SYT6420-1999油田地面工程设计节能 技术规范

ICS75020E20备客号31391999中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T64201999油田地面工程设计节能技术规范TECHNICALSPECIFICATIONFORDESIGNOFENERGYCONSERVATIONFOROILFIELDSURFACEENGINEERING1999一05一17发布1999一12一01实施国家石油和化学工业局发布SY/T64201999目次前言N1范围，12引用标准1及定义14总则25能耗和油气损耗计算方法26降低油气集输能耗87减少油气损耗，108降低注水和含油污水处理能耗129公用工程，13SY理64201999前言本标准的编写格式遵循国家标准GBIT111993标准化工作导则第1单元标准的起草与表述规则第1部分标准编写的基本规定。本标准规定了油田地面工程设计的主要节能措施和技术要求及有关的计算方法。本标准是对SYJ4490油田地面工程设计节能技术规定的修订。其主要修订内容为增编了引用标准、“定义”两章。对总则和系统效率计算方法的内容做了增减并对排序做了调整。对注水、供配电、供热系统的内容及排序做了调整、修改。本标准从生效之日起，同时代替SYJ44900本标准由中国石油天然气集团公司提出。本标准由石油工业节能专业标准化技术委员会归口。本标准起草单位大庆油田建设设计研究院。本标准主要起草人孙科元张建杰黄远其王克远伶承与吴晓东本标准于1991年7月首次发布，此次为第一次修订中华人民共和国石油天然气行业标准油田地面工程设计节能技术规范TECHNICALSPECIFICATIONFORDESIGNOFENERGYCONSERVATIONFOROILFIELDSURFACEENGINEERINGSY汀64201999代替SYJ4490范围本标准规定了陆上油田新建油气集输、注水、降低能源消耗和减少油气损耗两个方面。本标准适用于陆上油田地面工程的新建工程。含油污水处理及有关公用工程设计节能技术，包括扩建工程和改建工程可参照执行。2引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GB15761996低压锅炉水质GB/125891990综合能耗计算通则GB/142721992设备及管道保温技术通则GB/F56561994离心泵技术条件II类GB/I92341997机动往复泵GB/T130071991离心泵效率GB/I5004192锅炉房设计规范SY/T52681996油田电力网网损率测试计算方法SY/T61411996油田用注水泵采购规定3定义本标准采用下列定义。31设计综合能耗DESIGNOFTOTALPRODUCTIONENERGYCONSUMPTION指设计体系在生产过程中计算所消耗的燃料、燕汽、电力、耗能工质的消耗量，按规定的计算方法和单位分别折算为一次能源后的总和。计算结果反映生产系统或装置的工艺和公用设施设计的能耗水平。32单位I作量能耗ENERGYCONSUMPTIONPERRAWMATERIALPROCESSED指处理单位数量原料的单位直接综合能耗和间接综合能耗之和。对原油收集系统和原油脱水装置是指处理每吨液体的能耗，对原油稳定装置是指处理每吨原油的能耗，对油田气处理装置是指处理每千立方米天然气的能耗。33单位产品能耗ENERGYCONSUMPTIONPERUNITPRODUCT指获得单位数量产品的单位直接综合能耗和间接综合能耗之和。对原油收集、脱水、输送系统是指收集、脱水、输送每吨原油的能耗对注水系统是指注人井筒每吨水的能耗对收集输送系统是指收集输送每千立方米天然气的能耗对油田气处理装置是指获得每吨轻烃的能耗对原油稳定装置是国家石油和化学工业局1999一05一17批准1999一12一01实施SY/T642卜1999指获得每吨轻烃混合物的能耗。4总则41在油田地面工程设计中贯彻节约能源、合理地利用能源的原则，提高经济效益，统一设计标准和技术要求。42油田地面工程设计除执行本标准外，对未作规定的部分尚应执行国家和行业的有关标准规范。43油田总体规划和总体设计应有合理利用能源的论证。此外，还应有能耗指标的估算。44可行性研究报告和初步设计应有节能篇章，阐述耗用能源的种类和数量、设计能耗指标、主要节能措施等内容。施工图设计应按有关计量标准和节能监测标准的要求安装计量仪表或预留位置。45评价工程设计的能耗水平时，应说明其范围及特点。新建项目的设计能耗指标，应达到国内同类型且条件类似的工程项目的先进水平。46为节能或合理利用能源所增加的投资额，其回收年限应符合国家的有关规定。47设计中应采取多种措施降低油田地面工程的综合耗能和油气损耗。应考虑的主要节能措施含下列各项A采用能量利用合理、油气损耗低的先进油气集输工艺和设备B对油田地面工程的平面布局和主要工艺设备与设计参数进行优化时，应选取最佳操作条件C根据油田生产不断变化的特点，合理确定工程规模和能耗设备，必要时可分段配置设备D采用新型高效节能设备，严禁使用国家公布淘汰的产品E按照油田具体情况，采用电动机调速节电和电力电子节能技术，提高电能利用效率F优化加热和换热过程，回收低温热量，提高热能利用率9做好集输油、供热等管线和设备的保温冷，减少散热冷损失H按照油田具体情况，积极实行燃气驱动、热电和热动力联供，做好能量平衡，提高能源综合利用水平I采用成熟适用的自控技术，提高产品质量，减少能耗J合理选用配套工艺设施，提高机械采油、注水、油气集输系统的效率。5能耗和油气损耗计算方法51一般规定511在评价工程项目的设计能耗水平时，应依照能耗和各系统内能量效率计算的结果，以及工程项目范围及特点等进行综合评价。512能耗和系统效率计算结果应能反映工程适应期的整个能耗水平。对于生产负荷比较稳定的工程，可以按工程的设计能力进行能耗和系统效率计算对于初期负荷明显低于设计能力的工程，除按设计能力进行能耗和系统效率计算外，还应计算投产初期的能耗和系统效率。513在进行油田专用设备设计时，加热炉的设计文件应提供不同负荷下的热效率原油聚结脱水器、水套式和管式加热炉、水处理用压力滤罐等设备的设计文件，应提供在不同液体流量下设备的水力损失。514能耗和系统效率计算应以工艺计算的结果为基础，工艺计算应按有关的技术标准进行。52能耗计算方法521油田地面建设工程主要生产系统及生产装置的能耗计算分为设计综合能耗、单位工作量能耗和单位产品能耗，计算种类和规定见表1。SY/T64201999表1能耗计算种类生产装置系统名称能耗类别设计综合能耗单位工作量能耗单位产品能耗机械采油原油收集原油脱水原油外愉油田气收集油田气处理油田气外输原油稳定含油污水处理净化水输送注水地面部分注符号“”表示应进行的能耗计算522设计综合能耗执行GB/12589的有关规定，可用式1计算E,EEE,EEE,E。十E,式中E,设计综合能耗，NJ/AEF燃料能耗，NU/AE,蒸汽能耗，NQ/AEE电力能耗，NUJ/AEW各种水的能耗，NU/AE,压缩空气的能耗，MJ/AE其他耗能工质的能耗，NJ/A523计算对象的燃料能耗为全部运行加热炉每小时的供入热量燃料低发热量和年工作时问的乘积。每台运行加热炉的供人热量应按5333的要求确定。当加热炉连续运行时，年工作时间等于生产装置的年开工时间当加热炉为季节性或间断运行时，年工作时间按实际情况确定。524电力、蒸汽、各种耗能工质每年的能耗分别为其年消耗量和设计耗能指标的乘积。电力、蒸汽和各种耗能工质的年消耗量应根据计算对象的设计规模和设计操作条件，按设备逐台或逐项进行分类计算525工艺生产主要机泵的耗电量为运行机泵电动机输人功率和年工作时间的乘积拖动输油泵和注水泵的电动机输人功率应分别按5313和5324的要求确定。原油集输、原油脱水、油田注水和含油污水处理主要机泵的年工作时间为8760H原油稳定、油田气处理装置用泵的年工作时间为8000H当机泵为间断运行或季节性运行时，年工作时间按实际情况确定。526原油电脱水的年耗电量为净化每吨原油的耗电量和年处理净化原油量的乘积。获得每吨净化原油的耗电量应根据原油性质和脱水器的类型，按照试验资料或参照类似电脱水装置的运行电耗情况确定。527污油泵、润滑油泵、加药泵等小功率辅助作业泵的耗电量可按所配电动机的额定功率和年工3SY/T642卜1999作时间计算确定。528油田区块抽油机井电动潜油泵井的耗电量应按式WPTTK2估算2式中W油田区块抽油机井电动潜油泵井的年耗电量，KWH/APT油田区块抽油机井电动潜油泵井电动机额定功率之和按油田开发部门提供的机组类型查阅产品样本或产品说明书确定，KWT油井的平均年工作时间，H/AK油井实耗功率与电动机额定功率的比值。529电力的设计耗能指标取外购电和自发电耗能指标的加权平均值。外购电的耗能指标取1256W/KW“H，自发电的耗能指标由设计计算确定。5210蒸汽和热水的用量由工艺计算确定。当计算对象需常年连续供汽供热时，蒸汽或热水的年消耗量为小时负荷乘以计算对象的年工作时间。采暖耗热量为采暖期每小时平均用热量乘以采暖时间。间断用热的耗热量为每小时用热量乘以每年的用热小时数。火焰锅炉供出的压力为13MPA及以下的饱和蒸汽耗能指标，有回水时可按3400NU/T，无回水时可按3700NU/TO其他参数的蒸汽和热水的设计耗能指标由设计计算确定。5211仪表用风量由仪表数量、类型和仪表用风量指标计算确定。其他用风量按工艺计算确定。风压为08MPA及以下的压缩风的设计耗能指标，非净化风按133NU/M3SC取值，净化风可按166NU/M3SC取值。当供风压力明显高于08MPA时，压缩风的设计耗能指标应由设计计算确定。新鲜水设计耗能指标按754NU/T取值，当提升超过二次的自备水厂由设计计算确定，循环水按419N11/T,湿式空冷器软化水按142NU/TA5212原油脱水装置排出的含油污水掺人集油管线循环使用时，含油污水升温和增压消耗的能量应计算在原油集输系统的能耗里。原油脱水装置排出的含油污水如需要用泵输到污水处理站进行处理，增压泵的能耗应计算在含油污水处理装置的能耗里。5213以回收轻烃为目的的油气处理装置在计算能耗时，除按公式1计算外，还应在公式中再加上油田气减量能耗计算，并分别给出计算结果。53系统效率计算方法531输油站动力效率5311输油站动力效率由电动机效率和输油泵效率组成。电动机效率为电动机输出功率与输人功率之比，以百分数表示。输油泵效率为泵传递给液体的功率有效功率与泵轴功率之比，以百分数表示。5312输油泵站里每台运行离心输油泵的排量和扬程宜按照输油泵工作特性、输油站工作特性、输油管线工作特性和管线的输油量加以确定。离心泵的工作特性指离心泵以某一转速输送原油时，其扬程、功率、效率与泵的流量之间的关系。当泵输原油粘度为20X106廿/S及以下时，输油泵的输油特性曲线可直接采用泵样本或产品说明书上泵输清水的特性曲线。当泵输原油粘度大于20X106澎/S时，应将泵样本或产品说明书上泵输清水的特性曲线换算为输油的特性曲线。输油站的工作特性系指输油站的排量与扬程间的关系。由多台输油泵共同工作的泵站工作特性曲线，视输油泵的组合情况，由各台输油泵的工作特性曲线并联或串联相加而成SY/T64201999输油管线的工作特性系指管径、管长一定的某管线输送某种油品时，管路压降随流量变化的关系。5313每台输油泵的输出功率和轴入功率，以及每台电动机的输人功率可按下列要求确定。A每台输油泵的输出功率应按式3计算尸HOQWHWP367式中PH,一输油泵的输出功率，KWQ输油泵的流量，按5312确定，砰/HHP,输油泵的扬程，按5312确定，MPO原油密度，T/MLOB每台输油泵的轴功率应按式4计算_尸M尸、一71W34式中P,输油泵的轴功率，KW尸H厂一输油泵的输出功率，KW知输油泵的效率，由输油泵工作特性的9,7曲线和泵的流量确定，。C当输油泵与电动机直接联接时，电动机的输人功率应按式5计算_尸尸。“。5刀份式中尸。电动机的输人功率，KWP,电动机的输出功率，与泵的轴功率相等，KW刀。电动机的运行效率，由电动机负荷率和满载效率确定，。5314输油站污行输油泵的平均扮率俞柠戎6、计算一尸随7W万蕊X100式中QW输油站运行输油泵的平均效率，尸尸5315腼输油站运行输油泵的总输出功率，KW，输油站运行输油泵的总输人功率，其数值等于运行电动机的总输出功率，KW输油站运行电动机的平均效率应按式7计算N_一PXL。一厂“水7式中，。输油站运行电动机的平均效率，PL输油站运行电动机的总输出功率运行输油泵的总输人功率，KW尸，输油站运行电动机的总输人功率，KWA5316输油站动力系统效率应按式8计算一UQ1式中，。输油站动力效率，SY/T64201999亏二输油站运行电动机的平均效率，亏一一输油站运行输油泵的平均效率，。532油田注水地面系统效率5321油田注水系统效率一般是指用泵把注人水从储水罐输到注水井口，系统的有效能量与电动机输入能量之比。系统的有效能量指将注人水送至注水井口的能量。注水系统一般包括注水站储水罐与注水井口之间的注水泵机组、注水管线、配水阀组等。本计算方法以一座注水站系统作为基本计算单元分压注水时视为两个计算单元。油田或区块注水系统效率为所辖注水站系统总有效功率与电动机总箱入功率之比。5322注水站系统效率由注水泵效率、电动机效率和注水管网效率组成。注水管网效率是注水系统有效功率与全部运行注水泵输出功率之比。5323注水站每台运行注水泵的流量和扬程可利用注水泵工作特性、注水站工作特性、注水管线工作特性和注水站供出水量予以确定。5324每台注水泵的输出功率和输人功率，以及每台电动机的输人功率按下列要求确定。A注水泵的输出功率应按式9计算尸卜_4HPWJOI式中PH,注水泵的输出功率，KWQ，注水泵的流量，按5323确定，衬/HHP,注水泵的扬程，按5323确定，MPW水的密度，T/MOB每台注水泵轴功率可应按式10计算PPHA,9910式中PMW注水泵的轴功率，KW尸HW注水泵输出功率，KW，注水泵的效率，由注水泵的4，曲线和流量确定，。C电动机的输人功率应按式11计算尸_一刀EW式中P_电动机输人功率，KWPMW注水泵轴功率，KW9电动机运行效率，由电动机负荷率和满载效率确定，。5325一座注水站运行注水泵的平均效率可参照5314计算。一座注水站运行电动机的平均效率可参照5315计算。5326注水管网效率可按下列要求确定。A注水管网效率应按式12计算P71，二尹二义LUU，以2R卜朴式中N注水管网效率，5YA64201999PW注水站所辖注水管网的有效功率，按本条B确定，KWPH注水站运行注水泵的总输出功率，KWOB注水站所辖注水管网的有效功率应按式13计算P,9IPI42P2GV3P3“9NPN3613式中P注水管网的有效功率，KW4,42,QV3，二，4_分别为1号、2号,3号二号注水井的注入水流量，按照油田开发方案要求确定，M3/HPI,P2,P3,，P分别为1号、2号、3号N号注水井的注人水压力，按照油田开发方案要求确定，MPAO5327注水站系统总效率应按式14计算III“刀，式中9注水站系统效率，孔叼一注水站运行电动机的平均效率，亏VW注水站运行注水泵的平均效率，亏NW注水站所辖注水管网的平均效率，。5328油田或区块的注水系统效率应按式15计算14尸，N不牛X10U，”二”二二1JRE,A式中QEW油田或区块的注水系统效率，尸，油田所辖注水站系统的总有效功率，KWPEZ油田所辖注水站运行电动机的总输人功率，KWO533原油集输系统供热单元热能利用率5331油田原油集箱系统供热单元热能利用率，是指为满足集油、输油、原油脱水和稳定工艺要求，系统需要的有效热量与投人系统的热量所耗燃料的低发热量之比，以百分数表示。5332油田原油集翰系统热能利用率计算可按具体情况划分为若干个计算单元，每个计算单元应含有工艺流体升温设备。5333计算单元内每台加热炉的供出热量、供人热量、加热炉平均热效率应按下列要求确定。A每台运行加热炉的供出热量，应由工艺计算的每个加热环节如热水加热、热化学脱水加热、电脱水加热、外输原油加热的热负荷，按照每台运行加热设备负荷率相等的原则确定。B每台运行加热炉的供人热量燃料低发热量应按式16计算16式中QL加热炉的供人热量，M一/HQH加热炉的供出热量ND/B9H加热炉的热效率，由加热炉的效率曲线和负荷率确定，。C计算单元内加热炉的平均效率应按式17计算一一QHS、，八。刀TI下花一入1W2FASY/I64201999式中亏H7十算单元内加热炉的平均效率，QHS计算单元内加热炉的总供出热量，NU/HQES一计算单元内加热炉的总供入热量NU/H54油气损耗和控制指标541油气损耗包括原油损耗和油田气损耗两部分。542下列损耗计为原油损耗A原油集输、储存及装卸过程中挥发至大气中的戊烷及更重的烃类组分B外输气用户对气体组分有特殊要求或回注地层以后可以采出者除外、自用燃料气及排放漏失的油田气中携带的戊烷及更重的烃类组分C含油污水经处理后的水中残余原油不分组分。543在油气集输、处理的正常生产过程中，由于排放或漏失而损失的丁烷及更轻的烃类组分计为油田气损耗非烃类气体不计人在内。544在原油稳定和油田气处理过程中，由于获得轻油而引起原料油气的合理减量，不计入油气损耗。545原油的损耗程度用原油损耗率质量百分比表示，原油损耗率应按式18计算确定M010X100刀TO18式中71原油损耗率，M1原油损耗量，T/A。原油产量，T/AO546原油的年损耗率不应大于050547油田气的损耗程度可用油田气年损耗率体积百分比表示，常用油田气年利用率表示。油田气年利用率和年损耗率应分别按式19和式20计算UI一Q1VAUV_V,只10019VATAL瓦万不认一X10020式中I油田气年利用率，Q油田气年损耗率，VAS油田气年损耗量，M3/AV油田气年利用量，衬/A注标准中的气量是指气在101325KPA,20状态下的体积。548在油田建设中，应配套建设油田气集输系统，采用油气密闭集输流程，注重收集低压气和零散气。气体处理加工装置或工业用气装置定期检修时，应设法提供缓冲用户和储气设施，减少放空油气集输系统的油田气年利用率不应低于9006降低油气集输能耗减少油气集输动力消耗油气集输应合理简化工艺流程，减少油气增压次数。集油过程应少设或不设接转站。集油半SY/I64201999径按油田具体情况通过经济对比分析确定。612集输油管线的设计，首先应对油气物性特别是流动特性进行试验研究，然后结合油田具体条件，通过技术经济对比分析，选择能耗低、经济效益显著的集输油工艺，合理确定原油的流速、输送温度及其他参数。613当油田进入中、高含水采油期，宜采用原油管道内破乳降粘工艺。614除根据工艺条件和原油性质不会出现结蜡危害者外，集输油管道应采取清管措施。615原油流经管式炉或水套炉的压降不宜大于01MPA。若将压降控制在01MPA之内布置炉管有困难时，可适当增加压降，但不得大于025MPAO616泵的配置方式应按照管道流量和压力变化、泵的规格和特性、设备及配件价格等情况，经综合分析经济对比确定。一般采用下列配置方式A应首先考虑改变泵的运行台数、叶轮级数及叶轮直径，以适应管线输量及压力的变化B如果管线的流量和压力变化太大，可以在不同生产阶段配置不同型号的泵，工艺安装设计应便于泵的换型C在某些情况下，例如受泵系列型号限制没有比较合适的泵，或管线输量和压力变化没有规律性，采用上述两款的配置方式后仍有较大的节能潜力，这时可考虑采用调速措施。617用离心泵输送原油，除泵站规模很小外，所选泵的效率以输水为准应不低于GB/113007规定的数值。如果原油粘度太高，使用离心泵输送明显不经济时，应选用容积泵。618输油用电动机宜选用空冷式，若采用水冷式，冷却水应循环使用。61，油田气压缩机的选型，不仅应根据气体组分、输气量和压力，而且还要考虑设备使用范围和运行可靠性等多种因素，经过综合分析和技术经济对比确定。6191气量波动较大可按以下方法处理A选用单级活塞式压缩机，为适应气量波动和进气压力在允许范围内浮动，必要时可采用顶开部分吸气阀调节B选用多级活塞式压缩机时，采用余隙调节或顶开部分吸气阀调节C选用多台并联机组D采用可调转速的压缩机组。6192排量较大的压缩机一般按以下原则选用特殊情况应另行论证A排量及功率较大，气量比较稳定，能够实行热动结合的场合宜选用由燃气轮机驱动的离心式压缩机B单机功率较小一般在2OOOKW以下，需要热量又很少的场合，应使用效率较高的活塞式压缩机。6110油气混合物在进行多级分离时，应从低压气逐级增压，最终与高压气合并。不得将压力高的气节流减压后，并人压力低的气体系统。6111应综合考虑以下因素，以合理选定集气管网压力A一级分离压力能满足大部分用户需要时，就以该压力作为集气管网起点压力B分离压力不能满足要求需要增压时，应采用单级活塞式压缩机，按压缩比3左右最高不超过5确定集气压力C进气体处理装置包括轻烃回收的气体压力不宜低于配气所需压力，以便在装置检修或发生故障时仍能供气D集气压力不能满足外输压力要求时，宜单独另设外输气压缩机。当需要压力较高的外输气只占外输气量的一部分时，应单独将这一部分气体增压。62降低油气集输的热能消耗62T油气集输工艺的设计应利用各种有利因素、通过梁取加强竹线很温、片FI加药降粘，管线QSY/T64201999通球清蜡等有效措施，尽量采用单管不加热集油。如果由于原油粘度高、含蜡量高、气候寒冷，采用单管不加热集油确有困难时，或者采油工艺要求固定热洗清蜡、井下掺液及水力活塞泵提升时，可选用在井口及井下掺液的集油流程。无特殊理由，不应采用热力管线同油管线伴热的集油工艺。622站外埋地集输油管线是否做保温绝热层，应按实际情况通过技术经济对比确定。当需要做保温绝热层时，其保温材料和保温结构应根据工艺要求和管线埋深处的土壤环境条件确定。埋设在潮湿土中的管线或可能浸在地下水层中的管线，应采用吸水性低的材料保温，外做可靠的防水层。623集输油过程需要加热时，站内原油管线、热力管线和各种压力容器、处理设备一般都应保温绝热，并应做好防水层。624在有条件的地方应首先利用热电结合或热动力结合的余热，作为油气集输系统的热源。不具备上述条件时可采用加热炉供热。625采用蒸汽加热时，要有完善的回水系统，以减少蒸汽或乏汽外泄。工艺过程中的乏汽要充分利用，如用于伴热、加热采暖热水。626油田用加热炉应采用先进的炉型结构及燃烧设备，强化燃烧及传热，加强保温防护，以提高热效率，减少投资和钢材消耗。采用正压燃烧时的综合热效率不低于82采用自然通风时的综合热效率当热负荷在058MW及其以上时应不低于80，在058MW以下时应不低于75A627工程设计应合理确定加热炉台数和单台负荷，提高加热炉的负荷率。加热炉的负荷率应为80一100063降低原油脱水的能耗631采用压力容器密闭沉降脱水工艺时，应尽量减少中间提升泵，其具体技术要求如下A当脱水站接收接转站来油时，进站压力应按原油脱水和含油污水处理要求确定，一般不设脱水泵。接转站分离缓冲罐的压力应低于电脱水器压力，防止在电脱水器析出大量气体。B当脱水站接收计量站压来的油气水混合物时，宜采用油气分离和油水分离合一装置，应采取措施防止在电脱水器中析出大量气体。632游离水沉降第一段脱水宜与管道破乳相结合，尽量降低处理温度。沉降温度以达到油中含水符合第二段脱水要求和满足污水处理最低要求为限。如果来油温度能满足污水处理要求，但油中含水仍偏高，可只对油层加热。633第二段脱水温度可按下列原则确定A含蜡原油的脱水温度一般为净化原油倾点以上加左右。如果原油脱水与原油稳定或原油热处理相结合，电脱水温度可适当提高。B对于高粘度原油，应通过试验找出油和水的相对密度差较大时的温度，可取比这一温度偏低的温度为脱水温度。脱水温度超过外输要求温度时，在经济合理的条件下可通过与来油换热，降到外输需要的温度。634脱除游离水可按照油田具体情况采用聚结层、斜板沉降等多种措施。采用聚结层脱水时，液体通过聚结层的压降不得大于005MPAO7减少油气损耗71油气密闭集输711需要进行稳定的原油，稳定前的油气集输和处理系统必须密闭。712从油井井场到原油稳定装置之间的原油输送和脱水工艺设备，宜采用密闭压力容器。713油气集输和处理系统的燃料气宜用干气。714油田气集输管线系统不宜沿管线设排水液器，宜输干气或带液混输，并配有密闭清管设施。从管线内清出的凝液应掺回含水原油中，不得就地排放。72原油稳定10SY/I64201999721当原油蒸发损耗率大于02时，应进行稳定处理。原油蒸发损耗率虽低于02，但与其他工艺过程相结合能取得较好的经济效益时，也可进行稳定处理。722原油稳定与原油脱水和外输应统一规划，尽量联合布置，减少相互泵输环节，节约动力消耗。723负压闪蒸原油稳定应和原油脱水相结合，应利用原油脱水和外输温度进行，不应专门为原油稳定进行加热。724加热闪蒸或分馏法原油稳定应与原油脱水、原油热处理降粘外输相结合。在这种情况下，其他工艺所耗能量均不计人原油稳定能耗。725原油稳定装置应有比较好的经济效益。A回收每吨烃类混合物轻烃和不凝气的综合能耗一般不大于350KG标煤。其他工艺所需的能量如脱水、热处理降粘及外输等应当扣除，不计人原油稳定能耗。单独设置的原油稳定装置能耗若高于上述规定值，应另外论证其合理性。B原油稳定装置脱出的不凝气应就近输人油田气处理加工装置，以减少沿途冷凝而影响总的收率。73轻烃回收731油田气中含有戊烷及更重烃类组分占原油产量02以上时，应进行轻烃回收。上述组分含量小于02的油田气，如果气量较大，或乙烷至丁烷含量较高，且有回收利用价值，也可进行轻烃回收，但要作出论证。732当需要控制输气露点而回收部分轻烃或不要求很高的收率时，按不同的压力条件，推荐采用下列几种制冷方式A气源压力较低，外输压力较高，需要进行增压时，宜采用冷剂制冷B外输和进气压力都较高，轻烃回收过程不允许有较大的压降，宜采用冷剂制冷C气源压力较高，外输气压力较低，在有足够压差可供轻烃回收过程利用时，应采用膨胀制冷。按允许压降情况，可采用膨胀机或热分离机制冷法。733要求得到较高乙烷或丙烷收率，又没有足够压降可供利用时，宜采用混合冷剂或膨胀机联合制冷。气源压力较高又有足够压差可供利用时，也可单独采用膨胀制冷。734气源压力指由地层或抽油机井提供的能量。如果气源压力是由地面集气系统通过压缩机增压后提供，选择轻烃回收方案时，应包括集气系统作出方案比较，进行论证。735油田气轻烃回收的冷剂可优先采用混合冷剂主要组分为乙烷、丙烷和丁烷或丙烷。如有废热或有低的冷却源低温水或环境气温较低，宜采用氨吸收制冷循环。736轻烃回收装置的轻烃收率，在干气热值、轻烃用途、能耗和经济效益等合理的前提下，一般可选用以下指标A主要回收乙烷及更重烃类组分者，乙烷收率为5085B主要回收丙烷及更重烃类组分者，丙烷收率为5085C主要目的是控制气体露点者，可根据输气要求的露点或杂质含量，结合轻烃需求情况统一考虑确定。737轻烃回收装置设计宜采用的节能措施。7371压缩机的驱动机选用燃气机组时，应考虑动力和供热结合，废热要加以利用。7372分子筛再生用热应首先考虑采用燃气发动机排气废热有高温蒸汽350以上时用蒸汽加热。不具备上述条件时才考虑选用加热炉包括加热炉间接加热加热。小型装置允许用电进行辅助加热优先采用其他热源加热，但用电功率不得超过100KWO7373冷冻及换热要采用高效的制冷循环和缩小换热温差。主要措施是A用混合冷剂或阶式冷冻循环一11一SY/C64201999B合理设置换热器，对复杂换热系统应进行优化C涡轮膨胀机的膨胀比一般在30左右，最多不宜超过457374轻烃分馏部分要合理确定工作压力和分馏顺序，尽量利用装置自身的冷源和热源，减少外冷包括水冷或空冷。主要措施是A降低塔的工作压力，有回流的塔不宜将压力调节阀设在塔顶与冷凝器之间B利用压缩机出口热气流和塔底产品作为重沸器热源或进料预热的热源。74减少油田气放空741油田气放空是指由于产供不平衡、装置检修、生产故障如停电、生产事故等、用户用气量减少等原因引起的放空。742在设计中要具体分析可能产生供气不平衡的原因，根据油田实际条件，采取以下措施A有气井的油田，首先应通过气井产量来调节产供气不平衡B油田内如果有可储气的地下构造，应采用地下储气库调节产供气季节性不平衡，必要时也可回注油层C油田的燃油或燃煤锅炉可作为燃气缓冲用户，并应由配气站进行调整控制D在经济合理的前提下进行液化包括液化甲烷和液化气储存E居民生活用气应为干气，并应有储气缓冲措施F完善集、调、输、配气管网，提高系统适应能力，防止或减少气体放空9不适合管道输送的小断块油田的油田气，宜作为燃气发动机组的燃料加以利用。8降低注水和含油污水处理能耗一注水能耗指标8111811206KW“H注水泵机组能耗要求每泵出13水升压1OMPA，用电单耗应不大于045KWHO在进行注水系统设计时，每注人1砰水，井口压力升高1OMPA，用电单耗应不大于812注水机泵选型8121选用离心式注水泵时，其效率应不低于GB/15656和SY/T6141的规定。柱塞泵选用应符合GB/19234的规定，质量应达到优等品等级。8122应根据注人水水质，合理选择注水泵材质，满足耐腐抗磨，减缓泵效下降速度。在累计运行时间达到10OOOH，泵效下降不大于108123选用功率在1OOOKW及以上的注水电动机时，其效率应不小于95，功率因数应不低于08508124对于单井注水量小14M3/H，井距较大的低产油田或区块，应采用小柱塞泵的单泵单井，或单泵双井的井口注人流程，满足注人压力的要求。813注水泵站8131冷却水供给系统工作余压不大于015MPA，冷却水应循环使用。8132高压配水阀组单元流程阀组总压降不大于05MPAO8133当站外管网实行区块分压注水时，站内泵型选择应按不同压力等级进行设计，并满足不同泵压和排量的要求。814注水管网8141新开发油田或区块注水管网设计应进行技术经济指标对比，管道通过水量按油田综合含水50计算，管网最远点注人井压降值不宜大于LOMPAO8142已投人开发的油田再增设注水干线管道时，其压降值按通过管道最大流量进行计算，其管一12一SY/P642卜1999径按经济流速进行设计。8143当区块井间注人压力差大于15MPA时，应采用分压注水管网系统设计。A分压注水系统注入量满足一台或多台注水泵排量时，应采用分泵分压注水系统B当高压注人量不能满足一台泵排量时，应采用单井或多井增压措施。8144应积极慎重采用高压交叉绕丝玻璃钢管，以降低管道摩阻，但在管道密集区和人口居住稠密区不宜采用。82含油污水处理821含油污水处理过程中分离出来的污油应回收加以利用。822含油污水处理流程应充分利用来水压力，避免中间用泵提升。823含油污水处理站反冲洗水应回收，反冲洗水量不得超过输水量的10，公用工程供电油田电力网的网损率又称线损率由110,3566KV和610KV三级电压系统的网损99率组成。各级电压的网损率要求如下A1LOKV系统包括HOW输电线路及主变压器网损率应不大于15B35KV系统包括35KV输电线路及主变压器网损率应不大于35C610KV系统包括610KV配电线路及配电变压器网损率应不大于50上述三级电压系统的网损率之和应不大于10YO。网损率的计算应按SY/15268的规定进行91235KV及以上变电所和自备电厂的所厂址宜选择在靠近负荷中心，以缩短供电半径，减少线路损耗。A油田自建自管的110KV一次变电所和自备电站，应尽量布置在油田35KV供电网络的中心B35KV变电所应靠近610KV负荷中心，以缩短610KV配电线路的供电半径6KV宜控制在5KM之内，LOKV宜控制在1015KM的范围内C集中负荷为2OOOKW的6KV用户或5OOOKW的LOKV用户，当610KV供电线路超过35KM时，宜就地设置35/635/10KV变电所。，13供电电压一般采用35KV及以上电压，配电电压采用以下等级A新开发油田或新开发独立生产区块