ICS 75—010 E 01 备案号：53422—2016
SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 6420-2016 代替 SY/T 6420-2008
油田地面工程设计节能技术规范
Technical specification of energy conservation
for oil field surface engineering design
2016一01一07 发布
2016-06一01实施
国家能源局 发布 SY/T 6420--2016
次
目
前言
范围规范性引用文件
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3 术语和定义
般规定油气集输 5.1 油气集输工艺 5.2 采油井场 5.3 集输管道 5. 4 油田气增压 5.5 机泵选型 5.6 原油加热及换热 5.7 油气分离 5.8 原油脱水 5. 9 原油稳定 5.10 原油储存· 5.11 天然气凝液回收· 6．注水、注汽和采出水处理 6. 1 注水 6.2 注汽 6.3 采出水处理 7　公用工程 7. 1 电力 7. 2 供热附录A (资料性附录) 能源消耗的计算方法
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6 SY/T 6420—2016
前言
本标准按照GB/T 1.1一2009《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。
本标准代替SY/T 64202008《油田地面工程设计节能技术规范》，与SY/T 6420-2008相比，除编辑性修改外，主要技术变化如下：
修改了油气集输管道设计的要求（见5.3.1，2008年版的5.4.1）：增加了单管环状掺水集油工艺掺水控制的要求（见5.3.5)；修改了压缩机选型的要求（见5.4.2，2008年版的5.5.3）；增加了需要流量控制的机泵设置调速装置的要求（见5.5.5）；修改了加热炉采用自然通风的效率指标要求（见5.6.2，2008年版的5.7.2）：修改了压力容器密闭沉降脱水工艺的要求（见5.8.1，2008年版的5.9.2）; 修改了第二段脱水温度确定原则（见5.8.4，2008年版的5.9.5）；删除了扩、改建工程配电变压器使用的内容（见2008年版的7.1.3）；修改了供电线路供电范围的内容（见7.1.4，2008年版的7.1.5）；修改了抑制谐波的内容（见7.1.8，2008年版的7.1.9）；修改了照明要求的内容（见7.1.9，2008年版的7.1.10，7.1.11和7.1.12）；增加了对天然气为燃料的锅炉、导热油炉烟气余热回收的要求（见7.2.7）；修改了能量折算指标（见表A.2，2008年版的表A.2）。
本标准由石油工业节能节水专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：大庆油田工程有限公司、中油辽河工程有限公司、中国石油天然气管道工程有
限公司、中石化石油工程设计有限公司、中国石油天然气股份有限公司北京油气调控中心。
本标准主要起草人：景志远、贾晨光、张菁、蒋新、宋成文、纪连强、赵雪峰、宫德河、杨清
民、娄玉华、王惰、李刚、周立峰、刘金菊、何绍军、李德权、周长才、李敬、刘冰。
本标准代替了 SY/T 6420—2008。 SY/T 6420—2008的历次版本发布情况为：
-SY/T 6420—1999; -SYJ 44-1990。
ⅡI SY/T 6420—2016
设计体系在生产过程中计算所消耗的燃料、电力、耗能工质的数量，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
单位工作量能耗 E : energy consumption per unit of raw material processed 处理单位数量原料的综合能耗。对原油收集系统和原油脱水装置是指处理每吨液体的综合能耗，
对原油稳定装置是指处理每吨原油的综合能耗，对油田气处理装置是指处理每千立方米天然气的综合能耗。 3.3
单位产品能耗energy consumption per unit product 获得单位数量产品的综合能耗。对原油收集、脱水、输送系统是指收集、脱水、输送每吨原油的
综合能耗；对注水系统是指注人井筒每吨水的综合能耗；对天然气收集输送系统是指收集输送每千立方米天然气的综合能耗；对油田气处理装置是指获得每吨轻烃的综合能耗；对原油稳定装置是指获得每吨轻烃混合物的综合能耗。
4．一般规定
4.1油田总体规划应有合理利用能源的论证，并应有能耗指标的估算。 4.2可行性研究报告和初步设计应有节能篇（章），阐述耗能的种类和数量、设计综合能耗指标、主要节能措施等内容。能源计量器具的配备应符合GB 17167和GB/T 20901的规定。 4.3评价工程设计的能效水平时，应说明其范围和特点。新建项目的设计综合能耗指标应达到同类且条件类似的工程项目的国内先进水平。 4.4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。 4.5油田地面工程设计应综合规划、因地制宜利用太阳能、风能、地热能等天然资源。 4.6设计中应采取以下措施降低油田地面工程的综合能耗和油气损耗：
a） 根据油田产能开发预测，合理确定工程规模和耗能设备，必要时可分期配置设备。 b） 优化油田地面工程的平面布局、主要工艺设备与设计参数，并进行综合能耗指标对比。 c） 配套建设油气集输系统，采用油气密闭集输流程，合理收集低压气和零散气。 d） 合理采用能量利用科学、油气损耗低的先进油气集输工艺和高效节能设备。 e) 合理选用配套工艺设施，提高机械采油、注水、注汽、油气集输系统的能源利用水平。 f) 根据油田具体情况，采用电动机调速节电和电力电子节能技术。 g）↑ 优化加热和换热过程，回收低温热量。 h）↑ 做好集输油、供热等管线和设备的保温（冷），减少散热（冷）损失。 i） 根据油田具体情况，实行燃气驱动、热电和热动力联供。 j）采用成熟适用的自控技术。
4.7油田地面工程能源消耗指标包括设计综合能耗、单位工作量能耗、单位产品能耗。能耗计算方法参见附录 A。
5油气集输
5.1　油气集输工艺 5.1.1油气集输宜采用密闭流程。 5.1.2应充分利用油井流体的压力能，减少油气增压次数。通过技术经济对比分析确定合理的集输半径，降低集输能耗。 2 SY/T 6420-—2016
5.1.3 应根据不同的加热保温方式，通过综合能耗对比和技术经济比选，确定油田油气收集的基本流程。 5.1.4当油田开发进人中、高含水期，宜采用原油管道内破乳降黏工艺。 5.1.5对于掺水流程，宜向回掺采出水中投加防垢药剂或在管道上安装有效的防垢设备。 5.1.6原油脱水与原油稳定装置宜联合布置，实现能量梯级利用。对于低产油田，油气分离、加热、 脱水设备宜选用多功能的组合装置。 5.2　采油井场 5.2.1) 应根据地下能量变化情况选择与集输工艺流程相适应的采油井场，合理利用地下剩余能量。 5.2.2 采油井场宜设油井清蜡及加药等节能措施。 5.2.3套管气宜回收利用。 5.3集输管道 5.3.1 集输油管线的设计，应进行管道水力和热力优化计算，充分利用地层能量和采油设备举升能力，宜将井口回压控制在1.5MPa以内，降低油井采出液进站温度，缩小集油管道管径。 5.3.2易结蜡的集输油管道宜采取清管措施。 5.3.3在满足工艺要求的情况下，优先选用管道摩阻小的管材。 5.3.4宜合理确定管道埋地深度。 5.3.5当油井采用单管环状掺水集油工艺时，掺水管道可设置掺水温控装置，根据集油回油温度调节掺水量。 5.4油田气增压 5.4.1 应根据气体组分、输气量和压力，以及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油田气增压方式。 5.4.2无特殊情况时，应按以下原则选用压缩机：
a）排量及功率较大，气量比较稳定，宜选用离心式压缩机 b）排量及单机功率较小．宜选用效率较高的容积式压缩机。
5.4.3 气量波动较大时，应按以下方法确定压缩机：
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，必要时采用顶开部
分吸气阀调节。 b）i 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。
5.5机泵选型 5. 5. 1 应按照管道流量和压力变化、泵的特性，经技术经济对比确定泵的配置方式。 5.5.2用离心泵输送原油，所选泵的效率（以输水为准）应符合 GB/T 13007，GB 19762 和 SY／T 0049的规定。 5.5.3原油黏度大，使用离心泵输送明显不经济时，应选用容积泵。 5.5.4输油泵电动机宜优先选用空冷式；若采用水冷式，冷却水宜循环使用。 5.5.5需要进行流量控制的机泵可设调速装置进行调节。 5.6原油加热及换热 5.6.1应首先利用余热作为原油加热的热源。无余热利用时，可采用其他加热方式。
3 SY/T 6420—2016
5.11.3冷冻及换热应采用高效的制冷循环和缩小换热温差措施。 5:11.4轻烃分馏部分应合理确定工作压力和分馏顺序。 5.11.5应利用装置自身的冷源和热源，减少外冷措施。
6注水、注汽和采出水处理
6.1 注水 6.1.1注水管网设计应进行技术经济指标对比，管网最远点注人井压降值不宜大于 1.0MPa。 6.1.2当区块井间注入压力差大于1.5MPa 时，应采用分压注水管网系统设计。 6.1.3高压配水阀组单元流程阀组总压降应不大于0.5MPa，注水泵宜采取调速措施，减少节流和回流损失，降低泵管压差 6.1.4冷却水供给系统工作余压不大于 0.15MPa，冷却水应循环使用。 6.1.5 设备选型如下：
选用离心式注水泵时，其效率应符合GB/T 5656 和 SY/T6569的规定；柱塞泵选用应符合
a）
GB/T 9234 的规定。
b）’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。 c）应根据注人水水质，合理选择注水泵材质，满足耐腐耐磨，减缓泵效下降速度。 d）注水泵用电动机应选用高效电动机。
6.2　注汽 6.2.1：注汽系统设计应符合 SY/T 0027的规定 6.2.2注汽站的燃料结构应根据当地燃料供应条件，经技术经济论证后确定。 6.2.3注汽站宜靠近热负荷中心，并根据燃料的供应和废水、废气、废渣的排放情况综合比较后确定。 6.2.4注汽锅炉生产用水宜优先采用油田采出水。 6.2.5燃煤注汽锅炉热效率不应低于80%，燃油、燃气注汽锅炉热效率不应低于85%。 6.2.6注汽站不宜设置备用注汽锅炉。固定式注汽锅炉工时利用率不宜低于85%。 6.2.7应综合利用注汽系统热能。注汽站生产、采暖及生活用热宜优先利用余热， 6.2.8固定式燃油注汽站采用电热式油加热器时，应限于启动点火或临时加热，不应作为经常加热燃油的设备；移动式燃油注汽站采用何种加热方式，应经技术经济比较确定。 6.2.9注汽站处于负荷中心时，注汽管线宜采用辐射状敷设方式；距负荷中心较远时，注汽管线宜采用辐射状和枝状相结合的敷设方式。 6.2.10注汽管道管托宜采用隔热结构。 6.2.11设备及管道的保温应符合GB/T 4272的规定。 6.2.12当利用已有注汽锅炉的额定出口蒸汽干度不能满足注汽要求时，可设置汽水分离装置。汽水分离装置分离水热量应回收利用，分离水宜回收利用。 6.2.13注汽锅炉应设置启、停排放装置，排放水宜回收和利用。 6.3采出水处理 6.3.1采出水处理过程中分离出来的污油应回收。 6.3.2　采出水处理过程应充分利用来水压力及余热。