Q/SY
中国石油天然气集团有限公司企业标准
Q/SY 060362019
（2019年确认）
油气田地面工程标准化设计技术导则
Technical guidelines for oil and gas field surface facility standardization
2019—12—05实施
2019—12—05发布
发布
中国石油天然气集团有限公司 Q/SY060362019
再版说明
本标准于2019年复审，复审结论为继续有效。 本标准在发市复审结论的同时，按照《关于调整集团公司企业标准编号规则的通知》（中油质
[2016】434号】的要求对标准编号进行了修改。
本次印刷与前一版相比，技术内容与前版完全一致。 本次仅对标准的封面进行了如下修改：
标准编号由Q/SY1686—2014修改为Q/SY06036—2019：一标准发布单位按照企业公章，修改为“中国石油天然气集团有限公司” Q/SY06036—2019
目 次
前言
范围 2 规范性引用文件 3 油气田特点及建设模式 4 油田油气集输与处理 5 气田集输与处理· 6 地下储气库 7 采出水处理与注水
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辅助工程
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T Q/SY06036—2019
前 言
本标准按照GB/T1.1—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 气慢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 气集研有限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：中国石油天整气股份有限公司勘探与生产分公司，中国石油天然气股份有限公
司规划总院。
本标准主要起草人：汤林，丰秋忙，快，孙铁民，班兴安。丁建宇。 张效羽，刘飞军。云庆巴玺立、李冰、王春燕、李文址，罗秀清、纪红、高雄、董光喜、杨艳。
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ⅡI Q/SY 060362019
油气田地面工程标准化设计技术导则
1范围
本标准规定了油田油气集输与处理，气用集输与处理，地下储气库，采出水处理与注水，辅助工程标准化设计引导采用的先进，适用技术。
本标准适用于中国石油所属陆上油气川和滩海油气田地面工程标雅化设计。
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（包托所有的修改单） 适用于本文件。
SY/T6769（所有部分） 非金属管道设计、 施工及验收规范 SY/T 7513 出矿原油技术条件 Q/SY1688 油气田地 面工程吧觉形象设计博范 Q/SY1689 油气田非金属管道应用导则中国石油油气田生产作业区综合公寓标准化设计规定试行） 助2011】155号中国石油油气田基层生产队部标准化设计规定（试行）油助【2011155号
3油气田特点及建设模式
3.1油田特点及建设模式
3.1.1整装油田
一次建成产能规模大，单井产量较高， 站乡 管网系统复杂，生产期较长的整装油田，地面建设模式宜为整体建设、功能齐全。 系统配套。 3.1.2分散小断块油田
地面建设产能规模较小，产建区城较分散的小断块油田。地面建设模式宜为短小串简。配套就近。 3.1.3低渗透油田
井数多，单井产量低，注水水质要求较高，注水压力高，生产成本较高的低渗透油田，地面建设模式宜为单管集油、软件计量，恒流配水。 3.1.4稠油油田
原油中沥青质和胶质含量较高，黏度较大。热采开采，生产成本高的稠油油田，地面建设模式宜为高温密闭集输，注汽锅炉分散布置与集中布置相结合，软化水集中处理，污水回用锅炉。
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3.1.5沙漠油田
处于沙漠或戈壁荒原的油田，自然环境条件恶劣，社会依托条件差的沙漠油田，地面建设模式宜
为优化前端、功能适度，完善后端，集中处理。
3.1.6滩海油田
靠近陆地、水深较浅的油田。潮差、风暴潮、海流、冰情、海床地貌和工程地质复杂的滩海油田，地面建设模式宜为简化每 气液混输，完善终端，陆岸集中处理 3.1.7三次采油油田
通过采用各种物理，化学方法改变原油的黏度和对岩石的吸附性。以增加原油的流动能力，进一步提高原油采收率的三次采油，地面建设模式宜为集中配制。分散注人 多级布站、单独处理。 3.2气田特点及建设模式 3.2.1高压气田
井少、单井产量高、压力商的高压气旧，地而建设模式宜为高压集气，采用了一工闽节流制冷，实现烃水露点控制和凝液回收 3.2.2中压气田
介于高压和低压气田之间的中压气用：地面建设模式宜为多井集气， 中压湿气集输，集中处理。 3.2.3低压气田
生产压力低、单井产量低的低压气田，地面建设模式宜为井下节流、井间串接、湿气集输、集中处理。 3.2.4凝析气田
气相中重轻会发生相态变化，在地层中析
介于油藏和天然气藏之间的凝析气用，出凝析油，地面建设模式宜采用油气水三相混输，加热与注醇统客优选， 集中处理工艺：对采用循环注气开发方式的凝析气田， 准气装置与处理装置宜合建 3.2.5含HS气田
天然气中HS含量超过有关质量指标要求。需经脱除才能行合缩商品气的气质要求的含HS 气田，地面建设模式宜为多井集气。嵌钢注暖蚀剂防、集中净化处理。 3.2.6高含CO气田
CO含量高，腐蚀性强，压力递减快。气井分布不均的高含CO气田，地面建设模式宜为湿气集输、碳钢注缓蚀剂防腐、集中净化处理。 3.2.7 煤层气田
含量高、井口压力低、单井产量低、稳产期长的煤层气田，地面建设模式宜为排水采气、井间串接、增压集输、集中处理。
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4油田油气集输与处理
4.1油气集输
4.1.1油田地面工程标准化设计应优先采用单管不加热（串接）集油工艺。当不能采用单管不加热（串接）集油工艺时应结合油品物性，产液特点和环境特点，优化集油系统进站温度参数，宜高于并接近脱气原油凝固点。 4.1.2单井计量应优先采用软件量油，采用软件量油应定期对计量精度进行标定：当软件量油不能满足要求时，可在计量站采用多通阅选，两相计量气液产量。 4.1.3稠油油田单井计量宜采用阅选片称重式计量装置。 4.1.4对于腐蚀性强的土壤或输送腐钟性强的年质。集物管道宜采用非金属管道。选用非金属管道应符合Q/SY1689和SY/T0769的费求 4.1.5 应积极采用油气混技术，优先不用成熟的“一体化集成装置”，优化简化集油系统。 4.1.6油田集输工程基础机地也但不限于井场模块，集油阔组模块，计量分离模块，进站阅组模块、分离设备模块、加热设备模块、组合装置模块， 行储设备块： 机泵设备模块、油气计量模块。 清管设备模块、加药装置模块 4.2 油气处理 4.2.1高含水原油脱水应先进行游商水脱除。三段宜采用三相分离脱水器实现热化学沉降脱水：低含水原油宜采用一段脱水工艺 4.2.2低产，低渗透小断块油日设计规模一般较小，原油脱水宜未用经济适用的“多功能组合装置”，从而简化处理工艺。 4.2.3普通稠油脱水宜采用商段热化学动态沉降脱水工艺。 4.2.4三相分离脱水器用于中、低含水原油的悦水，脱小后原油含水率达到SY/T7513的要求：当 1台三相分离脱水器检修时，其余三相分离脱水器负荷不大于设计处理能力的120%时，可不设备用。 三相分离脱水器的台数不宜少于2台。 4.2.5加热设备宜优先采用真空加热炉和分体相变加热炉。原油脱水、稳定、外输等供热应统一考虑热能平街，集中供热 4.2.6各油田应采用或研制（筛选）与不加热集输相配套的低温破乳剂 4.2.7选择原油稳定工艺应对产品 收率、能量消耗、操作费用、基建投资、经济效益等方面进行综合对比分析后确定。在原油中心 C含量大于2.5%（质量分数 时，宜选择微正压闪蒸工艺。 4.2.8各油田宜相对集中建设原油稳定装置。晾稳不旋气宜与伴生气 并处理。 4.2.9伴生气处理工艺应对产品收率。能量消耗，操作费用。基建投资，经济效益等方面进行综合对比分析后确定。 4.2.10蒸汽驱和SAGD开发的油田应充分利用热能最大限度地减少热能损耗。 4.2.11油气处理工程基础模块包括但不限于预脱水模块、原油脱水设备模块、伴生气脱水设备模块。凝液回收设备模块、原稳装置模块、换热设备模块，存储设备模块，机泵设备模块，计量模块、 收发球设备模块：装车设备模块：加药装置模块：稠油排砂模块：卸油模块，大罐抽气装置模块：制冷单元设备。
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5气田集输与处理
5.1天然气集输
5.1.1气田集输流程宜优先采用气液混输，宜采用集气站集中加药：低压低产气田宜采用井下节流差压计量，井间串接工艺：含HS：CO.气宜优先采用湿气集输，碳钢注蚀剂防腐方案：煤层气田应采用井间串接、湿气华输，增压输送工艺：采气管线应优先采用PE管 5.1.2天然气集输工程基础博块包拆但不限于井场模块，集配气模块，加热模块，压缩机模块，（计量）分离模块、计量外输模快、自用气模块，收发球装置模块、放空模块、阀室模块、加药模块、污水回收模块、脱水模块、段塞流捕集器 5.2天然气处理 5.2.1 1气液混输的集气系统品充分考虑股基流的影响，合理设置段塞流捕集装置。 5.2.2 高压气田宜优先采用工阀节流制冷注防冻剂低温脱水工艺 5.2.3原料气烃露点满足产品要求的中压气田，宜采用三日醇（TEG）脱水工艺；需控制烃露点的中低压气田脱水，优先采用丙烧制冷低温分离工
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5.2.4凝析气田脱水应结合液收工艺，采用低温分离工。 5.2.5 天然气深度脱水宜采用分手货 帝脱水工艺 5.2.6 煤层气脱水宜采用三山醇脱水工艺。 5.2.7 高压气田和凝析气田流液回收。优先采用厂一下闵节流制冷工艺：凝析油稳定根据油品性质宜采用多级闪蒸和微正压分留稳定工艺。对于以上组分含量高、以回收C，以上组分为目的，宜采用混合制冷工艺：以控制经露点为主的中低压气田优先采用丙烷制冷工艺。 5.2.8以脱HS为主的装置。宜采用醇暇法：当原料气中含有有机硫化物时宜采用矾胺法：原料气中HS含量低，主要脱除CO时，宜采用MDEA配方游液达：当CO大于30%时也可采用膜分离 醇胺法：CPS硫磺回收工艺是具有国内自主产权的工艺技术。宜优先使用：装置规模大：总硫收率要求高的尾气处理，宜采用SCOT工艺 5.2.9大型往复式压缩机的多变效率达到80%以上：离心式压缩机应达到75%以上：膨胀机的绝热效率应达到75%以上：膨胀机驱动同轴增压机的多变效率应达到65%以上。尽量选用低噪声设备：压缩机，发动机吸风口、主风机进口及排烟口等处要安装消音器 5.2.10天然气脱硫装置中吸收塔。 再生塔宜采用填料塔，填料为不锈钢 填料：贫高液换热器宜采用板式换热器：重沸器为卧式热虹吸式 管市为不锈钢材质：济滤机械过砖品 器为滤芯式过滤器。 5.2.11天然气脱水装置中的TEG吸收塔宜选用填料塔。填料采用不锈钢填料：TEG缓冲罐与 TEG重沸器重叠布置：TEG溶液过德器成选用机械过滤器和活性发过滤器：TEG贫/富液换热器宜选用板式换热器：TEG循环泵宜采用能量循环泵。 5.2.12天然气硫磺回收装置中的主风机采用离心式风机：液硫泵采用蒸汽夹套立式液硫泵。 5.2.13凝析油稳定处理宜采用多级分离、分馏稳定工艺。 5.2.14天然气处理工程基础模块包括但不限于：收球模块、集气模块、分离模块、过滤分离模块，吸收模块，落溶液再生模块，落液储存及补充模块，TEG吸收模块，TEG再生模块，分子筛脱水模块，丁-T阀乙二醇脱水模块，主燃烧炉模块，冷疑冷却模块，反应器模块，液硫脱气及储存模块。 低温分离模块：换热模块：内烷制冷模块：轻烃分罐模块：压缩机组模块：调压计量模块：发球模块，燃料气分离模块：分液模块：火炬模块：稳定模块：外输计量模块：仪表风模块：干燥模块：储罐模块，制氨模块，液化石油气及稳定轻烃汽车装车模块。 4