Q/HS
中国海洋石油总公司企业标准
Q/HS 13008—2010
海上油气田工程设计节能技术规范
Technical specification for design of energy conservation
for offshore oil & gas field engineering
2011-01-07发布
2011一04一01实施
中国海洋石油总公司发布 Q/HS130082010
目 次
前言
I
范围· 2 规范性引用文件术语和定义
3
A 总则
油气集输、处理及储存.
5
注水及水处理
6 7
公用工程附录A（资料性附录） 能源消耗计算方法
+ .
..· Q/HS 13008—2010
前言
本标准的起草依据GB/T1.1-2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》 本标准由中国海洋石油总公司标准化委员会节能工作组提出并归口。 本标准起草单位：中海油研究总院。 本标准主要起草人：常炜、黄喆、窦培举、张海红、李鑫、周晓红、雷方辉、王文祥、向守安。 本标准主审人：李志军、王建丰。
II Q/HS13008—2010
海上油气田工程设计节能技术规范
1范围
本标准规定了海上油气田油气处理及有关公用工程设施设计节能技术要求，包括降低能源消耗和减少油气损耗两个方面。
本标准适用于新建海上油气田开发工程。改建工程和扩建工程可参照执行。
2规范性引用文件
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/T4272 设备及管道保温技术通则 GB/T 5656 离心泵技术条件（II类） GB/T 9234 机动往复泵 GB/T11062 天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法 GB/T 13007 离心泵效率 GB/T 14549 电能质量公用电网谐波 GB18613 中小型三相异步电动机能效限定值及能效等级 GB 19762 清水离心泵能效限定值及节能评价值 GB 50391 油田注水工程设计规范 SY/T5268-2006油田电力网网损率测试计算方法 Q/HS13006-2009固定资产投资工程项目可行性研究及初步设计节能篇（章）编写通则 Q/HS13007-2009能源计量器具配备与管理要求海上固定平台安全规则(2000年国家经济贸易委员会) 浮式生产储油装置(FPSO）安全规则（试行)(2006年海洋石油总公司）
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3. 1
设计综合能耗 total production energy consumptionfordesign 设计体系在生产过程中计算所消耗的燃料、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。 3. 2
单位产品（工作量）能耗 energyconsumptionperunitproduct (rawmaterial processed) 获得单位数量产品或处理单位数量原料的直接综合能耗和间接综合能耗之和。 注1：原油（凝析油）收集、脱水和输送系统是指处理每吨液体的能耗。 注2：原油稳定装置是指处理每吨原油的能耗。 注3：天然气（伴生气）收集、脱水和输送系统是指收集、脱水和输送每千立方米天然气（伴生气）的能耗，注4：注水系统是指注入井筒每吨水的能耗。
1 Q/HS13008—2010
4总则
4.1海上油气由工程设计中应贯彻节约能源、合理高效利用能源的原则，降低能源消耗，提高经济效益，统一设计标准和技术要求。 4.2海上油气由总体开发方案应进行合理高效利用能源的分析 4.3总体开发方案和基本设计应有节能篇（章），节能篇（章）的编制应符合Q/HS13006-2009的规定。 4.4能源计量器具配备应符合Q/HS13007-2009的规定。 4.5能源消耗计算方法参见附录A。新建项目的设计能耗指标应达到国内同类且条件类似的工程项目的先进水平。 4.6设计中应采取以下措施降低海上油气田开发工程的综合能耗和油气损耗：
a）应采用能量利用合理、油气损耗低的先进的油气处理工艺和设备；应采用新型高效节能设备，
严禁使用国家公布淘汰的产品； b) 优化海上油气田工程的总体布置和主要工艺设备的设计参数； c) 应根据油气田生产不断变化的特点，确定工程规模和能耗设备，必要时可分期配置设备； d) 根据海上油气田具体情况，宜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； e) 应根据地下能量变化情况选择合适的采油、采气工艺和集输压力，合理利用地下能量，优化系
统设计，减少设备压损和增压能耗，降低集输能耗； f) 根据油气田具体情况，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； 9）应优化加热（冷却）和换热过程，回收工艺过程中的余热（冷能），提高热（冷）能利用率； h）应做好管线和设备的保温隔热设计，减少热（冷）损失； i) 应减少天然气（伴生气）放空损失，充分利用生产过程中产生的低压烃类气体作燃料； j) 应采用成熟适用的自控技术，提高产品质量，降低仪表压损，减少能耗； k) 应合理选用配套工艺设施，提高机械采油（气）、注水、油气输送系统的能源利用水平； 1) 油井套管气宜考虑回收： m）油、气井宜考虑油井清蜡、气井防水合物及加药剂等节能措施； n) 应采用密闭的油气集输和处理工艺流程，合理选择原油储存温度和存储方式，以降低热耗和油
气损耗； o)/ 应结合实际情况，采用海水淡化技术及雨水收集利用技术； P）油田区域开发规划中应考虑伴生气的综合利用、电力组网及其它节能技术。
5油气集输、处理及储存
5.1油气集输 5.1.1油气集输工艺 5.1.1.1油气集输工艺流程应采用密闭流程，以降低油气损耗。应优先选择先进节能技术，优化工艺流程，采用高效节能设备，减少能耗， 5.1.1.2应提高油气集输自动化技术和设备的可靠性，减少天然气排放与事故放空。 5.1.1.3应做好设备和管道保温，减少能耗。 2 Q/HS130082010
5.1.1.4为降低原油输送压力，宜采用原油管道内降粘及减阻工艺。 5.1.1.5对于掺水流程，为预防管道结垢，应考虑向回掺污水中投加防垢药剂。 5.1.1.6应选择经济合理的方法防止天然气节流或输送过程中产生水合物。 5.1.1.7天然气压缩机采用燃气轮机驱动时，余热宜加以利用。 5.1.2海底管道 5.1.2.1应通过技术经济对比分析，选择能耗低、经济效益显著的海底管道输送工艺。 5.1.2.2海底管道应具备定期清管功能，减少摩阻，降低能耗，提高管输效率。 5.1.2.3海底管道应采用高效保温材料，减少散热损失，并对海底管道输送能耗进行分析。 5.1.2.4高凝原油输送海底管道应考虑采取注入降凝剂措施，以降低输送温度，减少能耗。 5.1.3油、气增压设备 5.1.3.1天然气或伴生气增压方式，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，经技术经济对比确定。 5.1.3.2气量波动较大时，可按以下方法确定压缩机：
a）选用单级活塞式压缩机时，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；
选用多台并联机组；
c）
d）采用可调转速的压缩机组。 5.1.3.3排量较大的压缩机一般按以下原则选用：
a）排量及功率较大，气量比较稳定，宜选用离心式压缩机： b）单机功率较小（一般在2000kW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。
5.1.3.4在气量较小，进气压力比较平稳时，可选用效率较高、操作简单的螺杆压缩机。 5.1.3.5用离心泵输送原油，除输送量很小外，所选泵的效率（以输水为准）应符合GB/T13007和GB 19762的规定。如果原油粘度太高，应选用容积泵。 5.1.3.6泵的配置方式应按照管道流量和压力变化、以及泵的特性，经技术经济对比确定。 5.1.3.7输油用电动机置优先选用空冷式，若采用水冷式，冷却水应循环使用。 5.1.4原油（天然气）加热及换热 5.1.4.1原油（天然气）加热的热源，应首先采取利用余热的方式，包括高温烟气余热、高温原油、高温天然气和高温生产水。无余热利用时可采用其它加热方式。 5.1.4.2当采用换热器为原油（天然气）加热时，应选用高效换热器。 5.2油气处理 5.2.1油气分离 5.2.1.1油气分离的级数和各级分离压力，应充分考虑合理利用上游剩余压力。 5.2.1.2油气分离设备应选用高效设备。 5.2.2原油脱水及稳定 5.2.2.1采用压力容器密闭沉降脱水工艺时，应尽量减少中间增压泵。 5.2.2.2游离水沉降宜与管道破乳相结合，尽量降低处理温度。 5.2.2.3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
3 Q/HS 130082010 通过聚结层的压降不应大于0.05MPa 5.2.2.4热化学脱水和（或）电脱水温度确定原则：
a）原油脱水温度需依据原油脱水实验并通过与脱水时间及能耗进行综合对比后确定； b）含蜡原油的脱水温度一般为净化原油倾点以上20℃； c）对于高粘度原油，应通过实验找出油和水相对密度差较大时的温度，脱水温度可稍低于这一温
度。
5.2.2.5来自电脱水器的高温水宜回掺，以利用热能 5.2.2.6当脱水温度超过外输要求的温度时，高温原油应通过与低温原油换热，降到外输需要的温度，以回收高温原油的热能。 5.2.2.7当原油蒸发损耗率大于0.2%时，应进行稳定处理。原油蒸发损耗率低于0.2%时，应结合工艺过程综合考虑 5.2.2.8宜采用热化学脱水器对原油进行稳定，热化学脱水器的操作温度应由原油稳定温度确定。 5.2.3天然气脱水 5.2.3.1天然气脱水装置应采用造价低、能耗低、操作费用低的脱水工艺。当天然气管输脱水深度要求不高且烃露点符合要求时，宜采用甘醇吸收法脱水工艺。 5.2.3.2甘醇吸收法脱水工艺中，采用汽提法再生时，若汽提气用量较大，应根据技术经济比较结果确定是否将含水汽提气回收利用， 5.2.3.3甘醇吸收法脱水工艺中，应设置贫/富甘醇换热器，最大限度地回收贫甘醇热量，降低富甘醇再生热负荷。 5.2.3.4当有中压蒸汽可利用时，富甘醇再生应采用蒸汽加热。 5.2.3.5当采用火管式重沸器加热再生富甘醇时，其热效率应不低于70%。 5.2.3.6当吸收塔压力较高，甘醇循环量较大，富甘醇所溶解的烃量较多时，应在吸收塔后设置富液闪蒸罐。闪蒸罐的设计应符合下列规定：
a）闪蒸气质量符合燃料气要求时，应进入燃料气系统； b）在满足燃料气系统压力和富甘醇再生系统所需压力的前提下，闪蒸罐的操作压力应尽量降低。
5.2.3.7甘醇脱水装置和分子筛脱水装置入口应设置高效分离器，分离出进料气中的游离水滴 5.3原油储存 5.3.1在满足原油输送要求的前提下，尽可能降低原油的储存温度，从而减少热耗。 5.3.2原油储罐（油舱）应采用保温和惰性气体密封，以减少热耗和油气蒸发损耗。 5.3.3用于原油储罐（油舱）覆盖保压的惰性气体应优先考虑利用锅炉尾气，若因条件限制必须利用燃料燃烧的方式产生情性气体，应优先考虑以伴生气（天然气）为燃料。
6注水及水处理
6.1注水 6.1.1注水工程设计应符合GB50391中的相关规定。 6.1.2在进行注水系统的设计时，应采用最优化的工艺流程。 6.1.3当油田开发需注水时，应优先考虑使用生产水作为注水水源。如生产水不足，海水或地下水作为补充水源的选择，应结合地质情况，通过技术经济对比确定。 6.1.4设备选型应符合如下要求：
a）离心式注水泵效率应不低于GB/T5656的规定。柱塞泵效率应符合GB/T9234的规定；
4 Q/HS13008—2010
b）应根据注入水水质，合理选择注水泵材质，满足耐腐耐磨，减缓泵效下降速度。在累计运行达
到10000h时，泵效下降不大于1%； c）注水电机应选用高效电动机。
6.1.57 高压配水阀组单元流程阀组总压降应不大于0.5MPa 6.1.6注水管网设计应进行技术经济指标对比，管网最远点注入井压降值不宜大于1.0MPa。 6.1.7注水泵出口流程中回流水量占注水总量的比率不应高于10%。 6.2含油污水处理 6.2.1 处理分离出来的污油应回收。 6.2.2处理流程应充分利用来水压力，减少中间用泵增压。 6.3海水脱氧工程 6.3.1应根据规模、海水氧含量、脱氧水指标及气源等实际情况，并通过技术经济比较确定脱氧工艺。 6.3.2脱氧装置的数量应根据规模、脱氧工艺等因素通过技术经济比较确定。脱氧装置不应设置备用，其配套的机泵可不设在线备用。 6.3.3超重力场脱氧的天然气应回收利用 6.4海水淡化 6.4.1应根据外部条件及水质要求，通过技术经济比较确定采用节能、高效的海水淡化工艺。 6.4.2采用反渗透法工艺时，应采用适当的取水方法、预处理方法及能量回收装置，降低能耗。 6.5其它 6.5.1冷却水供给系统优先考虑采用海水，如采用淡水，应循环使用；系统工作余压不宜大于0.15MPa。 6.5.2温度高于70℃的生产水，应考虑其余热的回收利用。 6.5.3在东海及南海海域，应考虑雨水的收集利用。
7公用工程
7.1发电 7.1.1优先考虑以油田伴生气/天然气为电站燃料，选用燃气透平发电机或往复式燃气发动机作为主电站，轻柴油可以作为电站备用燃料，高温烟气中的余热应考虑回收利用。 7.1.2主电站配置应综合考虑经济性、可靠性以及油气田规模和规划等因素，合理确定发电机组台数和负荷率，使电站在经济高效工况下运行。 7.1.3设备选型时，轻型燃气轮机电站的效率一般不低于27%；各类往复机电站的效率应不低于40%。 7.1.4对于透平发电机组，应按一年一遇的夏季最高环境温度下的现场出力进行电站选型，并且所选配的发电机不应小于燃气透平在ISO条件下的发出功率，以保证透平在低温下输出的机械能尽可能多的转化为电能，提高燃料的利用率。
注：ISO条件是：海平面，进气温度15℃，不考虑进、排气阻力损失，不考虑齿轮箱效率，不考虑发电机效率，连
续持久功率。
7.2供电 7.2.11 供配电系统设计应采用符合国家现行有关标准，效率高、能耗低、技术性能先进的电气产品 7.2.2合理选择输电海缆电压等级和载流量，减少线路损耗，线损率的计算应符合SY/T5268-2006的
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