Q_SY06036-2023油气田地面工程标准化设计技术导则.docx

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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 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