GB 503492015 气田集输设计规范格式已调.docx

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1、中华人民共和国国家标准气田集输设计规范GB 50349-2015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施行日期：2016年8月1日中华人民共和国住房和城乡建设部公告第988号住房城乡建设部关于发布国家标准气田集输设计规范的公告现批准气田集输设计规范为国家标准，编号为GB 50349-2015,自 2016 年 8 月 1 日起实施。其中，第 4. 7. 1、4. 7. 2、4. 7. 12、9. 1. 6、10. 2. 2 条为强制性条文，必须严格执行。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

2、根据住房和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20125号）的要求，规范编制组经广泛调查研究，认真总结多年的气田集输 工程设计经验，吸收近年来全国各气田集输工程技术研究成果和生产管理经验，参考国 内、国外相关标准，并在广泛征求意见的基础上，制订本规范。本规范是由油气集输设计规范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而制订的，本规范只针对气田集输的内容进行编制。本规范共分11章和11个附录，主要内容包括：总则、术语、基本规定、集气工艺、 处理工艺、气田水转输与处理、集输管道、防腐与绝热、仪表与自动控制、站场总图、 公用工程及配

3、套设施等。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。本规范由住房和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，由中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司负责具 体技术内容的解释。执行过程中如有意见和建议，请寄送中国石油集团工程设计有限责 任公司西南分公司（地址：四川省成都市高新区升华路6号CPE大厦,邮政编码：610041）。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：中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司参编单位：大庆油田工程有限公司中油辽河工程有限公司西安长庆科技工程有限责任公司主要起草人：汤晓勇边云燕余洋马艳琳肖

4、秋涛何蓉云毛敏罗张东李天雷 刘海禄黄永忠杨成贵唐林雷莹薛文奇杨成刚陈雨晖李延春刘文伟刘子兵李 桂杰李爽高海明吴知谦主要审查人：章申远张效羽杨莉娜邹应勇范永昭李静陈雪松葛劲风石少敏 于林李延金赵莉许治寿王小林.o. 1为在气田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，以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本规范适用于陆上气田、滩海陆采气田和海上气田陆岸终端集输工程设计。1.0.3气田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. 0. 1 气田集输 gas gat

5、hering and transportation在气田内，将气井采出的井产物汇集、处理和输送的全过程。2. 0. 2 滩海陆采气田 shallow water coastal gas field距岸较近、有路堤与岸边相连，并采用陆地气田开发方式的滩海气田。2. 0. 3 凝析气田 condensate gas field井产物在地层中高温高压条件下呈单一气相状态，当压力下降到露点线以下时，会 出现反凝析现象，这种类型的气田称为凝析气田。2. 0. 4 低渗透气田 IoW-Penneability gas field依据储层物性划分，储层有效渗透率为0. lmD5mD的气田。2. 0. 5 井

6、产物 well stream从生产井产出的液态、气态、固态的烽和非烽混合物。2. 0. 6 原料气 raw natural gas从生产井采出未经处理的天然气。2. 0. 7含硫酸性天然气sour gas硫化氢分压大于或等于0. 0003MPa(绝)的含有水和硫化氢的天然气。2. 0. 8天然气水合物gas hydrates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. 9 气田水 produced water气田中分离出来的地层水及相应天然气厂、站、库排出的生产污水。2. 0. 10 天然气凝液 natural gas liq

7、uid从天然气中回收的且未经稳定处理的液态烧类混合物的总称。一般包括乙烷、液化 石油气和稳定轻烧成分，也称为混合轻嫌。2. 0. 11 净化天然气 purified natural gas经脱除硫化氢、二氧化碳、水分、液燃或其他有害杂质后符合产品标准的天然气。2. 0. 12 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C3、C4及其混和物。2. O. 13 稳定轻烽 natural gasoline从天然气凝液中提取的，以戊烷及更重的煌类为主要成分的液态石油产品，其终沸 点不高于190,在规定的蒸气压下，允许含有少量丁烷，也称

8、天然汽油。2. 0. 14 站场 station各种功能站的总称，包括其占有的场地、设施等。2. 0. 15 井场 well site气、油、水井生产设施的场所。2. 0. 16 集气站 gas gathering station对气田产天然气进行收集、调压、分离、计量等作业的站。2. 0. 17 增压站 compressor station用压缩机对天然气增压的站。2. 0. 18 气田污水处理站 gas field sewage treatment station对气田污水进行收集和净化（或综合利用）的站场。2. 0. 19 气田水转输站 gas water transfer statio

9、n气田水输送系统中，把气田水集中在一起进行转运的站场。2. 0. 20 采气管道 flow line自井口装置节流阀至一级气液分离器的天然气输送管道。2. 0. 21 集气管道 gathering line气田内部自一级气液分离器至天然气处理厂/净化厂之间的天然气输送管道。2. 0. 22 线路截断阀（室）pipeline block valve在天然气输送管道沿线设置的用于将管道分段的阀门及其配套设施的总称。2. 0. 23 设计压力 design pressure在相应设计温度下，用以确定容器或管道计算壁厚及其元件尺寸的压力值。该压力 为容器或管道的内部压力时，称设计内压力；为外部压力时，

10、称设计外压力。2. 0. 24 操作压力 operating pressure在稳定操作条件下，一个系统内介质的压力。2. 0. 25 最大操作压力 maximum operating pressure （MOP）在正常操作条件下，管道系统中最大实际操作压力。2. 0. 26 井下节流 downhole choke将节流气嘴安装于井下油管内，实现井筒内节流降压的一种工艺措施。2. O. 27 常温分离 ambient temperature separation天然气在水合物形成温度以上进行气液分离的过程。2. 0. 28 低温分离 low temperature separation天然气在

11、水合物形成温度以下进行气液分离的过程。2. 0. 29 湿气输送 wet gas transportation没有经过脱水处理的含有游离水的天然气输送工艺。2. 0. 30 干气输送 dry gas transportation指经过脱水处理后，在整个输送过程中天然气温度始终保持在水露点之上状态的输 送工艺。2. 0. 31 气液混输 gas-liquid mixed flow将天然气及所携带的油、水等液体在同一管道中输送的方式。2. 0. 32 气液分输 single phase flow天然气分离后产生的气体、液体分别采用不同管道进行输送的方式。2. 0. 33 天然气处理 gas pro

12、cessing plant, natural gas treatment对天然气进行脱硫、脱二氧化碳、产品分储、硫磺回收、尾气处理、烧水露点控制、 凝液回收、凝析油稳定的工艺过程。2. 0. 34 天然气脱水 natural gas dehydration采用吸附、吸收或制冷等方法，脱除天然气中的水蒸气，使其水露点符合规定的过 程。2. 0. 35 清管设施 pigging facility为清除管内凝聚物和沉积物或进行在线检测的全套设备。其中包括清管器、清管器 收发装置、清管指示器及清管器跟踪器等。2. 0. 36段塞流捕集器slug catcher用于捕集多相流管道流出的液塞，为来液量波动

13、提供缓冲容积，并为下游处理设备 提供稳定的气体和液体流量的气液分离设备。2. 0. 37 橇装设备 skid-mounted equipment在工厂将设备、管线、控制仪表及电气系统等集合在一个共同的底座上的装置。2. 0. 38 紧急截断系统 emergency shutdown system在不可恢复事故发生前能够迅速安全有效地关闭全厂（站）或独立单元的一种系统。2. 0. 39 紧急放空系统 emergency b 1 owdown system在不可恢复事故发生前能够安全有效地将全厂（站）或独立单元的可燃气体迅速泄 放的系统。2. 0. 40 管道组成件 pipe assembly弯头

14、、弯管、三通、异径接头等管道连接件和法兰、阀门及其组合件、绝缘法兰、 绝缘接头、清管器收发筒、汇管等管道专用部件的统称。3基本规定3. 0.1气田集输工程设计应按照批准的气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。4. 0.2气田集输工程设计应与气藏工程、钻井工程、采气工程紧密结合，根据气田 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。5. 0. 3气田集输工程总体布局应根据气藏构造形态、生产井分布、天然气处理要求、 产品流向及自然条件等情况，并应统筹考虑气田水处理、给排水及消防、供配电、通信、 道路等工程，经技术经济对比确定。各种管道、电力线、通信线等宜

15、与道路平行敷设, 形成线路走廊带。6. 0.4工艺流程应根据气藏工程和采气工程方案、油气物理性质及化学组成、产品 方案、地面自然条件等因素，通过技术经济对比确定，并应符合下列规定：1应采用密闭工艺流程；7. 充分收集与利用气井产出物，生产符合产品标准的天然气、液化石油气、稳定 轻燃等产品；8. 合理利用气井流体的压力能，优化设计集输半径；9. 合理利用热能，做好设备和管道保温；10. 化工艺流程，选用高效节能设备；11. 析预测腐蚀状况，优化选择系统材料及配套的防腐方案；12. 取合理措施，防止形成天然气水合物。3. 0.5气田集输工程分期建设的规模应根据开发方案提供的20年以上的开发指标 预测资料确定。3. 0.6实施滚动勘探开发的气田，工程分期和设备配置应对近期和远期相互衔接, 应简化工艺流程，宜采用橇装设备。3. 0.7沙漠、戈壁地区气田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滩海陆采气田的开发建设应充分依托陆上气田现有设施，应简化滩海陆采平台的生产及配套设施。3. O. 9天然气中硫化氢含量大于或等于5% （体积分数）