第1章 绪论 1
1.1 引言 3
1.1.1 页岩气概念 3
1.1.2 页岩气与常规天然气开发的差异 3
1.2 国外页岩气资源开发现状及远景规划 8
1.2.1 国外页岩气开发现状 8
1.2.2 国外页岩气开发远景规划 10
1.3 国内页岩气资源开发现状及远景规划 11
1.3.1 国内页岩气开发现状 11
1.3.2 国内天然气管网建设现状 18
1.3.3 国内页岩气开发远景规划 20
1.4 页岩气地面工程建设的目的、工作内容和作用 21
1.4.1 页岩气地面工程建设概述 21
1.4.2 页岩气地面集输及处理生产的目的、主要工作内容和主体生产设施 22
1.4.3 水力压裂返排液地面处理及再利用的目的、主要工作内容 25
1.4.4 页岩气地面工程建设在页岩气开发工作中的作用 26
1.5 页岩气地面工程建设的特点和一般要求 27
1.5.1 页岩气地面集输及处理工程建设的特点 27
1.5.2 页岩气地面集输及处理工程建设的一般要求 29
1.5.3 水力压裂返排液处理再利用地面建设特点和要求 36
第2章 页岩气地面建设技术现状、发展趋势及风险 39
2.1 国内天然气地面集输及处理技术现状和发展趋势 40
2.1.1 技术现状 40
2.1.2 天然气地面集输及处理技术发展趋势 41
2.2 水力压裂返排液地面处理再利用技术现状及发展趋势 41
2.2.1 国内水力压裂返排液地面处理及再利用技术现状 41
2.2.2 国外水力压裂返排液地面处理及再利用技术现状 42
2.2.3 水力压裂返排液地面处理再利用技术发展趋势 46
2.3 国内页岩气开发地面建设存在的风险和机遇 46
2.3.1 国内页岩气开发地面建设存在的风险 46
2.3.2 国内页岩气开发地面建设存在的机遇 47
第3章 页岩气地面布站及地面集输 49
3.1 页岩气地面布站总体规划 51
3.1.1 页岩气地面布站总体规划指导原则 51
3.1.2 页岩气地面布站方式及总体规划选择 51
3.2 页岩气地面集输站种类、作用和一般要求 55
3.2.1 地面集输站的种类和作用 55
3.2.2 页岩气地面集输站场的一般要求 59
3.3 页岩气站场集输工艺总述 60
3.3.1 气田集输工艺流程和集输系统总体布局 60
3.3.2 输送工艺 62
3.3.3 分离工艺 64
3.3.4 计量工艺 65
3.3.5 水合物防止工艺 66
3.3.6 页岩气集输站场脱水 68
3.4 单井站或井组站 69
3.4.1 单井站或井组站的作用和类别 69
3.4.2 单井站或井组站集气流程 70
3.4.3 井组集气站的分离、过滤 79
3.4.4 集气站的调压、计量 81
3.4.5 地面集输站对水合物生成的防止 83
3.5 中心处理站（CPF） 91
3.5.1 表征页岩气含水量的方法以及页岩气含水量与各种物理量之间的关系 92
3.5.2 页岩气脱水 93
3.5.3 脱水工艺选择和脱水深度要求 95
3.6 其他站 97
3.6.1 清管站 97
3.6.2 阀室 101
第4章 页岩气地面集输管网 103
4.1 管网的构成、设置原则和优化 105
4.1.1 气田地面集输管网的构成 105
4.1.2 集输管网是气田地面工程建设的重要组成部分 106
4.1.3 集输管网的结构形式 107
4.1.4 地面集输管网的设置原则 113
4.1.5 集输管网的优化 114
4.1.6 美国页岩气集输管网规划设计经验 118
4.2 集输管网的水力计算 118
4.2.1 水力计算的作用和计算的内容 118
4.2.2 流体的流动理论 119
4.2.3 单相流管线压降计算 123
4.2.4 气液两相流管线 140
4.3 与地面集输管网有关的热力计算 151
4.4 承压管道和管件的强度计算 154
第5章 页岩气净化 159
5.1 概述 160
5.1.1 页岩气净化处理的目的 160
5.1.2 商品页岩气产品质量标准 161
5.2 页岩气的脱水工艺 164
5.2.1 溶剂吸收脱水工艺 164
5.2.2 固体吸附法脱水工艺 173
5.2.3 其他脱水方法 184
5.3 页岩气脱水工艺的选择 185
第6章 页岩气凝液的回收 187
6.1 页岩气凝液回收的概念、目的和前提条件 188
6.1.1 天然气凝液的概念 188
6.1.2 页岩气凝液回收的目的 188
6.1.3 页岩气凝液回收的前提条件 190
6.2 页岩气凝液回收方法 190
6.2.1 吸附法 191
6.2.2 油吸收法 192
6.2.3 冷凝分离法 192
6.3 凝液回收工艺方法选择 208
6.3.1 影响因素 208
6.3.2 工艺方法选择的建议 209
6.4 页岩气凝液的稳定分馏和产品规格 211
6.4.1 页岩气凝液的稳定分馏 211
6.4.2 页岩气凝液的产品规格 214
第7章 页岩气田增压 217
7.1 增压目的、特点和增压方法 219
7.1.1 增压目的 219
7.1.2 页岩气站场增压特点 220
7.1.3 增压方法 220
7.2 页岩气田增压站工艺设计 221
7.2.1 页岩气田增压站分类 221
7.2.2 页岩气田增压站设计基础资料 221
7.2.3 页岩气田增压站站址选择 222
7.2.4 增压站工艺流程及辅助系统 222
7.3 增压工艺流程和燃料气处理 223
7.3.1 工艺流程 223
7.3.2 燃料气处理 225
7.4 压缩机种类和选型 226
7.4.1 压缩机分类 226
7.4.2 压缩机及驱动机的选用 228
7.4.3 压缩机的热力计算 231
7.5 常用压缩机 240
7.5.1 活塞式压缩机 240
7.5.2 离心式压缩机 242
7.5.3 螺杆式压缩机 244
第8章 压裂返排液地面处理及再利用 247
8.1 概述 249
8.1.1 水力压裂主要工作内容 249
8.1.2 压裂液组成成分 249
8.1.3 水力压裂消耗水量 250
8.1.4 压裂返排液再利用的目的 250
8.2 压裂返排液 252
8.2.1 压裂返排液的水质特征 252
8.2.2 压裂返排液再利用水质量要求 252
8.2.3 压裂返排液量规模 253
8.3 压裂返排液再利用地面处理技术 253
8.3.1 国内外油田污水处理技术与工艺现状 253
8.3.2 压裂返排液再利用地面处理技术 261
8.3.3 美国页岩气开发压裂返排液处理再利用技术使用情况 271
8.4 页岩气工厂化作业简介 272
8.4.1 工厂化作业概念 272
8.4.2 工厂化压裂 273
8.4.3 工厂化钻井特点 275
8.4.4 工厂化作业特点 276
第9章 页岩气田自动控制 279
9.1 页岩气田地面工程自控系统概述 281
9.1.1 自动控制的目的 281
9.1.2 页岩气地面集输生产的特点和对自控系统的要求 281
9.1.3 SCADA系统的发展 282
9.2 页岩气地面集输及处理过程中的SCADA系统 283
9.2.1 气田SCADA系统组成 284
9.2.2 SCADA系统网络结构 286
9.2.3 各级系统结构设置 288
9.2.4 各级管理系统的功能 290
9.2.5 生产过程的模拟及优化处理 292
9.2.6 生产过程的安全保护 293
9.2.7 系统的通信和接口 294
9.3 地面集输站和页岩气脱水的自动控制及计量 294
9.3.1 单井站 294
9.3.2 井组集气站 297
9.3.3 低温分离集气站 300
9.3.4 页岩气净化处理厂 303
第10章 页岩气地面工程SHE 309
10.1 页岩气地面工程SHE要求 311
10.1.1 页岩气田开发SHE要求 311
10.1.2 页岩气生产过程SHE管理要求 312
10.2 页岩气地面工程的安全生产（Safety） 315
10.2.1 事故类型和危害 315
10.2.2 内压爆破事故防止和紧急处置 316
10.2.3 页岩气燃烧事故防止和紧急处置 319
10.2.4 着火爆炸事故的防范和紧急处置 329
10.3 职业卫生（Health） 332
10.3.1 概述 332
10.3.2 生产过程中的健康安全风险 333
10.3.3 防范措施 334
10.4 环境保护（Enviroment） 335
10.4.1 保护目标 335
10.4.2 主要污染源和污染物 336
10.4.3 风险分析 339
10.4.4 防范措施 341
第11章 页岩气地面工程建设投资明细 345
11.1 页岩气田地面工程建设投资构成 347
11.2 工程费用 348
11.2.1 工程费用组成 348
11.2.2 主要生产工程投资 349
11.2.3 公用及辅助生产工程投资 350
11.3 其他费用 351
11.4 预备费用 352
11.4.1 基本预备费 352
11.4.2 工程造价调整预备费 353
11.5 页岩气田地面工程建设投资估算 354
11.5.1 页岩气集气部分投资估算 354
11.5.2 页岩气处理部分投资估算 355
11.5.3 压裂返排液处理再利用部分投资估算 356
11.5.4 页岩气地面工程投资估算 357
11.5.5 页岩气开发成本案例分析 358
参考文献 363