沁水盆地煤层气田地面集输工艺分析

沁水盆地煤层气田地面集输工艺分析

0矿井气田开发前景随着能源需求的增加和环境保护的要求，煤层作为一种巨大的潜在资源，在世界能源结构中发挥着越来越重要的作用。据预测,全球煤层气远景资源量为260×1012m3,而我国为36.8×1012m3,位居世界第三。我国1500m以浅的煤层气资源量约为27×1012m3,相当于全国常规天然气资源总量的三分之二,是美国煤层气资源量的2~3倍,开发前景广阔。沁水盆地煤层气资源量比较丰富,是我国煤层气开发建设条件最好的地区之一。我国煤层气“十一五”发展规划已把该地区列为我国煤层气开发利用产业化生产基地。该煤层气气田位于沁水盆地南部,煤层气资源量2656×108m3,是目前我国煤层气开发规模最大的地区。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。该工程产建规模(包括樊庄和郑庄两个区块)为15×108m3(其中一期建设樊庄区块6×108m3/a),中央处理厂规模为30×108m3(包括其他地区来的煤层气,其中一期为10×108m3/a)。为了更好地开发建设沁水盆地煤层气气田,我们依据开发方案、煤层气性质、当地自然条件以及商品气需求和流向等,并借鉴长庆气区苏里格气田天然气集输工程的实践经验,制定了沁水盆地煤层气田地面集输总工艺流程,如图1所示。为了更深入地了解沁水盆地煤层气田地面集输工艺特点,以苏里格气田天然气集输工程为对比,重点介绍了沁水盆地煤层气田开发方案所提供的气井基本参数、地面建设采用的井场、采集系统、集气站场及处理厂工艺。1工艺特征的比较1.1低压集气工艺已经开发建设的苏里格气田属于低渗、低压、低产气田,采用“井下节流、井口不加热、不注醇、采气管线不保温、中低压集气、带液计量、井间串接、常温分离、二地增压、集中处理”的低压集气工艺,大大降低了地面工程建设投资,并经受了实践检验。这种工艺模式有许多值得沁水盆地煤层气田开发建设借鉴之处。1.1.1ch4、co、hs含量苏里格气田天然气主要是以游离态气体存在于地下储集层中,天然气中CH4含量高、微含凝析油,不含H2S。该气田天然气中CH4含量为90%(体积分数,下同)以上,CO2含量小于3%,H2S含量小于20mg/m3。气体中除含一定量(2%~8%)的C2~C6烃类外,还含有少量C7+重烃,平均1×104m3天然气每天可产0.02m3凝析油,属低含硫和低含凝析油的湿天然气。1.1.2气井类型及采出量单井生产的水气比平均稳定在0.4~0.67m3/104m3,气井地层水水型多年来无明显变化,以CaCl2型为主,Cl-较为稳定,其含量在10g/L以下;气井共分3类,其中:Ⅰ类井按3×104m3/d配产;Ⅱ类井按2×104m3/d配产;Ⅲ类井按1×104m3/d配产。井口温度为10℃左右。气井压力从最初开采时的4MPa逐步降低至0.5MPa。1.1.3创建节流型矿井根据预测,井口天然气在1.3MPa时的水合物形成温度为1.5℃左右,在4.0MPa时水合物形成温度为11℃左右。因而采取井下节流措施,节流后的井口气(压力为1.3MPa)通过埋地管线输至集气站增压。只有在集气站增压至3.5MPa以上时才可能形成水合物。1.1.4天然气中类气质指标要求商品气输送至陕京管线和西气东输管道,外输压力为5.2~5.8MPa,气质应达到国家标准GB17820—1999《天然气》中Ⅱ类气质指标要求。其中,因原料气中含有少量C7+重烃,故必须经脱油脱水满足管输气的水、烃露点要求后方可外输。因此,苏里格气田低压集气工艺的核心技术是低压集气增压外输、简化水合物防治工艺、适应众多低产气井以降低建设成本等。1.1.5开发初期投入高、产出低、风险沁水盆地煤层气主要是以大分子团的吸附状态存在于地下煤层中。煤层气田具有低渗、低压、低产、低饱和,稳产时间长等特点,开发初期投入高、产出低、风险大。煤层气CH4含量高,CO2含量较少,不含H2S和C3以上烃类。气田中3#煤层所采出的煤层气CH4含量为98.18%,C2H6为0.04%,N2为1.35%,CO2为0.43%,基本不含C3+烃类和H2S。1.1.6水平井3型各试验井地层水中阳离子和阴离子的分析结果基本接近,总矿化度在1815.2~2975.1mg/L之间,平均为2496.1mg/L,水型以NaHCO3型为主。井口温度为25℃左右。气井中直井平均产气量为2000m3/d左右,井口压力为0.2~0.5MPa,产水量为0.14~3m3/d;水平井平均产气量为18000m3/d左右,井口压力为0.2~0.5MPa,平均产水量为2~30m3/d。煤层气田只有在气量非常小或压力不能满足输送要求的情况下才考虑废弃。针对沁水盆地煤层气田井口压力低、单井产量少的特点,故采用小井距、密井网的开发方式。1.1.7水合物的温度根据气体组成和有关参数对其水合物形成温度进行预测可知:煤层气在2.0MPa下形成水合物的温度为-4.3℃,在3.0MPa下形成水合物的温度为-2.4℃。因此,来自井口的煤层气(压力为0.2~0.5MPa)在集气站增压至1.1~1.4MPa输送至中央处理厂的过程中不会形成水合物。1.1.8天然气等良品气质指标根据中国石油天然气集团公司要求,该煤层气应增压和处理后就近进入西气东输管道,外输压力为5.6~5.8MPa,气质应达到国家标准GB17820—1999《天然气》中Ⅱ类气质指标要求。因原料气中不含重烃,CO2含量小于3%,故只需在处理厂增压后脱水满足水露点要求即可外输。由此可知,虽然苏里格气田开发建设方式有许多值得沁水盆地煤层气田开发建设借鉴之处,集输总工艺流程也基本类似,但由于二者的气井基本参数仍有一定区别,因而决定了它们井场、集气管网、集气站和处理厂采用的工艺并不完全相同。1.2井场1.2.1suli格气田井场井下节流至1.3MPa的井口气,经流量计计量后由采气管线输送至集气站,井口不加热、不注醇,采气管线不保温(埋设在冻土层以下)。1.2.2放空火炬及排采放空接口采用套管采气、油管采水的井场工艺。井口由抽油机将地层水采出,通过消气器将水中携带的气体分离,经水表计量后排至井场污水池中。煤层气从煤层中解吸后由套管采出,通过井场智能旋进流量计计量后,经采气管线输送至集气站。井场设置放空火炬及排采放空接口,在排采及事故时将煤层气放空焚烧。井场工艺流程图见图2所示。1.3整合管道网络1.3.1苏里格气田天然气管道1采气管线设置苏里格气田天然气经井下节流后,井口气(压力为1.3MPa)先经采气管线把相邻几口气井天然气串接起来送至采气干管汇合,然后集中去集气站。在集气站分离出游离水并一级压缩增压后通过集气管线输往天然气处理厂,在天然气处理厂进一步增压和脱油脱水后再输往用户。采气管线没有清管功能,集气管线设置清管及阴极保护设施。采用井间串接采气工艺缩短了采气管线长度,并通过井下节流调节采气管线运行压力以防止水合物的形成,从而增大了集输半径,增加了集气站辖井数量,简化了集气管网,降低了投资。2管道采用缝合线，管道采用20#缝合线或l60与l450螺旋缝合线1.3.2采气管线的设置与苏里格气田相比,沁水盆地煤层气田特点之一就是井口压力更低、单井产气量更少。前者说明气体中饱和水含量大,但在采集气管线中通常又不会形成水合物,所以在处理厂采用三甘醇脱水装置集中脱水以满足外输要求。后者则表明从节省投资和方便生产管理的角度出发,应采用与苏里格气田集气系统相似的井间串接采气方式。1)采气管线定期排水。在煤层气从井口经采气管线至集气站的过程中,随着温度逐步降低,采气管线中会有一定量的游离水产生,需要根据地形条件在每条采气管线的低点适当设置凝水缸,以便巡检人员定期放出,保证采气管线安全平稳运行。由于煤层气不含H2S和C3+烃类,凝水缸定期排出的凝结水不含油,无污染,故不经处理即可排放。由各采气干管来的煤层气先在集气站分水并两级增压至1.1~1.4MPa,再经计量、清管后输送至中央处理厂。经预测,该煤层气在从集气站至中央处理厂的集气管线中也不会形成水合物,因此,沁水盆地煤层气田采用井口不加热、不注醇,采气管线(管线设计压力1.0MPa)不保温(埋设在冻土层以下),并在适当地点设置凝水缸,以及井间串接的低压集气(管线设计压力1.6MPa)工艺。2)采用井间串接的采气管网。沁水盆地煤层气从井口采出后,采用苏里格气田集气方式,通过采气支管把相邻的几口气井煤层气串接起来至采气干管汇合后进集气站。在集气站经常温分离器分出游离水并由压缩机组二级增压后,经集气管线输往中央处理厂。同样,煤层气经集气管线进处理厂前也采用湿气输送方式。采气管线没有清管功能,集气管线设置清管和阴极保护设施。3)采气管线采用聚乙烯管和柔性复合管,集气管采用L245高频电阻焊接钢管。由于采气管线压力很低,故采用聚乙烯管和柔性复合管均可解决金属管道耐压不耐腐、非金属管道耐腐不耐压的缺点,其刚度和柔度好,抗蠕变性强,耐磨,内壁光滑且不结垢,节能节材效果好,且压力损失小,无污染,施工维修方便,使用寿命长,适应于低压煤层气田的开发。直径小于DN100的单井采气管线,选择聚乙烯管;直径大于DN100的采气干线,则采用柔性复合管。集气管线则采用经济适用的L245高频电阻焊接钢管,既可满足设计要求,又可降低工程造价。1.4产气站和处理厂分别增压由于井口采出气压力低,外输商品气压力高,故苏里格气田和沁水盆地煤层气田均采用在集气站和处理厂两次增压的方式。集气站气体出站压力根据有关因素综合考虑而定。1.4.1注醇火炬由井口来的天然气经采气干管(1.0MPa)进入集气站后,经气液分离器分出含油污水,再进入压缩机组一级增压至3.5MPa去计量交接。在外输前管线预留注醇接口,可通过活动注醇装置对集气管线注醇。因进站天然气中含有少量凝析油,故放空气体必须先进入闪蒸分液罐进行气液分离,含油污水也必须去闪蒸罐闪蒸,将污水中闪蒸出的天然气送至火炬燃烧。由分离器分出和压缩机组级间脱除的含油污水经闪蒸罐闪蒸后去污水罐,由污水罐车运输至天然气处理厂污水处理装置处理后排放。其工艺流程见图3。1.4.2集气干警后气体分离集气站内主要设备有气液分离器、压缩机组、污水罐和清管器收发球筒等设备。其工艺流程见图4。井口来的煤层气经采气干管(0.05~0.15MPa)进入集气站汇合,然后经气液分离器分出游离水,再进入压缩机组两级增压,并在级间脱除气体中的部分饱和水。增压至1.1~1.4MPa后的煤层气经计量后,通过集气干线去中央处理厂。由于气体在集气干线中不会形成水合物,因此不需采取抑制水合物形成的措施。气液分离器分出的游离水和压缩机组级间脱除的气体中部分饱和水去污水罐,因所含污水不含油,可根据情况进行简单处理后排放。1.5气体处理厂1.5.1保压机蒸发分液制冷法该天然气中H2S含量小于20mg/m3,CO2含量小于3%,故不需脱硫脱碳。但是,因其含饱和水和少量凝析油,需经脱油脱水方可满足外输气水、烃露点要求。如前所述,苏里格气田低压天然气需要在集气站和处理厂两次增压后才能满足外输压力要求,故不能采用节流制冷方法,其处理厂采用低温分离工艺同时脱油脱水,以达到所需水、烃露点。该工艺采用丙烷制冷,在原料气预冷前注入甲醇以防止水合物的形成。集气干线来气首先至处理厂入口分离器,清管时捕集进入的液塞,正常情况下对来气进行气液分离。分离出的气体再进入压缩机组增压,由2.5MPa增压至5.2~5.8MPa后进入预冷器,利用冷干气将原料气预冷至-7℃,再进入丙烷蒸发器进一步降低至-21℃,然后去低温分离器脱油脱水,最后进入聚结器进行精细分离,确保外输气的水、烃露点合格。气体在进入预冷器前注入甲醇作为水合物抑制剂。入口分离器、低温分离器和聚结器的凝液进入醇烃加热器加热至45℃后去三相分离器,分出的气体进入燃料气系统,凝析油进入稳定装置,甲醇污水进入污水处理装置。苏里格气田天然气处理厂工艺流程框图见图5。1.5.2原料气回用工艺流程由于煤层气中不含C3以上烃类,故不需脱油。此外,煤层气中也不含H2S,CO2含量仅为0.43%,符合商品气CO2含量小于等于3%的要求。因此也不需脱硫脱碳。集气站未设置原料气脱水装置,只是在采气管线设置凝水缸,集气站和处理厂设置入口分离器分出采集气过程中产生的游离水。在集气站和中央处理厂脱水装置前分别设置两级增压的压缩机组,通过这两处压缩机组级间以及出口分离器又脱除了气体中一部分饱和水,因此,大大减轻了处理厂脱水装置的脱水负荷。在处理厂增压后的原料气中仍含有一定量饱和水,必须对其进一步脱水才可满足外输气水露点的要求。由于该原料气不含重烃,因而采用三甘醇脱水工艺。与其他脱水工艺相比,该法投资和运行成本较低,系统压降较小,能连续运行并保证外输气水露点要求。经预测,原料气在进入脱水装置前不会形成水合物,故不需设置甲醇注入设施。原料气进厂前设紧急截断阀,可在中央处理厂或集气干线紧急情况下的自动切断。气体先进入集气装置经过滤分离器分离出携带的液体及粉尘等杂质,经计量后输往增压装置,再进入脱水装置,脱水后的净化气计量后去输气