下载文档原格式
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。
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。
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。
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。
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。
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。
