煤层气开发第7章煤层气集输

第七章煤层气集输第七章煤层气集输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：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宜矿场保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、分别、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，经过加热后再由节流阀进入分别器，在分别器中除去液体和固体杂质后，从集气管线输出。第一节采气流程也可翻开放空阀紧急放空泄压。单井采气可运用于遥远气井、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展集中采气和管理的流程，称为多井常温采气流程，普通把具有这样流程的站称为集气站。其工艺过程普通依次包括加热、节流、分别、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构成水合物。假设气体压力较低，节流后不会构成水合物，集气站的流程就可简化为：节流-分别-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展集中调理和管理，减少管理人员和任务人员。第一节采气流程井口采用抽油机将储层的水采出，分别器将水中带出的气体分别后，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，与气水分别器分出的气体混合，经过分别、计量，经采气管道输至集气站。井口分别器及计量设备为橇体，可根据开采情况，将橇体移到其它井口继续运用。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〕、分别、脱水、计量后，集中起来保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展单独处置和紧缩，然后用小口径、中等压力的管线将煤层气保送至中心紧缩站；第二类是将并组的煤层气搜集在一同，经过低压集输管线保送到卫星增压站，经初步处置和紧缩后，再保送至中心销售紧缩站；第三类是尽能够降低煤层气井的井口压力，选用大小适宜的集输管线将煤层气直接保送到中心紧缩站。第二节煤层气的矿场集输二、矿场集输管网的类型搜集和保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，普通直径较小〔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，普通直径较大〔159~325mm〕；集气干线是将各集气站或集气支线的来气集中保送到集配气总站或加气站的管线，普通直径很大〔219~457mm〕。目前采用的集气管网普通有枝状管网、环状管网和放射状管网三种类型。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经过支线纳入干线，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规划。〔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，部分发惹事故时影响面小。普通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。按集中程度将假设干口气井划为一组，每组中设置一个集气站，各井煤层气经过来气管线纳入集气站。该管网规划便于煤层气和污水的集中处置，也可减少操作人员。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宜矿场保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、分别、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，经过加热后再由节流阀进入分别器，在分别器中除去液体和固体杂质后，从集气管线输出。分别出的液体固体从分别器下部排放到污水罐中。为了平安采气，流程上装有平安阀和放空阀，一旦设备超压，平安阀便自动开启泄压，第二节煤层气的矿场集输三、煤层气的增压保送在煤层气的开发和保送过程中，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，气井难以维持正常消费，甚至呵斥被迫关井。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，维持气井正常消费，保证煤层气正常保送。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第三节煤层气的矿场集输工艺自地层中采出的煤层气中，普通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保送，降低了煤层气的热值。当输气管道压力和环境温度变化时，能够引起水汽从煤层气中析出，构成液态水、冰或甲烷水合物，这些物质的存在会添加输气压降，减小输气管线的经过才干，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、分别、脱水等工艺对煤层气进展处置，以保证平安平稳地保送合格的煤层气。第三节煤层气的矿场集输工艺一、计量为了改善气井管理，需求对每口井的产气量、产水量、压力、温度进展计量。对于多层位的产气井，还应对每一产层的产量进展估测。1〕水计量系统常用的水计量方法有3种：正排量流量计、涡轮番量计和计量桶。正排量水流量计容易被细小的煤粒、砂、粘土堵塞，呵斥计量误差。涡轮番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番量计的计量精度随入口压力的提高而添加。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。这种容器的容积普通为18.925dm3(5加仑)，用于井口搜集产出水，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。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展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番量计，也可运用旋转式或膜片式流量计，特别是在计量紧缩机的燃料用量时，差压式孔板流量计经过丈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缺点少，维护任务量小，可将管线的压力、温度及压差延续地记录在圆形记录卡上，可永久保管气井的消费史记录资料。缺陷是流量值需求人为解释，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展比较准确的估测。涡轮番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。缺陷是运动部件较多，维护费用高。图7-2V型流量计节流安装表示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〕独特的构造使其具有较强的流动调整才干，可测湿气体，能在低差压下丈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运用。管径逐渐递增的配管设计方案不仅为煤层气消费带来宏大效益，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缺点呵斥气体反注到附近的气井中。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，为了改善消费管理，不仅要丈量每口井的产气量、产水量和井口压力，在能够的情况下，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，当气井一切产层的产气量到达比较稳定时，用桥塞堵住下一个产层，当产量再次到达稳定值时，两者之差即为该产层的产量。这种方法适用于评价井或察看井，普通不适用于大规模开发的气田。美国研讨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。在黑勇士盆地的实验阐明，根据产出气成分的变化来估算产层产气量是不胜利的，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。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。经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，确定能否要进展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讨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。亚拉巴马州的现场实验证明这种工具对储层管理非常有利。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胜利的国家，其90%以上的煤层气产量是从圣胡安和黑勇士这两个煤田消费的，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展了引见。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.气体分别箱；9.过滤器；10.气体流量计；11.出水管；12.火焰消除器；13.火炬安装；14.绷绳支架；15.输气管图7-4圣胡安盆地典型的煤层气井场工艺表示图第三节煤层气的矿场集输工艺每个井场都配备有分别器、水处置设备和计量设备(图7-4)。产出的流体经过100m长的管线从井口保送至立式分别器，气流沿切线方向从进口管进入分别器内。气相回转向上进入顶部腔室，在此过程中，速度不断减小，使得气流均匀经过除雾器，分别器顶部出来的气体管输至计量设备；水经过液位控制阀从分别器底部排出至储水罐，煤粉等杂质随着水一同向下运动，降至分别器的圆锥形底部，由排污口排出。分别器外部配备有一个气体加热的水套，用自然通风熄灭器加热以免冬天水结冰。分别器入口还设置有一个控制阀，当运转压力超越分别器的名义操作压力时封锁气源。第三节煤层气的矿场集输工艺水接纳安装包括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，它作应急用且可接纳从两个钢罐底部脱除的煤粉等杂质。流程是：分别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。当水处置系统发生紊乱时，2个钢罐还可提供就地储存功能，以便继续消费。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，往北保送至水处置系统。两个钢罐配备有气体覆盖系统，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，由于井场没有可以利用的电，气体被紧缩到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、分别器的热源以及储水罐的覆盖气等。第三节煤层气的矿场集输工艺二、分别煤层气井井身普通采用消费套管中下入油管的构造，这种构造使气水在井下得到初步分别。不论是从油管产出的水，还是从套管产出的气都需求在井口作进一步分别，然后再分别保送到气水处置点和销售点。在地面气水分别系统中，固相杂质的处置是非常重要的一个环节。固相杂质能够包括微小煤颗粒、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堆积。水计量系统入口处最易出现固相杂质的聚积，但处置较方便，只需在分别器的下游，在水流量计之前安装过滤器即可处理。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动摇予以控制。分别气液〔固〕的分别器，按其原理可分为重力式分别器、旋风式分别器、混合式分别器三种。前两种运用最多。第三节煤层气的矿场集输工艺1〕重力式分别器重力式分别器主要是利用液〔固〕体和气体之间的重度差分别液〔固〕体。气液混合物进入分别器后，液〔固〕体被气体携带一同向上运动，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〕体还遭到向下的重力作用向下沉降，假设液滴足够大，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别出来。重力式分别器根据安装方式和内部附件的不同可分为：立式、卧式及三相重力式分别器三种。前两种可分别气液〔固〕两相，第三种是把液体再分开。第三节煤层气的矿场集输工艺图7-5卧式重力分别器图7-6立式重力式分别器图7-7旋风式分别器第三节煤层气的矿场集输工艺2〕旋风式分别器旋风式分别器又叫离心分别器，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别器的筒体中，在螺旋叶片的引导下做向下盘旋运动，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，从而使两者分别。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场作向上盘旋运动，最后经中心管进入下一级设备。第三节煤层气的矿场集输工艺3〕混合式分别器混合式分别器是利用多种分别原理进展气液〔固〕分别的，构造比较复杂，类型也很多，如螺道分别器、串联离心式分别器、分散式分别器等。三、集气站工艺来自各井口的煤层气进入站场，经气液分别后，气体进入紧缩机组增压，经冷却分别后，计量外输。分别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平安处放空。普通煤层气进入站场的压力很低，经常低于0.1MPa，在集气站需进展几级紧缩，出口压力为多少，需根据最终的外输压力综合思索而定。工艺流程表示图详见图7-8。图7-8集气站工艺流程图表示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、处置厂工艺煤层气从各集气站经集气干线进入处置厂，经增压脱水处置后，到达天然气国家规范的气质要求后外输。之所以进展脱水处置是由于保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，减少管线的运用寿命。目前各国对管输煤层气中含水汽量目的要求不一，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分量，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场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。普通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℃。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、化学反响法和低温冷却法。煤层气集中处置规模较大时，脱水工艺可思索采用三甘醇脱水方案。三甘醇是目前国内外普遍运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展脱水处置。由于进入处置厂的压力较低，可采用先增压后脱水工艺，以降低脱水安装规模和运转本钱，降低处置厂的建立投资。处置厂的工艺流程见图7-9。第三节煤层气的矿场集输工艺图7-9处置厂工艺流程图表示图第三节煤层气的矿场集输工艺沁水盆地中央处置厂的主要工艺过程为增压和脱水。在脱水安装前进展增压还是在脱水安装后进展增压对中央处置厂工艺参数选取、运转费用及投资影响较大，必需进展对比分析和优选。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安装一次投资高，脱水再生负荷大，运转费用高；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；脱水安装的操作压力较高，设备体积小，占地面积小，工艺管线管径小。故在节约投资、降低能耗的原那么下，采用先增压后脱水〔三甘醇脱水〕的工艺。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。该工程的实施加速和推进了我国煤层气产业的构成与开展，对推进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的示范商业消费规模。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，总集输才干1.0×108m3/a。单井产气经过分别器进展气液分别后经输气管线进入阀组，经过井场RTU，实现单井套压、温度和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聚集输往集气站，对单井产量实行轮换计量；经过阀组RTU向集气站控制室传输单井及阀组信号。在集气站聚集和集气阀组来气，经过过滤、调压、计量和缓冲，进入紧缩机，未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表示图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6亿方产能建立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场。气田建立规模6×108m3/a，共建成直井437口，程度井45口中，集气站6座，采集气管线370km〔集气半径5km〕,中央处置厂1座，年处置才干30×108m3，其中一期工程10×108m3。2021年9月实现煤层气管输。樊庄区块煤层气6亿方产能建立地面工程总体规划见图7-11。图7-11樊庄区块煤层气6亿方产能建立地面工程总体规划图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、集中处置、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，再经过采气干线引接入集气站。采气阀组设放空流程，当采气支线发生缺点，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消费。中央处置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。一期设往复式紧缩机4套，脱水安装2套，处置规模为10×108m3/a。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消费全过程进展监控、管理、调度、操作及平安维护，实现了井口、集气站内各安装无人定岗值守、定期巡检的控制程度。同时，采用无线和光缆通讯系统保证了远程自动控制的可靠性。樊庄煤层气6亿方产能建立地面工程工艺流程见图7-12。图7-12樊庄煤层气6亿方产能建立地面工程工艺流程表示图第三节煤层气的矿场集输工艺〔3〕鄂东气田韩城区块5亿产能建立工程正在实施的鄂东气田韩城区块5亿产能建立位于渭南韩城市板桥乡和薛峰乡，距韩城市10km。建立规模6×108m3/a，共建直井产气井532口，程度井产气井11口。程度井产能为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；新建中央处置厂1座，处置规模10×108m3。地面工程采用“单井计量、多井串接、二地增压、集中处置、无线传输、数字管理〞的主工艺流程。第三节煤层气的矿场集输工艺图6-13韩城煤层气5亿方产能建立地面工程工艺流程表示图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，气井集合后经过采气干管进站，该方式在长庆的苏里格气田曾经大量运用，多井串接方式顺应低压、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。中央处置厂总处置才干为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。全厂共设往复式紧缩机组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脱水安装各1套，兼顾前后期消费。井场采用无人值守，GPRS远程监测的消费方式。自控系统采用SCADA系统进展消费过程监测．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，完成整个工程的消费监测及控制。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本人的实践情况，构成了一套规模化、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〕、一个中央处置厂，每个工区管理假设干个集气站，而每个集气站又管理几十口气井；中央处置厂管理厂内的假设干个安装。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，构成了一个三级SCADA自动化监控管理系统。三级单元单井采用RTU监控安装、集气站采用PLC可编程控制器，实现数据的自动采集和控制，并经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〔煤层气消费井、集气站〕进展集中数据处置、动态显示、远程控制和缺点报警；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，进展相应的处置。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构造图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，详细过程为：气井经过排水降压使煤层气解吸后由套管采出，0.2～0.5MPa的煤层气经过井场气体流量计计量后进入采气管线；各单井间经过井间串接聚集到采气干管，最后经过采气干管进入集气站，单条干管串井数量普通不超越20口，长度不超越3km；集气站进站压力0.05～0.08MPa，煤层气经过气液分别后，进入增压区，增压至1.4MPa经外输计量后进入集气支线，各支线最后经过集气干线进入中央处置厂，进厂压力不小于1MPa，在中央处置厂经集中增压脱水后，输往西气东输管线，出站压力5.7MPa。详细工艺过程见图7-16。第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统图7-16沁水盆地煤层气田集输工艺流程图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：单井经过抽油机排水降压使水从井下经过油管排出地面，而煤层气经过油套环形空间进入集气管线；以后，运用低压多井串接集气工艺，利用井口0.2～0.5MPa的消费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，经分别器进展气液分别过滤后，进入紧缩机组分两级进展增压紧缩，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别器排污、紧缩机组排污、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。放空系统那么包括来气进站放空、分别器放空、紧缩机组放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，需求放空并且点燃火把。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紧缩机流程图第四节华北油田沁水盆地数字化煤层气田集输系统〔3〕中央处置厂在中央处置厂，各区块集气干线来气首先进入集配气安装，在清管作业时担任清管器的接纳；再进入过滤分别器，担任对原料气进展气液分别；然后进入增压安装增压，压力由0.9MPa增压至6.0MPa，之后进入三甘醇脱水安装脱水，确保外输气的湿度到达规范，最后经计量后输往西气东输管道。分别后的水和杂质进入污水处置安装。详细工艺过程见图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7-19中央处置厂工艺流程图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置厂控制室计算机操作界面上，根据运转参数由操作员进展操作，并根据事先设定的条件和参数，实现系统运转的自动控制和调理的控制方式。二是联动控制，是指将单井、集气站和中央处置厂作为一个系统，全面思索，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转参数进展自动控制和调整，以保证系统各单元的正常运转，实现系统各单元间的联动控制，以保证系统的平稳运转。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、来气量大于设计才干、集气站停运等问题时，就可实施上述控制，以保证系统正常运转。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、通讯形状、停机报警等，由人工点击屏幕，发送抽油机启动/停顿命令，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转过程中出现缺点，对设备和环境能够产生危害时，系统将会自动停运抽油机，并同时将停机缘由和形状优先自动报告给上位机，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紧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置厂的情况进展联动操作控制。紧急关断阀安装位置要远离过滤分别器和紧缩机，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，不需求上位机操作员进展操作和干涉，系统只是根据事先设定的条