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GB 50350-2015油田油气集输设计规范.pdf井口出油管道起点的压力，其数值等于出油管道水力摩阻、位 差和第一级油气分离器压力的总和。自喷井是指油嘴后的压力。
设置采油井生产设施的场所
路基工程施工方案图2.0.14石油天然气站场
oil production well sites
oil andgas stations
具有石油天然气收集、净化处理、储运功能的站、库、厂、场的 统称，简称油气站场或站场。
油田内完成分井计量油、气、水的站。日常生产管理中也称计 量间。
2.0.16交接计量站
对外销售原油、天然气与用户进行交接计量的站。也称外输 计量站。
设置油气收集工艺阀组等生产设施，但不进行分井计量的场 所，简称阀组间。当不建设厂房时，称为集油阀组，
pumpingstations
在油田油气收集系统中，以液体增压为主的站。日常生产管 理中也称转油站
freewaterknockoutstations
将含水较高的原油预脱除大部分游离水，然后将低含水原油 和含油污水分别输往原油脱水站和含油污水处理站，担负上述生 产任务的站称为放水站。与接转站合建的放水站，称为转油放水 站。
担负原油脱水和增压输送的站
原油脱水和增压输送的站，
dehydrationstations
油田内部主要对原油、天然气、采出水进行集中处理的站。 称联合站。
由田内部储存和外输(运)原油的油
leaseoiltankfar
crude flow lines
crudegatheringlines
油田内部自计量站或集油阀组间至有关站和有关站间输送 液两相的管道，或未经脱水处理的液流管道
gatheringprocess
向输送原油的管道中掺人一定量的水或加热后的原油等 体，以降低流体在管内流动摩阻的输送方式
在外部热源的伴随下，保持出油管道内流体所需输送温度 输送方式。
hydroblasting
用带压的水，清除容器内在生产过程中积存的沉积物的一种 方法。
，降低原油然发损大的上乙过栓。 2.0.31 油罐烃蒸气回收 hydrocarbonvaporrecoveryfrom tank
在事故状态下用于储存原油的作业罐，正常生产时应保 闲状态
油田站场用于沉降脱水的作业
2.0.34污水沉降罐
settling tanks
在油田原油脱水站或放水站中，用于提高外输污水水质的作 业罐。
crudeexportatiol
restrialdevelopmentmode)
距岸较近、有路堤与岸边相连，并采用陆地油田开发方式的滩 海油田
气体总压大于或等于0.45MPa（绝），气体中的硫化氢分压大 于或等于0.00035MPa（绝）的含有水和硫化氢的天然气
2.0.38天然气凝液
naturalgasliquid(NGL)
从天然气中回收的且未经稳定处理的液态烃类混合物的总 称，一般包括乙烷、液化石油气和稳定轻烃成分，也称混合轻烃。
在常温常压下为气态，经压缩或冷却后为液态的以C3、C4为 主要成分的烃类混合物
naturalgasoline
从天然气凝液或原油中提取的，以戊烷及更重的烃类为主要 成分的液态石油产品，其终馏点不高于190℃，在规定的蒸气压 下，允许含有少量丁烷。也称天然汽油。
2.0.41天然气水合物
gashydrate
在一定的温度和压力下，天然气中的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、 氧化碳等和水形成的冰雪状晶体。也称可燃冰。
2.0.43天然气凝液回收
从天然气中回收天然气凝液，
boosterstations
杨或输气管道上，用压缩机对天然
NGL recovery
gasgatheringlines
油田内部自一级油气分离器至天然气处理厂之间的气管道。
piggingsystems
为提高管道输送效率而设置的清除管内凝聚物和沉积物的 套设备。包括清管器、清管器收发筒或清管阀、清管器指示器及 管器示踪仪。
acquisitionsystems(SCADA)
2.0.47分散控制系统
一种控制功能分散、操作显示集中、采用分级结构的计算机 制系统SJ 21101-2016 LF40-50型螺旋电缆规范.pdf，也称为分布式控制系统，或集散控制系统。
2.0.48可编程序控制器
一种数字运算操作的电子系统，专为在工业环境下应用而设 计。它采用了可编程序的存储器，用于在其内部存储执行逻辑运 算、顺序控制、定时、计数和算术运算等操作的指令，并通过数字或 模拟式的输人和输出操作，来控制各种类型的机械或生产过程。
一种针对通信距离较长和工业现场恶劣环境而设计的具有模 块化结构的特殊计算机控制系统，它将末端检测仪表和执行机构 与远程主计算机连接起来，具有数据采集、控制和通信功能，它能 接收主计算机的操作指令，控制末端的执行机构动作
3.0.1油气集输上程设计应依据批准的油出开发方采和设计 托书或设计合同规定的内容、范围和要求进行。 3.0.2油气集输工程设计应与油藏工程、钻井工程、采油工程紧 密结合，根据油田开发分阶段的具体要求，统一论证，综合优化，总 体规划，分期实施。
及自然条件等情况，并应统筹考虑注入、采出水处理、给排水及消 防、供配电、通信、道路等公用工程，经技术经济分析确定。各种管 道、电力线、通信线等宜与道路平行敷设，形成线路走廊带。
3.0.4油气集输工艺流程应根据油藏工程和采油工程方
物理性质及化学组成、产品方案、地面自然条件等，通过技术经济 分析确定，并应符合下列规定： 1工艺流程宜密闭； 2应充分收集与利用油井产出物，生产符合产品标准的原 油、天然气、液化石油气、稳定轻烃等产品； 3应合理利用油井流体的压力能，适当提高集输系统压力， 优化设计集输半径，减少油气中间接转，降低集输能耗； 4应合理利用热能，做好设备和管道保温，降低油气处理和 输送温度，减少热耗； 5应结合实际情况简化工艺流程，选用高效设备。 3.0.5油气集输工程分期建设的规模，应根据开发方案提供的不 低于10年的开发指标预测资料确定，工程适应期不宜少于10年。 相关设施在按所确定规模统筹考虑的基础上，可根据具体情况分 阶段配置。
低于10年的开发指标预测资料确定，工程适应期不宜少于10年试车场原临建区场地平整工程施工组织设计， 相关设施在按所确定规模统筹考虑的基础上，可根据具体情况分 阶段配置。