1.0.1为在凝析气田地面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，运行、管理及 维护方便，制定本规范。 1.0.2本规范适用于新建、扩建和改建的陆上凝析气田地面工 程、海上凝析气田陆上终端工程。

gascondensatefield

gas condensatefield

井流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。

pppwell stream

凝析气井井口采出物流的统称

cyclic gas injecti

condensate oil

从凝析气井井流物中回收的液体烃类混合物的总称

2. 0. 6稳定凝析油

stabilized condensate oil

以戊烷及更重的烃类为主要成分， 在最高储存温度下的饱和 蒸气压的设计值不超过当地大气压0.7倍的凝析油

油、气、水井生产设施的场所。

gasgathering station

s gathering stati

对凝析气井井流物进行收集、调压、分离、计量等作业 的站。

2. 0. 9 注气工程

gas injection engineering

对合格的天然气加压、计量、管输至注气井口的工程。一般 由注气站（含计量配气阀组）、注气系统管线及辅助生产设施等 组成。

向注气并供给高压气体的站

注气站与注气井口之间输送注气介质的管线。

由管子和管线附件组成的对气体进行集合或集合后再分 装置。

2.0.13集中处理站

对井流物进行集中处理的站。具有天然气处理（增压） 析油稳定等功能

2. 0. 14 黑油

密度大于凝析油的原油

设计委托书和批准的总体开发方案为依据，并应符合下列原则： 1应与总体开发方案紧密结合，统一规划，并根据凝析气 田开发的具体要求，合理布局，分期实施，同时应适应开发过程 中存在变化的可能性。 2合理利用气井流体的压力能，适当提高集输系统压力 扩大集输半径，降低集输能耗。 3科学预测腐蚀状况，优化选择系统材料及配套的防腐 方案。 4积极采用先进与节能的技术，努力吸收新的科研成果 在设计中所采用的新工艺、新技术应经试验并通过鉴定或在生产 实践中证明可行。 5环境保护设计的内容及深度应符合国家现行的有关规定 “三废”防治应合理选择工艺流程和设备，提高回收利用率，符 合国家或当地政府规定的“三废”排放标准。 3.0.2凝析气田地面工程工艺装置、辅助生产设施、公用设施 的设计能力，应以全厂物料和能量综合平衡的结果为依据，做到 协调与均衡。 3.0.3单套或多列工艺处理装置的选择宜根据凝析气田地面工 程处理能力和总体开发方案，进行技术经济对比后确定，辅助生 产设施和公用设施应总体设计。 3.0.4凝析气田地面工程总工艺流程和总体布局应根据总体开 发方案、凝析气性质、地面自然条件、产品市场需求、产品流向 和运输条件等因素确定。 β.0.5凝析气田年生产时间应按350d计算

3.0.3单套或多列工艺处理装置的选择宜根据凝析气田地

3.0.5凝析气田年生产时间应按350d计算

3.0.6凝析气由地面工程设计处理能力为每开工日最大处理原 科气量。

3.0.6凝析气由地面工程设计处理能力为每开工日最大处理原 料气量。

对于采用循环注气方式开发的凝析气田，应能适应整个注气开采 期和衰竭开采期生产的需要，分期实施，并符合下列规定： 1采气管线的设计能力应按总体开发方案提供的单井日产 量（油、气、水）确定，并能适应各阶段生产需要。 2集气管线的设计能力应按所辖采气管线设计能力总和的 1.2倍确定。 3油气处理装置、凝析油储运设施、凝析油和天然气外输 管线设计能力应能适应整个凝析气田或区块产能规模。 4关然气回注设计能力宜按总体开发方案的1.05倍确定。 4.1.2凝析气集输宜采用常温混输工艺或加热混输工艺。具体 集输方案应经技术经济论证后确定。 4.1.3生产压力级制应结合凝析气田气井压力逐年变化、集气、 注气、外输等综合因素确定，并应适应低压井后期增压。增压设 施宜集中布置。根据凝析气井压力差异也可设置不同压力等级的 管网。 4.1.4注气站的布 主气并网布置注气介质要求压

4.1.3生产压力级制应结合凝析气田气并压力逐年变化、集

注气、外输等综合因素确定，并应适应低压井后期增压。增压 施宜集中布置。根据凝析气井压力差异也可设置不同压力等级 管网。

4.1.4注气站的布置应根据注气井网布置、注气介质要求、压 缩机型式进行技术经济比较后确定，可采用集中布站或分散 布站

4.1.4注气站的布置应根据注气井网布置、注气介质要求、压

4.1.5集气站宜采用“一级半布站”或“二级布站”形式

4.2并场及采集气系统

4.2.1并口工艺流程设计应符合下列规定：

并口工艺流程设计应符合下列规定： 应满足试运、投产、生产（包括井底、并口取样）、井下

作业、关井、采气管线吹扫、并口缓蚀剂注人等操作要求。 2应满足更换井口气嘴或角阀的操作要求。 3应具有高低压紧急关断功能（可与采气工艺结合设置）。 注气井口应设置止回阀。 4.2.2井场占地面积不宜大于40m×40m。周围宜设置非实体 防护围栏，高度不宜小于1.2m。 4.2.3采集气管网布置应根据井位分布情况，结合介质流向， 对各种管网布置方式进行技术经济对比后确定。 4.2.4集气管线宜设清管设施。 4.2.5凝析气田集输管道宜模拟计算集气管道各种工况的段塞 流量，段塞流计算宜采用动态计算方法，段塞流捕集器应结合下 游装置对人口介质的要求设置。 4.2.6计量分离器设计和选择应符合现行行业标准《油气分离 器规范》SY/T0515的规定。 4.2.7凝析气田中同时含有黑油时应符合下列规定： 1当黑油产量达到凝析油产量的25%时，宜将黑油和凝析 油分开集输。 2汽车拉运或管输方式应经技术经济比较后确定，

4.2.6计量分离器设计和选择应符合现行行业标准《油气

4.2.7凝析气田中同时含有黑油时应符合下列规定

质选择经技术经济比较后确定。对于存在CO2腐蚀条件下的高 压集输系统碳钢管材管内流速宜取3m/s～8m/s，且集输温度不 宜高于60℃。 #口

4.2.9井口设施及采集气管道宜进行相应工况下的应

4.3.1注气压缩机组入口天然气温度不宜大于40℃。入口 设分离、过滤设施。

4.3.2机组选型应符合下列规

3注气压缩机组出口压力应满足注气井口设计压力要求， 适应天然气的组分、排量和人口与出口压力的变化。 4注气压缩机组总排量应根据凝析气田开发方案中各井注 气量确定。注气压缩机组不宜设置备用机组，单台排量应满足 台机组停运时，其他机组对注气总量的要求。 5注气压缩机组应设有包括调节发动机转速在内的不少于 两种的排量调节手段。 6注气压缩机组应撬装化，每台机组的撬块不宜多于3个

4.3.3发动机及配套应符合下列规定

1注气压缩机组发动机功率应大于同转速下压缩机组及其 被驱动的辅助设施所需功率之和的1.（5倍。 2.采用封闭式厂房时，注气压缩机组发动机侧的吸风口宜 设在室外。 3注气压缩机组发动机侧的吸风口应设置固定式过滤器。 4注气压缩机组的发动机吸风口及排烟口应设置消音器。 5若注气压缩机组由天然气发动机驱动时，应按现行国家 标准《环境空气质量标准》GB3095的规定确定污染源等级，按 现行国家标准《大气污染物综合排放标准》GB16297的规定限 制天然气发动机尾气的最高允许排放速率和最高充许排放浓度。 6若注气压缩机组由天然气发动机驱动时，发动机烟气排 放口的高度应符合按现行行业标准《石油化工金属管道布置设计 规范》SH3012的规定

压缩机组布置与安装应符合下

4.3.4压缩机组布置与安装应符合下列规定

1机组宜布置在机组空冷器常年最小风频风向的下风侧。 2机组宜布置在半封闭厂房内。在风沙较大或寒冷地区 可采用封闭式厂房。厂房宜采用轻钢结构，并可视具体情况做成 可拆装式。 3封闭或半封闭布置的注气压缩机组，应按下列要求配备 起重设备： 1）最大部件起重量大于或等于10t时，宜配置电动防爆

桥式起重机。 2）最大部件起重量小于10t、且大于或等于3t时，宜设 手动梁式起重设备。安装的压缩机台数为1或2台 时，可配置手动起重机。 3）最大部件起重量小于3t时，可设移动式起重设备 在厂房内应留有移动式吊车或三脚架回转起吊场地。 4机组间距应满足下列规定： 1）应根据安全要求、机组型号、外形尺寸和设备检修通 道需要、操作需要等综合布置。 2）两台压缩机组突出部分之间的间距或压缩机组与墙体 的间距，应能安放压缩机组最大可拆部件与必要的检 修工具，且留有检修空间，应具备抽出活塞杆或拆下 飞轮所需的场地。 3）应避免相邻空冷器之间热风循环。 4.3.5注气压缩机组配套设施应符合下列规定： 1注气压缩机组应配带人口过滤分离器和级间分离器，后 分离器应根据对注入气体含油要求设置。分离器应设置高液位报 警、超高液位停车和自动排液等设施。后分离器宜设置手动排液 设施。各级过滤分离器及排液管线宜采取伴热保温措施。润滑油 储罐和管线也宜采取伴热保温措施。 2注气压缩机组应配带工艺气级间冷却器和后冷器，冷却 器宜采用空冷器。后冷却器出口温度应根据管线防腐特性、管线 热稳定性要求确定。 3采用天然气发动机驱动的注气压缩机组，其燃料气应设 置调压、分液和过滤设施，并根据现场情况设置加热设施。 4注气压缩机组进出口应配带自动和手动加载/卸载设施。 5当注气压缩机组采用空气或天然气启动时，启动气量应 满足压缩机组连续启动两次的要求。启动气管线应能满足启动压 缩机组的瞬间最大量要求和人口压力要求，且应单独设置。采用 汽缸启动时，应在发动机启动风侧加设止回阀。启动气可能含液

桥式起重机。 2）最大部件起重量小于10t、且大于或等于3t时，宜设 手动梁式起重设备。安装的压缩机台数为1或2台 时，可配置手动起重机。 3）最大部件起重量小于3t时，可设移动式起重设备， 在厂房内应留有移动式吊车或三脚架回转起吊场地。 机组间距应满足下列规定： 1）应根据安全要求、机组型号、外形尺寸和设备检修通 道需要、操作需要等综合布置。 2） 两台压缩机组突出部分之间的间距或压缩机组与墙体 的间距，应能安放压缩机组最大可拆部件与必要的检 修工具，且留有检修空间，应具备抽出活塞杆或拆下 飞轮所需的场地。 3）J 应避免相邻空冷器之间热风循环。

1注气压缩机组应配带入口过滤分离器和级间分离器，后 分离器应根据对注入气体含油要求设置。分离器应设置高液位报 警、超高液位停车和自动排液等设施。后分离器宜设置手动排液 设施。各级过滤分离器及排液管线宜采取伴热保温措施。润滑油 诸罐和管线也宜采取伴热保温措施。 2注气压缩机组应配带工艺气级间冷却器和后冷器，冷却 器宜采用空冷器。后冷却器出口温度应根据管线防腐特性、管线 热稳定性要求确定。 3采用天然气发动机驱动的注气压缩机组，其燃料气应设 置调压、分液和过滤设施，并根据现场情况设置加热设施。 4注气压缩机组进出口应配带自动和手动加载/卸载设施。 5当注气压缩机组采用空气或天然气启动时，启动气量应 满足压缩机组连续启动两次的要求。启动气管线应能满足启动压 缩机组的瞬间最大量要求和人口压力要求，且应单独设置。采用 汽缸启动时，应在发动机启动风侧加设止回阀。启动气可能含液

时，应采取分液措施。

4.3.6机组控制与保护应符合下列规定：

1注气压缩机组应配带控制系统，完成机组参数检测、控 制、报警和联锁保护功能。控制系统宜采用可编程序控制器，宜 配备撬装就地控制盘。控制系统应留有通信接口，将重要参数传 至集中处理站中控室。中控室应能实现对机组施行停车控制的 功能。 2注气压缩机组的现场控制盘应采用UPS电源供电

4.3.7凝液排放应符合下列规

1注气压缩机组各级过滤分离器排出的凝液应减压后排入 可回收的系统中。 2高压系统的凝液排放不应影响低压系统凝液的正常排放 3 自动或手动凝液排放阀后应加设节流阀或限流孔板 (阀）。 4凝液排放管线宜采用伴热保温措施

.3.8注入气质要求应符合下列

1进人注气管线的天然气应确保在注气过程中不产生凝液 和不生成水合物。 2应根据地质开发方案要求，严格控制注入气中机械杂质 的粒度、含量及润滑油的含量

4.3.9注气阀组应符合下列规

注气阀组宜采用标准管件工厂预制，整体或分体供货。 2 注气阀组应在工厂内进行静水压试验。 3 至各注气井的注气量宜采用手动阀门分配。 4注气阀组上可设置加注防冻液设施

4.3.10进入注气压缩机组的天然气应设置总计量。若注气压缩 机组采用燃气发动机驱动，应对机组的燃料气总量加以计量。可 根据开发要求设置注气单井计量设施，

4.3.10进入注气压缩机组的天然气应设置总计量。若注气压缩

4.3.11压缩机机组和管道系统应符合下列规定，

宜对注气压缩机组及管线进行气流脉动和管线机械

分析。 2管线振幅的允许值不宜大于1mm。 3宜选用经实践检验的模型，对配管系统进行气体动力特 性和管线结构动力特性计算。 4宜针对操作中可能发生的机组开停机组合和可操作的转 速建立整个系统的振动分析模型。 5由气流脉动而引起的振动，可通过设置缓冲器、调整缓 冲器在管系中的位置、在管线的特定位置设置孔板和改变管线结 构尺寸布置等方式消除或缓解。 6由管道结构发生共振而引起的振动，应通过添加支撑或 改变支撑方式消除或缓解。 7注气压缩机组的进出口管线敷设应采取防振动措施。 4.3.12紧急截断与放空应符合下列规定： 1进出注气站的天然气总管应设紧急截断阀和紧急放空阀， 该阀的设置应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规 范》GB50183的规定。在站内宜设置手动卸压放空设施。 2压缩机组各级出口应设置安全阀。各级安全阀的定压值 应符合表4.3.12的规定。

1进出注气站的天然气总管应设紧急截断阀和紧急放空阀， 该阀的设置应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规 范》GB50183的规定。在站内宜设置手动卸压放空设施， 2压缩机组各级出口应设置安全阀。各级安全阀的定压值 应符合表4.3.12的规定

表4.3.12安全阀设定压力取值表

3每台注气压缩机组出口应设置止回阀。 4高压放空管线和高压排液管线的壁厚宜适当增加。常规 安全阀出口管径的选取应使放空管线中的积聚背压不大于安全阀

设定压力的10%，积聚背压大于安全阀设定压力10%工况下应 选用平衡式安全阀或先导式安全阀。 5高压放空（不包括安全阀）应设置单级或多级节流设施。 6经常操作的高压天然气及天然气凝液的采样口、放空口 和排污口宜设置双阀。 7在操作过程中因维修需要，需与运转设备隔离的设备及 管线，宜设置双阀及“8”字盲板。 8放空时有可能产生低温的管路及设备，应选用相对应的 管材和管路附件。 9放空气体中有可能出现凝液时，在进人火炬系统之前应 先经过凝液分离装置。凝液分离装置应设置在放空管网系统的最 低点。

4.3.13注气系统噪声控制应符合现行国家标准《工业企业厂

4.3.13注气系统噪声控制应符合现行国家标准《工

.1管线计算应符合下列规定

1采气和集气管线的沿程摩阻可按现行国家标准《油气集 输设计规范》GB50350中附录C的规定执行。 2注气管线的沿程摩阻可按下列公式计算：

因子； Tav气体的平均输送温度（K）； L一管线计算长度(km)。

K 2.51 Re·a

P·D + C 20,·F.d.t

钢管计算壁厚（mm）; p——设计压力（MPa); D—管道外径（mm）； のs—钢管最低屈服强度（MPa)； F一一设计系数，按现行国家标准《输气管道工程设计规 范》GB50251中的有关规定取值，当管道输送含 H,S等酸性天然气时，F按现行行业标准《高含硫 化氢气田地面集输系统设计规范》SY/T0612的有 关规定取值； Φ一一钢管焊接系数，无缝钢管时，Φ=1.0；当选用钢管 符合《石油天然气工业管线输送系统用钢管》 GB/T9711的规定时，$=1.0； t—温度折减系数，温度小于120，t=1.0； C管道腐蚀裕量，对于轻微腐蚀环境不大于1mm， 当含有H,S，CO,等酸性介质时，根据腐蚀程度及 采取的防腐措施确定，一般取1mm～6mm。 网管壁厚应按计算壁厚向上圆整至标准壁厚选取。 弯头和弯管的壁厚应按下列公式计算：

式中一一弯头或弯管的计算壁厚（mm）； 8—一弯头或弯管所连接直管的计算壁厚（mm）； 弯头或弯管壁厚增大系数； R一一弯头或弯管的曲率半径，为弯头或弯管外直径的倍 数(mm); D一弯头或弯管的外径（mm）。 双金属复合弯头和弯管的强度设计中不计入复层材料的强 度，基层壁厚按上述公式计算。 6埋地管线总传热系数应对有关数据进行实测后计算确定。 无条件取得实测数据时，总传热系数可按现行国家标准《油气集 输设计规范》GB50350中的附录D、.附录E和附录G选用。 7集输管道采用耐蚀合金复合钢管时，外基管壁厚应按本 规范公式（4.4.1－7）计算，不计腐蚀余量；内衬管壁厚选择应 执行现行行业标准《内覆或衬里耐腐蚀合金复合钢管规范》 SY/T 6623.

4.4.2管材及管线附件应符合下列规定：

1采、集气和注气管线材料的选择应根据使用压力、温度、 介质性质、使用地区环境等因素进行技术经济比较后确定。采用 的钢板、钢管和锻件，应具有良好的韧性和焊接性能。 2天然气集输管道选用的碳钢钢管，应符合现行国家标准 《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711、《高压锅炉 用无缝钢管》GB5310、《高压化肥设备用无缝钢管》GB6479 的有关规定；耐蚀合金管道应符合现行行业标准《耐腐蚀合金管 线钢管》SY/T6601的有关规定；耐蚀合金复合管应符合现行 行业标准《内覆或衬里耐腐蚀合金复合钢管规范》SY/T6623 的有关规定。 3耐蚀合金复合管应在工厂进行化学成分、结合强度、抗

4.4.3管线的稳定性校核及

十规范》GB50350的规定执行。

5. 1凝析气进站分离

5.1.1分离压力应按照天然气性质，根据集输系统压力、注气 压缩机人口压力或天然气外输压力、轻烃收率等因素综合比较后 确定，操作条件应远离临界点。 5.1.2油气分离宜采用重力沉降分离器或性能可靠的其他分离 设备，重力分离器应按现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350计算。气相中液滴最小直径可取100μm，分离器的计算气 量和液量宜为实际产量的1.2～1.4倍。 重力分离器形式的选择宜符合下列要求： 1液量较少，要求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液量较多，要求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气、油、水同时存在，并需分别进行分离时，宜选用三 相卧式分离器。 5.1.3分离器应按下列公式对分离器直径进行计算，并对液相

停留时间进行校核，取两个计算值中较大值作为分离器直径。

W。一液滴沉降速度（按现行国家标准《油气集输设计 规范》GB50350中的公式计算）（m/s）； K,—一立式分离器修正系数，一般取K，=0.8。 2卧式重力分离器的直径可按下列公式计算：

式中K，气体空间占有的空间面积分率（按现行国家标准 《油气集输设计规范》GB50350中的附录A取 值）； K3一一气体空间占有的高度分率（按现行国家标准《油 气集输设计规范》GB50350中的附录A取值）； K4一一长径比，当操作压力p（绝压）≤1.8MPa时，K取 3.0；1.8MPa 3.5MPa，K,取5.0。 式中其他符号与公式（5.1.3－1）相同。

阻力系数。 G 一气体在操作条件下的黏度（Pa·s）。

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，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。

信息技术标准规范范本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稀土标准， 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