SY／T 0605-2016 标准规范下载简介

SY／T 0605-2016 凝析气田地面工程设计规范（附条文说明）简介：

"SY/T 0605-2016 凝析气田地面工程设计规范"是中国石油天然气行业的一项设计规范，由国家能源局发布，适用于凝析气田的地面工程设计。该规范的主要目的是为凝析气田的开发提供一套科学、合理、安全、经济的设计标准和方法，以确保工程的安全、稳定、高效运行，同时保护环境和资源。

规范内容主要包括以下几个方面：

1. 总则：规定了规范的适用范围、设计原则和依据。 2. 术语和定义：给出了在凝析气田地面工程设计中常用的术语和定义。 3. 设计基础：规定了工程设计所需的基础资料和技术参数的确定方法。 4. 工程设计：详细规定了凝析气田的采气站、集气管网、天然气处理厂、凝析油处理厂、注气站、储气库、硫黄回收装置、火炬系统、电气及仪表系统、消防系统、给排水系统、道路和建筑物等的设计要求。 5. 安全环保：明确了在设计过程中应考虑的安全和环保措施。 6. 施工与验收：制定了施工和验收的规范。

该规范的附条文说明是对规范正文的解释和补充，有助于理解和应用规范。

总之，"SY/T 0605-2016 凝析气田地面工程设计规范"是凝析气田地面工程设计的重要依据，对于保证工程质量和安全，推动行业的标准化、规范化发展具有重要意义。

SY／T 0605-2016 凝析气田地面工程设计规范（附条文说明）部分内容预览：

式中Q一气体处理量（m/s）； u—一气体通过丝网的设计速度（m/s）。 气体通过丝网捕雾器的设计速度U，宜取气体通过丝网最大 允许速度的0.5～0.8倍。气体通过丝网最大允许速度可按下列 公式计算：

表 5. 1.1桑得斯一布朗系数 Ksn取值

5.1.6重力分离器的设计和选择应符合现行行业标准《油气分 离器规范》SY/T0515的有关规定。 5.1.7断塞流捕集器和清管装置应根据集输管线的断塞流长度 和滞液量设置。

5.1.8凝析油脱水应与油气分离相结合，并根据凝析油性质 含水率、乳化程度等因素T∕CHTS 10004-2018 公路高模量沥青路面施工技术指南，通过试验和经济对比确定凝析油脱 工艺，脱水凝析油的含水量（质量分数）不应大于0.5%

设计规范》SY/T0069的要求。稳定凝析油在最高储存温度下 的饱和蒸气压的设计值不宜超过当地大气压的0.7倍

析油饱和蒸气压的测试方法应按现行国家标准《原油蒸气压的 定膨胀法》GB/T11059中的规定执行

5.2.7凝析油稳定工艺方法宜采用多级闪蒸与分馏稳定相结合

5.3.1天然气处理应满足开发方案、下游用户对气质和产品的 要求，处理装置宜集中布置，并宜与凝析油处理装置统一设置。 5.3.2天然气处理装置的设计能力应按配产配注方案，动态确 定处理装置的规模。装置允许的进料波动范围宜取60%～120%。 5.3.3天然气处理工艺计算应选择具有代表性的组成作为依据， 并适应凝析气田开发过程中天然气组成变化趋势。

要求，处理装置宜集中布置，并宜与凝析油处理装置统一设置。

5.3.4天然气脱水工艺应根据天然气处理量、组成、

度、含水量、处理深度、脱水后露点以及场地条件等因素 确定。

5.3. 5天然气脱水深度应符合下列规定:

1对于外输或回注的天然气，在输送压力下水露点应比管 外环境最低温度低5℃。 2对于轻烃回收装置，操作条件下的水露点应比装置中最 低气体冷冻温度低5℃。 5.3.6当采用水合物抑制剂防止水合物生成时，其注人量应保 证在操作条件下的水合物形成温度比最低操作温度低2℃～3℃。 5.3.7天然气处理工艺方法应根据天然气处理量、组成、压力 产品收率等因素，经技术经济比较后确定。

1对于外输或回注的天然气，在输送压力下水露点应比管 外环境最低温度低5℃。 2对于轻烃回收装置，操作条件下的水露点应比装置中最 低气体冷冻温度低5℃。

3.8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》GB17820的规 定，进入输气管线的天然气应符合现行国家标准《输气管道工程 设计规范》GB50251的规定。 2液化石油气应符合现行国家标准《液化石油气》GB 11174的规定。 3稳定轻烃应符合现行国家标准《稳定轻烃》GB9053的 规定。

5.3.9天然气中H,S，CO,及总硫的含量不符合要习

5.3.9天然气中H2S，CO2及总硫的含量不付合安求时， 现行行业标准《天然气净化厂设计规范》SY/T0011的规定进 行处理

5.3.10天然气处理装置的设计应符合现行行业标准《天然气资

液回收设计规范》SY/T0077和《天然气脱水设计规范》SY/ 0076的规定

6.1.1外输的天然气质量指标应符合现行国家标准《天然气》 GB17820的规定。 6.1.2天然气外输管道工程应符合现行国家标准《输气管道工 程设计规范》GB50251的规定。

5.2.1稳定凝析油储存应符合下列规定： 1稳定凝析油储存宜采用浮顶罐，储罐个数不宜少于2个。 宜设置单独的拱顶凝析油事故油罐，且事故油罐的容量不宜小于 稳定凝析油一天的产量。 2储罐的充装系数宜取0.9。 3储存天数应符合下列规定： 1）管线输送：凝析油储存天数宜为3d5d。 2）铁路运输：应根据运输距离、地理位置、凝析油产 量及其在铁路运输中所处的地位等因素综合确定。 3）公路运输：储存天数宜为5d～7d。 4罐体宜采取保温措施。 5若凝析油凝点低于当地最冷月平均气温不足5℃时，储 灌宜设置加热盘管或热油循环方式加热。 6采用加热盘管或热油循环方式加热时，油罐内油品加热 呆温的热负荷宜按油罐对外散热量确定，油罐散热流量可按下列 公式计算。

式中一油罐散热流量（W）； A，，A2，A3一油罐罐壁、罐底和罐顶的表面积（m K，K,，K,一油罐罐壁、罐底和罐顶的总传热

A，，A2，A3—一油罐罐壁、罐底和罐顶的表面积（m²）； K1，K2，K3一油罐罐壁、罐底和罐顶的总传热系数 LW/(m².℃)]; tav一罐内油品平均温度（℃）； tamb一罐外环境温度（取最冷月平均温度）（℃）。 6.2.2稳定凝析油装卸应符合现行国家标准《油气集输设计规 范》GB50350中的有关规定。 6.2.3稳定凝析油输送应符合现行国家标准《输油管道工程设 计规范》GB50253中的有关规定。

[W/ (m².. ℃)];

6.3.1稳定轻烃储存应符合下

[W/ (m². ℃)l;

W/ (m². ℃)l

12号稳定轻烃常压储存时，应选用内浮项钢罐；1号稳定 轻烃储罐应选用钢制压力球型罐或卧式罐。 2每个产品储罐个数不宜少于2个。当储存装置与生产装 置不在同一地点时，宜设置单独的储罐，其容量不宜小于轻烃产 品一天的产量。 3稳定轻烃的储存天数应符合下列规定： 1）管道输送：储存天数宜为3d～5d。 2）铁路运输：储存天数宜为10d～15d。 3）公路运输：储存天数宜为5d～7d。 4稳定轻烃的日储量，应为装置年开工天数的平均日产量， 51号稳定轻烃进人储罐的温度不应超过40℃，2号稳定 轻烃进入储罐的温度不应超过38℃。 6稳定轻烃储罐宜设置切水装置，污水应密闭排至指定地 点，并采取防冻保温措施。 7稳定轻烃储运设施的设计除满足1～6项要求外，还应符

合现行国家标准《油气集输设计规范》GB50350中的有关规定 6.3.2稳定轻烃输送应符合现行国家标准《油气集输设计规范 GB50350中的有关规定

合现行国家标准《油气集输设计规范》GB50350中的

6.4.1常温压力液化石油气储存应符合下列规定：

1大于100m3的液化石油气宜采用球型储罐，小于100m 液化石油气宜采用卧式储罐。液化石油气储罐的充装系数宜 取 0. 9。 2液化石油气储罐个数不宜少于2个。当储存装置与生产 装置不在同一地点时，宜设置单独的不合格储罐，其容量不宜小 于液化石油气产品一天的产量。 3液化石油气的储存天数应符合下列规定： 1）管道输送：储存天数宜为3d～5d。 2）铁路运输：储存天数宜为10d～15d。 3）公路运输：储存天数宜为5d～7d。 4液化石油气的日产量应为装置年开工天数的平均日产量。 5液化石油气储罐的设计压力应根据液化石油气的蒸气压 确定。液化石油气在50℃的饱和蒸气压值加上0.18MPa若大于 1.77MPa时，应取实际值；若小于1.77MPa，储罐设计压力应 取1.77MPa。 6进人液化石油气储罐的温度不应高于40℃。 7储罐本体及附件的材料选择和设计应符合现行行业标准 《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004的规定和现行 国家标准《压力容器》GB150.1～150.4的规定。 8液化石油气储罐应设置压力、温度和液位检测以及高液 位报警装置。 9液化石油气储罐应采取防止液化烃泄漏的注水措施。 10大于或等于50m的液化石油气储罐的进出口管线上应 设置远程操纵阀或自动关闭阀，液相进口管道应设置止回阀

11液化石油气储罐宜采用有防冻措施的二次脱水系统，污 水应收集后集中处理。 12液化石油气储运系统阀门及管路附件的设计压力应大于 或等于2.5MPa，阀门应选用液化石油气专用阀门，管路及附件 上的所有密封垫应选用金属缠绕垫片。 13液化石油气储罐的安全泄放系统，应符合现行国家标准 《石油天然气工程设计防火规范》GB50183中的有关规定。

1用于装卸液化石油气的压缩机组设置台数不宜少于2台； 进口应设置过滤器，出口应设置止回阀和安全阀，进出口之间应 没置旁通阀。 2液化石油气装车鹤管液相管道应设紧急切断阀，气相管 道应设置阻火器。 3液化石油气装车鹤管应具有防止装卸用管拉脱的联锁保 护装置。 4软管的最低工作压力不应低于2.4MPa，应选用金属丝 加强或不锈钢材料的液化石油气装卸软管。 5装上软管接头以后，软管组合件的设计压力不应低 于4.8MPa。 6液化石油气的装卸设施除符合1～5项规定外，还应符合 现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183中的 有关规定。

7.1.1液体应按质量计量；天然气应按标准参比条件（20℃， 101.325kPa）的体积计量。 7.1.2单井计量点的设置应结合集输流程和总体布局，按照适 当集中、方便管理、经济合理的原则进行布置。 7.1.3产品的一级计量应建在凝析气田所属外输管线的末端。 7.1.4进出凝析气处理装置的水、蒸气、燃料气等物料宜设置 计量装置。 7.1.5一条内部集输管线只应在一端安装计量仪表

7.2.1凝析油输量计量应符合表7.2.1的规定。

7.2.1凝析油输量计量应符合表 7.2. 1 的规定

7.2输量计量分级及准确度

表7.2.1计量系统和流量计的准确度等级

7.2.2天然气输量计量应符合下列规定：

1一级计量为外输干气的交接计量，一级计量系统准确度 可根据天然气的输量范围不低于表7.2.2的规定。 2二级计量为内部干气的生产计量，计量系统准确度应在 ±5%以内。 3三级计量为内部湿气的生产计量，计量系统准确度应在

JC／T 2340-2015标准下载表 7.2. 2一级计量系统的准确度等级

.2.3天然气一级计量系统配套仪表的准确度应符合表7.2.3 内规定。天然气二、三级计量系统配套仪表的准确度，可分别按 7.2.3的规定确定B级和C级。

表7.2.3计量系统配套仪表准确度

CJ∕T 416-2012 城市轨道交通车辆防火要求7.2.4稳定轻烃计量应符合下死

1一级计量为凝析气田外输稳定轻烃的交接计量，计量系 统准确度应在±0.5%以内。 2二级计量为凝析气田内部稳定轻烃的生产计量，计量系 统准确度应在±1%以内。

7.2.6计量仪表和辅助设施的设置按国家现行标准《