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稠油集输及注蒸汽系统设计规范

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稠油集输 蒸汽 系统 设计规范
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027北京中华人民共和国石油天然气行业标准稠油集输及注蒸汽系统设计规范国石油天然气总公司规划设计总院辽河石油管理局设计院新疆石油管理局设计院胜利石油管理局设计院批准部门:中国石油天然气总公司施行日期:1994年10月1 日石油工业出版社1994·北京中国石油天然气总公司文件中油技监字第164号关于批准发布《稠油集输及注蒸汽系统设计规范》等四项石油天然气行业标准的通知各有关单位:《稠油集输及注蒸汽系统设计规范》等四项标准(草案)业经审查通过,现批准为石油天然气行业标准,予以发布。各项标准的编号、名称如下:序号编号名称1. 027一94稠油集输及注蒸汽系统设计规范(代替7. T 0531 T 0533 T 4073设计作到技术先进、经济合理、安全适用、质量优良、不断提高设计水平,特制定本规范。原油温度在50℃时, s,温度在20℃时,g/C 和蒸汽温度小于或等于360℃,稠油集输及注蒸汽系统设计,除应符合本规范外,尚应符合国家现行有关标准(规范)的规定。油田油气集输设计规范0138原油及天然气工程建设设计防火规范5原油电脱水设计规范039石油工程建设基本术语8原油和天然气工程建设站(厂)场总图设计规范4油气田和长输管道建设项目环境保护设计规范97 003石油工业加热炉型式与基本参数515油气分离器规范7工业企业噪声控制设计规范一1-一1工业锅炉房设计规范(试行)479化肥设备用高压无缝钢管35工业管道工程施工及验收规范(金属管道篇)36现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范676一般工程用铸造碳钢272设备及管道保温技术通则175设备及管道保温设计导则26工业设备及管道绝热工程施工及验收规范3火力发电厂汽水管道设计技术规定6火力发电厂汽水管道应力计算技术规定4油田地面工程设计节能技术规定, s,且温度为2o℃ 开发设计地质开发部门对将开发的油区做的设计。主要内容包括:开发方案、注采参数、采油工艺等。括油品种类、工艺过程等。、输、炼“一体化”系指把稠油的采油、集油、输油、炼油工艺作为整体来考虑的一种技术政策。集油管道掺入一定量的减压蒸汽,提高集油温度,降粘、降阻的集油流程。油两用管线。总液量(t)的比值。8水力冲砂用带压力的水,清除容器内在生产过程中沉积物的一种方法。分离器正常生产时的液体容积与液体体积流量之比值)。 2注汽站为稠油热采,生产注人油层蒸汽的站。4注汽将高温高压蒸汽注入油层,采出稠油的一种工艺。汽、采油交替进行的一种开发工艺。动稠油从生产井采出的一种开发工艺。度、速率和注汽量。气物性、产品方案、地面自然条件等具体情况,综合考虑采、集、输、炼“一体化”的工艺过程。须根据开发设计统一规划、分区块实施,建设规模应满足开发设计需要,并适应吞吐向汽驱的转换。工艺、新材料、新设备。油气集输与注蒸汽系统生产过程中产生的废水、废气、废渣的排放和噪声控制必须符合环境保护及劳动安全卫生的有关规定。低稠油集输和注蒸汽系统能耗。低油气损耗。以下条件合理选择:条件的油田,宜采用掺蒸汽流程和注采合一管线。采用掺轻质馏分油加热降粘集输流程。采用掺轻质原油加热降粘集输流程。采用掺活性水或其他方法降粘集输流程。开发设计提供的单井产量,考虑原油含水50%~70%。需要掺液时,按掺人液量后的总液量进行计算确定。所辖油井每日产液量及掺入液量之和确定。工作天数按365轻质原油及净化油原油储罐的储油天数应为1~3d。量站-集中处理站或联合站)。确有必要时可建少数接转站。计量站所辖井口数不宜少于一一6— 压、出油温度、取样、扫线、蒸汽压力等常规操作外,尚应满足热采工艺井下作业与测试、出油管线清蜡、掺液等要求。虑热采不同阶段的原油含水率、输送介质流量、温度、气液比和液相粘度等的变化,合理选择各项参数。气混输管线的沿程摩阻,可采用贝克方法和杜克勒方法计算,也可采用经生产实践证明可行的其他方法计算。貌和地下水位的不同可选用低支架地面敷设、埋地敷设或架空敷设。地面敷设时,管底距地面不应小于0.3 m;埋地敷设时,空敷设时,净空高度不宜小于2.5 m,设置热力补偿器;集油管线出井场、进出站部分必须设固定支座,跨越沟渠、穿越公路等处应视具体情况而定。件及保温材料的耐温等级如下:(1)常规采油100 ℃以下;(2)注蒸汽热采时不小于160℃(3)使用注采合一管线时,按注蒸汽管线要求确定。、水日产量计量,当气油比大于 采用分离器配仪表周期性连续计量。每口井每次连续计量一7一一时间一般为4~8h。当气油比小于 采用其他方式计量。内。流量计连续计量,误差要求及仪表使用、校正等应符合现行行业标准《油田油气集输设计规范》有关章节的规定。力容器应采用不停产水力冲砂。嘴喷射速度宜为5~s;每个喷嘴喷水强度不应小于0.8 h。程应大于冲砂泵至最远喷嘴的沿程压力降、压力容器操作压力、喷嘴压降之和。止沉砂。止环境污染。应符合现行行业标准《油气分离器规范》的规定。在油气水三相分离器中液体的停留时间为10~30稠油油气计量分离器宜选用立式,单台计量分离所辖井数不宜多于10口。气油比低于计量分离器出口设置抽吸油泵。离级数为1~级,分离器台数一般不少于2台。多台分离器并联安装时,进、出口管线的设计应使油、气、水均匀分配。-一8—防腐,保温及防水处理。一液分离外,还应根据使用条件考虑机械消泡和水力冲砂等。面或油水界面必须进行控制,可采用机械式或仪表控制的方法。液面能就地显示,高低液位信号应报警。全阀与分离器壳体之间设置截止阀,分离器操作期间截止阀全开,并加铅封。安全阀定压大于分离器操作压力,等于或稍小于容器的设计压力。0热器或其他加热方式。应符合行业现行标准《石油工业加热炉型式与基本参数》的规定。必要时单井井场可设一台;丛式井场可根据实际情况确定炉子台数。中处理站应设两台或两台以上的炉子,不设备用炉,但在低负荷下一台炉子检修时,其余加热炉能维持生产。量站、接转站宜采用火筒式间接加热炉;热一9一负荷大于1000田地面工程设计节能技术规定》的规定。一”设备中火筒加热部分,火筒上方应设置冲砂管,并建冲砂流程。水率及乳化程度、破乳剂性能,通过试验和经济对比确定。可只采用热化学沉降脱水。应符合行业现行标准《原油电脱水设计规范》的规定。质量),排至污水处理站的污水含油量不超过1000 l。油水密度差小,难于达到沉降脱水质量指标时,也可采用常压沉降罐,但应采取稳定措施。压沉降罐可设置加热器,加热器应置于靠近油水界面的油层中。0压沉降罐的沉降时间为12~24h。应考虑液面、界面和压力控制。腐层耐温应高于介质温度;外部必须防腐、保温并做防水处理。确保达到原油脱水的质量指标。-高脱水效率,化学沉降脱水应与管道化学破乳相结合,加药点应根据集输流程确定。续、均匀地加入。采用容积式油泵,在输送温度下原油粘度小于300 可选用高效离心油泵。时工作台数为1~台时,需设备用泵1台;同时工作4台或4台以上,需设备用泵两台。车油泵可设1台备用泵。输油泵应有良好的吸人条件,与泵连接的吸入管内径至少比泵进口的内径大一级。 m / s。管流速一般为1.0~ s,s。体上不带安全阀的容积泵出口必须安装安全阀。在泵出口管段必须安装止回阀。心泵的过滤器面积可为人口管截面积的3~4倍,容积泵的过滤器面积可按产品说明书的要求确定。-一11-.,汽间隔时间较长的稠油区块应建活动式注汽站。期规划方案,与采、集、输工艺相结合,并应尽量减少从吞吐转汽驱的调整工作量。供汽半径及锅炉台数的确定应进行技术经济论证。注汽锅炉的选择应满足下列条件:在注汽站设置汽水分离装置,但分离出的热水及热能应回收利用。选用相同参数相同型号的锅炉,锅炉热效率不得低于85%。炉工时利用率不应低于80%。12一-和燃料的供应;程地质和地形条件;油及天然气工程建设设计防火规范》的有关规定。站场建在一起。修和运行监视方便;布置紧凑,工艺流程合理;m; m;注汽锅炉间的“噪声”控制,应符合国家现行标准《工业企业噪声控制设计规范》。级耐火等级的建筑。锅炉间应采用轻型屋顶,每平方米不宜超过120则应开设天窗或在高出锅炉的墙上开设玻璃窗,开窗面积至少应为锅炉间占地面积的10%。别设在两侧。注汽锅炉间通向室外的门应向外开,注汽锅炉间内工作室的门应向注汽锅炉间内开。一13-及压力表、温度计、流量计和仪表屏等处,应有足够的照明。排放管排出的扩散蒸汽流,不应危及工作人员和邻近设施。时必须满足所选用设备的给水水质要求。台注汽锅炉成套配置或者整个注汽站集中配置,应经过技术经济比较后确定。注汽站应设置专用的储水罐,储水罐不宜少于两个。储水罐的总容量,应根据供水方式和水源的可靠程度等因素确定。一般为运行注汽锅炉在额定蒸发量时所需3~低液位报警和水位自动调节装置。考虑储水罐的保温防冻措施。技术经济论证后确定。油或原油为燃料时,应设置专用储油罐,储油罐的总容量应根据油品的运输方式和供油周期等因素确定,一般应遵守下列规定:昼夜注汽站的最大耗油量确定。燃料油罐内的最高油温应较当地大气压力下水的沸点低5℃,并应较油的闪点低供油泵的选择应符合下列要求:后供油竹线的总阻力;泵后供油管线的油位差;燃烧器前所需的油压;0目,燃烧器前过滤器滤网20~40目。油过滤器滤网流通面积一般为油过滤器进口截面积的8~10倍。扫介质宜采用蒸一15汽,蒸汽吹扫系统应有防止燃料油倒灌的措施。注汽锅炉采用半露天或室内布置时,放散管应引出室外,并应高出屋脊2 m。油泵房宜布置在建筑物的一端,并用实体墙与锅炉间或其他捕助间隔开。供油泵房内的电气、仪表等应采用防爆型。、排放装置,排放水宜回收和利用。排放装置必须安全可靠。排出的蒸汽或液体不得危及工作人员和邻近设施。验室、配电间、维修间、仓库等辅助房间。应能满足生产要求。一一16—济合理、安全可靠,并应符合下列原则:区、分期进行注汽管道的建设,并尽可能地提高管道的利用率。量应满足开发工程的要求。度计算和保温计算,应选取不同的设计参数。采用低碳钢管材时,对于采暖.地区可按室外采暖计算温度选取,但不得低于一20℃。对非采暖地区可按最低环境温度选取。当采用低合金钢管材时,此温度不应低于焊接最低允许环境温度。工作压力大于1道材质应采用20G, 1615技术标准应符合国家现行标准《化肥设备用高压无缝钢管》或《高压锅炉用无缝钢管》的规定。括国内生产的国外牌号的钢材),应按《蒸汽锅炉安全技术监察规程》的要求,结合注汽管道的运行条件,根据可靠资料,经分析确认适合使用条件时,才能采用。汽锅炉安全技术监察规程》的要求执行。一材在设计温度下的基本许用应力取下列两者中的最小值。(算时,均应采用相应钢号的保证值,当缺乏保证值时,可按有关标准进行钢材的抽样试验,取抽样试验得到的强度特性值乘以90%作为计算值。钢材的基本许用应力见附录A,当采用型钢锻制时,可取材料的基本许用应力,当采用钢锭锻制时,应取材料基本许用应力的90%。力发电厂汽水管道应力计算技术规定》中有关规定执行。口形式、热处理要求及焊接质量检验均应符合国家现行标准《工业管道工程施工及验收规范(金属管道篇)》与《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》的规定。对管道进行强度试验与严密性试验。强度试验压力一般按下式计算:(18-一 严密性试验是在强度试验合格后进行,一般宜采用水压试验,试验压力取设计压力。素钢及合金钢制件的公称压力和最大工作压力,见附录B。最大程度地提高保温的经济性,严禁管道、阀件裸露运行。性能指标应符合注汽管线使用条件,并保证其在使用年限内有良好的保温效果。管道内介质流速不应大于流体的冲蚀速度。(19—道的沿程阻力和局部阻力,可按附录流通能力的校核计算按下式进行(计算管道压降时,应分别对吞吐,汽驱两阶段进行校核计算。较大壁厚者做为管道计算壁厚。道的理论计算壁厚应按一下式计算:- 20-一(管道强度计算设计参数的选择。计温度为设计压力下蒸汽的饱和温度。)不小于管道的计算壁厚。)管弯曲半径不小于4倍的外径②中已考虑弯管减薄晕补偿的裕度5%。根据管道工作特点、年限和环境条件确定。 ~ 1.5 搬迁的管道腐蚀裕量不应小于2般应符合下列要求:采用辐射状系统。6,采用辐射状和枝状相结合的系统。油区位于农田中时,管网应采用中架空敷设,保温层底面净空高度不应小于2.5 m;当位于水表面时,保温结构底面与50年一遇的最高水位垂直净距不应小于0.5 m;当位于戈壁或干燥地区时,管网应采用地面敷设,保温层底面净空高度不应小于最大积雪厚度;采用埋地敷设时,管网埋深应大于冻土深度和机耕最大深度。须安装管道补偿器。"型分配器。必须通过时,穿过村镇必须采用中架空,穿越公路时,从公路下穿过必须采用加套管或设涵洞的形式,也可采用高架空,管道从公路下穿越时,其交叉角不宜小于45°,管顶距公路路面不应小于0.7 m,套管的两端伸出公路边缘不应小于路边缘有排水沟时,应延伸出排水沟边根据油田生产运行的实际情况,在注汽管道的适当处应- 22—设置阀门。续运行的注汽管道可不设坡度。0注汽管道在架空输电线下通过时,管道应采用绝缘保护层,保护层的边缘应超出导线最大风偏范围。网的金属部分(包括交叉点两侧5接地,接地电阻不应大于12注汽管道有垂直位移的部位,应设置弹簧支吊架。弹簧型号的选择计算按现行行业标准《火力发电厂汽水管道设计技术规定》执行。与所连接的管道材质一致。选用国家标准管件中的热压件或锻制件,其公称压力的选择应根据介质的压力、温度、管件材质与加工方法校核计算确定。采用焊接方式。采用焊接方式,其公称压力应根据介质的压力、温度与阀体材质确定。在管道可能积水的低点处或支线的末端,放水处宜串联两个截止阀。放气装置根据施工实际需要设置,两个放水阀或放气阀之间的连接长度不宜小于1布置注汽管道时,应尽量利用管道“L” 形及“Z"形管段对热伸长作自然补偿,当自然补偿不能满足时,必须设置补偿器。矩小,散热损失小与经济性好的先进补偿器。-一23-算方法应符合现行行业标准《火力发电厂汽水管道应力计算技术规定》。管道弯管处不应采用冲压弯头,宜选用正偏差的整根直管段煨制,煨弯半径不小于4倍的外径,煨制质量必须符合现行国家标准《工业管道工程施工及验收规范(金属管道篇)》。偿器两侧4045装设导向支架,管道焊口与管支架的间距不得小于1000方形补偿器应尽量布置在相邻固定支架的中点,没有条件时,较长一边的长度不应大于固定支架间距的60%。考虑安装时的冷紧,紧口一般选在便于施工和管道弯矩较小处。管段过长时应在适当位置设导向支架,并宜采取措施减小管托与支架间的磨擦力。按强度及刚度等条件确定,取其最小值作为最大允许支吊架间距。平直管段上的支吊架允许间距,可按下式计算:( 24— 用调整6采用中高支架通过村镇及公路时,支架的设置应考虑风载荷等,管支托应有防滑落措施,并在管架上附限高标志。 25— 直管道不应选用软质保温材料;埋地管道必须选用硬质保温材料;潮湿及低洼地段的埋地管道必须选用吸水率小的保温材料,需要搬迁的管道应采用硬质保温材料。在不大于材料最佳保温密度的范围内选取。优先选用导热系数小、密度小、价格低、破损率低、易于施工的保温材料。主要技术性能指标应满足下列要求:00℃)时, (m . K);平均温度大于473K,但不大于573K(300℃)时,导热系数值不得大于0.10w/(m·K)。 0M 保温结构设计一般应遵守下列原则:得有碳化、变质、霉烂、脱落、吸水和严重吸湿等现象发生。自重、风、雪、土壤等附加荷载或运输、施工、使用过程中不致破坏和塌陷。护工作量小。兰、阀门、快速接头等需拆卸处应采用可拆卸式保温结构。热系数小、弹性好的密封垫或软质保温材料,组成无隙保温层,密封垫宜选用泡沫石棉垫,厚度为10~一26-温结构优化和保温厚度计算应采用最小年费用法,对于用经济厚度保温不能满足注汽采油工艺要求的管道,应按允许散热损失法计算。汽管道外表面温度采合一的注汽管道外表面温度T,按下式计算:(注汽管道使用年限大于保温结构的经济寿命时,计息年数取保温结构的经济寿命,否则取注汽管道的使用寿命。通型管道支座附加系数取10%一15%;施工质量、接缝、保温材料的稳定性与均匀性附加系数取5%~10%;隔热管托的附加系数取2% ~ 4 % ;球型补偿器附加系数取1%。28一(按允许热损计算地上单一保温材料保温厚度的公式为:(6,一29—对于室内或干燥地区(相对湿度小于50%)的室外注汽管道,当施工过程中不存在钢管与水接触的常年运行注汽管道,其外壁可不做防腐处理,当施工过程中有可能存在钢管与水接触的常年运行注汽管道,其外壁则可只做一般防腐处理。录32-一附录)(Cl))(33—(3推荐局部阻力计算方法(( 倍直径处有扰动时,按式(算:(2)三通管:(3 ) 闸阀:(一34一一(4)球阀:(5 )控制阀:1(一35—附加说明主编单位:中国石油天然气总公司规划设计总院辽河石油管理局设计院新疆石油管理局设计院胜利石油管理局设计院主要起草人:陈泽芳黄建中杨洲戴庆鹏王书信梁月霞一36-一附件稠油集输及注蒸汽系统设计规范条文说明-一37一一修订说明本规范是根据中国石油天然气总公司文件(92)中油科字第66号《关于印发“一九九二年石油天然气行业标准制、修订项日计划”的通知》,由中国石油天然气总公司规划设计总院、辽河石油管理局设计院、新疆石油管理局设计院、胜利石油管理局设计院负责编制的在编制过程中对我国主要稠油生产区及有关单位进行了广泛的调查研究,总结了几年来执行原《调油集输及注蒸汽系统设计技术规定》(7经验和不足,并吸收了国外先进技术,征求了有关设计和生产等方面的意见,最后经规划设计总院组织有关专家审查定稿。各单位在执行本规范过程中,如发现问题和需要补充之处,请及时提供给中国石油天然气总公司规划设计总院标准规范处(北京市学院路938信箱,邮编100083),以便修订时参考。中国石油天然气总公司规划设计总院辽河石油管理局设计院新疆石油管理局设计院胜利石油管理局设计院1993年12月8日一38一目次一39一87)油设字第346号文发布的《稠油集输及注蒸汽系统技术规定》(7修订升级版。编制中除保留了原标准中行之有效的部分条文内容外,还对原标准在执行过程中发现的不完善、不全面、欠妥当之处,做了必要的补充、修改、增删,以便使稠油地面工程设计作到技术先进、经济合理、安全适用、质量优良、不断提高设计水平。际市场原油按相对密度。0~ 10°重质原油。第十二届世界石油会议提出石油分类标准为, 10°重质原油二联合国训练研究署(持,1981年出以原油粘度为主要指标,以相对密度为辅助指标的分类方法此法将原油特性(主要是粘度)和油田开发、集输联系起来,更有利于稠油资源评价和开发、方法、集输流程研穷、见表1。表1
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