煤层气开采地面工程设计方案

1、全国石油工程设计大赛方案设计类作品比赛类别地面工程单项组完成日期 2014年 4月 13 日 全国石油工程设计大赛组织委员会制作品简介本参赛作品是根据大赛给出的沁端区块的基础数据设计的一套煤层气田开发中的地面工程设计方案。主要由煤层气集输管网、集气增压站、污水处理、scada系统、消防安全系统、供电系统、通信系统等部分的设计以及各种用途站场整体优化布局设计等组成。本方案的总集输工艺流程的确定是根据本气田的综合情况，借鉴其它煤层气地面集输工艺，分析各种低产低压煤层气田的总工艺流程，经过反复论证、简化优化，最后确定采用“分片集输、多井低压集气、单井简易计量、多井单管串接、集中增压、集中脱水处理和外

2、输”的煤层气集输工艺流程。管网部署部分根据气田气井位置的分布，提出了四种管网部署方案，分别是环状管网部署方案、枝状管网部署方案、集气阀组管网部署方案、多井单管串接管网部署方案。然后以管网系统费用最省为优选目标（包括井场、采气管线、集气阀组、集气管线、增压站、中央处理厂等投资费用和运行费用），对四种管网部署方案进行优选，最后选择多井单管串接管网部署方案。为选取适合管材, 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50600 mm 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，得出：当采气、集气管道的公称直径不大于250 mm 时,

3、 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250 mm 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。用软件模拟不同工况下煤层气水合物生成温度，对比本气田集输系统工作条件以及当地气候条件，煤层气的输送选择低压不注醇工艺。在集输管道低点设置凝水缸，收集管道中的游离水。通过设备及工艺对比，集中处理站入口的过滤分离器选择高效旋流过滤分离器；一级增压的压缩机选择螺杆式压缩机，二级增压的压缩机选择活塞式压缩机；脱水工艺选择三甘醇脱水工艺；脱碳工艺选择分子筛法。目 录第1章 总论11.1地理位置与自然地理概况11.2 井网部署方案11.3

4、产能规模及单井产量21.4 井口压力21.5 煤层气品质及外输31.6 产出水特征31.7主要标准规范3第2章 管网部署52.1集输总工艺流程52.1.1 煤层气集输工艺流程52.1.2 本气田煤层气集输工艺流程52.2集中处理站位置选择52.2.1 站址选择原则52.2.2 集中处理站位置选择62.3管网部署方案72.3.1 环形管网72.3.2枝状管网82.3.3集气阀组管网82.3.4多井单管串接管网92.4管网部署方案优选102.5管材选取与管径确定112.5.1管材选择112.5.2管径确定13第3章 煤层气集输工艺163.1井口工艺流程163.2节流调压163.3管道敷设与保护工艺

5、173.3.1 管道敷设173.3.2 弯头173.3.3 管道连接173.3.4 穿越173.3.5 保护措施173.3.6 抗震措施183.3.7 防腐183.3.8 氮气置换183.3.9 管道警示带（含金属示踪线）183.4煤层气水合物防治工艺183.4.1 低压输送不注醇集气工艺183.4.2 清除管线中凝析水工艺193.5集中处理站工艺流程193.6集中处理站中的主要设备及工艺203.6.1 过滤分离器设备选型203.6.2 压缩机选型203.6.3 脱水工艺213.6.4 脱碳工艺223.7主要仪表选型223.7.1 温度仪表选型223.7.2 压力测量仪表选型233.7.3 流

6、量计仪表选型24第4章 污水处理及辅助系统264.1污水处理264.1.1 污水来源264.1.2 污水处理264.2供电系统264.2.1 电站264.2.2 供电电源274.2.3 供电负荷274.2.4 爆炸危险场所电器线路及安装274.3通信系统284.3.1 通信要求284.3.2 通信方式284.4给排水及消防系统284.4.1 给水系统284.4.2 排水系统294.4.3 消防系统304.5自动控制系统314.5.1 自动控制系统设计原则314.5.2 系统方案314.6供热、暖通设计324.7道路工程324.8建（构）筑物334.9健康、安全与环境33参考文献34附录36第1

7、章 总论1.1地理位置与自然地理概况沁端区块位于沁水盆地南部，隶属于山西省沁水县，矿区属于中联煤层气有限责任公司。本区块属于丘陵山地地貌，以低山丘陵为主。本区为典型的干旱性大陆气候，降雨量较少，冬季气温较低，年平均降雨量400900mm，年最大降雨量891mm，最大积雪深度212.5mm。年平均气温10.9，最高37.3，最低-16.3，最大冻土层深度0.41m。该区处于张性应力区，地震发生的概率较低，其地震烈度为6度。区块内有沁河流过，省道和县道贯穿其中，交通便利。区块地形图见图1.1。图1.1 区块地形图1.2 井网部署方案本区共部署生产井124口，其中直井120口，分段压裂水平井2口，单

8、翼多分支水平井2口，井网部署见图1.2。图1.2 井网部署1.3 产能规模及单井产量本区设计产能规模为336000m3/d。其中120口直井开发年限为25年，见气时间均为6个月，产气量范围均为1900m3/d2500m3/d，平均产气量均为2300m3/d，产水量范围均为0.5m3/d6m3/d，平均产水量均为1m3/d；2口分段压裂水平井开发年限均为8年，见气时间均为2个月，产气量范围均为6000m3/d15000m3/d，平均产气量均为10000m3/d，产水量范围均为1m3/d8m3/d，平均产水量均为2m3/d。2口单翼多分支水平井开发年限均为6年，见气时间均为1个月，产气量范围均为1

9、4000m3/d25000m3/d，平均产气量均为20000m3/d，产水量范围均为2m3/d18m3/d，平均产水量均为5m3/d。1.4 井口压力根据本气田现有煤层气生产试验井的实测数据，本区井口套压一般在0.1mpa0.5mpa。1.5 煤层气品质及外输本气田产出煤层气气体组成见表1.1，本气田生产的煤层气全部外输到沁太管线。沁太管线入口位置如图1.1所示，管线工作压力为6mpa，其气质符合国家标准gb17820-1999天然气中类气质指标要求，具体要求见表1.2。表1.1 煤层气气体组分组分c1c2c3+co2h2sn2浓度91.500.0300.03.120.05.35表1.2 我国

10、天然气国家标准项目一类二类三类项目一类二类三类高热值/ (mj/m3)31.4硫化氢/( mg/m3)620460总硫/(mg/m3)100200460二氧化碳/3.03.0水露点/在天然气交接点的压力和温度条件下，比最低环境温度低5。1.6 产出水特征本区直井和压裂水平井生产初期煤层产出水型以nacl为主，平均矿化度4000mg/l。生产2040天之后产出水接近地层水的状态，水型转变为以na-hco3型为主，平均矿化度1200mg/l，ph值为8。单翼多分支水平井产出水水型为na-hco3型，平均矿化度1200mg/l，ph值为8。1.7主要标准规范本设计从使用性、安全性和先进性出发，遵循中

11、华人民共和国国家标准和石油天然气行业标准。(1)煤层气田开发方案编制规范 dz/t 0249-2010；(2)煤层气地面开采安全规程 国家安全生产监督管理总局令第46号(2012)；(3)燃气用埋地聚乙烯(pe)管道系统第一部分：管材 gb 15558.1-2003；(4)燃气用埋地聚乙烯(pe)管道系统第二部分：管件 gb 15558.2-2005；(5)煤层气集输设计规范 q/sy1301-2010;(6)石油天然气工程设计防火设计规范 gb50183-2004;(7)油气集输设计规范 gb50350；(8)聚乙烯燃气管道工程技术规程 cjj63;(9)输送流体用无缝钢管 gb/t8163

12、；(10)低压流体输送用焊接钢管 gb/t3.91；(11)石油天然气输送钢管 交货技术条件gb/t9711；(12)钢质管道外腐蚀控制规范 gb/t21447；(13)埋地钢质管道阴极保护技术规范 gb/t21448；(14)石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范 sh3022；(15)天然气净化厂设计规范 sy/t0011；(16)天然气脱水设计规范 sy/t0076；(17)石油天然气工程总图设计规划 sy/t0048;(18)生活饮用水卫生标准 gb5749；(19)工业循环冷却水处理设计规范 gb 50050；(20)室外排水设计规范 gb50014；(21)石油天然气工程设计防火规范

13、 gb 50183；(22)锅炉房设计规范 gb50041；(23)工业锅炉水质 gb1576；(24)采暖通风与空气调节设计 gb50019；(25)建筑设计防火规范 gb50016；(26)中华人民共和国职业病防治法；(27)建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定；(28)建设项目职业危害分类管理办法；(29)中华人民共和国环境保护法；(30)中华人民共和国水污染防治法；(31)中华人民共和国大气污染防治法；(32)中华人民共和国固体污染物环境防治法；(33)中华人民共和国噪声污染防治法；(34)中华人民共和国清洁生产法。第2章 管网部署2.1集输总工艺流程2.1.1 煤层气集输工艺流程煤层

14、气田具有井口压力和初期产量低，单井产气量低，井间间距小，甲烷含量高，基本上不含重烃和硫份，开发周期长以及开发后期井口压力下降等特点。沁端区块所在地区地貌属于山区丘陵地貌，区块内井口最大高程差为200米，井口套压为0.1mpa0.5mpa，气田生产的煤层气全部都需增压外输到沁太管线。根据以上煤层气及本气田的综合情况，借鉴其它煤层气地面集输工艺，分析各种低产低压煤层气田的总工艺流程，经过反复论证、简化优化，最后确定了采用“分片集输、多井低压集气、单井简易计量、多井单管串接、集中增压、集中脱水处理和外输”的煤层气集输工艺流程1。2.1.2 本气田煤层气集输工艺流程本区块气田面积较小，为简化集输流程，

15、节省工程造价，采用“分片集输一级增压”工艺，具体工艺流程为“井场采集气管网集中处理站增压外输管线沁太管线”，见图2.1。集中处理站井场沁太管线图2.1 煤层气集输总工艺流程2.2集中处理站位置选择2.2.1 站址选择原则战场的位置应选在乡镇和居民区最小频率风向的上风侧，并应避开窝风的地段。大型站场还应靠近公路、水源、电源选择，注意避开木材厂、弹药库等易燃易爆场所。站场选址应符合环境保护的有关规定，防止产生的废气、污水对大气和水体的污染，产生高噪声的站场应远离居民区、医疗区和学校。无储油罐的计量站、接转站和其它独立的中小型油气站场，均按五级站库的划分要求进行布置。有水路装船外运方式的站库及距离通

16、航河道岸边小于200m的站场，均要有严密可靠的防油沟。选择站库址时，应注意与周围相邻企业和建构筑物的关系，其相邻距离应符合相关规定占地面积较大的大型站库，不宜选在坡度小于0.2平坦的场地上，宜选在易于排水具有明显坡度的高包上或斜坡上，也不应选在低凹易积水或背阳的山坡上，在局部高差较大的地段，必行坡度宜小于5.0，应避开挖填土方过大的复杂地段，应合理利用地形自然条件，减少土地占用量2。除此之外，还应考虑当地的工程地质、水文地质等条件。最重要的是场站连接着集输管网，气田采、集气管网覆盖面广、管材用量大、施工费用高，其工程建设投资在地面工程建设总投资中所占的比例较大，是影响气田地面工程建设投资的主要

17、因素之一，所以所选场站位置应该尽可能减少采、集气管网长度。2.2.2 集中处理站位置选择本气田集输总工艺流程为“井场采集气管网集中处理站增压外输管线沁太管线”，采用一级增压方式，井场来气经采、集气管网直接到达集中处理站经增压、处理后外输到沁太管线。本气田所给井网密度大，占地面积较小，相应的管线长度不长，其中煤层气压降较低。考虑外输管线造价高，尽可能缩短外输管线长度，集中处理站位置应选择在距离沁太管线入口接近的地方，同时考虑管网部署方便，集中处理站位置见图2.2。图2.2 集中处理站位置2.3管网部署方案沁端区块位于沁水盆地南部，所处地区属于山区丘陵地貌，相对高差为200米，地势东北高西南低，外

18、输管道在气田东北部。本区设计产能规模为336000m3/d。辖井124口，其中120口直井，平均产气量均为2300m3/d，2口分段压裂水平井，平均产气量均为10000m3/d， 2口单翼多分支水平井，平均产气量均为20000m3/d。根据沁端区块的地形、周边环境、井口位置及集中处理站位置对本气田的集输管网部署提出了四种管网部署方案。2.3.1 环形管网把气田中120口直井分成四部分，每部分辖30口井并布置环状管网，单井就近接入环状管网。2口分段压裂水平井及2口单翼多分支水平井产量大，开发年限及见气时间短，不接入环形管网，单独铺设集气支管集气。四个环状管网及四口水平井接入集气干管进入集中处理站

19、，经集中处理站处理及增压后通过外输管线输入沁太管线。管网布局见图2.3。图2.3 环状管网管网部署2.3.2枝状管网井口产气通过采气支管和采气干管汇入到集气支管中，通过集气支管进入集气干管，最后进入集中处理站，2口分段压裂水平井及2口单翼多分支水平井产量大，开发年限及见气时间短，不接入枝状管网，单独铺设集气支管集气。煤层气经集中处理站处理、增压后进入外输管线，最终输入到沁太管线。管网布局见图2.4。图2.4 枝状管网管网部署2.3.3集气阀组管网每15口直井设置一集气阀组，单井产气通过采气管道进入集气阀组，在阀组中进行单井计量和集中计量后输入集气支线。2口分段压裂水平井及2口单翼多分支水平井产

20、量大，开发年限及见气时间短，单独设置集气阀组和集气支管集气。煤层气经集气支管与集气干管进入集中处理站，在集中处理站中处理、增压后外输。管网布局见图2.5。图2.5 集气阀组管网管网部署2.3.4多井单管串接管网每4口直井通过采气支管串接到集气支管，在集气支管中汇合后进入集气干管，每条集气支管串接20口井。2口分段压裂水平井及2口单翼多分支水平井产量大，开发年限及见气时间短，单独串接并通过单独铺设的集气支管集气。煤层气经集气支管与集气干管进入集中处理站，在集中处理站中处理、增压后外输。管网布局见图2.6。图2.6 多井单管串接管网管网部署2.4管网部署方案优选煤层气集输管网优选目标是使管网系统费

21、用最省，包括井场、采气管线、集气阀组、集气管线、增压站、中央处理厂等投资费用和运行费用3。煤层气管网部署方案优选的关键在于有效利用压差，确定合理的管网布局，增加集输半径，减少中间场站，降低管网成本。煤层气田开发过程中，集输煤层气的管线投资在整个地面工程的总投资中占有很大比重，管线的投资多少对总投资有显著的影响4。在优选管网部署方案的时候管线的费用是一个非常重要的目标函数，管线的费用多少取决于管线的长度，以管线的费用为目标函数也就是以管线的长度为目标函数。由井口坐标可知，本气田的井口间距为300米。在管网部署的四种方案中，2口分段压裂水平井及2口单翼多分支水平井都是单独铺设的集输管网，对四种管网

22、部署方案优选时，可以先不考虑这四口水平井的管网长度。下面比较四种管网部署方案中采集气管线的长度（井口与串接管线、集气支线与井口相距十米以内，计算管网长度过程中忽略)。见表2.1。表2.1 各集输方案管线长度环状管网枝状管网集气阀组管网单管串接管网采气管线/(m)20194180006720027000集气支线/(m)240001620060008100集气干线/(m)2700380034502850由上表列出的各集输方案管线长度对比可知环状管网和集气阀组管网的管线过长，不考虑这两种部署方案。对枝状管网和多井单管串接管网的采气管线、集气支线、集气干线长度进行比较可知，枝状管网的采气支管比多井单管

23、串接管网的采气支线短9000米，集气支线长8100米，集气干线长950米。综合考虑采气管线和集气管线的价格与枝状管网和多井单管串接管网部署所需的施工工程量，本气田的集输管网部署方案选择多井单管串接管网，如图2.6。2.5管材选取与管径确定2.5.1管材选择现阶段大部分煤层气集输管道管材采用无缝钢管( 执行标准gb/t 8163-2008) ，无缝钢管作输气管道中的主要材料毋庸置疑，但是随着科技的进步，一种新型管道材料逐渐受到输气、输油等行业的青睐聚乙烯管材，俗称pe 管材。同无缝钢管相比，pe 管材从管道进场、现场布管、管道连接、管道施工及维护、管道检测等方面都有显著的优势，这些优势贯穿整个煤

24、层气集输管道施工的全过程，能够有效地节约人力物力，节省施工时间，降低施工难度，减少投资，并且可以有效地进行维护及防止安全事故的发生5。总体而言，使用pe 管材进行集输管道施工，可以从各个环节提高工作效率，保障施工的安全快捷，降低工程造价，提高投资效益。为选取适合管材, 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50600 mm 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6。各规格pe100 聚乙烯管和无缝钢管的比较数据见表2.2。表2.2 p

25、e100聚乙烯管和无缝钢管管道投资对比表公称直径/(mm)类型管道规格/(mm)总造价/万元/km65pe100聚乙烯管75.54.37.1656无缝钢管76.14.012.3772150pe100聚乙烯管160.09.115.6330无缝钢管168.34.024.1139200pe100聚乙烯管225.012.825.4060无缝钢管219.05.032.2631250pe100聚乙烯管250.014.230.0528螺旋钢管273.05.033.4956300pe100聚乙烯管315.017.943.8520螺旋钢管323.95.041.3907350pe100聚乙烯管355.020.25

26、4.1532螺旋钢管355.66.047.4519400pe100聚乙烯管400.022.867.6682螺旋钢管406.46.054.1213450pe100聚乙烯管450.025.683.6284螺旋钢管457.26.060.3615将表2.2 中数据绘制成管径与管线总投资关系曲线如图2.7 所示。由图2.7 可知, 当采气、集气管道的公称直径不大于250 mm 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250 mm 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

27、显降低了工程管道的投资。图2.7 公称直径与管道总投资关系曲线2.5.2管径确定2.5.2.1 压力级制本区块气田面积较小，为简化集输流程，节省工程造价，采用“分片集输一级增压”，井口压力为0.1mpa0.5mpa，井口产气依靠自身压力经采气管线与集气管线进入集中处理站，根据采气管线的长度和经济压降，集中处理站进站压力为0.05mpa。煤层气在集中处理站净化处理、增压到6.2mpa输入外输管线，最后输入沁太管线。2.5.2.2 管径确定集中处理站的位置及集输管网部署方案确定后，采、集气管线的长度也确定下来了。由已确定的压力级制和管网的长度，用已有的管径计算公式就可以确定采、集气管线的管径。集输

28、气管径计算公式2： (2.1)式中 (2.2)式中：q输气量，m3/d；l管线长度，km；p管线压力，mpa；d管线内径，cm；t气体平均温度，k；z气体压缩系数；s气体相对密度。对集输管网中的采、集气管线及集气节点标注，以便计算及叙述方便，具体标注见图2.8。图2.8 集输管道标注根据公式计算出管线内径，具体计算过程见附录。计算出集输管网的管径圆整后数值见表2.3。表2.3 集输管网管径管线流量/m3d-1长度/m管径d/mm管材集气干线33600027503756.0螺旋钢管集气支线l14600013501609.1pe管l246000135018010.3pe管l346000135018

29、010.3pe管l446000135018010.3pe管l546000135018010.3pe管l660000165022512.8pe管l74600013501609.1pe管采气干线串接管92001200754.3pe管905.211010.0ac400007001408.0a1c2000090011010.0采气支线接串接管230010633.6pe管754.3接ab20000101408.0pe管接a1b1100001257.1第3章 煤层气集输工艺3.1井口工艺流程煤层气开发初期排采产水量不大，平均为1m3/d，水质符合国家规定排放标准，井场不设气水分离器。煤层气产出水通过抽油机

30、从油管中抽出，经流量计计量后直接排放到井场附近的排污池，自然蒸发。煤层气从套管和抽油管的环形空间产出，经截断阀、温度计、压力表、流量计进入采气管道，由采气管道输入串接管道，在采气管道末端设置压力调节阀和止会阀，井口产出煤层气经压力调节阀后压力调节为0.1mpa，在串接管道与集气管道连接处设置止回阀。采气管道前装有安全阀，当采气管道压力过高时，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。当系统检修时，打开放空阀，通过放空管把井口里的煤层气连续放到大气中。井口工艺流程如图3.1所示。图3.1 井口工艺流程图3.2节流调压在煤层气进入串接管道前，对井口产出的煤层气进行节流调压，压力统一

31、调节到0.1mpa。井场及低温常温气体节流调压的主要手段是使气体通过骤然缩小的孔道（孔板或针形阀孔眼），利用摩擦能耗使气体压力下降，常用的设备是针型阀、油嘴和孔板。本气田选择油嘴进行节流调压。3.3管道敷设与保护工艺3.3.1 管道敷设1、 敷设方式：管道按管网部署方案埋地敷设。2、 埋设及开沟要求7：1)当采、集气管道需改变平面走向适应地形变化时可采用弹性弯曲冷弯管热煨弯头在平面转角较小或地形起伏不大的情况下首先应采用弹性弯曲。2)不得采用虾米腰弯头或褶皱弯头管子的对接偏差不得大于3。3)埋地管道的埋设深度应根据管道所经地段的农田耕作深度冻土深度、地形和地质条件地下水深度、地面车辆所施加的荷

32、载及管道稳定性的要求等因素，经综合分析后确定。一般情况下管道埋深在冻土层以下，一般大于1.2m。3.3.2 弯头pe管道利用柔性自然弯曲改变走向时其弯曲半径不应小于2.5倍的管材外径，一般弯头为90，45，22.5，11.5 四种规格。3.3.3 管道连接pe管道与金属管道及其他材质的管道阀门、管路附件等必须采用钢塑过渡接头或钢塑法兰连接，钢塑过渡接头钢管端与钢管焊接时，应采取降温措施，但不能影响焊接接头的力学性能。直径在90以上的pe管材管件连接可采用热熔对接连接或电熔连接直径小于90的管材及管件宜使用电熔连接，为了施工方便统一采用电熔连接。施工前应进行实验，判断实验连接质量合格后，方可进行

33、电熔连接。3.3.4 穿越对于pe管穿越土路均采用钢筋混凝土套管保护，保护套管应采用钢筋混凝土套管，并满足强度及稳定性要求（其他公路，铁路，河流冲沟等处钢管穿越不详细说明）。3.3.5 保护措施有河流河谷区、中低山斜坡地带区、斜梁顶部区及山梁顶部区等为了保护管线及原始地形地貌，进行水工保护做法以河流护岸、山地斜坡工程为主。如护坡，挡土墙，草袋素土堡坎等。3.3.6 抗震措施管道穿越河、沟时，必须为斜坡式敷设，其倾斜角不宜大于30；在管道穿墙或基础处应留出空隙，并用减振材料填塞；管道敷设时，宜避开滑坡地段。3.3.7 防腐pe管道不需要采用防腐处理，穿越部分及钢塑转换头，连接钢管段的热煨弯头等金

34、属部分防腐采用无溶剂环氧涂料，保护层采用聚乙烯热缩带缠绕。钢管内壁作ht515防腐，外防腐层采取三层pe防腐。站内管道不作阴极保护，只作防腐层保护。外输管道站内埋地部分采用国产聚乙烯胶粘带加强防腐绝缘，露空部分采用普通的油漆防腐。管线外壁采用防腐涂层进行防腐，涂敷前的钢管表面必须进行抛丸或喷砂处理，以达到标准要求的洁净度和锚纹深度，确保底漆粘结牢固。3.3.8 氮气置换对于首次投运的装置为保证安全，先用氮气置换，用氮气将空气置换出去，再以煤层气置换氮气，以彻底消除用煤层气置换可能因摩擦而产生的爆炸危险。要保持氮气流速尽量低，以使氮气与空气尽可能少的混合，以提高氮气利用效率，降低费用。3.3.9

35、 管道警示带（含金属示踪线）管道埋设警示带，管线顶面以上300mm的位置上增加埋设警示带，随管道走向敷设示踪线并且示踪线的接头应有良好的导电性，能清楚判断管线位置8。3.4煤层气水合物防治工艺3.4.1 低压输送不注醇集气工艺低压输送不注醇集气工艺是充分利用煤层气井口0. 1 0. 5 mpa 的压力能，将采气管线首末点压力损失控制在0. 05 mpa，采气过程不需加热或注入煤层气水合物抑制剂，采气管线埋设于最大冻土层以下( 防止生成煤层气水合物) 的低压采集气工艺。通过低压输送不注醇的集气工艺，可以降低管线运行压力，控制生产压差, 节约能耗材耗、减少管网运行成本。根据煤层气组成，在不同工况条

36、件下采用hysys 软件模拟气井井口煤层气水合物生成温度,并以采气输送过程中煤层气水合物形成温度低于环境温度的压力作为设计压力9，结果如表3.1所示。表3.1 煤层气水合物形成温度预测表工作压力/mpa0.20.51.62.02.1形成温度/-54.2-38.5-10.5-4.3-2.83.4.2 清除管线中凝析水工艺随着采、集气管线输送距离的增加, 煤层气温度逐步降低, 在采、集气管线中产生一定量的游离水, 由于管线沿途起伏较大，产生的游离水向管线的水平转角及纵向低点积聚, 从而降低管线携液和输送能力, 增加管输能耗, 所以应根据地形条件及采气管线输送能力在每条采气管线的最低点处设置不同规格

37、的凝水缸, 以收集管线中产生的凝析液体，防止产生液体堵塞，并将凝水缸埋设在最大冻土层以下10。由于煤层气不含h2 s 并且烃类含量非常少, 凝水缸定期排出的是凝结水, 不含油, 无污染, 不经处理即可就地排放。因此, 巡检人员可根据采气管线运行情况, 定期排放凝结水, 保证采气管线安全平稳运行。3.5集中处理站工艺流程集中处理站设置过滤分离器1台，压缩机8台（分为两个压缩机组，每个压缩机组三用一备），脱水装置一套，脱碳装置一套。集中处理站的主要功能是将全气田煤层气收集，分离、净化、增压后外输。本气田中煤层气经集气干线进入集中处理站，经计量、过滤分离器（过滤分离煤层气中的固体杂质和游离水，分离水

38、通过集水管道进入储液装置，最后流入污水池）、压缩机机组（二级增压）、脱水装置（脱离煤层气中水份，脱离水通过集水管道进入储液装置，最后流入污水池）、脱碳装置（分离煤层气中的二氧化碳）、计量后，通过外输管线输入到沁太管线。集中处理站工艺流程见图3.2。图3.2 集中处理站工艺流程3.6集中处理站中的主要设备及工艺3.6.1 过滤分离器设备选型分离器可分为干式和湿式分离器，输气管道站内分离器从大类来分, 只能选干式分离器。在干式分离器范围内, 根据管输天然气高流速、大流量、易燃、易爆, 天然气杂质粒径分布宽、成分复杂、多水的特点, 遵循设备运行安全可靠、操作维修方便、使用寿命长、运行费用低以及第一次

39、投资省等原则, 站内分离器最适宜选择高效旋流过滤分离器。其结构形式为卧式双筒结构，上部负责过滤分离，下部具有集液功能11。3.6.2 压缩机选型3.6.2.1 压缩机形式选择煤层气用的压缩机常用形式包括活塞式、离心式和螺杆式三种2，它们的使用范围见图3.3。图3.3 压缩机使用范围集中处理站设置8台两组压缩机（每组三用一备），每台压缩机处理能力为12104 m3 /d。综合考虑工艺适用性、造价、运行成本及国内制造工艺，并借鉴以往工程项目经验，得出日处理量在15104 m3 /d以上的压缩机，宜采用往复式; 15104 m3 /d 及以下的压缩机，宜采用螺杆式12。集中处理站的前一个压缩机组选择

40、螺杆式压缩机，后一个压缩机组选择活塞式压缩机。3.6.2.2 压缩机驱动设备选择压缩机有电机驱动、燃气轮机驱动两种方式。电机驱动方式需要配置相应的输、配、变电系统，电动机的供电要求为一级负荷，受电网的制约较大，一般在对环保要求高、外部电网供电可靠、电价较便宜及电力供应充足的地区选用。燃气轮机驱动方式需配置相应的燃气系统、控制系统、启动系统和1 套较小容量的输配电系统。燃气可直接取自附近的井口煤层气，对电网供电的需求量小，依赖性小。因此，压缩机驱动设备选择燃气轮机驱动13。3.6.3 脱水工艺煤层气常用脱水方法有很多，最常用的主要有: 冷凝分离法、固体吸附法及溶剂吸收法等14。冷凝分离法可同时控

41、制水露点及烃露点，但由于低温可能导致水合物生成，在冷凝前需要注入水合物抑制剂。低温一般可通过节流或外加冷源来获得冷量，由于煤层气进站压力低，通过增压节流或外加冷源不经济，因此煤层气脱水通常不考虑冷凝分离法。固体吸附法脱水是采用固体吸附剂脱水，利用气体与多孔的固体颗粒表面接触，达到脱出气体中水分的目的，该方法脱水后的露点较低，一般用于深冷装置中。由于本工程对煤层气露点要求不高，只要满足外输条件即可，因此固体吸附法也不适合煤层气脱水。溶剂吸收法对于煤层气脱水主要为三甘醇脱水工艺，该工艺在天然气脱水中应用最多，是一种成熟、可靠、先进的工艺，与其它脱水工艺相比具有工艺流程简单、露点降大、易于再生、溶剂

42、损失量小、运行成本低等特点15。综合比较三种脱水方法，本气田煤层气处理工艺采用三甘醇脱水工艺。3.6.4 脱碳工艺从煤层气中脱除酸性气体的方法很多，一般可分为干法和湿法两大类。湿法按溶液的吸收和再生方式，又分为化学吸收法、物理吸收法和直接氧化法三类。干法有分子筛法和海绵铁法。根据工艺流程脱碳的煤层气为干气，所以只能选分子筛法和海绵铁法。并且处理低含硫，高含二氧化碳的煤层气时，分子筛法接三甘醇脱水工艺的投资少，因此脱碳工艺选择分子筛法15。3.7主要仪表选型3.7.1 温度仪表选型温度仪表应根据测温范围、精确度、安装显示地点、介质特点等要求以及经济性选择。常用的温度测量仪表有工业用玻璃温度计、压

43、力式温度计、双金属温度计、热电阻、热电偶集气配套的仪表。工业用玻璃温度计是利用感温液体热胀冷缩原理工作的。常用的有棒式水银温度计、棒式工业玻璃有机液体温度计两类。最高使用温度一般为满刻度的90。压力式温度计时利用温包感温，其原理是系统内介质压力随温度而变化。双金属温度计是由两种不同膨胀系数、彼此牢固结合的双金属作为感温原件的温度计。它具有示值醒目、机械强度好、结构简单、使用方便等优点。热电阻、热电偶作为温度检测和控制装置的感温原件，可与动圈式仪表、记录仪等显示仪表配套使用，或与温度变送器配套输出标准信号，达到信号远传、指示、控制的目的。在油田上广泛应用16。综上所述，为满足自动控制系统的要求，

44、温度仪表选用热电阻集气配套的仪表，热电阻均为铠装型，按不同的区域配置保护管。3.7.2 压力测量仪表选型3.7.2.1 压力测量仪表选型原则油气集输常用的压力仪表有就地和远传两类压力仪表。就地压力仪表常用弹簧式压力表；远传压力仪表多选用远传压力表和压力变送器。压力仪表选用应考虑：1、量程范围测稳定压力时，常用压力在量程的1/3至2/3范围内；测脉动压力时，常用压力不超过量程的1/2。 2、精确度要求油气田一般用1.5、2.5级。外输计量配套用压力仪表根据要求选用相应精确度的压力仪表3、 实用环境和介质性能对于腐蚀、粘稠、易燃的介质和振动、爆炸场所，以及环境温度湿度等。应选用相适应的仪表或采用必

45、要的措施。3.7.2.2 常用压力测量仪表常用的压力测量仪表有弹簧压力表、电接点压力表、远传压力表、传感式压力表、压力（差压）变送器。弹簧压力表结构简单、价格低、应用广。适于环境温度-40+60，相对湿度不大于80，对于钢或铜合金不腐蚀的液、气体的压力测量；电接点压力表适用于测量对钢和铜及其合金不起腐蚀作用的非凝固和结晶的液体、气体的压力或真空，但不适于振动场所，避免触电烧坏。它可与继电器等配套使用，实现自动控制盒报警；远传压力表适用于测量对钢和铜集气合金不起腐蚀作用的液、气体压力和真空。有些耐振产品带上阻尼器可测脉动压力，带上隔膜部分可测粘度大，有腐蚀介质的压力。该类仪表除就地指示外，还可远

46、传，与动圈式仪表、调节仪表配套使用；压力（差压）变送器是气动、电动单元组合仪表的变送单元，可连续测量液、气体的压力（差压）、流量、液位。对各种压力、粘度、有腐蚀、易燃，易爆的介质亦有相应的变送器可供选择。3.7.2.3 压力测量仪表选型 综合常用几种压力测量仪表的特点，压力测量仪表现场指示选用不锈钢防腐型弹簧管压力表，远传指示选用本安型压力变送器。3.7.3 流量计仪表选型煤层气的物理性质与常规天然气类似，但由于煤层气抽采工艺特殊，湿气、气质赃等特点，有些流量计使用一段时间后不能正常准确计量。所以在煤层气流量计的选型上有其特殊性，下面分别介绍几种常用流量计，并对本煤层气的流量计进行选型。3.7

47、.3.1 孔板流量计孔板流量计的主要特点为结构易于复制、简单牢固、性能稳定可靠、使用期限长、价格低廉等，整套流量计由节流装置、差压变送器和流量显示仪( 或流量计算机) 组成。但是孔板流量计亦有一些重大缺点: 范围度窄，压损大，且需要进行微差压测量，重复性不高，对整套流量计的精确度影响因素多且错综复杂，因此精确度提高的难度很大，且对现场安装条件要求高等。而且在长时间计量对孔板锐角的磨损，影响计量的准确性。昼夜温差大，冬季未做保温处理的计量阀组在夜间结冰，过流面积减少，计量准确度大大降低。，并对本煤层气的流量计进行选型。3.7.3.2 涡轮流量计涡轮流量计是一种速度式流量计，利用置于流体中的叶轮的

48、旋转角速度与流体流速成比例的关系，通过测量叶轮的转速来反映通过管道的流体体积流量，是目前流量仪表中比较成熟的高准确度仪表之一。主要优点是: 测量准确度高，复现性和稳定性均好;量程范围宽，量程比可达( 1020)1，线性好；耐高压，压力损失小； 对流量变化反应迅速，可测脉动流； 抗干扰能力强，信号便于远传及与计算机相连。涡轮流量计的特性易受介质物性和流体流动特性的影响，愈是高精确度，其影响愈敏感，例如介质脏污、结垢使叶片及通道发生变化，流量计特性亦随之改变; 轴承磨损使特性偏移等。流体流动特性有来流速度分布和流体脉动等的影响，要保持仪表校验时的参比流动条件，其仪表系数才保持不变，否则需进行相应的

49、修正或实行在线校准，以获得现场实际的流量计特性。3.7.3.3 旋进旋涡流量计 旋进旋涡流量计是速度式流量计的一种，在国内的研制始于上世纪70 年代末，经过近几年的发展，目前该类产品已从单探头结构改进为双探头( 压电传感器) 差动式结构。由于采用了双探头差动式结构，且配合相位识别电路，可有效地克服单探头结构抗脉动和机械振动能力差的缺点。近年来，有些流量计还采用了自适应功率谱 fft 算法技术，使产品的小流量检测能力和抗干扰能力得到有效提高，且随着单片机技术和信息技术的不断发展，仪表实现了智能化、网络化，真正使该产品的计量性能和质量水平实现质的飞跃。由于它具有体积小、无可动部件、介质适应性好、可

50、靠性高、稳定性好等优点，已被广泛用于石油、化工、冶金、电力和燃气等领域的计量，尤其在煤层气计量领域，更是理想的计量用表。3.7.3.4 超声流量计气体超声流量计的应用始于20 世纪90 年代，由于它的一些突出优点测量准确度高、量程比宽、无压损、无可动部件等，受到用户的欢迎。它适用于高压、大口径、洁净的天然气流量计量。在现场应用中，超声流量计安装条件要求高。在煤层气测量时，由于经过滤后的小粒径煤粉会附在探头上，影响计量的准确性。对时差式气体超声流量计，小粒径煤粉会影响超声波的正常传输，无法实现时差的准确测量。因此，在煤层气计量中，一般不宜选用。3.7.3.5 流量计选型煤层气计量是近年来才发展起

51、来的新领域，由于煤层气的介质条件和使用条件较为恶劣，因此，从流量计的特点而言，只有旋进旋涡因无可动部件，比较适合煤层气计量。但是，旋进旋涡流量计因是一种旋涡振荡型流量计，且检测传感器为压敏元件，尽管采用了差动式结构等技术手段，但尚难于克服现场的“憋压”和强烈的振动，因此，在设计时要尽量避免“憋压”现象及强烈振动现象的存在，有了这种现象存在就要采取有效的措施17。第4章 污水处理及辅助系统 4.1污水处理4.1.1 污水来源煤层气的开发，需从煤层中排出地层水，在煤层中产生压降、要求达到最大半径的压降漏斗，以便最大限度地让天然气从煤中解析，排采过程中始终伴随着排水，称为气井采出水，气井采出水是一种

52、淡盐水，其矿化度19.9731.46g/l，它除了含大量氯离子外，还可能会含有硫化物，cd，pb、zn、ba、as等有害物质。气井采出水不仅水质复杂，而且随着时间的推移水量也会逐渐增大。这是气田开发中污水的主要来源。气田开发中的污水还包括集中处理站中的过滤分离水、脱水设施脱除的水及为提高采气速度，保护井下管柱对生产井定期洗井的洗井水。4.1.2 污水处理本区直井平均产水量为1m3/d，2口分段压裂水平井平均产水量为2 m3/d,2口单翼多分支水平井平均产水量为5 m3/d。直井和压裂水平井生产初期煤层产出水型以nacl为主，平均矿化度4000mg/l。生产2040天之后产出水接近地层水的状态，

53、水型转变为以na-hco3型为主，平均矿化度1200mg/l，ph值为8。单翼多分支水平井产出水水型为na-hco3型，平均矿化度1200mg/l，ph值为8。符合我国工业污水排放标准，可以不用处理直接排放。由于煤层气中不含硫和含有少量氢，井口产出水经产水管道排进井口附近的污水池，自然蒸发。集中处理站产生的污水和洗井污水同样排进附近污水池，或者排放，或者自然蒸发。4.2供电系统4.2.1 电站电站建立发电机，电站选用燃气发电机组以充分利用气田的煤层气资源，供电系统采用10kv电压等级供电，较6kv电压级输送距离远，电网损耗低。选用jj2b系列可变电压启动控制柜，具有启动转矩大、所需启动容量小的

54、优点，可少供电网络的电压波动和冲击电流，使电机启动平稳。分离器、压缩机等机泵设备采用变频调速装置，既能解决机泵启动时对网的冲击，又可节电约3040。供电系统设置了10kv高压电容补偿及0.4kv低压电容自动补偿装置，可使电网功因数达0.95以上，供配电网的网损低于8。4.2.2 供电电源从工区15公里外发电厂新建1条35kv专线至变电站，转换为10kv电压，再转接至供电专线，导线规格为lgj-117，架设至各场站支线，各井场设置变电站，集中处理站自建变电所。4.2.3 供电负荷1、井口用电负荷井口用电负荷主要是抽油机，本区共建124口气井，抽油机数量为124。2、集中处理站用电负荷集中处理站中的用电负荷主要是1台过滤分离器及8台（两组，每组中3台工作1台备用）和脱水、脱碳设备。3、照明场区设路灯照亮，采用时控+光控控制，室内设节能照明工具。4、防雷、防静电在变电所附近设置避雷针以防雷击，变压器及配电柜、配电箱接地，接地电阻不大于4，其它电气设备非载流金属部分及场区所有金属管道等均做防雷、防静电接地，接地电阻不大于10。4.2.4 爆炸危险场所电器线路及安装1、电缆线路除了按爆炸危险场所的的危险程度和防爆电器设备的额定电压、电流