基于gprs移动无线传输技术的煤层气集输工艺优化

基于gprs移动无线传输技术的煤层气集输工艺优化

中国煤气资源丰富。全国埋深2000米以上的天然气地质资源为36.811012m3，天然气地质资源量（35.1012m3）。埋深1500米的平坦油气资源为10.871012m3，约占天然气资源的一半。截至2009年底,全国探明煤层气地质储量为1852.4×108m3,其中沁水盆地南部为1317×108m3,占总量的67%。中国石油天然气股份公司已于2008年在山西沁水盆地樊庄区块建设“十一五”重点项目——山西沁水盆地煤层气田产能建设工程。该工程产能建设规模(包括樊庄和郑庄2个区块)为15×108m3/a,其中一期樊庄区块产能建设为6×108m3/a,中央处理厂规模为30×108m3/a(其中一期为10×108m3/a)。2009年10月,中联煤层气有限责任公司承担的“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程”成功完成了投产试运行工作。项目实施过程中,形成了一系列适合煤层气行业开发的独特技术,产能为1×108m3/a的地面集输系统充分适应了煤层气多井、低压和低产的特点,实现了煤层气田开发的低成本战略。1地面集输系统工艺流程美国整装开发的煤层气田大都采用中心压缩系统,即利用井口压力,通过合适口径的管道,将天然气集中到集气压缩中心站。而该示范工程地面集输系统建设分两期完成,前期40口井为先导性试验项目,其集输工艺流程采用石油天然气常规流程,每10口井设立1个阀组,阀组汇总到集气站后,在集气站进行增压,然后输送至CNG站加压销售。后期110口井的集输系统由中国石油辽河工程有限公司设计,在总结先导性试验项目经验的基础上,根据煤层气低压、低产的特点,对集输工艺进行了改进优化,提出了“分片集输一级增压”的管网布置方式,由1个简单阀组替代了集气站作为采气和集气的转换环节,从而大幅度地简化了工艺流程,技术上有重大突破。整个地面集输系统工艺流程主要分为井口工艺、采气管道、阀组工艺、集气管道和增压站工艺。井口套管产出的煤层气经油嘴节流后,压力变为0.1～0.2MPa,随后进入采气管道(采气管道主要采用PE100聚乙烯管道),各井产气由采气管道汇集到集气阀组进行集中,完成单井计量和阀组总计量,然后通过集气管道到达集气增压站(集气增压站入口压力约为0.05MPa),煤层气在集气增压站经过简单过滤分离处理后,增压外输,外输压力为0.6MPa。其主要工艺流程如图1所示。整个集输系统中,阀组不设压缩机,只在集气增压站进行增压,系统中只进行一次增压,减少了增压级数,从而减少了巡检和管理的工作量,降低了系统能耗,同时也大大降低了工程投资。1.1建立工艺流程40口先导性试验项目井的井口流程中,煤层气从井口套管中产出,然后进入采气管道,往阀组汇集。采气管道前装有安全阀,采气管道压力达到0.4MPa后,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。产出水从油管中产出,首先经过气水分离器进行分离,分离出来的气体由放空管进行放空,分离后产出水进行流量计量,然后排放到井口污水池。该井口工艺流程如图2所示。后期的110口井,在总结前40口先导性试验项目井的基础上,进行了流程优化,减少了部分设备,简化了流程,取消了气水分离器、安全阀和压力变送器,产出水流量计量也由原来的固定式计量改为流动式计量,井口仅有机械式压力表就地显示压力数据,所有远传数据在阀组进行集中采集并远传。在该段流程中,水通过抽油机从油管中抽出,直接排放到井场附近的排污池,自然蒸发。煤层气从套管和油管间的环形空间产出,通过采气管道,进入煤层气采集系统,系统压力为0.2MPa。当采气系统检修时,打开放空阀,通过放空管把井口里的煤层气连续排放到大气中。该井口工艺流程及如图3所示。1.2采、采阀组放空40口先导性试验项目井中,气体进入阀组后,首先经过调压阀调压,压力调整为0.2MPa,单井产气可利用阀门倒换流程,进行单井产气轮换计量。所有气体汇集到生产汇管后进入集气管道,输至集气站。在生产汇管上安装有安全阀,当压力超过0.4MPa时,安全阀自动跳起。阀组中单井流量数据通过光缆传输至监控中心。该工艺流程如图4所示。后期施工井的阀组取消了调压阀,井口来的煤层气到达集气阀组后,进入集气阀组的生产汇管,经总计量后直接进入管道,整个集气系统从井口到增压站为1个封闭系统,集输压力通过系统自动调整平衡。单井煤层气计量时,首先进入计量汇管,经流量计计量后,再进入生产汇管。每口井的采气管道在集气阀组都有放空流程,当采气管道检修时,打开放空阀,进入放空汇管,经放空管放空。生产阀组汇管上设有安全阀,当采、集气管道压力达到0.4MPa时安全阀起跳,将超压部分气体排放至放空管。该阀组工艺流程如图5所示。1.3增压站压压井40口先导性试验项目井中,在气田内建设集气站,增压到0.6MPa后经过外输管道输送到CNG加气站,通过CNG罐车外销。由于集气站建设在气田内,所以集气站内建设有1个阀组,气体进入阀组后,首先调压,压力调整为0.2MPa,单井产气可利用阀门倒换流程进行单井轮换计量。集气站阀组产气和其他阀组来气在汇管进行汇合,经过过滤分离、总计量和调压后进入集气站压缩机增压,压力增加到0.6MPa后,进入外输管道,送往CNG站。该集气站主要流程如图6所示。后期110口井增压站不在气田内部,气井产出气体通过集气管道靠井口压力输送到增压站,从集气阀组来的煤层气进入增压站的进站管道,压力为0.05MPa,经2台高效旋流立式分离器进行气、液分离,分离后的煤层气进入压缩机进行增压,增压至0.7MPa,经计量后外输。在分离器的入口管道上设有紧急关断阀和紧急放空阀,当出现事故时立即关闭紧急关断阀,同时打开紧急放空阀,使煤层气进入放空系统。当压缩机的进气量不能满足压缩机进气要求时,打开压缩机的旁通阀,使压缩机的出口煤层气回流至压缩机入口,进行流量调节。压缩机组的进口汇管设有调压放空系统,压缩机事故停机时,导致压缩机入口压力增高,通过调压放空阀将超压部分的煤层气及时放空去放空系统,从而保持其他压缩机组的正常运行。该增压站主要工艺流程如图7所示。后期110口井的地面集输工程大胆采用了“分片集输一级增压”集输新工艺,是对传统集输工艺技术的创新,将集气站改为阀组,大大简化了工艺流程,省去了传统流程中集气计量站中的计量分离器、生产分离器、供水、供电、值班用房等生产及辅助设施,在减低能耗的同时大大降低了工程投资。该系统投产后运行情况良好。1.4pe100聚乙烯管和钢管管道投资工程设计阶段,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50～600mm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。各规格PE100聚乙烯管和无缝钢管的比较数据见表1。将表1中数据绘制成管径与管线总投资关系曲线如图8所示。由图8可知,当采气、集气管道的公称直径不大于200mm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200mm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,明显降低了工程管道的投资。2直接监控数据的上传,将“三网三监控与数据采集(SCADA)系统,由增压站站控系统、14个阀组远程终端单元及增压站站控系统组成,前期先导性试验项目40口井的远程数据传输单元(RTU)通过光缆将信号传输至相应阀组RTU,14个阀组RTU与增压站站控系统之间的数据传输方式采用GPRS无线传输,是GPRS无线传输在煤层气行业的首次应用,能够大大降低数据传输建设及维护成本。井口阀组的工艺数据通过计算机通讯电缆上传至RTU,RTU将现场工艺数据通过GPRS无线网络上传至增压站站控系统,增压站站控系统与远程监控终端通过网络进行数据通讯。CNG站与增压站站控系统之间的数据传输采用光缆。数据采集主要检测参数包括以下2个方面:1)井口数据主要采取就地显示方式,不进行远程传输。主要参数有井口采气管道压力。2)阀组设置RTU,将流量计监测到的参数通过GPRS方式传输到增压站监控中心,实现远程监测,同时提供上述参数的就地显示。主要监测数据有阀组单井瞬时流量、累积流量、管道温度、压力和阀组汇管瞬时流量及累