国内煤层气地面集输系统现状及简析
2024年煤层气市场发展现状
2024年煤层气市场发展现状1. 引言煤层气作为一种清洁能源资源，具有广阔的应用前景和经济价值，近年来在中国得到了快速发展。
本文将着重介绍中国煤层气市场发展的现状，并分析其挑战与机遇。
2. 煤层气概述煤层气是指嵌入在煤炭中的天然气资源，通过特定的开采技术可以将其抽采出来。
中国作为世界上最大的煤炭产国，拥有丰富的煤层气资源，具备了开发利用的良好基础。
3. 煤层气市场发展历程自2007年中国政府启动煤层气开发利用试点以来，煤层气市场逐渐成熟。
政府出台了一系列的政策和法规，推动了煤层气产业的发展。
煤层气企业也获得了资金和技术的支持，加速了项目的推进和规模的扩大。
4. 煤层气市场规模根据统计数据，截至目前，中国已经建设了一大批煤层气项目，总产能达到XX亿立方米。
煤层气已成为中国能源结构调整中占比较大的一部分。
同时，煤层气的应用领域也在不断拓展，包括城市燃气、化工工业、发电等领域。
5. 煤层气市场面临的挑战虽然煤层气市场取得了一定的成绩，但仍然面临一些挑战。
首先，煤层气开发对水资源的需求较大，容易导致水源紧张。
其次，煤层气开采过程中会释放大量的甲烷气体，对环境造成一定的影响。
此外，煤层气开发技术和设备的成本较高，企业需要投入大量的资金进行煤层气项目建设。
6. 煤层气市场的前景与机遇尽管存在挑战，但煤层气市场仍然具有广阔的前景和机遇。
首先，随着能源需求的增长和环境保护意识的增强，清洁能源的需求将进一步提升，为煤层气市场提供了机遇。
其次，煤层气的开发利用技术正在不断进步，成本也在逐渐降低，未来煤层气市场将更具竞争力。
7. 结论总的来说，中国的煤层气市场发展取得了一定的成绩，但仍面临一些挑战。
通过政府的政策支持和企业的努力，煤层气市场的前景仍然乐观。
我们有信心在未来看到更大规模的煤层气开发利用。
浅谈煤层气地面工程建设现状与认识
浅谈煤层气地面工程建设现状与认识煤田开发是我国重要的开发对象，煤层气地面工程是我国煤田开发中的重要工作，地面工程的建设能够确保我国煤田开采事业的顺利进行，通过对我国煤层气地面工程建设的现状进行分析，并结合在建设过程中所出现的问题，提出相关的解决对策，能够为我国煤层气地面工程建设发展提供合理建议。
标签：煤层气;地面工程;现状随着我国经济的不断提高，各行各业对能源的需求量也一直在不断发生着变化，煤层气的合理应用能够有效解决天然气的供需问题，因此需要加强煤层气地面工程建设，随着大规模工程建设的日益突出，煤层气地面工程建设在实际建设过程中会出现很多问题，因此就需要结合煤层气地面工程建设现状，提出合理的改进措施，从而有效提高我国煤层气地面工程建设的经济效益。
1煤层气田的特点煤层气是一种吸附在煤层中的气体，煤层气的主要成分与天然气的成分相同，煤层气中甲烷含量在95%左右，丙烷、乙烷的含量较少。
通常情况下，煤层气采用排水降压的方式进行采气，只有将煤层中的水排出，降低地层压力，才能够将煤层气开采出来。
因此煤层气的集输特点是排水降压、单井产量低、进口压力低。
煤层气的开采需要进行连片开发，合理利用密闭采出流程，减少能源消耗，合理利用设备、优化材料，合理利用煤层压力，可以有效提高能量的利用率。
2优化技术工艺和流程2.1优化煤层气地面集输工艺煤层气经过解析之后会由套管采出，通过井场计量后汇入到本井从汇管，然后进入采气管线，单井利用井间串联的方式汇集到采气支线，各采气支线汇集到集气阀组，利用彩旗干线进入集气站，煤层气在集气站中需要进行气液分离，然后进入增压器进行增压，分离、脱水等环节，通过计量后输送至下游用户利用。
该方式的优点：有效降低采气管线的长度，减少能源消耗，降低企业对管网的资金投入，有效保护周围的自然环境，提高采气管网对气田开发的适应性。
2.2合理選择管材标准对于采气管线的选择，首先要选择柔性好、耐磨、施工方便、使用周期长的PE塑材。
我国煤层气开发现状及展望
我国煤层气开发现状及展望摘要：近年来，国家重视并大力推进煤层气产业发展，煤矿区煤层气开发技术装备不断取得突破，煤矿区煤层气开发利用规模持续增长。
但煤矿区煤层气开发利用技术及产业发展总体上处于起步阶段，仍然面临煤层气地质条件复杂，开采难度大、开采技术有待提升、气源不稳定、利用率比较低、开采利用技术装备需进一步完善等现实问题，有必要进一步加强煤层气地质研究、立足科技创新和技术进步、开拓煤层气产业基地建设、支持示范工程和先导性试验、加大政府扶持力度、促进煤层气体制改革，从而促进煤层气高效开发和利用。
关键词：我国煤层气；开发现状；展望1导言煤层气作为一种非常规的清洁能源，近年来备受国家的重视，并得到了很大的推广，成为非常规油气能源中的热点。
在煤层气开发现状基础上，指出了煤层气地质条件复杂，开采难度大、煤层气开采技术有待提升、煤层气气源不稳定、利用率比较低、开采利用技术装备需进一步完善等问题，并提出加强煤层气地质研究、立足科技创新和技术进步、开拓煤层气产业基地建设、支持示范工程和先导性试验、加大政府扶持力度、促进煤层气体制改革等相关建议和发展方向。
2煤层气资源开发的重要意义通过对我国的资源进行研究可知，我国资源多煤少油少气，但是我国对天然气的依赖较高，这就致使我国长期向国外进口大量的天然气。
我国北部地区经历四季温差变化，在严冷的冬季需要进行供暖，这时天然气更是必不可少。
对于当前的煤层气来说，所产生的甲烷是一种性能十分优良的清洁能源，能够很大程度的缓解我国对天然气的依赖程度，进而应对我国大量的天然气需求量，减少天然气进口量。
中国正在面临战略转型期，市场中大多数的领域正在不断的进行革新和变换业务，逐渐从粗放型向节约型进行变化。
可以加强中国能源的合理应用，进一步推动我国环保工作的进程。
这对我国能源计划的规划及中国经济的战略转型具有重要意义。
3我国煤层气开发现状概述新中国成立以来，中国便开始进行煤层气的勘察。
在展开实际的地质勘探过程中，我国科学家对我国煤矿区的煤层气含量展开了准确的测量，同时在经历了为期较长的研究后，还对中国煤层气的布局、富集等有了一定的把控。
煤层气开采与集输工艺研究
煤层气开采与集输工艺研究煤层气，又称为煤层甲烷，是一种非常规天然气，其主要成分为甲烷。
煤层气的开发利用对于能源安全、环境保护以及气候变化等方面具有重要意义。
然而，煤层气开采与集输工艺的研究仍面临许多挑战，如低渗透性、水气共存、地层复杂等多方面问题。
本文将探讨煤层气开采与集输工艺的研究现状及存在问题，并提出可能的改进途径。
近年来，国内外学者针对煤层气开采与集输工艺进行了广泛研究。
在开采方面，主要有水力压裂、注气增产等工艺技术。
其中，水力压裂通过将高压水流注入煤层，使煤层产生裂缝，从而提高煤层气的产量。
在集输方面，主要有管道输送、压缩天然气（CNG）输送等技术。
管道输送具有高效、节能、安全等优点，但建设成本较高；CNG输送则适用于远距离运输，但压缩效率较低。
然而，煤层气开采与集输工艺在实际应用中仍存在诸多问题。
水力压裂虽然可提高产量，但易导致煤层过度压裂，影响煤层稳定性。
管道输送过程中易出现泄漏、堵塞等问题，需要加强维护管理。
CNG输送的压缩效率较低，导致运输成本较高。
本文采用文献综述和实验研究相结合的方法，对煤层气开采与集输工艺进行研究。
收集国内外相关文献资料，系统梳理煤层气开采与集输工艺的研究现状及存在问题。
然后，设计并进行集输工艺实验，通过模拟不同工况条件下的集输过程，对管道堵塞、泄漏等问题进行检测和评估。
实验过程中采用先进的测量仪器，确保数据的准确性和可靠性。
运用统计分析方法对实验数据进行处理和分析。
实验结果表明，在煤层气开采过程中，水力压裂可显著提高煤层气的产量，但同时可能导致煤层稳定性的降低。
集输过程中管道易发生堵塞和泄漏，严重影响集输效率。
针对这些问题，本文提出以下改进途径：优化水力压裂技术，控制压裂液的成分和注入量，以减少对煤层的损害，提高煤层稳定性。
加强管道维护管理，定期进行巡检和检测，发现泄漏、堵塞等问题及时处理。
结合CNG输送技术，提高压缩效率，降低运输成本，适用于远距离运输。
中国煤层气开发利用现状和发展前景
需要 1×1012 m3的天然气地质储量作保证，但目 前常规天然气探明储量仅为0.7×1012 m3，急需补 充气源。
煤层气完全可与天然气混输、混用，减少煤 层气专用管网的建设，既节约了资金，又提 高了天然气管网的利用率。
将地面抽采的高 质量浓度煤层气经 压缩装瓶后，可供 出租车、城市公交 车使用。
煤层气作为民用燃气主要集中在矿 区或离矿区距离较近的城镇．一般通 过短距离管道供应附近用户使用，也 有的通过CNG(压缩天然气)运输槽车 向远距离居民供应。大部分矿井提供 的瓦斯气热值接近于天然气。可供居 民炊事、采暖及公用事业用。
目前，山西省晋城市现有5座煤层气加气 站．约有2 000辆出租车和数百辆公交车使 用上了煤层气，这大大地改善了城市空气 环境。
蒸汽轮机发 电：系统简单、 运行灵活、发 电效率高、易 于适应煤层气 浓度波动等特 点，但单位投 资较大
联合循环发 电：资源利用 率高、污染小， 是目前国内应 用最多的方式， 装机形式灵活， 广泛采用的是 热电产联。
煤层气液化是指煤层气经
净化、提纯后，在一定的温度 压力下，从气态变成液态的工 艺。若采用深冷精馏的方 法．可把质量浓度为35％～50 ％的矿井瓦斯提纯液化为质量 浓度为99．8％的LNG。煤层
2006年中国新一轮全国煤层气资源评价显示：
中国埋深2 000 m以浅煤层气地质资源量为 36.81x1012 m3，相当于520亿t标准煤，与陆上 常规天然气资源量38x1012m3基本相当。
中国煤层气资源按含气盆地可分 为鄂尔多斯、沁水、准噶尔、滇东 黔西、二连、吐哈、塔里木和海拉 尔等42个。中国4个大区煤层气资源 量占比见图2。
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我国煤矿区煤层气地面开发现状及技术研究进展
我国煤矿区煤层气地面开发现状及技术研究进展摘要：煤矿区煤层气开发面临“抽采难度大、抽采效率低、抽采集中程度低”的难题，煤层气抽采长钻孔精准定向施工是制约井下煤层气抽采效果的主要技术及装备因素。
有限采掘空间内小体积大功率钻进装备的提升是破解井下抽采钻孔限制的主要方式。
气动定向钻进技术是解决“碎软煤层成孔率和成孔精度差”的可靠技术，可以避免出现抽采盲区和空白带。
本文对煤矿区煤层气地面开发现状及技术研究进展进行分析，以供参考。
关键词：煤矿区；煤层气；地面开发引言煤层气开发生产的国家中最为成功的就是美国，当前共有23个州已经开始勘探与开发煤层气，并且根据当地的分布情况来看，美国煤层气的产量有半数以上集中在圣湖安盆地和粉河盆地，目前美国所用的煤层气大约80%都取自这里。
1大倾角多煤组煤矿区时空协同煤与煤层气协调开发模式改变以往将煤层气作为煤炭开采中的灾害性气体的观念，把它作为资源性气体，在煤炭开采的同时将煤层气安全高效的抽采出来，形成一体化系统，有利于煤与煤层气高效、安全、经济开采，从而提高生产效率与资源利用率。
然而，大倾角煤层群广泛存在。
新疆矿区煤层平均倾角为30°，属于典型的大倾角多煤组煤矿区。
因此，本节基于煤炭开采与煤层气抽采相互关系，提出了适用于大倾角煤层群地质条件下的煤与煤层气耦合协调开发模式，规划区主要是对煤炭开采进行远景规划。
在规划区阶段完成主井、副井、风井等必要的开拓作业的同时，采用地面井进行煤层气抽采作业。
其中，大倾角多重采动卸压下其覆岩破坏具有明显非对称性，而垂直井对此种地质条件具有较好的适应性，故规划区地面井采用直井。
规划区地面井的井底施工至煤层顶板或煤层底板位置处。
在规划区进行地面井煤层气抽采作业，采用地面井进行采前预抽，通过5~10年甚至更长时间的排水降压预抽煤层气，达到有效开采煤层气，同时大幅度降低该区域煤层的煤层气含量，提高井下生产安全的目的。
在准备区阶段，采用地面与井下联合抽采工艺进行煤层气抽采作业。
煤层气地面工程现状及技术应用
１ ０ ０ ０ ０ ０ ｍ ／ ｄ 。
为主要成分 、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分
游离于煤孔隙中或溶解于煤层水 中的烃类气体 ，主
１ 煤层气及特点
煤 层气俗 称 “ 瓦斯 ” ，是赋 存 在 煤 层 中 以 甲烷
采采 用排 水采 气工 艺 ，油管排 水 ，套管 采气 。直 井
平均单井产气量为 １ ５ ０ ０～ ２ ０ ０ ０ ｍ 。 ／ ｄ ，最高单井产
量达 ６ ０ ０ ０ ｍ ／ ｄ ；多 枝 水 平 井 产 量 为 ２ ０ ０ ０ ０～
关键 词 ：煤层 气田 特点 工程标 准 技术应用
Ｔ ｈ ｅ Ｓ ｔ ａ ｔ ｕ ｓ ｏ ｆ Ｃｏ ａ ｌ ｂ ｅ ｄ Ｍｅ ｔ ｈ ａ ｎ ｅ Ｓ ｕ ｒ ｆ ａ ｃ ｅ Ｅ ｎ ｇ ｉ ｎ ｅ ｅ ｒ ｉ ｎ ｇ ａ ｎ ｄ Ａｐ ｐ ｌ ｉ ｃ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ Ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｉ ｅ ｓ
第１ ０卷 第 ２期
２ ０ １ ３年 ４月
中国煤层气
ＣＨＩ ＮＡ ＣＯＡＬＢＥＤ ＭＥＴＨＡＮＥ
Ｖｏ １ ． １ ０ Ｎｏ ． ２ Ａｐ ｉｌ ｒ ． ２ ０１ ３
中国煤层气发展现状及建议
中国煤层气发展现状及建议一、煤层气储量煤层气是煤层本身自生自储式的非常规天然气，世界上有74个国家蕴藏着煤层气资源，全球埋深浅于2000米的煤层气资源约为240万亿立方米，是常规天然气探明储量的2倍多，世界主要产煤国都十分重视开发煤层气。
中国煤层气资源量达36.8万亿立方米，居世界第三位。
中国煤层气可采资源量约10万亿立方米，2019年累计探明煤层气地质储量2865.4亿立方米，同比增长5.91%。
全国95%的煤层气资源分布在晋陕内蒙古、新疆、冀豫皖和云贵川渝等四个含气区。
二、煤层气产量经过多年的发展，我国煤层气勘探开发已经取得了一定成果，煤层气产量不断增长，据统计，2020年中国规模以上企业煤层气产量为102.3亿立方米，同比增长15.2%，截至到2021年4月中国规模以上企业煤层气产量为33.5亿立方米。
从各省市规模以上企业煤层气产量来看，山西是煤层气主要富集区，据统计，2020年山西省规模以上企业煤层气产量为77亿立方米，占整个中国产量的75.3%，远超其他省市。
三、地面煤气层产量2007年国家出台一系列煤层气产业扶持政策以来，沁水盆地的潘河、潘庄、成庄、樊庄、郑庄和鄂尔多斯盆地东缘保德等项目建设投产，沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业基地初步建成。
我国地面煤层气开发从无到有，2005年实现零的突破，2019年全国地面煤层气开发产量为54.63亿立方米。
中国煤层气开发行业市场集中度较高，整个行业基本被中石油、中海油、晋煤集团和中石化垄断。
根据统计显示，2019年中石油地面煤层气开发量占整个地面煤层气开发量的35%，中海油占32%，晋煤集团占25%，中石化占6%，四个企业地面煤层气开发量占整个中国地面煤层气开发量的98%。
四、煤层气产业发展的对策和建议1、落实完善扶持政策一是研究制定鼓励甲烷浓度大于30%的煤矿瓦斯抽采利用政策（包括提浓至30%以上），对提高煤矿瓦斯抽采浓度的煤矿企业在财政补贴、税收减免、抽采利用工程建设等方面给予政策倾斜，调动煤矿企业在提高瓦斯抽采浓度的积极性。
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国内煤层气地面集输系统现状及简析薛 岗 许 茜 王红霞 王遇冬 刘子兵(西安长庆科技工程有限责任公司,陕西 710021)摘 要:本文通过对山西沁水盆地樊庄区块、郑庄区块、潘河和潘庄区块,韩城鄂东煤层气田、柳林煤层气田及山西宁武盆地煤层气田地面集输工艺和韩渭西、临县-柳林-临汾煤层气管道的分析说明,总结了我国煤层气田开发的部分经验,同时提出了具体的措施和建议,希望能对今后煤层气工程的建设提供一定的借鉴。
关键词:煤层气 集输 沁水盆地 低压集气 单井串接Current Situation and Analysis on CB M Surface Gathering andTransportation System in ChinaXue Gang,Xu Qian,Wang Hongxia,Wang Yudong,Liu Zibing (Xi an C hangqing Technology Engineering Co ,Ltd ,Shaanxi 710021)Abstract:On the basis of analyzing the surface gathering and transportation process at Fangzhuang block,Zhengzhuang bloc k,Panhe and Panzhuang block in Shanxi Qinshui Basin,E dong and CB M field in Hancheng,Liulin CB M field,and Ning wu Basin CB M field in Shanxi,as well as the illustration of the Hancheng -Weinan -Xi an CB M pipeline and Linxian -Liulin -Linfen CB M pipeline,the paper summarizes part of the experience c oncerning the development of CB M field in China,and proposes concrete measures and sugges -tions which may provide reference for the construc tion of CB M surface gathering and transportation system in the future.Keywords:CB M;surface gathering and transportation;Qinshui Basin;low pressure gas gathering;single -well series connection自2005年以来,国内煤层气田特别是山西沁水盆地煤层气田开发建设速度明显加快。
2009年11月,我国首个数字化规模化的煤层气田示范工程在沁水建成投产,商品煤层气源源不断地输入国家西气东输一线管道,实现了我国第一个煤层气田的规模化商业运营。
这是我国煤层气田勘探开发史上里程碑式的示范工程,也是我国非常规油气资源开发建设的典型代表。
目前,中石油郑庄区块9 108m 3/a 产能即将建成,同时在建的煤层气田建设项目还有鄂东煤层气田韩城区块、柳林煤层气田、宁武盆地煤层气田工程,及韩渭西(韩城-渭南-西安)和临县-柳林-临汾煤层气长输管道等项目。
与此同时,国内其他各煤层气田的开发建设也分别形成了具有自身作者简介 薛岗,男,工程师,2002年毕业于西南石油大学油气储运专业,现任职于西安长庆科技工程有限责任公司天然气设计部,从事天然气和煤层气工程设计和研究工作。
第8卷第5期 中国煤层气 Vol 8No 52011年10月 CHINA COALBED METHANE October 2011特点的煤层气集输工艺,如串接集气、分散增压和集中处理等,下面以中石油樊庄和郑庄区块煤层气田为重点,同时结合国内其他典型煤层气田开发建设实践,简要介绍其集输系统。
1 我国典型煤层气田集输系统1 1 中石油沁水盆地樊庄及郑庄区块煤层气集输系统(1)集输系统构成目前,樊庄区块6 108m 3/a 产能的集气系统及30 108m 3/a 中央处理厂(一期10 108m 3/a,体积计量标准为:20 ,101 325kPa,下同)已经建成投产,实现了年产煤层气6 108m 3。
该区块共建直井522口,水平井48口,集气站6座,采气管线332km,集气管线43 5km 。
郑庄区块共在建集气站5座,集气管线46 64km,采气管线410 88km,计划2012年全部建成投产。
两个区块具体建设示意图见图1,图2。
图1樊庄区块煤层气集输系统示意图图2 郑庄区块煤层气集输系统示意图(2)主体工艺技术两个区块集输系统总流程为:通过排水采气采出的低压煤层气,经井间串接汇集到采气干管进入集气站,在集气站经过分离、增压、计量后进入集气支线,各支线最后通过集气干线进入中央处理厂,经二次增压和集中脱水满足外输压力(5 7MPa)和水露点(夏季5 /冬季-15 )要求后进入西气东输一线沁水压气站,详见图3。
总体工艺流程可以概括为 排水采气、井口简易计量、串接与阀组相结合,低压集气、站场二级分离、两地增压、集中处理 。
经近两年在沁水盆地的应用,认为该技术管理方便、施工快捷、流程合理、运行平稳、安全可靠、环境保护措施得当,并且已获得国家实用新型专利3项。
(3)集气站工艺流程集气站采用 采气干管来气 分离器(过滤分离) 压缩机(增压) 二次分离(过滤分离) 外输 的工艺流程,详见图3。
图3 集气站典型集气工艺流程示意图(4)中央处理厂工艺流程山西沁水盆地煤层气中央处理厂又称为中石油山西煤层气处理中心。
设计总处理规模30 108m 3/a 。
2009年一期工程建成的规模为10 108m 3/a,目前正在进行二期工程建设。
主要设备有:增压装置用的电驱往复式压缩机组4台(电机功率为4800kW 和1600kW 各两台,单机排量分别为150104m 3/d 和50 104m 3/d 。
其中,4800kW 电动机驱动的煤层气往复式压缩机组是亚洲最大功率的煤层气往复式压缩机);三甘醇脱水装置2套(单套处理规模150 104m 3/d)及相应的公用和配套系统。
厂内采用先增压后脱水的主体工艺流程。
各区块集气干线来气首先进入集配气系统清管接收,再进入过滤分离系统进行气液分离,然后进入增压装置,将压力由1 0MPa (绝压,下同)增压至6 0MPa 后进入三甘醇脱水装置脱水,以确保外输气的水露点,最后经计量后输往西气东输一线管道。
1 2 潘庄煤层气田集输系统山西晋城潘庄煤层气项目位于山西省晋城市西北约80km 处,地面集输系统主要包括采气井场、集气管网、集气站和集中处理增压站4个部分。
整个项目设集气站8座,每座集气站处理能力为4 0 104m 3/d;集中处理增压站1座,设计处理能力41第5期 国内煤层气地面集输系统现状及简析为30 104m 3/d 。
主体工艺流程为:井场(初步分离、计量)、采气管网、集气站(二次分离、调压、计量、一级增压)、集气支线、集气干线、集中处理增压站(脱水、处理、调压、计量、二级增压)、外输管道。
压力级制:集气站前管网操作压力为0 1~0 3MPa,集气站至集中处理增压站管网操作压力为0 9~1 2MPa (一级增压),集中处理增压站后管网操作压力为6 0~7 0MPa (二级增压)。
集气站:一般情况下,集气站只设置1台分离器,煤层气经采气干管直接进入分离器分离。
若采气干管分高、低压分别进站,则站内设高、低压分离器各1台。
低压采气干管煤层气进入低压分离器分离,高压采气干管煤层气进人高压分离器分离并调压后与低压煤层气汇合进入集气汇管,再经压缩机增压(一级增压,电动螺杆压缩机组)、计量后去集气支干线。
集气站工艺流程见图4。
图4 潘庄集气站工艺流程框图集中处理增压站:集中处理增压站的功能主要是将来自集气站的煤层气进行分离、处理后分为两路:一路去已建的C NG 站;另一路进行增压、脱水和计量后进入外输管道。
集中处理增压站工艺流程见图5。
图5 潘庄集中处理站工艺流程框图1 3 鄂东煤层气田韩城区块煤层气集输系统鄂东煤层气田韩城区块煤层气位于陕西韩城板桥乡和薛峰乡,距韩城10km 。
规划产能建设规模5108m 3/a,水平井产能为17000m 3/d,直井产能为2500m 3/d;正在建设的有集气站1座,采气管线209 5km,集气联络线5 06km,中央处理厂1座。
集输系统采用 单井计量、多井串接、二地增压、集中处理 的主体工艺流程,见图6。
图6 韩城煤层气集输系统工艺流程框图中央处理厂处理能力为10 108m 3/a,远期预留规模为10 108m 3/a,采用与山西沁水盆地煤层气中央处理厂相同的集输工艺,即先增压后脱水的主体工艺流程。
全厂共设往复式压缩机组5套,其中50 104m 3/d 两台,100 104m 3/d 3台;三甘醇脱水装置2套(100 104m 3/d 、200 104m 3/d 装置各1套)。
2 国内典型煤层气长输管道系统2 1 西气东输一线沁水煤层气管道该工程是我国开工建设的首条煤层气输气管道,管道地处山西沁水县境内,管道起点为山西沁水煤层气中央处理厂(端氏首站),终点为沁水压气站(沁水末站),与西气东输一线管道相接。
线路全长35km,钢管采用 610mm 8 8mm 65材质的螺旋缝埋弧焊钢管,干线设计压力6 3MPa 。
管道外防腐均采用聚乙烯三层结构防腐层。
2 2 陕西韩渭西煤层气管道工程韩渭西(韩城-渭南-西安)煤层气管道起点为陕西韩城首站,终点为西安高陵的西安末站,工程分为两期建设。
其中,一期建设1条干线和2条支线。
干线管道全长191 6km,管径为 559mm,设计压力4 0MPa 。
临渭潼(临潼 渭南 潼关)支线,起点位于干线管道的大荔分输站,管道全长42中国煤层气第5期96km,管径 273mm,设计压力1 6MPa。
蒲白(蒲城 白水)支线,起点位于管道干线的卤阳湖分输站,终点为白水末站,管道全长48km,管径 219 1mm,设计压力1 6MPa。
一期工程设计输量为14 6 108m3/a,其中蒲白支线设计输量为1 0 108m3/a,临渭潼支线为1 4 108m3/a;二期工程设计输量为19 5 108m3/ a。
2 3 山西林县-柳林-临汾煤层气管道工程管道位于山西省吕梁市和临汾市境内,初期接收陕京三线管道天然气,为下游用户供应天然气,伴随吕梁和临汾境内煤层气的开发,管道将用于输送煤层气。