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1、O/SY中国石蝌汽蒯有限懒业辘Q/SY060362023代替Q/SY060362019油气田地面工程标准化设计技术导则Guidelineforoilandgasfieldsurfacefocilitystandardization2023-12-01 实施20231019发布中国石油天然气集团有限公司发布目次前言II1范围12规范性引用文件13术语和定义14总体原则和要求15油气田开发地面工程建设模式25.1 油田25.2 气田36油田油气集输与处理46.1 油气集输46.2 油气处理47气田集输与处理57.1 天然气集输57.2 天然气处理58地下储气库68.1 井口工艺68.2 注气工艺7
2、8.3 采出气处理工艺79采出水处理710注入工艺810.1 注水工艺810.2 化学驱油田注入工艺810.3 SAGD油田注入工艺810.4 火驱油田注入工艺910.5 减氧空气/泡沫驱油田注入工艺910.6 二氧化碳驱油田注入工艺9H清洁能源利用911.1 地热及采出水余热911.2 光伏1011.3 风电10-XX.-A刖三本文件按照GB/TL1-2020标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则的规定起草。本文件代替Q/SY060362019油气田地面工程标准化设计技术导则，与Q/SY060362019相比，除结构调整和编辑性故动外，主要技术内容变化如下：a）增加了“术语和定义
3、”一章（见第3章）；b）增加了“总体原则和要求”一章，包括标准化设计、一体化集成装置、油气生产物联网、油气田智能化的要求（见第4章）；c）增加了致密油田、页岩油田、缝洞型碳酸盐岩油田、化学驱油田、气驱油田的建设模式（见5.1）;d）增加了致密气田、页岩气田、地下储气库的建设模式（见52）;e）增加了油田原油集油工艺要求（见6.1.2）f）增加了油田伴生气集气工艺要求（见61.3）;g）删除了普通稠油脱水的工艺要求（见2019年版的4.2.3）;h）修改了天然气集输的内容及表述（见7.L1、71.2、713、7.1.4、7.1.5、7.L6,见2019年版的5.L1）;i）增加了井口放空内容（见
4、81.6）:j）增加了井口工程基础模块内容（见8.1.7）;k）增加了采出水处理工艺内容（见91）1）增加了压裂返排液回用要求内容（见9.5）;m）增加了“注入工艺”一章，包括化学驱油田注入工艺、SAGD油田注入工艺、火驱油田注入工艺、减氧空气/泡沫驱油田注入工艺、二氧化碳驱油田注入工艺，并将2019年版的有关内容更改后纳入（见第10章）11）增加了“清洁能源利用”一章（见第11章）；0）删除了“辅助工程”一章（见2019年版的第8章）。本文件由中国石油天然气集团有限公司标准化委员会石油石化工程建设专业标准化技术委员会提出并归口。本文件起草单位：规划总院、油气和新能源分公司、长庆油田分公司。本
5、文件主要起草人：张松、班兴安、文韵豪、谢卫红、李庆、吴浩、李昱江、刘主宸、庞永莉、巴玺立、王丽荣、吕莉莉、云庆、朱景义、刘炜、何军。本文件审查专家：孟宪杰、林冉、郭巧梅、张箭啸、张志贵、王亚林、李爽、戚亚明、孙海英、蒋新、曾林峰。本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：2014年首次发布为Q/SY1686-2014,2019年标准复审结论为继续有效，标准编号变更为Q/SY060362019;本次为第一次修订。油气田地面工程标准化设计技术导则1范围本文件规定了油气田地面工程标准化设计的总体原则和要求、油气田开发地面工程建设模式、油田油气集输与处理、气田集输与处理、地下储气库、采出水处理、注入工
6、艺、清洁能源利用等内容和要求。本文件适用于陆上油气田、滩海油田、地下储气库地面工程标准化设计。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件，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。SY/T6769（所有部分）非金属管道设计、施工及验收规范SY/T7352油气田地面工程数据采集与监控系统设计规范SY/T7468油气生产物联网系统技术规范Q/SY06009油气田地面工程建筑设计规范Q/SY06027油气田地面工程视觉形象设计规范Q/SY06034油气田用非金属管道应用导则3术语和定义本
7、文件没有需要界定的术语和定义。4总体原则和要求4.1 根据油气田开发地面工程建设模式开展油气田地面工程标准化设计，达到工艺流程、平面布局、设备选型、三维配管、模块划分和建设标准的统一。4.2 地面工程宜采用标准化设计、模块化建设，优先选用一体化集成装置，形成不同规模的标准化系列。实现工厂化预制，为现场组装创造条件，提高建设水平。4.3 油气生产物联网系统构架与功能、数据采集与监控子系统、数据传输子系统、生产管理子系统及系统数据管理、信息安全等设计应符合SY/T7468的相关规定：地面工程建设数据采集与监控、网络传输和生产管理平台技术应符合SY/T7352的相关规定。4.4 结合油气田智能化建设
8、需要，合理确定智能化水平。中小型站场宜按无人值守、远程监控设计，大型站场宜按照少人值守、集中监控设计。4. 5站场综合值班用房应优先采用标准化设计。生产管理及辅助生产建筑物的建筑面积宜按Q/SY06023执行。值班宿舍、职工食堂及餐厅面积应符合Q/SY06009的相关规定。4.6 根据不同油气田特点，应选择合理的建设模式，并采用适宜的集输处理技术。4.7 在技术可行经济合理的前提下，因地制宜，充分利用太阳能、风能、地热能等清洁能源和挥发性有机物(VOCs)治理的技术。4.8 站场所涉及的地面设备、管道、设施、建(构)筑物的视觉形象设计按照Q/SY06027的相关规定执行。5油气田开发地面工程建
9、设模式5.1 油田5.1.1 整装油田一次建成产能规模大、单井产量较高、井站多、管网系统复杂、生产期较长的油田，地面工程建设模式宜为整体建设、功能齐全、系统配套。5.1.2 分散小断块油田地面工程建设产能规模较小、产建区域较分散的油田，地面工程建设模式宜为短小申简、配套就近。5.1.3 低渗透油田油层储层渗透率低、丰度低、井数多、单井产量低、生产成本较高的油田，地面工程建设模式宜为软件计量、一体化集成装置增压及处理、恒流配水。5.1.4 致密、页岩油田单井产量及气油比等主要生产参数波动大、下降迅速、阶段性强、地面设施建设规模确定难的油田，地面工程建设模式宜为骨架先行、系统逐步介入，依据开发方案
10、优先建设油气输送干线、供电、供水、通信、道路等骨架工程，并形成输送廊带。5.1.5 缝洞型碳酸盐岩油田油井分布范围广、井间生产参数差异大、产量递减快的油田，地面工程建设模式宜为按带布线、按区布站、骨架先行、集输系统快速接人。5.1.6 稠油油田稠油油田包含蒸汽吞吐油田、蒸汽驱油田、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)油田和火驱油田，并应符合下列规定：a)先向油井注入一定量的蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产的蒸汽吞吐油田及由注入井连续不断地往油层中注入高干度的蒸汽，蒸汽不断地加热油层，将原油驱赶到生产井的周围，并被采到地面上来的蒸汽驱油田，地面工程建设模式宜为高温密闭集输，注汽锅
11、炉分散布置与集中布置相结合，软化水集中处理，污水回用锅炉；b)SAGD油田地面工程建设模式宜为分散或集中生产高干度蒸汽、高温密闭集输及处理、热能综合利用；c)火驱油田地面工程建设模式宜为注气站集中建设、靠近用气负荷中心，油套分输，集中处理。5.1.7 化学驱油田地面工程建设模式宜为集中配制、分散注入或配注合一，采出液单独处理。5.1.8 气驱油田气驱油田包含减氧空气/泡沫驱油田、天然气驱油田和二氧化碳驱油田，并应符合下列规定：a）减氧空气/泡沫驱油田地面工程建设模式宜为先导试验阶段采用移动式橇装注气装置，工业化注入阶段采用集中式注入；b）通过注入天然气提高采收率，在补充油层能力的同时可以将原油
12、驱替到油井中的天然气驱油田，地面工程建设模式宜为天然气集中增压、分散注入C）二氧化碳驱油田地面工程建设模式宜为先导试验阶段采用可移动一体化式注入，规模化注入阶段采用相对稳定的模块化装置注入、同时考虑搬迁需求，处理后的二氧化碳或高含二氧化碳采出气应循环注入。5.1.9 沙漠油田处于沙漠或戈壁荒原、自然环境条件恶劣、社会依托条件差的油田，地面工程建设模式宜为优化前端、功能适度，完善后端，集中处理5.1.10 滩海油田位于潮上带、潮间带及我水（一般界定为海图水深5m以浅）区域的油田，地面工程建设模式宜为根据油田具体情况采用全陆式或半陆半海式开发，简化海上，气液混输、陆岸集中处理。5.2 气田5.2.
13、1 常规气田常规气田包含高压常规气田、中低压常规气田，并应符合下列规定：a）高压常规气田地面工程建设模式宜为高压集气、采用焦耳一汤姆逊节流膨胀阀（J-T阀）节流制冷，实现烽水露点控制和凝液回收b）中低压常规气田地面工程建设模式宜为多井集气、湿气集输。集中处理。5.22 凝析气田地面工程建设模式宜为采用油气水三相混擒、加热与注醉统筹优选、集中处理工艺；对采用循环注气开发方式的凝析气田，注气装置与处理装置宜合建。5.23 3含硫化氢气田天然气中硫化氢（IkS）需经脱除才能符合管输商品气气质要求的气田，地面工程建设模式宜为单井集气、气液混输、碳钢加注缓蚀剂防腐、集中净化处理。5.23.4 二瓶化碳气
14、田天然气中CO?需经脱除才能符合管输商品气气质要求的气田，地面工程建设模式宜为单井集气、气液混输、碳钢加注缓蚀剂防腐、集中净化处理。5.23.5 层气田/深层煤层气田煤层气田地面工程建设模式宜为排水采气、井间串接、增压集输、区域增压与集中增压相结合、区域预脱水和集中脱水相结合、一体化建站：深层煤层气田地面工程建设模式宜为中低压双管集气、气水分输、”辐射或枝状”管网，区域增压与集中增压相结合、区域预脱水和集中脱水相结合、一体化建站。5.23.6 密气田地面工程建设模式宜为井卜节流、井间串接、气液混输、中低压集气，集中处理。5.27页岩气田地面工程建设模式宜为湿气集揄、辐射为主和枝状串接为辅、集中
15、增压为主和节点（平台增压为辅）、集中脱水、统筹部署与分期实施相结合，采用阶段性井场工艺流程，满足页岩气不同生产时期的特点，全面实行标准化设计、模块化施工、橇装化设备，可搬迁和重复利用。5. 2.8地下储气库地面工程建设模式宜为单井注采计量、高压注采集输、集中注气增压和燃水露点控制、双向输气，盐穴型地下储气库需要老水加不饱和卤水循环造腔。6油田油气集输与处理5.1 油气集输5.1.1 油田地面工程标准化设计应优先采用单管不加热（申接）集油工艺。当不能采用单管不加热（串接）集油工艺时，应结合油品物性、产液特点和环境特点，优化集油系统进站温度参数，对高含水含蜡原油宜高于并接近临界黏壁温度。5.1.2
16、 油井较多、分布较为集中的油田，宜采用管道集油：单井产量低、油井分散的油田或边远的油井，可采用车拉集油方式。5.1.3 油田伴生气集气工艺应结合油气集输工艺流程，通过技术经济分析，选择油气混输或油气分输工艺，集气应充分利用油气分离的压力，当分离压力不能满足要求时，应进行增压。5.1.4 单井计量应优先采用软件量油，采用软件量油应定期对计量精度进行标定；当软件量油不能满足要求时，可采用选井分离计量工艺。5.1.5 稠油油田单井计量宜采用多通阀选井、轮换式计量。5.1.6 对于腐蚀性强的土壤或输送腐蚀性强的介质，集输管道可采用非金属管道。选用非金属管道应符合Q/SY06034和SY/T6769（所
17、有部分）的有关规定。5.1.7 油田集输工程应积极采用油气混输技术，优先采用成熟的“一体化集成装置”，优化简化集油系统。5.1.8 油田集输工程基础模块包括但不限于：井场模块、集油阀组模块、计量分离模块、进站阀组模块、分离设备模块、加热设备模块、组合装置模块、存储设备模块、机泵设备模块、油气计量模块、清管设备模块、加药装置模块。5.2 油气处理6. 2.1含水原油脱水工艺应根据油品性质、建设规模，对能量消耗、操作费用、基建投资、经济效益等方面进行综合对比分析后确定；中高含水原油应先进行游离水脱除，二段宜采用三相分离脱水器或电脱水器；低含水原油宜采用一段脱水工艺。6.2.2低产、低渗透小断块油田
18、设计规模一般较小，原油脱水宜采用经济适用的“多功能组合装置”，简化处理工艺。6.2.3通过技术经济比选，加热设备宜优先采用电加热设备、热泵和分体相变等加热炉，供热系统宜优先选用清洁能源供热技术。原油脱水、稳定、外输等供热应整体进行热能平衡、实现集中供热。6.2.4各油田应采用或研制（筛选）与集输工艺相配套的低温破乳剂。6.2.5选择原油稳定工艺应对产品收率、能量消耗、操作费用、基建投资、经济效益等方面进行综合对比分析后确定。在原油中CJC4含量大于2.5%（质量分数）时，宜选择微正压闪蒸工艺。6. 2.6原油稳定装置宜相对集中建设，原稳不凝气宜与伴生气一并处理。6.7.7 伴生气处理工艺应根据
19、伴生气组分、建设规模，对产品收率、能量消耗、操作费用、基建投资、经济效益等方面进行综合对比分析后确定，宜选用中深冷工艺。6.7.8 蒸汽驱和SAGD油田应充分利用热能，最大限度地减少热能损耗。6.7.9 油气处理工程基础模块包括但不限于：预脱水模块、原油脱水设备模块、伴生气脱水设备模块、凝液回收设备模块、原稳装置模块、储热设备模块、换热设备模块、存储设备模块、机泵设备模块、计量模块、收发球设备模块、装车设备模块、加药装置模块、稠油排砂模块、卸油模块、大罐抽气装置模块、制冷单元设备。7气田集输与处理7.1 天然气集输7.1.1 天然气集输应充分利用气藏天然能量，合理确定地面系统的压力级制，进行输
20、送与处理。天然气集输与处理、外输应综合分析，适应全生命周期，达到效益最佳。7.1.2 气田集输标准化设计应优先采用气液混输工艺。对于单井产液量较大、液气比较高、地形起伏大的气田，可采用气液分输.7.1.3 气井计量应根据气井分布、井口物性，对单井连续计量、多井轮换计量和多相计量等工艺通过技术经济分析确定。7.1.4 当井下条件允许时，优先采用井下节流工艺；当不能采用井下节流工艺时，应对注醇法和加热法进行技术经济分析后确定7.1.5 气田增压应按照增压地点位置的不同分为集中增压和分散增压。当气田内生产井井口压力、产量衰减幅度、衰减时间基本相同时，宜集中增压。7.1 .6站场建设应优先采用成熟的“
21、一体化集成装置”和橇装设备，优化简化集气系统。7.1.7天然气集输工程基础模块包括但不限于：井场模块、加药模块、加热模块、（计量）分离模块、阀室模块、集配气模块、收发球装置模块、段寒流捕集器模块、脱水模块、压缩机模块、计量外输模块、放空模块、自用气模块、污水回收模块。7.2 天然气处理7.2.1集气系统经计算可能形成段塞流时，应合理设置段塞流捕集装置。7.2.2高压气田宜优先采用J-T阀节流制冷加注防冻剂低温脱水工艺，中、深冷处理工艺宜采用分子筛脱水工艺。7.2.3原料气烧露点满足产品要求的中低压气田，宜采用三甘醇（TEG）脱水工艺；需控制烽露点的中低压气田脱水，优先采用丙烷制冷低温分离工艺。
22、7.2.4凝析气田脱水应结合凝液回收工艺，根据脱水深度经技术经济比选确定。7.2.5页岩气、煤层气脱水宜采用三甘醇脱水工艺。7.2.6对于C3以上组分含量高、以回收C3*以上组分为目的气田，宜采用混合制冷工艺；CZ具有回收价值的气田宜采用深冷法回收C2；对于只需要烧露点控制的高压气田宜采用J-T阀节流制冷工艺：凝析油稳定，根据油品性质宜采用多级闪蒸和微正压分储稳定工艺。7.2.7以脱H?S为主的装置，宜采用醇胺法；当原料气中含有有机硫化物时宜采用高效复合脱硫溶剂，含硫醇气体宜采用飒胺法，原料气中含默基硫较多时宜采用水解工艺；原料气中HzS含量低,主要脱除CO2时，宜采用活化甲基二乙醇胺(MDE
23、A)溶液法；规模较小的低含硫气田宜采用干法脱硫；当COz大于30%时也可采用膜分掰和醇胺法；硫黄回收工艺宜优先采用具有自主知识产权的改良低温克劳斯硫黄回收处理工艺(CPS);尾气处理宜采用具有自主知识产权的综合制氢的硫黄回收及尾气处理工艺；含碳气田应对CO?进行回收利用，降低碳排放量。7.2.8大型往复式压缩机的多变效率应达到80%以上，离心式压缩机应达到75%以上，膨胀机的绝热效率应达到75%以上，膨胀机驱动同轴增压机的多变效率应达到65%以上。尽量选用低噪声设备，压缩机、空冷器应有降噪措施。7.2.9天然气脱硫装置中吸收塔、再生塔宜采用填料塔，填料为不锈钢填料；贫富液换热器宜采用管壳式换热
24、器；重沸器为釜式或热虹吸式，管束为不诱钢材质：溶液机械过滤器为滤芯式过滤器。7.2.10天然气脱水装置中的TEG吸收塔宜选用填料塔，填料采用不锈钢填料；TEG缓冲罐与TEG重沸器重叠布置；TEG溶液过滤器应选用机械过滤器和活性炭过滤器；TEG贫/富液换热器宜选用板式换热器；TEG循环泵宜采用能量循环泵。7.2.11天然气硫黄回收装置中的主风机采用离心式风机，液硫泵采用蒸汽夹套立式液硫泵。7. 2.12天然气处理工程基础模块包括但不限于：收球模块、集气模映、分离模块、过滤分离模块、吸收模块、溶液再生模块、溶液储存模块、TEG吸收模块、TEG再生模块、分子筛脱水模块、J-T阀模块、乙二醇脱水模块、
25、乙二醇再生模块、主燃烧炉模块、冷凝冷却模块、反应器模块、液硫脱气及储存模块、低温分离模块、换热模块、丙烷制冷模块、轻烧分储模块、凝析油稳定模块、压缩机组模块、调压计量模块、外输计量模块、发球模块、诸罐模块、制氮模块、液化石油气及稳定轻燃汽车装车模块、放空分液模块、火炬模块、燃料气模块、仪表风模块、干燥模块。8地下储气库8.1井口工艺8.1.1 井口流程应简化，井口节流和开井应采用流动性保障措施。单井距集注站/集配站较近时，节流阀可设在集注站/集配站内，且宜考虑井站一体化建设。8.1.2 应对单井的注气量、采气量进行计量。根据井产物的组成和特点，可采用注采双向计量、注采分别计量方式。需计量单井采
26、出油、水量时，宜采用分离计量，丛式井场宜采用轮换计量方式。根据布井方式和集注工艺，计量设施可设在井场或集注站/集配站。8.1.3 井场宜设置检修放空，放空可采用移动式放空管。8.1.4 当井场采用抑制水合物生成的流动性保障措施时，可采用移动式注醇。8.1.5 应设置注采井井下安全阀和地面紧急切断阀两级关断，紧急切断阀能接受集注站远程控制。8.1.6 井口只设放空接口，不设放空立管等设施。8.1.7 井口工程基础模块包括但不限于：注醇模块、计量模块、注采阀组模块、加热模块、分离模块、清管模块等。8.2注气工艺8. 2.1注气压缩机入口应设置过滤分离设施，宜采用两级过滤分离，即旋风/旋流分离和过滤
27、分离。8. 2.2注气压缩机入口压力根据输气管网运行压力分析确定，注气压缩机出口压力按最高井口注气压力和注气管道摩阻确定，并考虑适当余量。8. 2.3压缩机的型式及数量应根据注气规模、注气量变化范围、操作参数经技术经济对比确定，注气量大时宜采用离心式压缩机。8. 2.4注气压缩机的数量应根据注气量及变化范围综合优选确定；往复式压缩机一般不少于2台，且不宜设置备用机组。8. 2.5压缩机及空冷器应进行有效地噪声治理C8.2.6注气压缩机房采用全封闭式厂房。宜采用外置风机，风沙大的地区需考虑防沙措施。8.2.7注气工程基础模块包括但不限于：过滤分离模块、除尘分离模块、压缩机组模块、调压计量模块。8
28、.3采出气处理工艺8.3.1采出气需要控制燃露点和水露点时，宜采用J-T阀节流制冷加注乙二爵防冻工艺，乙二醇应再生循环利用。J-T阀制冷压差不足时，经过技术经济论证也可采用丙烷辅助制冷工艺。当仅需控制水露点时，宜采用三甘醇脱水工艺，冬季采出气处理宜充分利用气温条件辅助脱水脱烧，降低能耗。8.3.2进站温度较高时，宜进行预冷或能量回收。8.3.3露点控制装置的气一气、气一液换热设备宜选用绕管式换热器或申联管壳式换热器。8.3.4为提高烧醇分离效果宜增加（设置）加热设施。8.3.5低温分离器或低温分离器出口宜设置高效聚结过滤设施。8.3.6采出气处理工程基础模块包括但不限于：清管模块、分离模块、过
29、滤分离模块、吸收模块、溶液再生模块、溶液储存及补充模块、JT阀脱烧脱水模块、乙二醇再生模块、丙烷制冷模块、调压计量模块、外输计量模块。9采出水处理9.1 油气田采出水处理工艺应根据水质条件、处理后水质的要求，通过试验或相似工程经验，经技术经济对比后确定。9.2 当常规采出污水中油品性质较好，密度较低（一般小于0.90gcr113）且处理量较大（一般大于或等于5000m3d）时，可优先选用自然沉降和混凝沉降的两段重力沉降除油工艺。9.3 当常规采出污水中油品性质较好，密度较低（一般小于0.90gcn）且处理量较小（一般小于5000m3d）时，可选用压力除油工艺。9.4 当采出水中油密度高（一般大
30、于0.90gcm3）或含有聚合物、压裂液等难处理成分时，可选用缓冲沉降和气浮装置除油工艺。9.5 致密油田、页岩油田、致密气田、页岩气田压裂返排液、采出水，宜处理合格、优先回用，压裂返排液的回用率应大于85%以上。不能回用的剩余压裂返排液、采出水，可根据油气田实际情况采用回注、达标外排等方式。9.6 核桃壳过滤器除油效果相对较好，但控制悬浮物能力较差，可作为一级过滤使用。9.7 石英砂和磁铁矿双层滤料过滤器除油和悬浮物效果较好，可选择适宜漉速作为一、二级过漉使用。9.8 不同区块采出水混合处理、采出水处理采用多种药剂投加时，应进行配伍性试验。9.9 采出水处理系统中应设置排泥设施，排放的污泥应
31、进行无害化处理或处置，不应对环境造成污染。9.10 应根据油田实际情况及原水水质、回用锅炉的水质要求等因素，综合确定油田采出水深度处理回用锅炉工艺。汽水分离器等装置分离出的含盐净化水应回用。9.11 采出水处理工程基础模块包括但不限于沉降罐模块、除油模块、多功能合一装置模块、过滤模块、净化水储存模块、污水回收模块、污泥脱水模块、机泵设备模块、加药装置模块。10注入工艺10.1注水工艺1.1.1 1.1油气田采出水注水站、回注站的站址选择应符合油气田开发的总体要求，结合注水井和回注井井位、注水压力等因素综合确定。1.1.2 2注水工艺模式应以降低注水单耗为原则，适应不同压力等级的需要，因地制宜地
32、采用“集中增压”“分压注水”“低压供水、高压注水”“局部增压”等方式，必要时可进行方案比选。对于边远散小断块油田，注水工艺模式应力求简易。优先选择一体化集成装置。1.1.3 3注水设备的选择应以“高效、节能、经济”为原则，优选注水泵泵型，合理匹配注水泵机组；工程适用期内注水站的负荷率应保持在70%以上，离心泵机组的效率不宜低于70%,柱塞泵机组的效率不宜低于80机注水泵机组运行效率的降低幅度不宜低于投产或大修后检测效率的益。1.1.4 1.4配水方式的选择应以提高注水系统效率和降低投资为原则，根据油田实际情况，宜采取井口恒流配水、稳流配水阀组、单干管多井配注等方式。1.1.5 5注水管道应合埋
33、布置，控制合理的流速和压降，原则上注水卜线、支十线压降控制在0.5MPa以内，单井管线压降控制在04MPa以内。1.1.6 6注水单井管线宜选用非金属管材。1.1.7 7注水水质应满足行业或油田的有关规定，不同区块采出水作为注水水源时，应与地层水进行配伍性试验，原则上应实现清污分注。1.1.8 8注水工程基础模块包括但不限于存储设备模块、机泵设备模块、配水计量阀组模块、井场模块、组合装置模块。10.2 化学驱油田注入工艺10. 2.1化学驱配制站的布局应与区块的开发次序统一安排，对于小规模零散三次采油开发、面积较小的油田，可采用“配注合一”工艺。对于大规模工业化应用、面积较大的油田，可采用“集
34、中配制、分散注入”工艺。11. 2.2三元复合配注工艺主要包括“低压三元、高压二元”和“低压二元、高压二元”。12. 2.3配注水源应优先使用化学驱采出水。13. 2.4化学驱注入宜采用“一泵多井”流程。10.3 SAGD油田注入工艺10.3.1注汽站宜建设在用汽负荷中心，合理优化注汽半径，满足井口注汽品质需求，并宜考虑扩建的可能性。10.3.2应设置蒸汽计量调节装置，满足蒸汽流量和压力的测量、调节要求；对高干度和过热蒸汽注入，注入高干度蒸汽井口宜设置干度测量装置.010.4火驱油田注入工艺10.4.1火驱油田注入工艺宜采用螺杆空气压缩机与活塞空气压缩机组合、离心空气压缩机与活塞空气压缩机组合
35、、离心空气压缩机组合等方式，点火用空气压缩机组宜采用移动设备。10.4.2注空气系统布站宜采用注空气站一注气井场或注空气站一计量配气管汇一注气井场及单井气量计量调节方式。10.5 减氧空气/泡沫驱油田注入工艺10. 5.1压缩空气减氧装置宜采用膜分离或变压吸附分离技术，注气压缩机组的驱动方式宜采用电驱。11. 5.2减氧空气/泡沫驱油田注入工艺宜采用减氧空气注入站一井口或减氧空气注入站一配气阀组一井口的方式；先导试验阶段宜采用移动式橇装注气装置，工业化注入阶段宜采用集中式注入。10.6 二氧化碳驱油田注入工艺10.6.1根据开发方案需要，兼顾源汇匹配，确定注入规模；根据采出气二氧化碳含量的变化
36、，通过技术经济比选，确定二氧化碳回收时机和处理规模。10.6.2二氧化碳驱油田先导试验阶段宜来用液相车载拉运二氧化碳注入，气态气源增压注入的规模性开发宜采用超临界注入，长输管道来气的规模性注入开发宜采用密相注入；水气交替注入时宜设置防止水气互窜和防冻措施。11清洁能源利用11.1 地热及采出水余热11.1.1 油田站场地热、采出水余热利用工程应遵循安全、可靠、稳定的原则，应符合所在油气站场的安全技术要求。11.1.2 地热井场、井口宜设除砂、除气装置，采出水管线应进行保温，宜采用防止腐蚀、结垢措施。11.1.3 地热水经过热力利用后应回注同层水源。11.1.4 工程设计阶段应对油田采出水处理站
37、、油田采出水管网总体规划、余热资源量进行资料收集与分析，并对油田采出水的水温、流量:及水质等进行调研.11.1.5 油田采出水供热量不能满足热负荷需求时，应设置辅助热源：全年热负荷波动幅度较大、经论证技术经济合理时，宜设置辅助热源。辅助热源容量应根据油田采出水温度及水量、全年供热负荷曲线、热泵机组效率等因素确定。用于油气站场生产加热时，应设置备用热源。11.1.6 油田采出水余热利用系统的取水方式应根据采出水输送方式、采出水管线与供热站的空间位置关系等因素综合考虑确定。11.1.7 油田采出水取（回）水泵、供热循环水泵、中间介质循环水泵、补水泵宜设置备用泵。11.1.8 热泵机组的选型应根据运
38、行参数、驱动能源的供应条件经技术经济比选后确定。11.1.9 采出水换热器的选型宜根据采出水矿化度、悬浮物及杂质含量、聚合物含量等特性，合理选择板式、管壳式、螺旋板式等高效换热器；宜选择不宜堵塞、便于清洗和检修的换热器；换热器材质的选择应根据采出水水质及被加热介质组分确定；原油换热器、油田采出水换热器周边应留有足够的空间，满足操作、清洗、维修的需要。11.1.10 地热工程基础模块包括但不限于：热泵机组模块、换热器模块、循环水泵机组模块、水处理装置等模块。11.2 蝴11.2.1 分布式光伏宜采用标准化设计图集、标准化方阵布局、标准化支架及基础型式、标准化工程量清单。11.2.2 分布式光伏的
39、建设规模应根据工程所在辖区的太阳能资源、土地资源、电力需求预测、工程对电力系统的影响和要求等经技术经济比选后确定，尽可能降低弃光率。11.2.3 光伏发电站站址的选择应结合电站建设的特点、地形、地貌、气候条件及可用土地资源确定。其中屋顶光伏应进行建筑物结构和电气的安全性复核，且应满足建筑结构及电气的安全性要求。11.2.4 光伏组件的选型应结合站址区太阳能资源特点、气象条件、组件类型、峰值功率、光电转化效率、温度系数等技术条件选择高效、市场主流产品。11.2.5 光伏方阵应根据地形情况、设备特点及施工条件等因素进行合理布局，宜采用单元模块化布置方式。11.2.6 光伏容配比应结合工程项目的额定
40、容量、装机容量、建设投资、发电量等因素，以平准化度电成本最低为目标进行优化。11.2.7 逆变器的选型应结合型式、容量、功率因数、过载能力、效率、最大功率点跟踪、与光伏组件匹配性等技术条件，以及设备运输条件、安装条件、运行可靠性、市场价格等因素，通过技术经济比较确定。11.2.8 光伏支架及基础形式应结合抗风能力、土建基础、安装要求、经济性、技术成熟度等，通过技术经济比选后确定。11.2.9 光伏发电量的预测应根据站址所在地的太阳能资源情况，结合光伏发电站系统设计、光伏方阵布置和环境条件等因素计算确定。11.2.10 可选用预制式箱式变压器，箱式变压器宜结合光伏方阵单元模块化布置；逆变器、箱式
41、变压器宜根据工艺要求布置在光伏方阵负荷中心，且靠近主要通道。11.2.11 储能单元应结合电化学储能类型、电站容量、接入电压等级、应用需求、功率变化性能等进行设计。11.2.12 储能系统应采用标准集装箱式，电池容量立与储能单元容量、能量相匹配，电池宜采用模块化设计。11.3 风电11.3.1 风资源评估应包括风电机组预装轮毂高度的平均风速和风功率密度、风速频率分布和风能频率分布、风向频率和风能密度方向分布、威布尔分布拟合参数等数据，11.3.2 风电场站址的选择应结合风电场建设的特点、场地地形、地貌、气象条件及该地区现行政策，经方案比选后确定。11.3.3 分散式风力发电场的建设规模应根据工程所在辖区的风能资源、土地资源、电力需求预测、工程对电力系统的影响和要求、工程开发条件等确定。11.3.4 风机的选型应结合各机型参数、塔架型式、功率曲线等，并对不同轮毂高度、不同叶片长度的方案进行比选。11.3.5 单台风机容量应结合风能资源、功能特性、安全等级、现场建设条件、设备认证和运行情况，以及低温、台风等极端气候影响，经技术经济比选确定。11.3. 6风力发电场的标识应采用标准化安全标识系统。参考文献1 GB17820天然气2 Q/SY06023油气田生产作业区综合公寓标准化设计规范
