沁水盆地煤層氣田地面集輸技術(shù)現(xiàn)狀與展望

孟凡華 馬文峰 劉紅霞 程相振 韓 東 史麗蘋

1. 中國石油天然氣股份有限公司山西煤層氣勘探開發(fā)分公司 2. 中國石油華北油田公司科技信息處

歷經(jīng)十余年的開發(fā)建設(shè)，沁水盆地煤層氣田開發(fā)已逐步進(jìn)入規(guī)模化商業(yè)開發(fā)階段，先后實施了樊莊（6×108m3/a）、中央處理廠、鄭莊（7.8×108m3/a）、鄭莊（1.5×108m3/a）、樊莊（2×108m3/a）等工程項目建設(shè)，建成了約17×108m3/a的產(chǎn)建規(guī)模，目前已形成商品氣總量約45×108m3。

沁水盆地煤層氣田以寺頭斷層為界，劃分為樊莊和鄭莊2大主要區(qū)塊[1-3]。樊莊、鄭莊區(qū)塊均實現(xiàn)了煤層氣的規(guī)模化集輸，建設(shè)集氣站11座，采氣管線超過1 100 km，集氣管線約84 km。建有20×108m3/a規(guī)模中央處理廠1座，在煤層氣行業(yè)首創(chuàng)了“排水采氣、井口計量、井間串接，低壓集氣、復(fù)合材質(zhì)、站場分離、兩地增壓、集中處理”的煤層氣田“三低”（低壓、低產(chǎn)量、低飽和度）地面集輸工藝模式。

1 存在問題及建設(shè)難點

該模式以常規(guī)天然氣建設(shè)模式為藍(lán)本，用常規(guī)手段應(yīng)對非常規(guī)狀況，系統(tǒng)適應(yīng)性相對較差，投資回報率較低，主要體現(xiàn)在系統(tǒng)建設(shè)和運行過程中出現(xiàn)下述“三難”“三高”“三差異”等問題和矛盾。

1.1 氣田建設(shè)形勢——征地難、建站難、布管難

煤層氣田新項目建產(chǎn)區(qū)塊，大都涵蓋森林保護(hù)區(qū)、水源保護(hù)區(qū)和基本農(nóng)田保護(hù)區(qū)等環(huán)境敏感區(qū)，征地難、建站難、布管難等矛盾突顯，《煤層氣地面集輸工程建設(shè)指導(dǎo)意見》的出臺，僅對站場等級、站場區(qū)域布置防火間距進(jìn)行了適當(dāng)調(diào)整和縮減，并未對站場內(nèi)部裝置防火間距進(jìn)行重新設(shè)定，仍沿用GB 50183—2015《石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范[4]》的相關(guān)規(guī)定。因此站場占地面積大，場內(nèi)有效使用面積比率低的問題并沒有得到有效解決。

其次，以直井為主、水平井為輔的地面開發(fā)方式，導(dǎo)致井場占地面積較大，不適于煤層氣開發(fā)地面建設(shè)。通過對億立方米產(chǎn)能采用直井、叢式井（含2井叢、3井叢、4井叢至7井叢）建設(shè)方式井場占地情況分別進(jìn)行計算分析，采用叢式井組開發(fā)模式，能夠有效提高井場平均占地利用率，降低占地面積總量，且井場內(nèi)井叢數(shù)量越多，單位占地利用率越高。

1.2 系統(tǒng) 矛盾——投資高、閑置高、能耗高

“三低”集輸工藝模式指導(dǎo)下的建產(chǎn)，雖然經(jīng)過不斷的優(yōu)化與改進(jìn)，建設(shè)投資高、設(shè)備閑置率高和運行能耗高等問題還是沒有得到有效解決。

1）建設(shè)投資高。改進(jìn)和優(yōu)化后投資仍為1億元/108m3，隨著智能與環(huán)保建設(shè)要求的不斷升級，投資還會持續(xù)增加，投資的穩(wěn)定和下降空間均極小。產(chǎn)能建設(shè)項目投資情況如圖1所示。

圖1 產(chǎn)能建設(shè)項目平均投資統(tǒng)計圖

2）設(shè)備閑置率高。系統(tǒng)設(shè)備閑置率高于50%，設(shè)備整體運轉(zhuǎn)效率較低（圖2）。傳統(tǒng)固定式站場集輸模式建設(shè)和站間采氣干管的布局，決定了其無法實現(xiàn)站間的互聯(lián)互通，使站場集輸范圍、能力、設(shè)備相對固定，管網(wǎng)壓力平衡能力差，實際運行情況與設(shè)計參數(shù)相差較大（圖3），導(dǎo)致系統(tǒng)對煤層氣區(qū)域、階段產(chǎn)氣量變化的適應(yīng)能力低。

圖2 各集氣站設(shè)備運行負(fù)荷統(tǒng)計圖

圖3 各集氣站設(shè)備運行與設(shè)計壓力對比圖

3）運行能耗高。當(dāng)前系統(tǒng)綜合運行能耗成本平均為0.19元/m3，部分區(qū)塊高達(dá)0.47元/m3（圖4），不符合煤層氣低成本發(fā)展戰(zhàn)略的要求，對于煤層氣未來運行成本降至0.5元/m3以下的指標(biāo)來說，能耗居高不下無疑是降低運行成本的最大障礙。

圖4 各集氣站運行能耗統(tǒng)計圖

同時，設(shè)備運行負(fù)荷率與運行能耗基本呈反比關(guān)系，即設(shè)備運轉(zhuǎn)效率越低，平均能耗越高（圖5）。只有兼顧優(yōu)化運行效率和節(jié)能降耗兩方面技術(shù)突破，才能實際解決運行成本問題。

圖5 各集氣站運行能耗與負(fù)荷率對比分析圖

1.3 采出水現(xiàn)狀——水質(zhì)差異、標(biāo)準(zhǔn)差異、產(chǎn)水差異

“環(huán)保優(yōu)先”的大環(huán)境下，煤層氣田采出水無害化達(dá)標(biāo)排放已成為必然。而區(qū)域采出水質(zhì)差異、地區(qū)排放標(biāo)準(zhǔn)差異、不同生產(chǎn)期產(chǎn)水量差異，以及投資控制力度加大等因素，使得煤層氣田采出水處理問題越發(fā)棘手。

2 形成的主體技術(shù)及效果

集輸系統(tǒng)以1項主體技術(shù)、7項配套技術(shù)為主，形成了適用于煤層氣的低壓集輸工藝技術(shù)，并初步探索研究了煤層氣田地面建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，于2009年11月全面投產(chǎn)運行。

2.1 煤層氣主體技術(shù)

以“井口計量、閥組串接、按需增壓、集中處理”為總體集氣工藝模式的煤層氣主體技術(shù)[5]，針對沁水盆地煤層氣田低壓、低滲透率、低飽和度和低產(chǎn)量的本質(zhì)特性及建產(chǎn)區(qū)域地形復(fù)雜、相對高差大、社會依托差等環(huán)境條件，以低產(chǎn)量、低壓為出發(fā)點，以低成本為落腳點，形成了“低成本、高效”煤層氣田地面工程建設(shè)技術(shù)。

2.2 低成本集氣7項配套技術(shù)

2.2.1 簡化集輸工藝

1）整體工藝簡化。創(chuàng)建了區(qū)別于天然氣地面工程的井口安全設(shè)計，在井場設(shè)置臨時放空管，取消安全閥，只預(yù)留放空接口。集氣站不設(shè)火炬，只設(shè)放空立管，總火炬設(shè)置在中央處理廠[6-11]。簡化了工藝流程，大大降低了投資。

2）井口氣計量簡化。結(jié)合煤層氣單井、井叢等開發(fā)方式的差異，主要的井口氣計量方式有單井連續(xù)計量和多井連續(xù)計量技術(shù)，解決了煤層氣田氣井不同井?dāng)?shù)、不同氣量、不同需求等條件下的采出氣計量，降低了建設(shè)投資。

2.2.2 輸氣管材優(yōu)選

通過管材特性分析、參數(shù)分析、建模計算和效益對比，結(jié)合山區(qū)管道敷設(shè)條件得出設(shè)計結(jié)論：

PE管材具有柔性好、節(jié)能效果好、壓力損失小、施工維修方便和使用壽命長等特點， 因此推薦管徑小于等于110 mm的小管徑采氣管線選用PE100 SDR11系列（厚壁）管道；管徑介于125～400 mm的大管徑采氣干管推薦選用PE100 SDR17.6系列（薄壁）管道。

2.2.3 “枝上枝”閥組串接技術(shù)

結(jié)合山區(qū)地形地貌，采用以1條或幾條采氣主干管為中樞，以單井、閥組為功能控制節(jié)點，采出氣由多井并入閥組、閥組匯管進(jìn)站或多閥組并入干管進(jìn)站的低壓采氣管網(wǎng)設(shè)計技術(shù)。主要包括井間串接技術(shù)及“枝上枝”串接技術(shù)。

2.2.4 采氣管網(wǎng)濕氣排水

井口低壓氣遠(yuǎn)距離輸送過程中，在管線內(nèi)氣體溫度、壓力發(fā)生變化的同時，氣體中飽和水析出并逐漸凝聚，易造成管道局部堵塞，尤其在冬季凍堵問題較為嚴(yán)重。經(jīng)研究，提出了低壓氣輸送過程中積水排放技術(shù)。形成了沿線冷凝水凝析位置計算及判斷方法，自主研制了管網(wǎng)自動排水裝置和高效冷凝器，將常規(guī)氣管線的天然氣水合物抑制劑改為防凍劑。

2.2.5 粉煤灰防治技術(shù)

在壓縮機組入口處加裝專用粉煤灰過濾器，利用過濾器內(nèi)部安裝的專用濾芯除去氣體中所含固體顆粒雜質(zhì)，過濾精度達(dá)到5 μm以下。同時，改進(jìn)壓縮機組耐粉煤灰新型閥片和密封件，將窄槽的CT氣閥變成寬槽的CS氣閥，使有效過流面積增大；閥體增加涂層，減少雜質(zhì)黏附；加大氣閥升程，使氣體流速增加，雜質(zhì)不易聚積。

2.2.6 標(biāo)準(zhǔn)化、橇裝化設(shè)計

1）井場標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計。分為網(wǎng)電和燃?xì)獍l(fā)電2個系列，按井場類型分為單井、叢式井、水平井等18種井場典型圖。

2）集氣站標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計。采用模塊化設(shè)計，根據(jù)功能劃分成11類標(biāo)準(zhǔn)化模塊。工藝流程、平面布置等均通用化、標(biāo)準(zhǔn)化。根據(jù)集氣規(guī)模，給出50×104m3/d、75×104m3/d和100×104m3/d這3種站場的典型圖。

3）單體設(shè)備組橇技術(shù)。主要由設(shè)備（裝置）成橇規(guī)格定型、功能單元優(yōu)選、橇裝整體布局優(yōu)化、橇體智能控制等技術(shù)集成，著重解決煤層氣田地面工程建設(shè)環(huán)境差、社會依托差、運輸條件差等問題[12-14]，實現(xiàn)站場主要設(shè)備單體成橇建設(shè)。

2.2.7 數(shù)字及仿真技術(shù)

以自動化系統(tǒng)為基礎(chǔ)平臺，利用三維地理信息系統(tǒng)、數(shù)據(jù)庫技術(shù)、模擬仿真技術(shù)等分析預(yù)警技術(shù)手段，實現(xiàn)從單井、集氣站到處理中心的三級生產(chǎn)運行管理核心，電網(wǎng)、管網(wǎng)運行狀態(tài)監(jiān)控為輔的管理模式。該技術(shù)通過后臺軟件的應(yīng)用，減少了生產(chǎn)運行中的操控風(fēng)險和安全風(fēng)險，實現(xiàn)了生產(chǎn)現(xiàn)場數(shù)字化和生產(chǎn)管理智能化，大幅減少了一線員工用工總量，減輕了勞動強度，提高了生產(chǎn)效率。

2.3 煤層氣地面工程建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)

煤層氣站場防火間距設(shè)計執(zhí)行的是GB 50183[4]，未充分考慮煤層氣田地面工程不同于常規(guī)天然氣田的開發(fā)生產(chǎn)特點，一定程度上導(dǎo)致了煤層氣田地面工程的防火間距過于保守，適用性和經(jīng)濟性較差，難以達(dá)到控制煤層氣低成本開采的需求[15]。通過對比分析煤層氣田與常規(guī)天然氣田各項開采、集輸參數(shù)及生產(chǎn)特點，出臺了《中石油煤層氣地面集輸設(shè)計指導(dǎo)意見》。盡管該《指導(dǎo)意見》是迄今為止針對煤層氣田地面工程建設(shè)實際情況編制的唯一一部成文規(guī)定，但仍處于借鑒參考階段，尚未形成相應(yīng)的國家標(biāo)準(zhǔn)，實施困難，僅作為參考。目前煤層氣站場防火間距仍采用的是GB 50183[4]。

3 后續(xù)建設(shè)的思考

面對三大難點與困難，現(xiàn)有技術(shù)的優(yōu)化和改進(jìn)已難起到根本性作用。“十三五”期間，煤層氣產(chǎn)能建設(shè)項目以建設(shè)與運行雙重因素為出發(fā)點，圍繞建設(shè)低成本、運行低能耗、系統(tǒng)高效率，需改變現(xiàn)有的建設(shè)模式和系統(tǒng)模式，從井網(wǎng)布局、站場建設(shè)和管網(wǎng)設(shè)計等方面提出新思路。

3.1 “地面—地下”一體化設(shè)計思考

叢式化井場設(shè)計，既是對單井井場占地面積的有效整合，也是對電力線路及氣、水管網(wǎng)的有效整合，使建設(shè)征地大幅縮減成為可能。

統(tǒng)籌地面地下，以叢式井開發(fā)、水平井組開發(fā)為基礎(chǔ)，改變以為直井為主、叢式井為輔的開發(fā)路線。進(jìn)行采、完、鉆、集輸一體化設(shè)計，以60口井（總計10×104m3/d）為例進(jìn)行主要工程投資概算（表1），不含排采設(shè)備、固井和集氣站征地等其他費用。綜合考慮地面建設(shè)與鉆井投資，通過對比分析，可以看出多井叢布井模式的綜合投資（即地面與鉆井的總投資）較單井位布井模式低，是最優(yōu)開發(fā)模式。

表1 井叢建設(shè)綜合投資統(tǒng)計表

由此可見，在現(xiàn)有建設(shè)模式下的優(yōu)化、調(diào)整手段不是降低建設(shè)投資的根本因素，布井方略的調(diào)整才是降低地面工程建設(shè)投資的根本。

3.2 集輸模式調(diào)整研究

已建“三低”集輸模式是以枝狀管網(wǎng)布局為基礎(chǔ)，生產(chǎn)運行中出現(xiàn)了管網(wǎng)壓力不均衡和局部回壓大的現(xiàn)象。以某典型區(qū)塊為例進(jìn)行分析：該區(qū)塊2010年3月開始建產(chǎn)，2011年10月全面投產(chǎn)并陸續(xù)擴建后，管網(wǎng)前后壓差大，局部井口回壓高的問題突顯，為了解決問題，先后實施了3次調(diào)改：①2013年9月干管復(fù)線建設(shè)并投入使用；②2014年2月鄭村408井10×104m3/d增壓站投入使用；③2016年9月1日鄭村64井10×104m3/d增壓站投入使用。

選取5處時間節(jié)點，對區(qū)塊始建的98口井流壓匯總對比，局部大壓差仍大于0.1 MPa（圖6），這樣的壓差對于壓力敏感的低壓煤層氣井來說，無疑是不利的。

圖6 典型區(qū)塊5個時間節(jié)點煤層井運行壓力圖

由此可見，在現(xiàn)有系統(tǒng)模式下的優(yōu)化、調(diào)整手段不是降低井口回壓的根本因素，因地制宜的集輸模式才是降低井口回壓、釋放最大產(chǎn)能的關(guān)鍵。

3.3 設(shè)計系數(shù)優(yōu)化思考

煤層氣田產(chǎn)能建設(shè)地面工程設(shè)計執(zhí)行GB 50349—2015《氣田集輸設(shè)計規(guī)范》[16]，該規(guī)范4.1.3條明確指出“集輸系統(tǒng)的建設(shè)規(guī)模應(yīng)根據(jù)氣田開發(fā)方案和設(shè)計委托書或設(shè)計合同規(guī)定的年最大集氣量確定”“每口氣井年生產(chǎn)天數(shù)應(yīng)按330 d計算。采氣管道的設(shè)計能力應(yīng)根據(jù)氣井的最大日產(chǎn)量確定，集氣管道的設(shè)計能力應(yīng)按其所轄采氣管道日采氣總和乘以1.2的系數(shù)確定”。

鑒于煤層氣與天然氣的生產(chǎn)特點差別較大，煤層氣最大集氣量并非是地質(zhì)設(shè)計產(chǎn)能，而與達(dá)產(chǎn)率相關(guān)性極大。當(dāng)前，沁水盆地煤層氣田產(chǎn)能到位最理想?yún)^(qū)塊為樊莊區(qū)塊，綜合達(dá)產(chǎn)率為67.3%，鄭莊區(qū)塊不足20%，沁南東區(qū)塊則不足10%，均未達(dá)到設(shè)計產(chǎn)能?？梢哉f，達(dá)產(chǎn)率是影響系統(tǒng)效率、設(shè)備負(fù)荷率、管容飽和度和投資回報率的主要原因。

4 結(jié)論與建議

綜上所述，在現(xiàn)有建設(shè)模式及系統(tǒng)模式下的優(yōu)化、調(diào)整手段不是降低投資的根本因素。摒棄傳統(tǒng)設(shè)計理念，探索新的產(chǎn)能建設(shè)模式，以非常規(guī)手段解決非常規(guī)問題，研究具有管容利用率高、系統(tǒng)運行率高、井壓釋放力強和系統(tǒng)擴展力強的地面集輸技術(shù)，才能從根本上提高系統(tǒng)投資回報率、提高系統(tǒng)的適應(yīng)性。

1）分布式地面集輸模式構(gòu)建。針對現(xiàn)有系統(tǒng)“三高”（建設(shè)投資高、設(shè)備閑置率高、運行能耗高）現(xiàn)狀，創(chuàng)建新型 “分布設(shè)點、雙管前置、井站合建、橇裝增壓”總體集輸工藝優(yōu)化模式，弱化集氣站場建設(shè)，采用橇裝分散式設(shè)計，確保產(chǎn)能建設(shè)的靈活性；簡化采集系統(tǒng)流程，采、集氣干管前置，確保井口回壓最低，產(chǎn)能釋放最大；優(yōu)化集輸系統(tǒng)功能，通過采、集氣匯管同溝敷設(shè)，確保產(chǎn)能建設(shè)投資可控，最終形成集約化工藝技術(shù)以指導(dǎo)新區(qū)塊產(chǎn)能建設(shè)。

2）分期式地面建設(shè)理念推進(jìn)。以地質(zhì)部門提供的區(qū)塊達(dá)產(chǎn)率為設(shè)計依據(jù)，掌握區(qū)塊生產(chǎn)前、中、后期生產(chǎn)運行特點，研究適合于站場橇裝設(shè)備分期建設(shè)系數(shù)，以提高設(shè)備利用率，最大限度減少設(shè)備閑置；同時，對采氣、集氣管網(wǎng)設(shè)計系數(shù)進(jìn)行調(diào)整，確保系統(tǒng)產(chǎn)、輸能力匹配合理。

3）井、站合建的橇裝技術(shù)推廣。采用橇裝化設(shè)計技術(shù)，取消固定式站場的設(shè)計，場區(qū)占地全部采用臨時占地，降低前期征地費用的投入，同時井場和壓縮站合建并全部采用橇裝化建設(shè)技術(shù)，實現(xiàn)工廠化預(yù)制和模塊化施工，減少現(xiàn)場工作量，縮短建設(shè)工期，從而提高建設(shè)效率和建設(shè)質(zhì)量。

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