Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY 06003.2—2016
油气田地面工程天然气集输工艺设计规范
第2部分：集输工艺
Specification for process design of gas gathering and transportation
of oil and gas field surface engineering- Part 2 : Gathering and transportation process
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. 2—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西南分公司。 本部分主要起草人：赵兴元、林峰、彭方宇、杨帆、王春瑶、甘淳静、杨静、周迎、全佳、
秦璇。
II Q/SY 06003.2—2016
油气田地面工程天然气集输工艺设计规范
第2部分：集输工艺
1范围
Q/SY06003的本部分规定了天然气田内部集输系统集输工艺方案、集气方式、输送工艺、水合物防止和增压工艺设计的技术要求。
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 50350—2005　油气集输设计规范 SY/T 0599天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求 SY/T 0605 凝析气田地面工程设计规范 SY/T 0612 高含硫化氢气田地面集输系统设计规范
3集输工艺方案
3.1一般气田 3.1.1一般气田的集输工艺应满足GB 50350一2005 的有关规定。酸性气田、低压低渗透气田、含凝析油气田、页岩气气田还应满足3.2～3.5的相关要求 3.1.2在气田开发井位布置的基础上，结合地形条件和已建地面设施，统一规划布置管网及各类站场。站场位置应符合集气工程总流程和天然气流向的要求，并应方便生产管理。 3.1.3集气管网的压力级制应根据气井压力及生产方式、处理厂及外输压力的要求经经济比选后确定。 3.1.4集气管网布置形式可根据集气工艺、气田构造形态、地形条件及已建地面设施等因素，经技术经济比较后确定采用枝状管网、放射状管网或组合型管网。 3.1.5同一气区或同一气田内，宜设一套集气管网。当天然气组分和压力差别较大，设一套管网不经济时，可分设管网 3.1.6集输系统的建设规模应根据气田开发方案和设计委托书提供的规模确定。采气管道的设计能力应根据气井的最大配产量确定。集气管道的设计能力应按所辖气井配产总和的1.2倍计算。 3.1.7天然气流量应按标准参比条件（温度293.15K，压力101.325kPa）下的体积计量。 3.1.8气田集输系统的设计应对气田产出水进行妥善处理或综合利用。 3.2酸性气田 3.2.1开发方案确定的酸性气田，集输工艺除应满足GB50350一2005的规定外，还应满足 3.2.2～ 3.2.5的要求。
1 Q/SY 06003. 2—2016
3.2.2酸气管道湿气输送时，宜采用碳钢加缓蚀剂的防腐方式，对腐蚀严重的也可采用耐蚀合金管材或干气输送的防腐方式。具体采用方式应经技术经济比较确定。 3.2.3当天然气中硫化氢分压大于0.0003MPa 时，采气、集气管道和设备的选材应满足SY/T 0599 的规定。 3.2.4酸性气田集输系统内腐蚀控制应采取控制流速及温度、注入缓蚀剂、选用抗腐蚀材质、内涂层或增加腐蚀裕量等措施，腐蚀裕量应根据腐蚀速率和设计寿命综合分析确定。 3.2.5酸性气田集输系统宜设置腐蚀监测系统。 3.2.6天然气中硫化氢含量大于或等于 5%（体积分数）的气田集输工程设计还应符合SY/T 0612 的有关规定。 3.3低压低渗透气田 3.3.1低压低渗透气田宜采用井下节流、井间串接、井口连续计量、湿气输送的集输工艺流程。 3.3.2井场装置宜采用易于搬迁和重复使用的撬装化设备。 3.4含凝析油气田 3.4.1含凝析油气田宜采用气液混输工艺流程。对于含液量大、输送距离长、沿线高差大的管道，可采用气液分输方式。 3.4.2气液混输管道的放空宜依托集气站或处理厂的放空设施。 3.4.3集气干线宜设清管设施。 3.4.4含凝析油气田宜采用多井轮换计量，在集气站或计量站设计量分离器对单井气液进行分离后分别计量。 3.4.5凝析气田集输工程设计还应符合 SY/T 0605 的有关规定。 3.5页岩气气田 3.5.1页岩气地面集输宜采用中低压集气、湿气输送、集中处理的工艺流程。 3.5.2页岩气田开发初期应考虑返排液和除砂的措施，可利用排采期已建设施。返排液应单独收集储存和处理。 3.5.3集输工艺应根据气田开发的特点，后期宜采用高低压分输、分区增压的方式，适应不同生产方式的要求。 3.5.4采气管道设计能力应根据井丛的最大产量确定；集气管道的设计能力可根据其所辖区域集气站最大生产能力确定。 3.5.5地面设施应按照标准化、撬装化设计。
４　集气方式
4.1单井集气 4.1.1气井比较分散，采用枝状管网的单井及边远区域试采井，宜采用单井集气流程。 4.1.2单井集气方式应设置计量装置进行连续计量。 4.2　多井集气 4.2.1气井分布比较集中、井数较多的气田，宜采用多井集气。多井集气站应根据气田井位分布、 管网布置及天然气流向综合分析后确定。 4.2.2采用多井集气工艺，应简化井场设施，实现设备和操作人员少、人员集中和便于管理的优点。 2 Q/SY 06003.2—2016
4.2.3多井集气宜采用轮换计量方式 4.2.4含硫气田及含凝析油气田宜采用多井集气，简化井场流程。 4.2.5根据气田内不同产气区域的具体情况，多井集气和单井集气可组合应用。
5输送工艺
5.1　混输 5.1.1采用气液混输工艺应根据气田开发方案、井产物组成、流量、压力、输送距离及地形条件综合分析，经方案比选后确定 5.1.2气液混输工艺设计应采取措施防止管道超压和水合物堵塞 5.1.3气液混输应分析各种操作工况下段塞流的影响，并采取适宜的措施控制或捕集段塞流。 5.1.4气液混输管道内的气体流速宜控制在 3m/s～6m/s。 5.1.5 气液混输的工艺计算应满足以下要求：
a） 工艺计算的内容应包括压降、温降、管道持液量、段塞流量、清管排液量和清管时间。 b） 应按设计工况进行工艺计算，并对开发初期、末期的不同工况进行复核。 c）可采用稳态计算方法进行混输工艺计算，瞬态计算方法进行复核。
5.2分输 5.2.1) 对于井产物含液量大、含泥沙量较大、管道沿线高差大的采集气系统，宜采用气液分输方式。 5.2.2气体管道的流量计算应按GB 50350一2005 的有关规定执行。 5.2.3分离后液体采取管输还是车运的方式，应通过技术经济比较后确定。 5.2. 4 采用管输时，液体的流速宜为 0.8m/s～2m/s。 5.3干气输送 5.3.1对于高含硫天然气的输送，可将原料气脱水后进行干气输送，降低管道腐蚀风险。 5.3.2原料气长距离输送时，为减轻管道内腐蚀和水合物形成风险，通过技术经济论证后可采用干气输送工艺。 5.3.3干气输送工艺计算应满足GB50350一2005 的有关规定。
6水合物防止
6.1水合物形成温度预测 6.1.1天然气水合物形成温度的预测，可采用图解法、平衡常数法、经验公式法或热力学统计法：也可采用经工程实践验证的商用软件进行计算。 6.1.2天然气集输最低温度应高于预测的水合物形成温度3℃以上。
6.2　水合物防止方式
6.2.1天然气水合物的防止，可采用加热、保温、加注水合物抑制剂或脱水等措施，并根据工艺要求以及现场条件经技术经济比选后确定。 6.2.2天然气加热宜采用燃气加热方式。当加热负荷小于100kW或无燃料气时，可采用电加热方式。 6.2.37 水合物抑制剂可采用乙二醇、甲醇。储存量不宜低于 7d的使用量。
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参考文献
[1] GB 17820 天然气 [2] GB 50251 输气管道工程设计规范 [3] SY/T 0439 石油天然气工程建设基本术语 [4] SY/T 6855 含H,S/CO,天然气田集输管网用双金属复合管
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