沁南潘河煤層氣田“分片集輸一級增壓”集輸技術(shù)

摘 要

摘要：為加快沁水盆地南部煤層氣開發(fā)進程，針對煤層氣多井、低壓及低產(chǎn)的特點，中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司采用“分片集輸一級增壓”的管網(wǎng)布置方式，對傳統(tǒng)的集輸工藝進行了
摘要：為加快沁水盆地南部煤層氣開發(fā)進程，針對煤層氣多井、低壓及低產(chǎn)的特點，中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司采用“分片集輸一級增壓”的管網(wǎng)布置方式，對傳統(tǒng)的集輸工藝進行了改進優(yōu)化，由1個簡單閥組替代了集氣站作為采氣和集氣的轉(zhuǎn)換環(huán)節(jié)，同時引入GPRS移動無線數(shù)據(jù)傳輸技術(shù)，大大簡化了集輸流程，減少了生產(chǎn)設(shè)施，方便了運行管理，顯著降低了工程投資，為沁水盆地南部煤層氣田全面進入商業(yè)化開發(fā)奠定了堅實的基礎(chǔ)，也為其他地區(qū)的煤層氣開發(fā)利用提供了參考。
關(guān)鍵詞：沁水盆地；南部；潘河煤層氣田；分片集輸一級增壓；地面集輸；示范工程
    中國煤層氣資源十分豐富，全國埋深2000m以淺的煤層氣地質(zhì)資源量為36.81×1012m3，超過了天然氣的地質(zhì)資源量(35×1012m3)；埋深1500m以淺的煤層氣可采資源量為10.87×1012m3，約為天然氣可采資源量的二分之一[1]。截至2009年底，全國探明煤層氣地質(zhì)儲量為1852.4×108m3，其中沁水盆地南部為1317×108m3，占總量的67%[2]。中國石油天然氣股份公司已于2008年在山西沁水盆地樊莊區(qū)塊建設(shè)“十一五”重點項目——山西沁水盆地煤層氣田產(chǎn)能建設(shè)工程。該工程產(chǎn)能建設(shè)規(guī)模(包括樊莊和鄭莊2個區(qū)塊)為15×108m3/a，其中一期樊莊區(qū)塊產(chǎn)能建設(shè)為6×108m3/a，中央處理廠規(guī)模為30×108m3/a(其中一期為10×108m3/a[3]。
   2009年10月，中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司承擔(dān)的“沁南煤層氣開發(fā)利用高技術(shù)產(chǎn)業(yè)化示范工程”成功完成了投產(chǎn)試運行工作[4～5]。項目實施過程中，形成了一系列適合煤層氣行業(yè)開發(fā)的獨特技術(shù)，產(chǎn)能為1×108m3/a的地面集輸系統(tǒng)充分適應(yīng)了煤層氣多井、低壓和低產(chǎn)的特點，實現(xiàn)了煤層氣田開發(fā)的低成本戰(zhàn)略[6]。
1 集輸系統(tǒng)工藝流程
    美國整裝開發(fā)的煤層氣田大都采用中心壓縮系統(tǒng)，即利用井口壓力，通過合適口徑的管道，將天然氣集中到集氣壓縮中心站[7]。而該示范工程地面集輸系統(tǒng)建設(shè)分兩期完成，前期40口井為先導(dǎo)性試驗項目，其集輸工藝流程采用石油天然氣常規(guī)流程，每10口井設(shè)立1個閥組，閥組匯總到集氣站后，在集氣站進行增壓，然后輸送至CNG站加壓銷售。后期110口井的集輸系統(tǒng)由中國石油遼河工程有限公司設(shè)計，在總結(jié)先導(dǎo)性試驗項目經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，根據(jù)煤層氣低壓、低產(chǎn)的特點，對集輸工藝進行了改進優(yōu)化，提出了“分片集輸一級增壓”的管網(wǎng)布置方式，由1個簡單閥組替代了集氣站作為采氣和集氣的轉(zhuǎn)換環(huán)節(jié)，從而大幅度地簡化了工藝流程，技術(shù)上有重大突破。整個地面集輸系統(tǒng)工藝流程主要分為井口工藝、采氣管道、閥組工藝、集氣管道和增壓站工藝。井口套管產(chǎn)出的煤層氣經(jīng)油嘴節(jié)流后，壓力變?yōu)?.1～0.2MPa，隨后進入采氣管道(采氣管道主要采用PE100聚乙烯管道)，各井產(chǎn)氣由采氣管道匯集到集氣閥組進行集中，完成單井計量和閥組總計量，然后通過集氣管道到達(dá)集氣增壓站(集氣增壓站入口壓力約為0.05MPa)，煤層氣在集氣增壓站經(jīng)過簡單過濾分離處理后，增壓外輸，外輸壓力為0.6MPa[5]。其主要工藝流程如圖1所示。
 

    整個集輸系統(tǒng)中，閥組不設(shè)壓縮機，只在集氣增壓站進行增壓，系統(tǒng)中只進行一次增壓，減少了增壓級數(shù)，從而減少了巡檢和管理的工作量，降低了系統(tǒng)能耗，同時也大大降低了工程投資。
1.1 井口工藝流程
    40口先導(dǎo)性試驗項目井的井口流程中，煤層氣從井口套管中產(chǎn)出，然后進入采氣管道，往閥組匯集。采氣管道前裝有安全閥，采氣管道壓力達(dá)到0.4MPa后，安全閥跳起，超壓氣體進入放空管放空，避免系統(tǒng)超壓而產(chǎn)生危險。產(chǎn)出水從油管中產(chǎn)出，首先經(jīng)過氣水分離器進行分離，分離出來的氣體由放空管進行放空，分離后產(chǎn)出水進行流量計量，然后排放到井口污水池。該井口工藝流程如圖2所示。
 

    后期的110口井，在總結(jié)前40口先導(dǎo)性試驗項目井的基礎(chǔ)上，進行了流程優(yōu)化，減少了部分設(shè)備，簡化了流程，取消了氣水分離器、安全閥和壓力變送器，產(chǎn)出水流量計量也由原來的固定式計量改為流動式計量，井口僅有機械式壓力表就地顯示壓力數(shù)據(jù)，所有遠(yuǎn)傳數(shù)據(jù)在閥組進行集中采集并遠(yuǎn)傳。
    在該段流程中，水通過抽油機從油管中抽出，直接排放到井場附近的排污池，自然蒸發(fā)。煤層氣從套管和油管間的環(huán)形空間產(chǎn)出，通過采氣管道，進入煤層氣采集系統(tǒng)，系統(tǒng)壓力為0.2MPa。當(dāng)采氣系統(tǒng)檢修時，打開放空閥，通過放空管把井口里的煤層氣連續(xù)排放到大氣中。該井口工藝流程及如圖3所示。
 

1.2 閥組工藝流程
    40口先導(dǎo)性試驗項目井中，氣體進入閥組后，首先經(jīng)過調(diào)壓閥調(diào)壓，壓力調(diào)整為0.2MPa，單井產(chǎn)氣可利用閥門倒換流程，進行單井產(chǎn)氣輪換計量。所有氣體匯集到生產(chǎn)匯管后進入集氣管道，輸至集氣站。在生產(chǎn)匯管上安裝有安全閥，當(dāng)壓力超過0.4MPa時，安全閥自動跳起。閥組中單井流量數(shù)據(jù)通過光纜傳輸至監(jiān)控中心。該工藝流程如圖4所示。
 

    后期施工井的閥組取消了調(diào)壓閥，井口來的煤層氣到達(dá)集氣閥組后，進入集氣閥組的生產(chǎn)匯管，經(jīng)總計量后直接進入管道，整個集氣系統(tǒng)從井口到增壓站為1個封閉系統(tǒng)，集輸壓力通過系統(tǒng)自動調(diào)整平衡。單井煤層氣計量時，首先進入計量匯管，經(jīng)流量計計量后，再進入生產(chǎn)匯管。每口井的采氣管道在集氣閥組都有放空流程，當(dāng)采氣管道檢修時，打開放空閥，進入放空匯管，經(jīng)放空管放空。生產(chǎn)閥組匯管上設(shè)有安全閥，當(dāng)采、集氣管道壓力達(dá)到0.4MPa時安全閥起跳，將超壓部分氣體排放至放空管。該閥組工藝流程如圖5所示。

1.3 集氣增壓站工藝流程
    40口先導(dǎo)性試驗項目井中，在氣田內(nèi)建設(shè)集氣站，增壓到0.6MPa后經(jīng)過外輸管道輸送到CNG加氣站，通過CNG罐車外銷。由于集氣站建設(shè)在氣田內(nèi)，所以集氣站內(nèi)建設(shè)有1個閥組，氣體進入閥組后，首先調(diào)壓，壓力調(diào)整為0.2MPa，單井產(chǎn)氣可利用閥門倒換流程進行單井輪換計量。集氣站閥組產(chǎn)氣和其他閥組來氣在匯管進行匯合，經(jīng)過過濾分離、總計量和調(diào)壓后進入集氣站壓縮機增壓，壓力增加到0.6MPa后，進入外輸管道，送往CNG站。該集氣站主要流程如圖6所示。
 

   后期110口井增壓站不在氣田內(nèi)部，氣井產(chǎn)出氣體通過集氣管道靠井口壓力輸送到增壓站，從集氣閥組來的煤層氣進入增壓站的進站管道，壓力為0.05MPa，經(jīng)2臺高效旋流立式分離器進行氣、液分離，分離后的煤層氣進入壓縮機進行增壓，增壓至0.7MPa，經(jīng)計量后外輸。
   在分離器的入口管道上設(shè)有緊急關(guān)斷閥和緊急放空閥，當(dāng)出現(xiàn)事故時立即關(guān)閉緊急關(guān)斷閥，同時打開緊急放空閥，使煤層氣進入放空系統(tǒng)。當(dāng)壓縮機的進氣量不能滿足壓縮機進氣要求時，打開壓縮機的旁通閥，使壓縮機的出口煤層氣回流至壓縮機入口，進行流量調(diào)節(jié)。壓縮機組的進口匯管設(shè)有調(diào)壓放空系統(tǒng)，壓縮機事故停機時，導(dǎo)致壓縮機入口壓力增高，通過調(diào)壓放空閥將超壓部分的煤層氣及時放空去放空系統(tǒng)，從而保持其他壓縮機組的正常運行。該增壓站主要工藝流程如圖7所示。
 

    后期110口井的地面集輸工程大膽采用了“分片集輸一級增壓”集輸新工藝，是對傳統(tǒng)集輸工藝技術(shù)的創(chuàng)新，將集氣站改為閥組，大大簡化了工藝流程，省去了傳統(tǒng)流程中集氣計量站中的計量分離器、生產(chǎn)分離器、供水、供電、值班用房等生產(chǎn)及輔助設(shè)施，在減低能耗的同時大大降低了工程投資。該系統(tǒng)投產(chǎn)后運行情況良好。
1.4 采集氣管道管材
    工程設(shè)計階段，對PE100聚乙烯管和無縫鋼管投資情況進行了詳細(xì)的比較，主要比較了公稱直徑50～600mm的PE100聚乙烯管和無縫鋼管的安裝費、建筑費、主材費、預(yù)制費和總造價等。由于穿越工程和水工保護隨現(xiàn)場情況變化較大，在比較過程中未考慮穿越工程和水工保護費用。各規(guī)格PE100聚乙烯管和無縫鋼管的比較數(shù)據(jù)見表1[8]。

    將表1中數(shù)據(jù)繪制成管徑與管線總投資關(guān)系曲線如圖8所示。由圖8可知，當(dāng)采氣、集氣管道的公稱直徑不大于200mm時，采用PE100聚乙烯管道投資低。當(dāng)采氣、集氣管道的公稱直徑大于200mm時，采用鋼制管道投資低。該示范工程施工中采用了PE100聚乙烯管道與鋼管相結(jié)合的方案，采氣管道和部分集氣管道采用了PE100聚乙烯管道，明顯降低了工程管道的投資。
2 數(shù)據(jù)采集和傳輸
    監(jiān)控與數(shù)據(jù)采集(SCADA)系統(tǒng)，由增壓站站控系統(tǒng)、14個閥組遠(yuǎn)程終端單元及增壓站站控系統(tǒng)組成，前期先導(dǎo)性試驗項目40口井的遠(yuǎn)程數(shù)據(jù)傳輸單元(RTU)通過光纜將信號傳輸至相應(yīng)閥組RTU，14個閥組RTU與增壓站站控系統(tǒng)之間的數(shù)據(jù)傳輸方式采用GPRS無線傳輸，是GPRS無線傳輸在煤層氣行業(yè)的首次應(yīng)用，能夠大大降低數(shù)據(jù)傳輸建設(shè)及維護成本。井口閥組的工藝數(shù)據(jù)通過計算機通訊電纜上傳至RTU，RTU將現(xiàn)場工藝數(shù)據(jù)通過GPRS無線網(wǎng)絡(luò)上傳至增壓站站控系統(tǒng)，增壓站站控系統(tǒng)與遠(yuǎn)程監(jiān)控終端通過網(wǎng)絡(luò)進行數(shù)據(jù)通訊。CNG站與增壓站站控系統(tǒng)之間的數(shù)據(jù)傳輸采用光纜。
    數(shù)據(jù)采集主要檢測參數(shù)包括以下2個方面：
    1) 井口數(shù)據(jù)主要采取就地顯示方式，不進行遠(yuǎn)程傳輸。主要參數(shù)有井口采氣管道壓力。
    2) 閥組設(shè)置RTU，將流量計監(jiān)測到的參數(shù)通過GPRS方式傳輸?shù)皆鰤赫颈O(jiān)控中心，實現(xiàn)遠(yuǎn)程監(jiān)測，同時提供上述參數(shù)的就地顯示。主要監(jiān)測數(shù)據(jù)有閥組單井瞬時流量、累積流量、管道溫度、壓力和閥組匯管瞬時流量及累積流量。
3 結(jié)束語
    “沁南煤層氣開發(fā)利用高技術(shù)產(chǎn)業(yè)化示范工程”在集輸工藝、數(shù)據(jù)傳輸及自動控制方面均進行了技術(shù)創(chuàng)新。通過示范工程地面集輸系統(tǒng)的建設(shè)和施工管理，基本掌握了煤層氣氣田地面集輸工程建設(shè)的程序、技術(shù)、成本及管理方法，為沁南煤層氣氣田全面進入商業(yè)化開發(fā)奠定了堅實的基礎(chǔ)，為其他地區(qū)煤層氣開發(fā)利用提供參考，對促進煤層氣資源利用、加速煤層氣資源開發(fā)具有積極意義。
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(本文作者：陳仕林 李建春 中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司)