國內煤層氣地面集輸系統現狀及簡析

薛 崗 許 茜 王紅霞 王遇冬 劉子兵

(西安長慶科技工程有限責任公司, 陜西 710021)

自2005 年以來, 國內煤層氣田特別是山西沁水盆地煤層氣田開發建設速度明顯加快。2009 年11 月, 我國首個數字化規?；拿簩託馓锸痉豆こ淘谇咚ǔ赏懂a, 商品煤層氣源源不斷地輸入國家西氣東輸一線管道, 實現了我國第一個煤層氣田的規模化商業運營。這是我國煤層氣田勘探開發史上里程碑式的示范工程, 也是我國非常規油氣資源開發建設的典型代表。

目前, 中石油鄭莊區塊9 ×108m3/a 產能即將建成, 同時在建的煤層氣田建設項目還有鄂東煤層氣田韓城區塊、柳林煤層氣田、寧武盆地煤層氣田工程, 及韓渭西 (韓城- 渭南- 西安) 和臨縣- 柳林- 臨汾煤層氣長輸管道等項目。與此同時, 國內其他各煤層氣田的開發建設也分別形成了具有自身特點的煤層氣集輸工藝, 如串接集氣、分散增壓和集中處理等, 下面以中石油樊莊和鄭莊區塊煤層氣田為重點, 同時結合國內其他典型煤層氣田開發建設實踐, 簡要介紹其集輸系統。

1 我國典型煤層氣田集輸系統

1．1 中石油沁水盆地樊莊及鄭莊區塊煤層氣集輸系統

(1) 集輸系統構成

目前, 樊莊區塊6 ×108m3/a 產能的集氣系統及30×108m3/a 中央處理廠 (一期10×108m3/a, 體積計量標準為： 20 ℃, 101．325kPa, 下同) 已經建成投產, 實現了年產煤層氣6×108m3。該區塊共建直井522 口, 水平井48 口, 集氣站6 座, 采氣管線332km, 集氣管線43．5km。鄭莊區塊共在建集氣站5 座, 集氣管線46．64km, 采氣管線410．88km,計劃2012 年全部建成投產。兩個區塊具體建設示意圖見圖1, 圖2。

圖1 樊莊區塊煤層氣集輸系統示意圖

圖2 鄭莊區塊煤層氣集輸系統示意圖

(2) 主體工藝技術

兩個區塊集輸系統總流程為： 通過排水采氣采出的低壓煤層氣, 經井間串接匯集到采氣干管進入集氣站, 在集氣站經過分離、增壓、計量后進入集氣支線, 各支線最后通過集氣干線進入中央處理廠, 經二次增壓和集中脫水滿足外輸壓力(5．7MPa) 和水露點 (夏季5 ℃/冬季- 15 ℃) 要求后進入西氣東輸一線沁水壓氣站, 詳見圖3。

總體工藝流程可以概括為“排水采氣、井口簡易計量、串接與閥組相結合, 低壓集氣、站場二級分離、兩地增壓、集中處理”。經近兩年在沁水盆地的應用, 認為該技術管理方便、施工快捷、流程合理、運行平穩、安全可靠、環境保護措施得當,并且已獲得國家實用新型專利3 項。

(3) 集氣站工藝流程

集氣站采用“采氣干管來氣→分離器 (過濾分離) →壓縮機 (增壓) →二次分離 (過濾分離) →外輸”的工藝流程, 詳見圖3。

圖3 集氣站典型集氣工藝流程示意圖

(4) 中央處理廠工藝流程

山西沁水盆地煤層氣中央處理廠又稱為中石油山西煤層氣處理中心。設計總處理規模30×108m3/a。2009 年一期工程建成的規模為10×108m3/a, 目前正在進行二期工程建設。主要設備有： 增壓裝置用的電驅往復式壓縮機組4 臺 (電機功率為4800kW 和1600kW 各兩臺, 單機排量分別為150×104m3/d 和50 ×104m3/d。其中, 4800kW 電動機驅動的煤層氣往復式壓縮機組是亞洲最大功率的煤層氣往復式壓縮機) ; 三甘醇脫水裝置2 套 (單套處理規模150×104m3/d) 及相應的公用和配套系統。

廠內采用先增壓后脫水的主體工藝流程。各區塊集氣干線來氣首先進入集配氣系統清管接收, 再進入過濾分離系統進行氣液分離, 然后進入增壓裝置, 將壓力由1．0MPa (絕壓, 下同) 增壓至6．0MPa 后進入三甘醇脫水裝置脫水, 以確保外輸氣的水露點, 最后經計量后輸往西氣東輸一線管道。

1．2 潘莊煤層氣田集輸系統

山西晉城潘莊煤層氣項目位于山西省晉城市西北約80km 處, 地面集輸系統主要包括采氣井場、集氣管網、集氣站和集中處理增壓站4 個部分。整個項目設集氣站8 座, 每座集氣站處理能力為4．0×104m3/d; 集中處理增壓站1 座, 設計處理能力為30×104m3/d。

主體工藝流程為： 井場 (初步分離、計量) 、采氣管網、集氣站 (二次分離、調壓、計量、一級增壓) 、集氣支線、集氣干線、集中處理增壓站(脫水、處理、調壓、計量、二級增壓) 、外輸管道。

壓力級制： 集氣站前管網操作壓力為0．1～0．3MPa, 集氣站至集中處理增壓站管網操作壓力為0．9～1．2MPa (一級增壓) , 集中處理增壓站后管網操作壓力為6．0～7．0MPa (二級增壓) 。

集氣站： 一般情況下, 集氣站只設置1 臺分離器, 煤層氣經采氣干管直接進入分離器分離。若采氣干管分高、低壓分別進站, 則站內設高、低壓分離器各1 臺。低壓采氣干管煤層氣進入低壓分離器分離, 高壓采氣干管煤層氣進人高壓分離器分離并調壓后與低壓煤層氣匯合進入集氣匯管, 再經壓縮機增壓 (一級增壓, 電動螺桿壓縮機組) 、計量后去集氣支干線。集氣站工藝流程見圖4。

圖4 潘莊集氣站工藝流程框圖

集中處理增壓站： 集中處理增壓站的功能主要是將來自集氣站的煤層氣進行分離、處理后分為兩路： 一路去已建的CNG 站; 另一路進行增壓、脫水和計量后進入外輸管道。集中處理增壓站工藝流程見圖5。

圖5 潘莊集中處理站工藝流程框圖

1．3 鄂東煤層氣田韓城區塊煤層氣集輸系統

鄂東煤層氣田韓城區塊煤層氣位于陜西韓城板橋鄉和薛峰鄉, 距韓城10km。規劃產能建設規模5×108m3/a, 水平井產能為17000m3/d, 直井產能為2500m3/d; 正在建設的有集氣站1 座, 采氣管線209．5km, 集氣聯絡線5．06km, 中央處理廠1 座。集輸系統采用“單井計量、多井串接、二地增壓、集中處理”的主體工藝流程, 見圖6。

圖6 韓城煤層氣集輸系統工藝流程框圖

中央處理廠處理能力為10 ×108m3/a, 遠期預留規模為10 ×108m3/a, 采用與山西沁水盆地煤層氣中央處理廠相同的集輸工藝, 即先增壓后脫水的主體工藝流程。全廠共設往復式壓縮機組5 套, 其中50 ×104m3/d 兩臺, 100 ×104m3/d 3 臺; 三甘醇脫水裝置2 套 (100 ×104m3/d、200 ×104m3/d 裝置各1 套) 。

2 國內典型煤層氣長輸管道系統

2．1 西氣東輸一線沁水煤層氣管道

該工程是我國開工建設的首條煤層氣輸氣管道, 管道地處山西沁水縣境內, 管道起點為山西沁水煤層氣中央處理廠 (端氏首站) , 終點為沁水壓氣站 (沁水末站) , 與西氣東輸一線管道相接。線路全長35km, 鋼管采用φ610mm×8．8mm×65 材質的螺旋縫埋弧焊鋼管, 干線設計壓力6．3MPa。管道外防腐均采用聚乙烯三層結構防腐層。

2．2 陜西韓渭西煤層氣管道工程

韓渭西 (韓城- 渭南- 西安) 煤層氣管道起點為陜西韓城首站, 終點為西安高陵的西安末站, 工程分為兩期建設。其中, 一期建設1 條干線和2 條支線。干線管道全長191．6km, 管徑為φ559mm,設計壓力4．0MPa。臨渭潼 (臨潼—渭南—潼關)支線, 起點位于干線管道的大荔分輸站, 管道全長96km, 管徑φ273mm, 設計壓力1．6MPa。蒲白 (蒲城—白水) 支線, 起點位于管道干線的鹵陽湖分輸站, 終點為白水末站, 管道全長48km, 管徑φ219．1mm, 設計壓力1．6MPa。

一期工程設計輸量為14．6 ×108m3/a, 其中蒲白支線設計輸量為1．0 ×108m3/a, 臨渭潼支線為1．4×108m3/a; 二期工程設計輸量為19．5 ×108m3/a。

2．3 山西林縣- 柳林- 臨汾煤層氣管道工程

管道位于山西省呂梁市和臨汾市境內, 初期接收陜京三線管道天然氣, 為下游用戶供應天然氣,伴隨呂梁和臨汾境內煤層氣的開發, 管道將用于輸送煤層氣。

管道設計輸氣規模為4．99 ×108m3/a, 工程包括一條干線及石口支線。干線管徑φ508mm 長度467．65km, 支線管徑φ219．1mm 長度45．32km。管道系統設計壓力6．3MPa。

3 國內煤層氣地面工程存在的問題

3．1 我國煤層氣田地質條件異常復雜, 有效開發難度大

國內煤層氣田地質情況復雜, 非均質性強, 有效儲層難以預測, 具有低壓、低產、低滲、低飽和的“四低”特點, 主要體現在：

(1) 單井產量低, 平均約為2000m3/d 左右;井口壓力低, 0．2～0．5MPa, 氣井壽命期為20 年左右, 甚至更低, 單位產能建井數多, 單位產能投資高;

(2) 整個煤層氣田處于低壓生產, 需要增壓外輸, 能耗高, 系統投資高;

(3) 氣井初期單井產水較大, 經濟適用的水處理工藝選擇困難;

(4) 煤層氣田邊開發邊落實動態儲量, 及時調整開發方案的工作制度, 給集輸系統的建設帶來很大困難, 對降低地面工程綜合投資也非常不利。

3．2 沒有針對煤層氣田集輸系統的設計、施工及驗收標準

多年來, 國內在煤層氣地面集輸設計及施工管理等方面一直借鑒天然氣的相關標準 (如GB50183和GB0422 等) 。由于煤層氣生產不同于常規天然氣的特殊性, 存在工藝流程設置、材料的選用、參數的選取等明顯要求過高。因此, 國家或行業的標準缺失, 已經成為阻礙煤層氣企業和煤層氣工業快速、健康發展的重要因素之一。

3．3 煤層氣田總體開發投資高, 地面建設優化簡化難度大

目前煤層氣開發的主要矛盾之一就是單井產量低、建井太多, 單靠地面工程的優化, 并不能完全解決煤層氣開發的總體效益, 地面工程應與開發方案相結合, 堅持“地上地下一體化優化”。對直井、羽狀水平井、分支井等開采方式進行多方案的綜合優選, 對地面工程方案的建設規模、投資大小、主體技術、主要設備、占地面積、系統工程等做出總體優化, 才能提高煤層氣開發的整體經濟效益。

3．4 對采出水處理還沒有有效的防范措施

對于煤層氣采出水, 已建的項目基本采用在井口建設污水蒸發池的做法, 隨著煤層氣大規模的開發建設, 采出水量將逐年增加, 直接排放不但會造成水資源的浪費, 而且也不符合國家有關環保和灌溉標準的要求。因此應盡快進行井口采出水的井口分離凈化或集中凈化 (如膜分離技術等) 及輸送工藝研究。

4 措施與建議

4．1 提高煤層氣田集輸系統的適應性, 確保煤層氣田長期有效運行

煤層氣田的生產周期一般在10 年以上, 且煤層氣的生產具有緩慢增加然后逐漸遞減的生產規律, 在煤層氣田開發前期和后期, 應充分考慮集輸系統包括管線輸送能力、增壓壓縮機對變工況運行的適應性等問題, 同時應進一步研究適合低壓煤層氣的分離設備 (如試驗填料分離、在線旋轉分離設備等) 和螺桿式壓縮機等新設備的開發。

4．2 在低成本開發的基礎上, 積極開展標準化設計, 模塊化建設, 盡可能提高煤層氣田自控水平

鑒于國內各煤層氣田具有井站數量多, 工藝參數相近, 部分設備和流程基本可以通用的特點, 應積極開展標準化設計工作, 采用模塊化施工、規?；少? 加快建設速度, 提高工程質量、降低工程投資。同時還應進一步提高煤層氣田地面工程的自控水平, 以實現更加的節能降耗、降低投資和運行成本的目的。

4．3 加快煤層氣長輸管道的建設速度

國內煤層氣田一般采取就近供氣、CNG、LNG等方式外輸, 而煤層氣長輸管道建設則較少。為了與國內煤層氣大規模建設相匹配, 應盡快進行煤層氣長輸管道總體規劃, 以保證附近及沿海大中城市的用氣及調峰需求, 為即將或已經大規模開采的煤層氣做好地面建設的技術儲備。

4．4 加快煤層氣集輸標準建設

目前, 《煤層氣地面開采防火防爆安全規程》AQ1081 和《煤層氣集輸安全規程》AQ1082 兩項國家安全生產行業標準已經于2011 年5 月1 日正式實施, 但是還應盡快制定煤層氣行業有關設計及施工驗收標準, 以規范煤層氣設計和施工, 促進煤層氣產業規范有序開發。

[1] 中聯煤層氣有限公司．AQ1081- 2010 煤層氣地面開采防火防爆安全規程[S]．北京：煤炭工業出版社,2010．

[2] 中聯煤層氣有限責任公司．RQ1082 - 2010 煤層氣集輸安全規程 [S] ．北京： 煤炭工業出版社, 2010．

[3] 王紅霞等．沁水盆地煤層氣田樊莊區塊集氣站標準化設計 [J] ．天然氣工業, 2010, 30 (6) ： 84- 86．

[4] 薛崗等．沁水盆地煤層氣田樊莊區塊地面集輸工藝優化 [J] ．天然氣工業, 2010, 30 (6) ： 87- 90．