(中國石油遼河工程有限公司遼寧盤錦124010)
摘要:由於煤層氣田“低產、低壓、低滲”的特點，地形復雜，相對高差大，不同程度地增加了工程設計和施工的難度，開采和運輸成本相當高。如果繼續沿用傳統技術和油氣工程相關標準，將無法大幅度降低工程投資，降低運營成本，節約土地，實現煤層氣田的有益開發。根據煤層氣田集輸工藝的特點，堅持地面與井下充分結合的原則，開發了壹套先進、合理、經濟、適用的中國煤層氣田地面集輸工藝“分支-分支‘閥組站布置’”。對集氣半徑、壓縮機選擇、管道選擇、節能和水力學進行了研究。結果表明，新技術的應用大大改善了流體流動環境，簡化了工藝流程。
關鍵詞:煤層氣地面集輸低壓低產低滲。
基金項目:國家科技重大專項39 (20092 ×05039)資助。國家高技術發展項目“沁南煤層氣開發利用高技術產業化示範項目”資助。
作者簡介:王熒光，男，工程師，2005年畢業於遼寧石油化工學院化學工程與工藝專業，獲碩士學位，現主要從事油氣工程設計與研究。地址:(124010)遼寧省盤錦市興隆臺區尤氏街93號。聯系電話:(0427)7806753、15842701850；電子郵箱:wangyingguang7@ 126。com。
煤層氣地面集輸技術
王迎光
(中國石油遼河石油工程有限公司，中國遼寧盤錦124010)
摘要:中國煤層氣田的開發建設剛剛起步。煤層氣田的設計既無規範，也無成功經驗。不可避免的是，照搬石油行業標準會增加項目投資，降低煤層氣田的整體經濟效益。沁水盆地南部潘河煤層氣田根據低產、低壓、低滲、地形相對復雜、高差大等特點，形成了自主創新技術。主要貢獻包括以下幾個方面:菱形井距、兩口井串聯運行、閥組簡單測量、低壓集氣、中央增壓，被稱為“多分支管匯”處理站，具有其獨特的地面建設風格。該技術具有投資少、見效快、管理維護方便、操作人員少、設備少、能耗低、組織活躍、環保、占地少等特點。
關鍵詞:煤層氣，地面集輸，低壓，低產，低滲透，節能
介紹
中國缺乏石油和天然氣資源。2010年我國天然氣供需缺口達到(210 ~ 250) × 108m3，但成分和熱值與常規天然氣相近，資源豐富的煤層氣自然是目前最現實的天然氣替代資源。目前，世界上只有美國和加拿大實現了煤層氣地面大規模商業化開采，其中美國是商業化開采最成功、煤層氣產量最高的國家。由於我國煤層氣田產量低、壓力低、滲透率低以及地形復雜、相對高差大的地形特點，如果繼續采用傳統的集輸工藝，將無法實現煤層氣田的有益開發，減緩我國煤層氣產業進入實質性商業生產的進程。這壹切表明，要實現高效率、低成本的煤層氣田規模開發，實現我國煤層氣產業自主創新的要求，必須發展壹套先進的、全新的技術來指導當前和未來煤層氣田地面工程建設。因此，根據國內煤層氣資源和開發情況，目標是大幅度降低煤層氣田地面建設工程投資，降低運營成本，節約土地，有利於煤層氣田開發。在詳細分析煤層氣田集輸技術特點的基礎上，堅持地面與井下充分結合的原則，緊緊圍繞煤層氣集輸技術開展了大量的創新、研究、比較等工程技術研究工作，形成了壹套符合我國煤層氣特點的先進、合理、經濟、適用的煤層氣田地面集輸技術。新技術突破了我國解放60多年來標準規範中規定的采氣管道長度不得超過5km的限制，大大降低了投資、能耗和操作復雜程度，多項指標處於國際先進水平。
1煤層氣地面集輸新技術
1.1“分支對分支‘閥組站’”技術原理[1]
圖1“分支對分支‘閥組布置’”工藝技術示意圖
1.1“分支對分支‘閥組站’”技術原理[1]
“枝上枝‘閥組站布置’”(圖1)技術是對傳統站場布置技術的挑戰。它將集氣計量站改為閥組，閥組在天然氣集氣幹線和大量采氣支線之間形成壹個節點，通過該節點將多條采氣管線中的天然氣集中到集氣幹線中。集氣站的外輸管線就像壹條主幹，從閥組到集氣站的集氣支線就像壹條支線。每個閥組就像樹枝上的壹個節點，所有與節點相連的集氣管線就像壹個個小樹枝。新技術與傳統技術的本質區別在於傳統技術使用壹個工位(包括值班室、儀表、電氣、設備、警衛、維修、圍欄、大門等。)將10 ~ 20采氣管線匯聚在壹起；新技術是用壹個閥組(通常位於井口周圍，相當於壹個普通的管件)把大量的采氣管線集合在壹起。理論上，新技術的應用取消了傳統技術中需要建設的無數載人站，最重要的是大大簡化了流程和投資。
1.2“分支對分支‘閥組布局’”的理論驗證
1.2.1根據允許壓降計算的采氣半徑
根據實際壓降，采用國內公認的《油氣集輸設計規範》中的韋茅斯公式:采氣井口至“分支對分支”閥組配氣站閥組的長度為8.3km，閥組至集氣站為23.5km，采氣管線總長為31.8km；傳統站場布局的采氣管線總長度為11.3km(圖2)。
圖2不同布站方式下采氣半徑計算示意圖
1.2.2“分支對分支”閥組站與傳統布站方式相比產氣半徑增大的原因分析。
(1)閥組配氣站與傳統分散增壓配氣站之間非* *管段采氣管道長度比Y/Z的理論推導。壹段管道* * *基於《油氣集輸設計規範》中的韋茅斯公式；
中國煤層氣技術進展:2011煤層氣學術討論會論文集。
將它的兩邊平方並變形，得到下面的公式:
中國煤層氣技術進展:2011煤層氣學術討論會論文集。
本次計算中，兩種站場布置方式* * *的管道斷面為5033.112(p 12-P22)/△ZT，可視為常數。因此，根據實際計算數據，“支上支”閥組(d8/3)1/傳統站場布置(。
中國煤層氣技術進展:2011煤層氣學術討論會論文集。
分支閥組分配站(1/qv)1/傳統分配站(1/qv)2
中國煤層氣技術進展:2011煤層氣學術討論會論文集。
最後，[(D8/3/qv)1/(D8/3/qv)2]2 =(35.63/12)2 = 8.8，即Y/Z=8.8。
(2)從“分支-分支”閥組到集氣增壓站的采氣管線長度與* * *段采氣管線長度之比Y/X的理論推導。
壹段管道* * *基於《油氣集輸設計規範》中的韋茅斯公式；
中國煤層氣技術進展:2011煤層氣學術討論會論文集。
將它的兩邊平方並變形，得到下面的公式:
中國煤層氣技術進展:2011煤層氣學術討論會論文集。
在此計算中，它取決於(d8/3/qv)2和(p12-p22)/t。將實際數據放入
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得到Y/X=3.3。
解方程:
圖3“分支對分支”閥組配氣站與傳統分散增壓配氣站產氣半徑計算示意圖。
當Y/X=3.3，Y/Z=8.8時，(X+Y)/(X+Z)=3.13。
也就是說，“分支對分支”閥組采氣管道的長度是傳統分散加壓采氣管道的3.13倍。
(3)“分支對分支”閥組配氣站與傳統集中加壓配氣站的比較。
圖4“分支對分支”閥組配氣站與傳統集中加壓配氣站產氣半徑計算示意圖。
壹段管道* * *基於《油氣集輸設計規範》中的韋茅斯公式；
中國煤層氣技術進展:2011煤層氣學術討論會論文集。
將它的兩邊平方並變形，得到下面的公式:
中國煤層氣技術進展:2011煤層氣學術討論會論文集。
在此計算中，它取決於(d8/3/qv)2和(p12-p22)/t。將實際數據放入
中國煤層氣技術進展:2011煤層氣學術討論會論文集。
Y/X=3.3。
則(Y+X)/X=4.3，即“分支對分支”閥組配氣站的采氣管道長度是傳統集中加壓采氣管道的4.3倍。
1.3“枝上枝”閥組站場布置技術創新
(1)新技術大大簡化了流程。與傳統的三段式布局或兩段式布局相比，簡化為壹步到位的壹段式布局；
(2)集氣計量站由節點技術替代，工藝大幅簡化，取消所有建築、容器設備和值班人員，閥組占地比井口少，投資大大降低，新技術投資比傳統技術降低55%；
(3)采氣半徑由規範規定的不到5km擴展到3倍以上，不僅進壹步簡化了集氣系統，進壹步降低了投資，而且產能翻倍；
(4)新技術使得氣田能耗僅為5431.56 MJ/104 m3，遠低於國內先進的能耗指標6949 MJ/104 m3；
(5)新技術使氣田面積從67.8畝減少到42.3畝，減少率為37.6%；
(6)經營者由63人減少到21人，減少66.7%。
1.4井口集輸工藝
煤層氣井采用排水降壓采氣工藝(圖5)，地下煤層中的水由抽油機抽出油管，直接排入井場附近的幹燥坑進行幹燥和自然蒸發；煤層氣隨著地下水產出地層壓力的降低而不斷沈澱。當套壓節流至0.2mPa(G)時，通過采氣管線進入煤層氣收集系統。
圖5井口采氣原理示意圖
1.5閥組流程
目前煤層氣中含水量很少，閥組內沒有分離器，既節省占地，又節省投資。
來自井口的煤層氣以0.1.5 MPa (g)的壓力到達集氣閥組，進入集氣閥組生產管匯，總計量後進入集氣管線；集氣閥組內設置單井輪換計量，可根據需要計量輪換中各井的產氣量。每口井的采氣管線在集氣閥組內有壹個放空過程。采氣管線檢修時，放空閥打開，進入放空總管，通過放空管排入大氣。閥組的總流量、溫度和壓力參數通過RTU采用無線傳輸系統傳輸至升壓站。生產閥組的集管上有壹個安全閥。當集氣管線壓力達到0.4MPa(G)時，安全閥跳閘，將超壓氣體排放至放空管(圖6)。
圖6閥組工藝原理示意圖
1.6集中增壓站流程
進氣總管上有緊急關閉閥和緊急排氣閥。當事故發生時，緊急切斷閥將立即關閉，同時打開緊急放空閥進入火炬系統。在煤層氣進出口管道上，設有過程控制系統，溫度、壓力、壓縮機運行等參數進入儀表室進行檢測和顯示。集氣站外輸管道上安裝有流量計量裝置，煤層氣外輸氣量進入儀表間的過程控制系統進行檢測和顯示。壓縮機進出口分離器裝有液位計和液體自動排汙裝置，進入儀表室的過程控制系統進行檢測和顯示(圖7)。
圖7集氣增壓站工藝流程示意圖
2其他煤層氣地面集輸配套技術
2.1可互換煙氣節能轉換技術研究[2]
煤氣發生爐的余熱利用是通過煙氣收集，余熱鍋爐換熱，然後驅動泵在換熱系統中循環水，吸收煙氣熱能來實現的。換熱後的熱水或蒸汽用於加熱或做功，其實質是提高燃氣的利用率，從而達到節約燃氣的目的。
可互換式煙氣節能轉換系統主要由兩部分組成。壹、集熱裝置:熱交換器。二、動力設備:循環水泵(如果集氣站比較大，可以增加能量轉換裝置，如蒸汽發生器、乏汽回收裝置冷凝塔)。上述設備通過管道連接，循環水在它們之間循環，形成余熱利用系統。換熱後的煙氣也可送入吸收式空調(溴化鋰空調)完成加熱或冷卻。
發動機煙氣和循環水同時通過換熱器進行熱交換，符合溫度要求的循環水在動力泵的作用下進入循環，提供采暖和生活用水。在水資源匱乏的地區，廢水經回收處理後可進入系統循環使用。熱交換器內有換熱管，水在換熱管內循環，發動機排出的煙氣經過換熱管的縫隙，在對流過程中完成熱交換，從而利用煙氣的熱能。
2.2煤層氣增壓設備的優化[2]
壓縮機的種類很多，分類方法也不同，根據工作原理的不同可以分為兩大類:容積式壓縮機和轉速式壓縮機。在容積式壓縮機中，氣體壓力的增加是由壓縮過程中氣體體積密度的增加引起的；速壓器首先使氣體在動力的作用下達到高速(動能)，然後在擴壓器中急劇減速，使氣體的動能轉化為壓力能(勢能)，提高了壓縮氣體的功率。在煤層氣集輸中，通常采用容積式往復壓縮機或速度式離心壓縮機。
2.2.1壓縮機比較
從表1可以看出，與離心式壓縮機相比，往復式壓縮機具有以下特點:
(1)壓力應用範圍廣:從低壓到超高壓均可應用。目前工業用的壓力是350MPa，實驗室用的壓力更高。
(2)效率高:由於活塞兩側高低壓流體之間的良好密封，往復式壓縮機的效率遠高於離心式壓縮機。
(3)適應性強:往復式壓縮機的排量可在較大範圍內變化，氣體密度變化對壓縮機工作的影響不如轉速型顯著，對負荷變化和氣體品質變化的適應性強。
目前煤層氣礦井增壓容量小，壓比波動大，常采用往復式壓縮機。為了適應礦井的實際工作環境，以天然氣為燃料的燃氣發動機提供的整體式活塞壓縮機組在礦井增壓中得到了廣泛應用。
表1壓縮機優缺點對比
2.2.2壓縮機原動機比較
煤層氣田使用的往復式壓縮機應由燃氣發動機和電機驅動。
最終的驅動方式應在技術經濟比較後確定。方案比較應包括設備投資、供電線路投資、管理方便等。如果外部供電條件較好，應優先采用電機驅動，這樣操作簡單，管理方便。氣驅更適用於無外接電源條件或外接電源條件較差的場合(表2)。
表2壓縮機驅動模式綜合對照表
2.3管道材料的選擇[3]
由於煤層氣井節流後產出的煤層氣壓力為0.2MPa(最大0.4MPa)，溫度≤20℃，采氣管道材質的合理選擇對降低工程成本、提高施工速度起著關鍵作用。根據實際生產情況，采用PE管道和鋼管在技術上是可行的。我們對兩種管道材料進行了經濟比較。從pe管道與鋼管管道的投資對比表和管徑與管道總投資的相關曲線來看，當生產和集氣管道公稱直徑DN小於或等於250時，采用PE100的PE管道材質等級較為經濟，當公稱直徑DN > 300時:采用鋼管較為經濟。
2.4水力計算的優化選擇
(1)根據大量研究資料發現，由於《油氣集輸設計規範》(GB503502005)中使用的韋茅斯公式對管道內壁粗糙度較大(0.0508mm)，且忽略了管道波動時壓降的加速分量，計算結果偏於保守。同時，由於管道在使用壹段時間後粗糙度越來越大，計算結果也會更加符合實際情況。
(2)計算軟件方面，PIPELINESTUDIO專業做調峰和水錘計算，優勢是動態分析。雖然裏面有壓降計算方法，但是方法有限，用途有限。PIPEPHASE是壹款計算管道壓降、段塞流和水合物的專業軟件，內置公式多，通用性強，修正系數經過大量工程驗證。因此，本研究最終決定選擇PIPEPHASE作為煤層氣田水力計算軟件。
(3)對於水力計算方法，根據以上比較可知，Mukherjee-Brill、Dukler-Eaton、Beggs、Brill & Moody和Beggs-Brill的計算結果相同，均可作為煤層氣田水力計算方法。但建議在使用過程中首選Beggs，Brill & Moody公式，因為它有大量經過工程驗證的管道波動修正系數，在業內得到廣泛應用，可以使結果更接近實際情況。其次，如果不知道選擇哪種計算方法，可以選擇Mukherjee-Brill，因為這種方法適用於山區地形起伏較大的管道，而且這種水力計算方法是唯壹適合計算所有流體結構流態的模型。
3煤層地面集輸技術的應用效果
3.1應用程序
“分支上分支‘閥組布站’”技術已應用於中國兩大煤層氣產業基地建設，如沁南煤層氣開發高技術產業化示範工程、山西沁水盆地南部煤層氣直井開發示範工程、2011年山西石莊南項目集輸系統、石莊南區塊總體開發方案、二東氣田韓城區塊5億產能建設項目推廣速度更快，推廣範圍更大。其中，“十壹五”期間國家重點科技示範工程——沁南煤層氣開發高技術產業化示範工程於2009年9月28日竣工，壹次投產成功，年收益6543.86+0.6億元，經濟效益顯著。通過實際生產運行，各項參數表明，本項目采用的“多點接入、柔性集輸”地面集輸技術達到了國際水平，為今後我國煤層氣田的大規模開發提供了很好的經驗，對大型天然氣田的開發建設也具有非常重要的指導意義。
3.2經濟效益
沁南煤層氣開發高技術產業化示範工程和韓城市煤層氣集輸工程(二期)分別於2009年和2010建成投產。沁南煤層氣開發高技術產業化示範項目年收入6543.8+0.6億元。應用新技術後，節省項目投資654.38+0.97億元，建設工期提前6個月，提前投產帶來的銷售收入達到0.8億元。韓城市煤層氣集輸工程(二期)新技術的應用，節約工程投資0.8億元，提前工期3個月，帶來銷售收入0.63億元。
4結論
煤層氣地面技術“分支上分支‘閥組站’”技術取得了這樣的經濟效益和社會效益，其技術優勢尤為明顯[4]，為煤層氣田的大規模開發提供了技術支撐，具有明顯的經濟效益和社會效益。此外，煤層氣田和頁巖氣田在中國剛剛起步。煤層氣田總資源量約為31.46×1.01.2m 3，相當於陸地常規天然氣資源量。我國頁巖氣田分布廣泛，總資源量可達100×1012m3，相當於天然氣儲量的3倍。“枝上枝”技術完全可以在上述各類氣田的開發建設中發揮作用，應用前景十分廣闊。
參考
[1]裴紅，劉文偉. 2010。“枝上枝”集輸技術在大型低滲透低產天然氣田、煤層氣田建設中的應用，石油規劃與設計，21(2)，12 ~ 15。
王熒光，裴紅，劉，等2010。煤層氣田地面集輸技術研究。遼寧:中石油遼河工程有限公司(調研報告)
裴洪，劉。2008.煤層氣集輸工程設計理念及其在潘河項目的實踐。北京:2008年煤層氣研討會會議錄。
王熒光。2009.蘇裏格氣田蘇10井區地面建設優化方案，天然氣工業，29(4)，89 ~ 92。