页岩气开发与常规天然气：地面工程差异

1.页岩气组分

从化学组分来看，页岩气是典型的由甲烷组成的干气（甲烷占90%以上），但是也有一些地层产湿气。各地区页岩气组分不同，一般通过其中的甲烷、乙烷及丙烷的相对含量来区别生物气、热解气，因为在微生物作用下泥页岩主要生成以标志物甲烷为主的碳氢化合物。

从目前美国页岩气的开发和国内页岩气的研究和试采来看，页岩气没有发现含H2S或SO2组分，但含有微量CO2，重烃含量甚微，所以页岩气只需进行气水分离即可，在井口需增设气液分离设施。地面成本相对较低。

表1—1、表1—2和表1—3分别是美国福特沃斯（Fort Worth）盆地、新奥尔巴尼（New Albany）盆地及密歇根盆地的Antrim页岩气组分样品（数据来自美国能源信息署已发表研究资料）。

表1—1　福特沃斯（Fort Worth）盆地生产井页岩气组分

美国福特沃斯（Fort Worth）盆地页岩气以甲烷为主，所占比例为52%～93%；氮气、二氧化碳等非烃类气体含量小于7%。

表1—2　新奥尔巴尼（New Albany Basin）盆地米德郡页岩气样品组分

表1—3　密歇根盆地的Antrim页岩气组分

2.常规天然气组分

常规天然气绝大多数是由气体化合物与气体元素组成的混合体，特殊情况下，才由单一气体组分组成。天然气常见的气体化合物和元素有：烃类气体（C1～4）、二氧化碳、氮、硫化氢、汞蒸气、氢、氧、一氧化碳、二氧化硫和稀有气体（氦、氖、氩、氪、氙）。

根据中国20世纪70年代出版的《天然气工程手册》，将天然气划分为干气和湿气（按C5含量界定）；贫气和富气（按C3含量界定）；酸性天然气和清洁气（按CO2和硫化物含量界定）。

干气（dry gas）：指在1 m3（S）（CHN）（325 kPa、20℃下计量的气体体积，中国气体计量采用的标准，又称基方）井口流出物中，C5以上烃液含量低于13.5 cm3的天然气。

湿气（wet gas）：指在1 m3（S）井口流出物中，C5以上烃液含量高于13.5 cm3的天然气。

贫气（lean gas）：指在1 m3（S）井口流出物中，C3以上烃类液体含量低于94 cm3的天然气。

富气（rich gas）：指在1 m3（S）井口流出物中，C3以上烃类液体含量高于94 cm3的天然气。

酸性天然气（acid gas）是指含有显著量的硫化物和CO2等酸气，这类气体必须经处理后才能达到管输标准或商品气气质指标的天然气。

清洁气（sweet gas）是指硫化物含量甚微或根本不含的气体，它不需净化就可外输和利用。

为达到管输的目的，常规天然气一般要进行脱重烃和脱硫处理，这部分在天然气地面成本中占到相当大的比例。

通常在实际中我们也把含游离水的天然气称为湿天然气。

3.页岩气和常规天然气的差异(www.xing528.com)

1）开发方式的差异

由于页岩气的赋存方式，要实现有效开发需采用水力压裂方式，其结果是大排量设备、大水量、砂和多种化学添加剂，给地面建设带来大机组、大场地、大水源、大污染的问题。

常规天然气采用一般压裂方式，开发对地面要求不高。

2）地面工程建设的差异

（1）页岩气

页岩气的开发给钻完井、压裂、地面集输和处理带来了严峻的挑战。由于国内页岩气气藏分布的位置交通等基础设施薄弱，几乎没有天然气处理系统和天然气外输管网，因此需要大量的基础设施投资，以实现钻机、压裂设备、地面设施等的快速转移。如果页岩气田附近没有充足的基础设施，开发初期投资会很大。

另外由于气藏开发初期产量很高，后期产量会急剧下降，气井的各种干扰效应难以预测，并且页岩气组成比较特殊，因此，与气藏相关联的页岩气输送、压缩、计量、干燥、脱水、汇集和处理系统都需要精心设计，目前还没有规范和标准。这些系统可能会有20～80年的使用寿命。为了实现其最大的现金流，系统必须具有很强的适用性，采用最好的现代控制技术进行模块化统一设计。页岩气气藏的开发不同于常规气藏的开发，其经济风险更大。由于页岩气气藏在开发初期产量很高，而后急剧下降，因此通过设备的流量变化很大，尤其在钻井工作暂停的区域更为严重。为使设备效率达到最高，必须采用模块化设计。在页岩气田开发中，则要通过采用大量小型设备组或列来提高调节效率。页岩气地面开发设计中的经验法则是：单个设备列的额定值为设备总设计值的，装置中的固定配件及其设计，应该能够保证在装置中有序地添加或拆除设备。在设计过程中，尽量做到以下几点才可能达到上述要求：井口系统和管架的尺寸合适、阀门安装得体、有足够的空间移动设备、输电线和接线盒以及新增设备调节标记。

页岩气在脱水方面和常规天然气没有分别，没有脱硫系统。

页岩气要采用水力压裂开发就需要在地面增加供水系统、压裂返排液处理及再利用系统。占地面积大，水资源紧张等急需研究和解决，目前这部分的技术也是世界性的难点技术。

（2）常规天然气

常规天然气气田一般紧靠其他油气产区，拥有现成的基础油气设施，交通便利，可以实现气田建设各种设备和设施的快速转移。如果气田附近有充足的基础设施，开发初期投资会减少很多。另外国内天然气地面集输和处理技术已相当成熟，天然气产区已建相关基础设施和天然气输气管网，与气藏相关联的天然气输送、压缩、计量、干燥、脱水、脱硫、汇集和处理系统的设计都有严格规范和标准。常规气田开发过程中，通过扩大设备和装置的规模来获取规模经济效益。

3）投资组成的差异

（1）页岩气

页岩气气藏的勘探开发投资由四部分组成：勘探部分+钻完井部分+水力压裂部分+地面部分，对于水平井而言，其钻完井部分的费用和水力压裂的部分费用相当，和常规天然气相比地面部分除页岩气地面集输、处理和压缩外输外还需增加压裂供水设施、压裂返排液的处理及再利用设施及费用。北美地区页岩气开发中由于技术进步和市场竞争，钻井与储层改造费用逐年下降。目前开发成熟区的1亿立方米产能建设投资约折合人民币（2.5～3）亿元，Barnett页岩气开发单井费用为（250～350）万美元，储层改造和钻井费用基本相当，两者占总成本的80%以上。

（2）常规天然气

常规天然气气藏的勘探开发投资由三部分组成：勘探部分+钻完井部分+地面部分，部分气田气井需采用常规压裂，地面部分没有压裂供水和压裂返排液的处理及再利用费用，但天然气净化处理有时会有脱硫处理及硫黄回收部分的费用。

4）对气田周围环境污染的差异

（1）页岩气

页岩气要高效开发，采用水平井及水力压裂技术，需要钻很多井，大批量钻完井会破坏地表植被；排放物、产出气会污染空气；压裂液会污染水层；水力压裂用水会威胁到饮用水；水力压裂会引发地震等。

（2）常规天然气

常规天然气在不发生事故的情况下，气田产出物采用密闭流程地面集输和处理，除气田排放物、产出气会污染空气外其开发对周围环境造成污染和危害很小。