油田地面建设规划设计规范

油田地面建设规划设计规范内容摘要：

生态条件和环境保护要求等。 具有足够范围的 1： 50 00 或 1： 10 000 的地形图。 应 了解影响油田地面 工程 建设的地方因素，包括 人文风俗、 地方经济发展规划、 城市发展规划、交通运输、土地征用、水源、 电源、 通信 等有关条件。 应 了解油田地面 工程 建设所需主要设备材料的 性能、价格 以及国内外供货渠道 、 交货周期 以 及对油田经济效益的影响程度等。 应 明确对油田地面 工程 建设的投资主体和资金来源 （ 包括银行贷款、自筹资金 和 利用外资 ） 以及贷款利率、贷款偿还期等。 6 建设 规模 油田地面 工程 建设规划设计的规模，应以油田开发设计所确定的生产能力为依据 ， 并考虑市场需求，宜 适应 相关 开发接替层位或周边区块的 负荷 要求 ， 按开发设计中的有关数据配套 建设 各系统能力 ，三次采 油地面工程 新增 建设规模 应充分利用 开发区块 内 地面已建水驱的能力 ， 各系统规模可根据开发和生产需要分期建设， 工程适应期应 与 油田调整改造期相协调一致，宜为 10a 以上。 计量站 宜 建设在油田采油井组的适中位置，计量站 管辖井数 应根据 油田 开发所要求的 单井计量周期合理确定 ， 一般 宜 为 8~30 口。 接转站的规模应根据 多方案 比 选 确定 ， 在工程适应期内 其 负荷率 不应低于 60％。 一般 水驱接转站管辖 油井 的集输半径不 宜 小于 5km，转输液量不宜大于 7000t/d， 聚驱接转站转输液量不宜大于 10000 t/d。 接转站一般不设事故油罐 ， 当生产确实需要时，可设事故油罐，容积 可按 该站 4～ 24h 设计液量 计算。 油田 原油脱水站宜与其它功能的站联合建设， 集中处理站 数量应 尽量少。 当油田产能小于30010 4t/a 且油田面积不超过 50km2 时，宜建一座集中处理站；当油田内各个产油区块相距较远， 经方案比选 需分散建设集中处理站时，每座站的规模不宜小于 3010 4t/a。 集中处理站（或 原油 脱水站）的规模 应 根据开发 10a 预测资料 中稳产期的油量 ， 并结合实际生产条件确定 ， 集中处理站 （或 原油脱水站 ） 的事故油罐可设 1 座，其容积应按该站 1d 的设计油量计算。 在工程适应期内， 集中处理站 （或 原油脱水站 ） 的规模可适应油田产量 80～ 120％的变化范围，其负荷率不应低于 60％。 原油稳定装置的设计规模应与所辖油田或区块的产油量相适应，允许波动范围宜取 80～ 120%，装置的年运行时数宜取 8000h。 在工程适应期内，装置负荷率不应低于 60%。 油田原油储备天数应根据原油外输方式，通过 技术经济 比选 确定。 原油以管道外输的油田，储备SY/T 0049— 200X 11 365mTV 天数不应少于 3d；原油以铁路或公路外运的油田，应根据运输距离、原油产量及其在铁路运输中所处的地位等因素综合确定，储备天数一般不应少于 5d；原油以轮船外运的油田，储备天数至少应为来船周期再增加 3d。 原油储罐的总容量应按下式计算确定： （ 1） 式中 ： V —— 原油储罐的总容量 ，单位为立方 米 （ m3）； m —— 油田原油储运设施的设计能力 ，单位为吨 （ t），取油田原油 生产能力 的 倍； ρ —— 储存温度下的原油密度 ，单位为吨每立方米 （ t/m3）； ε —— 原油储罐装量系数 ， 固定顶油罐可取 ，浮顶油罐可取 ； 储存起泡原油时， 固定顶油罐可取 ，浮顶油罐可取。 T —— 油田原油储备天数。 油田伴生气集输处理工程的设计 规模 ，可按所辖区 块 及周边 油田 油藏 工程 方案提供的产气量 或根据开发规划 提供的产油量和 气 油比计算 确定， 其规模可适应油田产气量 80～ 120％的变化 范围。 当油气集输加热以湿气为燃料时，应扣除相应的集输自耗气量。 装置的年运行时数宜取 8000h。 油田注水系统的规模，应根据已批准的油田 油藏 工程 方案进行设计，可根据实际情况分期建设，注水站的建设规模 宜 适应 10a 的需要。 注汽站建设规模应根据稠油开发规划方案确定，并与采、集、输工艺相结合， 宜 适应吞吐向汽驱的转换，以减少从吞吐转汽驱的调整工作量。 聚合物配 制 站的设计规模，应按 开发规划确定的 各个生产阶段的最大规模 优化 确定。 油田采出水处理工程的规模，应以油田 油藏 工程 方 案为依据，与原油脱水 及注水 工程相适应，并结合洗井水回收等情况 综合 确定， 工程实施 可根据采出水预测数据分期建设，工程建设规模 宜 适应 10a的需要。 油田消防站的布局与规模应符合 GB50183 的规定。 油井的 年 生产天数自喷油 井宜按 330d 计算，机械采油井宜按 300d计算。 7 总体布局 油田地面 工程 建设总体布局 应根据 油田 油藏构造形态、 开发 井 的 分布及自然条件等情况 ， 以油气集输系统为主体，统筹考虑注水 （注 气、 汽） 、采出水处理、 给 排水及消防、供配电、通 信与自控、道路、生产维护 及 生活 设施 等配套工程 ， 经技术经济对比确定。 各种 管道 、电力线、通信线 、数据光缆 等宜与道路平行敷设，形成线路走廊带。 SY/T 0049— 200X 12 油气集输系统应 根据技术经济对比 优化布站，选择 分 级布站方式。 宜 按计量站、集中处理站两级布站，计量站的布置应符合本 标准 的规定； 选择 三级布站 方式 时，接转站的布置应符合 本标准 的规定。 聚合物油井采出液的 集输 和游离水脱除 宜 单独成系统，但乳化油脱水可 利用 水驱系统 的剩余能力。 新建聚合物驱采出液接转站和放水站应靠近水驱站建设，以 实现 后 期 生产 设施和 能力相互 利用和 调配。 合理利用油井流体的压力能，适当提高集输系统压力或采用油气混输技术，扩大集输半径，减少油气中间接转，降低集输能耗。 单井产量低、油井分散的油田或边远的 零散 油井宜采用车拉、船运等简易活动的集油方式；实施滚动勘探开发的油田，其早期生产系统应先建设简易设施再 逐步 完善配套 ； 滩海陆采油田的开发建设应充分依托陆上油田 已建 设施，尽量简化滩海陆采平台油气生产及配套设施。 注水站 、采出水处理站、 35kV 变电站应 靠 近 负荷中心 并 尽量与油气处理站联合建设。 通信中心站应与二级生产管理机构 建 在一起。 注水站的布局应与生产辖区相结合，通过 多方案 优 选 确定。 注水站宜设在负荷中心和注水压力较高或有特殊要求的地方，并宜与油田其它站 场 联合建设。 注汽站的布局 应 通过 多方案 优 选 确定 ， 一般 宜设在 热 负荷中心，供汽半径 应满足 油藏 工程 方案提出的 注汽参数 要求。 聚合物配 制 站的布局应 按 聚合物驱区块的开发 建设 次序统一安排，对于面积较小的油田，可建成配制、注入合一站，对于面积较大的油田，可采用集中配制、分散注入方案。 应 根据油田地面工程建设规模，并结合 油田 所在地区的 电力系统 现状和发展规划， 确定供电方案。 原油产能大 于 3010 4t/a 的油田 宜 有两个 独立 供电 电源，无条件时， 也 可按单电源双回路供电。 油田 原油 外 输管道的首站宜与矿场原油库和（或）集中处理站联合建设。 其位置应 符合 原油、天然气外运方向的要求 ； 油田原油储罐宜设在油田矿场油库，也可设在距离油田矿场油库或外输首站较远的集中处理站。 铁路外运原油库宜布 置 在现有最近火车站备用线一侧，且距车 站应大于 1km。 根据油田 地面生产和生活用水水质、水量要求，在掌握 水文资料的基础上，确定水源规模及水厂、供水泵站的位置 及 供水干、支管网的走向。 根据油田所处地区的 泛 洪历史和自然环境条件，在符合 所在江河流域防洪规划前提下，结合油田内部道路布置综合确定 油田 防洪方式，布置防洪堤、排涝泵站、干渠、支渠等。 站场的防洪排涝设计应与油田防洪排涝统一考虑， 油气集输站场不宜建在 泄 洪区内。 根据油田生产和生活用 电总负荷，结合地方电网供电能力和分布现状，确定 110kV 变电站、 35kV变电 站 和 自备电站 的数量、规模和位置，并同时确定电 力线 分布和 走 向。 根据油田油水井、站场的布置及生产管理和生活区建设要求，结合地方道路现状及规划，确定油田道路等级，布置油田专用道路网。 油田内部道路的总体布局，应与其它各系统的总体布局相协调。 为SY/T 0049— 200X 13 满足建设初期交通运输的需求，油田分区块的主干道和次干道应优先建设，支道和辅助道可分期建设形成油田交通运输网。 新成立的油田一级管理机构，其生 活基地宜设在油田附近人口聚居的城镇， 并 相对集中配套建设职工生活区。 生活基地宜位于排放 有毒、有害 气体站场全年最小频率风向的下风侧。 当远离城镇时，也可单独建设石油职工生活基地，但应进行论证。 各类站场的布置应节约用地， 科学利用地形、地物等自然条件，少占耕地、林地，减少拆迁工程量和土（石）方工程量 ， 凡有荒地可利用的地区不 应 占用耕地，凡有劣地可利用的地区不 应 占用良田 ，并应符合国家土地管理的有关规定。 为满足油田滚动开发要求，可适当预留扩建用地。 站场址的选择应符合现行环境保护法 及 SY/T0048 的规定， 防止正常生产时 的废水、废气、废渣对自然环境和人文环境的污染。 产生高噪声 的站场，应远离居民区、学校和医疗区。 站场址应与相邻企业和建（构）筑物保持一定的距离，其与相邻建 （构） 筑物的防火间距应符合 GB50183 的规定。 油田总体布局应与建设区内国家规划中的防护林工程相协调一致。 道路两侧、各类站场内和职工生活基地 宜 规划绿化带和绿化区。 可 根据当地自然条件、不同植物的生态习性 ，选择抗污染能力强、净化空气能力好或对环境敏感具有监测性能的植物。 8 油气集输 工程 工艺参数 油气集输工程选用的工艺参数应科学、经济、合理。 油气集输工程主要工艺参数： a） 机械采油井井口 压力 宜按 ～ 规划设计 ， 边远 低产油田的机械采油井采用管道集输时，井口 压力 可为 ～ ， 自喷井 井口回 压 可为油管压力的 ～ 倍 ； b） 油井产量计量 宜 采用周期性连续计量。 每口井每次连续计量时间 宜 为 4～ 8h，油、气产量波动较大或产量较低的井 ，计量时间 可 为 8～ 24h。 每口井的计量周期 宜 为 10～ 15d，低产井的计量周期可为 15～ 30d； c） 计量站计量分离器工作压力 宜为 ～ ； 接 转站气液分离器工作压力 宜为 ～；压油流程含水油进脱水站压力 宜 为 ～ ，对于 气 油比和油压较高的油井可适当提高进站压力 ； 泵输流程含水油进脱水站压力 应 不小于 ； d） 油气分离的级数和各级分离压力应根据油气集输系统压力和油气全组分综合确定，分离级数宜 为 2～ 4 级 ； e） 两相分离器的液相停留 时间，处理起泡原油时宜为 5～ 20min， 稠油 宜 为 5～ 10min， 处理其它原油时宜为 1～ 3min； f） 原油脱水 温度 和沉降时间，应根据油 品 性质 以及 破乳剂 种类 和 加入量 ， 经试验 优选确定。 稠油 热化学压力沉降时间 宜 为 30～ 60min， 常压沉降时间 宜 为 12～ 24h， 其它原油 热化学沉降时SY/T 0049— 200X 14 间 宜 为 15～ 30min； g） 采用掺热水集输的油井， 掺水出站温度应根据油田具体情况优 选 确定，但不 宜 高于 70℃ ，油井热洗清蜡温度不 宜 高于 80℃ ； 含水油进脱水站温度 可根据试验情况确定， 宜高于原油凝 固点 3～ 5℃ ； h） 进电脱水器的 原油含水应不大于 30%，聚 合物 驱原油 含水 不 应 大于 20％ ； i） 由脱水设备排出输往 采出水 处理站的含油污水， 水驱含油污水 含 油量不应大于 1000mg/L。 聚合物驱 含油污水 ，含油量不宜大于 3000mg/L；特稠油、超稠油， 污水 含油量不宜大于 4000mg/L； j） 净化原油的含水率应符合 SY 7513 的 规定 ，即石蜡基原油不应大于 %，中间基原油不应大于 %， 环烷基原油不应大于 %。 特稠油及超稠油含水率可根据原油用途和用户要求确定，但 不 应 大于 5%； k） 油田内部 非稠油 集输油 管道的液体流速 宜 为 ～ m/s， 稠油集输管道的液体流速 宜 为～ m/s； l） 稳定原油在最高储存温度下的饱和蒸气压的设计值不宜高于当地大气压 的 倍 ； m） 采用 拉油 方式 的采油井场 宜 设 可移动 储油 设施 ，储存时间宜为 2～ 7d。 工艺流程 油气集输 工程 应采用先进成 熟的工艺技术， 尽可能 简化工艺流程， 提高 系统的密闭程度，降低能耗和油气损耗，确保安全生产。 油气集输工艺流程的选定应充分利用原油物性、油 田 开发生产数据及地理自然环境的有利条件。 根据加热保温方式的不同，油气集输的基本流程宜采用以下 四 种典型流程：井口 不加热单管流程、井口加热单管流程、井口掺水（ 液 ）双管流程。