站场、线路等的设计应采取有效的防沙措施。应充分利用沙漠地区的太阳能、风力等天然资源，并进行综合规划、有效利用。
3．0．8 滩海陆采油田的开发建设应充分依托陆上油田已有设施，简化滩海陆采平台油气生产及配套设施。
3．0．9 低渗透低产油田的开发建设，应简化地面设施，采用短流程、小装置，降低工程投资。
3．0．10 油气集输站场的工艺设计应满足油气集输生产过程对站场的功能要求，并应设计事故流程。
3．0．11 对于重复性强的油气集输站场或工艺单元，宜采用标准化设计。
3．0．12 油气集输设计应符合现行行业标准《油田地面工程设计节能技术规范》SY／T 6420及国家现行相关节能标准的规定。
3．0．13 油气集输设计应符合职业健康、安全与环境保护的要求。
4 油气收集
4．1 一般规定
4．1．1 油气集输设计应根据技术经济对比情况确定布站方式，可在一级布站、二级布站或三级布站方式中优选，根据具体情况也可采用半级布站方式。
4．1．2 计量站、接转站、放水站和脱水站的设置，应符合现行行业标准《油田地面工程建设规划设计规范》SY／T 0049的规定。计量站管辖油井数宜为8口～30口，集油阀组间管辖油井数不宜超过50口。
4．1．3 稠油油田油气集输分井计量装置宜依托采油井场集中设置。当采用蒸汽吞吐放喷罐时宜依托站场设置。
4．1．4 油田油气收集的基本流程宜采用井口不加热单管流程、井口加热单管流程、双管掺液流程、单管环状掺水流程。各典型流程的选用应符合现行行业标准《油田地面工程建设规划设计规范》SY／T 0049的规定。根据油田实际情况，可采用单井进站或多井串接进站流程。
4．1．5 油井较多、分布较为集中的油田，宜采用管道集输；油井分散的油田或边远
的油井，宜采用汽车拉运、船运等集输方式。
4．1．6 设计时，油井最高允许井口回压宜符合下列规定： 1 机械采油井宜为1．0MPa～1．5MPa； 2 稠油油井宜为0．6MPa～1．5MPa； 3 特殊地区机械采油井可提高到2．5MPa； 4 自喷井可为油管压力的0．4倍～0．5倍。
4．1．7 油田伴生气集气工艺应结合油气集输工艺流程，通过技术经济分析，选择油气混输或油气分输工艺。集气应充分利用油气分离的压力，当分离压力不能满足要求时，应进行增压。净化处理后的干气可外输作为商品天然气或返输作为油田站场的燃料气。
4．1．8 油气集输单项工程设计能力的计算，应符合下列规定：
1 采油井场的设备及出油管道的设计能力，应按油田开发方案提供的单井产油、气、水量及掺入液量或气举气量确定。油井的年生产天数，自喷油井宜按330d计算，机械采油井宜按300d计算。
2 各类站场含水原油处理及输送设施的设计能力，应按油田开发方案提供的所辖油井日产油量、原油含水率及收集过程中的掺入液量确定。
3 净化原油储运设施的设计能力，宜为油田开发方案提供的所辖油田原油产量的1．2倍，年工作时间宜按365d计算。
4 油田伴生气集输工程的设计能力，可按所辖区块油田开发方案提供的产气量确定。需要时，应考虑气举气量。当油气集输的加热以湿气为燃料时，应扣除相应的集输自耗气量。
4．2 采油井场
4．2．1 采油井场工艺流程的设计应满足下列要求：
1 应满足试运、生产(包括井口取样、油井清蜡及加药等)、井下作业与测试、关井及出油管道吹扫等操作要求。不同类型油井还应满足下列要求： 1)更换自喷井、气举井油嘴； 2)稳定气举井的气举压力； 3)套管气回收利用； 4)水力活塞泵井的反冲提泵。
2 应满足油压、回压、出油温度测量的要求。不同类型油井还应能测量下列数据： 1)自喷井、抽油机井、电动潜油泵井、螺杆泵井的套压； 2)气举井的气举气压力； 3)水力活塞泵井的动力液压力； 4)稠油热采井的蒸汽压力。 3 应满足不同集输流程的特殊要求。
4．2．2 连续生产的拉油采油井场应设储油罐，储存时间宜为2d～7d。
4．2．3 滩海陆采平台宜设置污油污水罐，其容积不应小于单井作业一次排液量。
4．2．4 当采油井距离接转站较远、集输困难时，可在采油井场或计量站设增压泵。
4．2．5 采油井场的标高和面积应能满足生产管理和井下作业的需要。
4．2．6 居民区内以及靠近居民区的采油井场应设围栏或围墙保护措施。
4．2．7 井口保温与清蜡设施的设置应符合下列规定：
1 严寒地区的采油井可设井口保温设施。井口保温设施应采用便于安装和拆卸的装配式结构。
2 严寒、多风沙和其他气候恶劣地区，采用固定机械清蜡的自喷井、电动潜油泵井，可设置清蜡操作房。
4．3 原油泵输
4．3．1 输油泵的类型应根据所输介质的组成和性质及工艺要求确定。
GB50350-2015油田油气集输设计规范
