煤层气田地面集输方式以及增压方式优化

煤层气田地面集输方式以及增压方式优化1 概述我国开展煤层气研究已有20年，在地面集输方面也取得了重大突破，一些地区的煤层气田已经建成地面集输系统，进入小规模商业开发阶段。

截至2009年，由中油辽河工程有限公司设计的山西晋城沁水盆地南部沁南煤层气端郑采气区地面工程总产量已达到40×104m3/d，于2009年12月21日成功进入西气东输管道，并于23日到达上海白鹤门站，向长江三角洲地区的用户供气[1]。

在地面集输方面，美国处于世界领先地位，位于美国西部科罗拉多州西南部的圣胡安盆地煤层气田与位于美国东部密西西比州东北部的黑勇士煤层气田的地面集输工艺已经相当成熟[2]。

而我国的煤层气开发较晚，地面集输工艺还处于起步阶段。

我国的煤层气田大多具有低压、低渗、低产的“三低”特点，和国外的中压、中产气田相比地面集输有很大区别，尤其表现在集输系统和增压方式的选择上。

由于目前国内没有专门的煤层气田集输的标准规范可供执行，很多单位在设计开发时，都是参照油气田集输规范，造成了很大的经济浪费。

因此，本文重点对煤层气地面集输方式以及增压系统进行优化分析，得出适合于煤层气的几种集输和增压方式。

2 集输方式的优化煤层气田跟天然气田一样，采出气需通过集气、净化处理、增压等环节满足外输要求。

一般总体工艺流程为：井场采出气通过采气支管汇集到采气干管，由采气干管到达集气站，在集气站进行初步气水分离脱水后，气体再由各集气支管通过集气干管到中央处理厂进行增压、净化(例如脱水、脱硫、脱碳、脱氧)处理，再通过外输管道外输。

集气站一般设有计量分离器、气液两相分离器、供水、供电、值班用房等生产及辅助设施，有的集气站也有增压设备。

煤层气与天然气相比具有低压低产的特点，常规天然气开采中气液两相分离器放在井场的居多，在煤层气开采中考虑到经济性及气液分离的效果，这里选择把气液两相分离器放在集气站。

根据SY/T 0010—1996《气田集气工程设计规范》，当分离器设在集气站时宜采用辐射一枝状组合管网。

考虑以上因素，把井场到集气站管道的连接形式分为直接进站式、串接进站式和集气阀组进站式[3]。

2.1 直接进站式直接进站式即每口气井(单井)通过各自独立的合适的采气支管直接进入集气站，见图1。

这种进站方式的特点是气井间相互独立，没有联系，相互影响小。

适合于高压高产的单井，且采气管道长，造价高，管道建设工程量大，管理困难。

因此，考虑到经济性和集气方式的适应性，这种方式对低产、井距小、低压的煤层气井并不适用。

2.2 串接进站式串接进站式即用采气支管把相邻的几口气井汇合后通过采气干管进入集气站，见图2。

这种进站方式特点是简化了采气管网的建设，降低了工程造价，增加了集气站辖井数量，连接灵活，采气管道流量较大，流速较高，携液能力强，适应低压、低产气田的开发[4]。

2.3 集气阀组进站式集气阀组进站式是指相邻的井口气直接通过采气支管进入集气阀组，在集气阀组处对气体进行初步处理，集气阀组处有气液两相分离器，重点脱除煤层气中的游离水、泥沙，减少集气过程中的压力降，再通过集气支管输送到集中增压站增压。

集气阀组在煤层气集气支管与大量采气支管之间形成结点，通过这个节点将若干条采气支管中的煤层气集中到集气支管中。

集中增压站到中央处理厂的管道就像是树干，集气阀组到集中增压站的集气支管就像是树枝，每一个阀组就像树枝上的结点，而所有与结点连接的采气支管就是小的树枝。

集气阀组进站式见图3。

这种集气方式流程简单，用集气阀组代替集气站的集气作用，集气阀组处只需设置气液两相分离器，无需操作人员进行操作，操作人员集中在集中增压站内。

集气阀组只需定期巡检，减少了操作人员的数量，不需要为集气阀组建设厂房。

当集气阀组处气体不能在自身压力下输送到集中增压站时，需要在集气阀组处用橇装式压缩机对气体进行增压以满足输送要求。

2.4 各种集输方式的比较分析直接进站式虽然能在一定程度上满足煤层气集气的要求，但是由于其造价比较高，生产运行管理比较复杂，不适于低压、低产气田。

串接进站式缩短了采气管道长度，提高了采气管网布置对滚动开发的适应性，能够较大幅度节约采气管道建设成本，现场运行良好。

集气阀组进站式将井口的气体直接输送到集气阀组，大大简化了工艺流程，最主要的特点是集气阀组处无人值守，只需要定期巡检即可，减少了操作人员数量，对处于恶劣环境的气田尤其适用。

目前，串接进站和集气阀组进站已经较多地运用到实际工程中，实践证明能较好地达到集气的目的。

2.5 存在的不足及解决办法采用串接进站和集气阀组进站集输系统开发煤层气时，在气田开发初期同一条采气管道上的单井之间不存在由于压力不同而相互影响的问题。

随着气田的开发，气井压力不断下降，后期就会存在单井压力下降速率不同导致采气管道压力不平衡而不能正常工作的情况出现[5]。

当井口压力不能达到采气干管的压力时，采气干管中的煤层气将反输到低压井，形成“倒灌”现象，造成采气干管有效输气量大大减少。

针对这种问题，可以采取以下措施来增强串接进站和集气阀组进站在气田的适应性，尽量使它们更加适应气田的后期开发。

① 考虑在低压单井井口设置小型橇装式增压装置进行单井增压，使压降速率较快的低压单井煤层气能够进入采气干管。

② 将具有相同压力、相同气质、同一批次气井尽量串接进同一条采气干管。

③ 在井口处设置止回阀，保证采气干管的气不倒灌至低压井。

④ 利用引射器，使高压井煤层气带动低压井煤层气，使气田的寿命延长。

⑤ 当集气阀组的压力不能达到输送压力要求时，考虑在集气阀组添加橇装式增压设备。

⑥ 如果能在集气阀组处设置引风机，集气阀组集气效果将会更好，将会延长气田的寿命和提高气井采收率。

3 增压方式的选择煤层气由于压力比较低，有的不能通过自身的压力输送到集气站，有的不能输送到中央处理厂进行净化处理，因此需要通过增压来满足输送要求。

增压方式有多种，为了降低增压设施的工程造价，并使之有利于生产管理，优化选择增压方式是必不可少的工作。

优化工作的重点是增压站的分散或集中，在此重点介绍增压的优化选择形式[6]。

3.1 单井增压单井增压是指采出气在井场通过加压输送到集气站。

目前这种情况仅用于老气田产气后期的改造，由于增压设备投资、管理、运行比较复杂，而且大多气井此时产量较低，这种方式不能收到很好的经济效果，对新开发的气田已经不再采用。

3.2 集中增压集中增压是指在集中增压站设置压缩机进行增压，让集气阀组的气体通过集气支管输送至集中增压站增压，一次增压满足管道外输压力要求的方法。

这种情况适用于井口压力能满足不需要加压就能达到集中增压站的气田。

如晋城沁南煤层气田端郑采气区就是利用集中增压方式实现低压气田地面集输的。

其布站方式为井口-集气阀组-集中增压站-LNG站。

沁南煤层气田端郑采气区工艺流程见图4。

3.3 两级增压两级增压是指在集气站和中央处理厂进行两次增压，通过优化压比，减小管道造价和能耗费用。

这种工艺目前应用比较广泛，在晋城潘庄煤层气开发项目和沁水煤层气田中都得到了很好的应用，被实践证明为一种很好的增压方式。

3.4 确定增压方式总的来说，两级增压和集中增压在煤层气田开发中都得到了很好的运用，有效地满足了煤层气田地面集输的要求。

与集中增压相比，两级增压在同样满足气体输送的情况下更好地利用了气体的压力，合理地选择管材，减小了管道造价，更好地节约了成本，且能更好地减少井间的影响，提高煤层气产能。

集中增压管理、设计简单方便，更好地适合于大面积开发的气田。

在优化选择不同增压方式时，要根据不同气田压力特点、气田地形特征、输送压力要求、外输方式和经济性分析进行综合优化选择。

确定增压方式后，根据煤层气压力低和气源不稳定的特性选取压缩机。

对于气源不稳定的煤层气宜选用往复式压缩机。

如果进气压力比较平稳，可以选用螺杆式压缩机。

当贫气较多时，应选用喷油螺杆式压缩机。

由于煤层气田多在偏远的山区，当有电网通过时，采用电动机作为驱动机。

当没有电网通过时，原动机宜选用煤层气发动机[6]。

4 沁水盆地煤层气集输工艺比较山西沁水盆地南部是一个大型整装煤层气田，总面积为3523.32km2，已探明煤层气储量面积为346.4km2，探明煤层气地质储量为861×108m3。

沁水盆地是目前我国煤层气开发规模最大的地区，中国石油、晋城煤业集团、亚美大陆煤炭公司、中联煤层气有限责任公司等进入该地区开展煤层气勘探开发工作。

其中尤以西安长庆科技工程公司为中国石油旗下华北煤层气公司设计的沁水煤层气田樊庄区块集输工艺和中油辽河工程有限公司为中联煤层气有限责任公司设计开发的沁南煤层气端郑采气区地面集输工艺具有代表性，在此进行对比[7]。

西安长庆科技工程公司在沁水煤层气田樊庄区块设计上，确定了“井口-采气管网-集气站-中央处理厂-外输”适合于煤层气的总体工艺流程。

采用串接进站式集气、两级增压方式增压的煤层气地面工艺技术，见图5。

中油辽河工程有限公司设计的沁南煤层气端郑采气区地面集输系统采用了集气阀组进站式、集中增压流程。

采用井口0.2MPa、集气阀组出口0.15MPa、集中增压站进口0.05MPa三种压力级制，一级布站，简化了工艺流程，设备集中布置，减少了运行设备数量，降低了工程投资和运行成本，便于集中管理，具有较好的经济效益和社会效益。

工艺流程见图4。

西安长庆科技工程公司采用的串接进站式集气、两级增压形式和中油辽河工程有限公司采用的集气阀组进站集气、集中增压方式在满足工程应用的前提下，都具有各自的特点，形成了适合煤层气田的煤层气集输工艺技术。