摘要：中国石油天然气股份有限公司“十一五”期间在没有任何经验可借鉴的情况下在山西沁水盆地南部建成了我国第一个规模化、商业化、数字化的煤层气田，该气田边试验、边开发、边建设的发展模式给地面集输系统的合理布局带来了新的难题。为此，根据煤层气田的地质、气藏特征及气质组分特点，通过理论研究及现场试验，提出了地面建设新模式和地面集输工艺的优化措施：①简化低压集气工艺；②成功应用非金属管材；③采用井间枝上枝串接工艺；④采用越站集输工艺；⑤实现自动化控制及数字化管理；⑥应用三甘醇脱水技术；⑦采用集成过滤分离器；⑧煤层气集中处理、规模化外输；⑨实行低成本开发。同时，还对在实际生产中暴露出来的采气管线积水问题、气质净化问题、压缩机的适应性问题、湿气计量问题、山区电力线路与采气管线的敷设问题、地理信息系统建设问题、采气半径与集气站数量的关系问题、煤层气田标准化设计及模块化建设问题、压缩机的备用问题和煤层气销售市场定位问题进行了探讨，并给出了相应的建议。
关键词：沁水盆地南部；樊庄区块；煤层气；地面集输；工艺优化；探讨；建议
1 樊庄区块煤层气田产能建设概况
根据国家大力发展新能源的战略要求，“十一五”期间中国石油天然气股份有限公司在山西沁水盆地樊庄区块开始规模开发煤层气田，该区域位于山西省东南部、太行山西麓沁水盆地南部，行政隶属于山西省晋城市沁水县。樊庄区块煤层气田产能建设目标为6.0×108m3/a，地面系统共建采气井400余口、集气站6个，天然气中央处理厂一期建设规模为10×108m3/a。2009年9月15日，天然气中央处理厂产品气开始源源不断地输送至“西气东输”管网，樊庄区块煤层气田6.0×108m3/a产能建设完成，我国第一个规模化开发、商业化运营的煤层气示范工程进入试生产阶段。图1为樊庄区块煤层气田生产总工艺流程图。
但樊庄区块煤层气田的开发建设也存在以下难点。
1) 地处太行山麓沁水盆地，属于山地丘陵地带，沟谷切割，基岩出露，地形条件异常复杂，气田开发建设条件差。
2) 单井产量低，井口压力低，气田单位产能建井数增多，投资控制难度增大。
3) 初期单井产水较多，水型以NaHC03型为主，随着开采时间的延续，产水量逐步减少。
4) 煤层气中饱和水含量较高，随着输送距离的增加会产生一定的游离水，需增加分离和脱水装置，将使得投资增加。
5) 气田边试验、边开发、边建设的发展模式为集输系统的合理布局带来新的难点。
2 地面集输工艺优化
煤层气开发是一种高投入、低产出、高风险的产业，与常规天然气田相比，煤层气田具有低渗、低压、低产和低饱和的特点，业内称作“四低”气田，其地面集输工艺也较常规天然气气田开发的地面集输工艺有很大差异。根据山西沁水煤层气田的地质特征、气藏特征及气质组分特点，通过理论研究及现场试验，提出了“排水采气、井口计量、井间串接，低压集气、复合材质、站场分离、两级增压、集中处理、自动控制”的煤层气地面建设新模式[1～3]。
2.1 简化低压集气工艺
在工程建设过程中，根据对煤层地质构造及煤层气富集规律认识的不断深化，适当调整了井位部署。地面集输工艺建设采用串接形式，做出了优化减少3座集气站建设的决定，节约了建设投资。图2为樊庄区块煤层气田集气站的工艺流程图。图3为樊庄区块煤层气田天然气中央处理厂的工艺流程图。
2.2 成功应用非金属管材
根据钢管与PE管综合投资对比，管道内径200mm是临界值，小于200mm时PE管材投资低，大于200mm时钢制管材投资低；PE管材具有一定强度、柔性好、抗蠕变性强、耐磨、内壁光滑且不结垢、节能效果好、压力损失小、无污染、施工维修方便、使用寿命长等特点，适应于煤层气田低压小管径采气系统。很好地解决了金属管道耐压不耐腐，非金属管道耐腐不耐压的缺点。简化了施工程序，节约了工程投资[4]。
2.3 采用井间枝上枝串接工艺
首次在煤层气气田工程中采用了多种井间串接方式，单井不必直接敷设进站，而是根据地形、地貌、井型等情况，通过采气支管把相邻的几口气井灵活串接到采气干管，汇合后集中进站。这种井间枝上枝的串接工艺缩短了采气管线长度，增加了集气站的集气半径，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滚动开发的适应性。图4为井间枝上枝串接工艺流程简图。
2.4 采用越站集输工艺
煤层气具有初期产气量很低的特点，这决定了分集气站投产初期气量不能满足压缩机最低起输量要求，为此，在集输工艺上采取了上游集气站和下游气站的高、低压进出口互联的办法，当上、下游集气所辖井气量不足时，上游集气站气量低压集输至下集气站，满足下游集气站的运行；当上、下游集气站足压缩机最低起输量时，上游集气站可直接跨越下集气站把煤层气输送至天然气中央处理厂。樊3、6集气站集气支线应用中压集输线输送低压气，樊5集气站双缸压缩机采取单缸运行，很好地解决了排采初期的低产气量集输升压问题，并为集输工艺设计和生产运行提出了新思路[5]。
2.5 实现自动化控制及数字化管理
天然气中央处理厂采用了基于计算机网络技术的SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition，数据采集与监视控制)系统，该系统负责对全区块的生产运行情况进行集中监控和运营管理。集气站采用以计算机控制技术为核心的站控系统(SCS)，完成站场内工艺过程的数据采集和监控任务。采气井场设置SCADA系统远程终端装置(RTU)，将井口数据通过无线宽带+光缆传输的方式传至天然气中央处理厂的数据中心。该系统满足了煤层气田低成本发展的要求[6～7]，适应了沁水盆地山高沟深的自然环境要求，实现了“井多人少”的目标，达到了提高效益的目的。
2.6 应用三甘醇脱水技术
首次在煤层气领域较大规模地应用三甘醇脱水技术，其溶液循环量小，露点降大，易于再生，溶液损耗小，操作费用低。该技术工艺成熟，工艺流程短，装置结构紧凑，运行安全可靠，比较适合煤层气井排采周期长的特点。
2.7 采用集成过滤分离器
天然气中央处理厂创新地采用了集成过滤分离器，其由重力分离段、液体缓冲段、过滤段和储液段组成，具有段塞流捕集、气液分离及颗粒过滤等功能。该过滤分离器代替了常规的三大过滤设备，大大简化了流程，具有处理量大、分离效果好等优点。集成过滤分离器上设置高、低液位报警，实现了正常工作状态下的自动排液，减少了人工的频繁操作，同时可避免误操作造成分离效果不佳的情况。
2.8 煤层气集中处理、规模化外输
所有樊庄区块煤层气通过采气管网收集到集气站，再由集气站增压输送到天然气中央处理厂，经集中净化处理后输送到“西气东输”主干道。煤层气集中处理，提高了处理系统的规模效果；煤层气规模化外输，有利于资源统一调配，充分利用好煤层气资源[8]。
2.9 实行低成本开发
针对煤层气田低压和低密度的特点，在开发中通过采用简易井口、缩小安全间距和取消井口安全自动控制装置等措施，使樊庄区块煤层气田地面建设投资比预期降低了1/3，为有效开发“四低”煤层气田提供了一种先进可靠的工艺模式，将给其他区块的煤层气田地面工程设计提供参考。
3 问题与建议
樊庄区块煤层气田地面集输工艺示范工程经过1年的系统整体运行，实现了煤层气安全、平稳、高效生产的目标，为其他煤层气田的建设提供了经验，但也暴露了一些问题，值得在今后的建设中共同探讨。
3.1 采气管线积水问题
煤层气试采期间对气质进行过分析，分析结果显示所采煤层气中含水量低，当时认为其在管道内的流动过程中不会析出水，因此地面集输系统初步设计时没有对管道积水做任何考虑。但实际运行情况显示管线积水严重，积水量随着井深、压力和温度的变化而变化，造成部分井口憋压、部分采。气计量阀组冬季冻堵[9]。后期在采气管线低洼处加装了凝液缸，并在井口工艺设计时增加了反扫排水功能，基本缓解了湿气输送过程中的段塞流影响和冬季冻堵问题。
凝液缸虽然极大地缓解了管网积水问题，但由于地形复杂，此举还是无法彻底解决管网积水问题，此外，满山遍野的凝液缸无形增加了现场管理的难度。因此，建议就如何有效消除段塞流影响，以保证整个集输系统的安全运行加强技术攻关。
3.2 气质净化问题
煤层气开采与常规天然气开采重要区别之一就是有大量粉煤灰产生，地面集输系统设计之初对这个问题认识不够，集气站没有设计过滤装置，粉煤灰与煤层气一起被采出到地面，经过采气管网进入压缩机，造成压缩机的活塞和缸套等部件严重磨损。建议在分离器与压缩机之间加装进站过滤器，将粒径5μm以上的颗粒滤除；在压缩机与出站计量阀组之间加装出站分离器，减轻天然气处理厂的处理负担。
3.3 压缩机的适应性问题
目前樊庄区块压缩机全部采用活塞式压缩机，其具有适用于高压力环境及便于调节排气量的特点，满足了樊庄区块煤层气的生产需求，但其高昂的运行费用、频繁的故障率也为煤层气日常生产带来不小的困难。因此，需要进一步全面分析，研究压缩机的合理匹配问题，考虑集气站(中压环境)配套使用螺杆压缩机组、天然气中央处理厂(高压环境)应用电驱活塞式压缩机组的组合方案是否可行。
3.4 湿气计量问题
煤层气虽然甲烷含量(体积分数)超过98%，但其与水一起从煤层流出来，未经脱水之前，煤层气皆处于饱和含水状态，属于湿气。甲烷中水对计量的影响不在于其量的大小，而在于其流态的变化，其流态变化较之常规天然气重组分的存在对计量的影响更大。天然气重组分以气态形式流动，而湿煤层气中的水以液态形式流动，冬季还可能以固态形式附着于集输管内。建议在常规天然气湿气计量修正的基础上，对含饱和水的煤层气计量作专题研究。
3.5 山区电力线路与采气管线的敷设问题
沁水盆地南部煤层气开发区域绝大多数处于山区，雨季雷击频繁影响系统供电。井口除了排采设备用电外，还有自动化采集传输设备用电，电器元件受雷击损坏比较严重。山区电力线路架设和管道管沟开挖的施工难度都很大，其投资为总体投资的重要组成部分。为了最大限度地避免雷击、节省建设投资，建议380V电力线路与采气管线同沟敷设，或采用同沟敷设与架空敷设相结合的方式，减少雷击概率，节约建设投资。
3.6 地理信息系统建设问题
沁水盆地地南部处山区和林区，自然环境复杂，在此进行煤层气开发建设存在许多潜在的风险。以地面采气管线为例，一个山头可能有多家公司的几十口井管线；夏季易遭遇山洪、泥石流等，管沟标示桩极易被掩埋或冲倒；河道内情况更为复杂，再加上人为破坏因素，给煤层气日常生产带来极大的安全隐患。煤层气低成本开发的要求不可能使用大量的人力，如何有效、高效地管理好井站生产也是地面集输系统建设需要认真考虑的现实问题。为此，建议建立一套实用的地理信息系统，辅助山区煤层气田的日常生产管理。
3.7 采气半径与集气站数量的关系问题
采气半径与集气站数量的确定需要根据工程状况进行技术经济比较后予以确定。樊庄区块煤层气田的实际运行经验表明煤层气田可适当减少站场数量、扩大站场规模、降低工程投资，实现低成本开发目标。但是为了满足气田后期开发的需要，结合“扩径降压”的经济性要求，建议集输半径控制在1Okm以内，流速不小于5m/s为宜。
3.8 煤层气田标准化设计、模块化建设问题
借鉴中国石油长庆油田公司在苏里格气田的建设经验，煤层气田的建设也具备采用标准化设计、模块化建设的条件。可通过统一工艺流程、统一设备选型、统一建设标准和统一单体安装尺寸等措施，实现集气站的功能统一和操作统一。根据标准化设计思路，可提前对站场的设备和材料进行规模化采购，方便预制和组配，从而加快煤层气田的建设速度，保证工程建设的优质、高效和安全[10]。
3.9 压缩机的备用问题
目前集气站的设计没有考虑备用压缩机，而实际运行情况表明压缩机故障停机比较频繁。以樊9集气站为例，3台压缩机半年累计故障停机44次，停机时间达116h。而一旦压缩机故障停机、检修，就会造成采气管网憋压，严重影响单井产气量。为有效解决此问题，建议在今后的生产建设中采取以下措施：①增加移动式增压机组，各集气站预留工艺快速接头和电力配套设施；②集气站管网互通互联，最大限度地发挥管网自身的调峰功能。
3.10 煤层气销售市场定位问题
煤层气低产、低压的特点导致其生产成本要比常规天然气的生产成本高，要想获得好的效益必须降低煤层气生产成本。从地面集输系统来说，目前的两级压缩模式实现了煤层气的远距离输送，但同时也增加了成本。如果煤层气销售的市场定位不是远端，而是就近销售，那么一级增压就能满足要求，同时还增强了企地联系，有利于企业的快速发展。
参考文献
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(本文作者：田炜 陈洪明 梅永贵 李新彩 中国石油华北油田煤层气勘探开发分公司)
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