华北油田设计管理办法（精选6篇）
华北油田设计管理办法 第1篇
中国石油华北油田
建设工程勘察设计管理暂行办法
第一章
总则
第一条 为了加强公司对油田地面建设工程勘察设计工作的管理，保证油田地面建设工程勘察设计质量，根据国家颁布的《建设工程勘察设计管理条例》、建设部颁布的《建设工程勘察和设计单位资质管理规定》，以及地方政府、石油天然气行业的有关文件规定，结合华北油田实际制定本办法。
第二条 华北油田勘察设计研究所负责贯彻执行国家和上级主管部门颁发的有关勘察设计方面的政策、法规、规范和有关标准。对公司采油单位六个设计室实行业务领导。重点负责勘察设计质量管理。
第三条 勘察设计工作主要宗旨是为公司的生产建设服务，做好设计项目的技术经济论证，保证技术经济的统一，在满足技术要求和安全的前提下，最大限度的节省投资。搞好设计方案的优选，积极吸收采纳推广应用新技术、新材料、新设备、新工艺，不断提高勘察设计水平。
第二章
勘察设计工作业务管理
第四条 为加强勘察设计工作的标准化、规范化管理，勘察设计研究所按照上级有关部门的要求，制定统一的勘察设 计管理制度，下发各设计室贯彻执行。
第五条 勘察设计研究所与国家、行业标准发行部门建立联系，及时更新标准、规范，下发各设计室统一执行；编制适合公司地面建设工程的通用图集，经公司开发部门总工程师审定后执行。
第六条 勘察设计研究所每年组织一次由有关专家参加的勘察设计工作检查，重点检查各项管理制度的落实情况和勘察设计质量。
第七条 建立勘察设计工作和技术交流例会制度，每季度召开一次各设计室主任参加的例会，交流勘察设计工作中好的经验和存在的技术难题，对好的经验进行推广应用，对存在的难题咨询有关专家解决。
第八条 根据国家对勘察设计单位资质的要求和油田建设实际需要，制定培训计划，通过各种办法和途径，对勘察设计人员进行培训。
第九条 建设项目勘察设计对外委托管理：
1.为了加强建设项目勘察设计对外委托的技术管理和便于今后调整改造设计，对外委托勘察设计项目应由各设计室根据有关部门委托要求负责编写设计委托书。
2.各设计室承担超越资质要求的勘察设计项目时，要上报所办公室，经所办公室上报有关部门审核批准后，由所办公室组织各设计室有关专业人员进行勘察设计。3.勘察设计研究所参加公司开发部门和各采油单位勘察设计项目的招标和议标活动，主要负责审查勘察设计单位的资质，并对勘察设计质量和概（预）算的编制时间、执行定额、编制规范等问题提出要求。
第十条 根据建设部和河北省建设厅的要求，组织好优秀勘察设计成果的评审工作。
第二章 勘察设计工作程序
第十一条 设计室接受有关部门的建设项目勘察设计委托，根据委托要求，进行现场勘察，提出两个以上勘察设计方案，在设计室进行讨论通过。
第十二条 将勘察设计方案向采油单位或公司开发部门汇报，进行方案优化，设计室依据批准的方案，进行施工图设计，待施工单位确定后，做好勘察设计交底工作。
第十三条 设计室对施工现场出现的技术问题要及时处理，发生变更的要确认签署。做好设计、施工、投产试运行全过程服务；参加竣工验收，搞好设计回访，及时总结经验，不断提高勘察设计工作质量。
第四章 勘察设计质量管理
第十四条 设计、校审人员应由相应资格的专业技术人员担任，并熟练掌握国家和行业颁布实施的标准和规范，熟悉勘察设计研究所统一制定并下发的《设计人员技术岗位责任制》和《设计人员质量责任制》。第十五条 各设计室要建立健全质量保证体系，对设计质量实行设计前、设计中、设计后三阶段控制，施工图要做到设计、校对、审核三级签署，重要图纸如征地图、总平面图、流程图等，要由各采油单位总工程师审定并签署。
第十六条 设计室主任落实好《设计人员质量责任制》，并建立设计校审卡、设计变更单等质量管理台帐，做好对勘察设计人员质量责任制的考核，以此作为勘察设计人员业绩考核的主要依据。
第十七条 勘察设计工作要严格贯彻执行《建设工程质量管理条例》和生产建设项目劳动、卫生、环境保护“三同时”管理规定，杜绝勘察设计阶段的安全质量隐患。
第十八条 设计室主任对勘察设计项目，要指定设计项目负责人（一般由主专业设计人担任）；对设计项目实行《工程设计项目负责人制度》，设计项目负责人对承担的设计项目的设计进度和设计质量负责。
第十九条 设计人员要认真学习并严格执行SY0009《石油地面工程设计文件编制规程》和国家颁布的《计量法》。正确选用勘察设计标准和规范，运用科学合理的方法对自己的设计成果进行计算和验算，结合现场实际情况充分利用“四新”技术大胆创新，争创优秀勘察设计成果。
第二十条 设计中各协作设计专业之间有委托关系的，要按照《设计文件会签制度》执行，并认真填写《设计资料 委托单》，同时委托专业要在被委托专业设计图纸上会签。
第二十一条 校审人员要对设计人员出具的设计文件，以及参数的选用、公式的运用、计算的过程进行认真的校审，在校审过程中发现的问题，要逐一填入《设计校审卡》反馈到设计人员，设计人员根据校审人员提出的建议要逐条逐句的答复，当发生争议时要协商解决或向上一级校审人员反应，由上一级校审人员决定。
第二十二条 设计室要按照《石油天然气工程设计文件质量特性和质量评定实施细则》，对本设计室出具的设计文件进行质量评定，并于每月25日前将当月的质量月报表（附后）上报勘察设计研究所办公室，勘察设计研究所组织不定期抽查，并将抽查结果予以公布。
第二十三条 勘察设计单位提交的勘察设计文件，必须符合下列基本要求：
1.勘察设计文件应符合国家有关法律、法规、工程勘察设计技术标准和规范、规程、勘察设计委托书或勘察设计合同的规定；
2.工程勘测资料应反映工程所在地区的地形地貌、和周围环境状况，勘测数据准确、可靠；
3.设计文件的深度，应满足相应设计阶段的技术要求和施工的要求；施工图应配套，局部视图应交代清楚，标注、说明应清晰、完整； 4.设计中选用的材料、设备等，应注明其规格、型号、性能等，并提出质量要求，但不得指定生产厂家。
第二十四条 勘察设计档案的管理，是设计室的一项基础工作，设计室要指定专人负责，按照《设计档案管理制度》对各种资料及时进行整理归档妥善保存。
第五章 附则
第二十五条 本办法由勘察设计研究所负责解释。第二十六条 本办法自印发之日起执行。附：
1、勘察设计质量月报表
2、勘察设计研究所管理制度汇编
华北油田设计管理办法 第2篇
曾经原油产量位于全国第三位的华北油田，开发始于上世纪70年代，并于1978年产量达到1723万吨，至2003年累计生产原油2.18亿吨。但由于历史原因和特殊的地质条件，华北油田在连续10年产油1000万吨以上之后，于1987年进入快速递减阶段，1998年年产降至400万吨。原油产量在较短时间内出现的巨大落差，让以油气生产为生的企业面临重创。特别是在集团公司重组改制后制定的以效益为中心的原则，使没有多少外延空间的华北油田面临前所未有的挑战。
在困难和挑战面前，华北油田人不等不靠，按照集团公司和中油股份公司制定的工作目标，提出“向管理要效益”的经营思路。在过去的4年里，华北油田分公司实施精细管理，积极探索，从上至下建立起全新的经营理念，形成了一套有效的成本控制方法。在油气勘探生产中，华北油田通过实施一系列精细管理措施，不但使产量下滑局面得到遏制，而且使生产成本得到合理控制，油气勘探接连在新的领域取得突破，生产经营出现了较好的发展势头。
鉴于华北油田在精细化管理上的成功，对其经验进行总结和探讨，笔者认为应从以下三个方面着手进行：
一、华北油田分公司的精细管理能够取得成功的原因：
首先，认清形势，明确目标：面对错综复杂的矛盾，华北油田经过几年的不断探索，从理清企业发展思路入手，一切从华北油田实际情况出发，决定在管理上采取革命性措施，实施精细管理，建立并完善了“全方位整体优化、全要素经济评价、全过程系统控制”的精细管理体系，实现了老油田新管理的突破。
第二，管理全面化、规范化：由于华北油田把细化管理单元延伸为全方位整体优化，把量化考核指标延伸为全要素经济评价，把管理主体责权利相统一延伸为全过程系统控制。华北油田将精细管理的内容进行规范，使其更准确、更简明、更好操作。细分管理单元，量化考核指标，管理主体责权利统一。
第三，把精细管理作为一项系统工程贯穿于生产经营全过程：精细管理涵盖投资、成本、生产现场、勘探开发技术研究和思想政治工作等各个方面，让企业管理工作的更系统化。这一管理思路的深化，让“精细”融入到了生产经营过程中投资项目管理、精细成本管理、精细勘探开发管理、精细生产现场管理的每一个环节，从而达到以“人、财、物”为主体的高效运转，增强了企业管理运作的控制力。
第四，华北油田总结出来的“四个坚持”，就是思想认识上的深化，并转化为行动：大力实施全方位整体优化，不断提高勘探开发整体效率；大力实施全要素经济评价，不断提高勘探开发整体效益；大力实施全过程系统控制，不断提高勘探开发整体效益。
二、华北油田分公司的精细管理中运用的管理原理：
1.使用了系统原理
全方位整体优化、全要素经济评价、全过程系统控制。其本质是以强化管理促进发展方式转变，推进内涵式、集约化的可持续发展；核心内容是以制度和标准为指引，以风险控制为前提，以效益最优为目标，组织企业各管理单元精确、高效、协同和持续运行，以获得更高效率、更高效益和更强竞争力；关键要素是统筹规范、细化优化、技术创新和全员参与。体现在：
全方位整体优化：由“一体化统筹、规范化运作、标准化管理”三方面构成。这是对油田发展和企业管理的战略把握和整体考量，主要是通过组织制度安排和管理运作协调，对企业资源进行全方位系统优化、科学配置，提高全系统运行效率，实现整体、全方位的最优化。全要素经济评价：由“持续绩效考核，经济技术评价，突出整体效益”三方面内容构成。这是从成本投入、资本回报、技术分析等全要素层面，对企业进行综合经济效益和综合管理效率考核评价，体现了精细管理对人和事的细化、精确的管理。
全过程系统控制：大力实施全过程系统控制，不断提高勘探开发整体效果。由“构建一套体系，实施全方位控制，提高三种能力”三方面构成。这是通过建立科学有效的管控机制，来规范人的行为和事的过程，实现对管理单元、管理主体、管理流程等全过程的控制、约束和检验。应用科学管控机制，强化勘探开发管理和操作员工行为、油气开发生产预期目标、勘探开发工艺效率指标的控制约束，实现勘探开发过程健康、安全、环保，生产运行过程平稳、高效，开发系统效率明显提升，推进企业安全发展、清洁发展、节约发展。方法及效果：应用HSE系统管理平台，有效控制生产经营过程；应用指标系统管理平台，有效控制油藏开发过程；应用效率系统管理平台，有效控制开发工艺流程。
2.使用了人本管理原理
首先在管理中，把人看作最主要的管理对象和最重要的资源，确立以人为本的指导思想及依靠广大员工实现组织发展，运用各种激励手段，调动和充分发挥人的积极性和创造性。例如：“两全激励法”是第四采油厂为提高员工素质、提高劳动效率而实行的薪酬办法。“两全激励法”本着“按劳分配、效益优先”和向有突出贡献人员及生产过程中苦、脏、累、险岗位人员倾斜的原则，采取的全额薪酬浮动和全员动态管理办法。
其次，华北油田分公司在推行精细管理时，一直把员工视为落实精细管理的主体，坚持以人为本，全员参与，充分发挥广大员工的主观能动性，让每一名员工都承担起精细管理的执行者和监督者两种责任。在与困难作斗争的过程中，这个分公司逐步形成“在挑战中创新”的企业精神，建立了“精细管理、全员创新”的经营理念，员工能够认同油田分公司提出的发展目标，遵守各项管理规定，推动企业走出困境，这是实施精细管理、推动科学发展的决定因素、力量之源。
3.使用了权变管理原理
管理体制的权变：细化现场管理，把员工的积极性调动起来。有以提高采收率为主的“一组一策”基层现场生产管理模式，有激励员工奋发向上的“六分四段”采油井站管理模式，有提高员工节约意识的“五单核算”及“成本树管理法”成本节约管理模式。这些具体到岗位的做法，提高了管理效益。
4.使用了创新管理原理
坚持与时俱进，开拓创新，在实践和发展中解决前进道路上遇到的问题。这是实施精细管理、推动科学发展的不竭动力。创新管理理念，促进了华北油田发展方式的转变，使油田勘探开发走出低谷，油气生产箭头向上，原油产量连续5年稳定增长，为油田科学发展闯出了新路。技术创新：“一井一剂一工艺”是采油工艺研究院在油田开发技术服务中应用的服务法，是以单井为基本研究单元，精细化学药剂的配方研究和工艺研究，使每一口井享有一种配方，得到一种工艺。
总而言之，“精细”拓展了华北油田生存发展空间，低投入高回报、低消耗高产出、低成本高效益，让这个老油田充满了活力和生机。
三、如何对产品的质量和成本进行有效控制
通过对华北油田精细化管理的总结和探讨，并就用于公司中，我认为在控制产品的质量和成本，应该注意以下工作：在产品开发设计过程中，除了选择最佳质量水平外，还应考虑设计阶段的成本，进行质量成本控制。设计阶段的成本一般包括设计规划成本，如调研费用、结构组合费用、条件审查费用等;试制实验成本，如样品试制费用、实验费用、鉴定评审费用等;技术管理成本，例如技术文件的管理费用、情报管理费用、设计管理费用等。上述这些费用既构成产品的设计成本，又是确保和提高产品质量所支付的费用，构成产品质量成本的一部分。产品开发设计质量成本控制的目的就是要以最低的成本设计出质量最佳的产品。产品开发设计质量成本控制的主要内容是： ①控制产品质量在适宜水平。通过产品质量最佳水平分析，确定开发设计产品的最佳质量水平。只有这样企业才能取得最好的质量效益，用户才能获取最佳的经济利益，从而保证质量成本的降低。
②运用价值工程原理进行工艺的质量成本分析。公差及最后加工的条件对成本的影响很大。过分严格或不必要的公差及最后加工条件的要求会造成不必要成本的增加。分析公差及加工程度的要求以决定能否放宽公差或变换较不昂贵韵材料都可以减低成本。设计人员的概念往往会造成不必要成本的增加。过分地追求完美的产品，使用最好的材料及最佳的工作方法都是造成成本增加的主要原因。应当采用适当的材料、适当的方法、最低的成本制造出符合顾客需求的产品。而非不计成本地使用最好的材料、最佳的工作方法做出最完美的产品。价值工程所强调的是以最低的成本来可靠地达成效用。
价值工程的主要目的在降低成本，但降低成本并非偷工减料或降低品质，主要是消除不必要的成本和过度的品质。所谓过度的品质就是超过能达成产品(机能)所需要的品质，由过度品质所造成的成本属于不必要的成本。
③加强设计的论证和评审，以保证产品的设计质量，实现预期的质量目标、设计论证和评审是开发设计新产品各个阶段决策的重要依据，根据评审结论，决定下阶段的工作方向和目标。为了做好论证评审工作，必须合理、正确地选择评价目标、确定各阶段的评价对象，并对产品或系统的功能、效果等进行科学的测定，然后根据评价标准作出审定结论。通过加强设计的论证和评审，可以防止设计试制过程中的大反复或停滞不前被迫下马等被动局面，并能将设计成本控制在最低水平。
④加强样品的试制和试验，保证产品设计质量的完善。样品的试制和试验是对设计工作质量的最好验证，是设计过程中的一种早期报警的重要形式，通过试制和试验考核，可以暴露出在设计中难以预料的问题，及早发现、予以修正，从而完善产品的设计质量，可以降低产品的设计成本。
油田设备信息管理系统设计 第3篇
1 整体结构
整个系统使用企业内部局域网, 主要由两大部分组成, 如图1所示。第一部分是信息采集层, 工作人员采集各生产单元的设备信息, 包括井场、水源井、油井、配水间的各种设备信息。第二部分是设备信息管理层, 将各生产单元采集的设备信息通过局域网保存到管理中心数据库服务器, 以Web的形式将信息展现给管理人员。
2 管理系统分析
油田作为一个厂区管理所有设备, 厂区为一级单位, 作业区为厂区下级单位, 即二级单位, 生产单元为作业区下级单位, 即三级单位, 生产单元包括井场和水源井, 井场包括油井和配水间。所有设备都工作在生产单元, 整个结果如图2所示。
设备信息按其种类分为:静态信息和动态信息。静态信息包括设备型号、设备数量、施工单位、开工日期、完工日期等, 这些信息通常只需记录一次。设备动态信息包括设备某段时间运行参数、运行状态等, 这些信息需要实时更新。其结构如图3所示。
根据油田的实际分析情况, 本文提出厂级、作业区级、站级三级权限用户, 分别对应管理厂区、作业区、生产单元设备信息。站级用户管理本生产单元的设备, 作业区级用户管理所在作业区设备, 厂级用户管理所有设备。同时厂级用户可管理作业区级和站级用户, 作业区级用户管理站级用户。整个管理系统形成金字塔结构由上而下的管理, 其结构如图4所示。
3 管理系统模式
目前比较流行的管理系统模式主要有两种:B/S和C/S[2]。C/S又称Client/Server或客户/服务器模式。服务器通常采用高性能的PC、工作站或小型机, 并采用大型数据库系统。客户端需要安装专用的客户端软件[3]。客户端通过运行应用程序来读取服务器中的数据。B/S结构, 即Browser/Server结构, 是随着Internet技术的兴起, 对C/S结构的一种变化或者改进的结构[4]。在这种结构下, 用户界面完全通过浏览器实现, 一部分事务逻辑在前端实现, 但是主要事务逻辑在服务器端实现。
两者相比, B/S架构具备极大的优越性, 比如: (1) 不需要在客户机上安装应用软件, 有Web浏览器即可, 方便用户使用。 (2) 简化了系统的开发和维护, 所有的功能都实现在Web服务器上。
由于两种模式存在上面所述的区别, 目前Internet的发展趋势是应用程序的体系结构由这种传统的C/S结构向B/S直到现在的多层分布式结构发展[5], Web应用成为目前广泛使用的应用模式。本文使用B/S模式开发系统。
4 管理系统开发框架
4.1 MVC思想
MVC (Model View Controller) 不是Java语言所特有的设计思想, 也不是Web应用所特有的思想, 它是所有面向对象的程序设计语言都应遵循的规范[6]。MVC思想将一个应用分成3个部分:Model (模型) 、View (视图) 和Controller (控制器) , 这3个部分以最少的耦合协同工作, 所以可提高应用的扩展性及维护性, 其整体结构如图5所示。
视图 (View) :代表用户交互界面, 本系统主要使用HTML和JSP页面。
模型 (Model) :就是业务流程/状态的处理以及业务规则的制定, 系统使用Java Bean实现。
控制 (Controller) :用于完成流程控制, 它接收来自视图层用户输入的数据, 并调用相应的模型进行处理, 最后选择合适的视图去响应用户。本系统采用基于MVC思想的Struts 2框架。
4.2 Struts 2框架
Struts是基于MVC思想的设计框架。它把Java Web技术中JSP、Servlet和自定义标签等元素整合到统一框架中, 使开发人员不必设计和编写完整的MVC框架代码, 节省了开发时间[7]。
Struts 2框架的大致处理流程如图6所示。
(1) 浏览器发出请求。 (2) 核心控制器Filter Dispatcher根据请求调用合适的Action。 (3) 拦截器链自动对请求应用通用功能。 (4) 回调Action的execute方法, 该方法获得用户请求参数, 调用业务逻辑组件进行处理。 (5) 处理结果输出到浏览器。
5 管理系统设计
5.1 系统目标和主要功能
管理系统的目标是以全自动化的管理模式取代传统的手工管理模式, 实现分区对油田各作业区下各生产单元的设备进行管理, 同时以Web网页的方式将设备静态信息、动态信息和其他相关信息展现给油田工作人员。整个系统的主要功能如下: (1) 信息录入。录入设备静态信息、动态信息和其他相关信息。 (2) 信息查询。实现查询一段日期内作业区、生产单元的设备静态信息、动态信息和其他相关信息。 (3) 系统管理。系统管理员可以管理使用本系统的用户, 包括添加新用户、删除旧用户、修改用户名、修改用户资料等。 (4) 问题上报及反馈:作业区可以上报该作业区所有设备出现的问题, 厂区负责对作业区提出的问题提供解决方案。 (5) 各级单位维护:包括作业区、生产单元, 以及生产单元的井场、配水间、油井、水井的添加、删除、修改。 (6) 报表处理:生成设备静态信息报表, 将网页呈现的信息数据以Excel表格形式保存。设备的运行状态结果以曲线图、饼状图方式展现。 (7) 全厂公告:发布油田所有单位需要注意的信息。
5.2 系统数据库设计
数据库设计是Web应用程序开发的重要环节, 数据库设计的优劣直接影响系统的长期有效性和产品化程度[8]。数据库设计是指对于一个给定应用环境, 构造最优的数据库逻辑和物理。
本系统旨在建立一个方便油田工作人员进行管理的系统, 从油田设备具体情况出发结合工作人员的需求, 数据库需要存储的信息应包括:用户信息、作业区信息、生产单元信息、站点设备静态信息、站点设备动态信息、井场信息、井场设备静态信息、井场设备动态信息等。
系统使用的数据库文件station Details中所涉及的数据表共有18个, 包括用户信息表 (user) 、作业区信息表 (space) 、生产单元信息表 (station) 、站点设备静态信息表 (station_sta) 、站点设备动态信息表 (station_dyn) 、设备问题上报和答复表 (problem) 等。此处列举用户信息表user如表1所示。
6 管理系统具体实现
系统采用J2EE作为开发平台, 开发工具采用My Eclipse8.5, Web服务器采用Apache Tomcat 6.0, 后台数据库采用SQL Server 2005。系统的实现主要体现在表示层 (视图) 、数据访问层、业务逻辑层和控制处理器层。
6.1 视图层
视图是系统与用户之间的接口, 是显示数据, 信息输入、输出的主要途径。视图的设计应该坚持友好、简单、实用、易于操作的原则。本系统是基于Web的信息管理系统, 采用B/S结构, 视图主要是JSP和HTML页面。
系统登录页面。为提高系统的安全性而设计, 只有授权登录系统的用户, 输入正确用户名和密码才能进入系统, 页面效果如图7所示。
设备信息录入页面。该模块包括两部分:静态信息录入和动态信息录入, 同时设备按所在地来区分, 以某作业区用户录入某生产单元设备静态信息为例, 其效果图如图8所示。
信息查询页面。用户可查看选定时间段内指定作业区、生产单元的设备信息, 具体查询范围由用户权限决定。例如盘古区用户可查看盘古区所有设备信息, 效果图如图9所示。
设备问题上报和答复页面。作业区用户上报本作业区设备出现的问题, 厂区用户负责提供解决方案, 其效果图如图10和图11所示。
信息维护页面。信息维护包括设备信息维护和用户信息维护, 具体包括用户信息和设备信息的编辑和删除以及用户添加。用户添加页面应用了Ajax技术, 输入用户名后会在后台查询数据库中是否重名, 如果重名会有提示, 效果图如图12所示。
6.2 数据访问层
数据访问层提供对数据库的访问, 通常数据库操作不复杂的系统采用JDBC技术实现, 而使用Hibernate框架的数据库访问也是建立在JDBC技术上。系统使用JDBC访问数据库, 同时为优化数据库访问使用数据库连接池。
6.3 业务逻辑层
业务逻辑层实现特定的业务功能, 系统使用Java Bean负责处理业务逻辑。
Java Bean是一种基于Java语言的可重用组件, 它封装数据和行为提升了程序的模块化和可重用性, 其本质是一个封装了一系列属性和方法的类。按Java Bean的功能分为数据Bean和业务Bean。系统中数据Bean有user用户数据类、space作业区数据类、station生产单元数据类、wellsite井场数据类等。业务Bean主要封装业务逻辑方法实现底层数据库操作。
6.4 控制处理层
系统的控制层由Struts 2框架完成。在Struts 2中, 核心控制器 (Filter Dispatcher) 接受所有来自客户端的请求, 该控制器调用Action映射器, Action映射器将用户请求转发到对应的业务逻辑控制器, 其中业务逻辑控制器是自定义的Action。以用户登录为例说明控制器的工作流程。
用户提交用户名和密码经过验证之后, 核心控制器Filter Dispatcher调用名为login的Action控制器, login接受用户请求参数, 同时调用模型User Oper类中check方法对用户请求的参数进行后台数据库验证, 同时根据User Oper类check函数返回的User类对象, 判断User类对象是否为空以及不为空时该对象中属性level (权限) 的值, 从而判断出用户的权限并返回相对应的字符串, 根据strtus.xml的配置, 可明确字符串对应的JSP或HTML页面, 从而呈现给用户不同页面。整个过程的流程图如图13所示。
7 结束语
应用Java Web开发技术设计实现了基于B/S模式的油田设备信息管理系统。实现过程中采用Struts2开发框架, 使用JDBC技术访问数据库, 并且应用JSP和Ajax技术实现了用户的Web交互。该系统不仅实现了设备管理的自动化, 而且能更快、更及时掌握设备运行状况, 改进了传统的管理模式, 提高了管理效率, 具有较高的实用性。
摘要：针对油田设备管理设计了一款基于浏览器和服务器 (B/S) 模式的信息管理系统。采用Struts 2的模型-视图-控制器框架搭建了一个Web管理平台, 将设备信息按静态信息和动态信息进行统一管理。给出了系统的总体目标、主要功能和具体的设计实现。实现过程中应用JDBC技术访问数据库, 采用JSP和Ajax技术实现用户的Web交互。系统可提升油田设备管理水平, 提高员工工作效率和设备使用效率, 具有较高的实用性。
关键词：管理系统,B/S模式,Web
参考文献
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华北油田设计管理办法 第4篇
关键词:MVC;档案管理;MIS
中图分类号:TP311.52 文献标识码:A 文章编号:1674-7712 (2012) 12-0082-01
采油厂经过多年的发展形成了大量的纸质文档、数据,同时,加上近年信息化形成了海量的电子数据信息,除了包括勘探开发的静态数据、动态数据等结构化数据外,还包括综合研究数据、成果文档数据、图形成果数据等各种非结构化的成果数据。针对油田现有油井数据资料,即油井属性数据、油井生产数据、层位属性数据等资料的收集、分析和整理,为建立档案管理系统提供依据。油井档案的数字化是为采油厂技术人员和管理人员拓宽知识结构、提高技术素质的重要途径。
一、油田档案馆网站信息平台设计
油田档案馆网站信息平台主站点包括前导页面和主页面。前导页面采用Flash技术,体现油田档案馆作为现代企业的时代形象。主要包含油田档案馆的标志的动画。主页面包含:档案馆概况、法规与制度、归档与借阅、数字档案馆、年鉴大事记、企业文化、知识天地、信息共享、链接导航九大板块。
“档案馆概况”板块主要用于介绍档案馆的发展历史、现状等相关信息;“法规与制度板块”则提供国家机关相关法律法规、中石油股份公司安全管理制度、企业相关规章制度、保密制度以及档案馆制度等相关知识的介绍与解读,方便企业员工与客户了解。“归档与借阅”板块则介绍档案馆中文档资料归档、借阅登记管理办法制度。而“知识天地”板块包括“常识趣闻”、“文海拾零”、“史海泛舟”和“地质知识”等子板块。“信息共享”板块则包括“常用软件”、“文件阅览”、“公司会议”、“协同工作”与“史料经典”。“数字档案馆”则是油田分公司档案管理系统登录入口。
网站后台管理系统主要是用于网站管理员对网站前台的信息管理、访客信息的统计和管理。
二、油田档案管理子系统设计
整个管理系统为油田档案馆提供管理服务,各二级单位通过局域网连接internet根据不同的权限可以进行各类档案目录查询和访问后台管理部分。后台管理主要是给管理员对相关档案以及其他功能管理的平台。根据油田的特点及要求,油田档案管理系统开发的采用当前流行的MVC-Struct框架。
档案管理子系统前台查询提供目录查询,目录查询系统根据后台档案业务管理可以自动生成最新目录,使用户总是能实时搜索有效目录;包括智能查询、分类查询及综合查询三种查询方式,可以按目录号、类目、案卷号、文件序号、责任者、题名、目录关键字等对目录进行快速查询,在此模块中根据逐级授权,可以将查询结果打印输出;可以查看查询结果中相关的文件分发情况、借阅情况。用户也可以远程查询,只需被分配权限登录系统即可。
后台管理主要是给管理员对相关档案以及其他功能管理的平台。后台管理严格受权限控制,是通过登录用户名和密码才能够进入,方便不同级别档案管理员对档案信息的管理。主要可分为以下管理模块:系统管理,数据库迁移管理,和报表管理。
三、用户界面的实现
档案信息管理系统的主要目的旨在客户提供详尽的房产信息或服务介绍,方便客户的信息索取,提供服务的预定或咨询接待,提供售后服务或动态服务状态查询,更高层次地满足客户需求;同时,为企业员工提供一个方便各类文件、通知管理的操作平台,减少了油田档案馆和消费者中间的流通环节,电子数据交换则减少了中间管理和人员的开销。
从功能上将整个系统分为:门户网站子系统和档案管理子系统部分,门户网站子系统部分主要提供相关信息的发布,而档案管理子系统则主要负责各类文档的管理,并从网站部分“数字档案馆”版块切入,分为前台查询和后台管理两部分,前台查询主要方便普通用户在日常工作中对档案目录信息需求的查询。
四、档案案卷数据库
本系统主要用管理各类文件,包括有科学技术研究级文件、基建文件级、仪器设备级、会计类级、职工档案级、油气勘探开发级、单井井史级、其他档案类(包括教学、医疗卫生、实物、新闻报道等),每类文件的描述都是不一样的,为了有效的管理各类文件,总结出对各类档案管理的共性特性,构建一个档案案卷级公共基础表,然后在此基础上结合每一类文件所需要的特性描述或者关键词、有针对性地反映每类文件的基本属性、价值取向等信息,派生或继承出各类案卷级表,如科技档案卷级表、基建档案卷级别表、仪器档案卷级别表、会计档案卷级别表、职工档案卷级别表、油气勘探开发档案卷级别表、单井井史档案卷级别表、教学档案卷级别表、医疗卫生档案卷级别表、新闻报道档案卷级别表、实物档案卷级别表等等,如图所示(由于篇幅限制的原因,派生的新类只画出科技档案卷级表、基建档案卷级别表)。进而,在各种派生类表的基础上,继承对应的各位文件或档案的数据表,如科学技术研究档案文件级表、基建档案文件级表、仪器档案文件级表、会计档案文件级表、职工档案文件级表、油气勘探开发档案文件级表、单井井史档案文件级表、教学档案文件级表、医疗卫生档案文件级表、新闻报道档案文件级表、实物档案文件级表等等。
总体上讲,本档案信息管理系统要求能实现数据的保密性、完整性和有效性,免受恶意攻击或盗用,确保运作能够满足增长的需求,系统组件可多次重复使用以及开放性设计节省投资成本,实现提高各类档案的日常管理工作的自动化水平,为档案部门提供密集、系统、准确的档案信息服务。
参考文献:
[1]杨璐荧.基于MVC架构的油田档案管理系统[D].电子科技大学,2007
[2]单宝迪.采油厂档案管理系统的设计与实现[D].电子科技大学,2008
[3]刘家真.档案管理软件开发问题的分析[J].北京理工大学学报,2004,3:15-19
[4]梁合功.胜利油田异构数据迁移系统设计与实现[D].上海交通大学,2010
华北油田设计管理办法 第5篇
中国石油网消息（记者李长开）6月1日，华北油田公司上市业务资金管理平台正式上线运行。这是继推广实施勘探与生产ERP系统后，华北油田加强信息化建设的又一举措。华北油田对资金管理平台建设十分重视，成立了以公司总会计师和总工程师为领导的项目推进指导委员会，制定周密实施方案，进行大量测试，取得了较好的经验和做法。资金管理平台可处理包括资金计划编制、资金结算和网上报销等在内的多种资金流业务，是企业重要的基础管理平台。参与试点测试的财务人员表示，在资金业务运行和管理过程中会产生大量原始数据，以前手工录入、汇总、分析的工作模式效率低，而且容易出现管理漏洞。实施资金管理平台后，不仅效率提高了好几倍，而且强化了资金的安全规范使用。
为推进资金管理平台的推广实施，华北油田在财务系统将始终坚持“一个平台”的发展建设思路，将资金流入、流出业务全部纳入资金平台运行和管理，关闭其他任何系统、渠道的资金处理功能；同时，按照平台建设部署，在上市业务上线运行后，还将把未上市业务和多元开发业务纳入资金管理平台，从机制上确保全油田资金业务的统一归口，不留漏洞。
信息化引领华北走向数字油田
建成集团公司信息总体规划统建系统11个
中国石油网消息（记者 岳双才）5月29日，记者在冀中南部赵州桥油田赵一联主控室看到，桌上5台电脑一字摆开，屏幕上各生产岗位运行情况一目了然，采油工人在熟练操作。华北油田公司大力发展信息技术，打造“数字油田”，截至今年5月，已建成集团公司信息总体规划统建系统11个，通过A1A2项目配套实施，完成绝大部分勘探开发历史数据整理和加载，信息技术支撑主营业务发展能力进一步提升。
华北油田加强信息网络设施建设，夯实信息化应用基础。目前，公司有计算机1.398万台，约210台专业应用工作站，工作站集群2套。完成油田信息网络整体改造，实现万兆到科研院，千兆到各二级单位，百兆到三级单位，双34兆到北京的传输带宽，形成南、北主干网络双光缆物理路由，构建以光纤传输为主、数字微波为辅和无线接入为补充的，全方位、大容量、多手段立体网络。华北油田推进信息系统建设，开展信息门户、电子邮件、视频会议、财务管理、资产管理、投资管理与综合统计、合同管理、HSE管理等信息系统推广实施与应用，以集团公司统建为主，自建为辅，自建物资管理、价格管理等信息管理系统建设，优化了信息资源高效配置。
华北油田设计管理办法 第6篇
??? 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调研，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
??? ??西安长庆科技工程有限责任公司 ??? ??新疆时代石油工程有限公司
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 ??? 李英嫒?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
附录A 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距 表A 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距
建(构)筑物最小水平间距(m)建(构)筑物墙壁外缘或突出部分外缘有门窗3.0无门窗1.5场区道路1.0人行道路外缘0.5场区围墙(中心线)1.0照明或电信杆柱(中心)1.0电缆桥架0.5避雷针杆、塔根部外缘3.0立式罐1.6注：1 表中尺寸均自管架、管墩及管道最突出部分算起。道路为城市型时，自路面外缘算起；道路为公路型时，自路肩外缘算起。
???2 架空管道与立式罐之间的距离，是指立式罐与其圆周切线平行的架空管道管壁的距离。
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 表B 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物之间平行的最小间距 建(构)筑物名称通信电缆及35kV以下直埋电力电缆(m)管架基础(或管墩)外缘(m)电杆中心线(m)建筑物基础外缘(m)道路路面或路边石外缘(m)边沟外缘(m)管道名称污油管道2.01.51.52.01.51.0污水管道2.01.51.52.01.51.0压缩空气管道1.01.01.01.51.01.0热力管道2.01.51.01.51.01.0消防水管道1.01.01.01.51.01.0清水管道1.01.01.01.51.01.0加药管道1.01.01.01.51.01.0注：1 表中所列净距应自管壁或保护设施外缘算起。
管道埋深大于邻近建(构)筑物的基础埋深时，应采用土壤安息角校正表所列数值。3 有可靠根据或措施时，可减少表中所列数值。
附录C 过滤器滤料、垫料填装规格及厚度 表C-1 核桃壳过滤器料填装规格及厚度
序号名称粒径规格(mm)填装厚度(mm)1核桃壳滤层0.6～1.21200～1400表C-2 纤维球过滤器滤料填装规格及厚度
序号名称粒径规格(mm)填装厚度(mm)1纤维球滤层30±51000～1200表C-3 重力单阀过滤器滤料、垫料填装规格及厚度
序号名称粒径规格(mm)填装厚度(mm)1石英砂滤层0.5～1.2700～8002砾石垫料层1～2503砾石垫料层2～41004砾石垫料层4～81005砾石垫料层8～161006砾石垫料层16～32200注：采用滤头配水(气)系统时，垫料层可采用粒径为2～4mm的粗砂，其厚度宜为50～100mm。表C-4 石英砂压力过滤器滤料、垫料填装规格及厚度
序号名称粒径规格(mm)填装厚度(mm)1石英砂滤层0.5～1.2700～8002砾石垫料层1～21003砾石垫料层2～41004砾石垫料层4～81005砾石垫料层8～161006砾石垫料层16～322007砾石垫料层32～64至配水管管顶上面100表C-5 双层压力过滤器滤料、垫料填装规格及厚度
序号名称一次滤料规格(mm)二次滤料规格(mm)填装厚度(mm)1石英砂滤层0.8～1.20.5～0.8400～6002磁铁矿滤层0.4～0.80.25～0.5400～2003磁铁矿垫料层0.8～1.20.5～1.0504磁铁矿垫料层1～21～21005磁铁矿垫料层2～42～41006磁铁矿垫料层4～84～81007砾石垫料层8～168～161008砾石垫料层16～3216～322009砾石垫料层32～6432～64至配水管管顶上面100 附录D 埋地通信电缆与地下管道、建(构)筑物的最小间距 表D 埋地通信电缆与地下管道、建(构)筑物的最小间距
地下管道及建筑物最小水平净距(m)最小垂直净距(m)电缆管道直埋电缆电缆管道直埋电缆给水管道75～150mm 200～400mm ＞400mm0.5 1.0 2.00.5 1.0 1.50.15 0.15 0.150.5 0.5 0.5天然(煤)气管道压力≤0.3MPa 0.3MPa＜压力≤O.8MPa1.0 2.O1.0 1.O0.15① 0.15①0.5 O.5电力线35kV以下电力电缆 1OkV及以下电力线电杆0.5②
1.00.5②0.5②0.5②建筑物散水边缘 无散水时 基础? 1.5 ?0.5 1.0 0.6——绿化高大树木 小型绿化树1.5 1.0———地下管道及建筑物最小水平净距(m)最小垂直净距(m)电缆管道直埋电缆电缆管道直埋电缆输油管道—2.0—0.5热力管道1.02.00.250.5排水管道1.01.00.150.5道路边石1.0———排水沟—0.8—0.5广播线—0.1——注：①交越处2m内天然(煤)气管道不得有接口，否则电缆及电缆管道应加包封。
???②电力电缆加有保护套管时，净距可减至0.15m。
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
为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
?1)表示很严格，非这样做不可的用词：
??? ?正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”。
?2)表示严格，在正常情况下均应这样做的用词：
??? ?正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”。
?3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词：
??? ?正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；
??? ?表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采用“可”。
本规范中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为“应符合„„的规定”或“应按„„执行”。
条文说明 1 总则
1.0.3油田采出水处理后主要是用于回注到地下油层，其他用途目前主要是指稠油油田采出水处理后用于蒸汽发生器给水。当采出水经处理后用于其他用途或排放时，对以原油及悬浮固体为主的预处理(以下简称预处理)系统的设计可参照本规范执行。
1.0.4各油田产生采出水的时间不同，有的油田开发初期不含水，有的油田因初期水量小而用于掺水或拉运至其他采出水处理站处理时，采出水处理工程可以缓建。2 术语
本章所列术语，其定义及范围，仅适用于本规范。
本章所列术语，大多是参照国家现行标准《石油工程建设基本术语》SYJ 4039和现行国家标准《给排水设计基本术语标准》GBJ 125的名词解释确定的，并结合油田采出水处理生产发展的实际做了适当完善和补充。
2.0.9采出水处理站外部来水是指原油脱水系统来水、洗井废水回收水、分建采出水深度处理站反冲洗排水回收水等。不包括采出水处理站内部回收水，如反冲洗排水、污泥浓缩上清液、污泥脱水机滤液的回收水等。2.0.13、2.0.14 除油罐和沉降罐是利用介质的密度差进行重力沉降分离的处理构筑物，因此同属一种类型，以去除水中原油为主要目的，习惯上称作“除油罐”。事实上采出水中不仅含有原油，也含有较多的悬浮固体，悬浮固体的去除远比去除原油困难得多，油田注水水质标准对悬浮固体的要求也比对原油的要求严格。在沉降分离构筑物中只提出“除油罐”这一术语，不符合采出水处理的实际情况。本规范提出“沉降罐”这一术语，是为了适应油田采出水处理技术发展的要求，它本可代替“除油罐”这一术语，但考虑到“除油罐”这一术语在油田使用多年，在采用两级沉降分离构筑物的处理流程中，第一级往往是主要去除水中原油，所以还有其存在的价值。本规范保留“除油罐”这一术语，并对该术语进行重新定义。
除油罐或沉降罐有立式和卧式两类，卧式多为压力式。2.0.16回收水罐(池)主要是接收储存过滤器反冲洗排水的构筑物，也可接收储存其他构筑物能够进入的自流排水，如检修时构筑物的放空排水等。3 基本规定
3.0.1采出水处理工程是油田地面建设不可缺少的组成部分，其原水来源主要是原油脱水，其次是洗井废水和其他污水。因此采出水处理工程建设规模必须与原油脱水工程相适应。建设规模适应期宜为10年以上是根据国家现行标准《油气田地面建设规划设计规范》SY 0049的规定，并与现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350相一致。采出水处理工程建设最终规模应以“油田地面建设总体规划”为依据确定，是否分期建设，应根据油田生产过程中原油综合含水率的上升情况，综合考虑技术经济因素确定。
3.0.2采出水处理工程设计，应适应油田开发的要求，积极慎重地采用经过试验和验证的、行之有效的先进工艺、设备和新的科研成果。同时根据采出水性质、注水水质标准和油田所处地区的自然环境等条件，进行多方案的技术经济比较，确定采出水处理工艺。
3.0.3本条是根据现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350规定的，但各油田可根据采出水水质特性、集输工艺及生产管理情况制订相应的指标。
3.0.4处理后用于油田注水，水质必须达到注水标准，以利油层保护。若用于其他目的时，如稠油油田采出水处理后用于蒸汽发生器给水或采出水处理后排放等，则应符合相应的后续处理工艺对预处理水质要求。
3.0.5本条规定主要是为了减少采出水的乳化程度，并节省动力。洗井废水的杂质含量很高，直接输入流程会对采出水处理系统的冲击太大，影响净化水的水质，所以洗井废水宜设置适当的预处理设施，经预处理后输至调储罐或除油罐(或沉降罐)前。
3.0.6油田采出水原水供给一般是不均衡的，主要表现在水量(水量时变化系数大于1.15)或水质的较大波动上，经常造成采出水处理站水质达标困难，通过调节原水水量或水质的波动，使之平稳进入后续处理构筑物，不仅可以减小采出水处理站建设工程量，还能提高处理后水质的合格率。在原水水质、水量波动不大，且采用重力式沉降罐(或除油罐)分离或原油脱水站有污水沉降罐时，可不设调储设施。
3.0.7本条规定主要是为了准确地了解采出水处理站的实际运行情况，进而评价处理工艺的运行效果，为生产管理提供便利。当原水来源或净化水用户大于1处时，应单独设置计量设施；也可在处理流程中间各段出口设置计量设施，以利于检测中间各段处理构筑物的处理效果。3.0.8防爆分区划分应执行国家现行标准《石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐做法》SY/T 6671的有关规定。防爆要求应执行国家或行业的相关规范、标准及规定。
根据各油田多年经验，采出水处理站的某些场所有油气聚集，如沉降罐阀组间、除油罐阀组间、气浮机(池)厂房(气浮机在室内)及操作间(气浮机在室外)、污油罐阀组间、污油泵房、天然气调压间等场所的用电设备应防爆。对于采用天然气密闭流程，当滤罐的排气口设在室内时，室内的用电设备应防爆。
3.0.9流程的灵活性将给生产管理带来很大的方便，因此在工程设计中采取一定的措施是必要的。
主要处理构筑物(如沉降罐、除油罐等)的数量不宜少于2座，当需要检修或清洗时，可分别进行，不致造成全站停产。但对处理量小、采出水全部水量能调至邻近站或本站内设置有事故罐(池)，在构筑物检修时造成全站停产或部分停产，避免污水外排污染环境，此时可设1座，但事故罐(池)的容积应满足停产检修期间储存水量的要求。
在检修动火时，油田上曾多次发生过由于隔断措施不利，造成沉降罐着火、伤人事故。现行检修隔断措施大多采用在构筑物进口、出口管道和溢流管道上加盲板的做法。应该特别提醒的是，仅仅关闭构筑物上的有关阀门起不到隔断作用，因为经过一段时间韵使用，阀门大多数关闭不严。?? ??3 站与站之间的原水用管道连通，可以调节处理站之间的水量不平衡。同时一旦某站发生事故或维修，采出水原水可部分或全部调至其他站处理，做到不外排、不污染环境。3.0.10采出水处理站易产生污泥的构筑物有调储罐、沉降罐、除油罐、气浮机(池)、污水回收罐(池)等。
污泥对采出水处理系统的危害很大，如果不排泥，会恶化水质，降低处理效率，净化水中悬浮固体含量很难达到注水水质标准。
3.0.11油田采出水处理工艺根据处理后去向不同(主要包括回注油层、稠油采出水处理后用于蒸汽发生器给水预处理和处理后达标外排预处理等)，采用的处理方式及工艺不同或不完全相同。不管采用何种方式及工艺，都应根据原水的特性以及净化水的水质要求，在试验的基础上，通过技术经济对比确定。在确保采出水处理后水质的条件下，应尽量简化处理流程。
采出水用于回注的处理工艺，主要是指将原水经处理后达到油田注水水质标准的构筑物及其系统，根据回注油层的渗透率不同，所采用的沉降或离心分离及过滤级数也不同。油田常用的沉降或离心分离构筑物有沉降罐、除油罐、气浮机(池)、水力旋流器等，过滤构筑物有石英砂过滤器、多层滤料过滤器(石英砂磁铁矿双层滤料过滤器、海绿石磁铁矿双层滤料过滤器等)、核桃壳过滤器、改性纤维球过滤器等。
3.0.12原中国石油天然气总公司编写的《低产油田地面工程规划设计若干技术规定》中对低产油田的定义如下：“油层平均空气渗透率低于50×10-3μm2、平均单井产量低于10t/d的油田；产能建设规模小于30×104t/a的油田”。
低产油田一般均实行滚动开发，其工程适应期比一般油田短，大部分油田的产能建设工程不到5年就要调整改造。因此，低产油田采出水处理工程设计，应结合实际，打破传统界限，尽量简化工艺，缩短流程，降低工程投箕和生产成本。
3.0.13 本条是针对国内沙漠油田的气候、环境、管理等特点，结合国内沙漠油田的运行经验制定的。3.0.14
稠油(包括特稠油和超稠油)油田的开发，一般采用蒸汽吞吐或蒸汽驱方式开采，稠油采出液一般采用热化学重力沉降脱水工艺，因此污水处理站原水温度较高(稠油脱出水温度在50～65℃之间，特稠油和超稠油脱出水温度在70～90℃之间)，具有较高的热能利用价值。另外，蒸汽发生器用水量很大，国内外已有成熟的采出水蒸汽发生器给水处理工艺。因此，稠油采出水应首先考虑用于蒸汽发生器给水，不但可以实现污水的循环使用，还可以充分利用稠油采出水的热能，节约蒸汽发生器燃料消耗。
稠油特别是特稠油和超稠油黏度和密度很大，油水密度差很小，乳化严重。在处理过程中，污油是上浮还是下沉，应根据投加化学药剂种类和处理工艺确定。另外污油黏在处理设备和管道内壁上很难脱落，所以在选择处理工艺和设备时要充分注意，特别是污油的收集，要有行之有效的解决办法。
如果净化水是用于蒸汽发生器给水，应注意污水系统的保温；如果净化水是用于注水或外排，可以根据实际情况考虑热能综合利用。
由于稠油采出水处理系统分离出的污油含杂质较多，如果直接回到原油脱水系统，对原油脱水系统的正常运行影响较大。根据辽河油田原油脱水运行要求，稠油采出水处理系统分离出的污油宜单独处理。’
在稠油采出水回用蒸汽发生器给水处理工艺中，预处理部分的设计(主要包括调储、沉降分离和过滤)按本规范执行，深度处理部分的设计(主要包括软化、除硅以及后处理)应按国家现行标准《稠油油田采出水用于蒸汽发生器给水处理设计规范》SY/T 0097的有关规定执行。
3.0.15滩海陆采油田由于地处滩海区域，所处的自然环境比较恶劣，例如：空气湿度大、含盐量高、腐蚀性强，风大，易受海浪影响，人员逃生困难。所以为保证安全生产，站内需配备一定数量的救生设备，如救生圈、救生衣等，配备数量可以参考国家现行标准《滩海陆岸石油作业安全规程》SY/T 6631—2005；同时对设备、阀门、管件、仪表及各种材料提出适应恶劣环境的要求，即在使用中无安全隐患，保证适当的使用寿命。由于滩海陆采油田采出水处理站标准较陆上油田高，投资大，为节省投资，提出尽量依托陆上油田已有设施的要求。4 处理站总体设计
4.1 设计规模及水量计算
4.1.2 Q4中不包含回收的场区初期雨水量。场区初期雨水如要回收宜单独处理。
4.1.3根据式(4.1.3)，n值越大，Qx越小，参与运行的构筑物增加的水量越少，连通管道管径的增加量越小，水质达标保证率越高，但工程投资增加越多，需要经过技术经济比较确定。
有条件向其他采出水处理站调水的处理站，校核水量可按下式计算：
? 式中Qd——脱水系统向其他采出水处理站调出的水量(m3/h)。
洗井废水也可送至其他站处理，此时设计计算水量按下式计算：
Qs=kQ1+Q3+Q4???(2)
但在检修时向外调水或洗井水送至其他站处理的条件在设计时必须预先确定。4.2 站址选择
4.2.1站址的选择，在整个设计中是一个重要的环节，如果站址选择不当，将会造成生产运行长期不合理。采出水处理站的建设应严格遵守基本建设程序，必须根据主管部门审查批准的油田地面建设总体规划，以及所在地区的城镇规划，进行站址选择工作，同时要兼顾外部管道的走向。
4.2.4采出水处理站与原油脱水站或注水站联合建设，组成联合站，是各油田普遍采用的一种布站方式。其优点是工艺衔接紧凑，生产管理集中，公用设施共用，从而节省投资，节约能源，减少占地。
4.2.6站址的选择要充分考虑外部系统条件，尽量靠近水源、电源、热源、公路，应做好优化比较，确定一个技术经济合理的站址。4.3 站场平面与竖向布置 4.3.2本条土地面积有效利用率是根据现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350—2005中11.3.2条的规定确定的。
4.3.3对生产设施的布置除应和工艺流程相一致外，还应考虑物料流向、生产管理、安全防火、设备维修等因素，应尽量避免管网多次交叉、物料多次往返流动，应充分利用压能和热能，避免重复增压和重复加热。辅助生产设施应靠近站场出入口布置，如仪表值班室、值班休息室等生产、生活人员集中的建筑物等，可避免生产、生活人员进入生产区影响生产区的安全。为了减少占地、降低投资，集中处理站的布置也可打破专业界限，对同类设备进行联合布置，如含油污水处理工艺中的污油回收罐可以同脱水工艺中的事故油罐布置在同一个防火堤内。
4.3.4变电室的布置应考虑进出线方便。靠近站内主要用电负荷可节省电缆，减少功率损耗。站场内的变电室布置在场区一侧，可以减少站场用地，并有利于安全生产。4.3.5本条文说明的是道路的设计原则，具体要求见本规范10.8。
另外，采出水处理站药剂投加品种多，投加量大，运送药剂的车辆进、出站次数多，道路设计时应考虑药剂运输的问题。污泥作为采出水处理过程的副产物，站内很难消化处理，一般需要外运处置。为方便药剂、污泥的拉运，站内宜设药剂、污泥拉运专用道。
4.3.6设置围墙是为了保证生产安全和便于生产管理。对于规模很小，站场周围人烟稀少的处理站可不设围墙。围墙的高度2.2m是一般站场的常用值，对于有特殊要求的地区，应根据实际情况加高或降低围墙高度。
4.3.7有组织的排水方式主要有明沟和暗沟(管)。明沟排水卫生条件差、占地多，但投资省，易于清扫维修。暗沟(管)则相反，其投资大，但清扫维修次数少，比较卫生、美观，占地少，便于穿越通行。对于年降雨量小于200mm的干旱地区，降水很快蒸发或渗入地下，因而不需要设地面排水系统。4.3.8
湿陷性黄土地区：主要特点是大孔隙、湿陷，竖向设计时防止湿陷的主要办法是保持必须的地面坡度，不使场地积水，坡度不小于0.5%；存放液体和排放雨水的构筑物，应采用防渗结构和防水材料。站场出现两种不同等级的湿陷性黄土时，禁止在不同等级的湿陷性黄土上布置同一建(构)筑物，但为联系用的道路除外。
岩石地基地区：尽量减少挖方，以降低工程难度，宜采用重点式阶梯布置方式。路槽开挖宜与场地平土同时进行，近远期基槽宜同时开挖。软土地区：沿江、河、湖、海等水边围堤建设的站场，地基多为淤泥质沉积黏土，压缩性高，含水量大，该地区的蒸发量往往大于降水量，表层土比下层强度高，不宜挖方。地下水位高的地区：挖方会造成基础防水费用增加，对地下构筑物不利，需要加大基础的重量以克服浮力。
盐渍土地区：盐渍土在干燥状态下为强度比较高的结晶体，遇水时盐晶溶解，强度很低，压缩性强，吸水后，由于地表蒸发快，常有一层盐霜或盐壳，厚度在几厘米到几十厘米不等；盐渍土在吸水前后的工程性质差别大，缺乏稳定性，不能直接在上面做基础；盐渍土对混凝土和金属材料具有腐蚀性，在地下水作用下易腐蚀地基。盐渍土地区的基础应作防腐处理，一方面防止地下水渗透腐蚀，另一方面要防止管道泄漏腐蚀。采用自然排水的场地设计坡度不宜小于0.5%。
4.3.11充分利用地形的目的是为了降低能耗、节省投资。4.4 站内管道布置
4.4.1这是管道综合布置的一般原则，管道是采出水处理站的主要组成部分，因此在处理站内总图设计中，特别是规模较大、工艺较复杂的站，应结合总平面布置、竖向布置统一考虑各种管道的走向，使其满足生产需要、符合防火安全要求。站内管道综合布置不只是考虑平面布置，同时还应考虑竖向布置及站容美观。4.4.2站内管道的敷设一般有三种形式：埋地、地上(架空或管墩)及管沟。采用何种敷设方式，应根据条文中提出的因素综合比较后确定。
如果场区地下水位较高(随季节波动)，管道埋地将使金属管道经常处于地下水的浸泡之中，增加管道外腐蚀机会和程度。施工时也需采取降水措施，增加施工费用。
管道埋地敷设需开挖沟槽，如工程地质条件差，为防止沟槽壁塌方，需放坡扩大开挖面，增加场区面积，增加工程投资。
“水力高程”是指各构筑物(罐或池)的设计自由水面或测压管(对压力构筑物而言)水面标高，组成工艺流程的一些构筑物，如调储罐、沉降罐、气浮机(池)、污油罐、回收水罐(池)、缓冲罐(池)等，是采用罐还是采用池(一般为地下式或半地下式)，水力高程条件如何，直接影响管道敷设方式。地上钢制矩形池或混凝土池将因受力条件不利，而增加工程投资。
地上管道维护管理比埋地管道方便。
综上所述，在各构筑物水力高程条件允许时，主要工艺及热力管道宜地上敷设。
供水管道属于压力管道，地上敷设时，因水温低需防冻，若伴热保温，会使水温升高引起水质改变，不利于使用。自流排水管道，因收集器的标高低，管中水流靠管底坡度流动，地上敷设易冻堵等，应埋地敷设。加药管道管沟敷设比埋地敷设维修方便。
另外，场区仪表、电信、供配电电缆应尽量随工艺管道地上 4.4.5本条是对地上管道安装高度的要求：
规定架空管道管底标高不宜小于2.2m是考虑操作人员便于通行，管墩敷设时管底距离地面高度不宜小于0.3m是考虑维修方便。
当管廊带下面有泵或设备时，主要是考虑便于操作，管底距地面高度一般不小于3.5m。但在管廊带下部的设备较高时，应视具体情况而定，以满足设备检修及日常操作为准。管道与设备之间，应有必要的净空。
4.4.6道路垂直净距不宜小于5.5m，是考虑大型消防车通过以及处理站内大型设备(如滤罐)整体运输的需要。有大件运输要求的道路，其垂直净距应为车辆装载大件设备后的最大高度另加安全高度。安全高度要视物件放置的稳定程度、行驶车辆的悬挂装置等确定。现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22—87规定的安全高度为0.5～1.0m。4.5 水质稳定
4.5.1对于高矿化度的采出水，氧是造成腐蚀的一个重要因素。氧会急剧加速腐蚀，在有硫化氢存在的采出水系统中，氧又加剧了硫化物引起的腐蚀。氧是极强的阴极去极剂，这使阳极的铁失去电子变成Fe2+，与OH-结合而成为Fe(OH)2，并在其他因素的协同下造成较强的氧浓差电池腐蚀。由金属腐蚀理论可知，随着采出水pH值的降低，水中氢离子浓度的增加，金属腐蚀过程中氢离子去极化的阴极反应增强，使碳钢表面生成对氧化性保护膜的倾向减小，故使水体对碳钢的腐蚀性随其pH值的降低而增加。
据资料介绍，在高矿化度的采出水中，如果溶解氧从0.02mg/L增加到0.065mg/L，其腐蚀速度增加5倍；如果达到1.90mg/L，其腐蚀速度则增加20倍。
如中原油田采出水，矿化度9×104～14×104mg/L，pH值5.5～6.0，同时含有CO。和H2S等气体，在流程未密闭之前，腐蚀情况十分严重，均匀腐蚀率一般在0.5～O.762mm/a，点蚀率高达5.6mm/a。文一联采出水处理站投产8个月，缓冲罐及工艺管道即出现穿孔，有的部位重复穿孔，最严重的一周穿孔三次，最大穿孔面积2cm2。注水泵叶轮使用最短的时间为15d，一年换一次泵。该站1979年建设，在1985年拆除。
胜利油田也属高矿化度水，因溶解氧的存在导致腐蚀很严重，辛一联投产后6个月，站内管线开始穿孔，以后平均每10d穿孔一次，污水泵运行3个月，叶轮、口环等就腐蚀得残缺不全。
1982年中原油田用天然气对文一联采出水处理站的开式构筑物进行密闭隔氧，取得了比较理想的效果。密闭后，沉降罐出水的溶解氧含量由密闭前的2～4mg/L降至0.05mg/L以下，滤后水溶解氧降至0～0.03mg/L，滤后挂片腐蚀率由原来的0.5～0.762mm/a下降至0.125mm/a。4.5.2
采用天然气密闭系统，曾在油田发生过安全问题。自力式调节阀调压系统排放的天然气会污染环境，同时可能引发安全问题。因此本规范推荐优先采用氮气作为密闭气体。采用天然气密闭时宜用干气，在北方天然气管道如果有水，易冻结，给密闭工作带来影响，严重时可能引发事故。
天然气、氮气等的流程密闭，不是简单地在常压罐内的液面上通入气体，而是要求气体隔层必须随液位变化而变化，以保持规定的压力范围。常压罐顶的设计压力一般为-490.5～1962Pa(-50～200mmH2O)，密闭气体的运行压力严禁超过此值。这就要求有一套完善的调压系统，一般在气源充足时，利用调压阀并辅以仪表控制进行调压。利用调压阀调节时，一般分二级调压，如天然气由干气(或湿气)管道引入采出水处理站设调压阀(第一级)，第二级调压为在密闭罐进气、排气管道采用自力式调节阀，通过对罐内气相空间补气、排气，保持气相空间的运行压力在设定范围。没定范围为588.6～1471.5Pa(60～150mmH20)。另一类调压是采用低压气柜。调压阀调压的优点是设备仪表少，气体管径小，工艺简单；缺点是向大气排放天然气，安全性能差。低压气柜与密闭常压罐气相空间连通，由其补气和接受排气。低压气柜调压系统优点是不向系统外排气，安全性高，不污染环境；缺点是气柜加工精度高，投资高。总之，选用何种调压方式，应根据实际情况，经过安全、技术、经济比较确定。天然气密闭流程中要注意防止天然气与空气混合，否则易引起爆炸。在正常情况下，是不会遇到这种混合物的，可是当罐充气时很可能产生上述爆炸性混合物。在投产时应特别注意安全问题，在向密闭罐引入天然气前，先不使用调压装置来置换空气。为了尽可能彻底置换空气，各罐的空气排出口应与天然气进口对称布置，并采用最大距离。
罐顶的耐压等级一般是-490.5～1962Pa(-50～200mmH20)。
呼吸阀为一级保护，调压范围可定为-294.3～1667.7Pa(-30～170mmH2O)；安全阀为二级保护，压力限值可定为1863.9Pa(190mmH2O)。
在正常生产运行过程中，密闭的常压罐与大气相通的管道，如溢流管道和排油管道等设置水封，是为了保证系统正常密闭，避免气相空间气体泄漏，影响正常生产或发生事故。同时，水封装置应设置液面指示及补水设施。
天然气管道不能积水，主要是从安全的角度考虑。特别是寒冷地区，管道内积水结冰，可能引发恶性事故。
密闭系统对于处理过程的自动保护意义十分重要，在生产过程中，一旦工艺参数异常，就可能发生重大恶性事故。如当缓冲罐内液位过低时，水泵可能吸入天然气，发生爆炸危险，因此，要有一整套完善的信号联锁自动保护系统。
4.5.3由于油层对注入水的排异性，注水势必对油层造成一定程度的损害，其常见类型有速敏、水敏、盐敏、酸敏、碱敏等。由于pH值低而引起严重腐蚀时，投加碱性药剂调高pH值，可能会导致油层碱敏性伤害。碱敏性伤害机理主要是指碱性工作液进入储层后，与储层岩石或储层液体接触，诱发黏土微结构失稳，有助于分散、运移发生，其次是OH-所带来的沉淀，造成渗透率下降损害地层。所以要求采用调节pH值工艺时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，以降低对油层的伤害。
加碱性药剂提高pH值的主要目的是减缓腐蚀、沉淀盐垢、净化水质；其次是改变水质环境，有利于抑制细菌的繁殖，该方法与采出水药剂软化处理工艺相近，但并非希望盐垢更多的析出，因为Ca2+、Mg2+在采出水中，并不阻碍回注，但是与C032-、OH-生成沉淀物会增加排污量和污泥处置的困难。大量污泥出现，又无妥善处置污泥办法，会对周围环境产生二次污染。所以要求筛选出的pH值调节药剂需与混凝剂、絮凝剂配伍性能好，产生的沉淀物量最少，易投加。5 处理构筑物及设备 5.1 调储罐
5.1.1水量变化是由脱水系统水量变化引起的。应积累已建站脱水系统来水水量变化资料绘出时变化曲线，选取具有代表性的变化曲线(调储罐出水为一日内的平均小时流量)为计算提供依据。2～4h设计计算水量是各油田采出水处理站设计多年积累的经验数据，供缺少实测资料时选取。
5.1.3因为采出水在调储罐内有效停留时间一般为2～4h，原油会在罐内顶部累积，因此应定期收油，设加热设施可以保持原油冬季良好的流动性，便于收油。同时调储罐底部污泥需定期排出，防止污泥占用调储容积及恶化水质。
调储罐防火要求参照现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183有关污水沉降罐的相关规定执行。5.2 除油罐及沉降罐
5.2.1本条给出常压立式沉降罐及除油罐的设计参数参考值，其中，水驱采出水技术参数是根据胜利油田、辽河油田、大庆油田等油田多年应用经验及效果而确定的，聚合物驱采出水技术参数是根据大庆油田采出水处理站应用经验及效果确定的。稠油采出水技术参数是根据辽河、新疆油田采出水处理站应用经验及效果确定的。当采用两级沉降分离时，除油罐应设在沉降罐前。
5.2.4现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183—2004中6.4.1条规定：“沉降罐顶部积油厚度不应超过0.8m。”。
5.2.6目前常用的排泥技术主要有静压穿孔管和负压吸泥盘等，各种排泥方式有不同的适用条件和特点，可根据具体情况选用。5.3 气浮机(池)5.3.1气浮机是利用向水中均匀加入微小气泡携带原油及悬浮固体细小颗粒加快上浮速度的原理实现油、水和悬浮固体快速分离的设备，对原油及悬浮固体颗粒小、乳化程度高及油水密度差小的采出水处理较其他沉降分离构筑物具有明显的优势。5.3.2气浮机有多种类型：
主要区别在于加气、布气方式不同而导致结构、加气、布气系统各异，产生的气泡颗粒直径及均匀性有差别，能耗、管理及维护方便与否也不同。因此，根据采出水的性质，选择何种类型的气浮机(池)，应通过试验，经技术经济比较确定。
气浮机(池)的气源，有空气、天然气和氮气等。高矿化度污水中含有溶解氧而导致严重腐蚀时，不宜用空气做气源；用天然气做气源，应注意安全及环保问题；用氮气做气源，系统投资较高。选择何种气源，应根据具体情况，经技术经济比较确定。
5.3.3本条是考虑当需要检修时可分别进行，不致造成全站停产，但各油田根据实际生产情况，如允许间断运行，也可以设置1座。
5.3.4选用气浮机(池)处理采出水时，应使用适合于所处理采出水性质的有效药剂。不用药剂或药剂选用不当，气浮的除油效率很低(根据大庆油田的经验，不加药剂，气浮的除油效率只有20%～30%；而使用高效适用药剂，可使气浮的除油效率达到90%以上)。
5.3.5根据各油田多年实际经验，气浮机(池)由于停留时间短，缓冲容积小，抗冲击性负荷的能力较差，因此在气浮前，宜设置调储罐或除油罐。根据国内外油田多年应用经验，气浮机(池)适宜于含油量小于300mg/L且原油颗粒直径小的采出水处理。5.4 水力旋流器
5.4.1水力旋流器的功能是油水分离。水力旋流器在与气浮机(池)、沉降罐等配合使用时，水力旋流器应放在气浮机(池)、沉降罐前。
5.4.2水力旋流器于20世纪80年代中期面世，与除油罐相比，在相同处理量的条件下，其优点为：占地面积小；重量轻；流程简短，易于密闭。其缺点为：原水乳化程度高时处理效果差；能耗高；对悬浮固体去除效果差。
采出水水质特性直接影响到旋流器的处理效果，因此在采用旋流器处理采出水时，应先进行采出水水质特性试验，然后在试验的基础上确定旋流管的结构和单根处理量，最后确定单台旋流器的处理量及适应处理水量变化的组合方式。
5.4.4本条对提升泵类型的推荐是为了避免对采出水的激烈搅拌而导致油滴破碎，增加分离难度。5.5 过滤器
5.5.1油田采出水处理中采用的过滤器类型较多，根据承压能力的不同，可分为重力式过滤器、压力式过滤器；按填装的滤料分，有单层滤料过滤器、双层滤料过滤器(石英砂+磁铁矿或海绿石+磁铁矿)、多层滤料过滤器(无烟煤+石英砂+磁铁矿)、核桃壳过滤器和改性纤维球过滤器等。重力式过滤器(如单阀滤罐)单台处理量大，同等设计规模的采出水处理站，使用台数少，适合设计规模大的处理站使用；与除油罐(或沉降罐)配合使用，可利用位差进行重力过滤，既节能又不增加采出水的乳化程度，但对含聚合物或胶质含量高的采出水，由于工作水头和反冲洗水头低，工作周期短，不宜采用。
压力式过滤器由于过滤及反冲洗时采用泵增压，工作水头及反冲洗水头高，对含聚合物的采出水处理适应能力强，近年大庆油田的含聚污水处理站，已建重力式过滤器已改为压力式过滤器。但受罐直径限制(dmax=4.Om)，同等规模的处理站与重力过滤器相比台数多，投资高，适用于规模较小的处理站选用。填装各种不同滤料的过滤器各有特点，各油田已有丰富的使用经验。
近年来，油田深度处理工艺应用的精细过滤器比较多，选用时应按具体情况，根据经济技术比较确定。
5.5.3过滤器的设计滤速是按一台过滤器反冲洗或检修时，其余过滤器承担全部水量的情况确定的。
5.5.4改性纤维球过滤器在开始过滤时必须压紧，表中所列滤速为压紧后正常过滤的滤速。5.5.5采出水的特点是水中含油量较大，滤层截留的污物中，原油占很大的比例。原油与滤料颗粒之间结合较“紧密”，用具有一定温度的净化水冲洗，才能保证滤层的反洗效果。同时，利用水、气联合反冲洗，效果明显优于单一水洗。
对含聚合物的采出水处理滤料采用正常水冲洗的方式难以洗净，用定期投加滤料清洗剂的方式，可以改善滤料清洗效果。
5.5.6采用变强度反冲洗是为了避免初始反冲洗强度过大，滤料层整体上移，造成内部结构损坏、跑料。因此，在工程设计中需进行反冲洗自动控制，阀门宜采用电动或气动。冲洗方式、冲洗强度及时间应通过试验或参照相似条件下已有过滤器的经验确定。5.5.7常用滤料应符合国家现行标准《水处理用滤料》CJ/T 43—2005及当地油田制定的相应标准。
水处理常用滤料主要有无烟煤、石英砂、磁铁矿、核桃壳等，其中无烟煤、石英砂、磁铁矿应符合国家现行标准CJ/T 43—2005的要求，核桃壳滤料可参考大庆油田的企业标准(见表1)。
表1 大庆油田核桃壳滤料的参数及指标
序号参数指标1含泥量≤2%2盐酸可溶率≤3.5%3皮壳率≤O.3%4破碎率+磨损率≤3%5杂质率≤0.3%6密度≥1.25g/cm37小于指定下限粒径颗粒含量≤5%大于指定上限粒径颗粒含量5.5.8附录C中滤料及承托层的组成为大庆油田制订的企业标准。5.5.9大阻力配水系统和小阻力配水系统的配水、集水均匀性均较好，但大阻力配水系统反冲洗水头损失大，动力消耗大，不适于冲洗水头有限的重力式过滤器，否则需设冲洗水塔或高架水箱，因此本条推荐重力式过滤器采用小阻力配水系统。
油田常用的压力过滤器采用大阻力配水系统，泵加压反冲洗，能保证滤料的反冲洗效果，尤其是对含有聚合物(PAM)或胶质、沥青质含量较多的采出水(对滤料的污染较为严重)适用，因此本条推荐压力式过滤器宜采用大阻力配水系统。5.6 污油罐
5.6.1本条给出了污油罐有效容积计算公式，选择储存时间t时，应与污油罐容积一起考虑。5.6.2污油罐内设置加热盘管，罐体设置保温，都是为了保证污油的良好流动性，使油泵正常工作。污油罐底部设排水管，是为了放掉罐内下部的底水，尽量保证油泵少输水，减少对脱水器的冲击。设置看窗，可观测和检查放水的情况。
5.6.3本条规定中所给出的是污油罐加热所需热量的计算公式。如果对沉降罐(或除油罐)、回收水池等构筑物内的污水或污油加热时，参考《油田油气集输设计技术手册》的有关章节。5.6.4通过泵将污油罐中含有大量污水的污油，输送至原油脱水站进站阀组，与采出液相混合，进行重新处理。连续均匀输送是为了不对原油脱水系统产生冲击。
5.6.5根据现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183—2004中6.4.6条规定“容积小于或等于200m3，并且单独布置的污油罐，可不设防火堤”，同时根据8.4.2条第二款、8.4.5条第三款规定，容积不大于200m3的立式油罐可采用移动式泡沫灭火系统，单罐容量不大于500m3的固定顶油罐可设置移动式消防冷却水系统，所以推荐污油罐容积不大于200m3，可降低工程投资。污油罐进罐管道设通污油泵进口的旁路管道，是防止采出水处理站在污油罐检修时停止生产。5.7 回收水罐(池)5.7.1过滤器的反冲洗一般为批次进行，每个批次冲洗过滤器的台数应尽可能相同或相近。每日宜按1～3批次冲洗过滤器，每批次间隔时间应相同，其中过滤器最多批次的排水量为过滤器反冲洗最大排水量。进入回收水罐(池)的其他水量W2是指与过滤器反冲洗最大排水量同一期间进入的其他水量。
5.7.2此条主要是从回收水池清泥、回收水罐排泥及检修的角度考虑。
5.7.4压力过滤流程采用回收水罐与采用回收水池相比，可节约占地，节省工程投资。重力式过滤器，如：单阀滤罐反冲洗也是重力流，采用地下式回收水池可以保证足够的反冲洗水头，回收水池中排泥设施可以采用负压吸泥盘。
5.7.5当反冲洗排水水质好时(与原水水质接近)可进入回收水罐(池)直接回收；当反冲洗排水水质比较差时，如三元复合驱采出水处理站的反冲洗排水，应进入排泥水系统与排泥水一并处理，处理后的水质优于或接近原水时再回收，这样做有效地避免了水质恶性循环。5.7.7污水回收宜均匀连续输至调储罐或除油罐前，回收时间宜大于16h，避免对主流程形成较大的水量水质冲击。5.8 缓冲罐(池)5.8.2本条是考虑当需要检修和清洗时可分别进行，不致造成全站停产，但各油田根据油田实际生产情况，如允许间断运行，也可以设置1座。
5.8.3滤后水缓冲罐(池)兼作反冲洗水储水罐(池)，罐(池)的容积较大，水在罐(池)中的停留时间较长，在北方高寒地区，冬季环境气温较低，水温下降较快，为保证反冲洗效果可酌情考虑做保温。
5.8.4缓冲罐(池)运行一段时间，其上部积有一定厚度的原油，设计时应考虑收油设施。视罐(池)内水温、油品性质情况，可设置简易收油设施(如溢流管收油等)，不定期收集。6 排泥水处理及泥渣处置 6.1 一般规定
6.1.1反冲洗排水是否进入排泥水处理系统由本规范第5.7.5条确定。6.1.3排泥水处理过程中分离出的清液连续回收时间宜大于16h，避免对主流程产生冲击影响水质。如回收的清液水质较差时，也可排入排泥水调节罐(池)与其他排泥水一起处理。6.1.5当采出水处理站构筑物排泥水平均含固率大于2%时，一般能满足大多数脱水机械的最低进机浓度的要求，因此可不设浓缩工序。6.2 调节池
6.2.1调节池与回收水罐(池)合建时，反冲洗排水水量大、持续时间长，其他构筑物排泥时，与反冲洗排水在时间上会重叠；调节池单独建设时，构筑物排泥时间可以不重叠，因此可以只考虑排泥水量最大的构筑物的一次排泥水量。6.2.2设扰流设施的目的是防止污泥在池中沉积。
6.2.3调节池出流流量应尽可能均匀、连续，是为了满足后续处理构筑物连续稳定运行的需要。
6.3 浓缩罐(池)6.3.1目前，在排泥水处理中，大多数采用重力式浓缩罐(池)。重力式浓缩罐(池)的优点是运行费用低，管理较方便；另外由于池容大，对负荷的变化，特别是对冲击负荷有一定的缓冲能力。如果采用其他浓缩方式，如离心浓缩，失去了容积对负荷变化的缓冲能力，负荷增大，就会显出脱水机能力的不足，给运行管理带来一定困难。目前，国内外重力沉降浓缩罐(池)用得最多。国内重力浓缩罐(池)另一种形式斜板浓缩池罐(池)也开始使用。
6.3.2每一种类型脱水机械对进机浓度都有一定的要求，低于这一浓度，脱水机不能适应，例如：板框压滤机进机浓度可要求低一些，但一般不能低于2%。
6.3.3浓缩罐(池)面积一般按通过单位面积上的固体量即固体通量确定。但在入流泥水浓度太低时，还要用液面负荷进行校核，以满足泥渣沉降的要求。固体通量、液面负荷、停留时间应通过沉降浓缩试验确定或者按相似工程运行数据确定。
泥渣停留时间一般不小于24h，这里所指的停留时间不是水力停留时间，而实际上是泥渣浓缩时间。大部分水完成沉淀过程后，上清液从溢流堰流走，上清液停留时间远比底流泥渣停留时间短。由于排泥水从入流到底泥排出，浓度变化很大，例如，排泥水入流浓度为含水率99.9%，经浓缩后底泥含水率达97%。这部分泥的体积变化很大，因此，泥渣停留时间的计算比较复杂，需通过沉淀浓缩试验确定。一般来说，满足固体通量要求，且罐(池)边水深有3.5～4.5m，则其泥渣停留时间一般能达到不小于24h。
对于斜板(斜管)浓缩罐(池)固体负荷、液面负荷，由于与排泥水性质、斜板(斜管)形式有关，各地所采用的数据相差较大，因此，宜通过小型试验或者按相似排泥水、同类型斜板数据确定。
6.3.4重力浓缩罐(池)的进水原则上应该是连续的，当外界因素的变化不能实现进水连续时，可设浮动收液设施收集上清液，提高浓缩效果，成为间歇式浓缩罐(池)，宜设置加药搅拌设备。6.4 脱水
6.4.1脱水机械的选型既要适应前一道工序排泥水浓缩后的特性，又要满足下一道工序泥渣处置的要求，由于每一种类型的脱水机械对进水浓度都有一定的要求，低于这一浓度，脱水机不能适应，同时要考虑所含原油对脱水率的影响，因此，前道浓缩工序的泥水含水率是脱水机械选型的重要因素。例如，浓缩后泥水含固率仅为2%，且所含原油对滤网透水性的影响较小时，则宜选择板框压滤机，否则宜选用离心机，同时脱水设备应设有冲洗措施。另外，后道处理工序也影响机型选择。例如，泥渣拉运集中处置时尽可能使其含水率低。6.4.3所需脱水机的台数应根据所处理的干泥量、每台脱水机单位时间所能处理的干泥量(即脱水机的产率)及每日运行班次确定，正常运行时间可按每日1～2班考虑。脱水机可不设置备用。当脱水机发生故障检修时，可用增加运行班次解决。
6.4.4泥水在脱水前进行化学调质，由于泥渣性质及脱水机型式的差别，药剂种类及投加量宜由试验或按相同机型、相似排泥水运行经验确定。
6.4.5脱水机滤液和脱水机冲洗废水中污油和悬浮物含量较高不宜直接回收。7 药剂投配与贮存 7.1 药剂投配
7.1.1采出水处理站应用的药剂种类比较多，常用的有絮凝剂、浮选剂、杀菌剂、缓蚀阻垢剂、滤料清洗剂、污泥调质剂、pH调节剂等，每类药剂有多个品种，每个采出水处理站应根据采出水原水的水质特性、处理后水质指标、工艺流程特点进行选用。
杀菌方式除化学杀菌方式外，还有物理杀菌等方式，物理杀菌方式有紫外线、变频、超声波等，目前部分油田已经开始试用物理杀菌或与化学杀菌联合使用，具体采用哪种方式应根据试验，并通过技术经济比较确定。
7.1.2在采出水处理站中投加2种或2种以上药剂时，应进行药剂之间的配伍性试验，防止药剂之间的相互反应，而影响药剂的水
7.1.3同一类药剂有多个品种，药剂的品种直接影响采出水处理效果，而其投加量还关系到采出水处理站的运行费用。为了正确地选择药剂的品种、投加量，应进行室内或现场试验。缺乏试验条件而类似采出水处理站已有成熟的经验时，则可根据相似条件下采出水处理站运行经验来选择。药剂混合方式常用的有管道混合器混合、泵混合等，反应方式有旋流反应、机械搅拌反应、管道反应器等。对于投加的所有药剂均应有混合设施，对于絮凝剂、助凝剂还应有反应设施。
7.1.4药剂的投加方式大多为液体投加，溶药和配药可采用机械或水力等方式进行搅拌。水力搅拌一般用在药剂投加量小的场合。为防止药液沉淀或分层，应在正常加药时，不停止搅拌。
7.1.5因每种药剂的投加量、配制浓度以及药剂贮罐的容积及台数、固体药剂溶解速度有差异，故配药次数是不相同的，但考虑到操作人员劳动强度及管理等因素，确定每日药剂配制次数不宜超过3次。
7.1.6近年来药剂投加多采用加药装置(泵、溶药罐、控制柜等放在同一个橇上)，节约用地，管理方便。隔膜计量泵除具有普通柱塞计量泵的优点外，还有更强的耐腐蚀性及耐用性。7.1.7采出水处理中投加的各种药剂，投加位置对处理效果有很大影响，各油田应通过试验确定，本条中给出的投药点位置是根据经验确定的，可参照执行。对混合反应有要求的药剂(如絮凝剂等)应设混合反应设施。
7.1.8本条是指同一药剂，投加到不同的水处理构筑物上，应分别设置计量设施，如：一台加药装置可设两台计量泵，也可以在一台加药装置出口的两个分支分别设流量计。
7.1.9盐酸或硫酸具有很强的挥发性和刺激性气味，其挥发的气体具有较强的腐蚀性，因此应密闭贮存和密闭投加。7.2 药剂贮存
7.2.2药剂的贮存时间不宜过长，尤其一些容易失效、变质的液体药剂应根据药剂的特性、环境条件进行确定。8 工艺管道 8.1 一般规定
8.1.1油田采出水中含有原油及挥发性的易燃易爆气体，从安全的角度出发，站内不得采用明沟及暗沟输送采出水。
8.1.2采出水处理站的工艺管道，大部分油田采用的是内外防腐的钢质管道。水质腐蚀性强的油田部分采用玻璃钢等非金属管道。钢质管道内防腐的施工难度大，若内防腐质量不好，易造成净化水输送过程中的二次污染。玻璃钢等非金属管道具有优良的耐腐蚀性能，胜利油田、中原油田、大庆油田、塔里木油田等油田已大量使用，效果很好。其缺点主要是站内管件多，施工难度大，事故时生产单位无法维修，只能依靠制造厂家，另外工程造价也比钢管稍高。所以采用玻璃钢等非金属管道时，应根据水质及油田的实际情况综合考虑。
8.1.3采出水处理站工艺管道绝对不能与生活饮用水管道连通，以避免污染饮用水系统。用清水投产试运行时，可加临时供水管道，用完拆除。严禁设计时将清水管道接入处理站内的各种构筑物，防止发生污水倒流现象。
8.1.4沉降分离构筑物的收油管是否需要保温和伴热，应根据当地的最低气温与原油的凝固点来确定，北方地区一般当地最低气温比原油凝固点低，因此，北方地区的收油管道应该设保温和伴热。伴热可以采用与热水管伴行或者电热带等形式。
8.1.5为方便地上敷设的工艺管道检修，在工艺管道较低的位置宜设放空口，北方寒冷地区还应设扫线口。
8.1.6含有原油的水的来源主要有泵盘根漏水、化验室排水等，这些水因为含有原油，排入生活排水管道，将会造成排水系统堵塞或可燃气体的富集产生安全隐思。8.1.7
加药管道因为管径比较小，有时还间断运行，因此应考虑防冻问题。当埋地铺设时，有两种办法，一是深埋在冻土层以下，但不利于维修；二是浅埋，但需保温和伴热。具体采用哪种办法，应根据油田的实际情况来确定。
加药管的材质应根据投加化学药剂的性质来确定，具有高腐蚀性药剂一般选择非金属管、不锈钢管或者非金属内衬金属管，但不锈钢管不适合投加氯离子含量高的药剂。8.1.8在穿越道路时，为了防止重型车辆通过将工艺管道损坏，府设保护套管。8.2 管道水力计算
8.2.2关于管道沿程水头损失计算的规定。
由于油田采出水含有的原油、胶质、悬浮固体等各种组分易在管道内壁附着，因此采用以旧钢管和旧铸铁管为研究对象的舍维列夫水力计算公式更为适用，国内各油田采出水(包括原油集输)水力计算一直沿用此公式进行计算，并考虑增加一定的裕量，较好地满足了工程设计的要求。非金属管道可采用海曾·威廉公式计算。8.2.3关于管道局部水头损失计算的规定。
采出水处理站内管道长度较短，沿程水头损失小，但是弯头、三通、四通等管件很多，局部水头损失远大于沿程水头损失，重力式处理构筑物(如沉降罐、除油罐等)内更是如此，决不可以忽视。站外管道在规划时管道局部水头损失可按沿程水头损失的5%～10%计算，在设计阶段应进行详细计算。
8.2.4各油田对采出水输送管道都是按给水管道进行水力计算的，并且考虑到采出水含油、结垢等因素的影响。这种影响反映出的水头增加以多少为合理，无法作统一规定，大庆油田认为增加10%～20%合适，各油田应根据自己的实际情况确定。
8.2.5采出水处理站中污油管道与原油集输管道性质基本相同，沿程阻力可按现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350中原油集输管道计算。局部阻力可按照《油库设计与管理》计算。
8.2.6为防止污泥在管中淤积，规定压力输泥管最小设计流速。
本条数据引自现行国家标准《室外排水设计规范》GB 50014—2006中第4.2.8条。8.2.8本条参照国家现行标准《石油化工污水处理设计规范》SH 3095—2000第6.2.6条制定。9 泵房
9.1 一般规定 9.1.1采出水处理站的工作水泵，根据工艺要求不同分为原水升压泵、滤前水升压泵、净化水外输泵以及反冲洗水泵、回收水泵、污油泵等，应根据用途不同分别选用。选用的水泵机组应能适应水量和水压的要求，并尽量使机组处在高效率情况下运行，同时还应考虑提高电网的功率因数，以节省用电，降低运行成本。采出水处理站分期建设时，厂房可一次建成，各类水泵可分期建设并留有扩建位置。
油田采出水随原油产量及含水率上升而逐渐增加，原水升压泵、滤前水升压泵、净化水外输泵等可以采用增加泵台数或大小泵搭配的方式适应水量的递增，使水泵在高效区工作。在可能的情况下，为方便管理和减少检修用的备件，选用水泵的型号不宜过多。
9.1.2选用水泵应符合节能要求。当水泵运行工况改变时，水泵的效率往往会降低，故当水量变化较大时，为减少水泵台数或型号，宜采用改变水泵运行特性的方法，使水泵机组运行在高效范围。目前国内采用的办法有：机组调速、更换水泵叶轮或调节水泵叶片角度等，应通过技术经济比较选用。
9.1.4国内油田多处在平原地区，尚没有发生水锤事故的实例。国内供水行业根据调查，近年来由于停泵水锤或关阀水锤导致阀门破裂、泵房淹没、输水管破裂的事故时有发生。国内外在消除水锤措施方面有不少的成功经验。常规做法是根据水锤模拟计算结果对水泵出水阀门进行分阶段关闭以减小停泵水锤，并根据需要，在输水管道的适当位置设置补水、排气、补气等设施，以期消除弥合水锤。
泵房设计时，输水管路地形高差较大或向位于高处的站场输水时，对有可能产生水锤危害的泵房宜进行停泵水锤计算：①求出水泵机组在水轮机工况下的最大反转数，判断水泵叶轮及电机转子承受离心应力的机械强度是否足够，并要求离心泵的最大反转速度不超过额定转速的1.2倍；②求出泵壳内部及管路沿线的最大正压值，判断发生停泵水锤时有无爆裂管道及损害水泵的危险性，要求最高压力不应超过水泵额定压力的1.3～1.5倍；⑧求出泵壳内部及管道沿线的最大负压值，判断有无可能形成水柱分离，造成断流水锤等严重事故。水锤消除装置宜装设泵房外部，以避免水锤事故可能影响泵房安全，同时宜库存备用，以便及时更换。
9.1.5负压吸水时，水泵如采用合并吸水管，运行的安全性差，一旦漏气将影响与吸水管连接的各台水泵的正常运行。
9.1.6水泵吸水管一般采用带有喇叭口的吸水管道。喇叭口的布置宜符合下列要求： ??? 1 吸水喇叭口直径DN不小于1.25倍的吸水管直径。??? 2 吸水喇叭口最小悬空高度E值为：
??? ??1)喇叭口垂直向下布置时，E=0.6～0.8DN； ??? ??2)喇叭口倾斜向下布置时，E=0.8～1.0DN； ??? ??3)喇叭口水平布置时，E=1.O～1.25DN。
??? 3 吸水喇叭口在最低运行水位时的淹没深度F值为： ??? ??1)喇叭口垂直向下布置时，F=1.0～1.25DN； ??? ??2)喇叭口倾斜向下布置时，F=1.5～1.8DN； ??? ??3)喇叭口水平布置时，F=1.8～2.0DN。
??? 4 吸水喇叭口与吸水井池侧壁净距G=0.8～1.ODN；两个喇叭口间的净距H=1.5～2.ODN；同时满足喇叭口安装的要求。
9.1.7水泵安装高度必须满足不同工况下必需气蚀余量的要求。同时应考虑电机与水泵额定转速差、水温以及当地的大气压等因素的影响，对水泵的允许吸上真空高度或必需气蚀余量进行修正。水泵安装高度合理与否，影响到水泵的使用寿命及运行的稳定性，所以水泵安装高程的确定需要详细论证。
由于水泵额定转速与配套电动机转速不一致而引起气蚀余量的变化往往被忽视。当水泵的工作转速不同于额定转速时，气蚀余量应进行换算。
9.1.8根据技术经济因素的考虑，规定水泵吸水管及出水管的流速范围。9.2 泵房布置
9.2.2本条文是参照现行国家标准《室外排水设计规范》GB 50014—2006中第5.4.7条制定的。
9.2.5泵房通往室外的门的个数应根据相关防火规范的要求确定，其中一扇门应满足搬运最大尺寸设备。10 公用工程
10.1 仪表及自动控制
10.1.1设计规模较大、工艺流程复杂程度较高的处理站，宜采用计算机控制系统。
设计规模和工艺流程复杂程度适中的处理站，宜采用性能价格比适中的小型计算机控制系统。
设计规模小、工艺流程较简单或低产和边远分散小油田的处理站可酌情采用仪表控制系统。
沙漠油田的处理站，宜采用计算机控制系统，并设远程终端装置(RTU)。10.2 供配电
10.2.1油田采出水处理站是油田的重要用电单位，一旦断电将导致采出水大量外排，不仅污染环境，还可能引发安全事故，因此电力负荷的设计等级应确定为二级负荷。
10.2.2根据不同设备在整个工艺过程中的重要性不同，对主要设备供电等级进行划分，依此选择电气设备。10.3 给排水及消防
10.3.1本条规定是为了避免重复建设或能力过剩所造成的浪费。采出水处理站给水、排水系统应统一规划，分期实施。对于一期工程建成后，二期施工困难或一期、二期同时建设投资增加不多，在技术上更加合理的工程，应一次建设。10.4 供热
10.4.1本条是最大供热负荷的确定。
根据生产、生活、采暖、通风、锅炉房自耗及管网损耗的热量，计算出系统最大耗热量(称为最大热负荷)，确定锅炉房规模。
锅炉房自耗热及供热管网损失系数K中包括：
燃油蒸汽雾化用热约占总热负荷的5.5%，油的保温与加热用热约占总热负荷的0.5%，热网损失耗热约占总负荷的5%～10%。
建筑采暖一般是连续供给，K1=1。通风热负荷同时使用系数K2，据现场调查，供热负荷为其计算量的40%～50%，取通风热负荷同时使用系数K2=0.4～0.5。
本规范所提及的生产负荷，通常是用于加热(换热器)、清洗及管道伴热，使用时间及耗热取决于生产。加热负荷一般是连续的，负荷波动较大，管道伴热负荷在冬季是连续的，清洗热负荷是间断的，一般取K3=0.5～1.0。10.4.2本条着重强调热水供热系统，供水温度一般不超95℃，原因是蒸汽供热系统比较复杂，跑、冒、滴、漏问题严重，热媒输送半径小，凝结水回收率低，回收成本高，而热水供热系统恰恰与此相反，所以只要工艺没有特殊要求优先采用热水供热系统。
如工艺需用蒸汽伴热、吹扫、清罐和解冻等，锅炉房内应设置蒸汽锅炉，当工艺生产连续用蒸汽时，锅炉房至少应有2台蒸汽锅炉。采暖介质宜选用热水，根据热水负荷情况，可以选用热水锅炉、汽-水换热器以及汽水两用锅炉(一种带内置式换热器的锅炉)。
10.4.3油田用的水套炉和真空相变锅炉采用室外露天布置，在南方炎热地区，许多锅炉也露天布置，近些年来，北方部分地区也将锅炉露天或半露天布置。无论何种布置方式都应遵循“以人为本，安全第一”的设计理念，优先考虑安全，兼顾环保和方便生产运行，做好锅炉机组、测量控制仪表、管道、阀门附件以及辅机的防雨、防腐蚀、防风沙、防冻、减少热损失和噪声等措施，设立必要的司炉操作间，将锅炉水位、锅炉压力等测量仪表集中设置在操作间内，以保证锅炉机组的安全运行。10.5 暖通空调
1O.5.2 有组织的自然通风可采用筒形风帽、旋转风帽、球形风帽或通风天窗等形式。10.5.3现场调查发现，水处理站化验室可能散发出有害气体，为迅速有效地排除，规定采用通风柜进行局部排风。
10.5.4相对密度小于0.75的气体视为比空气轻，相对密度大于0.75的气体视为比空气重；上、下部区域的排风量中，包括该区域内的局部排风量；地面上2m以内的，规定为下部区域。10.5.5为了满足沙漠地区站场建筑物的通风防沙要求，可采取以下措施：
发生沙尘暴时，站场建筑门窗紧闭，为防止室内负压过大及由此吸入沙尘需设置机械进风系统。设置条件应考虑排风系统的运行情况、建筑物的规模以及沙尘暴的连续时间、发生次数等。
机械进风系统的吸风口宜设在室外空气较清洁的地方，下缘距室外地坪不宜小于2m，且应有过滤设施。过滤器应操作简单、清扫方便。机械进风系统可不设加热装置。进排风口应有防止沙尘进入室内的措施。
站场内建筑物的外窗应采用带换气小窗的双层密闭门，外门应采用单层密闭窗。5 当采用天窗进行自然通风时，启闭机构应操作灵活、方便，且便于清扫沙尘。自控仪表控制室、电子计算机房等防尘严格的场所也可采用正压通风。10.7 建筑及结构
10.7.2除油罐、沉降罐、单(无)阀滤罐等采用钢筋混凝土板式基础，是根据罐底荷载不均和工艺对不均匀沉降的要求，所选用的一种合理基础型式，也是大庆油田多年采用的做法。10.8 道路
1O.8.1 站内道路的分类是参照现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22，结合站场生产规模和性质综合确定的。
10.8.2本条参照现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22，结合运输和消防用车的车型特点而定。站场主要通行车辆为4～5t的标准载重汽车，若行驶其他汽车时，其转弯半径的数值可做适当调整。10.9 防腐及保温
10.9.1采出水处理涉及很多种类的构筑物，如调储罐、除油罐沉降罐、气浮机(池)、污水回收罐(池)、过滤器、各种缓冲罐(池等。采出水具有一定的腐蚀性，其腐蚀性的强弱与水中所含腐蚀性介质的种类和浓度有关，因此钢制构筑物和钢质管道均应进行防腐处理，用于强腐蚀性介质的钢制构筑物还应采取覆盖层和阴极保护相结合的保护方式。具体防腐措施根据工艺条件、介质环境等综合分析后确定，必要时可进行腐蚀检测。11 健康、安全与环境
11.0.1本条是参考国家经贸委《石油天然气管道安全监督与管理规定》和劳动部《建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定》及国家现行标准《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》SY/T 6276—1997等的相关规定，结合采出水处理工程的特点制定的。
11.0.2、11.0.3 这两条是参考《中华人民共和国环境保护法》等有关环境保护的现行国家法律条文及国家现行的其他相关标准或规定，结合采出水处理工程的特点制定的。附录A、附录B、附录D、附录E
本附录A、B、D、E等同采用现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350—2005。
附录C
本附录C是根据近年来国内各油田应用过滤罐情况，而确定的滤料填装规格及厚度。
条文说明 1 总则
1.0.3油田采出水处理后主要是用于回注到地下油层，其他用途目前主要是指稠油油田采出水处理后用于蒸汽发生器给水。当采出水经处理后用于其他用途或排放时，对以原油及悬浮固体为主的预处理(以下简称预处理)系统的设计可参照本规范执行。
1.0.4各油田产生采出水的时间不同，有的油田开发初期不含水，有的油田因初期水量小而用于掺水或拉运至其他采出水处理站处理时，采出水处理工程可以缓建。2 术语
本章所列术语，其定义及范围，仅适用于本规范。
本章所列术语，大多是参照国家现行标准《石油工程建设基本术语》SYJ 4039和现行国家标准《给排水设计基本术语标准》GBJ 125的名词解释确定的，并结合油田采出水处理生产发展的实际做了适当完善和补充。
2.0.9采出水处理站外部来水是指原油脱水系统来水、洗井废水回收水、分建采出水深度处理站反冲洗排水回收水等。不包括采出水处理站内部回收水，如反冲洗排水、污泥浓缩上清液、污泥脱水机滤液的回收水等。2.0.13、2.0.14 除油罐和沉降罐是利用介质的密度差进行重力沉降分离的处理构筑物，因此同属一种类型，以去除水中原油为主要目的，习惯上称作“除油罐”。事实上采出水中不仅含有原油，也含有较多的悬浮固体，悬浮固体的去除远比去除原油困难得多，油田注水水质标准对悬浮固体的要求也比对原油的要求严格。在沉降分离构筑物中只提出“除油罐”这一术语，不符合采出水处理的实际情况。本规范提出“沉降罐”这一术语，是为了适应油田采出水处理技术发展的要求，它本可代替“除油罐”这一术语，但考虑到“除油罐”这一术语在油田使用多年，在采用两级沉降分离构筑物的处理流程中，第一级往往是主要去除水中原油，所以还有其存在的价值。本规范保留“除油罐”这一术语，并对该术语进行重新定义。
除油罐或沉降罐有立式和卧式两类，卧式多为压力式。2.0.16回收水罐(池)主要是接收储存过滤器反冲洗排水的构筑物，也可接收储存其他构筑物能够进入的自流排水，如检修时构筑物的放空排水等。3 基本规定
3.0.1采出水处理工程是油田地面建设不可缺少的组成部分，其原水来源主要是原油脱水，其次是洗井废水和其他污水。因此采出水处理工程建设规模必须与原油脱水工程相适应。建设规模适应期宜为10年以上是根据国家现行标准《油气田地面建设规划设计规范》SY 0049的规定，并与现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350相一致。采出水处理工程建设最终规模应以“油田地面建设总体规划”为依据确定，是否分期建设，应根据油田生产过程中原油综合含水率的上升情况，综合考虑技术经济因素确定。
3.0.2采出水处理工程设计，应适应油田开发的要求，积极慎重地采用经过试验和验证的、行之有效的先进工艺、设备和新的科研成果。同时根据采出水性质、注水水质标准和油田所处地区的自然环境等条件，进行多方案的技术经济比较，确定采出水处理工艺。
3.0.3本条是根据现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350规定的，但各油田可根据采出水水质特性、集输工艺及生产管理情况制订相应的指标。
3.0.4处理后用于油田注水，水质必须达到注水标准，以利油层保护。若用于其他目的时，如稠油油田采出水处理后用于蒸汽发生器给水或采出水处理后排放等，则应符合相应的后续处理工艺对预处理水质要求。
3.0.5本条规定主要是为了减少采出水的乳化程度，并节省动力。洗井废水的杂质含量很高，直接输入流程会对采出水处理系统的冲击太大，影响净化水的水质，所以洗井废水宜设置适当的预处理设施，经预处理后输至调储罐或除油罐(或沉降罐)前。
3.0.6油田采出水原水供给一般是不均衡的，主要表现在水量(水量时变化系数大于1.15)或水质的较大波动上，经常造成采出水处理站水质达标困难，通过调节原水水量或水质的波动，使之平稳进入后续处理构筑物，不仅可以减小采出水处理站建设工程量，还能提高处理后水质的合格率。在原水水质、水量波动不大，且采用重力式沉降罐(或除油罐)分离或原油脱水站有污水沉降罐时，可不设调储设施。
3.0.7本条规定主要是为了准确地了解采出水处理站的实际运行情况，进而评价处理工艺的运行效果，为生产管理提供便利。当原水来源或净化水用户大于1处时，应单独设置计量设施；也可在处理流程中间各段出口设置计量设施，以利于检测中间各段处理构筑物的处理效果。
3.0.8防爆分区划分应执行国家现行标准《石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐做法》SY/T 6671的有关规定。防爆要求应执行国家或行业的相关规范、标准及规定。
根据各油田多年经验，采出水处理站的某些场所有油气聚集，如沉降罐阀组间、除油罐阀组间、气浮机(池)厂房(气浮机在室内)及操作间(气浮机在室外)、污油罐阀组间、污油泵房、天然气调压间等场所的用电设备应防爆。对于采用天然气密闭流程，当滤罐的排气口设在室内时，室内的用电设备应防爆。
3.0.9流程的灵活性将给生产管理带来很大的方便，因此在工程设计中采取一定的措施是必要的。
主要处理构筑物(如沉降罐、除油罐等)的数量不宜少于2座，当需要检修或清洗时，可分别进行，不致造成全站停产。但对处理量小、采出水全部水量能调至邻近站或本站内设置有事故罐(池)，在构筑物检修时造成全站停产或部分停产，避免污水外排污染环境，此时可设1座，但事故罐(池)的容积应满足停产检修期间储存水量的要求。
在检修动火时，油田上曾多次发生过由于隔断措施不利，造成沉降罐着火、伤人事故。现行检修隔断措施大多采用在构筑物进口、出口管道和溢流管道上加盲板的做法。应该特别提醒的是，仅仅关闭构筑物上的有关阀门起不到隔断作用，因为经过一段时间韵使用，阀门大多数关闭不严。?? ??3 站与站之间的原水用管道连通，可以调节处理站之间的水量不平衡。同时一旦某站发生事故或维修，采出水原水可部分或全部调至其他站处理，做到不外排、不污染环境。3.0.10采出水处理站易产生污泥的构筑物有调储罐、沉降罐、除油罐、气浮机(池)、污水回收罐(池)等。
污泥对采出水处理系统的危害很大，如果不排泥，会恶化水质，降低处理效率，净化水中悬浮固体含量很难达到注水水质标准。
3.0.11油田采出水处理工艺根据处理后去向不同(主要包括回注油层、稠油采出水处理后用于蒸汽发生器给水预处理和处理后达标外排预处理等)，采用的处理方式及工艺不同或不完全相同。不管采用何种方式及工艺，都应根据原水的特性以及净化水的水质要求，在试验的基础上，通过技术经济对比确定。在确保采出水处理后水质的条件下，应尽量简化处理流程。
采出水用于回注的处理工艺，主要是指将原水经处理后达到油田注水水质标准的构筑物及其系统，根据回注油层的渗透率不同，所采用的沉降或离心分离及过滤级数也不同。油田常用的沉降或离心分离构筑物有沉降罐、除油罐、气浮机(池)、水力旋流器等，过滤构筑物有石英砂过滤器、多层滤料过滤器(石英砂磁铁矿双层滤料过滤器、海绿石磁铁矿双层滤料过滤器等)、核桃壳过滤器、改性纤维球过滤器等。
3.0.12原中国石油天然气总公司编写的《低产油田地面工程规划设计若干技术规定》中对低产油田的定义如下：“油层平均空气渗透率低于50×10-3μm2、平均单井产量低于10t/d的油田；产能建设规模小于30×104t/a的油田”。
低产油田一般均实行滚动开发，其工程适应期比一般油田短，大部分油田的产能建设工程不到5年就要调整改造。因此，低产油田采出水处理工程设计，应结合实际，打破传统界限，尽量简化工艺，缩短流程，降低工程投箕和生产成本。
3.0.13 本条是针对国内沙漠油田的气候、环境、管理等特点，结合国内沙漠油田的运行经验制定的。3.0.14
稠油(包括特稠油和超稠油)油田的开发，一般采用蒸汽吞吐或蒸汽驱方式开采，稠油采出液一般采用热化学重力沉降脱水工艺，因此污水处理站原水温度较高(稠油脱出水温度在50～65℃之间，特稠油和超稠油脱出水温度在70～90℃之间)，具有较高的热能利用价值。另外，蒸汽发生器用水量很大，国内外已有成熟的采出水蒸汽发生器给水处理工艺。因此，稠油采出水应首先考虑用于蒸汽发生器给水，不但可以实现污水的循环使用，还可以充分利用稠油采出水的热能，节约蒸汽发生器燃料消耗。
稠油特别是特稠油和超稠油黏度和密度很大，油水密度差很小，乳化严重。在处理过程中，污油是上浮还是下沉，应根据投加化学药剂种类和处理工艺确定。另外污油黏在处理设备和管道内壁上很难脱落，所以在选择处理工艺和设备时要充分注意，特别是污油的收集，要有行之有效的解决办法。
如果净化水是用于蒸汽发生器给水，应注意污水系统的保温；如果净化水是用于注水或外排，可以根据实际情况考虑热能综合利用。
由于稠油采出水处理系统分离出的污油含杂质较多，如果直接回到原油脱水系统，对原油脱水系统的正常运行影响较大。根据辽河油田原油脱水运行要求，稠油采出水处理系统分离出的污油宜单独处理。’
在稠油采出水回用蒸汽发生器给水处理工艺中，预处理部分的设计(主要包括调储、沉降分离和过滤)按本规范执行，深度处理部分的设计(主要包括软化、除硅以及后处理)应按国家现行标准《稠油油田采出水用于蒸汽发生器给水处理设计规范》SY/T 0097的有关规定执行。
3.0.15滩海陆采油田由于地处滩海区域，所处的自然环境比较恶劣，例如：空气湿度大、含盐量高、腐蚀性强，风大，易受海浪影响，人员逃生困难。所以为保证安全生产，站内需配备一定数量的救生设备，如救生圈、救生衣等，配备数量可以参考国家现行标准《滩海陆岸石油作业安全规程》SY/T 6631—2005；同时对设备、阀门、管件、仪表及各种材料提出适应恶劣环境的要求，即在使用中无安全隐患，保证适当的使用寿命。由于滩海陆采油田采出水处理站标准较陆上油田高，投资大，为节省投资，提出尽量依托陆上油田已有设施的要求。4 处理站总体设计
4.1 设计规模及水量计算
4.1.2 Q4中不包含回收的场区初期雨水量。场区初期雨水如要回收宜单独处理。
4.1.3根据式(4.1.3)，n值越大，Qx越小，参与运行的构筑物增加的水量越少，连通管道管径的增加量越小，水质达标保证率越高，但工程投资增加越多，需要经过技术经济比较确定。
有条件向其他采出水处理站调水的处理站，校核水量可按下式计算：
? 式中Qd——脱水系统向其他采出水处理站调出的水量(m3/h)。
洗井废水也可送至其他站处理，此时设计计算水量按下式计算：
Qs=kQ1+Q3+Q4???(2)
但在检修时向外调水或洗井水送至其他站处理的条件在设计时必须预先确定。4.2 站址选择
4.2.1站址的选择，在整个设计中是一个重要的环节，如果站址选择不当，将会造成生产运行长期不合理。采出水处理站的建设应严格遵守基本建设程序，必须根据主管部门审查批准的油田地面建设总体规划，以及所在地区的城镇规划，进行站址选择工作，同时要兼顾外部管道的走向。
4.2.4采出水处理站与原油脱水站或注水站联合建设，组成联合站，是各油田普遍采用的一种布站方式。其优点是工艺衔接紧凑，生产管理集中，公用设施共用，从而节省投资，节约能源，减少占地。
4.2.6站址的选择要充分考虑外部系统条件，尽量靠近水源、电源、热源、公路，应做好优化比较，确定一个技术经济合理的站址。4.3 站场平面与竖向布置
4.3.2本条土地面积有效利用率是根据现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350—2005中11.3.2条的规定确定的。
4.3.3对生产设施的布置除应和工艺流程相一致外，还应考虑物料流向、生产管理、安全防火、设备维修等因素，应尽量避免管网多次交叉、物料多次往返流动，应充分利用压能和热能，避免重复增压和重复加热。辅助生产设施应靠近站场出入口布置，如仪表值班室、值班休息室等生产、生活人员集中的建筑物等，可避免生产、生活人员进入生产区影响生产区的安全。为了减少占地、降低投资，集中处理站的布置也可打破专业界限，对同类设备进行联合布置，如含油污水处理工艺中的污油回收罐可以同脱水工艺中的事故油罐布置在同一个防火堤内。
4.3.4变电室的布置应考虑进出线方便。靠近站内主要用电负荷可节省电缆，减少功率损耗。站场内的变电室布置在场区一侧，可以减少站场用地，并有利于安全生产。4.3.5本条文说明的是道路的设计原则，具体要求见本规范10.8。
另外，采出水处理站药剂投加品种多，投加量大，运送药剂的车辆进、出站次数多，道路设计时应考虑药剂运输的问题。污泥作为采出水处理过程的副产物，站内很难消化处理，一般需要外运处置。为方便药剂、污泥的拉运，站内宜设药剂、污泥拉运专用道。
4.3.6设置围墙是为了保证生产安全和便于生产管理。对于规模很小，站场周围人烟稀少的处理站可不设围墙。围墙的高度2.2m是一般站场的常用值，对于有特殊要求的地区，应根据实际情况加高或降低围墙高度。
4.3.7有组织的排水方式主要有明沟和暗沟(管)。明沟排水卫生条件差、占地多，但投资省，易于清扫维修。暗沟(管)则相反，其投资大，但清扫维修次数少，比较卫生、美观，占地少，便于穿越通行。对于年降雨量小于200mm的干旱地区，降水很快蒸发或渗入地下，因而不需要设地面排水系统。4.3.8
湿陷性黄土地区：主要特点是大孔隙、湿陷，竖向设计时防止湿陷的主要办法是保持必须的地面坡度，不使场地积水，坡度不小于0.5%；存放液体和排放雨水的构筑物，应采用防渗结构和防水材料。站场出现两种不同等级的湿陷性黄土时，禁止在不同等级的湿陷性黄土上布置同一建(构)筑物，但为联系用的道路除外。
岩石地基地区：尽量减少挖方，以降低工程难度，宜采用重点式阶梯布置方式。路槽开挖宜与场地平土同时进行，近远期基槽宜同时开挖。软土地区：沿江、河、湖、海等水边围堤建设的站场，地基多为淤泥质沉积黏土，压缩性高，含水量大，该地区的蒸发量往往大于降水量，表层土比下层强度高，不宜挖方。地下水位高的地区：挖方会造成基础防水费用增加，对地下构筑物不利，需要加大基础的重量以克服浮力。
盐渍土地区：盐渍土在干燥状态下为强度比较高的结晶体，遇水时盐晶溶解，强度很低，压缩性强，吸水后，由于地表蒸发快，常有一层盐霜或盐壳，厚度在几厘米到几十厘米不等；盐渍土在吸水前后的工程性质差别大，缺乏稳定性，不能直接在上面做基础；盐渍土对混凝土和金属材料具有腐蚀性，在地下水作用下易腐蚀地基。盐渍土地区的基础应作防腐处理，一方面防止地下水渗透腐蚀，另一方面要防止管道泄漏腐蚀。采用自然排水的场地设计坡度不宜小于0.5%。
4.3.11充分利用地形的目的是为了降低能耗、节省投资。4.4 站内管道布置
4.4.1这是管道综合布置的一般原则，管道是采出水处理站的主要组成部分，因此在处理站内总图设计中，特别是规模较大、工艺较复杂的站，应结合总平面布置、竖向布置统一考虑各种管道的走向，使其满足生产需要、符合防火安全要求。站内管道综合布置不只是考虑平面布置，同时还应考虑竖向布置及站容美观。
4.4.2站内管道的敷设一般有三种形式：埋地、地上(架空或管墩)及管沟。采用何种敷设方式，应根据条文中提出的因素综合比较后确定。
如果场区地下水位较高(随季节波动)，管道埋地将使金属管道经常处于地下水的浸泡之中，增加管道外腐蚀机会和程度。施工时也需采取降水措施，增加施工费用。
管道埋地敷设需开挖沟槽，如工程地质条件差，为防止沟槽壁塌方，需放坡扩大开挖面，增加场区面积，增加工程投资。
“水力高程”是指各构筑物(罐或池)的设计自由水面或测压管(对压力构筑物而言)水面标高，组成工艺流程的一些构筑物，如调储罐、沉降罐、气浮机(池)、污油罐、回收水罐(池)、缓冲罐(池)等，是采用罐还是采用池(一般为地下式或半地下式)，水力高程条件如何，直接影响管道敷设方式。地上钢制矩形池或混凝土池将因受力条件不利，而增加工程投资。
地上管道维护管理比埋地管道方便。
综上所述，在各构筑物水力高程条件允许时，主要工艺及热力管道宜地上敷设。
供水管道属于压力管道，地上敷设时，因水温低需防冻，若伴热保温，会使水温升高引起水质改变，不利于使用。自流排水管道，因收集器的标高低，管中水流靠管底坡度流动，地上敷设易冻堵等，应埋地敷设。加药管道管沟敷设比埋地敷设维修方便。
另外，场区仪表、电信、供配电电缆应尽量随工艺管道地上 4.4.5本条是对地上管道安装高度的要求：
规定架空管道管底标高不宜小于2.2m是考虑操作人员便于通行，管墩敷设时管底距离地面高度不宜小于0.3m是考虑维修方便。
当管廊带下面有泵或设备时，主要是考虑便于操作，管底距地面高度一般不小于3.5m。但在管廊带下部的设备较高时，应视具体情况而定，以满足设备检修及日常操作为准。管道与设备之间，应有必要的净空。
4.4.6道路垂直净距不宜小于5.5m，是考虑大型消防车通过以及处理站内大型设备(如滤罐)整体运输的需要。有大件运输要求的道路，其垂直净距应为车辆装载大件设备后的最大高度另加安全高度。安全高度要视物件放置的稳定程度、行驶车辆的悬挂装置等确定。现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22—87规定的安全高度为0.5～1.0m。4.5 水质稳定
4.5.1对于高矿化度的采出水，氧是造成腐蚀的一个重要因素。氧会急剧加速腐蚀，在有硫化氢存在的采出水系统中，氧又加剧了硫化物引起的腐蚀。氧是极强的阴极去极剂，这使阳极的铁失去电子变成Fe2+，与OH-结合而成为Fe(OH)2，并在其他因素的协同下造成较强的氧浓差电池腐蚀。由金属腐蚀理论可知，随着采出水pH值的降低，水中氢离子浓度的增加，金属腐蚀过程中氢离子去极化的阴极反应增强，使碳钢表面生成对氧化性保护膜的倾向减小，故使水体对碳钢的腐蚀性随其pH值的降低而增加。
据资料介绍，在高矿化度的采出水中，如果溶解氧从0.02mg/L增加到0.065mg/L，其腐蚀速度增加5倍；如果达到1.90mg/L，其腐蚀速度则增加20倍。
如中原油田采出水，矿化度9×104～14×104mg/L，pH值5.5～6.0，同时含有CO。和H2S等气体，在流程未密闭之前，腐蚀情况十分严重，均匀腐蚀率一般在0.5～O.762mm/a，点蚀率高达5.6mm/a。文一联采出水处理站投产8个月，缓冲罐及工艺管道即出现穿孔，有的部位重复穿孔，最严重的一周穿孔三次，最大穿孔面积2cm2。注水泵叶轮使用最短的时间为15d，一年换一次泵。该站1979年建设，在1985年拆除。
胜利油田也属高矿化度水，因溶解氧的存在导致腐蚀很严重，辛一联投产后6个月，站内管线开始穿孔，以后平均每10d穿孔一次，污水泵运行3个月，叶轮、口环等就腐蚀得残缺不全。
1982年中原油田用天然气对文一联采出水处理站的开式构筑物进行密闭隔氧，取得了比较理想的效果。密闭后，沉降罐出水的溶解氧含量由密闭前的2～4mg/L降至0.05mg/L以下，滤后水溶解氧降至0～0.03mg/L，滤后挂片腐蚀率由原来的0.5～0.762mm/a下降至0.125mm/a。4.5.2
采用天然气密闭系统，曾在油田发生过安全问题。自力式调节阀调压系统排放的天然气会污染环境，同时可能引发安全问题。因此本规范推荐优先采用氮气作为密闭气体。采用天然气密闭时宜用干气，在北方天然气管道如果有水，易冻结，给密闭工作带来影响，严重时可能引发事故。
天然气、氮气等的流程密闭，不是简单地在常压罐内的液面上通入气体，而是要求气体隔层必须随液位变化而变化，以保持规定的压力范围。常压罐顶的设计压力一般为-490.5～1962Pa(-50～200mmH2O)，密闭气体的运行压力严禁超过此值。这就要求有一套完善的调压系统，一般在气源充足时，利用调压阀并辅以仪表控制进行调压。利用调压阀调节时，一般分二级调压，如天然气由干气(或湿气)管道引入采出水处理站设调压阀(第一级)，第二级调压为在密闭罐进气、排气管道采用自力式调节阀，通过对罐内气相空间补气、排气，保持气相空间的运行压力在设定范围。没定范围为588.6～1471.5Pa(60～150mmH20)。另一类调压是采用低压气柜。调压阀调压的优点是设备仪表少，气体管径小，工艺简单；缺点是向大气排放天然气，安全性能差。低压气柜与密闭常压罐气相空间连通，由其补气和接受排气。低压气柜调压系统优点是不向系统外排气，安全性高，不污染环境；缺点是气柜加工精度高，投资高。总之，选用何种调压方式，应根据实际情况，经过安全、技术、经济比较确定。天然气密闭流程中要注意防止天然气与空气混合，否则易引起爆炸。在正常情况下，是不会遇到这种混合物的，可是当罐充气时很可能产生上述爆炸性混合物。在投产时应特别注意安全问题，在向密闭罐引入天然气前，先不使用调压装置来置换空气。为了尽可能彻底置换空气，各罐的空气排出口应与天然气进口对称布置，并采用最大距离。
罐顶的耐压等级一般是-490.5～1962Pa(-50～200mmH20)。
呼吸阀为一级保护，调压范围可定为-294.3～1667.7Pa(-30～170mmH2O)；安全阀为二级保护，压力限值可定为1863.9Pa(190mmH2O)。
在正常生产运行过程中，密闭的常压罐与大气相通的管道，如溢流管道和排油管道等设置水封，是为了保证系统正常密闭，避免气相空间气体泄漏，影响正常生产或发生事故。同时，水封装置应设置液面指示及补水设施。
天然气管道不能积水，主要是从安全的角度考虑。特别是寒冷地区，管道内积水结冰，可能引发恶性事故。
密闭系统对于处理过程的自动保护意义十分重要，在生产过程中，一旦工艺参数异常，就可能发生重大恶性事故。如当缓冲罐内液位过低时，水泵可能吸入天然气，发生爆炸危险，因此，要有一整套完善的信号联锁自动保护系统。
4.5.3由于油层对注入水的排异性，注水势必对油层造成一定程度的损害，其常见类型有速敏、水敏、盐敏、酸敏、碱敏等。由于pH值低而引起严重腐蚀时，投加碱性药剂调高pH值，可能会导致油层碱敏性伤害。碱敏性伤害机理主要是指碱性工作液进入储层后，与储层岩石或储层液体接触，诱发黏土微结构失稳，有助于分散、运移发生，其次是OH-所带来的沉淀，造成渗透率下降损害地层。所以要求采用调节pH值工艺时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，以降低对油层的伤害。
加碱性药剂提高pH值的主要目的是减缓腐蚀、沉淀盐垢、净化水质；其次是改变水质环境，有利于抑制细菌的繁殖，该方法与采出水药剂软化处理工艺相近，但并非希望盐垢更多的析出，因为Ca2+、Mg2+在采出水中，并不阻碍回注，但是与C032-、OH-生成沉淀物会增加排污量和污泥处置的困难。大量污泥出现，又无妥善处置污泥办法，会对周围环境产生二次污染。所以要求筛选出的pH值调节药剂需与混凝剂、絮凝剂配伍性能好，产生的沉淀物量最少，易投加。5 处理构筑物及设备 5.1 调储罐
5.1.1水量变化是由脱水系统水量变化引起的。应积累已建站脱水系统来水水量变化资料绘出时变化曲线，选取具有代表性的变化曲线(调储罐出水为一日内的平均小时流量)为计算提供依据。2～4h设计计算水量是各油田采出水处理站设计多年积累的经验数据，供缺少实测资料时选取。
5.1.3因为采出水在调储罐内有效停留时间一般为2～4h，原油会在罐内顶部累积，因此应定期收油，设加热设施可以保持原油冬季良好的流动性，便于收油。同时调储罐底部污泥需定期排出，防止污泥占用调储容积及恶化水质。
调储罐防火要求参照现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183有关污水沉降罐的相关规定执行。5.2 除油罐及沉降罐
5.2.1本条给出常压立式沉降罐及除油罐的设计参数参考值，其中，水驱采出水技术参数是根据胜利油田、辽河油田、大庆油田等油田多年应用经验及效果而确定的，聚合物驱采出水技术参数是根据大庆油田采出水处理站应用经验及效果确定的。稠油采出水技术参数是根据辽河、新疆油田采出水处理站应用经验及效果确定的。当采用两级沉降分离时，除油罐应设在沉降罐前。
5.2.4现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183—2004中6.4.1条规定：“沉降罐顶部积油厚度不应超过0.8m。”。
5.2.6目前常用的排泥技术主要有静压穿孔管和负压吸泥盘等，各种排泥方式有不同的适用条件和特点，可根据具体情况选用。5.3 气浮机(池)5.3.1气浮机是利用向水中均匀加入微小气泡携带原油及悬浮固体细小颗粒加快上浮速度的原理实现油、水和悬浮固体快速分离的设备，对原油及悬浮固体颗粒小、乳化程度高及油水密度差小的采出水处理较其他沉降分离构筑物具有明显的优势。5.3.2气浮机有多种类型：
主要区别在于加气、布气方式不同而导致结构、加气、布气系统各异，产生的气泡颗粒直径及均匀性有差别，能耗、管理及维护方便与否也不同。因此，根据采出水的性质，选择何种类型的气浮机(池)，应通过试验，经技术经济比较确定。
气浮机(池)的气源，有空气、天然气和氮气等。高矿化度污水中含有溶解氧而导致严重腐蚀时，不宜用空气做气源；用天然气做气源，应注意安全及环保问题；用氮气做气源，系统投资较高。选择何种气源，应根据具体情况，经技术经济比较确定。
5.3.3本条是考虑当需要检修时可分别进行，不致造成全站停产，但各油田根据实际生产情况，如允许间断运行，也可以设置1座。
5.3.4选用气浮机(池)处理采出水时，应使用适合于所处理采出水性质的有效药剂。不用药剂或药剂选用不当，气浮的除油效率很低(根据大庆油田的经验，不加药剂，气浮的除油效率只有20%～30%；而使用高效适用药剂，可使气浮的除油效率达到90%以上)。
5.3.5根据各油田多年实际经验，气浮机(池)由于停留时间短，缓冲容积小，抗冲击性负荷的能力较差，因此在气浮前，宜设置调储罐或除油罐。根据国内外油田多年应用经验，气浮机(池)适宜于含油量小于300mg/L且原油颗粒直径小的采出水处理。5.4 水力旋流器
5.4.1水力旋流器的功能是油水分离。水力旋流器在与气浮机(池)、沉降罐等配合使用时，水力旋流器应放在气浮机(池)、沉降罐前。
5.4.2水力旋流器于20世纪80年代中期面世，与除油罐相比，在相同处理量的条件下，其优点为：占地面积小；重量轻；流程简短，易于密闭。其缺点为：原水乳化程度高时处理效果差；能耗高；对悬浮固体去除效果差。
采出水水质特性直接影响到旋流器的处理效果，因此在采用旋流器处理采出水时，应先进行采出水水质特性试验，然后在试验的基础上确定旋流管的结构和单根处理量，最后确定单台旋流器的处理量及适应处理水量变化的组合方式。
5.4.4本条对提升泵类型的推荐是为了避免对采出水的激烈搅拌而导致油滴破碎，增加分离难度。5.5 过滤器
5.5.1油田采出水处理中采用的过滤器类型较多，根据承压能力的不同，可分为重力式过滤器、压力式过滤器；按填装的滤料分，有单层滤料过滤器、双层滤料过滤器(石英砂+磁铁矿或海绿石+磁铁矿)、多层滤料过滤器(无烟煤+石英砂+磁铁矿)、核桃壳过滤器和改性纤维球过滤器等。重力式过滤器(如单阀滤罐)单台处理量大，同等设计规模的采出水处理站，使用台数少，适合设计规模大的处理站使用；与除油罐(或沉降罐)配合使用，可利用位差进行重力过滤，既节能又不增加采出水的乳化程度，但对含聚合物或胶质含量高的采出水，由于工作水头和反冲洗水头低，工作周期短，不宜采用。
压力式过滤器由于过滤及反冲洗时采用泵增压，工作水头及反冲洗水头高，对含聚合物的采出水处理适应能力强，近年大庆油田的含聚污水处理站，已建重力式过滤器已改为压力式过滤器。但受罐直径限制(dmax=4.Om)，同等规模的处理站与重力过滤器相比台数多，投资高，适用于规模较小的处理站选用。填装各种不同滤料的过滤器各有特点，各油田已有丰富的使用经验。
近年来，油田深度处理工艺应用的精细过滤器比较多，选用时应按具体情况，根据经济技术比较确定。
5.5.3过滤器的设计滤速是按一台过滤器反冲洗或检修时，其余过滤器承担全部水量的情况确定的。
5.5.4改性纤维球过滤器在开始过滤时必须压紧，表中所列滤速为压紧后正常过滤的滤速。5.5.5采出水的特点是水中含油量较大，滤层截留的污物中，原油占很大的比例。原油与滤料颗粒之间结合较“紧密”，用具有一定温度的净化水冲洗，才能保证滤层的反洗效果。同时，利用水、气联合反冲洗，效果明显优于单一水洗。
对含聚合物的采出水处理滤料采用正常水冲洗的方式难以洗净，用定期投加滤料清洗剂的方式，可以改善滤料清洗效果。
5.5.6采用变强度反冲洗是为了避免初始反冲洗强度过大，滤料层整体上移，造成内部结构损坏、跑料。因此，在工程设计中需进行反冲洗自动控制，阀门宜采用电动或气动。冲洗方式、冲洗强度及时间应通过试验或参照相似条件下已有过滤器的经验确定。5.5.7常用滤料应符合国家现行标准《水处理用滤料》CJ/T 43—2005及当地油田制定的相应标准。
水处理常用滤料主要有无烟煤、石英砂、磁铁矿、核桃壳等，其中无烟煤、石英砂、磁铁矿应符合国家现行标准CJ/T 43—2005的要求，核桃壳滤料可参考大庆油田的企业标准(见表1)。
表1 大庆油田核桃壳滤料的参数及指标
序号参数指标1含泥量≤2%2盐酸可溶率≤3.5%3皮壳率≤O.3%4破碎率+磨损率≤3%5杂质率≤0.3%6密度≥1.25g/cm37小于指定下限粒径颗粒含量≤5%大于指定上限粒径颗粒含量5.5.8附录C中滤料及承托层的组成为大庆油田制订的企业标准。
5.5.9大阻力配水系统和小阻力配水系统的配水、集水均匀性均较好，但大阻力配水系统反冲洗水头损失大，动力消耗大，不适于冲洗水头有限的重力式过滤器，否则需设冲洗水塔或高架水箱，因此本条推荐重力式过滤器采用小阻力配水系统。
油田常用的压力过滤器采用大阻力配水系统，泵加压反冲洗，能保证滤料的反冲洗效果，尤其是对含有聚合物(PAM)或胶质、沥青质含量较多的采出水(对滤料的污染较为严重)适用，因此本条推荐压力式过滤器宜采用大阻力配水系统。5.6 污油罐
5.6.1本条给出了污油罐有效容积计算公式，选择储存时间t时，应与污油罐容积一起考虑。5.6.2污油罐内设置加热盘管，罐体设置保温，都是为了保证污油的良好流动性，使油泵正常工作。污油罐底部设排水管，是为了放掉罐内下部的底水，尽量保证油泵少输水，减少对脱水器的冲击。设置看窗，可观测和检查放水的情况。
5.6.3本条规定中所给出的是污油罐加热所需热量的计算公式。如果对沉降罐(或除油罐)、回收水池等构筑物内的污水或污油加热时，参考《油田油气集输设计技术手册》的有关章节。5.6.4通过泵将污油罐中含有大量污水的污油，输送至原油脱水站进站阀组，与采出液相混合，进行重新处理。连续均匀输送是为了不对原油脱水系统产生冲击。
5.6.5根据现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183—2004中6.4.6条规定“容积小于或等于200m3，并且单独布置的污油罐，可不设防火堤”，同时根据8.4.2条第二款、8.4.5条第三款规定，容积不大于200m3的立式油罐可采用移动式泡沫灭火系统，单罐容量不大于500m3的固定顶油罐可设置移动式消防冷却水系统，所以推荐污油罐容积不大于200m3，可降低工程投资。污油罐进罐管道设通污油泵进口的旁路管道，是防止采出水处理站在污油罐检修时停止生产。5.7 回收水罐(池)5.7.1过滤器的反冲洗一般为批次进行，每个批次冲洗过滤器的台数应尽可能相同或相近。每日宜按1～3批次冲洗过滤器，每批次间隔时间应相同，其中过滤器最多批次的排水量为过滤器反冲洗最大排水量。进入回收水罐(池)的其他水量W2是指与过滤器反冲洗最大排水量同一期间进入的其他水量。
5.7.2此条主要是从回收水池清泥、回收水罐排泥及检修的角度考虑。
5.7.4压力过滤流程采用回收水罐与采用回收水池相比，可节约占地，节省工程投资。重力式过滤器，如：单阀滤罐反冲洗也是重力流，采用地下式回收水池可以保证足够的反冲洗水头，回收水池中排泥设施可以采用负压吸泥盘。
5.7.5当反冲洗排水水质好时(与原水水质接近)可进入回收水罐(池)直接回收；当反冲洗排水水质比较差时，如三元复合驱采出水处理站的反冲洗排水，应进入排泥水系统与排泥水一并处理，处理后的水质优于或接近原水时再回收，这样做有效地避免了水质恶性循环。5.7.7污水回收宜均匀连续输至调储罐或除油罐前，回收时间宜大于16h，避免对主流程形成较大的水量水质冲击。5.8 缓冲罐(池)5.8.2本条是考虑当需要检修和清洗时可分别进行，不致造成全站停产，但各油田根据油田实际生产情况，如允许间断运行，也可以设置1座。
5.8.3滤后水缓冲罐(池)兼作反冲洗水储水罐(池)，罐(池)的容积较大，水在罐(池)中的停留时间较长，在北方高寒地区，冬季环境气温较低，水温下降较快，为保证反冲洗效果可酌情考虑做保温。
5.8.4缓冲罐(池)运行一段时间，其上部积有一定厚度的原油，设计时应考虑收油设施。视罐(池)内水温、油品性质情况，可设置简易收油设施(如溢流管收油等)，不定期收集。6 排泥水处理及泥渣处置 6.1 一般规定
6.1.1反冲洗排水是否进入排泥水处理系统由本规范第5.7.5条确定。6.1.3排泥水处理过程中分离出的清液连续回收时间宜大于16h，避免对主流程产生冲击影响水质。如回收的清液水质较差时，也可排入排泥水调节罐(池)与其他排泥水一起处理。6.1.5当采出水处理站构筑物排泥水平均含固率大于2%时，一般能满足大多数脱水机械的最低进机浓度的要求，因此可不设浓缩工序。6.2 调节池
6.2.1调节池与回收水罐(池)合建时，反冲洗排水水量大、持续时间长，其他构筑物排泥时，与反冲洗排水在时间上会重叠；调节池单独建设时，构筑物排泥时间可以不重叠，因此可以只考虑排泥水量最大的构筑物的一次排泥水量。6.2.2设扰流设施的目的是防止污泥在池中沉积。
6.2.3调节池出流流量应尽可能均匀、连续，是为了满足后续处理构筑物连续稳定运行的需要。
6.3 浓缩罐(池)6.3.1目前，在排泥水处理中，大多数采用重力式浓缩罐(池)。重力式浓缩罐(池)的优点是运行费用低，管理较方便；另外由于池容大，对负荷的变化，特别是对冲击负荷有一定的缓冲能力。如果采用其他浓缩方式，如离心浓缩，失去了容积对负荷变化的缓冲能力，负荷增大，就会显出脱水机能力的不足，给运行管理带来一定困难。目前，国内外重力沉降浓缩罐(池)用得最多。国内重力浓缩罐(池)另一种形式斜板浓缩池罐(池)也开始使用。
6.3.2每一种类型脱水机械对进机浓度都有一定的要求，低于这一浓度，脱水机不能适应，例如：板框压滤机进机浓度可要求低一些，但一般不能低于2%。
6.3.3浓缩罐(池)面积一般按通过单位面积上的固体量即固体通量确定。但在入流泥水浓度太低时，还要用液面负荷进行校核，以满足泥渣沉降的要求。固体通量、液面负荷、停留时间应通过沉降浓缩试验确定或者按相似工程运行数据确定。
泥渣停留时间一般不小于24h，这里所指的停留时间不是水力停留时间，而实际上是泥渣浓缩时间。大部分水完成沉淀过程后，上清液从溢流堰流走，上清液停留时间远比底流泥渣停留时间短。由于排泥水从入流到底泥排出，浓度变化很大，例如，排泥水入流浓度为含水率99.9%，经浓缩后底泥含水率达97%。这部分泥的体积变化很大，因此，泥渣停留时间的计算比较复杂，需通过沉淀浓缩试验确定。一般来说，满足固体通量要求，且罐(池)边水深有3.5～4.5m，则其泥渣停留时间一般能达到不小于24h。
对于斜板(斜管)浓缩罐(池)固体负荷、液面负荷，由于与排泥水性质、斜板(斜管)形式有关，各地所采用的数据相差较大，因此，宜通过小型试验或者按相似排泥水、同类型斜板数据确定。6.3.4重力浓缩罐(池)的进水原则上应该是连续的，当外界因素的变化不能实现进水连续时，可设浮动收液设施收集上清液，提高浓缩效果，成为间歇式浓缩罐(池)，宜设置加药搅拌设备。6.4 脱水
6.4.1脱水机械的选型既要适应前一道工序排泥水浓缩后的特性，又要满足下一道工序泥渣处置的要求，由于每一种类型的脱水机械对进水浓度都有一定的要求，低于这一浓度，脱水机不能适应，同时要考虑所含原油对脱水率的影响，因此，前道浓缩工序的泥水含水率是脱水机械选型的重要因素。例如，浓缩后泥水含固率仅为2%，且所含原油对滤网透水性的影响较小时，则宜选择板框压滤机，否则宜选用离心机，同时脱水设备应设有冲洗措施。另外，后道处理工序也影响机型选择。例如，泥渣拉运集中处置时尽可能使其含水率低。6.4.3所需脱水机的台数应根据所处理的干泥量、每台脱水机单位时间所能处理的干泥量(即脱水机的产率)及每日运行班次确定，正常运行时间可按每日1～2班考虑。脱水机可不设置备用。当脱水机发生故障检修时，可用增加运行班次解决。
6.4.4泥水在脱水前进行化学调质，由于泥渣性质及脱水机型式的差别，药剂种类及投加量宜由试验或按相同机型、相似排泥水运行经验确定。
6.4.5脱水机滤液和脱水机冲洗废水中污油和悬浮物含量较高不宜直接回收。7 药剂投配与贮存 7.1 药剂投配
7.1.1采出水处理站应用的药剂种类比较多，常用的有絮凝剂、浮选剂、杀菌剂、缓蚀阻垢剂、滤料清洗剂、污泥调质剂、pH调节剂等，每类药剂有多个品种，每个采出水处理站应根据采出水原水的水质特性、处理后水质指标、工艺流程特点进行选用。
杀菌方式除化学杀菌方式外，还有物理杀菌等方式，物理杀菌方式有紫外线、变频、超声波等，目前部分油田已经开始试用物理杀菌或与化学杀菌联合使用，具体采用哪种方式应根据试验，并通过技术经济比较确定。
7.1.2在采出水处理站中投加2种或2种以上药剂时，应进行药剂之间的配伍性试验，防止药剂之间的相互反应，而影响药剂的水
7.1.3同一类药剂有多个品种，药剂的品种直接影响采出水处理效果，而其投加量还关系到采出水处理站的运行费用。为了正确地选择药剂的品种、投加量，应进行室内或现场试验。缺乏试验条件而类似采出水处理站已有成熟的经验时，则可根据相似条件下采出水处理站运行经验来选择。药剂混合方式常用的有管道混合器混合、泵混合等，反应方式有旋流反应、机械搅拌反应、管道反应器等。对于投加的所有药剂均应有混合设施，对于絮凝剂、助凝剂还应有反应设施。
7.1.4药剂的投加方式大多为液体投加，溶药和配药可采用机械或水力等方式进行搅拌。水力搅拌一般用在药剂投加量小的场合。为防止药液沉淀或分层，应在正常加药时，不停止搅拌。
7.1.5因每种药剂的投加量、配制浓度以及药剂贮罐的容积及台数、固体药剂溶解速度有差异，故配药次数是不相同的，但考虑到操作人员劳动强度及管理等因素，确定每日药剂配制次数不宜超过3次。
7.1.6近年来药剂投加多采用加药装置(泵、溶药罐、控制柜等放在同一个橇上)，节约用地，管理方便。隔膜计量泵除具有普通柱塞计量泵的优点外，还有更强的耐腐蚀性及耐用性。7.1.7采出水处理中投加的各种药剂，投加位置对处理效果有很大影响，各油田应通过试验确定，本条中给出的投药点位置是根据经验确定的，可参照执行。对混合反应有要求的药剂(如絮凝剂等)应设混合反应设施。
7.1.8本条是指同一药剂，投加到不同的水处理构筑物上，应分别设置计量设施，如：一台加药装置可设两台计量泵，也可以在一台加药装置出口的两个分支分别设流量计。
7.1.9盐酸或硫酸具有很强的挥发性和刺激性气味，其挥发的气体具有较强的腐蚀性，因此应密闭贮存和密闭投加。7.2 药剂贮存
7.2.2药剂的贮存时间不宜过长，尤其一些容易失效、变质的液体药剂应根据药剂的特性、环境条件进行确定。8 工艺管道 8.1 一般规定
8.1.1油田采出水中含有原油及挥发性的易燃易爆气体，从安全的角度出发，站内不得采用明沟及暗沟输送采出水。
8.1.2采出水处理站的工艺管道，大部分油田采用的是内外防腐的钢质管道。水质腐蚀性强的油田部分采用玻璃钢等非金属管道。钢质管道内防腐的施工难度大，若内防腐质量不好，易造成净化水输送过程中的二次污染。玻璃钢等非金属管道具有优良的耐腐蚀性能，胜利油田、中原油田、大庆油田、塔里木油田等油田已大量使用，效果很好。其缺点主要是站内管件多，施工难度大，事故时生产单位无法维修，只能依靠制造厂家，另外工程造价也比钢管稍高。所以采用玻璃钢等非金属管道时，应根据水质及油田的实际情况综合考虑。
8.1.3采出水处理站工艺管道绝对不能与生活饮用水管道连通，以避免污染饮用水系统。用清水投产试运行时，可加临时供水管道，用完拆除。严禁设计时将清水管道接入处理站内的各种构筑物，防止发生污水倒流现象。
8.1.4沉降分离构筑物的收油管是否需要保温和伴热，应根据当地的最低气温与原油的凝固点来确定，北方地区一般当地最低气温比原油凝固点低，因此，北方地区的收油管道应该设保温和伴热。伴热可以采用与热水管伴行或者电热带等形式。
8.1.5为方便地上敷设的工艺管道检修，在工艺管道较低的位置宜设放空口，北方寒冷地区还应设扫线口。
8.1.6含有原油的水的来源主要有泵盘根漏水、化验室排水等，这些水因为含有原油，排入生活排水管道，将会造成排水系统堵塞或可燃气体的富集产生安全隐思。8.1.7
加药管道因为管径比较小，有时还间断运行，因此应考虑防冻问题。当埋地铺设时，有两种办法，一是深埋在冻土层以下，但不利于维修；二是浅埋，但需保温和伴热。具体采用哪种办法，应根据油田的实际情况来确定。
加药管的材质应根据投加化学药剂的性质来确定，具有高腐蚀性药剂一般选择非金属管、不锈钢管或者非金属内衬金属管，但不锈钢管不适合投加氯离子含量高的药剂。8.1.8在穿越道路时，为了防止重型车辆通过将工艺管道损坏，府设保护套管。8.2 管道水力计算
8.2.2关于管道沿程水头损失计算的规定。
由于油田采出水含有的原油、胶质、悬浮固体等各种组分易在管道内壁附着，因此采用以旧钢管和旧铸铁管为研究对象的舍维列夫水力计算公式更为适用，国内各油田采出水(包括原油集输)水力计算一直沿用此公式进行计算，并考虑增加一定的裕量，较好地满足了工程设计的要求。非金属管道可采用海曾·威廉公式计算。8.2.3关于管道局部水头损失计算的规定。
采出水处理站内管道长度较短，沿程水头损失小，但是弯头、三通、四通等管件很多，局部水头损失远大于沿程水头损失，重力式处理构筑物(如沉降罐、除油罐等)内更是如此，决不可以忽视。站外管道在规划时管道局部水头损失可按沿程水头损失的5%～10%计算，在设计阶段应进行详细计算。8.2.4各油田对采出水输送管道都是按给水管道进行水力计算的，并且考虑到采出水含油、结垢等因素的影响。这种影响反映出的水头增加以多少为合理，无法作统一规定，大庆油田认为增加10%～20%合适，各油田应根据自己的实际情况确定。
8.2.5采出水处理站中污油管道与原油集输管道性质基本相同，沿程阻力可按现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350中原油集输管道计算。局部阻力可按照《油库设计与管理》计算。
8.2.6为防止污泥在管中淤积，规定压力输泥管最小设计流速。
本条数据引自现行国家标准《室外排水设计规范》GB 50014—2006中第4.2.8条。8.2.8本条参照国家现行标准《石油化工污水处理设计规范》SH 3095—2000第6.2.6条制定。9 泵房
9.1 一般规定
9.1.1采出水处理站的工作水泵，根据工艺要求不同分为原水升压泵、滤前水升压泵、净化水外输泵以及反冲洗水泵、回收水泵、污油泵等，应根据用途不同分别选用。选用的水泵机组应能适应水量和水压的要求，并尽量使机组处在高效率情况下运行，同时还应考虑提高电网的功率因数，以节省用电，降低运行成本。采出水处理站分期建设时，厂房可一次建成，各类水泵可分期建设并留有扩建位置。
油田采出水随原油产量及含水率上升而逐渐增加，原水升压泵、滤前水升压泵、净化水外输泵等可以采用增加泵台数或大小泵搭配的方式适应水量的递增，使水泵在高效区工作。在可能的情况下，为方便管理和减少检修用的备件，选用水泵的型号不宜过多。
9.1.2选用水泵应符合节能要求。当水泵运行工况改变时，水泵的效率往往会降低，故当水量变化较大时，为减少水泵台数或型号，宜采用改变水泵运行特性的方法，使水泵机组运行在高效范围。目前国内采用的办法有：机组调速、更换水泵叶轮或调节水泵叶片角度等，应通过技术经济比较选用。
9.1.4国内油田多处在平原地区，尚没有发生水锤事故的实例。国内供水行业根据调查，近年来由于停泵水锤或关阀水锤导致阀门破裂、泵房淹没、输水管破裂的事故时有发生。国内外在消除水锤措施方面有不少的成功经验。常规做法是根据水锤模拟计算结果对水泵出水阀门进行分阶段关闭以减小停泵水锤，并根据需要，在输水管道的适当位置设置补水、排气、补气等设施，以期消除弥合水锤。
泵房设计时，输水管路地形高差较大或向位于高处的站场输水时，对有可能产生水锤危害的泵房宜进行停泵水锤计算：①求出水泵机组在水轮机工况下的最大反转数，判断水泵叶轮及电机转子承受离心应力的机械强度是否足够，并要求离心泵的最大反转速度不超过额定转速的1.2倍；②求出泵壳内部及管路沿线的最大正压值，判断发生停泵水锤时有无爆裂管道及损害水泵的危险性，要求最高压力不应超过水泵额定压力的1.3～1.5倍；⑧求出泵壳内部及管道沿线的最大负压值，判断有无可能形成水柱分离，造成断流水锤等严重事故。水锤消除装置宜装设泵房外部，以避免水锤事故可能影响泵房安全，同时宜库存备用，以便及时更换。
9.1.5负压吸水时，水泵如采用合并吸水管，运行的安全性差，一旦漏气将影响与吸水管连接的各台水泵的正常运行。
9.1.6水泵吸水管一般采用带有喇叭口的吸水管道。喇叭口的布置宜符合下列要求： ??? 1 吸水喇叭口直径DN不小于1.25倍的吸水管直径。??? 2 吸水喇叭口最小悬空高度E值为：
??? ??1)喇叭口垂直向下布置时，E=0.6～0.8DN； ??? ??2)喇叭口倾斜向下布置时，E=0.8～1.0DN； ??? ??3)喇叭口水平布置时，E=1.O～1.25DN。??? 3 吸水喇叭口在最低运行水位时的淹没深度F值为： ??? ??1)喇叭口垂直向下布置时，F=1.0～1.25DN； ??? ??2)喇叭口倾斜向下布置时，F=1.5～1.8DN； ??? ??3)喇叭口水平布置时，F=1.8～2.0DN。
??? 4 吸水喇叭口与吸水井池侧壁净距G=0.8～1.ODN；两个喇叭口间的净距H=1.5～2.ODN；同时满足喇叭口安装的要求。
9.1.7水泵安装高度必须满足不同工况下必需气蚀余量的要求。同时应考虑电机与水泵额定转速差、水温以及当地的大气压等因素的影响，对水泵的允许吸上真空高度或必需气蚀余量进行修正。水泵安装高度合理与否，影响到水泵的使用寿命及运行的稳定性，所以水泵安装高程的确定需要详细论证。
由于水泵额定转速与配套电动机转速不一致而引起气蚀余量的变化往往被忽视。当水泵的工作转速不同于额定转速时，气蚀余量应进行换算。
9.1.8根据技术经济因素的考虑，规定水泵吸水管及出水管的流速范围。9.2 泵房布置
9.2.2本条文是参照现行国家标准《室外排水设计规范》GB 50014—2006中第5.4.7条制定的。
9.2.5泵房通往室外的门的个数应根据相关防火规范的要求确定，其中一扇门应满足搬运最大尺寸设备。10 公用工程
10.1 仪表及自动控制
10.1.1设计规模较大、工艺流程复杂程度较高的处理站，宜采用计算机控制系统。
设计规模和工艺流程复杂程度适中的处理站，宜采用性能价格比适中的小型计算机控制系统。
设计规模小、工艺流程较简单或低产和边远分散小油田的处理站可酌情采用仪表控制系统。
沙漠油田的处理站，宜采用计算机控制系统，并设远程终端装置(RTU)。10.2 供配电
10.2.1油田采出水处理站是油田的重要用电单位，一旦断电将导致采出水大量外排，不仅污染环境，还可能引发安全事故，因此电力负荷的设计等级应确定为二级负荷。
10.2.2根据不同设备在整个工艺过程中的重要性不同，对主要设备供电等级进行划分，依此选择电气设备。10.3 给排水及消防
10.3.1本条规定是为了避免重复建设或能力过剩所造成的浪费。采出水处理站给水、排水系统应统一规划，分期实施。对于一期工程建成后，二期施工困难或一期、二期同时建设投资增加不多，在技术上更加合理的工程，应一次建设。10.4 供热
10.4.1本条是最大供热负荷的确定。
根据生产、生活、采暖、通风、锅炉房自耗及管网损耗的热量，计算出系统最大耗热量(称为最大热负荷)，确定锅炉房规模。
锅炉房自耗热及供热管网损失系数K中包括：
燃油蒸汽雾化用热约占总热负荷的5.5%，油的保温与加热用热约占总热负荷的0.5%，热网损失耗热约占总负荷的5%～10%。
建筑采暖一般是连续供给，K1=1。通风热负荷同时使用系数K2，据现场调查，供热负荷为其计算量的40%～50%，取通风热负荷同时使用系数K2=0.4～0.5。
本规范所提及的生产负荷，通常是用于加热(换热器)、清洗及管道伴热，使用时间及耗热取决于生产。加热负荷一般是连续的，负荷波动较大，管道伴热负荷在冬季是连续的，清洗热负荷是间断的，一般取K3=0.5～1.0。10.4.2本条着重强调热水供热系统，供水温度一般不超95℃，原因是蒸汽供热系统比较复杂，跑、冒、滴、漏问题严重，热媒输送半径小，凝结水回收率低，回收成本高，而热水供热系统恰恰与此相反，所以只要工艺没有特殊要求优先采用热水供热系统。
如工艺需用蒸汽伴热、吹扫、清罐和解冻等，锅炉房内应设置蒸汽锅炉，当工艺生产连续用蒸汽时，锅炉房至少应有2台蒸汽锅炉。采暖介质宜选用热水，根据热水负荷情况，可以选用热水锅炉、汽-水换热器以及汽水两用锅炉(一种带内置式换热器的锅炉)。
10.4.3油田用的水套炉和真空相变锅炉采用室外露天布置，在南方炎热地区，许多锅炉也露天布置，近些年来，北方部分地区也将锅炉露天或半露天布置。无论何种布置方式都应遵循“以人为本，安全第一”的设计理念，优先考虑安全，兼顾环保和方便生产运行，做好锅炉机组、测量控制仪表、管道、阀门附件以及辅机的防雨、防腐蚀、防风沙、防冻、减少热损失和噪声等措施，设立必要的司炉操作间，将锅炉水位、锅炉压力等测量仪表集中设置在操作间内，以保证锅炉机组的安全运行。10.5 暖通空调
1O.5.2 有组织的自然通风可采用筒形风帽、旋转风帽、球形风帽或通风天窗等形式。10.5.3现场调查发现，水处理站化验室可能散发出有害气体，为迅速有效地排除，规定采用通风柜进行局部排风。
10.5.4相对密度小于0.75的气体视为比空气轻，相对密度大于0.75的气体视为比空气重；上、下部区域的排风量中，包括该区域内的局部排风量；地面上2m以内的，规定为下部区域。10.5.5为了满足沙漠地区站场建筑物的通风防沙要求，可采取以下措施：
发生沙尘暴时，站场建筑门窗紧闭，为防止室内负压过大及由此吸入沙尘需设置机械进风系统。设置条件应考虑排风系统的运行情况、建筑物的规模以及沙尘暴的连续时间、发生次数等。
机械进风系统的吸风口宜设在室外空气较清洁的地方，下缘距室外地坪不宜小于2m，且应有过滤设施。过滤器应操作简单、清扫方便。机械进风系统可不设加热装置。进排风口应有防止沙尘进入室内的措施。
站场内建筑物的外窗应采用带换气小窗的双层密闭门，外门应采用单层密闭窗。5 当采用天窗进行自然通风时，启闭机构应操作灵活、方便，且便于清扫沙尘。自控仪表控制室、电子计算机房等防尘严格的场所也可采用正压通风。10.7 建筑及结构
10.7.2除油罐、沉降罐、单(无)阀滤罐等采用钢筋混凝土板式基础，是根据罐底荷载不均和工艺对不均匀沉降的要求，所选用的一种合理基础型式，也是大庆油田多年采用的做法。10.8 道路
1O.8.1 站内道路的分类是参照现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22，结合站场生产规模和性质综合确定的。
10.8.2本条参照现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22，结合运输和消防用车的车型特点而定。站场主要通行车辆为4～5t的标准载重汽车，若行驶其他汽车时，其转弯半径的数值可做适当调整。10.9 防腐及保温
10.9.1采出水处理涉及很多种类的构筑物，如调储罐、除油罐沉降罐、气浮机(池)、污水回收罐(池)、过滤器、各种缓冲罐(池等。采出水具有一定的腐蚀性，其腐蚀性的强弱与水中所含腐蚀性介质的种类和浓度有关，因此钢制构筑物和钢质管道均应进行防腐处理，用于强腐蚀性介质的钢制构筑物还应采取覆盖层和阴极保护相结合的保护方式。具体防腐措施根据工艺条件、介质环境等综合分析后确定，必要时可进行腐蚀检测。11 健康、安全与环境
11.0.1本条是参考国家经贸委《石油天然气管道安全监督与管理规定》和劳动部《建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定》及国家现行标准《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》SY/T 6276—1997等的相关规定，结合采出水处理工程的特点制定的。
11.0.2、11.0.3 这两条是参考《中华人民共和国环境保护法》等有关环境保护的现行国家法律条文及国家现行的其他相关标准或规定，结合采出水处理工程的特点制定的。附录A、附录B、附录D、附录E
本附录A、B、D、E等同采用现行国家标准《油气集输设计规范》GB 50350—2005。
附录C
