气田输送工艺分为湿气输送工艺和干气输送工艺，由于湿气工艺简单、投资少，宜优先选用，在湿气输送条件存在一定困难时，可考虑脱水后干气输送。当集输管网压力较低的情况下，可考虑增压输送。
1.湿气输送和干气输送
页岩气湿气输送是指含游离水的湿页岩气通过管道输送的一种工艺，在天然气气田中广为应用，如在新疆塔里木的多个气田，集输系统均采用了湿气输送工艺，也是页岩气输送工艺的优先方案。大部分采用湿气输送的工艺采用了碳钢管材+缓蚀剂的防腐方案。
页岩气干气输送是指整个输送过程中页岩气温度始终保持在水露点之上的状态，是高酸性气田集输管道防止腐蚀、保证安全措施运行的常见措施之一，由于页岩气不是酸性气体，可不考虑干气输送方案。
2.气液混输和气液分输
湿气输送工艺分为气液混输与气液分输。
1）气液混输
气液混输集气工艺是利用页岩气的压力将所携带的油、水等液体收集与输送，一般由集气支、干线混输至油气处理厂再进行处理。该工艺大大地简化了地面集输流程，节能降耗，站场设施少，操作简单，管理方便，节省投资。在采用气液混输工艺时，对于地形起伏大的地区，因流型变化多，气体压力波动大，需要适当提高集气系统的设计压力。气液混输管道为了防止清管工况下段塞流液体产生冲涌，在集气管道末端常需设置段塞流捕集设施。气液混输集气工艺适合以下几种情况：
（1）井间距较小，采、集气管道较短的集输管网。
（2）页岩气中含有凝析油、气田水，对井、站上分离的液体处理、输送困难，因此宜采用气液混输。
（3）井场至集气站采用气液混输，适用于高含硫气田，解决了井场含硫污水难以处理、维护费用高、污染环境等问题。(www.xing528.com)
2）气液分输
气液分输工艺是先将页岩气在井场或集气站进行分离，分离后的气体、液体分别进行输送。对于液体输送常见的有泵压管输及汽车拉运等方式。气液分输集气系统复杂，设备较分散且集中度及密闭性低，一次投资及运行费用高，并给气田运行管理带来不便。气液分输工艺适用于：
（1）井间距离远，采气管线长的边远井宜用气液分输。
（2）采气管线高差较大，清管时巨大液量容易引起系统超压的工况，采用气液分输。
（3）单井产液量较大，液气比率较高，对下游水处理系统造成困难，宜采用气液分输。
3）增压输送
气藏压力低，集输压力不能满足页岩气处理工艺或外输商品气压力要求时，气田集输必须增压输送。气田开发中后期，气井压力降低，不能满足集输管网对输送压力的需求时，也将进入增压开采阶段。
气田增压按照增压地点位置的不同分为集中增压和分散增压。当气田内生产井井口压力、产量衰减幅度、衰减时间基本相同时，为方便运行管理，应优先考虑集中增压，将增压点选择在集气站或集气总站。
当气田内生产井井口压力、产量衰减幅度、衰减时间相差较大时，应优先考虑分散增压，以充分利用高压井剩余压力，并达到节能目的。
页岩气集输应尽可能依靠页岩气在地层中自身已具有的压力能来实现，只有当产出页岩气的压力低于页岩气净化厂对原料气压力的要求或某一低压产气区的页岩气压力低于集输管网的运行压力时才需要对页岩气增压。优化增压输送方案的最终目标是降低增压设施的工程建设投资和增压生产过程的运行费用，并使之有利于生产管理，优化工作的重点是增压站的分散或集中设置，增压点的位置、总压比、压缩机的级数和各级间的压比分配，压缩机的机型和动力配置等。如四川平落坝天然气田须二气藏开发在2006年后集输系统均相继低于外输管道输送压力，因此采用单井气举排水增压，并在集气站设置压缩机组集中增压，以解决平落坝气田单井压力低于外输压力后天然气的输送问题。
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