1、UDCP中华人民共和国国家标准GB 504282007油田采出水处理设计规范Code for design of oil field produced water treatment20071023发布 20080101实施宰华芰民龛和星国羹质：监暑检萎检薹总詈联合发布中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局 一“一”。中华人民共和国国家标准油田采出水处理设计规范Code for design of oil field produced water treatmentGB 504282007主编部门：中国石油天然气集团公司批准部门：中华人民共和国建设部施行Et期：2 0 0 8年1月1日中国计划
2、出版社2007北 京中华人民共和国建设部公告第735号建设部关于发布国家标准油田采出水处理设计规范的公告现批准油田采出水处理设计规范为国家标准，编号为GB 50428 2007，自2008年1月1日起实施。其中，第4-52(4)、813、816条(款)为强制性条文必须严格执行。本规范由建设部标准定额研究所组织巾国计划出版社出版发行。中华人民共和国建设部二oo七年十月二十三日刖 蓦本规范是根据建设部建标函20053 124号文件关于印发“2005年工程建设标准规范制订、修订计划(第二批)”的通知要求，由大庆油田工程有限公司(大庆油田建设设计研究院)会同胜利油田胜利工程设计咨询有限责任公司、中油辽
3、河工程有限公司、西安长庆科技工程有限责任公司及新疆时代石油工程有限公司共同编制而成的。本规范在编制过程中，编制组总结了多年的油田采出水处理工程设计经验，吸收了近年来全国各油田油田采出水处理工程技术科研成果和生产管理经验广泛征求了全国有关单位的意见，对多个油田进行了现场凋研，多次组织会议研究、讨论，反复推敲，最终经审查定稿。本规范以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。本规范由建设部负责管理和对强制性条文的解释，由石油工程建设专业标准化委员会设计分委会负责日常管理工作，由大庆油田工程有限公司负责具体技术内容的解释。本规范在执行过程中，希望各单位结合工程实践，认真总结经验，注意积累资料，随时
4、将意见和有关资料反馈给大庆油田工程有限公司(地址：黑龙江省大庆市让胡路区西康路6号，邮政编码：163712)以供今后修订时参考。本规范主编单位、参编单位和主要起草人：主编单位：大庆油田工程有限公司(大庆油田建设设计研究院)参编单位：胜利油田胜利工程设计咨询有限责任公司中油辽河工程有限公司1西安长庆科技工程有限责任公司新疆时代石油T程有限公司主要起草人：陈忠喜王克远马文铁杨清民杨燕平孙绳昆潘新建高潮赵永军舒志明李英媛程继顺夏福军古文革徐洪君唐述山 杜树彬王小林杜凯秋任彦中何玉辉刘庆峰张忠李艳杰刘洪友张铁树何文波张国兴于艳梅王会军马占全张荣兰 张晓东张建裴红夏政周正坤祝威洪海郭志强高金庆罗春林26
5、总 则术 语基本规定处理站总体设计1 设计规模及水量计算2站址选择3站场平面与竖向布置4站内管道布置5水质稳定处理构筑物及设备1调储罐2除油罐及沉降罐3气浮机(池)4水力旋流器5过滤器6污油罐7回收水罐(池)8缓冲罐(池)排泥水处理及泥渣处置1一般规定2调节池3浓缩罐(池) 4脱水目 次0，33345578800O，65泥渣处置7药剂投配与贮存71药剂投配-72药剂贮存一8工艺管道81一般规定8 2管道水力计算-9泵 房-91一般规定-92泵房布置1 0公用工程-1 0 1仪表及自动控制1 02供配电103给排水及消防-1 0 4供热1 05暖通空凋1 06通信。-。l 07建筑及结构-1 0
6、 8道路109防腐及保温，ll健康、安全与环境-附录A站内架空油气管道与建(构)筑物之问最小水平间距-附录B站内埋地管道与电缆、建(构)筑物之间平行的最小间距附录C过滤器滤料、垫料填装规格及厚度附录D埋地通信电缆与地下管道、建(构)筑物的最小间距-2兰!|兰附录E通信架空线路与其他设备或建(构)筑物的最小间距-本规范用词说明附：条文说明(4 0)(4 2)(4 3)1总 则1o1为在油田采出水处理工程设计中贯彻执行国家现行的有关法规和方针政策，统一技术要求，保证质量，提高水平，做到技术先进、经济合理、安全适用，运行、管理及维护方便，制定本规范。1o2本规范适用于陆上油田和滩海陆采油田新建、扩建
7、和改建的油田采出水处理工程设计。1o3油田采出水经处理后应首先用于油田注水。若用于其他用途或排放时，应严格执行国家的法律、法规和现行相关标准。1o4油田采出水处理1二程应与原油脱水工程同时设计，同时建设。原油脱水工程产生采出水时，油田采出水处理工程应投入运行。105油田采出水处理工程设计除应符合本规范的规定外，尚应符合国家现行的有关标准的规定。2术 语201油田采出水oil produced water油田开采过程中产生的含有原油的水，简称采出水。202洗井废水wellflushing waste water注水井洗井作业返出地面的水。203原水raw water流往采出水处理站第一个处理构筑
8、物或设备的水。204净化水purified water经处理后符合注水水质标准或达到其他用途及排放预处理水质要求的采出水。205污油waste oil采出水处理过程中分离出的含有水及其他杂质的原油。206污泥sludge采冉水处理过程中分离出的含有水的固体物质。207采出水处理produced water treatment对油田采出水(包括注水井洗井废水)进行回收和处理，使其符合注水水质标准、其他用途或排放预处理水质要求的过程。208 污水回收 sewage water recovery在采出水处理过程中，过滤器反冲洗排水及其他构筑物排出废水的回收。209设计规模design scale采出
9、水处理站接受、处理外部来水的设计能力。2010气浮机(池)airflotation machine(pond)利用气浮原理将油和悬浮固体从水中分离脱除的处理设备或构筑物。，2011水力旋流器hydrocyclone采出水在一定压力下通过渐缩管段，使水流高速旋转，在离心力作用下，利用油水的密度差将油水分离的一种除油设备。2012过滤器filter采用过滤方式去除水中原油及悬浮固体的水处理设备，主要包括重力过滤器、压力过滤器。2013 除油罐oil removal tank主要用于去除采出水中原油的构筑物。20+14沉降罐settling tank用于采出水中油、水、泥分离的构筑物。2015凋储罐
10、control storage tank用于调节采出水处理站原水水量或水质波动使之平稳的构筑物。2O16回收水罐(池)waterrecovering tank(pond)在采出水处理过程中，主要接收储存过滤器反冲洗排水的构筑物。2，017缓冲罐(池) buffer tank(pond)确保提升泵能够稳定运行而设置的具有一定储存容积的构筑物。2018密闭处理流程airtight treatment process采用压力式构筑物或液面上由气封、油封或其他密封方式封闭，使介质不与大气相接触的常压构筑物组成的处理流程。3基本规定301 采出水处理工程设计应按照批准的油田地面建设总体规划和设计委托书或
11、设计合同规定的内容、范围和要求进行。工程建设规模的适应期宜为10年以上，可一次或分期建设。302采出水处理工程设计应积极采用国内外成熟适用的新工艺、新技术、新设备、新材料。303进人采出水处理站的原水含油量不应大于1000mgL。聚合物驱采出水处理站的原水含油量不宜大于3000mgL,特稠油、超稠油的采出水处理站的原水含油量不宜大于4000mgL。3O4采出水处理后用于油田注水时，水质应符合该油田制定的注水水质标准。当油田尚未制定注水水质标准时，可按照国家现行标准碎屑岩油藏注水水质推荐指标sYT 5329执行。若用于其他目的时，应符合相应的水质要求。305处理工艺流程应充分利用余压，并应减少提
12、升次数。当有洗井废水回收时，洗井废水宜单独设置洗井废水回收罐(池)进行预处理。306 采出水处理站原水水量或水质波动较大时，应设调储设施。307 采出水处理站的原水及净化水应设置计量设施及水质监测取样口。308采出水处理站的电气装置及厂房的防爆要求应根据防爆区域划分确定。309采出水处理站的主要构筑物和管道因检修、清洗等原因而部分停止工作时，应采取以下措施：1主要同类处理构筑物的数量不宜少于2座，并应能单独停d产检修。2各句筑物的进出LJ管道应采取检修隔断措施。3站与站之间有条件时原水管道宜互相连通。3010采出水处理站产生污泥沉积的构筑物应谩排泥设施排泥周期应根据实际情况确定。排放的污泥必须
13、进行妥善处置，不得对环境造成污染。301】 采出水处理工艺应根据原水的特性、净化水质的要求，通过试验或相似工程经验，经技术经济对比后确定。采出水用于回注的处理工艺宜采用沉降(或离心分离)、过滤处理流程。3012低产油田采出水处理除应执行本规范第301条第301l条的规定外，还应遵循下列原则：l尽量依托邻近油田的已建设施。2因地制宜地采用先进适用的处理工艺，做到经济合理，建设周期短，能耗和生产费用低。3应结合本油田实际简化处理工艺，采用与原油脱水及注水紧密结合的设计布局。附属设施统一考虑，从简建设。4实行滚动开发的油田，开发初期可采用小型、简单的临时性橇装设备。3013沙漠油田采出水处理除应执行
14、本规范第301条第30条的规定外，还应遵循下列原则：l 采出水处理工艺宜采用集中Iq动控制，减少现场操作人员或实现无人值守。2露天布置的设备和仪表除应考虑防尘、防沙、防晒、防水外，还应考虑能承受因环境温度变化而带来的各种问题。3采出水处理工艺宜采用组装化、模块化、橇装化设计，提高工厂预制化程度，减少现场施工量。4控制室、配电室应密封，并应设置空调设旋。3014稠油油田采出水处理除应执行本规范第3O1条第30条的规定外，还应遵循下列原则：51 净化水应首先用于稠油热采蒸汽发生器给水，也可凋至邻近注水开发的油田注水。2在选择稠油采出水处理工艺和设备时，应充分考虑稠油物性对其正常运行的影响。3在稠油
15、采出水处理工艺中，应充分利用采出水的热能。4稠油采出水处理系统产生的污油宜单独处理。5对于蒸汽发生器给水处理的设计，同时应符合国家现行标准稠油油田采出水用于蒸汽发生器给水处理设计规范sYT 0097的有关规定。3015滩海陆采油田采出水处理除应执行本规范第3o1条第30n条的规定外，还应遵循下列原则：1根据工作人员数量、所处的环境，站内应配备一定数量的救生设备。2选用的设备、阀门、管件、仪表及各种材料，应适应滩海环境条件。3应依托陆上油田的已建设施。64处理站总体设计4I 设计规模及水量计算411采出水处理站设计规模应按下式计算：QQ。十Qz (411)式中Q采出水处理站设计规模(m3d)；Q
16、。一 原油脱水系统排出的水量(m3d)；Qz一送往采出水处理站的洗井废水等水量(ITt3d)。412采出水处理站设计计算水量应按下式计算：Q5一姆l+Q2+Q。十Q。 (412)式中Q。 采出水处理站设计计算水量(m3h)；k 时变化系数，k一100】1 5；Q原油脱水系统排出的水量(1713h)；Q：一 送往采出水处理站的洗井废水等水量(m3la)；Q一回收的过滤器反冲洗排水量(m3h)；Q站内其他排水量(m3h)，主要指采出水处理站排泥水处理后回收的水量及其他零星排水量，当无法计算时可取Q。的25。413主要处理构筑物及工艺管道应按Q，进行计算，并应按其中一个(或一组)停产时继续运行的同类
17、处理构筑物应通过的水量进行校核。校核水量应按下式计算：Q，一Q。(n 1) (4t3)式中Q。一校核水量(iTI。h)；n一 同类构筑物个数或组数，n2。42站址选择421采出水处理站站址应根据已批准的油田地面建设总体规7划以及所在地区的城镇规划、兼顾水处理站外部管道的走向确定。422站址的选择应节约用地。凡有荒地可利用的地区应不占或少占耕地。站址可适当预留扩建用地。423站址选择应按下列原则确定：1具有适宜的工程地质条件，避开断层、滑坡、塌陷区、溶洞地带。2宜选在地势较高或缓坡地区，宜避开河滩、沼泽、局部低洼地或可能遭受水淹的地区。3沙漠地区站址应避开风口和流动沙漠地段并应采取防沙措施。42
18、4站址的面积应满足总平面布置的需要。采出水处理站宜与原油脱水站、注水站等联合建设。425对已建站进行更新改造，原站址又无条件利用时，新建设施宜靠近已建站，并应充分利用原有工程设施。426站址宜靠近公路，并宜具备可靠的供水、排水、供电及通信等条件。427站址与周围设施的区域布置防火间距、噪声控制和环境保护，应符合现行国家标准石油天然气工程设计防火规范GB 50183、建筑设计防火规范GB 50016、工业企业噪声控制设计规范GBJ 87和工业企业设计卫生标准)GBZ 1等的有关规定。428站址的选择除应符合上述规定外，尚应符合国家现行标准石油天然气工程总图设计规范)SYT 0048的有关规定。4
19、3站场平面与竖向布置4、31 总平面及竖向布置应符合现行国家标准石油天然气工程设计防火规范GB 50183和国家现行标准石油天然气工程总图设计规范)SYT 0048的有关规定；未涉及部分应符合现行国家标准建筑设计防火规范GB 50016的有关规定。43z总平面布置应充分利用地形，并应结合气象、工程地质、水8。文地质条件合理、紧凑布置，节约用地。采出水处理站的土地面积有效利用率不应低于60。433总平面布置应保证工艺流程顺畅、物料流向合理、生产管理和维护方便。采出水处理站与油气处理站合建时，可对同类设备进行联合布置。434站内附没变电室时，变电室应位于站场一侧，方便进出线，并宜靠近负荷中心。43
20、5站内应设生产及消防道路，道路宽度宜结合生产、防火与安全间距的要求，并应考虑系统管道和绿化布置的需要合理确定。436采出水处理站应设置围墙，站场围墙应采用非燃烧材料建造，围墙高度不宜低于22m。437站内雨水宜采用有组织排水。对于年降雨量小于200mm的干旱地区，可不设排雨水系统。438特殊地质条件的竖向设计，应符合下列要求：1 湿陷性黄土地区，应有迅速排除雨水的地面坡度和排水系统，场地排水坡度不宜小于05，并应符合现行国家标准湿陷性黄土地区建筑规范GB 50025的有关规定。2岩石地基地区、软土地区、地下水位高的地区，不宜进行挖方。3盐渍土地区，采用自然排水的场地设计坡度不宜小于05，并应符
21、合国家现行标准盐渍土地区建筑规范)SYT 031 7的有关规定。439采出水处理站的防洪设计应按照现行国家标准油气集输设计规范GB 50350的有关规定执行。4310站内的防洪设计标高应比按防洪设计标准计算的设计洪水水位高05m。4311采出水处理工艺的水力高程设计宜充分利用地形。44站内管道布置441管道布置应与总平面、竖向布置及工艺流程统一考虑管道的敷设力求短捷，并应使管道之间、管道与建(构)筑物之间在平面和竖向上相互协调；管道布置可按走向集中布置成管廊带，宜平行于道路和建(构)筑物。442管道敷设方式应根据场区工程地质和水文地质情况、组成处理工艺流程的各构筑物的水力高程条件和维护管理要求
22、等因素确定。443站内架空油气管道与建(构)筑物之间的最小水平间距应符合附录A的要求。444站内埋地管道与电缆、建(构)筑物之间平行的最小间距应符合附录B的要求。445地上管道的安装应符合下列规定：1 架空管道管底距地面不宜小于22m，管墩敷设的管道管底距地面不宜小于03m。2管廊带下面有泵或其他设备时，管底距地面高度应满足机泵或设备安装和检修的要求。3地上管道和设备的涂色应符合国家现行标准油气田地面管道和设备涂色标准sY 0043的有关规定。446站内架空管道跨越道路时，桁架底面距主要道路路面(从路面中心算起)不宜小于55m，距人行道路面不应小于22m。447污油、蒸汽、热(回)水及其他管道
23、的热补偿应与管网布置统一考虑，宜利用自然补偿。需要设置补偿时，其形式可按管道管径、丁作压力、空间位置大小等具体情况确定。448站内热管道宜在下列部位设置固定支座：1在构筑物前的适当部位。2露天安装机泵的进出口管道上。3穿越建筑物外墙时，在建筑物外的适当部位。1 04两组补偿器的中间部位。449管道设计除应符合本规范的规定外，尚应符合国家瓒行标准石油天然气工程总图设计规范)SYT 0048、现行国家标准室外给水设计规范GB 5001 3和室外排水设计规范GB 50014的有关规定。45水质稳定451原水水质腐蚀严重时，应根据技术经济比较采用相应的水质稳定工艺。由于溶解氧的存在而引起严重腐蚀的情况
24、下，宜采用密闭处理流程；由于pH值低而引起严重腐蚀的情况下，宜调节pH值。452采用密闭处理流程时，应按下列规定执行：1 常压罐宜采用氮气作为密闭气体。采用天然气密闭时宜采用干气，若采用湿气时应采取脱水、防冻等措施。2密闭气体进入处理站应设气体流量计量及调压装置，密闭气体运行压力不应超过常压罐的设计压力。运行压力上下限的设定值的选取应留有足够的安全余量。密闭系统的压力调节方式应经技术经济比较确定。3所有密闭的常压罐顶部透光孔应采用法兰型式，气体置换孔应加设阀门，并应与顶部密闭气源进口对称布置；罐顶应设置呼吸阀、阻火器、液压安全阀，寒冷地区应采用防冻呼吸阀，系统中应设置压力调节放空闽。4所有密闭
25、的常压罐与大气相通的管道应设水封水封高度不应小于250mmo5通向密闭常压罐的气体管遭应设置截断阀，应采取防止气体管道内积水的措施，并应在适当位置设置放水阀。6密闭系统补气量应根据处理流程按最不利工况计算确定。7常压罐应设置高、低液位连续显示，液位上、下限报警及下限报警联锁停泵，其中沉降罐应只设上限液位报警，同时应将信号11-传至值班室。8常压罐气相空间系统应设置压力上、下限报警，压力下降至设定值时应联锁停泵，同时信号应传至值班室。9采用天然气密闭处理流程时，除应执行上述规定外，还应符合现行国家标准石油天然气工程设计防火规范GB 50183的有关规定。453采用调节pH值工艺时，应按下列规定执
26、行：1应首先对注入区块地层做岩心碱敏性试验，确定注入水临界PH值。2 PH值调节范围宜为7080，不宜大于85。3筛选出的pH值讽节药剂应与混凝剂、絮凝剂等水处理药剂配伍性能好，产生的沉淀物量应少，并应易于投加。】25处理构筑物及设备51调储罐511 凋储罐的有效容积应根据水量变化情况，经计算确定。缺少资料的情况下，可按相似工程经验或按24h设计计算水量确定。512凋储罐不宜少于z座。513在词储罐内宜设加热设施，应设收油及排泥设施。52除油罐殛沉降罐521除油罐及沉降罐的技术参数应通过试验确定，没有试验条件的情况下，可按表52卜152卜3确定。表52卜1 水驱采出水除油罐及沉降罐技术参数污水
27、有效停留时间 污水下降速度沉降罐种类(h) (rams)除油罐 34 O 5O 8斜板除油罐 1 52 l 01 6混凝沉降罐 23 l_0l 6混凝斜扳沉降罐 115 203 2表521_2稠油采出水除油罐及沉降罐技术参数污水有效停留时间 污水下降速度沉降罐种类(h) (rams)除油罐 38 0 2o 8斜板除油罐 154 0 5J7混凝沉降罐 25 051 7混凝斜扳机降罐 13 l o2 2囊52卜3聚合物驱采出水除油罐及沉降罐技术参数污水有效停留时间 污水下降速度沉陴罐种类(h) (rams)除油罐 O20 4混凝沉降罐 35 仉40 8522除油罐或沉降罐不宜少于2座。523除油罐
28、或沉降罐内设置斜板(斜管)时，斜板(斜管)材质、厚度及斜板问距和斜管孔径应根据来水水质、水温及原油物性确定，并应符合下列要求：l 斜板板问净距宜采用5080mm，安装倾角不应小于45。2斜管内径宜采用6080rnm，安装倾角不应小于45。3斜板(斜管)表面应光洁，并应选用亲水疏油性材料。4斜板(斜管)与罐壁间应采取防止产生水流短路的措施。524除油罐或沉降罐应设收油设施，宜采用连续收油，间歇收油时应采取控制油层厚度的措施。525在寒冷地区或被分离出的油品凝固点高于罐内部环境温度时，除油罐或沉降罐的集油槽及油层内应设加热设施。526除油罐或沉降罐应设排泥设施。527除油罐或沉降罐的出流水头，应满
29、足与后续构筑物水力衔接的要求。528压力构筑物的选择应根据采出水性质、处理后水质要求、处理站设计规模，通过试验或相似工程经验，经技术经济比较确定。53气浮机(池)531 下列情况宜采用气浮机(池)：1水中原油粒径较小、乳化较严重。2油水密度差小的稠油、特稠油和超稠油采出水。532气浮机(池)的类型及气源应根据采出水的性质，通过试验14或按相似工程经验通过技术经济比较确定。533气浮单元不宜少于2座。534采用气浮机(池)时，应配套使用适宜的水处理药剂。535采出水处理系统中，气浮机(池)前，宜设置调储罐或除油罐。536气浮机(池)应设收油及排泥设施。54水力旋流器541水力旋流器使用条件，应符
30、合下列要求：1 油水密度差大于0059cm3。2原水含油量高，且乳化程度较低。3场区面积小，采用其他沉降分离构筑物难以布置。4水力旋流器不宜单独使用。542 水力旋流器的选择应根据采出水性质、处理后水质要求、设计水量，通过试验或相似工程经验，经技术经济比较确定。543水力旋流器配置不宜少于2组。544水力旋流器来水压力和流量应保持稳定。升压泵宜采用螺杆泵或低转速离心泵。55过滤器551过滤器类型的选择应根据设计规模、运行管理要求、进出水水质和处理构筑物高程布置等因素结合站场地形条件，通过技术经济比较确定。552过滤器的台数应根据过滤器型式、设计水量、操作运行和维护检修等条件通过技术经济比较确定
31、，但不宜少于2台。553过滤器的设计滤速宜按下式计算：nV。百(553)式中 V过滤器滤速(mh)；1 5-Q；设计计算水量(m3h)；n过滤器数量，”2；F单个过滤器的过滤面积(m2)。554 过滤器滤速选择，应根据进出水水质等因素，通过试验确定，没有试验条件的情况下，可按相似条件下已有过滤器的运行经验确定。在缺乏资料的情况下，常用过滤器滤速宜按表554选用。褒554常用过滤器滤速滤料类别 一级过滤滤速mh) 二级过淀滤速(mh)核桃壳 1 6石英砂 8 4石英砂+磁铁矿 10 6改性纤维球 1 6555 过滤器冲洗方式的选择，应根据滤料层组成、配水配气系统形式，通过试验确定，没有试验条件的
32、情况下，可按相似条件下已有过滤器的经验确定。冲洗水应为净化水，水温不应低于采出水中原油凝固点。反冲洗时可加入适量的清洗剂。556粒状滤料过滤器宜采用自动控制变强度反冲洗。反冲洗强度应通过试验确定，没有试验条件的情况下，可按相似条件下已有过滤器的经验确定。在缺少资料的情况下，过滤器反冲洗强度可按表5561和表556-2选用。袁5561过滤器水反冲洗强度一级过滤嚣 =级过滤器滤料种娄冲洗强度(L(m2s) 冲洗强度【L(m2s)】核桃壳 67石英砂 I 4I 5 121 3石英砂+磁铁矿 1516 1 314改性纤维球 56表556-2过滤器气反冲洗强度滤料种类 气冲洗强度L(m2s)级配石英砂滤
33、料 1520均粒石英砂滤料双层滤料(嫫、砂) 1520557滤料应具有良好的机械强度和抗腐蚀性，可采用石英砂、磁铁矿、核桃壳、改性纤维球等，并应进行检验。558滤料及垫料的组成及填装厚度，应根据进出水水质等因素，通过试验确定，没有试验条件的情况下，可按相似条件下已有过滤器的运行经验确定。在缺少资料的情况下，滤料及垫料的组成宜按附录c设计。559重力过滤器宜采用小阻力配水系统压力过滤器宜采用大阻力配水系统。56污油罐561 污油罐有效容积可按下式确定：一譬萧等等 s，式中污油罐有效容积(m3)；Q一一处理站设计规模(m3d)；C-原水的含油量(mgL)；Cz净化水的含油量(mg1)；f储存时间(
34、h)；口 污油含水率，除油罐、沉降罐或其他油水分离构筑物间歇收油时按4070计，沉降罐或其他油水分离构筑物连续收油时按8095计；P。原油密度(tm3)。56，2污油罐宜保温，罐内宜设加热设施，罐底排水管宜设置排水看窗。1 7s63蔼油罐如热所需热量可按下式确定：QKF(t，一z，) (563)式中e一罐中污油加热所需热量(w)；F罐的总表面积(m2)；，罐内介质的平均温度()；f。罐周围介质的温度CC)，可取当地最冷月平均气温；K罐总散热系数W(mq)。564污油宜连续均匀输送至原油脱水站。565污油罐宜设l座，公称容积不宜大于200m3，污油进罐管道宜设通往污油泵进口的旁路管道。s7回收水
35、罐(池J571回收水罐(池)的有效容积可按下式确定：WWl十W z (571)式中w回收水罐(池)的有效容积(m3)；w-反冲洗最大排水量(m。)；wz进入回收水罐(池)的其他水量(甜)。572回收水池宜设2格，回收水罐宜设2座。s73回收水罐(池)应采用高位进水。574压力过滤时，宜采用回收水罐；重力过滤时，应采用回收水池；回收水罐(池)宜设排泥设旋和收油设施。575反冲洗排水进入回收水罐(池)或进入排泥水系统，应通过试验或相似工程经验确定。576反冲洗排水采用回收水罐时，站内应设置各构筑物低位排水的接收池。577污水回收宜连续均匀输至调储罐或除油罐前。58缓冲罐(池)581缓冲罐(池)有效
36、容积宜按051Oh的设计计算水量确18定。滤后水缓冲罐(池)如兼作反冲洗储水罐(池)时，应考虑反冲洗储水量所需容积。582缓冲罐(池)宜设2座。583缓冲罐(池)可不做保温，滤后水缓冲罐(池)如兼作反冲洗储水罐(池)时，宜做保温。584缓冲罐(池)应设收油设施。6排泥水处理及泥渣处置61一般规定611 采出水处理站排泥水处理应包括除油罐排泥水、沉降罐排泥水、反冲洗回收罐(池)排泥水或过滤器反冲洗排水等。612排泥水处理系统设计处理的于泥量可按下式计算：S一(Co+KD)Q10。6 (612)式中 s干泥量(td)；co原水悬浮固体设计取值(mgI。)；D药剂投加量(mgI。)；K药剂转化成泥量
37、的系数，经试验确定；Q一设计规模(m3d)。613排泥水处理过程中分离出的清液应回收，回收水宜均匀连续输至除油罐(或调储罐)前或排人排泥水调节罐(池)进行处理。614排泥水处理工艺流程可由调节、浓缩、脱水及泥渣处置四道工序或其中部分工序组成，应根据采出水处理站相应构筑物的排泥机制、排泥水量、排泥浓度及反冲洗排水去向，确定工序的选择。615处理构筑物排泥水平均含固率大于2时经调节后可直接进行脱水而不设浓缩工序。62调节池621 调节池的有效容积应分别按下列情况确定：l 调节池与回收水罐(池)合建时有效容积按所有过滤器最大一次反冲洗水量及其他构筑物最大一次排泥水量之和确定。2凋节池单独建设时有效容
38、积按构筑物最大一次排泥水量20确定。622调节池进行水质、水量调节时，池内应设扰流设施；只进行水量调节时，池内应分别设沉泥和上清液取出设施。623 浓缩罐(池)为连续运行方式时，调节池出流流量宜均匀、连续。63浓缩罐(池)631排泥水浓缩宜采用重力浓缩。采用离心浓缩等方式时，应通过技术经济比较确定。632浓缩后泥水的含固率应满足选用的脱水设备进机浓度要求，且不宜低于2。633重力浓缩罐(池)面积可按固体通量计算，并应按液面负荷校核。固体通量、液面负荷及泥渣停留时间宜通过沉降浓缩试验或按相似排泥水浓缩数据确定。634重力浓缩罐(池)为间歇进水和间歇出泥时，可采用浮动收液设施收集上清液提高浓缩效果
39、。64脱 水641脱水工艺的选择应根据浓缩后泥水的性质，最终处置对脱水泥渣的要求，经技术经济比较后选用，可采用板框压滤机、离心脱水机或自然干化。642 干化场的干化周期、干泥负荷宜根据小型试验或根据泥渣性质、年平均气温、年平均降雨量、年平均蒸发量等因素，可按相似地区经验确定。643脱水设备的台数应根据所处理的干泥量、设定的运行时间确定。644泥水在脱水前若进行化学调质，药剂种类及投加量宜由试验或按相同机型、相似排泥水性质的运行经验确定。645脱水机滤液及脱水机冲洗废水宜回流至排泥水调节池或21浓缩罐(池)。646输送浓缩泥水的管道应适当设置管道冲洗进水口和排水口。65泥渣处置651脱水后泥渣宜
40、运到环保部门指定的堆放场进行集中处置或处理。7药剂投配与贮存71药剂投配711 采出水处理药剂种类的选择。应根据采出水的原水水质特性、处理后水质指标、丁艺流程特点确定。712 多种药剂投加时应进行配伍性试验合格后才可使用。713药剂品种的选择、投加量及混合、反应方式应通过试验确定，没有试验条件的情况下，可按相似条件下采出水处理站运行经验确定。714药剂投配宜采用液体投加方式可采用机械或其他方式进行搅拌。715药剂的配制次数应根据药剂品种、投加量和配制条件等因素确定，每日不宜超过3次。716药剂投加宜采用加药装置，加药泵宜采用隔膜式计量泵。加药装置应充分考虑药液的腐蚀性，并应设置排渣、疏通等措施
41、。717投药点的位置应根据采出水处理工艺要求，同时结合药剂的性质和配伍性试验，合理设置。尚未取得试验结果时，可按下列位置投加：1絮凝剂、助凝剂投加在沉降分离构筑物进口管道；采用接触过滤时，絮凝剂投加在滤前水管道。2浮选剂投加在气浮机池进口管道。3杀菌剂投加在原水、滤前在不影响水质的情况下也可投加在净化水管道。4滤料清洗剂投加在滤罐的反冲洗进水管道。5缓蚀阻垢剂、pH值调节剂投加在原水管道。718同一药剂多点投加时，应分别设计量设施。23719 pH值调节剂采用盐酸或硫酸时，应密闭贮存和密闭投加。72药剂贮存721 药剂仓库地坪高度的确定应便于药剂的运输、装卸，当不具备条件时可设置装卸设备。72
42、2药剂的储备量应根据药剂的供应和运输条件确定，固体药剂宜按1520d用量计算，液体药剂宜按57d用量计算，偏远地区应根据实际情况定。723药库应根据贮存药剂的性质采取相应的防腐蚀、防粉尘、防潮湿、防火、防爆、防毒及通风等措施。8工艺管道81一般规定811 采出水的输送应采用管道，不得采用明沟和带盖板的暗沟。812管道材质的选择应根据采出水性质、水压、外部荷载、土壤腐蚀性、施工维护和材料供应等条件确定。813采出水处理站工艺管道严禁与生活饮用水管遭连通。814沉降分离构筑物的收油管道应根据油品性质和敷设地区环境温度条件，采取经济合理的保温伴热措施。815地上敷设的工艺管道宜设放空口和扫线口。81
43、6含有原油的排水系统与生活排水系统必须分开设置。817加药管道敷设应遵循下列原则：1加药管道可埋地敷设、管沟敷设、地面敷设。2加药管道材质选择应根据所投加化学药剂性质，合理选择。具有腐蚀性药剂宜选择非金属管、金属内衬非金属管或不锈钢管。818场区工艺管道埋地时管顶最小覆土深度不宜小于07m，穿越道路时应设套管。82管道水力计算821 管道总水头损失，可按下式计算：五：=，十。 (821)式中。管道总水头损失(m)；h，管道沿程水头损失(m)；h，管道局部水头损失(m)。25822管道沿程水头损失，可按下式计算：， 。2r爿。砉。麦 -22)式巾A 一沿程阻力系数；卜 管段长度(m)；d管道计算
44、内径(m)；v一一管道计算水流平均流速(ms)；g重力加速度(ms2)。注：与管道的相对当量粗糙度(凸d)、雷诺数(Re)有关，其ee：为管道当量租糙度(Tim)。823管道的局部水头损失宜按下式计算：。2，一e麦 823)式巾 一管(渠)道局部水头损失系数。824通过式(821)计算后，水头损失宜增加1020。825 污油管道沿程摩阻宜按现行国家标准油气集输设计规范GB 50350巾原油集输管道计算。826压力输泥管最小设计流速宜按表826的规定取值。表826压力输泥管最小设计流速污泥含水率() 流 速(ms)1 5141393 1 21 195 l 09697 O 8O 7827 自流排泥管道管径不应小于200mm。828压力输送污泥管道的水头损失应通过试验确定，缺少资料时，可按下列规定估算：l 污泥含水率为99以上时，可按清水的水头损失计算。2污泥含水率为9599时。可为清水水头损失的1325倍。3污泥含水率为9295时，可为清水水头损失的258倍。4污泥含水率为9092时，可为清水水头损失的813倍。9泵 房91一般规定911 工作水泵的型号及台数应根据水量变化、水压要求、水质情况、机组的效率和功率因素等，综合考虑确定。水量变化大且水泵台数较少时，应考虑
