NB_T11284-2023页岩油集输设计技术规范.docx

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1、ICS75-010CCSE11NB中华人民共和国能源行业标准NB/T112842023页岩油集输设计技术规范Technicalspecificationforshaleoilgatheringandtransportationdesign2023-11-26实施20230526发布国家能源局发布目次前言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集输与处理21.1 通则21.2 井场21.3 集油管网与线路31.4 接转站31.5 油气处理站36 供水水源46.1 压裂转供水46.2 压裂返排液收集和利用46.3 采出水处理47 总图57.1 总体布局57.2 站场平面布置

2、58公用工程及辅助配套设施59模块化设计及橇装模块搬迁复用6-XX-a-刖三本文件按照GB/T1.12020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。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由能源行业页岩油标准化技术委员会(NEA/TC39)提出并归口。本文件起草单位：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油气和新能源分公司、中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司、中油(新疆)石油工程有限公司、长庆工程设计有限公司、中国石油天然气股份有限公司新疆油田分公司、中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院、中国石油

3、天然气股份有限公司青海油田分公司。本文件主要起草人：李庆、吴浩、班兴安、王坤、张箭啸、戚亚明、庞永莉、罗新占、蒋程彬、李玉凤、陶小平、李昱江、邱伟伟、王伟、苗新康、陈朝辉、张松、高雪冬、刘洪飞。页岩油集输设计技术规范1范围本文件规定了页岩油集输与处理、供水水源、总图、公用工程及辅助配套设施、模块化设计及橇装模块搬迁复用内容。本文件适用于陆上页岩油田地面工程新建和改扩建工程的设计，其他页岩油区块地面工程建设项目参照执行。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

4、修改单）适用于本文件。GB8978污水综合排放标准GB/T23258钢质管道内腐蚀控制规范GB32167油气输送管道完整性管理规范GB50014室外排水设计标准GB50183石油天然气工程设计防火规范GB50253输油管道工程设计规范GB50350油田油气集输设计规范GB50423油气输送管道穿越工程设计规范GB50428油田采出水处理设计规范GB/T50459油气输送管道跨越工程设计标准SY/T4108油气输送管道同沟敷设光缆（硅芯管）设计及施工规范SY/T6769（所有部分）非金属管道设计、施工及验收规范SY/T7365油气输送管道并行敷设技术规范SY/T7468油气生产物联网系统技术规范

5、TSG08特种设备使用管理规则TSG21固定式压力容器安全技术监察规程TSGZFOOl安全阀安全技术监察规程3术语和定义本文件没有需要界定的术语和定义。4总体原则和要求4.1 地面工程设计应与油藏、钻井、压裂作业、试油、采油等工程和生产运行等紧密结合，按照一体化、共建共享设计原则，总体规划，分期实施。新区块地面应按照骨架先行，系统逐步介入的建设理念，依据开发方案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。4.2 地面工程设计应满足开发方案的需求，统筹考虑区域分布、产品及外输流向等，利用已有设施，优化确定集输总体布局、建设规模。4.3 地面工程设计应根据页岩油开发模式

6、和生产特点，结合压裂液返排阶段（油井在水力压裂结束后进行生产的初期阶段，在该生产期内，产液中主要是压裂返排液）、产油量上升阶段（产油量逐渐升高直至达到峰值、产液中压裂返排液含量逐渐降低时的阶段）、产油量快速递减阶段（在产油量达到峰值之后，持续时间较短，产油量进入快速下降阶段）、产油量缓慢递减阶段（在产油量快速递减阶段之后，产油量下降速度变缓，持续生产时间长）、人工举升阶段的特点，开展总体设计，做到近远结合，优化设计各阶段工艺设施的设置，经济有效地满足各阶段的生产要求。4.4 地面站场应采用标准化、模块化设计，全面开展面向预制和组装的三维协同模块化设计，建立定型模块库，配套完善模块投资指标。小型

7、站场全面采用一体化集成装置建设，大、中型站场采用一体化集成装置、单体模块、单元模块相结合的建设模式。中、小型站场应采用便于拆装、搬运和满足其他站场重复利用的一体化集成装置或模块化橇装设备。在前期产量高、变化较大阶段，可先建设橇装模块化可移动生产设施，待生产相对平稳后建设固定设施，可移动生产设施搬迁复用。4.5 地面工程设计应采用安全、可靠、经济、高效的技术和设备，宜应用单井软件计量、油气混输、不加热集输、高效多功能设备等先进成熟的工艺技术、设备和材料。4.6 应结合当地水资源情况及钻井、压裂作业需求，重复利用压裂返排液。4.7 井、站的生产运行管理应结合生产单位的管理现状，宜设置统一的生产管理

8、中心，集中监控所辖的联合站、接转站及井场的生产运行状态。4.8 应对管道和站场面临的风险因素进行识别和评价，采取经济有效的风险规避和控制措施，应符合GB32167的要求。4.9 因地制宜，在技术可行、经济合理的前提下，应利用风、光、地热等新能源提供井场、站场等的用电、用热需求。5集输与处理5.1 通则5.1.1 应根据页岩油生产规律、油品物性、气候条件及总体布局，合理确定布站方式，减少布站层级。5.1.2 采出液量大、含水率高时，可采用预脱水工艺，脱出水应集中存储、处理，并用于复配压裂液。5.1.3 伴生气应进行回收，可采用油气混输、油气分输等集中输送，不能进入集气系统的伴生气可采用CNG或1

9、.NG橇装装置处理回收。5.1.4 统筹优化原油稳定、伴生气处理、水处理装置布局，原油宜集中稳定，伴生气宜集中处理。5.2 翔5.2.1 应根据油藏特点、井型、采油工艺等，结合生产特点，统筹优化确定单井全生命周期不同生产阶段经济适宜的数据采集标准及计量方式，单井自喷生产阶段宜采用差压法软件计量，生产参数不适宜差压法计量时可采用轮换计量，人工举升阶段宜采用功图、差压等软件计量技术。5.2.2 对于输送距离较远、不能实现自压输送的井场，可设置增压设施。针对页岩油单井及井场返排液生产的特点，在初期返排液量大的阶段，可临时采用高效多功能预处理装置，进行气、液、泥等的前端分离和处理，并回收利用，同时降低

10、短期高液量对集输管网及处理站场的冲击。5.2.3 设备及场地布置应满足二次压裂对场地的需求，优先利用钻前工程已硬化地坪作为橇装设备基础。5.3 集油管网与线路5.3.1 应根据油品凝点、黏度、析蜡点等物性参数结合全生命周期产量、含水率、气液比等生产参数变化，开展水力、热力计算，合理确定集油工艺。不加热集油、井场电加热集油工艺宜采用单管枝状串接，采用井场投球时，串接点角度不应大于45。5.3.2 集油工艺、单井出油管道、集油管道及集油管网的设计应适应油田全生命周期安全生产需要。井组集油管道设计能力应综合考虑所辖井单井配产和井组井数、各井投产顺序、井场配产总量、井场工艺及生产阶段工况特点，优化确定

11、管径。5.3.3 集油管网应为可能接入的后续区块预留接口。5.3.4 对于需通球清管的集油管道，宜采用自动收发球装置。5.3.5管道沿线地区等级划分和设计系数选取应符合GB50253的规定，管道穿越设计应符合GB50423的规定，管道跨越设计应符合GB/T50459的规定，一般线路管道设计应符合GB50350的规定。5.3.6钢质管道线路敷设设计应符合GB50350中的规定，非金属管道线路敷设设计应符合SYT6769中的规定。集输管道线路路由选择及敷设设计应符合GB50183等规定。5.3.7同沟敷设或者并行敷设管道设计应符合SY/T7365的规定，管道与光缆同沟敷设设计应符合SY/T4108

12、的规定。5.3.8开展线路管道高后果区识别，并根据识别结果和风险类别制订相应安全保护措施。对于以下管段应设置泄漏监检测设施：a）内外腐蚀控制措施不足以将管道腐蚀控制在低风险范围内；b）穿跨越等管道本体及防腐层检测困难或不具备检测条件；c）处于第三方施工作业频繁地区；d）水文、地质等自然灾害风险区。5.4 接触S5.4.1 根据区域范围、产量、气油比、地形地貌、输送距离等因素，通过技术经济对比确定接转站的位置、规模及输送工艺。5.4.2 接转站可利用丛式井井场设置。5.4.3 接转站宜采用智能一体化集成装置建设，实现无人值守，应根据不同时期和阶段的规模、功能进行标准化、系列化设计，并设置标准化接

13、口，便于站场装置扩建或装置搬迁。5.4.4 站内工艺管道除进出站管道、排液管道外宜采用地面敷设方式。5.5 油效理站5.5.1 应利用已建系统处理能力。含压裂液采出液量导致已建系统无法达标处理时，可单独建设处理设施。5.5.2 应根据原油物性、采出液组分、压裂液的类型进行脱水实验和药剂筛选，在此基础上确定脱水工艺和参数。5.5.3 含滑溜水压裂液的采出液处理宜采用一段热化学脱水工艺。5.5.4 含水基冻胶或聚合物的复杂采出液，应采用高效脱水设备。宜采用一段热化学预脱水、二段电化学脱水流程；在与常规油田采出液站场合建时，一段预脱水宜单独处理，二段与已建电脱水合并处理。5.5.5 脱水站设计规模和

14、脱水工艺设施的台数应根据开发方案分年产量和总工艺流程确定。6供水水源6.1 压裂转供水6.1.1 根据页岩油井场分布及压裂用水需求，结合当地条件，设计水源、蓄水、输水管网等供水方案。对于集中建产的页岩油井区域，宜采用集中管输供水方案。对于预探评价和偏远的页岩油井区域，可采用就地取水方案。压裂用水宜优先采用处理达标的回用采出液，不足部分可通过地表水、地下水、工业水等水源补充。6.1.2 水源及供水站应经过调查、水资源论证、地方政府批准后确定，水质、水量应满足压裂供水需求。6.1.3 压裂转供水系统宜由供水（泵）站、供水管线、转水泵站、转水管线及蓄水池/罐等组成。应通过合理布置永久性和临时性设施，

15、灵活调配已建生产井站返排液。6.1.4 压裂转供水系统设计规模应根据区域页岩油田平台部署、压裂井数、各单井压裂用水预测、各平台单井压裂及返排生产计划、压裂返排液及采出水处理回用压裂液预测量综合分析确定，压裂返排液及采出水处理回用压裂液预测量不宜低于预测总量的85机6.1.5 供水泵站和转水泵站泵型直选用电机驱动离心泵。泵的性能参数应根据水力计算确定。转供水泵宜标准化、系列化、橇装化，便于搬迁复用。6.1.6 用于输送清水的供水管线，管道材质宜选用非金属。6.1.7 用于混合输送清水和采出液的转水管线宜按输送采出液考虑，管道材质宜选用非金属；采用钢制管道时，应根据输送介质腐蚀特性采取相应防腐措施。长期使用的永久管网采用钢管埋地敷设，满足临时使用的临时管网采用钢塑复合管地面敷设。6.1.8 供水管道的设计宜统筹考虑生产期集油管道。6.1.9 蓄水池/罐的容量应根据压裂生产平台转供水量及调配情况确定，蓄水池/罐应根据储存介质特性和土壤环境等因素采取相应的防腐、防渗、防溢流措施。6.1.10 页岩油井区转水管网宜互联、互通，便于内部统调配，邻近井区间可设置联络管线。6.2 压裂返排液收集和利用6.2.1 应根据开发方案整体部署、储层压裂改造