国内外煤层气集输工艺技术现状
煤层气开发现状综述及煤储层应力敏感性探讨
中联煤 亚美大陆 蓝焰煤层气公司
443 12 700余口
28.2 0.76 44.5
中石化 中煤地质总局
－11 －
6 25
0.38 1.59
国内煤层气多分支井钻井情况（共计24口井）
井号 WuM1-1 樊平1－1井 DNP01、02、03、05、 06、07，共计6口井 PZP01、02、03， 共计3组两羽状多分 支井组 DS01-1 DS01-2 PHH-001 PHH-002 FCC-01H FCC-02H FCC-03H 晋平2-2，2-4 JP-1 区块 宁武盆地 樊庄区块 大宁煤矿 潘庄区块 业主 中国石油 中国石油 亚美大陆煤炭有限公司 亚美大陆煤炭有限公司 作业者 奥瑞安能源公司 奥瑞安能源公司 奥瑞安能源公司 奥瑞安能源公司
端氏区块 端氏区块 潘河区块 潘河区块 寿阳区块 寿阳区块 寿阳区块 樊庄区块 鄂尔多斯盆地
中联煤层气公司 中联煤层气公司 中联煤层气公司 中联煤层气公司 中联煤层气公司 中联煤层气公司 中联煤层气公司 中国石油 中国石油
奥瑞安能源公司 奥瑞安能源公司 山东煤田地质局 山东煤田地质局 远东能源公司 远东能源公司 远东能源公司 CDX公司 Weatherford公司
3）澳大利亚煤层气开发现状 早在1976年澳大利亚就开始开采煤层气，主要在昆士兰的 鲍恩盆地。 1987—1988年期间开始地面钻井方法在煤层中采煤层气。 但直到目前为止，澳大利亚的煤层气产量还是以矿井煤层 气抽放为主。生产的煤层气主要供给建在井口的煤层气发电 站。
－9 －
4）中国煤层气开发现状
－3 －
2、煤层气开发的主要形式
(A)地面直井、丛式井或多分支井开采；(B)废弃矿井抽放；(C)煤矿井下本层抽放；
国内外煤层气资源开发利用现状
国内外煤层气资源开发利用现状煤层气又称煤层甲烷或煤层瓦斯，是煤层在其形成演化过程中经生物化学和热解作用所生成，并储集在煤层中的天然气。
目前，世界上开展煤层气勘探开发的主要有美国、加拿大、澳大利亚、俄罗斯、印度和中国等国家，其中美国已在圣胡安、黑勇士、北阿帕拉契亚、粉河等多个盆地进行了大规模的开发，并已在美国天然气供应中发挥重要作用。
加拿大也已形成商业煤层气产能，且煤层气生产规模仍在扩大。
在北美，煤层气与致密气、页岩气一起已经成为实现天然气储量接替的三类重要的非常规资源之一。
剑桥能源预测，在北美以外的地区，以上三类非常规气将在十年后形成大规模开发，因此，可以预见，煤层气将在世界范围内迎来一个全新的发展阶段。
一、煤层气的资源现状1、世界煤层气资源分布世界煤层气资源储量为256.3万亿m3，约为常规天然气资源量的50%，主要分布在北美、前苏联和中国等煤炭资源大国，其中俄、美、中、加、澳五国合计占90%（表1）。
但是，由于各国研究程度不一，煤层气资源量的准确性有很大差别。
，表1 世界主要国家煤层气资源储量数据来源：1. CMM Global Overview，2006.7；2.根据美国环保局报告，2002；3.其他文献据不完全统计（表1），世界煤层气资源主要分布在北美洲、俄罗斯/中亚和亚太地区。
其中北美地区占35％，俄罗斯/中亚32％，亚太21％，欧洲10％，非洲2％。
目前许多国家都开展了煤层气的开发利用研究工作，除美、加两国以外，20个国家已钻探了煤层气探井以开展研究（表2）。
但是商业煤层气开发目前主要在美国、加拿大、澳大利亚等三国，中国、印度、波兰、英国等国家正在积极推进之中。
*数据截至2008年的钻井统计数据来源：IHS勘探开发数据库（2009年3月）2.我国煤层气资源状况（1）我国煤层气资源量大，主要分布在东西中南四大地区我国煤层气资源丰富，继俄罗斯和加拿大之后居世界第三位。
据最新一轮全国油气资源评价结果显示，我国45个聚煤盆地埋深2000米以内煤层气地质资源量为36.8万亿m3（图1），其中1500米以内煤层气可采资源量为10.9万亿m3。
浅析国内外煤层气资源开发利用现状
浅析国内外煤层气资源开发利用现状摘要：世界上煤层气资源丰富，煤层气虽然对人类有害，但是属于一种清洁资源。
美国、加拿大等发达国家通过有效的政策法规和资金手段，大力支持煤层气开发利用。
煤层气已成为西方发达国家能源的重要组成部分。
我国从20世纪70年代开始，开发利用煤层气，在借鉴国外经验的基础上，结合我国实际，取得了一定的成绩。
本文介绍了国内外煤层气储量，分析了煤层气作为新能源的优势。
同时，介绍了世界上煤层气的主要开采方法，并对煤层气的开发前景进行了展望。
关键词：煤层气；开发；能源；国内外现状前言煤层气是一种洁净、储量巨大的非常规天然气资源。
煤层气，也称瓦斯，指的是一种煤矿的伴生资源，是一种非常规的新型能源。
加强煤层气资源的开发利用，将大大减少我国对石油的依赖。
煤层气的开发利用不仅可以保证煤矿的安全生产，而且可以增加清洁能源的供给，从而减少温室气体排放和环境污染。
近年来，国家开始重视煤层气的开发利用，煤层气储量和产量稳步增加。
但我国煤层气开发利用还存在一些问题，主要表现在煤层气开采量小、利用率低、开采成本高、开采技术落后等问题。
通过了解煤层气开发利用现状，客观分析煤层气开发利用中存在的问题，增加清洁能源供应，具有重要意义。
1、煤层气概述1.1 煤层气的概念煤层气是一种非常规的天然气，主要被煤层吸收。
与常规天然气相比，煤层气主要由95%以上的甲烷组成，剩下的5%的通常是二氧化碳或氮气。
而天然气的成分主要是甲烷，其他成分差别较大。
煤层气也是一种优质的能源和化工原料，可以混合使用。
地下煤层气可直接用作燃料，无需电厂净化或浓缩。
煤层气是近20年发展起来的一种新型清洁能源，广泛应用于电力生产。
合理利用煤层气可以缓解当前能源短缺，改善能源结构。
减少温室气体排放，提高煤矿安全生产水平，促进相关产业发展。
1.2煤层气的优点天然气中通常含有大量的碳二重烃，易产生无机杂质，煤层气则恰恰相反。
煤层气主要赋存于煤层中，煤层处于聚合物吸附状态，天然气主要赋存于砂岩或灰岩中。
国内外煤层气资源开发利用现状介绍
国内外煤层气资源开发利用现状介绍煤层气开发利用概述煤层气是指在煤矿井下、煤层骨架或煤本身中积聚的天然气。
随着煤炭资源的逐渐枯竭和环境保护要求的提高，煤层气的开发利用具有重要的意义。
使用煤层气可以替代传统的燃煤发电，降低大气污染的程度。
随着我国煤层气资源勘探技术的日益成熟，煤层气行业发展迅速，煤层气已成为我国天然气开发的重要组成部分。
目前，全国已形成了包括华北、华中、华东、华南、西南五大煤层气开发区域。
国内煤层气资源开发利用现状目前，我国煤层气产量逐年增加，煤层气的开发已成为国内的重要能源补充。
根据中国地质调查局的统计，截至2019年底，我国已形成开采规模的煤层气区块总数达到46个，累计探明的煤层气地质储量超过3.5万亿立方米。
其中，陕北、山西和山东等煤田是我国煤层气开采的主要地区。
此外，我国的煤层气开发也在西北、东北、华东、华南等地建设。
在煤层气开发利用技术方面，我国的多项创新取得了重大突破。
目前，煤层气开发技术已经趋于成熟，但是在开采难度大、工程量大、成本高的煤层气井方面还存在一定难度。
同时，煤层气开发利用面临着地质、环保、经济等多种综合因素的影响，需要不断地加强技术改造和创新，提高资源利用效率和环保水平。
国外煤层气资源开发利用现状相比较我国煤层气开发利用的发展，国外的煤层气利用技术和产业市场更为成熟。
美国、澳大利亚、加拿大等国家和地区已在煤层气领域拥有了雄厚的技术实力和产业经验。
以美国为例，其煤层气产量占全球煤层气产量的90%以上，是世界上最大的天然气生产国之一。
美国的煤层气产业拥有完整的产业链，包括煤层气勘探、开发、生产、储存、运输和销售等环节。
此外，该国在煤层气井设计、施工、生产等方面，也积累了丰富的经验和先进技术。
澳大利亚则在煤层气开发技术和投资管理等方面也占有领先地位。
煤层气利用的发展趋势总体来看，今后煤层气开发利用市场巨大，但技术创新和质量控制是保证煤层气持续健康发展的关键。
未来，煤层气的发展将朝着更加环保、低碳、高效的方向进行，加强对环保的要求，加快技术进步，优化资源配置和结构，最大化地实现资源的合理开发利用。
煤层气开发技术现状与发展趋势
sazhang@
地面开发技术发展现状
钻井技术：—— 直井钻井技术
针对煤储层及其煤系低压、低渗、吸附性强等 特征，通过敏感性分析和储层保护技术研究，形成 了以空气钻井为核心的直井钻井技术。
车载顶驱空气钻机：T685
煤层气地面开发技术发展现状
1
地面开发技术发展现状
钻井技术：—— 多分支水平井钻井技术
4
地面开发技术发展趋势
中阶煤：
探索适宜于中阶煤的钻、压、采技术
地面开发技术发展趋势
中阶煤：
探索适宜于中阶煤的钻、压、采技术
(1) 弱含水中阶煤煤层气开发技术 水平井钻采技术 雾化空气钻井技术 气体泡沫压裂技术 泡沫排水采气技术
(2) 高产水中阶煤煤层气开发技术 多分支水平井/U型井钻采技术 水平井分段顶规模压裂技术 电潜泵/电潜螺杆泵排采技术
6
地面开发技术发展趋势
煤层气井钻井易出现的伤害：
固相颗粒的堵塞伤害：钻井液固相颗粒及岩屑、煤屑堵塞 煤层天然裂缝以及孔隙所造成的煤 储层伤害； 钻井液的添加剂伤害： 钻井液所致水敏伤害： 钻井液所致水锁伤害：
地面开发技术发展趋势
钻井液： —— 发展目标
最大限度保护煤储层不受伤害 确保井壁稳定以实现安全钻进 便于实现低成本高效快速钻井
地面开发技术发展趋势
水平井压裂技术发展方向：
清洁压裂液
（斯伦贝谢的ClearFrac技术：粘弹性表面活性剂（VES）作为 “稠化剂”在盐水中配置的压裂液）
地面开发技术发展趋势
排采技术发展趋势(四大趋势)：
智能化管控排采技术 控压控粉 循环回冲煤粉解堵排采技术 防煤粉高效排采泵 排采-集输一体化生产制度
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。
我国煤层气产业技术现状与发展方向
我国煤层气产业技术现状与发展方向煤层气作为一种重要的能源，在我国能源结构中的地位日益凸显。
近年来，随着国家对清洁能源的大力推广和应用，煤层气产业得到了快速发展。
然而，与发达国家相比，我国煤层气产业在技术方面还存在一定的差距。
本文将从我国煤层气产业技术现状和发展方向两个方面进行探讨。
一、我国煤层气产业技术现状目前，我国煤层气产业在技术方面已经取得了一定的进展。
在勘探方面，通过引进国外先进技术和设备，我国已经初步形成了适合我国煤层气地质特点的勘探技术体系。
在开采方面，我国已经成功研发了多种煤层气开采技术，如水平井、定向井、多分支井等，有效提高了煤层气的开采效率。
然而，与发达国家相比，我国煤层气产业在技术方面还存在以下问题：一是技术研发水平不够高，缺乏核心技术和自主创新能力；二是技术装备水平相对较低，部分关键设备仍需进口；三是技术人员素质和技术管理水平有待提高。
二、我国煤层气产业技术发展方向针对以上问题，我国煤层气产业技术发展方向应该着重从以下几个方面进行：加强技术研发和创新。
加大科研投入，加强产学研合作，推动煤层气产业技术创新和成果转化，提高核心技术和自主创新能力。
提升技术装备水平。
加强与国际先进企业的合作，引进和消化吸收国外先进技术和装备，提高我国煤层气产业技术装备水平。
加强人才培养和管理。
加强煤层气产业技术人才的培养和管理，提高技术人员的素质和技术管理水平，为煤层气产业的可持续发展提供人才保障。
推动产业升级和转型。
以市场需求为导向，推动煤层气产业升级和转型，发展高端、高效、环保的煤层气产业，提高我国煤层气产业的整体竞争力。
综上所述，我国煤层气产业在技术方面还存在一定的差距，需要加强技术研发和创新，提升技术装备水平，加强人才培养和管理，推动产业升级和转型。
只有这样，才能推动我国煤层气产业的可持续发展，为我国的能源安全和经济发展做出更大的贡献。
国内外煤层气开发利用状况简介
国内外煤层气开发利用状况及其技术水平简介摘要：本文介绍了国内外煤层气资源的利用现状，国外的主要介绍了美国、加拿大和澳大利亚以及俄罗斯的煤层气资源的分布、储量以及开发现状,并对其勘探开发理论和开发技术进行了介绍和分析。
之后对国内的煤层气资源分布和分类进行了简要的介绍，简述了我国煤层气开发所取得的进展和遇到的问题。
最后依据国外的开发经验给我国的煤层气开发提出一些建议。
关键字：煤层气国内外开发利用现状开采技术启示0 引言煤层气,又名瓦斯，是一种在煤层生成，主要以吸附状态储集于煤层，成分以甲烷为主的天然气.在20世纪80年代之前，煤层气只是被人们认为是一种对煤矿安全生产具有严重威胁的气体.然而近年来，随着世界能源局势持续紧张，人们已经认识到煤层气是一种新的非常规能源,具有热值高、污染少、安全性高的特点,完全可以成为石油和天然气等常规能源的重要补充。
所以在此之后，世界上一些主要产煤国家纷纷涉足这一领域,在勘探开发理论与开采应用技术方面进行了大量的研究与试验工作,取得了突出的成就，使这一产业得到快速发展。
如今，煤层气已经成为能源家族中的一位新的成员。
1 世界煤层气资源分布根据国际能源署（IEA）的统计资料和我国煤层气资源评价结果，全球煤层气资源量可能超过260 × 1012m3，90%分布在12个主要产煤国，其中俄罗斯、加拿大、中国、美国和澳大利亚的煤层气资源量均超过10 × 1012m3。
2 国外煤层气开发利用现状美国、加拿大和澳大利亚等国煤层气勘探开发比较活跃，其中美国是世界上煤层气商业化开发最为成功、产量最高的国家。
2。
1 美国美国煤层气总资源量21万亿m3。
全美含煤盆地大约有17个,已有13个进行了资源评价.按照地质理论，这13个盆地可分为东部大盆地和西部大盆地两类。
西部大盆地拥有美国煤层气资源的70%以上。
东部大盆地的煤层气主要分布在上石炭统宾夕法尼亚系的多层薄煤层中,煤层稳定,埋藏较浅，以高挥发分烟煤为主，煤层呈常压或低压状态，煤层气含量和煤层渗透率均较高，以黑劳士盆地为代表;西部大盆地的煤层气主要分布在白垩系——早第三系煤层中，煤层厚度较大，但变化大，煤阶较低，埋深几百至三千米以上，煤层气含量较高，煤层渗透率高，煤层压力从低压到超压，以圣胡安盆地为代表（李鸿业，1995）。
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国内外煤层气集输工艺技术现状檀国荣;杜庆贵;刘聪【摘要】综述了国内外煤层气地面集输与处理工艺现状.目前,煤层气集气系统主要采用一级布站和二级布站方式.一级布站工艺流程适合单井产量较高、集气半径较短的煤层气田.二级布站工艺流程适合单井产量较低、集气半径较长的煤层气田.国内外煤层气脱水均采用三甘醇脱水工艺.采出水处理方式以地面排放和自然蒸发为主.%The present situation of CBM gathering,transportation and treatment at home and abroad is reviewed.At present,the CBM gathering system mainly uses the one stage mode and the two stages mode.The one stage mode is suitable for the CBM field with high single well production and short gas gathering radius.The two stages mode is suitable for the CBM with low single well production and long gas gathering radius.Dehydration of coalbed methane both at home and abroad adopts triethylene glycol dehydration process.The ground discharge and natural evaporation are the main treatment methods for produced water.【期刊名称】《化学工程师》【年(卷),期】2018(000)003【总页数】4页(P49-52)【关键词】煤层气;地面工程;集输工艺;处理工艺;污水处理【作者】檀国荣;杜庆贵;刘聪【作者单位】中海油研究总院,北京 100028;中海油研究总院,北京 100028;中海油研究总院,北京 100028【正文语种】中文【中图分类】TD5煤层气是赋存在煤层及煤系地层的烃类气体，是一种优质清洁能源。
我国的煤层气储量丰富，居世界第三位。
加快煤层气开发利用，对保障煤矿安全生产、增加清洁能源供应、减少温室气体排放具有重要意义。
“十二五”期间，煤层气地面开发利用步伐加快，2015年，煤层气产量44亿m3、利用量38亿m3，分别比2010年增长193.3%、216.7%[1]。
“十三五”时期，是煤层气产业发展的重要战略机遇期，机遇和挑战并存。
煤层气与常规天然气组分大体相同，热值相当，用途相同。
煤层气主要由95%以上的甲烷组成，另外5%主要是CO2和N2；天然气成分主要是甲烷，一般还含有乙烷、丙烷、丁烷及戊烷以上的烃类及非烃类组分。
我国已开发煤层气田除在马必区块检测出微量硫化物以外，其他区块均未检出硫化物。
两种气体均是优质能源和化工原料，可以混输混用，两者具有互换性。
煤层气与常规天然气的异同见表1。
1 煤层气的特点（表1）表1 煤层气与常规天然气的异同Tab.1 Similarities and differences between coalbed methane and conventional natural gas项目常规天然气煤层气气藏类型局部圈闭承压水封堵气藏、构造气藏、岩性气藏储存方式游离态为主吸附态为主组成以甲烷为主，C2～C4烃类含量较高 95%以上是甲烷，C2～C4烃类含量较低储层压力中压或高压低压产出机理气体在自然压力下向井筒渗流，井口压力大排水降压，低压解吸，在微孔中扩散，经裂隙渗流到井筒井口工艺注入抑制剂，防止生成水合物分离游离水后去集气站，增压后去处理厂用途二者相同，均是优质、高效和洁净的能源和化工原料，可混输。
2 煤层气地面集输工艺概述煤层气集输与处理过程和天然气类似，只是集气系统压力通常低于天然气，煤层气田的产量通常低于天然气田。
煤层气相对纯净，处理环节简单，其中过滤和增压是最主要的工艺环节。
目前，煤层气集气系统大多采用二级布站方式，即井场的煤层气先后进入集气站和处理厂，两级增压、两次脱水。
常见煤层气集输二级布站流程见图1。
图1 典型煤层气集输与处理流程图Fig.1 Flow chartof typical CBM gathering and transportationand treatment3 国外煤层气地面工程现状目前，国外煤层气开发已形成规模化的国家主要有美国、加拿大和澳大利亚等国。
美国是世界上煤层气开发最早和最成功的国家，大部分煤层气是黑勇士盆地和圣胡安盆地所生产。
美国整装开发的煤层气田大都采用中心压缩系统，即中心站一级处理。
3.1 国外煤层气集气与处理工艺技术3.1.1 美国圣胡安盆地煤层气田（1）井场工艺井口同时采出煤层气和水，通过气液分离后，煤层气和水分别通过管线输送至处理站。
在山区，采气管线沿线低点设置线路分水器，收集液态水。
每个井场都装备有分离器、水处理设施和计量设施。
产出的流体通过管线从井口输送至立式分离器。
工艺流程见图2。
图2 圣胡安盆地煤层气田井场工艺流程图Fig.2 Process chartofwell site of CBM field in SanJuan Basin（2）煤层气处理工艺圣胡安盆地煤层气田采用集中增压工艺，利用井口压力能力，将煤层气集中增压处理后外输，这种集输工艺在其他一些气田中得到成功应用。
每个处理站至少要安装2台煤层气发动机驱动的橇装式往复式压缩机，采用3级压缩的工艺。
脱水装置采用注三甘醇工艺，吸收塔采用板式塔[2，3]。
工艺流程见图3。
图3 圣胡安盆地集气站工艺示意图Fig.3 Schematic diagram of gas gathering station in SanJuan Basin3.1.2 澳大利亚煤层气田位于澳大利亚昆士兰州东北部的 Surat盆地 Daandine、Kogan North、Stratheden和TiptonWest等4个煤层气田和Bowen盆地Moranbah煤层气田分别开发于2006年和2003年。
这5个煤层气田均位于地势开阔平坦的草原牧场、丛林和农田之中。
Surat盆地Daandine等4个煤层气田区块相对集中，采用了一级布站方式，即，井场单井串接后，煤层气直接进中心处理厂，经增压脱水后外输至下游用户。
一级布站工艺流程适合单井产量高、集气半径短的煤层气田。
Bowen盆地Moranbah煤层气田地理形状为42.5km×20km的长条形，采用二级布站方式，即，煤层气经过集气站和中心处理厂，两级增压脱水后外输至下游用户。
二级布站工艺流程适合单井产量较低、采气管道长、需在集气站增压的煤层气田。
Surat盆地和Bowen盆地煤层气田的中心处理厂均采用三甘醇脱水工艺。
3.2 国外煤层气采出水处理工艺技术在煤层气排水采气过程中，初期产水量很大，随着开采过程的延续，产气量增大，产水量降低。
煤层气采出水与油田采出水、化工污水有很大不同，其不含烃类、苯酚，不含酸，含盐较高，与煤矿抽排水无本质不同。
目前，采出水处理工艺有蒸发池蒸发、地面排放、再利用以及深井注入等4种方法。
这4种方法技术上都是可行的，但都有其局限性。
（1）地面蒸发法利用地面蒸发池处理采出水，尤其适用于水质很差的采出水。
在澳大利亚，Surat和Bowen盆地煤层气田建有多个用土围成的圆形或长方形的采出水收集大池，采用聚乙烯防渗膜作为防水材料。
美国圣胡安盆地的一部分采出水用此方法处理。
蒸发池法占地面积比较大，对地形有较高要求，且其蒸发率受季节影响。
因此，近年国外已不推荐使用此法。
（2）地面排放法排入地面水体，这种方法适合于矿化度较低的采出水。
美国黑勇士盆地的煤层气采出水总矿化度低于2000mg·L-1，有近95%排入地表水体中。
监测资料表明，只要经过必要的处理，采出水的排放对河水质量和生物体没有明显影响。
地面排放法要满足当地排放标准，需增加水处理费用。
但是该方法仍优越于蒸发池。
（3）再利用法处理后用于农业或畜牧业，此方法也只适用于矿化度较低的采出水。
黑勇士盆地的采出水水质均较好，通过管道引到植物区作灌溉、喷洒用水，对植物无影响。
澳大利亚Surat和Bowen盆地煤层气田部分处理站采用RO反渗透处理方法对采出水进行处理，达到合格水质后作为农田浇灌用水或销售给周边厂矿使用。
（4）深井注入法简单处理后回注地下。
这是在蒸发、排放、利用几种方法均行不通时采取的一种选择，适用于矿化度较高的采出水的处理。
在回注地下前，应确保采出水与地层接纳水体的兼容性，以避免地层过早堵塞或对设备造成损害。
美国圣胡安盆地煤层气部分采出水采用回注地下的处理方法。
这种方法所需费用一般是地面排放法的15倍以上[2-5]。
总体上，在国外地面排放和自然蒸发是主要的处理方式，工厂处理有增多的趋势。
4 国内煤层气地面工程现状4.1 国内煤层气集气与处理工艺技术我国煤层气田多处于低山丘陵和黄土高原，大多具有低压、低渗、低产的“三低”特点，和国外的中压、中产煤层气田相比地面集输有很大区别。
目前，在国内已进行商业化开发的煤层气田有沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘等煤层气田。
基本采用“低压集气、二级增压、集中处理”的二级布站工艺模式，处理流程为“井口－采气管网－集气站－处理厂”，与澳大利亚Bowen盆地Moranbah煤层气田大体相同。
4.1.1 沁水盆地樊庄区块目前，山西沁水盆地煤层气田樊庄区块集气站集气规模一般为20×104～50×104m3·d-1。
地面集输工艺采用“井场-采气支线-阀组-采气干线-集气站-中央处理厂-外输(或LNG工厂)”的总流程。
井场来气压力为0.15～0.3MPa，在集气站增压至1.2～1.65MPa，在中央处理厂增压至6.0MPa后进入三甘醇脱水装置脱水 [6-9]。
樊庄区块工程地面集输流程见图4。
图4 樊庄区块煤层气集输系统示意图Fig.4 Sketchmap of coalbedmethane gathering andtransportation system in Fan Zhuang block4.1.2 鄂东煤层气田韩城区块鄂尔多斯盆地东缘韩城区块是中国石油煤层气公司“十一五”重点开发区块。
根据韩城地区煤层气开发特点采用“单井计量、多井串接、两地增压、集中处理”的地面集输工艺。
单井煤层气靠自身压力输送到集气站，在集气站进行分离、增压、计量，然后输送至中央处理厂进行增压、脱水等处理。