GB 50350-2015 油田油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范 （完整版）
1 總 則
1.0.1 為了在油氣集輸工程設(shè)計(jì)中貫徹執(zhí)行國家現(xiàn)行的有關(guān)法規(guī)和方針政策，統(tǒng)一技術(shù)要求，保證設(shè)計(jì)質(zhì)量，提高設(shè)計(jì)水平，使工程達(dá)到技術(shù)先進(jìn)、經(jīng)濟(jì)合理、安全可靠、節(jié)能環(huán)保，運(yùn)行、管理及維護(hù)方便，制定本規(guī)范。
1.0.2 本規(guī)范適用于陸上油田、灘海陸采油田和海上油田陸岸終端油氣集輸工程設(shè)計(jì)。
1.0.3 油田油氣集輸工程設(shè)計(jì)除應(yīng)符合本規(guī)范外，尚應(yīng)符合國家現(xiàn)行有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定。
2 術(shù) 語
2.0.1 油氣集輸 oil-gas gathering and transportation
在油氣田內(nèi)，將油氣井采出的油、氣、水等加以匯集、處理和輸送的全過程。
2.0.2 輕質(zhì)原油 light crude
在20℃時(shí)，密度小于或等于0.8650g／cm3的原油。
2.0.3 中質(zhì)原油 middle crude
在20℃時(shí)，密度大于0.8650g／cm3小于或等于0.9160g／cm3的原油。
2.0.4 重質(zhì)原油 heavy crude
在20℃時(shí)，密度大于0.9160g／cm3小于或等于0.9960g／cm3的原油。
2.0.5 稠油 viscous crude
溫度在50℃時(shí)，動力黏度大于400mPa·s，且溫度為20℃時(shí)，密度大于0.9161g／cm3的原油。按黏度大小可分為普通稠油、特稠油、超稠油。
2.0.6 特稠油 extra-viscous crude
溫度為50℃時(shí)，動力黏度大于10000mPa·s，且小于或等于50000mPa·s的稠油。
2.0.7 超稠油 extremely-viscous crude
溫度為50℃時(shí)，動力黏度大于50000mPa·s的稠油。
2.0.8 高凝原油 high solidifying point crude
含蠟量大于30％，且凝固點(diǎn)高于35℃的原油。
2.0.9 起泡原油 foamy crude
由于降壓、升溫等原因，從原油中析出的溶解氣泡上浮至原油液面后不立即消失，在原油液面形成泡沫層，具有這種性質(zhì)的原油稱起泡原油。
2.0.10 凈化原油 purified crude
經(jīng)脫除游離和(或)乳化狀態(tài)的水、脫鹽、脫酸后，符合產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)和工藝要求的原油。
2.0.11 老化原油 weathered crude
在油氣集輸過程中，長期積累產(chǎn)生的乳化狀態(tài)穩(wěn)定、采用常規(guī)措施無法處理、對原油脫水生產(chǎn)有較大影響的原油乳狀液。
2.0.12 井口回壓 wellhead back pressure
井口出油管道起點(diǎn)的壓力，其數(shù)值等于出油管道水力摩阻、位差和第一級油氣分離器壓力的總和。自噴井是指油嘴后的壓力。
2.0.13 采油井場 oil production well sites
設(shè)置采油井生產(chǎn)設(shè)施的場所。
2.0.14 石油天然氣站場 oil and gas stations
具有石油天然氣收集、凈化處理、儲運(yùn)功能的站、庫、廠、場的統(tǒng)稱，簡稱油氣站場或站場。
2.0.15 計(jì)量站 well-testing stations
油田內(nèi)完成分井計(jì)量油、氣、水的站。日常生產(chǎn)管理中也稱計(jì)量間。
2.0.16 交接計(jì)量站 lease custody metering stations
對外銷售原油、天然氣與用戶進(jìn)行交接計(jì)量的站。也稱外輸計(jì)量站。
2.0.17 集油閥組間 oil gathering manifold rooms
設(shè)置油氣收集工藝閥組等生產(chǎn)設(shè)施，但不進(jìn)行分井計(jì)量的場所，簡稱閥組間。當(dāng)不建設(shè)廠房時(shí)，稱為集油閥組。
2.0.18 接轉(zhuǎn)站 pumping stations
在油田油氣收集系統(tǒng)中，以液體增壓為主的站。日常生產(chǎn)管理中也稱轉(zhuǎn)油站。
2.0.19 放水站 free water knockout stations
將含水較高的原油預(yù)脫除大部分游離水，然后將低含水原油和含油污水分別輸往原油脫水站和含油污水處理站，擔(dān)負(fù)上述生產(chǎn)任務(wù)的站稱為放水站。與接轉(zhuǎn)站合建的放水站，稱為轉(zhuǎn)油放水站。
2.0.20 脫水站 dehydration stations
擔(dān)負(fù)原油脫水和增壓輸送的站。
2.0.21 集中處理站 central processing facilities
油田內(nèi)部主要對原油、天然氣、采出水進(jìn)行集中處理的站。也稱聯(lián)合站。
2.0.22 礦場油庫 lease oil tank farms
油田內(nèi)部儲存和外輸(運(yùn))原油的油庫。
2.0.23 出油管道 crude flow lines
自井口裝置至計(jì)量站或集油閥組間的管道。
2.0.24 集油管道 crude gathering lines
油田內(nèi)部自計(jì)量站或集油閥組間至有關(guān)站和有關(guān)站間輸送氣液兩相的管道，或未經(jīng)脫水處理的液流管道。
2.0.25 集輸流程 gathering process
在計(jì)量站或集油閥組間之前，實(shí)現(xiàn)油氣收集的工藝過程。
2.0.26 油氣分輸 oil and gas respective transportation
對油氣進(jìn)行分離后，將原油和天然氣分別用管道輸送的方式。
2.0.27 摻液集輸 liquid-blended crude transportation
向輸送原油的管道中摻入一定量的水或加熱后的原油等液體，以降低流體在管內(nèi)流動摩阻的輸送方式。
2.0.28 伴熱集輸 flow line with heat tracing transportation
在外部熱源的伴隨下，保持出油管道內(nèi)流體所需輸送溫度的輸送方式。
2.0.29 水力沖砂 hydroblasting
用帶壓的水，清除容器內(nèi)在生產(chǎn)過程中積存的沉積物的一種方法。
2.0.30 原油穩(wěn)定 crude stabilization
從原油中分離出輕質(zhì)組分，降低原油蒸發(fā)損失的工藝過程。
2.0.31 油罐烴蒸氣回收 hydrocarbon vapor recovery from tank
回收油罐中油品蒸發(fā)形成的氣態(tài)烴的工藝過程。
2.0.32 事故油罐 emergency crude storage tanks
在事故狀態(tài)下用于儲存原油的作業(yè)罐，正常生產(chǎn)時(shí)應(yīng)保持空閑狀態(tài)。
2.0.33 沉降脫水罐 settling tanks
油田站場用于沉降脫水的作業(yè)罐。
2.0.34 污水沉降罐 sewage water settling tanks
在油田原油脫水站或放水站中，用于提高外輸污水水質(zhì)的作業(yè)罐。
2.0.35 原油外輸 crude exportation
油田對外銷售原油，向用戶提供商品原油的輸送過程。
2.0.36 灘海陸采油田 shallow water coastal oilfields(ter-restrial development mode)
距岸較近、有路堤與岸邊相連，并采用陸地油田開發(fā)方式的灘海油田。
2.0.37 含硫酸性天然氣 sour gas
氣體總壓大于或等于0.45MPa(絕)，氣體中的硫化氫分壓大于或等于0.00035MPa(絕)的含有水和硫化氫的天然氣。
2.0.38 天然氣凝液 natural gas liquid(NGL)
從天然氣中回收的且未經(jīng)穩(wěn)定處理的液態(tài)烴類混合物的總稱，一般包括乙烷、液化石油氣和穩(wěn)定輕烴成分，也稱混合輕烴。
2.0.39 液化石油氣 liquefied petroleum gas(LPG)
在常溫常壓下為氣態(tài)，經(jīng)壓縮或冷卻后為液態(tài)的以C3、C4為主要成分的烴類混合物。
2.0.40 穩(wěn)定輕烴 natural gasoline
從天然氣凝液或原油中提取的，以戊烷及更重的烴類為主要成分的液態(tài)石油產(chǎn)品，其終餾點(diǎn)不高于190℃，在規(guī)定的蒸氣壓下，允許含有少量丁烷。也稱天然汽油。
2.0.41 天然氣水合物 gas hydrate
在一定的溫度和壓力下，天然氣中的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、二氧化碳等和水形成的冰雪狀晶體。也稱可燃冰。
2.0.42 增壓站 booster stations
在礦場或輸氣管道上，用壓縮機(jī)對天然氣增壓的站。
2.0.43 天然氣凝液回收 NGL recovery
從天然氣中回收天然氣凝液。
2.0.44 集氣管道 gas gathering lines
油田內(nèi)部自一級油氣分離器至天然氣處理廠之間的氣管道。
2.0.45 清管設(shè)施 pigging systems
為提高管道輸送效率而設(shè)置的清除管內(nèi)凝聚物和沉積物的全套設(shè)備。包括清管器、清管器收發(fā)筒或清管閥、清管器指示器及清管器示蹤儀。
2.0.46 監(jiān)控和數(shù)據(jù)采集系統(tǒng) supervisory control and data acquisition systems(SCADA)
一種以多個遠(yuǎn)程終端監(jiān)控單元通過有線或無線網(wǎng)絡(luò)連接起來，具有遠(yuǎn)程監(jiān)測控制功能的分布式計(jì)算機(jī)控制系統(tǒng)。
2.0.47 分散控制系統(tǒng) distributed control systems(DCS)
一種控制功能分散、操作顯示集中、采用分級結(jié)構(gòu)的計(jì)算機(jī)控制系統(tǒng)，也稱為分布式控制系統(tǒng)，或集散控制系統(tǒng)。
2.0.48 可編程序控制器 programmable logic controllers(PLC)
一種數(shù)字運(yùn)算操作的電子系統(tǒng)，專為在工業(yè)環(huán)境下應(yīng)用而設(shè)計(jì)。它采用了可編程序的存儲器，用于在其內(nèi)部存儲執(zhí)行邏輯運(yùn)算、順序控制、定時(shí)、計(jì)數(shù)和算術(shù)運(yùn)算等操作的指令，并通過數(shù)字或模擬式的輸入和輸出操作，來控制各種類型的機(jī)械或生產(chǎn)過程。
2.0.49 遠(yuǎn)程終端裝置 remote terminal units(RTU)
一種針對通信距離較長和工業(yè)現(xiàn)場惡劣環(huán)境而設(shè)計(jì)的具有模塊化結(jié)構(gòu)的特殊計(jì)算機(jī)控制系統(tǒng)，它將末端檢測儀表和執(zhí)行機(jī)構(gòu)與遠(yuǎn)程主計(jì)算機(jī)連接起來，具有數(shù)據(jù)采集、控制和通信功能，它能接收主計(jì)算機(jī)的操作指令，控制末端的執(zhí)行機(jī)構(gòu)動作。
3 基本規(guī)定
3.0.1 油氣集輸工程設(shè)計(jì)應(yīng)依據(jù)批準(zhǔn)的油田開發(fā)方案和設(shè)計(jì)委托書或設(shè)計(jì)合同規(guī)定的內(nèi)容、范圍和要求進(jìn)行。
3.0.2 油氣集輸工程設(shè)計(jì)應(yīng)與油藏工程、鉆井工程、采油工程緊密結(jié)合，根據(jù)油田開發(fā)分階段的具體要求，統(tǒng)一論證，綜合優(yōu)化，總體規(guī)劃，分期實(shí)施。
3.0.3 油氣集輸工程總體布局應(yīng)根據(jù)油田開發(fā)方式、生產(chǎn)井分布及自然條件等情況，并應(yīng)統(tǒng)籌考慮注入、采出水處理、給排水及消防、供配電、通信、道路等公用工程，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析確定。各種管道、電力線、通信線等宜與道路平行敷設(shè)，形成線路走廊帶。
3.0.4 油氣集輸工藝流程應(yīng)根據(jù)油藏工程和采油工程方案、油氣物理性質(zhì)及化學(xué)組成、產(chǎn)品方案、地面自然條件等，通過技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析確定，并應(yīng)符合下列規(guī)定：
1 工藝流程宜密閉；
2 應(yīng)充分收集與利用油井產(chǎn)出物，生產(chǎn)符合產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)的原油、天然氣、液化石油氣、穩(wěn)定輕烴等產(chǎn)品；
3 應(yīng)合理利用油井流體的壓力能，適當(dāng)提高集輸系統(tǒng)壓力，優(yōu)化設(shè)計(jì)集輸半徑，減少油氣中間接轉(zhuǎn)，降低集輸能耗；
4 應(yīng)合理利用熱能，做好設(shè)備和管道保溫，降低油氣處理和輸送溫度，減少熱耗；
5 應(yīng)結(jié)合實(shí)際情況簡化工藝流程，選用高效設(shè)備。
3.0.5 油氣集輸工程分期建設(shè)的規(guī)模，應(yīng)根據(jù)開發(fā)方案提供的不低于10年的開發(fā)指標(biāo)預(yù)測資料確定，工程適應(yīng)期不宜少于10年。相關(guān)設(shè)施在按所確定規(guī)模統(tǒng)籌考慮的基礎(chǔ)上，可根據(jù)具體情況分階段配置。
3.0.6 實(shí)施滾動勘探開發(fā)的油田，工程分期和設(shè)備配置應(yīng)兼顧近期和遠(yuǎn)期的需求，早期生產(chǎn)系統(tǒng)應(yīng)先建設(shè)簡易設(shè)施再酌情完善配套。
3.0.7 沙漠、戈壁地區(qū)油氣集輸工程設(shè)計(jì)應(yīng)適合沙漠、戈壁地區(qū)惡劣的環(huán)境條件，站場、線路等的設(shè)計(jì)應(yīng)采取有效的防沙措施。應(yīng)充分利用沙漠地區(qū)的太陽能、風(fēng)力等天然資源，并進(jìn)行綜合規(guī)劃、有效利用。
3.0.8 灘海陸采油田的開發(fā)建設(shè)應(yīng)充分依托陸上油田已有設(shè)施，簡化灘海陸采平臺油氣生產(chǎn)及配套設(shè)施。
3.0.9 低滲透低產(chǎn)油田的開發(fā)建設(shè)，應(yīng)簡化地面設(shè)施，采用短流程、小裝置，降低工程投資。
3.0.10 油氣集輸站場的工藝設(shè)計(jì)應(yīng)滿足油氣集輸生產(chǎn)過程對站場的功能要求，并應(yīng)設(shè)計(jì)事故流程。
3.0.11 對于重復(fù)性強(qiáng)的油氣集輸站場或工藝單元，宜采用標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)。
3.0.12 油氣集輸設(shè)計(jì)應(yīng)符合現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《油田地面工程設(shè)計(jì)節(jié)能技術(shù)規(guī)范》SY／T 6420及國家現(xiàn)行相關(guān)節(jié)能標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定。
3.0.13 油氣集輸設(shè)計(jì)應(yīng)符合職業(yè)健康、安全與環(huán)境保護(hù)的要求。
4 油氣收集
5 原油處理
6 天然氣處理
6.0.1 天然氣處理總流程應(yīng)根據(jù)原料氣性質(zhì)、下游用戶對氣質(zhì)和產(chǎn)品的要求確定。天然氣處理裝置宜集中布置。
6.0.2 天然氣處理裝置的設(shè)計(jì)能力應(yīng)與所轄區(qū)塊的產(chǎn)氣量相適應(yīng)，處理裝置允許氣量波動范圍宜取60％～120％，裝置的年運(yùn)行時(shí)數(shù)宜取8000h。
6.0.3 工藝計(jì)算應(yīng)選擇具有代表性的天然氣組成作為依據(jù)，宜按一定的組成波動范圍進(jìn)行設(shè)計(jì)。
6.0.4 產(chǎn)品指標(biāo)應(yīng)符合下列規(guī)定：
1 天然氣應(yīng)符合現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)《天然氣》GB 17820的有關(guān)規(guī)定，進(jìn)入輸氣管道的天然氣尚應(yīng)符合現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)《輸氣管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》GB 50251的有關(guān)規(guī)定；
2 液化石油氣應(yīng)符合現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)《液化石油氣》GB 11174的有關(guān)規(guī)定；
3 穩(wěn)定輕烴應(yīng)符合現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)《穩(wěn)定輕烴》GB 9053的有關(guān)規(guī)定；
4 天然氣凝液及其他產(chǎn)品應(yīng)符合設(shè)計(jì)合同(設(shè)計(jì)委托書)的要求或企業(yè)間的協(xié)議標(biāo)準(zhǔn)。
6.0.5 天然氣處理裝置入口應(yīng)設(shè)具有除油、液體緩沖功能的分離器，天然氣含有固體粉塵雜質(zhì)時(shí)，還應(yīng)設(shè)除塵凈化設(shè)施。
6.0.6 天然氣處理裝置的進(jìn)氣總管應(yīng)設(shè)有自動緊急關(guān)斷閥。裝置上游管道上應(yīng)設(shè)泄壓放空閥。
6.0.7 天然氣增壓的設(shè)計(jì)應(yīng)符合本規(guī)范第4.4節(jié)的規(guī)定。
6.0.8 氣液分離宜采用重力分離器，重力分離器型式選擇應(yīng)符合本規(guī)范第5.1.2條的規(guī)定。重力分離器的設(shè)計(jì)應(yīng)符合現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《油氣分離器規(guī)范》SY／T 0515的有關(guān)規(guī)定。重力分離器可按本規(guī)范附錄A的公式計(jì)算。
6.0.9 天然氣脫水工藝應(yīng)根據(jù)天然氣處理總流程、氣量、氣質(zhì)、操作條件和脫水深度要求合理確定。
6.0.10 天然氣脫水裝置的設(shè)計(jì)，應(yīng)符合現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《天然氣脫水設(shè)計(jì)規(guī)范》SY／T 0076的有關(guān)規(guī)定。
6.0.11 當(dāng)天然氣中硫化氫、二氧化碳及總硫的含量不符合現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)《天然氣》GB 17820的要求時(shí)，應(yīng)按現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《天然氣凈化廠設(shè)計(jì)規(guī)范》SY／T 0011的有關(guān)規(guī)定進(jìn)行處理。
6.0.12 天然氣凝液回收的工藝方法應(yīng)根據(jù)天然氣的氣量、氣質(zhì)、壓力、產(chǎn)品規(guī)格及收率，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)對比后確定。
6.0.13 天然氣凝液回收裝置的收率應(yīng)通過技術(shù)經(jīng)濟(jì)對比確定?；厥找彝榧案?zé)N類的裝置，乙烷收率宜為50％～85％。回收丙烷及更重?zé)N類的裝置，丙烷收率宜為70％～90％。
6.0.14 天然氣凝液回收裝置原料氣脫水后的水露點(diǎn)應(yīng)比最低制冷溫度至少低5℃；當(dāng)采用注入水合物抑制劑的方法同時(shí)進(jìn)行烴水露點(diǎn)控制時(shí)，水合物抑制劑注入量應(yīng)保證在操作壓力下的水合物形成溫度比最低制冷溫度至少低3℃。
6.0.15 天然氣凝液回收裝置的設(shè)計(jì)，應(yīng)符合現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《天然氣凝液回收設(shè)計(jì)規(guī)范》SY／T 0077的有關(guān)規(guī)定。
6.0.16 天然氣處理裝置產(chǎn)生的污水應(yīng)收集后集中處理。
7 原油及天然氣凝液儲運(yùn)
8 油氣集輸管道
9 自動控制及油氣計(jì)量
10 站場總圖
11 配套設(shè)施及公用工程
附錄A 重力分離器的計(jì)算公式
A.0.1 立式重力分離器的直徑可按下式計(jì)算：
式中：D——分離器內(nèi)徑(m)；
qv——標(biāo)準(zhǔn)參比條件下氣體流量(m3／h)；
T——操作溫度(K)；
Z——?dú)怏w壓縮因子；
P——操作壓力(絕)(MPa)；
Wo——液滴沉降速度[按本規(guī)范公式A.0.3-1計(jì)算](m／s)；
K1——立式分離器修正系數(shù)，一般取K1＝0.8。
A.0.2 臥式重力分離器的直徑可按下式計(jì)算：
式中：K2——?dú)怏w空間占有的空間面積分率，按表A.0.2取值；
K3——?dú)怏w空間占有的高度分率，按表A.0.2取值；
K4——長徑比。當(dāng)P≤1.8MPa時(shí)，K4取3.0；1.8MPa＜P≤3.5MPa時(shí)，K4取4.0；P＞3.5MPa時(shí)，K4取5.0。
式中其他符號意義與本規(guī)范公式A.0.1中相同。
表A.0.2 氣體空間占有的空間面積分率K2和高度分率K3的關(guān)系表
A.0.3 液滴在分離器中的沉降速度可按下列公式計(jì)算：
式中：Wo——液滴在分離器中的沉降速度(m／s)；
g——重力加速度，g＝9.81m／s2；
dL——液滴直徑，取60×10-6m～100×10-6m；
ρL——液體的密度(kg／m3)；
ρG——?dú)怏w在操作條件下的密度(kg／m3)；
f——阻力系數(shù)。用公式A.0.3-2計(jì)算f·(Re2)，再查本規(guī)范附錄B得出f值。
μG——?dú)怏w在操作條件下的黏度(Pa·s)。
A.0.4 分離器內(nèi)通過絲網(wǎng)捕霧器的設(shè)計(jì)速度，宜取絲網(wǎng)最大允許速度的75％。氣體通過絲網(wǎng)最大允許速度可按下式計(jì)算：
式中：vmax——?dú)怏w通過絲網(wǎng)最大允許速度(m／s)；
KSB——桑得斯-布朗(Souders-Brown)系數(shù)，KSB可按現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《油氣分離器規(guī)范》SY／T 0515取值。
式中其他符號的意義與本規(guī)范公式A.0.3-1中相同。
附錄B 液滴在氣體中的阻力系數(shù)計(jì)算列線圖
附錄B 液滴在氣體中的阻力系數(shù)計(jì)算列線圖
圖B 液滴在氣體中的阻力系數(shù)計(jì)算列線圖
附錄C 油氣混輸?shù)膲航涤?jì)算公式
C.0.1 當(dāng)采用杜克勒Ⅱ法時(shí)，水平管道油氣混輸?shù)膲航涤?jì)算應(yīng)符合下列規(guī)定：
1 油氣混輸管道的壓降可按下式計(jì)算：
式中：△p——油氣混輸管道壓降(MPa)；
λm——混輸阻力系數(shù)，見式C.0.1-2；
ρm——?dú)庖夯旌衔锏钠骄芏?kg／m3)，見式C.0.1-6；
vm——?dú)庖夯旌衔锲骄魉?m／s)，見式C.0.1-7；
L——管道長度(km)；
d——管道內(nèi)徑(m)。
2 混輸阻力系數(shù)可按下列公式計(jì)算：
式中：Φ——混輸阻力系數(shù)與液相阻力系數(shù)的比值，可由無滑脫時(shí)的含液率RL查圖C.0.1-1確定；
圖C.0.1-1 Φ-RL關(guān)系曲線
Rem——混輸雷諾數(shù)；
μm——?dú)庖夯旌衔锏膭恿︷ざ?Pa·s)，見式C.0.1-4。
式中其他符號意義與式C.0.1-1中相同。
3 氣液混合物的動力黏度可按下列公式計(jì)算：
式中：μL、μg——液相、氣相的動力黏度(Pa·s)；
RL——體積含液率；
qL——液相的體積流量(m3／s)；
qm——?dú)庖夯旌衔锏捏w積流量(m3／s)。
4 氣液混合物的平均密度可按下式計(jì)算：
式中：ρL、ρg——液相、氣相的密度(kg／m3)；
RL——體積含液率；
HL——截面含液率，即考慮氣液相滑脫時(shí)的含液率，可根據(jù)RL和Rem查圖C.0.1-2確定。
圖C.0.1-2 RL-HL關(guān)系曲線
5 氣液混合物的平均流速可按下式計(jì)算：
式中：qm——?dú)庖夯旌衔锏捏w積流量(m3／s)；
d——管道內(nèi)徑(m)。
C.0.2 當(dāng)采用貝格斯-布里爾法時(shí)，油氣混輸?shù)膲航涤?jì)算應(yīng)符合下列規(guī)定：
1 油氣混輸管道的壓降可按下式計(jì)算：
式中：△p——油氣混輸管道壓降(Pa)；
HL——截面含液率，無因次，其值可按流態(tài)(分離流、過渡流、間歇流和分散流)由計(jì)算確定，見本條第2款；
g——重力加速度，g＝9.81m／s2；
θ——管道傾角，度或弧度(流體上坡θ為正，下坡為負(fù)，水平管θ＝0)；
λm——混輸摩阻系數(shù)，可根據(jù)無滑脫水力摩阻系數(shù)λo、含液率HL、無滑脫含液率RL，經(jīng)計(jì)算確定，見本條第4款；
Gm——?dú)庖夯旌衔镔|(zhì)量流量(kg／s)；
vsg——?dú)庀嗾鬯懔魉?m／s)；
p——管道內(nèi)介質(zhì)的平均絕對壓力(Pa)。
式中其他符號意義與公式C.0.1-1中相同。
2 截面含液率HL計(jì)算應(yīng)符合下列規(guī)定：
1)水平管分離流、間歇流、分散流的截面含液率可按下式計(jì)算：
式中：HL(0)——水平管截面含液率；
RL——體積含液率，見公式C.0.1-5；
Fr——弗勞德準(zhǔn)數(shù)，見公式C.0.2-11；
a、b、c——系數(shù)，取決于流型，見表C.0.2-1。
表C.0.2-1 a、b、c與流型的關(guān)系
| 流型 | a | b | c |
| 分離流 | 0.980 | 0.4868 | 0.0868 |
| 間歇流 | 0.845 | 0.5351 | 0.0173 |
| 分散流 | 1.065 | 0.5824 | 0.0609 |
2)水平管過渡流的截面含液率HL(0)T可按下列公式計(jì)算：
式中：T、S、I——分別表示過渡流、分離流和間歇流；
L2、L3——按表C.0.2-3中所列計(jì)算式計(jì)算。
3)對于傾斜管截面含液率HL(θ)可按下列公式計(jì)算：
式中：HL(θ)——傾角為θ的管路截面含液率；
d、e、f、h——與流型有關(guān)的系數(shù)，應(yīng)按表C.0.2-2選??；
vs1——液相折算速度(m／s)；
σ——液相表面張力(N／m)。
表C.0.2-2 與流型有關(guān)的其他系數(shù)
對于θ＝90°的垂直管路：
3 兩相管路流型判別準(zhǔn)則應(yīng)按表C.0.2-3確定，弗勞德準(zhǔn)數(shù)應(yīng)按下式計(jì)算：
式中符號意義與公式C.0.1-1、公式C.0.2-2中相同。
表C.0.2-3 兩相管路流型判別準(zhǔn)則
4 兩相流水力摩阻系數(shù)可按下列公式計(jì)算：
式中：λm——兩相流管路的水力摩阻系數(shù)；
λo——相同條件下兩相均勻混合、相間無滑脫的水力摩阻系數(shù)。
對于水力光滑管，無滑脫時(shí)水力摩阻系數(shù)λo可由穆迪(Moody)圖中查得，也可由下式計(jì)算：
式中符號意義與公式C.0.1-1、公式C.0.1-5、公式C.0.1-6中相同。
附錄D 埋地瀝青絕緣集輸油管道總傳熱系數(shù)K選用表
附錄D 埋地瀝青絕緣集輸油管道總傳熱系數(shù)K選用表
表D 埋地瀝青絕緣集輸油管道總傳熱系數(shù)K[W／(m2·℃)]
注：表中所列總傳熱系數(shù)以鋼管外表面為基準(zhǔn)傳熱面。
附錄E 埋地硬質(zhì)聚氨酯泡沫塑料保溫集輸油管道總傳熱系數(shù)K選用表
附錄E 埋地硬質(zhì)聚氨酯泡沫塑料保溫集輸油管道總傳熱系數(shù)K選用表
表E 埋地硬質(zhì)聚氨酯泡沫塑料保溫集輸油管道總傳熱系數(shù)K[W／(m2·℃)]
注：表中所列總傳熱系數(shù)以鋼管外表面為基準(zhǔn)傳熱面。
附錄F 集油管道伴熱輸送雙管管組[(D2／D1)≤3]熱力近似計(jì)算公式
F.0.1 集油管道伴熱輸送雙管管組的總耗熱量可按下式計(jì)算：
式中：Φ——管組總耗熱量(散熱流量)(W)；
L——集油管道長度(m)；
K——保溫殼內(nèi)管道向外界的總傳熱系數(shù)(按鋼管外表面作為基準(zhǔn)傳熱面取值)[W／(m2·℃)]；
D1——伴熱管外徑(m)；
D2——集油管外徑(m)；
△t1——伴熱管平均溫度與外界溫度之差(℃)；
△t2——集油管平均溫度與外界溫度之差(℃)；
qm——集油管設(shè)計(jì)流量(含水原油)(kg／s)；
C——原油(含水原油)比熱容[J／(kg·℃)]；
△t——原油(含水原油)的溫升(℃)。
F.0.2 當(dāng)集油管長度小于原油升溫所需要的熱伴隨長度時(shí)，在井口應(yīng)設(shè)換熱器。集油管路伴熱輸送保證升溫的熱伴隨長度，可按下式計(jì)算(雙管管組)：
式中：K′——伴熱管對油管的總傳熱系數(shù)[W／(m2·℃)]；
△t′——伴熱管與油管的對數(shù)平均溫差(℃)。
式中其他符號意義與公式F.0.1中相同。
附錄G 埋地瀝青絕緣集氣管道總傳熱系數(shù)K選用表
附錄G 埋地瀝青絕緣集氣管道總傳熱系數(shù)K選用表
表G 埋地瀝青絕緣集氣管道總傳熱系數(shù)K[W／(m2·℃)]
附錄H 站內(nèi)架空油氣管道與建(構(gòu))筑物之間最小水平間距
附錄H 站內(nèi)架空油氣管道與建(構(gòu))筑物之間最小水平間距
表H 站內(nèi)架空油氣管道與建(構(gòu))筑物之間最小水平間距(m)
注：1 表中尺寸均自管架、管墩及管道最突出部分算起。道路為城市型時(shí)，自路面外緣算起；為公路型時(shí)，自路肩外緣算起。
2 架空油氣管道與立式罐之間的距離，是指立式罐與其圓周切線方向平行的管架、管墩及管道最突出部分的距離。
附錄J 站內(nèi)埋地管道與電纜、建(構(gòu))筑物平行的最小間距
附錄J 站內(nèi)埋地管道與電纜、建(構(gòu))筑物平行的最小間距
表J 站內(nèi)埋地管道與電纜、建(構(gòu))筑物平行的最小間距(m)
注：1 表中所列凈距應(yīng)自管壁或防護(hù)設(shè)施外緣算起。
2 當(dāng)管道埋深大于鄰近建(構(gòu))筑物的基礎(chǔ)埋深時(shí)，應(yīng)采用土壤安息角校正表中所列數(shù)值。
3 當(dāng)有可靠根據(jù)或措施時(shí)，可減小表中所列數(shù)值。
附錄K 通信電纜管道和直埋電纜與地下管道或建(構(gòu))筑物的最小間距
附錄K 通信電纜管道和直埋電纜與地下管道或建(構(gòu))筑物的最小間距
表K 通信電纜管道和直埋電纜與地下管道和建(構(gòu))筑物的最小間距(m)
注：①交越處2m之內(nèi)天然(煤)氣管道不得有接口，否則電纜及電纜管道應(yīng)加包封。
②電力電纜加有保護(hù)套管時(shí)，凈距可減至0.15m。
附錄L 通信架空線路與其他設(shè)備或建(構(gòu))筑物的最小間距
附錄L 通信架空線路與其他設(shè)備或建(構(gòu))筑物的最小間距
表L 通信架空線路與其他設(shè)備或建(構(gòu))筑物的最小間距(m)
注：①供電線為被覆線時(shí)，光(電)纜也可以在供電線上方交越。
②兩通信線交越時(shí)，一級線路應(yīng)在二級線路上面通過，且交越角不得小于30°，廣播線路為三級線路。
③通信線路與25kV交流電氣鐵道的饋電線不允許跨越，必要時(shí)應(yīng)采用直埋電纜穿過。
④光(電)纜必須在上方交越時(shí)，跨越檔兩側(cè)電桿及吊線安裝應(yīng)做加強(qiáng)保護(hù)裝置。
附錄M 站場內(nèi)建筑物的通風(fēng)方式及換氣次數(shù)
附錄M 站場內(nèi)建筑物的通風(fēng)方式及換氣次數(shù)
表M 站場內(nèi)建筑物的通風(fēng)方式及換氣次數(shù)
注：1 有組織的自然通風(fēng)可采用筒形風(fēng)帽、旋轉(zhuǎn)風(fēng)帽、球形風(fēng)帽或通風(fēng)天窗等方式。
2 計(jì)算通風(fēng)量時(shí)，房間高度大于6m時(shí)應(yīng)按6m計(jì)算，事故通風(fēng)應(yīng)按房間實(shí)際高度計(jì)算。
3 括號內(nèi)的換氣次數(shù)為含硫的數(shù)據(jù)。
4 對于同時(shí)散發(fā)有害氣體和余熱的建筑物，室內(nèi)的全面通風(fēng)量應(yīng)按消除有害氣體或余熱中所需的最大空氣量計(jì)算。當(dāng)建筑物內(nèi)散發(fā)的有害氣體或余熱量不能確定時(shí)，通風(fēng)量可按表中的換氣次數(shù)計(jì)算。
5 當(dāng)采用聯(lián)合通風(fēng)方式時(shí)，自然通風(fēng)的換氣次數(shù)取3次／h～6次／h，機(jī)械排風(fēng)按全部換氣次數(shù)計(jì)算。
