晋陕鄂尔多斯盆地柳林区块煤层气开采项目开发利用方案

晋陕鄂尔多斯盆地柳林区块煤层气开采 1（一）区块地理位置 1 4 4 8 10（一）试生产简况 10（二）油气田开发方案简述 14 14 33 64 64 72 75 78 117 117 119 120 125 125 129 132 132 133 135 136 137 137 142 152 157 162（一）地理位置图 162 163 164 165（五）各种生产曲线图（包括年产量、采油/气速度、累计产量、采出程度、开发井数、年注 166 1691柳林区块吴堡县宋家川镇郭家沟镇峪口镇柳林区块吴堡县宋家川镇郭家沟镇峪口镇柳林区块行政区划隶属于山西省吕梁市柳林县的穆村镇、薛村镇、庄上镇、高家沟乡、贾家垣乡及陕西省榆林市吴堡县宋家川镇，图中两省以峪口圪洞镇三交镇林家坪镇G209成家庄镇吕梁市离石区G307枣林坪镇柳林县枣林坪镇柳林镇三交镇G2094481216km4镇国道铁路黄河高速公路柳林区块地处西北黄土高原地带，地表大部分被黄土覆盖，覆盖在各2起伏、沟壑纵横、山丘交错、支离破碎的复杂地貌单元，对煤层气勘探井位的选择有一定影响。区块地形整体表现为南北高、西部与中部低，区块柳林区块属暖温带大陆性季风气候区。由于受季风及地形等的影响，春夏秋冬四季的长短与历法上的季节有所差异，夏季短促，冬季时长。平为-5.7℃,极端最低温度-17℃,最热月（七月份）平均气温为24.4℃,极端最高温度36.8℃;平均降水量为472.3mm，历年降水量最大值632mm，），区内水系较发育，黄河由北向南自区块西部流过，成为区块的自然西界（仅为区块西界北段）。区内河流均属黄河流域，流向基本为由东南流向西北，最终注入黄河。三川河为区内唯一长年有水河流，由东向西横穿柳林泉以泉群的形式，在区块以东寨东-薛家湾的三川河河谷中出露。据3境内土壤主要有草甸土、灰褐土两大类，草甸土主要分布于河谷阶地本区处于吕梁复背斜次级构造王家会背斜西翼，为一缓倾斜的单斜构仅在区中部有一组较大的断裂带―聚财塔地堑式断裂带。据《中国地震动铁路穿过区块东部外侧，向东在介休站与南同蒲铁路接轨。横贯晋-豫-鲁4采矿权性质为新立。采矿权申请人为中联煤柳林地区煤层气勘探开发较早。1991年联合国开发计划署（UNDP）5序号12345678926有限责任公司就共同开发山西省柳林地区的煤层气资源签订了《中华人民共和国山西省柳林地区煤层气资源开采产品分成合同第三次修改协议》，自然伽马、补偿中子、时差、深侧向、浅侧向等方面的测试工作。测井解压力梯度、渗透率、流动系数、表皮系数、调查半径、储层温度、原地应7总体上，所采用的压裂液为活性水压裂液，采用的支撑剂为石英砂。号煤层已全部申报煤层气探明储量，探明储量的申报基于当时的勘探程度9（一）试生产简况（1）产气产水情况柳林区块直井最高日产气量达7050m3/d，水平井的最高日产气量17293m3/d。由于区内目标煤层多且地质条件差异大，因目产气量较高，压裂直井一般日产几百～几千方，多分支水平井日产几千~1234567894887843是一套岩溶裂隙含水层。通过对部分井压裂裂缝层的渗透率只有零点几到几个毫达西，根据达西产气效果越来越好。这样的产气规律，实际上是由地层压力越来越小、含气饱和度越来越高、渗分井甚至自喷产气。这是因为煤矿井下的采煤气解吸出来，成为了游离气；二是通过井下采煤3/d。--柳林区块由于各井所处地质条件不同，排采目的煤（1）构造特征柳林地区总体为一向西或西南倾斜的单斜构造，地层倾角一般为5°左右，区块内断层稀少，仅在其北部发育有由聚财塔南北正断层组成的地堑保存具有重要的控制作用。印支期构造运动使研究区晚古生代煤系在三叠纪末主要接受沉积，埋藏深度大，煤变质程度逐渐成熟，煤层处于比较稳定的生气阶段。燕山期也主要以沉降为主，晚古生代煤系埋藏深度依旧很大，有利于煤层的生气与储集。喜马拉雅期构造运动在鄂尔多斯盆地东缘（2）地层和沉积特征本溪组地层平行不整合于奥陶系灰岩之上，以填平补齐为主要特征。以陆表海沉积为主，下部为灰色、灰白色铝土岩，部分地段底部为山西式地区以三角洲沉积为主，海退时局部地区河流沉积发育；兴县-临县之间以（m）界系统组符号新生界第四系统统N2中生界三叠系下部岩性以紫红色厚层泥岩夹薄古生界泥岩为主，夹浅红色中～细粒砂组紫红色砂质泥岩夹灰色砂岩及灰组组石炭系组灰色粉砂岩、砂质泥岩及灰黑色泥岩、炭质泥岩和煤层。中段：灰岩与深灰～灰黑色泥岩、砂质泥岩和少量粉～细粒砂岩和煤层。上段：粉砂岩、砂质泥岩、组奥陶系组O2f山西组沉积时期发生大规模海退，河东煤田整体以陆相三角洲和河流相沉积为主。晚石炭世和早二叠世北侧进积阶段为河控浅水三角洲，掩埋阶段晚石炭世为开阔水域。早二叠世以局限水域为主。煤层较厚且夹有较干燥煤相。南侧进积阶段为障壁岛-泻湖、海湾，掩埋阶段晚石炭世以局限水域为主。早二叠世早期为开阔水域，煤层变薄，且为较潮湿的和潮湿煤申请区煤系沉积环境有利于煤层气的生成、储集，保证了煤层中赋存大量的煤层气资源；而原生割理裂隙的发育，保证了煤层气较好的解吸通（3）水文地质特征统太原组灰岩岩溶裂隙含水层，二叠系下统山西组砂岩裂隙含水层，二叠系上、下石盒子组和石千峰组砂岩裂隙含水层，三叠系砂岩裂隙含水层，区内主要隔水层自下而上有：奥陶系中统峰峰组中下部的石膏、白云在各隔水层的作用下，各含水层处于相对独立的含水系统，钻进每遇受单斜构造的控制，研究区内的各主要含水层基本上都是在东部地层出露区接受大气降水的补给，然后由浅部流向深部。地下水水位呈北高南低、东高西低的总体背景，主要表现为顺层向深部流动，随侧向距离的延长，迳流强度逐渐减弱。煤层底部奥陶系地层也表现出东、北部较高，逐渐向西、南部降低的一致趋势。可见，研究区水体运动的驱动力主要是重（4）煤层特征区块内含煤地层为二叠系下统山西组和石炭系上统太原组，总厚度平上下山西组235太原组68层炭质泥岩或泥岩夹矸，夹矸单层厚度为0.05～0.50m。煤层对研究区块内山西组主要可采煤层间距在不同地区的数据进行了统为炭质泥岩或泥岩，区块内见煤点均达0.70m以上，属稳定可采煤层。区内各可采煤层的宏观煤岩组分以亮煤、镜煤为主，其次为暗煤夹少亮型煤，含少量半暗型和暗淡型煤分层。区块南部煤样的半亮煤、光亮煤所占比例远大于半暗煤与暗淡煤，北部煤样的半亮煤、光亮煤所占比例较大于半暗煤与暗淡煤；山西组煤层的半亮煤、光亮煤宏观煤岩类型所占比区块各煤层有机显微组分以镜质组为主，惰质组次之，二者所占有机低壳质组含量的组成表明成煤原始有机物质主要来源于陆源高等植物，因此煤中有足够大的煤基质颗粒内表面用来吸附气体，从而保证了煤层中能类2/56//MadAdSt，d2356分与灰分产率低于下部煤层。挥发分产率为13.46%~35.76%，上部煤层高于下部煤层。全硫为0.21%~6.84%，下部煤层高于上部煤层。太原组煤层申请区总体上表现为自东向西随着煤的埋深逐步增大，煤的变质程度不断加深，变质类型以深成变质作用为主。区块内各可采煤层镜质组最大板岩性多为砂质泥岩或泥岩，局部为粉砂岩，偶为中、细粒砂岩或铝质泥岩或粉砂岩。底板岩性多为砂质泥岩或泥岩，局部为细、中、粗粒砂岩或底板岩性多为砂质泥岩、泥岩或细、中、粗粒砂岩，偶为粉砂岩、炭质泥（5）煤储层特征行了绳索取芯、含气量以及注入压降测试，获取了煤层的含气量、等温吸（个）（个）（层）（层）（层）5区内煤多为焦煤、瘦煤等中等变质程度的煤，易于受外力影响而发生区内煤矿井下观察所示，煤层大多为原生结构，仅在断层附近有煤体破碎区内煤层煤体保存比较完好，以碎裂结构、原生结构为主，煤体结构），0XW2XW3XW4XW5L-8-1L-8-2L-8-4L-8-6L-9-1L-9-2L-9-3L-9-4L-9-5L-9-6L-9-7PL(MPa)5界解吸压力1.76~1.97MPa，平均1.87MPa；8+9号煤层临界解吸压力（6）流体分布及其性质54N25（7）地质及储层综合评价构造简单，断层稀少，地层轻缓，倾角小，煤系发育，水文地质条件机物含量低，煤质主要为中-低灰分。因此，煤层具备形成原生割理裂隙的在目前技术条件下煤层气开发难度较大，南部地区对煤层供水较弱，煤层储量是区块开发的基础，对于开发井合理产能的预测具气量数据具有一定的不确定性。煤层含气量数据是是逸散气、解吸气和残余气，后两部分都可以通过气是通过解吸气的数据反推出来的，这部分数据的往往通过煤层的等温吸附曲线利用含气量数据来预测煤反过来利用实际解吸压力数据，也可以通过等温吸实含气量，利用这种方法从而可以消除由于逸散气推测利用储量丰度数据，结合煤层渗透率、煤层埋（1）开发部署原则煤层气开发是一种高投入、低产出、风险高的产业。根据煤层气产出特点、美国煤层气开发的经验和我国油气资源开发经验，该区块煤层气开采储量，及时调整开发方案和开发方式，保障项目实施的可行性及效益最按照多种能源综合勘探的思路，在煤层气勘探过程中，通过钻井、地（2）开发层系的主要目的煤层气，并且这三套煤层都已获批了煤层气探明地质储量，因（3）开发区域山西组3+4号煤的开发区域即为探明储量区域（图3-6），面积为），（4）开发井型斯抽放等方式。煤层气开发方式受地形条件、地质条件、煤及煤炭开采等方面影响，不同的开发方式需要有不在目前的煤层气开发方式中，地面垂直井开发方式技术最成熟，费用低，操作简单，已成为目前国内煤层气开发普遍采用的方式；水平井、对接井和多分支水平井对地形条件的要求程度相对低，对低山丘陵区地形环境适应性好。柳林区块煤层气地质条件较优越，煤层发育、煤层埋深浅、横、山丘交错，交通不便。因此，考虑目前煤层气开发技术成熟性，柳林地区的地质条件、地形条件和投资成本等，设计采用多分支水平井和地面垂直井相结合的方式进行煤层气开发，不同地质及储层条件区所采用的开煤厚度大、间距小的特点，设计了一种双煤层多分支水平井的井型，用一口水平井可以同时开发两层煤，通过钻探和试生产，证明这种井型非常适分支水平井进行开发。所以在柳林区块北部，开发井型为多分支水平井，图3-9双煤层多分支水平井煤层气开发示意图距较大的特点不再适于用水平井来进行开发，而适用于用压裂直井或定向行对比来看，将上、下两套煤层进行合层开采煤层气井的产气量较单独开发单套煤层煤层气井的产气量都高，所以南区适合于用压裂直井或定向井（5）煤层气开发井网优化设计煤层气垂直井井网布置方式通常有：不规则井网、矩形井网、五点式井网等。矩形井网要求沿主渗透和垂直于主渗透两个方向垂直布井，且相为保证煤层气开发的经济性，且最大限度地提高煤层气采收率，布井设计要求沿煤层主渗透方向上井距适当加大。煤层主渗透方向通常是依据区块煤层气勘探试验过程中，采用嵌入式煤层压裂裂缝实时监测方法或微破裂四维向量扫描影像技术裂缝监测方法进行了压裂缝监测，煤层裂区块现代地应力主要方向为北东向，裂缝延伸方向与现代地应力方向一致。因此，确定区块煤层主渗方向为北东向，在垂直井煤层气开发部署区块煤层气开发是以获取经济效益为目的的商业性开发，类比法和产能数值模拟法的综合对比和分析，在目前的开发技术条件下，垂直井煤层累了丰富的经验。目前施工的多分支水平井主要集中在沁水盆地南部，鄂实施的多分支水平井主要采用单组部署方式，即一组多分支水平井多包括署尽可能采取交叉镶嵌的方式。根据多分支水平井的开发技术和工艺，并质条件、储层条件，地形及交通，以及前期工程实施难度和投资状况，在的多分支水平井以及其它区块水平井的钻探经验，将多分支水平井适于钻探区域煤层厚度的下限设定为2m，即单个煤层厚度大于2m时，可以部署越大，气井产量越高；在主支和分支长度一定的情况下，分支与主支角度），且投资成本越高。根据目前我国煤层气水平井勘探开发经验，设计该区煤侧支长度为500m，累计分支长度4000m，单井控制面积为0.86km2。该区宜的地区采取多分支水平井井组开发方式，即：在一个井场，通过一口造根据国内外煤层气勘探开发现状的分析，并结合柳林区块地质及储层条件，综合分析认为，该区储量报告确定的煤层采收率反映了该区的实际情况，该区煤层气采收率应在50%～56%左右。根据等温吸附曲线计算煤层气采收率关键是确（m3/t）（MPa）5基于该区煤层气勘探试验数据进行历史拟合修正（7）开发规模根据柳林区块的煤层气资源状况和产权登记期限，并考虑目前区内的勘探开发现状，投资公司的经济及技术实力、单井产能、煤层气开发投资计划，以及煤层气市场状况等，设计研究区煤层气开发产能建设规模为（8）开发建设方案柳林区块无论从地下储层条件分析还是从实际试生产井的产气效果来看，都是沿着由东向西、由北到南的趋势由好变差，所以开发建设方案的布井及开发先后顺序也是本着由东向西、由北开发阶段分产能建设期和产能接替期两个阶段，开发区域也因此分为产能建设区位于柳林区块北部的大部分地区和区块东南部，考虑煤层气资源的充分及合理开发利用，以及与煤矿生产的紧密结合，新设计产能产能建设区北部用多分支水平井方式开发，产能建设区南部采用地面（km2）（108m3）产能接替区位于区块的西南部以及区块北部，总面积为1在目前煤层气开发的基础上，开发方案产能建设期再设计多分支水平当产能建设期气井产量下降后，在接替区西南部投入新的地面煤层气根据目前的煤层气勘探及生产状况、产能建设规模要求，以及投资计多分支水平井和地面垂直井相结合的原则进行。根据多分支水平井和垂直口，并全部投入排采生产。仍按照自东向西、自北向南的推进方式进行施根据多分支水平井部署区的煤层气地质及储层资料，结合历史拟合修正的煤储层渗透率、孔隙度等数据，对该区煤层气开发进行产能预测。双（a）（104m3）（m3/d）123456789产水量（m3/d)累计产水量（m3)50004500400035003000250020001500100050002500020000150001000050000日产气量日产气量累计产气量0246810121416时间（年） ×产水量 累计产水量标煤层顶底板附近岩层的地下水的不可避免地山西组3+4号煤单煤层多分支水平井产气量预测结果见表3-17、图（a）（104m3）（m3/d）123456789产气量（m3/d）累计产气量（104m3）3000产气量（m3/d）累计产气量（104m3）3000250020001500100050001600014000120001000080006000400020000累计产气量时间（年）产水量（m3产水量（m3/d)累计产水量（m3)454540800080006000 × ×产水量 累计产水量40004000200050100020003000400050006000时间（天）煤储层压力变化整体趋势是，气井控制区域压力下下降幅度逐渐减小，在群井区域压力下降的幅度和根据地面垂直井部署区的煤层气地质及储层资料，结合历史拟合修正方面看：气井排采初期的产气量较高，产气速度快，第1年采气速度为产气量（m3/d）累计产气量（104m3）700600产气量（m3/d）累计产气量（104m3）7006005004003002000（a）（m3/d）1234567892000180016001400120010008006004002000累计产气量产水量（m3产水量（m3/d)累计产水量（m3) ×产水量 累计产水量55煤层气抽采初期产水量较大，但变化较快，初期可达2根据接替区的煤层气地质及储层资料，结合历史拟合修正的煤储层渗透率、孔隙度等数据，对该区煤层气开发进行产能预测。接替区地面垂直（a）（104m3）（m3/d）123456789煤层气抽采初期产水量较大，但变化较快，初期可实际排采过程中气井产水量会有所增高，模拟预测太原组8+9号煤单煤层多分支水平井产气量预测结果见表3-20、图(104m3)(104m3)123456789年，单井平均累计产气量为3422.5×104m3。从采气速度方面看：开发初期产水量（m3/d)产水量（m3/d)累计产水量（m3) ×产水量 ×累计产水量45454080008000600040004000200050100020003000400050006000时间（天）根据煤层气开发总体部署方案和产能预测情况，确定各区域各类型煤123456789123456789123456789123456789123456789根据区块部署方案和确定的单井产气量，对区块的产能情况进行了配66182328456789483（1）井身结构及套管程序根据目前国内煤层气技术现状，结合区块内已钻井的基本情况，设计钻，下入钢级J55Ф177.8mm技术套管固井，与直井类似；三开采用Ф120.7mm钻头钻水平井主井眼及分支井眼。水平井井身结构设计见图（mm）（m）（2）钻井液方案设计钻井液是煤储层接触的第一种、通常也是造成储层伤害最严重的外来场实际情况进行调整，必要时加入降失水剂和（3）钻具组合12Φ215.9mm三牙轮钻头+Φ159mm钻铤（10-15根）+Φ127mm钻杆+Φ133mm方钻杆3EM-MWD仪器+Φ89mm钻杆＋顶驱动力头S（4）水平井钻井工艺先施工抽排直井，然后施工工程井，并使工程井在煤层部位与抽排直在设计位置，根据对应的预想钻孔柱状图，施工排采直井，具体步骤①一开采用Φ311.1mm牙轮钻头钻至松散地层下10~20m，下入陆点通常为目的煤层的顶板，着陆点距连通点约100m，起钻，下入⑤组合连通钻具，下钻，根据连通仪器反馈的信号，实时沿直井洞穴井眼钻进时，设计好分支井眼的侧钻点轨迹趋势。尽可能的在侧钻点附近⑦完成第一主井眼钻进后，起钻至第一个侧钻点，悬空侧钻完成第二（5）固井工艺方案管为例）：Φ139.7mm引鞋+Φ139.7mm套管+阻流环+Φ139.7mm套管串+Φ139.7mm定位短套管×1根+Φ139.7mm套管串+Φ1（m）6（6）测井双井径（CAL1、CAL2）、补偿密度（DEN）、补偿中子（CNL）、补偿）（（7）录井地质人员必须加强并及时进行地层对比，准确卡取取芯层位。取煤层确定是目的煤层后要立即起钻进行绳索取芯，取出煤芯后及时丈量、拍照并采集样品，进行含气量及其它相关测试，对剩余煤芯进行相关的描述工岩芯（屑）描述时，首先应仔细观察岩芯或岩屑。其描述的主要内容有：岩石名称、颜色、矿物成分、胶结物、胶结程度、胶结类型、结构构造、含气水情况、接触关系、特殊矿物及其它含有物、化石、加酸反应情气测录井必须齐全准确地收集下列资料：气测值，包括全烃、重烃或全量；组分，包括各组烃类百分含量、非烃类百分含量；钻时及其相关资料，如放空井段与时间等；后效，包括测时井深、气测值、组分高峰值、推算含气层深度等；及时收集气显示层段的岩性等资料；及时进行现场真空蒸馏分析；及时做出气体的正反三角图和预测曲线图，正确解释气测异常；加强做好循环气测、完井气测和二次解释；及时收集影响气测异常的非地质因素，整理气显示层段的资料，绘制成曲线，以供及时判别与对比（1）完井方式岩性多为泥岩或砂质泥岩，底板岩性多为砂质泥岩或泥岩；煤层以中低渗为主，主要为欠压储层。采用水力压裂的增产改造措施，能获得较好的煤考虑到柳林地区煤层气为欠压储层的特点，采用常规电缆套管枪正压目前国内多分支水平井的完井方式主要以裸眼完井为主，主井眼及分目标煤层性脆、易碎、硬度低，容易导致煤层气井眼内发生坍塌。因双煤层多分支水平井完井方式基本上与单煤层多分支水平井相同。北（2）增产改造技术分析研究区的地质条件、煤层特征和开采因素，认为柳林区块煤层特征不适合动力洞穴完井技术，单纯注气技术由于成本和技术原因的限制也难以实现理想的增产效果，水力加砂压裂是该地区煤层气强化增产的首选比较大，且煤层的储层特性也存在差异，采用合层压裂时，效果不会很理想，采用投球分压效果较好。考虑到柳林区块煤层储层特点及压裂工艺的剂、压裂液性能及经济成本进行了优化，其优化基本原则为：与水源和储好，但小粒径石英砂可以进入到地层深部，使更多的裂隙相联。因此，从理论上来说，煤层气井压裂最好采用有合适粒度组合的石英砂支撑剂，如石英砂极易被嵌入，降低了石英砂的支撑效果；另一方面，石英砂具有很强的磨细作用，容易产生大量的煤粉，运移后一起充填到中粗砂空隙中，（3）裂缝监测技术裂缝监测包括裂缝高度测量和裂缝方位及长度的监测。目前柳林区块煤层的压裂监测手段主要利用微地震法测定裂缝方位和长度，使用井温测试法测定裂缝的高度，从而确定裂缝的基本几何形态。通过对CLY02井、和井温测试法的效果非常明显，因此下一步继续采用这两项测试手段对压（1）管柱设计与排采设备选型根据排采系统能力选取原则，柳林区块南部抽油泵选择Φ38mm管式井下排采设备包括抽油泵系统（音标、生产油管（含油管扶正器）、螺杆泵杆系统自下而上组合：螺杆泵转子+抽油杆（含油杆扶正器）+用电潜泵，选择具体型号可根据排量以及下泵深度进行选择和装配，泵的排量和扬程考虑10%~20%的余量。推荐水平井使用的电潜泵型号为电潜泵装置包括：潜油电机、压力传感器、保护器、分离器、多级离（2）地面设备及井场设置排采流程设备（气水分离器、沉砂罐、气水管线、阀门、计量仪表等）。（3）排采工作制度煤层气井的总体排采原则，首先，确定工作制度的建立原则：对于采长冲程和小冲次。其次，确定生产压差的建立原则：初选的生产压差，要以不破坏煤层的原始状态，不使煤层的割理系统受到损害，避免造成煤层出砂和煤粉为原则。第三，对于供电不稳定的区域，应采用其它稳定的动力设备，确保抽油机系统连续运转。第四，在生产过程中不能盲目追求高峰产量，过度憋压后突然高速产气。第五，选择合理的下泵位置和抽采设备，尤其是井下设备的保护措施，尽量减少修井次数。最后，在修井后根此外，在特殊情况下如因故障停抽又重新开抽后，排采强度应按正常连续产气阶段对待；应尽量保持连续排采，尽量避免井下作业数量；泵工作不正常时，应即时分析原因并进行处理，必要时测示功图；现场应每天（4）数据采集技术对于煤层气井数据采集可以传统人工采集方式，也可以通过无线网络煤层气井采集排采数据主要包括生产时间、套压、动液面、动液面日降、井底流压、煤粉含量、日产液量和日产气量等，每天将录取的排采资根据所采集的原始数据，及时作产量、压力、液降等参数随时间变化（5）生产中后期提高采收率工艺选择煤层气采收率受到储层条件和开发技术的影响，与常规天然气储层相到中后期时，往往由于煤层气本身的生产特点和生产过程中由于地层压力下降带来的应力敏感效应以及长期排采可能导致的微粒运移等伤害，导致产气效果可能会不理想。因此，必须有针对性的采取一定的工艺措施来达对于柳林区块来讲，可以首先选择地质条件好的井进行注入二氧化碳（1）总体布局的原则1）以资源为基础，充分考虑气田特征和气田发展，符合柳林区块总2）根据区块形状和井位部署，合理确定集气站、中心处理厂位置和（2）商品气流向临县－柳林－临汾煤层气输气管道起点为山西省吕梁市临县的临县首站，终点为山西省临汾市尧都区的临汾末站，线路呈东北－西南走向，管乡宁县、襄汾县和尧都区。管道初期接收陕京三线天然气，为下游用户供应天然气，随着吕梁市和临汾市境内煤层气的开发，管道将用于输送区域临县－柳林－临汾煤层气输气管道工程采用密闭不增压、定期清管的石口支线，干线管径Φ508mm长度46为使集气管线、外输管线尽量短，处理厂的场址宜选择在区块的近中心位置，结合建设方的征地落实情况和社会依托等，中心处理厂的站址选柳林煤层气田中部的三川河沿岸人口稠密，居民密集，管线不能从三川河穿越次数过多。故以中部三川河为界，将柳林煤层气田分为南北两个4m3/d/年12345678900（4）压力级制根据与临县－柳林－临汾煤层气输气管线签订的相关协议，中心处理中心处理厂压缩中心处理厂压缩中心处理厂外输（5）集输总工艺流程中心处理厂压缩中心处理厂压缩集中增压脱水至6.0MPa输往临县－柳林－临汾煤层气管线和柳林县CNG中心处理厂外输（6）集气管道柳林区块水平井产气量大，井间距大，井口数少，结合水平井的特点根据各站分年集气量，集气站集气量最大时为集气管线最严格工况，（7）管道敷设12③管道穿越沥青公路和砂石道路时设钢筋混凝土保护套管。管道穿越④管道通过平坦地区尽量采用弹性敷设，在起伏的沙丘地段应尽量采⑤管道转向可采用热煨弯管或冷弯弯管等方式来实现，为满足清管器①管线经过陡坡、斜坡等地段时，应尽量顺坡敷设，并应砌筑堡坎和排水沟，防止回填土在汛期由于降雨集中被冲刷导致管线被破坏。应当采②管线与气田其它已建管线交叉时，均从其下方穿过且垂直净距不小③管线与已建电（光）缆相交，均从其下方穿过且垂直净距不得小于3）穿越11/521/79321574/1线路标志包括线路标志桩和警示牌，其设置按《管道干线标记设置技每处水平转角（线路控制桩）设转角桩一个；从出站开始，每公里处设一管道通过学校等人群聚集场所、管道穿越公路处设警示牌；穿越河流设置设置管道固定墩的目的是为了防止管道由于气温或输送介质温度的变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的管道自动排液装置，自动排放管线中的凝结水，保证采气管线安（8）集气站场根据地质开发方案，站场类型有：直井井场、水平井井场、集气站和入集气站后，经过滤分离器进行气液分离后，进入橇装式压缩机组进行增压压缩，根据集气站在管网的不同位置，增压后的煤层气压力为1.3~总平面布置根据生产性质和功能将集气站内分成两个区，即生产区和辅助生产区。两个区相对独立，在满足生产要求的前提下尽量减少对值班生产区主要包括：进站区、清管区、分离区、外输及自用气区、增压区等。辅助生产区主要包括：值班室、工具间、材料间、配电间、空压机考虑到生产区内压缩机组噪音较大，压缩机位于集气站内相对于辅助集气站外设置放空区：位于该站所在地全年最小频率风向的上风侧，单井计量设备：采用旋进流量计对单井煤层气进行计量，同时将计量数据集气站内主要设备有过滤分离器、二次分离器、压缩机组、污水罐、结合处理量、压缩比以及国内外油气田天然气增压应用现状，可供本螺杆式压缩机汽缸内装有一对互相啮合的螺旋形阴阳转子，两转子都有几个凹形齿，两者互相反向旋转。主转子通过由发动机或电动机驱动，另一转子是由主转子通过喷油形成的油膜进行驱动，或由主转子端和凹转往复压缩机是通过曲柄－连杆机构将曲轴的旋转运动转化为活塞的往提高气体压力的目的，其效率高，流量和压力可在较大范围内变化，并联借以实现气体压力的提高，适用于单机排量大，单级压比小的工况，在大适应性强，容积流量几乎不受排气压力的影响。在宽阔的范围内在压缩机结构不作任何改变的情范围大（60%~润滑油系统比较复杂、庞大、油维修管理简单，螺杆压缩机自动化程度高，操作人员不必经过长对维修人员的技术为简单分离的井口煤层气，要求压缩机变工况能力比较强，适应未净化的煤层气。往复式压缩机增压压比较高、可通过安装余隙、调整单双作用和压缩机的驱动设备主要有燃气透平、燃气发动机和电动机三种。一般来说离心式压缩机采用燃气透平或电动机，往复式压缩机采用燃气发动机考虑减小集气站机组数量、方便灵活搬迁，结合各站气量变化情况及最小排量的影响，机组选择排量为10×104m3/d（500kW）和排量为20×年柳1站(×104m3/d）柳2站(×104m3/d）柳3站(×104m3/d）151202220321204224052240622407224082230912322331331222222322222222229122281222612201220111台4台2台2台12台1台13台64台25台3一1座2座43座34座5座6个二1座3三12345四12五1①处4②处1③处④处2①处②③处（9）中心处理厂工程煤层气中未检测出轻烃或微量，满足产品气的气质要求，因此本项目根据进中心处理厂煤层气的组成模拟计算，原料气中含有饱和水，需气的水露点；最后经计量后输往临县－柳林－临汾煤层气管线阀室和柳林除去管道中携带的液体和固体颗粒，同时应具有过滤分离液体功能的过滤分离器。由于卧式分离器具有处理量大，分离效果好的优点，卧式分离器与立式分离器相比，具备更大的储液能力。故过滤分离器选择卧式分在分离器内配置分离元件，以提高分离效果；设置液位显示报警及自动放液装置，减少人工的频繁操作，同时可避免误操作造成分离效果不佳装置内的截断阀，选用操作轻便、开启灵活的球阀。对于紧急放空阀目前国内外在气田上用于增压的压缩机主要是往复式压缩机和离心式压缩机两大类。鉴于煤层气的生产特点：入口压力和流量变化范围较大，出口压力高，压比高，单机排量小等，往复式压缩机无论从适应性、操作灵活性、运行调配性、建设投资和供货周期等方面都比离心式压缩机更能一般来说往复式压缩机通常采用燃气发动机或电动机驱动，燃驱和电驱两种驱动方案仅从设备性能方面均能满足工程需要，考虑煤层气为稀缺气驱的运行费用未必低于电驱，采用电驱可减少自用气消耗，增加商品气量；燃气压缩机组噪声大，不利环保，降噪费用高。因此推荐采用电动发A压缩机组放置在压缩机组厂房内，厂房外墙采用环保型保温降噪彩B对压缩机厂房设置视频监控系统，减少工作人员进入厂房C将压缩机组控制盘统一放置在控制室内，现场工作人员操作控制盘）；因空气冷却器的噪声属中低频，远传能力强，同时由于空冷器工作原理的特殊性，因此采用在空冷器出气口处加装排气消声器，在空冷器周围采用屏蔽技术来阻断声波的外传。采用特殊结构的声屏障治理噪声，整体集配气装置来原料气进入增压装置，经计量装置进入往复式压缩机组根据进站煤层气的组成分析，进中心处理厂的原料气中含有饱和水，固体吸附是利用干燥剂对水分子的吸附作用而将其从中除去的方法。用于深度脱水，如加气站分子筛脱水，水露点可达到-60℃左右，另外深冷溶剂吸收是利用脱水剂的良好吸水性能，通过在吸收塔内进行气液传入三甘醇脱水单元的原料气过滤分离器，分离掉湿天然气中游离态液滴、压缩机机油及固体杂质后，呈水饱和状态的湿天然气进入吸收塔下部；湿天然气在吸收塔中的上升过程中，与从塔上部进入的贫三甘醇充分接触，脱除掉天然气中的水份后由塔顶部出塔。干天然气出塔后，经过套管式气液换热器与进塔前热贫甘醇换热，降低贫三甘醇进塔温度，换热后的天然吸收水份的富三甘醇从塔底出来后，直接进三甘醇再生塔塔顶盘管，被塔顶蒸汽加热后进入闪蒸罐，闪蒸分离出溶解在甘醇中的烃气体。富三甘醇由闪蒸罐下部流出，依次进入滤布过滤分离器及活性炭过滤器，通过滤布过滤器和活性炭过滤器过滤掉富甘醇中的固体杂质和部分重烃及三甘醇再生时的降解物质；经过滤后富甘醇进入选型为板式换热器的贫富液换热器，与由再生重沸器下部三甘醇缓冲罐流出的热贫甘醇换热后进入三甘醇再生塔；在三甘醇再生塔中，通过提馏段、精馏段、塔顶回流及塔底重沸的综合作用，使富三甘醇中的水份及很小部分烃类分离出塔；贫液在缓冲罐中通过缓冲罐外壁的冷却，进入板式贫富液换热器，与富甘醇换热后每套脱水装置主要设备为三甘醇吸收塔和三甘醇再生橇，吸收塔单独火炬及放空系统包括分液罐区和放空区两部分。为保证中心处理厂安全生产，减少事故状态时排放的煤层气对环境的污染，根据《石油天然气放空系统。根据放空气点排气压力差异情况，本工厂程火炬及放空系统设置有高压放空系统和低压放空系统。低压放空系统用于干线来气、燃料气系统紧急事故状态下的低压气放空、停工检修时系统内的余气；高压放空系统用于中心处理厂脱水装置、压缩机组紧急事故状态下的放空。为了确为确保点火可靠性，本系统设有高空自动电点火和地面爆燃内传火两一1具2台2台1个1个2个1个1套套2套2套1套1套2套4套2套1套4套8套4套4套套套2套6套4套2套7套32台43套1套1套1二1套1套1台1三1口1N=11KW套14m³套1VGUV-03Q=0.68m3/hN=套2套2套1套1GG-2F座1套1套1座1Q=10m3/h，H=10m，N=0台2座13座1座13套4套151台1Q=17.5~30m3/h；H=34.3~N=4kW/台台2N=2.2kW/台套1套1具1具1具16座1台2套2套1具3四五六外输管线起于中心处理厂，出站后向南敷设，一路与双临线并行，穿过格栳湾、后大成，穿越青银高速、三川河，新胜山、翻杆、兴胜，进入），①管道采用沟埋敷设，采用弹性敷设、现场冷弯、热煨弯头三种形式来满足管道变向安装要求。在满足最小埋深要求的前提下，管道纵向曲线③当管道竖向转角较小时（小于6°),设计中应优先采用弹性敷设，（大于22°),热煨弯管曲率半径为R=6D。④弹性敷设管段与其相邻的弹性敷设管段（包括水平方向和竖向方向⑤平面转角在地形条件许可且经济的情况下，在施工中可以考虑采用多个冷弯弯管连接改变线路走向。每根现场冷弯弯管的弯曲段两侧应至少煨弯管采用直缝埋弧焊钢管煨制，设计及制造应遵循《油气输送用钢制弯一3二1处12处1计、站内储罐等设备的防腐和保温设计，以及站外采气管线和集气管线的②站内消防水罐和自来水罐除进行内外防腐外，为防止其冬天结冰，①本工程采气干线和集气管线采用防腐层加阴极保护的方法对站内管到其相应的集气站站控系统中，由站控系统对井场进行监控视。集气站设置站控系统PLC，负责对站场内的生产、设备的状态、控制等信号集中采要对生产过程全面监控，实现全厂各重点设备、主要生产工艺过程的工艺（13）通信中心处理厂光传输设备主要用于实现产能区各集气站话音、网络、视频、数据等业务的集中上传与处理。本工程在柳林煤层气中心处理厂使用用STM-4光板实现通信对接，中心处理厂外接地方线路通过2M接口与综合煤层气开发中节约开发成本与信息化管理要求等多方因素，本工程在柳林产能区北区水平井处使用光缆作为井场数据上传的方案，在南区依照煤层气生产管理数字化和决策指挥信息化的指导思想，本工程在本工程在水平井井场设智能视频监控系统，对闯入井场的闲杂人员可以实现提示报警、语音警告、自动摄像等功能，井场设网络交换机与光纤收发器，将井口数据、视频信号等通过光缆上传至附近集气站。直井井场设集气站内设视频监控系统一套，实现中心处理厂对集气站生产与运行用水主要为生活用水和生产用水等，计划在中心处理厂钻一口水井，2）排水排水包括各生产井场采出的排采水、集气站内值班人员的生活污水及各井场分别设置一座蒸发池。将场内各井采出水收集入蒸发池进行蒸发。部分未蒸发掉的水，由水罐车定期拉运生产污水和生活污水：进入地埋式污水处理设备处理达标后用于绿地浇洒雨水：由于集气站占地面积较小，故不设雨水系统，采用场地竖向自生活污水：站内生活污水汇合后，进入埋地综合污水处理设备，进行水再生利用城市杂用水水质》GB/T雨水系统：中心处理厂雨水采用雨水明沟收集，收集后由北边排出厂序号站场名称站场规模（104m3/d）等级划分160五级站场2柳2集气站40五级站场3柳3集气站60五级站场4中心处理厂90五级站场根据《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）、《中国石（GB50140-2005）的有关规定，井场、中心处理厂、集气站均属五级站，称级中MF/ABC5具MFX5个中MF/ABC8具MF/ABC4具MFT/ABC20辆MFX8个MFX4个MFX20A-TS个MF/ABC4具MF/ABC8具MT7具8MFT/ABC20辆MFX8个MFX4个MFX20A-TS个（17）热供和暖通2）暖通柳林煤层气田中心处理厂的增压站、空氮站、变电所、维修中心、给充分利用该地区已有公路网，结合煤层气田生产和发展的需要，合理从全局出发，按煤层气田发展的总体规划，依据站场、管线的具体位置，以及该地区地形、地貌、工程地质与水文地质条件，统筹兼顾，合理布设，设计应坚持节约用地的原则，不占或少占耕地，便利农田排灌，重视水土保持和环境保护，贯彻因地制宜、就地取材的原则，并做到技术先随着经济的发展，地方交通条件在不断提高改善，在煤层气田开发的过程中，尽量利用原有道路，在满足气田建设、生产和发展的要求下，气乡村沥青道路等为主线，建设通往各站场的道路，整体形成树枝状路网结（国道）；第二条进站道路接新修道路；整修道路起点接中心处理厂东边层数1站11构132柳2集气站11113柳3集气站11构134311111为保证气田建成后井场、集气站、管线以及煤层气中心处理厂正常安集气支线、采气管线及煤层气中心处理厂中的主要设备、装置及管线的维为了满足煤层气田分析化验的需要，在中心处理厂中控楼设有分析化水质分析室和气质分析室等，配备有化学分析、电化学分析、色谱分析、光电分析等所需的分析仪器和设备。主要承担煤层气气田和中心处理厂的原料气、产品气、过程气、三甘醇溶液、油品、化学品等的常规分析以及本项目为本项目工程内容包括新建中心处理厂一座（90×104m3/d）、线的安装敷设、大型穿跨越、中心处理厂、集气站及井场配套的自控、通信、电气、给排水消防，土建及其他构筑物设施等，此外根据需要还包括投资估算内容包括工程期建设投资，建设期利息和流动资金。建设投安装工程费和建筑工程费、无形资产费用和其他资产费用，预备费分为基Ⅰ第一部分工程费用27064.3514066.952柳-2集气站(40×104m3/d)3241.0838667.964397.82572.0069806.137812.42Ⅱ第二部分其他费用7498.8913330.75405.391965.36960.002142.61142.613812.31417.8852.18308.8133.4341894.505专项评价及验收费232.8561.5444.4222.655.4115.4433.5324.8625.006场地准备及临时设施费162.39781.19897.589施工队伍调谴费146.3761.8821.0813.6027.20217.71水土流失补偿及防治费318.76Ⅲ第三部分预备费2765.0612765.06Ⅳ工程建设期投资(Ⅰ+Ⅱ+Ⅲ)37328.30第一部分工程费用8896.74I处理厂部分(90×104m3/d)8824.74Ⅱ72.00第二部分其他费用2385.86I1038.0011029.0029.00273.0073.00Ⅱ316.081164.0717.79121.0913.132622.77专项评价及验收费122.63336.8818.4213.9010.0010.00413.42510.0010.00场地准备及临时设施费53.3826.6918.80施工队伍调谴费28.2049.1416.7410.80621.60734.308水土流失补偿及防治费2.889第三部分预备费902.61基本预备费(Ⅰ+Ⅱ)×8%902.6112185.21Ⅰ第一部分工程费用272.751272.75Ⅱ第二部分其他费用131.39116.5016.5024.004.0038.767.090.550.550.57419.095专项评价及验收费69.7916.7910.008.0010.0010.005.005.005.006场地准备及临时设施费70.8280.939施工队伍调谴费3.202水土流失补偿及防治费5.28Ⅲ第三部分预备费32.331基本预备费(Ⅰ+Ⅱ)×8%32.33Ⅳ436.47Ⅰ第一部分工程费用28645.481柳-3集气站(60×104m3/d)4260.46217160.14385.6647112.22527.00Ⅱ第二部分其他费用6832.4312603.13243.00950.131410.002120.37120.373855.71441.3255.04324.0435.3142005.185专项评价及验收费234.1859.0045.4023.245.7315.5434.3225.9425.006场地准备及临时设施费171.87785.94885.189施工队伍调谴费127.7730.9410.546.8013.60208.10水土流失补偿及防治费304.04Ⅲ第三部分预备费2838.23基本预备费(Ⅰ+Ⅱ)×8%2838.23Ⅳ38316.14与柳林煤层气区块有矿权重叠的非油气矿产煤矿主要是一些民营或者），中柳林煤矿和鑫飞煤矿位于柳林区块的东北角，重叠面积分别为4.79km2中联公司与这些煤矿的矿权人都签订了矿权重叠协议，按协议规定，柳林区块的地面煤层气开发应避开煤矿采动区以及五年规划区，在此区域之外，按照“先采气、后采煤”的原则做好地面采气和井下采煤的施工衔特别是生产施工中出现的可能涉及双方安全生产的问题，共享双方有关资年份层井层井层井层井6618866288328428567894848合计1口2座33456578座39座1座14.价格（不含税价）直线法，8年1）直接材料费：指采气过程中直接消耗于气井、计量站、集输站3）测井试井费（含动态监测费用）：指生产过程中为掌握气藏动态所4）井下作业费：为维持区块生产井的正常生产，需采取检泵、洗井等5）运输费：指为气田提供运输的运输费和按规定交纳的车辆养路费等根据国家规定，天然气增值税率为9%。应纳税额为当期销项税额减去柳林煤层气项目已经按国家相关规定及要求编制完成了《安全预评价报告》、《环境影响报告书》、《土地复垦方案报告书》以及《矿山地质全预评价报告》获得山西煤矿安全监察局关于报告评审的复函；《环境影响报告书》获得了柳林县环境保护局的批复，批复文号柳林行审【2016】复文号国土资耕函【2014】86；《矿山地质环境保护与治理恢复方案报告定量安全评价方法，对鄂尔多斯盆地东缘柳林煤层气开发项目工程可能存塌、井架坍塌、火灾爆炸、容器爆炸、管道爆炸、射孔弹爆炸、触电、机本项目可能造成重大事故后果的危险有害因素为火灾、爆炸，在项目空气中爆炸，对人员由毁灭性的伤亡，同时可能引燃区域内的植物，引起事故防范工作的基础上，还应加强应急救援体系建设工作。此外，在工程预评价报告提出的安全对策措施，确保工程建成后不遗留事故隐患。与此同时，施工、安装、运行期间，也应严格执行建设施工安全规程、运行规本报告通过辨识该建设工程中存在的主要危险、有害因素并确定了其可接受性，用事故树评价法对管道可能导致后果的因素进行了分析。针对工程建设和运行中可能存在的事故隐患分别提出了大量安全对策措施。建有害因素，特别是以上重大危险因素及安全对策措施予以高度重视，并认综上所述，山西天成元矿山安全技术咨询有限公司经现场勘察、分析评价，认为：在认真落实总体开发方案和本报告提出的安全对策措施和建议的前提下，鄂尔多斯盆地东缘柳林煤层气开发项目的项目风险能够控制《安全预评价》报告编制完成后，由中联煤层气有限责任公司向山西煤炭安全监察局提出了“中联煤层气有限责任公司关于鄂尔多斯盆地东缘柳林煤层气开发项目安全预评价报告评审的请示”，山西煤矿安全监察局要求，山西煤矿安全监察局不需要对煤层气建设项目安全评价报告进行评审和备案。山西天成元矿山安全咨询咨询有限公司对其出具的《中联煤层气有限责任公司鄂尔多斯盆地东缘柳林煤层气开发项目安全预评价报告》根据《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国环境影响评担拟建项目的环境影响评价工作。接受委托后，北京京诚嘉宇环境科技有限公司组成环评项目组，组织有关工程技术人员多次赴现场踏勘调查，收料，在工程污染因素分析、环境现状和影响评价及污染防治措施与环境可“十二五”规划》中十二五重点开发项目。因此拟建项目建设符合国家产拟建项目井场、站场、线路路由的确定，避开了多处环境敏感区域和敏感点。管道路由经过反复现场踏勘，所选路由体现了城镇总体规划的要项目建设地点属于《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十二五”规划》中煤层气示范工程及产业化建设备选项目之一。项目建设是《山西省人民政勘探开发基地，是吕梁市煤层气开发的重点项目，符合《山西省新型能源产业发展“十二五”发展规划》，同时也符合《山西省国民经济和社会发于柳林县的排污河，受河岸两侧的居民生活影响，与其排入的生活污水污拟建项目施工扬尘在大风天气采取必要的防治措施，如裸露土石方上覆篷布、施工道路洒水、或在大风天气避开与居民点很近施工点处施工，区内分散布置，各井又不是同一时间开钻，不会形成多源叠加情况，钻井生浓度和产生速率均满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）3座集气站泄露烃类气体量16~24m3/d，其中非甲烷总烃为0.43~0.64m3/d；中心处理厂泄露烃类气体量90m3/d，其中非甲烷总烃为0.96m3/d。处理厂及集气站无组织排放非甲烷总烃均满足国家相关标准要求，运营期无组织排放天然气对周围环境影响很小，且影响范围仅限于厂（2）地表水环境影响钻井结束后，泥浆废水集于井场沉淀池中，经自然蒸发后池内填埋处理，不外排。管道穿越三川河干流主要采用定向钻方式，项目区内村民主运营期集气站和中心处理生活污水排入地埋式污水处理设备处理达标井场采出水经处理水池处理后达到《农田灌溉水质标准》（3）地下水环境影响7.9m，影响范围基本在站场用地面积投影范围以内，不会对邻近井泉造成目标煤层上伏地层含、隔水层相间分布，形成各自独立的含水系统，使得奥灰水与地表水和浅层地下水间无水力联系，煤层气和开采废水排水吴堡县县城的饮用水取自黄河，不开采地下水，煤层气开采对吴堡县民的影响周期是短暂的，随着施工结束噪声对周边居民的影响将消失。因在采取降噪措施后，集气站厂界四周各预测点昼夜噪声贡献值在37.4~41.5dB（A）之间，中心处理厂厂界四周各预测点昼夜噪声贡献值在32.7~36.3dB（A）之间，厂界噪声排放值满足《工业企业厂界环境噪声排拟建