摘要：为加快沁水盆地南部煤层气开发进程，针对煤层气多井、低压及低产的特点，中联煤层气有限责任公司采用“分片集输一级增压”的管网布置方式，对传统的集输工艺进行了改进优化，由1个简单阀组替代了集气站作为采气和集气的转换环节，同时引入GPRS移动无线数据传输技术，大大简化了集输流程，减少了生产设施，方便了运行管理，显著降低了工程投资，为沁水盆地南部煤层气田全面进入商业化开发奠定了坚实的基础，也为其他地区的煤层气开发利用提供了参考。
关键词：沁水盆地；南部；潘河煤层气田；分片集输一级增压；地面集输；示范工程
中国煤层气资源十分丰富，全国埋深2000m以浅的煤层气地质资源量为36.81×1012m3，超过了天然气的地质资源量(35×1012m3)；埋深1500m以浅的煤层气可采资源量为10.87×1012m3，约为天然气可采资源量的二分之一[1]。截至2009年底，全国探明煤层气地质储量为1852.4×108m3，其中沁水盆地南部为1317×108m3，占总量的67%[2]。中国石油天然气股份公司已于2008年在山西沁水盆地樊庄区块建设“十一五”重点项目——山西沁水盆地煤层气田产能建设工程。该工程产能建设规模(包括樊庄和郑庄2个区块)为15×108m3/a，其中一期樊庄区块产能建设为6×108m3/a，中央处理厂规模为30×108m3/a(其中一期为10×108m3/a[3]。
2009年10月，中联煤层气有限责任公司承担的“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程”成功完成了投产试运行工作[4～5]。项目实施过程中，形成了一系列适合煤层气行业开发的独特技术，产能为1×108m3/a的地面集输系统充分适应了煤层气多井、低压和低产的特点，实现了煤层气田开发的低成本战略[6]。
1 集输系统工艺流程
美国整装开发的煤层气田大都采用中心压缩系统，即利用井口压力，通过合适口径的管道，将天然气集中到集气压缩中心站[7]。而该示范工程地面集输系统建设分两期完成，前期40口井为先导性试验项目，其集输工艺流程采用石油天然气常规流程，每10口井设立1个阀组，阀组汇总到集气站后，在集气站进行增压，然后输送至CNG站加压销售。后期110口井的集输系统由中国石油辽河工程有限公司设计，在总结先导性试验项目经验的基础上，根据煤层气低压、低产的特点，对集输工艺进行了改进优化，提出了“分片集输一级增压”的管网布置方式，由1个简单阀组替代了集气站作为采气和集气的转换环节，从而大幅度地简化了工艺流程，技术上有重大突破。整个地面集输系统工艺流程主要分为井口工艺、采气管道、阀组工艺、集气管道和增压站工艺。井口套管产出的煤层气经油嘴节流后，压力变为0.1～0.2MPa，随后进入采气管道(采气管道主要采用PE100聚乙烯管道)，各井产气由采气管道汇集到集气阀组进行集中，完成单井计量和阀组总计量，然后通过集气管道到达集气增压站(集气增压站入口压力约为0.05MPa)，煤层气在集气增压站经过简单过滤分离处理后，增压外输，外输压力为0.6MPa[5]。其主要工艺流程如图1所示。
整个集输系统中，阀组不设压缩机，只在集气增压站进行增压，系统中只进行一次增压，减少了增压级数，从而减少了巡检和管理的工作量，降低了系统能耗，同时也大大降低了工程投资。
1.1 井口工艺流程
40口先导性试验项目井的井口流程中，煤层气从井口套管中产出，然后进入采气管道，往阀组汇集。采气管道前装有安全阀，采气管道压力达到0.4MPa后，安全阀跳起，超压气体进入放空管放空，避免系统超压而产生危险。产出水从油管中产出，首先经过气水分离器进行分离，分离出来的气体由放空管进行放空，分离后产出水进行流量计量，然后排放到井口污水池。该井口工艺流程如图2所示。
后期的110口井，在总结前40口先导性试验项目井的基础上，进行了流程优化，减少了部分设备，简化了流程，取消了气水分离器、安全阀和压力变送器，产出水流量计量也由原来的固定式计量改为流动式计量，井口仅有机械式压力表就地显示压力数据，所有远传数据在阀组进行集中采集并远传。
在该段流程中，水通过抽油机从油管中抽出，直接排放到井场附近的排污池，自然蒸发。煤层气从套管和油管间的环形空间产出，通过采气管道，进入煤层气采集系统，系统压力为0.2MPa。当采气系统检修时，打开放空阀，通过放空管把井口里的煤层气连续排放到大气中。该井口工艺流程及如图3所示。
1.2 阀组工艺流程
40口先导性试验项目井中，气体进入阀组后，首先经过调压阀调压，压力调整为0.2MPa，单井产气可利用阀门倒换流程，进行单井产气轮换计量。所有气体汇集到生产汇管后进入集气管道，输至集气站。在生产汇管上安装有安全阀，当压力超过0.4MPa时，安全阀自动跳起。阀组中单井流量数据通过光缆传输至监控中心。该工艺流程如图4所示。
后期施工井的阀组取消了调压阀，井口来的煤层气到达集气阀组后，进入集气阀组的生产汇管，经总计量后直接进入管道，整个集气系统从井口到增压站为1个封闭系统，集输压力通过系统自动调整平衡。单井煤层气计量时，首先进入计量汇管，经流量计计量后，再进入生产汇管。每口井的采气管道在集气阀组都有放空流程，当采气管道检修时，打开放空阀，进入放空汇管，经放空管放空。生产阀组汇管上设有安全阀，当采、集气管道压力达到0.4MPa时安全阀起跳，将超压部分气体排放至放空管。该阀组工艺流程如图5所示。
1.3 集气增压站工艺流程
40口先导性试验项目井中，在气田内建设集气站，增压到0.6MPa后经过外输管道输送到CNG加气站，通过CNG罐车外销。由于集气站建设在气田内，所以集气站内建设有1个阀组，气体进入阀组后，首先调压，压力调整为0.2MPa，单井产气可利用阀门倒换流程进行单井轮换计量。集气站阀组产气和其他阀组来气在汇管进行汇合，经过过滤分离、总计量和调压后进入集气站压缩机增压，压力增加到0.6MPa后，进入外输管道，送往CNG站。该集气站主要流程如图6所示。
后期110口井增压站不在气田内部，气井产出气体通过集气管道靠井口压力输送到增压站，从集气阀组来的煤层气进入增压站的进站管道，压力为0.05MPa，经2台高效旋流立式分离器进行气、液分离，分离后的煤层气进入压缩机进行增压，增压至0.7MPa，经计量后外输。
在分离器的入口管道上设有紧急关断阀和紧急放空阀，当出现事故时立即关闭紧急关断阀，同时打开紧急放空阀，使煤层气进入放空系统。当压缩机的进气量不能满足压缩机进气要求时，打开压缩机的旁通阀，使压缩机的出口煤层气回流至压缩机入口，进行流量调节。压缩机组的进口汇管设有调压放空系统，压缩机事故停机时，导致压缩机入口压力增高，通过调压放空阀将超压部分的煤层气及时放空去放空系统，从而保持其他压缩机组的正常运行。该增压站主要工艺流程如图7所示。
后期110口井的地面集输工程大胆采用了“分片集输一级增压”集输新工艺，是对传统集输工艺技术的创新，将集气站改为阀组，大大简化了工艺流程，省去了传统流程中集气计量站中的计量分离器、生产分离器、供水、供电、值班用房等生产及辅助设施，在减低能耗的同时大大降低了工程投资。该系统投产后运行情况良好。
1.4 采集气管道管材
工程设计阶段，对PE100聚乙烯管和无缝钢管投资情况进行了详细的比较，主要比较了公称直径50～600mm的PE100聚乙烯管和无缝钢管的安装费、建筑费、主材费、预制费和总造价等。由于穿越工程和水工保护随现场情况变化较大，在比较过程中未考虑穿越工程和水工保护费用。各规格PE100聚乙烯管和无缝钢管的比较数据见表1[8]。
将表1中数据绘制成管径与管线总投资关系曲线如图8所示。由图8可知，当采气、集气管道的公称直径不大于200mm时，采用PE100聚乙烯管道投资低。当采气、集气管道的公称直径大于200mm时，采用钢制管道投资低。该示范工程施工中采用了PE100聚乙烯管道与钢管相结合的方案，采气管道和部分集气管道采用了PE100聚乙烯管道，明显降低了工程管道的投资。
2 数据采集和传输
监控与数据采集(SCADA)系统，由增压站站控系统、14个阀组远程终端单元及增压站站控系统组成，前期先导性试验项目40口井的远程数据传输单元(RTU)通过光缆将信号传输至相应阀组RTU，14个阀组RTU与增压站站控系统之间的数据传输方式采用GPRS无线传输，是GPRS无线传输在煤层气行业的首次应用，能够大大降低数据传输建设及维护成本。井口阀组的工艺数据通过计算机通讯电缆上传至RTU，RTU将现场工艺数据通过GPRS无线网络上传至增压站站控系统，增压站站控系统与远程监控终端通过网络进行数据通讯。CNG站与增压站站控系统之间的数据传输采用光缆。
数据采集主要检测参数包括以下2个方面：
1) 井口数据主要采取就地显示方式，不进行远程传输。主要参数有井口采气管道压力。
2) 阀组设置RTU，将流量计监测到的参数通过GPRS方式传输到增压站监控中心，实现远程监测，同时提供上述参数的就地显示。主要监测数据有阀组单井瞬时流量、累积流量、管道温度、压力和阀组汇管瞬时流量及累积流量。
3 结束语
“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程”在集输工艺、数据传输及自动控制方面均进行了技术创新。通过示范工程地面集输系统的建设和施工管理，基本掌握了煤层气气田地面集输工程建设的程序、技术、成本及管理方法，为沁南煤层气气田全面进入商业化开发奠定了坚实的基础，为其他地区煤层气开发利用提供参考，对促进煤层气资源利用、加速煤层气资源开发具有积极意义。
参考文献
[1] 刘成林，朱杰，车长波，等.新一轮全国煤层气资源评价方法与结果[J].天然气工业，2009，29(11)：130-132.
[2] 翟光明。何文渊.中国煤层气赋存特点与勘探方向[J].天然气工业，2010，30(11)：1-3.
[3] 王红霞，陶永，杨艳，等.沁水盆地煤层气田与苏里格气田的集输工艺对比[J].天然气工业，2009，29(11)：104-108.
[4] 中联煤层气有限责任公司.沁南煤层气开发高技术产业化示范工程——潘河先导性试验项目第一期第一阶段工程技术总结报告[R].北京：中联煤层气有限责任公司，2006.
[5] 中联煤层气有限责任公司.沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程和技术研发报告[R].北京：中联煤层气有限责任公司，2010.
[6] 中联会计师事务所有限公司.沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程竣工决算审计报告[R].北京：中联会计师事务所有限公司，2010.
[7] 肖燕，孟庆华，罗刚强，等.美国煤层气地面集输工艺技术[J].天然气工业，2008，28(3)：111-113.
[8] 裴红，刘文伟.煤层气集输工程设计思想及在潘河项目中的实践[C]∥2008年煤层气学术研讨会.井冈山：中国煤炭学会煤层气专业委员会，中国石油学会石油地质专业委员会，2008.
(本文作者：陈仕林 李建春 中联煤层气有限责任公司)
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