马国光，李晓婷，李　楚，罗　阳，郑　劲，谷英杰.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都60500.大庆油田工程建设有限公司巴州建材分公司，新疆库尔勒84000.中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司，河北任丘06550



我国页岩气集输系统的设计

马国光1，李晓婷1，李楚2，罗阳3，郑劲1，谷英杰1
1.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都610500
2.大庆油田工程建设有限公司巴州建材分公司，新疆库尔勒841000
3.中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司，河北任丘062550

摘要：我国对页岩气的开发目前尚处在初期阶段。页岩气开发具有在开发周期内产量无规律，生产参数不固定，开采初期井口压力高，但在短时间内迅速衰减等特点，地面集输系统为了适应产能的变化需要不断地进行动态调整，这导致页岩气地面集输管网与站场的布置不易确定。借鉴北美页岩气开发的地面集输技术，针对我国页岩气田地面工程的具体情况，分析了页岩气的特点，介绍了布站形式、管网设计、井组划分与布站等关于页岩气地面工程的总体布局方式，论述了井口工艺、集气站工艺、处理厂工艺的地面集输系统的设计方法等。

关键词：页岩气开发；地面集输系统；设计

根据体积法的估算结果，我国页岩气资源量高达2.6～3.1万亿m3，与美国的储量2.83万亿m3大致相当，经济价值巨大［1］。美国页岩气地面集输系统的投资成本仅占总体投资的11％，而我国的投资成本却占总体投资的13％。国内页岩气处理成本比国外要高很多，这主要是由于国内页岩气处理工艺技术的不成熟造成的，因此开展页岩气地面集输系统的设计研究有着重要的意义及价值。

1　页岩气的特点

在北美，页岩气田集输系统的主要构成是：单井（井组）-井场-集气站（增压站）-中心处理站。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、气液分离后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输入中心处理站增压、脱水，大部分页岩气经过计量后外输，一部分页岩气用作气举气返输至井场［2- 6］。

从北美页岩气开发的地面集输技术分析可知，页岩气开发具有在开发周期内产量无规律，生产参数不固定，开采初期井口压力高，但在短时间内迅速衰减等特点［7］。地面集输系统为了适应产能的变化需要不断地进行动态调整，这也导致页岩气地面集输管网与站场的布置不易确定。

由于气量的不确定性变化，因此在工艺设备设计方面需要进行模块化设计，通过对相关设备的模块化设计来调整站场的处理能力，以适应气田产量的变化。同时在气田开发时，制订分批开发的方案，通过对模块化设备的拆减、组装或移动等对新开发的气井进行处理，提高了地面工艺系统的效率，节约了成本。

2　页岩气地面工程总体布局

2.1布站形式

在总体布局上，根据页岩气田区块的几何形状以及布井规律，站场的布局形式可多种多样，通常页岩气田采用的布站形式是一级布站、一级半布站和二级布站［8］。

一级布站只设有处理厂，其压力波动大，管件设备简单，占地面积小，便于集中管理，比较经济。一级半布站设有阀组及处理厂，其压力波动适中，但需设置阀组，且不适宜气量较大的气田。二级布站的井场与外输管道间设有集气站和处理厂，其压力波动小，分级处理效果好，且处理量较大。

对于集气量较大的气田，由于开采后期气量及压力衰减较快，不适宜采用直接进入处理厂进行处理或阀组集气的方式。为了避免压力波动和满足集气要求，需设置集气站进行集气，若页岩气含硫量较高而需在处理厂进行净化处理的，推荐采用二级布站形式。

2.2管网设计

（1）管网形式。页岩气田的集气管网有放射状管网、枝状管网、环状管网及组合式管网等。

放射状管网的单井装置简单，生产、管理费用低，但在输送酸性页岩气时，管道内腐蚀较为严重，安全性差，适合于气井相对集中或面积较小的页岩气气田［9］。枝状管网可在单井上进行气液分离，有利于降低管路压损，减轻腐蚀，但单井站场设备多，投资较大，适合于气藏面积狭长且井网距离较大的气田。环状管网的集气站就近通过集气干线与下游处理厂相连通，具有灵活性，但工程总投资较大，只适用于区域面积大、气井分布较分散的大型页岩气气田开发。组合式管网可由以上三种管网形式任意组合而成，依据具体气田特征决定，可适用于不同的场合，但投资较大。

（2）管材选择。合理选择管材是使工程设计经济合理的关键，页岩气单井产量中等，压力高，含硫化氢、二氧化碳等酸性组分，在选择管道时应着重考虑管道的承压及防腐性能。根据GB/T 8163- 2008《输送流体用无缝钢管》的规定，管道可选用无缝钢管和焊接钢管。焊接钢管分为螺旋埋弧焊钢管、直缝高频电阻焊钢管和直缝埋弧焊钢管。

无缝钢管没有焊缝，不易产生沟状腐蚀问题，但大口径无缝钢管的生产成本较高，适用于口径较小、输送气质较差的场合。螺旋埋弧焊钢管（SSAW）价格较低，容易更换规格，但输送酸性页岩气时会损坏埋弧焊缝，适合用于微含硫气田的集气管道上。直缝埋弧焊钢管（LSAW）可以有条件地输送潮湿的酸性页岩气，也可生产厚壁管，适用于超高压管，但设备投资大，钢管价格较高，适用于输气量大、管径大、安全性要求较高的场合［10］。无缝钢管和焊接钢管各有其优缺点，一般直径200 mm及以下的管道宜采用无缝钢管，直径200 mm以上的管道宜采用直缝埋弧焊钢管。

2.3井组划分及布站

（1）井组划分。井组划分的目的就是确定井场与集气站之间的最佳隶属关系，即在一定的井式和集输半径的约束下，把各气井划分为隶属于各自集气站的井组，以使气井到集气站的距离最短。

对于产量较大的单井，井式可设为6～10口井；对产量较小的单井，井式可设为11～16口井，但最多不宜超过20口井。根据GB 50350- 2005《油气集输设计规范》中的规定，单井集气管道不宜超过5 km，即集输半径为5 km，否则管道中气液混输的压力降较大，降低了管道的输送能力。

（2）布站。根据页岩气气田的井组划分可确定集气站及处理厂的数量，在确定集气站和处理厂的位置时，可以使用最优化方法对每个集气站和处理厂的位置进行优化设计。

集气站位置优化主要是以各集气站与气井间的加权距离之和F最短为目标函数，来优选各集气站位置的［11］。其基础数学模型为：

式中：n为某集气站的气井数量；Li为第i井到集气站的距离，km；ωi为加权系数，由于本设计单井产量相同，因此设定加权值均为1；R为集气站集输半径，km，根据集输设计规范，一般设定为5 km。

处理厂位置优化是在集气站位置优化完成后，以各集气站及S点（外输点）与处理厂的管道造价F′最小为目标函数，来优选各处理厂位置的。其基础数学模型为：

式中：n′为处理厂所管辖的集气站数量；L′i为第i集气站到处理厂的距离，km；ηi为单位长度管道的费用，元/m，集气管道为160元/m，外输管道为180元/m；R′为处理厂集输半径，km，一般为5km。

3　地面集输系统

3.1井口工艺

（1）单井气体输送方式。单井气体输送方式分为分输和混输。分输方式为气液分别外输，压力波动小，但站场数量多，流程较复杂，投资及运行费用高，适用于气井距集气站较远，且产液量较多的气井。混输方式为气液一同外输，站场设施少，操作简单，管理方便，节省投资，但气体压力波动大，不适合地形起伏大的地区［12］。

页岩气气田一般含液量不大，推荐选用混输的方式将单井气液混输至集气站，而后经集气站气液分离后，将液体储存在储罐内，再采用车运的方式将其输送至污水处理厂进行处理，最后，气体经外输送至处理厂。

（2）抑制水合物生成。页岩气气田的井口压力较高，在节流降压过程中会降低气体的温度，容易生成水合物堵塞管道，因此在井口处还需考虑抑制水合物的生成。常用的防止水合物生成的方法有两种，即加热和注入抑制剂。

井口直接加热是对气井产出的页岩气进行加热，保证井口节流和输送过程中页岩气最低温度高于水合物形成温度5℃以上。注水合物抑制剂通常采用柱塞计量泵向页岩气中注入抑制剂，广泛使用的页岩气水合物抑制剂主要有甲醇、乙二醇、二甘醇等。由于注醇不适用于产水量大的气井，且在井口设置水套加热炉，工艺较为简单，站场操作管理方便并且运行费用较低，故推荐采用直接加热法。

考虑到页岩气含砂的特性，页岩气从井口出来后先经过滤器进行除砂，除砂后进入加热炉，然后经过节流后进入加热炉加热后外输。井口工艺流程示意见图1。

图1　井场工艺流程示意

3.2集气站工艺

集气站主要功能是对各气井输送来的页岩气分别进行节流，然后集中分离、计量后集中输入集气管道［13］。集气站工艺过程主要由汇集工艺、计量分离工艺、清管工艺和增压工艺组成。

（1）汇集、计量分离工艺。在页岩气生产初期，页岩气中几乎不含有凝析油，但是随着开采的进行，页岩气的气质会产生变化，并会产生一定量的凝析油，因此需在集气站处设置分离器对页岩气中的凝析油及其污水进行分离。为了便于气藏管理者掌握各气井生产动态，需要计量每口气井的产气量、产液量，气井计量主要有两种计量方式，即单井连续计量和多井轮换计量。

单井连续计量是在单井站设有两相和三相分离器，将油、气、水基本完全分离，工艺流程繁杂，投资高，常用于气田开发初期的试采井、距集气站较远的气井对气体进行计量。多井轮换计量是通过对各井来气轮换进入单井分离计量装置，实现对各单井的间隙计量，单井资料录取准确度低，站场工艺流程简单，分离计量设备少，投资较节省。因此应根据不同页岩气田的地形、分散度及气量来确定合理的计量方式。

（2）增压工艺。在页岩气的开发后期，气井压力会逐渐降低，需设置增压设备进行增压［14］。压缩机有往复式压缩机、离心式压缩机和螺杆式压缩机。往复式压缩机压比大，效率高，能耗低，加工方便，对材料要求低，造价低廉，因此页岩气增压推荐选用往复式压缩机。往复式压缩机驱动方式有电驱和燃驱两种，对于净化后的页岩气，驱动方式推荐采用燃驱，并采用水冷的方式进行冷却。集气站的工艺流程示意见图2。

4　结束语

页岩气田具有初期产量较高，而后期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。因此在设计页岩气的地面集输系统过程中，需要注意以下几点：

（1）所有设备都应尽量橇装化，对于集气量较大气田，为了避免压力波动和满足集气要求，需设置集气站进行集气，推荐采用二级布站形式。

（2）在进行集气站和处理厂的布置时，可以使用井组划分和最优化方法对集气站和处理厂的数量和位置进行优化设计。

（3）在井口工艺中应考虑除砂和抑制水合物的生成问题，在集气站内需设置增压设备以适应页岩气开采后期的压力衰减问题，在脱酸过程中应根据页岩气的气质特性选用不同化学溶剂进行脱硫，对于对水露点要求不高的气田可采用三甘醇工艺脱水。

图2　集气站工艺流程示意

参考文献

［1］董大忠，王玉满，李登华，等.全球页岩气发展启示与中国未来发展前景展望［J］.中国工程科学，2012（6）：69- 76.

［2］YU Yuanjiang，ZOU Caineng，DONG Dazhong，et al. Geological Conditions and Prospect Forecast of Shale Gas Formation in Qiangtang Basin，Qinghai- Tibet Plateau［J］. Acta Geologica Sinica（English Edition），2014（2）：598- 619.

［3］HU Haiyan. Methane Adsorption Comparison of Different Thermal Maturity Kerogens in Shale Gas System［J］. Chinese Journalof Geochemistry，2014（4）：425- 430.

［4］GUO Xusheng，HU Dongfeng，LI Yuping，et al. Geological Features and Reservoiring Mode of Shale Gas Reservoirs in Longmaxi Formation of the Jiaoshiba Area［J］. Acta Geologica Sinica（English Edition），2014（6）：1 811- 1 821.

［5］Anna Mykowska，Micha I Kowalski，Jan Hupka. Environmental Aspects of Shale Gas Recovery in Baltic Basin［C］//CBEES. Proceedings of 2014 3rd International Conference on Geologicaland Environmental Sciences. CBEES，2014：5.

［6］李晋，于同川，白如霜.国内外煤层气和页岩气开发现状及发展趋势［C］//2012年度海洋工程学术会议论文集.中国造船工程学会近海工程学术委员会，2012：6.

［7］黄静，许言，边文娟，等.页岩气开发地面配套集输工艺技术探讨［J］.天然气与石油，2013（5）：9- 11.

［8］廖永远，罗东坤.非常规天然气资源开发的地面工程问题［J］.油气田地面工程，2012（11）：1- 3.

［9］葛翠翠.天然气集输管网优化［D］.大庆：大庆石油学院，2007.

［10］李征.天然气集输管网优化设计方法研究［J］.内蒙古石油化工，2009（6）：19- 21.

［11］岑康，江鑫，朱远星，等.美国页岩气地面集输工艺技术现状及启示［J］.天然气工业，2014（6）：102- 110.

［12］李丽敏，侯磊，刘金艳.国内外页岩气集输技术研究［J］.天然气与石油，2014（5）：5- 10.

［13］毛仲强.橇装天然气处理装置的研制和开发［D］.重庆：重庆大学，2003.

［14］李晓飞，姜广清.国内油气长输管道的钢管选用［J］.油气田地面工程，2008，27（11）：36- 37.

Design of Shale Gas Gathering and Transportation System in China

MAGuoguang1，LIXiaoting1，LIChu2，LUO Yang3，ZHENG Jin1，GU Yingjie1
1. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China
2. Building Materials Company，Daqing Oilfield Engineering Construction Company Limited，Korla 841000，China
3. North China Company of China Petroleum Engineering，Co.，Ltd.，Renqiu 062550，China

Abstract：Shale gas development in China is at the initial stage. Shale gas development has the features such as irregular output during development period，variable production parameters，well pressure from high level at early stage dropping rapidly within short time period. So，surface gathering and transportation system need adjusting continuously in order to adapt to variable production ability，which leads to the problem of difficult determination of pipeline network and station layout. This paper analyzes the shale gas characteristics，and describes the general layout of shale gas gathering and transportation system in aspects of station layout pattern，pipeline network design，well group partition and station layout by drawing on the experience in the surface gathering technology of the North American shale gas development and according to the specific situation of China shale gas field surface engineering. It discusses the design methods of surface gathering and transportation system with regard to wellhead process，gathering station process and treatment plant process.

Keywords：shale gas development；surface gathering and transportation system；design

doi：10.3969/j.issn.1001- 2206.2016.03.018

作者简介：

马国光（1964-），男，四川巴中人，副教授，2012年毕业于西南石油大学油气储运工程专业，博士，现主要从事天然气的集输与处理和LNG技术的教学及研究工作。

Email：swpimgg@126.com

收稿日期：2015- 11- 25