4.1.1含聚采出水处理工艺应根据含聚采出水性质、处理后水 质要求，通过试验或相似工程经验，经技术经济比较确定。 4.1.2净化工艺宜分为除油、混凝分离及过滤三部分，当净化 后的水用于稀释母液注聚时，宜在回注水处理工艺的基础上增加 注聚保黏处理工艺。

4.2.1除油工艺宜以物理工艺为主。原油乳化较严重或油水密

抽样标准2.8气浮除油设施应符合下列要求：

1气浮接触段和分离段宣结合设置。分并设置时连通管管 道流速宜控制在1.0m/s以下。 2气浮接触段水流上升平均速度不宜大于20mm/s，气浮 接触时间不宜小于5min。 3溶气在分离区释放时，释放位置宜控制在液面下3.（m 或更低处。 4.2.9压力溶气系统设计应根据气浮工艺、采出水性质、气源 种类等因紧确定，具体可接如下规定执行： 1设计参数应通过试验确定，没有试验条件的情况下，可 考类似工程的运行经验。缺少资料时，可按压力浴气比例不小 于5%（体积分数），溶气压力不小于0.3MPa，溶气时间不小于 1min选取。 2溶气量宜根据回流水量自动调节。 3溶气罐宣配套收油、放空系统。 4储气罐、溶气罐等压力容器应设置安全阀，安全阀应符 合国家现行标准《安全阀的设置和选用》HG/T20570.2的有关 规定。 4.2.10过滤器除应符合现行国家标准《油田采出水处理设计规 范》GB50428的相关规定外，尚应符合下列要求： 1过滤器选择应根据来出水的性质，通过试验或接相似工

4.2.10过滤器除应符合现行国家标准《油田采出水处理设计规

4.3,2除铁、除硫、

1除铁、除硫的工艺宜采用赚气或化学药剂氧化的方法。 曝气强度、气水比、化学药剂的品种和投加量均应经过试验或相

似工程经验确定。 2杀菌工艺宜采用药剂杀菌的方法，杀菌剂的投加点、品 种以及投加量应经过试验或相似工程经验确定。 4.3.3在处理流程中投加的各类药剂，不应对聚合物黏度有明 显降低作用。 4.3.4曝气工艺除应符合现行国家标准《室外排水设计规范》 GB50014的相关规定外，尚应符合下列要求： 1 供风干管上应设置适量的伸缩节和固定支架。 2 供风管道餐材宜采用钢替，低点应设置排水设施。 3供风立管管顶应高出水面0.5m以上，管路上所有阀门 应设在水面之上。 4气水比和曦气时间应经过试验或相似工程经验确定，在 缺少资料的情况下，可按照气水比1.0～4.0，曝气时间不小于 2.0h选取

似工程经验确定。 2杀菌工艺宜采用药剂杀菌的方法，杀菌剂的投加点、品 种以及投加量应经过试验或相似工程经验确定。 4.3.3在处理流程中投加的各类药剂，不应对聚合物黏度有明 显降低作用

5.1.1强腐蚀性出水处理工艺应根据采出水性质、处理后水 质要求，通过试验或相似上程经验，经技术经济比较确定。 5.1.2溶解氧为主要腐蚀因素的强腐蚀采出水宜采用密闭处理 工艺。 5.1.3酉 酸性气体为主要腐蚀因素的强腐蚀采出水宜采用预氧化 和水质改性工艺。 5.1.4细菌为主要腐蚀因素的强腐蚀采出水宜采用杀菌工艺 应符合下列要求： 1当采用药剂杀菌工艺时，投加方式应确保杀菌效果和长 期有效性。 2当采用电化学杀菌工艺时，宜配套化学方法控制污水腐 蚀性。

5.2.1采用密闭工艺时宜采用压力式处理构筑物。当采用常压 处理构筑物时，应采取微正压气体密闭或机械隔氧措施。 5.2.2密闭系统调压方式宜采用低压气柜或调压阀调节。气柜 容积不宜小于各密闭容器最大调节容积之和的1.1倍。 5.2.3密闭系统及组件设计除应符合上述规定外，尚应符合现 行国家标准《油田采出水处理设计规范》GB50428一2007第 4.5节的有关规定，

5.2.1采用密闭工艺时宜采用压力式处理构筑物。当采用常压

加药量及反应时间等因素综合确定。

加药量及反应时间等因素综合确定。 5.3.2反应器至沉降设施之简的连接管道宜设置备用线。 5.3.3水质改性工艺除应符合上述规定外，尚应符合现行国家 标准《油田采出水处理设计规范》GB50428的有关规定。

加药量及反应时间等因素综合确定。

5.4.1电化学预氧化设施前宜设除油构筑物，控制进水含油量。

5.4.3来出水预氧化后加药沉降时间应通过试验或相似工程经

6.1.4污泥脱水机应根据环境条件、生产要求和操作方式确定

6.1.5脱水机房应按照以下规定执行：

1应根据气体密度在适当位置设置机械通风设施，换气次 数不宜小于10次/h。 2宜设置天然气及HS等有害气体检测仪器。 3 污泥脱水机房应按防爆设计。 6.1.6污泥管道宜设置压力水冲洗设施。

6.2污水及污油回收

6.2.1当收油量较大、操作频素时，相应构筑物的污油回收宜 采用自动回收的方式。 6.2.2污油存储设施应根据周边环境条件、生产管理特点等因 素综合确定保温或伴热措施。 6.2.3污油、污水存储设施当采用散口池体结构时，池周边宜 设置防护栏。

6.3.1药剂投加宜根据流量自动调节投加。加药泵及药剂罐材 质应根据所投加药液的特性进行选择。 6.3.2筒一药剂多点投加时，宜按照“一泵对一点”的方式配 置加药泵，但备用泵可共用一台，按照最大台加药泵配置。 6.3.3投加药剂宜采用粉剂现场配置。

6.4.1强腐蚀性采出水宜采用非金属管道或金属内衬非金属管。 当采用非金属管道且地上数设时，应具有优良的防紫外线性能。 6.4.2管道可按走向集中布置成管廊带，宜尽量平行于道路及 建（构）筑物。

6.4.1强腐蚀性采出水宜采用非金属管道或金属内衬非金属管。 当采用非金属管道且地上敷设时，应具有优良的防紫外线性能。 6.4.2管道可按走向集中布置成管廊带，宜尽量平行于道路及 建（构）筑物。 6.4.3强腐蚀性采出水管道宜采用地上敷设。 6.4.4采出水埋地管道与其他地下管道、电缆相互交叉时，最 小垂直净距不宜小于下列规定： 距油气管道0.25m。 2 距35kV以下的直埋电力电缆为.5m。 距直埋通信电缆0.5m。 4 距其他排水、热力管道(.15m。 5 距给水管道0.4m。 6.4.5 采出水多条埋地管道平行敷设时最小水平净距宜符合下 列规定： 1 室外埋地管道管径小于或等于200mm时，宜为0.3m。 2 室外埋地管道管径大于200mm时，宜为(.5m。 3 室内埋地管道之间净距不宜小于0.3m。 6.4.6 回收原油管道的设置应符合下列要求： 1管道保温厚度或伴热方式宜根据回收原油性质和温度、 环境温度等因素确定。

1管道保温厚度或伴热方式宜根据回收原油性质和温度、 环境温度等因素确定。

相关规定进行管道热力计算和沿程摩阻计算，管道流速宜为 m/s~2m/s

6.5.1当输送介质易结垢、易魔蚀而使机组效率降低时，泵的 扬程宜留有10%～20%的余低。 6.5.2制氮、压缩及溶气系统内的设备参数及台数应根据工艺 要求、溶气压力、机组效率等因素综合确定。 6.5.3压缩机宜设置备用。

6.5.4制氮机组应设氮气储气罐，储气罐容积应根据溶气量 确定。

6.5.4制氮机组应设氮气储气罐，储气罐容积应根据溶气量

1为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度 的用词说明如下： 1） 表示很严格，非这样做不可的用词： 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用词： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”。 3） 表示充许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的 用词： 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用词，采用 “可”。 2本规范中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为 “应符合.的规定”或“应按….…·执行”。

《室外排水设计规范》GB50014 《建筑设计防火规范》GB50016 《石油天然气工程设计防火规范》GB50183 《油气集输设计规范》GB50350 《油田采出水处理设计规范》GB50428一2007 《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87 《工业企业设计卫生标准》GBZ1 《安全阀的设置和选用》HG/T20572.2 《石油天然气工程总图设计规范》SY/T0048 《除油罐设计规范》SY/T00832008

油田含聚及强腐蚀性采出水 处理设计规范

油田含聚及强腐蚀性采出水

油田含聚及强腐蚀性采出水 处理设计规范

本规范制定过程中，缩制组根据国家有关法律、法规、政策 及相关标灌，结合我国各油由在含聚及强魔蚀性采出水处理方面 的实际情况，进行了厂泛地调查研究，认真总结了各油由含聚及 强腐蚀性采出水处理工程建设的经验，吸收了国际上发达国家的 先进规范成果，开展了必要的专题研究和技术研讨，并广泛征求 了全国有关单位的意见，最后会同有关部门审查定稿。 为便于产大设计、施工、科研、学校等单位有关人员在使用 本规范时能正确理解和执行条文规定，本规范编制组按章、节、 条顺序编制了本规范的条文说明，对条文规定的目的、依据以及 执行中需注意的有关事项进行了说明。但是本条文说明不具备与 规范正文同等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握规范规定 的参考。

1.0.1本条旨在说明制定本规范的目的

本章所列术语，其定义及范围，仅适用于本规范。 本章所列术语，部分是参照现行国家标准《油由采出水处理 设计规范》GB50428的名词解释确定的，并结合油田含聚及强 蚀性来出水处理生产发展的实际做了广适当完善和补充。 2.0.2强腐蚀性采出水是指油由开发过程中产生的，在没有投 加任何水处理剂的情况下，平均腐蚀率不小于0.126mm/年的含 油污水。平均腐蚀率的限定值是参照国家现行标准《水腐蚀性测 试方法》SY/T0026管道及储罐内介质腐蚀性分级标准的规定， 见表1。

表1管道及储罐内介质脑蚀性分级标准

3.0.1含油污水处理工程的建设规模应适应油田开发5年至10 年的需要，其最终建设规模以“油田地面建设总体规划”为依据 确定，是否分期建设，应根据油由生产开发的实际情况，综合考 患技术经济因素确定。 有掺水时，应按照掺水水质需求，分段确定水质规模。如胜 利油由对掺水水质需求不产格，一般情况下，自然除油后的污水 即可用于掺水，故自然除油段考感接水量，后续工艺则不考虑掺 水量。 3.0.4为适应油田滚动开发的需要，确定站址面积时，要充分 考虑以下因素： 1考虑周边区块采出水的进入，或本区块产能规模的扩大， 要适当留有余地，满足后期扩建需要。 2对于某些水驱后实施化学驱开发的油田，往往是分阶段 开发，先是聚驱开发，再是二元驱或三元驱开发。采出水相应地 发生阶段性的水性改变，因此，在起初一般含聚采出水处理设计 时，应考虑为今后二元驱或三元驱采出水预留一定的工艺改造 用地。 3在站场面积允许的条件下，宜留出适当空地，作为更换 滤料或过滤器维修时临时堆放滤料的场地。对于药剂桶堆放场， 站场设有药库且面积足够，可考虑把药剂桶放入药库中，平面 布置时则不需单独留有药剂桶堆放场。 3.0.5场地设计整平坡度宜采用0.5%～2.0%，在大面积地形 平坦的地区，采用单向连续式平坡时，不得小于（.2%。 3.0.6本条关于采出水处理站与油气处理站合建的内容是根据 现行国家标准《油田采出水处理设计规范》GB50428一2007中

第4.3.3条的规定确定的。对于污水池、污泥池和污泥脱水间等 污染较产严重的构筑物，考虑清理维护、污泥拉运以及生产安全等 因素，置联合布盟，单独分区，并布置在全年最小率风向的上 风侧。 3.0.7本条关于充分利用构筑物之间液位高差进行重力流连接 的规定，主要是针对含聚污水处理新设备的。如胜利油由应用的 OPS除油设备，进水需要16m的水头，出水也无法实现恒液位 直流出水，需配套前提升泵和后提升泵，极大地增加了能耗。而 卧式溶气气浮机的设置，往往也因为机身较低，浪费了大罐水 头。胜利油由为节药能耗，将气浮机高架，虽然增加了土建一次 性投入，但充分利用了天罐水头，形成“除油罐+卧式溶气气浮 机+缓冲罐+外输泵+过滤外输”的流程。故在新设备的引进过 程中，宜根据油由特点，进行合理地改进和完善配套，尽量做到 构筑物之间的重力流连接，节约运行费用。 3.0.8对于偏远小断块、并数少、产量低的油，污水处理构 筑物可以按照一套设计，当局部检修时，可以走超越流程，当全 站检修时，可以停井。 3.0.9本条规定的自的是为了确保污泥能够正常地排出污水处 理系统。针对目前在用的排泥工艺和操作方式，推荐采用机械刮 吸泥、水力负压抽吸、泵强吸等技术，对于泥层较密的情况，不 推荐采用传统静压排泥：同时考感产泥量、污泥浓缩及处理工艺 等因素，综合确定科学合理的排泥周期。对于产生的含油污泥宜 根据泥性、泥量应采取要善的处置措施，耳不得对地表、土壤、 空气和地下水源等造成污染。 3.0.10对于某些含聚污水处理站，为保证水质达标，往往投加 大量的混凝剂，产生大量的油泥，致便药剂运输和污泥拉运频次 很高，为方便药剂运输和污泥拉运，并减少污泥拉运过程中对正 常生产的影响和对生产区的污染，宜设药剂和污泥拉运的专用 通道。

3.0.11从安全角度考虑，系统回收的污油中可能存在可燃气

体，根据国家现行标准《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/T6671的相关要求，采 用的电气设备应采用防爆产品，含油污泥储存设施中使用的污水 回收电泵也应采用防爆产品

污水，污水中不同程度地含有各类净化药剂，如除油剂、混凝 剂、絮凝剂等，而这些药剂一般为阳离子型有机药剂或无机药 剂，对水中原油将起到一定程度的乳化作用。故回收污水如果回 到一次除油设施，将使回收的原油发生老化，在油罐中形成中间 层，对原油脱水造成一定影响。 以胜利油由孤东一号联合站为例，污水系统回收的污油约 600t/d，含水40%，温度52℃，加之净化油罐底部不合格的回 掺原油液量3500t/d，含水60%，温度67℃，这两部分老化油 在站内不断循环，为达到脱水效果，不得不将脱水温度提高到平 均82℃，每天增加热量消耗2222kW。同时，由于老化油的影 响，破乳剂用量逐年上升，按照对油量计算，2006年160m/L 2007年175mg/L，2008年则增至215mg/L。同时，这种影响也 波及油站净化油含水，如受老化油影啊，胜利埕东联合站在 2008年净化油含水最高达27%。 为减少老化油的产生，污水站回收污水不宜直接进人除油设 施，宜进入混凝分离设施。 4.1.4含聚污水处理系统的平稳运行和水质达标，对油田三采 开发起看至关重要的作用，如果水质超标，极易出现堵塞管道和 设备的现象。故在含聚污水系统设计时，大罐宜考虑较长的停留 时间，处理设备（如气浮机）宜考虑一定的高余能力，当单座罐 或设备检修或故障时，其余罐或设备应能保证达到总规模70% 80%的处理能力，水质不会受到较大影响。 在这种能力配备下，一般不需设置超越流程。但当主体处理 设施能力达不到上述要求时，则需要设置超越流程。另外，考虑 油由开发的周期性，当污水含聚量显著降低，为含聚污水而特设 的某些流程则可以超越，

4.2.1近年来被广泛采用的阳离子型有机除油剂，不仅对水中 原油有乳化作用，产生的老化油回收到油站影响原油脱水：同时

.2.1近年来被广泛采用的阳离子型有机除油剂，不仅对水中 原油有乳化作用，产生的老化油回收到油站影响原油脱水：同时

也会与含聚污水中自地层携带出的阴离子型聚丙烯酰胺产生聚合 作用，产生分子聚集体，在水处理和输水过程中堵塞管道和设 备。因此，在含聚污水处理中，宜尽量少投加净化药剂，采用物 理方法除油，使原油物性基本不发生改变。 当采用气浮工艺时，聚结段、气浮段或聚结气浮段可设置在 立式除油罐、压力除油罐内，也可采用箱式装置。 除油工艺采用聚结设备时，宜满足以下要求： 1聚结与分离段宜结合设置，如需分开设置时，连通管管 道流速宜控制在1.0m/s以下。 2聚结材料选择应根据采出水性质，通过试验和技术经济 比较后确定，聚结材料应其有优食的聚结性能，良好的机械强度 和化学稳定性。 3当聚结材料密度小于采出水密度时，应设有防止材料流 失的措施。 4聚结段（室）设计负荷应根据材料类别、形状、装填高 度通过试验得出。无试验数据时可按表2确定

表2聚结材料设计修数

4.2.3为实现构筑物之间的重流连接，各主要构筑物内的水 头损失不宜过大。当构筑物内部水头损失超过2m时，后续缓冲 罐将由于液位过低，不得不加大缓冲罐直径，增加工程投资。或 者将缓冲罐改为缓冲池设于地下，使得增加了曝氧机会，同时引 发保温问题，更不利于生产管理。

导致增加净化药剂投加量和油泥量的增加，造成部分原油流失

按照一次除油设施的水平，确定混凝分离设施进水含油不宜大于 200mg/L。

4.2.6含聚污水通常在除油部分投加除油剂，在混凝沉降部分

当除油部分需要投加除油剂时，宜进行药剂筛选实验，投加 药剂后回收的污油，不应有乳化程度明显增加的现象，且不应对 原油脱水造成较大影响。因此，为确保污水站回收原油不对油站 脱水造成影响，有条件时宜根据回收原油量，与油站原油按一定 比例掺混进行原油物性分析和沉降试验，依据分析和试验结果对 除油工艺特别是除油药剂进行综合评价，并据此确定除油工艺和 药剂投加方案。 混凝药剂的品种、投加量宜经过试验确定，产生的泥渣量不 宜过多，

4.2.7气浮采用氮气等惰性气体作为气源，是针对矿化度较高

4.2.8为保证气泡与油滴和其他杂质的黏附效果，宜设置气浮 接触结构。聚结段和气浮接触段若分开设置，连通管流速不宜过 高，否则易造成聚结后的油滴再次发生乳化。

4.2.9当采用压力溶气工艺时，溶气量和气泡释放效果对处理 效率会产生较大影响，本条规定结合胜利、辽河、河南等油田的 实际运行情况综合确定。在具体工程设计中可根据相关试验 确定。 溶气罐进水通常来自于气浮设施出水，一般含油较少，但长 期运行或非正常情况下，溶气罐内会出现积油现象，为保证溶气 效果，需要设置收油设施，

4.2.10对于过滤器而言，进水含油和聚合物含量是影响过滤效

4.2.10对于过滤器而言，进水含油和聚合物含量是影响过滤效 果和使用寿命的重要因素。当过滤器进水含油和聚合物含量较高 时，会使滤层在较短的时间内受到污染或堵塞，造成反冲洗周期

缩短，反冲洗水量增加，情况严重时甚至会造成滤层难以再生。 这种影响反映出的进水指标以多少为合理，无法统一规定，各油 由可根据自己已的实际情况确定。

5.1.1油田污水腐蚀性的影响因素很多，强腐蚀性采出水处理 工艺的选择，应综合考感水中主要魔蚀因子、离子组成及溶解气 体含基等因素。对于高矿化度的污水，氧是造成腐蚀的一个重要 因素，对于含有高含量的CO，和H,S等酸性气体的污水，腐蚀 机理完全不同，确定采用何种工艺时，应进行相应的试验并根据 技术经济比较来确定。 5.1.2溶解氧是造成高矿化度污水具有强腐蚀性的重要原因。 据资料介绍，在高矿化度的污水中，浴解氧从0.02mg/L增加到 0.065mg/L时，其腐蚀速度增加5倍左右；浴解氧达到 1.90mg/L时，其腐蚀速度增加20倍。鉴于上述情况，有条件 时，对强腐蚀水可以采取密闭措施，减少曝氧机会。在不具备密 闭条件的情况时，必要时需要通过投加药剂的方式除氧，溶解氧 的控制根据处理后水质要求确定。

据资料介绍，在高矿化度的污水中，溶解氧从（.02mg/L增加到 0.065mg/L时，其腐蚀速度增加5倍左右；浴解氧达到 1.90mg/L时，其腐蚀速度增加20倍。鉴于上述情况，有条件 时，对强腐蚀水可以采取密闭措施，减少曝氧机会。在不具备密 闭条件的情况时，必要时需要通过投加药剂的方式除氧，溶解氧 的控制根据处理后水质要求确定，

5.1.3高矿化度污水本身即具有较强的腐蚀性，在含有一定量

经济比较综合确定，在没有条件进行相应试验的情况下，可以参 考水性相同或类似（包括矿化度、水型分类、腐蚀影响因素等） 水处理站相关的运行参数。 目前胜利油田采用“预氧化”工艺的污水站有5座站，每座 在改造前均进行了现场试验，根据试验结果综合确定了药剂投加 方案以及“预氧化”工艺的关键参数

5.3.1由于来用改性药剂与污水中离子反应迅速，并且会产生 大量的沉淀物，反应器（简）的反应时间一般控制在6min以 上，流速较低，造成沉淀物很容易在反应器（筒）内沉积。如果 按传统做法，将反应筒布置在沉降罐内，排泥和检修维护的难度 较大，不利于生产管理。

5.3.2外置反应器与沉降设施之间的管道，由于流经的污水

pH值较高（一般在7.0～8.0之间），结垢趋势明显，加上管 件、阀门较多，流速高低不一，客观上加剧了结垢的产生，最终 使得反应器后管道通径越来越小，过水能力下降，影响处理规 模。采用“双流程”备用线，可以在不停产的情况下对已结垢严 重的管线进行清洗和检修

世纪末，为充分保证处理效果玻璃钢管标准，水质改性工艺调节pH值一般在 8.0～8.5之间，在水质得以改善的同时产生大量碱性污泥，随 之而来的是对碱性污泥的堆放和出路问题。随着药剂配方的改 进、工艺的优化和实际生产经验的积累，在保证处理效果的情况 下，pH值调整为7.0～8.0之间，产泥量大为减少。河南油田 试验表明，pH值从8.5降至7.5时，产泥量减少15%，当pH 值降至7.3时，产泥量可减少近35%

6.1.1含聚及强腐蚀性处理站排泥处理置根据所采用的水处理 工艺、泥量、泥性以及生产管理运行方式等综合确定。泥渣处置 在有条件时可以在站内考虑，也可以外运，与其他站场泥渣统。 处置，不列人工程建设范围。 6.1.2本条主要是为了避免因频紧手工操作带来的排泥不及时、 不彻底而造成构筑物排泥设施效率低下，甚至影响构筑物运行效 果而确定的，同时可降低人工操作强度，更有利于实际生产运行 管理。 6.1.3污泥脱水机的污水回收管管径一般采用DN200mm，按 照《建筑给水排水设计规范》GB50015一2003（2009年版）第 4.4.9条的规定，建筑物内DN200mm管线数设坡度为0.8%， 考虑污泥渗滤水中含有一定量的污泥残渣，为确保管线正常运 行，适当加大了敷设坡度。 6.1.5本条参照现行国家标准《油田采出水处理设计规范》GB 50428一2007第10.5.2条确定。考虑油田污泥特性，含油较高， 且污泥脱水一般用压滤方式，多为散开式运行，油气挥发相对 较高，故在参照污油泵房换气次数6次/h～10次/h的基础上取 高值，同时考虑安全因素，电气设施及机房结构设计需采取防爆 措施。

6.2.1本条是从以人为本，降低人工操作强度，提高日常管理 水平角度考虑确定的，同时可保证污油及时从构筑物中排出，不 影响处理效果。

6.3.2对于同种药剂多点投加的情况，如采用传统的“一泵对 多点”的投加方式，难以控制各点加药量，为实现各加药点投加 量的合理分配，宜来用“一泵对一点”的方式，备用泵可以共用 一台。

6.4.3当强腐蚀性污水采用预氧化或水质改性工艺时，容易造 成管道结垢；含聚污水由于残留药剂容易在管道中形成污堵物， 为方便检修、维护测绘标准，管道宜来用地上敷设。 6.4.4本条参照现行国家标准《室外给水设计规范》GB50013 的相关规定确定

L1J 《室外给水设计规范》GB50013 [2] 《建筑给水排水设计规范》GB50015一2003（2009年 版) [3] 《泵站设计规范》GB50265 [4] 《油田注水工程设计规范》GB50391 [5] 《水腐蚀性测试方法》SY/T0026 [6] 《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》SY/T5329 [7] 《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/T6671