凝析油，地面建设模式宜采用油气水三相混输、加热与注醇统筹优选、集中处理工艺；对采用循王 气开发方式的凝析气由，注气装置与处理装置宜合建

3. 2. 5 含 H,S 气田

天然气标准3. 2. 6高含 CO,气

含量高、井口压力低、单井产量低、稳产期长的煤层气田，地面建设模式宜为排水采气、井间 增压集输、集中处理。

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4.1.1油田地面工程标准化设计应优先采用单管不加热（串接）集油工艺。当不能采用单管不加热 （串接）集油工艺时应结合油品物性、产液特点和环境特点，优化集油系统进站温度参数，宜高于并 接近脱气原油凝固点。 4.1.2单井计量应优先采用软件量油，采用软件量油应定期对计量精度进行标定；当软件量油不能 满足要求时，可在计量站采用多通阀选井、两相计量气液产量。 4.1.3稠油油田单井计量宜采用多通阀选井、称重式计量装置。 4.1.4对于腐蚀性强的土壤或输送腐蚀性强的介质，集输管道宜采用非金属管道。选用非金属管道 应符合Q/SY1689和SY/T6769的要求。 4.1.5应积极采用油气混输技术，优先采用成熟的“一体化集成装置”，优化简化集油系统。 4.1.6油田集输工程基础模块包括但不限于井场模块、集油阀组模块、计量分离模块、进站阀组模 块、分离设备模块、加热设备模块、组合装置模块、存储设备模块、机泵设备模块、油气计量模块、 清管设备模块、加药装置模块

4.2.1高含水原油脱水应先进行游离水脱除，二段宜采用三相分离脱水器实现热化学沉降脱水；低 含水原油宜采用一段脱水工艺。 4.2.2低产、低渗透小断块油田设计规模一般较小，原油脱水宜采用经济适用的“多功能组合装 置”，从而简化处理工艺。 4.2.3普通稠油脱水宜采用两段热化学动态沉降脱水工艺。 4.2.4三相分离脱水器用于中、低含水原油的脱水，脱水后原油含水率达到SY/T7513的要求；当 1台三相分离脱水器检修时，其余三相分离脱水器负荷不大于设计处理能力的120%时，可不设备用。 三相分离脱水器的台数不宜少于2台。 4.2.5加热设备宜优先采用真空加热炉和分体相变加热炉。原油脱水、稳定、外输等供热应统一考 虑热能平衡、集中供热。 4.2.6各油由应采用或研制（筛选）与不加热集输相配套的低温破乳剂。 4.2.7选择原油稳定工艺应对产品收率、能量消耗、操作费用、基建投资、经济效益等方面进行综 合对比分析后确定。在原油中C，～C.含量大于2.5%（质量分数）时，宜选择微正压闪蒸工艺 4.2.8各油由宜相对集中建设原油稳定装置。原稳不凝气宜与伴生气一并处理。 4.2.9伴生气处理工艺应对产品收率、能量消耗、操作费用、基建投资、经济效益等方面进行综合 对比分析后确定。 4.2.10蒸汽驱和SAGD开发的油田应充分利用热能，最大限度地减少热能损耗。 4.2.11油气处理工程基础模块包括但不限于预脱水模块、原油脱水设备模块、伴生气脱水设备模 快、凝液回收设备模块、原稳装置模块、换热设备模块、存储设备模块、机泵设备模块、计量模块、 收发球设备模块、装车设备模块、加药装置模块、稠油排砂模块、卸油模块、大罐抽气装置模块、制 冷单元设备

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5.1.1气田集输流程宜优先采用气液混输，宜采用集气站集中加药；低压低产气田宜采用井下节流、 差压计量、井间串接工艺；含H2S，CO,气田宜优先采用湿气集输、碳钢+注缓蚀剂防腐方案；煤层 气田应采用井间串接、湿气集输、增压输送工艺；采气管线应优先采用PE管。 .1.2天然气集输工程基础模块包括但不限于井场模块、集配气模块、加热模块、压缩机模块、（计 量）分离模块、计量外输模块、自用气模块、收发球装置模块、放空模块、阀室模块、加药模块、污 水回收模块、脱水模块、段塞流捕集器

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6.1.1井口流程应简化，采气工艺采用节流、间歇注防冻剂工艺，防冻剂宜采用甲醇。井口距集注 站/集配站较近时，节流阀可设在集注站/集配站内。 6.1.2应对注采井的注气量、井产物的油气水产量进行计量。根据井产物的组成和特点，可以采用 注采双向计量、注采分别计量方式，需要单独计量井产物时，宜采用轮换计量方式。根据布井方式和 集注工艺，计量设备仪表可以设在井场或集注站/集配站。 6.1.3单井注气、采气管线或注气、计量管线宜合一设置。 6.1.4井场宜采用移动式注甲醇；丛式井场可设置固定式注甲醇装置。 6.1.5应设置注采井井下安全阀和地面紧急切断阀两级关断，共同承担保护采气树和地面注采管线 的任务，紧急切断阀能接受集注站远程控制， 6.1.6井口只设放空接口，不设放空立管等设施

6. 2采出气处理工艺

6.2.1采出气需要控制烃露点和水露点时，宜采用注。 再生循环利用。在采出气C含量较高时，经过技术经济论证也可采用丙烷辅助制冷工艺。 5.2.2进站温度较高时，宜进行预冷，预冷器宜采用空冷器 5.2.3露点控制装置的气一气、气一液换热设备宜选用绕管式换热器或串联管壳式换热器。 6.2.4为提高液相分离效果，分离设备内宜设置加热盘管。 6.2.5低温分离器内部应设高效聚结元件

6.3.1注气过滤分离系统应采用高效过滤分离设备，宜采用两级过滤分离，即旋风/旋流分离和过滤 分离。 6.3.2注气压缩机人口压力根据输气管网运行压力分析确定，注气压缩机出口压力按最高井口注气 玉力和注气管道摩阻确定，并考虑1MPa～2MPa设计余量。 5.3.3中小型储气库宜采用往复式压缩机，在供电条件充许的情况下，优先采用电动机驱动。大型 诸气库论证后可选用离心式压缩机，驱动方式经比选后可选择电动机、燃气透平、燃气发动机。 6.3.4注气压缩机的数量应根据注气量及变化范围综合优选确定；往复式压缩机一般不少于2台， 且不宜设置备用机组。 6.3.5注气压缩机房及配套空冷器应进行噪声治理，噪声治理措施主要包括隔声、吸声、减振、消 雷等，具体噪声治理指标应满足当地环保部门的要求。 6.3.6注气压缩机房采用全封闭式厂房，宜采用外置风机，风沙大的地区需考虑防沙措施

锅炉标准规范范本6. 4 辅助工艺系统

6.4.1 乙二醇再生系统优先采用间接加热再生方式，乙二醇闪蒸分离器的闪蒸气尽量回收利用。 6.4.2生产供热宜采用热媒加热系统。 6.4.3 放空系统应按照分区延时泄放的原则，合理确定放空系统规模和放空气量。 6.4.4排污系统应采用密闭式排放系统。

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7.2.1工程适用 7.2.2气田采出水回注站的站址选择应符合气田开发的总体要求，结合回注井井位、回注压力等因 索综合确定。

7.2.2气田采出水回注站的站址选择应符合气田开发的总体要求，结合回注井井位、回注压力等因 素综合确定， 7.2.3注水工艺模式应以降低注水单耗为原则，适应不同压力等级的需要，因地制宜的采用“单干 管多井配注”、“分压注水”、“低压供水、高压注水”、“局部增压”等方式，必要时可进行方案比选。 对于边远散小断块油田，注水工艺模式应力求简易，优先选择一体化集成装置， 7.2.4注水设备的选择应以“高效、节能、经济”为原则，优选注水泵泵型，合理匹配注水泵机组， 离心泵机组的效率不低于70%，柱塞泵机组的效率不低于80%，注水泵机组运行效率的降低幅度不 低于投产或大修后检测效率的2%。 7.2.5配水方式的选择应以提高注水系统效率和降低投资为原则，根据油田实际情况，宜采取井口 恒流配水、稳流配水阀组等方式。 7.2.6注水管道应合理布置，控制合理的流速和压降，原则上注水干线、支干线压降控制在 0.5MPa以内，单井管线压降控制在0.4MPa以内 7.2.7注水单井支管宜选用非金属管材。 7.2.8注水水质应满足行业或油由的有关规定，不同区块采出水作为注水水源时，应与地层水进行 配伍性试验；原则上应实现清污分注。 7.2.9聚合物配置站的布局应与聚合物驱、三元复合驱区块的开发次序统一安排，对于小规模零散三 次采油开发，面积较小的油田，可建成配制、注入合一站。对于大规模工业化应用，面积较大的油田， 可采用集中建设规模较大的聚合物母液配制站，分散注人方案。聚合物注人宜采用一半一泵多井工艺。

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8.1对负荷变化大的机泵宜采用节能调速装置。 8.2自控设施的设置应满足油气田安全生产的需求，并为实现油气田信息化管理，转变传统生产管 理方式创造条件。 8.3主要设备要编制标准化的技术规格书。技术规格书主要包括：设备主要设计参数、适用范围、 材料选择、主要结构尺寸、满足工艺条件和模块预制要求的设备开孔方位、制造检验要求等。 8.4站场建筑外观、标识、装饰风格、场内铺装、站场大门及门卫室的设置应执行Q/SY1688。 8.5站场综合值班用房应优先采用标准化设计。小型站场综合值班用房的建筑面积指标按30m/人 确定，含值班食宿、站控、设备间、走道等功能；值班宿舍宜按双人间设置，使用面积按12m/人确 定（含卫生间）；厨房餐室参考家用型餐厨布置，使用面积按2.5m/人确定。 8.6综合公寓建设按《中国石油油气田生产作业区综合公寓标准化设计规定（试行）》（油勘【2011】 155号）的规定执行；基层生产队部（食宿点）建设按《中国石油油气田基层生产队部标准化设计规 定（试行）》（油勘【2011】155号）的规定执行

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