煤層氣地面工程現(xiàn)狀及技術(shù)應(yīng)用

劉文偉

(中油遼河工程有限公司，遼寧 124010)

煤層氣地面工程現(xiàn)狀及技術(shù)應(yīng)用

劉文偉

(中油遼河工程有限公司，遼寧 124010)

煤層氣具有“低儲層壓力、低飽和度、低滲透率、低豐度”的特點。由于煤層氣田的特點，使煤層氣開采與輸送成本高，地面工程建設(shè)難度大，限制了煤層氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。隨著全球進入能源緊張時代，煤層氣作為重要的替代能源日益受到世界各國的重視，中國對煤層氣田開發(fā)的優(yōu)惠政策極大促進了國內(nèi)煤層氣產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展。該論文闡述了煤層氣特點、國內(nèi)外煤層氣田地面工程現(xiàn)狀、設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)、典型流程及技術(shù)應(yīng)用等相關(guān)內(nèi)容。

煤層氣田 特點 工程標(biāo)準(zhǔn) 技術(shù)應(yīng)用

1 煤層氣及特點

煤層氣俗稱“瓦斯”，是賦存在煤層中以甲烷為主要成分、以吸附在煤基質(zhì)顆粒表面為主并部分游離于煤孔隙中或溶解于煤層水中的烴類氣體，主要成分為CH4。煤層氣的高熱值為38.4MJ/m3，低熱值為34.4MJ/m3，與天然氣熱值相當(dāng)。煤層氣開采采用排水采氣工藝，油管排水，套管采氣。直井平均單井產(chǎn)氣量為1500～2000m3/d，最高單井產(chǎn)量達6000m3/d;多枝水平井產(chǎn)量為20000～100000m3/d。

2 國外煤層氣田現(xiàn)狀

美國是世界上開采煤層氣最早、也是商業(yè)化開發(fā)最成功的國家，美國煤層氣工業(yè)起步于20世紀(jì)70年代，大規(guī)模的發(fā)展則是在20世紀(jì)80年代后。圣胡安和黑勇士盆地是美國煤層氣產(chǎn)量最高的煤層氣田，全美煤層氣產(chǎn)量的90%以上是從這兩個盆地生產(chǎn)的，煤層氣地面建設(shè)技術(shù)已經(jīng)相當(dāng)成熟。地面工程主要包括煤層氣井口、煤層氣集輸系統(tǒng)和集中處理站。煤層氣井口均設(shè)有分離器、流量計、放空火炬。整裝開發(fā)的煤層氣田大都采用集中增壓系統(tǒng)，井口采出的煤層氣通過采氣管線，集輸?shù)郊瘹庠鰤赫炯性鰤?。集輸系統(tǒng)中不設(shè)清管設(shè)施。在集輸干線上為將來開發(fā)的煤層氣井進入集輸系統(tǒng)預(yù)留部分閥門。每座集中處理站主要設(shè)備包括段塞流捕集器、燃?xì)獍l(fā)動機驅(qū)動的壓縮機組和脫水裝置。脫水裝置采用三甘醇吸收法脫水工藝。圣胡安盆地煤層氣采出水采取蒸發(fā)池、深井注入法以及地面排放法。但無論采用何種方法都需要先對采出水進行處理，以符合排放標(biāo)準(zhǔn)。

澳大利亞煤田主要分布在東部沿海地區(qū)，煤層氣勘探和開發(fā)主要集中在昆士蘭和新南威爾士州。早在1976年澳大利亞就開始開采煤層氣，主要在昆士蘭的鮑恩盆地。澳大利亞的煤層氣產(chǎn)量以礦井煤層氣抽放為主，生產(chǎn)的煤層氣主要供給建在井口的煤層氣發(fā)電站。

加拿大的煤層氣開發(fā)始于1997年，加拿大煤層氣主要富集在不列顛哥倫比亞和艾伯塔兩省，煤層氣開發(fā)項目集中分布在加拿大西部阿省中南部地區(qū)。馬蹄谷組煤層氣高產(chǎn)走廊區(qū)位于卡爾加里和埃德蒙頓之間，馬蹄谷組煤層的最大特點是“干煤”，不產(chǎn)水。部分含少量淡水。馬蹄谷組單井產(chǎn)量一般在2260～4000m3/d之間，平均2830m3/d。在高產(chǎn)走廊區(qū)，平均單井產(chǎn)量3500m3/d。中部地區(qū)產(chǎn)量最高，達12000～15000m3/d。馬蹄谷組煤層氣井口地面設(shè)施簡單，計量后直接外輸。

3 國內(nèi)煤層氣田現(xiàn)狀

中國煤層氣資源豐富，根據(jù)最新的全國資源調(diào)查結(jié)果，煤層氣資源量為36.81萬億m3，與常規(guī)天然氣資源量相當(dāng)，居世界第三位。煤層氣在我國屬于新興產(chǎn)業(yè)，煤層氣田的開發(fā)與建設(shè)正處于起步階段，并逐步向規(guī)模化發(fā)展。自2007年以來我國煤層氣產(chǎn)業(yè)進入了快速發(fā)展的軌道，2007年4月國家財政部、國家發(fā)改委頒布了一系列煤層氣開發(fā)補貼和煤層氣發(fā)電補貼優(yōu)惠政策，極大地促進了煤層氣產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展，全國范圍內(nèi)掀起了煤層氣田開發(fā)與建設(shè)的熱潮。我國煤層氣田地面建設(shè)工程在沁水盆地南部、鄂爾多斯盆地韓城地區(qū)和阜新盆地取得實質(zhì)性突破，已進入商業(yè)性開發(fā)階段。

3.1 沁水盆地南部

目前在沁水盆地南部國內(nèi)外共有5家公司在進行煤層氣田地面工程建設(shè)。

中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司到目前為止已經(jīng)有2項工程建成投產(chǎn)，其它4項正在建設(shè)中，目前年產(chǎn)量達到2.0×108m3以上。

山西沁南煤層氣開發(fā)利用高技術(shù)產(chǎn)業(yè)化示范工程—潘河先導(dǎo)性試驗項目和潘河增壓站項目已建成投產(chǎn)，建設(shè)規(guī)模分別為 8.0×104m3/d和 5.0×105m3/d;山西沁水盆地南部煤層氣直井開發(fā)示范工程—集輸系統(tǒng)柿莊南工程等地面工程正在建設(shè)中，柿莊南區(qū)塊集氣總規(guī)模將達到1.0×109m3/a以上。地面集輸工程主要包括:采氣井口、集氣閥組、集氣增壓站、CNG站。集氣系統(tǒng)采用“多點接入，柔性集輸”流程。除潘河先導(dǎo)性試驗項目井口外，其它井口均無分離器，在閥組采用單井輪換計量，先期實施的單井設(shè)有放空設(shè)施，后續(xù)工程只在閥組設(shè)放空設(shè)施。集氣支線設(shè)有凝水缸排除管線中的凝液，干線設(shè)有清管器清管。集氣增壓站內(nèi)無煤層氣處理設(shè)施，增壓后通過輸氣管道輸?shù)教幚韽S或LNG等用戶。CNG站設(shè)有分子篩干燥脫水撬塊。井口采出水進入晾水坑。潘河先導(dǎo)試驗項目于2005年11月1日正式開始對外供壓縮煤層氣。

沁水藍焰煤層氣有限責(zé)任公司年產(chǎn)煤層氣超過4.0×108m3，建成了建設(shè)規(guī)模為 5.0 ×105m3/d寺河煤層氣CNG壓縮站1座。采氣管線上設(shè)有集液缸。井口來的煤層氣經(jīng)過采氣管線進入集氣閥組，在集氣閥組進行單井輪換計量及集氣閥組總量計量，在集氣閥組設(shè)有安全閥，可在事故狀態(tài)下將煤層氣緊急放空至放空管。CNG站設(shè)有分子篩干燥脫水裝置。井口采出水進入晾水坑。

中石油華北油田在樊莊、鄭莊區(qū)塊共建設(shè)6座集氣增壓站 (樊1站、樊3站、樊4站、樊5站、樊6站、樊9站)和1座集中處理廠。目前已建產(chǎn)能達6.0×108m3/a。井口采出氣經(jīng)過計量后進入集氣管網(wǎng)至集氣站。各井口設(shè)放空管。單井采氣管道串接至匯管，再到集氣增壓站增壓后輸送到集中處理站脫水處理。集氣管道設(shè)有收發(fā)球設(shè)施。集中處理站采用三甘醇吸收脫水工藝。

亞美大陸煤層氣有限公司已與中聯(lián)煤層氣有限公司簽署了潘莊區(qū)塊和馬必區(qū)塊的產(chǎn)品分成合同，煤層氣產(chǎn)量約1.0×105m3/d。1號集氣增壓站建設(shè)規(guī)模為4.0×105m3/d。煤層氣用于供晉城市民以及煤層氣田發(fā)電。采出煤層氣經(jīng)過計量后經(jīng)管道進入集氣站，井口采出水進入井場內(nèi)的污水池，井場設(shè)有放空管。集氣增壓站設(shè)有分子篩脫水撬。

格瑞克煤層氣有限公司已與中聯(lián)煤層氣有限公司簽署了柿莊南、柿莊北和沁源區(qū)塊的產(chǎn)品分成合同，在柿樁南建設(shè)1座 CNG站，規(guī)模為2.0×104m3/d。CNG站設(shè)有燃?xì)獍l(fā)電機為井場供電。早期井口設(shè)有氣液分離氣，從分離器分離出來的水計量后進入晾水坑進行自然蒸發(fā)，井口采出的氣體計量后進入集氣管網(wǎng)。早期的井口設(shè)有放空管，后期的井口放空采用焚燒爐。集氣系統(tǒng)采用枝狀流程。

3.2 鄂爾多斯盆地

中石油煤層氣公司已完成了三交煤層氣集輸工程和鄂東氣田渭北地區(qū)1.0×109m3/a開發(fā)地面建設(shè)工程建設(shè)。

三交煤層氣集輸工程集輸規(guī)模3.0×104m3/d。建設(shè)CNG母站1座，規(guī)模為2.0×104m3/d，位于山西省呂梁市臨縣、柳林縣及陜西省吳堡縣境內(nèi)磧口鎮(zhèn)樊家溝村附近。CNG母站設(shè)有分子篩脫水撬和儲氣井。

圖1 煤層氣田地面建設(shè)流程圖

鄂東氣田渭北地區(qū)年產(chǎn)量達1.0×109m3的開發(fā)地面建設(shè)工程位于韓城市境內(nèi)。包括4座集氣增壓站 (韓-1站、韓-2站、韓-3站、韓-4站)和1座天然氣處理廠。韓-1站已建成投產(chǎn)、韓-2站與集中處理站一期工程正在建設(shè)中。集氣總規(guī)模為 3.0×106m3/d，煤層氣處理規(guī)模為 3.00×106m3/d(分兩期建設(shè)，一期3.33×108m3/a，二期6.67×108m3/a)。總的流程為:煤層氣井口集來的煤層氣，首先在各所屬集氣增壓站增壓，再通過管道去集中處理站增壓、脫水后外輸。集中處理廠脫水采用三甘醇脫水工藝。韓-1站規(guī)模為3.0×105m3/d。井口來的煤層氣經(jīng)集輸管道進入集氣增壓站，經(jīng)壓縮機增壓后，經(jīng)過濾、計量為韓城市供氣。井口設(shè)有放空管。韓-2站規(guī)模為1.2×106m3/d。井口來的煤層氣經(jīng)集輸管道進入集氣增壓站，經(jīng)壓縮機增壓后，經(jīng)集氣管道外輸去集中處理廠。井口設(shè)有放空管。韓-3站、韓-4站正在規(guī)劃中，規(guī)模分別為8.0×105m3/d和7.0×105m3/d。

澳大利亞必和必拓 (BHP Billiton)公司完成了保德煤層甲烷氣先導(dǎo)試驗站建設(shè)。位于山西省保德縣境內(nèi)。先導(dǎo)試驗站共有8口試驗井 (4口水平井，4口垂直井)。在每口垂直井設(shè)有抽水和采氣系統(tǒng)，用抽水泵將煤層水采出排至儲水池，經(jīng)檢驗合格排放到黃河;煤層氣在井場經(jīng)分離器分離，再經(jīng)流量計計量后進入火炬系統(tǒng)燃燒。單井產(chǎn)量2.88 ×104m3/d。3.3 阜新盆地

目前有劉家區(qū)塊、海州區(qū)塊和王營區(qū)塊三個區(qū)塊，其中規(guī)模最大的是劉家區(qū)塊。單井平均產(chǎn)氣量為2500～2800m3/d。已投入生產(chǎn)井口數(shù)量為:采空區(qū)4口、動采區(qū)1口、未采區(qū)34口。動采區(qū)和采空區(qū)的混合煤層氣主要是進入劉家混和氣集氣站，設(shè)計規(guī)模為1.0×105m3/d。在混氣站內(nèi)的計量間進行計量和混合。通過水環(huán)壓縮機將混合煤層氣輸往至下游用戶。同時壓縮機間內(nèi)設(shè)有水環(huán)真空泵用于對管道進行抽真空處理以有利于采空區(qū)和動采區(qū)內(nèi)煤層氣的抽放。未采區(qū)的煤層氣主要是進入CNG站和液化煤層氣站 (LCBM)進生產(chǎn)CNG和液化煤層氣產(chǎn)品裝車外運。紅山CNG站的處理規(guī)模為1.0×104m3/d;紅山LCBM站的處理規(guī)模為2.0×104m3/d。早期井口設(shè)有分離器，部分井口設(shè)有就地流量計。

4 煤層氣田地面建設(shè)工程設(shè)計

隨著國內(nèi)煤層氣產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展，促進了煤層氣地面工程設(shè)計理念與設(shè)計方式的更新與發(fā)展。逐漸由簡單套用傳統(tǒng)天然氣田的設(shè)計模式向更加適應(yīng)煤層氣田的方式轉(zhuǎn)變，工程設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)也逐漸從無到有，工藝流程優(yōu)化與創(chuàng)新全面開展，設(shè)備和材料的優(yōu)選也逐步被提升到一個新的水平，煤層氣田的規(guī)?；_發(fā)與建設(shè)必將促進煤層氣田的數(shù)字化建設(shè)與實施。

4.1 標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范

國內(nèi)第一部煤層氣田設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)《煤層氣集輸設(shè)計規(guī)范》Q/SY1301-2010于2010年8月1日正式實施，行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)編制在計劃中。結(jié)束了煤層氣田設(shè)計一直套用石油天然氣標(biāo)準(zhǔn)和城鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計規(guī)范的時代，為進一步降低工程投資提供了更充分的法律依據(jù)。目前地面工程設(shè)計采用的主要標(biāo)準(zhǔn)有:《燃?xì)庥寐竦鼐垡蚁?(PE)管道系統(tǒng)第1部分:管材》GB15558.1-2003、 《燃?xì)庥寐竦鼐垡蚁?PE)管道系統(tǒng)第2部分:管件》GB15558.2-2005、 《石油天然氣工業(yè)管線輸送系統(tǒng)用鋼管》GB/T9711-2011、 《工業(yè)金屬管道設(shè)計規(guī)范》GB50316-2000(2008年局部修訂)、 《石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范》GB50183-2004等，目前還沒有專門用于煤層氣地面建設(shè)工程的施工及驗收標(biāo)準(zhǔn)，還需要不斷制訂新的標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范以滿足地面建設(shè)的需要。

4.2 典型流程

在歸納和總結(jié)基礎(chǔ)上，提出典型流程 (見圖1)，結(jié)合煤層氣田的具體情況合理選用。

5 煤層氣田地面技術(shù)應(yīng)用展望

根據(jù)我國“十二五”煤層氣開發(fā)利用規(guī)劃，“十二五”末，我國煤層氣產(chǎn)量將達到200×108～240×108m3，其中，地面開采煤層氣100×108～110×108m3，井下瓦斯抽采量110×108～130×108m3。隨著國家對環(huán)境保護和煤礦安全生產(chǎn)要求的提高，煤層氣田開發(fā)與建設(shè)必將迎來一個蓬勃發(fā)展的新局面。

煤層氣田的設(shè)計、施工及驗收標(biāo)準(zhǔn)會更加完善，國家科技重大專項研究的成果將逐漸在煤層氣領(lǐng)域得到廣泛的應(yīng)用，適應(yīng)煤層氣田特點的新工藝、新設(shè)備和新材料將不斷出現(xiàn)、發(fā)展與完善。

［1］葉建平.我國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告 ［C］.北京:地質(zhì)出版社，2011.

［2］陳仕林，李建春.沁南潘河煤層氣田“分片集輸一級增壓”集輸集輸 ［J］.天然氣工業(yè).2011，33(5):35～38.

The Status of Coalbed Methane Surface Engineering and Application of Technologies

Liu Wenwei
(China Liaohe Petroleum Engineering Co.，Ltd.，Liaoning 124010)

The development of coalbed methane is restricted because of the cost of coalbed methane development and transportation，surface facilities construction difficulties，which result from the characteristics of coalbed methane of low reservation pressure，low saturation，low permeability and low abundance.Coalbed methane is paid more attention with the energy shortage worldwide as a substitute energy.The preferential policies have greatly accelerated the development of coalbed methane.The paper explains the coalbed methane characteristics，the status of the coalbed methane surface engineering development，its design specification，typical system diagram and engineering design.

Coalbed methane;feature;engineering specification;application of technologies

劉文偉，女，高級工程師?，F(xiàn)任中油遼河工程有限公司副總工程師兼油氣加工所所長，負(fù)責(zé)技術(shù)與管理工作。

(責(zé)任編輯 韓甲業(yè))