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目 录

第一章 总则 第二章 项目构成 第三章 建设规模的确定 第四章 工艺与装备 第五章 建筑与建设用地 第六章 主要技术经济指标 附加说明

第一章 总则

第一条为加强油田油气集输工程项目决策和建设的科学管理，合理确定建设水平，正确掌握建设标准，推动技术进步，提高投资效益，制订本建设标准。

第二条本建设标准是编制、评估、审批油田开发建设可行性研究报告中油气集输工程部分的重要依据，也是有关部门审查该工程项目初步设计和监督检查整个建设过程建设标准的尺度。

第三条本建设标准适用于陆上一般地区新建油田从采油井口起，将采出的油、气、水等井产物加以汇集、处理、储存和矿场内输送的油气集输工程。老油田调整改造和海滩、沙漠中新油田的油气集输工程可参照执行。

第四条油气集输工程建设必须贯彻艰苦奋斗、勤俭建国的方针和土地管理、矿产资源、环境保护等国家有关的政策，坚持技术先进、经济合理、安全适用、确保质量、节能降耗的原则，综合利用资源，注重投资效益。

第五条油气集输工程建设必须根据油田地质勘探成果、油气物性、油田地质开发设计、采油工艺设计、油田所处自然环境和地方经济发展水平等条件，坚持地面适应地下，地面地下相结合，达到总体优化，按照国家确定的油气产品的销售对象和运输方式的要求，全面规划，分期实施。

第六条油气集输工程建设，除执行本建设标准外，尚应符合国家现行的有关标准和定额、指标。

第二章项目构成

第七条新建油田的油气集输工程，一般由采油井、计量站、接转站、油气集中处理站、矿场原油库和油气集输管线构成。

第八条采油井由井口装置及相应的采油设备构成。 第九条计量站由分离、计量及加热设施构成。

第十条接转站由分离缓冲、输油、加热及控制仪表设施构成。

第十一条油气集中处理站由油气分离、缓冲设施，原油脱水、加热、稳定设施，天然气脱水、轻油回收设施，原油储存、油气计量、输送、控制中心及其他辅助设施构成。本建设标准不包括含油污水处理、注水、３５ｋＶ以上变电三部分工程内容。

第十二条矿场油库由原油储存、输油、加热、计量及其他辅助设施构成。

第十三条油气集输工程建设，可根据需要组合成多种功能和不同规模的各种站库。 第十四条油气集输管线包括出油管线、集油管线、集气管线、输油管线、输气管线。

第三章建设规模的确定

第十五条油气集输工程的建设规模，应按油田地质开发设计的最大产能确定。其建设的集输能力，应按油田产液量预测经综合分析比较分步确定实施；第一期工程适应期应与油田地质调整改造期相协调一致，宜为５～１０ａ。

第十六条计量站应设在所辖采油井组的适中位置。计量站管辖采油井数宜为８～１６口。

第十七条站场的建设规模，应根据单井原油日产量、生产总井数、油田开井率或年生产天数确定。 第十八条采油井的集油距离大于５ｋｍ时，宜设接转站，其转输的液量不应大于７０００／ｄ。当接转站所辖的最远采油井，距集中处理站（或脱水转油站）的距离大于１０ｋｍ时，该接转站可设事故储油罐，其储液量应按４ｈ的转输液量计。

第十九条新油田应控制集中处理站的设置数量。对于产能小于３００×ｔ／ａ且油田面积不超过５０ｋ时，宜建一座集中处理站。若油田内各个储油构造相互距离较远，需分散建设集中处理站时，每座站的规模不宜小于３０×小于

ｔ／ａ。

第二十条油气混输管线的管径应按地质开发设计提供的最大产液量和产气量计算，油井出油管线的管径不应４０，输油输气管线的管径应按输油、输气量的１．２倍计算。

第二十一条油田原油储罐总容量的储备能力（不包括各类站场的作业罐），以管线外输原油为主的油田，宜为３～５ｄ；以铁路外运原油为主的油田，宜为５～７ｄ。

第四章工艺与装备

第一节集输流程

第二十二条油气集输工程应采用先进成熟的工艺技术和密闭流程，有条件时应采用不加热输送，宜两级布站，采油井口压力应满足第一级油气分离器合理的压力要求。

第二十三条根据加热保温方式的不同，油气集输基本流程为以下四种：井口不加热单管流程、井口加热单管流程、井口掺水双管流程、井口热水伴热三管流程。

第二十四条油气集输工程建设，应根据轻质原油、中质原油、重质原油和稠油的不同类型及油田所处地理条件、自然环境、单井原油日产量、油气比等，选定一种适应本油田特点的油气集输流程。

第二十五条凝点低于集输系统环境温度的轻质原油或井口出油温度高于集输系统要求的中质原油，且生产气油比大于３０／ｔ的油田，油气集输系统宜选用井口不加热单管流程。

第二十六条凝点高于油气集输系统环境温度的轻质原油或中质原油，单井原油产量大于１０ｔ／ｄ，生产气油比大于３０／ｔ，且采油井能连续生产的油田，油气集输系统宜选用井口水套炉加热单管流程。

第二十七条高含蜡量、高凝点、高粘度的中质原油、重质原油，且单井原油日产量不高的油田，油气集输系统宜采用井口掺水双管流程。对于稠油，当有条件时，也可采用井口掺轻质油的双管流程。

第二十八条凝点高于集输系统环境温度的轻质原油、中质原油，单井原油产量小于１０ｔ／ｄ，且生产气油比小于３０／ｔ的油田，油气集输系统宜选用井口热水伴热三管流程。

第二十九条采油井口压力不能满足集输系统总压降的要求时，油气集输系统宜增设接转站。

第三十条接转站宜采用密闭流程，事故停电时依靠采油井口压力自压越站。单管流程接转站，宜用于井口加热或不加热的单管流程；双管流程接转站，宜用于井口掺液双管流程，掺入介质根据工艺需要确定；三管流程接转站，宜用于井口热水伴热三管流程。

第二节油气处理站与矿场油库工艺流程

第三十一条油田建设应配套建设原油稳定、轻油回收等油气处理设施。原油稳定和轻油回收工艺应力求简单适用，经济合理。宜采用负压闪蒸分离原油稳定工艺和压缩与浅冷处理轻油回收工艺。

第三十二条原油稳定和轻油回收装置所需动力及热源应综合利用，充分利用上游装置的位能和压力能，宜采用“一热多用”技术，提高能量的利用率。

第三十三条油气集中处理站可根据油气分离、原油脱水、原油稳定、天然气脱水、轻油回收、原油储存、计量与输送等不同工艺过程的需要建设不同功能的处理站。

第三十四条油气分离及原油脱水工艺流程的一般形式宜为：原油自油气分离器经沉降脱水，加热后再进入电脱水器。

第三十五条负压闪蒸分离工艺流程的一般形式宜为：含水合格的原油经泵送入负压闪蒸塔，自塔顶经负压压缩机抽出的富气送至轻油回收装置，自塔底经泵抽出的稳定原油送至原油储罐。

第三十六条甘醇吸收天然气脱水工艺流程的一般形式宜为：甘醇的贫液在吸收塔中与天然气对流接触，吸收天然气中的水分，甘醇富液经换热、闪蒸、过滤后，在再生塔中脱水冷却后循环重复使用。

第三十七条压缩与浅冷处理天然气工艺流程的一般形式宜为：将低压富气用压缩机增压至１．０～２．０ＭＰａ，与外加冷源换热至－２０～－３０℃，在低温分离器中使天然气凝液（轻油）与天然气分离，轻油经脱乙烷塔再进入稳定塔，自稳定塔顶分出液化石油气，自塔底分出稳定轻油。

第三十八条管道输送矿场原油库工艺流程的一般形式宜为：稳定原油进入储油罐，经输油泵增压，再经计量和加热后外输至用户。

第三节装备

第三十九条油气集输工程应立足国内采用适用的先进技术装备。当需要引进国外的先进技术装备时，应进行单独的技术经济论证。

第四十条站库内的储油罐应采用钢质储罐。单个储油罐的容量小于１００００

时，宜采用固定顶油罐；单

个储油罐的容量大于或等于１００００时，宜采用浮顶油罐。

第四十一条各类站库原油加热炉的设置台数宜为１～３台，不得设备用；加热炉按设计热效率不低于８５％选用。

第四十二条输油泵应按高效率工作区运行选用：排量大于８０

／ｈ的油泵，泵效应大于７５％；排量小于

或等于８０／ｈ的油泵，泵效应大于６５％。同时运行的泵不宜超过３台，设备用泵１台。

第四十三条原动机选型应结合所在地区能源供给情况和国家的能源政策综合考虑。当有可供利用的电源时，应选用电动机；当无可供利用的电源时，可选用内燃机或燃气轮机，宜采用热电、热动力联供系统，提高能源综合利用水平。需要原动机调速时，可选用变频调速或机械调速。

第四十四条油气集输工程自动化水平应根据油田所在地区的具体情况确定。一般地区的油田，油气集输系统的井、站、库宜采用就地集中控制方式；对于人烟稀少、环境条件恶劣地区的油田，应采用井、站、库分区域的集中控制。

第五章建筑与建设用地

第四十五条油气集输工程建筑标准应贯彻安全生产和节约用地的原则，根据站场的建设规模，所处地区环境条件确定。

第四十六条井、站、库的生产厂房，应采用砖混结构或预制大板结构。建筑抗震宜比国家规定设防烈度高一度。对于大功率机泵还应考虑减振、隔音和消声的措施。大型站场的值班、化验、库房及维修等辅助设施建筑面积之和不应大于３００。

第四十七条油气集输系统埋地敷设钢质油气管道的防腐绝缘，应采用石油沥青防腐绝缘涂层，严格控制硬质聚氨酯泡沫塑料保温和聚乙烯防水结构的采用；地上设置的钢质油气管道和容器，应采用常规材料保温。

第四十八条各类井、站、库的永久占地应严格控制，站库内的生产管理及生产辅助设施，宜合理联合建设。中小型油气站场的土地利用系数应为４５％～５０％；大型油气站场的土地利用系数应为６０％～６５％。

第四十九条采油井场建设用地，包括井场固定设施用地及油井作业场地。井深小于或等于３０００ｍ的井，其建设用地不应大于１２００，井深大于３０００ｍ的井，其建设用地不应大于１６００

。

第五十条计量站的建设用地包括计量间、水套炉及辅助设施的占地，其建设用地指标不应大于表１的规定。 第五十一条接转站的建设用地包括分离缓冲罐、加热炉、输油泵房、事故罐、天然气干燥器及公用和辅助设施的占地，其建设用地指标不应大于表２的规定。