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中华人民共和国国家标准
油田油气集输设计规范
Code for design of oil-gas gathering and transportation systems of oilfield
GB 50350-2015
主编部门：中国石油天然气集团公司
批准部门：中华人民共和国住房和城乡建设部
实施日期：2016年8月1日
中华人民共和国住房和城乡建设部公告
第1007号
住房城乡建设部关于发布国家标准《油田油气集输设计规范》的公告
本规范由我部标准定额研究所组织中国计划出版社出版发行。
中华人民共和国住房和城乡建设部
2015年12月3日
前言
根据住房城乡建设部《关于印发2012年工程建设标准规范制订、修订计划的通知》(建标[2012]5号)的要求，规范编制组进行了广泛的调查研究，认真总结了多年的油气集输工程设计经验，吸收了近年来全国各油田油气集输工程技术科研成果和生产管理经验，参考国内、国外相关标准，并在广泛征求了全国有关单位的意见的基础上，修订本规范。
本规范是在《油气集输设计规范》GB 50350-2005的基础上修订而成，将原《油气集输设计规范》GB 50350-2005拆分为《油田油气集输设计规范》和《气田集输设计规范》，本规范只针对油田油气集输的内容进行编制。修订后共分11章和12个附录。本规范代替原《油气集输设计规范》GB 50350-2005中油田油气集输部分。
本规范修订的主要技术内容是：
1．规范名称改为《油田油气集输设计规范》。
2．对原规范章节和附录目录重新进行了编排。
3．适用范围增加了海上油田陆岸终端。
4．增加了“天然气凝液装卸”一节。
5．增加了混输泵选择的内容。
6．修订了原规范的部分条款，使内容更为完善、合理。
本规范中以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。
本规范由住房城乡建设部负责管理和对强制性条文的解释，由石油工程建设专业标准化委员会负责日常管理工作。本规范由大庆油田工程有限公司负责具体技术内容的解释。在执行过程中如有意见和建议，请寄送大庆油田工程有限公司(地址：黑龙江省大庆市让胡路区西康路42号，邮政编码：163712)，以便今后修订时参考。
本规范主编单位、参编单位、主要起草人和主要审查人：
主编单位：大庆油田工程有限公司
参编单位：中油辽河工程有限公司
中石化石油工程设计有限公司
西安长庆科技工程有限责任公司
主要起草人：李杰训 娄玉华 杨春明 李爽 孙海英 张箭啸 于良俊 李延春 许超 徐晶 穆冬玲 阮增荣 樊继刚 何文波 何玉辉 张立勋 王胜利 赵卫民 徐国栋 舒静
主要审查人：王瑞泉 张效羽 王小林 黄辉 杨莉娜 赵振堂 吕应超 王占香 汤晓勇 张志贵 程富娟 陈彦君 刘国良 李惠杰 孙雁伯
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1 总 则
1．0．1 为了在油气集输工程设计中贯彻执行国家现行的有关法规和方针政策，统一技术要求，保证设计质量，提高设计水平，使工程达到技术先进、经济合理、安全可靠、节能环保，运行、管理及维护方便，制定本规范。
1．0．2 本规范适用于陆上油田、滩海陆采油田和海上油田陆岸终端油气集输工程设计。
1．0．3 油田油气集输工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
2 术 语
2．0．1 油气集输 oil-gas gathering and transportation
在油气田内，将油气井采出的油、气、水等加以汇集、处理和输送的全过程。
2．0．2 轻质原油 light crude
在20℃时，密度小于或等于0．8650g／cm³的原油。
2．0．3 中质原油 middle crude
在20℃时，密度大于0．8650g／cm³小于或等于0．9160g／cm³的原油。
2．0．4 重质原油 heavy crude
在20℃时，密度大于0．9160g／cm³小于或等于0．9960g／cm³的原油。
2．0．5 稠油 viscous crude
温度在50℃时，动力黏度大于400mPa·s，且温度为20℃时，密度大于0．9161g／cm³的原油。按黏度大小可分为普通稠油、特稠油、超稠油。
2．0．6 特稠油 extra-viscous crude
温度为50℃时，动力黏度大于10000mPa·s，且小于或等于50000mPa·s的稠油。
2．0．7 超稠油 extremely-viscous crude
温度为50℃时，动力黏度大于50000mPa·s的稠油。
2．0．8 高凝原油 high solidifying point crude
含蜡量大于30％，且凝固点高于35℃的原油。
2．0．9 起泡原油 foamy crude
由于降压、升温等原因，从原油中析出的溶解气泡上浮至原油液面后不立即消失，在原油液面形成泡沫层，具有这种性质的原油称起泡原油。
2．0．10 净化原油 purified crude
经脱除游离和(或)乳化状态的水、脱盐、脱酸后，符合产品标准和工艺要求的原油。
2．0．11 老化原油 weathered crude
在油气集输过程中，长期积累产生的乳化状态稳定、采用常规措施无法处理、对原油脱水生产有较大影响的原油乳状液。
2．0．12 井口回压 wellhead back pressure
井口出油管道起点的压力，其数值等于出油管道水力摩阻、位差和第一级油气分离器压力的总和。自喷井是指油嘴后的压力。
2．0．13 采油井场 oil production well sites
设置采油井生产设施的场所。
2．0．14 石油天然气站场 oil and gas stations
具有石油天然气收集、净化处理、储运功能的站、库、厂、场的统称，简称油气站场或站场。
2．0．15 计量站 well-testing stations
油田内完成分井计量油、气、水的站。日常生产管理中也称计量间。
2．0．16 交接计量站 lease custody metering stations
对外销售原油、天然气与用户进行交接计量的站。也称外输计量站。
2．0．17 集油阀组间 oil gathering manifold rooms
设置油气收集工艺阀组等生产设施，但不进行分井计量的场所，简称阀组间。当不建设厂房时，称为集油阀组。
2．0．18 接转站 pumping stations
在油田油气收集系统中，以液体增压为主的站。日常生产管理中也称转油站。
2．0．19 放水站 free water knockout stations
将含水较高的原油预脱除大部分游离水，然后将低含水原油和含油污水分别输往原油脱水站和含油污水处理站，担负上述生产任务的站称为放水站。与接转站合建的放水站，称为转油放水站。
2．0．20 脱水站 dehydration stations
担负原油脱水和增压输送的站。
2．0．21 集中处理站 central processing facilities
油田内部主要对原油、天然气、采出水进行集中处理的站。也称联合站。
2．0．22 矿场油库 lease oil tank farms
油田内部储存和外输(运)原油的油库。
2．0．23 出油管道 crude flow lines
自井口装置至计量站或集油阀组间的管道。
2．0．24 集油管道 crude gathering lines
油田内部自计量站或集油阀组间至有关站和有关站间输送气液两相的管道，或未经脱水处理的液流管道。
2．0．25 集输流程 gathering process
在计量站或集油阀组间之前，实现油气收集的工艺过程。
2．0．26 油气分输 oil and gas respective transportation
对油气进行分离后，将原油和天然气分别用管道输送的方式。
2．0．27 掺液集输 liquid-blended crude transportation
向输送原油的管道中掺入一定量的水或加热后的原油等液体，以降低流体在管内流动摩阻的输送方式。
2．0．28 伴热集输 flow line with heat tracing transportation
在外部热源的伴随下，保持出油管道内流体所需输送温度的输送方式。
2．0．29 水力冲砂 hydroblasting
用带压的水，清除容器内在生产过程中积存的沉积物的一种方法。
2．0．30 原油稳定 crude stabilization
从原油中分离出轻质组分，降低原油蒸发损失的工艺过程。
2．0．31 油罐烃蒸气回收 hydrocarbon vapor recovery from tank
回收油罐中油品蒸发形成的气态烃的工艺过程。
2．0．32 事故油罐 emergency crude storage tanks
在事故状态下用于储存原油的作业罐，正常生产时应保持空闲状态。
2．0．33 沉降脱水罐 settling tanks
油田站场用于沉降脱水的作业罐。
2．0．34 污水沉降罐 sewage water settling tanks
在油田原油脱水站或放水站中，用于提高外输污水水质的作业罐。
2．0．35 原油外输 crude exportation
油田对外销售原油，向用户提供商品原油的输送过程。
2．0．36 滩海陆采油田 shallow water coastal oilfields(ter-restrial development mode)
距岸较近、有路堤与岸边相连，并采用陆地油田开发方式的滩海油田。
2．0．37 含硫酸性天然气 sour gas
气体总压大于或等于0．45MPa(绝)，气体中的硫化氢分压大于或等于0．00035MPa(绝)的含有水和硫化氢的天然气。
2．0．38 天然气凝液 natural gas liquid(NGL)
从天然气中回收的且未经稳定处理的液态烃类混合物的总称，一般包括乙烷、液化石油气和稳定轻烃成分，也称混合轻烃。
2．0．39 液化石油气 liquefied petroleum gas(LPG)
在常温常压下为气态，经压缩或冷却后为液态的以C3、C4为主要成分的烃类混合物。
2．0．40 稳定轻烃 natural gasoline
从天然气凝液或原油中提取的，以戊烷及更重的烃类为主要成分的液态石油产品，其终馏点不高于190℃，在规定的蒸气压下，允许含有少量丁烷。也称天然汽油。
2．0．41 天然气水合物 gas hydrate
在一定的温度和压力下，天然气中的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、二氧化碳等和水形成的冰雪状晶体。也称可燃冰。
2．0．42 增压站 booster stations
在矿场或输气管道上，用压缩机对天然气增压的站。
2．0．43 天然气凝液回收 NGL recovery
从天然气中回收天然气凝液。
2．0．44 集气管道 gas gathering lines
油田内部自一级油气分离器至天然气处理厂之间的气管道。
2．0．45 清管设施 pigging systems
为提高管道输送效率而设置的清除管内凝聚物和沉积物的全套设备。包括清管器、清管器收发筒或清管阀、清管器指示器及清管器示踪仪。
2．0．46 监控和数据采集系统 supervisory control and data acquisition systems(SCADA)
一种以多个远程终端监控单元通过有线或无线网络连接起来，具有远程监测控制功能的分布式计算机控制系统。
2．0．47 分散控制系统 distributed control systems(DCS)
一种控制功能分散、操作显示集中、采用分级结构的计算机控制系统，也称为分布式控制系统，或集散控制系统。
2．0．48 可编程序控制器 programmable logic controllers(PLC)
一种数字运算操作的电子系统，专为在工业环境下应用而设计。它采用了可编程序的存储器，用于在其内部存储执行逻辑运算、顺序控制、定时、计数和算术运算等操作的指令，并通过数字或模拟式的输入和输出操作，来控制各种类型的机械或生产过程。
2．0．49 远程终端装置 remote terminal units(RTU)
一种针对通信距离较长和工业现场恶劣环境而设计的具有模块化结构的特殊计算机控制系统，它将末端检测仪表和执行机构与远程主计算机连接起来，具有数据采集、控制和通信功能，它能接收主计算机的操作指令，控制末端的执行机构动作。
3 基本规定
3．0．1 油气集输工程设计应依据批准的油田开发方案和设计委托书或设计合同规定的内容、范围和要求进行。
3．0．2 油气集输工程设计应与油藏工程、钻井工程、采油工程紧密结合，根据油田开发分阶段的具体要求，统一论证，综合优化，总体规划，分期实施。
3．0．3 油气集输工程总体布局应根据油田开发方式、生产井分布及自然条件等情况，并应统筹考虑注入、采出水处理、给排水及消防、供配电、通信、道路等公用工程，经技术经济分析确定。各种管道、电力线、通信线等宜与道路平行敷设，形成线路走廊带。
3．0．4 油气集输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，并应符合下列规定：
1 工艺流程宜密闭；
2 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；
3 应合理利用油井流体的压力能，适当提高集输系统压力，优化设计集输半径，减少油气中间接转，降低集输能耗；
4 应合理利用热能，做好设备和管道保温，降低油气处理和输送温度，减少热耗；
5 应结合实际情况简化工艺流程，选用高效设备。
3．0．5 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，工程适应期不宜少于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。
3．0．6 实施滚动勘探开发的油田，工程分期和设备配置应兼顾近期和远期的需求，早期生产系统应先建设简易设施再酌情完善配套。
3．0．7 沙漠、戈壁地区油气集输工程设计应适合沙漠、戈壁地区恶劣的环境条件，站场、线路等的设计应采取有效的防沙措施。应充分利用沙漠地区的太阳能、风力等天然资源，并进行综合规划、有效利用。
3．0．8 滩海陆采油田的开发建设应充分依托陆上油田已有设施，简化滩海陆采平台油气生产及配套设施。
3．0．9 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。
3．0．10 油气集输站场的工艺设计应满足油气集输生产过程对站场的功能要求，并应设计事故流程。
3．0．11 对于重复性强的油气集输站场或工艺单元，宜采用标准化设计。
3．0．12 油气集输设计应符合现行行业标准《油田地面工程设计节能技术规范》SY／T 6420及国家现行相关节能标准的规定。
3．0．13 油气集输设计应符合职业健康、安全与环境保护的要求。
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4 油气收集
4．1 一般规定
4．1．1 油气集输设计应根据技术经济对比情况确定布站方式，可在一级布站、二级布站或三级布站方式中优选，根据具体情况也可采用半级布站方式。
4．1．2 计量站、接转站、放水站和脱水站的设置，应符合现行行业标准《油田地面工程建设规划设计规范》SY／T 0049的规定。计量站管辖油井数宜为8口～30口，集油阀组间管辖油井数不宜超过50口。
4．1．3 稠油油田油气集输分井计量装置宜依托采油井场集中设置。当采用蒸汽吞吐放喷罐时宜依托站场设置。
4．1．4 油田油气收集的基本流程宜采用井口不加热单管流程、井口加热单管流程、双管掺液流程、单管环状掺水流程。各典型流程的选用应符合现行行业标准《油田地面工程建设规划设计规范》SY／T 0049的规定。根据油田实际情况，可采用单井进站或多井串接进站流程。
4．1．5 油井较多、分布较为集中的油田，宜采用管道集输；油井分散的油田或边远的油井，宜采用汽车拉运、船运等集输方式。
4．1．6 设计时，油井最高允许井口回压宜符合下列规定：
1 机械采油井宜为1．0MPa～1．5MPa；
2 稠油油井宜为0．6MPa～1．5MPa；
3 特殊地区机械采油井可提高到2．5MPa；
4 自喷井可为油管压力的0．4倍～0．5倍。
4．1．7 油田伴生气集气工艺应结合油气集输工艺流程，通过技术经济分析，选择油气混输或油气分输工艺。集气应充分利用油气分离的压力，当分离压力不能满足要求时，应进行增压。净化处理后的干气可外输作为商品天然气或返输作为油田站场的燃料气。
4．1．8 油气集输单项工程设计能力的计算，应符合下列规定：
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。
2 各类站场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、原油含水率及收集过程中的掺入液量确定。
3 净化原油储运设施的设计能力，宜为油田开发方案提供的所辖油田原油产量的1．2倍，年工作时间宜按365d计算。
4 油田伴生气集输工程的设计能力，可按所辖区块油田开发方案提供的产气量确定。需要时，应考虑气举气量。当油气集输的加热以湿气为燃料时，应扣除相应的集输自耗气量。
4．2 采油井场
4．2．1 采油井场工艺流程的设计应满足下列要求：
1 应满足试运、生产(包括井口取样、油井清蜡及加药等)、井下作业与测试、关井及出油管道吹扫等操作要求。不同类型油井还应满足下列要求：
1)更换自喷井、气举井油嘴；
2)稳定气举井的气举压力；
3)套管气回收利用；
4)水力活塞泵井的反冲提泵。
2 应满足油压、回压、出油温度测量的要求。不同类型油井还应能测量下列数据：
1)自喷井、抽油机井、电动潜油泵井、螺杆泵井的套压；
2)气举井的气举气压力；
3)水力活塞泵井的动力液压力；
4)稠油热采井的蒸汽压力。
3 应满足不同集输流程的特殊要求。
4．2．2 连续生产的拉油采油井场应设储油罐，储存时间宜为2d～7d。
4．2．3 滩海陆采平台宜设置污油污水罐，其容积不应小于单井作业一次排液量。
4．2．4 当采油井距离接转站较远、集输困难时，可在采油井场或计量站设增压泵。
4．2．5 采油井场的标高和面积应能满足生产管理和井下作业的需要。
4．2．6 居民区内以及靠近居民区的采油井场应设围栏或围墙保护措施。
4．2．7 井口保温与清蜡设施的设置应符合下列规定：
1 严寒地区的采油井可设井口保温设施。井口保温设施应采用便于安装和拆卸的装配式结构。
2 严寒、多风沙和其他气候恶劣地区，采用固定机械清蜡的自喷井、电动潜油泵井，可设置清蜡操作房。
4．3 原油泵输
4．3．1 输油泵的类型应根据所输介质的组成和性质及工艺要求确定。
4．3．2 含水原油和净化原油输送宜采用离心泵。离心泵的总流量应按设计液量确定，扬程宜为输油系统计算总水头的1．05倍～1．20倍，应按泵特性曲线的高效区选择油泵。所选泵的效率不应低于现行国家标准《离心泵效率》GB／T 13007规定的数值。
4．3．3 油、气、水混输时，宜采用螺杆泵。对于气液流量大的工况宜选用双螺杆混输泵，对于气液流量小、含固量较高的工况宜选用单螺杆混输泵。
4．3．4 稠油输送泵选型应根据原油黏度、含水及含砂因素的影响，宜采用容积泵。在操作条件下介质黏度较低时，也可选用离心泵，但应保证其效率换算系数不小于0．45。
4．3．5 稠油输送泵的总流量宜按设计液量的1．1倍～1．2倍确定，出口压力宜按输油系统计算总水头的1．1倍～1．2倍确定。
4．3．6 输油泵台数的确定应符合下列规定：
1 在技术条件允许和满足输液量并适应有关工况条件变化的前提下，宜减少泵的数量。
2 连续运行的原油输送泵宜选3台，且应含备用泵1台。当泵并联运行时，吸入管道流量的分配和泵吸入性能应匹配。
3 污油回收泵、装车油泵等间歇运行的泵的数量，应根据输油量和变化幅度以及其他要求综合考虑确定，可不设备用泵。
4 含水原油泵、含油污水泵可互为备用。
4．3．7 选用输油泵时应校核操作条件下泵的有效汽蚀余量。选用离心泵时，还应校核操作条件下原油黏度对泵工作性能的影响。
4．3．8 输油系统计算总水头应包括管道沿程水头损失和局部水头损失，末端和吸入端压头差，以及系统终点和起点位差。
4．3．9 输油泵进口管段上应设过滤器。离心泵过滤器面积宜为入口管截面积的3倍～4倍。容积泵过滤器面积可按容积泵技术要求确定。
4．3．10 离心泵出口管段上应安装止回阀。容积泵应设计旁路回流阀调节流量。
4．3．11 泵体上不带安全阀的容积泵，应在靠近泵的出口管段上安装安全阀。
4．3．12 输油泵安全阀的泄放端管段宜与泵的入口端管段连接。
4．3．13 输油泵进口汇管应有良好的吸入条件，进口汇管流速不宜大于1．0m／s，排出汇管流速宜为0．8m／s～2．0m／s。
4．3．14 油气混输泵的进、出口管道流速应根据泵型和工艺条件确定，进口汇管流速不宜大于3．0m／s，出口汇管流速宜为1．5m／s～5．0m／s。运行吸入压力不应低于0．2MPa。
4．3．15 输油泵吸入管内径与排出管内径应按进出口允许流速确定。
4．3．16 离心泵输油用的原油缓冲罐和油气分离缓冲罐的缓冲容积，应满足正常生产缓冲和事故状态下切换流程的需要。缓冲时间应根据进出液量不平衡程度、液面控制和流程切换的技术水平确定，缓冲时间宜为10min～20min。泵输稠油的分离缓冲罐，缓冲时间宜为20min～40min。向原油稳定装置平稳供油的缓冲罐，缓冲时间应按具体情况计算确定。
4．3．17 离心泵的轴密封宜选用机械密封。
4．3．18 离心泵组的流量和压力调节方式，应根据管道流量和压力变化等情况，经过技术经济对比确定。可采用下列调节方式：
1 改变泵的运行台数、叶轮级数、叶轮直径和大小泵匹配；
2 采用变速调节方式；
3 间歇运行的火车、汽车装油泵，采用改变运行台数和回流方式。
4．3．19 连续运行且流量变化范围较大及电机功率较大的容积式输油泵，宜设置变频调速器进行流量调节。
4．3．20 泵输高凝原油、稠油时，应采取防凝和暖泵措施。
4．3．21 输油泵房设置起重设备时，可按本规范第4．4．9条的规定执行。
4．4 天然气增压
4．4．1 天然气增压的压缩机应允许气体组成、进气压力、进气温度和进气量有一定的波动范围。在满足工艺条件下，宜符合下列规定：
1 下述情况宜选用往复式压缩机：
1)气源不稳定或气量较小的天然气增压；
2)高压注气和高压气举；
3)要求压比较大的天然气增压。
2 当气源较稳定，且气量较大时，宜选用适合油气田应用的离心式压缩机。
3 气量较小、进气压力为微正压或者负压、排气压力不高时，可选用螺杆式压缩机。当气质较贫时，可选用喷油螺杆式压缩机。
4．4．2 压缩机的驱动机可采用电动机或燃气机。在无电或电力不足的地方，往复式压缩机宜采用燃气发动机驱动，离心式压缩机宜采用燃气轮机驱动，余热宜加以利用。
4．4．3 压缩机组宜选用撬装形式。往复式压缩机的撬装设计应符合现行国家标准《石油及天然气工业用集成撬装往复压缩机》GB／T 25359的有关规定。
4．4．4 往复式压缩机宜多台机组并联运行，宜设备用机组。
4．4．5 离心式压缩机采用于气密封时，二级密封的隔离气宜采用惰性气体。
4．4．6 往复式压缩机的填料和中体放空应引至厂房外。压缩含硫酸性天然气时，宜采用吹扫型填料，使用惰性气体做吹扫气。
4．4．7 进入压缩机的天然气应清除机械杂质和凝液。压缩机入口分离器应设液位高限报警及超高限停机装置。对有油润滑的压缩机，当下游设施对压缩气中润滑油含量有限制时，应在出口设置润滑油分离设施。
4．4．8 压缩机宜露天布置或半露天布置。在寒冷、多风沙地区或厂区噪声有限制时，压缩机可布置在封闭式厂房内。当采用室内布置时，厂房应根据压缩机机型、外形尺寸、设备检修方式等进行布置，且应满足操作及检修要求。
4．4．9 室内和半露天安装的固定式压缩机，起重设备的配备宜符合下列规定：
1 当最大检修部件起重量大于或等于10t时，宜配置电动防爆桥式或电动防爆梁式起重机；
2 当最大检修部件起重量小于10t，且大于或等于3t时，宜设手动梁式起重机；
3 当最大检修部件起重量小于3t时，可设移动式起重设备。
4．4．10 压缩机工艺气系统设计应符合下列规定：
1 压缩机进口应设压力高、低限报警及超限停机装置；
2 压缩机各级出口管道应安装全启封闭式安全阀；
3 压缩机进出口之间应设旁通回路；
4 离心式压缩机应配套设置防喘振控制系统；
5 应采取防振、防脉动及管线热应力补偿措施。
4．4．11 压缩机各级工艺气的冷却，宜采用空冷；润滑油及气缸冷却宜采用空冷提供的循环冷却液来完成，大型压缩机润滑油冷却宜单独设空冷。
4．5 原油加热及换热
4．5．1 当原油温度不能满足原油集输条件或处理工艺要求时，应对原油进行加热；在油气收集过程中，需要进行掺液集输和热洗清蜡时，应对回掺介质和热洗液进行加热。
4．5．2 原油加热的热源，在有条件的地方应首先采用热电结合或热动结合的余热。当没有余热可利用时，可采用直燃加热炉供热、直燃锅炉产生的蒸汽和热水供热、热媒炉供热或电加热。
4．5．3 原油加热炉的选型应满足热负荷和工艺要求，并应通过技术经济对比确定。井场宜采用水套炉，计量站、接转站宜采用水套炉或火筒炉。其他站(库)的加热炉形式，应根据具体情况确定。
4．5．4 原油加热炉的台数应符合下列规定：
1 单井井场加热炉应为1台，丛式井场加热炉台数应根据实际情况确定；
2 计量站加热炉可为1台；
3 油井热洗清蜡用加热炉可为1台；
4 当不属于本条第1～3款的其他不同用处的加热炉，设2台或2台以上时，可不设备用炉，但在低负荷下有1台加热炉检修时，其余加热炉应能维持生产。
4．5．5 配置加热炉时，其负荷率宜为80％～100％。
4．5．6 在多功能合一设备中，火筒加热部分应根据介质特性采取防垢、防砂和防结焦措施。
4．5．7 管式加热炉的工艺管道安装设计应符合下列规定：
1 炉管的进出口应装温度计和截断阀；
2 应设炉管事故紧急放空和吹扫管道；
3 进出油汇管宜设连通；
4 进口汇管应与进站油管道连通；
5 当多台并联安装时，进口管路设计宜使介质流量对每台加热炉均匀分配。
4．5．8 加热炉型式与参数设计，应符合现行行业标准《石油工业用加热炉型式与基本参数》SY／T 0540的有关规定。
4．5．9 加热炉综合热效率应符合现行行业标准《油田地面工程设计节能技术规范》SY／T 6420的有关规定。
4．5．10 除单井井场外，具备电力供应条件的站场加热炉应配备自动点火和断电、熄火时自动切断燃料供给的熄火保护控制系统。
4．5．11 加热炉采用自动点火时，自动燃气燃烧装置防爆等级的确定，应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058的有关规定。
4．5．12 输出功率大于1200kW的加热炉自动燃气燃烧装置，应具备漏气检测功能。
4．5．13 火筒式加热炉的炉型选择，应符合现行行业标准《火筒式加热炉规范》SY／T 5262的有关规定。管式加热炉的炉型选择，应符合现行行业标准《管式加热炉规范》SY／T 0538的有关规定。相变加热炉的炉型选择，应符合现行国家标准《相变加热炉》GB／T 21435的有关规定。
4．5．14 换热器的形式应根据工艺条件选定，可选用管壳式换热器或套管式换热器。当需要强化传热时，也可选用螺旋板式换热器。稠油换热不宜选用螺旋板式换热器。
4．5．15 在满足工艺过程要求的条件下，宜选用传热面积较大的换热器，总数量不应少于2台。
4．5．16 当多台换热器并联安装时，其进、出口管路设计宜使介质流量对每台换热器均匀分配。
4．5．17 浮头式换热器管程、壳程中流体的选择，应能满足提高总传热系数、合理利用允许压力降、便于维护检修等要求。原油及高压流体宜走管程。
4．5．18 管壳式换热器介质温差及温差校正系数应符合下列规定：
1 单台换热器的冷热端介质温差，应通过换热量和换热面积的技术经济对比后确定；
2 初选的原则是冷热端介质温差均不宜小于20℃。当热流需进一步冷却，冷流需进一步加热时，热端介质温差不宜小于20℃，冷端介质温差不宜小于15℃；
3 温差校正系数不宜小于0．8。
4．5．19 管壳式换热器管程内液相介质的流速不宜大于3m／s。
4．5．20 管壳式换热器应采用逆流换热流程，冷流自下而上，热流自上而下地进入换热器。
4．5．21 采用螺旋板式换热器时，通道内的流体流速不宜小于1m／s。
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5 原油处理
5．1 油气分离
5．1．1 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，分离级数可为2级～4级。
5．1．2 油气分离宜采用重力沉降分离器。重力分离器型式选择应根据分离介质的液量及相数确定，且宜符合下列规定：
1 当液量较少，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；
2 当液量较多，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；
3 当油、气、水同时存在，并需进行分离时，宜选用三相卧式分离器。
5．1．3 油气重力沉降分离的工艺计算，采用的参数宜符合下列规定：
1 沉降分离气相中液滴的最小直径宜为100μm；
2 两相分离器的液相停留时间，处理起泡原油时宜为5min～20min，处理稠油宜为5min～10min，处理其他原油时宜为1min～3min；
3 分离器的计算液量和气量宜为日产量的1．2倍～1．5倍。
5．1．4 连续生产的油气分离器的台数不应少于2台。
5．1．5 油气分离器的结构应满足气—液分离要求，必要时应设置机械消泡和水力冲砂设施。
5．1．6 油气分离器的设计，应符合现行行业标准《油气分离器规范》SY／T 0515的有关规定。
5．1．7 在油气集输处理工艺流程中，油气分离器宜与原油沉降脱水器结合设计。
5．1．8 多台油气分离器并联安装时，进口管路设计宜使介质流量对每台分离器均匀分配。
5．2 原油除砂
5．2．1 除砂工艺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。
5．2．2 当采用水力冲砂时，喷嘴喷射速度宜为5m／s～10m／s，每个喷嘴喷水强度不应小于0．8m³／h。
5．2．3 冲砂泵流量应按同时工作的喷嘴喷水量确定，扬程应大于冲砂泵至最远喷嘴的沿程压力降、压力容器操作压力与喷嘴压降之和。
5．2．4 压力容器的排砂管道应合理选择流速，容器内部排砂管管口应向下安装，容器外部排砂管道应具有一定的坡度。
5．2．5 采用不停产水力冲砂或旋流除砂工艺的压力容器，出油腔应采取防止沉砂的搅动措施。
5．2．6 原油除砂工艺设计中应有砂的收集和处理措施。砂可就地处理或依托已建设施集中处理。
5．3 原油脱水
5．3．1 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，通过试验和经济对比确定。
5．3．2 原油脱水工艺宜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。
5．3．3 在确定原油脱水工艺流程时，化学沉降脱水宜与管道破乳相配合。当采用热化学和电化学两段脱水工艺时，可采用二段电脱水的污水回掺技术。
5．3．4 稠油热化学沉降脱水宜采用常压沉降罐。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。
5．3．5 采用热化学和电化学两段脱水时，游离水脱除器宜采用卧式压力容器。常压沉降脱水罐应选用固定顶罐。
5．3．6 原油脱水工艺参数应符合下列规定：
1 进入沉降脱水器的总液量按进站液量、污水回掺量及污水沉降罐或含油污水处理站收油量之和确定；
2 脱水温度应由试验确定；
3 油水沉降时间应根据原油性质、乳状液的乳化程度、含水率、脱水设备的结构等通过试验确定；
4 进电脱水器的原油含水不宜大于30％。
5．3．7 卧式压力脱水设备的台数应符合下列规定：
1 应根据脱水处理的总液(油)量和单台脱水设备的处理能力确定，沉降脱水器应按液量核算，电脱水器应按油量核算。
2 当一台脱水设备检修，其余脱水设备负荷不大于设计处理能力(额定处理能力)的120％时，可不另设备用；若大于120％时，可设一台备用。
3 脱水设备的台数不宜少于2台，不宜多于6台。
4 确定电脱水器台数时，应考虑电负荷的相平衡因素。
5．3．8 添加破乳剂应符合下列规定：
1 破乳剂的加入点，应以充分发挥药剂的效能并方便生产管理为原则，结合集输工艺流程确定。破乳剂与含水原油应在进入脱水容器之前充分混合。
2 破乳剂品种和用量应由试验确定，破乳剂用量应计量。
3 破乳剂宜定量、连续、均匀地加入含水油管道。
5．3．9 净化原油的含水率应符合现行行业标准《出矿原油技术条件》SY 7513的要求。
5．3．10 由脱水设备排出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。
5．3．11 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％。
5．3．12 油田站场的老化原油宜进行单独处理，老化原油的脱水工艺应通过试验和经济对比确定，脱水后的原油含水率可根据脱水难度和原油去向综合确定。
5．3．13 原油脱水装置的设计，应符合现行行业标准《原油热化学沉降脱水设计规范》SY／T 0081和《原油电脱水设计规范》SY／T 0045的有关规定。
5．4 原油稳定
5．4．1 油田内部原油应通过技术经济评价确定是否进行稳定处理。当油田内部原油蒸发损耗低于0．2％时，可不进行原油稳定。
5．4．2 原油稳定装置前的原油集输工艺流程应密闭。
5．4．3 原油稳定宜与原油脱水、原油外输统筹设计，合理利用能量。
5．4．4 原油稳定的深度应根据原油中轻组分含量、稳定原油的储存和外输条件确定。稳定原油在最高储存温度下的饱和蒸气压的设计值不宜高于当地大气压的0．7倍。
5．4．5 原油稳定采用负压闪蒸、正压闪蒸或分馏工艺，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，经技术经济对比后确定。
5．4．6 进行原油组分分析的油样应具有代表性。原油稳定的设计进料组成应由原油中的轻组分含量和原油蒸馏标准试验数据拟合而成。原油蒸馏标准试验的最重馏分的沸点宜高于500℃。
5．4．7 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％，装置的年运行时数宜取8000h。在工程适应期内，装置负荷率不应低于60％。
5．4．8 原油稳定装置应有进油总管自动关断和事故越装置旁路流程，旁路的原油不应直接进入浮顶罐。
5．4．9 原油稳定装置生产的轻烃应密闭储运或处理，生产的不凝气应就近输入天然气凝液回收系统回收利用。
5．4．10 原油稳定装置产生的污水应密闭收集，与原油集输系统产生的污水统一处理。
5．4．11 原油稳定装置的设计，应符合现行行业标准《原油稳定设计规范》SY／T 0069的有关规定。
5．5 油罐烃蒸气回收
5．5．1 对不适于进行稳定处理的原油，可采用油罐烃蒸气回收工艺。
5．5．2 烃蒸气回收系统的油罐应配有呼吸阀、液压安全阀(或液封)及自动补气阀。
5．5．3 油罐呼吸阀、液压安全阀和自动补气阀的选用应符合下列规定：
1 呼吸阀应按现行行业标准《石油储罐附件 第1部分：呼吸阀》SY／T 0511．1的规定选用，排气能力应大于可能出现的最大瞬时量，吸气能力应大于压缩机的吸气能力，其排气压力上限值不宜超过油罐试验压力的80％；
2 液压安全阀应按现行行业标准《石油储罐附件 第2部分：液压安全阀》SY／T 0511．2的规定选用，启动压力应介于呼吸阀工作压力与油罐试验压力之间；
3 当油罐的压力低于200Pa时，自动补气阀应能及时补气，通过能力不应小于抽气压缩机的最大排量。
5．5．4 抽气设备的设计应符合下列规定：
1 油罐正常工作压力范围的下限值宜为150Pa，上限值应根据油罐的试验压力和使用年限确定。
2 抽气压缩机宜选用螺杆压缩机。
3 抽气压缩机应能实现自动启动、停机或调节抽气量。
4 抽气压缩机的设计排量可取油罐蒸发气量的1．5倍～2．0倍。油罐蒸发气量应包括烃蒸气、水蒸气等全部气量。
5 油罐的烃蒸发气量可按原油进罐前的末级分离压力、分离温度，按照在实验室做出的相近段的原油脱气系数或气在原油中的溶解系数，并结合类似条件的运行数据确定。已投产油罐的烃蒸发气量，应通过实测确定。
5．5．5 罐区内罐与罐之间的抽气管道宜连通，油罐数量多时可适当分组，但应校核管道压降，保持均衡。管道总压降不宜高于200Pa。
5．5．6 抽气管道不应有液袋，其敷设坡度不应小于0．3％，并应有防冻、排液措施。
5．5．7 原油进罐前的分离器应有可靠的液位控制措施。
6 天然气处理
6．0．1 天然气处理总流程应根据原料气性质、下游用户对气质和产品的要求确定。天然气处理装置宜集中布置。
6．0．2 天然气处理装置的设计能力应与所辖区块的产气量相适应，处理装置允许气量波动范围宜取60％～120％，装置的年运行时数宜取8000h。
6．0．3 工艺计算应选择具有代表性的天然气组成作为依据，宜按一定的组成波动范围进行设计。
6．0．4 产品指标应符合下列规定：
1 天然气应符合现行国家标准《天然气》GB 17820的有关规定，进入输气管道的天然气尚应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的有关规定；
2 液化石油气应符合现行国家标准《液化石油气》GB 11174的有关规定；
3 稳定轻烃应符合现行国家标准《稳定轻烃》GB 9053的有关规定；
4 天然气凝液及其他产品应符合设计合同(设计委托书)的要求或企业间的协议标准。
6．0．5 天然气处理装置入口应设具有除油、液体缓冲功能的分离器，天然气含有固体粉尘杂质时，还应设除尘净化设施。
6．0．6 天然气处理装置的进气总管应设有自动紧急关断阀。装置上游管道上应设泄压放空阀。
6．0．7 天然气增压的设计应符合本规范第4．4节的规定。
6．0．8 气液分离宜采用重力分离器，重力分离器型式选择应符合本规范第5．1．2条的规定。重力分离器的设计应符合现行行业标准《油气分离器规范》SY／T 0515的有关规定。重力分离器可按本规范附录A的公式计算。
6．0．9 天然气脱水工艺应根据天然气处理总流程、气量、气质、操作条件和脱水深度要求合理确定。
6．0．10 天然气脱水装置的设计，应符合现行行业标准《天然气脱水设计规范》SY／T 0076的有关规定。
6．0．11 当天然气中硫化氢、二氧化碳及总硫的含量不符合现行国家标准《天然气》GB 17820的要求时，应按现行行业标准《天然气净化厂设计规范》SY／T 0011的有关规定进行处理。
6．0．12 天然气凝液回收的工艺方法应根据天然气的气量、气质、压力、产品规格及收率，经技术经济对比后确定。
6．0．13 天然气凝液回收装置的收率应通过技术经济对比确定。回收乙烷及更重烃类的装置，乙烷收率宜为50％～85％。回收丙烷及更重烃类的装置，丙烷收率宜为70％～90％。
6．0．14 天然气凝液回收装置原料气脱水后的水露点应比最低制冷温度至少低5℃；当采用注入水合物抑制剂的方法同时进行烃水露点控制时，水合物抑制剂注入量应保证在操作压力下的水合物形成温度比最低制冷温度至少低3℃。
6．0．15 天然气凝液回收装置的设计，应符合现行行业标准《天然气凝液回收设计规范》SY／T 0077的有关规定。
6．0．16 天然气处理装置产生的污水应收集后集中处理。
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7 原油及天然气凝液储运
7．1 原油储存
7．1．1 油田的原油罐应采用立式钢制油罐，油田内部未稳定原油罐应选用固定顶油罐，单罐容量为10000m³及以上的稳定原油储罐宜采用浮顶油罐。
7．1．2 油田原油储罐宜设在油田矿场油库，也可设在距离油田矿场油库或外输首站较远的集中处理站。
7．1．3 原油储罐的总容量应按下式计算确定：
m——油田原油储运设施的设计能力(t／a)，取油田原油生产能力的1．2倍；
ρ——储存温度下的原油密度(t／m³)；
ε——原油储罐储存系数，应按本规范第7．1．4条的规定确定；
T——油田原油储存天数，应按本规范第7．1．5条的规定确定。
7．1．4 原油储罐储存系数可根据原油储罐类型和结构尺寸通过计算确定。固定顶油罐宜取0．85，浮顶油罐宜取0．90。当油罐中储存起泡原油时，固定顶油罐可取0．75。
7．1．5 油田原油储存天数应根据原油运输方式，通过技术经济评价确定，并应符合下列规定：
1 原油以管道外输的油田，储存天数不应少于3d；
2 原油以铁路或公路外运的油田，应根据运输距离、原油产量及其在铁路运输中所处的地位等因素综合确定，储存天数不宜少于5d；
3 原油以轮船外运的油田，储存天数应至少为来船周期再增加3d。
7．1．6 原油脱水站的事故油罐可设1座，容积应按该站1d的设计油量计算。
7．1．7 接转站、放水站不宜设事故油罐。当生产确实需要时可设事故油罐，容积可按该站4h～24h设计液量计算。
7．1．8 需要加热或维持温度的原油储罐的罐壁宜采取保温措施，事故油罐的罐壁可不设保温措施。
7．1．9 油罐内原油的加热保温可采用掺热油方式、盘管加热方式或电加热方式，热负荷宜按油罐对外散热流量确定。
7．1．10 油罐散热流量可按下式计算：
——油罐散热流量(W)；A1、A2、A3——罐壁、罐底、罐顶的表面积()；
K1、K2、K3——罐壁、罐底、罐顶的总传热系数[W／(㎡·℃)]；
tav——罐内原油平均温度(℃)；
tamb——罐外环境温度(取最冷月平均温度)(℃)。
7．1．11 油罐呼吸阀、液压安全阀的设计应符合现行行业标准《石油储罐附件 第1部分：呼吸阀》SY／T 0511．1、《石油储罐附件 第2部分：液压安全阀》SY／T 0511．2的规定。
7．1．12 油罐区的安全防火要求，应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。
7．1．13 原油储罐排出的污水应收集后集中处理。
7．2 原油装卸
7．2．1 火车装油宜采用小鹤管上部灌装。
7．2．2 小鹤管上部灌装火车装车设施的设置，应按装车量、油罐列车编组等情况确定，并应符合下列规定：
1 日装车量为8列及以上的装车场，装油栈桥宜采用双侧整列布置装油鹤管；当日装车4列及以下时，装油栈桥宜采用双侧半列布置装油鹤管；当日装车5列～7列时，装车场的形式按具体情况确定。
2 鹤管的结构应满足油罐列车对位要求，鹤管数量应满足一列不脱钩的条件下一次到站最多的油罐车数。日装车量在5列及以上的装车场，鹤管的间距和结构应满足栈桥每侧油罐车整体对位要求。
3 日装车量为1列及以上的装车场应设装油栈桥。
7．2．3 铁路日装车列数可按下式计算：
m——年装油量(t／a)；
K——铁路来车不均匀系数，按统计资料采用，当无统计资料时，宜取K＝1．2；
T——年工作天数，宜取350d；
ρ——装油温度下原油的密度(t／m³)；
V——一列油罐列车的总公称容量(m³／列)；
ε——油罐车的装量系数，宜取0．9。
7．2．4 火车装油泵的吸入和排出汇管之间宜设自动回流阀，自动调节装油汇管压力。
7．2．5 汽车装车场设计应符合下列规定：
1 汽车装油汇管高度应保证鹤管不可移动部分与罐车有0．5m的净距；
2 装油鹤管上宜装闸阀和旋塞阀各一个；
3 汽车装油汇管及支管宜有伴热和扫线接头。
7．2．6 单井产量低、油井分散的油田和边远的油井采用汽车拉油时，宜采用简易装油设施。
7．2．7 汽车卸车场设计应符合下列规定：
1 汇管卸油口标高距卸油台面不宜大于0．5m，卸油口间距宜为4．0m；
2 汇管卸油口直径应比罐车卸油口直径至少大一级；
3 卸油管道宜伴热，汇管坡度宜为0．5％～1．0％。在汇管卸油口附近宜设蒸汽接头。
7．2．8 汽车卸油罐安装方式可采用地下式、半地下式或地面安装。采用半地下式或地面安装时，应设卸油台和坡道。
7．2．9 当汽车卸油采用密闭方式时，卸油罐应设计呼吸阀和安全阀。
7．2．10 当采用上装鹤管向铁路罐车和汽车罐车灌装原油时，应采用能插到油罐车底部的装油鹤管。鹤管内的液体流速，在鹤管浸没于原油之前不应大于1m／s，浸没于原油之后不应大于4．5m／s。汽车罐车卸车流速不应大于4．5m／s。
7．2．11 原油码头装卸用输油管道在位于岸边的适当位置，应设紧急切断阀。
7．2．12 原油装卸码头设施的设计，还应符合现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253的有关规定。
7．2．13 原油装卸设施除应符合本规范第7．2．1条～第7．2．12条的规定外，还应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。
7．3 天然气凝液储存
7．3．1 天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃应采用钢制压力球型罐或卧式罐密闭储存。
7．3．2 天然气凝液、液化石油气和稳定轻烃的生产作业罐和储罐的容积应根据运输方式和距离，按设计产量计算，储存天数宜符合下列规定：
1 生产作业罐宜为1d；
2 管道运输的外销产品储罐宜为3d；
3 公路运输的外销产品储罐(包括瓶装液化石油气)，当运输距离小于或等于100km时，储存天数宜为3d～5d，当运输距离大于100km时，储存天数宜为5d～7d。
7．3．3 储存天然气凝液、液化石油气和稳定轻烃的球形罐或卧式罐的装量系数宜取0．9。
7．3．4 天然气凝液及其产品每类储罐不宜少于2座。
7．3．5 天然气凝液及其产品压力储罐的设计压力应符合下列规定：
1 天然气凝液及其产品储罐的设计压力，应以规定温度下的工作压力为基础确定。
2 液化石油气储罐规定温度下的工作压力，应按《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的有关规定确定。
3 天然气凝液和稳定轻烃储罐规定温度下的工作压力，应按不低于50℃时的饱和蒸气压确定，天然气凝液储罐有保冷设施时可按其保冷后可能达到的最高工作温度下的实际饱和蒸气压确定。饱和蒸气压应采用可能出现的最轻组成确定。
7．3．6 天然气凝液、液化石油气储罐开口接管的阀门和管件压力等级不应小于2．5MPa。
7．3．7 天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃储罐应设液位、温度和压力检测以及高液位报警装置或高液位自动联锁切断进料装置。单罐容积大于或等于50m³的储罐，液相出口管道上宜设置远程操纵的自动关断阀，液相进口管道应设止回阀。
7．3．8 天然气凝液、液化石油气和稳定轻烃进储罐的温度不宜超过40℃。
7．3．9 单罐容积等于或大于100m³的天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃储罐应设置2个或2个以上安全阀，每个安全阀的额定泄放量不应小于经计算确定的全部放空量。
7．3．10 天然气凝液及其产品储罐应设有排水口。含水天然气凝液及其产品的储罐排水应密闭收集，并宜设置切水装置，污水应收集后集中处理。储罐排水口和切水装置应有保温和防冻措施。
7．3．11 凡在生产中有可能形成封闭液体的管段，应设置管道安全阀。
7．3．12 天然气凝液和液化石油气管道在装有安全阀、放空管的地方，应采取防振措施。
7．3．13 天然气凝液及液化石油气的储存，还应符合现行国家标准《液化石油气》GB 11174的有关规定；稳定轻烃的储存还应符合现行国家标准《稳定轻烃》GB 9053的有关规定。
7．3．14 天然气凝液及其产品罐区的安全防火要求，应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。
7．4 天然气凝液装卸
1 应选用液体装卸臂，装卸臂的设计应符合现行行业标准《液体装卸臂工程技术要求》HG／T 21608的有关规定。
2 汽车槽车装卸鹤管可选用配立柱的汽车槽车底部装卸臂。装卸臂与装车管道连接接口中心高度距汽车装卸区地面不应小于0．45m。
3 天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃应采用密闭装车。密闭装车鹤管的气相管道应与储罐的气相管道连接。
7．4．2 天然气凝液及其产品汽车装卸鹤管数量可按下列公式计算：
m——装卸物料量(t／a)；
K——运输不均匀系数；
T——工作天数，宜取330d／a；
t——汽车槽车作业时间，宜取8h／d；
ρ——装卸车时液体介质的密度(t／m³)；
F——每台装卸鹤管灌装能力(m³／h)；
D——装卸鹤管内径(m)；
v——装车流速(m／s)，不应大于4．5m／s。
7．4．3 天然气凝液及其产品装车台的鹤位处宜设定量装车系统，也可设超装报警或联锁关断。
7．4．4 天然气凝液及其产品的汽车装卸鹤管宜配置拉断阀，拉断阀应在装卸鹤管进行作业超出规定的范围时，自动紧急断开，且不应损坏鹤管、槽车及其他装卸设施。
7．4．5 天然气凝液及其产品的装车泵出口汇管应设有至储罐的回流管线。
7．4．6 天然气凝液及其产品铁路装车设施的设计，应符合现行行业标准《石油化工液体物料铁路装卸车设施设计规范》SH／T 3107的有关规定。
7．4．7 天然气凝液及其产品装卸设施除符合本规范第7．4．1条～第7．4．6条的规定外，还应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。
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8 油气集输管道
8．1 一般规定
8．1．1 油气集输管道选线宜符合下列规定：
1 宜取直，不破坏沿线已有的各种建(构)筑物，少占耕地；
2 宜与油田其他生产管道、道路、供电线路、通信线路组成走廊带；
3 同类性质且埋设深度接近的管道宜同沟敷设；
4 宜选择有利地形敷设，避开低洼积水地带、局部盐碱地带及其他腐蚀性强的地带和工程地质不良地段。
8．1．2 油气集输管道沿线任意点的流体温度应按下式计算：
t0——管外环境温度(埋地管道取管中心深度地温)(℃)；
t1——管道计算段起点的流体温度(℃)；
e——自然对数底数，取2．718；
a——系数，应按本规范公式8．2．7、公式8．3．3-1计算；
x——管道计算段起点至沿线任意点的长度。用于原油集输管道计算时单位为“m”，用于天然气集输管道计算时单位为“km”。
8．1．3 油气集输管道的设计压力应按最高操作压力确定。
8．1．4 油气集输管道直管段的钢管壁厚应按下式计算。钢管选取壁厚应为计算壁厚向上圆整至钢管标准壁厚。
P——设计压力(MPa)；
D——管道外径(mm)；
σs——钢管最低屈服强度(MPa)；
F——设计系数，取值应按本规范第8．2．8条、第8．3．7条、第8．4．5条执行；
φ——钢管焊缝系数。当选用无缝钢管时，取值应为1．0。当选用钢管符合现行国家标准《石油天然气工业 管线输送系统用钢管》GB／T 9711的规定时，应按该标准取值；
t——温度折减系数。当设计温度小于120℃时，取值应为1．0。对于耐蚀合金管道材料，应根据材料强度随温度升高的折减情况确定；
C——管道腐蚀裕量，取值应按本规范第8．2．8条、第8．3．7条执行。
8．1．5 管道强度计算应符合下列规定：
1 埋地管道强度设计应根据管段所处地区等级，以及所承受的可变荷载和永久荷载而定。当管道通过地震动峰值加速度大于或等于0．05g至小于或等于0．40g的地区时，应按现行国家标准《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB 50470的规定进行抗震设计；
2 埋地直管段的轴向应力与环向应力组合的当量应力，应小于管道最小屈服强度的90％。管道附件的设计强度不应小于相连直管段的设计强度。
8．1．6 管道稳定性校核应符合下列规定：
1 管道外径与壁厚之比不应大于140；
2 当管道埋设较深或外荷载较大时，应按无内压状态校核其稳定性。水平直径方向的变形量不得大于管子外径的3％，变形量应按现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253的规定计算。
8．1．7 油气集输管道、天然气凝液管道宜设清管设施。集输油管道清管设施的设置，可根据原油性质、含水率、集输方式以及其他工艺要求确定。
8．1．8 埋地管道与埋地电缆、埋地管道与平行敷设的架空供电线路之间的间距，除应满足施工与维修要求外，还应符合现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB／T 21447的有关规定。
8．1．9 油气集输管道线路设计应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。
8．2 原油集输管道
8．2．1 油气混输管道的沿程摩阻，当所输液体呈牛顿流体时，可按本规范附录C所列杜克勒Ⅱ法和贝格斯-布里尔方法计算，也可采用经生产实践证明可行的其他方法计算。
8．2．2 原油集输管道的公称直径不应小于40mm。
8．2．3 油田内部原油集输管道的液体流速宜为0．8m／s～2m／s。油田内部稠油集输管道的液体流速宜为0．3m／s～1．2m／s。
8．2．4 原油集输管道的沿程摩阻可按下列公式计算：
L——管道长度(m)；
d——管道内径(m)；
v——管内液体流速(m／s)；
qv——原油的体积流量(m³／s)；
g——重力加速度，g＝9．81m／s2；
λ——水力阻力系数，可按表8．2．4确定。
表8．2．4 水力阻力系数λ计算公式
v——液体的运动黏度(对含水油为乳化液黏度)(㎡／s)；
ε——管道相对粗糙度，
；其中e为管道内壁的绝对粗糙度(m)，按管材、制管方法、清管措施、腐蚀、结垢等情况确定，油田集输油管道可取e＝0．1×10-3m～0．15×10-3m。式中其他符号意义与本规范公式8．2．4-1、公式8．2．4-2中相同。8．2．5 埋地集输油管道总传热系数应符合下列规定：
1 应根据实测数据经计算确定。不能获得实测数据时，可按相似条件下的运行经验确定。
2 当无实测资料进行初步计算时，沥青绝缘管道的总传热系数可按照本规范附录D选用；硬质聚氨酯泡沫塑料保温管道的总传热系数可按照本规范附录E选用。
8．2．6 埋地集油管道伴热输送双管管组[(D2／D1)≤3]的热力条件，可按本规范附录F所列公式进行近似计算。
8．2．7 集输管道的沿程温降可按本规范公式8．1．2计算，其中t1为管道起点的流体温度，tx为管道终点的流体温度，x＝L(管道全长)。系数a可按下式计算：
D——管道外径(m)；
qm——原油的质量流量(kg／s)；
C——原油比热容[J／(kg·℃)]。
8．2．8 原油集输管道直管段的钢管壁厚应按本规范公式8．1．4计算。并应符合下列规定：
1 当原油集输管道处于野外地区时，设计系数应取0．72；当处于居住区、站场内部或穿跨越铁路、公路、多年平均水位水面宽度小于20m的小河渠时，设计系数应取0．60。
2 腐蚀裕量C，对于轻微腐蚀不应大于1mm，对于较严重腐蚀不宜大于4mm。当净化原油管道采取了外防腐和阴极保护措施时，可不计腐蚀裕量。
8．3 天然气集输管道
8．3．1 天然气集输管道水力计算采用的气量，对未经净化处理的湿气应为设计输气量的1．2倍～1．4倍，对净化处理后的干气应为设计输气量的1．1倍～1．2倍。
8．3．2 天然气集输管道流量计算应符合下列规定：
1 当管道沿线的相对高差△h≤200m时，应按下式计算：
d——管道内径(cm)；
p1——管道起点压力(绝压)(MPa)；
p2——管道终点压力(绝压)(MPa)；
△——气体的相对密度(对空气)；
Z——气体在计算管段平均压力和平均温度下的压缩因子；
T——气体的平均热力学温度(K)；
L——管道计算长度(km)。
2 当管道沿线的相对高差△h＞200m时，应按下式计算：
a——系数(m-1)，
；g——重力加速度，g＝9．81m／s2；
Ra——空气的气体常数，在标准状况下Ra＝287．1㎡／(s2·K)；
n——管道沿线计算管段数，计算管段是沿管道走向，从起点开始，当其相对高差△h≤200m时划作一个计算管段；
hi——各计算管段终点的标高(m)；
hi-1——各计算管段起点的标高(m)；
Li——各计算管段长度。
式中其他符号意义与公式8．3．2-1相同。
8．3．3 天然气集输管道沿线任意点的温度确定应符合下列规定：
1 当无节流效应时，应按本规范公式8．1．2计算。计算常数a可按下式计算：
D——管道外径(m)；
qv——气体流量(m³／d)；
△——气体的相对密度；
cp——气体的定压比热容[J／(kg·℃)]。
2 当有节流效应时，应按下式计算：
△Px——x长度管段的压降(MPa)；
a——计算常数，按式8．3．3-1计算。
式中其他符号意义与本规范公式8．1．2中相同。
8．3．4 埋地天然气集输管道总传热系数确定应符合下列规定：
1 应对有关数据进行实测后经计算确定；
2 无条件取得实测数据时，可按经验确定。沥青绝缘管道的总传热系数可按本规范附录G选用。
8．3．5 对于输送湿气的管道，宜避开高差较大的地形。
8．3．6 湿气管道的防冻措施，宜采取管道深埋至冻土层之下、管道和热原油或污水管道同沟敷设、设天然气水合物抑制剂加注设施。
8．3．7 天然气集输管道直管段壁厚应按本规范公式8．1．4计算，并应符合下列规定：
1 设计压力小于或等于1．6MPa的天然气集输管道，处于农田、荒地等野外地区时，设计系数F值应取0．60；处于居住区、重要设施、站场内部及上下游各200m管道，或穿越铁路、公路、小型水域时，设计系数F值应取0．50。
2 设计压力大于1．6MPa的天然气集输管道，设计系数应按现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的有关规定取值。当管道输送含硫酸性天然气时，设计系数F取值不应低于二级地区。
3 腐蚀裕量C，对于轻微腐蚀环境不应大于1mm；当管道输送含有水和硫化氢、二氧化碳等酸性介质时，应根据腐蚀程度及采取的防腐措施确定，宜取1mm～4mm；其余情况下不应计腐蚀裕量。
8．4 天然气凝液和液化石油气输送管道
8．4．1 输送天然气凝液和液化石油气管道的设计压力，应按管道系统起点的最高工作压力确定，可按下式计算：
h——所需泵的扬程(MPa)，可取泵的计算扬程(hj)的1．05倍～1．10倍；
Pb——始端储罐最高工作温度下的天然气凝液或液化石油气的饱和蒸气压力(MPa)。
8．4．2 天然气凝液和液化石油气输送泵的计算扬程应按下式计算：
△Pz——管道总阻力损失(MPa)，可取管道摩阻损失(△P)的1．1倍～1．2倍；
Py——管道终点余压，可取0．5MPa；
△h——管道终、起点高程差引起的附加压力(MPa)。
8．4．3 天然气凝液和液化石油气管道的摩阻损失应按本规范第8．2．4条中的规定计算，管内壁绝对粗糙度e可取为0．06×10-3m。
8．4．4 天然气凝液和液化石油气管道内的平均流速，应通过技术经济对比后确定，可取0．8m／s～1．4m／s，最大不应超过3．0m／s。
8．4．5 天然气凝液和液化石油气管道直管段壁厚应按本规范公式8．1．4计算。稳定轻烃、20℃时饱和蒸气压力小于0．1MPa的天然气凝液管道的设计系数F，应按本规范第8．2．8条规定选取；液化石油气管道、20℃时饱和蒸气压力大于或等于0．1MPa的天然气凝液管道的设计系数F，应按现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253中的液态液化石油气管道确定。
8．5 管道敷设及防腐保温
8．5．1 油气集输管道宜埋地敷设。位于沼泽、季节性积水地区以及山地丘陵和黄土高原墚峁交错地区等特殊地段的油气集输管道，可根据具体情况采用管堤、地面敷设或架空敷设。
8．5．2 埋地管道的敷设深度应根据沿线地形、地面荷载情况、热力条件及稳定性要求综合确定。埋地管道最小覆土层厚度，应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的有关规定。
8．5．3 热采稠油集输油管道视地形、地貌和地下水位的不同可选用低支架地面敷设、埋地敷设或架空敷设方式。当地面敷设时，管底距地面不应小于0．3m；当架空敷设时，管底距地面净空高度不宜小于2．5m；当埋地敷设时，在耕作区管顶距地面不宜小于0．8m。
8．5．4 集输管道应充分利用地形和管道转角减少管道温度应力，必要时可设置锚固墩及热力补偿器。
8．5．5 油气集输管道应根据工艺要求和敷设环境温度条件采取经济合理的保温或隔热措施。保温或隔热设计应符合现行国家标准《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB 50264的有关规定。
8．5．6 油气集输管道穿、跨越铁路、公路、河流等工程设计，应符合现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB 50423、《油气输送管道跨越工程设计规范》GB 50459的有关规定。
8．5．7 油气集输管道内、外防腐设计应符合现行国家标准《钢制管道内腐蚀控制规范》GB／T 23258、《钢制管道外腐蚀控制规范》GB／T 21447、《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB／T 21448的有关规定。
8．5．8 集油管道敷设、线路截断阀的设置、管道的锚固及线路标志，应符合现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253的有关规定。集气管道敷设、线路截断阀的设置及线路标志，应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的有关规定。
8．6 材料及管道组成件
8．6．1 油气集输管道所用管子、管道附件的材质选择，应根据设计压力、设计温度、介质特性、使用地区等因素，经技术经济对比后确定。采用的钢管和钢材，应具有良好的韧性和焊接性能。
8．6．2 油气集输管道用钢管，应符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB／T 8163、《高压锅炉用无缝钢管》GB 5310、《高压化肥设备用无缝钢管》GB 6479、《石油天然气工业 管线输送系统用钢管》GB／T 9711的有关规定。
8．6．3 管道附件不应使用铸铁件、螺旋焊缝钢管制作，宜采用锻钢、钢板、无缝钢管或直缝焊接钢管制作，其质量应符合国家现行标准《承压设备用碳素钢和合金钢锻件》NB／T 47008、《低温承压设备用低合金钢锻件》NB／T 47009、《承压设备用不锈钢和耐热钢锻件》NB／T 47010、《锅炉和压力容器用钢板》GB 713、《低温压力容器用钢板》GB 3531、《输送流体用无缝钢管》GB／T 8163、《高压锅炉用无缝钢管》GB 5310、《高压化肥设备用无缝钢管》GB 6479、《石油天然气工业 管线输送系统用钢管》GB／T 9711中的有关规定。
8．6．4 油气集输管道所用钢管表面缺陷及运输、施工中损伤的处理，应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的有关规定。
8．6．5 当管道附件与管道采用焊接连接时，两者材质的化学成分和力学性能应相同或相近。
8．6．6 用于含硫酸性天然气的管道附件，在材质选用、结构设计和腐蚀裕量选取、热处理等方面均应考虑酸性天然气的腐蚀因素。用于含硫酸性天然气的汇管、清管器收发筒、管件应进行消除应力热处理。
8．6．7 钢制弯管应符合现行行业标准《油气输送用钢制感应加热弯管》SY／T 5257的有关规定。
8．6．8 弯头和弯管的壁厚应按下列公式计算：
δ——弯头或弯管所连接直管的计算壁厚(mm)；
m——弯头或弯管壁厚增大系数；
R——弯头或弯管的曲率半径(mm)，为弯头或弯管外直径的倍数；
D——弯头或弯管的外径(mm)。
8．6．9 直接在主管上开孔与支管焊接或焊制三通，开孔削弱部分的补强可按现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的有关规定执行。
8．6．10 异径接头的结构尺寸和计算，应符合现行国家标准《压力容器》GB 150的有关规定。
8．6．11 管封头宜采用椭圆形封头或平封头，其结构尺寸和计算，应符合现行国家标准《压力容器》GB 150的有关规定。
8．6．12 清管器收发筒应按其各受压元件等强度的原则进行选材和计算。
8．6．13 清管三通应在支管与主管交界位置设置挡条或采用其他结构，挡条长度方向与主管轴线方向应一致。
8．6．14 管法兰的选用宜符合现行行业标准《钢制管法兰、垫片、紧固件》HG／T 20592～20635的有关规定，法兰密封面形式、垫片和紧固件应与所选用的管法兰相匹配。
8．6．15 站场和线路的管道绝缘宜采用绝缘接头或绝缘法兰。绝缘接头和绝缘法兰的设计应符合现行行业标准《绝缘接头与绝缘法兰技术规范》SY／T 0516的有关规定。
8．6．16 阀门的选用，应符合现行国家标准《工业金属管道设计规范》GB 50316及其他国家现行标准的有关规定。在防火区内关键部位使用的阀门，应具有耐火性能。通过清管器的阀门，应选用全通径阀门。
8．6．17 输送强腐蚀性介质或处于土壤腐蚀性强地区的管道，可根据试验情况选用非金属管道。
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9 自动控制及油气计量
9．1 一般规定
9．1．1 油气集输站场自控设计应满足工艺过程操作稳定、安全、经济运行的需求。仪表控制系统或计算机控制系统设置应满足下列规定：
1 原油脱水站、原油稳定站、天然气处理厂、集中处理站应采用计算机控制系统。其他站场可根据输入输出点数量，选用仪表控制系统或小型计算机控制系统。
2 油气生产工艺相对简单、对调节精度要求不高的设施、装置，结合工艺、设备特点，宜选用自力式、机械式、基地式控制仪表或装置。
3 当需要在控制中心远程监控和管理井场、站场的工艺生产过程时，宜采用由井场远程终端装置(RTU)和站场控制系统构成的监控与数据采集系统(SCADA)。
4 需要实现数据远传的井场，应利用丛式井、加密井等生产方式或布井工艺，简化自动化设施。
9．1．2 油气集输站场仪表供电设计应符合下列规定：
1 电源容量应按仪表及计算机控制系统用电总负荷的1．2倍～1．5倍确定。
2 井场和计量站宜采用普通电源供电，其他站场可根据仪表用电负荷等级确定采用普通电源或不间断电源(UPS)供电。当采用UPS供电时，后备时间应按UPS的额定负荷计算，不应少于30min。
3 仪表供电设计应符合现行国家标准《油气田及管道工程计算机控制系统设计规范》GB／T 50823和《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB／T 50892的有关规定。
9．1．3 油气集输站场仪表选型、仪表供气、安装、配管配线、防雷及接地、控制室的设计应符合现行国家标准《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB／T 50892的有关规定。
9．1．4 仪表及管道保温和伴热应符合下列规定：
1 在环境温度条件下不能正常工作的测量管道、分析取样管道、自动化仪表或控制装置，应保温和伴热；
2 仪表及管道的保温和伴热设计应符合现行行业标准《石油化工仪表及管道伴热和绝热设计规范》SH／T 3126的有关规定。
9．1．5 滩海陆采油田油气集输站场仪表控制系统的设计，应符合现行行业标准《滩海石油工程仪表与自动控制技术规范》SY／T 0310的有关规定。
9．2 仪表选择及检测控制点设置
9．2．1 油气集输站场仪表选择应符合下列规定：
1 检测及控制室仪表应采用电动仪表；
2 选用气动或电动执行机构应根据生产装置的规模、控制阀的数量，综合可靠性和经济性确定；
3 仪表应满足工艺测量、控制范围及介质温度、压力要求。对黏稠、易堵、有毒、腐蚀性强的测量介质，应选用与介质性质相适应的仪表或采取隔离措施；
4 爆炸危险区域内安装的电动仪表、电动执行机构等电气设备的防爆类型应根据现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058的有关规定，按照场所的爆炸危险类别和范围以及爆炸混合物的级别、组别确定；
5 仪表应满足环境条件要求或采取相应的防护措施。沙漠油田油气集输站场的仪表应具有适应温差大、防沙、防辐射等性能，当不能满足要求时，应采取防护措施；滩海陆采油田油气集输站场的仪表应防盐雾、防潮湿。
9．2．2 油气集输站场检测、控制点应遵循优化、简化的原则设置，并应符合下列规定：
1 需要经常监视的工艺参数应设置远传和就地指示；
2 超过限值、影响工艺生产正常运行的参数应设置自动报警或自动报警和联锁控制；
3 需要频繁操作的机泵或阀宜设远程／就地控制；
4 影响产品质量和生产正常运行且需要连续调整的关键参数，应设自动调节控制。
9．2．3 生产或使用可燃气体的工艺装置或储运设施区域内，应按现行行业标准《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全规范》SY 6503的要求设置可燃气体检测报警装置。
9．2．4 生产或使用有毒气体的工艺装置或储运设施区域内，应按现行国家标准《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB 50493的要求设置有毒气体检测报警装置。
9．2．5 油气集输站场应根据生产安全的需要，设置必要的紧急切断和自动泄压放空设施。自喷油井宜设置井口地面安全装置，含有含硫酸性天然气的油井，应按安全评估需求设置紧急关断系统。
9．2．6 现场宜安装供操作人员巡回检查和操作的就地显示仪表。
9．3 油气计量
9．3．1 原油和天然气计量点设置应符合下列规定：
1 应结合油气集输工艺流程和总体布局，按照适当集中、方便管理、经济合理的原则进行布置。
2 原油和天然气的一级交接计量站，应建在油田所属外输管道的末端。
9．3．2 油井产量计量应符合下列规定：
1 油井产量计量应满足生产动态分析要求。油、气、水计量准确度的最大允许误差应在±10％以内；低产井采用软件计量时，最大允许误差宜在±15％以内。
2 油井产量计量根据油井产量、气油比可选择多井集中计量方式或软件计量方式。拉油的油井可采用计量分离器、高架油罐或槽罐容器计量。稠油油井产油量计量可采用称重法。
3 多井集中计量应采用周期性连续计量。每口井每次连续计量时间宜为4h～8h，油、气产量波动较大或产量较低的井宜为8h～24h。每口井的计量周期宜为10d～15d，低产井的计量周期可为15d～30d。
4 油井计量仪表应配套，配套仪表的准确度应满足本规范本条第1款的要求，并应符合油井产量的计量条件和被测介质性质的要求。
5 计量仪表与关联设备应符合仪表技术要求。用于原油计量的容积式流量计应靠近分离器排液口，过滤器应接近流量计进口，流量调节阀应设在流量计下游。
6 原油含水率的测定，按原油乳状液类型、含水率的高低和计量自动化程度，可采用仪表在线连续测定或人工取样测定。采用人工取样测量含水率时，取样方法应符合现行国家标准《石油液体手工取样法》GB／T 4756的有关规定。采用自动取样器取样测量含水率时，取样方法应符合现行国家标准《石油液体管线自动取样法》GB／T 27867的有关规定，所取样品应具有代表性。
9．3．3 原油输量计量应符合下列规定：
1 原油输量计量可分为三级，且分级应符合下列规定：
1)一级计量应为油田外输原油的贸易交接计量；
2)二级计量应为油田内部净化原油或稳定原油的生产计量；
3)三级计量应为油田内部含水原油的生产计量。
2 原油输量计量系统准确度的要求应根据计量等级确定，并应符合下列要求：
1)一级计量系统的最大允许误差应为±0．35％以内；
2)二级计量系统的最大允许误差应为±1．0％以内；
3)三级计量系统的最大允许误差应为±5．0％以内。
3 原油计量系统的设计、安装和流量计算应符合现行国家标准《原油动态计量 一般原则》GB／T 9109．1、《石油和液体石油产品动态计量 第2部分：流量计安装技术要求》GB／T 9109．2、《石油和液体石油产品动态计量 第3部分：体积管安装技术要求》GB／T 9109．3、《石油和液体石油产品油量计算 动态计量》GB／T 9109．5、《液态烃体积测量 容积式流量计计量系统》GB／T 17288、《液态烃体积测量 涡轮流量计计量系统》GB／T 17289以及现行行业标准《用科里奥利流量计测量液态烃流量》SY／T 6682的有关规定。
9．3．4 原油流量计配置及安装应符合下列规定：
1 流量计配置应根据计量分级确定，应符合下列规定：
1)一级计量，流量计的准确度应为0．2级，流量计及附属设备应按国家现行标准《原油动态计量 一般原则》GB／T 9109．1、《石油和液体石油产品动态计量 第2部分：流量计安装技术要求》GB／T 9109．2和《原油天然气和稳定轻烃交接计量站计量器具配备规范》SY／T 5398的规定配置。
2)二级计量，可按本条第1款的要求配置，流量计的准确度应为0．5级。
3)三级计量，采用流量计测量含水原油体积，其流量计的准确度应为1．0级。原油含水率的测定方法应按本规范第9．3．2条第6款的要求确定。仪表选择应结合原油含砂和温度对仪表的计量准确度和使用寿命的影响。
2 流量计的设计流量应为量程上限的50％～80％。当一台不能满足要求时，宜采用多台并联计量方式。用于一级计量的流量计每组应设备用，且不应设置旁通。用于二级计量的流量计可根据管理的要求自行确定是否备用。用于三级计量的流量计可不设备用。
3 流量计应配置定期检定设施。用于一级计量的流量计，应采用在线实流检定方式，流量计检定用的标准装置可根据交接计量站的建设规模及地理位置按现行国家标准《原油动态计量 一般原则》GB 9109．1的规定配置。二级计量，可采用活动式标准装置在线实流检定。三级计量可采用离线检定。
4 流量计附属设备的配置应符合下列规定：
1)流量计前宜安装过滤器。对一级计量，流量计进口端宜安装消气器。
2)消气器、过滤器进口端应安装压力表。流量计出口端应安装温度计和压力表。
3)必要时，出口端宜配备流量调节阀、回压阀和止回阀。
4)一级计量的流量计应与原油密度、原油含水率、温度、压力的测量仪表配套使用。
5 流量计附属设备的安装设计应按仪表的技术要求进行。
6 对于离线检定的流量计，安装设计应方便流量计的拆装和搬运。
9．3．5 天然气输量计量应符合下列规定：
1 天然气输量计量可分为三级，分级应符合下列规定：
1)一级计量应为油田外输气的贸易交接计量；
2)二级计量应为油田内部集气过程的生产计量；
3)三级计量应为油田内部生活计量。
2 天然气输量计量系统准确度的要求应根据计量等级确定，并应符合下列规定：
1)一级计量系统的准确度等级不应低于表9．3．5-1的规定；
2)二级计量系统的最大允许误差应为±5．0％；
3)三级计量系统的最大允许误差应为±7．0％。
表9．3．5-1 一级计量系统的准确度等级
注：①按现行国家标准《天然气计量系统技术要求》GB／T 18603选择。
3 天然气一级计量系统的流量计及配套仪表，应按现行国家标准《天然气计量系统技术要求》GB／T 18603的规定配置，计量系统配套仪表准确度应按表9．3．5-2确定。天然气二、三级计量系统配套仪表的准确度，可按表9．3．5-2中B级和C级确定。
表9．3．5-2 计量系统配套仪表准确度
注：①当使用超声流量计并计划开展使用中检验时，温度测量不确定度应该优于0．3℃。
4 天然气一级计量系统的流量计应采用实流检定方式。符合本规范表9．3．5-2中A级体积输量的天然气一级计量系统，宜配备在线分析仪器。
5 天然气一级计量系统应设置备用计量流程，且不应设置旁通。
6 天然气计量系统设计应符合国家现行标准《天然气计量系统技术要求》GB／T 18603以及《用标准孔板流量计测量天然气流量》GB／T 21446、《用气体超声流量计测量天然气流量》GB／T 18604、《用气体涡轮流量计测量天然气流量》GB／T 21391以及《用旋进旋涡流量计测量天然气流量》SY／T 6658、《用科里奥利质量流量计测量天然气流量》SY／T 6659、《用旋转容积式气体流量计测量天然气流量》SY／T 6660的有关规定。
9．4 计算机控制系统
1 当油气集输各级站场工艺参数需要传输到集中处理站或区域生产管理中心，或者需要在集中处理站、区域生产管理中心远程监控油气集输各级站场工艺过程时，宜采用SCADA系统；
2 生产单元或装置位置相对集中的厂(站)生产过程控制，宜采用分散控制系统(DCS)、可编程序控制器(PLC)；
3 工艺流程相对简单的站场，生产数据采集控制宜采用RTU；
4 第三方控制设备，宜采用PLC或RTU。PLC、RTU与站场控制系统应进行数据通信，并应采用标准通信接口和协议。
9．4．2 计算机控制系统的选型应符合下列规定：
1 控制系统应是集成化、标准化的过程控制和生产管理系统，其硬件、软件配置及功能要求应与站场或工艺装置的规模和控制要求相适应。
2 控制系统应具有开放性和较强的数据通信能力及扩充联网能力，并应配有标准化的通用操作系统。
3 控制系统硬件应具有模块化结构及良好的扩展性能，软件应采用成熟、最新的正式版本。
4 宜根据输入、输出点数量及操作管理需求设置操作员站、工程师站和数据服务器。
5 控制系统的平均故障间隔时间(MTBF)和平均修复时间(MTTR)应满足工艺系统对可利用率的要求。当单套设备不能满足工艺系统对可利用率的要求时，宜采用冗余、容错措施。
6 当采用相对独立的安全仪表系统时，应根据确定的安全仪表完整性等级进行系统配置。安全仪表系统的逻辑控制器应具有硬件和软件自诊断功能，功能回路应为故障安全型。安全仪表系统的设计应符合现行国家标准《石油化工安全仪表系统设计规范》GB／T 50770的有关规定。
7 当火灾检测报警系统和可燃／毒性气体检测系统合并设置，构成相对独立的火灾及可燃气体报警系统时，应采用经过权威机构认证的PLC系统；采用盘装可燃／毒性气体报警仪表时，报警信号应上传到站场控制系统。
8 控制系统负荷及备用应符合现行国家标准《油气田及管道工程计算机控制系统设计规范》GB／T 50823的有关规定。
9 对安全性和可靠性要求较高的生产单元，控制系统相关部件宜为冗余配置。
10 站场控制系统和RTU应具备上传数据的工业以太网接口或RS485通信接口，并应能支持多种开放标准通信协议。
9．4．3 计算机控制系统应具有下列基本功能：
1 数据采集和处理；
2 报警记录及管理；
3 手动控制和自动控制，能完成预定的控制策略；
4 实时数据、历史数据、动态流程图、重要数据趋势图等显示，以实时数据库或关系型数据库(可操作数据)的形式共享数据；
5 网络监视及管理；
6 自动诊断计算机控制系统自身故障和生产过程故障，并发出区别报警；
7 随机和定时打印报表；
8 离线组态、在线组态和在线修改控制参数。
9．4．4 站场计算机控制系统设计，应符合现行国家标准《油气田及管道工程计算机控制系统设计规范》GB／T 50823的有关规定。
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10 站场总图
10．1 站场址选择
10．1．1 油气集输站场址应根据已批准的可行性研究报告或油田地面建设总体规划以及当地的城镇规划、兼顾集输管道的走向确定。
10．1．2 站场址的面积应符合总平面布置的要求，并应节约用地。凡有荒地可利用的地区不宜占用耕地。滚动开发油田的站场可适当预留扩建用地。
10．1．3 沙漠地区站场址应避开风口和流动沙漠地段，并应采取防沙措施。位于沙漠边缘的油田，一、二、三级油气站场的站址在技术经济合理的条件下宜选在沙漠边缘或沙漠之外。
10．1．4 各种不同功能站场在布局上应综合考虑。计量站、集油阀组间宜与配气站、注水配水间联合建设；工艺上相互关联的油、气、水处理站宜联合建设；矿场油库宜建在油田边缘的适当部位，铁路外运油库宜靠近铁路车站或铁路线，方便接轨。
10．1．5 已建站场扩建或更新改造，原站址又无条件利用时，新建设施宜靠近已建站场，应充分利用原有公用工程。
10．1．6 站场址周边宜具备交通运输、供水、排水、供电及通信等依托条件。
10．1．7 站场与周围设施的区域布置防火间距、噪声控制和环境保护应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183、《工业企业噪声控制设计规范》GB／T 50087和《工业企业设计卫生标准》GBZ 1等的有关规定。
10．1．8 站场址的选择应符合现行行业标准《石油天然气工程总图设计规范》SY／T 0048的有关规定。
10．2 站场防洪及排涝
10．2．1 站场的防洪排涝应根据油田防洪排涝的统一要求设计。站场建在受洪水威胁的地段时，宜采取防洪措施。在条件允许且技术经济合理的情况下，在区域防洪设计的基础上应适当提高站场场地标高，也可只提高主要设备和建筑物标高。
10．2．2 油气集输站场邻近江河、海岸、湖泊布置时，应采取防止可燃、有毒液体泄漏流入水域的措施。
10．2．3 油气集输井、站的防洪设计标准应根据站场类型和受淹影响，按表10．2．3的规定选择。
表10．2．3 油气集输井、站的防洪设计标准
10．2．4 防洪设计的洪水水量及相应的洪水水位应按当地水文站的实测资料，按本规范表10．2．3规定的防洪设计标准推算。缺乏实测资料时，应会同有关部门深入实际调查，合理确定。
10．2．5 设计洪水水位应包括洪水水位、壅水和风浪袭击高度。站场场地的防洪设计标高应比按防洪设计标准计算的设计洪水水位高0．5m，在淤积严重地区，还应计入淤积高度。采油井场变压器、配电箱和电动机的安装高度可在抽油机防洪设计标高的基础上适当抬高。
10．2．6 靠近山区建站时，应根据实际情况设置截洪沟；截洪沟不宜穿过场区。
10．2．7 油气集输站场的地表雨水排放设计，应符合现行国家标准《室外排水设计规范》GB 50014的有关规定。
10．3 站场总平面及竖向布置
10．3．1 站场总平面及竖向布置应符合国家现行标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183、《石油天然气工程总图设计规范》SY／T 0048和《工业企业总平面设计规范》GB 50187的有关规定。
10．3．2 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。土地利用系数应符合现行行业标准《石油天然气工程总图设计规范》SY／T 0048的有关规定。
10．3．3 站场总平面布置应与工艺流程相适应，做到场区内外物料流向合理，生产管理和维护方便。宜根据不同生产功能和特点分别相对集中布置，形成不同的生产区和辅助生产区。集中处理站的布置也可打破专业界限，对同类设备进行联合布置。
10．3．4 凡散发有害气体和易燃、易爆气体的生产设施，应布置在生活基地或明火区的全年最小频率风向的上风侧。
10．3．5 油罐区的布置应使油罐底与泵房地坪的高差满足泵的正常吸入和自流灌泵的要求。油罐区防火堤布局设计应符合现行国家标准《储罐区防火堤设计规范》GB 50351的有关规定。
10．3．6 当站场内附设变电所时，变电所应位于站场边缘，方便进出线，并宜靠近负荷中心。变配电室宜靠近主要用电设施。
10．3．7 站场内通道宽度宜结合生产、防火与安全间距要求，并应结合系统管道和绿化布置的需要合理确定。
10．3．8 站场应根据所在地区周围环境和规模大小确定是否设置围墙。当设置围墙时，应采用非燃烧材料建造，围墙高度不宜低于2．2m，场区内大于或等于35kV的变配电站应设高度不小于1．5m的围栏。
10．3．9 场区内雨水宜采用有组织排水，罐区内雨水宜采用明沟排水。对于年降雨量小于200mm的干旱地区，可不设排雨水系统。
10．3．10 特殊地质条件的竖向设计应符合下列规定：
1 在膨胀土地区，应注意保持原生覆盖土表层。露头地段应根据当地经验因地制宜处理；
2 在自重湿陷性黄土地区，应有迅速排除雨水的地面坡度和排水系统。湿陷性黄土地区场区平土应避免造成人为的湿陷性差异；
3 在岩石地基地区、软土地区、地下水位高的地区，不宜进行挖方；
4 在盐渍土地区，采用自然排水的场地设计坡度不宜小于1％，并应符合现行行业标准《盐渍土地区建筑规范》SY／T 0317的有关规定。
10．4 站场管道综合布置
10．4．1 管道综合布置应与总平面及竖向布置相结合设计，管道的敷设宜短捷，并应使管道之间、管道与建(构)筑物之间在平面和竖向上相互协调，管道布置可按走向集中布置成管带，宜平行于道路和建(构)筑物。
10．4．2 管道敷设方式应根据场区情况、输送介质特性和维护管理等因素确定。地上管道的布置不应妨碍交通运输、消防车辆通行，且宜兼顾行人通行、建筑物采光和通风的要求。
10．4．3 站内地上管道的安装应符合下列规定：
1 架空管道管底距地面不应小于2．2m，管墩敷设的管道管底距地面不应小于0．3m；
2 当管带下面有泵或换热器时，管底距地面高度应满足机泵、换热设备安装和检修的要求；
3 地上管道和设备的涂色应符合现行行业标准《油气田地面管线和设备涂色规范》SY／T 0043的规定。
10．4．4 当架空管道跨越道路、铁路时，桁架底或管底高度应符合下列规定：
1 距道路路面中心不应低于5m；
2 距铁路轨顶不应低于5．5m；
3 距人行道路面不应低于2．2m。
10．4．5 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距应符合本规范附录H的要求。
10．4．6 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物平行的最小间距应按本规范附录J确定。
10．4．7 埋地工艺管道互相交叉的垂直净距不宜小于0．15m。当管道与电缆交叉时，其最小垂直净距应符合下列规定：
1 距35kV以下的直埋电力电缆不应小于0．5m；
2 距直埋通信电缆不应小于0．5m；
3 当用隔板分隔或电缆穿管时，不宜小于0．25m。
10．4．8 原油、蒸汽、热水及其他热管道均宜利用自然补偿，管道自然补偿宜与管网统一布置。当利用管网的布置形状不能自然补偿时，应设置补偿器，其形式可按管道工作压力、空间位置大小等具体情况确定。站内热管道应在下列部位设置固定支座：
1 在罐前的适当部位；
2 露天安装机泵的进出口管道上；
3 穿越建筑物外墙时，在建筑物外的适当部位；
4 两组补偿器的中间部位。
10．4．9 管道综合设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行标准《石油天然气工程总图设计规范》SY／T 0048、《工业企业总平面设计规范》GB 50187的有关规定。地上敷设的管道之间、埋地管道之间的间距应符合现行行业标准《石油天然气工程总图设计规范》SY／T 0048的有关规定。
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11 配套设施及公用工程
11．1 供配电
11．1．1 油田站场的电力负荷等级，应符合现行国家标准《供配电系统设计规范》GB 50052及现行行业标准《油气田变配电设计规范》SY／T 0033的有关规定，并应结合油田油气集输工程在生产过程中的特点及中断供电所造成的损失和影响程度划分。油田站场电力负荷等级宜符合下列规定：
1 矿场油库(管输)、轻烃储库等电力负荷宜为一级；
2 矿场油库(铁路外运)、原油稳定站、接转站、放水站、脱水站、增压站、注气站、机械采油井排等电力负荷宜为二级；
3 处理天然气凝液的站场，当设计能力大于或等于50×104m³／d时，电力负荷宜为二级；
4 增压站设计能力大于或等于50×104m³／a时，压缩机的原动机为电动机，或当原动机采用燃气发动机，机组的润滑和冷却设备及仪表用电由外电源供电时，电力负荷宜为二级；
5 自喷油井、机械采油井(包括丛式井)、计量站、集油阀组间等电力负荷宜为三级。
11．1．2 供电设计应符合下列规定：
1 一级负荷应采用双重电源供电。两个电源宜引自不同的变电所或发电厂；当两个电源由同一变电所不同母线段分别引出，作为电源的变电所应具备至少2个电源线、至少2台主变压器并分列运行。
2 对于一级负荷中特别重要的负荷，除由两个电源供电外，尚应增设应急电源，且不得将其他负荷接入应急供电系统。
3 二级负荷宜采用两回线路供电。当无法采用两回线路供电，在工艺上设有停电安全措施或有应急电源时，可用一回专用架空线路或专用电缆供电。
4 三级负荷宜采用单回路、单变压器供电。
5 以工业汽轮机、柴油机或燃气轮机为主要动力的站场，可采用一回专用线路供电。无电源时，也可采用燃气或柴油发电机供电。
11．1．3 供电电压等级应符合下列规定：
1 供电电压应根据电源条件、用电负荷的分布情况、输电线路长度等因素综合比较确定。当油田内部采用集中供电或分片集中供电时，宜以负荷相对集中的站场为中心设置中心变配电所，以110kV、35kV、20kV、10kV电压等级供电，并应在各用电负荷点设置恰当的变配电所。
2 油田配电线路电压宜采用10kV，对于远距离且分散的地区，也可采用35kV或20kV。
11．1．4 站场内变压器的选择应符合下列规定：
1 有两个电源时，宜选用两台变压器，单台容量应能满足全部一级负荷和二级负荷的用电；
2 仅有一个电源时，宜选用一台变压器，变压器容量应满足全部计算负荷，变压器负载率不宜大于80％；
3 单台变压器容量不宜大于1600kV·A；
4 确定变压器容量时，尚应校验起动及自起动容量；
5 配电变压器应采用节能型变压器。采油井场(或井排)变压器宜采用柱上安装或其他安装方式，变压器的平均负荷率不宜低于30％。抽油机电动机宜采用就地无功补偿装置，也可同时在变压器的高压侧进行二次补偿或在线路侧设置集中补偿，补偿后的功率因数不宜低于0．9。
11．1．5 低压配电系统应简单可靠，同一电压等级配电级数不宜多于三级，并应符合下列规定：
1 根据负荷的容量和分布，变配电所宜靠近负荷中心。
2 应正确选择变压器的变比和电压分接头，并宜使三相负荷平衡。
3 站场内应采用放射式或与树干式相结合的配电系统，并应符合下列规定：
1)一级负荷应采用放射式配电。
2)二级负荷宜采用放射式配电；当负荷容量较小时，也可采用树干式。
3)三级负荷可采用树干式配电。
11．1．6 站场内建(构)筑物的防爆分区，应符合现行行业标准《石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐作法》SY／T 6671的有关规定。各类站场爆炸危险区域内的电气设计及设备选择应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058的有关规定。
11．1．7 站场内建筑物的防雷分类及防雷措施应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB 50057的有关规定。工艺装置内露天布置的罐和容器等的防雷、防静电设计，应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。
11．1．8 滩海陆采油田配电应符合现行行业标准《滩海石油工程电气技术规范》SY／T 4089的有关规定。
11．1．9 电脱水器供电电源和供电设备的设计除应符合现行行业标准《原油电脱水设计规范》SY／T 0045的有关规定外，尚应符合下列规定：
1 电脱水器的供电宜采用交流、直流或交直流复合供电方式，应根据油品性质和脱水工艺参数选用合适的供电方式；
2 每台电脱水器应设有独立的供电回路和装置，供电装置宜由控制柜和脱水变压器组成；
3 控制柜宜采用具有电流闭环调节功能的调压装置；
4 脱水变压器宜采用高压有中心接地抽头的防爆升压变压器，初级电压应为220V或380V，次级电压应根据选用的电场强度和电极布置确定，不宜超过40kV，变压器容量宜为50kV·A或100kV·A；
5 带有整流环节的脱水变压器其整流装置应采用高压硅堆整流方式，并应具有足够的电压和电流储备能力。
11．2 通 信
11．2．1 通信系统应满足油田生产管理对通信业务的需求，并应能为数据传输提供可靠的通信通道。
11．2．2 通信系统设计应充分利用已建资源，并应兼顾近期和远期通信业务的需要。
11．2．3 通信系统的设计内容可包括主用通信、备用通信、应急通信，并应符合下列规定：
1 主用通信宜采用有线通信或无线通信两种方式。
2 备用通信方式应根据油田所处的地理位置及具体通信需求情况确定。备用通信可采用有线通信方式或无线通信方式。
3 应急通信可采用VSAT卫星移动车、卫星移动终端或其他无线通信方式。
4 有线通信方式宜采用光缆(电缆)线路接入油田专业通信网或当地的公用电信网。线路敷设方式应根据油田的实际情况选用埋地管道、直埋或架空方式。无线通信方式宜利用油田专网资源及当地公网资源等现有资源。
11．2．4 油田生产管理单位之间的语音通信及数据通信宜采用有线通信方式。
11．2．5 油气集输站场通信方式的确定应符合下列规定：
1 油田较集中地区站场岗位间通信应以有线通信方式为主，无线通信方式为辅。油气集输站场间的直通电话宜选用直通专线、油田专用通信网或公用电信网的热线功能实现。
2 油田较分散及边远地区又相对独立的区块，站场间通信应以无线通信方式为主，有线通信方式为辅。无线通信方式宜依托油田现有专用通信网或当地其他通信运营商的无线网络。油田区块内的大型油气站场，根据所处的地理位置及通信需求情况应采用有线通信接入或无线通信接入，单用户站场宜采用无线通信方式接入。
3 单井、计量站的语音通信宜采用无线对讲机方式。
4 滩海陆采油田通信宜以无线通信方式为主。
11．2．6 用户电话通信线路应符合下列规定：
1 用户电话的长途终端衰减限制不应超过8．68dB。
2 用户电话之间采用音频线路的内部电话(包括调度电话)全程衰减限制(不包括话机)应为24．3dB。
11．2．7 安装于爆炸危险区内的电话、广播、工业电视监视设备及用于爆炸危险区内的无线对讲机，应符合该危险区的防爆要求。
11．2．8 各种通信系统宜设置系统安全设施。
11．2．9 通信系统设置及系统工程的设计应符合下列规定：
1 油田光传输系统宜采用光纤同步数字(SDH)传输设备或工业以太网交换机设备组网，宜采用环型组网。SDH光传输系统设计应符合现行行业标准《同步数字体系(SDH)光纤传输系统工程设计规范》YD 5095、《SDH本地网光缆传输工程设计规范》YD／T 5024、《基于SDH的多业务传送节点(MSTP)本地网光缆传输工程设计规范》YD／T 5119的有关规定。光缆线路设计应符合现行行业标准《通信线路工程设计规范》YD 5102的有关规定。工业以太网系统设计应符合现行行业标准《以太网交换机技术要求》YD／T 1099、《以太网交换机设备安全技术要求》YD／T 1627、《具有路由功能的以太网交换机设备安全技术要求》YD／T 1629的有关规定。
2 厂、矿等有调度电话要求的生产管理单位，宜在调度中心设行政、调度合一软交换总机。行政、调度语音交换系统设计应符合现行国家标准《用户电话交换系统工程设计规范》GB／T 50622的有关规定。软交换系统设计应符合现行行业标准《软交换设备总体技术要求》YD／T 1434、《基于软交换的综合接入设备技术要求》YD／T 1385的有关规定。
3 大型站场宜设置有线或无线广播扩音对讲系统。
4 工业电视监控系统设计应符合现行国家标准《视频安防监控系统工程设计规范》GB 50395、《工业电视系统工程设计规范》GB 50115的有关规定。
5 通信管道的设计应符合现行国家标准《通信管道与通道工程设计规范》GB 50373的有关规定。
6 要求交流供电不间断的通信设备应采用不间断电源(UPS)供电。通信电源的设计还应符合现行行业标准《通信电源设备安装工程设计规范》YD／T 5040的有关规定。
7 通信系统设备接地的设计应符合现行行业标准《通信局(站)防雷与接地工程设计规范》YD 5098的有关规定。当通信系统设备接地与供配电系统、仪表自控系统联合设计时，应符合现行国家标准《建筑物电子信息系统防雷技术规范》GB 50343的有关规定。
8 消防站通信系统的设计应符合现行国家标准《消防通信指挥系统设计规范》GB 50313的有关规定。
9 生产管理单位办公楼内的综合布线系统、有线电视系统工程设计应符合现行国家标准《综合布线系统工程设计规范》GB 50311、《有线电视系统工程技术规范》GB 50200的有关规定。
11．2．10 通信线路穿越站场及与其他建(构)筑物的安全距离，应符合本规范附录K和附录L的要求。
11．3 给排水及消防
11．3．1 油田站场给水、排水系统应充分利用已有的系统工程设施，统一规划，分期实施。对于不宜分期建设的工程，可一次实施。
11．3．2 给水系统的选择应根据生产、生活、消防等各项用水对水质、水温、水压和水量的要求，结合当地水文条件及外部给水系统等因素，经技术经济对比后确定。
11．3．3 给水设计供水量应为生产、生活、绿化及其他不可预见等用水量之和，且应满足消防的有关规定。无人值守站场可不设给排水设施。
11．3．4 外部给水系统供水量不足时，站场内用水宜设置储水罐(箱、池)。当采用站外市政、工矿系统管道供水时，其容量不宜小于站场日平均用水量。当采用水罐车供水时，站内储水罐(箱、池)的容量不应小于5m³。
11．3．5 给水水质指标应符合工艺要求和相关标准的有关规定。当水质指标不能满足要求时，应进行水质处理。
11．3．6 含油污水宜排入生产污水管道或单独收集处置。
11．3．7 油田站场产生的含油污水宜集中处理，集中的范围和方式可因地制宜确定。
11．3．8 含油污水处理设计应符合现行国家标准《油田采出水处理设计规范》GB 50428的有关规定。
11．3．9 油田站场处理后的含油污水有条件时应回注，回注水质应符合油田有关规定。具有经济效益时，采出水宜进行综合利用。当无回注条件或综合利用价值时，处理后的污水可无效回灌或达标后排放。
11．3．10 排水系统的选择应根据污水性质，结合油田排水制度、污水处理规划，按有利于综合利用和环境保护的原则确定。
11．3．11 废水排入外部系统应满足外部系统的接收要求。直接外排污水水质应符合现行国家标准《污水综合排放标准》GB 8978的有关规定。
11．3．12 油田站场给水、排水设计应符合现行行业标准《油气厂、站、库给水排水设计规范》SY／T 0089的有关规定。
11．3．13 消防设施设计应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。
11．4 建筑与结构
11．4．1 建(构)筑物设计应保证结构安全、可靠，符合国家现行结构设计规范的要求，还应满足抗震、防火、防爆、防腐蚀、防噪声、环保及节能的要求。
11．4．2 建(构)筑物的建筑设计，应符合现行行业标准《油气田和管道工程建筑设计规范》SY／T 0021的有关规定。
11．4．3 甲、乙类火灾危险性生产厂房的耐火等级不宜低于二级，其他生产厂房的耐火等级除相关规范另有规定外不宜低于三级。
11．4．4 有爆炸危险的甲、乙类厂房不应采用地下或半地下式厂房，宜采用敞开式或半敞开式厂房。当采用封闭式厂房时，防爆泄压设施的设置应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的有关规定。
11．4．5 有爆炸危险的甲、乙类厂房，宜采用钢筋混凝土柱或钢柱承重的框、排架结构、轻型钢结构有利于防爆、泄压的结构。建筑面积、高度及跨度较小的厂房，采取钢筋混凝土构造柱及圈梁加强措施时可采用砖墙承重的砌体结构。按油田滚动开发情况，对于短期油田开发区块可采用临时性或可拆装移动的建筑。
11．4．6 当甲、乙类厂房采用轻型钢结构时，建筑构件应采用非燃烧材料，墙、屋面板单位质量不宜超过60kg／m2。除天然气压缩机厂房外，宜为单层。与其他厂房的防火间距应按现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016中的三级耐火等级的建筑确定。当房屋耐火等级为三级时，柱及柱间支撑的耐火极限不应低于2．0h，屋面梁及屋面梁间支撑、系杆耐火极限不应低于1．0h。当房屋耐火等级为二级时，柱及柱间支撑的耐火极限不应低于2．5h，屋面梁及屋面梁间支撑、系杆耐火极限不应低于1．5h。建筑墙体及屋面板的耐火极限应按现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的有关规定执行。
11．4．7 建筑物应根据采光、保温、密闭要求采用单层或双层窗。对有爆炸危险的甲、乙类厂房计入泄压面积的门窗宜采用单层外开门窗，玻璃应采用安全玻璃。防爆与非防爆房间之间的窥视窗应采用满足甲级防火窗要求的密闭抗爆窗。
11．4．8 散发较空气重的可燃气体及可燃蒸气的有爆炸危险的甲、乙类厂房，地面应采用不发生火花的面层。当采用绝缘材料作整体面层时，应采取防静电措施。
11．4．9 站场管墩可采用混凝土结构及钢筋混凝土结构，管架及设备平台可采用钢结构及钢筋混凝土结构。室内操作平台及小型管架宜采用钢结构。管墩、管架设计宜符合现行行业标准《化工、石油化工管架、管墩设计规定》HG／T 20670的有关规定。
11．4．10 地下水池、阀池宜采用抗渗钢筋混凝土结构，位于地下水位以上且无较高防渗要求的阀池可采用砌体结构。
11．4．11 在满足地基稳定和变形的前提下，设备基础宜浅埋。除岩石地基外，基础埋深不宜小于0．5m，对存在冻土的地区，基础埋深还应根据冻胀深度进行核算。基础混凝土的强度等级根据环境类别和使用年限，应符合现行国家标准《混凝土结构设计规范》GB 50010的有关规定。钢筋混凝土基础强度等级不应低于C20，素混凝土基础强度等级不应低于C15，垫层不应低于C10。设备基础顶面无预埋钢板时，宜设置20mm～50mm厚强度等级比基础高一级的细石混凝土二次浇灌层。较大型动力机器基础设计，应符合现行国家标准《动力机器基础设计规范》GB 50040的有关规定。
11．4．12 卧式金属储罐基础数量不宜超过两个，且不应浮放。基础的底面积应满足地基承载力要求。鞍座下竖板或框架及基础强度应满足水平滑动推力和地震作用要求。
11．4．13 立式金属储罐基础设计及地基处理，应符合国家现行标准《钢制储罐地基基础设计规范》GB 50473、《石油化工钢储罐地基与基础设计规范》SH／T 3068、《石油化工钢储罐地基处理技术规范》SH／T 3083的有关规定。沉降脱水罐、污水沉降罐等对罐底板不均匀沉降要求严格的立式金属储罐，宜选用钢筋混凝土板式基础。
11．4．14 塔型设备基础、球罐基础、钢筋混凝土冷换框架设计，应分别符合现行行业标准《石油化工塔型设备基础设计规范》SH／T 3030、《石油化工球罐基础设计规范》SH／T 3062、《石油化工钢筋混凝土冷换框架设计规范》SH／T 3067的有关规定。
11．4．15 防火堤结构设计，应符合现行国家标准《储罐区防火堤设计规范》GB 50351的有关规定。
11．4．16 抽油机基础可采用预制组装式或现浇整体式钢筋混凝土结构。
11．4．17 油气集输工程建筑物的抗震设防分类应符合现行国家标准《建筑工程抗震设防分类标准》GB 50223的有关规定，抗震设计应符合现行国家标准《建筑抗震设计规范》GB 50011的有关规定。油气集输工程构筑物的抗震设计，应符合现行国家标准《构筑物抗震设计规范》GB 50191的有关规定。
11．4．18 滩海陆采油田平台可采用砂石等实体结构平台。平台方位应根据风向、流向、流冰方向及安全等因素确定。
11．4．19 滩海陆采平台四周宜设防浪墙及边坡护坡，具体要求应符合现行行业标准《滩海斜坡式砂石人工岛结构设计与施工技术规范》SY／T 4097的有关规定。
11．4．20 滩海陆采平台上的计量站、接转站、配电间、值班室等建筑物，宜采用预制装配、车厢式或轻型钢结构建筑，其重量及外形尺寸应满足运输及吊装要求。
11．4．21 滩海陆采油田滩涂区域内的管架应采用浅基础钢管架或桩基础管架，电杆基础可采用浅基础，荷载计算时均应考虑冰荷载或波浪荷载的作用。
11．5 供 热
11．5．1 供热介质宜选用热水。当热水供热不能满足要求时，可采用蒸汽或其他供热介质。热源可采用锅炉、加热炉等。
11．5．2 常压锅炉供热水温宜低于当地水沸点5℃～10℃。锅炉供热的饱和蒸汽压力由工艺要求确定，不宜超过0．8MPa(表压)。
11．5．3 油气集输站场热源的最大热负荷应按下式计算：
K——锅炉房自耗及供热管网热损失系数，可取1．05～1．20；
K1——采暖热负荷同时使用系数，取1．0；
K2——通风热负荷同时使用系数，原油部分取0．4～0．5，集气、压气部分取0．9～1．0；
K3——生产热负荷同时使用系数，取0．5～1．0；
K4——生活热负荷同时使用系数，取0．5～0．7；
Q1、Q2、Q3、Q4——依次为采暖、通风、生产及生活最大热负荷(kW或t／h)。
11．5．4 当锅炉露天布置时，在操作层的炉前宜布置燃料调节、给水调节和蒸汽温度调节阀组，调节阀组不宜露天布置。
11．5．5 锅炉房设计应符合现行国家标准《锅炉房设计规范》GB 50041的有关规定。
11．5．6 锅炉补给水的水质应符合现行国家标准《工业锅炉水质》GB／T 1576的有关规定。
11．6 燃料供应
11．6．1 油田站场用燃料宜采用天然气。有条件的油田应采用干气作燃料。
11．6．2 锅炉房内的燃气、燃油和燃煤设施的设计应符合现行国家标准《锅炉房设计规范》GB 50041的有关规定。
11．6．3 以燃气为燃料时，燃料气系统应符合下列规定：
1 燃料气中硫化氢含量不应高于现行国家标准《天然气》GB 17820中对于三类气质的要求。
2 加热炉、锅炉的供气管道应设气液分离器，必要时应采取管道伴热措施。
3 当燃料气的压力过高或不稳定，不能适应燃烧器要求时，应设置稳压装置。在燃料气的稳压装置后不应连接生活或其他用气管道。
4 进燃烧器前的燃料气管道上宜装有快速截断阀、放空阀及调节阀。
11．6．4 以燃油为燃料时，燃料油系统应符合下列规定：
1 燃料油掺水燃烧时应充分雾化，其乳化水最大含量应按实验资料或相似情况确定；
2 燃料油压力应平稳，供油压力和温度应根据雾化方式及油品性质确定，油管道应伴热。
11．6．5 以煤为燃料时，燃煤系统应符合下列规定：
1 燃煤应与所选用的锅炉相适应；
2 雨季运行的锅炉房应设置干煤棚；
3 寒冷地区上煤、除灰渣系统应有防冻设施。
11．7 暖通空调
11．7．1 站场内建筑物的暖通空调设计应符合现行国家标准《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB 50019的有关规定。
11．7．2 站场内各类房间的冬季室内采暖计算温度宜符合表11．7．2的规定。
表11．7．2 室内采暖计算温度
注：电机间、加热炉操作间、高压开关室、电容器室可不采暖。
11．7．3 采暖热媒宜采用热水，系统形式宜为同程式。对于远离集中热源的独立建筑可采用电采暖。
11．7．4 边远地区的井口建筑，在缺电的情况下可采用自然循环热水采暖系统或燃气红外线辐射采暖，自然循环热水采暖系统的作用半径不宜超过50m。
11．7．5 站场内建筑物的通风方式及换气次数宜按本规范附录M的规定执行。
11．7．6 油气化验室的通风应采用局部排风。当设置通风柜时，排风机应为防爆型。
11．7．7 油气化验室通风柜操作口的吸入速度宜为0．4m／s～0．6m／s。
11．7．8 当放散到厂房内的有害气体相对密度大于0．75，且室内放散的显热不足以形成稳定的上升气流而沉积在下部区域时，宜从下部区域排出总排风量的2／3，从上部区域排出总排风量的1／3。
11．7．9 站场内的天然气压缩机房、天然气凝液泵房、天然气调压间、液化石油气泵房及燃气锅炉房应设事故通风装置。
11．7．10 沙漠地区站场内建筑物的通风设计应满足防沙要求。
11．7．11 当采用采暖通风达不到室内温度、湿度及洁净度等要求时，应设置空气调节，且防爆区的空调装置应满足防爆要求。
11．8 站场道路
11．8．1 油气集输站场道路的设计应满足生产管理、维修维护和消防通车的要求。站场道路级别宜按表11．8．1划分。
表11．8．1 站场道路级别划分
注：油气站场的等级划分应根据现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183确定。
11．8．2 进站路可采用公路型道路，站内路可采用城市型道路。
11．8．3 站场内道路的路面宽度可按表11．8．3选用。公路型进站路的路肩宽度宜为1．0m或1．5m，受地形限制的困难路段可减为0．5m或0．75m。
表11．8．3 站场内道路的路面宽度(m)
11．8．4 一、二、三、四级油气站场道路宜采用高级或次高级路面，其他站场道路可采用次高级或中级路面，消防路宜采用砂石路面或混凝土联锁路面砖路面。滩海陆采油田站场道路可采用土堤及砂石路堤等结构形式。
11．8．5 站场内道路计算行车速度宜为15km／h。
11．8．6 站场内道路的最小圆曲线半径不宜小于12m。纵坡度不宜大于6％，竖向高差大的路段不宜大于8％。相邻纵坡差小于或等于2％的站场内道路变坡点及厂房出入口道路可不设竖曲线。站场内道路可不设超高或加宽。交叉口路面内缘转弯半径宜为9m～12m。
11．8．7 站场内道路的停车视距不应小于15m，会车视距不应小于30m。当采用停车视距时，应根据实际情况采取有效的安全措施。
11．8．8 汽车装卸场地宜采用水泥混凝土场地，场地坡度宜为0．5％～1．0％。场地结构应满足运油车辆的要求，装卸场地应照明，站外应设停车场。
11．8．9 生产天然气凝液的工艺装置区和液化石油气的汽车装车场地，应采用不发生火花的混凝土面层。
11．8．10 站场道路设计应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定。消防路以及消防车必经之路，其交叉口或弯道的路面内缘转弯半径不应小于12m。
11．8．11 通向计量站及井场的道路可采用4m或3．5m宽的土路，长度超过500m时应设错车道。错车道的有效长度不应小于20m，错车道路段路基全宽不应小于6．5m，前后应各设长不小于15m的宽度渐变段。
11．8．12 站场道路设计的其他要求应符合现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22的有关规定。
附录A 重力分离器的计算公式
A．0．1 立式重力分离器的直径可按下式计算：
qv——标准参比条件下气体流量(／h)；
T——操作温度(K)；
Z——气体压缩因子；
P——操作压力(绝)(MPa)；
Wo——液滴沉降速度[按本规范公式A．0．3-1计算](m／s)；
K1——立式分离器修正系数，一般取K1＝0．8。
A．0．2 卧式重力分离器的直径可按下式计算：
K3——气体空间占有的高度分率，按表A．0．2取值；
K4——长径比。当P≤1．8MPa时，K4取3．0；1．8MPa＜P≤3．5MPa时，K4取4．0；P＞3．5MPa时，K4取5．0。
式中其他符号意义与本规范公式A．0．1中相同。
表A．0．2 气体空间占有的空间面积分率K2和高度分率K3的关系表
A．0．3 液滴在分离器中的沉降速度可按下列公式计算：
g——重力加速度，g＝9．81m／s2；
dL——液滴直径，取60×10-6m～100×10-6m；
ρL——液体的密度(kg／m³)；
ρG——气体在操作条件下的密度(kg／m³)；
f——阻力系数。用公式A．0．3-2计算f·(Re2)，再查本规范附录B得出f值。
μG——气体在操作条件下的黏度(Pa·s)。
A．0．4 分离器内通过丝网捕雾器的设计速度，宜取丝网最大允许速度的75％。气体通过丝网最大允许速度可按下式计算：
KSB——桑得斯-布朗(Souders-Brown)系数，KSB可按现行行业标准《油气分离器规范》SY／T 0515取值。
式中其他符号的意义与本规范公式A．0．3-1中相同。
附录B 液滴在气体中的阻力系数计算列线图
图B 液滴在气体中的阻力系数计算列线图
附录C 油气混输的压降计算公式
C．0．1 当采用杜克勒Ⅱ法时，水平管道油气混输的压降计算应符合下列规定：
1 油气混输管道的压降可按下式计算：
λm——混输阻力系数，见式C．0．1-2；
ρm——气液混合物的平均密度(kg／m³)，见式C．0．1-6；
vm——气液混合物平均流速(m／s)，见式C．0．1-7；
L——管道长度(km)；
d——管道内径(m)。
2 混输阻力系数可按下列公式计算：
图C．0．1-1 Φ-RL关系曲线 Rem——混输雷诺数；
μm——气液混合物的动力黏度(Pa·s)，见式C．0．1-4。
式中其他符号意义与式C．0．1-1中相同。
3 气液混合物的动力黏度可按下列公式计算：
RL——体积含液率；
qL——液相的体积流量(m³／s)；
qm——气液混合物的体积流量(m³／s)。
4 气液混合物的平均密度可按下式计算：
RL——体积含液率；
HL——截面含液率，即考虑气液相滑脱时的含液率，可根据RL和Rem查图C．0．1-2确定。
图C．0．1-2 RL-HL关系曲线
5 气液混合物的平均流速可按下式计算：
d——管道内径(m)。
C．0．2 当采用贝格斯-布里尔法时，油气混输的压降计算应符合下列规定：
1 油气混输管道的压降可按下式计算：
HL——截面含液率，无因次，其值可按流态(分离流、过渡流、间歇流和分散流)由计算确定，见本条第2款；
g——重力加速度，g＝9．81m／s2；
θ——管道倾角，度或弧度(流体上坡θ为正，下坡为负，水平管θ＝0)；
λm——混输摩阻系数，可根据无滑脱水力摩阻系数λo、含液率HL、无滑脱含液率RL，经计算确定，见本条第4款；
Gm——气液混合物质量流量(kg／s)；
vsg——气相折算流速(m／s)；
p——管道内介质的平均绝对压力(Pa)。
式中其他符号意义与公式C．0．1-1中相同。
2 截面含液率HL计算应符合下列规定：
1)水平管分离流、间歇流、分散流的截面含液率可按下式计算：
RL——体积含液率，见公式C．0．1-5；
Fr——弗劳德准数，见公式C．0．2-11；
a、b、c——系数，取决于流型，见表C．0．2-1。
表C．0．2-1 a、b、c与流型的关系
流型 | a | b | c |
分离流 | 0.980 | 0.4868 | 0.0868 |
间歇流 | 0.845 | 0.5351 | 0.0173 |
分散流 | 1.065 | 0.5824 | 0.0609 |
2)水平管过渡流的截面含液率HL(0)T可按下列公式计算：
L2、L3——按表C．0．2-3中所列计算式计算。
3)对于倾斜管截面含液率HL(θ)可按下列公式计算：
d、e、f、h——与流型有关的系数，应按表C．0．2-2选取；
vs1——液相折算速度(m／s)；
σ——液相表面张力(N／m)。
表C．0．2-2 与流型有关的其他系数
对于θ＝90°的垂直管路：
3 两相管路流型判别准则应按表C．0．2-3确定，弗劳德准数应按下式计算：
式中符号意义与公式C．0．1-1、公式C．0．2-2中相同。
表C．0．2-3 两相管路流型判别准则
4 两相流水力摩阻系数可按下列公式计算：
式中：λm——两相流管路的水力摩阻系数；λo——相同条件下两相均匀混合、相间无滑脱的水力摩阻系数。
对于水力光滑管，无滑脱时水力摩阻系数λo可由穆迪(Moody)图中查得，也可由下式计算：
附录D 埋地沥青绝缘集输油管道总传热系数K选用表
表D 埋地沥青绝缘集输油管道总传热系数K[W／(㎡·℃)]
注：表中所列总传热系数以钢管外表面为基准传热面。
附录E 埋地硬质聚氨酯泡沫塑料保温集输油管道总传热系数K选用表
表E 埋地硬质聚氨酯泡沫塑料保温集输油管道总传热系数K[W／（㎡·℃)]
注：表中所列总传热系数以钢管外表面为基准传热面。
附录F 集油管道伴热输送双管管组[(D2／D1)≤3]热力近似计算公式
F．0．1 集油管道伴热输送双管管组的总耗热量可按下式计算：
L——集油管道长度(m)；
K——保温壳内管道向外界的总传热系数(按钢管外表面作为基准传热面取值)[W／(㎡·℃)]；
D1——伴热管外径(m)；
D2——集油管外径(m)；
△t1——伴热管平均温度与外界温度之差(℃)；
△t2——集油管平均温度与外界温度之差(℃)；
qm——集油管设计流量(含水原油)(kg／s)；
C——原油(含水原油)比热容[J／(kg·℃)]；
△t——原油(含水原油)的温升(℃)。
F．0．2 当集油管长度小于原油升温所需要的热伴随长度时，在井口应设换热器。集油管路伴热输送保证升温的热伴随长度，可按下式计算(双管管组)：
△t′——伴热管与油管的对数平均温差(℃)。
式中其他符号意义与公式F．0．1中相同。
附录G 埋地沥青绝缘集气管道总传热系数K选用表
表G 埋地沥青绝缘集气管道总传热系数K[W／(㎡·℃)]
附录H 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距
表H 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距(m)
2 架空油气管道与立式罐之间的距离，是指立式罐与其圆周切线方向平行的管架、管墩及管道最突出部分的距离。
附录J 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物平行的最小间距
表J 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物平行的最小间距(m)
2 当管道埋深大于邻近建(构)筑物的基础埋深时，应采用土壤安息角校正表中所列数值。
3 当有可靠根据或措施时，可减小表中所列数值。
附录L 通信架空线路与其他设备或建(构)筑物的最小间距
表L 通信架空线路与其他设备或建(构)筑物的最小间距(m)
注：①供电线为被覆线时，光(电)缆也可以在供电线上方交越。
②两通信线交越时，一级线路应在二级线路上面通过，且交越角不得小于30°，广播线路为三级线路。
③通信线路与25kV交流电气铁道的馈电线不允许跨越，必要时应采用直埋电缆穿过。
④光(电)缆必须在上方交越时，跨越档两侧电杆及吊线安装应做加强保护装置。
附录M 站场内建筑物的通风方式及换气次数
表M 站场内建筑物的通风方式及换气次数
2 计算通风量时，房间高度大于6m时应按6m计算，事故通风应按房间实际高度计算。
3 括号内的换气次数为含硫的数据。
4 对于同时散发有害气体和余热的建筑物，室内的全面通风量应按消除有害气体或余热中所需的最大空气量计算。当建筑物内散发的有害气体或余热量不能确定时，通风量可按表中的换气次数计算。
5 当采用联合通风方式时，自然通风的换气次数取3次／h～6次／h，机械排风按全部换气次数计算。
本规范用词说明
1 为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
1)表示很严格，非这样做不可的：
正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”；
2)表示严格，在正常情况下均应这样做的：
正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”；
3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的：
正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；
4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。
2 条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合……的规定”或“应按……执行”。
引用标准名录
《混凝土结构设计规范》GB 50010
《建筑抗震设计规范》GB 50011
《室外排水设计规范》GB 50014
《建筑设计防火规范》GB 50016
《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB 50019
《动力机器基础设计规范》GB 50040
《锅炉房设计规范》GB 50041
《供配电系统设计规范》GB 50052
《建筑物防雷设计规范》GB 50057
《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058
《工业企业噪声控制设计规范》GB／T 50087
《工业电视系统工程设计规范》GB 50115
《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183
《工业企业总平面设计规范》GB 50187
《构筑物抗震设计规范》GB 50191
《有线电视系统工程技术规范》GB 50200
《建筑工程抗震设防分类标准》GB 50223
《输气管道工程设计规范》GB 50251
《输油管道工程设计规范》GB 50253
《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB 50264
《综合布线系统工程设计规范》GB 50311
《消防通信指挥系统设计规范》GB 50313
《工业金属管道设计规范》GB 50316
《建筑物电子信息系统防雷技术规范》GB 50343
《储罐区防火堤设计规范》GB 50351
《通信管道与通道工程设计规范》GB 50373
《视频安防监控系统工程设计规范》GB 50395
《油气输送管道穿越工程设计规范》GB 50423
《油田采出水处理设计规范》GB 50428
《油气输送管道跨越工程设计规范》GB 50459
《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB 50470
《钢制储罐地基基础设计规范》GB 50473
《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB 50493
《用户电话交换系统工程设计规范》GB／T 50622
《石油化工安全仪表系统设计规范》GB／T 50770
《油气田及管道工程计算机控制系统设计规范》GB／T 50823
《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB／T 50892
《压力容器》GB 150．1～GB 150．4
《锅炉和压力容器用钢板》GB 713
《工业锅炉水质》GB／T 1576
《低温压力容器用钢板》GB 3531
《石油液体手工取样法》GB／T 4756
《高压锅炉用无缝钢管》GB 5310
《高压化肥设备用无缝钢管》GB 6479
《输送流体用无缝钢管》GB／T 8163
《污水综合排放标准》GB 8978
《稳定轻烃》GB 9053
《原油动态计量 一般原则》GB／T 9109．1
《石油和液体石油产品动态计量 第2部分：流量计安装技术要求》GB／T 9109．2
《石油和液体石油产品动态计量 第3部分：体积管安装技术要求》GB／T 9109．3
《石油和液体石油产品油量计算 动态计量》GB／T 9109．5
《石油天然气工业 管线输送系统用钢管》GB／T 9711
《液化石油气》GB 11174
《离心泵 效率》GB／T 13007
《天然气》GB 17820
《液态烃体积测量 容积式流量计计量系统》GB／T 17288
《液态烃体积测量 涡轮流量计计量系统》GB／T 17289
《天然气计量系统技术要求》GB／T 18603
《用气体超声流量计测量天然气流量》GB／T 18604
《用气体涡轮流量计测量天然气流量》GB／T 21391
《相变加热炉》GB／T 21435
《用标准孔板流量计测量天然气流量》GB／T 21446
《钢制管道外腐蚀控制规范》GB／T 21447
《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB／T 21448
《钢制管道内腐蚀控制规范》GB／T 23258
《石油及天然气工业用集成撬装往复压缩机》GB／T 25359
《石油液体管线自动取样法》GB／T 27867
《工业企业设计卫生标准》GBZ 1
《厂矿道路设计规范》GBJ 22
《天然气净化厂设计规范》SY／T 0011
《油气田和管道工程建筑设计规范》SY／T 0021
《油气田变配电设计规范》SY／T 0033
《油气田地面管线和设备涂色规范》SY／T 0043
《原油电脱水设计规范》SY／T 0045
《石油天然气工程总图设计规范》SY／T 0048
《油田地面工程建设规划设计规范》SY／T 0049
《原油稳定设计规范》SY／T 0069
《天然气脱水设计规范》SY／T 0076
《天然气凝液回收设计规范》SY／T 0077
《原油热化学沉降脱水设计规范》SY／T 0081
《油气厂、站、库给水排水设计规范》SY／T 0089
《滩海石油工程仪表与自动控制技术规范》SY／T 0310
《盐渍土地区建筑规范》SY／T 0317
《石油储罐附件 第1部分：呼吸阀》SY／T 0511．1
《石油储罐附件 第2部分：液压安全阀》SY／T 0511．2
《油气分离器规范》SY／T 0515
《绝缘接头与绝缘法兰技术规范》SY／T 0516
《管式加热炉规范》SY／T 0538
《石油工业用加热炉型式与基本参数》SY／T 0540
《滩海石油工程电气技术规范》SY／T 4089
《滩海斜坡式砂石人工岛结构设计与施工技术规范》SY／T 4097 《油气输送用钢制感应加热弯管》SY／T 5257
《火筒式加热炉规范》SY／T 5262
《原油天然气和稳定轻烃交接计量站计量器具配备规范》SY／T 5398
《油田地面工程设计节能技术规范》SY／T 6420
《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全规范》SY 6503
《用旋进旋涡流量计测量天然气流量》SY／T 6658
《用科里奥利质量流量计测量天然气流量》SY／T 6659
《用旋转容积式气体流量计测量天然气流量》SY／T 6660
《石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐作法》SY／T 6671
《用科里奥利流量计测量液态烃流量》SY／T 6682
《出矿原油技术条件》SY 7513
《石油化工塔型设备基础设计规范》SH／T 3030
《石油化工球罐基础设计规范》SH／T 3062
《石油化工钢筋混凝土冷换框架设计规范》SH／T 3067
《石油化工钢储罐地基与基础设计规范》SH／T 3068
《石油化工钢储罐地基处理技术规范》SH／T 3083
《石油化工液体物料铁路装卸车设施设计规范》SH／T 3107
《石油化工仪表及管道伴热和绝热设计规范》SH／T 3126
《钢制管法兰、垫片、紧固件》HG／T 20592～20635
《化工、石油化工管架、管墩设计规定》HG／T 20670
《液体装卸臂工程技术要求》HG／T 21608
《以太网交换机技术要求》YD／T 1099
《基于软交换的综合接入设备技术要求》YD／T 1385
《软交换设备总体技术要求》YD／T 1434
《以太网交换机设备安全技术要求》YD／T 1627
《具有路由功能的以太网交换机设备安全技术要求》YD／T 1629
《SDH本地网光缆传输工程设计规范》YD／T 5024
《通信电源设备安装工程设计规范》YD／T 5040
《同步数字体系(SDH)光纤传输系统工程设计规范》YD 5095
《通信局(站)防雷与接地工程设计规范》YD 5098
《通信线路工程设计规范》YD 5102
《基于SDH的多业务传送节点(MSTP)本地网光缆传输工程设计规范》YD／T 5119
《承压设备用碳素钢和合金钢锻件》NB／T 47008
《低温承压设备用低合金钢锻件》NB／T 47009
《承压设备用不锈钢和耐热钢锻件》NB／T 47010
《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004
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