摘要：我國煤層氣蘊藏量豐富，沁水盆地煤層氣田是我國煤層氣田開發建設條件最好的地區之一，目前地面集輸工程一期已基本建成。為了更深入地了解該盆地煤層氣田地面集輸工藝特點，通過與已取得成功經驗的蘇里格氣田天然氣集輸工程的對比，分析了該盆地煤層氣田開發方案所提供的氣井基本參數、地面建設采用的井場、采集系統、集氣站場及處理廠工藝。進而提出了如下建議：我國煤層氣田開發建設還應加強集輸工藝、氣田動力供應方式、采出水處理工藝的研究工作，合理選擇采集氣管線材質，加快煤層氣田開發的標準化工作。
關鍵詞：沁水盆地；煤層氣；蘇里格氣田；氣井參數；地面建設；集輸工藝；對比；建議
0 前言
隨著能源需求不斷增加和環境保護要求的日趨嚴格，煤層氣作為巨大潛在資源，在全球能源結構中扮演越來越重要的角色。據預測，全球煤層氣遠景資源量為260×1012m3，而我國為36.8×1012m3，位居世界第三。我國1500m以淺的煤層氣資源量約為27×1012m3，相當于全國常規天然氣資源總量的三分之二，是美國煤層氣資源量的2～3倍，開發前景廣闊。
沁水盆地煤層氣資源量比較豐富，是我國煤層氣開發建設條件最好的地區之一。我國煤層氣“十一五”發展規劃已把該地區列為我國煤層氣開發利用產業化生產基地。該煤層氣氣田位于沁水盆地南部，煤層氣資源量2656×108m3，是目前我國煤層氣開發規模最大的地區。
中國石油天然氣股份公司已于2008年在山西沁水盆地樊莊區塊建設“十一五”重點項目——山西沁水盆地煤層氣田產能建設工程。該工程產建規模(包括樊莊和鄭莊兩個區塊)為15×108m3(其中一期建設樊莊區塊6×108m3/a)，中央處理廠規模為30×108m3(包括其他地區來的煤層氣，其中一期為10×108m3/a)。
為了更好地開發建設沁水盆地煤層氣氣田，我們依據開發方案、煤層氣性質、當地自然條件以及商品氣需求和流向等，并借鑒長慶氣區蘇里格氣田天然氣集輸工程的實踐經驗，制定了沁水盆地煤層氣田地面集輸總工藝流程[1]，如圖1所示。為了更深入地了解沁水盆地煤層氣田地面集輸工藝特點，以蘇里格氣田天然氣集輸工程為對比，重點介紹了沁水盆地煤層氣田開發方案所提供的氣井基本參數、地面建設采用的井場、采集系統、集氣站場及處理廠工藝。
1 工藝特點對比
1.1 氣井基本參數及外輸要求
已經開發建設的蘇里格氣田屬于低滲、低壓、低產氣田，采用“井下節流、井口不加熱、不注醇、采氣管線不保溫、中低壓集氣、帶液計量、井間串接、常溫分離、二地增壓、集中處理”的低壓集氣工藝[2]，大大降低了地面工程建設投資，并經受了實踐檢驗。這種工藝模式有許多值得沁水盆地煤層氣田開發建設借鑒之處。
1.1.1蘇里格氣田天然氣存在方式及主要組成
蘇里格氣田天然氣主要是以游離態氣體存在于地下儲集層中，天然氣中CH4含量高、微含凝析油，不含H2S。該氣田天然氣中CH4含量為90%(體積分數，下同)以上，CO2含量小于3%，H2S含量小于20mg/m3。氣體中除含一定量(2%～8%)的C2～C6烴類外，還含有少量C7+重烴，平均1×104m3天然氣每天可產0.02m3凝析油，屬低含硫和低含凝析油的濕天然氣。
1.1.2蘇里格氣田氣井基本參數
單井生產的水氣比平均穩定在0.4～0.67m3/104m3，氣井地層水水型多年來無明顯變化，以CaCl2型為主，Cl-較為穩定，其含量在10g/L以下，氣井共分3類，其中：Ⅰ類井按3×104m3/d配產；Ⅱ類井按2×104m3/d配產；Ⅲ類井按1×104m3/d配產。井口溫度為10℃左右。氣井壓力從最初開采時的4MPa逐步降低至0.5MPa。
1.1.3蘇里格氣田水合物形成條件
根據預測，井口天然氣在1.3MPa時的水合物形成溫度為1.5℃左右，在4.0MPa時水合物形成溫度為11℃左右。因而采取井下節流措施[3]，節流后的井口氣(壓力為1.3MPa)通過埋地管線輸至集氣站增壓。只有在集氣站增壓至3.5MPa以上時才可能形成水合物。
1.1.4蘇里格氣田商品氣外輸要求
要求商品氣輸送至陜京管線和西氣東輸管道，外輸壓力為5.2～5.8MPa，氣質應達到國家標準GB 17820—1999《天然氣》中Ⅱ類氣質指標要求。其中，因原料氣中含有少量C7+重烴，故必須經脫油脫水滿足管輸氣的水、烴露點要求后方可外輸。
因此，蘇里格氣田低壓集氣工藝的核心技術是低壓集氣增壓外輸、簡化水合物防治工藝、適應眾多低產氣井以降低建設成本等。
1.1.5沁水盆地煤層氣存在方式及主要組成
沁水盆地煤層氣主要是以大分子團的吸附狀態存在于地下煤層中。煤層氣田具有低滲、低壓、低產、低飽和，穩產時間長等特點，開發初期投入高、產出低、風險大。煤層氣CH4含量高，CO2含量較少，不含H2S和C3以上烴類。氣田中3#煤層所采出的煤層氣CH4含量為98.18%，C2H6為0.04%，N2為1.35%，CO2為0.43%，基本不含C3+烴類和H2S。
1.1.6沁水盆地煤層氣氣井基本參數
各試驗井地層水中陽離子和陰離子的分析結果基本接近，總礦化度在1815.2～2975.1mg/L之間，平均為2496.1mg/L，水型以NaHCO3型為主。井口溫度為25℃左右。氣井中直井平均產氣量為2000m3/d左右，井口壓力為0.2～0.5MPa，產水量為0.14～3m3/d；水平井平均產氣量為18000m3/d左右，井口壓力為0.2～0.5MPa，平均產水量為2～30m3/d。煤層氣田只有在氣量非常小或壓力不能滿足輸送要求的情況下才考慮廢棄。
針對沁水盆地煤層氣田井口壓力低、單井產量少的特點，故采用小井距、密井網的開發方式。
1.1.7沁水盆地煤層氣水合物形成條件
根據氣體組成和有關參數對其水合物形成溫度進行預測可知：煤層氣在2.0MPa下形成水合物的溫度為-4.3℃，在3.0MPa下形成水合物的溫度為-2.4℃。因此，來自井口的煤層氣(壓力為0.2～0.5MPa)在集氣站增壓至1.1～1.4MPa輸送至中央處理廠的過程中不會形成水合物。
1.1.8沁水盆地煤層氣商品氣外輸要求
根據中國石油天然氣集團公司要求，該煤層氣應增壓和處理后就近進入西氣東輸管道，外輸壓力為5.6～5.8MPa，氣質應達到國家標準GB17820—1999《天然氣》中Ⅱ類氣質指標要求。因原料氣中不含重烴，CO2含量小于3%，故只需在處理廠增壓后脫水滿足水露點要求即可外輸。
由此可知，雖然蘇里格氣田開發建設方式有許多值得沁水盆地煤層氣田開發建設借鑒之處，集輸總工藝流程也基本類似，但由于二者的氣井基本參數仍有一定區別，因而決定了它們井場、集氣管網、集氣站和處理廠采用的工藝并不完全相同。
1.2 井場
1.2.1蘇里格氣田井場
井下節流至1.3MPa的井口氣，經流量計計量后由采氣管線輸送至集氣站，井口不加熱、不注醇，采氣管線不保溫(埋設在凍土層以下)[4]。
1.2.2沁水盆地煤層氣田并場
采用套管采氣、油管采水的井場工藝。井口由抽油機將地層水采出，通過消氣器將水中攜帶的氣體分離，經水表計量后排至井場污水池中。煤層氣從煤層中解吸后由套管采出，通過井場智能旋進流量計計量后，經采氣管線輸送至集氣站。井場設置放空火炬及排采放空接口，在排采及事故時將煤層氣放空焚燒。井場工藝流程圖見圖2所示。
1.3 集氣管網
1.3.1蘇里格氣田天然氣集氣管網
1) 井間串接采氣。蘇里格氣田天然氣經井下節流后，井口氣(壓力為1.3MPa)先經采氣管線把相鄰幾口氣井天然氣串接起來送至采氣干管匯合，然后集中去集氣站。在集氣站分離出游離水并一級壓縮增壓后通過集氣管線輸往天然氣處理廠，在天然氣處理廠進一步增壓和脫油脫水后再輸往用戶。采氣管線沒有清管功能；集氣管線設置清管及陰極保護設施。
采用井間串接采氣工藝縮短了采氣管線長度，并通過井下節流調節采氣管線運行壓力以防止水合物的形成，從而增大了集輸半徑，增加了集氣站轄井數量，簡化了集氣管網，降低了投資。
2) 采氣管線采用無縫鋼管，集氣管線采用20#無縫鋼管或L360/L450螺旋縫鋼管。
1.3.2沁水盆地煤層氣集氣管網
與蘇里格氣田相比，沁水盆地煤層氣田特點之一就是井口壓力更低、單井產氣量更少。前者說明氣體中飽和水含量大，但在采集氣管線中通常又不會形成水合物，所以在處理廠采用三甘醇脫水裝置集中脫水以滿足外輸要求。后者則表明從節省投資和方便生產管理的角度出發，應采用與蘇里格氣田集氣系統相似的井間串接采氣方式。
1) 采氣管線定期排水。在煤層氣從井口經采氣管線至集氣站的過程中，隨著溫度逐步降低，采氣管線中會有一定量的游離水產生，需要根據地形條件在每條采氣管線的低點適當設置凝水缸，以便巡檢人員定期放出，保證采氣管線安全平穩運行。由于煤層氣不含H2S和C3+烴類，凝水缸定期排出的凝結水不含油，無污染，故不經處理即可排放。由各采氣干管來的煤層氣先在集氣站分水并兩級增壓至1.1～1.4MPa，再經計量、清管后輸送至中央處理廠。經預測，該煤層氣在從集氣站至中央處理廠的集氣管線中也不會形成水合物，因此，沁水盆地煤層氣田采用井口不加熱、不注醇，采氣管線(管線設計壓力1.0MPa)不保溫(埋設在凍土層以下)，并在適當地點設置凝水缸，以及井間串接的低壓集氣(管線設計壓力1.6MPa)工藝。
2) 采用井間串接的采氣管網。沁水盆地煤層氣從井口采出后，采用蘇里格氣田集氣方式，通過采氣支管把相鄰的幾口氣井煤層氣串接起來至采氣干管匯合后進集氣站。在集氣站經常溫分離器分出游離水并由壓縮機組二級增壓后，經集氣管線輸往中央處理廠。同樣，煤層氣經集氣管線進處理廠前也采用濕氣輸送方式。采氣管線沒有清管功能，集氣管線設置清管和陰極保護設施。
3) 采氣管線采用聚乙烯管和柔性復合管，集氣管采用L245高頻電阻焊接鋼管。由于采氣管線壓力很低，故采用聚乙烯管和柔性復合管均可解決金屬管道耐壓不耐腐、非金屬管道耐腐不耐壓的缺點，其剛度和柔度好，抗蠕變性強，耐磨，內壁光滑且不結垢，節能節材效果好，且壓力損失小，無污染，施工維修方便，使用壽命長，適應于低壓煤層氣田的開發。直徑小于DN100的單井采氣管線，選擇聚乙烯管；直徑大于DN100的采氣干線，則采用柔性復合管。集氣管線則采用經濟適用的L245高頻電阻焊接鋼管，既可滿足設計要求，又可降低工程造價。
1.4 集氣站
由于井口采出氣壓力低，外輸商品氣壓力高，故蘇里格氣田和沁水盆地煤層氣田均采用在集氣站和處理廠兩次增壓的方式。集氣站氣體出站壓力根據有關因素綜合考慮而定。
1.4.1蘇里格氣田集氣站
由井口來的天然氣經采氣于管(1.0MPa)進入集氣站后，經氣液分離器分出含油污水，再進入壓縮機組一級增壓至3.5MPa去計量交接。在外輸前管線預留注醇接口，可通過活動注醇裝置對集氣管線注醇[5]。
因進站天然氣中含有少量凝析油，故放空氣體必須先進入閃蒸分液罐進行氣液分離，含油污水也必須去閃蒸罐閃蒸，將污水中閃蒸出的天然氣送至火炬燃燒。由分離器分出和壓縮機組級間脫除的含油污水經閃蒸罐閃蒸后去污水罐，由污水罐車運輸至天然氣處理廠污水處理裝置處理后排放。其工藝流程見圖3。
1.4.2沁水盆地煤層氣
集氣站內主要設備有氣液分離器、壓縮機組、污水罐和清管器收發球筒等設備。其工藝流程見圖4。
井口來的煤層氣經采氣干管(0.05～0.15MPa)進入集氣站匯合，然后經氣液分離器分出游離水，再進入壓縮機組兩級增壓，并在級間脫除氣體中的部分飽和水。增壓至1.1～1.4MPa后的煤層氣經計量后，通過集氣干線去中央處理廠。由于氣體在集氣干線中不會形成水合物，因此不需采取抑制水合物形成的措施。氣液分離器分出的游離水和壓縮機組級間脫除的氣體中部分飽和水去污水罐，因所含污水不含油，可根據情況進行簡單處理后排放。
1.5 氣體處理廠
1.5.1蘇里格氣田天然氣處理廠
該天然氣中H2S含量小于20mg/m3，CO2含量小于3%，故不需脫硫脫碳。但是，因其含飽和水和少量凝析油，需經脫油脫水方可滿足外輸氣水、烴露點要求[6]。
如前所述，蘇里格氣田低壓天然氣需要在集氣站和處理廠兩次增壓后才能滿足外輸壓力要求，故不能采用節流制冷方法，其處理廠采用低溫分離工藝同時脫油脫水，以達到所需水、烴露點。該工藝采用丙烷制冷，在原料氣預冷前注入甲醇以防止水合物的形成。
集氣干線來氣首先至處理廠入口分離器，清管時捕集進入的液塞，正常情況下對來氣進行氣液分離。分離出的氣體再進入壓縮機組增壓，由2.5MPa增壓至5.2～5.8MPa后進入預冷器，利用冷干氣將原料氣預冷至-7℃，再進入丙烷蒸發器進一步降低至-21℃，然后去低溫分離器脫油脫水[7]，最后進入聚結器進行精細分離，確保外輸氣的水、烴露點合格。氣體在進入預冷器前注入甲醇作為水合物抑制劑。入口分離器、低溫分離器和聚結器的凝液進入醇烴加熱器加熱至45℃后去三相分離器，分出的氣體進入燃料氣系統，凝析油進入穩定裝置，甲醇污水進入污水處理裝置。蘇里格氣田天然氣處理廠工藝流程框圖見圖5。
1.5.2沁水盆地煤層氣處理廠
由于煤層氣中不含C3以上烴類，故不需脫油。此外，煤層氣中也不含H2S，CO2含量僅為0.43%，符合商品氣CO2含量小于等于3%的要求。因此也不需脫硫脫碳。
集氣站未設置原料氣脫水裝置，只是在采氣管線設置凝水缸，集氣站和處理廠設置入口分離器分出采集氣過程中產生的游離水。在集氣站和中央處理廠脫水裝置前分別設置兩級增壓的壓縮機組，通過這兩處壓縮機組級間以及出口分離器又脫除了氣體中一部分飽和水，因此，大大減輕了處理廠脫水裝置的脫水負荷。在處理廠增壓后的原料氣中仍含有一定量飽和水，必須對其進一步脫水才可滿足外輸氣水露點的要求。由于該原料氣不含重烴，因而采用三甘醇脫水工藝[8]。與其他脫水工藝相比，該法投資和運行成本較低，系統壓降較小，能連續運行并保證外輸氣水露點要求。
經預測，原料氣在進入脫水裝置前不會形成水合物，故不需設置甲醇注入設施。
原料氣進廠前設緊急截斷閥，可在中央處理廠或集氣干線緊急情況下的自動切斷。氣體先進入集氣裝置經過濾分離器分離出攜帶的液體及粉塵等雜質，經計量后輸往增壓裝置，再進入脫水裝置，脫水后的凈化氣計量后去輸氣管道首站進入就近的西氣東輸主管道。沁水盆地中央處理廠工藝流程框圖見圖6。
2 結論與認識
沁水盆地煤層氣田依據氣井基本參數，并借鑒蘇里格氣田地面集輸工程實踐經驗，制訂了具有自己特點的集輸總體工藝流程，但結合我國煤層氣田開發建設中的經驗教訓，還應該著重研究解決以下問題：
1) 集輸工藝研究。集輸工藝還應根據當地煤層氣需求、輸氣管道敷設狀況等，考慮業主和有關單位意見進行技術經濟綜合對比后確定。
2) 氣田動力供應方式研究。整個系統(包括井口、站場)的動力是利用外電，或是采取自給自足的模式，或部分采用外電，部分自供，尚需進一步研究。尤其是煤層氣田氣井數量多，分布范圍廣，加強氣井驅動方式的研究具有很大意義。從節能減排、降低成本的角度看，自給自足的模式是比較符合煤層氣田發展趨勢的[9]。
3) 采出水處理工藝研究。我國煤層氣田開發剛剛起步，尤其是對采出水的處理投入較少，如何使其在符合環保要求的情況下安全、可靠運行，這是需要我們著力研究的一個問題。
4) 采集氣管線材質的合理選擇。沁水盆地煤層氣田地貌以山地為主，地勢起伏較大，而煤層氣采集管線的壓力低，腐蝕性介質含量少，因此選擇合適的管線材質，降低開發投資，實現煤層氣田低成本有效開發也是一個關鍵問題。
5) 煤層氣田建設標準化研究。建立標準化建設體系作為一套通用、標準、相對穩定的指導性和操作性文件，不僅能夠提高生產效率和建設質量，降低安全風險和管理成本，而且有利于運行操作和生產管理組織。
參考文獻
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[9] 王紅霞，王遇冬，薛崗，等.山西沁水盆地煤層氣地面集輸工藝的實踐與認識[C]∥2008年煤層氣學術研討會論文集.北京：地質出版社：426-433.
(本文作者：王紅霞1 陶永1 楊艷2 王遇冬1 許茜1 張璞1 1.中國石油長慶油田公司西安長慶科技工程有限責任公司；2.中國石油規劃總院)
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