Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY 06002. 2—2016
油气田地面工程油气集输处理
工艺设计规范第2部分：工艺
Design code for oil & gas gathering and processing systems
of oil and gas field surface engineering-
Part 2: Process
2016一01一27 发布
2016一04一01实施
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY 06002. 2—2016
目 次
前言
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范围规范性引用文件术语和定义设计规模 4. 1 建设规模 4. 2 单项工程建设规模
1
2
3
4
5　集输处理工艺流程 5. 1 集输工艺 5. 2 处理工艺 5.3 集输流程选用 5. 4 处理流程选用
计量
6 Q/SY 06002. 2—2016
前創言
Q/SY06002《油气田地面工程油气集输处理工艺设计规范》是油气田地面工程设计系列标准之一。该标准分为以下7个部分：
第1部分：通则; 第2部分：工艺; 第3部分：集输管道；第4部分：站场；第5部分：储运；
一第6部分：设备选型；
第7部分：材料。 本部分为Q/SY 06002的第2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新疆设计院、中国石油集团工程设计有限
责任公司华北分公司。
本部分主要起草人：李龙、骆伟、戚亚明、吴昊、黄强、郑德旺、夏新宇、孙国成、蒋旭、赵晓梅、张侃毅、张瑛、杨飞、李大昌、邵艳波。
Ⅱ Q/SY 06002.2—2016
油气田地面工程油气集输处理工艺设计规范
第2部分：工艺
1范围
Q/SY 06002的本部分规定了油田地面工程集输处理工艺设计中的集输处理规模、集输处理工艺、典型流程的选用及计量规定的设计要求
本部分适用于陆上油田、滩海陆采油田及海上油田陆岸终端地面工程新建及改扩建项目，
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 9053稳定轻烃 GB 11174　液化石油气 GB 17820　天然气 GB 50183 石油天然气工程设计防火规范 GB 50251 输气管道工程设计规范 GB 50350　油气集输设计规范 SY/T 0049 油田地面工程建设规划设计规范 SY/T 7513 ，出矿原油技术条件
3术语和定义
GB 50350 界定的术语和定义适用于本文件。
4设计规模
4.1建设规模
4.1.1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。 4.1.2油气集输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。建设规模应根据油田开发方案中稳产期平均产量合理确定。 4.2单项工程建设规模 4.2.1采油井场的设备及出油管道的设计能力，应按油田开发方案提供的单井产油、气、水量及掺入液量或气举气量确定。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。 4.2.2各类油站含水原油处理及输送设施的设计能力，应按油田开发方案提供的所辖油井日产油量、 原油含水率及集输过程中的掺人液量确定，并符合以下要求：
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5.2　处理工艺
5.2.1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分析确定，油气分离级数宜为 1～2 级。 5.2.2原油除砂应根据容器类型和原油含砂情况合理选择，常压油罐宜采用机械或人工方式清砂，压力容器宜采用不停产水力冲砂，有条件的站场可采用旋流除砂工艺。 5.2.3原油脱水工艺应根据原油性质、含水率、乳状液的乳化程度及采出液中三次采油驱油剂的类型和含量、破乳剂性能等，通过试验和经济对比确定。原油脱水方式宜在集输温度下预脱除游离水，其乳化油部分采用热化学沉降脱水、电化学脱水等方式或不同方式的组合。 5.2.4稠油处理宜采用密闭脱水工艺：
a）采用热化学和电化学两段脱水时，宜采用卧式压力容器。 b）采用常压热化学沉降脱水时，宜采用固定顶罐 c） 特稠油、超稠油采用两段热化学沉降脱水时，二段脱水宜采用静态沉降脱水工艺和污水回掺
技术，并应充分回收利用热能
5.2.5由脱水设备排出输往污水处理站的含油污水，含油量不应大于 1000mg/L；对于聚合物驱采出原油，含油量不宜大于 3000mg/L；对于特稠油、超稠油，含油量不宜大于 4000mg/L。 5.2.6净化原油的含水率应符合 SY/T 7513的要求，即石蜡基原油不应大于 0.5%，中间基原油不应大于1%，环烷基原油不应大于2%。 5.2.7脱水后的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%。 5.2.8原油脱盐宜采用电化学脱盐或热化学脱盐工艺，脱盐级数宜为1～2级，通过试验和经济对比确定。脱盐后的原油含盐量应符合商品原油合同指标和后续处理工艺要求，油田出矿原油含盐量不宜大于 50mg/L。 5.2.9原油脱硫化氢工艺应根据原油处理流程、原油性质、原油中硫化氢含量，通过技术经济对比确定，可选用气提脱硫化氢、加入硫化氢抑制剂等方法，脱硫化氢后的原油中硫化氢含量不宜大于 60mg/kg 5.2.10原油稳定宜采用负压闪蒸、正压闪蒸或分馏稳定工艺，应根据原油组成、油品物性、稳定深度、产品要求及其相关的集输工艺流程，经技术经济比较后确定。原油中C1～C4的轻组分含量大于 2.5%宜采用正压闪蒸工艺，对原油组分分离的精度比较高或对稳定深度要求比较深且余热可以充分利用时宜采用分馏稳定工艺，仅满足原油饱和蒸气压要求的可采用负压闪蒸。 5.2.11油罐烃蒸气回收应符合 GB 50350 中的相关规定。 5.2.12伴生气处理流程应根据伴生气性质、下游用户对气质和产品的要求确定。伴生气处理装置和原油稳定装置在有条件的情况下宜相对集中建设。回收C3以上组分的伴生气处理宜采用分子筛脱水，中深冷脱烃工艺；回收C2以上组分的伴生气处理宜采用分子筛脱水，深冷脱烃工艺。 5.2.13　天然气产品指标应符合下列规定：
a） 天然气应符合GB17820的规定，进人输气管道的天然气尚应符合GB50251的有关规定。 b） 液化石油气应符合GB11174 的规定 c） 稳定轻烃应符合 GB 9053 的规定。 d）天然气凝液及其他产品的技术要求应符合企业间的协议标准。
5.3集输流程选用 5.3.1凝固点低于集输管道最低环境温度的原油、井口出油温度满足集输系统要求的原油，油气集输工程应采用井口不加热单管集输流程。 5.3.2原油物性较好，黏度较低，凝固点高于埋地管道最低土壤环境温度15℃以内，气油比大于或
3 中国石油天然气集团公司
企业标准
油气田地面工程油气集输处理
工艺设计规范第2部分：工艺
Q/SY 06002. 2- 一 -2016
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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)
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880×1230毫米16开本0.75印张15千字印1—1500 2016年5月北京第1版 2016年5月北京第1次印刷
书号：155021·18349　定价：12.00元
版权专有不得翻印
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