煤层气开发第7章煤层气集输课件

第七章

煤层气集输第七章

煤层气集输1第七章煤层气集输第七章煤层气集输1第七章

煤层气集输第一节采气流程第二节煤层气的矿场集输第三节煤层气的矿场集输工艺第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统主要内容：2第七章煤层气集输第一节采气流程主要内容：2第一节采气流程

把从气井采出的含液固体杂质的一定压力煤层气变成适合矿场输送的合格煤层气的各种设备组合，称为采气流程。用图例符号表示采气全过程的图称为采气流程图。

煤层气井的采气流程分为单井常温采气流程和多井常温采气流程。1）单井常温采气流程

在单井上安装一套包括调压、分离、计量和保温设备的流程，称为单井采气流程。其工艺过程为：井里边出来的煤层气经阀减压后，进入加热炉，通过加热后再由节流阀进入分离器，在分离器中除去液体和固体杂质后，从集气管线输出。3第一节采气流程把从气井采出的含液固体杂质的一第一节采气流程也可打开放空阀紧急放空泄压。单井采气可应用于边远气井、产水量大的气水同产井和低压气井采气。2）多井常温采气流程

把几口井的采气流程集中在气田适当部位进行集中采气和管理的流程，称为多井常温采气流程，一般把具有这样流程的站称为集气站。其工艺过程一般依次包括加热、节流、分离、脱水、计量等几个部分。其中加热部分是为了预防在节流降压过程中气体温度过低形成水合物。若气体压力较低，节流后不会形成水合物，集气站的流程就可简化为：节流-分离-脱水-计量，然后输出。

多井常温采气流程的优点是便于对气井进行集中调节和管理，减少管理人员和工作人员。4第一节采气流程也可打开放空阀紧急放空泄压。单井采气可应用于第一节采气流程

井口采用抽油机将储层的水采出，分离器将水中带出的气体分离后，污水排至井场水池中。煤层气解吸后由套管采出，0.2～0.5Mpa压力的煤层气经采气井口采出后，与气水分离器分出的气体混合，通过分离、计量，经采气管道输至集气站。井口分离器及计量设施为橇体，可根据开采情况，将橇体移到其它井口继续使用。5第一节采气流程井口采用抽油机将储层的水采出，分离第七章

煤层气集输第一节采气流程第二节煤层气的矿场集输第三节煤层气的矿场集输工艺第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统6第七章煤层气集输第一节采气流程6第二节煤层气的矿场集输

把气井采出的煤层气经过加热、降压（或加压降温）、分离、脱水、计量后，集中起来输送到输气干线或脱硫、脱水厂的过程，称为煤层气的矿场集输。一、集输系统的类型

目前常用的煤层气集输系统有三种类型：第一类是对每口井产出的煤层气进行单独处理和压缩，然后用小口径、中等压力的管线将煤层气输送至中心压缩站；第二类是将并组的煤层气收集在一起，通过低压集输管线输送到卫星增压站，经初步处理和压缩后，再输送至中心销售压缩站；第三类是尽可能降低煤层气井的井口压力，选用大小合适的集输管线将煤层气直接输送到中心压缩站。7第二节煤层气的矿场集输把气井采出的煤层气经过加热、第二节煤层气的矿场集输二、矿场集输管网的类型

收集和输送煤层气的管网称为集气管网，包括采气管线、集气支线和集气干线等。采气管线是气井到集气站的管线，一般直径较小（73~114mm）；集气支线是集气站到集气站或集气站到集气干线的管线，一般直径较大（159~325mm）；集气干线是将各集气站或集气支线的来气集中输送到集配气总站或加气站的管线，一般直径很大（219~457mm）。

目前采用的集气管网一般有枝状管网、环状管网和放射状管网三种类型。8第二节煤层气的矿场集输二、矿场集输管网的类型8第二节煤层气的矿场集输（1）枝状管网

枝状管网形同树枝状，它有一条贯穿于气田的主干线将分布在干线两侧气井的煤层气通过支线纳入干线，由干线输至集气总站或加气站。该集气管网适于长条状煤层气田，煤层气田即采用这种管网布局。（2）环状集气管网

环状集气管网是将集气干线布置成环状，承接沿线集气站的来气。在环网上适当的位置引出管线至集气总站。这种集气流程调度气量方便，气压稳定，局部发生事故时影响面小。一般用于构造面积较大的气田。（3）放射状集气管网

放射状集气管网适用于井位相对集中的气田。按集中程度将若干口气井划为一组，每组中设置一个集气站，各井煤层气通过来气管线纳入集气站。该管网布局便于煤层气和污水的集中处理，也可减少操作人员。9第二节煤层气的矿场集输（1）枝状管网9第一节采气流程

把从气井采出的含液固体杂质的一定压力煤层气变成适合矿场输送的合格煤层气的各种设备组合，称为采气流程。煤层气井的采气流程分为单井常温采气流程和多井常温采气流程。1）单井常温采气流程

在单井上安装一套包括调压、分离、计量和保温设备的流程，称为单井采气流程。其工艺过程为：井里边出来的煤层气经阀减压后，进入加热炉，通过加热后再由节流阀进入分离器，在分离器中除去液体和固体杂质后，从集气管线输出。

分离出的液体固体从分离器下部排放到污水罐中。为了安全采气，流程上装有安全阀和放空阀，一旦设备超压，安全阀便自动开启泄压，10第一节采气流程把从气井采出的含液固体杂质的一定压第二节煤层气的矿场集输三、煤层气的增压输送

在煤层气的开发和输送过程中，随着煤层气的不断采出，气井压力逐渐降低，当气井的井口压力低于输气压力时，气井难以维持正常生产，甚至造成被迫关井。因此，为了充分利用能源，确保合理开发气田，提高煤层气采收率，当气田的地层压力降低后，应该在矿区建立增压设备，对煤层气增压，以降低气井井口的回压，维持气井正常生产，保证煤层气正常输送。11第二节煤层气的矿场集输三、煤层气的增压输送11第七章

煤层气集输第一节采气流程第二节煤层气的矿场集输第三节煤层气的矿场集输工艺第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统12第七章煤层气集输第一节采气流程12第三节煤层气的矿场集输工艺

自地层中采出的煤层气中，一般有饱和的水蒸气和机械杂质，水蒸气和机械杂质是煤层气中有害无益的组分。煤层气中水蒸气和机械杂质的存在，减小了输气管道对其它有效组分的输送，降低了煤层气的热值。

当输气管道压力和环境温度变化时，可能引起水汽从煤层气中析出，形成液态水、冰或甲烷水合物，这些物质的存在会增加输气压降，减小输气管线的通过能力，严重时还会堵塞阀门和管线，影响平稳供气。因此，现场常采用加热、节流、分离、脱水等工艺对煤层气进行处理，以保证安全平稳地输送合格的煤层气。13第三节煤层气的矿场集输工艺自地层中采出的煤层第三节煤层气的矿场集输工艺一、计量

为了改善气井管理，需要对每口井的产气量、产水量、压力、温度进行计量。对于多层位的产气井，还应对每一产层的产量进行估测。1）水计量系统

常用的水计量方法有3种：正排量流量计、涡轮流量计和计量桶。正排量水流量计容易被细小的煤粒、砂、粘土堵塞，造成计量误差。涡轮流量计通常安装在泵的出口处，其计量精度高于正排量流量计，但在间隙流、气水两相流及水中有杂质的情况下，易受损坏，或产生较大的计量误差。正排量流量计和涡轮流量计的计量精度随入口压力的提高而增加。在美国的黑勇士盆地，最常用的水计量方法是一种标定容器，也称计量桶。这种容器的容积一般为18.925dm3(5加仑)，用于井口收集产出水，并记录容器装满水所需的时间，由此换算成每日产水的桶数。14第三节煤层气的矿场集输工艺一、计量14第三节煤层气的矿场集输工艺2）气计量系统

煤层气通常要进行单井计量和中央销售点计量。主要流量计有孔板流量计和涡轮流量计，也可使用旋转式或膜片式流量计，特别是在计量压缩机的燃料用量时，差压式孔板流量计通过测量安装在管线中的孔板流量计上下游的压力差来计量气体流量。

孔板流量计的优点是机械故障少，维护工作量小，可将管线的压力、温度及压差连续地记录在圆形记录卡上，可永久保存气井的生产史记录资料。缺点是流量值需要人为解释，产量变化较大时，记录卡片不容易解释准确。不过在记录卡片取下来以后，可用光学扫描仪对气井产量进行比较准确的估测。

涡轮流量计常用于计量单井流量和总产量，优点是计量流量范围较大。缺点是运动部件较多，维护费用高。15第三节煤层气的矿场集输工艺15图7-2V型流量计节流装置示意图第三节煤层气的矿场集输工艺

近年来差压式V锥流量计（图7-2）独特的结构使其具有较强的流动调整能力，可测湿气体，能在低差压下测量煤层气等显著优点，已在美国的煤层气工业开采中得到了大量的应用。

管径逐步递增的配管设计方案不仅为煤层气生产带来巨大效益，而且可以防止各井之间的交叉影响或者通常因某个单向间有故障造成气体反注到附近的气井中。16图7-2V型流量计节流装置示意图第三节煤层气的矿场集输工第三节煤层气的矿场集输工艺3)单层产量计量

许多煤层气井有多个产气层位，为了改善生产管理，不仅要测量每口井的产气量、产水量和井口压力，在可能的情况下，还应该计量每一产层的产气量和产水量。单层产气量计量的方法之一是，当气井所有产层的产气量达到比较稳定时，用桥塞堵住下一个产层，当产量再次达到稳定值时，两者之差即为该产层的产量。这种方法适用于评价井或观察井，一般不适用于大规模开发的气田。

美国研究了根据产出气或产出水的成分的变化来估算不同产层产量的方法。在黑勇士盆地的试验表明，根据产出气成分的变化来估算产层产气量是不成功的，但根据产出水的化学成分的变化，测算产层的产量有一定的可行性。17第三节煤层气的矿场集输工艺3)单层产量计量17第三节煤层气的矿场集输工艺

例如，黑勇士盆地的BlackCreek产层产出水的溶解固相总含盐比MaryLee产层高一个数量级。通过对单产层完井的气井数据与同时对两个产层完井的气井的数据的比较，可在溶解固相总含量与每个产层的产水百分率之间建立相关方程。这种方法是评价水力压裂，确定是否要进行修井作业的有效工具。

单层产气量计量的另一种方法是利用美国天然气研究所开发的产层隔离封隔器。它是一种充气膨胀式封隔器，安装时作为油管性的一部分安装在气井两产层之间。计量时，隔离封隔器充气膨胀，将产层完全隔离。亚拉巴马州的现场试验证明这种工具对储层管理十分有利。18第三节煤层气的矿场集输工艺例如，黑勇士盆地的第三节煤层气的矿场集输工艺

美国是煤层气商业化开发最成功的国家，其90%以上的煤层气产量是从圣胡安和黑勇士这两个煤田生产的，这两个煤田采用的地面钻井技术和煤层气集输技术已相当成熟(图7-3)。为此，着重对美国圣胡安盆地的煤层气集输系统进行了介绍。图7-3美国黑勇士盆地煤层气开采地面工艺流程图1.泵支架；2.针形阀；3.水流管线；4.阀；5.滤网；6.气体流动管线；7.滴水器；8.气体分离箱；9.过滤器；10.气体流量计；11.出水管；12.火焰消除器；13.火炬装置；14.绷绳支架；15.输气管19第三节煤层气的矿场集输工艺美国是煤层气商业化开发最图7-4圣胡安盆地典型的煤层气井场工艺示意图第三节煤层气的矿场集输工艺

每个井场都装备有分离器、水处理设施和计量设施(图7-4)。产出的流体通过100m长的管线从井口输送至立式分离器，气流沿切线方向从进口管进入分离器内。气相回转向上进入顶部腔室，在此过程中，速度不断减小，使得气流均匀通过除雾器，分离器顶部出来的气体管输至计量设施；水通过液位控制阀从分离器底部排出至储水罐，煤粉等杂质随着水一起向下运动，降至分离器的圆锥形底部，由排污口排出。分离器外部装备有一个气体加热的水套，用自然通风燃烧器加热以免冬天水结冰。分离器入口还设置有一个控制阀，当运行压力超过分离器的名义操作压力时关闭气源。20图7-4圣胡安盆地典型的煤层气井场工艺示意图第三节煤层气第三节煤层气的矿场集输工艺

水接收装置包括2个容量为300桶的加热的、衬套钢罐，相邻的是一个容量为100桶的玻璃纤维污水坑，它作应急用且可接收从两个钢罐底部脱除的煤粉等杂质。流程是：分离器底部出来的水首先流入第一个钢罐，和第二个钢罐平衡，煤粉等杂质发生沉降。当水处理系统发生紊乱时，2个钢罐还可提供就地储存功能，以便继续生产。从第二个钢罐出来的水管输至一个气体驱动的输水泵，以提供足够的动力，往北输送至水处理系统。

两个钢罐装备有气体覆盖系统，以阻止氧气进入。在罐和污水坑周围还设有土制的排水道。另外，因为井场没有可以利用的电，气体被压缩到100psi作为输水泵的天然气驱动，泵排出的气体被放空；调整到30psi的气体用作仪表用气、罐的燃料、分离器的热源以及储水罐的覆盖气等。21第三节煤层气的矿场集输工艺水接收装置包括2个容量为第三节煤层气的矿场集输工艺二、分离

煤层气井井身一般采用生产套管中下入油管的结构，这种结构使气水在井下得到初步分离。不管是从油管产出的水，还是从套管产出的气都需要在井口作进一步分离，然后再分别输送到气水处理点和销售点。

在地面气水分离系统中，固相杂质的处理是十分重要的一个环节。固相杂质可能包括微小煤颗粒、碎石及来自压裂作业的砂，在某些气田地面管线中也会出现盐的沉积。水计量系统入口处最易出现固相杂质的聚积，但处理较方便，只要在分离器的下游，在水流量计之前安装过滤器即可解决。对于较大的固相杂质，可在井下泵的入口安装滤网以及减小气井作业过程中的井口压力的波动予以控制。分离气液（固）的分离器，按其原理可分为重力式分离器、旋风式分离器、混合式分离器三种。前两种应用最多。22第三节煤层气的矿场集输工艺二、分离22第三节煤层气的矿场集输工艺1）重力式分离器

重力式分离器主要是利用液（固）体和气体之间的重度差分离液（固）体。气液混合物进入分离器后，液（固）体被气体携带一起向上运动，但是，由于液（固）体的重度比气体大得多（如在5Mpa时，水的重度是甲烷重度的28倍），同时液（固）体还受到向下的重力作用向下沉降，如果液滴足够大，以致其沉降速度大于被气体携带的速度，液滴就会向下沉降被分离出来。

重力式分离器根据安装形式和内部附件的不同可分为：立式、卧式及三相重力式分离器三种。前两种可分离气液（固）两相，第三种是把液体再分开。23第三节煤层气的矿场集输工艺1）重力式分离器23第三节煤层气的矿场集输工艺图7-5卧式重力分离器图7-6立式重力式分离器24第三节煤层气的矿场集输工艺图7-5卧式重力分离器图7-图7-7旋风式分离器第三节煤层气的矿场集输工艺2）旋风式分离器

旋风式分离器又叫离心分离器，由筒体、锥形管、螺纹叶片、中心管和集液包等组成。

煤层气沿切线方向从进口管进入分离器的筒体中，在螺旋叶片的引导下做向下回旋运动，由于气体和液固体杂质颗粒的质量不同所产生的离心力也不同，于是质量大的杂质颗粒被甩到外圈，质量小的气体处于内圈，从而使两者分离。杂质颗粒在其重力及气流的带动下，沿锥形管壁进入集液罐，经排污管排出，气体在锥形管尾部开始作向上回旋运动，最后经中心管进入下一级设备。25图7-7旋风式分离器第三节煤层气的矿场集输工艺25第三节煤层气的矿场集输工艺3）混合式分离器

混合式分离器是利用多种分离原理进行气液（固）分离的，结构比较复杂，类型也很多，如螺道分离器、串联离心式分离器、扩散式分离器等。三、集气站工艺

来自各井口的煤层气进入站场，经气液分离后，气体进入压缩机组增压，经冷却分离后，计量外输。分离出的污水进入排污池，排污池设有放空管，污水中残留的气体经放空管引至安全处放空。一般煤层气进入站场的压力很低，常常低于0.1MPa，在集气站需进行几级压缩，出口压力为多少，需根据最终的外输压力综合考虑而定。工艺流程示意图详见图7-8。26第三节煤层气的矿场集输工艺3）混合式分离器26图7-8集气站工艺流程图示意图第三节煤层气的矿场集输工艺27图7-8集气站工艺流程图示意图第三节煤层气的矿场集输工艺第三节煤层气的矿场集输工艺四、处理厂工艺

煤层气从各集气站经集气干线进入处理厂，经增压脱水处理后，达到天然气国家标准的气质要求后外输。之所以进行脱水处理是因为输送的煤层气有时会含有酸性组份，液态水的存在会加速酸性组份(H2S、CO2等)对管壁阀件的腐蚀，减少管线的使用寿命。

目前各国对管输煤层气中含水汽量指标要求不一，有“绝对含水汽量”及“露点温度”两种表示方法。绝对含水汽量是指单位体积煤层气中含有的水汽的重量，单位为mg/nm3或mg/μm3。煤层气的露点温度是指在一定的压力下煤层气中水蒸气开始冷凝结出第一滴水时的温度，用℃表示。为了表示在煤层气管输过程中，由于温度降低而从煤层气中凝析出水的倾向，用露点温度表示煤层气的含水汽量更为方便。一般情况下管输煤层气的露点温度应该比输气管沿线最低环境温度低5～15℃。28第三节煤层气的矿场集输工艺四、处理厂工艺28第三节煤层气的矿场集输工艺

可用于煤层气脱水的方法有多种，如溶剂吸收法、固体吸附法、化学反应法和低温冷却法。煤层气集中处理规模较大时，脱水工艺可考虑采用三甘醇脱水方案。三甘醇是目前国内外普遍使用的天然气吸收脱水的溶剂，三甘醇露点降通常降低33～50℃，甚至更高；三甘醇的蒸气压低，携带的损失小，热力学性质稳定，脱水操作费用低。因此，可选用三甘醇作为吸收剂进行脱水处理。

由于进入处理厂的压力较低，可采用先增压后脱水工艺，以降低脱水装置规模和运行成本，降低处理厂的建设投资。处理厂的工艺流程见图7-9。29第三节煤层气的矿场集输工艺可用于煤层气脱水的方法有第三节煤层气的矿场集输工艺图7-9处理厂工艺流程图示意图30第三节煤层气的矿场集输工艺图7-9处理厂工艺流程图示意图第三节煤层气的矿场集输工艺

沁水盆地中央处理厂的主要工艺过程为增压和脱水。在脱水装置前进行增压还是在脱水装置后进行增压对中央处理厂工艺参数选取、运行费用及投资影响较大，必须进行对比分析和优选。不同压力下脱水后的含水量都应满足外输压力下的水露点要求。

先脱水后增压工艺的脱水装置一次投资高，脱水再生负荷大，运行费用高；设备体积大，占地面积大，工艺管线管径大。而先增压后脱水工艺的一次投资低，脱水再生负荷较小；脱水装置的操作压力较高，设备体积小，占地面积小，工艺管线管径小。故在节约投资、降低能耗的原则下，采用先增压后脱水（三甘醇脱水）的工艺。31第三节煤层气的矿场集输工艺沁水盆地中央处理厂第三节煤层气的矿场集输工艺五、实例（1）沁南煤层气潘河示范工程

沁南潘河煤层气示范工程是我国第一个国家级煤层气产业化示范工程。该项目的实施加速和推动了我国煤层气产业的形成与发展，对推动我国煤层气资源的大规模商业化利用起到积极的示范作用。该工程共建采气井场150座，采气管线45.35公里、集气管线21.41公里、输配阀组15个、集气增压站3座、CNG站1座。建成后实现年产煤层气1×108m3的示范商业生产规模。一期工程于2005年1月投产。

地面工艺采用“井口－输气阀组－轮换计量－集气站－外输”的湿气集输总流程，总集输能力1.0×108m3/a。单井产气经过分离器进行气液分离后经输气管线进入阀组，通过井场RTU，实现单井套压、温度和32第三节煤层气的矿场集输工艺五、实例32第三节煤层气的矿场集输工艺产水量向阀组的传输；水管线经过计量后进入污水池。阀组来气经过调压后汇集输往集气站，对单井产量实行轮换计量；通过阀组RTU向集气站控制室传输单井及阀组信号。在集气站汇集和集气阀组来气，经过过滤、调压、计量和缓冲，进入压缩机，将来气增压后外输和进入CNG站。主要工艺流程见图7-10。图7-10沁南煤层气潘河示范工程工艺流程示意图33第三节煤层气的矿场集输工艺产水量向阀组的传输；水管线经过计第三节煤层气的矿场集输工艺（2）沁水盆地樊庄区块煤层气6亿方产能建设工程

樊庄区块煤层气6亿方地面工程是我国首个数字化规模化煤层气田，它标志着我国煤层气工业化大规模开发的开始。气田建设规模6×108m3/a，共建成直井437口，水平井45口中，集气站6座，采集气管线370km（集气半径5km）,中央处理厂1座，年处理能力30×108m3，其中一期工程10×108m3。2009年9月实现煤层气管输。樊庄区块煤层气6亿方产能建设地面工程总体布局见图7-11。图7-11樊庄区块煤层气6亿方产能建设地面工程总体布局图34第三节煤层气的矿场集输工艺（2）沁水盆地樊庄区块煤层气6第三节煤层气的矿场集输工艺

地面工程采用“单井并联阀组集气、单井计量、两地增压、集中处理、无线传输、数字管理”的总工艺流程。

单井并联阀组采气工艺为井口至阀组的采气管线采用辐射状与枝状相结合的方式接入，各气井采气支线并入阀组，再通过采气干线引接入集气站。采气阀组设放空流程，当采气支线发生故障，在采气阀组处对该采气支线放空、维护，可以保证其它支线正常生产。

中央处理厂采用先增压后脱水工艺，脱水采用三甘醇吸收法脱水工艺。一期设往复式压缩机4套，脱水装置2套，处理规模为10×108m3/a。35第三节煤层气的矿场集输工艺地面工程采用“单井并联阀组第三节煤层气的矿场集输工艺

整个气田采用SCADA系统，由调度控制中心对气田生产全过程进行监控、管理、调度、操作及安全保护，实现了井口、集气站内各装置无人定岗值守、定期巡检的控制水平。同时，采用无线和光缆通信系统保证了远程自动控制的可靠性。

樊庄煤层气6亿方产能建设地面工程工艺流程见图7-12。图7-12樊庄煤层气6亿方产能建设地面工程工艺流程示意图36第三节煤层气的矿场集输工艺整个气田采用SCADA系第三节煤层气的矿场集输工艺（3）鄂东气田韩城区块5亿产能建设工程

正在实施的鄂东气田韩城区块5亿产能建设位于渭南韩城市板桥乡和薛峰乡，距韩城市10km。建设规模6×108m3/a，共建直井产气井532口，水平井产气井11口。水平井产能为17000m3/d，直井产能为2500m3/d；扩建、新建集气站各1座，采气管线209.5km，集气联络线5.06km；新建中央处理厂1座，处理规模10×108m3。地面工程采用“单井计量、多井串接、二地增压、集中处理、无线传输、数字管理”的主工艺流程。37第三节煤层气的矿场集输工艺（3）鄂东气田韩城区块5亿产能第三节煤层气的矿场集输工艺图6-13韩城煤层气5亿方产能建设地面工程工艺流程示意图38第三节煤层气的矿场集输工艺图6-13韩城煤层气5亿方产第三节煤层气的矿场集输工艺

多井场串接把相邻的几口气井相互串接，气井汇合后通过采气干管进站，该方式在长庆的苏里格气田已经大量应用，多井串接方式适应低压、低产气田的规模化开发，提高了集气站的辖井数量，简化了采气管网，降低了工程投资。

中央处理厂总处理能力为10×108m3/a，远期预留规模10×108m3/a，采用先增压后脱水的总体工艺流程。全厂共设往复式压缩机组5套，其中50×104m3/d两台，100×104m3/d3台，脱水采用三甘醇吸收法脱水。设100×104m3/d、200×104m3/d脱水装置各1套，兼顾前后期生产。

井场采用无人值守，GPRS远程监测的生产方式。自控系统采用SCADA系统进行生产过程监测．SCADA系统由集气增压站过程控制系统（韩-1站、韩-2站）和329座井场分设的远程测控终端（简称RTU）组成，完成整个工程的生产监测及控制。39第三节煤层气的矿场集输工艺多井场串接把相邻的几口气井第七章

煤层气集输第一节采气流程第二节煤层气的矿场集输第三节煤层气的矿场集输工艺第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统40第七章煤层气集输第一节采气流程40第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统

华北油田山西沁水煤层气田根据自己的实际情况，形成了一套规模化、数字化的集输系统。它以煤层气公司为总控制中心，下设二个工区（樊庄和郑庄工区）、一个中央处理厂，每个工区管理若干个集气站，而每个集气站又管理几十口气井；中央处理厂管理厂内的若干个装置。并且，将煤层气公司调度室（中心控制室）作为一级单元，各集气站值班室为二级单元，各个监控点为三级单元，形成了一个三级SCADA自动化监控管理系统。三级单元单井采用RTU监控装置、集气站采用PLC可编程控制器，实现数据的自动采集和控制，并通过无线或有线方式实现与值班室上位机远程数据通讯。

各值班室（二级单元）上位机对所辖下层监控单元（煤层气生产井、集气站）进行集中数据处理、动态显示、远程控制和故障报警；中心控制室只监不控，发现问题调度室可向集气站值班室下发相应的操作指令，由集气站值班室操作员根据现场情况，进行相应的处理。41第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统华北第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统图7-14沁水盆地煤层气集输系统组织机构图图7-15沁水盆地煤层气集输系统结构图42第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统图7-14第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统一、集输工艺流程

该气田煤层气的集输工艺流程与之前所讲的煤层气集输工艺类似，具体过程为：气井通过排水降压使煤层气解吸后由套管采出，0.2～0.5MPa的煤层气通过井场气体流量计计量后进入采气管线；各单井间通过井间串接汇集到采气干管，最后通过采气干管进入集气站，单条干管串井数量一般不超过20口，长度不超过3km；集气站进站压力0.05～0.08MPa，煤层气经过气液分离后，进入增压区，增压至1.4MPa经外输计量后进入集气支线，各支线最后通过集气干线进入中央处理厂，进厂压力不小于1MPa，在中央处理厂经集中增压脱水后，输往西气东输管线，出站压力5.7MPa。具体工艺过程见图7-16。43第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统一、集输工艺第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统图7-16沁水盆地煤层气田集输工艺流程图44第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统图7-16第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统（1）采气工艺

在山西沁水盆地煤层气田，其采气工艺过程为：单井通过抽油机排水降压使水从井下通过油管排出地面，而煤层气通过油套环形空间进入集气管线；此后，使用低压多井串接集气工艺，利用井口0.2～0.5MPa的生产压力把相邻的几口气井串接到采气干线，集中输往集气站，从而完成了采气工艺过程。（2）集气站工艺1）集气流程

煤层气经采气干管进入集气站后，经分离器进行气液分离过滤后，进入压缩机组分两级进行增压压缩，根据集气站在管网的不同位置，增压后的煤层气压力为1.4MPa，经空冷器冷却至温度54℃后，计量外输。系统中设有排污系统和放空系统。排污系统主要包括分离器排污、压缩机组排污、收球筒排污等。各部分排污分别接入排污总管，最后进入污水罐，由污水罐车拉运外排。放空系统则包括来气进站放空、分离器放空、压缩机组放45第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统（1）采气工第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统图7-17沁水煤层气田集气站空、收发球筒放空、外输放空等，当系统中某处的压力过高时，需要放空并且点燃火把。46第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统图7-17第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统图7-18压缩机流程图47第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统图7-18第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统（3）中央处理厂

在中央处理厂，各区块集气干线来气首先进入集配气装置，在清管作业时负责清管器的接收；再进入过滤分离器，负责对原料气进行气液分离；然后进入增压装置增压，压力由0.9MPa增压至6.0MPa，之后进入三甘醇脱水装置脱水，确保外输气的湿度达到标准，最后经计量后输往西气东输管道。分离后的水和杂质进入污水处理装置。具体工艺过程见图7-19.48第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统（3）中央处第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统图7-19中央处理厂工艺流程图49第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统图7-19第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统图7-20集配气流程图50第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统图7-20第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统图7-21脱水计量流程图51第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统图7-21第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统二、系统控制

沁水煤层气田的集输有两种自动控制方式：一是就地控制，是指在集气站和中央处理厂控制室计算机操作界面上，根据运行参数由操作员进行操作，并根据事先设定的条件和参数，实现系统运行的自动控制和调节的控制方式。二是联动控制，是指将单井、集气站和中央处理厂作为一个系统，全面考虑，当其中一个单元出现问题时，系统就要对其本身和其它单元的运行参数进行自动控制和调整，以保证系统各单元的正常运行，实现系统各单元间的联动控制，以保证系统的平稳运行。

当出现单井产气量上升、单井压力上升（井口压力大于0.5MPa），集气站进口压力上升、停电、外输管线漏、来气量大于设计能力、集气站停运等问题时，就可实施上述控制，以保证系统正常运行。52第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统二、系统控制第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统图7-22控制工艺流程图53第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统图7-22第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统（1）采气井控制

采气井采用人工远程控制和就地自动控制两种方式。人工远程控制抽油机时，根据屏幕显示的各检测参量，包括电压、电流、通讯状态、停机报警等，由人工点击屏幕，发送抽油机启动/停止命令，实现控制目的。控制量要求条件措施抽油机启动正常电源电压正常、通讯正常。远程抽油机停止正常通讯正常。远程电源缺相

报警。提示电压超范围

报警。提示皮带断

无冲程、冲次。提示不平衡

平衡率小于85%或大于115%。提示表7-1人工远程控制54第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统（1）采气井第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统

采用就地自动控制时，当抽油泵和抽油机在运行过程中出现故障，对设备和环境可能产生危害时，系统将会自动停运抽油机，并同时将停机原因和状态优先主动报告给上位机，见表7-2。控制量要求条件措施卡泵优先上冲程载荷超限、下冲程载荷趋于零。自动停机曲柄销子腿扣优先≧自动停机液面就地闭环设置液面高度、液面下降值。

表7-2就地自动控制55第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统采用就第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统（2）集气站控制

集气站控制系统由集气站监控系统和压缩机组自带的监控系统两部分组成，中心控制室操作员根据单井或中央处理厂的情况进行联动操作控制。紧急关断阀安装位置要远离过滤分离器和压缩机，在值班室设有紧急关断按钮，自动控制无法操作的情况下，按下紧急关断按钮关断进出口阀。

集气站在采用就地自动控制时，不需要上位机操作员进行操作和干预，系统只是根据事先设定的条件和参数，实现系统运行的自动控制和调节的控制方式。采用联动控制时，在流程中某个环节出现故障，要求不影响流程中其它正常运行的环节，只对出现故障的环节进行处理、修改、调节运行参数，以此实现整个流程的平稳运行。56第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统（2）集气站第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统（3）中央处理厂的控制

中央处理厂同采气井和集气站一样，采用就地自动控制和联动控制两种控制方式。此外，中央处理厂还自带DCS控制系统，可将该系统的所有数据，通过标准通讯协议传送到SCADA系统。三、系统的通讯及巡检方式（1）通讯方式

沁水煤层气田有两种通讯，即无线通讯和有线通讯。

中控室与抽油机井间采用无线通讯方式，通过GPRS进行一点对多点分时、分址数据通讯。正常工作时由中控室监控计算机，轮巡发出数据采集命令，当抽油机井RTU接收到数据采集命令时，只有符合该命令要求的一口井，按要求返回所有采集的参数，其它井只接收，但条件不满足（地址不对），不返回任何数据；当抽油机井RTU检测到优先报警信号时，由RTU主动向中控室监控计算机发出报警信号。57第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统（3）中央处第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统

各集气站与中控室采用光缆有线通讯，数据实时上传。同时备有无线通讯系统，当光缆发生故障时临时备用。图7-23无线通讯方式图7-24有线通讯方式58第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统（2）巡检方式

气田巡检方式也分为无线和有线两种。采气井RTU与中控室计算机间采用无线通讯方式（GPRS）。每60分钟完成一个采集周期，采集周期间隔可以人工设定在1255分钟。每口井如果通讯正常，只通讯1次；如果通讯失败，连续通讯3次，如果3次都失败，报警提示通讯故障，进行下一口井通讯。

集气站PLC与中控室计算机间采用有线通讯方式（光缆），中央处理厂DCS系统的数据通讯采用双绞线。四、系统数据库

系统的数据库为工厂实时数据库管理系统（InSQL），将现场采集的数据实时存入该数据库中，完全支持MSSQL的各种查询语言。入库数据分为采气井、集气站、中央处理厂以及设备和图像等数据。沁水盆地有两种数据库，分别为：59第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统（2）巡检方第四节

华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统（1）现场实时生产数据库

在现场利用InSQL工厂实时数据库管理系统自动建立采气井、集气站、中央处理厂三类数据库，通过网络从监控计算机获取实时监控数据，系统自动将获取的数据存入两个数据库中。其中一个Holding，它用来临时存放输入到InSQL的数据，另一个Runtime存储最终的数据，客户程序可以通过OLE-DB来访问存放在这些表中的数据。InSQL自动存储数据有两种方法：周期性存储和突发性存储。模拟量既可以周期性存储，也可以突发性存储，开关量只能配置为突发性存储。（2）煤层气公司生产数据库

公司级数据库采用MSSQLSERVER数据库管理系统，编制专门的程序从现场InSQL数据库中读取有关数据，经过整理、计算、过滤等技术，将现场生产的数据存入该库中。数据字段的编码符合油田工程库的编码规定，可生成各种生产报表、曲线，为后期实现数字化气田提供相应的接口。60第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统（1）现场实6161放映结束！无悔无愧于昨天，丰硕殷实的今天，充满希望的明天。62放映结束！无悔无愧于昨天，丰硕殷实的今天，充满希望的明天。6第七章

煤层气集输第七章

煤层气集输63第七章煤层气集输第七章煤层气集输1第七章

煤层气集输第一节采气流程第二节煤层气的矿场集输第三节煤层气的矿场集输工艺第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统主要内容：64第七章煤层气集输第一节采气流程主要内容：2第一节采气流程

把从气井采出的含液固体杂质的一定压力煤层气变成适合矿场输送的合格煤层气的各种设备组合，称为采气流程。用图例符号表示采气全过程的图称为采气流程图。

煤层气井的采气流程分为单井常温采气流程和多井常温采气流程。1）单井常温采气流程

在单井上安装一套包括调压、分离、计量和保温设备的流程，称为单井采气流程。其工艺过程为：井里边出来的煤层气经阀减压后，进入加热炉，通过加热后再由节流阀进入分离器，在分离器中除去液体和固体杂质后，从集气管线输出。65第一节采气流程把从气井采出的含液固体杂质的一第一节采气流程也可打开放空阀紧急放空泄压。单井采气可应用于边远气井、产水量大的气水同产井和低压气井采气。2）多井常温采气流程

把几口井的采气流程集中在气田适当部位进行集中采气和管理的流程，称为多井常温采气流程，一般把具有这样流程的站称为集气站。其工艺过程一般依次包括加热、节流、分离、脱水、计量等几个部分。其中加热部分是为了预防在节流降压过程中气体温度过低形成水合物。若气体压力较低，节流后不会形成水合物，集气站的流程就可简化为：节流-分离-脱水-计量，然后输出。

多井常温采气流程的优点是便于对气井进行集中调节和管理，减少管理人员和工作人员。66第一节采气流程也可打开放空阀紧急放空泄压。单井采气可应用于第一节采气流程

井口采用抽油机将储层的水采出，分离器将水中带出的气体分离后，污水排至井场水池中。煤层气解吸后由套管采出，0.2～0.5Mpa压力的煤层气经采气井口采出后，与气水分离器分出的气体混合，通过分离、计量，经采气管道输至集气站。井口分离器及计量设施为橇体，可根据开采情况，将橇体移到其它井口继续使用。67第一节采气流程井口采用抽油机将储层的水采出，分离第七章

煤层气集输第一节采气流程第二节煤层气的矿场集输第三节煤层气的矿场集输工艺第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统68第七章煤层气集输第一节采气流程6第二节煤层气的矿场集输

把气井采出的煤层气经过加热、降压（或加压降温）、分离、脱水、计量后，集中起来输送到输气干线或脱硫、脱水厂的过程，称为煤层气的矿场集输。一、集输系统的类型

目前常用的煤层气集输系统有三种类型：第一类是对每口井产出的煤层气进行单独处理和压缩，然后用小口径、中等压力的管线将煤层气输送至中心压缩站；第二类是将并组的煤层气收集在一起，通过低压集输管线输送到卫星增压站，经初步处理和压缩后，再输送至中心销售压缩站；第三类是尽可能降低煤层气井的井口压力，选用大小合适的集输管线将煤层气直接输送到中心压缩站。69第二节煤层气的矿场集输把气井采出的煤层气经过加热、第二节煤层气的矿场集输二、矿场集输管网的类型

收集和输送煤层气的管网称为集气管网，包括采气管线、集气支线和集气干线等。采气管线是气井到集气站的管线，一般直径较小（73~114mm）；集气支线是集气站到集气站或集气站到集气干线的管线，一般直径较大（159~325mm）；集气干线是将各集气站或集气支线的来气集中输送到集配气总站或加气站的管线，一般直径很大（219~457mm）。

目前采用的集气管网一般有枝状管网、环状管网和放射状管网三种类型。70第二节煤层气的矿场集输二、矿场集输管网的类型8第二节煤层气的矿场集输（1）枝状管网

枝状管网形同树枝状，它有一条贯穿于气田的主干线将分布在干线两侧气井的煤层气通过支线纳入干线，由干线输至集气总站或加气站。该集气管网适于长条状煤层气田，煤层气田即采用这种管网布局。（2）环状集气管网

环状集气管网是将集气干线布置成环状，承接沿线集气站的来气。在环网上适当的位置引出管线至集气总站。这种集气流程调度气量方便，气压稳定，局部发生事故时影响面小。一般用于构造面积较大的气田。（3）放射状集气管网

放射状集气管网适用于井位相对集中的气田。按集中程度将若干口气井划为一组，每组中设置一个集气站，各井煤层气通过来气管线纳入集气站。该管网布局便于煤层气和污水的集中处理，也可减少操作人员。71第二节煤层气的矿场集输（1）枝状管网9第一节采气流程

把从气井采出的含液固体杂质的一定压力煤层气变成适合矿场输送的合格煤层气的各种设备组合，称为采气流程。煤层气井的采气流程分为单井常温采气流程和多井常温采气流程。1）单井常温采气流程

在单井上安装一套包括调压、分离、计量和保温设备的流程，称为单井采气流程。其工艺过程为：井里边出来的煤层气经阀减压后，进入加热炉，通过加热后再由节流阀进入分离器，在分离器中除去液体和固体杂质后，从集气管线输出。

分离出的液体固体从分离器下部排放到污水罐中。为了安全采气，流程上装有安全阀和放空阀，一旦设备超压，安全阀便自动开启泄压，72第一节采气流程把从气井采出的含液固体杂质的一定压第二节煤层气的矿场集输三、煤层气的增压输送

在煤层气的开发和输送过程中，随着煤层气的不断采出，气井压力逐渐降低，当气井的井口压力低于输气压力时，气井难以维持正常生产，甚至造成被迫关井。因此，为了充分利用能源，确保合理开发气田，提高煤层气采收率，当气田的地层压力降低后，应该在矿区建立增压设备，对煤层气增压，以降低气井井口的回压，维持气井正常生产，保证煤层气正常输送。73第二节煤层气的矿场集输三、煤层气的增压输送11第七章

煤层气集输第一节采气流程第二节煤层气的矿场集输第三节煤层气的矿场集输工艺第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统74第七章煤层气集输第一节采气流程12第三节煤层气的矿场集输工艺

自地层中采出的煤层气中，一般有饱和的水蒸气和机械杂质，水蒸气和机械杂质是煤层气中有害无益的组分。煤层气中水蒸气和机械杂质的存在，减小了输气管道对其它有效组分的输送，降低了煤层气的热值。

当输气管道压力和环境温度变化时，可能引起水汽从煤层气中析出，形成液态水、冰或甲烷水合物，这些物质的存在会增加输气压降，减小输气管线的通过能力，严重时还会堵塞阀门和管线，影响平稳供气。因此，现场常采用加热、节流、分离、脱水等工艺对煤层气进行处理，以保证安全平稳地输送合格的煤层气。75第三节煤层气的矿场集输工艺自地层中采出的煤层第三节煤层气的矿场集输工艺一、计量

为了改善气井管理，需要对每口井的产气量、产水量、压力、温度进行计量。对于多层位的产气井，还应对每一产层的产量进行估测。1）水计量系统

常用的水计量方法有3种：正排量流量计、涡轮流量计和计量桶。正排量水流量计容易被细小的煤粒、砂、粘土堵塞，造成计量误差。涡轮流量计通常安装在泵的出口处，其计量精度高于正排量流量计，但在间隙流、气水两相流及水中有杂质的情况下，易受损坏，或产生较大的计量误差。正排量流量计和涡轮流量计的计量精度随入口压力的提高而增加。在美国的黑勇士盆地，最常用的水计量方法是一种标定容器，也称计量桶。这种容器的容积一般为18.925dm3(5加仑)，用于井口收集产出水，并记录容器装满水所需的时间，由此换算成每日产水的桶数。76第三节煤层气的矿场集输工艺一、计量14第三节煤层气的矿场集输工艺2）气计量系统

煤层气通常要进行单井计量和中央销售点计量。主要流量计有孔板流量计和涡轮流量计，也可使用旋转式或膜片式流量计，特别是在计量压缩机的燃料用量时，差压式孔板流量计通过测量安装在管线中的孔板流量计上下游的压力差来计量气体流量。

孔板流量计的优点是机械故障少，维护工作量小，可将管线的压力、温度及压差连续地记录在圆形记录卡上，可永久保存气井的生产史记录资料。缺点是流量值需要人为解释，产量变化较大时，记录卡片不容易解释准确。不过在记录卡片取下来以后，可用光学扫描仪对气井产量进行比较准确的估测。

涡轮流量计常用于计量单井流量和总产量，优点是计量流量范围较大。缺点是运动部件较多，维护费用高。77第三节煤层气的矿场集输工艺15图7-2V型流量计节流装置示意图第三节煤层气的矿场集输工艺

近年来差压式V锥流量计（图7-2）独特的结构使其具有较强的流动调整能力，可测湿气体，能在低差压下测量煤层气等显著优点，已在美国的煤层气工业开采中得到了大量的应用。

管径逐步递增的配管设计方案不仅为煤层气生产带来巨大效益，而且可以防止各井之间的交叉影响或者通常因某个单向间有故障造成气体反注到附近的气井中。78图7-2V型流量计节流装置示意图第三节煤层气的矿场集输工第三节煤层气的矿场集输工艺3)单层产量计量

许多煤层气井有多个产气层位，为了改善生产管理，不仅要测量每口井的产气量、产水量和井口压力，在可能的情况下，还应该计量每一产层的产气量和产水量。单层产气量计量的方法之一是，当气井所有产层的产气量达到比较稳定时，用桥塞堵住下一个产层，当产量再次达到稳定值时，两者之差即为该产层的产量。这种方法适用于评价井或观察井，一般不适用于大规模开发的气田。

美国研究了根据产出气或产出水的成分的变化来估算不同产层产量的方法。在黑勇士盆地的试验表明，根据产出气成分的变化来估算产层产气量是不成功的，但根据产出水的化学成分的变化，测算产层的产量有一定的可行性。79第三节煤层气的矿场集输工艺3)单层产量计量17第三节煤层气的矿场集输工艺

例如，黑勇士盆地的BlackCreek产层产出水的溶解固相总含盐比MaryLee产层高一个数量级。通过对单产层完井的气井数据与同时对两个产层完井的气井的数据的比较，可在溶解固相总含量与每个产层的产水百分率之间建立相关方程。这种方法是评价水力压裂，确定是否要进行修井作业的有效工具。

单层产气量计量的另一种方法是利用美国天然气研究所开发的产层隔离封隔器。它是一种充气膨胀式封隔器，安装时作为油管性的一部分安装在气井两产层之间。计量时，隔离封隔器充气膨胀，将产层完全隔离。亚拉巴马州的现场试验证明这种工具对储层管理十分有利。80第三节煤层气的矿场集输工艺例如，黑勇士盆地的第三节煤层气的矿场集输工艺

美国是煤层气商业化开发最成功的国家，其90%以上的煤层气产量是从圣胡安和黑勇士这两个煤田生产的，这两个煤田采用的地面钻井技术和煤层气集输技术已相当成熟(图7-3)。为此，着重对美国圣胡安盆地的煤层气集输系统进行了介绍。图7-3美国黑勇士盆地煤层气开采地面工艺流程图1.泵支架；2.针形阀；3.水流管线；4.阀；5.滤网；6.气体流动管线；7.滴水器；8.气体分离箱；9.过滤器；10.气体流量计；11.出水管；12.火焰消除器；13.火炬装置；14.绷绳支架；15.输气管81第三节煤层气的矿场集输工艺美国是煤层气商业化开发最图7-4圣胡安盆地典型的煤层气井场工艺示意图第三节煤层气的矿场集输工艺

每个井场都装备有分离器、水处理设施和计量设施(图7-4)。产出的流体通过100m长的管线从井口输送至立式分离器，气流沿切线方向从进口管进入分离器内。气相回转向上进入顶部腔室，在此过程中，速度不断减小，使得气流均匀通过除雾器，分离器顶部出来的气体管输至计量设施；水通过液位控制阀从分离器底部排出至储水罐，煤粉等杂质随着水一起向下运动，降至分离器的圆锥形底部，由排污口排出。分离器外部装备有一个气体加热的水套，用自然通风燃烧器加热以免冬天水结冰。分离器入口还设置有一个控制阀，当运行压力超过分离器的名义操作压力时关闭气源。82图7-4圣胡安盆地典型的煤层气井场工艺示意图第三节煤层气第三节煤层气的矿场集输工艺

水接收装置包括2个容量为300桶的加热的、衬套钢罐，相邻的是一个容量为100桶的玻璃纤维污水坑，它作应急用且可接收从两个钢罐底部脱除的煤粉等杂质。流程是：分离器底部出来的水首先流入第一个钢罐，和第二个钢罐平衡，煤粉等杂质发生沉降。当水处理系统发生紊乱时，2个钢罐还可提供就地储存功能，以便继续生产。从第二个钢罐出来的水管输至一个气体驱动的输水泵，以提供足够的动力，往北输送至水处理系统。

两个钢罐装备有气体覆盖系统，以阻止氧气进入。在罐和污水坑周围还设有土制的排水道。另外，因为井场没有可以利用的电，气体被压缩到100psi作为输水泵的天然气驱动，泵排出的气体被放空；调整到30psi的气体用作仪表用气、罐的燃料、分离器的热源以及储水罐的覆盖气等。83第三节煤层气的矿场集输工艺水接收装置包括2个容量为第三节煤层气的矿场集输工艺二、分离

煤层气井井身一般采用生产套管中下入油管的结构，这种结构使气水在井下得到初步分离。不管是从油管产出的水，还是从套管产出的气都需要在井口作进一步分离，然后再分别输送到气水处理点和销售点。

在地面气水分离系统中，固相杂质的处理是十分重要的一个环节。固相杂质可能包括微小煤颗粒、碎石及来自压裂作业的砂，在某些气田地面管线中也会出现盐的沉积。水计量系统入口处最易出现固相杂质的聚积，但处理较方便，只要在分离器的下游，在水流量计之前安装过滤器即可解决。对于较大的固相杂质，可在井下泵的入口安装滤网以及减小气井作业过程中的井口压力的波动予以控制。分离气液（固）的分离器，按其原理可分为重力式分离器、旋风式分离器、混合式分离器三种。前两种应用最多。84第三节煤层气的矿场集输工艺二、分离22第三节煤层气的矿场集输工艺1）重力式分离器

重力式分离器主要是利用液（固）体和气体之间的重度差分离液（固）体。气液混合物进入分离器后，液（固）体被气体携带一起向上运动，但是，由于液（固）体的重度比气体大得多（如在5Mpa时，水的重度是甲烷重度的28倍），同时液（固）体还受到向下的重力作用向下沉降，如果液滴足够大，以致其沉降速度大于被气体携带的速度，液滴就会向下沉降被分离出来。

重力式分离器根据安装形式和内部附件的不同可分为：立式、卧式及三相重力式分离器三种。前两种可分离气液（固）两相，第三种是把液体再分开。85第三节煤层气的矿场集输工艺1）重力式分离器23第三节煤层气的矿场集输工艺图7-5卧式重力分离器图7-6立式重力式分离器86第三节煤层气的矿场集输工艺图7-5卧式重力分离器图7-图7-7旋风式分离器第三节煤层气的矿场集输工艺2）旋风式分离器

旋风式分离器又叫离心分离器，由筒体、锥形管、螺纹叶片、中心管和集液包等组成。

煤层气沿切线方向从进口管进入分离器的筒体中，在螺旋叶片的引导下做向下回旋运动，由于气体和液固体杂质颗粒的质量不同所产生的离心力也不同，于是质量大的杂质颗粒被甩到外圈，质量小的气体处于内圈，从而使两者分离。杂质颗粒在其重力及气流的带动下，沿锥形管壁进入集液罐，经排污管排出，气体在锥形管尾部开始作向上回旋运动，最后经中心管进入下一级设备。87图7-7旋风式分离器第三节煤层气的矿场集输工艺25第三节煤层气的矿场集输工艺3）混合式分离器

混合式分离器是利用多种分离原理进行气液（固）分离的，结构比较复杂，类型也很多，如螺道分离器、串联离心式分离器、扩散式分离器等。三、集气站工艺

来自各井口的煤层气进入站场，经气液分离后，气体进入压缩机组增压，经冷却分离后，计量外输。分离出的污水进入排污池，排污池设有放空管，污水中残留的气体经放空管引至安全处放空。一般煤层气进入站场的压力很低，常常低于0.1MPa，在集气站需进行几级压缩，出口压力为多少，需根据最终的外输压力综合考虑而定。工艺流程示意图详见图7-8。88第三节煤层气的矿场集输工艺3）混合式分离器26图7-8集气站工艺流程图示意图第三节煤层气的矿场集输工艺89图7-8集气站工艺流程图示意图第三节煤层气的矿场集输工艺第三节煤层气的矿场集输工艺四、处理厂工艺

煤层气从各集气站经集气干线进入处理厂，经增压脱水处理后，达到天然气国家标准的气质要求后外输。之所以进行脱水处理是因为输送的煤层气有时会含有酸性组份，液态水的存在会加速酸性组份(H2S、CO2等)对管壁阀件的腐蚀，减少管线的使用寿命。

目前各国对管输煤层气中含水汽量指标要求不一，有“绝对含水汽量”及“露点温度”两种表示方法。绝对含水汽量是指单位体积煤层气中含有的水汽的重量，单位为mg/nm3或mg/μm3。煤层气的露点温度是指在一定的压力下煤层气中水蒸气开始冷凝结出第一滴水时的温度，用℃表示。为了表示在煤层气管输过程中，由于温度降低而从煤层气中凝析出水的倾向，用露点温度表示煤层气的含水汽量更为方便。一般情况下管输煤层气的露点温度应该比输气管沿线最低环境温度低5～15℃。90第三节煤层气的矿场集输工艺四、处理厂工艺28第三节煤层气的矿场集输工艺

可用于煤层气脱水的方法有多种，如溶剂吸收法、固体吸附法、化学反应法和低温冷却法。煤层气集中处理规模较大时，脱水工艺可考虑采用三甘醇脱水方案。三甘醇是目前国内外普遍使用的天然气吸收脱水的溶剂，三甘醇露点降通常降低33～50℃，甚至更高；三甘醇的蒸气压低，携带的损失小，热力学性质稳定，脱水操作费用低。因此，可选用三甘醇作为吸收剂进行脱水处理。

由于进入处理厂的压力较低，可采用先增压后脱水工艺，以降低脱水装置规模和运行成本，降低处理厂的建设投资。处理厂的工艺流程见图7-9。91第三节煤层气的矿场集输工艺可用于煤层气脱水的方法有第三节煤层气的矿场集输工艺图7-9处理厂工艺流程图示意图92第三节煤层气的矿场集输工艺图7-9处理厂工艺流程图示意图第三节煤层气的矿场集输工艺

沁水盆地中央处理厂的主要工艺过程为增压和脱水。在脱水装置前进行增压还是在脱水装置后进行增压对中央处理厂工艺参数选取、运行费用及投资影响较大，必须进行对比分析和优选。不同压力下脱水后的含水量都应满足外输压力下的水露点要求。

先脱水后增压工艺的脱水装置一次投资高，脱水再生负荷大，运行费用高；设备体积大，占地面积大，工艺管线管径大。而先增压后脱水工艺的一次投资低，脱水再生负荷较小；脱水装置的操作压力较高，设备体积小，占地面积小，工艺管线管径小。故在节约投资、降低能耗的原则下，采用先增压后脱水（三甘醇脱水）的工艺。93第三节煤层气的矿场集输工艺沁水盆地中央处理厂第三节煤层气的矿场集输工艺五、实例（1）沁南煤层气潘河示范工程

沁南潘河煤层气示范工程是我国第一个国家级煤层气产业化示范工程。该项目的实施加速和推动了我国煤层气产业的形成与发展，对推动我国煤层气资源的大规模商业化利用起到积极的示范作用。该工程共建采气井场150座，采气管线45.35公里、集气管线21.41公里、输配阀组15个、集气增压站3座、CNG站1座。建成后实现年产煤层气1×108m3的示范商业生产规模。一期工程于2005年1月投产。

地面工艺采用“井口－输气阀组－轮换计量－集气站－外输”的湿气集输总流程，总集输能力1.0×108m3/a。单井产气经过分离器进行气液分离后经输气管线进入阀组，通过井场RTU，实现单井套压、温度和94第三节煤层气的矿场集输工艺五、实例32第三节煤层气的矿场集输工艺产水量向阀组的传输；水管线经过计量后进入污水池。阀组来气经过调压后汇集输往集气站，对单井产量实行轮换计量；通过阀组RTU向集气站控制室传输单井及阀组信号。在集气站汇集和集气阀组来气，经过过滤、调压、计量和缓冲，进入压缩机，将来气增压后外输和进入CNG站。主要工艺流程见图7-10。图7-10沁南煤层气潘河示范工程工艺流程示意图95第三节煤层气的矿场集输工艺产水量向阀组的传输；水管线经过计第三节煤层气的矿场集输工艺（2）沁水盆地樊庄区块煤层气6亿方产能建设工程

樊庄区块煤层气6亿方地面工程是我国首个数字化规模化煤层气田，它标志着我国煤层气工业化大规模开发的开始。气田建设规模6×108m3/a，共建成直井437口，水平井45口中，集气站6座，采集气管线370km（集气半径5km）,中央处理厂1座，年处理能力30×108m3，其中一期工程10×108m3。2009年9月实现煤层气管输。樊庄区块煤层气6亿方产能建设地面工程总体布局见图7-11。图7-11樊庄区块煤层气6亿方产能建设地面工程总体布局图96第三节煤层气的矿场集输工艺（2）沁水盆地樊庄区块煤层气6第三节煤层气的矿场集输工艺

地面工程采用“单井并联阀组集气、单井计量、两地增压、集中处理、无线传输、数字管理”的总工艺流程。

单井并联阀组采气工艺为井口至阀组的采气管线采用辐射状与枝状相结合的方式接入，各气井采气支线并入阀组，再通过采气干线引接入集气站。采气阀组设放空流程，当采气支线发生故障，在采气阀组处对该采气支线放空、维护，可以保证其它支线正常生产。

中央处理厂采用先增压后脱水工艺，脱水采用三甘醇吸收法脱水工艺。一期设往复式压缩机4套，脱水装置2套，处理规模为10×108m3/a。97第三节煤层气的矿场集输工艺地面工程采用“单井并联阀组第三节煤层气的矿场集输工艺

整个气田采用SCADA系统，由调度控制中心对气田生产全过程进行监控、管理、调度、操作及安全保护，实现了井口、集气站内各装置无人定岗值守、定期巡检的控制水平。同时，采用无线和光缆通信系统保证了远程自动控制的可靠性。

樊庄煤层气6亿方产能建设地面工程工艺流程见图7-12。图7-12樊庄煤层气6亿方产能建设地面工程工艺流程示意图98第三节煤层气的矿场集输工艺整个气田采用SCADA系第三节煤层气的矿场集输工艺（3）鄂东气田韩城区块5亿产能建设工程

正在实施的鄂东气田韩城区块5亿产能建设位于渭南韩城市板桥乡和薛峰乡，距韩城市10km。建设规模6×108m3/a，共建直井产气井532口，水平井产气井11口。水平井产能为17000m3/d，直井产能为2500m3/d；扩建、新建集气站各1座，采气管线209.5km，集气联络线5.06km；新建中央处理厂1座，处理规模10×108m3。地面工程采用“单井计量、多井串接、二地增压、集中处理、无线传输、数字管理”的主工艺流程。99第三节煤层气的矿场集输工艺（3）鄂东气田韩城区块5亿产能第三节煤层气的矿场集输工艺图6-13韩城煤层气5亿方产能建设地面工程工艺流程示意图100第三节煤层气的矿场集输工艺图6-13韩城煤层气5亿方产第三节煤层气的矿场集输工艺

多井场串接把相邻的几口气井相互串接，气井汇合后通过采气干管进站，该方式在长庆的苏里格气田已经大量应用，多井串接方式适应低压、低产气田的规模化开发，提高了集气站的辖井数量，简化了采气管网，降低了工程投资。

中央处理厂总处理能力为10×108m3/a，远期预留规模10×108m3/a，采用先增压后脱水的总体工艺流程。全厂共设往复式压缩机组5套，其中50×104m3/d两台，100×104m3/d3台，脱水采用三甘醇吸收法脱水。设100×104m3/d、200×104m3/d脱水装置各1套，兼顾前后期生产。

井场采用无人值守，GPRS远程监测的生产方式。自控系统采用SCADA系统进行生产过程监测．SCADA系统由集