在全球能源结构加速调整的大背景下，页岩气作为一种清洁、高效的非常规天然气资源，正逐渐成为能源领域的焦点。进入2025年，页岩气行业在技术创新与实践应用方面持续发力，尤其是地面工艺流程的优化，对于提升页岩气开发效率、降低成本、增强行业竞争力具有关键意义。当前，国内外页岩气开采多采用丛式水平井开发、加砂压裂以及滚动开发模式，这使得页岩气井呈现出独特的生产特点。在开发初期，产水和产砂量大，产能与压力衰减迅速;而到了开发中后期，则长期处于低产低压状态，不过生产周期较长。经过多年的探索，页岩气田地面工程建设逐步构建起以 “标准化工艺流程、模块化功能分区、橇装化高效设备、系列化装置组合、数字化管理” 为核心的标准化体系。但在实际应用中，仍暴露出一些亟待解决的问题。

  一、页岩气平台标准化流程现状剖析

  (一)标准化工艺流程详解

  《2025-2030年全球及中国页岩气行业市场现状调研及发展前景分析报告》指出，基于川渝地区如长宁、威远、泸州等地页岩气开发的地面建设与生产实际情况，目前页岩气平台已基本形成一套契合中国页岩气地面建设的标准化体系。依据页岩气的开发模式和生产特性，其生产周期可划分为排液生产期、相对稳产期、递减期和低压低产期四个阶段。针对生产的后三个阶段，页岩气标准化设计秉持 “模块化、橇装化、规模化和重复利用” 的理念，制定了相应的标准化工艺流程。

  相对稳产期流程：井口来气经一级节流，设计压力降至 26MPa，随后进行一对一除砂、二级节流，压力进一步降至 8.5MPa，再通过一对一连续分离计量后清管出站。以 6 井式平台为例，该阶段工艺流程清晰呈现了页岩气在相对稳定生产阶段的处理路径。

  递减期流程：此阶段井口来气经节流后，设计压力降至 8.5MPa，通过轮换分离计量后清管出站。同样以 6 井式平台为参照，其递减期工艺流程展示了该阶段页岩气处理方式的变化。

  低压低产期流程：井口来气经节流将设计压力降至 2.5MPa，经轮换计量后清管出站。6 井式平台在低压低产期的工艺流程，反映了页岩气在产量和压力较低阶段的处理流程特点。

  (二)现有流程存在的问题

  页岩气标准化流程在川南页岩气田广泛应用，虽在缩短工程设计与施工周期、保障地面工程建设质量方面成效显著，但在项目运行中也暴露出诸多问题。

  井口节流阀易损坏：页岩气井一级节流多采用角式节流阀，像泸州深层页岩气，井口压力高，节流压差大。受限于压裂加砂方案与生产制度，该阀门易出现刺漏损坏，频繁整体更换不仅增加运行管理成本，还因频繁关井导致井底压力大幅波动，可能对储层造成不可逆的压敏损害，最终影响气藏开发效果。

  除砂器初期效率低：页岩气标准化设计中，除砂器设计压力为 26MPa，采用 “旋流 + 过滤” 组合式除砂设计。然而在实际使用，尤其是生产初期，除砂效率欠佳，部分砂砾进入分离器并大量沉积，致使下游集输系统承受较大冲刷腐蚀，易引发下游排污管道弯头失效。

  部分管线易穿孔失效：川渝页岩气多采用加砂压裂，井口来气含砂量高，在与流体中的细菌、矿物质、有机物、二氧化碳等协同作用下，管线腐蚀严重。根据页岩气平台现场运行状况，井口、原料气、排污等管线流向改变处易发生失效穿孔。

  工艺设备多且成本高：页岩气标准化平台在相对稳产期采用一对一除砂、一对一分离计量设计，导致工艺设备繁多，投产成本高。而且大部分除砂、分离设备虽考虑后期拆除复用，但利旧检维修成本高，设备拆除搬迁工作量大。

  二、页岩气中压工艺流程优化策略

  面对页岩气平台标准化流程在生产运行中出现的井口节流阀门易损坏、除砂器除砂效率低、个别部位易失效、工艺设备多等问题，遵循页岩气标准化设计的基本原则，从多个方面展开研究并提出技术对策。

  (一)优化井口流程

  页岩气标准化井口流程中一级节流选用的角式节流阀易刺漏失效。部分页岩气平台尝试采用固定油嘴和角式节流阀并联使用的方式，一定程度上延长了角式节流阀的使用寿命。为更有效地解决这一问题，同时延缓页岩气井产量递减速度、提高单井预测最终可采储量(EUR)，针对川渝页岩气提出将压降速率控制在 0.1MPa/d 以内，采用 “一级固定油嘴 + 二级笼套式节流阀” 的井口精细控压生产技术。其中，一级节流选用抗冲蚀性能优良的固定式油嘴，实现对压力和流量的主要控制;二级节流选用带气动执行构件的笼套式节流阀，实现对压力和流量的精细调节。二级节流阀采用笼套式结构配合整体式碳化钨硬质合金阀芯，能更好适应页岩气高含砂恶劣工况，同时通过气动执行构件借助智能分析平台调节节流阀开度，保证控制精度。实践表明，采用该精细控压生产技术后，试验井 EUR 提高约 13%，可有效降低应力敏感造成的储层伤害，实现气井长期稳定生产。此外，井口两级节流后将压力控制到 8.0MPa 及以下，降低了下游流程设计压力，有效降低了下游设备制造成本。

  (二)革新计量方式

  依据相关规范要求，结合开发生产动态分析和采气工程需求，平台气相计量最大允许偏差为 ±10%，液相计量在不同生产时期最大允许偏差分别为 ±10%、±20%、±30%。在气水分离后，页岩气标准化流程设计受计量方式限制，气相采用高级孔板计量，液相采用电磁流量计 + 双法兰差压液位变送器计次方式计量。这种计量方式虽准确，但需在计量前进行一对一除砂、分离，导致平台流程设备多、占地面积大、整体投资高。随着技术进步，气、液两相混合流量测量试验在川渝地区广泛开展。目前现场试验中，气液不分离两相计量装置的气相测量误差不超过 ±5%，液相测量误差不超过 ±10%，能够满足集输工艺内部非贸易计量要求。若实现平台多井集中除砂分离且不分离计量也能达到规范和采气开发要求，将大幅降低地面建设成本。

  (三)升级除砂器性能

  由于页岩气集输系统含砂量高，以滤网为主要过滤元件的标准化除砂器除砂效率不理想，引发生产效率低、下游集输设备失效和管道腐蚀等问题。为此，近几年川南页岩气平台逐步开展旋流除砂器的实验应用。在井口流程优化后，除砂器设计压力由 26MPa 降至 8.5MPa，采用中压旋流除砂工艺替代传统高压滤网除砂工艺，降低了运行风险。中压除砂工艺采用旋流除砂器与集砂器组合，旋流元件选用高耐磨陶瓷材料，避免砂粒在旋流管内高速流动产生磨损腐蚀。旋流除砂设备能在下部集砂器排砂清罐操作时，保证上部除砂器正常工作，实现在线排砂，还能缓解开井初期滤筒内过滤网易形成水合物堵塞的问题。目前，旋流除砂器在长宁、泸州地区多个页岩气平台投入使用，除砂效果良好，下游集输系统含砂量明显降低。但平台由一对一除砂变为集中除砂后，单台设备处理砂量增大，且开井前期井底出砂量大，集砂器容量较小，导致现场排砂操作强度大，管理难度增加。

  (四)优化关键部位管件选型

  标准化流程中易冲蚀部位管件多选用锻制方弯头，通过加厚壁厚来延长使用寿命。但分析页岩气平台站内失效点可知，管线失效是含砂冲蚀和细菌、CO₂腐蚀等多种因素综合作用的结果，仅增加壁厚无法从根本上减缓腐蚀速率。因此，从管件材质和结构入手研究关键部位管件的防腐耐磨工艺。经不同材质、工艺的管件现场对比实验发现，堆焊材料和内衬陶瓷管件防腐耐磨效果显著。其中，陶瓷内衬管件内衬陶瓷表面几乎无腐蚀现象，仅有少量输送介质沉积，60 天内几乎无减薄;纯材管件无论是否热处理，抗侵蚀能力最差，短时间内快速减薄;喷涂材料初期效果好，但涂层破损后会快速减薄。堆焊耐蚀合金内覆层管件因价格相对较低，目前已大量应用于页岩气平台。同时，考虑到管件上下游焊缝前后也易失效，在增加堆焊内覆层的基础上，使管件自带一定长度袖管，延长耐蚀合金保护长度。目前，页岩气平台井口、原料气、排污管线等关键部位的管件已全部采用硬质合金堆焊管件，防腐耐蚀效果良好。此外，在站场设计配管时，优化管道走向，最大程度减少易冲蚀部位弯头数量，降低易失效点。

  (五)简化站内橇装设备

  相较于页岩气标准化流程传统的一对一除砂、分离技术，两相流量计的应用可实现平台井口来气一对一气、液计量后，集中进行除砂、分离。这一流程极大减少了除砂器和分离器设备数量，简化了工艺流程，减少了地面流程占地面积，有效降低了地面投资。

  (六)优化后的工艺流程呈现

  经过对井口流程、计量方式、除砂器选型、站内关键部位管件选型的优化以及站内橇装设备的简化，形成了一套更为高效、可靠、低成本的中压工艺流程。井口来气经二级节流后，通过两相流量计分别对气、液进行计量，计量后的原料气经除砂器、分离器集中除砂分离后清管出站。

  三、页岩气优化后工艺流程的现场应用成效

  优化后的地面生产流程已在四川泸州多个平台进行现场应用，成功实现井口精细控压、两相流不分离除砂计量，试验效果显著。以某 8 口井平台为例，取得了以下突出成果：

  优化简化降投资：平台井站在标准化流程基础上优化简化，将一对一除砂、分离改为平台集中除砂、分离，有效减少橇装设备。该 8 口井平台增加两相流量计橇 8 套，减少除砂橇 7 套、分离计量橇 7 套，优化简化后的中压生产流程比标准化生产流程平台投资降低约 526 万元。

  精细控压提高 EUR：井口一级节流改用固定式油嘴，提升了节流设备抗冲蚀能力，延长使用寿命。二级节流选用带气动执行构件的笼套式节流阀，与带压下油管工艺结合，保证地面生产时井筒携液能力，有效控制出砂，保护储层，提高单井 EUR。根据某平台可调式油嘴控压生产与固定式油嘴生产 180 天单位压降产气量(试验井为 201×10⁴ m³/MPa，对比井为 142×10⁴ m³/MPa)，以及累计产气量达到 2000×10⁴ m³ 单位压降产气量(试验井为 174×10⁴ m³/MPa，对比井为 128×10⁴ m³/MPa)初步测算，精细控压生产单井 EUR 较放压生产提高约 17%。

  流程简化缩短建设周期：平台工艺流程优化简化后，橇装设备和焊口数量减少，现场安装建设周期缩短。根据平台井口数不同，平均安装周期缩短 3 - 5 天。

  设备简化减少占地面积：平台工艺流程优化简化后，橇装设备减少，8 口井平台工艺区面积缩小约 170 m²，总图优化后站场占地面积减少约 10%。

  设计优化降低故障率：平台工艺流程优化简化后，将井口管线和除砂橇的设计压力由 26MPa 降低至 8.5MPa，减小设备损耗和故障率，降低复用成本，降低设备运行安全风险。同时，通过对页岩气标准化平台现场运行的失效分析，统计集中失效点，对井口、原料气管线，排污系统管线、阀门、管件等重点部位采取加强措施，如橇外排污管线选用复合管、重点部位管件选用硬质合金堆焊管件、加厚腐蚀裕量等，有效提高地面流程的安全性和生产稳定性，减少设备管线故障，降低相关维修费用，减少产量影响，提高了平台的经济效益。

  四、总结与展望

  2025年，页岩气行业在地面工艺流程优化方面取得了显著进展。通过对页岩气标准化平台设备管件的优化，有效降低了故障率，提升了系统运行稳定性。井口两级节流与带压下油管工艺相结合的精细控压技术，显著提高了单井 EUR。平台流程的优化简化，不仅降低了平台投资，还缩短了建设周期、减少了占地面积，有力促进了页岩气平台的效益建产。然而，行业发展仍面临诸多挑战。建议针对不同区块深入开展精细控压生产技术研究，探索适合各区块地质条件的精细控压生产制度。为进一步提高各种工况下除砂器除砂效率，减少对下游流程的冲蚀，中压流程除砂橇应考虑增加自动排砂设计，降低前期排砂操作劳动强度，减少现场管理风险，实现无人值守。同时，针对排污管线积极开展各类复合管材及管件的现场试验，寻找防腐耐蚀效果好、施工便利、经济可行的材料。相信随着技术的不断创新与完善，页岩气行业将在未来能源领域发挥更为重要的作用，为全球能源转型与可持续发展贡献更大力量。