煤层气地面工程技术对标及发展趋势研究

2020-07-11

油气田地面工程 2020年7期

中国石油工程建设有限公司

全国煤层气总资源量为36.8×1012m3，居世界第三位。根据《煤层气（煤瓦斯气）开发利用“十三五”规划》，2020年煤层气（煤矿瓦斯）抽采量达到240×108m3，其中地面煤层气工业产量100×108m3，利用率90%以上。2018年，我国地面煤层气工业产量72.6×108m3，煤层气的发展空间潜力大。但由于受多种因素制约，实际开发程度仍低于预期，主要是由当前产业政策、技术水平等因素决定的[1]。

美国和澳大利亚是目前国外开发煤层气规模较大、技术成熟的国家，将国内煤层气地面工程技术与美国、澳大利亚煤层气开发工程项目对比，发现国内煤层气地面工程建设在标准、设计理念等方面与国外存在较大区别。为此，通过对标找出差异，分析优劣，提出了煤层气地面工程技术的发展趋势与研究方向。

1 标准

1.1 集输规范

在站场公用工程方面，国内煤层气参照GB 50350—2015《气田集输设计规范》有关要求进行设计，以常规天然气的技术要求指导煤层气开发，未考虑煤层气低压、产量低、稳产能力差等特点，造成目前煤层气地面工程在总图、建筑、结构、通信、防腐、给排水等方面投资大，应根据煤层气开发的特点进行优化细化。例如，对站场的场地要求、建筑形式、通信要求等方面提出适合煤层气特点的相关规定[2-3]。

在煤层气处理方面，NB/T 10029—2016《煤层气集输设计规范》内容篇幅较少，应结合煤层气气质特点，提出适合煤层气的处理工艺。

1.2 防火规范

煤层气站场平面布置通常采用常规油气的GB/T 50183—2004《石油天然气工程设计防火规范》进行。各级站场防火间距、站场内的煤层气系统、紧急放空系统或放空火炬等相关要求都按照此国标执行。美国、澳大利亚在煤层气领域没有类似要求，如美国近年来投产的煤层气田，未设置消防水系统与集中放空系统（以就地放空系统取而代之），也满足当地法律法规及技术标准要求。

我国的安全与消防设计规范要求天然气田地面系统必须根据处理规模，设置不同等级的消防水系统与放空系统（包括放空火炬）。在煤层气地面工程设计中采用GB 50183 确定站场防火间距，存在建设标准偏高问题，尤其是防火间距偏大，不但给山区建设带来困难，更重要的是加大了建设投资，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。

国内相关研究单位针对煤层气地面工程防火间距也开展了研究，并开展了模拟计算，得出安全防火间距比GB 50183标准减小50%以上[4]。为了提高投资回报率，应尽快制定煤层气地面工程设计防火规范，对煤层气田井场内部和集气站防火间距进行合理调整，使之更加符合煤层气的开发生产特点，形成煤层气田地面工程经济适用的安全技术体系，大幅降低征地和站场建设费用。

1.3 其他规范

除上述规范外，煤层气地面工程其他规范，例如AQ 1082—2010 《煤层气集输安全规程》、AQ 4213—2011 《煤层气开采防尘防毒技术规范》、AQ 1081—2010《煤层气地面开采防火防爆安全规程》等，涉及原则、综述的内容较多，具体、量化的内容较少，对于指导煤层气地面工程设计、施工、安全、管理等适用性不强。

2 设计理念

2.1 站场工艺设计理念

在集气站工艺方面，集气处理站包括了集气、脱水处理等功能。国外一般设置段塞流捕集器，未设置多级煤粉分离和过滤分离装置、复杂的放空和火炬系统、消防水系统等，最大限度地简化优化流程，降低投资。国内煤层气处理工艺通常进站阀组、装置连接与切换阀组设置复杂；为保证压缩机组及脱水装置运行，通常分离、过滤装置设置也较复杂。在这些方面，国内应结合当地煤层气采出特性及设备的特性进行适当优化，以降低投资。

2.2 安全设计理念

国外近年来投产的煤层气田未设置集中放空系统，采用就地放空系统。如加拿大煤层气区块的各类处理站，尽管有压缩机、燃气发电和脱水系统，甚至还有含硫化氢气体，但其放空系统均较简单，站场一般不设置放空系统，包括安全阀在内，所有气体泄放点均直接就地排放。这与国内现实做法差异较大，国内集气站、处理站均设置专用放空火炬，这是由于对站场正常检修放空、紧急放空的认识理念的差别所致[5]。

2.3 消防设计理念

美国和加拿大煤层气区块井场、集气站、处理站均未设置水消防设施和可移动消防设施，这样设计满足当地政府及标准相关要求。煤层气着火后只能依靠紧急切断系统（ESD）关闭进出站阀门，开启放空阀，水消防系统没有任何实用价值。由于厂站无人值守，可移动消防设施放在现场没有实用价值，而是放在巡检人员的车上，人员到场，可移动消防设施就到了现场。

目前我国国家标准的强制条款规定：即使没有可燃的液体介质，当天然气处理规模达到一定量时需要设置水消防系统用于火灾时冷却和人员保护，这与美国、加拿大等国要求存在明显差异。

2.4 场区构筑物建设理念

美国和加拿大煤层气区块井场、集气站、处理站场地均没有硬化，而是采用碎石铺装；除压缩机设置独立基础外，其他设备基础均简易设计；站场不设围墙，采用低矮简易围栏；进站大门简洁，门柱采用镀锌钢管设计。国内已建煤层气区块，场区设备根据类型设置钢筋混凝土、素混凝土基础等，井场设置防翻越围栏，站场设置铁艺围墙，这样增加了工程投资，影响项目经济性。

3 低成本开发典型做法

通过对标，梳理美国、澳大利亚等开发煤层气技术成熟国家低成本开发的典型做法如下：

图1 国外典型的井口设施Fig.1 Typical wellhead facility in other countries

（1）煤层气气井口没有安装任何就地显示仪表，井口计量采用移动流量计，仅在进口预留两个接口，如图1所示。（2）全站平面布置没有采用常规分区布置的原则，而是采取居中布置方式，装置、管廊都集中在场地中部，四周可以通行车辆，这样的优势是投资最省，配套系统投资很低。站内不建消防系统，连干粉灭火器都不要求设置。

（3）没有专门的控制室，自控柜和配电柜都设置在同一个房间。全站控制操作只有一个触摸屏，非常简洁，控制室内没有ESD操作盘。全站无人值守，压缩机启停采用远程操作，如图2所示。

图2 国外煤层气站场控制单元Fig.2 CBM station control unit in other countries

（4）全站未设放空火炬，仅设有放空管，且就位于站内装置区的一端（图3）。由于放空设计理念不同，所以实施结果截然不同。煤层气底层没有动力，国内天然气设计常采用的常规放空设计不适合煤层气田。

图3 国外煤层气站场放空设置Fig.3 CBM station vent system in other countries

（5）压缩机都采用整体橇装加彩钢房结构，不设大型厂房，不采用集中设置，两段增压设计是其中的亮点。

（6）螺杆压缩机的进口分离器与压缩机集成在同一建筑物内，且采用过滤分离与重力分离的集合分离器，设置快开盲板。生产运行中发现分离器中存在煤粉，但未对压缩机运行产生影响。

（7）站内没有给排水系统，所有废液（脱出污水、废机油）都由车辆定期回收。站内没有铺装道路，无全站照明、全站广播等辅助系统，也没有值班房、库房等建筑。除了增压所必需的设施，其他设施比国内简单很多。

4 技术研究方向及发展趋势

煤层气田属于低产、低丰度、低压气藏，单位产能投资成本高，难以适应煤层气田大规模开发的需要。因此，急需针对煤层气低成本的开发配套技术进行攻关，找到适合煤层气低成本开发的工艺技术，实现煤层气低成本、高效益开采。

地下与地上相结合，从钻井、采气到地面工程，用系统分析的方法来降低总体造价。在地质开发方案方面，根据煤层气特点和流体性质，优化直井、水平井、分支井布井方式，提高煤层改造效果，提高单井产量[6-7]；在地面工程方案方面，对建设规模、关键技术、占地面积、系统工程等做出总体优化，提高煤层气开发的整体经济效益，形成成套的低成本开发工艺。通过对标分析，跟踪国内外煤层气地面工程技术发展趋势，提出了未来技术研究方向及发展趋势。

4.1 排采规律研究

煤层气开发一般先开展评价，根据评价情况再确定后续开发方案及部署安排。地面工程基于先期评价结果及试采井数据进行设计，排采数据的准确性及合理性直接影响地面集输系统设计合理与否[8-9]。因此，对排采规律进行研究就显得尤为重要。目前，国内煤层气地面工程对排采规律研究处于摸索阶段，未形成系统性理论。

与运行单位进行合作，通过深入研究、分析不同井型及煤层的排采规律，掌握在排采过程中不同阶段采出气、采出水的变化趋势及规律，从而合理确定集输系统规模，可为项目设计提供参考，实现集输系统的最优化、地面投资的最小化，实现低成本开发的目的。

4.2 开展煤层气处理工艺研究

煤层气一般为饱和气，气体组分大部分为CH4，含有少量的C2H6、CO2和N2。为满足下游用户气质要求，通常进行脱水处理，达到天然气二类气指标要求；除脱水之外，在已建煤层气区块中，有少数区块发现H2S 或CO2超标，需进行脱硫或者脱碳处理[10]。

鉴于NB/T 10029—2016《煤层气集输设计规范》中对煤层气处理论述较少，应对脱硫及脱碳工艺进行深入研究，形成关键技术，引导煤层气地面工程设计。

4.3 煤层气橇装化及一体化设备的研究及推广

煤层气站场一般具有进站分离、过滤、压缩、脱水、计量等功能，场区由多个单元组成，造成场区占地面积大、设备数量多、安装管线复杂。

根据煤层气集约化用地、橇装化设备、复用化设计、快速化投产等理念，对煤层气站场各功能模块应进行组装，研发和推广橇装化及一体化设备，实现煤层气田的高效建造。

4.4 节点增压技术研究

针对煤层气田井场回压低、产量低等特点，国外煤层气田已有节点增压的实践。合理利用煤层气压力能及设置增压点，可实现在煤层气采气管道节点对管道内气体进行增压，进而提高井场产气量及进入集气站的压力[11]。

随着国内煤层气田的开发和建设，如何有效地提高部分井场回压，使煤层气有效进入管网已成为亟待解决的问题。国内节点增压技术研究还较少，应加快推进此项技术研究，通过合理布局采气管网，优化集输系统，增加集输半径，提高集输系统效率，增加集气站规模，减少运行管理点[12]。

4.5 采出水综合利用研究

煤层气排采过程中将产生大量的采出水，采出水直接外排或蒸发处理不仅会污染地表水，还会造成水资源浪费和环境问题。

国内对煤层气采出水综合利用研究较少，从环境保护和资源节约的角度，应对采出水进行处理利用。根据煤层气采出水的情况，开展以下研究：

（1）根据煤层气采出水水质，将煤层气采出水进行处理，从灌溉用水、建筑用水、畜牧、生产用水及生活用水方面分别进行利用研究。

（2）根据采出水水量，从工艺设备选型、工艺流程、投资等方面，进行采出水利用的适用性分析，为生产运行提供参考。

4.6 低运行成本研究

煤层气生产期主要成本有燃料动力费、井下作业费、材料费、维护修理费、人工费和厂矿管理费。为了保证生产的连续性，在煤层气采出作业前期基本需要使用燃油发电进行抽水降压，燃料成本能达到总支出的60%，是最主要的成本支出。随着采出时间推移，设备和材料老化，维护修理费、材料费和井下作业费占比逐步加大，成本结构发生变化，成本的刚性支出总金额会因为规模效应的因素先降低、再回升。

为合理降低成本，制定可行的成本控制目标，需开展低运行成本研究。结合排采规律、煤层气产量、售价和补贴标准，细化成本核算，按照产气时间严格划分资本性和收益性支出，尽可能做到单井核算，在现有条件下挖掘内部潜力[13]。按照作业成本法的分析方法，分析各成本动因，通过工艺改进、加强质量管理和成本控制，逐步降低单井的平均生产成本，对生产期的低效井予以评估后关停，从根本上降低生产成本。

4.7 加快推进无人值守、智能化气田理论基础建设

国内煤层气项目基本采用井场无人值守、有人巡检，集气站有人值守、自动控制的模式，人力成本较高。随着煤层气田开发技术的日趋完善，数字化水平的不断提高和低成本开发的需要，集气站将逐步向无人值守方向发展，即基于调控中心和采气作业区整体数字化远程监控管理，实现整个区块生产的数据采集、监视、计量及调度管理等。

智能化煤层气田建设需要有一套系统、科学、严密的适用于煤层气地面工程的控制、管理理论做支撑：①结合计算机控制技术，就煤层气地面工程开发规律、安全性要求、控制逻辑进行分析总结，形成一套成熟的无人值守控制技术；②进行智能化煤层气田应急保障系统建设研究，包括应急保障点功能配置、应急覆盖范围、响应时间等；③完善智能化煤层气田生产运行培训手册，提高运行管理人员操作水平，利于技术的推广。