标准规范下载简介
NB／T 14006-2020 页岩气气田集输工程设计规范.pdf华人民共和国能源行业标准
Specificationfordesignof shalegasgatheringandtransportation syst
2021一02一01实施
姚江引水应急工程隧洞施工方案NB/T 140062020
NB/T 140062020
10桥装设备与模块化装置
10.1一般规定 10.2布置设计 10.3结构设计 10.4仪表电气设计
NB/T 140062020
本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草。 本标准代替NB/T14006—2015《页岩气气田集输工程设计规范》。本标准与NB/T140062015 年版相比，主要内容变化如下： 对集输站场和管网内容进行了调整； 一对仪表与自控控制内容进行了调整； 一增加了页岩气工程电力负荷分级内容； 一 增加了防冲刷腐蚀等内容； 一增加了压裂返排液具体处置要求。 本标准由能源行业页岩气标准化技术委员会（NEA/TC26）提出并归口。 本标准起草单位：中国石油工程建设有限公司西南分公司、中国石油天然气股份有限公司西南油 气田分公司页岩气勘探开发部、中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司基建设备处。 本标准主要起草人：省林峰、汤晓勇、杨静、赵国安、边云燕、骆成松、于磊、秦璇、邬姝琰、 洪进门、曹亮、史建华、徐群辉、陈迪、陈祖翰、张雪辉、陈万、陈勇彬、祁晓莉、张胜利、胥杰、 杨飞、朗樊、张亚飞、姜越、夏辉、余洋、陈国平、秦慧艳、申琳。 本标准代替NB/T140062015
NB/T140062020
气田特殊的地质特征及开采技术决定了页岩气井流物参数特征及变化规律与常规气存在一定差 气气田滚动开发模式也对地面工程的适应性提出了更高要求。本标准针对页岩气气田的非常规 ，制定适用于气田地面设施设计的有关规定，以指导气田开发方案的编制和地面工程设施设计
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 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 GB/T3836.15爆炸性气体环境第15部分：电气装置的设计、 GB17820天然气 GB18564（所有部分）道路运输液体危险货物罐式车辆 GB/T 18603 天然气计量系统技术要求 GB/T 18920 城市污水再生利用城市杂用水水质 GB/T 21447 钢质管道外腐蚀控制规范 GB/T21448 埋地钢质管道阴极保护技术规范 GB/T23258 钢质管道内腐蚀控制规范 GB 50011 建筑抗震设计规范 GB50013 室外给水设计规范 GB 50014 室外排水设计规范 GB 50015 建筑给水排水设计标准 GB 50016 建筑设计防火规范 GB50017 钢结构设计标准 GB50052 供配电系统设计规范 GB50057 建筑物防雷设计规范 GB50058 爆炸危险环境电力装置设计规范 GB/T 50116 火灾自动报警系统设计规范 GB 50183 石油天然气工程设计防火规范 GB 50187 工业企业总平面设计规范 GB50264 工业设备及管道绝热工程设计规范 GB 50349 气田集输设计规范 GB50540 石油天然气站内工艺管道工程施工规范 GB 50819 油气田集输管道施工规范 GB/T50823 油气田及管道工程计算机控制系统设计规范 GB/T50892 油气田及管道工程仪表控制系统设计规范 GB/T51241 管道外防腐补口技术规范 GBJ 22 厂矿道路设计规范
NB/T 140062020
页岩气气田集输工程设计规范
NB/T 140062020
HG/T21574化工设备吊耳设计选用规范 NB/T14002.3页岩气储层改造第3部分：压裂返排液回收和处理方法 SY/T0048石油天然气工程总图设计规范 SY/T0602 甘醇型天然气脱水装置规范 SY5225 石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程 SY/T6503 石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全规范 SY/T6596 气田水注人技术要求 SY/T 6671 石油设施电气设备场所1级0区、1区和2区的分类推荐做法 SY/T7036 石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范 SY/T7351 油气田工程安全仪表系统设计规范 TSGG0002 锅炉节能技术监督管理规程
压裂给水fracturewatersupply 为配制水基压裂液而供给的水。 压裂返排液flowbackwater 压裂改造后，从储层中返排出地面的非油气液体
4.1页岩气气田集输工程设计应满足滚动开发需求，以区域分布、开发顺序、增产稳产方案 外输流向、自然和社会条件等为依据，经技术经济论证，优化确定集输管网整体布局及工艺 4.2集输工程设计应结合实际情况简化主体工艺流程，优化设置配套设施，合理确定自控
NB/T 140062020
先选用国产设备和材料，提高设备利用率，实现页岩气气田低成本规模开发。 4.3集输工艺系统、供水、供电设施及站场总图布置应具有适应后期新井、新区块接入的可扩展性。 4.4地面设施应按照标准化、系列化、撬装化设计，在满足运输条件的情况下，应采用易拆装、易 移运和满足其他站场再利用的撬装设备或装置。 4.5集输工程应根据气田开发生产规模和采气计划，具有一定的生产操作弹性。根据气田开发不同 阶段的参数预测，优化选择适应性强的设备。宜采用撬装设备组合及更换的方式，来适应不同生产时 期生产规模的需求。 4.6平台井站布置、井口安装设计应与钻前工程相结合，兼顾钻井、压裂、地面建设、生产交叉作 业的需求。 4.7压裂给水、压裂返排液系统设计，应结合当地水资源及钻井压裂需求，减少新鲜水取水量、增 大返排液循环回用量，对排放水合理处置，满足国家及地方环保要求。 4.8气田供电系统宜兼顾钻井及压裂的需求进行统筹优化，结合气田供电主体及供电周期特点，拟 定合理的前期、后期供电方案。并根据前后期供电规模的变化，进行发电、配电设备的配置和衔接。 4.9针对气田后续开发过程中存在变化的可能性，应对先期实施的集输工程进行评价、总结，优化 设计。 4.10集输工程设计应符合公众健康、安全，环境保护与节能的要求
5.1.1页岩气地面集输宜采用中低压集气、湿气输送、集中处理的工艺流程，应根据开发方案及管网 布局，合理选用分散增压及集中增压方式，在站内流程中预留后期增压接口，并预留增压设施的场地。 5.1.2压缩机组选型根据处理规模、压缩比等工艺参数，宜采用往复式压缩机组。压缩机的驱动方式 可采用电驱动或燃气驱动，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，综合 比较确定。 5.1.3集输系统的设计压力应根据井口压力变化预测、外输交接条件，合理确定整个系统各节点的压 力级制。 5.1.4集输站场内地面设施不宜设置备用。 5.1.5集输站场内管道宜采用露空敷设安装。 5.1.6集输工程选材应尽量统一，减少不同压力等级壁厚规格，降低采购难度。 5.1.7集输线路管道无损检测应符合GB50819的相关规定；站场工艺管道焊缝应符合GB50540的 相关规定，站场与线路管道连接部分管道焊缝无损检测应符合GB50819的相关规定。
2.1平台井站应根据生产阶段特点进行阶段性功能划分，应采用模块化、麓装化设计。 2.2平台井站设备设计应考虑初期高压高产阶段和中后期低压低产阶段不同操作工况要求。 2.3平台井站应选择高效除砂器，对井口采出气除砂、分离装置应考虑拦砂功能，提高整体 率。
5.2.2平台井站设备设计应考虑初期高压高产阶段和中后期低压低产阶段不同操作工况要求。 5.2.3平台井站应选择高效除砂器，对井口采出气除砂、分离装置应考虑拦砂功能，提高整体除砂 效率。 5.2.4初期高压生产阶段节流过程中，应考虑返排液对节流温度的影响，宜采用移动式水合物防治装置。 5.2.5平台井站计量方式应根据开发生产要求、经济性等综合比选，生产早期宜采用一对一计量装
5.2.4初期高压生产阶段节流过程中，应考虑返排液对节流温度的影响，宜采用移动式水合物防治装置。
；生产中、后期宜采用轮换计量装置，可试用新型计量装置。页岩气井口计量系统气相计量最
NB/T140062020
5.2.6测试阶段的返排液不应与页岩气混输，可由集输工程单独收集储存或输送至下游装置处理。 5.2.7平台井站清管发送装置可采用清管阀。 5.2.8当外部集气管线系统放空不接入平台井站，以及平台井站内设置了紧急泄放系统时，宜采用 空立管放散，且符合GB50183的规定。 5.2.9平台井站宜按无人值守设计。
5.3.1集气站选址应根据井位、集气半径、气井投产顺序及页岩气集输流向等综合考虑。 5.3.2集气站应具备可扩展功能，能满足后期开发平台接人。 5.3.3宜在集气站内对所辖平台进行集中增压，增压机组宜采用撬装压缩机组，快装式隔声罩，不宜 设置备用增压机组。 5.3.4集气站内应设置紧急泄放系统，泄放系统的设置应符合GB50349和GB50183的有关规定。 5.3.5集气站宜设置高低压管汇，管汇宜设置预留接口。 5.3.6集气站宜采用仪表风作为动力来源。
5.4.1集输管网应避免平台间压力干扰，宜采用放射状管网或串接高低压复线输送。 5.4.2集气管网应在适当位置为可能接入的后续区块预留接口。 5.4.3采气管道设计能力应根据平台的最大产量确定，流速宜控制在3m/s~12m/s；集气管道的设计 能力可根据其所辖区域集气站最大生产能力确定，流速宜控制在3m/s~8m/s。 5.4.4钢质管道的设计应符合GB50349的有关规定。 5.4.5线路敷设设计应符合GB50349的有关规定，
5.4.1集输管网应避免平台间压力干扰，宜采用放射状管网或串接高低压复线输送。 5.4.2集气管网应在适当位置为可能接入的后续区块预留接口。 5.4.3采气管道设计能力应根据平台的最大产量确定，流速宜控制在3m/s~12m/s；集气管道的设计 能力可根据其所辖区域集气站最大生产能力确定，流速宜控制在3m/s~8m/s。 5.4.4钢质管道的设计应符合GB50349的有关规定。 5.4.5线路敷设设计应符合GB50349的有关规定。
5.5.1同一开发区块的页岩气宜集中处理。 5.5.2页岩气脱水工艺应根据气田开发方案、气田集输系统、天然气的压力、组成、气源状况、地区 条件、外输方式、脱水深度进行技术比较后确定。 5.5.3商品气进人长输管道的脱水站，脱水工艺宜采用三甘醇脱水工艺，三甘醇脱水装置设计应符合 SY/T0602的规定。 5.5.4工艺装置应结合气田开发阶段和气量变化情况设计一定的操作弹性，装置操作弹性上限宜不低 于120%。 5.5.5商品天然气的烃露点应符合GB17820的规定。 5.5.6处理工艺装置的超压保护、紧急泄放功能宜与上游集输、下游外输统筹考虑
5.6压裂给水及压裂返排液系统
5.6.1.1压裂给水及压裂返排液系统设计应符合GB50013及GB50014的规定。 5.6.1.2返排液应优先考虑回用，剩余部分可采用回注或达标外排。 5.6.1.3压裂给水及压裂返排液系统宜采用可移动储存及处理设施射洪县涪江柳树电航工程施工方案，压裂给水输水管道及压裂返排液 集输管道宜埋地敷设，在现场条件允许情况下，可采用地面敷设方式。 5.6.1.4长距离输水管道应进行水力（瞬态及稳态）计算，并根据分析计算结果设置安全防护措施
5.6.1.1压裂给水及压裂返排液系统设计应符合GB50013及GB50014的规定。 5.6.1.2返排液应优先考虑回用，剩余部分可采用回注或达标外排。 5.6.1.3压裂给水及压裂返排液系统宜采用可移动储存及处理设施，压裂给水输水管道及压裂返排液 集输管道宜埋地敷设，在现场条件允许情况下，可采用地面敷设方式。 5.6.1.4长距离输水管道应进行水力（瞬态及稳态）计算，并根据分析计算结果设置安全防护措施
5.6.2压裂给水系统
NB/T140062020
5.6.2.1压裂给水方案DB37／T 5194-2021 轨道交通地下工程防水技术规程(完整正版、清晰无水印).pdf，应根据压裂用水对水质和水量的需求， 资源原评结光 经技不红 济比较后确定。 5.6.2.2压裂给水水质标准应符合NB/T14002.3的规定。 5.6.2.3当采用地表水、地下水及回用的压裂返排液作为水源时，应根据压裂液对给水水质的要求， 确定压裂给水处理工艺。 5.6.2.4压裂给水宜采取管输方式。 5.6.2.5压裂返排液回用作压力给水时，应对压裂返排液进行处理，满足压裂用水要求。
5.6.3压裂返排液系统
5.6.3.1压裂返排液系统方案，应根据气由储层改造压裂方案，结合气由地面集输方案， 比较后确定。 5.6.3.2压裂返排液输送宜采用管输，罐车拉用可作为应急。 5.6.3.3当压裂返排液采用管输方式时，宜采用非金属管，并宜优先采用与压裂给水共用管道的方式。 5.6.3.4罐车拉运时，压裂返排液罐车应符合GB18564的规定。 5.6.3.5压裂返排液处置宜优先考虑回用方案，回用水水质标准应符合NB/T14002.3的规定，宜采 用絮凝、沉淀、杀菌的组合工艺；采用回注方案时，回注水质要求宜按照SY/T6596执行，宜采用 絮凝+沉淀+量级过滤的组合工艺；采用达标外排方案时，外排水质应符合国家及地方排放标准，宜 采用预处理、膜提浓、MBR、RO、蒸发结晶的组合工艺。 5.6.3.6当采用水池存储压裂返排液时，应采取相应的防渗措施。