页岩气田集输和处理系统具有体系庞大,管网架设复杂,工艺设备众多且分散等特点。根据页岩气发展总体规划,到2020年长宁区块建成年产量达到50×108m3/a,并通过井间接替稳产,形成中国石油页岩气开发配套技术。在之前的建设过程中,出现管径、管壁选择过大,工艺设备除砂能力不足,设备撬装化程度不高导致重复建设浪费等问题。本文以长宁页岩气区块作为研究对象,针对目前开采页岩气的难点,调研国内外页岩气地面工程建设现状,建立一套页岩气的地面工程开发方案,主要研究工作如下:(1)调研国内外页岩气开发概况、勘探开发现状、地面集输布局、设备及工艺、我国页岩气田开采特点等研究成果;总结页岩气开发单井产量变化大、集输管网布局及工艺设备选型困难、在设计初期需要考虑增压开采等一系列问题;(2)收集目标气田的地理周边环境,分析气藏开发方案、井位布置及产量预测数据,根据井区位置、产量及市场分析,建立外输方案模型,通过管网工况模拟计算,确定区块间气流总体方向,确定有利于主力区块生产的外输整体方案,复核外输节点站最低压力需求;(3)根据外输节点压力,确定井区集输管网压力级制;建立气田内部集输总体工艺方案和各井区内部枝状+放射状集输管网布局方案;通过井区排产及产量衰减规律分析,确定气田增压布局方案和压缩机选型;完成井区集输管道水力计算,确定各井区集输管道工艺参数和选型;通过防腐比选和保护电流密度计算,确定管道防腐措施;分析各站点功能,丛式井站、集气站、脱水站站场主要工艺流程;通过井口及管网热力计算,提出采用移动脱水撬和加注乙二醇的方式防止关井复产井口水合物的产生;明确通过井区间气量调配的方式,在井区内建脱水站进行脱水处理;(4)规划气田整体自动控制系统框架设计,实现长宁页岩气区块站场的自动化控制、远程监控,形成气田“模块化”、“协同化”作业,确定平台、集气站、井口、自动控制系统功能,建立不同生产单元自动控制方案;确定各生产单元用电需求、设备荷载、通信需求及给排水量,建立各生产单元通信、供配电、给排水和消防方案;(5)进行气田地面建设环境、安全、健康危害因素分析,提出相应防护及治理措施,降低潜在危险性,实现安全环保可持续发展;(6)通过分析分年工作量,完成方案投资估算。