煤層氣地面工程現狀及技術應用

劉文偉

(中油遼河工程有限公司，遼寧 124010)

煤層氣地面工程現狀及技術應用

劉文偉

(中油遼河工程有限公司，遼寧 124010)

煤層氣具有“低儲層壓力、低飽和度、低滲透率、低豐度”的特點。由于煤層氣田的特點，使煤層氣開采與輸送成本高，地面工程建設難度大，限制了煤層氣產業的發展。隨著全球進入能源緊張時代，煤層氣作為重要的替代能源日益受到世界各國的重視，中國對煤層氣田開發的優惠政策極大促進了國內煤層氣產業的快速發展。該論文闡述了煤層氣特點、國內外煤層氣田地面工程現狀、設計標準、典型流程及技術應用等相關內容。

煤層氣田 特點 工程標準 技術應用

1 煤層氣及特點

煤層氣俗稱“瓦斯”，是賦存在煤層中以甲烷為主要成分、以吸附在煤基質顆粒表面為主并部分游離于煤孔隙中或溶解于煤層水中的烴類氣體，主要成分為CH4。煤層氣的高熱值為38.4MJ/m3，低熱值為34.4MJ/m3，與天然氣熱值相當。煤層氣開采采用排水采氣工藝，油管排水，套管采氣。直井平均單井產氣量為1500～2000m3/d，最高單井產量達6000m3/d;多枝水平井產量為20000～100000m3/d。

2 國外煤層氣田現狀

美國是世界上開采煤層氣最早、也是商業化開發最成功的國家，美國煤層氣工業起步于20世紀70年代，大規模的發展則是在20世紀80年代后。圣胡安和黑勇士盆地是美國煤層氣產量最高的煤層氣田，全美煤層氣產量的90%以上是從這兩個盆地生產的，煤層氣地面建設技術已經相當成熟。地面工程主要包括煤層氣井口、煤層氣集輸系統和集中處理站。煤層氣井口均設有分離器、流量計、放空火炬。整裝開發的煤層氣田大都采用集中增壓系統，井口采出的煤層氣通過采氣管線，集輸到集氣增壓站集中增壓。集輸系統中不設清管設施。在集輸干線上為將來開發的煤層氣井進入集輸系統預留部分閥門。每座集中處理站主要設備包括段塞流捕集器、燃氣發動機驅動的壓縮機組和脫水裝置。脫水裝置采用三甘醇吸收法脫水工藝。圣胡安盆地煤層氣采出水采取蒸發池、深井注入法以及地面排放法。但無論采用何種方法都需要先對采出水進行處理，以符合排放標準。

澳大利亞煤田主要分布在東部沿海地區，煤層氣勘探和開發主要集中在昆士蘭和新南威爾士州。早在1976年澳大利亞就開始開采煤層氣，主要在昆士蘭的鮑恩盆地。澳大利亞的煤層氣產量以礦井煤層氣抽放為主，生產的煤層氣主要供給建在井口的煤層氣發電站。

加拿大的煤層氣開發始于1997年，加拿大煤層氣主要富集在不列顛哥倫比亞和艾伯塔兩省，煤層氣開發項目集中分布在加拿大西部阿省中南部地區。馬蹄谷組煤層氣高產走廊區位于卡爾加里和埃德蒙頓之間，馬蹄谷組煤層的最大特點是“干煤”，不產水。部分含少量淡水。馬蹄谷組單井產量一般在2260～4000m3/d之間，平均2830m3/d。在高產走廊區，平均單井產量3500m3/d。中部地區產量最高，達12000～15000m3/d。馬蹄谷組煤層氣井口地面設施簡單，計量后直接外輸。

3 國內煤層氣田現狀

中國煤層氣資源豐富，根據最新的全國資源調查結果，煤層氣資源量為36.81萬億m3，與常規天然氣資源量相當，居世界第三位。煤層氣在我國屬于新興產業，煤層氣田的開發與建設正處于起步階段，并逐步向規模化發展。自2007年以來我國煤層氣產業進入了快速發展的軌道，2007年4月國家財政部、國家發改委頒布了一系列煤層氣開發補貼和煤層氣發電補貼優惠政策，極大地促進了煤層氣產業的快速發展，全國范圍內掀起了煤層氣田開發與建設的熱潮。我國煤層氣田地面建設工程在沁水盆地南部、鄂爾多斯盆地韓城地區和阜新盆地取得實質性突破，已進入商業性開發階段。

3.1 沁水盆地南部

目前在沁水盆地南部國內外共有5家公司在進行煤層氣田地面工程建設。

中聯煤層氣有限責任公司到目前為止已經有2項工程建成投產，其它4項正在建設中，目前年產量達到2.0×108m3以上。

山西沁南煤層氣開發利用高技術產業化示范工程—潘河先導性試驗項目和潘河增壓站項目已建成投產，建設規模分別為 8.0×104m3/d和 5.0×105m3/d;山西沁水盆地南部煤層氣直井開發示范工程—集輸系統柿莊南工程等地面工程正在建設中，柿莊南區塊集氣總規模將達到1.0×109m3/a以上。地面集輸工程主要包括:采氣井口、集氣閥組、集氣增壓站、CNG站。集氣系統采用“多點接入，柔性集輸”流程。除潘河先導性試驗項目井口外，其它井口均無分離器，在閥組采用單井輪換計量，先期實施的單井設有放空設施，后續工程只在閥組設放空設施。集氣支線設有凝水缸排除管線中的凝液，干線設有清管器清管。集氣增壓站內無煤層氣處理設施，增壓后通過輸氣管道輸到處理廠或LNG等用戶。CNG站設有分子篩干燥脫水撬塊。井口采出水進入晾水坑。潘河先導試驗項目于2005年11月1日正式開始對外供壓縮煤層氣。

沁水藍焰煤層氣有限責任公司年產煤層氣超過4.0×108m3，建成了建設規模為 5.0 ×105m3/d寺河煤層氣CNG壓縮站1座。采氣管線上設有集液缸。井口來的煤層氣經過采氣管線進入集氣閥組，在集氣閥組進行單井輪換計量及集氣閥組總量計量，在集氣閥組設有安全閥，可在事故狀態下將煤層氣緊急放空至放空管。CNG站設有分子篩干燥脫水裝置。井口采出水進入晾水坑。

中石油華北油田在樊莊、鄭莊區塊共建設6座集氣增壓站 (樊1站、樊3站、樊4站、樊5站、樊6站、樊9站)和1座集中處理廠。目前已建產能達6.0×108m3/a。井口采出氣經過計量后進入集氣管網至集氣站。各井口設放空管。單井采氣管道串接至匯管，再到集氣增壓站增壓后輸送到集中處理站脫水處理。集氣管道設有收發球設施。集中處理站采用三甘醇吸收脫水工藝。

亞美大陸煤層氣有限公司已與中聯煤層氣有限公司簽署了潘莊區塊和馬必區塊的產品分成合同，煤層氣產量約1.0×105m3/d。1號集氣增壓站建設規模為4.0×105m3/d。煤層氣用于供晉城市民以及煤層氣田發電。采出煤層氣經過計量后經管道進入集氣站，井口采出水進入井場內的污水池，井場設有放空管。集氣增壓站設有分子篩脫水撬。

格瑞克煤層氣有限公司已與中聯煤層氣有限公司簽署了柿莊南、柿莊北和沁源區塊的產品分成合同，在柿樁南建設1座 CNG站，規模為2.0×104m3/d。CNG站設有燃氣發電機為井場供電。早期井口設有氣液分離氣，從分離器分離出來的水計量后進入晾水坑進行自然蒸發，井口采出的氣體計量后進入集氣管網。早期的井口設有放空管，后期的井口放空采用焚燒爐。集氣系統采用枝狀流程。

3.2 鄂爾多斯盆地

中石油煤層氣公司已完成了三交煤層氣集輸工程和鄂東氣田渭北地區1.0×109m3/a開發地面建設工程建設。

三交煤層氣集輸工程集輸規模3.0×104m3/d。建設CNG母站1座，規模為2.0×104m3/d，位于山西省呂梁市臨縣、柳林縣及陜西省吳堡縣境內磧口鎮樊家溝村附近。CNG母站設有分子篩脫水撬和儲氣井。

圖1 煤層氣田地面建設流程圖

鄂東氣田渭北地區年產量達1.0×109m3的開發地面建設工程位于韓城市境內。包括4座集氣增壓站 (韓-1站、韓-2站、韓-3站、韓-4站)和1座天然氣處理廠。韓-1站已建成投產、韓-2站與集中處理站一期工程正在建設中。集氣總規模為 3.0×106m3/d，煤層氣處理規模為 3.00×106m3/d(分兩期建設，一期3.33×108m3/a，二期6.67×108m3/a)。總的流程為:煤層氣井口集來的煤層氣，首先在各所屬集氣增壓站增壓，再通過管道去集中處理站增壓、脫水后外輸。集中處理廠脫水采用三甘醇脫水工藝。韓-1站規模為3.0×105m3/d。井口來的煤層氣經集輸管道進入集氣增壓站，經壓縮機增壓后，經過濾、計量為韓城市供氣。井口設有放空管。韓-2站規模為1.2×106m3/d。井口來的煤層氣經集輸管道進入集氣增壓站，經壓縮機增壓后，經集氣管道外輸去集中處理廠。井口設有放空管。韓-3站、韓-4站正在規劃中，規模分別為8.0×105m3/d和7.0×105m3/d。

澳大利亞必和必拓 (BHP Billiton)公司完成了保德煤層甲烷氣先導試驗站建設。位于山西省保德縣境內。先導試驗站共有8口試驗井 (4口水平井，4口垂直井)。在每口垂直井設有抽水和采氣系統，用抽水泵將煤層水采出排至儲水池，經檢驗合格排放到黃河;煤層氣在井場經分離器分離，再經流量計計量后進入火炬系統燃燒。單井產量2.88 ×104m3/d。3.3 阜新盆地

目前有劉家區塊、海州區塊和王營區塊三個區塊，其中規模最大的是劉家區塊。單井平均產氣量為2500～2800m3/d。已投入生產井口數量為:采空區4口、動采區1口、未采區34口。動采區和采空區的混合煤層氣主要是進入劉家混和氣集氣站，設計規模為1.0×105m3/d。在混氣站內的計量間進行計量和混合。通過水環壓縮機將混合煤層氣輸往至下游用戶。同時壓縮機間內設有水環真空泵用于對管道進行抽真空處理以有利于采空區和動采區內煤層氣的抽放。未采區的煤層氣主要是進入CNG站和液化煤層氣站 (LCBM)進生產CNG和液化煤層氣產品裝車外運。紅山CNG站的處理規模為1.0×104m3/d;紅山LCBM站的處理規模為2.0×104m3/d。早期井口設有分離器，部分井口設有就地流量計。

4 煤層氣田地面建設工程設計

隨著國內煤層氣產業的快速發展，促進了煤層氣地面工程設計理念與設計方式的更新與發展。逐漸由簡單套用傳統天然氣田的設計模式向更加適應煤層氣田的方式轉變，工程設計標準也逐漸從無到有，工藝流程優化與創新全面開展，設備和材料的優選也逐步被提升到一個新的水平，煤層氣田的規模化開發與建設必將促進煤層氣田的數字化建設與實施。

4.1 標準規范

國內第一部煤層氣田設計標準《煤層氣集輸設計規范》Q/SY1301-2010于2010年8月1日正式實施，行業標準編制在計劃中。結束了煤層氣田設計一直套用石油天然氣標準和城鎮燃氣設計規范的時代，為進一步降低工程投資提供了更充分的法律依據。目前地面工程設計采用的主要標準有:《燃氣用埋地聚乙烯 (PE)管道系統第1部分:管材》GB15558.1-2003、 《燃氣用埋地聚乙烯(PE)管道系統第2部分:管件》GB15558.2-2005、 《石油天然氣工業管線輸送系統用鋼管》GB/T9711-2011、 《工業金屬管道設計規范》GB50316-2000(2008年局部修訂)、 《石油天然氣工程設計防火規范》GB50183-2004等，目前還沒有專門用于煤層氣地面建設工程的施工及驗收標準，還需要不斷制訂新的標準規范以滿足地面建設的需要。

4.2 典型流程

在歸納和總結基礎上，提出典型流程 (見圖1)，結合煤層氣田的具體情況合理選用。

5 煤層氣田地面技術應用展望

根據我國“十二五”煤層氣開發利用規劃，“十二五”末，我國煤層氣產量將達到200×108～240×108m3，其中，地面開采煤層氣100×108～110×108m3，井下瓦斯抽采量110×108～130×108m3。隨著國家對環境保護和煤礦安全生產要求的提高，煤層氣田開發與建設必將迎來一個蓬勃發展的新局面。

煤層氣田的設計、施工及驗收標準會更加完善，國家科技重大專項研究的成果將逐漸在煤層氣領域得到廣泛的應用，適應煤層氣田特點的新工藝、新設備和新材料將不斷出現、發展與完善。

［1］葉建平.我國煤層氣產業發展報告 ［C］.北京:地質出版社，2011.

［2］陳仕林，李建春.沁南潘河煤層氣田“分片集輸一級增壓”集輸集輸 ［J］.天然氣工業.2011，33(5):35～38.

The Status of Coalbed Methane Surface Engineering and Application of Technologies

Liu Wenwei
(China Liaohe Petroleum Engineering Co.，Ltd.，Liaoning 124010)

The development of coalbed methane is restricted because of the cost of coalbed methane development and transportation，surface facilities construction difficulties，which result from the characteristics of coalbed methane of low reservation pressure，low saturation，low permeability and low abundance.Coalbed methane is paid more attention with the energy shortage worldwide as a substitute energy.The preferential policies have greatly accelerated the development of coalbed methane.The paper explains the coalbed methane characteristics，the status of the coalbed methane surface engineering development，its design specification，typical system diagram and engineering design.

Coalbed methane;feature;engineering specification;application of technologies

劉文偉，女，高級工程師。現任中油遼河工程有限公司副總工程師兼油氣加工所所長，負責技術與管理工作。

(責任編輯 韓甲業)