Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1858—2015
页岩气地面工程设计规范
Specification for design of production facilities of shale gas
2015-08-04发布
2015一11一01实施
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY1858—2015
目 次
前言
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范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义 4 基本规定
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集输工程 5. 1 规定 5. 2 井场 5. 3 集气管网 5. 4 集气站 5. 5 增压 5.6 处理 5. 7 压裂返排液收集和利用 5. 8 气田水处理 5. 9 安全泄放仪表与自动控制
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6. 1 规定 6.2 计量 6.3 检测仪表及主要控制内容站场总图及公用工程
1
7. 1 站场址选择 7. 2 站场防洪及排涝 7. 3 站场总平面与竖向布置 7. 4 站场管道综合布置 7. 5 供配电 7. 6 给排水 7. 7 消防 7. 8 通信系统 7. 9 供热与暖通 7. 10 建筑物· 7. 11 道路
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1 Q/SY1858—2015
前言
本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则 厂第1部分：标准的结构和编写》给出的规则
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这些专利的责任本标准由中国石油天然气集团公司标准化委员会非常规油气专业标准化直属工作组提出并归口。 本标准起草单位：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西南油
气田分公司、中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司、四川科宏石油天然气工程有限公司。
本标准主要起草人：王念榕、巴玺立、程述华、彭国宁、周发钊、惠熙祥、杨莉娜、唐馨、何军、鲜江涛、万传华、熊焱、朱景义、李冰、镇国钧、沈小伟、王薛辉、范永昭、张哲、文韵豪。
Ⅱ Q/SY1858—2015
页岩气地面工程设计规范
1范围
本标准规定了中国石油页岩气地面工程设计内容，主要包括了页岩气的集输、公用工程及辅助设
施等。
本标准适用于中国石油所属国内陆上页岩气田地面工程新建和改扩建工程的设计，对外合作区块地面工程建设项目可参照执行。
规范性引用文件
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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。
GBJ22厂矿道路设计规范 GB 5749 生活饮用水卫生标准 GB 8978 污水综合排放标准 GB17820 天然气 GB/T18603 天然气计量系统技术要求 GB 50016 建筑设计防火规范 GB 50019 工业建筑供暖通风与空气调节设计规范 GB50034 建筑照明设计标准 GB 50052 供配电系统设计规范 GB 50053 20kV及以下变电所设计规范 GB 50057 建筑物防雷设计规范 GB 50059 35kV~110kV变电站设计规范 GB 50061 66kV及以下架空电力线路设计规范 GB50183 石油天然气工程设计防火规范 GB50350 油气集输设计规范 GB50545 110kV~750kV架空输电线路设计规范 GB/T50892 油气田及管道工程仪表控制系统设计规范 JGJ123 既有建筑地基基础加固技术规范 SY/T 0048 石油天然气工程总图设计规范 SY/T0089 油气厂、站、库给水排水设计规范 SY5225 石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程 TSGG0002 锅炉节能技术监督管理规程 Q/SY1688 油气田地面工程视觉形象设计规范
1 Q/SY1858—2015
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件
3.1
压裂返排液 flowbackfracturingfluids 页岩气气藏在开发时，需进行大规模水力压裂，气井在排液试气后的排液生产阶段页岩气带出地
层的压裂后的液体。 3. 2
页岩气集输shalegasgatheringandtransportation 将页岩气汇集、分离、增压、处理、计量和输送的全过程。
3.3
排液生产期flowbackproductionperiod 在水力压裂、排液试气结束后，气井进行生产的初期阶段。在该生产期内，采出气中压力和产气
量高、压裂返排液量较大，同时产量、井口压力高但是下降较快，一般持续时间较短。 3.4
正常生产期 normalproductionperiod 在排液生产期结束后，气井进入的生产阶段。在该生产阶段，产气量、井口压力下降缓慢，产液
量小，时间长。
4基本规定
4.1地面工程设计应根据页岩气开发模式和生产特点，满足排液生产期和正常生产期两个阶段的需求。 4.2地面工程设计应与气藏工程、钻井工程、采气工程紧密结合，总体规划，分期实施。 4.3地面工程总体布局和总工艺流程应根据产品市场需求、产品流向等因素，统筹考虑页岩气集输、 处理、采出水处理、给排水及消防、供配电、通信与自控、道路、生产维护及生活设施等配套工程，充分利用和依托已有设施，统一规划布置，经多方案技术经济比选确定。 4.4地面工程应采用安全、适用、经济、可靠的技术和设备，并优先选择国产设备和材料。 4.5地面工程宜采用标准化设计、工厂化预制、模块化建设，宜采用一体化集成装置。 4.6页岩气站场按生产规模划分等级时，应执行GB50183的规定 4.7集输工程应综合考虑已建设施和可依托的公用设施等条件，本着充分少占耕地、林地，减少土石方工程量的原则，并做好水土保持、防洪排涝、绿化和安全与环境保护工作。
5 集输工程
5.1规定 5.1.1集输工程建设规模应根据开发方案提供的逐年开发指标及气田稳产期生产规模确定。 5. 1. 2 集输系统和配套工程应根据气井井流物的特点分排液生产期和正常生产期阶段配置，并做好衔接。 5.1.3 集输系统宜采用多井集气、轮换计量、湿气输送、集中或分散处理的工艺流程 5.1.4 应根据气由开发预测井口流动压力的变化和外输压力需求等，合理确定集输系统压力级制。 2 Q/SY1858-2015
5.2井场 5.2.1丛式井场设计规模应综合考虑所辖气井配产方案、气井投产顺序等因素合理确定。 5.2.2并场设备配置应考生产期内气量变化大的特点，应满足不同生产阶段的产量需求 5.2.3排液生产期宜在井场采用除砂、加热、节流、气液分离、压裂返排液收集、轮换计量、湿气输送工艺流程，生产设施满足排液生产期的需要，并可移动重复利用。 5.2.4正常生产期根据工艺参数变化情况，可在井场采用加热、节流、分离计量、湿气输送工艺流程。 5.2.5 根据气井压裂返排液变化情况，在压裂返排液返排结束后将排液生产期流程更换为正常生产期流程，转人正常生产。 5.2.6加热炉宜选用装多井式水套加热炉。 5.3集气管网 5.3.1集气管网应根据井场、集气站布局、气体流向和地形地貌等因素，经多方案比选确定 5.3.2根据页岩气的生产特点，集气管网宜采用支状－放射状相结合的方式，宜将同一区块内投产时间相近、井口流动压力变化相似的井场进入同一条集气管道，便于压力下降后集中增压。 5.3.3丛式井场集气管道设计能力宜按所辖井预测产量及投产顺序适当错峰考虑。 5.3.4应根据页岩气生产特点、井口压力变化、沿线高程等因素，合理选择集气半径 5.3.5应进行集输管网在气田生产中后期的集输能力适应性的分析。 5.3.6集气干线宜设置清管设施，清管设施考虑内检测的需要。 5.4集气站 5.4.1集气站的布局应根据井位、集气半径、气井投产顺序及页岩气集输流向等综合考虑。 5.4.2集气站有汇集来气、气液分离、计量、清管、输送等功能。增压、处理装置宜与集气站合建。 5.4.3集气站宜采用集中分离、集中计量方式。 5.4.4进出集气站的管线应设置紧急截断阀和紧急放空阀。 5.4.5气液分离宜采用带储液功能的卧式气液分离器。 5.4.6为适应页岩气气井生产初期液量大、后期液量小的特点，分离器排液应具备截断、调节功能，宜采用气动截断加电动调节方式。 5.5增压 5.5.1页岩气增压宜采用在丛式井场或集气站进行集中增压，增压规模和时间根据产量和压力预测确定，分阶段实施。 5.5.2压缩机配置应满足站内不同生产阶段增压气量的需要，宜采用排量大小搭配撬装式机组，不宜设在线备用；压缩机可采用往复式、离心式或螺杆式机型，应通过技术经济比选确定。 5.5.3压缩机的驱动方式可采用电动机或燃气机驱动，应根据当地供电条件、供电距离、供电可靠性、电价、气价等因素，经技术经济综合比选确定。 5.6处理 5.6.1对页岩气中H2S，CO2及总硫等超过GB17820的规定时应进行处理，处理工艺应根据气质组分、产气量、页岩气压力等进行技术经济比选后确定。 5.6.2处理后页岩气的烃露点和水露点应满足GB17820的规定，页岩气烃露点、水露点控制工艺应根据气田开发方案、页岩气压力、组分、气量进行技术经济对比后确定。
3 Q/SY1858—2015 5.6.3 页岩气处理装置的处理能力应具备一定的操作弹性。 5.6.4天然气脱水装置脱出的污水应与气田采出水统一处理 5.7压裂返排液收集和利用 5.7.1应根据开发方案整体部署、储层压裂改造方案和实施进度安排，由采气工艺部门统一规划、 合理确定压裂返排液收集、储存和利用方案。 5.7.2位置邻近的丛式井宜共用压裂返排液存储设施 5.7.3 压裂返排液应采用经防腐处理的储罐或防渗处理的水池进行存储；采用水池进行存储时，应有防止雨水进入水池的措施 5.7.4压裂返排液应与站场生产生活排水系统分开设置存储系统， 5.7.5压裂返排液集输方式应根据压裂返排液量、性质、区域地质条件、气候条件以及当地环保要求等综合分析后确定。 5.8气田水处理 5.8.1正常生产期采出水按照常规气田采出水处理工艺集中处理。 5.8.2 气田采出水经处理后有条件时应回注，回注水质应符合回注井地层要求 5.8.3 当采用达标排放处置时，处理后的水质应符合GB8978及当地相关环保标准要求。 5.9安全泄放 5.9.1 1井口应设置紧急安全关断阀。 5.9.2 2站场的放空量应结合上游自控及安全保护措施，对事故工况进行分析，按先截断、后放空的原则，合理确定放空量，放空设施的设计应符合GB50183的规定。
6 仪表与自动控制
6.1规定
6.1.1页岩气气田各类站场的仪表自控设计应紧密结合页岩气气田开发情况以及生产的特点，参照 GB50350的有关规定执行。 6.1.2丛式井场和集气站宜按“自动控制、无人值守、定期巡检”的原则设计；具有增压及处理功能的集气站、处理厂宜按“自动控制、有人值守”的原则设计。 6.1.3无人值守的集气站和丛式井场宜将自控、电力、通信、阴极保护等室内设备统一布置在一体化活动房内。 6.1.4页岩气井场多为渐进开发的丛式井，井口的仪表安装、电缆敷设应避免受到作业车辆和施工设备的影响。 6.1.5站场如采用撬装设备，宜在撬装设备上设置独立的仪表接线箱 6.1.6 井场的数据应上传集气站或处理厂进行集中监控，当遇到紧急情况时，可进行远程关井。 6.2计量 6.2.1 计量要求 6.2.1.1气井的产气量、站场出站气量、站内生产用气量和有人值守站的生活用气量应分别计量。 6.2.1.2 计量仪表应根据产气量范围、用气量范围和气质情况合理确定计量仪表型式和流量量程。 6.2.1.3压裂返排液量宜计量。 4 Q/SY1858—2015
6.2.1.4用于贸易交接计量的流量计宜选用标准孔板或超声流量计；气田内部用气及单产气计量的流量计宜选用标准孔板或旋进旋涡流量计。 6. 2.2 输量计量系统准确度的要求
6. 2. 2. 1 页岩气输量计量可分为三级：
a) 一级计量——贸易交接计量。 b) 二级计量——气田内部集气干线的生产计量。 c) 三级计量———气田内部用气、单井气计量。
6. 2. 2. 2 一级计量系统准确度和流量计及配套仪表的准确度，应按GB/T18603执行。 6. 2. 2. 3 一级计量系统准确度应根据页岩气的输量范围不低于表1的规定。二级计量系统准确度应在±5%以内，三级计量系统准确度应在±10%以内。
表1 一级计量系统的准确度等级
标准参比条件下的体积输量qn
qmv≥500
qv≥50000
5000≤q<50000
m/h 准确度等级
C级(3.0)
B级(2.0)
A级(1.0)
6.2.2.4湿气贸易交接计量精度由贸易双方约定确定 6.2.2.5用于过程监控的流量准确度按工艺要求，由设计确定
6.3检测仪表及主要控制内容 6.3.1页岩气气田检测、控制方案的设置应遵循优化、简化的原则，做到简单、可靠、实用，保证生产安全平稳，保证产品质量，降低生产消耗和劳动强度。主要检测和控制内容如下：
a）现场检测仪表应安装有方便操作人员巡回检查的就地显示单元。 b）工艺过程需要的温度和压力等过程指示、报警及必要控制。 c） 成套机组设备的监测和控制。 d) 井口区域的气体泄漏检测报警。 e) 站场应设置必要的紧急截断系统，宜设置紧急泄压放空系统。
6.3.2 页岩气气田检测仪表的选型应符合GB50350和GB/T50892的规定，并满足以下要求：
a) 测控仪表或自动化仪表优先选用国产仪表及控制系统，并尽量选用耗电量小的仪表设备。 b) 过程检测的远传仪表应通过技术经济比较后确定，宜采用智能有线仪表。 c) 节流前后压力、出站压力、井口温度、计量参数等应通过井站RTU进行上传 d) 井口地面安全系统的地面安全阀（井口紧急关断阀）可选用气动或液动模式，集气站的安
全联锁截断阀宜采用气动模式，气动模式宜采用氮气瓶或仪表风供气。 e） 丛式井场井口地面安全系统宜选用1个控制箱控制多个地面安全阀模式，但每个井口的控制
逻辑需独立。每个井口的高低压导阀应独立设置。在井口区域应设置易熔塞，实现火灾情况关断地面安全阀功能。
f) 丛式井场和集气站调压宜选用自力式调压阀，并根据需要设置自力式切断阀。 g） 页岩气压裂返排液较多，宜采用自动排液方式，自动排液宜单独设置切断阀。
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