山西省沁水盆地是我国重要的煤层气勘探地区, 蕴藏着丰富的煤炭资源和煤层气资源。其煤层气田具有低渗、低压、低产等特点, 开发投入高、产出低、风险大, 具体有以下特点:
(1) 单井产量低, 井口压力低, 气田单位产能建设井数多;
(2) 初期单井产水较多, 随着开采时间的延续, 产水量逐步减少;
(3) 煤层气田单井产气压力低, 如果要满足外输要求, 集输系统投资较高;
(4) 煤层气中饱和水蒸气含量较高。
重点开采区地形条件异常复杂, 属于平川、丘陵、山岭三类地貌区, 开发建设外部条件差, 集输系统及配套的供电、通信、道路等建设难度大。地面工程建设包括煤层气集气处理站、煤层气外输、供配电、自动化控制、配套等工程。
1 煤层气田的特点
煤层气是一种以吸附状态赋存于煤层中的气体, 其成分与油田上的天然气基本相同。其甲烷含量一般在95%左右, 丙烷、丁烷的含量很少。煤层气储于乘压水封堵气藏, 以吸附状态赋存在煤层中, 煤层气井采用排水降压采气工艺, 只有排出每层中的水, 降低地层压力才能使煤层气析出。排水降压、单井产量低和井口压力低是煤层气集输的重要特点, 因此, 煤层气需要连片开发, 采用全密闭采输流程, 减少能耗, 简化工艺, 优化设备、材料, 降低工程造价, 合理利用煤层压力能, 提高能量利用率。
2 优化技术工艺和流程
2.1 采用了以“低压集气、井丛串接、集中处理”为核心的煤层气地面集输工艺模式
煤层气经解吸后由套管采出, 通过井场旋进流量计计量后汇入本井丛汇管进入采气管线, 各单井 (井丛) 间通过井间串接汇集到采气支线, 各采气支线汇集到集气阀组, 最后通过采气干线进入集气站;在集气站煤层气经过过滤分离后, 进入增压区增压、除尘、脱水, 最后经外输计量后分别进入外输管道。
其优点:缩短了采气管线长度;增加了集气站的辖井数量;减少了集气阀组数量;降低了管网投资;减少了对植被的破坏;提高了采气管网对气田开发的适应性。
2.2 建立并选择适用管材标准
首先, 采气管材主要选用PE性柔性好、抗蠕变、耐磨、施工方便、使用寿命长, 管径小于400mm均可用PE管材;其次, PE管壁厚由SDR11降低到SDR17.6, 节约主材费用30%以上。经过对SDR21系列管材进行了专项研究, 主要对管材静液压、耐慢速开裂、断裂延伸率、环刚度等性能进行了测试, 证明SDR21系列也可适用于煤层气采气管网, 2014年将全面推行SDR17.6, 试推行SDR21, 进一步降低主材费。
2.3 创新思路, 优化集气站主要设备选型
煤层气集气站工艺流程根据产气量可分为两种模式, 既满足集气站工艺要求, 又降低了投产成本。针对主力产区, 集气站、发电站以固定站建设, 采用一级增压, 阀组来气从0.05MPa直接增压到4.0MPa, 再进行除尘、脱水, 计量后外输到长输管道。
针对矿权面积较小, 受煤矿开采影响, 为节约工程投资, 采用二级增压, 所建集气站、发电站按照临时站场建设, 站内主要设备采用移动式撬装装置, 以便于将来重复利用, 搬迁方便。阀组来气经过一级增压, 从0.05MPa增压到1.4MPa, 然后进行除尘、脱水, 再进行二级增压, 从1.2MPa增压到4.0MPa, 计量后外输到长输管道。
2.4 依托华潞模式, 灵活部署供配电工程
利用煤矿变电站供电和自发电两种供电并存模式, 解决了三个井区集气站和单井生产用电。
其一, 产能建设产初期, 单井生产主要利用柴油发电机发电, 待产气量达到一定规模后, 采用燃气发电机发电生产, 站内压缩机组选用燃气驱动方式。
其二, 单井由附近煤矿提供电源。建发电站1座, 安装移动式撬装燃气发电机组并网发电, 主要为集气站压缩机组供电, 集气站撬装压缩机组选用电动机驱动方式。
2.5 优化简化了井场工艺流程和设计
首先, 煤层气井压力低、产量小, 且煤层气组分轻, 因此煤层气井不同于常规天然气井, 通过分析防爆区划分等相关规范, 将发电机组与井口间的距离由防火规范规定的9m, 缩减到5m, 减少井场占地, 且煤层气井多处山区, 距离的缩减, 有效的减少了井场平整的工程量, 降低了井口投资。其次, 煤层气田布井方式以“丛式井为主、单井为辅”模式统领气田开发建设, 进一步降低成本、提高效益。丛式井组与单井施工相比, 最显著的效益是降低了土地征借费、钻前施工费、搬迁运输费成本, 减少了征地数量, 实现了节能减排, 保护了生态环境。
2.6 自主研发并制造小型粉尘过滤装置
古城临时CNG压气站工程中, 从设计入手, 合理简化工艺流程, 最大化减少征地面积, 过滤分离器采用了自主研发并制造的小型粉尘过滤装置, 实践证明效果良好, 节约设备购置费用约20万元, 加快了施工进度。
2.7 研制凝液缸, 解决采气管线积水排放
目前井底采出煤层气大多为湿气, 当管线环境温度低于产出气温度, 煤层气凝析出水, 低压低产, 山区管线高程差大, 不利于气体携带水分, 导致低部位积水, 造成管道起末点压差大, 井口憋压, 单井产量降低, 冬季气温较低时造成管线结冰冻堵事故。根据以上情况研制了凝液缸, 选择适当的位置安装在管线中, 定期排放积水, 起到了明显的效果。
3 存在的问题
3.1建成投产并实现规模化连续开发生产的煤层气区块还太少, 地面集输处理各专业暴露的问题还偏少, 能够借鉴的成功、有效的案例不够丰富。
3.2非常规资源应树立非常规的理念、采取非常规的技术, 坚持低成本开发等意识还需进一步加强。
3.3还有待继续深入的认识、掌握排水采气的规模, 井场自控参数与设施的设置还有待进一步优化、规范。
3.4低成本开发是煤层气资源动用的先决条件, 但是宏观经济总体趋势使低成本战略难以落实, 在质量和成本的博弈中难以平衡。
3.5缺少适应煤层气低成本有效开发生产的新设备、新工艺。
摘要：煤层气地面工程建设是煤层气田开发利用的核心环节之一, 也是煤层气深加工提高经济效益的关键步骤, 结合煤层气田的特点, 利用地层压力, 简化地面工艺流程, 降低工程造价, 提高经济效益。本文依据山西沁水煤层气田“低产、低压、低渗”和地区地形复杂, 相对高差较大等特点, 坚持地面与地下充分结合的原则, 从井场工艺、集输半径、设备选型、管材选择、节能等多方面考虑, 优化并简化了煤气田地面建设工程的主要工艺技术, 并降低了地面建设投资和运行费用, 取得了较好的效果。
关键词：煤层气,地面工程,现状,认识
参考文献
[1] 秦万成.沁南煤层气田地面工程建设2008年煤层气学术研讨会论文集.
[2] 刘烨.煤层气地面工程工艺技术及优化分析石油规划设计2008.7第4期.
[3] 王红霞.沁水盆地煤层气地面工艺技术天然气工业2008.6第3期.
[4] 林晓英.关于煤及煤层气工程专业建设的思考中国地质教育2009年第4期.