浅谈煤层气地面工程建设现状与认识

2015-11-15张忠玺霍洪涛刘勇刚高海利李慧娜

化工管理 2015年30期

张忠玺霍洪涛刘勇刚高海利李慧娜

（1中国石油华北油田公司合作开发项目部，河北沧州 062552；2中国石油华北油田公司山西煤层气分公司，山西晋城 048200；3中国石油华北油田公司第一采油厂，河北沧州 062552）

浅谈煤层气地面工程建设现状与认识

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煤层气地面工程建设是煤层气田开发利用的核心环节之一，也是煤层气深加工提高经济效益的关键步骤，结合煤层气田的特点，利用地层压力，简化地面工艺流程，降低工程造价，提高经济效益。本文依据山西沁水煤层气田“低产、低压、低渗”和地区地形复杂，相对高差较大等特点，坚持地面与地下充分结合的原则，从井场工艺、集输半径、设备选型、管材选择、节能等多方面考虑，优化并简化了煤气田地面建设工程的主要工艺技术，并降低了地面建设投资和运行费用，取得了较好的效果。

煤层气；地面工程；现状；认识

山西省沁水盆地是我国重要的煤层气勘探地区，蕴藏着丰富的煤炭资源和煤层气资源。其煤层气田具有低渗、低压、低产等特点，开发投入高、产出低、风险大，具体有以下特点：

①单井产量低，井口压力低，气田单位产能建设井数多；

②初期单井产水较多，随着开采时间的延续，产水量逐步减少；

③煤层气田单井产气压力低，如果要满足外输要求，集输系统投资较高；

④煤层气中饱和水蒸气含量较高。

重点开采区地形条件异常复杂，属于平川、丘陵、山岭三类地貌区，开发建设外部条件差，集输系统及配套的供电、通信、道路等建设难度大。地面工程建设包括煤层气集气处理站、煤层气外输、供配电、自动化控制、配套等工程。

1 煤层气田的特点

煤层气是一种以吸附状态赋存于煤层中的气体，其成分与油田上的天然气基本相同。其甲烷含量一般在95%左右，丙烷、丁烷的含量很少。煤层气储于乘压水封堵气藏，以吸附状态赋存在煤层中，煤层气井采用排水降压采气工艺，只有排出每层中的水，降低地层压力才能使煤层气析出。排水降压、单井产量低和井口压力低是煤层气集输的重要特点，因此，煤层气需要连片开发，采用全密闭采输流程，减少能耗，简化工艺，优化设备、材料，降低工程造价，合理利用煤层压力能，提高能量利用率。

2 优化技术工艺和流程

2.1 采用了以“低压集气、井丛串接、集中处理”为核心的煤层气地面集输工艺模式

煤层气经解吸后由套管采出，通过井场旋进流量计计量后汇入本井丛汇管进入采气管线，各单井（井丛）间通过井间串接汇集到采气支线，各采气支线汇集到集气阀组，最后通过采气干线进入集气站；在集气站煤层气经过过滤分离后，进入增压区增压、除尘、脱水，最后经外输计量后分别进入外输管道。

其优点：缩短了采气管线长度；增加了集气站的辖井数量；减少了集气阀组数量；降低了管网投资；减少了对植被的破坏；提高了采气管网对气田开发的适应性。

2.2 建立并选择适用管材标准

首先，采气管材主要选用PE性柔性好、抗蠕变、耐磨、施工方便、使用寿命长，管径小于400mm均可用PE管材；其次，PE管壁厚由SDR11降低到SDR17.6，节约主材费用30%以上。经过对SDR21系列管材进行了专项研究，主要对管材静液压、耐慢速开裂、断裂延伸率、环刚度等性能进行了测试，证明SDR21系列也可适用于煤层气采气管网，2014年将全面推行SDR17.6，试推行SDR21，进一步降低主材费。

2.3 创新思路，优化集气站主要设备选型

煤层气集气站工艺流程根据产气量可分为两种模式，既满足集气站工艺要求，又降低了投产成本。针对主力产区，集气站、发电站以固定站建设，采用一级增压，阀组来气从0.05MPa直接增压到4.0MPa，再进行除尘、脱水，计量后外输到长输管道。

针对矿权面积较小，受煤矿开采影响，为节约工程投资，采用二级增压，所建集气站、发电站按照临时站场建设，站内主要设备采用移动式撬装装置，以便于将来重复利用，搬迁方便。阀组来气经过一级增压，从0.05MPa增压到1.4MPa，然后进行除尘、脱水，再进行二级增压，从1.2MPa增压到4.0MPa，计量后外输到长输管道。

2.4 依托华潞模式，灵活部署供配电工程

利用煤矿变电站供电和自发电两种供电并存模式，解决了三个井区集气站和单井生产用电。

其一，产能建设产初期，单井生产主要利用柴油发电机发电，待产气量达到一定规模后，采用燃气发电机发电生产，站内压缩机组选用燃气驱动方式。

其二，单井由附近煤矿提供电源。建发电站1座，安装移动式撬装燃气发电机组并网发电，主要为集气站压缩机组供电，集气站撬装压缩机组选用电动机驱动方式。

2.5 优化简化了井场工艺流程和设计

首先，煤层气井压力低、产量小，且煤层气组分轻，因此煤层气井不同于常规天然气井，通过分析防爆区划分等相关规范，将发电机组与井口间的距离由防火规范规定的9m，缩减到5m，减少井场占地，且煤层气井多处山区，距离的缩减，有效的减少了井场平整的工程量，降低了井口投资。其次，煤层气田布井方式以“丛式井为主、单井为辅”模式统领气田开发建设，进一步降低成本、提高效益。丛式井组与单井施工相比，最显著的效益是降低了土地征借费、钻前施工费、搬迁运输费成本，减少了征地数量，实现了节能减排，保护了生态环境。

2.6 自主研发并制造小型粉尘过滤装置

古城临时CNG压气站工程中，从设计入手，合理简化工艺流程，最大化减少征地面积，过滤分离器采用了自主研发并制造的小型粉尘过滤装置，实践证明效果良好，节约设备购置费用约20万元，加快了施工进度。

2.7 研制凝液缸，解决采气管线积水排放

目前井底采出煤层气大多为湿气，当管线环境温度低于产出气温度，煤层气凝析出水，低压低产，山区管线高程差大，不利于气体携带水分，导致低部位积水，造成管道起末点压差大，井口憋压，单井产量降低，冬季气温较低时造成管线结冰冻堵事故。根据以上情况研制了凝液缸，选择适当的位置安装在管线中，定期排放积水，起到了明显的效果。