能源经济怎么样海上油气田工程设计节能技术规范 中国海洋石油总公司企业标准QHS

5.1.3.6泵的配置方式应按道流量和压力变化、以及泵的特性，经技术经济对比确定。

5.1.3油、气增压设备

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。

5.1.2.1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。

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。

5.1.3.7输油用电动机宜优先选用空冷式，若采用水冷式，冷却水应循环使用。

设计综合能耗total production energy consumption for design

5.3原油储存

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。

b)单台电动机功率在220kW及以上时，除《海上固定平台安全规则》和《浮式生产储油装置（FPSO）安全规则》需配备应急电源的设备外，应采用中压电动机；

GB/T 5656离心泵技术条件（II类）

单位产品（工作量）能耗energy consumption per unit product (raw material processed)

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。

6.1.4设备选型应符合如下要求：

7.2.4选择合理的供电方式和变压器容量﹑台数，单台变压器负荷率宜按70%~85%选择，实现变压器经济运行。

l)油井套管气宜考虑回收；

7.4.1根据房间总平面规划，合理确定冷热源、风机机房、室外机的，尽可能缩短冷、热水系统和风系统输送距离；空调室外机应设置在通风良好的场所，并避免热气流、气流或含油气流的影响。

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。

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。

GB/T 9234机动往复泵

5.2.2.5来自电脱水器的高温水宜回掺，以利用热能。

7.2.8.5对于功率100kw以上的单台用电设备应根据需要考虑在相应设备的供电开关柜上设置电能计量表。

6.4海水淡化

5.1.3.2气量波动较大时，可按以下方法确定压缩机：

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。

6.5.3在东海及南海海域，应考虑雨水的收集利用。

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；

浮式生产储油装置(FPSO)安全规则(试行)(2006年海洋石油总公司)

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；

7.2.8.3当从外部转供电时，应在进线开关处设电能计量表，将发配电系统作为整体用能单元进行能源计量考核。

6.2.2处理流程应充分利用来水压力，减少中间用泵增压。

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：

7.4采暖通风空调

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；

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。

4总则

5油气集输、处理及储存

7.2.10在气田条件许可且经济有效的条件下，应考虑因地制宜使用其他能源（风能、太阳能等）。

7.3.3油气田用加热炉应采用先进的炉型结构及高效燃烧设备，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。锅炉热效率不宜低于85%。

7.4.6除特殊情况外，在同一个空气处理系统中，不应同时有加热和冷却过程。设备、管道及房间宜采用好的保温、绝热材料，减少散热。

7.4.5应优先采用通风消除室内余热、余湿或其他污染物，缩短需冷却处理的空调新风系统的使用时间，在条件允许的情况下，应尽可能考虑集中空调系统排风余热或冷凝水回收利用。

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：

注4：注水系统是指注入井筒每吨水的能耗。

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。

7.3.5机泵应选用效率高、能耗低、性能先进的产品。

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。

7.1.4对于透平发电机组，应按一年一遇的夏季最高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，以透平在低温下输出的机械能尽可能多的为电能，提高燃料的利用率。

7.2.8电能计量

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%。

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/HS 13006-2009的。

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。

5.1.4原油（天然气）加热及换热

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；

5.1.3.3排量较大的压缩机一般按以下原则选用：

5.2.1油气分离

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。

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。

4.2海上油气田总体开发方案应进行合理高效利用能源的分析。

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。

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；

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。

b)含蜡原油的脱水温度一般为净化原油倾点以上20℃；

7.2.2合理选择输电海缆电压等级和载流量，减少线损耗，线损率的计算应符合SY/T 5268-2006的。

5.1.1油气集输工艺

Q/HS 13007-2009能源计量器具配备与管理要求

6.3.3超重力场脱氧的天然气应回收利用。

d)采用可调转速的压缩机组。

GB/T 13007离心泵效率

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。

5.2.2原油脱水及稳定

7.3.6设备及管道的保温，应符合GB/T 4272的。

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。

7.2.8.2当向外供电时，应在升压变压器高压侧进行计量。

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%。

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。

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；

6.1注水

5.2.3.7甘醇脱水装置和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。

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；

5.2油气处理

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。

6.1.1注水工程设计应符合GB 50391中的相关。

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。

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。

SY/T 5268-2006油田电力网网损率测试计算方法

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。

c)对负荷变化较大的机泵类宜采用电动机调速技术；

6注水及水处理

5.1油气集输

7.2.9用电设备的非线性负荷产生的高次谐波会引起电网电压及电流的畸变，应采取高次谐波的措施达到GB/T 14549的要求。

GB/T 11062天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法

本标准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。

6.5其它

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。

Q/HS 13006-2009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

4.1海上油气田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。

3.1

7.2.7电动机的选择有以下原则：

5.2.1.2油气分离设备应选用高效设备。

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；

6.3海水脱氧工程

7.3供热

7.4.4采暖、空调方式及其设备选型应综合考虑该地区条件、供热/供冷期、能源消耗量、运行费用等因素进行技术经济综合分析，并应充分考虑所在区域可利用能源情况、设备用能效率等因素，推广分布式或复合式供冷、供热技术，提高能源综合利用率。

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。

5.2.3.3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。

5.1.4.1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。

5.1.3.1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。

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；

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。

2规范性引用文件

d)若电动机负载率在正常运行条件下低于40%时，宜进行合理更换。

5.2.3天然气脱水

GB 50391油田注水工程设计规范

g)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；

6.5.2温度高于70℃的生产水，应考虑其余热的回收利用。

a)应按GB 18613的选择国家最新推荐的高效节能型电动机；

7.3.2应综合考虑经济性、可靠性以及油气田规模和规划等因素，合理确定加热炉台数和单台负荷。尽可能使加热炉的负荷率保持在80%~100%范围内。

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%；

3.2

7.2.1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。

7.2.5合理选用和配置无功功率补偿设备。根据用电负荷的增长和变化情况，装设的无功功率补偿设备应能分组投切。在技术经济条件允许情况下，宜采用按功率因数要求的自动投切装置，以利于合理补偿。

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。

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；

7.3.4应优先采用油气田伴生气/天然气作为燃料；当以原油为燃料时，宜设油(气)、空气比例调节装置。

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。

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；

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。

5.1.2.2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。

海上固定平台安全规则(2000年国家经济贸易委员会)

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/T 13007和GB 19762的。如果原油粘度太高，应选用容积泵。

7.4.2采暖和空气调节系统的设计应考虑不同区域条件影响，并对每一个采暖空调房间或区域热负荷和逐项逐时的冷负荷进行计算，作为选择末端设备、确定管道直径、选择冷热源设备容量的基本依据。

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。

7.4.3对于房间内冬季取暖，应综合考虑该地区条件、采暖期、能源消耗量、运行费用等因素进行技术经济综合分析，设计合理的采暖系统。

GB/T 4272设备及管道保温技术通则

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。

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%。

5.1.2海底管道

6.1.5高压配水阀组单元流程阀组总压降应不大于0.5MPa。

7.2.3发电中心应尽量靠近油气田用电负荷中心，以缩短供电半径，应合理选择供配电电压等级、减少变配电级数。

a)排量及功率较大，气量比较稳定，宜选用离心式压缩机；

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符合要求时，宜采用甘醇吸收法脱水工艺。

7.2.8.1当自发电时，应在每台发电机组处设电能计量表。

下列术语和定义适用于本文件。

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。

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，液体通过聚结层的压降不应大于0.05MPa。

7.2供电

5.1.1.3应做好设备和管道保温，减少能耗。

h)应做好管线和设备的保温隔热设计，减少热（冷）损失；

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。

7.3.1应优先采用余热回收系统，热能不足或不具备条件时，采用补燃装置或其他高效供热系统。

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。

注2：原油稳定装置是指处理每吨原油的能耗。

6.2.1处理分离出来的污油应回收。

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。

c)选用多台并联机组；

6.2含油污水处理

1范围

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。

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；

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。

c)注水电机应选用高效电动机。

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。

a)离心式注水泵效率应不低于GB/T 5656的。柱塞泵效率应符合GB/T 9234的；

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。

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；

3术语和定义

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，若因条件必须利用燃料燃烧的方式产生惰性气体，应优先考虑以伴生气（天然气）为燃料。

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。

5.2.2.4热化学脱水和（或）电脱水温度确定原则：

GB 18613中小型三相异步电动机能效限定值及能效等级

7.2.6应优先采用光效高、能耗低、寿命长的节能灯具。

4.4能源计量器具配备应符合Q/HS 13007-2009的。

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，按的计算方法和单位分别折算为一次能源后的总和。

7.2.8.4供配电系统节能监测项目应包括日负荷率、变压器负载系数、海缆损耗及电力系统功率因数。

7.1发电

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；

a)闪蒸气质量符合燃料气要求时，应进入燃料气系统；

7公用工程

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；

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。

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。

GB/T 14549电能质量公用电网谐波

GB 19762清水离心泵能效限定值及节能评价值

7.4.7根据平台实际情况，条件允许情况下，应优先考虑利用平台高温介质余热回收制冷（热）空调技术。

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。