Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY 01016—2017
油气集输系统用热技术导则
Technical guides for heat application in oil and gas gathering system
2017－09－15实施
2017－ 06－28 发布
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY 01016—2017
目 次
前言· 范围规范性引用文件
Ⅱ
2.
一般规定用热设计
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4
4.1 油田油气集输 4.2 气田集输 4.3 加热炉选用用热优化
5
..
5.1 油田油气集输 5.2 气田集输运行维护
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附录A (资料性附录) 油田油气集输系统主要工艺单元加热炉选型指南附录B (资料性附录) 气田集输系统主要工艺单元加热炉选型指南 Q/SY 01016—2017
前言
本标准按照GB/T1.1一2009 《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则
起草。
本标准由中国石油天然气集团公司标准化委员会勘探与生产专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司规划总院、中国石油天然气股份有限公司大庆油
田工程有限公司、中国石油工程设计有限责任公司西南分公司、中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司。
本标准主要起草人：韩方勇、吴浩、赵雪峰、孟岚、郭艳林、杨艳、王春燕、马建国、白晓东、 李庆、云庆、高伟。
II Q/SY 01016—2017
油气集输系统用热技术导则
1范围
本标准规定了油气田油气集输系统用热的设计、生产运行的用热优化及运行维护等。 本标准适用于陆上及滩海陆采油气田集输系统的新建、改建和扩建工程的设计及生产用热的优化
管理。
规范性引用文件
2
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文
件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB 17167用能单位能源计量器具配备和管理通则 GB/T 31453油田生产系统节能监测规范 GB 50349气田集输设计规范 GB 50350　油田油气集输设计规范 SY/T 0540 ，石油工业用加热炉型式与基本参数
Q/SY 01003 3 油气田地面工程一体化集成装置设计制造和运行维护规范 Q/SY 1686 油气田地面工程标准化设计技术导则 Q/SY 1689 ）油气田用非金属管道应用导则
3一般规定
3.1油气集输系统流程应简化，布局应优化，以减少散热环节，提高用热效率。 3.2油气集输系统工艺选择应与用热需求及加热、换热设备的选用综合考虑，不同类型油田、气田集输工艺流程选择应满足Q/SY 1686 的有关规定。 3.3油田集输用加热炉的设置应满足 GB 50350 的有关规定 3.4气田集输用加热炉的设置应满足 GB 50349 的有关规定。 3.5新建、改建和扩建油气田地面集输工程应选用高效节能工艺流程及设备、合理的工艺参数、新型节能材料，降低运行能耗和生产费用。 3.6存在多种用热需求时，宜采用集中加热、一热多用的加热方式，优化配置加热炉负荷、型式和台数。 3.7应做好油气集输系统设备、管道及附属设施的保温设计，减少热损失。 3.8应定期评价油气集输系统用热水平，分析生产单元的用热状况 3.9应根据开发和生产情况，及时调整和优化集输系统运行参数。 3.10加强加热设备应用技术筛选和一体化集成装置等高效处理设备的研发及应用。 3.11加强用热及供热工艺、设备、管网日常管理与维护技术培训。
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4用热设计
4.1油田油气集输 4.1.1应优先选用不加热集油工艺；当不能满足时，可选用井组集中加热或掺热集油工艺。 4.1.2应结合油田开发预测，优化集油、掺热、脱水、稳定、输送等生产环节中需要加热介质的流量、温度等工艺参数。 4.1.3对产量较低的边远油田（区块），宜采用油气混输工艺，充分利用老区已建设施，实现油气水集中处理，少建中间站场，减少耗热量。 4.1.4油井计量宜采用软件量油技术，取消计量站，减少用热点。 4.1.5油田集输系统宜采用一体化集成装置替代中小型集油站场，缩小供热半径，减少用热环节；一体化集成装置选用应满足Q/SY 01003的有关规定。 4.1.6边缘、零散区块宜采用撬装化加热炉。 4.1.7埋地集油管道宜选用绝热效果好、摩阻小的非金属管材，改善集输管道水力和热力条件；非金属管材选用应满足Q/SY1689的有关规定。 4.1.8当稠油热采、脱水或原油稳定等原因引起采出液、脱后原油或污水温度较高时，宜采用换热或热泵等技术对余热进行回收。 4.1.9采用掺水集油工艺时，应通过不同掺水量和掺水温度的比选，合理确定掺水系统的工艺参数，降低集油系统的运行温度，减少掺水热负荷。 4.1.10老油田区块改造时，对用热量大、加热炉多、负荷率较低、油气集输能耗高的区块，应根据油田开发预测，适时按照下列要求进行总体优化调整改造：
a）进入高含水开发期的老油田，宜采用不加热集油工艺。 b）三级布站的稀油油田，宜改造成单管串接集油工艺，取消计量站，停用或合并接转站。 c）三管伴热集油宜改为环状掺水集油、双管掺水集油或单管串接不加热集油。 d）采用单井加热、计量站集中计量集油工艺的丛式井，宜取消计量站，改为井场轮换计量、集
中加热的集油工艺。 e）对采用单井加热的老油田，应优化加热炉设置，取消或合并井场加热炉。 f）高含水期油田采出液先加热后脱水工艺的站场，应改造成先脱除游离水、再加热脱水工艺，
核减加热负荷及加热炉台数。
4.1.11 当采用不加热输送工艺集输时，集油管道宜深埋至冰冻线下。 4.1.12对电力供应充足地区，可选择电加热方式 4.2　气田集输 4.2.1应结合气田开发预测及环境条件，合理确定采出气流量、集气温度、集气压力等工艺参数，优化加热炉配置，减少用热量。 4.2.2制定气田开发方案时，宜综合考虑采气工艺、井深、油套压、气井产量、气质组分等因素，优先采用井下节流技术，利用井下热能防止水合物生成，取消井场加热炉。 4.2.3当采用井口节流工艺时，应对加热、加注水合物抑制剂防止形成水合物的工艺进行综合比较选择经济性好、能耗低的方式。 4.2.4井场、中小型站场宜采用一体化集成装置，实现无人值守，减少生产辅助系统用热；一体化集成装置选用应满足Q/SY 01003的有关规定。 4.2.5加热集气工艺宜采用多井集中加热，减少井场和站场加热炉的台数；应优化加热炉出口温度， 2 Q/SY 01016—2017
满足集气管网温度高于水合物形成温度3℃以上。 4.2.6被加热的湿天然气中含有 CO2，H,S 等介质时，加热温度不宜高于60℃。 4.2.7加热负荷小于100kW 且电源供应充足时，宜采用电加热方式。 4.3加热炉选用 4.3.1加热炉的选型应满足热负荷和地面系统工艺要求，并通过技术经济对比确定；加热炉型式与参数应符合 SY/T 0540的有关规定。 4.3.2加热炉应选用成熟高效节能设备，严禁使用国家公布淘汰的产品。 4.3.3加热炉的额定功率宜为工艺用热需求的1.1倍。 4.3.4加热炉设计热效率符合下列规定：
a）对于采用负压燃烧方式的加热炉，当设计热负荷小于630kW时，设计热效率应不小于80%；
当设计热负荷不小于630kW时，设计热效率应不小于85%。 b）对于采用正压燃烧方式的加热炉，设计热效率应不小于90%。
4.3.5设计排烟温度应高出当地烟气露点温度20℃～30℃。当加热炉采用冷凝余热回收技术时，排烟温度不受此限制。 4.3.6根据集输工艺需要合理选择加热炉炉型，炉型选择满足以下要求：
a）井场加热炉宜选用真空相变加热炉或水套炉。 b）油田站场，泵前宜选用具备缓冲功能的加热炉，泵后宜选用水套炉、管式加热炉、介质走管
程的相变加热炉或有机热载体加热炉。 c）油田站场，被加热介质易淤积时，宜选用泵前加热流程；当被加热介质极易淤积时，宜选用
具备在线机械清淤功能的加热炉。 d）集气站宜选用多井加热工艺，加热炉宜选用真空相变加热炉或水套炉。 e）油田油气集输系统主要工艺单元加热炉选型参见附录A，气田集输系统主要工艺单元加热炉
选型参见附录B。
4.3.7 采用正压燃烧的加热炉宜选用自动控制燃烧器，具备被加热介质出口温度检测与加热炉输出功率联锁调节功能。 4.3.8站场加热炉应配置燃料计量仪表，计量仪表的配备应符合GB17167的规定。
5用热优化
5.1油田油气集输 5.1.1应及时跟踪油井采出液量、含水率、温度、压力等生产参数及环境变化，掌握用热需求及供热系统能力，对集油温度、掺水温度、掺水量、脱水温度、原油稳定温度、输油温度和集气温度、压力等生产参数进行实时优化调整。 5.1.2应根据油气产量的变化，及时调整加热炉运行参数，如调整加热炉的配风、进气量，控制排烟温度等，适应用热需求的变化，提高加热炉实际运行热效率。 5.1.3进入高含水开发期的油田，宜适时开展不加热集油现场试验；配套通球等措施可将集油温度控制在原油凝固点以下，停用加热炉。 5.1.4针对夏季用热需求减少，各油区应针对生产情况，采用季节性不加热集油、掺常温水、降低掺水量等措施，进行季节性停用加热炉研究，制定年度加热炉停用方案。 5.1.5根据采出液特性和生产实际，优选破乳剂类型，优化加药点、加药量和停留时间，降低脱水温度。
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5.1.6对多台并联运行的加热炉，当总用热负荷降低时，应及时调整加热炉运行台数，调整后单台加热炉负荷率宜不低于80%。 5.1.7当油田加热炉负荷率低于30%且热效率不能满足GB/T 31453限定值要求时，宜采取更换燃烧系统或加热炉等措施。 5.1.8根据生产运行情况，当站场处理后油水温度偏高且有余热利用需求时，可通过增设换热设备或采用热泵技术等措施回收余热再利用。 5.2气田集输 5.2.1应跟踪气田集输井场产气量、产液量、组分、温度、压力等生产参数，及时调整加热炉运行工况，提高用热效率。 5.2.2当采气井井口压力降低到10MPa 时，宜结合现场工艺、气田开发现状等因素，适时开展停用加热炉的技术论证。 5.2.3对于生产采气井，宜综合考虑运行工况和井筒完整性等因素，结合气井的大修改造等作业措施，可通过设置井下节流装置，取消在用加热炉，节能降耗。
6　运行维护
6.1应定期开展加热、缓冲、气液分离和原油脱水等设备的清淤、除垢、检测工作，提高设备用热效率。 6.2应加强加热炉性能及节能监测，在用加热炉运行热效率应满足GB/T 31453的要求；对节能监测不合格设备应制订整改计划，并限期整改。 6.3加强加热炉运行管理及维护检查的频次和内容满足以下要求：
a）每季度清理一次燃烧器，并检查燃烧道（耐火砖）有无错位、脱落、倒塌。 b）每年至少进行一次停炉检查，清除壳体及换热盘管内部淤积物；清理烟箱内的灰尘；检查加
热炉的内表面和外保温层有无裂缝、损坏，烟卤根部有无腐蚀；检查烟火管和换热盘管有无裂纹、变形、腐蚀；检查燃烧器有无损坏、积炭等问题。
6.4对炉效低、运行状况差、不满足安全生产运行的加热炉，应及时制定改造方案，按下列要求更新改造：
a）对使用年限长、承压部位腐蚀严重或热疲劳严重，经检测无法满足安全生产的加热炉，应及
时更换；加热炉更换时应根据生产参数变化，合理确定用热需求，优化加热炉配置。 b）对运行状况差的加热炉，改造或维修要求如下：
1）对空气系数过高经调节后仍无法达到GB/T 31453限定值要求的加热炉，应对燃烧系统进
行改造或更新; 2）对加热炉炉体外表面温度超过GB/T31453限定值要求的加热炉，应对加热设备保温情况
进行检查，对保温层破坏、腐蚀严重的部位，应及时进行维修； 3）对加热炉排烟温度过高经清淤清垢、吹灰等措施后仍无法达到GB/T 31453限定值要求的
加热炉，应对加热炉换热内件进行改造。
通过上述措施仍无法使运行热效率提高到GB/T31453热效率限定值以上的加热炉，应根据加热炉实际情况，采用高效燃烧、高效换热、智能控制、余热回收、阻垢防垢等加热炉改造单项技术或多项技术集成进行改造