昭通頁巖氣示范區集輸工藝現狀及發展方向

王念榕*，曾祿軒，張哲，楊莉娜，張磊，駱成松，巨龍

（1.中國石油天然氣股份有限公司規劃總院；2.中國石油天然氣股份有限公司浙江油田分公司）

0 引言

中國頁巖氣資源豐富，可采資源量為21.8×1012m3，高居世界第一，具有良好的發展前景［1-2］。但與美國相比，中國頁巖氣存儲區的地質條件更差，開采難度更高［3］。

目前中國頁巖氣開發已在四川盆地及周邊取得了重大進展，已經基本掌握3 500 m 以內淺海相頁巖氣勘探開發主體技術［4］。現已建成中國石油化工集團有限公司下屬的中國石化涪陵頁巖氣基地、中國石油天然氣集團有限公司下屬的中國石油長寧-威遠及昭通頁巖氣生產示范區［5］。

中國頁巖氣資源多分布在川渝等山地地區，地面工程建設難度大、投資高，難以實現經濟開發。中國石油昭通頁巖氣生產示范區（簡稱示范區）從2015 年開始開發，現已建成黃金壩、紫金壩及太陽-大寨3 個產能區塊，截至2019 年底，合計建成產能規模17.8×108m3/a。隨著開發工作的進行，持續對山地地區的頁巖氣集輸工藝進行總結和優化，取得了重要進展及認識，可為山地頁巖氣開發的地面集輸工藝提供參考和借鑒。

1 示范區頁巖氣集輸技術難點

昭通頁巖氣示范區受其所在地地形地貌條件和頁巖氣自身生產特點影響，地面集輸存在一些技術難點。

一是復雜地貌給地面建設帶來較大困難。示范區主要位于四川省宜賓市和云南省昭通市境內，所在地區由四川盆地南部邊緣山地向云貴高原過渡，地形主要為低山、低中山及丘陵，山地地區地形地貌復雜。示范區三個區塊共布置生產井387 口，平臺72 座，復雜的山地地形導致集輸管網的路由選擇性有限，平臺及集輸站場選址和集輸管網布局難度較大。

二是頁巖氣生產特點給集輸系統帶來挑戰。示范區不同區塊的地質條件和鉆采方案存在較大差異，壓力和產量變化規律也不盡相同，且頁巖氣采用接替生產的開發方式，不同開發時期平臺的壓力相差較大，這對集輸系統的設計和運行提出了很高的要求，管網系統布局和壓力系統需要綜合考慮不同平臺的變化規律。

三是實際生產規律與預測差異性為氣田增壓帶來不確定性。頁巖氣生產初期壓力高、產量大，但壓力下降較快，需進行增壓以維持管道的輸氣能力，保證氣田穩產。頁巖氣生產規律預測值往往與實際偏差較大，導致增壓點數量多，難以統籌優化。因此，集輸系統增壓設計應綜合考慮井口的壓力、氣量變化和下游管網的運行參數，盡可能實現相對集中的增壓方案，以減少生產管理難度，降低生產運行費用。

2 美國頁巖氣集輸技術現狀

美國是世界上頁巖氣勘探開發最早的國家，也是目前世界上頁巖氣產量最高的國家。根據美國能源信息署預計，2030 年，美國頁巖氣產量將會占到天然氣總產量的46%［6］。美國頁巖氣田主要位于美國東北部和中西部地區的盆地地帶，區域地勢平坦，易于進行場站選址和管網布局，如巴奈特（Barnett）頁巖氣田和馬塞勒斯（Marcellus）頁巖氣田采用了放射、枝狀、環狀多種管網的組合，以提高大型管網的可靠性［7-8］。美國典型的頁巖氣田由數十個井場組成，單個井場轄井4～20 口［9-10］，可在數百口井的區域內僅建設1 座中央處理廠。美國典型的頁巖氣集輸總體工藝見圖1，包括井場（平臺）、集氣（增壓）站、處理廠（站）、水處理中心等［11］。

圖1 美國典型頁巖氣田地面總體流程

氣井所產頁巖氣在井場除砂、分離、計量后，再經集氣支干線、由集氣（增壓）站送入處理站。因受儲層發育不成熟等地質條件影響，北美頁巖氣氣質相對國內頁巖氣復雜，部分區塊含凝析油、C3+以上重組分及H2S 等酸性組分，處理站主要工藝為脫水和凝液回收，部分處理廠還涉及H2S 等酸性氣體脫除工藝。

美國頁巖氣井場設施大多采用標準化、模塊化設計，井場內每口氣井均設有數據遠傳裝置，實時監控每口井的產量、壓力等的變化情況，實現了頁巖氣開發的自動化管理。

3 示范區頁巖氣生產特點及規律

3.1 頁巖氣生產規律

示范區已建3 個頁巖氣產區中，黃金壩和紫金壩區塊均屬于龍馬溪組，層位埋深為2 000～3 500 m，而太陽-大寨區塊則為淺層頁巖氣，層位埋深多小于1 500 m，兩類頁巖氣生產規律有一定差異。

頁巖氣氣井在投產初期壓力高（20 MPa 以上），隨著生產時間的推移，壓力遞減率逐步降低，趨于穩定。圖2 為黃金壩和太陽-大寨區塊的典型井井口套壓生產曲線。黃金壩區塊生產中，井口壓力維持在5 MPa（集輸壓力）以上時間在2 年左右的僅占12%，大部分井（約37%）維持時間均小于1 年。太陽-大寨區塊淺層頁巖氣井口壓力較黃金壩更低，且下降速率更快，5 MPa 以上的持續時間基本在2個月至半年內。

圖2 示范區典型井井口壓力變化

單井產氣量和產水量變化與井口壓力類似，呈現初期高、遞減快，并趨于穩定的規律。示范區采用控壓生產及合理配產，生產單井實際產氣量下降趨勢均緩于預期，實際產水量下降幅度則快于井口壓力，基本在生產7 個月后，產水量小于10 m3/d。黃金壩、太陽-大寨區塊典型井氣液產量變化見圖3。

圖3 示范區典型井氣液產量變化

3.2 生產階段的劃分

結合示范區井口壓力和產量衰減的特點，按照其壓力和產量的衰減規律對生產階段進行合理劃分，將頁巖氣的生產分為排液生產期、生產初期及生產中后期3 個階段，以指導頁巖氣在不同的生產階段采用不同的集輸工藝。

頁巖氣井開始投產即進入排液生產期，開井后持續約45 d（具體時間根據平臺運行情況確定），氣井高產高壓，產液、產砂量大，且下降趨勢很快，此階段采出氣經試油測試設備生產。

排采結束后至增壓之前稱為生產初期（根據地質條件不同，持續時間為2 個月至1 年半），此階段產量和壓力仍然較高，井口壓力高于集輸壓力，平臺不用設置增壓裝置。

隨著井口壓力逐漸下降至與集輸壓力持平，則進入生產中后期，此階段持續時間最長，井口壓力低、產氣量及產水量小，基本沒有井口出砂和壓裂返排液，需要對低壓氣進行增壓。

4 示范區頁巖氣集輸工藝

示范區頁巖氣開發與美國相比開發時間較短、生產規模較小，在頁巖氣的實際生產中存在氣井產量及壓力下降快且預測準確度差，采出水量及出砂量超過預期等問題。常規的平臺井站工藝流程復雜，不便于不同生產時期的切換，不能很好地滿足生產需求；管網布局受到示范區山地地形的影響，路由選擇有限，氣井壓力的快速衰減導致常規的放射狀及枝狀管網適應性較差，如黃金壩區塊的實際生產中單點增壓較多，且不便于進行集中增壓。

針對示范區生產中存在的實際問題，在傳統頁巖氣地面集輸工藝的基礎上，對平臺工藝流程和管網布局形式進行了優化改進，進一步簡化流程，降低投資，提高管網系統的適應性。

4.1 平臺工藝技術

平臺井站應根據各階段生產特點（采出液量和砂量、壓力、井口溫度及產氣量等情況）采用階段性的工藝流程和設置相應的模塊化橇裝設備，以滿足各階段不同的操作工況需求。工藝模塊及橇裝設備應能滿足不同井數平臺需求并達到可重復利用的效果。

4.1.1 平臺工藝技術改進

（1）計量工藝

示范區平臺計量工藝有單井連續計量和輪換計量兩種，輪換計量基本能滿足對生產數據記錄的需求，個別頁巖氣井需單井連續計量以滿足氣藏生產精確描述的要求。

頁巖氣井在生產初期普遍產水量大，部分氣井在生產中后期產水量也較大，故平臺計量多采用分離計量。該計量方式工藝流程相對復雜，投資成本較高，占地較大。為解決頁巖氣氣液兩相流量在線不分離計量的技術問題，進而優化簡化平臺計量工藝，對濕氣兩相流量計在頁巖氣開發中的應用進行了積極探索，并在昭通頁巖氣示范區進行了現場測試，優選的流量計測試結果良好，氣相平均計量誤差為2.1%，能夠滿足生產計量的要求，而且大幅降低了平臺井場投資，可進一步推廣用于頁巖氣的平臺計量。

（2）水合物防治工藝

頁巖氣田開井壓力一般在30 MPa 以上，溫度在30 ℃左右，由于頁巖氣井初期產水量大，一級節流至約20 MPa 后溫差不大。計算表明，在正常生產工況下節流后將不會形成水合物，僅需考慮極端工況（氣液比較低和井溫低等）和關井恢復期間的水合物生成工況。因此，從降低投資和操作運行費用以及簡化工藝流程角度考慮，用注抑制劑工藝防止水合物生成更適宜示范區開發，平臺可采用移動式防凍劑（乙二醇）加注橇在生產初期抑制水合物生成。

4.1.2 排液生產期工藝

排液生產期主要是由井下試油隊負責，采用試油隊伍的排采設備，工藝流程示意見圖4。待平臺返排液總量降低后，采用地面工程正常生產流程，進入正常生產早期。

圖4 頁巖氣田排液生產期流程示意圖

4.1.3 正常生產初期工藝

正常生產初期平臺工藝包括節流調壓、除砂、分離、計量、增壓、外輸等過程。經過優化簡化，單井產量的輪換計量采用兩相流量計。生產初期，井口產液量較高，平臺設置1 座50 m3水罐，以保證對產液的收集儲存。

頁巖氣井可采用不同氣井分批次投產的生產方式，平臺流程可分為同時投產、分批投產（單套管網）、分批投產（高低壓管網）3 種情況。因此井場工藝采用橇裝化、模塊化的設計理念，提高集輸系統適應性、實現設備的重復利用。平臺流程及主要模塊可見于圖5。根據不同平臺生產情況，進行不同模塊的組合以適應多種生產方式。表1 為不同生產方式對應的模塊組合方案。其中模塊C 增壓橇需根據平臺運行情況適時安裝，設置高低壓管網的平臺上不需要安裝增壓橇。

圖5 平臺初期工藝流程及組合

4.1.4 生產中后期工藝

隨著井口壓力的減小，頁巖氣生產進入生產中后期，此時氣井的壓力和產量趨于穩定。中期流程較早期更為簡化，無論何種生產方式均只需要1 個除砂計量分離模塊，不同生產方式的中后期流程基本一致，組合方案見表1。

表1 生產初期和中后期平臺模塊組合方案

隨著頁巖氣開發進入后期，低產低壓時原料氣含砂量較少，可根據實際生產情況適時拆除除砂器。

4.2 集輸管網的設置

4.2.1 集輸管網布局

（1）管網形式

頁巖氣開發選用較多且被驗證適應性較好的集輸管網形式主要有放射狀和枝狀兩種。放射狀管網具有平臺之間壓力干擾較小且便于生產后期集中增壓的優點，而枝狀管網集氣支線長度最短、工程費用最低，但平臺（或單井）之間壓力干擾較大。

在部分特殊地區，如，平臺井站成狹長條狀布置，為減小平臺間壓力波動的互相干擾，在示范區采用了高低壓管網布置方案，即：同溝敷設高壓、低壓兩條集氣管道，根據平臺或井口的壓力變化情況，合理切換頁巖氣進入低壓或高壓集氣管道。該種管網敷設方式雖然前期投資較高，但將管網形式和高、低壓分輸技術有效結合，可以很大程度地降低井間壓力干擾，從而保證整個地面系統的生產穩定性。

（2）壓力級制

集氣壓力越高，后期增壓設施投產時間越早，全生命周期的操作運行費用越高，因此應綜合考慮對壓力能的利用及增壓成本。頁巖氣地面集輸系統的壓力級制應根據氣井自身壓力能和外輸管道壓力要求綜合平衡確定。根據下游輸氣管道最高運行及設計壓力，對處理站場、集氣站場進行水力計算，確定集氣管道、采氣管道及井場裝置的壓力等級，從而得到整個集輸系統的壓力級制。

（3）示范區集輸管網案例

示范區的實際生產中，集輸管網基本采用放射狀、枝狀管網的組合形式。黃金壩區塊采用“枝狀+放射狀”管網，紫金壩區塊依據狹長地形采用枝狀管網，太陽-大寨區塊則以放射狀為主、枝狀管網為輔。在紫金壩區塊和太陽-大寨區塊采用了高低壓管網的敷設方案，在地面系統運行管理方面取得了較好的效果。太陽-大寨區塊的管網布局見圖6。

圖6 示范區太陽-大寨區塊集輸管網布局

根據該區塊的井位分布，劃分出大寨區塊、太陽區塊和云山壩區塊，共設置3 座集氣站和1 座脫水站，各集氣站均以放射狀管網為主，對部分較遠井口采用枝狀管網結構接入集氣站，3 座集氣站以枝狀干線管網接入云山壩脫水站。

云山壩區塊平臺分布較分散，大部分平臺距中心脫水站較遠且投產時間跨度長。此區域在放射狀或枝狀集輸管網基礎上，采用了高低壓兩套集氣管網，最大程度避免了平臺及井間壓力波動的影響。

4.2.2 增壓方式

（1）增壓方式選擇

目前，頁巖氣開發增壓方式主要包括平臺增壓、集中增壓以及平臺+集中增壓的組合方案。若區塊內僅采用集中增壓，為平衡增壓站的進站壓力，必然要對后期投產井進行降壓，不利于后期投產井的能量利用和穩定生產。若僅采用分散增壓，則增壓站點多且分散，運行費用高，不利于集中管理，噪音防治工程量也較大。

綜合生產穩定性、建設投資和生產運行等因素，采用集氣站集中增壓為主、平臺分散增壓為輔的增壓方案。節點增壓是對單井和平臺進行橇裝增壓，待平臺（或單井）壓力與其他平臺（或單井）匹配后拆除橇裝壓縮機組，由集氣站進行集中增壓。隨著生產時間的延長，集中增壓規模勢必不滿足后續生產要求，可將部分增壓橇搬遷至后期投產的集中增壓站，達到壓縮機組重復利用的目的。

（2）示范區增壓案例

以太陽-大寨示范區為例，區塊以集中增壓為主，設置了太陽集氣增壓站和云山壩集氣增壓脫水站兩個集中增壓點，目前區塊屬于開發初期，暫未設置節點增壓。

太陽-大寨區塊的增壓方案如圖7 所示。太陽區塊的平臺采用放射狀、枝狀的組合方式就近接入太陽集氣增壓站，匯合大寨區塊來氣后在太陽集氣增壓站集中增壓至7.0 MPa；云山壩區塊的平臺來氣在云山壩增壓脫水站經增壓后與太陽區塊集氣干線來氣匯合，進入脫水裝置處理，處理后的凈化氣通過新建外輸干線輸往外輸首站。

圖7 示范區太陽-大寨區塊增壓方案示意圖

5 頁巖氣地面工程發展方向展望

為降低地面工程建設投資，縮短建設周期并提高系統適應性，已在昭通示范區推廣了標準化的設計理念，利用橇裝化、模塊化設備組合性地開展平臺和站場建設。但與常規天然氣相比，頁巖氣開發成本仍然較高，后續的發展方向主要是在現有成熟技術的基礎上，提高頁巖氣集輸系統的運行效率，進一步降低運行管理的難度和成本。

一是高效設備的研發。頁巖氣地面生產還存在一些問題，如，其生產規律不穩定、前期產液量和排砂量極大等，這對設備的穩定性和彈性操作范圍提出了更高的要求，因此研發高效設備對優化頁巖氣的地面集輸至關重要。如，開發高效除砂器、高適應性的混相流量計及水處理裝置等是降低頁巖氣投資和運行成本的有效措施。

二是生產技術服務的市場化運作。頁巖氣地面工程廣泛推行模塊化、橇裝化的設計建設理念，但對于橇裝設備的利舊需要進行系統的統籌和評估，因此宜將橇裝化設備管理工作交由專業公司進行統籌管理，合理安排多個區塊的拆裝利舊工作，提高裝置重復利用率。類似地，頁巖氣壓裂返排液的處理也可采用市場化運作的方式，由專業公司對各區塊的壓裂返排液進行統一的回收處理，提高油田運行效率，簡化處理站場工藝流程、降低管理難度。

三是頁巖氣靈活銷售。中國頁巖氣田目前主要集中在四川地區，處理后的頁巖氣進入西南地區的管網系統，相對于常規天然氣，頁巖氣的產能規模較小且衰減較迅速，對管輸量的貢獻相對較小。因此，對于小規模區塊的頁巖氣的銷售，可考慮通過LNG（液化天然氣）、附近燃氣管網的形式就近銷售，減少或避免大規模輸氣管道的建設工作，避免頁巖氣產能下降導致低負荷運行。

四是數字化、智能化氣田技術的應用。人工智能化在頁巖氣田的廣泛應用是必然趨勢。美國頁巖氣田均設有數據遠傳裝置，監控每口井的生產情況，國內一些常規氣田如合川、安岳等也開展了地面工程數字化建設［12］。中國頁巖氣主要集中在西南山地地區，平臺數量多且分散，人員交通不便，應大力推行物聯網建設，實現井、站數字化全覆蓋，實現平臺、中小型站場無人值守、自動操控、智能巡檢等功能，有效提高氣田的管理水平。