美国页岩气地面集输工艺技术现状及启示

岑 康 江 鑫 朱远星 周龙生 谢 箴

1.西南石油大学土木工程与建筑学院 2.中国石油天然气第六建设公司3.中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司

由于页岩气藏具有压力和产能衰减速率快、开采寿命长、进入增压开采周期短、气井初期产出水量大等显著区别于常规天然气的开发与井口物性特征，导致其地面工程建设也具有不同于常规天然气田的特殊性。如何搞好页岩气田地面集输系统的优化设计，使之适应页岩气开发过程中对地面集输系统的特殊要求，对于国内页岩气资源的规模化与高效低成本开发无疑具有重要意义［1］。为此，笔者在分析页岩气开发非常规特性并找出页岩气地面工程规划设计难点的基础上，以美国开发较为成功的、具有较好代表性的Barnett和Marcellus页岩气田为例，对目前国外页岩气地面集输工艺技术现状进行系统总结，并分析国外页岩气地面集输工艺对我国的适用性，进而提出今后我国页岩气地面工程规划设计的技术思路与建议，以期为我国页岩气资源的规模化与高效低成本开发提供指导和借鉴，促进我国页岩气产业的快速健康发展。

1 页岩气开发的非常规特性

1.1 中美页岩气藏特性对比分析

不同页岩气藏的地质及开发特性将对地面集输工艺产生一定的影响，因此有必要对中美页岩气藏特性进行对比分析，找出两者的异同点，更好地为我国页岩气开发提供指导和借鉴。通过对相关文献资料调研［2－8］，中美页岩气藏地质与开发条件综合对比如表1所示。

从表1可看出，我国陆上页岩气与美国相比差异较大，具有“一深二杂三多”的特点，主要表现在气藏埋藏较深，地表勘探开发条件复杂，页岩气类型、分布层位和构造运动多等方面。然而，相关资料显示［7－8］，中国部分页岩盆地与美国东部地区页岩气藏的地质条件类似，特别是我国南方地区下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组气藏，具有与美国东部页岩气藏相当的地质特征，可作为我国页岩气勘探开发首选区域。但由于我国南方页岩气田地表勘探开发条件较美国差，需要在搞清页岩气藏地质特征的前提下，合理借鉴美国页岩气地面集输工艺经验规划我国页岩气地面集输工程。总之，我国页岩气开发应在借鉴国外成熟经验基础上结合我国页岩气田具体特点建立适宜的开发模式和地面工程建设模式。

表1 中美页岩气开发综合条件对比表

1.2 页岩气地面工程特殊性分析

由于页岩气具有显著区别于常规天然气的地质、开发及井口物性特征，其地面工程在规划设计时也具有区别于常规气田的特殊性与难点，主要表现在。

1.2.1 地面工程建设需同地下资源条件相匹配

页岩气单井开采初期产量很高，此后快速衰减。美国多个页岩气田数据显示［9］，页岩气单井约80%的产量可在10a内开采完，剩余的年限产能稳定而总产量小，这意味着为了保证页岩气的生产，一方面需要将井口集中在富气区域，另一方面需要持续钻井以保证新开采的产量能够弥补旧气井产量衰减留下的空缺，这便需要进行大面积、规模化开发并实施“地毯式”连续钻井，导致页岩气田上产时间较长。因此，页岩气地面工程建设需同地下资源条件相匹配，最大限度降低投资风险。

1.2.2 地面集输系统设计规模不易确定

常规天然气田产量总体较为稳定且衰减缓慢，地面集输系统设计规模相对容易确定。而页岩气田具有初期产量较高、此后快速衰减的显著特征，且不同页岩气田产能差异非常大，甚至同一页岩气田不同区块产能差异都很大，这给页岩气地面集输系统设计规模的合理确定带来很大的困难。此外，由于采用滚动开发模式，后期新增产能究竟会有多大在前期也较难准确评估，进一步增加了地面集输系统设计规模的确定难度。

1.2.3 地面集输管网与站场布置较难确定

气田地面集输流程设计依据主要来源于两方面的资料［10］：①气田开发方案；②具有代表性的气井动态资料。常规气田一般在气田开发方案和井网布置的基础上，对地面集输管网和站场进行综合规划并分步实施，其地面集输管网和站场布置相对容易确定。然而，页岩气田在开发周期内产能变化很大，地面集输系统为了适应产能变化需要不断进行动态调整，导致页岩气地面集输管网与站场布置不易确定。

1.2.4 地面集输工程在设计初期需要考虑增压开采问题

常规气田气井压力产量等参数的变化规律性相对较强，且不同气井井口流动压力差别不大，地面集输管网设计压力可根据气田压力能和商品气外输首站的压力要求综合平衡确定，到气田开发后期才会考虑增压开采［11］。然而，页岩气开采初期井口压力很高，但压力在短时间内迅速衰减，此后大部分时间处于低压生产状态，此时既要考虑如何充分利用页岩气新井较高的初期压力，又要应对老井长期低压生产的问题，导致地面集输管网设计压力确定困难，同时页岩气田在生产初期便需要考虑增压开采。

1.2.5 地面工艺需标准化、模块化设计

由于页岩气具有生产参数变化大等显著特征，且页岩气滚动开发具有较大不确定性，需要对页岩气地面工艺进行标准化、模块化设计，通过对相关模块化设备的快速组装或拆减来快速调整相关站场的处理能力，使其具有较强的操作弹性与适应能力。同时，也可根据气田滚动开发方案调整需要，将相关模块化设备由一个地方快速移动到另一个地方，可提高地面工艺系统的施工效率与设备重复利用率，节约气田开发成本。

1.2.6 地面工程设计需要考虑水处理系统的影响

由于在页岩气的开发大多采用水力压裂技术，需要较多的水资源，而在开采过程中还会产生压裂返排液和气田采出水，有些页岩气田还会产生凝析油，在地面集输工程规划设计时需要考虑这些液相如何输送与处理的问题。此外，采用何种水处理工艺、对处理合格后的污水如何处置等问题，也是地面工程规划设计时需要考虑的关键问题。

2 美国页岩气地面集输工艺技术现状

美国页岩气田主要位于美国东北部地区的阿巴拉契亚盆地、密执安盆地、伊利诺斯盆地，中西部地区的威利斯顿、圣胡安、丹佛、沃斯堡、阿纳达科等盆地，其中以Barnett和Marcellus页岩气田最具代表性，其勘探开发利用技术也更为成熟［12］。为此，以这两大页岩气田为例，对美国目前的页岩气地面集输工艺技术现状进行总结和分析。

2.1 总体工艺流程

美国页岩气田的组成单元一般包括［13－25］：单井（井组）—井场—集气站（增压站）—中心处理站—水处理中心。开采出来的页岩气经井口节流降压后通过采气管道汇聚到相应井场，在井场进行除砂、气液分离等简易处理后，通过集气支线进入相应集气增压站进行二次气液分离、增压；从集气增压站出来的页岩气通过集输干线进入中心处理站，经过增压、脱水等处理过程后，大部分页岩气经过计量后外输，还有一部分页岩气用作气举气返输至井场。此外，井场、集气增压站、中心处理站产出水和污水均进入水处理中心进行处理。美国Barnett页岩气田地面总体工艺流程如图1所示。

图1 美国Barnett页岩气田地面总体工艺流程图

2.2 井场工艺流程

井场是页岩气地面集输工程中的重要组成部分。典型页岩气井场布局为气井布置在井场中间，生产设施布置在一边，同时需要考虑后续钻井、压裂、试采等操作所需空间，每个页岩气井场所管辖的页岩气井或井组的数量一般为4～20口［13］。美国Barnett页岩气田典型井场工艺流程示意如图2所示。

从图2可看出，页岩气井产气首先经过气液分离器进行分离，一般一口井配置一个气液分离器。在实际生产中，还需要在气液分离器进口设置除砂装置，以防止气液分离器被砂砾堵塞。如果页岩气中含有凝析油，还需要通过油水分离器将气液分离器分离出的液体进行二次分离，分离出来的产出水可通过管道直接泵送至水处理厂，或者先储存在井口附近的储水罐里，然后定期用卡车运到水处理厂。分离出来的液烃则就地储存在专用储罐中，定期运输至液烃提炼厂进行处理。气液分离后的页岩气计量后通过集气管线输至集气增压站或中心处理站［21－23］。

图2 美国Barnett页岩气田典型井场工艺流程图

页岩气井场内一般还设有气举系统，因为气井投产的前几个周产水量很大，需要通过气举排液来投产。此外，当气井关井时间较长时，也需采用气举的方式实现再启动。举升用气体来自于中心处理站经压缩后的天然气，气举设施一般布置在某个区域的中心位置，尽量增大气举设施的覆盖范围以降低地面设施建设成本。页岩气井初期产量、压力较高时，可将节流装置设置在井口，以应对短时间的高产量和高压力。如果有水合物生成风险，还需设置水套加热炉或水合物抑制剂注入装置。

此外，美国页岩气井场设施大多采用标准化、模块化设计，井场内每口气井均设有数据远传装置，在离井场不远的操作控制室以及页岩气田远程控制中心均设有数据接收装置，便于实时监控每口井的产量、压力等的变化情况，实现页岩气开发的自动化管理。

2.3 中心处理站工艺流程

美国页岩气田的中心处理站一般布置在整个气田中心区域，方便接收页岩气田各井场或集气增压站来气。美国页岩气田较为典型的中心处理站工艺流程示意如图3所示。从图3可看出，页岩气田中心处理站一般包括入口气液分离、脱酸、脱水、气体计量、压缩装置等。页岩气在进入中心处理站后，首先通过气液分离器进行分离，分离出的液体中若含有凝析油，还需通过油水分离器进行二次分离，分离出的凝析油定期运输至液烃提炼厂进行处理。分离出的产出水如果较少，可就地储存，待储量较多时再运送至水处理中心。气液分离后的页岩气经过脱酸、脱水等净化处理达到外输气质要求后，再通过压缩机组增压到外输压力要求，最后经计量后进入长输管道外输。需要说明的是，如果页岩气中还含有汞、氮气等杂质，还需要对其进行净化处理。

页岩气井场内一般还设有气举系统，因为气井投产的前几个周产水量很大，需要通过气举排液来投产。此外，当气井关井时间较长时，也需采用气举的方式实现再启动。举升用气体来自于中心处理站经压缩后的天然气，气举设施一般布置在某个区域的中心位置，尽量增大气举设施的覆盖范围以降低地面设施建设成本。页岩气井初期产量、压力较高时，可将节流装置设置在井口，以应对短时间的高产量和高压力。如果有水合物生成风险，还需设置水套加热炉或水合物抑制剂注入装置。

图3 美国典型页岩气中心处理站工艺流程图

此外，美国页岩气田中心处理站压缩机组主要采用多级往复式、螺杆式、离心式等类型压缩机组，实际工程中一般选择多级往复式压缩机组。压缩机驱动方式主要有天然气驱动、电机驱动、柴油发动机驱动以及丙烷驱动，实际工程中以天然气驱动应用最为广泛。页岩气中心处理站采用的脱水方式主要有三甘醇脱水、分子筛脱水、注甲醇或乙二醇脱水等，其中最常用的脱水方式为三甘醇脱水［13，22－24］。页岩气计量装置主要有孔板流量计、科里奥利质量流量计等类型，用于外输计量、气举气计量、增压燃料气计量等。中心处理站中的脱水、计量、增压等装置一般均采用撬装设计，可根据页岩气产能的变化对相应撬的数量进行调整，以适应页岩气田产能波动。

2.4 集输管网布置形式

美国Barnett和Marcellus等典型页岩气地面集输管网布置形式主要分为4类［13，22］，包括枝状管网、放射（辐射）状管网、环状管网以及组合型管网。页岩气地面集输管网布置形式的选择主要取决于页岩气田开发方案、气井井口压力、井间距、气体组分、地形地貌、井位布置、集气规模、当地的环保法规、所处地区交通、环境等因素［23－25］。此外，其形式也随着气田开发时间的不同需要进行动态调整。

2.4.1 枝状管网

枝状管网也称线型集气管网，有一条贯穿于整个页岩气田的集气干线，将分布在集气干线两侧的气井产气通过集气支线或采气管道就近接入集气干线，再由集气干线输至页岩气田中心处理站，页岩气在中心处理站经脱水、增压等工艺满足气质要求后外输，其布置形式如图4所示。枝状管网一般适用于不进行井口增压且井口压力大于或等于0.689MPa、产气热值低于45MJ／m3、气井间距分布均匀的页岩气田［22］。此外，当页岩气井场分布在狭长的带状区域内，井场位置相对分散时，也可采用枝状管网，美国Haynesville页岩盆地许多页岩气集输管网布置均采用枝状管网。

图4 枝状管网示意图

2.4.2 放射（辐射）状管网

采气管线以井场为中心呈放射状散开，各气井产气通过采气管道直接汇入井场集气站，经初步增压、脱水等处理后，经集气干线输至中心处理站作进一步处理，该管网布置形式总体上有几条线型集气干线从一点（集气站或中心处理站）呈放射状散开（图5）。这种类型的集气管网适用于井口压力保持在0.35MPa左右，且开采出的页岩气中凝析油含量较高的页岩气田，如美国北达科他州的Bakken页岩气田以及美国绝大多数煤层气田［22，24］。

2.4.3 环状管网

图5 放射（辐射）状管网示意图

图6 环状管网示意图

环状管网是将集气干线布置成环状，周围井场通过采气管道就近接入集气干线，通常在环状管网上适当位置建立中心处理站（图6）。由于页岩气可以通过环网的任何一边流动到中心处理站，因此，对于同样的输送规模，环状管网与枝状管网相比水力可靠性更高，但环状管网的投资建设费用普遍高于枝状管网。通常在井场基础设施安装初期，井场布局和各页岩气井压力变化特性不清楚时推荐采用环状集气管网。同时，适用于面积较大且呈圆形或椭圆形的页岩气田，不适用于地形复杂的页岩气田，如美国的Barnett页岩气田和Marcellus页岩气田等均采用环状管网布置形式［22，24］。

2.4.4 组合状管网

除了上述3种基本的管网布置形式以外，还常常将以上2～3种管网类型进行组合使用，一般可将环状管网和枝状或放射状管网组合使用。例如，可根据页岩气井口压力的不同选择使用枝状或放射状管网收集各页岩气块产气，而后汇入环状管网（图7）。美国Barnett页岩盆地部分区块即采用此管网布置形式［28，31］。

2.4.5 页岩气集输管网规划设计经验

图7 组合状管网示意图

一个页岩气田的集输管网类型并非一成不变，进行地面集输管网设计时采取灵活多样的设计理念能够有效降低投资成本。管网设计中最重要的部分包括管径的选取和设计压力的确定。由于页岩气产量和压力递减速率很快，管径选择的关键因素取决于气井的初始产量、快速衰减后的产量以及气井达到衰减稳定期时井口流动压力。通常，以管道压降4.3kPa／km来确定集输管道管径是较为经济合理的［22］。管径设计不合理将导致管网投资和运行成本的增加：管径过大会导致后期管内气相流速减小，积液增加，清管操作频繁；相反，则会由于井口背压太高而影响气井产量。因此，管道压力设计需要满足较低运行压力要求，通常选取0.5MPa［13，22］。管网运行压力的确定对页岩气田产量的影响很大，尤其在气田投产的最初几年，若提高集气管网运行压力（如新井投产）会导致部分低压生产下的老井废弃。相反，采集气管网维持低压可保证气田在更长的时间内维持一定的产量，但同时又会造成增压能耗增加，集输管道管径增大。

2.5 产出水处理技术

页岩气产出水由压裂返排液和采出水组成，但由于采出水较少，页岩气产出水主要以压裂返排液为主，可以说对返排液的合理处理将极大影响页岩气田的规模化开采。

美国页岩气田开发过程中压裂返排液处理方式主要包含以下4种方式［26－32］：①深井注入，Barnett页岩气田压裂返排液便采用这类方式处理；②处理后回用，水力压裂初期，各个井口产生的返排液首先在井场内汇集，经过过滤沉淀等初步处理后直接和清洁补给水混合用于下一轮的水力压裂；③处理后外排，对于多次回用不再适合水力压裂的压裂返排液，通过一定的水处理技术达到水质排放标准要求后，直接排入河流、湖泊等；④进入市政污水管网处理后外排，2011年以前，Marcellus页岩气田的压裂返排液便就近输送至市政污水厂进行处理后外排。

此外，对页岩气田地面压裂返排液进行净化处理的方法主要有过滤法、反渗透法、热蒸馏法等，各类净化处理方法主要特点如表2所示。然而，由于压裂返排液成分复杂，其净化回收利用技术仅被少数公司掌握。例如，美国IWT公司研发了一套FracPure技术［29］，其压裂返排液处理流程核心是采用预处理、热蒸馏方法来进行水质净化，处理流程示意如图8所示。同时，Devon公司在Barnett页岩气田开展了系列压裂清水循环利用应用研究，其返排液净化工艺主要采用沉降法，大致流程为：返排液首先进入絮状凝结罐与凝结剂混合，然后进入高速澄清器，经分离后进入过滤器过滤后循环使用［26］。

表2 页岩气压裂返排液净化处理方法对比表

图8 页岩气压裂返排液净化处理流程图

3 结论及启示

1）美国页岩气田大多采用滚动开发模式来规避集中开发带来的巨大投资风险，我国在后续的页岩气资源勘探开发过程中，也应借鉴并采用这一开发模式。在新区块试采评价期若没有合适的外输条件情况下，宜采用小型LNG或CNG利用装置来尽量避免页岩气长时间放空浪费或被迫关井停产，待新区块资源潜力明确时，再结合页岩气田总体开发方案及时建设地面集输设施，实现滚动开发。

2）美国页岩气富集区地势一般较为平坦，地广人稀，有利于地面集输系统建设，可选用的地面集输管网布置形式较多，而我国页岩气富集区大多地形复杂，且所处区域人口稠密，单一形式的地面集输管网难以实现高效低成本开发的目的，集输工艺应根据气田内部与外输条件等具体状况充分进行多组合方案的技术经济比选后确定。

3）美国页岩气田在地面集输系统规划设计过程中对压裂返排液、采出水、凝析油处理等问题给予了充分重视和考虑，这些问题会对页岩气田地面集输系统规划设计带来重大影响。我国今后在页岩气地面集输系统规划设计时，应结合待开发区块具体情况规划设计相应处理系统，尽可能地降低环境风险。

4）美国页岩气地面工艺大多采用标准化和模块化设计，且考虑一定的设计弹性，通过对相关模块化设备的快速组装或拆减来快速调整站场的处理能力以适应页岩气产能的波动，可提高地面工艺系统的施工效率与设备重复利用率，节约气田开发成本。我国今后也应加强相关工艺的标准化、模块化与橇装化研究并积极推广应用。

5）为支持页岩气资源开发利用，国家鼓励社会各类投资主体包括符合条件的民营企业依法进入页岩气勘探开发领域。为减小相关企业的初期资金压力和开发风险，应积极建立自由开放的、页岩气开发所需的包括小型LNG和CNG利用装置及其槽车在内的各种设备装置租赁市场。

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