沁水盆地煤层气田地面集输技术现状与展望

孟凡华 马文峰 刘红霞 程相振 韩 东 史丽苹

1. 中国石油天然气股份有限公司山西煤层气勘探开发分公司 2. 中国石油华北油田公司科技信息处

历经十余年的开发建设，沁水盆地煤层气田开发已逐步进入规模化商业开发阶段，先后实施了樊庄（6×108m3/a）、中央处理厂、郑庄（7.8×108m3/a）、郑庄（1.5×108m3/a）、樊庄（2×108m3/a）等工程项目建设，建成了约17×108m3/a的产建规模，目前已形成商品气总量约45×108m3。

沁水盆地煤层气田以寺头断层为界，划分为樊庄和郑庄2大主要区块[1-3]。樊庄、郑庄区块均实现了煤层气的规模化集输，建设集气站11座，采气管线超过1 100 km，集气管线约84 km。建有20×108m3/a规模中央处理厂1座，在煤层气行业首创了“排水采气、井口计量、井间串接，低压集气、复合材质、站场分离、两地增压、集中处理”的煤层气田“三低”（低压、低产量、低饱和度）地面集输工艺模式。

1 存在问题及建设难点

该模式以常规天然气建设模式为蓝本，用常规手段应对非常规状况，系统适应性相对较差，投资回报率较低，主要体现在系统建设和运行过程中出现下述“三难”“三高”“三差异”等问题和矛盾。

1.1 气田建设形势——征地难、建站难、布管难

煤层气田新项目建产区块，大都涵盖森林保护区、水源保护区和基本农田保护区等环境敏感区，征地难、建站难、布管难等矛盾突显，《煤层气地面集输工程建设指导意见》的出台，仅对站场等级、站场区域布置防火间距进行了适当调整和缩减，并未对站场内部装置防火间距进行重新设定，仍沿用GB 50183—2015《石油天然气工程设计防火规范[4]》的相关规定。因此站场占地面积大，场内有效使用面积比率低的问题并没有得到有效解决。

其次，以直井为主、水平井为辅的地面开发方式，导致井场占地面积较大，不适于煤层气开发地面建设。通过对亿立方米产能采用直井、丛式井（含2井丛、3井丛、4井丛至7井丛）建设方式井场占地情况分别进行计算分析，采用丛式井组开发模式，能够有效提高井场平均占地利用率，降低占地面积总量，且井场内井丛数量越多，单位占地利用率越高。

1.2 系统 矛盾——投资高、闲置高、能耗高

“三低”集输工艺模式指导下的建产，虽然经过不断的优化与改进，建设投资高、设备闲置率高和运行能耗高等问题还是没有得到有效解决。

1）建设投资高。改进和优化后投资仍为1亿元/108m3，随着智能与环保建设要求的不断升级，投资还会持续增加，投资的稳定和下降空间均极小。产能建设项目投资情况如图1所示。

图1 产能建设项目平均投资统计图

2）设备闲置率高。系统设备闲置率高于50%，设备整体运转效率较低（图2）。传统固定式站场集输模式建设和站间采气干管的布局，决定了其无法实现站间的互联互通，使站场集输范围、能力、设备相对固定，管网压力平衡能力差，实际运行情况与设计参数相差较大（图3），导致系统对煤层气区域、阶段产气量变化的适应能力低。

图2 各集气站设备运行负荷统计图

图3 各集气站设备运行与设计压力对比图

3）运行能耗高。当前系统综合运行能耗成本平均为0.19元/m3，部分区块高达0.47元/m3（图4），不符合煤层气低成本发展战略的要求，对于煤层气未来运行成本降至0.5元/m3以下的指标来说，能耗居高不下无疑是降低运行成本的最大障碍。

图4 各集气站运行能耗统计图

同时，设备运行负荷率与运行能耗基本呈反比关系，即设备运转效率越低，平均能耗越高（图5）。只有兼顾优化运行效率和节能降耗两方面技术突破，才能实际解决运行成本问题。

图5 各集气站运行能耗与负荷率对比分析图

1.3 采出水现状——水质差异、标准差异、产水差异

“环保优先”的大环境下，煤层气田采出水无害化达标排放已成为必然。而区域采出水质差异、地区排放标准差异、不同生产期产水量差异，以及投资控制力度加大等因素，使得煤层气田采出水处理问题越发棘手。

2 形成的主体技术及效果

集输系统以1项主体技术、7项配套技术为主，形成了适用于煤层气的低压集输工艺技术，并初步探索研究了煤层气田地面建设标准规范，于2009年11月全面投产运行。

2.1 煤层气主体技术

以“井口计量、阀组串接、按需增压、集中处理”为总体集气工艺模式的煤层气主体技术[5]，针对沁水盆地煤层气田低压、低渗透率、低饱和度和低产量的本质特性及建产区域地形复杂、相对高差大、社会依托差等环境条件，以低产量、低压为出发点，以低成本为落脚点，形成了“低成本、高效”煤层气田地面工程建设技术。

2.2 低成本集气7项配套技术

2.2.1 简化集输工艺

1）整体工艺简化。创建了区别于天然气地面工程的井口安全设计，在井场设置临时放空管，取消安全阀，只预留放空接口。集气站不设火炬，只设放空立管，总火炬设置在中央处理厂[6-11]。简化了工艺流程，大大降低了投资。

2）井口气计量简化。结合煤层气单井、井丛等开发方式的差异，主要的井口气计量方式有单井连续计量和多井连续计量技术，解决了煤层气田气井不同井数、不同气量、不同需求等条件下的采出气计量，降低了建设投资。

2.2.2 输气管材优选

通过管材特性分析、参数分析、建模计算和效益对比，结合山区管道敷设条件得出设计结论：

PE管材具有柔性好、节能效果好、压力损失小、施工维修方便和使用寿命长等特点， 因此推荐管径小于等于110 mm的小管径采气管线选用PE100 SDR11系列（厚壁）管道；管径介于125～400 mm的大管径采气干管推荐选用PE100 SDR17.6系列（薄壁）管道。

2.2.3 “枝上枝”阀组串接技术

结合山区地形地貌，采用以1条或几条采气主干管为中枢，以单井、阀组为功能控制节点，采出气由多井并入阀组、阀组汇管进站或多阀组并入干管进站的低压采气管网设计技术。主要包括井间串接技术及“枝上枝”串接技术。

2.2.4 采气管网湿气排水

井口低压气远距离输送过程中，在管线内气体温度、压力发生变化的同时，气体中饱和水析出并逐渐凝聚，易造成管道局部堵塞，尤其在冬季冻堵问题较为严重。经研究，提出了低压气输送过程中积水排放技术。形成了沿线冷凝水凝析位置计算及判断方法，自主研制了管网自动排水装置和高效冷凝器，将常规气管线的天然气水合物抑制剂改为防冻剂。

2.2.5 粉煤灰防治技术

在压缩机组入口处加装专用粉煤灰过滤器，利用过滤器内部安装的专用滤芯除去气体中所含固体颗粒杂质，过滤精度达到5 μm以下。同时，改进压缩机组耐粉煤灰新型阀片和密封件，将窄槽的CT气阀变成宽槽的CS气阀，使有效过流面积增大；阀体增加涂层，减少杂质黏附；加大气阀升程，使气体流速增加，杂质不易聚积。

2.2.6 标准化、橇装化设计

1）井场标准化设计。分为网电和燃气发电2个系列，按井场类型分为单井、丛式井、水平井等18种井场典型图。

2）集气站标准化设计。采用模块化设计，根据功能划分成11类标准化模块。工艺流程、平面布置等均通用化、标准化。根据集气规模，给出50×104m3/d、75×104m3/d和100×104m3/d这3种站场的典型图。

3）单体设备组橇技术。主要由设备（装置）成橇规格定型、功能单元优选、橇装整体布局优化、橇体智能控制等技术集成，着重解决煤层气田地面工程建设环境差、社会依托差、运输条件差等问题[12-14]，实现站场主要设备单体成橇建设。

2.2.7 数字及仿真技术

以自动化系统为基础平台，利用三维地理信息系统、数据库技术、模拟仿真技术等分析预警技术手段，实现从单井、集气站到处理中心的三级生产运行管理核心，电网、管网运行状态监控为辅的管理模式。该技术通过后台软件的应用，减少了生产运行中的操控风险和安全风险，实现了生产现场数字化和生产管理智能化，大幅减少了一线员工用工总量，减轻了劳动强度，提高了生产效率。

2.3 煤层气地面工程建设标准

煤层气站场防火间距设计执行的是GB 50183[4]，未充分考虑煤层气田地面工程不同于常规天然气田的开发生产特点，一定程度上导致了煤层气田地面工程的防火间距过于保守，适用性和经济性较差，难以达到控制煤层气低成本开采的需求[15]。通过对比分析煤层气田与常规天然气田各项开采、集输参数及生产特点，出台了《中石油煤层气地面集输设计指导意见》。尽管该《指导意见》是迄今为止针对煤层气田地面工程建设实际情况编制的唯一一部成文规定，但仍处于借鉴参考阶段，尚未形成相应的国家标准，实施困难，仅作为参考。目前煤层气站场防火间距仍采用的是GB 50183[4]。

3 后续建设的思考

面对三大难点与困难，现有技术的优化和改进已难起到根本性作用。“十三五”期间，煤层气产能建设项目以建设与运行双重因素为出发点，围绕建设低成本、运行低能耗、系统高效率，需改变现有的建设模式和系统模式，从井网布局、站场建设和管网设计等方面提出新思路。

3.1 “地面—地下”一体化设计思考

丛式化井场设计，既是对单井井场占地面积的有效整合，也是对电力线路及气、水管网的有效整合，使建设征地大幅缩减成为可能。

统筹地面地下，以丛式井开发、水平井组开发为基础，改变以为直井为主、丛式井为辅的开发路线。进行采、完、钻、集输一体化设计，以60口井（总计10×104m3/d）为例进行主要工程投资概算（表1），不含排采设备、固井和集气站征地等其他费用。综合考虑地面建设与钻井投资，通过对比分析，可以看出多井丛布井模式的综合投资（即地面与钻井的总投资）较单井位布井模式低，是最优开发模式。

表1 井丛建设综合投资统计表

由此可见，在现有建设模式下的优化、调整手段不是降低建设投资的根本因素，布井方略的调整才是降低地面工程建设投资的根本。

3.2 集输模式调整研究

已建“三低”集输模式是以枝状管网布局为基础，生产运行中出现了管网压力不均衡和局部回压大的现象。以某典型区块为例进行分析：该区块2010年3月开始建产，2011年10月全面投产并陆续扩建后，管网前后压差大，局部井口回压高的问题突显，为了解决问题，先后实施了3次调改：①2013年9月干管复线建设并投入使用；②2014年2月郑村408井10×104m3/d增压站投入使用；③2016年9月1日郑村64井10×104m3/d增压站投入使用。

选取5处时间节点，对区块始建的98口井流压汇总对比，局部大压差仍大于0.1 MPa（图6），这样的压差对于压力敏感的低压煤层气井来说，无疑是不利的。

图6 典型区块5个时间节点煤层井运行压力图

由此可见，在现有系统模式下的优化、调整手段不是降低井口回压的根本因素，因地制宜的集输模式才是降低井口回压、释放最大产能的关键。

3.3 设计系数优化思考

煤层气田产能建设地面工程设计执行GB 50349—2015《气田集输设计规范》[16]，该规范4.1.3条明确指出“集输系统的建设规模应根据气田开发方案和设计委托书或设计合同规定的年最大集气量确定”“每口气井年生产天数应按330 d计算。采气管道的设计能力应根据气井的最大日产量确定，集气管道的设计能力应按其所辖采气管道日采气总和乘以1.2的系数确定”。

鉴于煤层气与天然气的生产特点差别较大，煤层气最大集气量并非是地质设计产能，而与达产率相关性极大。当前，沁水盆地煤层气田产能到位最理想区块为樊庄区块，综合达产率为67.3%，郑庄区块不足20%，沁南东区块则不足10%，均未达到设计产能。可以说，达产率是影响系统效率、设备负荷率、管容饱和度和投资回报率的主要原因。

4 结论与建议

综上所述，在现有建设模式及系统模式下的优化、调整手段不是降低投资的根本因素。摒弃传统设计理念，探索新的产能建设模式，以非常规手段解决非常规问题，研究具有管容利用率高、系统运行率高、井压释放力强和系统扩展力强的地面集输技术，才能从根本上提高系统投资回报率、提高系统的适应性。

1）分布式地面集输模式构建。针对现有系统“三高”（建设投资高、设备闲置率高、运行能耗高）现状，创建新型 “分布设点、双管前置、井站合建、橇装增压”总体集输工艺优化模式，弱化集气站场建设，采用橇装分散式设计，确保产能建设的灵活性；简化采集系统流程，采、集气干管前置，确保井口回压最低，产能释放最大；优化集输系统功能，通过采、集气汇管同沟敷设，确保产能建设投资可控，最终形成集约化工艺技术以指导新区块产能建设。

2）分期式地面建设理念推进。以地质部门提供的区块达产率为设计依据，掌握区块生产前、中、后期生产运行特点，研究适合于站场橇装设备分期建设系数，以提高设备利用率，最大限度减少设备闲置；同时，对采气、集气管网设计系数进行调整，确保系统产、输能力匹配合理。

3）井、站合建的橇装技术推广。采用橇装化设计技术，取消固定式站场的设计，场区占地全部采用临时占地，降低前期征地费用的投入，同时井场和压缩站合建并全部采用橇装化建设技术，实现工厂化预制和模块化施工，减少现场工作量，缩短建设工期，从而提高建设效率和建设质量。

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