7.1 原油储存
7.1.1 油田的原油罐应采用立式钢制油罐，油田内部未稳定原油罐应选用固定顶油罐，单罐容量为10000m3及以上的稳定原油储罐宜采用浮顶油罐。
7.1.2 油田原油储罐宜设在油田矿场油库，也可设在距离油田矿场油库或外输首站较远的集中处理站。
7.1.3 原油储罐的总容量应按下式计算确定：
式中：V——原油储罐的总容量(m3)；
m——油田原油储运设施的设计能力(t/a)，取油田原油生产能力的1.2倍；
ρ——储存温度下的原油密度(t/m3)；
ε——原油储罐储存系数，应按本规范第7.1.4条的规定确定；
T——油田原油储存天数，应按本规范第7.1.5条的规定确定。
7.1.4 原油储罐储存系数可根据原油储罐类型和结构尺寸通过计算确定。固定顶油罐宜取0.85，浮顶油罐宜取0.90。当油罐中储存起泡原油时，固定顶油罐可取0.75。
7.1.5 油田原油储存天数应根据原油运输方式，通过技术经济评价确定，并应符合下列规定：
1 原油以管道外输的油田，储存天数不应少于3d；
2 原油以铁路或公路外运的油田，应根据运输距离、原油产量及其在铁路运输中所处的地位等因素综合确定，储存天数不宜少于5d；
3 原油以轮船外运的油田，储存天数应至少为来船周期再增加3d。
7.1.6 原油脱水站的事故油罐可设1座，容积应按该站1d的设计油量计算。
7.1.7 接转站、放水站不宜设事故油罐。当生产确实需要时可设事故油罐，容积可按该站4h～24h设计液量计算。
7.1.8 需要加热或维持温度的原油储罐的罐壁宜采取保温措施，事故油罐的罐壁可不设保温措施。
7.1.9 油罐内原油的加热保温可采用掺热油方式、盘管加热方式或电加热方式，热负荷宜按油罐对外散热流量确定。
7.1.10 油罐散热流量可按下式计算：
式中：
——油罐散热流量(W)；
A1、A2、A3——罐壁、罐底、罐顶的表面积(m2)；
K1、K2、K3——罐壁、罐底、罐顶的总传热系数[W/(m2·℃)]；
tav——罐内原油平均温度(℃)；
tamb——罐外环境温度(取最冷月平均温度)(℃)。
7.1.11 油罐呼吸阀、液压安全阀的设计应符合现行行业标准《石油储罐附件 第1部分：呼吸阀》SY/T 0511.1、《石油储罐附件 第2部分：液压安全阀》SY/T 0511.2的规定。
7.1.12 油罐区的安全防火要求，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。
7.1.13 原油储罐排出的污水应收集后集中处理。
6.0.1 天然气处理包括原料气增压、天然气净化(脱水、脱H2S和CO2)、天然气凝液回收、外输气增压等工艺过程的组合，原料气温度、压力和组成条件的不同，下游用户对天然气烃水露点、组分、压力要求的不同，以及对天然气凝液产品要求的不同，决定了天然气处理总流程有各种不同的工艺过程组合方式。这些工艺过程的组合整体上作为一套处理装置，应统一布局，宜集中布置。
6.0.5 集输系统上游油气分离器来气携带原油量大，需要设除油器对其分离，除油器应有足够的液体缓冲时间，否则易造成装置进料气压缩机入口滤网堵塞、气缸进液，当来气输送距离远时，更需要分离器有较好的分离、缓冲功能。天然气含固体粉尘杂质较多且较难分离时，应增加除尘净化设施，如在重力分离器之后设过滤分离器、网状过滤器等。
6.0.6 对于天然气处理装置由气体而引起的火灾，扑救或灭火的最重要的最基本的措施是切断气源。为此，在装置的进气总管上设置自动紧急关断阀，是确保在事故发生时能迅速切断气源的重要措施。为确保原料天然气系统的安全和超压泄放，在装置自动紧急关断阀前或上游集输系统应设置自动紧急放空阀或安全阀。
6.0.9 天然气脱水工艺应根据油田油气集输系统的实际情况进行选择，按照天然气处理总工艺流程要求，综合考虑脱水原料气温度、压力和组成条件，以及天然气凝液回收工艺或下游用户对天然气水露点要求，合理确定脱水工艺。
6.0.14 天然气凝液回收装置采用的脱水工艺有两种方式，一种是前端设脱水装置，如分子筛脱水装置或甘醇脱水装置，其脱水后露点要求与管输要求的原则相同，要求比最低制冷温度低5℃；另一种脱水方式是天然气低温分离同时脱水脱烃，对于不要求高的轻烃收率、仅对天然气进行露点控制的场合，此种工艺应用较为普遍，需要加入水合物抑制剂进行防冻，水合物抑制剂的浓度要保证水合物形成温度比最低制冷温度至少低3℃。
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