沁水盆地煤層氣開采初期集輸工藝優化研究

梅永貴，郭簡，薛占新，王景悅，屈麗彬，杜曉冬

中國石油華北油田山西煤層氣勘探開發分公司，山西晉城048000

沁水盆地煤層氣開采初期集輸工藝優化研究

梅永貴，郭簡，薛占新，王景悅，屈麗彬，杜曉冬

中國石油華北油田山西煤層氣勘探開發分公司，山西晉城048000

山西沁水盆地高階煤煤層氣具有低壓、低滲、高豐度的特點，決定了煤層氣必須經過1～2年的排采期，才能達到設計產氣量。華北油田山西煤層氣分公司在樊莊及鄭莊區塊開采初期，因產氣量小、氣量上升慢，無法滿足集氣站壓縮機啟運的最低排氣量要求。為了解決該問題，使產氣能夠正常增壓外輸，提出了越站集輸、集氣站中低壓連通流程改造方案，應用中壓集輸站外輸線輸送低壓氣、下游集氣站集中增壓、壓縮機單作用運行等辦法，很好地解決了開采初期的低產氣量集輸升壓問題。

沁水盆地；煤層氣；集輸工藝；低壓輸送；越站集輸；開采初期

1 沁水盆地煤層氣集輸工藝現狀分析

2009年9月15日我國第一座數字化煤層氣處理中心在華北油田成功投產，標志著華北油田建成了管道輸送、氣體集中處理外輸的整套煤層氣田地面集輸系統。合理的集輸工藝是油田產氣高效外輸的保障，本文介紹了關于山西沁水盆地煤層氣開采初期集輸工藝的優化研究工作。

1.1 煤層氣特性

煤層氣屬于非常規天然氣，其投產初期一般產量較低，沁水盆地煤層氣平均單井日產不足1 500 m3；井口壓力低，一般不超過0.5 MPa，樊莊區塊多數維持在0.1 MPa左右，需要在集氣站增壓外輸；生產周期長，單井壽命15～20年。

1.2 煤層氣常規工藝流程

沁水盆地煤層氣集輸工藝流程：單井產氣（設計壓力0.1～0.3 MPa）經過單井采氣管道進入集氣站，在集氣站過濾、增壓至1.4 MPa左右，通過干線輸送至處理中心處理外輸。

外輸可采用進入管網長輸、壓縮（CNG）和液化（LNG）等三種處理方法，目前樊莊區塊均采用進入管網長輸的處理模式，將產氣全部接入西氣東輸管道[1]，集輸工藝流程見圖1。該煤層氣集輸系統由11座集氣站、9條集氣支干線和1座處理中心組成[2]，單井產氣均由集氣站增壓后輸送至處理中心統一處理外輸。

圖1 樊莊煤層氣集輸工藝流程示意

1.3 存在問題

投產初期，部分集氣站出現了區塊產氣量遠低于壓縮機最低啟輸量的情況，該區塊產氣量無法通過壓縮機增壓后外輸至其他集氣站或處理中心。為了防止井口憋壓破壞儲層，只能通過集氣站放空火炬燃燒的方式處理采出的煤層氣，造成資源的大量浪費。

1.3.1 樊6集氣站

原設計集輸工藝：單井來氣經樊6集氣站增壓后，輸到樊4站至處理中心的管道，與樊4集氣站增壓后的煤層氣匯合后去煤層氣處理中心。每座集氣站安裝2臺壓縮機，型號為DTY500L，處理能力為9.3萬～16萬m3/d。2009年9月集輸系統投產時，樊6集氣站所轄單井產氣量合計3.6萬m3/d，遠未達到壓縮機開啟最低氣量要求，壓縮機不能正常開啟。

1.3.2 鄭3集氣站

原設計集輸工藝：鄭3集氣站所轄單井來氣經壓縮機增壓后，輸到鄭4站至處理中心的管道，與鄭4集氣站增壓后的煤層氣匯合后去煤層氣處理中心。每座集氣站安裝3臺壓縮機，包括DTY1000型壓縮機2臺、DTY1600型壓縮機1臺，處理能力為35萬～64萬m3/d。2012年12月，鄭4站所轄單井產氣量逐步上升至6.6萬m3/d，而鄭3站所轄單井產氣量合計3.4萬m3/d，雖然鄭4站已滿足壓縮機最小啟輸量，但鄭3站產氣量距啟輸量還存在較大差距。如果只開啟鄭4站壓縮機，鄭4站高壓外輸氣量壓力大于鄭3站低壓外輸壓力，使得鄭3站產氣量無法順利外輸，甚至出現鄭4站來氣倒灌入鄭3站的現象。因此鄭3、鄭4集氣站均無法開啟壓縮機，單井產氣無法正常外輸。

2 投產初期集輸工藝優化改造

為了使沁水盆地煤層氣區塊投產初期單井產氣順利外輸，提出了越站集輸的工藝思路，即將上游集氣站增壓單元跨接，使其功能上僅相當于閥組，由下游集氣站壓縮機集中增壓外輸。

具體改造方案如下：在集氣站進站匯管與外輸匯管之間建立高低壓連通流程，將集氣站內分離器、過濾器、壓縮機等處理單元跨接。低壓單井產氣通過集氣站外輸管道輸送至下游集氣站，并匯入進站匯管，再由下游集氣站壓縮機集中增壓外輸。

改造的技術難點在于優選高低壓連通線管徑，管徑過小會造成低壓輸氣積液以及局部節流產生較大壓損，危害集輸系統的平穩運行。因此通過Pipeline Studio軟件以及天然氣管道威莫斯公式[3]計算表核算各節點壓力值并優選管徑。

式中Q——在標準狀況下的體積流量/（m3/h）；

D——管道內徑/cm；

p1——管道計算段起點壓力/MPa；

p2——管道計算段終點壓力/MPa；

Z——壓縮系數；

γ——輸送氣質的平均相對密度；

T——輸送氣質的平均溫度/K；

L——管道計算段的長度/km。

2.1 樊6-樊4集氣站改造

遵循上述工藝優化思路的指導，將樊6集氣站產氣低壓輸送至樊4集氣站集中處理。利用天然氣管道威莫斯公式計算低氣量下各節點壓力值，經分析認為改造方案可行。

據此進行了必要的流程改造，如圖2所示，其中粗實線為改造線路，圖中省略了分離器、計量設備等。通過在站內增設低壓流程倒改管道，可依據當時氣量，靈活選擇輸送方式，實現氣量輸送優化管理。

圖2 樊6站－樊4站－處理中心工藝流程示意

下面對倒改流程[4-5]作具體說明。樊6站投產初期，產氣量較低無法開啟壓縮機，故采用低壓輸送方式：關閉2、4號閥門，開啟1、3號閥門；樊6站單井來氣進入進站匯管，然后低壓輸送至樊4站進站匯管，與樊4站單井來氣一起采用中壓輸送方式：關閉1、3號閥門，開啟2、4號閥門；樊6站單井來氣進入進站匯管，然后過濾分離，進入樊6站壓縮機增壓，中壓輸送至處理中心。

2.2 鄭4-鄭3集氣站改造

與樊6站至樊4站至處理中心工藝改造不同，鄭3集氣站的外輸線插入在鄭4站至處理廠外輸管道上，因此，需增建一條插入點至鄭3站進站匯管的管道，以實現鄭3站開啟壓縮機集中壓縮鄭3站、鄭4站氣量的目的。如圖3所示。

經過分析計算，閥1、閥2處管道選用D273 mm ×6 mm即可滿足要求。此外，為了保證鄭3站、鄭4站恢復正常流程后清管作業的順利實施，閥3應為全通徑球閥，閥2處新建管道連接處應做預留擋條三通處理。

圖3 鄭4站－鄭3站－鄭1站工藝流程改造示意

3 應用效果

樊6集氣站2009年9月10日完成改造，開始低壓輸氣運行。3.6萬m3/d產氣量，通過樊6站-樊4站管道低壓輸送至樊4集氣站，由樊4站一同處理，外輸至處理廠。2010年6月8日，樊6站產氣量上升到9萬m3/d，開啟壓縮機，按照正常設計流程運行。

2013年3月完成了鄭4集氣站越站集輸流程和鄭3站中低壓連通流程改造，將鄭4站、鄭3站的氣集中到鄭3站升壓外輸至鄭1站。截止2014年6月11日鄭4站正式啟機實現增壓外輸，累計外輸2 414萬m3。

通過采用越站集輸、集氣站中低壓連通、氣量集中處理等輸送模式，可實現區塊產氣從投產初期的低產期，到產量上升后所有氣量全部產生效益。既為建設贏得時間，為生產管理帶來方便，使運行成本降低，同時也保護了單井和地層，為區塊增產提供了先決條件。

4 結論與建議

4.1 結論

生產初期，低產氣量滿足不了壓縮機開啟條件，不能實現增壓外輸。集輸工藝流程倒改試驗的成功，確立了低壓輸送氣量至相鄰集氣站合并處理的煤層氣投產初期的集輸模式，其優勢如下：

（1）取代了因產量低而采用產氣放空點燃的處理方法，減少了產量損失和能源浪費。

（2）保證了單井氣量順利外輸，避免造成井口憋壓，影響單井產量。

（3）煤層氣是典型地面地下一體化氣田，合理的地面集輸工藝能極大地降低對地下儲層的影響。4.2建議

通過對沁水盆地煤層氣開采初期集輸工藝的優化研究得出以下幾點認識：

（1）在設計之初，需要對各集氣站內集氣工藝設置低壓、中壓輸送兩套流程，可根據生產情況靈活使用。

（2）新區塊開發規劃過程中要充分考慮開采初期氣量低、增產慢、集氣站無法投用的情況下集輸流程的設計，避免投產后二次改造。

（3）根據各集氣站所轄單井實際產氣量決定氣量外輸方式。

（4）相鄰集氣站產氣經低壓輸送、合并外輸，必要時壓縮機單作用運行。

[1]田煒，陳洪明，梅永貴，等.沁水盆地南部樊莊區塊地面集輸工藝優化與思考[J].天然氣工業，2011，31（11）：30-33.

[2]陳彰兵，蘇欣，張琳.低壓氣集輸工藝[J].油氣儲運，2009，28（3）：1-3.

[3]王紅霞，王遇冬，薛崗等.山西沁水煤層氣地面集輸工藝的實踐與認識[C]//2008年煤層氣學術研討會論文集.北京：地質出版社，2008:426-433.

[4]王紅霞，劉祎，王登海，等.沁水盆地煤層氣地面工藝技術[J].天然氣工業，2008，28（3）：109-110.

[5]王紅霞，李娜，張璞等.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.

Optimization Research of Qinshui Basin CBM Initial Gathering and Transportation Technology

MeiYonggui，Guo Jian，Xue Zhanxin，Wang Jingyue，Qu Libin，Du Xiaodong
PetroChina HuabeiOilfield CBM Branch Company，Jincheng 048000，China

High-rank coal CBM in Qinshui Basin in Shanxi Province is characterized by low pressure，low permeability and high abundance，which determines that it would reach its designed gas production by taking 1 to 2 years for row mining.During the initial stage of Fanzhuang Block and Zhengzhuang Block exploitations by Huabei Oilfield CBM Branch Company，the lowest air displacing gas rate of the compressor in gathering station cannot be satisfied because of the low gas production and slow gas increase.In order to solve this problem and make pressurization of gas for transmission，Huabei Oilfield CBM Branch Company puts forward the reformation plan of over-station gathering and transportation plus medium and low pressure process linkage at station，and applies the method of low pressure gas transported by medium-pressure pipeline of medium-pressure station，pressurization by downstream station，single-cylinder working of twin cylinder compressor，and so on.The pressure boosting problem in low yield gas gathering and transportation in initial production stage is overcome smoothly.

Qinshui Basin；coal bed methane（CBM）；gathering and transportation process；lowpressure transmission；over-station gathering；initialproduction

圖片報道：某煤層氣處理中心

國家科技重大專項項目（示范工程）“山西沁水盆地煤層氣水平井開發示范工程”（2011ZX05061）；中國石油天然氣股份有限公司科技重大專項《煤層氣勘探開發關鍵技術研究及示范工程》（2010E-2206）

10.3969/j.issn.1001-2206.2015.02.009

梅永貴（1966-），男，重慶人，高級工程師，1990年畢業于西南石油大學石油工程專業，碩士，現從事煤層氣開發研究工作。

2014-12-09