煤层气地面工程现状及技术应用

刘文伟

(中油辽河工程有限公司，辽宁 124010)

煤层气地面工程现状及技术应用

刘文伟

(中油辽河工程有限公司，辽宁 124010)

煤层气具有“低储层压力、低饱和度、低渗透率、低丰度”的特点。由于煤层气田的特点，使煤层气开采与输送成本高，地面工程建设难度大，限制了煤层气产业的发展。随着全球进入能源紧张时代，煤层气作为重要的替代能源日益受到世界各国的重视，中国对煤层气田开发的优惠政策极大促进了国内煤层气产业的快速发展。该论文阐述了煤层气特点、国内外煤层气田地面工程现状、设计标准、典型流程及技术应用等相关内容。

煤层气田 特点 工程标准 技术应用

1 煤层气及特点

煤层气俗称“瓦斯”，是赋存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体，主要成分为CH4。煤层气的高热值为38.4MJ/m3，低热值为34.4MJ/m3，与天然气热值相当。煤层气开采采用排水采气工艺，油管排水，套管采气。直井平均单井产气量为1500～2000m3/d，最高单井产量达6000m3/d;多枝水平井产量为20000～100000m3/d。

2 国外煤层气田现状

美国是世界上开采煤层气最早、也是商业化开发最成功的国家，美国煤层气工业起步于20世纪70年代，大规模的发展则是在20世纪80年代后。圣胡安和黑勇士盆地是美国煤层气产量最高的煤层气田，全美煤层气产量的90%以上是从这两个盆地生产的，煤层气地面建设技术已经相当成熟。地面工程主要包括煤层气井口、煤层气集输系统和集中处理站。煤层气井口均设有分离器、流量计、放空火炬。整装开发的煤层气田大都采用集中增压系统，井口采出的煤层气通过采气管线，集输到集气增压站集中增压。集输系统中不设清管设施。在集输干线上为将来开发的煤层气井进入集输系统预留部分阀门。每座集中处理站主要设备包括段塞流捕集器、燃气发动机驱动的压缩机组和脱水装置。脱水装置采用三甘醇吸收法脱水工艺。圣胡安盆地煤层气采出水采取蒸发池、深井注入法以及地面排放法。但无论采用何种方法都需要先对采出水进行处理，以符合排放标准。

澳大利亚煤田主要分布在东部沿海地区，煤层气勘探和开发主要集中在昆士兰和新南威尔士州。早在1976年澳大利亚就开始开采煤层气，主要在昆士兰的鲍恩盆地。澳大利亚的煤层气产量以矿井煤层气抽放为主，生产的煤层气主要供给建在井口的煤层气发电站。

加拿大的煤层气开发始于1997年，加拿大煤层气主要富集在不列颠哥伦比亚和艾伯塔两省，煤层气开发项目集中分布在加拿大西部阿省中南部地区。马蹄谷组煤层气高产走廊区位于卡尔加里和埃德蒙顿之间，马蹄谷组煤层的最大特点是“干煤”，不产水。部分含少量淡水。马蹄谷组单井产量一般在2260～4000m3/d之间，平均2830m3/d。在高产走廊区，平均单井产量3500m3/d。中部地区产量最高，达12000～15000m3/d。马蹄谷组煤层气井口地面设施简单，计量后直接外输。

3 国内煤层气田现状

中国煤层气资源丰富，根据最新的全国资源调查结果，煤层气资源量为36.81万亿m3，与常规天然气资源量相当，居世界第三位。煤层气在我国属于新兴产业，煤层气田的开发与建设正处于起步阶段，并逐步向规模化发展。自2007年以来我国煤层气产业进入了快速发展的轨道，2007年4月国家财政部、国家发改委颁布了一系列煤层气开发补贴和煤层气发电补贴优惠政策，极大地促进了煤层气产业的快速发展，全国范围内掀起了煤层气田开发与建设的热潮。我国煤层气田地面建设工程在沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地韩城地区和阜新盆地取得实质性突破，已进入商业性开发阶段。

3.1 沁水盆地南部

目前在沁水盆地南部国内外共有5家公司在进行煤层气田地面工程建设。

中联煤层气有限责任公司到目前为止已经有2项工程建成投产，其它4项正在建设中，目前年产量达到2.0×108m3以上。

山西沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程—潘河先导性试验项目和潘河增压站项目已建成投产，建设规模分别为 8.0×104m3/d和 5.0×105m3/d;山西沁水盆地南部煤层气直井开发示范工程—集输系统柿庄南工程等地面工程正在建设中，柿庄南区块集气总规模将达到1.0×109m3/a以上。地面集输工程主要包括:采气井口、集气阀组、集气增压站、CNG站。集气系统采用“多点接入，柔性集输”流程。除潘河先导性试验项目井口外，其它井口均无分离器，在阀组采用单井轮换计量，先期实施的单井设有放空设施，后续工程只在阀组设放空设施。集气支线设有凝水缸排除管线中的凝液，干线设有清管器清管。集气增压站内无煤层气处理设施，增压后通过输气管道输到处理厂或LNG等用户。CNG站设有分子筛干燥脱水撬块。井口采出水进入晾水坑。潘河先导试验项目于2005年11月1日正式开始对外供压缩煤层气。

沁水蓝焰煤层气有限责任公司年产煤层气超过4.0×108m3，建成了建设规模为 5.0 ×105m3/d寺河煤层气CNG压缩站1座。采气管线上设有集液缸。井口来的煤层气经过采气管线进入集气阀组，在集气阀组进行单井轮换计量及集气阀组总量计量，在集气阀组设有安全阀，可在事故状态下将煤层气紧急放空至放空管。CNG站设有分子筛干燥脱水装置。井口采出水进入晾水坑。

中石油华北油田在樊庄、郑庄区块共建设6座集气增压站 (樊1站、樊3站、樊4站、樊5站、樊6站、樊9站)和1座集中处理厂。目前已建产能达6.0×108m3/a。井口采出气经过计量后进入集气管网至集气站。各井口设放空管。单井采气管道串接至汇管，再到集气增压站增压后输送到集中处理站脱水处理。集气管道设有收发球设施。集中处理站采用三甘醇吸收脱水工艺。

亚美大陆煤层气有限公司已与中联煤层气有限公司签署了潘庄区块和马必区块的产品分成合同，煤层气产量约1.0×105m3/d。1号集气增压站建设规模为4.0×105m3/d。煤层气用于供晋城市民以及煤层气田发电。采出煤层气经过计量后经管道进入集气站，井口采出水进入井场内的污水池，井场设有放空管。集气增压站设有分子筛脱水撬。

格瑞克煤层气有限公司已与中联煤层气有限公司签署了柿庄南、柿庄北和沁源区块的产品分成合同，在柿桩南建设1座 CNG站，规模为2.0×104m3/d。CNG站设有燃气发电机为井场供电。早期井口设有气液分离气，从分离器分离出来的水计量后进入晾水坑进行自然蒸发，井口采出的气体计量后进入集气管网。早期的井口设有放空管，后期的井口放空采用焚烧炉。集气系统采用枝状流程。

3.2 鄂尔多斯盆地

中石油煤层气公司已完成了三交煤层气集输工程和鄂东气田渭北地区1.0×109m3/a开发地面建设工程建设。

三交煤层气集输工程集输规模3.0×104m3/d。建设CNG母站1座，规模为2.0×104m3/d，位于山西省吕梁市临县、柳林县及陕西省吴堡县境内碛口镇樊家沟村附近。CNG母站设有分子筛脱水撬和储气井。

图1 煤层气田地面建设流程图

鄂东气田渭北地区年产量达1.0×109m3的开发地面建设工程位于韩城市境内。包括4座集气增压站 (韩-1站、韩-2站、韩-3站、韩-4站)和1座天然气处理厂。韩-1站已建成投产、韩-2站与集中处理站一期工程正在建设中。集气总规模为 3.0×106m3/d，煤层气处理规模为 3.00×106m3/d(分两期建设，一期3.33×108m3/a，二期6.67×108m3/a)。总的流程为:煤层气井口集来的煤层气，首先在各所属集气增压站增压，再通过管道去集中处理站增压、脱水后外输。集中处理厂脱水采用三甘醇脱水工艺。韩-1站规模为3.0×105m3/d。井口来的煤层气经集输管道进入集气增压站，经压缩机增压后，经过滤、计量为韩城市供气。井口设有放空管。韩-2站规模为1.2×106m3/d。井口来的煤层气经集输管道进入集气增压站，经压缩机增压后，经集气管道外输去集中处理厂。井口设有放空管。韩-3站、韩-4站正在规划中，规模分别为8.0×105m3/d和7.0×105m3/d。

澳大利亚必和必拓 (BHP Billiton)公司完成了保德煤层甲烷气先导试验站建设。位于山西省保德县境内。先导试验站共有8口试验井 (4口水平井，4口垂直井)。在每口垂直井设有抽水和采气系统，用抽水泵将煤层水采出排至储水池，经检验合格排放到黄河;煤层气在井场经分离器分离，再经流量计计量后进入火炬系统燃烧。单井产量2.88 ×104m3/d。3.3 阜新盆地

目前有刘家区块、海州区块和王营区块三个区块，其中规模最大的是刘家区块。单井平均产气量为2500～2800m3/d。已投入生产井口数量为:采空区4口、动采区1口、未采区34口。动采区和采空区的混合煤层气主要是进入刘家混和气集气站，设计规模为1.0×105m3/d。在混气站内的计量间进行计量和混合。通过水环压缩机将混合煤层气输往至下游用户。同时压缩机间内设有水环真空泵用于对管道进行抽真空处理以有利于采空区和动采区内煤层气的抽放。未采区的煤层气主要是进入CNG站和液化煤层气站 (LCBM)进生产CNG和液化煤层气产品装车外运。红山CNG站的处理规模为1.0×104m3/d;红山LCBM站的处理规模为2.0×104m3/d。早期井口设有分离器，部分井口设有就地流量计。

4 煤层气田地面建设工程设计

随着国内煤层气产业的快速发展，促进了煤层气地面工程设计理念与设计方式的更新与发展。逐渐由简单套用传统天然气田的设计模式向更加适应煤层气田的方式转变，工程设计标准也逐渐从无到有，工艺流程优化与创新全面开展，设备和材料的优选也逐步被提升到一个新的水平，煤层气田的规模化开发与建设必将促进煤层气田的数字化建设与实施。

4.1 标准规范

国内第一部煤层气田设计标准《煤层气集输设计规范》Q/SY1301-2010于2010年8月1日正式实施，行业标准编制在计划中。结束了煤层气田设计一直套用石油天然气标准和城镇燃气设计规范的时代，为进一步降低工程投资提供了更充分的法律依据。目前地面工程设计采用的主要标准有:《燃气用埋地聚乙烯 (PE)管道系统第1部分:管材》GB15558.1-2003、 《燃气用埋地聚乙烯(PE)管道系统第2部分:管件》GB15558.2-2005、 《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711-2011、 《工业金属管道设计规范》GB50316-2000(2008年局部修订)、 《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004等，目前还没有专门用于煤层气地面建设工程的施工及验收标准，还需要不断制订新的标准规范以满足地面建设的需要。

4.2 典型流程

在归纳和总结基础上，提出典型流程 (见图1)，结合煤层气田的具体情况合理选用。

5 煤层气田地面技术应用展望

根据我国“十二五”煤层气开发利用规划，“十二五”末，我国煤层气产量将达到200×108～240×108m3，其中，地面开采煤层气100×108～110×108m3，井下瓦斯抽采量110×108～130×108m3。随着国家对环境保护和煤矿安全生产要求的提高，煤层气田开发与建设必将迎来一个蓬勃发展的新局面。

煤层气田的设计、施工及验收标准会更加完善，国家科技重大专项研究的成果将逐渐在煤层气领域得到广泛的应用，适应煤层气田特点的新工艺、新设备和新材料将不断出现、发展与完善。

［1］叶建平.我国煤层气产业发展报告 ［C］.北京:地质出版社，2011.

［2］陈仕林，李建春.沁南潘河煤层气田“分片集输一级增压”集输集输 ［J］.天然气工业.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

刘文伟，女，高级工程师。现任中油辽河工程有限公司副总工程师兼油气加工所所长，负责技术与管理工作。

(责任编辑 韩甲业)