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2016-9-30 10:48:53 网络出版地址：/kcms/detail/13.1093.TE.20160930.1048.002.html 煤层气田地面集输技术的标准化设计
孙冲1 黄坤1 刘佳伟2 殷升阳2 朱其勇3
1.西南石油大学石油与天然气工程学院；
2.中国石化股份有限公司华北油气分公司油气生产支持中心；
3.中石油管道联合有限公司西部塔里木输油气分公司
文章编号：1000-8241（2016）
--6.5摘要：结合我国煤层气田已有的地面集输技术经验，在井场、采集气管网、站场、设备等方
面提出“标准化设计”的概念。井场的标准化设计包括工艺流程及平面布置；采气管网根据已有经验提出“井间串接与阀组串接结合”组合进站方式；集气站与处理厂可以根据实际情况合建，并采用恒温露点控制工艺脱水，该工艺较传统的三甘醇脱水工艺更加节省投资。煤层气田地面集输技术的标准化设计，能够加快煤层气田地面集输工程的建设步伐，降低集输能耗，提高地面建设水平，节省投资。（图5，表3，参14）关键词：煤层气田；井场；管网；站场；标准化；撬装化中图分类号：TE86 文献标识码：A doi ： 10.6047/j.issn.1000-8241.2016..
Standardized design of CBM surface gathering technology
SUN Chong 1, HUANG Kun 1, LIU Jiawei 2, YIN Shengyang 2, ZHN Qiyong 3
1. School of Oil & Natural Gas Engineering, Southwest Petroleum University;
2. Production Support Center, SINOPEC
North China E&P Company; 3. West Tarim Oil and Gas Branch of PetroChina Pipeline Co. Ltd.
Abstract: Bad on the existing application experience of surface gathering technologies in domestic coalbed methane (CBM) fields, the concept of standardized design was propod from the aspects of well site, gas gathering pipeline network, station and equipment. The standardized design of well
site includes technological process and layout. According to the existing experience of gas gathering pipeline network, a combined incoming pattern of “well-to-well concatenation and valve block concatenation” is put forward. Gas gathering station and processing plant can be built jointly bad on the actual situations. Thermostatic dew point control technology can be ud for dehydration, and it saves more capital investment than traditional TEG dehydration technology. The standardized design of surface gathering technologies in CBM field can accelerate the construction pace of CBM surface gathering system, reduce the energy consumption, improve the surface construction quality and save th发烧吃什么药好呢
e investment. (5 Figures, 3 Tables, 14 References)Key words: CBM field, well site, pipeline network, station, standardization, skid-mounted
煤层气作为非常规能源，在能源市场中占重要地位。全球埋深小于2 000 m 的煤层气资源约2401012 m 3，是常规天然气探明储量的两倍多。中国埋深小于2 000 m 的煤层气资源量为36.811012 m 3，居世界第三，全国95％的煤层气资源分布在晋陕内蒙古、新疆、冀豫皖及云贵川渝等4个含气区，其中晋陕内蒙古含气区煤层气资源量最大，约占全国煤层气总资源量的50％。
由于煤层气“四低”的特点，其地面集输方式与普通气田有很大不同。且现今煤层气田的地面集输技术尚未标准化，在此，结合我国众多煤层气田地面建设的
实际经验，对井场、采气管网、集气管网、集气站及处理厂进行标准化设计，以期实现节能降耗、低投资、标准化、设备橇装化的目标。
1 地面集输技术标准化设计
1.1 工艺流程
煤层气田气井由于其井间距小、单井产量低、排水采气难、井口压力低等特点，多采用“多井低压集气、湿气输送”的集输工艺。为了减少投资，通常对气质中含硫的层位不予开采，因此煤层气田产出气气质相对较
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好，CH 4含量高，CO 2含量较低，微含或不含C 3+，并含有一定量N 2，故煤层气只需要增压和脱水即可达到外输要求。因此，采用“井场→采气管道→集气站增压→完毕的近义词
处理厂脱水→交接点”的集输工艺总流程[1-6]。气井低压煤层气经解吸后由套管采出，各井场的单井之间经井口设置的旋进漩涡流量计单
井计量后进入采气汇管[7]，各井场来气汇集到采气干线，最后通过采气干线进入集气站，经增压后输送至处理厂，脱水后计量外输。
根据煤层气田气井分布、地貌、处理规模等因素，确定两种标准化集输方式（图1）：①井场来气经采气管道到达集气站，增压、脱水后计量外输；②井场来气
1.2 井场1.
2.1 井场工艺
根据井间距和井型确定井场类型，井场一般分为单井井场和多井丛式井场。2种井场均采用“套管采气、油管采水”的井场工艺。煤层气由套管采出，经旋进漩涡流量计计量后，进入采气管道输送至集气站；螺杆泵或抽油机将地层水采出，经消气器气液分离后送至井场蒸发池；井场设置放空接口和放空火炬，供事故时点燃放空，减少污染。丛式井场相比单井井场，其采气、采水及放空均添加了汇管，每口井旁增设防渗蒸发池，通过汇管汇入集中水处理池（图2、图3）。
图3 多井丛式井场工艺流程图
1.2.2 井场平面布置
煤层气田单井井场征地标准规格为20 m 30 m ，单井井场围栏尺寸约为15 m 12.5 m ，防翻越围栏高度为2.1 m （非防翻越围栏高度为1.5 m ），丛式井场每
增加一口井长度方向增加5 m （表1）。围栏门为双扇门，门宽2.5 m 。井场区域分为生产设施区（抽油机、采气树）、管道区（采气及采水管道）、辅助设备区（电动机等）、计量阀组区及蒸发池区。
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“井间串接与阀组串接”组合进站方式的投资略高于井间串接方式，且串接进站方式较为灵活，压损小，在某些煤层气田均有成功应用。由于采气管道多采用PE 管，一旦被人工或机械挖断，将造成部分井新理想
放空，影响正常生产。而通过将相邻单井或井场串接后集中输送至附近的阀组，或多井串接后在支线与干线相连的根部设置截断阀的方式，在发生截断故障时可以减少受影响的井数，便于抢维修，具有一定的优越性。
图4 某区块“井间串接与阀组串接”组合进站方式示意图
表1 多种井场的平面尺寸标准表
井场类型征地尺寸（长宽）防翻越铁栅栏尺寸（长宽高）
单井井场20 m 30 m 15 m 12.5 m 2.1 m 二井式丛式井场25 m 30 m 20 m 12.5 m 2.1 m 三井式丛式井场30 m 30 m 25 m 12.5 m 2.1 m 四井式丛式井场35 m 30 m 30 m 12.5 m 2.1 m 五井式丛式井场40 m 30 m 35 m 12.5 m 2.1 m 六井式丛式井场45 m 30 m 40 m 12.5 m 2.1 m 七井式丛式井场
50 m 30 m
45 m 12.5 m 2.1 m
1.3 采气、集气管网1.3.1 管网进站方式
适于煤层气田的管网进站方式主要有阀组进站、
井间串接进站及组合式进站（表2）[9-11]。
“井间串接与阀组串接”组合式进站方式是将相
邻的井或井场串接，然后集中输送至附近的阀组，再统一输送至集气站，阀组的主要功能是集气、截
断。通常，一个阀组的辖井数为3~10口，多条采气干线汇入至集气站，每条采气干线汇集10~25口单井来气（图4）。
管材采用无缝钢管；管径大于DN250的钢管采用直缝电阻焊钢管，参考GB/T 9711-2011《石油天然气工业管线输送系统用钢管》。
PE 管主要可以分为PE80和PE100。管材分为SDR11系列和SDR17.6系列（SDR 后的数值是指管道公称外径与公称壁厚的比值），不同管材对应的最大允许工作压力不同，应根据管网的设计压力和所处环境的温度合理选取管材（表3，其中，折减后最大工作压力p m =p max C r ）。
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PE 管类型SDR 最大工作压力p max /MPa
压力折减系数C r （-20~20 ℃）
压力折减系数C r （20~30 ℃）
PE8011.00.50 1.00.917.60.30 1.00.9PE100
11.00.70 1.00.917.6
0.40
1.0
0.9
表3 PE 管最大允许工作压力标准表
图5
标准增压工艺流程示意图
1.3.3 水力计算
管网水力计算的常用软件有TGNET 和Pipepha 。对于煤层气田的湿气输送工艺，推荐采用Pipepha ，其对于两相流（湿气输送）的水力计算模拟结果更加精确。在Pipepha 中，推荐选用SRK 方程为模型状态方程，选用BBM 模型为压降模型，采用“井口-固定流量（最大流量）及站场——固定压力（最小压气液分离，进入压缩机组进行增压压缩，经空冷器冷却至温度45 ℃左右，分离器气液分离后进入脱水流程，再经计量撬计量后外输至用户[14]。集气站的工艺流程：来气→气液分离器→压缩机组（增压）→气液分离器→脱水→计量外输。1.4.2 增压工艺标准化
根据煤层气田的集输规模及气质优劣，增压有1.4.3 脱水工艺标准化
根据环境温度的不同，基于对水露点的考虑（GB 17820-2012《天然气》要求在交接点压力下，水露点应该比输送条件下最低环境温度低5 ℃），通常有2种标准化脱水方式：三甘醇脱水工艺和动态恒温露点控制脱水工艺。
三甘醇脱水工艺：呈饱和状态的湿天然气进入分离器分离出携带的液体和固体颗粒，进入TEG 吸收塔下部与TEG 贫液充分接触，脱除煤层气中的饱和水，脱除水分后的产品气经干气-贫液换热器与贫三甘醇溶液换热后作为产品气计量外输。该工艺广泛应用于煤层气田及各大中型气田，操作温度下溶剂稳定，吸湿
性高，露点降高；容易再生，再生浓度可以达到99％以上；蒸气压低，气相携带损失小；装置投资及运行费用较低；进出装置的压降小甲醛有气味吗
。
动态恒温露点控制脱水工艺：采用动态露点控制装置脱水，利用环境低温，经过两级空冷后将天然气温度降至最低，然后通过外冷装置（氟利昂制冷）低温分离，水露点冬季为-5 ℃，夏季为0 ℃。该工艺在筠连煤层气田得以应用，其较三甘醇脱水装置具有投资低、运行费用低的优点，虽然露点降至很低，但是可以满足就近供气的外输要求，该工艺适用于冬季最低温度高于0 ℃的煤层气田。
1.4.4 平面、竖向布置标准化
（1）平面布置。站场按照其功能主要可以分为生产区和辅助生产区。生产区包括进出站阀组、外输计量区、分离区、压缩机区、脱水区及放空区。辅助生产区包括综合值班用房、天然气发电机房、变配电室、供水及水处理和水源井房等。生产区与辅助生产区分别布置在站场两侧，办公区临近站外的道路，安全且便于对外联系，压缩机区与空冷器区需要远离办公区。天然气发电机房、变配电室组成动力区，其位置能够与生产区、水处理区及办公区衔接紧密。放空区设置在全年最小频率风向的上风侧，与站场之间的距离不应该小于40 m。
（2）竖向布置。立面布置通常基于降雨排水的考虑，根据当地降雨及积水情况，采取2种标准化立面布置方案：①采用斜坡布置，场地排水坡度约为0.5％；
②采用平坡布置，站内雨水通过雨水管道收集，集中排向站外区域道路边沟。
1.4.5 其他主要工艺标准化
（1）放空工艺：集气站各部分放空分别进入带有点火功能的放空总管，站外放空管点火放空。放空系统主要包括：来气进站放空、分离器放空、压缩机橇放空、二次分离器放空、外输放空等。
（2）排污工艺：集气站各部分排污分别接入排污总管，各类生产废水从废水调节收集池经泵提压后进入高效油水处理装置进行处理。排污流程为：设备排污（分离器叱咤风云造句
排污、压缩机橇排污）→排污总管→污水池（或污水罐）→污水车→污水处理站。
（3）自用气工艺：集气站自用气主要是站内锅炉用气。自用气引自外输汇管，经自用气调压计量橇后，引至锅炉。2 设备标准化与撬装化
2.1 井场设备标准化
井场设备主要包括采出水设备与供电设备。目前，煤层气田应用较为广泛的采出水设备有抽油机和螺杆泵，抽油机工艺成熟、管理方便，且运行成本低，但排量受限、携煤灰能力较差，故其适用于含液量及含尘量较低的井。螺杆泵排量较大（100 m3/d以上），携煤灰能力强，但由于煤层气井缺乏润滑性，易出现超扭矩停机现象，对于产水量小于3 m3/d的井，故障率较高，故其适用于产水量较大或煤
粉含量较多的井。此外，对于产水量大于100 m3/d的井也可以采用电潜泵，对于供电成本较高的地区可以采用气驱泵。
根据煤层气的生产特点，煤层气排采要求缓慢、稳定、长期、连续。目前，井口常用的燃气发电机使用寿命较短，维护工作量大，且当燃气发电机出现故障时，需要关井维修，对排采影响较大，因此不建议采用燃气发电机发电。若当地工业用电价格较高，不宜引入外电供电。通过经济性比选，标语
建议采用集中发电供集气站和井口用电的方式。随产能建设规模化发展，适时考虑接入地方电网。
2.2 站场设备标准化
站场设备主要包括分离设备与增压设备。井场来气经集气站汇管汇集后，在进入压缩机之前需要进行气、液及固体杂质的初分离。结合采气管道分离装置的设定及煤层气中煤粉含量，在集气站内初分离的设备有2种标准化设计方式：①若采气管道设有线路分水器（疏水阀或凝水缸），进站后的游离水较少，初分离的主要任务是清除煤粉杂质，可以设置过滤分离写一篇日记
器。其分离效率高，弹性大，但是更换滤芯较为频繁，因此需要设置备用分离器。②若采气管道未设有线路分水器，进站后的游离水和煤粉均较多，可以设置重力式气液分离器。增压后由于会析出大量游离水，需要设置气液分离器。
在煤层气采出过程中，流量波动较大（初期和末期均较小，中期产气量较高），气体从井口采出后夹带水分和煤粉，且压缩比较高，不宜选用离心式压缩机。综合考虑工艺适用性、造价运行成本及国内
制造工艺，并借鉴以往工程经验，建议处理量大于15104 m3/d时采用往复式压缩机，处理量低于15104 m3/d时采用螺杆式压缩机。
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