煤層氣地面集輸設(shè)計研究

梁 霄

（東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶 163318）

煤層氣地面集輸設(shè)計研究

梁 霄

（東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶 163318）

目前，煤層氣田的集輸系統(tǒng)設(shè)計主要參照天然氣的工藝規(guī)范，根據(jù)煤層氣低壓、低產(chǎn)的特點(diǎn)采用低溫集輸工藝，井口不注醇、不加熱，兩級兩地增壓，井口就地脫水。煤層氣在集氣站內(nèi)經(jīng)初步分離后一級增壓，增壓后輸送至集中處理站。除塵后增壓進(jìn)入分離器進(jìn)行分離，最后MDEA脫碳工藝和三甘醇脫水工藝對增壓后的煤層氣進(jìn)行凈化處理，凈化后的煤層氣輸送至外輸干線入口。

煤層氣；集輸；站場工藝

煤層氣是近一二十年在國際上崛起的清潔、優(yōu)質(zhì)能源和化工原料，是非常規(guī)天然氣。由于煤層氣具有單井產(chǎn)量低、初期產(chǎn)量低、井口壓力低等特點(diǎn)，常規(guī)天然氣集輸工藝并不完全適用于煤層氣開采。煤層氣氣田開發(fā)工藝應(yīng)根據(jù)氣田的各種參數(shù)，如氣源參數(shù)，外輸參數(shù)等，設(shè)計不同的煤層氣集輸和處理工藝，最終目的是根據(jù)不同的市場需求，將滿足氣質(zhì)要求的煤層氣外輸去不同的市場[1-4]。

1 技術(shù)路線

煤層氣集輸工藝采用低壓集輸、二級增壓。井場采出氣串接進(jìn)站集氣，通過集氣站、中央處理廠兩地集中壓縮增壓后外輸[5-7]。這種工藝能夠有效降低壓縮機(jī)能耗，方便集中管理，降低工程投資費(fèi)用。對于煤層氣外輸進(jìn)天然氣管網(wǎng)，中央處理廠采用三甘醇脫水技術(shù)，從而滿足不同市場需求對氣質(zhì)的要求。

2 集輸工藝

在設(shè)計過程中，充分利用煤層氣井口的壓力能，井場不設(shè)增壓設(shè)備；同時，煤層氣的井口壓力低，且采出溫度在15.8℃，在采氣過程中不具備產(chǎn)生水合物的條件，不需加熱或注入水合物抑制劑。采氣管線埋設(shè)于最大凍土層以下，以防止液態(tài)水凍堵。

煤層氣氣井口壓力低，故進(jìn)入集氣管網(wǎng)前必須增壓[8]。本方案采用兩級增壓的方式，即采用集氣站和處理廠“兩級兩地”增壓工藝，先在集氣站一級增壓到 1.2～1.4MPa，以降低集氣管網(wǎng)投資 ；又在處理廠集中二級增壓到6.1MPa，以滿足外輸壓力6.0MPa 的要求。

3 站場工藝方案

3.1 井場設(shè)計

采用套管采氣、油管采水的井場工藝。井口由抽油機(jī)將地層水采出后，經(jīng)水表計量后排至井場常壓水罐中，然后通過泵的作用輸送去集氣站；煤層氣從煤層中解吸后由套管采出，先經(jīng)過管線分離器進(jìn)行簡單的分離，分離出的液態(tài)水進(jìn)入井場常壓水罐，分離后的煤層氣經(jīng)采氣管道輸至集氣站。井場設(shè)置放空裝置，以備發(fā)生事故時放空。采氣井場集輸工藝流程圖見圖1。

3.2 集氣站設(shè)計

集氣站工藝流程圖如圖2所示。通過對進(jìn)站氣體進(jìn)行氣液分離，初步脫出游離水，然后進(jìn)行兩級增壓，同時脫出飽和水計量后外輸至中央處理廠。分離器分出的游離水和壓縮機(jī)組裝置脫除的氣體中部分飽和水輸送至污水罐緩沖儲存。集氣站去中央壓縮站集氣管線始端設(shè)置清管發(fā)球筒。

井口來水通過水管線進(jìn)入集氣站匯合，然后進(jìn)入集中站內(nèi)設(shè)置的常壓水罐內(nèi)緩沖儲存。集氣站設(shè)置外輸水泵，定期將水罐內(nèi)水輸送去中央壓縮站進(jìn)行處理。

圖1 井場工藝流程

圖2 集氣站工藝流程

3.3 中央壓縮站設(shè)計

原料氣進(jìn)站前設(shè)緊急截斷閥，從集氣站輸送來的氣體先進(jìn)入臥式分離器進(jìn)行初步分離。分離出的氣體和粉塵進(jìn)入除塵裝置進(jìn)一步的分離和除塵。煤層氣經(jīng)計量后進(jìn)入壓縮機(jī)組（4臺并聯(lián)，三開一備）兩級增壓，再進(jìn)入脫水裝置，脫水后的凈化氣計量后去輸氣管道首站進(jìn)入就近的主管道。

中央壓縮站集氣管線末端設(shè)置清管接受裝置，管線外輸起點(diǎn)設(shè)置清管發(fā)球筒裝置，以進(jìn)行集氣管線、外輸管線的掃線清管作業(yè)，減少壓力損失，降低管線凍堵的幾率。中央處理廠工藝流程圖見圖3。

4 標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計

從工藝流程通用化、平面布置標(biāo)準(zhǔn)化、功能分區(qū)模塊化、工藝設(shè)備定型化、設(shè)計安全人性化五個方面考慮設(shè)計的標(biāo)準(zhǔn)化，為減少征地，施工的預(yù)制和組配，工程建設(shè)的優(yōu)質(zhì)、高效和安全，提供有力保障。

圖3 中央處理廠工藝流程

5 結(jié)束語

1）針對氣田滾動開發(fā)、分期實施的建設(shè)模式，集輸工藝和設(shè)備配置考慮近期需要和遠(yuǎn)期發(fā)展需求，統(tǒng)籌考慮，提高集輸系統(tǒng)的對滾動開發(fā)的適應(yīng)性；且采用可靠、成熟、適用的工藝技術(shù)，設(shè)備和材料立足國產(chǎn)化，提高工程建設(shè)的整體技術(shù)水平，確保長期、安全生產(chǎn)運(yùn)行。

2）煤層氣集輸工藝采用低壓集輸、二級增壓。井場采出氣串接進(jìn)站集氣，通過集氣站、中央處理廠兩地集中壓縮增壓后外輸。這種工藝能夠有效降低壓縮機(jī)能耗，方便集中管理，降低工程投資費(fèi)用。

3）實現(xiàn)自動化控制及數(shù)字化管理。井場、集氣站無人值守，中央壓縮站有人值守，集中控制管理，滿足煤層氣田低成本發(fā)展的要求，適應(yīng)氣田復(fù)雜自然環(huán)境的要求，實現(xiàn)“井口人少”的目標(biāo)，提高經(jīng)濟(jì)效益。

[1] 陸爭光，韓善鵬，王威，等 .煤層氣 /頁巖氣地面集輸技術(shù)及其對比分析 [J].當(dāng)代化工，2015，（08）：1924-1927+1930.

[2] 陳洪明，梅永貴，薛占新，等 .沁水盆地鄭村區(qū)塊煤層氣集輸系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)整 [J].天然氣工業(yè)，2014，（08）：108-112.

[3] 蔣洪，張黎，任廣欣，等 .煤層氣地面集輸管網(wǎng)優(yōu)化 [J].天然氣與石油，2013，（01）：8-12+7.

[4] 劉偉 .韓城煤層氣地面集輸工藝技術(shù) [J].中國煤層氣，2013，（01）：35-37.

[5] 薛崗，許茜，王紅霞，等 .國內(nèi)煤層氣地面集輸系統(tǒng)現(xiàn)狀及簡析 [J].中國煤層氣，2011，（05）：40-43+29.

[6] 葉健 .潘莊煤層氣集輸工藝設(shè)計 [J].煤氣與熱力，2009，（09）：54-57.

[7] 肖燕，孟慶華，羅剛強(qiáng)，等 .美國煤層氣地面集輸工藝技術(shù) [J].天然氣工業(yè)，2008，（03）：111-113+149.

[8] 肖 燕 .煤 層 氣 開 采 與 集 輸 工 藝 研 究 [D].成 都 ：西 南 石 油 大 學(xué)，2007.

Research on Coal Bed Gas Gathering andTransportation Design

Liang Xiao

At present，the design of gathering and transportation system of coal bed gas field mainly refers to the technical specif i cation of natural gas.According to the characteristics of low pressure and low production of coalbed methane，the low temperature gathering and transportation technology is adopted，that is，no alcohol，no heating，two levels of pressure and wellhead dehydration. Gas gathering stations in a booster and then delivery to the processing station.Coal gas entering the separator after dust removal and pressurization，enter the MDEA decarburization process and three glycol dehydration process of coal gas purif i cation fi nally.The purif i ed coal bed gas is transported to the entrance of the main line.

coalbed methane ；gathering and transportation ；station technology

TE832

：A

：1003–6490（2017）07–0175–02