油田油氣集輸規(guī)范

PAGEUDCGB中華人民共和國(guó)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)PGBXXXXX-2014油田油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范Designspecificationofoil-gasgatheringandtransportationforoilfield(初稿)2014-XX-XX發(fā)布2014-XX-XX實(shí)施中華人民共和國(guó)建設(shè)部聯(lián)合發(fā)布中華人民共和國(guó)國(guó)家質(zhì)量監(jiān)督檢驗(yàn)檢疫總局PAGE中華人民共和國(guó)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)油田油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范Designspecificationofoil-gasgatheringandtransportationforoilfieldGBXXXXX—2014主編部門：中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司批準(zhǔn)部門：中華人民共和國(guó)建設(shè)部實(shí)施日期：2014年XX月XX日中國(guó)XX出版社2014北京前言本規(guī)范是根據(jù)住房和城鄉(xiāng)建設(shè)部《關(guān)于印發(fā)2012年工程建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范制訂、修訂計(jì)劃的通知》（建標(biāo)[2012]5號(hào)）的要求，由大慶油田工程有限公司、中油遼河工程有限公司、勝利油田勝利勘察設(shè)計(jì)研究院有限公司、西安長(zhǎng)慶科技工程有限責(zé)任公司制定而成。本規(guī)范制定過(guò)程中，規(guī)范編制組進(jìn)行了廣泛的調(diào)查研究，認(rèn)真總結(jié)了多年的油氣集輸工程設(shè)計(jì)經(jīng)驗(yàn)，吸收了近年來(lái)全國(guó)各油田油氣集輸工程技術(shù)科研成果和生產(chǎn)管理經(jīng)驗(yàn)，參考國(guó)內(nèi)、國(guó)外相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，并廣泛征求了全國(guó)有關(guān)單位的意見(jiàn)，經(jīng)反復(fù)討論、研究，多次修改，最終經(jīng)審查定稿。本規(guī)范修訂后共分11章和12個(gè)附錄，主要技術(shù)內(nèi)容包括：總則，術(shù)語(yǔ)，基本規(guī)定，油氣集輸，原油處理，天然氣處理，油氣儲(chǔ)運(yùn)，油氣集輸管道，自動(dòng)控制，站場(chǎng)總圖，公用工程及配套設(shè)施。本規(guī)范中以黑體字標(biāo)志的條文為強(qiáng)制性條文，必須嚴(yán)格執(zhí)行。本規(guī)范由住房和城鄉(xiāng)建設(shè)部負(fù)責(zé)管理和對(duì)強(qiáng)制性條文的解釋，由石油工程建設(shè)專業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化委員會(huì)負(fù)責(zé)日常管理工作。本規(guī)范由大慶油田工程有限公司負(fù)責(zé)具體技術(shù)內(nèi)容的解釋。在本規(guī)范執(zhí)行過(guò)程中，希望各單位結(jié)合工程實(shí)踐，認(rèn)真總結(jié)經(jīng)驗(yàn)，注意積累資料，如發(fā)現(xiàn)對(duì)本規(guī)范需要修改和補(bǔ)充之處，請(qǐng)將意見(jiàn)和有關(guān)資料寄往負(fù)責(zé)技術(shù)內(nèi)容解釋的單位，以供今后修訂時(shí)參考。大慶油田工程有限公司地址：黑龍江省大慶市讓胡路區(qū)西康路6號(hào)，郵政編碼：163712。本規(guī)范主編單位、參編單位、主要起草人員和主要審查人員：主編單位：大慶油田工程有限公司參編單位：中油遼河工程有限公司中石化石油工程設(shè)計(jì)有限公司西安長(zhǎng)慶科技工程有限責(zé)任公司主要起草人員：主要審查人員：目次TOC\o"1-2"\h\z1總則 12術(shù)語(yǔ) 23基本規(guī)定 64油氣集輸 84.1一般規(guī)定 84.2采油井場(chǎng) 94.3原油泵輸 94.4天然氣增壓 114.5原油加熱及換熱 125原油處理 145.1油氣分離 145.2原油除砂 145.3原油脫水 155.4原油脫鹽 165.5原油脫硫化氫 175.6原油穩(wěn)定 175.7油罐烴蒸氣回收 186天然氣處理 206.1一般規(guī)定 206.2天然氣凈化 206.3天然氣凝液回收 217油氣儲(chǔ)運(yùn) 227.1原油儲(chǔ)存 227.2原油裝卸 237.3天然氣凝液及其產(chǎn)品的儲(chǔ)存 248油氣集輸管道 268.1一般規(guī)定 268.2原油集輸管道 278.3天然氣集輸管道 298.4天然氣凝液和液化石油氣輸送管道 308.5管道敷設(shè)及防腐保溫 318.6材料及管道組成件 329自動(dòng)控制及油氣計(jì)量 349.1一般規(guī)定 349.2儀表選型及檢測(cè)控制點(diǎn)設(shè)置 359.3油氣計(jì)量 369.4計(jì)算機(jī)控制系統(tǒng) 3810站場(chǎng)總圖 4010.1站場(chǎng)址選擇 4010.2站場(chǎng)防洪及排澇 4010.3站場(chǎng)總平面及豎向布置 4110.4站場(chǎng)管道綜合布置 4211公用工程及配套設(shè)施 4411.1供配電 4411.2給排水及消防 4511.3建筑與結(jié)構(gòu) 4611.4供熱 4811.5燃料 4811.6站場(chǎng)道路 4911.7通信 5011.8暖通空調(diào) 52附錄A氣體空間占有的空間面積分率K2和高度分率K3的關(guān)系表 54附錄B液滴在氣體中的阻力系數(shù)計(jì)算列線圖 55附錄C油氣在水平管中混輸?shù)膲航涤?jì)算公式 56附錄D埋地瀝青絕緣集輸油管道總傳熱系數(shù)K選用表 61附錄E埋地硬質(zhì)聚氨酯泡沫塑料保溫集輸油管道總傳熱系數(shù)K選用表 62附錄F集油管道伴熱輸送雙管管組[(D2／Dl)≤3]熱力近似計(jì)算公式 63附錄G埋地瀝青絕緣采集氣管道總傳熱系數(shù)K選用表 64附錄H站內(nèi)架空油氣管道與建(構(gòu))筑物之間最小水平間距 65附錄J站內(nèi)埋地管道與電纜、建(構(gòu))筑物平行的最小間距 66附錄K站場(chǎng)內(nèi)建筑物的通風(fēng)方式及換氣次數(shù) 67附錄L通信電纜管道和直埋電纜與地下管道或建筑物的最小間距 69附錄M通信架空線路與其它設(shè)備或建筑物的最小間距 70本規(guī)范用詞說(shuō)明 72引用標(biāo)準(zhǔn)名錄 73附：條文說(shuō)明 77PAGE531總則1.0.1為了在油氣集輸工程設(shè)計(jì)中貫徹執(zhí)行國(guó)家現(xiàn)行的有關(guān)法規(guī)和方針政策，統(tǒng)一技術(shù)要求，保證設(shè)計(jì)質(zhì)量，提高設(shè)計(jì)水平，以使工程達(dá)到技術(shù)先進(jìn)、經(jīng)濟(jì)合理、安全可靠，運(yùn)行、管理及維護(hù)方便，制訂本規(guī)范。1.0.2本規(guī)范適用于陸上油田和灘海陸采油田油氣集輸工程設(shè)計(jì)。1.0.3油氣集輸工程設(shè)計(jì)除符合本規(guī)范外，尚應(yīng)符合國(guó)家現(xiàn)行的有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定。

2術(shù)語(yǔ)2.0.1油氣集輸oil-gasgatheringandtransportation在油田內(nèi)，將油井采出的油、氣、水匯集、處理和輸送的全過(guò)程。2.0.2在20℃時(shí)，密度小于或等于0.8650g/cm3的原油。2.0.3在20℃時(shí)，密度為0.8651g/cm3～0.9160g/cm3的原油。2.0.4溫度在50℃時(shí)，動(dòng)力粘度大于400mPa·s，且溫度為20℃時(shí)，密度大于0.9161g/cm3的原油。稠油又可按粘度大小可分為普通稠油、特稠油、超稠油。2.0.5溫度為50℃時(shí)，動(dòng)力粘度大于10000mPa·s，且小于或等于50000mPa·s的稠油。2.0.6溫度為50℃時(shí)，動(dòng)力粘度大于50000mPa·s的稠油。2.0.7含蠟量大于30%，且凝固點(diǎn)高于35℃的原油。2.0.8由于降壓、升溫等原因，從原油中析出的溶解氣泡上浮至原油液面后不立即消失，在原油液面形成泡沫層，具有這種性質(zhì)的原油稱起泡原油。起泡原油的密度、粘度一般較高，氣液分離的難度較大。2.0.9經(jīng)脫除游離和（或）乳化狀態(tài)的水、脫鹽、脫酸后，符合產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)和工藝要求的原油。2.0.10經(jīng)處理穩(wěn)定后，飽和蒸氣壓符合產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)或產(chǎn)品要求的原油。2.0.11通常指的是生產(chǎn)氣油比，即生產(chǎn)井每日標(biāo)況下天然氣產(chǎn)量（m3）與原油產(chǎn)量（t）的比值。2.0.12井場(chǎng)油、氣、水井生產(chǎn)設(shè)施的場(chǎng)所。2.0.13具有石油天然氣收集、凈化處理、儲(chǔ)運(yùn)功能的站、庫(kù)、廠、場(chǎng)、油氣井場(chǎng)的統(tǒng)稱，簡(jiǎn)稱油氣站場(chǎng)或站場(chǎng)。2.0.14分井計(jì)量站油田內(nèi)完成分井計(jì)量油、氣、水的站。簡(jiǎn)稱計(jì)量站。日常生產(chǎn)管理中也稱計(jì)量間。2.0.15交接計(jì)量站對(duì)外銷售原油、天然氣與用戶進(jìn)行交接計(jì)量的站。在油田也稱外輸計(jì)量站。2.0.16接轉(zhuǎn)站transferstation，在油田油氣收集系統(tǒng)中，以液體增壓為主的站。日常生產(chǎn)管理中也稱轉(zhuǎn)油站或接收站。2.0.17放水站將含水較高的原油預(yù)脫除放掉大部分游離水，然后將低含水原油和含油污水分別輸往原油脫水站和含油污水處理站，擔(dān)負(fù)上述生產(chǎn)任務(wù)的站稱為放水站。與接轉(zhuǎn)站合建的放水站，稱為轉(zhuǎn)油放水站。2.0.18原油脫水站crudedehydrati擔(dān)負(fù)原油脫水和增壓輸送的站。2.0.19油田內(nèi)部主要對(duì)原油、天然氣、采出水進(jìn)行集中處理的站。也稱聯(lián)合站。2.0.2油田內(nèi)部?jī)?chǔ)存和外輸（運(yùn)）原油的油庫(kù)。2.0.21自井口裝置至油氣計(jì)量分離器的管道。2.0.22注采合一管道從井口至分井計(jì)量站的注蒸汽、出油功能合一的管道。2.0.23油田內(nèi)部自油氣計(jì)量分離器至有關(guān)站和有關(guān)站間輸送氣液兩相的管道，或未經(jīng)處理的液流管道。2.0.24油田用于儲(chǔ)存凈化原油或穩(wěn)定原油的罐。2.0.25油田站場(chǎng)在事故狀態(tài)下用于儲(chǔ)存原油的作業(yè)罐。正常生產(chǎn)時(shí)應(yīng)保持空閑狀態(tài)。2.0.26沉降脫水罐settlingtan油田站場(chǎng)用于沉降脫水的作業(yè)罐。2.0.27用帶壓的水，清除容器內(nèi)在生產(chǎn)過(guò)程中積存的沉積物的一種方法。2.0.28油田對(duì)外銷售原油，向用戶提供商品原油的輸送過(guò)程。2.0.29原油脫鹽crudeo在原油中加入淡水溶解鹽類，對(duì)原油進(jìn)行脫水，降低原油含鹽量的過(guò)程。2.0.30向輸送原油的管道中摻入一定量的水或加熱后的原油等液體，以降低流體在管內(nèi)流動(dòng)摩阻的輸送方式。2.0.3在外部熱源的伴隨下，保持出油管道內(nèi)流體所需輸送溫度的輸送方式。2.0.32采油井的出口壓力。其數(shù)值等于出油管道水力摩阻、位差和第一級(jí)油氣分離器壓力的總和。2.0.33灘海陸采油田shallowwatercoastaloilfield(terrestrialdevelopmentmode距岸較近、有路堤與岸邊相連，并采用陸地油田開(kāi)發(fā)方式的灘海油田。2.0.34經(jīng)脫除硫化氫、二氧化碳、水分或其它有害雜質(zhì)后符合產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)的天然氣。2.0.35含有水和硫化氫的天然氣，當(dāng)氣體總壓大于或等于0.4MPa（絕），氣體中的硫化氫分壓大于或等于0.0003MPa（絕）時(shí)，稱為酸性天然氣。2.0.36天然氣凝液naturalgasliquid從天然氣中回收的液體烴類混合物的總稱，一般含有乙烷、液化石油氣和天然汽油。也稱混合輕烴。2.0.37以丙烷、丁烷為主要成分的液態(tài)石油產(chǎn)品，一般有商品丙烷、商品丁烷和商品丙、丁烷混合物。2.0.38從天然氣凝液中提取的，以戊烷及更重的烴類為主要成分的液態(tài)石油產(chǎn)品，其終沸點(diǎn)不高于190℃，在規(guī)定的蒸氣壓下，允許含有少量丁烷。也稱天然汽油。2.0.39天然氣水合物ga在一定的溫度和壓力下，天然氣中的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、二氧化碳等和水形成的冰雪狀晶體。2.0.4在礦場(chǎng)或輸氣管道上，用壓縮機(jī)對(duì)天然氣增壓的站。2.0.41從天然氣中回收天然氣凝液的工廠（包括回收乙烷、液化石油氣、天然汽油或它們的混合物）。2.0.42油氣田內(nèi)部自一級(jí)油氣分離器至天然氣的商品交接點(diǎn)之間的氣管道。2.0.43脫除天然氣中的雜質(zhì)或脫水、脫液烴，使其符合產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)或管輸要求的工藝過(guò)程。2.0.44采用吸附、吸收或制冷方法，脫除天然氣中水蒸汽，使其水露點(diǎn)符合規(guī)定的過(guò)程。2.0.45天然氣在水合物形成溫度以上進(jìn)行氣液分離的工藝過(guò)程。2.0.46低溫分離lowtem天然氣在水合物形成溫度以下進(jìn)行氣液分離的工藝過(guò)程。2.0.4為提高管道輸送效率而設(shè)置的清除管內(nèi)凝聚物和沉積物的全套設(shè)備。其中包括清管器、清管器收發(fā)筒、清管器指示器及清管器示蹤儀。2.0.4一種具有遠(yuǎn)程監(jiān)測(cè)控制功能，以多工作站的主站形式通過(guò)網(wǎng)絡(luò)實(shí)時(shí)交換信息，并可應(yīng)用遙測(cè)技術(shù)進(jìn)行遠(yuǎn)程數(shù)據(jù)通信的模塊化、多功能、分層分布式計(jì)算機(jī)控制系統(tǒng)。2.0.49一種控制功能分散、操作顯示集中，采用分級(jí)結(jié)構(gòu)的智能站網(wǎng)絡(luò)計(jì)算機(jī)控制系統(tǒng)。2.0.50將邏輯運(yùn)算、順序控制時(shí)序、計(jì)數(shù)以及算數(shù)運(yùn)算等控制程序用一串指令形式存放到存儲(chǔ)器中，然后根據(jù)存儲(chǔ)控制內(nèi)容，經(jīng)過(guò)模擬、數(shù)字等輸入輸出部件，對(duì)生產(chǎn)設(shè)備和生產(chǎn)過(guò)程進(jìn)行控制的裝置。2.0.51將末端檢測(cè)儀表和執(zhí)行機(jī)構(gòu)與主計(jì)算機(jī)遠(yuǎn)程連接的裝置。采集檢測(cè)信息，進(jìn)行控制和運(yùn)算處理，編碼后通過(guò)通信介質(zhì)向主計(jì)算機(jī)發(fā)送，接收主計(jì)算機(jī)的操作指令，控制末端的執(zhí)行機(jī)構(gòu)動(dòng)作。

3基本規(guī)定3.0.1油氣集輸工程設(shè)計(jì)應(yīng)按照批準(zhǔn)的油田開(kāi)發(fā)方案和計(jì)委托書(shū)或設(shè)計(jì)合同規(guī)定的內(nèi)容、范圍和要求進(jìn)行。3.0.2油氣集輸工程設(shè)計(jì)應(yīng)與油藏工程、鉆井工程、采油工程緊密結(jié)合，根據(jù)油田開(kāi)發(fā)分階段的具體要求，統(tǒng)一論證，綜合優(yōu)化，總體規(guī)劃，分期實(shí)施，保證油田開(kāi)發(fā)建設(shè)取得好的整體經(jīng)濟(jì)效益。3.0.3油氣集輸工程總體布局應(yīng)根據(jù)油藏構(gòu)造形態(tài)、生產(chǎn)井分布及自然條件等情況，并統(tǒng)籌考慮注入、采出水處理、給排水及消防、供配3.0.4油氣集輸工藝流程應(yīng)根據(jù)油藏工程方案和采油工程方案、油氣物理性質(zhì)及化學(xué)組成、產(chǎn)品方案、地面自然條件等條件和要求，通過(guò)技術(shù)經(jīng)濟(jì)對(duì)比確定。并應(yīng)符合下列原則1工藝流程宜密閉。2應(yīng)充分收集與利用油井產(chǎn)出物，生產(chǎn)符合產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)的原油、天然氣、液化石油氣、穩(wěn)定輕烴等產(chǎn)品。3應(yīng)合理利用油氣井流體的壓力能，適當(dāng)提高集輸系統(tǒng)壓力，擴(kuò)大集輸半徑，減少油氣中間接轉(zhuǎn)，降低集輸能耗。4應(yīng)合理利用熱能，做好設(shè)備和管道保溫，降低油氣處理和輸送溫度，減少熱耗。5油氣集輸工藝設(shè)計(jì)應(yīng)結(jié)合實(shí)際情況簡(jiǎn)化工藝流程，選用高效設(shè)備。6應(yīng)積極采用國(guó)內(nèi)外成熟適用的新工藝、新技術(shù)、新設(shè)備、新材料，做到技術(shù)配套，提高經(jīng)濟(jì)效益。3.0.5油氣集輸工程分期建設(shè)的規(guī)模，應(yīng)根據(jù)開(kāi)發(fā)方案提供的10年以上開(kāi)發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)資料確定，工程適應(yīng)期宜3.0.6實(shí)施滾動(dòng)勘探開(kāi)發(fā)的油田，地面建設(shè)應(yīng)做到建設(shè)周期短、投資回報(bào)快。工程分期和設(shè)備配置應(yīng)兼顧近期和遠(yuǎn)期的需求3.0.73.0.83.0.93.0.10油氣集輸設(shè)計(jì)宜采用多功能處理裝置或一體化集成裝置3.0.11對(duì)于重復(fù)性強(qiáng)的油氣集輸站場(chǎng)或工藝單元，宜采用標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)3.0.12油氣集輸設(shè)計(jì)應(yīng)符合現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《油田地面工程設(shè)計(jì)節(jié)能技術(shù)規(guī)范》3.0.13油氣集輸設(shè)計(jì)應(yīng)

4油氣集輸4.1一般規(guī)定4.1.1油氣集輸設(shè)計(jì)應(yīng)優(yōu)化布站，根據(jù)具體情況宜選擇一級(jí)布站、二級(jí)布站或三級(jí)布站方式。分井計(jì)量站、接轉(zhuǎn)站和集中處理站的設(shè)置，4.1.2稠油油田油氣集輸設(shè)計(jì)宜采用一級(jí)布站或二級(jí)布站方式，分井計(jì)量裝置宜依托采油井場(chǎng)設(shè)置，蒸汽吞吐放噴罐宜依托站場(chǎng)設(shè)置。4.1.3低滲透低產(chǎn)油田宜積極采用一級(jí)布站、一級(jí)半布站或二級(jí)布站方式。4.1.4根據(jù)加熱保溫方式和管網(wǎng)形式的不同，油田油氣集輸?shù)幕玖鞒桃瞬捎镁诓患訜釂喂芰鞒?、井口加熱單管流程、井口摻液輸送雙管流程、單管環(huán)狀摻水流程、伴熱輸送三管流程。各典型流程的選用應(yīng)符合現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《油田地面工程建設(shè)規(guī)劃設(shè)計(jì)規(guī)范》SY0049的規(guī)定。根據(jù)油田實(shí)際情況，也4.1.5油井較多，分布較為集中的油田，宜采用管道集油；單井產(chǎn)量低、油井分散的油田或邊遠(yuǎn)的油井，4.1.6設(shè)計(jì)時(shí)，油井最高允許回壓宜按下列規(guī)定確定：1機(jī)械采油井宜為1.0MPa~1.5MPa。低產(chǎn)油田的機(jī)械采油井采用管道集輸時(shí)，可為1.0MPa～2.5MPa。2自噴井可為油管壓力的0.4~0.5倍。3稠油油井宜為0.6MPa~1.5MPa。4.1.7油氣集輸單項(xiàng)工程的設(shè)計(jì)能力，應(yīng)按下列規(guī)定計(jì)算：1采油井場(chǎng)的設(shè)備及出油管道的設(shè)計(jì)能力，應(yīng)按油田開(kāi)發(fā)方案提供的單井產(chǎn)油、氣、水量及摻入液量或氣舉氣量確定。油井的年生產(chǎn)天數(shù)，自噴油井宜按330d計(jì)算，機(jī)械采油井宜按300d計(jì)算。2各類油站含水原油處理及輸送設(shè)施的設(shè)計(jì)能力，應(yīng)按油田開(kāi)發(fā)方案提供的所轄油井日產(chǎn)油量、原油含水率及集輸過(guò)程中的摻入液量確定。3凈化原油儲(chǔ)運(yùn)設(shè)施的設(shè)計(jì)能力，應(yīng)為油田開(kāi)發(fā)方案提供的所轄油田原油產(chǎn)量的1.2倍，年工作時(shí)間按365d計(jì)算。4原油穩(wěn)定裝置的設(shè)計(jì)能力應(yīng)與所轄油田或區(qū)塊的產(chǎn)油量相適應(yīng)，允許波動(dòng)范圍宜取80%～120%，裝置的年運(yùn)行時(shí)數(shù)宜取8000h。在工程適應(yīng)期內(nèi)，裝置負(fù)荷率不應(yīng)低于60%。5油田伴生氣集輸工程的設(shè)計(jì)能力，可按所轄區(qū)塊油田開(kāi)發(fā)方案提供的產(chǎn)氣量確定。需要時(shí)，應(yīng)考慮氣舉氣量。當(dāng)油氣集輸?shù)募訜嵋詽駳鉃槿剂蠒r(shí)，應(yīng)扣除相應(yīng)的集輸自耗氣量。4.1.84.14.2采油井場(chǎng)4.2.11試運(yùn)、生產(chǎn)（包括井口取樣、油井清蠟及加藥等）、井下作業(yè)與測(cè)試、關(guān)井及出油管道吹掃等操作要求。不同類型油井還應(yīng)滿足下列要求：1)更換自噴井、氣舉井油嘴；2)穩(wěn)定氣舉井的氣舉壓力；3)套管氣回收利用；4)水力活塞泵井的反沖提泵。2能測(cè)量油壓、回壓、出油溫度。不同類型油井還應(yīng)能測(cè)量下列數(shù)據(jù)：1)自噴井、抽油機(jī)井、電動(dòng)潛油泵井、螺桿泵井的套壓；2)氣舉井的氣舉氣壓力；3)水力活塞泵井的動(dòng)力液壓力；4）稠油熱采井的蒸汽壓力。3不同集輸流程的特殊要求，如出油管道清蠟、加藥、摻液等。4拉油的采油井場(chǎng)應(yīng)設(shè)儲(chǔ)油罐，儲(chǔ)存時(shí)間宜為2d～7d。5灘海陸采平臺(tái)宜設(shè)置污油污水罐，其容積不應(yīng)小于單井作業(yè)一次排液量。6當(dāng)采油井距離接轉(zhuǎn)站較遠(yuǎn)、集輸困難時(shí)，可在采油井場(chǎng)或分井計(jì)量站設(shè)增壓泵。4.24.24.21嚴(yán)寒地區(qū)的采油井可設(shè)井口保溫設(shè)施。2嚴(yán)寒、多風(fēng)沙和其它氣候惡劣地區(qū)，采用固定機(jī)械清蠟的自噴井、電動(dòng)潛油泵井，可設(shè)置清蠟操作房。3井口保溫設(shè)施應(yīng)采用便于安裝和拆卸的裝配式結(jié)構(gòu)，并應(yīng)具有較長(zhǎng)的使用年限。4.2.4.3原油泵輸4.34.34.3.3油氣混輸泵系統(tǒng)應(yīng)保證有較高的吸入4.3.44.3.5稠油輸送泵選型應(yīng)考慮原油粘度、含水及含砂因素的影響，宜采用容積泵。4.3.4.31在技術(shù)條件允許和滿足輸液量并適應(yīng)有關(guān)工況條件變化的前提下，應(yīng)盡可能減少泵的安裝臺(tái)數(shù)。2連續(xù)運(yùn)行的原油輸送泵宜選2～3臺(tái)，不宜超過(guò)4臺(tái)，其中含備用泵1臺(tái)。當(dāng)泵并聯(lián)運(yùn)行時(shí)，應(yīng)考慮吸入管道流量的分配和泵吸入性能的匹配。3不連續(xù)運(yùn)行的泵（如污油回收泵、裝車油泵等）的臺(tái)數(shù)，應(yīng)根據(jù)輸油量大小和變化幅度以及其它要求綜合考慮確定，可不設(shè)備用泵。4含水原油泵、含油污水泵宜互為備用。清水泵和含油污水泵不應(yīng)互為備用。4.3.4.34.34.3.11離心泵在泵出口管段上必須安裝止回閥。容積泵必須4.3.124.3.13輸油泵進(jìn)口匯管應(yīng)有良好的吸入條件，進(jìn)口匯管流速不宜大于1.0m/s，排出匯管流速宜為0.8m4.34.3.15離心泵輸油用的原油緩沖罐和油氣分離緩沖罐的緩沖容積，應(yīng)滿足正常生產(chǎn)緩沖和事故狀態(tài)下切換流程的需要。緩沖時(shí)間應(yīng)根據(jù)進(jìn)出液量不平衡程度、液面控制和流程切換的技術(shù)水平確定，其緩沖時(shí)間宜為10min～20min。泵輸稠油的分離緩沖罐，其緩沖時(shí)間宜4.34.31改變泵的運(yùn)行臺(tái)數(shù)、葉輪級(jí)數(shù)、葉輪直徑和大小泵匹配；2采用變速調(diào)節(jié)方式；3間歇運(yùn)行的火車、汽車裝油泵，可采用改變運(yùn)行臺(tái)數(shù)和回流調(diào)節(jié)方式。4.3.14.34.3.20輸油泵房需要設(shè)置超重設(shè)備時(shí)，應(yīng)參照本規(guī)范4.44.4天然氣增壓4.4.1天然氣增壓的壓縮機(jī)應(yīng)允許氣體組成、進(jìn)氣壓力、進(jìn)氣溫度和進(jìn)氣量有一定的波動(dòng)范圍。在滿足工藝條件下，1下述情況宜選用往復(fù)式壓縮機(jī)：1）氣源不穩(wěn)定或氣量較小的天然氣增壓。2）高壓注氣和高壓氣舉。3）要求壓比較大的天然氣增壓。2氣源比較穩(wěn)定，且氣量較大時(shí)，宜選用適合油氣田應(yīng)用的離心式壓縮機(jī)。3氣量較小、進(jìn)氣壓力較低且比較平穩(wěn)、排氣壓力不超過(guò)2.5MPa時(shí)，可選用螺桿式壓縮機(jī)。當(dāng)氣質(zhì)較貧時(shí)，可選用噴油螺桿式壓縮機(jī)。4.44.4.3壓縮機(jī)組宜選用橇裝4.4.4往復(fù)式壓縮機(jī)組宜多臺(tái)機(jī)組并聯(lián)運(yùn)行，宜4.4.5離心式壓縮機(jī)采用干氣密封4.4.6往復(fù)式壓縮機(jī)的填料和中體放空應(yīng)引至廠房外4.4.7進(jìn)入壓縮機(jī)的天然氣應(yīng)清除機(jī)械雜質(zhì)和凝液。壓縮機(jī)入口分離器應(yīng)設(shè)液位高限報(bào)警及超高限停機(jī)裝置。對(duì)有油4.4.8壓縮機(jī)宜露天布置或半露天布置。在寒冷、多風(fēng)沙地區(qū)或廠區(qū)噪聲有限制時(shí)，壓縮機(jī)可布置在封閉式廠房?jī)?nèi)。4.4.1最大檢修部件起重量大于或等于10t時(shí)，宜配置設(shè)電動(dòng)防爆橋式或電動(dòng)防爆梁式起重機(jī)。2最大檢修部件起重量小于10t，而大于或等于3t，宜設(shè)手動(dòng)梁式起重機(jī)。安裝的壓縮機(jī)臺(tái)數(shù)為1、2臺(tái)時(shí)，可配置手動(dòng)起重機(jī)。3最大檢修部件起重量小于3t時(shí)，可設(shè)移動(dòng)式起重設(shè)備，在廠房?jī)?nèi)應(yīng)留有移動(dòng)式吊車或三角架回轉(zhuǎn)起吊場(chǎng)地；壓縮機(jī)數(shù)量超過(guò)4臺(tái)時(shí)，宜設(shè)手動(dòng)梁式起重機(jī)。4.4.101壓縮機(jī)進(jìn)口應(yīng)設(shè)壓力高、低限報(bào)警及超限停機(jī)裝置。2壓縮機(jī)各級(jí)出口管道應(yīng)安裝全啟封閉式安全閥。3壓縮機(jī)進(jìn)出口之間應(yīng)設(shè)循環(huán)回路，壓縮機(jī)站應(yīng)設(shè)站內(nèi)循環(huán)回路。4離心式壓縮機(jī)應(yīng)配套設(shè)置防喘振控制系統(tǒng)。5應(yīng)采取防振、防脈動(dòng)及管線熱應(yīng)力補(bǔ)償措施。4.4.14.5原油加熱及換熱4.54.5.4.54.51井場(chǎng)加熱爐應(yīng)為1臺(tái)。叢式井場(chǎng)加熱爐臺(tái)數(shù)應(yīng)根據(jù)實(shí)際情況確定。2分井計(jì)量站加熱爐可為1臺(tái)。3油井熱洗清蠟用加熱爐可為1臺(tái)。4不屬于1~3款的其它不同用處的加熱爐，設(shè)2臺(tái)或2臺(tái)以上時(shí)，可不設(shè)備用爐，但在低負(fù)荷下有1臺(tái)加熱爐檢修時(shí)，其余加熱爐應(yīng)能維持生產(chǎn)。4.54.54.5爐管的進(jìn)出口應(yīng)裝溫度計(jì)和截?cái)嚅y；2應(yīng)設(shè)爐管事故緊急放空和吹掃管道；3進(jìn)出油匯管宜設(shè)連通；4進(jìn)油匯管應(yīng)與進(jìn)站油管道連通。4.54.54.5.4.5.11加熱爐采用4.5.12換熱器的型式應(yīng)根據(jù)工藝條件選定，可選用管殼式換熱器或套管式換熱器。當(dāng)需要強(qiáng)化傳熱時(shí)，4.54.51單臺(tái)換熱器的冷熱端介質(zhì)溫差，應(yīng)通過(guò)換熱量和換熱面積的技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較后確定。2初選的原則是冷熱端介質(zhì)溫差均不宜小于20℃。若熱流需進(jìn)一步冷卻，冷流需進(jìn)一步加熱時(shí)，熱端介質(zhì)溫差不宜小于20℃，冷端介質(zhì)溫差不宜小于15℃。3溫差校正系數(shù)不宜小于0.8。4.5.154.54.5.17采用螺旋板式換熱器時(shí)，通道內(nèi)的流體流速宜大于或等于4.5

5原油處理5.1油氣分離5.1.1油氣分離的級(jí)數(shù)和各級(jí)分離壓力應(yīng)根據(jù)油氣集輸系統(tǒng)壓力和油氣全組分綜合分析確定，分離級(jí)數(shù)可為2~4級(jí)。5.1.2油氣分離宜采用重力沉降分離器。重力分離器形式選擇應(yīng)根據(jù)分離介質(zhì)的液量及相數(shù)確定，選擇宜1液量較少，要求液體在分離器內(nèi)的停留時(shí)間較短時(shí)，選用立式重力分離器。2液量較多，要求液體在分離器內(nèi)的停留時(shí)間較長(zhǎng)時(shí)，選用臥式重力分離器。3氣、油、水同時(shí)存在，并需進(jìn)行分離時(shí)，選用三相臥式分離器。5.1.31沉降分離氣相中液滴的最小直徑為100μm。2兩相分離器的液相停留時(shí)間，處理起泡原油時(shí)宜為5min～20min，處理稠油宜為5min～10min，處理其它原油時(shí)宜為1min～3min。3考慮物流的波動(dòng)性，分離器的計(jì)算油量和氣量應(yīng)為日產(chǎn)量的1.2~1.5倍。5.1.4連續(xù)生產(chǎn)的油氣分離器的臺(tái)數(shù)不宜5.1.5油氣分離器的結(jié)構(gòu)應(yīng)滿足氣－液分離要求。必要時(shí)應(yīng)設(shè)置機(jī)械消泡和5.1.6油氣分離器的設(shè)計(jì)、制造應(yīng)符合國(guó)家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)《油氣分離器規(guī)范》SY/T0515的有關(guān)5.1.75.1.85.2原油除砂5.2.1除砂工藝應(yīng)根據(jù)容器類型和原油含砂情況合理選擇，常壓油罐宜采用機(jī)械或人工方式清砂，壓力容器宜采用不停產(chǎn)水力沖砂，有條件的站場(chǎng)可采用旋流除砂工藝。5.2.2當(dāng)采用水力沖砂時(shí)，噴嘴噴射速度宜為5m/s～10m/s，每個(gè)噴嘴噴水強(qiáng)度不應(yīng)小于0.8m5.2.3沖砂泵排量應(yīng)按同時(shí)工作的噴嘴噴水量確定，揚(yáng)程應(yīng)大于沖砂泵至最遠(yuǎn)噴嘴的沿程壓力降、壓力容器操作壓力與噴嘴壓降之和。5.2.4壓力容器的排砂管道應(yīng)合理選擇流速，容器內(nèi)部排砂管管口應(yīng)向下安裝，容器外部排砂管道應(yīng)具有一定的坡度。5.2.5采用不停產(chǎn)水力沖砂或旋流除砂工藝的壓力容器，出油腔應(yīng)采取防止沉砂的攪動(dòng)措施。5.2.6原油除砂工藝設(shè)計(jì)應(yīng)考慮砂的收集和處理。5.3原油脫水5.35.3.2原油脫水工藝方式宜采用在集輸溫度下預(yù)脫除游離水5.3.3低滲透低產(chǎn)油田宜采用合一設(shè)施進(jìn)行原油脫水處理。5.35.3.55.3.5.3.1進(jìn)入沉降脫水器的總液量按進(jìn)站液量、污水回?fù)搅考昂臀鬯两倒藁蚝臀鬯幚碚臼沼土恐痛_定。2脫水溫度由試驗(yàn)確定。3油水沉降時(shí)間根據(jù)原油性質(zhì)、乳狀液的乳化程度、含水率、脫水設(shè)備的結(jié)構(gòu)等通過(guò)試驗(yàn)確定。4進(jìn)電脫水器的原油含水不應(yīng)大于30%。5.31設(shè)計(jì)臺(tái)數(shù)應(yīng)根據(jù)脫水處理的總液（油）量和單臺(tái)脫水設(shè)備的處理能力確定，沉降脫水器應(yīng)按液量核算，電脫水器應(yīng)按油量核算。2當(dāng)一臺(tái)脫水設(shè)備檢修，其余脫水設(shè)備負(fù)荷不大于設(shè)計(jì)處理能力（額定處理能力）的120%時(shí)，可不另設(shè)備用；若大于120%時(shí)，可設(shè)一臺(tái)備用。3脫水設(shè)備的臺(tái)數(shù)不應(yīng)少于2臺(tái)，不宜多于6臺(tái)。4電脫水器臺(tái)數(shù)應(yīng)結(jié)合電負(fù)荷相平衡因素綜合確定。5.3.1破乳劑的加入點(diǎn)，應(yīng)以充分發(fā)揮藥劑的效能并方便生產(chǎn)管理為原則，結(jié)合集輸流程確定。破乳劑與含水原油應(yīng)在進(jìn)入脫水容器之前充分混合。2破乳劑品種和用量應(yīng)由試驗(yàn)確定，破乳劑用量應(yīng)計(jì)量。3破乳劑宜定量、連續(xù)、均勻地加入含水油管道。4加注破乳劑的設(shè)施應(yīng)密閉。5.3.105.3.115.3.125.3.135.4原油脫鹽5.4.15.4.2原油脫鹽后的含鹽量應(yīng)滿足商品原油合同指標(biāo)和后續(xù)處理工藝要求，油田出礦原油含鹽量不宜大于5.4.35.4.4原油電脫鹽工藝參數(shù)1進(jìn)入電脫鹽裝置的總液量應(yīng)按照前段脫水后含水原油量、注入水量之和確定。2脫鹽溫度應(yīng)由試驗(yàn)確定，宜使原油在其運(yùn)動(dòng)粘度低于50mm2/s的溫度下脫鹽，且設(shè)計(jì)溫度不應(yīng)高于150℃3原油在脫鹽裝置內(nèi)沉降時(shí)間應(yīng)按照原油性質(zhì)、破乳劑性能、含水率等通過(guò)試驗(yàn)確定，輕質(zhì)原油宜為30min~40min，中質(zhì)原油不宜超過(guò)60min，重質(zhì)原油宜為80min~90min。4原油電脫鹽裝置操作壓力在滿足工藝要求的前提下，應(yīng)比最高操作溫度下原油或水的最高飽和蒸汽壓高0.1MPa~0.2MPa。5.4.5電脫鹽裝置洗滌水的工藝參數(shù)1注入水量應(yīng)由試驗(yàn)確定，宜控制在原油處理量的3%~8%，對(duì)于重質(zhì)原油，注入水量可適當(dāng)增加，但不宜超過(guò)10%。2洗滌水宜在最后一級(jí)脫鹽的混合裝置前注入，含鹽量不宜高于300mg/L，PH值宜控制在6~8之間。3多級(jí)脫鹽時(shí)，后級(jí)脫鹽裝置排水宜回注至前級(jí)脫鹽裝置循環(huán)使用。5.4.61原油電脫鹽裝置的設(shè)計(jì)、選擇及制造應(yīng)符合《原油電脫水設(shè)計(jì)規(guī)范》SY/T0045的有關(guān)規(guī)定。2原油電脫鹽裝置出油匯管應(yīng)設(shè)置壓力調(diào)節(jié)閥，并設(shè)置旁通閥。當(dāng)調(diào)節(jié)閥檢修時(shí)，能夠?qū)崿F(xiàn)手動(dòng)控制。5.4.71各級(jí)脫鹽裝置出口原油含水率應(yīng)符合現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《出礦原油技術(shù)條件》SY7513的要求。2從電脫鹽裝置脫出的污水中，油含量不宜大于5000mg/L；輸往污水處理站的污水，含油量應(yīng)不大于1000mg/L。3最后一級(jí)脫鹽裝置出口原油含水率、含鹽量應(yīng)達(dá)到合同指標(biāo)要求。5.4.8原油脫鹽選用熱化學(xué)脫鹽工藝時(shí)，其工藝設(shè)計(jì)、設(shè)計(jì)參數(shù)、系列與結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)應(yīng)滿足《原油熱化學(xué)沉降脫水設(shè)計(jì)規(guī)范》5.4.91原油脫鹽使用的破乳劑應(yīng)經(jīng)過(guò)試驗(yàn)篩選后確定。2破乳劑的加入點(diǎn)，應(yīng)充分發(fā)揮藥劑效能并方便管理，一級(jí)脫鹽器破乳劑宜注至提升泵前，后級(jí)脫鹽器破乳劑宜注至混合器前。3對(duì)于水溶性破乳劑宜稀釋至1%~10%的溶液后注入，油溶性破乳劑宜不經(jīng)稀釋直接注入。4破乳劑宜定量、連續(xù)、均勻的注入，可選用藥劑自動(dòng)定量注入裝置，實(shí)現(xiàn)藥劑流量可調(diào)。5.5原油脫硫化氫5.5.1原油集輸過(guò)程中，脫硫化氫工藝應(yīng)根據(jù)原油處理流程、原油性質(zhì)、原油中硫化氫含量，通過(guò)技術(shù)經(jīng)濟(jì)對(duì)比確定，可選用氣提脫硫化氫、加入硫化氫抑制劑等5.5.2脫硫化氫后的原油中硫化氫含量不宜大于50mg/kg5.5.3氣提脫硫化氫應(yīng)滿足下列要求1氣提氣宜優(yōu)先選用不含或少含硫化氫的干氣。2氣提塔宜選用篩板塔。3氣提氣量和塔板數(shù)應(yīng)根據(jù)工藝模擬計(jì)算確定。4原油需要穩(wěn)定時(shí)，宜與原油穩(wěn)定相結(jié)合。5.5.4硫化氫抑制劑的選用與加入應(yīng)符合下列要求1硫化氫抑制劑的選擇應(yīng)根據(jù)性價(jià)比、安全性和對(duì)下游工藝的影響確定，不應(yīng)加入成份不明的硫化氫抑制劑。2硫化氫抑制劑具體的加入量應(yīng)通過(guò)實(shí)驗(yàn)確定，宜選用靜態(tài)混合器，并應(yīng)根據(jù)原油物性、凈化后原油含硫化氫量的變化情況，確定最佳加入量。5.6原油穩(wěn)定5.6.1當(dāng)油田內(nèi)部集輸儲(chǔ)運(yùn)過(guò)程中原油蒸發(fā)損耗率大于0.2%時(shí)，應(yīng)進(jìn)行穩(wěn)定處理。低產(chǎn)油田、稠油油田的原油，應(yīng)根據(jù)原油物性，通過(guò)技術(shù)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)確定是否進(jìn)行原油穩(wěn)定。5.6.2原油穩(wěn)定裝置前的原油集輸流程應(yīng)密閉。5.6.3原油穩(wěn)定應(yīng)與原油脫水凈化、原油外輸統(tǒng)籌規(guī)劃，合理利用能量。5.6.45.6.5原油穩(wěn)定采用負(fù)壓閃蒸、正壓閃蒸或分餾工藝，應(yīng)根據(jù)原油組成、油品物性、穩(wěn)定深度、產(chǎn)品要求及其相關(guān)的集輸工藝流程5.6.6進(jìn)行原油組分分析的油樣應(yīng)具有代表性。原油穩(wěn)定的設(shè)計(jì)進(jìn)料組成應(yīng)由原油中的輕組分含量和原油蒸餾標(biāo)準(zhǔn)試驗(yàn)數(shù)據(jù)擬合而成。原油蒸餾標(biāo)準(zhǔn)試驗(yàn)的最重餾分的沸點(diǎn)宜高于500℃5.6.7原油穩(wěn)定裝置應(yīng)有事故越裝置旁路流程，旁路的原油不應(yīng)直接進(jìn)入5.6.85.6.9原油穩(wěn)定裝置產(chǎn)生的污水應(yīng)密閉收集，與原油集輸系統(tǒng)產(chǎn)生的污水統(tǒng)一處理，并應(yīng)符合本規(guī)范第11.2節(jié)5.6.10原油穩(wěn)定裝置的設(shè)計(jì)，應(yīng)符合國(guó)家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)《原油穩(wěn)定設(shè)計(jì)規(guī)范》SY/T5.7油罐烴蒸氣回收5.7.1對(duì)于不宜采用負(fù)壓閃蒸、正壓閃蒸及分餾進(jìn)行穩(wěn)定的原油，可采用油罐烴蒸氣回收工藝。5.7.2烴蒸氣回收系統(tǒng)的油罐應(yīng)配有呼吸閥、液壓安全閥(或液封)及自動(dòng)補(bǔ)氣閥。5.7.3油罐呼吸閥、液壓安全閥和自動(dòng)補(bǔ)氣閥的選用應(yīng)符合下列要求：1呼吸閥應(yīng)按現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《石油儲(chǔ)罐附件第1部分：呼吸閥》SY/T0511.1選用，排氣能力應(yīng)大于可能出現(xiàn)的最大瞬時(shí)量，吸氣能力應(yīng)大于壓縮機(jī)的吸氣能力，其排氣壓力上限值不宜超過(guò)油罐試驗(yàn)壓力的80%。2液壓安全閥應(yīng)按現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《石油儲(chǔ)罐附件第2部分：液壓安全閥》SY/T0511.2選用，啟動(dòng)壓力應(yīng)介于呼吸閥工作壓力與油罐試驗(yàn)壓力之間。3當(dāng)油罐的壓力低于200Pa時(shí)，自動(dòng)補(bǔ)氣閥應(yīng)能及時(shí)補(bǔ)氣，通過(guò)能力不應(yīng)小于壓縮機(jī)的最大排量。5.7.4抽氣設(shè)備可按下列要求設(shè)計(jì)：1油罐正常工作壓力范圍的下限值宜為150Pa，上限值應(yīng)根據(jù)油罐的試驗(yàn)壓力和使用年限確定。2抽氣壓縮機(jī)宜選用螺桿壓縮機(jī)。3抽氣壓縮機(jī)應(yīng)能實(shí)現(xiàn)自動(dòng)啟動(dòng)、停機(jī)或調(diào)節(jié)抽氣量。4抽氣壓縮機(jī)的設(shè)計(jì)排量可取油罐蒸發(fā)氣量的1.0～1.5倍。5新建油罐的烴蒸發(fā)氣量可按原油進(jìn)罐前的末級(jí)分離壓力、分離溫度，參照在實(shí)驗(yàn)室做出的相近段的原油脫氣系數(shù)或氣在原油中的溶解系數(shù)，并結(jié)合類似條件的運(yùn)行數(shù)據(jù)確定。已投產(chǎn)油罐的烴蒸發(fā)氣量，應(yīng)由實(shí)測(cè)確定。5.7.5罐區(qū)內(nèi)罐與罐之間的抽氣管道宜連通，油罐數(shù)量多時(shí)可適當(dāng)分組，但應(yīng)校核管道壓降，保持均衡。管道總壓降不宜高于200Pa。5.7.6抽氣管道敷設(shè)坡度不應(yīng)小于0.3%，并應(yīng)有防凍、排液措施。5.7.7原油進(jìn)罐前的分離器應(yīng)有可靠的液位控制措施。

6天然氣處理6.1一般規(guī)定6.1.1天然氣處理總流程應(yīng)根據(jù)原料氣性質(zhì)、下游用戶對(duì)氣質(zhì)和產(chǎn)品的要求確定。處理裝置宜集中布置。6.1.2天然氣處理工程的設(shè)計(jì)能力應(yīng)與所轄區(qū)塊的產(chǎn)氣量相適應(yīng)，處理裝置允許氣量波動(dòng)范圍宜取80%～120%，裝置的年運(yùn)行時(shí)數(shù)宜取8000h。在工程適應(yīng)期內(nèi)，裝置負(fù)荷率不應(yīng)低于60%。6.1.3工藝計(jì)算應(yīng)選擇具有代表性的天然氣組成作為依據(jù)，宜按一定的組成波動(dòng)6.1.4天然氣處理裝置入口應(yīng)設(shè)具有除油、液體緩沖功能的分離器，天然氣含有固體粉塵雜質(zhì)時(shí)，還應(yīng)設(shè)除塵凈化設(shè)施6.1.5天然氣處理裝置的進(jìn)氣總管應(yīng)設(shè)有自動(dòng)緊急關(guān)斷閥。裝置6.1.6天然氣處理裝置產(chǎn)生的污水應(yīng)收集后集中處理，并應(yīng)6.1.71天然氣應(yīng)符合現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《天然氣》GB17820的規(guī)定，進(jìn)入輸氣管道的天然氣尚應(yīng)符合現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《輸氣管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》GB50251的有關(guān)規(guī)定。2液化石油氣應(yīng)符合《液化石油氣》GB11174的規(guī)定。3穩(wěn)定輕烴應(yīng)符合現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《穩(wěn)定輕烴》GB9053的規(guī)定。4天然氣凝液及其他產(chǎn)品的技術(shù)要求應(yīng)符合企業(yè)間的協(xié)議標(biāo)準(zhǔn)。6.2天然氣凈化6.2.1天然氣脫水工藝應(yīng)根據(jù)天然氣處理總流程、氣量、氣質(zhì)條件、操作條件和脫水深度要求合理確定。6.2.2天然氣的脫水深度應(yīng)按下列要求確定：1管輸天然氣在起輸條件下的水露點(diǎn)應(yīng)比在起輸條件下的最低環(huán)境溫度低5℃。2對(duì)天然氣凝液回收裝置，原料氣脫水后的水露點(diǎn)應(yīng)比最低制冷溫度至少低5℃；當(dāng)采用注入水合物抑制劑的方法同時(shí)脫水脫烴時(shí)，水合物抑制劑注入量應(yīng)保證在操作壓力下的水合物形成溫度比最低制冷溫度至少低3℃。6.2.3天然氣脫水裝置的設(shè)計(jì)，應(yīng)符合現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《天然氣脫水設(shè)計(jì)規(guī)范》SY/T0076的有關(guān)規(guī)定。6.2.4天然氣中H2S、CO2及總硫的含量不符合現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《天然氣》GB17820的要求時(shí)，應(yīng)按現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《氣田天然氣凈化廠設(shè)計(jì)規(guī)范》SY/T0011的規(guī)定進(jìn)行處理。6.3天然氣凝液回收6.3.1天然氣凝液回收的工藝方法應(yīng)根據(jù)天然氣的氣量、組成、壓力、產(chǎn)品規(guī)格及收率合理確定。6.3.2天然氣凝液回收裝置的收率應(yīng)通過(guò)技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較確定。回收乙烷及更重?zé)N類的裝置，乙烷收率宜為50%～85%。回收丙烷及更重?zé)N類的裝置，丙烷收率宜為50%～90%。6.3.3天然氣凝液回收裝置的設(shè)計(jì)，應(yīng)符合現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《天然氣凝液回收設(shè)計(jì)規(guī)范》SY/T0077的有關(guān)規(guī)定。

7油氣儲(chǔ)運(yùn)7.1原油儲(chǔ)存7.1.1油田儲(chǔ)油罐應(yīng)采用立式鋼制油罐，油田內(nèi)部未穩(wěn)定原油儲(chǔ)罐及事故油罐應(yīng)選用固定頂油罐，單罐容量為10000m37.1.2油田原油儲(chǔ)罐宜設(shè)在油田礦場(chǎng)油庫(kù)，也可設(shè)在距離油田礦場(chǎng)油庫(kù)或外輸首站較遠(yuǎn)的集中處理站。7.1.3原油儲(chǔ)罐的總?cè)萘繎?yīng)按下式計(jì)算確定：(7.1.3式中V——原油儲(chǔ)罐的總?cè)萘浚╩3）；m——油田原油儲(chǔ)運(yùn)設(shè)施的設(shè)計(jì)能力（t/a），取油田原油生產(chǎn)能力的1.2倍；ρ——儲(chǔ)存溫度下的原油密度（t/m3）；ε——原油儲(chǔ)罐裝量系數(shù)，見(jiàn)本規(guī)范第7.1.4T——油田原油儲(chǔ)備天數(shù)，見(jiàn)本規(guī)范第7.1.57.1.4原油儲(chǔ)罐裝量系數(shù)可根據(jù)原油儲(chǔ)罐類型和結(jié)構(gòu)尺寸通過(guò)計(jì)算確定。對(duì)于固定頂油罐可取0.85，浮頂油罐可取0.90。當(dāng)油罐中儲(chǔ)存起泡原油時(shí)，固定頂油罐可取0.75，浮頂油罐可取0.80。7.1.5油田原油儲(chǔ)備天數(shù)應(yīng)根據(jù)原油外輸方式，通過(guò)技術(shù)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)確定。但應(yīng)滿足下列要求：1原油以管道外輸?shù)挠吞?，?chǔ)備天數(shù)不應(yīng)少于3d。2原油以鐵路或公路外運(yùn)的油田，應(yīng)根據(jù)運(yùn)輸距離、原油產(chǎn)量及其在鐵路運(yùn)輸中所處的地位等因素綜合確定，儲(chǔ)備天數(shù)不宜少于5d。3原油以輪船外運(yùn)的油田，儲(chǔ)備天數(shù)至少應(yīng)為來(lái)船周期再增加3d。7.1.6原油脫水站、集中處理站的事故油罐可設(shè)1座，容積應(yīng)按該站1d的設(shè)計(jì)油量計(jì)算。7.1.7接轉(zhuǎn)站不宜設(shè)事故油罐。當(dāng)生產(chǎn)確實(shí)需要時(shí)，接轉(zhuǎn)站可設(shè)事故油罐7.1.8需要加熱或維持溫度的原油儲(chǔ)罐的罐壁宜采取保溫措施，事故油罐的罐壁可不設(shè)保溫措施。7.1.9油罐內(nèi)原油的加熱保溫可采用摻熱油方式、盤管加熱方式或電加熱方式，熱負(fù)荷宜按油罐對(duì)外散熱流量確定。7.1.10油罐散熱流量可按下式計(jì)算：(7.1.10)式中φ——油罐散熱流量（W）；A1、A2、A3——罐壁、罐底、罐頂?shù)谋砻娣e（m2）；K1、K2、K3——罐壁、罐底、罐頂?shù)目倐鳠嵯禂?shù)[W/（m2·℃）]；tav——罐內(nèi)原油平均溫度（℃）；tamb——罐外環(huán)境溫度（取最冷月平均溫度）（℃）。7.1.11原油儲(chǔ)罐排出的污水應(yīng)收集后集中處理，并符合本規(guī)范11.2節(jié)中的規(guī)定。7.1.12原油儲(chǔ)罐附件及儀表設(shè)置，應(yīng)符合現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《石油化工儲(chǔ)運(yùn)系統(tǒng)罐區(qū)設(shè)計(jì)規(guī)范》SH3007的有關(guān)規(guī)定。7.1.13油罐呼吸閥、液壓安全閥的設(shè)計(jì)應(yīng)符合現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《石油儲(chǔ)罐附件第1部分：呼吸閥》SY/T0511.1、《石油儲(chǔ)罐附件第2部分：液壓安全閥》SY/T0511.2的規(guī)定。7.1.14油罐區(qū)的安全防火要求應(yīng)符合現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《石油天然氣工程設(shè)計(jì)防火規(guī)范》GB50183的有關(guān)規(guī)定。7.2原油裝卸7.2.1火車裝油宜采用小鶴管上部灌裝。本規(guī)范第7.2.2～7.2.4條適用于小鶴管上部灌裝方式。7.2.2火車裝車設(shè)施的設(shè)置應(yīng)按裝車量、油罐列車編組等情況確定，應(yīng)符合下列要求：1日裝車量為8列及以上的裝車場(chǎng)，裝油棧橋宜采用雙側(cè)整列布置裝油鶴管；日裝車4列及以下時(shí)，裝油棧橋宜采用雙側(cè)半列布置裝油鶴管；日裝車5~7列時(shí)，裝車場(chǎng)的形式按具體情況確定。2鶴管的結(jié)構(gòu)應(yīng)滿足油罐列車對(duì)位要求，鶴管數(shù)量應(yīng)滿足一列不脫鉤的條件下一次到站最多的油罐車數(shù)。日裝車量在5列及以上的裝車場(chǎng)，鶴管的間距和結(jié)構(gòu)應(yīng)滿足棧橋每側(cè)油罐車整體對(duì)位要求。3日裝車量為1列及以上的裝車場(chǎng)應(yīng)設(shè)裝油棧橋。7.2.3鐵路日裝車列數(shù)可按下式計(jì)算：(7.2.3式中N——日裝車列數(shù)（列/d）；m——年裝油量（t/a）；K——鐵路來(lái)車不均勻系數(shù)，按統(tǒng)計(jì)資料采用，當(dāng)無(wú)統(tǒng)計(jì)資料時(shí)，宜取K=1.2；T——年工作天數(shù)，宜取350d；——裝油溫度下原油的密度（t/m3）；V——一列油罐列車的總公稱容量（m3/列）；ε——油罐車的裝量系數(shù)，宜取0.9。7.2.4火車裝油泵的吸入和排出匯管之間宜設(shè)自動(dòng)回流閥，以自動(dòng)調(diào)節(jié)裝油匯管壓力。7.2.5汽車裝車場(chǎng)設(shè)計(jì)應(yīng)符合下列要求：1汽車裝油匯管高度宜為4m，并應(yīng)保證鶴管不可移動(dòng)部分與罐車有0.5m的凈距。2為確保鶴管的靈敏度和安全性，在裝油鶴管上宜裝閘閥和旋塞閥各一個(gè)。3汽車裝油匯管及支管宜有伴熱和掃線接頭。7.2.6單井產(chǎn)量低、油井分散的油田和邊遠(yuǎn)的油井采用汽車?yán)蜁r(shí)，宜采用簡(jiǎn)易裝油設(shè)施。7.2.7油品裝車流量不宜小于30m3/h，但裝卸車流速不得大于7.2.81匯管卸油口標(biāo)高距卸油臺(tái)面不宜大于0.5m，卸油口間距宜為4.0m。2匯管卸油口直徑應(yīng)比罐車卸油口直徑大一級(jí)。3卸油管道宜伴熱，匯管坡度為0.5%~1.0%。在匯管卸油口附近宜設(shè)蒸汽接頭。7.2.97.2.107.2.117.3天然氣凝液及其產(chǎn)品的儲(chǔ)存7.3.1天然氣凝液及其產(chǎn)品應(yīng)密閉儲(chǔ)存。天然氣凝液儲(chǔ)罐、液化石油氣儲(chǔ)罐和1號(hào)穩(wěn)定輕烴儲(chǔ)罐應(yīng)選用鋼制壓力球型罐或臥式罐；2號(hào)穩(wěn)定輕烴常壓儲(chǔ)存時(shí)，應(yīng)選用內(nèi)浮頂鋼罐。7.3.2天然氣凝液、液化石油氣和穩(wěn)定輕烴的生產(chǎn)作業(yè)罐和儲(chǔ)罐的容積應(yīng)根據(jù)運(yùn)輸方式和距離，按設(shè)計(jì)產(chǎn)量計(jì)算，儲(chǔ)存天數(shù)宜符合下列要求：1生產(chǎn)作業(yè)罐的儲(chǔ)存天數(shù)：1d。2外銷產(chǎn)品儲(chǔ)罐的儲(chǔ)存天數(shù)：1)管道運(yùn)輸，3d；2)公路運(yùn)輸(包括瓶裝液化石油氣)，100km以內(nèi)，3d~5d；100km以外，5d~7d。7.3.3天然氣凝液、液化石油氣和穩(wěn)定輕烴儲(chǔ)罐的裝量系數(shù)應(yīng)符合下列規(guī)定：1球型罐或臥式罐宜取0.9。2內(nèi)浮頂罐：1)罐容積等于或大于1000m32)罐容積小于1000m37.3.4天然氣凝液及其產(chǎn)品的儲(chǔ)罐宜各設(shè)2座或3座。7.3.5天然氣凝液及其產(chǎn)品壓力儲(chǔ)罐的設(shè)計(jì)壓力應(yīng)符合以下規(guī)定：1天然氣凝液及其產(chǎn)品儲(chǔ)罐的設(shè)計(jì)壓力，應(yīng)以規(guī)定溫度下的工作壓力為基礎(chǔ)確定。2液化石油氣儲(chǔ)罐規(guī)定溫度下的工作壓力，應(yīng)按現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《固定式壓力容器安全技術(shù)監(jiān)察規(guī)程》TSGR0004的相關(guān)規(guī)定確定。3天然氣凝液和穩(wěn)定輕烴儲(chǔ)罐規(guī)定溫度下的工作壓力，應(yīng)按不低于50℃時(shí)的飽和蒸汽壓來(lái)確定，天然氣凝液儲(chǔ)罐有保冷設(shè)施時(shí)可按其保冷后可能達(dá)到的最高工作溫度下的實(shí)際飽和蒸汽壓確定。飽和蒸汽壓應(yīng)采用可能出現(xiàn)的最輕組成確定。7.3.6天然氣凝液、液化石油氣儲(chǔ)罐開(kāi)口接管的閥門和管件壓力等級(jí)應(yīng)等于或大于2.5MPa7.3.7天然氣凝液、液化石油氣和1號(hào)穩(wěn)定輕烴儲(chǔ)罐應(yīng)設(shè)液位、溫度和壓力檢測(cè)以及高液位報(bào)警裝置或高液位自動(dòng)聯(lián)鎖切斷進(jìn)料裝置。單罐容積大于或等于50m7.3.8單罐容積等于或大于100m7.3.92號(hào)穩(wěn)定輕烴的常壓儲(chǔ)罐附件和儀表的設(shè)置，應(yīng)符合現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《石油化工儲(chǔ)運(yùn)系統(tǒng)罐區(qū)設(shè)計(jì)規(guī)范》SH3007的有關(guān)規(guī)定。7.3.10天然氣凝液及其產(chǎn)品儲(chǔ)罐應(yīng)設(shè)有排水口。含水天然氣凝液及其產(chǎn)品的儲(chǔ)罐排水應(yīng)密閉收集，并宜設(shè)置切水裝置，污水應(yīng)收集后集中處理，并符合本規(guī)范11.27.3.11天然氣凝液及液化石油氣的儲(chǔ)存，還應(yīng)符合現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《液化石油氣》GB11174的有關(guān)規(guī)定；穩(wěn)定輕烴的儲(chǔ)存還應(yīng)符合現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《穩(wěn)定輕烴》GB7.3.12天然氣凝液、油田氣液化石油氣和穩(wěn)定輕烴罐區(qū)的安全防火要求，應(yīng)符合現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《石油天然氣工程設(shè)計(jì)防火規(guī)范》GB50183的有關(guān)規(guī)定。8油氣集輸管道8.1一般規(guī)定8.1.1油氣集輸管道選線應(yīng)符合下列要求：1應(yīng)盡量取直，盡量不破壞沿線已有的各種建、構(gòu)筑物，盡量少占耕地。2宜與其它管道、道路、供配電線路、通信線路組成走廊帶。3同類性質(zhì)且埋設(shè)深度接近的管道宜同溝敷設(shè)。4宜選擇有利地形敷設(shè)，避開(kāi)低洼積水地帶、局部鹽堿地帶及其它腐蝕性強(qiáng)的地帶和工程地質(zhì)不良地段。8.1.2油氣集輸管道的設(shè)計(jì)壓力應(yīng)按最高操作壓力確定，且不應(yīng)低于1.6MPa8.1.3 （8.1.3）式中——管道壁厚（mm）；——設(shè)計(jì)壓力（MPa）；——管道外徑（mm）； σs——鋼管最低屈服強(qiáng)度（MPa）；——設(shè)計(jì)系數(shù)，取值見(jiàn)本規(guī)范8.2.8條、8.3.5條和8.4.5條；φ——鋼管焊縫系數(shù)。當(dāng)選用無(wú)縫鋼管時(shí)，取φ＝1.0。當(dāng)選用鋼管符合現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《石油天然氣工業(yè)管線輸送系統(tǒng)用鋼管》GB/T9711的規(guī)定時(shí)，φ按該標(biāo)準(zhǔn)取值；t——溫度折減系數(shù)，當(dāng)溫度小于120℃時(shí)，t值取1.0；——管道腐蝕裕量，取值見(jiàn)本規(guī)范8.2.8條和8.3.5條。鋼管壁厚應(yīng)按計(jì)算壁厚向上圓整至鋼管標(biāo)準(zhǔn)所列系列壁厚選取。8.1.4管道強(qiáng)度計(jì)算應(yīng)符合下列要求1埋地管道強(qiáng)度設(shè)計(jì)應(yīng)根據(jù)管段所處地區(qū)等級(jí)以及所承受的可變荷載和永久荷載而定。當(dāng)管道通過(guò)地震動(dòng)峰值加速度大于等于0.05g至小于或等于0.40g的地區(qū)時(shí)，應(yīng)根據(jù)現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《油氣輸送管道線路工程抗震技術(shù)規(guī)范》GB50470的規(guī)定進(jìn)行抗震設(shè)計(jì)。2埋地直管段的軸向應(yīng)力與環(huán)向應(yīng)力組合的當(dāng)量應(yīng)力，應(yīng)小于管道最小屈服強(qiáng)度的90%。管道組成件的設(shè)計(jì)強(qiáng)度不應(yīng)小于相連直管段的設(shè)計(jì)強(qiáng)度。8.1.5管道穩(wěn)定性校核應(yīng)符合下列1管道外徑與壁厚之比不應(yīng)大于140。2當(dāng)管道埋設(shè)較深或外荷載較大時(shí)，應(yīng)按無(wú)內(nèi)壓狀態(tài)校核其穩(wěn)定性。水平直徑方向的變形量不得大于管子外徑的3％，變形量應(yīng)根據(jù)現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《輸油管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》GB50253的規(guī)定計(jì)算。8.1.6埋地管道與埋地電纜、埋地管道與平行敷設(shè)的架空供電線路之間的間距，除應(yīng)滿足施工與維修要求外，還應(yīng)符合現(xiàn)行8.1.7油氣集輸管道、天然氣凝液管道、液化石油氣8.1.88.2原油集輸管道8.2.1油氣混輸管道的沿程摩阻，當(dāng)所輸液體呈牛頓流體時(shí)，可按附錄C所列杜克勒Ⅱ法和貝格斯—布里爾方法計(jì)算，也可采用經(jīng)生產(chǎn)實(shí)踐證明可行的其它方法計(jì)算。8.2.2集輸油管道的公稱直徑不應(yīng)小于40mm。8.2.3油田內(nèi)部集輸油管道的液體流速宜為0.8m/s～2m/s。油田內(nèi)部稠油集輸管道的液體流速宜為0.3m8.2.4集輸油管道的沿程摩阻可按下式計(jì)算：(8.2.4)式中h——管道沿程摩阻（液柱）（m）；L——管道長(zhǎng)度（m）；d——管道內(nèi)徑（m）；v——管內(nèi)液體流速（m/s），；qV——原油的體積流量（m3/s）；g——重力加速度，g=9.81m/s2；λ——水力阻力系數(shù)，可按表8.2.4確定。表8.2.4水力阻力系數(shù)λ計(jì)算公式流態(tài)適用范圍計(jì)算公式層流Re＜2000紊流水力光滑區(qū)3000＜Re＜Re1當(dāng)Re＜105時(shí)，混合摩擦區(qū)Re1＜Re＜Re2阻力平方區(qū)Re＞Re2注：當(dāng)2000＜Re＜3000時(shí)，為過(guò)渡區(qū)，可按紊流水力光滑區(qū)計(jì)算。；式中Re——雷諾數(shù)，υ——液體的運(yùn)動(dòng)粘度（對(duì)含水油為乳化液粘度）（m2/s）；ε——管道相對(duì)粗糙度，；其中e為管道內(nèi)壁的絕對(duì)粗糙度（m），按管材、制管方法、清管措施、腐蝕、結(jié)垢等情況確定，油田集輸油管道可取e＝0.1×10-3～0.15×10-3m式中其它符號(hào)意義與本規(guī)范式8.2.4中相同。8.2.5埋地集輸油管道總傳熱系數(shù)應(yīng)按下列要求確定：1應(yīng)通過(guò)實(shí)測(cè)有關(guān)數(shù)據(jù)經(jīng)計(jì)算確定。不能獲得實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)時(shí)，可按相似條件下的運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)確定。2在不能獲得實(shí)測(cè)資料進(jìn)行初步計(jì)算時(shí)，瀝青絕緣管道的總傳熱系數(shù)可按照本規(guī)范附錄D選用；硬質(zhì)聚氨酯泡沫塑料保溫管道的總傳熱系數(shù)可按照本規(guī)范附錄E選用，設(shè)計(jì)應(yīng)符合現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《埋地鋼質(zhì)管道硬質(zhì)聚氨酯泡沫塑料防腐保溫層技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)》SY/T0415的規(guī)定。8.2.6埋地集油管道伴熱輸送雙管管組[(D2／D1)≤3]的熱力條件可按照附錄F所列公式進(jìn)行近似計(jì)算。8.2.7（8.2.7（8.2.7式中——管道沿線任意點(diǎn)的流體溫度（℃）；——管外環(huán)境溫度（埋地管道取管中心深度地溫）（℃）；——管道計(jì)算段起點(diǎn)的流體溫度（℃）；——自然對(duì)數(shù)底數(shù)，宜按2.718取值；a——計(jì)算常數(shù)；L——管道計(jì)算段起點(diǎn)至沿線任意點(diǎn)的長(zhǎng)度（m）。K——總傳熱系數(shù)［W/（m2·℃）］；D——管道外徑（m）；qm——原油的質(zhì)量流量（㎏/s）；C——原油比熱容［J/（kg·℃）］。8.2.8原油集輸管道直管段的鋼管壁厚應(yīng)按本規(guī)范式8.1.3計(jì)算。并應(yīng)符合下列要求：1油氣集輸管道處于野外地區(qū)時(shí)，設(shè)計(jì)系數(shù)F取0.72；處于居住區(qū)、站場(chǎng)內(nèi)部或穿跨越鐵路、公路、小河渠時(shí)，設(shè)計(jì)系數(shù)取0.60。小河渠指多年平均水位水面寬度小于20m的河渠。2油氣集輸管線的腐蝕余量C，對(duì)于輕微腐蝕環(huán)境不應(yīng)大于1mm，對(duì)于較嚴(yán)重腐蝕環(huán)境不應(yīng)大于2mm。管道輸送腐蝕性介質(zhì)時(shí)，管道腐蝕裕量宜取1mm~4mm；當(dāng)管道已按現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《鋼制管道內(nèi)腐蝕控制規(guī)范》GB/T23258、《鋼制管道外腐蝕控制規(guī)范》GB/T21447和《埋地鋼質(zhì)管道陰極保護(hù)技術(shù)規(guī)范》GB/T21448的要求采取了防腐措施時(shí)，可不再增加管壁的腐蝕裕量。8.2.9集油分支管線與集油干線連接處，宜設(shè)置截?cái)嚅y。8.3天然氣集輸管道8.3.1天然氣集輸管道水力計(jì)算采用的氣量，對(duì)未經(jīng)凈化處理的濕氣應(yīng)為設(shè)計(jì)輸氣量的1.2~1.4倍，對(duì)凈化處理后的干氣應(yīng)為設(shè)計(jì)輸氣量的1.1~1.2倍。8.3.2天然氣集輸管道流量計(jì)算公式如下：1當(dāng)管道沿線的相對(duì)高差Δh≤200m時(shí)，采用下式計(jì)算： (8.3.2–1)式中

——管道計(jì)算流量(m3/d)；——管道內(nèi)徑(cm)；p1——管道起點(diǎn)壓力(絕壓)(MPa)；p2——管道終點(diǎn)壓力(絕壓)(MPa)；Δ——?dú)怏w的相對(duì)密度(對(duì)空氣)；——?dú)怏w在計(jì)算管段平均壓力和平均溫度下的壓縮因子；——?dú)怏w的平均熱力學(xué)溫度(K)；——管道計(jì)算長(zhǎng)度(km)。2當(dāng)管道沿線的相對(duì)高差Δh＞200m時(shí)，采用下式計(jì)算：(8.3.2-2)式中

Δh——管道計(jì)算的終點(diǎn)對(duì)計(jì)算段起點(diǎn)的標(biāo)高差(m)；——系數(shù)(m-1)，；g——重力加速度，g=9.81m/s2；——空氣的氣體常數(shù)，在標(biāo)準(zhǔn)狀況下=287.1m2/(s2·K)；n——管道沿線計(jì)算管段數(shù)，計(jì)算管段是沿管道走向，從起點(diǎn)開(kāi)始，當(dāng)其相對(duì)高差Δh≤200m時(shí)劃作一個(gè)計(jì)算管段；——各計(jì)算管段終點(diǎn)的標(biāo)高(m)；——各計(jì)算管段起點(diǎn)的標(biāo)高(m)；——各計(jì)算管段長(zhǎng)度。式中其他符號(hào)意義與式（8.3.2-1）相同。8.3.3對(duì)于輸送濕氣的管道，宜避開(kāi)高差較大的地形和水網(wǎng)、濕地及水淹區(qū)。8.3.4濕氣管道的防凍措施，宜采取管道深埋至凍土層之下、管道和熱原油或污水管道同溝敷設(shè)、設(shè)水合物抑制劑加注設(shè)施。8.3.5天然氣集輸管道直管段壁厚應(yīng)按本規(guī)范式8.1.3計(jì)算。其中：1設(shè)計(jì)壓力小于或等于1.6MPa的天然氣集輸管道，處于農(nóng)田、荒地等野外地區(qū)時(shí)，設(shè)計(jì)系數(shù)F應(yīng)取0.60；處于居住區(qū)、重要設(shè)施、站場(chǎng)內(nèi)部及上下游各200m管道，或穿越鐵路、公路、小型水域時(shí)，設(shè)計(jì)系數(shù)F應(yīng)取0.50。設(shè)計(jì)壓力大于1.6MPa的天然氣集輸管道的設(shè)計(jì)系數(shù)，應(yīng)根據(jù)現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《輸氣管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》GB50251中的有關(guān)規(guī)定取值。2腐蝕裕量附加值C，對(duì)于輕微腐蝕環(huán)境不應(yīng)大于1mm；當(dāng)管道輸送含有水和H2S、CO2等酸性介質(zhì)時(shí)，根據(jù)腐蝕程度及采取的防腐措施確定，宜取1mm～4mm；其余情況下不計(jì)腐蝕裕量附加值。8.4天然氣凝液和液化石油氣輸送管道8.4.1輸送天然氣凝液和液化石油氣管道的設(shè)計(jì)壓力，應(yīng)按管道系統(tǒng)起點(diǎn)的最高工作壓力確定，可按下式計(jì)算：(8.4.1)式中

P——管道的設(shè)計(jì)壓力，MPa；h——所需泵的揚(yáng)程，可取泵的計(jì)算揚(yáng)程(hj)的1.05～1.10倍，MPa；Pb——始端儲(chǔ)罐最高工作溫下的天然氣凝液或液化石油氣的飽和蒸汽壓力，MPa。8.4.2天然氣凝液和液化石油氣輸送泵的計(jì)算揚(yáng)程按下式計(jì)算：(8.4.2)式中

hj——泵的計(jì)算揚(yáng)程，液柱，m；ΔPz——Py——管道終點(diǎn)余壓，可取50m～70mΔh——管道終、起點(diǎn)高程差引起的附加壓力，液柱，m。8.4.3天然氣凝液和液化石油氣管道的摩阻損失應(yīng)按本規(guī)范8.2.4條中的規(guī)定計(jì)算。8.4.4天然氣凝液和液化石油氣管道內(nèi)的平均流速，應(yīng)經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較后確定，可取0.8～1.4m/s，最大不應(yīng)超過(guò)3.0m/s。8.4.5天然氣凝液和液化石油氣管道直管段壁厚應(yīng)按本規(guī)范式8.1.3計(jì)算。穩(wěn)定輕烴、20℃時(shí)飽和蒸氣壓力小于0.1MPa的天然氣凝液管道的設(shè)計(jì)系數(shù)F，應(yīng)按本規(guī)范第8.2.8條規(guī)定選??；液化石油氣管道、20℃時(shí)飽和蒸氣壓力大于或等于0.1MPa的天然氣凝液管道的設(shè)計(jì)系數(shù)F，應(yīng)按現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《輸油管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》GB50258.4.6凡在生產(chǎn)中有可能形成封閉液體的管段，應(yīng)設(shè)置管道安全閥。8.4.7天然氣凝液和液化石油氣管道在裝有安全閥、放空管的地方，應(yīng)采取防振措施。8.5管道敷設(shè)及防腐保溫8.5.18.5.2埋地管道的敷設(shè)深度應(yīng)根據(jù)沿線地形、地面荷載情況、熱力條件及穩(wěn)定性要求綜合考慮確定。埋地管道最小覆土層厚應(yīng)符合現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《輸氣管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》GB502518.5.3熱采稠油集輸油管道視地形、地貌和地下水位的不同可選用低支架地面敷設(shè)、埋地敷設(shè)或架空敷設(shè)方式。地面敷設(shè)時(shí)，管底距地面不應(yīng)小于0.3m；埋地敷設(shè)時(shí)，在耕作區(qū)管頂距地面不宜小于0.8m；架空敷設(shè)時(shí)，凈空高度不宜小于2.5m8.5.48.5.5油氣集輸管道應(yīng)8.5.6油氣集輸管道穿、跨越鐵路、公路、河流等工程設(shè)計(jì)應(yīng)符合現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《油氣輸送管道穿越工程設(shè)計(jì)規(guī)范》GB50423-2007、《油氣輸送管道跨越工程設(shè)計(jì)規(guī)范》GB50459-20098.5.7油氣集輸管道內(nèi)、外防腐設(shè)計(jì)應(yīng)符合現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《鋼制管道內(nèi)腐蝕控制規(guī)范》GB/T23258、《鋼制管道外腐蝕控制規(guī)范》GB/T21447、《埋地鋼質(zhì)管道陰極保護(hù)技術(shù)規(guī)范》GB/T214488.5.8集輸油管道敷設(shè)、線路截?cái)嚅y的設(shè)置、管道的錨固及線路標(biāo)志應(yīng)符合現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《輸油管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》GB50253的有關(guān)規(guī)定。采氣管道和8.6材料及管道組成件8.6.1油氣集輸管道所用8.6.28.6.3管道組成件嚴(yán)禁使用鑄鐵件、螺旋焊縫鋼管，宜采用鍛鋼、鋼板、無(wú)縫鋼管或直縫焊接鋼管，其質(zhì)量應(yīng)分別符合國(guó)家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)《承壓設(shè)備用碳素鋼和合金鋼鍛件》NB/T47008、《低溫承壓設(shè)備用低合金鋼鍛件》NB/T47009、《承壓設(shè)備用不銹鋼和耐熱鋼鍛件》NB/T47010、《鍋爐和壓力容器用鋼板》GB713、《輸送流體用無(wú)縫鋼管》GB/T8163、《高壓鍋爐用無(wú)縫鋼管》GB5310、《化肥設(shè)備用高壓無(wú)縫鋼管》GB6479、《石油天然氣工業(yè)管線輸送系統(tǒng)用鋼管》8.6.48.6.58.6.6管8.6.7用于酸性介質(zhì)的管道組件8.6.88.6.8.6.1δb=δ×m（8.6（8.6.1式中δb——彎頭或彎管的計(jì)算壁厚（mm）；δ——彎頭或彎管所連接直管的計(jì)算壁厚（mm）；m——彎頭或彎管壁厚增大系數(shù)；R——彎頭或彎管的曲率半徑（mm），為彎頭或彎管外直徑的倍數(shù)；D——彎頭或彎管的外徑（mm）。8.6.11直接在主管上開(kāi)孔與支管焊接或焊制三通，開(kāi)孔削弱部分的補(bǔ)強(qiáng)可按現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《輸氣管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》GB50251中的有關(guān)規(guī)定進(jìn)行設(shè)計(jì)和計(jì)算。用于酸性介質(zhì)或設(shè)計(jì)壓力大于等于8.6.18.6.18.6.18.6.18.6.16管法蘭的選用應(yīng)符合現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《鋼制管法蘭、墊片、8.6.17站場(chǎng)和線路的管道絕緣宜采用絕緣接頭或絕緣法蘭。絕緣接頭和絕緣法蘭的設(shè)計(jì)應(yīng)符合現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《絕緣接頭與絕緣法蘭技術(shù)規(guī)范》S8.6.18.6.198.6.20易結(jié)垢、結(jié)蠟以及輸送強(qiáng)腐蝕性介質(zhì)的管道及處于

9自動(dòng)控制及油氣計(jì)量9.1一般規(guī)定9.1.1油氣集輸站場(chǎng)應(yīng)設(shè)置檢測(cè)及控制設(shè)施。儀表控制系統(tǒng)或計(jì)算機(jī)控制系統(tǒng)宜按下列要求設(shè)置1原油脫水站、原油穩(wěn)定站、天然氣凝液回收工廠、集中處理站等應(yīng)采用計(jì)算機(jī)控制系統(tǒng)。其它站場(chǎng)可根據(jù)輸入輸出點(diǎn)數(shù)量，選用儀表控制系統(tǒng)或性能價(jià)格比適中的小型計(jì)算機(jī)控制系統(tǒng)。油氣生產(chǎn)工藝相對(duì)簡(jiǎn)單、對(duì)調(diào)節(jié)精度要求不高的設(shè)施、裝置，應(yīng)結(jié)合工藝、設(shè)備特點(diǎn)，優(yōu)先選用自力式、機(jī)械式、基地式控制儀表或裝置。3低產(chǎn)油田，應(yīng)采用儀表控制系統(tǒng)或因地制宜開(kāi)發(fā)的有成熟使用經(jīng)驗(yàn)的專用監(jiān)控裝置或一體化組合裝置，或經(jīng)濟(jì)、適用、簡(jiǎn)化的計(jì)算機(jī)控制系統(tǒng)。4環(huán)境惡劣或自動(dòng)化程度較高的沙漠、灘海陸采油田，宜采用性能價(jià)格比適中的由井場(chǎng)RTU和站場(chǎng)控制系統(tǒng)構(gòu)成的監(jiān)控與數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)（SCADA）。5需要實(shí)現(xiàn)數(shù)據(jù)遠(yuǎn)傳的井場(chǎng)，應(yīng)充分利用叢式井、加密井等生產(chǎn)方式或布井工藝，盡可能簡(jiǎn)化自動(dòng)化設(shè)施。偏遠(yuǎn)拉油井、低產(chǎn)井不宜設(shè)置自動(dòng)化設(shè)施。6當(dāng)選用計(jì)算機(jī)控制系統(tǒng)時(shí)，不應(yīng)追求不適用的先進(jìn)性能，顯示、控制功能不應(yīng)過(guò)剩，系統(tǒng)規(guī)模不應(yīng)過(guò)大。9.1.2油氣集輸站場(chǎng)1電源容量應(yīng)按儀表及計(jì)算機(jī)控制系統(tǒng)所用用電總和的1.2～1.5倍確定；2井場(chǎng)應(yīng)采用普通電源供電，分井計(jì)量站宜采用普通電源供電。其它站場(chǎng)的計(jì)算機(jī)控制系統(tǒng)及有特殊要求的儀表、控制閥應(yīng)采用不間斷電源（UPS）供電，后備時(shí)間宜為30min（按UPS的額定負(fù)荷計(jì)算）；3儀表供電設(shè)計(jì)應(yīng)符合國(guó)家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)《石油化工儀表供電設(shè)計(jì)規(guī)范》SH/T3082的有關(guān)規(guī)定。9.1.39.1.4油氣集輸站場(chǎng)儀表供氣、安裝、配管配線、防雷及接地、控制室的設(shè)計(jì)應(yīng)符合國(guó)家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)《油氣田及管道工程儀表控制系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)范》GB/T50892的有關(guān)9.1.5儀表及管道1在環(huán)境溫度條件下不能正常工作的測(cè)量管道、分析取樣管道、自動(dòng)化儀表或控制裝置，應(yīng)保溫和伴熱；對(duì)工藝介質(zhì)是熱源體或冷源體的儀表檢測(cè)系統(tǒng)，應(yīng)進(jìn)行隔熱或保溫。2儀表及管道的保溫和伴熱設(shè)計(jì)應(yīng)符合國(guó)家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)《石油化工儀表及管道伴熱和隔熱設(shè)計(jì)規(guī)范》SH3126的有關(guān)規(guī)定。9.1.69.1.71應(yīng)結(jié)合油氣集輸工藝流程和總體布局，按照適當(dāng)集中、方便管理、經(jīng)濟(jì)合理的原則進(jìn)行布置。2原油和天然氣的一級(jí)交接計(jì)量站，應(yīng)建在油田所屬外輸管道的末端。9.2儀表選型及檢測(cè)控制點(diǎn)設(shè)置9.2.1油氣集輸站場(chǎng)儀表選型應(yīng)符合按下列要求：1品種規(guī)格宜統(tǒng)一。2檢測(cè)及控制室儀表宜采用電動(dòng)儀表。3選用氣動(dòng)或電動(dòng)執(zhí)行機(jī)構(gòu)，應(yīng)根據(jù)生產(chǎn)裝置的規(guī)模、控制閥的數(shù)量，綜合可靠性和經(jīng)濟(jì)性確定。4選用的儀表應(yīng)滿足工藝測(cè)量、控制范圍及介質(zhì)溫度、壓力要求。對(duì)粘稠、易堵、有毒、腐蝕性強(qiáng)的測(cè)量介質(zhì)，應(yīng)選用與介質(zhì)性質(zhì)相適應(yīng)的儀表或采取隔離措施。5爆炸和火災(zāi)危險(xiǎn)區(qū)域內(nèi)安裝的電動(dòng)儀表、電動(dòng)執(zhí)行機(jī)構(gòu)等電氣設(shè)備的防爆類型應(yīng)根據(jù)現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《爆炸和火災(zāi)危險(xiǎn)環(huán)境電力裝置設(shè)計(jì)規(guī)范》GB50058的有關(guān)規(guī)定，按照?qǐng)鏊谋ㄎｋU(xiǎn)類別和范圍以及爆炸混合物的級(jí)別、組別確定。6選用的儀表應(yīng)滿足環(huán)境條件要求或采取相應(yīng)的防護(hù)措施。沙漠油田油氣集輸站場(chǎng)的儀表應(yīng)具有適應(yīng)溫差大、防沙、防輻射等性能，或采取必要的防護(hù)措施；灘海陸采油田油氣集輸站場(chǎng)的儀表應(yīng)防腐、防潮。7油氣集輸站場(chǎng)儀表的選型應(yīng)符合國(guó)家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)《油氣田及管道工程儀表控制系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)范》GB/T50892的有關(guān)規(guī)定。9.2.2油氣集輸站場(chǎng)檢測(cè)、控制點(diǎn)的設(shè)置應(yīng)遵循優(yōu)化、簡(jiǎn)化的原則，選取工藝過(guò)程的關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行控制，作到簡(jiǎn)單、可靠、實(shí)用。檢測(cè)、控制點(diǎn)可按下列原則設(shè)置：1需要經(jīng)常監(jiān)視的工藝參數(shù)應(yīng)設(shè)置遠(yuǎn)傳和就地指示；2超過(guò)限值，影響工藝生產(chǎn)正常運(yùn)行的參數(shù)應(yīng)設(shè)置自動(dòng)報(bào)警；3超過(guò)限值，影響工藝生產(chǎn)正常運(yùn)行且會(huì)釀成生產(chǎn)事故的參數(shù)應(yīng)設(shè)置自動(dòng)報(bào)警和聯(lián)鎖；4需要頻繁操作的機(jī)泵或閥，宜設(shè)遠(yuǎn)程/就地啟?？刂疲?影響產(chǎn)品質(zhì)量的關(guān)鍵參數(shù)，應(yīng)設(shè)自動(dòng)調(diào)節(jié)控制。9.2.3生產(chǎn)或使用可燃?xì)怏w的工藝裝置或儲(chǔ)運(yùn)設(shè)施區(qū)域內(nèi)，應(yīng)按國(guó)家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)《可燃?xì)怏w檢測(cè)報(bào)警器使用規(guī)范》SY6503的要求設(shè)置可燃?xì)怏w檢測(cè)報(bào)警裝置；生產(chǎn)或使用有毒氣體的工藝裝置或儲(chǔ)運(yùn)設(shè)施區(qū)域內(nèi)，應(yīng)按現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《石油化工可燃?xì)怏w和有毒氣體檢測(cè)報(bào)警設(shè)計(jì)規(guī)范》GB50493的要求9.2.4根據(jù)生產(chǎn)安全的需要，油氣集輸站場(chǎng)應(yīng)設(shè)置必要的緊急切斷和自動(dòng)泄壓放空設(shè)施。自噴油井宜設(shè)置井口地面安全裝置；含高濃度的H29.2.59.3油氣計(jì)量9.3.1油井產(chǎn)量計(jì)量應(yīng)符合下列規(guī)定：1油井產(chǎn)量計(jì)量應(yīng)滿足生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析的需要。油、氣、水計(jì)量準(zhǔn)確度最大允許誤差應(yīng)在±10%以內(nèi)；低產(chǎn)井采用軟件計(jì)量時(shí)，最大允許誤差宜在±15％以內(nèi)。2油井產(chǎn)量應(yīng)采用周期性連續(xù)計(jì)量。每口井每次連續(xù)計(jì)量時(shí)間宜為4h～8h，油、氣產(chǎn)量波動(dòng)較大或產(chǎn)量較低的井宜為8h～24h。每口井的計(jì)量周期宜為10d～15d，低產(chǎn)井的計(jì)量周期可為15d～30d。3油井產(chǎn)量計(jì)量宜采用多井集中計(jì)量方式，低產(chǎn)井可采用活動(dòng)計(jì)量或軟件計(jì)量方式。拉油的油井可采用計(jì)量分離器、高架油罐或槽罐容器計(jì)量。4測(cè)量各種量的計(jì)量?jī)x表應(yīng)配套，配套儀表的準(zhǔn)確度應(yīng)滿足9.3.15計(jì)量?jī)x表與關(guān)聯(lián)設(shè)備應(yīng)按照儀表的技術(shù)要求進(jìn)行安裝設(shè)計(jì)。用于原油計(jì)量的容積式流量計(jì)應(yīng)靠近分離器排液口，過(guò)濾器應(yīng)接近流量計(jì)進(jìn)口，流量調(diào)節(jié)閥應(yīng)設(shè)在流量計(jì)下游。6原油含水率的測(cè)定，按原油乳狀液類型、含水率的高低和計(jì)量自動(dòng)化程度，可采用儀表在線連續(xù)測(cè)定或人工取樣測(cè)定。采用人工取樣測(cè)量含水率時(shí)，取樣方法應(yīng)符合《石油液體手工取樣法》GB/T4756的規(guī)定。采用自動(dòng)取樣器取樣測(cè)量含水率時(shí)，取樣方法應(yīng)符合《石油液體管線自動(dòng)取樣法》GB/T27867的規(guī)定，所取樣品應(yīng)具有代表性。7稠油油井產(chǎn)油量計(jì)量可采用稱重法。9.3.2原油輸量計(jì)量應(yīng)符合下列規(guī)定：1原油輸量計(jì)量可分為三級(jí)：1）一級(jí)計(jì)量——油田外輸原油的貿(mào)易交接計(jì)量；2）二級(jí)計(jì)量——油田內(nèi)部?jī)艋突蚍€(wěn)定原油的生產(chǎn)計(jì)量；3）三級(jí)計(jì)量——油田內(nèi)部含水原油的生產(chǎn)計(jì)量。2原油輸量計(jì)量系統(tǒng)準(zhǔn)確度的要求應(yīng)根據(jù)計(jì)量等級(jí)確定：1）一級(jí)計(jì)量系統(tǒng)的最大允許誤差應(yīng)在±0.35%以內(nèi)；2）二級(jí)計(jì)量系統(tǒng)的最大允許誤差應(yīng)在±1.0%以內(nèi)；3）三級(jí)計(jì)量系統(tǒng)的最大允許誤差應(yīng)在±5.0%以內(nèi)。3流量計(jì)配置應(yīng)符合下列要求：1）一級(jí)計(jì)量，流量計(jì)的準(zhǔn)確度為0.2級(jí)，流量計(jì)及附屬設(shè)備應(yīng)按《原油動(dòng)態(tài)計(jì)量一般原則》GB/T9109.1、《原油動(dòng)態(tài)計(jì)量容積式流量計(jì)安裝技術(shù)規(guī)定》GB/T9109.2和《原油天然氣和穩(wěn)定輕烴交接計(jì)量站計(jì)量器具配備規(guī)范》SY/T5398的規(guī)定配置。2）二級(jí)計(jì)量，可參照第1款的要求配置，流量計(jì)的準(zhǔn)確度為0.5級(jí)。3）三級(jí)計(jì)量，采用流量計(jì)測(cè)量含水原油體積，其流量計(jì)的準(zhǔn)確度為1.0級(jí)。原油含水率的測(cè)定方法按本規(guī)范9.3.1條6款4流量計(jì)的設(shè)計(jì)流量應(yīng)為量程上限的50%～80%，口徑不宜超過(guò)DN300。當(dāng)一臺(tái)不能滿足要求時(shí)，宜采用多臺(tái)并聯(lián)計(jì)量方式。用于一級(jí)計(jì)量的流量計(jì)每組應(yīng)設(shè)備用，且不應(yīng)設(shè)置旁通。用于二級(jí)計(jì)量的流量計(jì)可根據(jù)管理的要求自行確定是否備用。用于三級(jí)計(jì)量的流量計(jì)可不設(shè)備用。5原油計(jì)量系統(tǒng)的設(shè)計(jì)、安裝和流量計(jì)算應(yīng)符合現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《原油動(dòng)態(tài)計(jì)量》GB/T9109以及《液態(tài)烴體積測(cè)量容積式流量計(jì)計(jì)量系統(tǒng)》GB/T17288、現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《用科里奧利流量計(jì)測(cè)量液態(tài)烴流量》SY/T6682的有關(guān)規(guī)定。6流量計(jì)應(yīng)配置定期檢定設(shè)施。用于一級(jí)計(jì)量的流量計(jì)，應(yīng)采用在線實(shí)流檢定方式，流量計(jì)檢定用的標(biāo)準(zhǔn)裝置可根據(jù)交接計(jì)量站的建設(shè)規(guī)模及地理位置按《原油動(dòng)態(tài)計(jì)量一般原則》GB9109.1的規(guī)定配置。二級(jí)計(jì)量，可采用活動(dòng)式標(biāo)準(zhǔn)裝置在線實(shí)流檢定。三級(jí)計(jì)量可采用離線檢定。7流量計(jì)附屬設(shè)備的配置應(yīng)符合下列要求：1）流量計(jì)前應(yīng)安裝過(guò)濾器。對(duì)一級(jí)計(jì)量，流量計(jì)進(jìn)口端還應(yīng)安裝消氣器。2）消氣器、過(guò)濾器進(jìn)口端應(yīng)安裝壓力表。流量計(jì)出口端應(yīng)安裝溫度計(jì)和壓力表。3）必要時(shí)出口端應(yīng)配備流量調(diào)節(jié)閥、回壓閥和止回閥。4）一級(jí)計(jì)量的流量計(jì)應(yīng)與原油密度、原油含水率、溫度、壓力的測(cè)量?jī)x表配套使用。8流量計(jì)附屬設(shè)備的安裝設(shè)計(jì)應(yīng)嚴(yán)格按照儀表的技術(shù)要求進(jìn)行。9對(duì)于離線檢定的流量計(jì)，安裝設(shè)計(jì)應(yīng)方便流量計(jì)的拆裝和搬運(yùn)。9.3.3天然氣輸量計(jì)量應(yīng)符合下列規(guī)定：1天然氣輸量計(jì)量可分為三級(jí)：1）一級(jí)計(jì)量——油田外輸氣的貿(mào)易交接計(jì)量；2）二級(jí)計(jì)量——油田內(nèi)部集氣過(guò)程的生產(chǎn)計(jì)量；3）三級(jí)計(jì)量——油田內(nèi)部生活計(jì)量。2天然氣輸量計(jì)量系