ICS 75.020
CCS P71
P
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 7857—2025
空气驱油田地面工程设计规范
Design specification for surface engineering of air flooding oilfield
2025-09-28发布 2026-03-28实施
国家能源局 发布
中华人民共和国石油天然气行业标准
空气驱油田地面工程设计规范
Design specification for surface engineering of air flooding oilfield
SY/T 7857—2025
主编部门：中国石油天然气集团有限公司
批准部门：国家能源局
施行日期：2026年3月28日
石油工业出版社
2026 北 京
国家能源局
公 告
2025年第5号
根据《中华人民共和国标准化法》《能源标准化管理办法》, 国家能源局批准《注蒸汽用高温起泡剂评价方法》等307项能 源行业标准(附件1)、《Standard for quality of biomethane》等 35项能源行业标准外文版(附件2)、《水电工程覆盖层钻探技 术规程》等3项能源行业标准修改通知单(附件3),现予以 发布。
附件：能源行业标准目录(节选)
国家能源局
2025年9月28日
附件
能源行业标准目录(节选)
前 言
根据国家能源局综合司《关于下达2023年能源领域行 业标准制修订计划及外文版翻译计划的通知》(国能综通科技 [2023]111号)的要求，本规范编制组经广泛的调查研究，认真 总结近年来油田空气驱地面工程设计经验，吸收了国内各油田 空气驱地面工程科研成果和生产运行管理经验，参考有关国内 外相关标准，并在广泛征求意见的基础上，编制本规范。
本规范共分7章3个附录，主要内容包括：总则、术语、 基本规定、空气注入、泡沫注入、油气集输与处理、公用工程。
本规范由国家能源局负责管理，由石油工业标准化技术委 员会石油工程建设专业标准化委员会设计分标委负责日常管理， 由长庆工程设计有限公司负责具体技术内容的解释。在执行过 程中如有意见和建议，请反馈至长庆工程设计有限公司(陕西 省西安市未央区未央路154号，邮政编码：710018)。
本规范起草单位：长庆工程设计有限公司
中国石油工程建设有限公司华北分公司 中国石油天然气股份有限公司规划总院 中油(新疆)石油工程有限公司
中石化石油工程设计有限公司
中国石油工程项目管理公司天津设计院
本规范主要起草人：商永滨 郭志强 张箭啸 朱国承 申文鹏 陈思锭 马 兵 范振业 宋 广 通 杨 涛 王 斌 雷文贤 张 飒 喜 窦 维 敏 张 松 白 剑 锋 梁晓寒王 明 左 晨 刘 曼 李 珂 欣 罗 斌 赵 青 侯大勇
张志浩 孙 威 徐德权 王文明 陈珏伶 张京龙蒋 旭
本规范主要审查人：吴浩林 冉 孙 明 王宗科 边文娟 杜利兵 王少松杨 太
1 总 则
1.0.1 为了统一空气驱油田地面工程设计标准和技术要求，保 证设计质量、提升设计水平，使工程达到技术先进、经济合理、 安全可靠、节能环保，制定本规范。
1.0.2 本规范适用于下列陆上油田新建、改建和扩建地面工程 设计：
1 减氧空气驱油田;
2 减氧空气泡沫驱油田;
3 稠油火驱油田。
1.0.3 空气驱油田地面工程设计除应符合本规范外，尚应符合 现行国家有关标准的要求。
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2 术 语
2.0.1 空气驱 air flooding
为了保持油层压力、提高采收率而将空气注入油层的驱油 方式，包括减氧空气驱、减氧空气泡沫驱和稠油火驱。
2.0.2 减氧空气 oxygen-reduced air
用于注入油层以提高原油采收率的脱除部分氧气的空气， 其中氧体积含量为2%～10%。
2.0.3 减氧空气驱 oxygen-reduced air flooding
为了保持油层压力、提高采收率而将减氧空气注入油层的 驱油方式。
2.0.4 减氧空气泡沫驱 oxygen-reduced air and foam flooding
为了保持油层压力、提高采收率而将减氧空气和泡沫液混 合或交替注入油层的驱油方式。
2.0.5 稠油火驱 viscous crude fire flooding
用电、化学等方法使油层温度达到原油燃点，并向油层注 入空气，利用油层中部分重质组分作为燃料就地燃烧，燃烧烟 气、高温水蒸气和改质原油不断向油层传递热量和驱动能量来 提高采收率的驱油方式。
2.0.6 空气注入站 air injection station
向注入井供给注入空气或减氧空气的站场。
2.0.7 泡沫注入站 foam injection station 向注入井供给注入泡沫液的站场。
2.0.8 配气阀组 distribution valve groups
将空气注入站来气分配至各空气注入井的站外设施。
2.0.9 变压吸附法 pressure swing adsorption method
利用固体吸附剂对空气中不同气体的吸附选择性及气体在
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吸附剂上的吸附量随其压力变化而变化的特性，通过在一定的 压力下吸附空气中的部分氧气，然后通过降低压力使氧气解吸 而得到减氧空气的分离方法。
2.0.10 膜分离法 membrane separation method
在一定的压力下，利用空气中不同气体分子在膜分离组件 上渗透性的差异，脱除空气中的部分氧气得到减氧空气的分离 方法。
2.0.11 采出气 produced gas
采油井采出的含有氮气、二氧化碳和烃类等组分的气体。
2.0.12 水露点 water dew point
在给定压力下水蒸汽开始发生凝析时的温度。
2.0.13 爆炸极限 explosion limit
可燃气体、蒸气与空气组成的混合气，遇火源发生爆炸的 可燃气体、蒸气的最高或最低浓度。
2.0.14 爆炸上限 upper explosive limit(UEL)
可燃气体、蒸气与空气组成的混合气遇火源发生爆炸的可 燃气体、蒸气的最高浓度。
2.0.15 爆炸下限 lower explosive limit(LEL)
可燃气体、蒸气与空气组成的混合气遇火源发生爆炸的可 燃气体、蒸气的最低浓度。
2.0.16 临界氧含量 critical oxygen concentration
处于爆炸极限范围内的可燃气体、蒸气，当给以足够的点 火能量不发生燃烧爆炸时所允许的最高氧气含量。
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3 基 本 规 定
3.0.1 空气驱油田地面工程设计应符合已批准的油田开发方案 和总体规划的要求，工程建设规模的适应期宜为10年以上。
3.0.2 空气驱油田地面工程方案应根据油藏工程、采油工程、 自然条件等，通过技术经济比选确定，地面工艺流程应密闭， 采出气宜资源化利用。
3.0.3 空气驱油田地面工程总体布局应根据油藏注入要求、注 入井和生产井分布、自然条件及已建地面系统依托情况，统筹 供配电、通信、道路等公用工程及太阳能、风能等清洁能源利 用，通过技术经济比选确定。
3.0.4 地面工程应采用标准化、橇装化、模块化设计，宜采用 一体化集成装置。
3.0.5 站址应避开环境敏感区，应利用荒地、劣地，少占或不 占耕地。
3.0.6 各类管道、电力线、通信线等宜与道路平行敷设，形成 线路走廊带;路由选择宜避开环境敏感区，当路由受限需要通 过环境敏感区时，应采取保护措施。
3.0.7 站场的平面布置应符合国家现行标准《建筑防火通用规 范》GB 55037、《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183、 《建筑设计防火规范》GB50016和《石油天然气工程总图设计 规范》SY/T0048 的有关规定。
3.0.8 站场应采取降低噪声对环境影响的有效措施，噪声控 制应符合现行国家标准《工业企业噪声控制设计规范》GB/T 50087和《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB 12348的有关 规定。
3.0.9 沙漠、戈壁地区地面工程设计应适合沙漠、戈壁地区恶 —4—
劣的环境条件，站场、线路设计应采取有效的防沙措施;山区、 水网地区或地势低洼处地面工程设计应符合现行行业标准《石 油天然气工程总图设计规范》SY/T 0048的有关规定;湿陷性 黄土地区地面工程设计应符合现行国家标准《湿陷性黄土地区 建筑标准》GB 50025的有关规定;盐渍土地区地面工程设计应 符合现行行业标准《盐渍土地区建筑规范》SY/T 0317的有关 规定。
3.0.10 可能存在减氧空气泄漏引起窒息风险的场所，应在醒目 位置设置HSE 警示标识;硫化氢环境工作场所HSE 警示标识应 符合国家现行标准《硫化氢职业危害防护导则》GBZ/T 259和 《硫化氢环境人身防护规范》SY/T6277 的有关规定。
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4 空 气 注 入
4.1 一 般 规 定
4.1.1 空气注入系统设计规模应依据批准的开发方案的注入井 数量、单井注入量确定。
4.1.2 空气注入系统可采用“集中制备、分散注入”或“制备 注入合一”布站方式，应根据区块的建设规模和区域面积大小 经技术经济比选确定。
4.1.3 注气系统先导试验阶段宜采用移动式注入，工业化阶段 宜采用固定站注入。
4.1.4 原料空气气质指标应符合下列规定：
1 采用变压吸附法制取减氧空气时，应符合现行行业标准 《变压吸附制氧、制氮设备》JB/T 6427的有关规定。
2 采用膜分离法制取减氧空气时，应符合现行国家标准 《压缩空气 第1部分：污染物净化等级》GB/T 13277.1的有关 规定。
4.1.5 减氧空气注入气质量应符合下列规定：
1 减氧空气中氧气含量应根据临界氧含量实验或计算确 定，临界氧含量计算应符合本规范附录A 的规定。
2 干燥后的压力露点应低于输送条件下最低环境温度5℃, 不同注气压力下对应不同检测点压力的水露点应符合本规范附 录B 的规定。
4.1.6 空气注入站设备容量确定应符合下列规定：
1 当最大机组检修时，除通过调配措施可允许减少注气 外，其余设备的额定容积流量应保证注气量需求。
2 经调配仍不能保证注气量时，可增设备用设备。
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3 具有联通管网的空气注入站，其备用容量应统一设置。
4.1.7 压缩机驱动方式宜采用电驱;冷却方式应结合项目所在 地自然条件、能量回收利用情况，通过技术经济比选确定。
4.1.8 规模较大且产生冷凝水较多的站场，宜设置冷凝水回收 设施。
4.1.9 注入管网的设计压力应按开发方案提供的井口注入压力 与管道压力损失之和选取。
4.2 空气注入站
4.2.1 空气注入站站址选择应符合下列规定：
1 空气注入站宜设在所辖注气系统的负荷中心或注气压力 较高的地区。
2 空气注入站应布置在空气洁净地段，并应位于散发油 气、粉尘等场所全年最小频率风向的下风侧。
3 空气注入站宜选择在人员稀少区域。
4 空气注入站宜与注水站、变电站等联合布置。
4.2.2 空气注入站工艺流程宜具有干燥净化、增压、出气计量 分配、在线水露点监测功能，减氧空气注入站工艺流程还宜具 有进气计量、减氧、在线氧含量监测功能。
4.2.3 空气注入站平面布置应符合下列规定：
1 建(构)筑物布置应按照生产工艺流程，合理利用地 形、地势，节约用地，宜有扩建余地。
2 压缩设备宜单排布置，应具有良好的自然通风。
4.2.4 空气压缩、干燥净化、减氧、增压等设备技术要求应符 合现行行业标准《石油天然气钻采设备 减氧空气系统》SY/T
7701、《变压吸附制氧、制氮设备》JB/T6427 的有关规定，室 外布置时应采取防雨、防尘、防冻措施。
4.2.5 空气压缩设备设置应符合下列规定：
1 空气压缩设备宜采用螺杆空气压缩机、离心空气压缩机。
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2 吸气口宜安装在室外干燥、背阴、无热源处，并应设置 吸气过滤器，风沙较大区域宜设置自洁式空气过滤器。
3 除排风热量回收利用的情况外，空气冷却排风宜排至 室外。
4 当采用膜分离技术时，空气压缩设备出口压力宜为
1.0 MPa～2.4MPa。
4.2.6 空气干燥净化设备设置应符合下列规定：
1 当压缩空气湿度等级要求不高于5级时，宜采用冷冻式 干燥设备。
2 单台处理气量大于20m³/min的吸附式干燥器，宜采用 加热再生吸附式干燥器或压缩热再生吸附式干燥器。
3 空气干燥器前后应设置过滤器，并宜具备自动排液功 能。
4.2.7 减氧设备设置应符合下列规定：
1 减氧工艺宜采用膜分离或变压吸附分离技术，应根据出 口氧含量、处理规模等因素通过技术经济比选确定。
2 减氧装置宜设置2～3套，依据连续用气量和间断用气 量设置不同规格减氧装置的种类不宜超过2种。
3 富氧应排出室外，出口不应低于减氧装置。
4.2.8 增压设备设置应符合下列规定：
1 增压设备宜采用往复空气压缩机、离心空气压缩机。
2 增压设备宜设置2～5台，排量调节方式不应少于2种 ， 进出口之间应设循环回路。
3 增压设备入口温度不宜大于40℃。
4 增压机出口应设置紧急关断阀。
5 往复空气压缩机出口应设置除油分离器。
6 往复空气压缩机进出口管道应进行脉动分析，并应采取 防振动措施。
4.2.9 减氧设备与增压设备之间应设置缓冲罐，容积应根据高、 低压压缩机之间进、排气流量的平衡需要进行匹配，缓冲时间
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不宜小于10s。
4.2.10 压缩空气干燥器、减氧设备、增压设备放空设计应符合 下列规定：
1 放空管应远离空气压缩设备吸入口。
2 放空管出口应排出室外，并引至安全处。
3 高、低压放空宜分开设置，高压管道放空宜采用孔板节 流放空。
4 放空口应高出相邻建(构)筑物2m 以上。
5 放空口应设消声器。
4.2.11 减氧空气管道管沟内敷设时，应采取填砂措施。
4.3 空气注入管道
4.3.1 空气注入管道宜采用无缝钢管，管材选择宜符合下列规 定：
1 当设计压力小于10 MPa时，宜符合现行国家标准《输 送流体用无缝钢管》GB/T8163 的有关规定。
2 当设计压力大于或等于10 MPa 时，宜符合现行国家标 准《石油天然气工业 管线输送系统用钢管》GB/T 9711、《高 压锅炉用无缝钢管》GB/T 5310、《高 压化肥设备用无缝钢管》 GB/T6479的有关规定。
4.3.2 设计压力不大于42 MPa的空气注入管道壁厚计算应符 合现行国家标准《工业金属管道设计规范》GB 50316的有关规 定，水力计算应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》 GB 50251的有关规定。
4.3.3 空气注入管道流速宜符合下列规定：
1 单井管道流速宜为2m/s～8m/s。
2 干线流速宜为5m/s～15m/s。
4.3.4 当空气注入管道上安装手动阀门时，下列情况的管道宜 设置旁通阀：
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1 工作压力大于6.4 MPa、小于或等于15 MPa, 且公称直 径大于或等于100 mm。
2 工作压力大于15MPa, 且公称直径大于或等于80 mm。
4.3.5 减氧空气注入管道截断阀应采用地面安装方式，并应设 置安全防护措施。
4.3.6 空气注入管道不宜与油气管道同沟敷设，与其他管道并 行敷设时应符合现行行业标准《油气输送管道并行敷设技术规 范》SY/T 7365的有关规定。
4.3.7 空气注入管道宜埋地敷设，管顶宜敷设在冰冻线以下， 耕作区的管顶距地面不应小于0.8m。
4.3.8 空气注入管道不应从建(构)筑物基础下方穿过。
4.3.9 空气注入管道宜避开低洼积水地段、局部盐碱带及其他 腐蚀性强的地带和工程地质不良地段。
4.3.10 空气注入管道最低点宜设置能排放管道系统内积存冷凝 液的设施。
4.3.11 穿、跨越铁路、公路、水渠和河流的工程设计，应符合 现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB 50423、 《油气输送管道跨越工程设计标准》GB/T 50459的有关规定。
4.4 配 气 阀 组
4.4.1 配气阀组应具备流量计量和调节、压力监测功能。
4.4.2 配气阀组设置应符合下列规定：
1 配气阀组宜依托井场设置，与井口间距不宜小于10m, 且不应影响修井作业。
2 配气阀组宜露天设置。
3 汇管及单井管道应设置泄压设施。
4.4.3 配气阀组宜辖空气注入井2～5口。
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4.5 空气注入井
4.5.1 空气注入井场工艺流程设计应满足生产、井下作业、关 井、管道吹扫等操作要求;稠油火驱空气注入井场工艺流程设 计还应满足点火要求，点火用空气增压机组宜采用移动设备。
4.5.2 空气注入井口应设置止回阀。
4.5.3 处于人口稠密区的空气注入井口应设置安全防护措施。
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5 泡沫注入
5.0.1 泡沫注入站站址宜选择在所辖注入井的负荷中心，宜与 空气注入站合建。
5.0.2 泡沫注入站应具有泡沫液配液、过滤、储存、升压、计 量分配功能。
5.0.3 泡沫液配制、注入工艺及设备选择应符合现行国家标准 《油田注水工程设计规范》GB 50391的有关规定。
5.0.4 药剂储藏间及上料装置应采取防止药剂受潮板结的措施。
5.0.5 气液混合方式可采用地面混合或井筒混合方式，应经技 术经济比选确定。
5.0.6 地面混合方式应符合下列规定：
1 空气注入站直接管辖注入井时，宜采用气液站内混合、 站外单管注入方式。
2 空气注入站通过配气阀组管辖注入井时，宜采用气液双 管输送、井口混合注入方式。
3 气液混合宜采用混合器混合。
4 气液混合前泡沫注入管道、空气注入管道均应设置止回 阀，空气注入管道宜设置双止回阀。
5 气液混合点后设备、管道应采用耐腐蚀材质，地面管 道、设备宜采用伴热保温措施。
5.0.7 泡沫注入管道宜选用非金属管道，应符合现行行业标准 《非金属管道设计、施工及验收规范》SY/T 6769 ( 所有部分) 的有关规定。
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6 油气集输与处理
6.1 一 般 规 定
6.1.1 油气集输与处理工艺应根据气液比、油品黏度、凝点、 含水率及井口采出液温度等参数确定，应符合现行国家标准 《油田油气集输设计规范》GB 50350的有关规定;依托已建系 统时应进行集输与处理工艺适应性评价，并结合评价结果对已 建系统进行工艺改造;高气液比工况下，油气集输工艺宜采用 气液分输流程。
6.1.2 根据采出液特性，油气集输与处理系统应满足耐腐蚀要 求 ;依托已建系统时应进行腐蚀性评价，并结合评价结果对已 建系统进行改造。
6.2 采 油 井 场
6.2.1 采油井场应定期对井口采出气体中氧气含量进行检测， 稠油火驱井场还应定期检测二氧化碳含量;当氧气含量超标时， 应采取相关安全措施。
6.2.2 采油井口应具备压力超限报警功能，抽油机应具备远程 关停功能;减氧空气驱采油井口应依据HAZOP 分析结果确定 油管和套管紧急截断阀的设置。
6.2.3 油井最高允许井口回压宜符合下列规定：
1 自喷井可为油管压力的0.4～0.5倍。
2 机械采油井宜为1.0 MPa～1.5 MPa,特殊地区可提高 到2.5 MPa。
3 稠油油井宜为0.6 MPa～1.5MPa。
6.2.4 井口套管气宜采用控压方式连续生产。
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6.2.5 严寒地区的采油井应设置便于安装和拆卸的装配式结构 保温设施。
6.2.6 单井出油温度高于60℃时，井口管道及设备应采取防烫 伤措施。
6.3 集 输 管 道
6.3.1 油气集输管道可采用非金属管材、碳钢管材，选材应通 过技术经济比选确定，还应符合下列规定：
1 采用非金属管材时，应耐氧气、二氧化碳气体渗透。
2 采用碳钢管材时，应采取防腐措施。
6.3.2 油气集输管道的公称直径不应小于40 mm。
6.3.3 采出液气液分输时，油、气管道宜同沟敷设。
6.3.4 稠油火驱集输管道应进行热应力分析。
6.4 集 输 站 场
6.4.1 计量、分离、脱水设备应适应气液比波动大和段塞流的 工况要求。
6.4.2 油气计量方式应根据举升方式、气液比、集输工艺、总 体布局要求等，通过技术经济比选确定，高气液比工况下还应 符合下列规定：
1 进站采出液中气、液应分别计量，并宜采用周期性连续 计量方式。
2 采出液计量宜采用容积式计量装置。
3 套管气单独计量时宜设置除液设施。
6.4.3 气液分离应符合下列规定：
1 油气分离宜采用旋流分离和重力沉降相结合的分离器。
2 油气分离宜采用机械消泡方式;采用化学消泡时，加药 点宜设在进站来液汇管上。
6.4.4 原油脱水应符合下列规定：
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1 工艺流程应根据原油性质、含水率及乳状液的乳化程度 等参数的变化，通过试验和技术经济比选确定。
2 减氧空气驱采出原油宜与水驱采出原油混合进行脱水处 理，脱出的含油污水中含油量应满足下游采出水处理系统的要 求，并不应大于1000 mg/L。
3 稠油火驱采出原油宜与蒸汽驱采出原油混合进行脱水处 理，脱出的含油污水中含油量应满足下游采出水处理系统的要 求，并不宜大于4000 mg/L。
6.5 采出气处理站
6.5.1 采出气处理站站场等级划分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，还应符合下 列规定：
1 减氧空气驱采出气处理站站场等级划分宜按照天然气处 理厂等级划分确定。
2 稠油火驱采出气处理站站场等级划分宜按照天然气脱硫 站等级划分确定。
6.5.2 采出气处理工艺应根据采出气组成、气量、处理后去向、 综合利用和环境保护等要求，通过技术经济比选确定。
6.5.3 采出气处理装置的设计能力应与所辖区块的产气量相适 应，处理装置允许气量波动范围宜取60%～120%,装置的年 运行时数宜取8000h。
6.5.4 采出气处理装置入口应设除液分离器，分离器设置应符 合现行国家标准《油田油气集输设计规范》GB 50350的有关规 定;含有固体粉尘杂质时，还应设除尘净化设施。
6.5.5 采出气处理指标应符合下列规定：
1 用作燃料气时，其气质应满足下游用气要求。
2 用作商品气时，不应低于现行国家标准《天然气》GB 17820中二类气指标要求。
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3 用于回注时，应满足油藏工程和采油工程的注入要求。
6.5.6 当采出气处理后排入大气时，排放指标应满足现行国家 标准《恶臭污染物排放标准》GB 14554、《陆上石油天然气开采 工业大气污染物排放标准》GB39728 及当地政府的有关规定。
6.5.7 采出气脱硫化氢设计应符合现行国家标准《天然气净化 厂设计规范》GB/T 51248的相关规定。
6.5.8 采出气脱水设计应符合现行行业标准《天然气脱水设计 规范》SY/T0076 的相关规定。
6.5.9 当采出气中二氧化碳浓度较高时，宜进行回收和资源化 利用，具体工艺应通过技术经济比选后确定。
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7 公 用 工 程
7.1 供 配 电
7.1.1 空气驱油田站场的电力负荷等级，应符合现行行业标准 《油气田变配电设计规范》SY/T 0033的有关规定，还应符合以 下规定：
1 空气注入站、采出气处理站电力负荷宜为二级。
2 泡沫注入站电力负荷宜为三级。
7.1.2 供电要求应符合现行行业标准《油气田变配电设计规范》 SY/T0033的有关规定。
7.1.3 稠油火驱空气注人井场点火阶段供电宜依托周边配电网。
7.1.4 变频调速电动机的选用应符合现行国家标准《用于电力 传动系统的交流电机 应用导则》GB/T 21209的有关规定。
7.1.5 电动机应选用高效节能电动机，能效等级不应低于现行 国家标准《高压三相笼型异步电动机能效限定值及能效等级》 GB 30254、《电动机能效限定值及能效等级》GB 18613中 2 级 能效。
7.1.6 站场用电力变压器应选用节能型变压器，能效限定值及 能效等级不应低于现行国家标准《电力变压器能效限定值及能 效等级》GB 20052中2级能效。
7.1.7 站场内爆炸危险区域划分，应符合现行行业标准《石油 设施电气设备场所I 级0区、1区和2区的分类推荐作法》SY/T 6671的有关规定;各站场爆炸危险区域内的电气设计及设备选 择应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058的有关规定。
7.1.8 站场内建筑物的防雷分类及防雷措施应符合现行国家标
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