Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY 06001—2016
油气田地面工程建设项目设计总则
General principle for the design of oil and gas field surface project
2016－01一27 发布
2016一04一01实施
发布
中国石油天然气集团公司 Q/SY 06001—2016
目 次
前言
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范围规范性引用文件
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3设计依据
3. 1 前期阶段 3. 2 设计阶段 4设计原则、设计规模、产品要求 4. 1 总体设计原则 4. 2 设计规模 4. 3 产品要求 5设计要求 5. 1 气田天然气集输工艺 5. 2 气田天然气处理工艺 5. 3 油田油气集输处理工艺
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油田地面工程注水工艺 5.5 静设备 5.6 自控仪表 5.7 建筑、结构 5.8 总图 5.9 道路设计 5.10 供配电· 5.11 通信…. 5.12 给排水· 5.13 工程消防 5.14 热力工程、暖通及空调· 5.15 防腐保温· 5.16 管道材料· 5.17 职业病防护与安全设施 5.18 环境工程 5.19 节能节水· 参考文献
5. 4
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........ Q/SY 06001—2016
前言
Q/SY06001《油气田地面工程建设项目设计总则》是油气田地面工程设计系列标准之- 本标准按照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。
本标准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。
本标准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。 本标准起草单位：中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司、中国石油集团工程设计有限
责任公司新疆设计院。
本标准主要起草人：毛敏、郭艳琳、刘永茜、郭庆生、黄文峰、唐昕、钟小木、陈万、张炯、张雪辉、唐林、赵琼、黄春蓉、吴知谦、孙国成、郑德旺、罗春林、彭方宇。
I Q/SY 06001—2016
SY 7513出矿原油技术条件 TSG R0004　固定式压力容器安全技术监察规程 Q/SY 1688　油气田地面工程视觉形象设计规范中华人民共和国环境噪声污染防治法油气田作业区在综合公寓标准化设计规定
3设计依据
3.1前期阶段
前期阶段设计依据包括油气田开发方案、项目背景、项目规模、对产品的要求、建设项目现场自然地理人文条件、建设项目外部可依托的公用系统条件。 3.2设计阶段
设计依据除应包括3.1内容外，还应包括环境影响评价报告书及批复意见、安全设施审查意见、 职业病危害预评价报告、工程建设场地地震安全性评价、可行性研究报告及批复、核准项目申请报告等文件和批复，以及建设单位提出的其他要求。
4设计原则、设计规模、产品要求
4.1总体设计原则 4.1.1新建油气田地面工程设计应将批准的油气田开发方案为设计基础，与油气藏工程、钻井工程、 采油采气工程紧密结合，根据油气田开发分阶段的具体要求，统一论证，综合优化油气集输处理、原油稳定、轻烃回收和采出水处理系统。 4.1.2油气田集输工程总体布局应根据油气藏构造形态、生产井分布及自然条件等情况，并统筹考虑采出水处理、给排水及消防、供配电、通信、道路等公用工程，经技术经济对比确定。 4.1.3新建工程项目场（厂）站选址应满足油气田地面工程总体规划，并符合项目所在地城市规划要求，宜避开存在地震、雷击、洪涝等自然和地质灾害地区。 4.1.4实施滚动勘探开发的油气田地面建设应做到建设周期短、投资回报快。工程分期和设备配置应考虑近期和远期的衔接。其早期生产系统宜先建设简易设施再酌情完善配套。 4.1.5优化设备和材料的设计、选型，应符合安全、可靠、长寿命、节能、经济合理的原则。 4.1.6宜采用标准化设计，一体化集成装置，缩短建设周期，降低工程投资，实现低成本开发 4.1.7宜采用国内外成熟适用的新工艺、新技术、新设备、新材料，做到技术配套，提高经济效益。 4.2i 设计规模 4.2.1　年生产天数 4.2.1.1油井的年生产天数，自喷井宜按 330d计算，机械采油井宜按 300d计算，原油稳定及新建净化原油储运设施年生产天数按365d计算。 4.2.1.2　气田地面工程的年生产天数不应少于 330d。 4.2.2连续运转时间 4.2.2.1对于新建项目，大检修周期宜按不小于一年设计。工艺技术选择、流程设置、设备设计及选型、公用工程系统的安排等均应满足工厂或装置在计划停工间隔周期内连续运转一年以上的要求。 2 Q/SY 06001—2016
4.2.2.2催化剂更换周期小于一年的装置停工时间应按催化剂更换周期考虑，但应有相应措施，保证大检修周期的要求。
4.2.3设计操作弹性 4.2.3.1油田集输工程采油井场的设备及出油管道设计能力应按油田开发方案提供的单井产油、气、 水量及掺人液量或气举气量确定。 4.2.3.2气田集气工程的采气管线的设计能力应按气井的产量和输送压力确定。集气管线的设计能力宜按气田设计产能的1.2倍确定。 4.2.3.3新建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量、原油含水率及集输过程中的掺入液量确定。 4.2.3.4新建净化原油储运设施设计能力应为油田开发方案提供的所辖油田原油产量的1.2 倍 4.2.3.5原油稳定装置的设计能力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% 4.2.3.6新建天然气处理厂（工艺装置）操作弹性宜为设计负荷的50%～110%。 4.2.3.7公用设施、辅助设施要与相关生产装置配套，应充分考虑不同工况的要求，以确保工厂生产平稳、安全。 4.3产品要求 4.3.1净化原油产品应符合SY7513的要求 4.3.2净化天然气产品应符合GB17820的要求。 4.3.3液化石油气产品应符合GB 11174 的要求 4.3.4稳定轻烃产品应符合 GB 9053 的要求。 4.3.5稳定凝析油产品应符合 SY/T 0069 的要求。 4.3.6硫磺产品应符合 GB 2449 的要求。
5设计要求
5.1　气田天然气集输工艺 5.1.1气田集输总工艺流程应根据开发方案、天然气气质、气井产量、压力、温度、井网布置、天然气流向及自然条件等因素，综合分析确定。 5.1.2气田集输系统应合理利用气井流体的压力能。压力级制应根据气田压力、生产预测资料、天然气处理工艺和外输压力的要求，经方案比选后确定。 5.1.3　气田集输工艺设计应符合 GB 50350 的要求。 5.1.4　高含硫化氢气田地面集输工艺设计还应符合SY/T 0612 的要求。 5.1.5凝析气田地面集输工艺设计还应符合 SY/T 0605 的要求。
5.2　气田天然气处理工艺
5.2.1天然气处理的厂址、规模、同类装置的套数和单套装置的设计处理能力应根据气田资源条件、 开发方案和集气系统总工艺流程所确定的原则以及净化天然气管网的连接状况合理确定 5.2.2应根据原料气的组成、产品质量标准、综合利用、节约能源和保护环境等要求，合理选择天然气净化工艺方法。 5.2.3天然气处理厂分期建设时，辅助生产设施、公用设施除经技术经济论证一次建成合理者外，宜随工艺装置分期建设，但应留有续建场地并兼顾各期工程的衔接。
3 Q/SY 060012016
5.2.4天然气净化设计应符合 SY/T 0011 的有关规定。 5.2.5　天然气脱水设计应符合 SY/T 0076 的有关规定。 5.2.6　天然气凝液回收的设计应符合 SY/T 0077 的有关规定。 5.2.7凝析气田天然气处理设计应符合 SY/T 0605 的有关规定。 5.3　油田油气集输处理工艺 5.3.1油气集输处理工艺流程应根据油藏工程和采油工程方案、油气物理性质及化学组成、产品方案、地面自然条件等，通过技术经济分析确定，并应符合下列原则：
a）工艺流程宜密闭。 b）应充分收集与利用油井产出物，生产符合产品标准的原油、天然气、液化石油气、稳定轻
烃等产品。 c）） 应合理利用油井流体的压力能，适当提高集输系统压力，扩大集输半径，减少油气中间接
转，降低集输能耗。 d）应合理利用热能，做好设备和管道保温，减少热耗
5.3.2油气集输处理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。相关设施在按所确定规模统筹考虑的基础上，可根据具体情况分阶段配置。 5.3.3沙漠、戈壁地区油气集输工程设计应适合沙漠、戈壁地区环境条件。站场、线路等的设计应采取有效的防沙措施。应充分利用太阳能、风力、地下水等天然资源，并进行综合规划、有效利用。 增加滩海陆采油田和海上油田陆岸终端相关内容。 5.3.4低渗透低产油田的开发建设应简化地面设施，采用短流程、小装置，降低工程投资。 5.3.5油气集输处理设计应符合 SY/T 6420 及国家其他节能标准的相关规定。
5.4　油田地面工程注水工艺 5.4.1油田注水（含注聚合物，下同）工程设计应符合已批准的油田开发方案和总体规划或设计委托书的要求，可一次或分期进行。注水站的设计规模宜适应油田开发5～10年的需要，新建区块的注水能力按油田原油产能建设含水率为50%时的总液量确定。 5.4.2注水流程应根据注水生产工艺、井网布置形式、水源种类及注水压力，并与油气集输设计井站布局方式相结合，通过技术经济对比优化确定。同时应符合 SY/T 6420的有关规定。 5.4.3油田注水用水可选用油田采出水、工业及生活废水、地表水及地下水。 5.4.4注水水质应符合油藏水质标准要求。 5.4.5在一个油田内，当注水管网实行区块分压注水时，注水站内泵型选择宜按不同压力等级进行设计，并满足不同区块泵压和排量的要求。 5.4.6聚合物注人工程设计，应按照油田开发方案规定的注入前置液及驱替液时间、注聚间隔时间、 注人浓度、注人量及注人压力等基础参数，经技术经济比较确定。系统工程宜采用聚合物母液集中配制，目的液分散注人的工艺流程。 5.4.7油田（区块）注水用水量应按GB 50391 的有关规定计算。 5.4.8油田注水工程站场的布局应符合 GB 50183 和 SY/T 0048 的有关规定。 5.5静设备 5.5.1压力容器的设计、制造、检验和验收应符合 TSG R0004 的规定，规则设计应符合GB 150.1～ 150.4的规定，分析设计应符合JB 4732 的规定。 5.5.2常压容器的设计应符合NB/T 47003.1 的规定，立式圆筒形储罐的设计应符合GB50341的规定。 4 Q/SY 06001—2016
5.5.3静设备的设计使用年限宜参照HG/T 20580，并按工程设计使用年限、介质腐蚀情况等综合选取。 5.5.4　压力容器用材的许用应力应按 GB150.2选取。 5.6　自控仪表 5.6.1油气田宜设置监控中心，采用数据采集与监控系统（SCADA），对油气田所属工艺设施的参数及设备运行状态进行监视、控制和数据采集，实现实时的统一调度和管理。 5.6.2监控与数据采集系统的网络结构应根据油气田管理模式、滚动开发及扩展需求进行设置 5.6.3应采用技术成熟、安全可靠、先进适宜，并适应被检介质与环境特点的检测仪表、调节设备、 控制系统。 5.6.4新建油气田宜同步配套数字化功能建设；已建油气田数字化建设应结合其自动化水平，遵循优化简化的原则。 5.7 建筑、结构 5.7.1建构筑物设计要贯彻安全、抗震、抗风载荷、实用、经济的原则，同时兼顾美观和风格统一。 建构筑物形象设计应符合Q/SY1688的要求。油气生产作业区综合公寓设计应符合勘探与生产分公司发布的《油气田作业区在综合公寓标准化设计规定》。 5.7.2合理确定建筑物的结构形式、跨度、层高，在满足功能需求的同时宜减少建筑面积和尺寸。 5.7.3应优先选用技术成熟，符合工程所在地相关的节能、环保政策及政府推广使用的建筑材料及产品，并注意因地制宜。 5.8总图 5.8.1场（厂）站用地宜少占良田，尽量利用荒地、劣地。 5.8.2总图设计应结合生产安全要求和当地的环境特点，采取减轻项目各阶段对生态环境影响的措施。 5.8.3 总平面布置宜按生产危险性和功能分区布置，统一规划，预留发展用地，节约土地资源。 5.8.4充分结合现场地形，合理确定竖向设计方案，在保证排水通畅的前提下，节约土石方工程量。 5.9道路设计 5.9.1道路设计要遵循“可靠、耐久、经济”原则，道路路基处理结合工程地质特点，采用综合处治措施保证可靠性。路面结构组合依照当地材料设计满足设计年限、道路的经济性，减少道路的非必要养护对生产的安全影响。 5.9.2油气田道路设计应根据实际交通需求合理确定道路技术参数，充分利用已建道路，节省用地和投资。 5.9.3厂站道路平面设计应满足生产、检修、办公要求布设，符合总图规划的用地需求，道路设计应满足消防、生产区车辆通行、工艺检修特种车辆。 5.9.4厂站道路布置，应使物流顺畅、短捷，人流、货流组织合理。 5.10供配电 5.10.1电气系统应具备较高的安全性、可靠性，根据负荷的重要性确定安全可靠、经济合理的电源配置、电压等级及供配电方案。 5.10.2应采取经济合理的雷电、静电防护措施 5.10.3应按爆炸危险区域划分选择电气设备。
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