晉城煤層氣產業發展中出現的問題
2016-08-03 16:02:00   點擊:

  1 概述

  煤層氣是一種優質、高效、清潔的新能源和化工原料,對其開發利用能夠防范煤礦瓦斯事故、減少溫室氣體排放,具有良好的安全、環保和經濟效益,其開發利用意義深遠。據2011年12月國家發展和改革委員會、國家能源局發布的《煤層氣(煤礦瓦斯)開發利用“十二五”規劃》,到2015年,煤層氣(煤礦瓦斯)產量達到300×108 m3/a,其中,地面鉆井開發160×108m3/a,基本全部利用,煤礦瓦斯抽采140×108 m3/a,利用率為60%以上;建成沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣兩大煤層氣產業化基地。煤層氣作為常規天然氣的重要補充,也發揮著積極的作用。2009年9月,我國首座數字化規;簩託馓锸痉豆こ淘谏轿髑咚璧乜⒐ね懂a,標志著我國煤層氣進入了大規模開發階段。該工程包括生產規模為6×108 m3/a的樊莊區塊煤層氣田和處理能力為30×108m3/a的煤層氣中央處理廠,中央處理廠接收樊莊區塊的煤層氣,還接收鄭莊區塊、鄭莊北部區塊及其他區塊的煤層氣。截至2013年11月30日,該項目累計外輸氣量達22.20×108 m3。該工程是我國煤層氣勘探開發史上里程碑式的示范工程,它拉開了我國煤層氣大規模開發的序幕,標志著我國煤層氣開發進入了一個新階段,具有十分重要的意義。

  2 沁水盆地煤層氣地面建設現狀

  沁水盆地位于山西省東南部,含煤面積為2.4×104 km2,埋深2 000 m以淺煤層氣資源量為3.7×1012 m3,探明地質儲量為1 834×1012 m3,已初步形成勘探、開發、生產、輸送、銷售和利用等一體化產業基地。在沁水盆地進行煤層氣開發的企業主要有中國石油天然氣股份有限公司山西煤層氣勘探開發分公司(以下簡稱中石油),該公司業務管理屬于華北油田分公司;亞美大陸煤層氣有限公司(以下簡稱亞美公司)、中聯煤層氣有限責任公司(以下簡稱中聯煤)和晉城煤業集團藍焰煤層氣有限責任公司(以下簡稱藍焰公司)等。

  2.1 潘河示范工程

  潘河煤層氣示范工程位于山西省晉城市沁水縣。該工程設計規模為1×108 m3/a,共建采、集氣管道約66.76 km、集氣站3座和CNG加氣母站1座。一期工程的1座集氣站和CNG加氣母站于2005年1月投產。該工程由中聯煤經營管理。

  地面集輸工藝采用“井場-閥組-集氣站-CNG加氣母站或外輸”的總流程。井場來氣壓力為0.15~0. 3 MPa,經過分離器進行氣液分離后經采氣管道進入閥組,經調壓后匯集去集氣站。集氣站匯集閥組來氣,經過濾、調壓和計量進入壓縮機,將煤層氣增壓至0.7 MPa后進入CNG加氣母站或外輸。潘河煤層氣地面集輸流程見圖1。

  2.2 樊莊、鄭莊、鄭莊北部區塊工程

  中石油在沁水盆地建設的煤層氣田項目主要有樊莊、鄭莊、鄭莊北部等3個區塊23×108 m3/a產能建設和中央處理廠工程,本工程由西安長慶科技工程有限責任公司設計。

  該3個區塊全部位于山西省晉城市沁水縣境內,總產能建設規模為23×108 m3/a。其中,樊莊區塊建設6×108m3/a產能,集氣站6座,采氣、集氣管道約370 km,2009年投產;鄭莊區塊建設9×108 m3/a產能,集氣站5座,采、集氣管道約460km,2012年投產;鄭莊北部區塊將建設8×108 m3/a產能,集氣站4座,采、集氣管道約400km,將于2016年建成。

  中央處理廠位于山西省晉城市沁水縣端氏鎮金峰村,主要接收中石油樊莊、鄭莊、鄭莊北部區塊及周邊中聯煤、藍焰公司等企業來自沁南盆地的煤層氣,總設計規模為30×108 m3/a,目前已建成規模為20×108m3/a。

  2.3 馬必區塊工程

  馬必區塊因位于山西省晉城市沁水縣馬必村而得名,區塊范圍涉及晉城市沁水縣和臨汾市的浮山縣、安澤縣。該區塊是中石油和亞美公司的煤層氣合作區塊,由西安長慶科技工程有限責任公司設計。其產能建設規模為25×108 m3/a,其中一期10×108m3/a,二期15×108 m3/a;采用區塊接替的方式進行開發,即一個區域的煤層氣采完后用另一個區域接替,保證其產能建設規模不變。一期建設集氣站5座,集氣管道6條,采、集氣管道約1 055 km;配套建設處理規模為25×108 m3/a的馬必處理廠,商品氣外輸西氣東輸管道,外輸管道規模按25×108 m3/a設計。

  地面集輸工藝采用“井場—采氣支線—閥組—采氣干線—集氣站—馬必處理廠—外輸”的總流程。井場來氣壓力為0.15~0.3 MPa,經采氣支線進入閥組,匯集后經采氣干線輸送至集氣站。集氣站匯集采氣干線來氣,經過濾分離后進入壓縮機組,將煤層氣增壓至1.2~2.0 MPa,經計量后進入集氣管道輸送至馬必處理廠。馬必處理廠匯集集氣管道來氣,經過濾分離、段塞流捕集后進入壓縮機組,將煤層氣增壓至5.7~6.1 MPa,經過濾分離器后進入三甘醇脫水裝置脫水,經計量后外輸至西氣東輸管道。馬必區塊工程地面集輸流程見圖3。

  2.4 潘莊區塊工程

  潘莊區塊位于山西省晉城市沁水縣,規劃產能建設規模為5×108 m3/a,其中一期工程建設集氣站8座,每座集氣站處理能力為4.0×104m3/d;集中處理站1座,設計處理能力為35×104 m3/d,商品氣大部分外輸,小部分就地輸送至CNG加氣母站。

  地面集輸工藝采用“井場—采氣管道—閥組—集氣站—集中處理站—外輸或CNG加氣母站”的總流程。井場來氣壓力為0.1~0.3 MPa,經采氣管道輸送至閥組,再至集氣站。集氣站匯集來氣,經過濾分離后進入壓縮機組,將煤層氣增壓至0.9~1.2 MPa后進入集中處理站。集中處理站匯集來氣,經分離、段塞流捕集后進入壓縮機組,將煤層氣增壓至6~7 MPa后進入脫水裝置脫水,經計量后30×104 m3/d外輸,2×104m3/d進入CNG加氣母站。潘莊區塊工程地面集輸流程見圖4。

  2.5 沁南—夏店區塊工程

  沁南—夏店區塊是中石油開發的另一區塊,位于山西省長治市和臨汾市,該工程由西安長慶科技工程有限責任公司設計。其產能建設規模為15×108 m3/a,建設集氣站6座,采、集氣管道約667km,沁南處理廠1座,商品氣通過聯絡管道輸往已建沁水縣中央處理廠廠外外輸管道接口處,輸送至西氣東輸管道,聯絡管道按15×108 m3/a規模設計。

  3 煤層氣田開發面臨的困難

  煤層氣以大分子團的吸附狀態存在于煤層中,是通過排水降壓對煤層中的吸附氣解吸而采氣的。煤層氣產業具有高投入、低產出、高風險的特點,國內煤層氣開發總體利用程度不高,煤層氣開發也面臨著諸多困難。

  3.1 單井產量和壓力低

  煤層氣直井單井產量低,壓力低,氣田單位產能建井數量多,投資額受單井數量影響大;整個氣田處于低壓生產狀態,地面集輸工程的壓力系統設置復雜;氣井初期單井產水較大,采用經濟適用水處理工藝是工程難點;井口壓力低,外輸必須增壓,導致氣田能耗高,集輸系統投資額高。由于煤層氣井自身壓力較低,其抗干擾能力差,外界壓力波動可能引起氣井產量的減少,為此,氣井排采過程要求“平穩、漸變、連續”。煤層氣開發外部條件復雜、初期投入高、產出期長、投資回收慢等特點決定了煤層氣田經濟有效開發困難大。

  3.2 地形地貌復雜

  沁水盆地屬于山地丘陵地帶,溝谷切割,基巖出露,國家基本農田和天然林地廣泛分布,河流湍急,地形條件異常復雜,海拔為450~1 300 m,相對高差大。因此,場站選址困難,需要根據地形特點布置平面;且地面建設必須解決好集輸系統配套的供電、通信、道路等系統,這都為煤層氣田經濟有效開發帶來了很大的困難。

  3.3 煤層氣標準規范缺失

  煤層氣地面集輸工程一直借鑒天然氣有關標準。從實際生產情況來看,使用天然氣標準要求相對較高,一是增加了煤層氣勘探開發的投資額,增加了企業后期的運行成本;二是由于參照天然氣標準,加之工藝的差異,導致各地區、各企業在掌握安全標準的尺度上不一致,造成同一開發業務處于不同的開發水平上;三是許多條款在煤層氣集輸中無法應用甚至可能帶來負面影響。例如,煤層氣場站分級參照天然氣標準,選址和平面布置有很大難度,有些煤炭企業開發煤層氣不執行天然氣規范,給煤層氣場站竣工驗收及專項驗收、管理、運行造成一定困難。國家或行業標準的缺失,制約了煤層氣產業的發展,已經成為阻礙煤層氣企業和煤層氣工業快速、健康發展的重要因素之一。

  3.4 經驗缺少

  我國煤層氣地面集輸工藝技術雖然取得了一些成功經驗,但是尚未形成相關技術配套,地面集輸系統的建設也尚未標準化和系列化。煤層氣田與常規天然氣田有很大不同,國內沒有類似的成熟經驗可借鑒。而且與國外存在巨大差距,須探索研究適合我國煤層氣開發的特色技術。

  3.5 采出水處理難度大

  對于煤層氣采出水,國內已建項目根據其水質情況基本采用在井場建蒸發池自然蒸發或拉運到當地污水處理廠處理等方式。隨著煤層氣大規模開發,采出水量將逐年增加,由于礦化度高以及在壓裂階段含有化學成分較復雜的壓裂液,直接排入環境勢必對天然水系或農田灌溉產生不良影響,也不滿足國家有關環保和灌溉標準的要求。如果進行集中收集處理,會因為集水管道工程量大、氣田采出水處理費用高而加大煤層氣開發成本。

  4 特色技術

  4.1 煤層氣田地面集輸工藝模式

  根據沁水盆地煤層氣田特點,采用了“排水采氣、井口計量、井間串接結合閥組,低壓集氣、復合材質、站場分離、兩地增壓、集中處理”的適合于沁水盆地煤層氣的地面集輸工藝技術,是國內第一套適合煤層氣地面集輸系統的工藝模式。其地面集輸系統總流程見圖6。該模式特點:簡單、適用、安全可靠,適應性強,不僅滿足煤層氣氣田初期生產需要,而且兼顧了氣田后期生產。該模式經過多年的運行實踐,效果很好。

  4.2 “六個”優化簡化技術

  “六個”優化簡化技術是:“兩地增壓、總體最優”的壓力系統構成模式,“井間串接+閥組”為核心的煤層氣田單井進站模式,在煤層氣項目中全部使用國產化設備材料,在煤層氣田采氣管道大規模使用PE管,在煤層氣田中采用數字化管理技術,在采氣管道上采用低點排液技術。以上“六個”優化簡化技術使得沁水盆地煤層氣田的單位產能建設地面平均投資額大幅降低,實現了我國煤層氣低成本、大規模開發,開創我國煤層氣大規模開發先河。

  目前,沁水盆地形成了我國最大規模的煤層氣生產基地,運行情況很好。

  4.3 大規模煤層氣處理工藝技術

  中石油在沁水盆地建設的中央處理廠,主要接收樊莊區塊、鄭莊區塊和鄭莊北部區塊等自產區塊的煤層氣,同時也接收中聯煤等單位的煤層氣;其總設計處理規模為30×108 m3/a,已建成規模為20×108m3/a。采用先增壓、后脫水的總體工藝流程,各區塊集氣干線來氣首先進入集配氣裝置,再進入過濾分離器,然后進入增壓裝置增壓,壓力由0.9 MPa增至6.0 MPa,之后進入三甘醇脫水裝置脫水,確保外輸氣的水露點滿足規范要求,最后經計量后輸往西氣東輸管道。于2009年建成了國內第一座以“大功率電驅往復式壓縮機增壓,大規模橇裝三甘醇脫水,先增壓、后脫水”為核心工藝的煤層氣中央處理廠。

  4.4 煤層氣田數字化管理技術

  沁水盆地煤層氣項目采用了基于計算機網絡技術的數據采集與監控系統(SCADA系統)。SCADA系統的中心控制系統設在中央處理廠,負責對各區塊的生產運行情況進行集中監視控制和運營管理。集氣站采用以計算機控制技術為核心的站控系統(SCS),完成站場內工藝過程的數據采集和監控任務,通過通信系統傳送至調度中心,并接受調度中心下達的命令。在采氣井場設置SCADA系統遠程終端裝置(RTU),將各單井的井口數據傳輸到集氣站和調度中心,為井口巡查提供參考數據。SCADA系統的數字化模型見圖7。

  氣田數字化管理是以數據無線傳輸和遠程控制技術為主的智能化生產管理控制系統。該系統可以大量減少用工數量,可以大大減少巡井次數和日常運行費用,可以減少每次巡井過程中車輛對山區植被的破壞,保護生態環境。

  氣田數字化管理系統適應了山高溝深環境下的巡井要求,大大減輕了員工勞動強度,提高了管理水平和效益。氣田數字化管理技術實現了煤層氣田管理數字化、信息化和智能化。

  4.5 高效的煤層氣設備

 、俅蠊β孰婒屚鶑褪綁嚎s機組

  中央處理廠創新地采用了電動機驅動的煤層氣往復式壓縮機組,電機功率為4 800 kW;且采用電動機驅動壓縮機組大小相合的配置方式,不僅保證增壓裝置安全、可靠地運行,縮短了施工期,使設備運行更加靈活,而且對變工況運行有較強適應能力;與常規天然氣田用氣驅壓縮機組相比,減少了燃氣自耗量,提高了商品率。

 、鄹咝У亩喙δ苓^濾分離器

  采用了集成過濾分離器,由重力分離段和液體緩沖段、過濾段、儲液段組成,具有段塞流捕集、氣液分離及過濾功能。該過濾分離器代替了常規的重力分離器、過濾分離器和儲液罐3臺設備,大大簡化了流程,具有處理量大、分離效果好等優點。

  4.6 采氣管網低點排液技術

  采氣管網不具備清管條件,管道中凝結水不能及時排出易凍結,影響管道輸氣能力。常規天然氣田的采氣管道運行壓力高,攜帶液體的能力強,一般不存在積液問題。而煤層氣田的井口壓力低的特點決定了采氣管道攜帶液體的能力較差,輸送過程中容易形成低點積液,影響管道的輸送能力。根據山區地形特點,在煤層氣采氣管道線路低點設置排液設施,解決了管道積液問題,降低了管道壓力損失,提高了管輸效率,穩定了單井產氣量。

  4.7 煤層氣田壓力系統構成模式

  沁水盆地增壓工藝采用集氣站和處理廠“兩級增壓”,集氣站壓縮機進口壓力為0.05~0.08 MPa,出口壓力為1.2~1.65 MPa,壓力比為8.3~9.9;中央處理廠最低進廠壓力為1.0 MPa,壓縮機最低進口壓力為0.9 MPa,出口壓力為6.0 MPa,壓力比為6.1。根據對氣源與銷售去向的研究與經濟比選,形成了國內第一座整裝開發煤層氣田的壓力系統構成,形成了國內第一套“兩級增壓、總體最優”的煤層氣田壓力系統構成模式。

  4.8 電驅抽油機和壓縮機組大規模應用技術

  山西省電力系統比較完善,供電可靠性高;而國內天然氣資源緊缺,價格上升空間較大,目前西氣東輸二線進口氣價已由1.56元/ m3上升為2.12元/ m3。本項目采用了電驅抽油機和電驅壓縮機,電驅抽油機設置于井場,用于煤層氣井的排水采氣。

  從運行情況來看,電動機驅動的抽油機和壓縮機組運行穩定,故障率低,適合于煤層氣田的地面建設。充分利用當地豐富的電力資源,大規模應用井口電驅抽油機和站內電驅往復式壓縮機組,大大提高了煤層氣田的商品率。

  5 下一步研究方向

  我國煤層氣直井產量低、井口壓力低、單位產能建井數量多等特點決定了必須走低成本開發戰略。優化直井、水平井布井方式,提高單井產量,應堅持“地上地下一體化優化”;通過優化地面工程總體布局、簡化集輸工藝、選用經濟適用的管材和設備等,在建設規模、輸送管道材質、采氣管網布置方式、主要設備、占地面積、系統工程、下游用戶確定等方面做出總體優化,提高煤層氣開發的整體經濟效益。

  5.2 水處理工藝

  我國煤層氣田剛剛開發,水處理部分投入較少,管理也比較粗放。隨著新的環保法的實施,國家環保要求日益嚴格,采出水處理的問題已經成為不可回避的問題。隨著煤層氣的大規模開發和各地采出水水質成分的不同,如何解決好水處理問題是我們應該著力研究的問題。

  5.3 煤層氣地面集輸設計標準

  目前,國內煤層氣地面集輸設計依據天然氣標準,煤層氣開發要求低成本,且煤層氣田地形條件異常復雜,開發建設外部條件差,征地困難。對于低壓低產、甲烷體積分數為90%以上、不含重組分的煤層氣,存在建設標準過高、安全系數過大等問題,不僅增加了煤層氣在山區建設的難度,而且增加了建設投資額。煤層氣地面集輸設計標準的滯后已經嚴重影響了煤層氣大規模開發的步伐。因此,應盡快開展煤層氣地面集輸標準的研究和制訂,以降低工程投資額,提高煤層氣工程建設水平。

  目前,由中石油組織編制的《中國石油煤層氣地面集輸工程設計指導意見》正在實施之中,此指導意見有望升級為行業標準。

  5.4 集輸系統可靠性

  目前,煤層氣田均采用國產壓縮機組。由于受投資額限制,集氣站沒有設置備用壓縮機組,僅在區塊設置了少量的移動式壓縮機橇作為投產初期之用或備用。在實際運行中,壓縮機故障停機比較頻繁。一旦故障停機則造成采氣管網輸送能力減小,對單井產氣量影響較大。

  由于煤層氣開發處于初期階段,各集氣站沒有設置互通管道,一旦出現問題,或放空或憋壓。

  按照相關規范,通常煤層氣井場和大多數集氣站均為五級場站,其供電負荷等級為三級,供電等級偏低,將影響整個區塊的煤層氣產量。煤層氣田整個區塊負荷等級過低將有可能導致大面積停電,系統的可靠性差,造成較大損失。

  管道水工保護是煤層氣工程安全可靠運行的重要保證。煤層氣田大多位于山地丘陵地帶,溝谷切割,基巖出露,地形條件異常復雜,地面相對高差大。因此,水工保護技術十分重要。

  粉煤灰對壓縮機活塞、缸套等造成了嚴重磨損。

  因此,應加強對集氣站備用壓縮機組設置、集氣管網可靠性、整個井區電力負荷標準、水工保護技術、粉煤灰對站場設備的影響等問題的研究,以保證集輸系統安全可靠性。

  6 結語

  隨著煤層氣大規模開發和許多認識的深入,攻克煤層氣地面建設工程的難點和熱點問題,為煤層氣田大發展提供強大的技術保障,為今后煤層氣的大規模開采做好地面建設的技術支撐,對于煤層氣工業的發展具有深遠的意義。

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