Q／SY 06001-2016  油气田地面工程建设项目设计总则

5.1气田天然气集输工艺

5.1.1气由集输总工艺流程应根据开发方案、天然气气质、气井产量、压力、温度、井网布置、大 然气流向及自然条件等因素，综合分析确定。 5.1.2气田集输系统应合理利用气并流体的压力能。压力级制应根据气压力、生产预测资料、天 然气处理工艺和外输压力的要求，经方案比选后确定 5.1.3气田集输工艺设计应符合GB50350的要求。 5.1.4高含硫化氢气田地面集输工艺设计还应符合SY/T0612的要求。 5.1.5凝析气田地面集输工艺设计还应符合SY/T0605的要求

水利标准规范范本5.2气田天然气处理工艺

5.2.1天然气处理的厂址、规模、同类装置的套数和单套装置的设计处理能力应根据气田资源条件、 开发方案和集气系统总工艺流程所确定的原则以及净化天然气管网的连接状况合理确定。 5.2.2应根据原料气的组成、产品质量标准、综合利用、节约能源和保护环境等要求，合理选择天 然气净化工艺方法。 5.2.3天然气处理厂分期建设时，辅助生产设施、公用设施除经技术经济论证一次建成合理者外 宜随工艺装置分期建设，但应留有续建场地并兼顾各期工程的衔接

5.2.4天然气净化设计应符合SY/T0011的有关规定。 5.2.5天然气脱水设计应符合SY/T0076的有关规定。 5.2.6天然气凝液回收的设计应符合SY/T0077的有关规定。 5.2.7凝析气田天然气处理设计应符合SY/T0605的有关规定

5.3油田油气集输处理工艺

5.3.1油气集输处理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，并应符合下列原则： a）工艺流程宜密闭。 b） 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。 c）应合理利用油井流体的压力能，适当提高集输系统压力，扩大集输半径，减少油气中间接 转，降低集输能耗。 d）应合理利用热能，做好设备和管道保温，减少热耗。 5.3.2油气集输处理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，工程适应期不宜低于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。 5.3.3沙漠、戈壁地区油气集输工程设计应适合沙漠、戈壁地区环境条件。站场、线路等的设计应 采取有效的防沙措施。应充分利用太阳能、风力、地下水等天然资源，并进行综合规划、有效利用 增加滩海陆采油田和海上油田陆岸终端相关内容。 5.3.4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。

5.4油田地面工程注水工艺

5.4.1油田注水（含注聚合物，下同）工程设计应符合已批准的油田开发方案和总体规划或设计委 托书的要求，可一次或分期进行。注水站的设计规模宜适应油田开发5～10年的需要，新建区块的注 水能力按油田原油产能建设含水率为50%时的总液量确定。 5.4.2注水流程应根据注水生产工艺、井网布置形式、水源种类及注水压力，并与油气集输设计井 站布局方式相结合，通过技术经济对比优化确定。同时应符合SY/T6420的有关规定。 5.4.3油田注水用水可选用油田采出水、工业及生活废水、地表水及地下水。 5.4.4注水水质应符合油藏水质标准要求， 5.4.5在一个油由内，当注水管网实行区块分压注水时，注水站内泵型选择宜按不同压力等级进行 设计，并满足不同区块泵压和排量的要求。 5.4.6聚合物注入工程设计，应按照油田开发方案规定的注入前置液及驱替液时间、注聚间隔时间 注人浓度、注人量及注入压力等基础参数，经技术经济比较确定。系统工程宜采用聚合物母液集中配 制，目的液分散注入的工艺流程。 5.4.7油田（区块）注水用水量应按GB50391的有关规定计算。 5.4.8油田注水工程站场的布局应符合GB50183和SY/T0048的有关规定

5.5.1压力容器的设计、制造、检验和验收应符合TSGR0004的规定，规则设计应符合G 150.4的规定，分析设计应符合JB4732的规定

力容器的设计、制造、 见定，分析设计应符合JB4732的规定。 压容器的设计应符合NB/T47003.1的规定，立式圆筒形储罐的设计应符合GB50341的规定。

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5.5.3静设备的设计使用年限宜参照HG/T20580，并按工程设计使用年限、介质腐蚀情况等综合 选取。 5.5.4压力容器用材的许用应力应按GB150.2选取

5.6.1油气田宜设置监控中心，采用数据采集与监控系统（SCADA），对油气田所属工艺设施的参 数及设备运行状态进行监视、控制和数据采集，实现实时的统一调度和管理。 5.6.2监控与数据采集系统的网络结构应根据油气田管理模式、滚动开发及扩展需求进行设置。 5.6.3应采用技术成熟、安全可靠、先进适宜，并适应被检介质与环境特点的检测仪表、调节设备 控制系统。 5.6.4新建油气田宜同步配套数字化功能建设；已建油气田数字化建设应结合其自动化水平，遵循 优化简化的原则

5.8.1场（厂）站用地宜少占良由，尽量利用荒地、劣地。 5.8.2总图设计应结合生产安全要求和当地的环境特点，采取减轻项目各阶段对生态环境影响的 施。 5.8.3总平面布置宜按生产危险性和功能分区布置，统一规划，预留发展用地，节约土地资源。 5.8.4充分结合现场地形，合理确定竖向设计方案，在保证排水通畅的前提下，节约土石方工程量

台措施保证可靠性。路面结构组合依照当地材料设计满足设计年限、道路的经济性，减少道路的非必 要养护对生产的安全影响。 5.9.2油气田道路设计应根据实际交通需求合理确定道路技术参数，充分利用已建道路，节省用地 和投资。 5.9.3厂站道路平面设计应满足生产、检修、办公要求布设，符合总图规划的用地需求，道路设计 应满足消防、生产区车辆通行、工艺检修特种车辆。 5.9.4厂站道路布置，应使物流顺畅、短捷，人流、货流组织合理

5.10.1电气系统应具备较高的安全性、可靠性，根据负布 配置、电压等级及供配电方案。 5.10.2应采取经济合理的雷电、静电防护措施。 5.10.3应按爆炸危险区域划分选择电气设备

5.10.4电气设备（材料）容量选择应有裕量

5.11.1通信网络结构应组网合理，满足标准化和开放性原则，具有灵活性和可扩展性。 5.11.2新建的通信系统应能够与现有网络互连互通，保持统一的技术体制，应充分依托和利用现有 的设施及设备 5.11.3设备选型应安全可靠、技术成熟先进、经济合理、安装维护方便，应符合工程所在地的自然 环境的使用条件

5.12.1贯彻节约用水原则，宜一水多用。提高水的复用率，少用新鲜水，减少漏损率，降低水的单 毛指标消耗， 5.12.2处理后污水的排放水质应符合国家、地方有关水质标准和环境影响评价的要求。 5.12.3事故污水应采取合理的措施进行收集和处置 5.12.4气田采出水宜集中处理。应根据环境影响评价及国家、行业和地方有关要求进行综合利用 回注、回灌或排放。直接外排时应符合GB8978或环评批复文件的有关规定

5.13.1消防设计应满足现行国家、行业的有关规范和标准要求。 5.13.2石油天然气厂、站消防方式的选用及消防设施的设置应根据其规模、介质性质、存储方式、 储诸存容量、储存温度、火灾危险性及所在区域消防站布局、消防站装备情况及外部协作条件等综合因 索确定。 5.13.3石油天然气站场火灾危险性分类及等级划分应符合GB50183的相关规定。 5.13.4不同性质的火灾，应选择相适应的灭火剂。灭火剂种类可包括：水、泡沫、干粉、蒸汽、气 体（含二氧化碳、七氟丙烷、IG541混合气体、气溶胶等）。 5.13.5集输油工程中五级的井场、计量站、接转站、中间泵站、中间加热站、中间热泵站、分输 站、减压站、清管站，集输气工程中的井场、集气站、计量站、清管站、输气站和五级的压气站、注 气站、脱水（硫）站，独立采出水处理站，可不设消防给水设施， 5.13.6项目若委托权威机构进行火灾爆炸危险评估（FEA）等消防专项评估，则应根据评估报告 按更严要求执行。 5.13.7工程建设项目的消防设计应通过国家或地方政府的审查

5.14热力工程、暖通及空调

5.14.1供热热源应统筹考虑，兼顾生产用热与辅助生产用热，并宜充分利用生产余热。有条件时 可采用太阳能、地热能等技术成熟可靠的新型能源， 5.14.2位于累年目平均温度等于或低于5℃的日数多于或等于90d的地区的生产厂房及辅助建筑 当工艺生产对室内温度有要求或操作人员较为集中且经常停留时，应设置采暖设施。 5.14.3消除建筑物余热、余湿的通风设计，宜优先采用自然通风。当自然通风不能满足要求时，应 采用机械通风 5.14.4采用采暖通风达不到工艺对室内温度、湿度、洁净度等要求时，应设置空气调节。 5.14.5对于有防火、防爆要求的房间及场所，设计采暖、通风空调系统时应考虑采取相应的措施满 足防火、防爆要求。 146对可能家然新斯士是右气体或右噪收倍险气体的建筑物应设黑事故通风 艺

供电可靠性等级应与工艺供电等级相同

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5.15.1理地钢质管道及设备应采用外防腐层，地面钢质管道及设备宜采取涂漆防腐。 5.15.2油气田埋地外输管道和集输干线管道应采用阴极保护，其他站外埋地管道宜采用阴极保护。 5.15.3内腐蚀控制手段包括缓蚀剂加注、腐蚀裕量设计、清管、介质流速及温度控制和内腐蚀监测 等。必要时可根据腐蚀环境的苛刻程度，选择耐蚀合金材料，包括奥氏体不锈钢316L、双相不锈钢、 N08825材料 5.15.4缓蚀剂加注根据腐蚀环境的严重程度采取连续加注或涂膜相结合的方式，在随后的运行管理 中，宜根据腐蚀监测结果对缓蚀剂加注方式进行调整。使用缓蚀剂时，应控制流速上限不影响缓蚀剂 膜的稳定性。 5.15.5绝热工程设计应按使用环境、被绝热设备及管道的材质和表面温度选择材料类型，并应根据 工艺、节能、防烫伤、防结露和经济性等要求进行绝热计算，确定绝热结构

5.16.1应根据设计压力、设计温度、介质特性、使用地区等因素，经技术经济比选后按相关标准选 择管道材料。常用材料包括GB/T9711PSL2等级钢管，GB531020G，GB6479Q345E等。 5.16.2管道组件应与管道选择同类材料，常用材料包括GB/T9711PSL2等级钢管，GB5310 20G，GB6479Q345E，NB/T4700820，NB/T4700916Mn等。对于腐蚀性工况，当管道组件与管 道采用焊接连接时，两者材质的化学成分和力学性能应相同或相近，并应按规定进行焊接工艺评定。 5.16.3当采用耐蚀合金材料时，线路用管宜选用机械复合管，场站和处理厂用管宜选用冶金复合管 或耐蚀合金纯材。耐蚀合金复合钢管应选择合理焊材及焊接方式，焊接接头的耐蚀性能应不低于耐蚀 合金层，力学性能应高于或等于相应基层母材标准规定的下限值

5.17职业病防护与安全设施

5.17.1职业病防护设施应使工作场所职业病危害因素浓度或强度符合GBZ2.1和GBZ2.2的要求。 5.17.2职业病防护设施的设计应优先采用有利于保护劳动者健康的新技术、新工艺、新材料、新 设备。 5.17.3职业病防护设施必须贯彻在各专业设计中，做到安全可靠，保障劳动者在劳动过程中的安全 和健康。设施设计应具有针对性、可行性、有效性、先进性和经济性。 5.17.4安全设计应包括防火、防爆、可燃及有毒气体防泄漏措施，设置相应的检测、报警系统。同 时应按相关规定设计泄压系统、火炬放空系统、消防系统等，提供处理事故的手段，保障人身和财产 的安全，安全设计应通过HZAOP分析审查。 5.17.5安全设计应满足项目安全预评价报告中的要求，应符合国家、行业及建厂所在地有关安全卫 生方面的法律、法规和标准规范的要求，并通过国家或地方政府的审查，

5.18.1工程建设项目的设计应符合国家、行业及建厂所在地有关环境保护方面的法律、法规和标准 规范的要求，并满足环境影响报告书及其批复文件的要求。 5.18.2应贯彻清洁生产方针，采用先进、合理的生产工艺、技术和设备，最大限度实现污染全过程 控制和源头削减edi标准， 5.18.3环境保护设计应按国家规定的设计程序进行，与主体工程同时设计、同时施工、同时投产的 “三同时”制度。应通过国家或地方政府的审查。

5.18.4应根据废气、废液、废渣的数量、性质，结合地区特点等，进行综合比较，确定处理方法。 对有利用价值的，应采取回收或综合利用措施；对没有利用价值的，应进行无害化处理。 5.18.5设备宜选择低噪声设备，高噪声设备宜采用安装隔音、消声设施，强声源设备宜采用室内安 装，厂界噪声排放应满足GB12348的规定。 5.18.6应从噪声源头采取主动降噪措施控制噪声污染，当主动降噪不能满足要求时，必须采取相应 噪声治理手段进行被动降噪，使噪声环境满足《中华人民共和国环境噪声污染防治法》、GB12348及 GBZ/T229.4的相关规定。 5.18.7应采取生态保护和建设工程措施，减轻工程项目各阶段对生态环境的影响

5.19.1宜采用密闭工艺流程，降低油气损耗。 5.19.2 应合理利用油气井口流体及处理过程中的压力能。 5.19.3 应合理回收工艺过程中的余热。宜对高温位及低温位的介质梯级利用。 5.19.4 应合理回收蒸汽凝结水，提高回收率。 5.19.5 应做好设备和管路隔热设计，应选用成熟隔热结构及隔热材料。 5.19.6 应采用高效节能设备，严禁使用国家公布淘汰的产品。 5.19.7 采用能量利用合理、油气损耗低的先进油气集输工艺和设备。 5.19.8 根据油气田生产不断变化的特点，合理确定工程规模和能耗设备，必要时可分段配置设备 5.19.9 采用电动机调速节电和电力电子节能技术，提高电能利用效率。 5.19.10实现燃气驱动、热电和热动力联供，做好能量平衡，提高能源综合利用

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[1]GB 14554 滤昊污架物排放标准 [2]GB 20426 煤炭工业污染物排放标准 [3］GB50016建筑设计防火规范 ［4］HG/T20580钢制化工容器设计基础规定 [5]HI/T125清洁生产标准石油炼制业

能源标准中国石油天然气集团公司 企业标准 油气田地面工程建设项目设计总则 Q/SY 06001—2016 石油工业出版社出版 （北京安定门外安华里二区一号楼） 北京中石油彩色印刷有限责任公司排版印刷 (内部发行） 880×1230毫米16开本1印张25千字印1—2000 2016年4月北京第1版2016年4月北京第1次印刷 书号：155021·18322定价：12.00元 版权专有不得翻印