页岩气地面集输工艺设计研究

李研，吴刚

中油辽河工程有限公司，辽宁盘锦124010

页岩气地面集输工艺设计研究

李研，吴刚

中油辽河工程有限公司，辽宁盘锦124010

国内的页岩气地面工艺设计尚无可参考的先例，因此设计一套适合我国页岩气输送的地面工艺技术是目前急需解决的问题。文章介绍了四川富顺页岩气井口的设计工作，重点论述了页岩气的组成、井站集输工艺设计、页岩气管材和阀门的选择、页岩气集输流程设计应注意的问题、集输工艺流程运行情况等，可为今后大规模开发页岩气提供良好的经验。

页岩气；集输工艺；设计

页岩气是从页岩层中开采出来的一种非常重要的非常规天然气资源。页岩气资源与其他常规天然气资源相比，它可开采寿命可达30～50年，具有开采寿命长和生产周期长的优点。我国的页岩气储量约为2.6万亿m3，目前主要集中在四川盆地。

页岩气在国内的开发还处于勘探阶段，地面工程设计尚无可参考的设计，也无相关标准规范可遵照执行。页岩气还具有井口分布广、单井产量低、井口节流后压力高的特点，如何降低地面建设投资，减少运营成本，使页岩气地面建设实现经济效益最大化是地面设计研究工作的重点，也是最大的难点。

2013年8月，中油辽河工程有限公司承担了四川富顺区块试采TPO FEDD&DDA 8口井项目设计任务。在项目的设计过程中，总结出了一系列适合页岩气田的地面集输技术。

1 页岩气的组分和特性

1.1 页岩气的组成

页岩气的组分和天然气、煤层气十分相似，组成以C1为主，摩尔分数为97.88%，含有少量的C2（0.32%）、C3（0.02%）、CO2（1.08%）、He（0.05%）、N2（0.65%），煤层气的高热值为37.215 MJ/m3，低热值为33.5 MJ/m3，烃露点为-77℃，与天然气相当。

1.2 页岩气开采周期

页岩气开采主要分为开井期、反排期、正常生产期、生产后期四个时期。每个时期的井口压力和产量都有变化，具体见下表1。

表1 页岩气开采周期

1.3 主要设计参数

单井站设计规模≤17万m3/d；双井站设计规模为34万m3/d和17万m3/d；一级节流阀后管道操作压力为12 MPa/7 MPa；操作温度为4～50℃；二级节流阀后管道操作压力为3.18～5.36 MPa；操作温度为2～41℃。

1.4 井站集输工艺设计

页岩气井口工艺流程主要分为两种方式：

（1）在井站完成脱水，再外输至处理厂。

（2）井站不设脱水设施，外输至其他井站或集气站进行集中脱水。

1.4.1 单井井口不设脱水设施流程

（1）开井期及反排期。页岩气经过井口的一级角式节流阀，压力从开井期的70 MPa或反排期的42 MPa节流至12 MPa，同时通过井口注甲醇的方式控制节流后的温度比水合物形成的温度高3℃以上，再经过水浴式电加热器加热以防止二级节流后续操作产生水合物，加热后的温度控制在60℃以下，然后经过二级角式节流阀节流至3.18～5.36MPa，再通过两相分离器橇进行气液分离，分离出来的液体经过计量后以0.3 MPa的压力进入气田水罐储存，分离出的气体经过计量橇计量后压力为3.12～5.30 MPa，经调节阀调节至压力3.09～5.27 MPa温度5～10℃进行外输。见图1~2。

图1 单井开井期和反排期集输工艺流程示意

（2）正常生产期和生产后期。页岩气井进入正常生产期和生产后期后，井口压力衰减至7 MPa，井口无需一级节流和加热，因此井口来的压力7 MPa、温度25～50℃的页岩气直接进入原二级角式节流阀，节流至3.18～5.36 MPa、18～45℃后进入两相分离器橇进行气液分离，分离出来的液体经过计量后在0.3 MPa的压力下进入气田水罐储存，分离出的气体经过计量橇计量后压力为3.12～5.30 MPa，经调节阀调节至3.09～5.27MPa后进行外输。

图2 现场已建成的不设脱水设施单井井口

（3）安全泄放流程。为了防止站场超压工况的发生，分别在一级角式节流阀和二级角式节流阀后各设置安全阀1个。一级角式节流阀后的安全阀定压为14 MPa，安全阀入口管道通过电伴热使流体温度保持在25℃，阀后背压力为0.28MPa、温度-5～15℃；二级角式节流阀后的安全阀定压为4.0～6.2MPa，安全阀入口管道通过电伴热使流体温度保持在25℃，阀后背压力为0.28 MPa、温度5～15℃。放空后的页岩气进入放空分离器橇，分离出游离水后进入放空火炬（DN150 mm、高20 m）进行焚烧，放空分离器分离出的污水经过放空凝液泵增压至0.4 MPa，输送至气田水罐储存。

（4）污水外运流程。气田水罐内的污水可定期通过装车鹤管装车后外运。同时在反排期时，由于井口产出水较多，则在井口气田水罐旁设置了两台60 m3临时储水罐，用于储存井口产出的反排水。反排水可通过水泵输至气田水罐的装车汇管后装车外运。同时气田水罐内的污水也可以自流至气田临时储水罐内进行储存。外运污水送至其他井口进行回注。

（5）甲醇加注和缓蚀剂加注流程。为了防止开井期和反排期井口形成水合物而冻堵，设置了移动式橇装甲醇加注橇，用于井口的甲醇加注。同时在井口及出站处设置了加注口，必要时用于加注缓蚀剂以防止管道的腐蚀。

1.4.2 单井井口设脱水设施的流程

（1）开井期及反排期。页岩气经过井口的一级角式节流阀，压力从开井期的70 MPa或反排期的42 MPa节流至12 MPa，同时通过井口注甲醇的方式控制节流后的温度比水合物形成温度高3℃以上，然后经过水浴式电加热器加热以防止二级节流后续操作产生水合物，加热后的温度控制在60℃以下，然后经过二级角式节流阀节流至3.18～5.36 MPa，再通过两相分离器橇进行气液分离，分离出来的液体经过计量后以0.3MPa的压力进入气田水罐储存，分离出的气体经过计量橇计量后，在压力为3.12～5.30MPa、温度为2～10℃的情况下进入脱水橇进行低温脱水，达到外输水露点要求后在压力为3.09～5.27MPa、温度为20℃的情况下外输。见图3~4。

图3 单井开井期和反排期集输工艺流程示意

（2）正常生产期和生产后期。页岩气井进入正常生产期和生产后期后，井口压力衰减至7 MPa，井口无需一级节流和加热，因此井口来的压力7 MPa、温度25～50℃的页岩气直接进入原二级角式节流阀，节流至3.18～5.36 MPa、15～40℃后进入两相分离器橇进行气液分离，分离出来的液体经过计量后在压力为0.3 MPa的情况下进入气田水罐储存，分离出的气体经过计量橇计量后，在压力3.12～5.30 MPa、温度15～40℃的情况下进入脱水橇进行低温脱水，达到外输水露点要求后，在3.09～5.27 MPa、20℃的情况下外输。

图4 现场已建成的设脱水设施的单井井口

（3）脱水流程。进入脱水装置的页岩气压力为3.11～5.29 MPa、温度为25℃，首先通过原料气预冷器预冷至-3℃后，经过J-T阀进行节流，节流至压力3.18 MPa、温度-8.8℃后的低温流体进入低温分离器进行气液分离，分离出的低温凝液进入井口水浴式电加热器的另一套加热盘管，加热至温度为5～10℃、压力为0.3 MPa后进入气田水罐。低温分离器分离出的低温气体进入原料气预冷器回收冷量后，在压力为3.09～5.27 MPa、温度为20℃的情况下外输。

安全泄放、污水外运、甲醇加注、缓蚀剂加注、清管通球流程与单井井口不设脱水设施流程相同。

1.5 页岩气管材和阀门的选择

（1）高压管段。当开井操作温度达到-40℃以上时，设计压力为14 MPa的物流进入下游水浴式电加热器等设备的管道，该部分管段、阀门及容器材料考虑到低温影响采用了16 Mn材质。

（2）中压管段。中压管段的常温部分、设计压力为7.74 MPa的管道材质选用L245N，阀门的阀体、阀盖可选用A105/20锻钢、WCB镀镍钢，阀内构件选用A105/20锻钢、WCB镀镍钢或者不锈钢。

（3）放空管段。放空管段在实际运行中，温度会出现骤降，亦按最低设计温度-40℃、设计压力1.8 MPa来考虑选用16Mn材质。

（4）输送气田水管材。气田水管材可选用L245N。阀门的阀体、阀盖可选用A105/20锻钢、WCB镀镍钢，阀内构件可选用A105/20锻钢、WCB镀镍钢或不锈钢。

（5）腐蚀裕量的选择。当管道设备材料选用碳钢材质时，应考虑合适的腐蚀裕量，考虑到富顺气田含砂，腐蚀裕量的选取应适当增加，具体的腐蚀裕量选取如下：外输管道选2 mm，站内输送页岩气、气田水、凝析油和抑制剂的管道输送选3 mm，输送低温天然气/醇烃液的管道选1.5 mm，放空管道选1 mm。

2 页岩气集输流程设计应注意的问题

2.1 高压部分弯头及低温防护与其他工程设计的区别

页岩气从采气树到分离器，高压部分含有杂质，为解决杂质对弯头的冲蚀，设计中采用三通加盲板的形式替代90°弯头（见图5）。为防止更大的冲击也可在封头部分堆积一些硬质合金以增加厚度，这样气体撞击封头后改变流速和方向，避免了对三通的损害。

图5 现场页岩气高压部分盲端三通和高压管道防护网

从井口采出的页岩气经过一级节流阀后，温度急速下降，为防止人员冻伤，在管道外边采用加装防护网（见图5）的形式进行安全保护，防护网还有增大管道表面积的作用，有利于和外界进行热交换。

2.2 采用橇装设备以减少投资

开井期和停产期为避免水合物的产生，采用橇装水合物抑制剂加注设备（见图6），在一级节流阀前加注甲醇，在井口正常期不需要时再把橇装水合物抑制剂加注设备运到其他需要的井口。其他橇装设备还包括水浴式电加热器橇、脱水橇、气田水罐橇等。橇装设备具有结构紧凑占地面积小，减少管道连接等优点，当井口不再开采时，还可以移至其他井口继续使用。另外采用橇装设备可避免重复设计，同时节省采购和制造时间。

图6 页岩气临时橇装储水罐和橇装高架水罐

2.3 国内外设计标准的不同

四川富顺区块试采TPO FEDD&DDA 8口井项目是由SHELL公司负责开采和销售的，设计中需要遵循SHELL公司的设计要求。SHELL公司有一套完整的DEP标准体系，涵盖各领域，标准内容和国内标准相比更细致些。设计执行的标准包括国际标准和DEP标准，设计要求与国内不同之处如下：

（1）应用冷弯管时，要求曲率半径为60 D，而国内要求为40 D（D为直径）。

（2）应用热煨弯头时，执行的DEP标准为31400010_Spec_2013-02_A00，Pipeline Engineering（Amendments/Supplements to ISO 13623: 2009）。

2.4 防止水合物形成的工艺

页岩气开井期（2 d）和反排期（8个月）生产时流体温度低于水合物形成温度，此时管道内会形成水合物，在正常生产期没有水合物形成。在生产后期仅在冬季（14℃）和夏季（20℃）时需开启加热炉稍微加热（3 kW）即可使流体温度高于水合物形成温度3℃以上。图7、8显示甲醇注入量与产气量比例关系。

甲醇注入采用调节泵，根据井口的压力、温度和流量，按比例进行甲醇加注。因开井期压力在60 MPa以上，因此甲醇加注管道的接头必须进行特殊加工，比如管道接头材质为SS316，则其压力等级为15 000 psi（103.44 MPa）。

图7 产气量与甲醇注入量趋势图（开井期）

图8 产气量与甲醇注入量趋势图（反排期）

3 集输工艺流程运行情况

2015年1月工程一次性投产成功，至今各装置运行正常，证明所采用的页岩气集输工艺技术和配管设计是合理可行的。

4 结束语

目前国内能源的需求量日益增加，页岩气开发对能源补充意义重大。由于页岩气在中国起步较晚，尚无可参考的规范和标准，也无经验可借鉴。通过对四川富顺区块试采的设计工作，总结出了一套适合页岩气输送的地面集输工艺技术。随着页岩气在国内的大规模开发，页岩气地面集输技术对页岩气的收集和集输具有深远的意义。

[1]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].油气储运，2013，31（5）：9-11.

Design Research of Surface Gathering and Transportation Process of Shale Gas

LiYan，WuGang
China Liaohe Petroleum EngineerCo.，Ltd，Panjin124010，China

There is not yet an example of shale gas surface process design for reference in China，so forming a set of shale gas surface gathering and transportation technology is badly needed.In this paper，the shale gas wellhead design work of Sichuan Fushun project is described by putting emphasis on the shale gas composition，gathering and transportation process design of shale gas well station，pipeline materials and their selection，matters for attention in the process flow design and the process flow operation state.It provides good experience forfuture large-scale development of shale gas.

shale gas；gathering and transportationprocess；design

10.3969/j.issn.1001-2206.2015.03.012

李研（1980-），女，山东蓬莱人，工程师，2007年毕业于中国石油大学（华东）化学工程与工艺专业，双学位，现主要从事石油天然气工程设计及研究工作。

2014-12-17；

2015-03-24