Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY 06003. 4—2016
油气田地面工程天然气集输工艺设计规范
第4部分：集输站场
Specification for process design of gas gathering and transportation
of oil and gas field surface engineering- Part 4 : Gas gathering and transportation station
2016－01－27发布
2016－04一01实施
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY 06003. 4—2016
目 次
前言
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范围规范性引用文件站场布局 3.1 选址 3. 2 站内布置 4　水合物防止 4.1注醇 4. 2 加热 5分离
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5. 1 分离方式 5. 2 分离器计算选型 计量
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6.1 计量方式 6. 2 计量仪表７　储存 7. 1 气田水储存 7. 2 凝析油储存 8 增压机组的选型及配置 8.1 压缩机 8.2 驱动机 8.3 配套系统
安全截断与泄放、安全报警 9.1 设置原则 9.2 泄放系统 9.3 设备仪表配置 9. 4 其他安防设施参考文献
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... Q/SY 06003. 4—2016
前言
Q/SY06003《油气田地面工程天然气集输工艺设计规范》是油气田地面工程设计系列标准之一。 该标准分为以下 4个部分：
第1部分：通则; 一第 2部分：集输工艺; —第3部分：集输管网;
第4部分：集输站场。 本部分为 Q/SY 06003的第4部分。 本部分按照GB/T 1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则
起草。
本部分由中国石油天然气集团公司工程建设分公司、中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司提出。
本部分由中国石油天然气集团公司标准化委员会石油石化工程建设专业标准化技术委员会归口。 本部分起草单位：中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司。 本部分主要起草人：朱丽静、杨勇、刘永茜、周明军、赵琼、王磊、余洋、李刚、王畅、向
熠星。
II Q/SY 06003.4—2016
油气田地面工程天然气集输工艺设计规范
第4部分：集输站场
1范围
Q/SY06003的本部分规定了气田集输站场设计中站场布局，水合物防止，分离，计量，储存，增压机组的选型及配置，安全截断与泄放、安全报警的设计原则和一般性要求。
本部分适用于陆上气田、滩海陆采气田和海上气田陆岸终端地面工程新建及改扩建项目，不适用于煤层气气田。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB 150.1～150.4压力容器 GB/T 2624.2用安装在圆形截面管道中的差压装置测量满管流体流量　第 2部分：孔板 GB12348　工业企业厂界环境噪声排放标准 GB 17820　天然气 GB 50016建筑设计防火规范 GB/T 50087　工业企业噪声控制设计规范 GB 50183 石油天然气工程设计防火规范 GB 50187 工业企业总平面设计规范 GB 50350- -2005油气集输设计规范 GB 50493 石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范 GB/T 50823 油气田及管道工程计算机控制系统设计规范
GB/T 50892 油气田及管道工程仪表控制系统设计规范 SY/T 0048 石油天然气工程总图设计规范 SY/T 0076 天然气脱水设计规范 SY/T 0605 凝析气田地面工程设计规范 SY/T 6277 含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程 SY 6503 石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全规范 SY 6779 高含硫化氢气田集气站场安全规程 SY/T 6881 高含硫气田水处理及回注工程设计规范 SY/T 10043 泄压和减压系统指南 API Std 618石油化工和天然气工业用往复式压缩机（Reciprocating compressors for
petroleum， chemical and gas industry services) Q/SY 06003. 4—2016
3站场布局
3.1选址 3.1.1站址应根据气田开发总体部署、城乡规划、交通、环境、地形及依托条件，经技术经济比较确定。 3.1.2站场与周围设施的区域布置防火间距、噪声控制应符合GB 50183 和GB 12348 等的有关规定。 3.1.3站址的选择应符合GB 50350一2005 和SY/T 0048的有关规定。高含硫化氢天然气站场还应符合 SY 6779 的有关规定。 3.2　站内布置 3.2.1站场总平面及竖向布置应符合GB 50350—2005，GB 50183，SY／T 0048，GB 50016 和GB 50187 的有关要求。 3.2.2站场总平面布置应充分利用地形，并结合气象、工程地质、水文地质条件，合理、紧凑布置，节约用地。对于分期实施的气田，近期和远期应衔接、统一规划，分期实施。 3.2.3站场总平面布置应与工艺流程相适应，生产区和辅助生产区应根据不同生产功能和特点分别相对集中布置。
4水合物防止
4.1注醇 4.1.1水合物抑制剂宜选择已通过实际工程验证、抑制效果好、用量小、安全可靠，并结合天然气处理工艺，抑制剂回收工艺综合分析，经技术经济比较后确定。 4.1.2抑制剂注入点的位置应根据热力计算，并应考虑开关并工况，结合注入点的压力确定。宜选择在井口或出站管道处。 4.1.3注人量计算宜符合下列规定：
a）抑制剂注人量需保证水合物的形成温度被控制在低于输送过程中的最低介质温度 3℃或以
下。最低温度应选择最不利工况下管道输送过程中的最低温度。 b）甲醇和甘醇最小注人量计算应符合 SY/T 0076 的有关规定
4.1.4　 加注设备配置宜符合下列规定：
a） 注醇泵根据注入量和注人点的压力来确定泵的参数，宜选择电动隔膜计量泵或电动柱塞泵。
注醇泵应产生足够压力以满足集输系统压力、注入器雾化器需要的压差。
b） 井口注入器宜采用直通管型直接导入抑制剂，管道宜采用带雾化功能的加注头。注人器上
游应配有止回阀和截止阀。 c） 抑制剂储罐容积应根据每日所需注入量和储量天数确定，并满足以下要求：
1）储罐容积利用率可选取0.8。 2）储罐应配有液位计。
d）加注设备宜采用撬装方式，泵进口管道上应配置过滤器，泵出口应设置安全阀。 4.2　加热 4.2.1天然气加热方式应根据工艺要求以及现场条件经技术经济对比后确定。 2 Q/SY 06003.4—2016
4.2.2　单台水套加热炉的热负荷不宜大于1600kW。 4.2.3井场加热设备不设备用。 4.2.4水套炉供热水温宜低于当地水沸点 5℃～10℃。补给水悬浮物的含量不得超过 20mg/L。真空加热炉补水硬度不得超过 0.6mmol/L。 4.2.5燃气加热炉燃料气不宜低于GB17820规定的三类气质要求。 4.2.6寒冷地区燃料气管线应设防冻设施。 4.2.7真空加热炉宜在操作间内设可燃气体报警装置并与风机联锁。 4.2.8加热炉应设置火焰监测、熄火保护。状态信号宜能远传 4.2.9寒冷地区加热炉烟的排液管线宜接到装置区外，并伴热。
5　分离
5.1分离方式 5.1.1天然气分离工艺应根据天然气产水量、天然气压力和气质要求等因素，选择常温分离或低温分离工艺 5.1.2气液分离宜采用重力分离器。重力分离器型式宜符合下列规定
a）液量较少，要求液体在分离器内的停留时间较短时，宜选用立式重力分离器。 b）液量较多，要求液体在分离器内的停留时间较长时，宜选用卧式重力分离器。 c）气、油、水同时存在，并需分别进行分离计量时，宜选用三相卧式分离器。
5.1.3采用轮换计量的集气站，计量分离器的数量应根据计量的气井数和计量周期确定。生产分离器的数量应根据集气站气量及分离器通过的能力计算确定。 5.1.4增压或脱水之前宜设置过滤分离器。 5.2　分离器计算选型 5.2.1分离器的选型宜根据气井气质组成、气井产量、压力和分离效率经计算确定。 5.2.2轮换计量站场的计量分离器应根据最大气井产量计算选择，生产分离器根据集气站气井总产量计算选择。 5.2.3重力分离器的计算应符合 GB 50350一2005 的有关规定。
6 计量
6.1　计量方式 6.1.1气井生产的天然气、水及凝析油宜分别计量。 6.1.2采用周期性轮换计量的气井，其计量周期宜为5d～10d，每次计量的持续时间不少于24h。计量器具的配置应能满足计量气井的流量变化范围 6.2　计量仪表 6.2.1 单井及站内天然气的计量宜选用标准孔板计量装置 6.2.2气井产量计量采用标准孔板节流装置时，设计、安装和流量计算应符合GB/T2624.2的有关规定。 6.2.3 ，气井产出的水和天然气凝液的计量宜采用容积式流量计量。
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7　 储存 7.1气田水储存 7.1.1气田水的储存设施应根据水质、水量和输送条件，经技术经济比较后确定。 7.1.2储水罐应设液位监测仪表，并宜设报警设施。 7.1.3高含硫气田水储罐宜密闭隔氧储存。密闭隔氧的储水罐，宜采用胶囊、氮气、柴油隔氧措施。 7.1.4中、低含硫气田水的储存及处理应符合 SY/T6881的有关规定 7.1.5气田水储存时间及气田水罐的容积应根据来水量、水质、来水规律、后续处置工艺、交通运输情况等经分析确定。 7.2凝析油储存 7.2.1凝析油的储存应符合 GB 50183 和 SY/T 0605 的有关规定。 7.2.2凝析油的储存设施应根据凝析油性质、储存条件和输送条件，经技术经济比较后确定。 7.2.3凝析油储罐应设液位监测仪表，进口、出口应分别设置切断阀，并宜设报警设施。
8增压机组的选型及配置
8.1压缩机 8.1.1天然气增压的压缩机可采用往复式压缩机、离心式压缩机或螺杆式压缩机，天然气集输系统宜选用往复式压缩机 8.1.2压缩后的天然气冷却可采用风冷或水冷方式，具体冷却方式应根据现场条件比较确定。 8.1.3具备压缩空气条件时，压缩机组启动宜采用压缩空气。 8.2驱动机 8.2.1 气田压缩机组的驱动机宜采用电动机或天然气发动机。 8.2.2驱动机的选择应根据工况要求、依托条件、运行维护、管理等因素经技术经济比较后确定。 8.2.3供电可靠且经济时宜采用电动机驱动；在无电或电力不足的地方宜采用天然气发动机驱动。 8.3配套系统 8.3.1电动机驱动压缩机启动系统设置应参照机组启动时对当地电网的影响。 8.3.2润滑油系统宜采用管路密封加油。污油系统应实现管路密闭收集。润滑油系统和污油系统应满足环境保护法要求。润滑油系统宜采用304不锈钢， 8.3.3噪声治理宜采取消声、吸声、隔声、减震等措施，并满足 GB 12348 和 GB/T 50087 的要求 8.3.4往复式压缩机应要求供应商按照 API Std 618的规定进行脉动和振动控制及设计制造，提供各步骤动态分析成果，并最终提供一套完整的脉动和振动分析报告。 8.3.5工程设计应对配管进行受力分析，确保压缩机进口、出口管线一次应力、二次应力均满足相关规范要求。管口位移、管嘴受力满足压缩机厂家要求。
9安全截断与泄放、安全报警
9.1设置原则 9.1.1气井井口应安装井口高低压紧急截断阀。 4 Q/SY 06003. 4—2016
9.1.2集气站进、出站场的天然气管道上应设置截断阀，集输站场宜在进站截断阀之前和出站截断阀之后设置线路管道泄压放空设施。并应符合GB 50183的规定。 9.1.3集输站场应设置放空立管，需要时还可设放散管，放空的气体应安全排入大气。含硫天然气放空应燃烧后排放 9.1.4集输站场放空系统能力应通过对紧急放空、安全泄放及检修放空综合分析确定 9.1.5对于站场工艺系统在火灾情况下的紧急放空，降压速率宜按照 15min内将系统压力降至 0.69MPa 或设计压力的50%（两者取较小值）确定。 9.1.6存在超压可能的管道、设备或容器，应设置安全泄放装置或压力控制设施，并符合GB 50350—2005 和GB 50183 的有关规定。 9.1.7安全泄放装置应靠近压力源，应能够防止系统或其中的任一部分发生超压事故。
9.2　泄放系统 9.2.1客 容器上安全阀泄放量的计算按照GB 150.1～150.4 的规定进行。 9.2.2安全阀泄放管直径应按下列要求计算：
a）单个安全阀阀后的泄放管直径，应按背压不大于该阀设定压力的 10%确定，但不应小于安
全阀的出口直径。 b） 连接多个安全阀的泄放管直径，应按可能同时动作的安全阀同时泄放时产生的背压不大于
其中任何一个安全阀的设定压力的 10%确定。
9.2.3集输站场放空系统的设计应符合 GB50183 和 SY/T 10043 的有关规定。 9.3设备仪表配置 9.3.1集输站场仪表选型应安全可靠、经济合理，品种规格力求统一 9.3.2执行机构的选型应根据生产及安全需要、控制功能要求、远控阀门数量、仪表供电及供风情况，结合可靠性和经济性综合分析确定。 9.3.3天 井口地面安全系统动力驱动方式应根据工程工况、环境条件、供电条件等确定。 9.3.4集输站场检测、控制点的设置应在满足工艺生产需求和安全要求的前提下，遵循优化、简化的原则，并宜符合下列规定：
a） 需要经常监视的工艺参数应设置远传和就地指示。 b）影响生产正常运行和产品质量，并需要连续控制的重要参数，应设自动调节控制。 c) 超过限值会影响工艺生产正常运行的参数应设置自动报警。 d） 超过限值会引起生产事故的参数应设置自动报警和联锁保护控制。 e） 需要频繁操作的阀门、机泵或设备宜设远程和就地控制。
9.3.5集 集输站场仪表及控制系统的设计应符合GB/T 50892 和 GB/T 50823 的规定。 9.3.6 可燃气体和有毒气体检测报警装置的设置应符合GB50493及SY6503的相关要求。 9.3.7 火焰检测的设置应符合 GB 50116 的相关要求。
9.4其他安防设施 9.4.1安防设施应满足集输站场生产管理的需求，可设置工业电视、周界报警系统。 9.4.2含硫酸性天然气的场站应按 SY/T 6277的有关规定配置人身安全防护用具。
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