Q／SY 1684-2014标准规范下载简介：
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Q／SY 1684-2014 稠油火驱地面工程设计导则.pdf5.2.1空气管道管径应经技术经济比较后确定，寒冷地区空气管道宜采取保温措施。 6.2.2压缩空气输送系统应有空气调节计量措施，误差应小于5%
.3.1注气井场工艺流程设计应满足试运、生产、井下作业、关井、井口管道吹扫等操作要求，
6.3.1注气井场工艺流程设计应满足试运、生产、井下作业、关井、井口管道吹扫
CJ/T 445-2014 给水用抗冲抗压双轴取向聚氯乙烯(PVC-0)管件及连接件Q/SY 16842014
满定空气流量、压力、温度测量的要求 3.2若点火前注气井需要蒸汽预热连通，则注气井工艺应满足前期注蒸汽、连通后注空气的要求 蒸汽预热时，每口注气井应设蒸汽流量计， 注气井工艺还应满足注蒸汽排液要求
井、井口管道吹扫及更换井口油嘴套等操作要求外，还应满足下列要求： a） 应具有油压、套压及井口温度的监测功能。 b 水平生产井井口套管气出口管道应具有气量调节功能，调节阀根据需要可选用手动或自动 生产井井口套管气出口管道应设置便携式取样接口。 C 采用油套混输工艺时，井口套管宜设置定压放气阀，并将阀后管道与单井出油管道连通。 d 水平井火驱生产井应根据采油工艺要求预留管柱温控注水（汽）接口。在原始油藏进行火 驱开发时，注气井、采油井均应设注蒸汽流程；在已经过吞吐或汽驱等方式开发过的油藏 进行火驱开发时，注蒸汽流程的设置应根据油藏地质要求确定。 7.1.2生产井集输流程应根据井口产量、物性、温度等因素具体确定，可采用油套分输工艺，生产 观测井宜采用油套混输工艺 7.1.3采油井场的标高和面积应能够满足生产管理和井下作业的要求。 7.1.4直井生产井油管最高允许回压宜为0.5MPa～1.0MPa，水平井生产井油管最高允许回压宜为 1.0MPa~1.5MPa。 7.1.5严寒地区的采油井应设置保温措施，单井出油温度高于50℃时，井口管道及设备需考虑防烫 伤措施。井口保温措施应采用便于安装和拆卸的装配式结构，并应具有较长的使用年限
管理和开下作业的安求 7.1.4直井生产井油管最高允许回压宜为0.5MPa～1.0MPa，水平井生产井油管最高允许回 1.0MPa~1.5MPa 7.1.5严寒地区的采油井应设置保温措施，单井出油温度高于50℃时，井口管道及设备需 伤措施。井口保温措施应采用便于安装和拆卸的装配式结构，并应具有较长的使用年限
7.2.1火驱计量站的建设规模不宜过大，单座计量站管辖井数应根据油田开发所要求的单井计量周 期合理确定，一般股宜为8口至12口。 7.2.2采出液计量宜采用容积式计量装置，计量装置应具有分气（汽）功能，并应采取措施降低泡 末油对计量精度的影响。单井采出气计量可设计量分离器，避免采出气中携液对计量的影响。 7.2.3火驱计量站内采出油、气、水的计量最大允许误差应在±10%以内。 7.2.4火驱油井产量计量应采用周期性连续计量。每口井每次连续计量时间一般为8h～24h，每口 井的计量周期3d~12d。 7.2.5水平井火驱计量站出站集油管道可采用双线流程，以满足不同阶段采出液集输及处理需求 7.2.6火驱计量站宜设置采出气在线分析装置，主要对火驱产出气中氧气含量进行现场测定
7.3.1火驱接转站的建设规模应根据开发指标确定，不宜超过1000m²/d（液量），单座火驱接转站 宜管辖4座至10座火驱计量站，32口至120口采油井。 7.3.2火驱接转站应设置气液分离器对集油管道来液进行气液分离，气相应输送至采出气处理站处 理，液相应输送至原油处理站处理， 7.3.3气液分离器宜采用卧式重力分离器，分离器台数不宜少于2台。 7.3.4火驱接转站内宜设置总液计量流程。总液计量宜选用容积式流量计或质量流量计。使用容积
式流量计计量时，应采用在线含水分析仪或取样检测含水率。 7.3.5采出液提升泵选型应分析原油温度、黏度、含水及含砂的影响，宜采用容积泵。输送泵的总 排量宜按设计液量的1.1倍至1.2倍确定。采出液提升泵前应设分离缓冲罐，液体缓冲时间宜为 20min~40min。 7.3.6采出液提升泵进口汇管应有良好的吸人条件，进口汇管流速不宜大于0.6m/s，排出汇管流速 宜为0.8m/s~1.2m/s。 7.3.7火驱接转站排污系统宜密闭
7.4.1直井火驱采出液宜与周边吞吐开发采出液混合处理，具体掺混比例应通过室内掺混试验确定 7.4.2水平井火驱采出液脱水工艺应根据原油性质、含水率、乳状液的乳化程度及破乳剂性能等， 通过室内试验和经济对比确定。 7.4.3进人沉降脱水器总液量按照油田开发方案确定，取0.8～1.2波动系数，通常情况下脱水设备 的台数不应少于2台，装置负荷率不应低于60%。 7.4.4油田采出水处理设计应符合GB50428的规定
5.1火驱采出气处理工艺应根据采出气组分、气量、处理后去向、综合利用和环境保护等要求 行合理选择
a）硫化氢等恶莫污染物处理后排放指标应满足GB14554的相关要求。 b）二氧化硫、氮氧化物、非甲烷总烃等污染物处理后排放指标应满足GB20426的相关要求。 c）净化采出气还应满足国家或当地政府规定的废气排放指标。 7.5.3站场地面管道和设备应分段设置安全检修置换及相应的气体分析取样口，保证管道和设备内 H，S气体含量符合SY6137中的相关规定，且应小于30mg/m
7.6.1油气集输管道的设计能力，宜按油田开发方案中提供的稳产期单井油、气、水量确定，同时 应满足投产初期产液集输要求。油井的生产天数FZ/T 98016-2017 织物缩水率试验仪A型，直井火驱生产井宜按300d计算，水平井火驱生产 井宜按350d计算，水平井火驱生产观测井宜按300d计算。 7.6.2直井火驱原油集输管道流速宜为0.6m/s～1.2m/s，水平井火驱原油集输管道流速宜为 0.3m/s~0.8m/s。 7.6.3火驱集输管道应根据相关计算设置锚固墩及热力补偿器。 7.6.4工作介质符合SY/T0599所定义的酸性环境的设备、管道，其选用材料应符合SY/T0599的 有关规定。 7.6.5火驱单井出油管道和集输管道应采取防腐措施或选用抗腐蚀材质，直井火驱采油集输管道材 料可选用碳钢、低合金钢或非金属管道，选用碳钢时管道腐蚀余量不宜小于3mm。 7.6.6在腐蚀严重的部位宜设置腐蚀监测设施。
1.1火驱采油的自控系统应满足生产运行操作和安全管理的需要，其控制水平应符合下列要求：
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a） 注气井场、采油井场、火驱计量站宜采用“无人值守、定期巡检”的管理模式，监控岗位和 巡检岗位应根据管理模式确定。 b 注气站、火驱接转站、采出气处理站、原油处理站应达到“数据自动采集、集中监控”的 自控水平。 3.1.2 注气站仪表设备选型应符合下列要求： a 压力检测精度等级不宜低于0.5级。 空气压缩机出口空气流量计可选用涡街流量计或智能旋进旋涡流量计，计量精度不宜低于 1.0级。 液位可采用顶装式磁浮子液位计或磁致伸缩液位计，检测精度不宜低于1.5级。 .1.3 火驱计量站仪表设备选型应符合下列要求： a 采出气流量计量仪表可选用涡街流量计或智能旋进旋涡流量计，流量计的计量精度不宜低于 1.5级。 采出液计量可采用差压式流量计或容积式流量计，计量精度不宜低于1.5级。 c） 分离器液位检测可选用磁翻板液位计配套磁致伸缩液位计或差压式液位计 d） 原油含水率的测定：当含水率大于20%时，宜采用短波法、辐射法原油含水率监测仪；当 含水率小于20%时，宜采用电容法、短波法原油含水率检测仪。 e 仪表接液材质应根据采出液/气的具体成分（一般含有硫、一氧化碳、二氧化碳等组分），选 用相应的耐腐蚀材质 8.1.4 井口部分仪表设备选型应符合下列要求： a） 注气井并口流量计的精度等级不宜低于1.5级。 b） 当井口设置较为分散且距离控制室较远时，可采用无线通信方式进行自控数据的集中上传。 无线通信方式可采用无线网桥等方式，数据上传滞后时间不大于0.5s。 井下辅助系统（包括井下温压检测系统、井下火线控制）应成套提供，具备井下情况建模数 据分析等功能，能实现井下燃烧状况分析及相应的火线控制功能。 d） 成套设备（包括井下辅助系统、压缩机系统等）应预留标准的数字通信接口（RJ45或 RS485），支持标准的MODBUS（TCP/RTU）协议。 .1.5 在可能出现有毒气体泄漏的场所（采油井场、火驱接转站、采出气处理站、火驱计量站、油 区低注地带等）且人员经常出现的区域，应设置固定式有毒气体检测器。 .1.6 仪表的防爆及防护等级要求应符合GB50058及GB4208的相关要求
8.2.1火驱采油地面工程供配电设计应符合SY/T0033的有关规定。 8.2.2火驱采油地面工程各类站场电力负荷等级划分如下： a）二级负荷：原油处理站、注气站、采出气处理站、火驱接转站、采油井场等。 b）三级负荷：火驱计量站、注气井场。 8.2.3注气井场根据需要可配置移动式发电机
GB/T 30170-2013 地理信息 基于坐标的空间参照1GBZ1 工业企业设计卫生标准
中国石油天然气集团公司 企业标准 稠油火驱地面工程设计导则 Q/SY 1684—2014 石油工业出版社出版 （北京安定门外安华里二区一号楼） 北京中石油彩色印刷有限责任公司排版印刷 （内部发行） 880×1230毫米16开本0.75印张21千字印1—80( 2014年9月北京第1版2014年9月北京第1次印剧 书号：155021·17831定价：12.00元 版权专有不得翻印