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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SHE309

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