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。