海上油气处理系统规范
海上油气处理系统规范
海上油气处理系统规范海上油气处理系统规范随着石油和天然气开采的不断进展，海上油气钻探和生产平台已成为油气勘探开发领域的紧要构成部分。
在海上油气生产过程中，为了保护环境、保障人员安全和提高生产效率，需要设计和实施各种油气处理系统。
为此，必需定制一系列规范以引导其设计、建筑、运营和维护，从而确保其安全、牢靠和高效。
本文将重点介绍海上油气处理系统规范的重要内容。
1. 设计原则（1）安全优先。
设计应以保障人员安全、保护环境为首要原则，确保全部设计充足国家相关法律法规和规范。
（2）牢靠性。
全部设备和工艺均应设计为牢靠的，保证其在使用寿命内能够持续稳定运行。
（3）高效性。
工艺和设备设计应是高效的，以实现最佳生产效益。
（4）可维护性。
设计应考虑设备的可维护性和维护和修理紧要性，以确保设备的牢靠性和运行时间。
（5）快捷性。
设计应能适应在生产平台上监测和掌控变化的需求，以做出精准的调整和维护。
2. 设备选择（1）全部设备均需能充足特定的工艺操作要求，保证生产效率和质量。
（2）电器设备应符合国家相关标准，能够适应海上环境，牢靠性高。
（3）全部设备应充足船级社和海上安全标准，并考虑设备和系统的维护和升级需求。
（4）对于紧要设备，应备有备用方案以保证生产组件的牢靠性和故障率。
3. 工艺流程（1）设计应充足各种天然气和石油产品分别和处理的要求。
（2）各种生产装置的排放应符合国家和国际规定，并考虑环境保护条例和全部设施的排放要求。
（3）设计应遵从各种处理技术，例如热解、蒸馏、化学处理、机械过滤等。
（4）在处理前，应订立适当的试验方案，检查并确认系统流程的正确性和数据的精准性。
（5）在处理系统中应设有定期检测机制以确保其高效运行。
4. 建筑设施（1）建筑设施应像海洋气象，在设计时考虑风、浪、冲浪和冰情况，确保其安全稳定运行。
（2）建筑设施的结构和材料应能防火、抗腐蚀和抗磨损。
这样能加添生产系统的使用寿命和系统和工作区域的安全。
关于海上设施产品的持证要求
志所涉及的产品持证要求依照 CCS《钻井装置发证指南》执行。 上述所提及的钻井设备的产品审图由海洋工程技术中心负责，产品检验由 CCS 具
有相应项目经历或资历的适任验船师执行。 （5）油气处理设备的产品持证要求：对于申请我社油气水处理装置附加标志
（PROCESS）的海上移动平台，其附加标志所涉及的产品持证要求依照 CCS《海上油 气处理系统规范》执行。产品审图和检验由 CCS 具有相应项目经历或资历的产品审图 和检验部门负责。
国家经贸委《海上固定平台安全规则》 CCS《海上设施产品检验须知》 《WPOE708 海上生产设施专用产品检验发证管理程序》等。 （4）海上固定设施发证检验项目中的钻井装置设备及部件的产品持证要求：如 本通函附录 2 中未有规定，则可参见 CCS《钻井装置发证指南》。产品审图和检验由 CCS 具有相应项目经历或资历的产品审图和检验部门负责。 （5）海上固定设施发证检验项目中的油气处理设备的产品持证要求：如本通函 附录 2 中未有规定，则可参见 CCS《海上油气处理系统规范》。产品审图和检验由 CCS 具有相应项目经历或资历的产品审图和检验部门负责。 （6）对于上述情况之外的产品，若产品制造厂自愿向 CCS 申请检验时，CCS 可 参照上述适用规定执行检验。最终签发“海上固定设施产品检验证书”。 4、拟用于海上浮式装置的产品的检验： （1）用于入级（和/或法定检验）海上浮式装置的产品的持证要求依照 CCS《海 上浮式装置入级规范》第 1 篇第 3 章执行。其中，针对 CCS《海上浮式装置入级规范》 第 1 篇第 3 章与 CCS《钢质海船入级规范》第 1 篇第 3 章相重叠部分的产品，若二者 持证要求不一致时，则以 CCS《钢质海船入级规范》第 1 篇第 3 章中的相应内容为准。 CCS《海上浮式装置入级规范》第 1 篇第 3 章附录 1~3 规定的产品按照船用产品检验 模式管理。 （2）钻井设备（如有）入级时的产品持证要求：对于申请我社钻井装置附加标 志（DRILL）的海上浮式装置，其附加标志所涉及的产品持证要求依照 CCS《钻井装置 发证指南》执行；产品审图由海洋工程技术中心负责，产品检验由 CCS 具有相应项目 经历或资历的适任验船师执行。 （3）油气处理设备入级时的产品持证要求：对于申请我社油气水处理装置附加 标志（PROCESS）的海上浮式装置，其附加标志所涉及的产品持证要求依照 CCS《海
海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制及效果评价要求-概念解析以及定义
海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制及效果评价要求-概述说明以及解释1.引言1.1 概述概述海上油气田生产工艺系统内的腐蚀控制是保证油气生产工艺系统正常运行和延长设备寿命的重要措施之一。
随着我国深海油气勘探和开发的不断深入，油气生产工艺系统内腐蚀控制的研究和实践显得尤为重要。
在海上油气田开发过程中，由于水分、氧气、电位和温度等因素的影响，生产工艺系统内普遍存在着腐蚀问题。
腐蚀不仅会导致设备损坏和效能下降，还可能造成环境污染和安全事故。
因此，加强对海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制的研究，制定相应的评价要求和技术规范，具有重要的理论和实践意义。
本文首先介绍了海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制的重要性，并概述了腐蚀控制方法的研究现状。
其次，本文详细探讨了海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制方法，包括物理控制、化学控制和电化学控制等方面。
最后，本文提出了腐蚀控制的效果评价要求，以便对腐蚀控制方法的有效性进行评价和改进。
综上所述，海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制及其效果评价要求的研究对于确保油气生产工艺系统的正常运行和设备的安全稳定具有重要意义。
通过本文的研究，有望为海上油气田的腐蚀控制提供理论指导和技术支持。
1.2文章结构2. 正文2.1 腐蚀控制的重要性2.2 海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制方法2.3 腐蚀控制的效果评价要求在本文的第一章引言中，我们已经对海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制及效果评价要求的主题进行了概述和目的的介绍。
在本章节中，我们将详细探讨海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制及效果评价要求的具体内容。
本节将首先分析腐蚀控制的重要性。
海上油气田的生产工艺系统常常受到海水、盐雾、高温、高压等恶劣环境的侵蚀，腐蚀现象会对系统的安全运行和产能造成重大影响。
因此，有效的腐蚀控制至关重要。
我们将深入探讨腐蚀控制的原理和方法，包括物理措施、化学措施以及材料选择等方面的内容。
接下来，我们将介绍海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制的具体方法。
ch5-5 原油储存和处理系统管系新
第5章立管和原油外输系统第1节立管系统5.1.1一般要求5.1.1.1 本节适用于硬性或柔性的立管系统，该立管系统把浮式装置、海底油井或海底管线连接起来以运送烃类物质或其他流体。
5.1.1.2 本社认可下列，标准对立管系统进行设计和制造。
(1)ISO1042海底及海上用软管系统(2)API RP 17B软管(3)API SPEC 17J软管5.1.2立管应急关断阀5.1.2.1 向浮式装置上输入烃类流体的立管应设有应急关断阀。
5.1.2.2 立管应急关断阀及其相关的驱动器及控制应具有可靠性并避免遭受机械损伤和意外的负荷。
5.1.3立管的解脱5.1.3.1 通过风险评估，根据系统超过设计极限。
可能性和产生的后果来确是否要求应急解脱。
5.1.3.2 应能从两个处所如主控室和转塔处对立管进行解脱；遥控解脱失效时，应能用人工备用系统如手动泵进行解脱。
5.1.3.3 立管及其解脱系统的设计应保证在立管解脱后或重新连接期间立管应有持压能力，立管或与之有关的海底设备至损的可能性应减至最小。
5.1.3.4 立管解脱端应安装关断阀，在解脱前此阀应关闭，在立管解脱时不应对环境造成破坏。
5.1.3.5 应能在对立管不进行实际解脱的情况下对解脱系统的重要功能进行试验(如摸扔阀的关闭，连接器的解脱)。
5.1.3.6 控制系统一个元件失灵不应招致立管的意外的解脱。
5.1.4监控和控制5.1.4.1从原油处理系统控制站应能对立管系统进行监控。
5.1.4.2立管系统操作极限达到之前应有报警。
第2节原油外输系统5.2.1一般要求5.2.1.1 原油外输系统应设计成单一故障发生时，不能招致较大的环境污染和机械损坏。
5.2.1.2 应至少配备两台原油泵以原油进行外输和驳运。
5.2.1.3 原油外输系统中的设备、管路、仪表应符合本规范相应的章节的要求。
5.2.1.4 应装设排空原油舱及任何相应管路的装置。
5.2.2原油泵5.2.2.1 原油泵除可兼作泵舱、排水、原油洗舱排水以及注入和排除原油舱内的压载水外，仅可作为原油舱的注入和排出。
QHS 13008-2010_海上油气田工程设计节能技术规范
Q/HS 中国海洋石油总公司企业标准Q/HS13008—2010海上油气田工程设计节能技术规范Technical specification for design of energy conservationfor offshore oil & gas field engineering2011－01－07发布2011－04－01实施中 国 海 洋 石 油 总 公 司发布Q/HS 13008—2010目次前言 (Ⅱ)1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 术语和定义 (1)4 总则 (2)5 油气集输、处理及储存 (2)6 注水及水处理 (4)7 公用工程 (5)附录A（资料性附录）能源消耗计算方法 (8)IQ/HS 13008—2010II前言本标准的起草依据GB/T 1.1-2009《标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写》。
本标准由中国海洋石油总公司标准化委员会节能工作组提出并归口。
本标准起草单位：中海油研究总院。
本标准主要起草人：常炜、黄喆、窦培举、张海红、李鑫、周晓红、雷方辉、王文祥、向守安。
本标准主审人：李志军、王建丰。
Q/HS 13008—2010 海上油气田工程设计节能技术规范1 范围本标准规定了海上油气田油气处理及有关公用工程设施设计节能技术要求，包括降低能源消耗和减少油气损耗两个方面。
本标准适用于新建海上油气田开发工程。
改建工程和扩建工程可参照执行。
2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。
凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T 4272 设备及管道保温技术通则GB/T 5656 离心泵技术条件（II类）GB/T 9234 机动往复泵GB/T 11062 天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法GB/T 13007 离心泵效率GB/T 14549 电能质量公用电网谐波GB 18613 中小型三相异步电动机能效限定值及能效等级GB 19762 清水离心泵能效限定值及节能评价值GB 50391 油田注水工程设计规范SY/T 5268-2006 油田电力网网损率测试计算方法Q/HS 13006-2009 固定资产投资工程项目可行性研究及初步设计节能篇（章）编写通则Q/HS 13007-2009 能源计量器具配备与管理要求海上固定平台安全规则 (2000年国家经济贸易委员会)浮式生产储油装置 (FPSO) 安全规则(试行) (2006年海洋石油总公司)3 术语和定义下列术语和定义适用于本文件。
海洋石油开采工程 第二章 海上油气田生产与集输
第一节 海上油气田生产与集输
海上油气田的生产就是将海底油（气）藏中的原
油或天然气开采出来，经过采集、油气水初步分离与
加工，短期的储存，装船运输或经海管外输的过程。
一、海上油气田生产的特点
1、海上生产设施应适应恶劣的海况和海洋环境的要求 2、满足安全生产的要求 3、海上生产应满足海洋环境保护的要求
图1－1 水深和钻井平台的形式选择
图1－2 水深和采油平台的形式选择
二、海上钻井平台
海上钻井平台是指在海上钻井时的工作场所。就其作业特点来 说，可分为固定式与浮动式两种。前者作业时固定于海底；后者作 业时漂浮于海面，随海水浮动。 （一）海上钻井平台的类型、性能及选择 1．海上钻井平台的类型与性能 海上钻井平台按照能否移动来划分，可分为两大类。 1）固定式：固定钻井平台。固定于海底后，即不能再移动。 2）移动式：包括自升式钻井平台、坐底式钻井平台、半潜式 钻井平台和钻井浮船。作业完成后，它们可以通过拖航或自航，移 运至其它地点。 在表2－1中列出了移动式钻井平台的性能参数，各类钻井平台 的结构及其对比情况如图2－3则所示。
第二节 海洋石油生产设备
海洋平台的分类 按运动方式，可分为固定式与移动式两大类
桩式
固定式 重力式 群柱式 桩基式 腿柱式
海洋平台
浮式
船式
半潜式 独立腿式 沉垫式
移动式
坐底式
坐底式 自升式
顺应式
牵索塔式 张力腿式
一、海上平台的主要性能要求
按使用功能分类，海水石油平台可划分为：海上钻探、海上 油和气开采、海上油和气集输和海上服务四类。 （一）海上钻探 钻探平台主要用来安装钻探设备，进行钻探活动，故必须有 相应的甲板面积和载重量。 这类平台在钻探工作时尽可能减少其位移，以限制平台的钻 探设备（如钻管等）的受力和变形，保证正常的钻探工作。根据操 作情况，这种位移在垂向应不大于±1.5m，水平方向应不大于水深 的6%，平台的纵横倾角应不大于3度。 因为一口油井约需钻1～4个月，所以这类平台，在早期油田 开发中，以移动式较为有利，可以便于经常迁移。这类平台有半潜 式、自升式和船舶式等。但在大规模油田的开发中，也有用固定式 平台作为多井钻井平台，随之作为开采平台使用的。
海上油气平台开排系统的设计方法
2017年第8期
海上油气平台开排系统的设计方法
冯永
陈瑞燕 Βιβλιοθήκη 张辉 洪森海洋石油工程股份有限公司 天津 300451 摘要：开排系统是海上油气平台进行安全生产的重要系统之一，文中介绍了开排系统的两种主要形式的流程及其各自 的设计方法及计算步骤。 关键词：开排系统 开排罐 开排沉箱 甲板地漏 液封
䙤
第3步 明确以下设计参数 HAT—最高天文潮位，m；LAT—最低天文潮位，m 4 4
䙤
6*Rü⊍↨䞡 Y 䙤 当海平面处在最高天文潮位时， ℹ 第4步 ℹ ᔧ⍋ᑇ䴶໘᳔催᭛╂ԡᯊˈ ᔧ⍋ᑇ䴶໘᳔催᭛╂ԡᯊˈ 6*Rü⊍↨䞡 Y 4 4 G 䙤 ᔧ⍋ᑇ䴶໘᳔催᭛╂ԡᯊˈ 管线或沉箱底部排入大海。在我国海上平台的开排罐有两种 6* ˄˅ 6* u K K +$7 6* 6* u uK K ˄˅ L GL ℹ Z Z （1） Z u Z +$7 ℹ Yᔧ⍋ᑇ䴶໘᳔催᭛╂ԡᯊˈ 6*Rü⊍↨䞡 6*Rü⊍↨䞡 Y 4 形式，一种是布置在甲板上的方罐，一般使用离心泵作为开 为了防止沉箱顶部溢油，则必须 Ўњ䰆ℶ≝ㆅ乊䚼⑶⊍ˈ߭ᖙ乏 6* u K +$7 6* u K ˄˅ Ўњ䰆ℶ≝ㆅ乊䚼⑶⊍ˈ߭ᖙ乏 Z 6*Z u KZ +$7 6* u ˄˅ G ZK 䙤 ℹ ᔧ⍋ᑇ䴶໘᳔催᭛╂ԡᯊˈ ℹ Lᔧ⍋ᑇ䴶໘᳔催᭛╂ԡᯊˈ 6*Rü⊍↨䞡 Y ˄˅ + t K K ˄˅ + t K K 排泵，渤海地区一般使用此种开排罐的形式；一种是悬吊在 Ўњ䰆ℶ≝ㆅ乊䚼⑶⊍ˈ߭ᖙ乏 ZZ （2） Ўњ䰆ℶ≝ㆅ乊䚼⑶⊍ˈ߭ᖙ乏 4 u K +$7 6* ˄˅ u K ˄˅ 6*Z u KZ +$7 6* u6* KZ GL ℹZ ᔧ⍋ᑇ䴶໘᳔催᭛╂ԡᯊˈ ⬅˄˅ ˄˅ϸᓣᕫࠄ˖ K + 6* ⬅˄˅ ˄˅ϸᓣᕫࠄ˖ K d d + +$7 +$7 u u 6* 6* 6* 6* 6* 下层甲板上的开排沉箱，一般使用轴流泵或气动隔膜泵作为 由（1）（2）两式得到： Y ˄˅ + t K KZ 6*Rü⊍↨䞡 ˄˅ + t K K ZZ ZZ Ўњ䰆ℶ≝ㆅ乊䚼⑶⊍ˈ߭ᖙ乏 Z Ўњ䰆ℶ≝ㆅ乊䚼⑶⊍ˈ߭ᖙ乏 6*Z u KZ +$7 6* u K ˄˅ ℹ ᔧ⍋ᑇ䴶໘᳔Ԣ᭛╂ԡᯊˈ ℹ ᔧ⍋ᑇ䴶໘᳔催᭛╂ԡᯊˈ ℹ ᔧ⍋ᑇ䴶໘᳔Ԣ᭛╂ԡᯊˈ ˄˅ + t K K ⬅˄˅ ˄˅ϸᓣᕫࠄ˖ K d + +$7 u 6* 6* 6* 开排泵。开排系统的操作温度应保证高于原油的凝点，若环 ˄˅ϸᓣᕫࠄ˖ Z ⬅˄˅ KZ d + Z +$7 u 6* Z 6* Z 6* Ўњ䰆ℶ≝ㆅ乊䚼⑶⊍ˈ߭ᖙ乏 ˄˅ + t K KZ 6*Z u KZ +$7 6* uℹ K ᔧ⍋ᑇ䴶໘᳔Ԣ᭛╂ԡᯊˈ ˄˅ ⬅˄˅ ˄˅ 6* u 6* u ˄˅ϸᓣᕫࠄ˖ d +K +$7 u 6* Z 6* Z ˄˅ 6* ˄˅ 6*ZZᔧ⍋ᑇ䴶໘᳔Ԣ᭛╂ԡᯊˈ u K K /$7 /$7 K 6* u K Z 境温度低于操作温度，可考虑在罐内加热源。沉箱则不适合 第5步 当海平面处在最低天文潮位时， Z + t K K ℹ Z 6* 6* ⬅˄˅ ˄˅ϸᓣᕫࠄ˖ K dᔧ⍋ᑇ䴶໘᳔Ԣ᭛╂ԡᯊˈ + +$7 u Z Z 6* Ўњ䰆ℶ≝ㆅ乊䚼⑶⊍ˈ߭ᖙ乏 ℹ 6*Z u KZ /$7 6* Ўњ䰆ℶ≝ㆅᑩ䚼⑶⊍ˈ߭ᖙ乏 u K ⬅˄˅ Ўњ䰆ℶ≝ㆅᑩ䚼⑶⊍ˈ߭ᖙ乏 ˄˅ϸᓣᕫࠄ˖ d + +$7 u 6*Z 6* 在冬季环境温度较低的地方使用，因其不便安装加热设施， K Z 6* ˄˅ 6* K /$7 ˄˅ 6* K u ℹ ᔧ⍋ᑇ䴶໘᳔Ԣ᭛╂ԡᯊˈ Z u Z /$7 （3） ˄˅6* + t K KZ ˄˅ ˄˅ K 6* u K Z u Z Ўњ䰆ℶ≝ㆅᑩ䚼⑶⊍ˈ߭ᖙ乏 + t K ˄˅ + t K ℹ ᔧ⍋ᑇ䴶໘᳔Ԣ᭛╂ԡᯊˈ Z Z Z Z 目前国内南海地区比较倾向于使用开排沉箱。 为了防止沉箱底部溢油，则必须 Ўњ䰆ℶ≝ㆅᑩ䚼⑶⊍ˈ߭ᖙ乏 ˄˅ 6* u KZ +$7 /$7 6*Z6* uЎњ䰆ℶ≝ㆅᑩ䚼⑶⊍ˈ߭ᖙ乏 ⬅˄˅ ˄˅ϸᓣᕫࠄ˖ KZ d u 6* 6* Z K + Z + t KZ ˄˅ 6*Z u KZ /$7 ˄˅ 6* + u ⬅˄˅ ˄˅ϸᓣᕫࠄ˖ ⬅˄˅ ˄˅ϸᓣᕫࠄ˖ +ZZKt t 6* 6*ZZ u uK K 6* 6* /$7 /$7 ZZ ˄˅ + KZK ℹ ᔧ⍋ᑇ䴶໘᳔Ԣ᭛╂ԡᯊˈ 3 计算 ˄˅ + Ўњ䰆ℶ≝ㆅᑩ䚼⑶⊍ˈ߭ᖙ乏 ZZ tt （4） Z Ўњ䰆ℶ≝ㆅᑩ䚼⑶⊍ˈ߭ᖙ乏 ⬅˄˅ ˄˅ϸᓣᕫࠄ˖ + t 6* u K 6* /$7 Z Z Z ℹ ᓔᥦ≝ㆅ᳔ᇣ䭓ᑺˈ + + + ℹ ᓔᥦ≝ㆅ᳔ᇣ䭓ᑺˈ + + + PLQ ˄˅ 由（3）（4）两式得到： ⬅˄˅ ˄˅ϸᓣᕫࠄ˖ +Z t 6*Z u Z K PLQ Z 6* Z /$7 u K ˄˅ 3.1 管线尺寸计算 6*Z u KZ /$7 6*+ ⬅˄˅ +Z t 6*Z u K ˄˅ 6*Z /$7 Z t KZ + Z + t˄˅ϸᓣᕫࠄ˖ KZ ℹ ᓔᥦ≝ㆅ᳔ᇣ䭓ᑺˈ + PLQ Z + Ўњ䰆ℶ≝ㆅᑩ䚼⑶⊍ˈ߭ᖙ乏 ℹ ᓔᥦ≝ㆅ᳔ᇣ䭓ᑺˈ + + + PLQ Z 第1步 确定主要设计参数；第2步 计算最大的处理液量 ⬅˄˅ ˄˅ϸᓣᕫࠄ˖ + t 6* u K 6* /$7 ⬅˄˅ ˄˅ϸᓣᕫࠄ˖ + t 6* u K 6* Z Z Z ℹ ᣝ✻≝ㆅⱘᆍ鳥ᑨ㛑ᆍ㒇᳔ᥦܹ⚗㉏⎆ԧԧ鳥ˈ߭݊Ⳉᕘ GG Z Z Z + PLQ + Z + 9 /$7 ℹ ᓔᥦ≝ㆅ᳔ᇣ䭓ᑺˈ ᣝ✻≝ㆅⱘᆍ鳥ᑨ㛑ᆍ㒇᳔ᥦܹ⚗㉏⎆ԧԧ鳥ˈ߭݊Ⳉᕘ ˄˅ + Z t KZ 9 ℹ ᣝ✻≝ㆅⱘᆍ鳥ᑨ㛑ᆍ㒇᳔ᥦܹ⚗㉏⎆ԧԧ鳥ˈ߭݊Ⳉᕘ G ℹ ᓔᥦ≝ㆅ᳔ᇣ䭓ᑺˈ + + + （m3/h）；第3步 选择排放管线的流体流速，1.0~2.1 m/s； ℹ ᓔᥦ≝ㆅ᳔ᇣ䭓ᑺˈ + + + ℹ ᣝ✻≝ㆅⱘᆍ鳥ᑨ㛑ᆍ㒇᳔ᥦܹ⚗㉏⎆ԧԧ鳥ˈ߭݊Ⳉᕘ G PLQ Z 第6步 开排沉箱最小长度， PLQ Z ⬅˄˅ ˄˅ϸᓣᕫࠄ˖ + Z t 6* Z u K 6*Z /$7 SK SK ℹ ᣝ✻≝ㆅⱘᆍ鳥ᑨ㛑ᆍ㒇᳔ᥦܹ⚗㉏⎆ԧԧ鳥ˈ߭݊Ⳉᕘ G 9 第4步 计算满流时所需管道的管径。 第7步 按照沉箱的容积应能容纳最大排入烃类液体体 9 ℹ ᓔᥦ≝ㆅ᳔ᇣ䭓ᑺˈ + PLQ +Z + 䙤 ℹ ᣝ✻≝ㆅⱘᆍ鳥ᑨ㛑ᆍ㒇᳔ᥦܹ⚗㉏⎆ԧԧ鳥ˈ߭݊Ⳉᕘ G ℹ ᣝ✻≝ㆅⱘᆍ鳥ᑨ㛑ᆍ㒇᳔ᥦܹ⚗㉏⎆ԧԧ鳥ˈ߭݊Ⳉᕘ G S K 4 SK 9 G
GB50350-2015油田油气集输设计规范
精心整理中华人民共和国国家标准油田油气集输设计规范7．1．6原油脱水站的事故油罐可设1座，容积应按该站1d的设计油量计算。
7．1．7接转站、放水站不宜设事故油罐。
当生产确实需要时可设事故油罐，容积可按该站4h～24h设计液量计算。
7．1．8需要加热或维持温度的原油储罐的罐壁宜采取保温措施，事故油罐的罐壁可不设保温措施。
7．1．9油罐内原油的加热保温可采用掺热油方式、盘管加热方式或电加热方式，热负荷宜按油罐对外散热流量确定。
7．1．10油罐散热流量可按下式计算：式中：——油罐散热流量(W)；A1、A2、A3——罐壁、罐底、罐顶的表面积(m2)；K1、K2、K3——罐壁、罐底、罐顶的总传热系数[W／(m2·℃)]；t av——罐内原油平均温度(℃)；t amb——罐外环境温度(取最冷月平均温度)(℃)。
7．1．11油罐呼吸阀、液压安全阀的设计应符合现行行业标准《石油储罐附件第1部分：呼吸阀》SY／T0511．1、《石油储罐附件第2部分：液压安全阀》SY／T0511．2的规定。
d——管道内径(m)；v——管内液体流速(m／s)；q v——原油的体积流量(m3／s)；g——重力加速度，g＝9．81m／s2；λ——水力阻力系数，可按表8．2．4确定。
表8．2．4水力阻力系数λ计算公式式中：Re——雷诺数；v——液体的运动黏度(对含水油为乳化液黏度)(m2／s)；ε——管道相对粗糙度，；其中e为管道内壁的绝对粗糙度(m)，按管材、制管方法、清管措施、腐蚀、结垢等情况确定，油田集输油管道可取e＝0．1×10-3m～0．15×10-3m。
式中其他符号意义与本规范公式8．2．4-1、公式8．2．4-2中相同。
8．2．5埋地集输油管道总传热系数应符合下列规定：1应根据实测数据经计算确定。
不能获得实测数据时，可按相似条件下的运行经验确定。
2当无实测资料进行初步计算时，沥青绝缘管道的总传热系数可按照本规范附录D选用；硬质聚氨酯泡沫塑料保温管道的总传热系数可按照本规范附录E选用。
海洋石油开采工程(第八章海上油气储存与集输)
单点系泊系统采用一个大直径的圆筒形系泊浮筒，用锚 及锚链固定在海底，油轮系泊在浮筒上可转动的系泊构件上， 可随海流和风向沿浮筒旋转３６０°，能使油轮处于海浪流 速和风速以及风力综合造成的最小阻力位置。浮筒的甲板上 有装油、卸压舱水、装卸燃油等管线设施，原油从海底管线 通过立管或软管进入浮筒的中央旋转装置，延伸至油轮的管 汇系统。
➢ 浮筒尺寸的大小是根据所需正浮力和结构要求而确定的。 ➢ 除了强度上的要求外，浮筒必须满足水中稳定要求，包括
在无链拖航和最大外界环境中的稳定。
第二节 海上装油系统
（２）桩腿构件
➢ 单点系泊系统的桩腿是将浮筒支持在安装点的部件，基本 上分为锚链类（或锚链—立管）和刚性构件两种，按数量 划分有单桩腿和多桩腿之分。
第一节 海上储油系统
二、平台储油罐
所谓平台储油罐是指在固定式钢结构物上建造的金属储 油罐。 ➢ 这种储油方式一般都建在浅水区。 ➢ 平台储油罐的结构及其附件，跟陆上储油罐基本相同，多
半采用立式圆筒形钢质储油罐。 ➢ 由于受固定平台甲板面积和承载能力的限制，储油容量不
可能很大，因为过大的储油罐容量，受风浪影响较大，安 全上就会有问题，同时建支撑平台要增加投资，不经济， 故目前采用较少。
出的海水要经过罐顶甲板上三个撇油箱。
第一节 海上储油系统
１—隔墙； ２—进油孔； ３—海水泵； ４—过桥； ５—９个有顶盖的储罐 ； ６—吸入室； ７—４台装油泵； ８—控制室； ９—顶部甲板； 10—泵和撇油箱； 11—直升机坪； 12—内底板
第一节 海上储油系统
四、重力式平台支腿储油罐
➢ 巨大的混凝土和钢结构重力平台提供了能满足储油需要的 空间。
第二节海上装油系统南海北部湾某油田设施布臵图第二节海上装油系统固定塔式单点系泊结构图第二节海上装油系统第三节海上油气集输模式第一节海上储油系统第二节海上装油系统海上油气集输系统包括海上油气生产设备系统以及为其提供生产场地支撑结构的工程设施包括井口生产平台生活平台储油平台储油轮储油罐单点系泊输油码头等
国家海洋局关于印发《海洋油气开发工程环境保护设施竣工验收管理办法》的通知
国家海洋局关于印发《海洋油气开发工程环境保护设施竣工验收管理办法》的通知文章属性•【制定机关】国家海洋局•【公布日期】2008.02.01•【文号】国海环字[2008]64号•【施行日期】2008.02.01•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】海洋资源正文国家海洋局关于印发《海洋油气开发工程环境保护设施竣工验收管理办法》的通知（国海环字[2008]64号）各分局、中国海监总队，中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司：为加强海洋油气开发工程环境保护设施竣工验收管理，根据《中华人民共和国海洋环境保护法》、《防治海洋工程建设项目污染损害海洋环境管理条例》等有关法律法规的规定，我局制定了《海洋油气开发工程环境保护设施竣工验收管理办法》，现印发给你们，自印发之日起施行。
二○○八年二月一日海洋油气开发工程环境保护设施竣工验收管理办法第一条为加强海洋油气开发工程环境保护设施竣工验收的管理，根据《中华人民共和国海洋环境保护法》、《防治海洋工程建设项目污染损害海洋环境管理条例》和《中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例》等法律法规的规定，制定本办法。
第二条本办法适用于海洋油气开发工程环境保护设施竣工验收管理。
第三条本办法所称的竣工验收是指海洋油气开发工程完工后，国家海洋局通过现场检查和技术评估等手段，考核其是否达到海洋环境保护要求的活动。
本办法所称的环境保护设施是指按照经批准的环境影响报告书和环境保护篇章的要求配备的与海洋油气开发工程建设或生产有关的各项环境保护设施。
第四条海洋油气开发工程的主体工程完工后，其配套建设的环境保护设施必须与主体工程同时投入（试）运行。
第五条海洋油气开发工程的建设单位应当在投入（试）运行之日30个工作日前，向国家海洋局提出环境保护设施“三同时”检查申请，填写《海洋油气开发工程环保设施“三同时”落实情况报告表》，并同时抄报所在海区分局。
【海洋石油工程】第七章 海上油气水处理系统
海洋石油工程概论第七章海上油气水处理系统1第七章海上油气水处理系统2第七章海上油气水处理系统3第七章海上油气水处理系统海上油田生产集输系统海上油气田的生产就是将海底油（气）藏中的原油或天然气开采出来，经过采集、油气水初步分离与加工，短期的储存，装船运输或经海管外输的过程。
由于海上油气的生产是在海洋平台上或其它海上生产设施上进行，因而海上油气的生产与集输，有其自身的特点。
4第七章海上油气水处理系统海上油气生产与集输的特点¾生产设施应适应恶劣的海况和海洋环境的要求¾满足安全生产的要求¾海上生产应满足海洋环境保护的要求¾平台上的设备更紧凑、自动化程度更高¾要有可靠、完善的生产生活供应系统¾独立的发电／配电系统¾可靠的通讯系统是海上生产和安全的保证5第七章海上油气水处理系统采出的井液经采油树输送到管汇中，管汇分为生产管汇和测试管汇。
¾测试管汇分别将每口井的产出井液输送到计量分离器中进行分离并计量。
一般情况下，在计量分离器中进行气液两相分离，分出的天然气和液体分别进行计量。
液相采用油水分析仪测量含水率，从而测算出单井油气水产量。
¾生产管汇是将每口油井的液体汇集起来，并输送到油气分离系统中去。
6第七章海上油气水处理系统油气处理系统从生产管汇汇集的井液输送至三相分离器中，三相分离器将油、气、水进行初步分离。
分离出的原油因还含有乳化水，往往需要进入电脱水器进一步破乳、脱水，才能使处理后的原油达到合格的外输要求。
分离出的原油如果含盐量比较高，会对炼厂加工带来危害，影响原油的售价，因此有些油田还要增加脱盐设备进行脱盐处理。
7第七章海上油气水处理系统为了将原油中的轻烃组分脱离出来，降低原油在储存和运输过程中的蒸发损耗，需要进行原油稳定，海上油田原油稳定的方法采用级次分离工艺，最多级数不超过三级。
处理合格的原油需要储存。
储存的方法一般有两种：¾在平台建原油储罐，¾在浮式生产储油轮的油舱中储存。
海上生产平台油气处理系统风险分析及其控制对策
海上生产平台油气处理系统风险分析及其控制对策随着经济的发展和社会建设水平的提升，国家对石油、天然气的需求表现为持续的增长。
文章针对海上生产平台油气处理系统风险展开分析，并讨论了控制对策。
标签：海上平台；油气处理；风险；控制海上油气生产平台是我国近年来广泛建设的一类生产平台。
通过运用先进的技术设备，配合自动化的操作系统，以此来实现较高的工作效率和工作质量。
与一般的开采工作有所不同，海上生产平台所面临的危险因素较多，如果不能良好的应对，势必会造成严重的安全事故和环保事故，届时所产生的影响是难以估量的。
本文通过对海上生产平台油气处理系统风险展开分析，并且有效的执行一系列控制对策，确保海上安全生产顺利的进行。
1 海上生产平台油气处理系统风险分析海上生产与陆地生产有着很大的区别，除了空间上的差异外。
海上生产平台，还必须面对海洋地质的影响、海洋环境保护的要求、海洋气候的影响等等，如果在油气系统的操作过程中发生失误，对海洋造成的污染和破坏，将产生极大的经济损失和恶劣的社会影响，且弥补工作非常困难。
明确海上生产平台油气处理系统风险，可找出日后工作的重点，加强工作方向的指引。
1.1 原油的风险海上生产平台的日常工作中，原油本身就是一项极大的危险因素。
从特性上来分析，原油是油气处理系统的主要处理对象，如果不能将各方面的危险进行合理分析、控制，势必会导致油气处理系统陷入瘫痪的局面，对操作人员人身安全和周边海域环境造成极大的损害。
首先，原油具有易燃性。
原油“闪点”一般非常低，基本上保持在28℃-45℃之间，发生火灾的危害性较大。
同时，原油在平台所造成的火灾非常危险，不容易扑灭，往往会花费很长的时间来善后；其次，原油具有易爆性。
油气处理系统在操作过程中，会按照相关的程序、方法，如现场因设备老化等原因出现跑、冒、滴、漏等现象，原油的蒸汽与空气混合，在达到一定的极限时，即便是遇到很小的火源，也会发生爆炸的情况；再次，原油具有受热膨胀性。
海上使用石油规范
SY/T 10037-2002 海底管道系统规范SY/T 10023.2-2000 海上油（气）田开发项目经济评价的推荐做法第2部分：合作油（气）田SY/T 10028-2002 海洋石油工程制图规范SY/T 10030-2002 海上固定平台规划、设计和建造的推荐作法工作应力设计法（增补1）SY/T 10032-2000 单点系泊装置建造与入级规范SY/T 4084-95 滩海环境条件与荷载技术规范SY/T 10036-2001 海洋石油工程设计文件编制规程SY/T 10010-1996 海上生产平台电气系统的设计与安装的推荐作法SY/T 10038-2002 海上固定平台直升机场规划、设计和建造的推荐作法SY/T 10040-2002 浮式结构物定位系统设计与分析的推荐作法SY/T 10041-2002 石油设施电气设备安装一级一类和二类区域划分的推荐作法SY/T 10042-2002 海上生产平台管道系统设计和安装的推荐作法SY/T 10043-2002 卸压和减压系统指南SY/T 10044-2002 炼油厂压力泄放装置的尺寸确定、选择和安装的推荐作法SY/T 10034-2000 敞开式海上生产平台防火与消防的推荐作法SY/T 10002-2000 结构钢管制造规范SY/T 0308-96 滩海石油工程注水技术规范SY/T 0309-96 滩海石油工程采出水处理技术规范SY/T 0310-96 滩海石油工程仪表与自动控制技术规范SY/T 0311-96 滩海石油工程通信技术规范SY/T 0312-96 滩海石油工程舾装技术规范SY/T 0313-96 滩海石油工程码头设计与建造技术规范SY/T 10023.1-1999 海上油（气）田开发项目经济评价的推荐做法第1部分：自营油（气）田SY/T 10001-1996 原油生产与储存装置入级规范SY/T 10011-1997 海上油田总体开发方案编制指南SY/T 10003-1996 海上平台起重机规范SY/T 10005-1996 海上结构建造的超声检验推荐作法和超声技师资格的考试指南SY/T 10007-1996 海底管道稳定性设计SY/T 10008-2000 海上固定式钢质石油生产平台的腐蚀控制SY/T 10009-2002 海上固定平台规划、设计和建造的推荐作法荷载和抗力系数设计法（增补1）SY/T 10033-2000 海上生产平台基本上部设施安全系统的分析、设计、安装和测试的推荐作法SY/T 0314-96 滩海混凝土平台结构设计与建造技术规范SY/T 10024-1998 井下安全阀系统的设计、安装、修理和操作的推荐作法SY/T 4098-95 滩海环壁式钢模─混凝土人工岛结构设计与施工技术规范SY/T 4097-95 滩海斜坡式砂石人工岛结构设计与施工技术规范SY/T 10031-2000 寒冷条件下结构和海管规划、设计和建造的推荐作法SY/T 4085-95 滩海油田油气集输技术规范SY/T 4099-95 滩海海堤设计与施工技术规范SY/T 4100-95 滩海工程测量技术规范SY/T 4101-95 滩海岩土工程勘察技术规范SY/T 10004-1996 海上平台管节点用碳锰钢板规范SY/T 10026-2001 海上地震采集定位辅助设备校准指南SY/T 10027-2001 海上高分辨率地震资料采集技术规程SY/T 10006-2000 海上井口地面安全阀和水下安全阀规范SY/T 0305-96 滩海管道系统技术规范SY/T 0306-96 滩海石油工程热工采暖技术规范SY/T 4089-95 滩海石油工程电气技术规范SY/T 4086-95 滩海结构物上管网设计与施工技术规范SY/T 4087-95 滩海石油工程通风空调技术规范SY/T 4805-92 海上结构物上生产设施的推荐作法SY/T 4088-95 滩海石油工程给水排水技术规范SY/T 0307-96 滩海石油工程立式圆筒形钢制焊接固定顶储罐技术规范SY/T 4090-95 滩海石油工程发电设施技术规范SY/T 4091-95 滩海石油工程防腐蚀技术规范SY/T 4096-95 滩海油田井口保护装置技术规范SY/T 4093-95 滩海石油设施上起重机选用与安装技术规范SY/T 4094-95 浅海钢质固定平台结构设计与建造技术规范SY/T 4095-95 浅海钢质移动平台结构设计与建造技术规范SY/T 4092-95 滩海石油工程保温技术规范。
渤海在役油田海上平台油气处理系统标准化设计研究
井口平台包括BZ29-4WHPC 、BZ35-2WHPB 、KL10-1WHPA 、BZ28-2WHPA 等26座有人驻守平台和CFD18-1WHP 、BZ26-3WHPB 、BZ34-1WHPB 等9座无人驻守平台。
通过对各平台油气系统处理能力要求等关键参数进行统计分析，并对其处理流程和能力进行统计、归纳，形成最终的标准化处理系列及标准化设计建议。
2 油气处理系统分析海上平台油气处理系统主要包括原油处理系统和天然气压缩机处理系统。
原油处理系统分析内容包括原油分离级数、各级分离器处理效果，一级分离器停留时间和处理规模。
天然气压缩机处理系统主要包括压缩机处理级数和处理规模。
2.1 中心平台根据18座样本平台，按照油品性质分为轻质、中质、重质原油三类油品，其中轻质原油处理平台5座，中质原油处理平台6座，重质原油处理平台7座。
根据统计各平台流程，“一级分离+二级分离+电脱水”的流程出现12次，“一级分离”的流程出现3次，“一级分离+二级分离”的流程出现2次，“一级分离+二级分离+三级分离”的流程出现1次。
因此，对于轻质、中质、重质原油三类油品，除部分平台依托下游平台处理以及轻质原油涉及二级分离以外，均定为一级分离+二级分离+电脱水的处理流程。
另外，根据各油田的分离器停留时间及含水率统计情况分析，初步定义一级分离器出口含水30%～50%，二级分离器出口含水不高于10%～30%，电脱水器出口含水率0.5%～2%。
同时根据平台的配产数据和原油系统处理能力，将一级分离器油水处理能力进行组合，可将平台配产分为4档，初步实0 引言自渤海油田第一个海上平台投产以来，目前共有45个油气田进行开发建设，其中包括153座海上平台、242条共计约2 160公里海底管线、6个陆上终端和5条FPSO 。
随着海上生产设施的逐渐增多，海洋平台的信息量也越来越大，若对渤海油田的生产设施加以总结归纳，定制一套适用于渤海油田设计的标准化工艺流程，不仅能够加快进度，节省时间，又能保证设计质量，节约投资成本[1]。
GB50350-2015油田油气集输设计规范
精心整理中华人民共和国国家标准油田油气集输设计规范7．1．6原油脱水站的事故油罐可设1座，容积应按该站1d的设计油量计算。
7．1．7接转站、放水站不宜设事故油罐。
当生产确实需要时可设事故油罐，容积可按该站4h～24h设计液量计算。
7．1．8需要加热或维持温度的原油储罐的罐壁宜采取保温措施，事故油罐的罐壁可不设保温措施。
7．1．9油罐内原油的加热保温可采用掺热油方式、盘管加热方式或电加热方式，热负荷宜按油罐对外散热流量确定。
7．1．10油罐散热流量可按下式计算：式中：——油罐散热流量(W)；A1、A2、A3——罐壁、罐底、罐顶的表面积(m2)；K1、K2、K3——罐壁、罐底、罐顶的总传热系数[W／(m2·℃)]；t av——罐内原油平均温度(℃)；t amb——罐外环境温度(取最冷月平均温度)(℃)。
7．1．11油罐呼吸阀、液压安全阀的设计应符合现行行业标准《石油储罐附件第1部分：呼吸阀》SY／T0511．1、《石油储罐附件第2部分：液压安全阀》SY／T0511．2的规定。
d——管道内径(m)；v——管内液体流速(m／s)；q v——原油的体积流量(m3／s)；g——重力加速度，g＝9．81m／s2；λ——水力阻力系数，可按表8．2．4确定。
表8．2．4水力阻力系数λ计算公式式中：Re——雷诺数；v——液体的运动黏度(对含水油为乳化液黏度)(m2／s)；ε——管道相对粗糙度，；其中e为管道内壁的绝对粗糙度(m)，按管材、制管方法、清管措施、腐蚀、结垢等情况确定，油田集输油管道可取e＝0．1×10-3m～0．15×10-3m。
式中其他符号意义与本规范公式8．2．4-1、公式8．2．4-2中相同。
8．2．5埋地集输油管道总传热系数应符合下列规定：1应根据实测数据经计算确定。
不能获得实测数据时，可按相似条件下的运行经验确定。
2当无实测资料进行初步计算时，沥青绝缘管道的总传热系数可按照本规范附录D选用；硬质聚氨酯泡沫塑料保温管道的总传热系数可按照本规范附录E选用。