煤層氣氣質凈化分析與對策

張永琪 張鑒緒 張景輝 趙家攀 霍洪濤 王素穩

1中國石油華北油田山西煤層氣勘探開發分公司

2青海油田采油五廠

我國在20 世紀70 年代就已有序組織相關煤勘地質局對全國煤礦區進行煤層氣的勘探工作，90年代初，國家石油部授權華北石油管理局到沁南盆地進行煤層氣的勘探和試采工作，并獲得高產工業氣流。鑒于當時低油價時代，還不具備煤層氣的經濟開發。進入21 世紀，隨著全球油氣價格的上揚及煤礦安全事故頻發，考慮非常規油氣的補充及瓦斯治理，煤層氣的勘探開發已具有經濟效益和社會效益[1-5]，所以2005 年華北油田公司開始在山西沁南盆地進行煤層氣勘探開采工作。

煤層氣井壓裂后啟抽排采，當井筒液面降至煤儲層以下時，煤儲層甲烷氣體解吸并流入井筒[6]。隨著單井壓降影響范圍的擴大，遠井地帶的甲烷也逐漸解吸，并向近井地帶流動，形成氣流且所攜帶粉煤灰量逐步增多[7]。以往的主力煤層為3#煤層，近3 年隨著15＃煤層的開發，硫化氫增加明顯，無法達到國家一類氣質標準，且對集輸系統造成破壞與干擾[8-9]。同時，煤層解吸出的煤層氣含飽和水蒸氣[10-12]，進入集輸管網后，隨著溫度和壓力的持續下降，會有游離水淅出，集存于管道低洼處，給生產運行帶來嚴重影響[13-14]。為此，采取了降低吸收塔進氣溫度、提高三甘醇吸水效果等方法將水露點控制在環境溫度5 ℃以下[15-17]。通過脫硫裝置將硫化氫的濃度控制在6 mg/m3以下；通過提高過濾分離器的濾芯精度并優化結構，最大限度地過濾粉煤灰固體顆等，達到了國家一類氣質標準，便于外輸銷售和貿易計量[18]。從方案論證、新裝置投運、工藝技術深化、生產操作優化等進行了試驗和實施，整體實現了氣質達標。一年來，處理中心下游用氣單位對產品質量的分析檢測結果為全部合格，符合國家一類天然氣標準（表1）。

表1 國家天然氣標準分類Tab.1 Classification of national natural gas standards

1 煤層氣物性及處理工藝流程

1.1 沁水盆地煤層氣田氣體物性

目前華北油田山西煤層氣分公司分別在晉城、長治、臨汾等三個地級市進行勘探開發，晉城地區的三個區塊分別為樊莊區塊、成莊區塊、鄭莊區塊，日均產氣280×104m3，開發的主力煤層系為3＃煤，近3年15#和9#煤開發逐步增多，而這兩系煤層皆不同程度的含有硫化氫氣體，單井硫化氫濃度約20 mg/m3，最高達70 mg/m3，給煤層氣開發帶來較大影響；同時隨著老井的逐步排采，大部分單井液面已降至煤儲層以下，近井地帶氣體的涌出所含粉煤灰顆粒亦逐漸增多，與3年前比粉煤灰顆粒粒徑更細，含量更多，大約增加50%。據粗略統計，粒徑1 μm以上占41%、0.5～1 μm占18%、0.3～0.5 μm以下占21%、0.3 μm以下占20%。煤層氣中所含的水蒸氣為飽和水蒸氣，煤層氣組分實測結果見表2，煤層氣集輸系統關鍵節點H2S含量檢測結果見表3。

表2 煤層氣組分實測結果Tab.2 Measured results of coalbed methane components

表3 煤層氣集輸系統關鍵節點H2S含量檢測結果Tab.3 Detection results of H2S content in key nodes of CBM gathering and transportation system

1.2 沁水盆地煤層氣田集輸工藝流程

在儲層壓力下，煤層氣從井筒排出，進入采氣管網，并經管網分路進入集氣站進行初次增壓，增壓后氣體進入集輸管線輸送至中央處理廠，二次增壓后進入幾家下游分銷公司。目前煤層氣單井井口平均套壓在0.05 MPa，流動到集氣站入口時后壓力約降至0.035 MPa，集氣站內為往復壓縮機兩級增壓，將壓力升至0.9 MPa。壓縮機組前有臥式分離器、粉塵過濾器，機組后有洗滌罐，在集氣站這一級對粉煤灰只是初步過濾，濾芯精度為1 μm，對游離水亦是初步分離，只是將氣體中的游離水分離出來。在中央處理廠，壓縮機前有中壓過濾分離器，將粉煤灰顆粒和游離水進一步分離出。壓縮機后為高壓過濾分離器，主要是將增壓后的氣體再次過濾分離并送入脫水裝置脫水（圖1）。

圖1 煤層氣分公司晉城片區工藝管網集輸示意圖Fig.1 Schematic diagram of gathering and transportation process pipe network in Jincheng area of CBM Branch

2 新工藝裝置研究及相關措施提升

按照一類氣質標準要求，對粉煤灰顆粒量、水露點、硫化氫等指標進行深入研究。在處理廠現有工藝基礎上，從中、高壓過濾分離器濾芯技術改進，水露點方面的工藝裝置投運及操作流程優化，脫硫工藝設計及投運三方面重新統籌考慮了相關工藝裝置的增加、調改，技術深化及生產操作優化等，實現效果最佳化，總體達到國家GB17820—2018《天然氣》一類氣標準，以保障銷售下游的平穩暢通（圖2）。

圖2 煤層氣處理廠站內工藝流程Fig.2 Process flow diagram of coal bed methane treatment plant

2.1 中、高壓過濾分離器濾芯技術改進

隨著氣量逐年增加和粉煤灰含量的增多，現有的濾芯結構和精度已不能滿足要求。結合多年的過濾分離經驗，針對現有生產工藝的不足，從濾芯結構適應性和過濾精度需求上進行了分析研究，提出相關措施并進行實施，使粉煤灰含量大幅下降。

由圖2 可知，中壓過濾分離器在壓縮機組上游，其作用是將集氣站來氣中的游離水和粉煤灰進行過濾分離。在分離器內，氣體中所攜帶的游離水在重力和機械作用下分離出來，而含飽和水蒸氣的煤層氣再進入壓縮機增壓，這樣游離水不會涌入機組對其造成傷害。前期使用的濾芯經常出現壓癟、破損等現象，這是由于其內骨架為塑料材質，承壓有限所致。經對比與技術分析，更換為不銹鋼材材質作為內骨架，保證濾芯承壓力。過濾精度方面，將之前簡單的纖維纏繞方式的濾層結構（纏繞型濾芯主要缺點是納污量小），優化調整為從外向內梯度配置，由粗到精配合使用，其目的是讓每一層濾層都能將相應粒徑的雜質攔截，并充分納污，提高濾芯使用壽命。濾芯過濾精度由1 μm提高至0.5μ m（圖3）。

圖3 中壓分離器濾芯更換前、后結構Fig.3 Structure of medium pressure separator filter element before and after replacement

高壓過濾分離器在壓縮機組的下游，其作用是進一步過濾增壓后高壓氣體中的粉煤灰顆粒、攔截增壓后氣體中的機油，并利用濾芯聚凝作用，析出部分氣態水。機組出口壓力5.0 MPa 左右，壓力較高，原濾芯為鋼制內骨架，普通纖維纏繞式，初步滿足過濾要求，承壓能力較強，損壞較少，但精度只為0.5 μm，銷售下游仍含較多粉煤灰顆粒。經進一步分析研究，對結構及濾層濾料進行了重新設計，并形成自主知識產權。在原鋼制內骨架基礎上，外層增加鋼制金屬網作為外骨架，形成骨籠狀，內襯為多級濾層，從外向內分別為聚結折波層和高效纏繞層。聚結折波層主要由不同精度多層進口硅硼纖維組成，當氣體通過聚結折波層時，氣體首先進入濾孔直徑較小的攔截層，攜帶的小液滴在攔截層表面被纖維攔截并吸附，隨著氣體向前流動，小液滴被送入深層纖維，和其他小液滴碰撞后聚結成大液滴，當液滴的重力大于氣體浮力時，液滴從最里層的排液層脫落下來；高效纏繞層結構由多層進口硼纖維組成，作用是進一步攔截從聚結層逃逸過來的固體顆粒，使氣體純度進一步凈化，提高過濾效率，另一方面和聚結層形成梯度過濾，讓每一級充分納污，提高濾芯使用壽命。該結構可吸納更多的固體顆粒，精度由0.5 μm 提高至0.3 μm（圖4、圖5）。

圖4 高壓分離器濾芯更換前、后結構示意圖Fig.4 Structure schematic diagram of high pressure separator filter element before and after replacement

圖5 高壓分離器新型濾芯結構剖面圖Fig.5 Profile of the new filter element structure of high pressure separator

2.2 水露點方面的工藝裝置投運及操作流程優化

處理中心廠區內有三臺脫水裝置，日均凈化處理煤層氣能力600×104m3左右，年均20×108m3。采用先增壓后脫水、以三甘醇為吸咐劑的脫水方式。其工藝主要包括吸收塔和三甘醇再生橇兩套裝置。從主要工藝參數分析，只要保證了煤層氣的入塔溫度、三甘醇貧液的入塔溫度、三甘醇再生橇重沸器的溫度、再生裝置中開米爾泵的泵次（亦泵入的貧液量），以及氣體的日均處理量等綜合因素可確保指標完成（圖6）。

圖6 廠區脫水裝置工藝流程Fig.6 Process flow of the dehydration device in the plant area

結合上述水露點控制的4個因素，四季中，夏季水露點控制難度極大，而春、秋、冬季基本較平穩。隨著夏季大氣溫度的升高，壓縮機空冷器效果逐漸變弱，排氣溫度隨之升高，致進入吸收塔氣體溫度居高不下，7月份一度達50 ℃，嚴重影響脫水效果，這與空冷器長年運轉老舊和氣量增加超負荷運轉等綜合因素有關，所以降低吸收塔煤層氣進入溫度是關鍵。空冷氣排氣溫度在30～40 ℃時是三甘醇吸水效果最佳點，如何在現有條件下降低排氣溫度是解決問題的切入點。經分析研究，決定在空冷器處增加簡易冷卻噴淋，來降低排溫，該方式既簡便、快捷，成本費用又很低，可做到即投即用（圖7）。

圖7 自動控制冷卻噴淋工藝流程Fig.7 Automatic controlled cooling spray process flow

另一方面，強化三甘醇[19]再生橇的維護保養和日常管理是保證甘醇貧液入塔溫度、重沸器溫度和開米爾泵等三個控制點的基本要素。結合三臺裝置的運轉周期，定期對再生橇輪流進行檢修保養，無論是設備設施檢修，還是相關附件保養，都是保證設備良性運轉的根本。及時更換壞損、失靈部件，不定期檢查更換活性炭、濾布過濾器，確保相關閥門、泵、溫變及壓變設備等狀態良好，都是保障性工作。同時強化日常管理，重沸器溫度須控制在198～202 ℃，它是保證三甘醇再生效果的最佳溫度范圍。結合閥門過液量開度及緩沖罐狀態，確保三甘醇入塔溫度控制在25～35 ℃，及開米爾泵周期一般控在11～18 min，皆依據水露點變化結果進行有效調節。通過開展以上兩方面工作，水露點基本受控（表4）。

表4 三甘醇再生及脫水最佳參數范圍表Tab.4 Table of optimal parameter ranges for triethylene glycol regeneration and dehydration

2.3 脫硫工藝設計及投運

在煤層氣開發中，硫化氫濃度逐年增加，給地面集輸管網、設備設施將造成一定的傷害，同時對銷售下游亦有影響，在GB 17820—2018《天然氣》中，要求硫化氫濃度不超過6 mg/m3，這些因素給煤層氣的勘探開發工作帶來了較大挑戰，亦對地面集輸工藝系統提出了一個新課題。原處理廠無脫硫工藝[20]，考慮到當前實際情況，需在現行生產工藝中，通過調改、擴建，增加脫硫工藝裝置。經方案論證、初步設計、施工圖設計、施工、竣工調試投產等一系列環節，脫硫工藝裝置已于2021年1月快速高效投產，實現外輸氣硫化氫濃度達標（圖8）。

圖8 脫硫裝置工藝流程Fig.8 Process flow of desulfurization device

脫硫工藝采用的是超重力濕式氧化高效脫硫技術，相關工藝設計指標：天然氣處理能力為330×104～600×104m3/d，可以適應到650×104m3/d；外輸壓力為0.65～0.9 MPa；硫化氫濃度為6.5～42.3 mg/m3，可適應至71 mg/m3；硫化氫總量為257 kg/d；年產硫磺約110 t；處理后硫化氫濃度小于4.8 mg/m3，可達一類氣標準。硫磺產量小于19 t/d（經濟效益最佳）。技術原理為催化劑可再生、液相硫化氫脫除，可將H2S 直接轉化為硫磺，無反應平衡限制；轉化率最高可達99%，處理后硫化氫濃度可降至6 mg/m3以下，滿足國家最新一類天然氣要求。優點是工藝裝置流程短，結構緊湊，占地面積小，生產過程基本無三廢排放和污染。脫硫裝置工藝原理如圖9所示。

圖9 脫硫裝置工藝原理示意圖Fig.9 Schematic diagram of the process principle of desulfurization device

3 新工藝系統應用

經過近一年的研究分析及實踐應用，在粉煤灰顆粒過濾，水露點控制，硫化氫處理三方面取得了突出效果，保證滿足國家最新一類天然氣要求，對促進下游銷售起到了有力支撐。

粉煤灰顆粒方面：對過濾器濾芯結構進行改進，中壓濾芯精度從1 μm 提高至0.5 μm，高壓濾芯精度從0.5 μm 提高至0.3 μm，大量粉煤灰阻截于這兩個分離器內，銷售下游固體顆粒減少總量達75%。

水露點方面：通過增壓后加裝水冷卻工藝裝置，夏季進塔溫度由50 ℃降至35 ℃以下；通過人工與智能雙控，確保三甘醇進塔溫度控制40 ℃以下，三甘醇再生重沸器溫度在198～202 ℃時，露點降最佳；并根據水露點監測值調節開米爾泵的泵次進行充分有效調節，確保水露點控制在低于最低環境溫度5 ℃以下，銷售下游各單位均未有液態水淅出。

硫化氫方面：通過脫硫裝置投運，目前含硫濃度已控制在6 mg/m3以下。以銷售下游的國家管網西氣東輸為例，采用新工藝系統以來，其小嶺增壓站進站未再有液態水淅出、未再出現大量粉煤灰積壓，硫化氫含量一直控制在合理的指標范圍內，達到了國家的一類天然氣標準（圖10、圖11、表5）。

圖10 粉煤灰含量變化柱狀圖Fig.10 Histogram of fly ash content variation

圖11 硫化氫濃度變化曲線Fig.11 H2S concentration change curve

表5 水露點效果參數Tab.5 Effect parameters of water dew point

日常管控方面：處理中心對外輸煤層氣水露點、硫化氫含量實施在線監測，在線監測儀皆采用一用一備，通過信號傳輸，將監測結果上傳至站控DCS系統；設置高限自動報警，在水露點及硫化氫數據指標超標前可以進行預警；并設置有《產銷應急處置方案》，將各種可能導致數據上升的突發情況預設了處置措施，提前發現、及時處置，保證了兩指標的平穩可控；另外針對粉煤灰含量定期取樣送檢化驗，確保煤層氣氣質全過程受控。

4 結論

（1）將高精度過濾濾芯首次應用于煤層氣集輸站場，并結合壓力及工藝特性對濾芯結構進行了改進，開創了國內煤層氣高精度過濾的先河，大幅過濾粉煤灰顆粒，同時提高過濾效率及使用壽命。

（2）隨著簡易冷卻水工藝裝置的投運，降低空冷器排溫，強化三甘醇再生橇的檢修保養及脫水工藝的日常操作，確保生產參數在合理區間范圍，探索最優工藝操作，形成最佳生產數據，保證了脫水效果。銷售下游LNG 工廠和管網增壓站均未再有液態水淅出，這改變了國內同行業目前對脫水工藝系統的技術認知，同時更新了煤層氣入塔溫度的最佳值是25～35 ℃。

（3）脫硫裝置的投運，填補了目前煤層氣開發生產和集輸工藝系統的空白，對相關煤層氣行業標準完善和更新起到了積極推動作用。隨著其他煤儲層系的開發轉移，煤層氣含硫將成為常態，新系統的投運刷新了煤層氣含硫的認知，發現了前期技術處理工藝的欠缺，并進行了完善與革新；不僅對煤層氣的勘探開發起到促進作用，更是為今后進一步開發的安全環保起到借鑒作用。