论页岩气田地面工程进展及工艺
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摘要：根据页岩气田的调研结果，总结了该气田地面采集管网及脱水处理工艺。页岩气田采用了高压采气、中压集气、集中脱水的总体地面工艺流程，气井与集气站采取了井站同台的设计方式，井口气体经过高压采气管线直接输向集气站，为了防止天然气在集气管网中形成水合物堵塞管道，井口气在集气站进行了加热、节流、分离的过程，初步分离出其中的游离水。
关键词：页岩气田;集气站;脱水站
页岩气田位于重庆山区，该区块总共将布置平台63个，气井253口，预计年产气量最大将达到48×108m3/a。本区块产出的天然气将通过川气东送管道最终向下游输送。
1 集气工艺
1.1 集气站工艺
1.1.1 工艺流程
气田生产井分布很密，气井与集气站采用井站同台的设计模式，因此，气井距集气站很近，直接经采气管网气液混输进入集气站。因此，该区块采气管线采取高压采气的方式，每口单井的井口都主要设置紧急切断阀、除砂器等标准设备，并不对井口采出气做专门的节流处理。
页岩气田集气站的主要作用是收集井口来气并对其进行加热、调压与分离计量。井口来气由于压力较高在集气站分为两次节流，每次节流之前先进入加热炉将其加热至一定温度，保证其节流过程中不会出来水合物，经二级节流后，天然气压力为5.0-6.2MPa。汇管分为计量汇管和生产汇管，需要计量的单井来气进入计量汇管后接入计量分离器，其它井口来气进入计量汇管接入生产分离器。即使天然气在进入集气管网前经过了加热处理以防止其在集气管网中出现水合物，但以防万一，集气站预留注醇设施、设置清管设施。
根据井口部署和接入气井数量，集气站可分为2井式、4井式、6井式、8井式、10井式和12井式，每一类型集气站都采取标准化配置。加热炉除2井式采用双盘管之外，其余4井式一12井式均采用四盘管，即一个加热炉管2口井;集气站采用轮换计量方式，单井计量时间为24小时，计量周期为5-10天，一个计量分离器管辖4-6口井。
1.1.2 标准集气站流程
1.1.2.1 02井式集气站
2井式集气站配置最为简单，即单井对应一套流程，完成加热、节流、分离、计量的过程。2井式集气站标准化流程见图1所示。
1.1.2.2 4井式、6井式集气站
4井式、6井式集气站在配置方式上是一样的，即每两口井的井口来气进入一套加热节流模块进行加热节流后再根据需求选择一口井的井口气进入计量汇管，接入计量分离器，其余井井口气进入生产汇管接入生产分离器。
1.1.2.3 8井式、10井式、12井式集气站
8井式、10井式、12井式集气站配置思路是相似的。这三种集气站均采用两口井井口来气进入同一套加热节流模块，即8井式集气站设置4台加热炉，10井式设置5台而12井式设置6台。同样根据需求将加热节流后天然气分别导入计量汇管和生产汇管，进入计量汇管的井口气分别进入两套计量分离器进行单井分离计量，其余井口来气进入一套生产分离器进行气液分离。
1.2 集气管网工艺
1.2.1 集气管网建设规模及基础数据
根据开发方案，设计规模为50×108m3/a，故该气田最大年产气量48×108m3/a。前人研究发现，天然气与用户的交接压力为4.0-4.2MPa，但其进脱水站的最低压力为4.5MPa。因此，在4.5MPa的条件下（天然气进脱水站压力），通过管网压力计算50亿产能集输管网的最高工作压力为6.2MPa，结合试验井组己建管网的设计压力，确定50亿方集气管线设计压力为6.4MPa 。
1.2.2 管道布置方案
根据气藏分布和初步开发部署，该区块集输管網总体布置为“辐射+环形”管网，两条主要集气干线能够覆盖大部分集气站。分别进入两个脱水站，气田西南方向未接入1， 2号脱水站的3个集气站直接进入3号集气站。此种集气方式安全性好、灵活度高。
2 处理工艺
页岩气田所产天然气不含H2S，含有极少量的CO2，因此要使该气田产气达到外输气标准，针对其的处理工艺的主要目标是降低其水露点。该气田目前采用了集中脱水的方式处理气田产气。井口气经过集气站的集气和初步分离后由集气管网输送至集中脱水处理站，脱水站采用了三甘醇脱水工艺流程，进站天然气首先经过过滤分离后进入加热炉加热至脱水所需温度，然后进入脱水模块，最后经调压计量后外输。
3 总结
气田气通过集气管网分别送入三座集中脱水站，进行三甘醇脱水。为了减少地面工程占地面积，所有地面工艺流程均经过模块化分，将天然气处理过程都进行标准化设计，设备全部进行撬装化组装，对这些撬装化设备进行不同组装分解，可以适应气田产量变化。
参考文献：
[1]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，2014，34（06）：102-110.
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