李 華

(中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司,北京 100016)

隨著全球常規(guī)天然氣資源的不斷減少及能源需求的不斷增加，非常規(guī)天然氣在全球能源結(jié)構(gòu)中起到了越來越重要的作用。非常規(guī)天然氣包括煤層氣、頁巖氣、致密砂巖氣及天然氣水合物等，其中，煤層氣與頁巖氣在世界上均已實現(xiàn)商業(yè)性開發(fā)。煤層氣賦存狀態(tài)以吸附態(tài)為主，存儲于典型的自生自儲、多重孔滲的非常規(guī)儲層，產(chǎn)出機理特殊(排水→降壓→解析→采氣)，其主要是通過降壓解吸的原理，將吸附于煤層中的天然氣釋放出來實現(xiàn)的，因此相對于常規(guī)油氣井，煤層氣井的井口壓力普遍比較低，通常小于0.6MPa，由于集輸管網(wǎng)壓降的影響，到達(dá)集氣站增壓機入口的壓力較低，導(dǎo)致煤層氣井利用自身壓力的集輸半徑較小，因此在煤層氣開發(fā)過程中，需平衡集氣站的數(shù)量與成本和井口廢棄壓力之間的經(jīng)濟矛盾，面臨以下問題：若集輸半徑較小，井口回壓和氣井廢棄壓力較低，產(chǎn)量和采收率較高，但集氣站數(shù)量較多，建設(shè)與生產(chǎn)管理成本較高。相反若集輸半徑較大，井口回壓和氣井廢棄壓力較高，產(chǎn)量和采收率較低，但集氣站數(shù)量較少，建設(shè)與生產(chǎn)管理成本較低。因此，有效解決集氣站數(shù)量、建設(shè)及管理成本對降低井口回壓、提高煤層氣產(chǎn)量和整體采收率具有重要意義。

1 煤層氣地面集輸系統(tǒng)成本影響因素

1.1 集輸管網(wǎng)壓力分布

煤層氣自采氣井套管進入采氣管線，各單井集氣管線直接串接或通過閥組串接匯入集氣支線，各集氣支線串接匯入集氣干線，最終進入集氣站。由于集輸管網(wǎng)壓降的存在，煤層氣井的壓力分布為：采氣井井口壓力>單井集氣管線>集氣支線>集氣干線>集氣站入口管線。

由于煤層氣田開發(fā)具有井口數(shù)量多，產(chǎn)氣壓力低，單井產(chǎn)量低的特點，因此煤層氣集輸中的關(guān)鍵是各井口煤層氣“匯集”方式的選擇。有單井進站、井間串接、閥組進站等集輸工藝。目前較成熟且應(yīng)用較多的是閥組進站集輸工藝(圖1)。

圖1 煤層氣閥組進站集輸流程示意圖

1.2 入口壓力對壓縮機的影響

由于煤層氣井存在低壓的特點，集輸和外銷過程中，增壓必不可少。外輸壓力通常取決于外輸管道的運行壓力，外輸壓力一定的情況下，影響壓縮機建設(shè)及運行成本的主要為壓縮機入口壓力。結(jié)合前期煤層氣開發(fā)的經(jīng)驗，外輸壓力大于1.5MPa時，通常采用往復(fù)式天然氣壓縮機進行增壓。入口壓力對壓縮機的主要影響因素有以下幾個方面：

(1)壓縮機的增壓比

即排出絕對壓力與吸入絕對壓力的比值。當(dāng)排氣壓力一定的情況下，入口壓力越低，則增壓比越大，壓縮機整體尺寸越大，壓縮機建設(shè)及運行成本越高。

(2)壓縮機入口進氣閥的閥壓差

入口進氣閥是一個單向閥門，壓縮機入口壓力需大于進氣閥開啟壓力，氣體才能進入氣缸。通常開啟壓力為入口壓力的5%，但如果入口壓力越小，則要求入口進氣閥的開關(guān)靈敏度越高，進而導(dǎo)致進氣閥的可靠性和穩(wěn)定性降低，故障率變高。

(3)壓縮機入口過濾裝置

由于煤層氣中不可避免含有微量的煤粉與水，因此需要進行過濾，壓縮機入口壓力越低，入口過濾裝置尺寸越大，過濾效果越差。

往復(fù)式壓縮機容積效率計算公式如下：

η=(1-Δ×C×k)n×100%

(1)

其中：

η為壓縮機綜合效率；

Δ為余隙比；

C為單級壓縮比；

k為溫度膨脹系數(shù)，由于氣體壓縮、溫度升高，k通常大于1；

n為壓縮機級數(shù)。

根據(jù)以上分析，假設(shè)入口壓力為0.05MPa(全文不特別注明處均為表壓)，出口壓力為2MPa，壓縮機的溫升不大于65℃，余隙為5%(經(jīng)調(diào)研，煤層氣壓縮機余隙通常約為5%)，不難計算出總的壓縮比約為15.56(考慮過濾分離及入口閥阻壓降影響)，若選用兩級單級壓縮比為4的壓縮機，壓縮機的綜合效率約為56%，若選用三級壓縮比為3的壓縮機，則綜合效率約為53%。如果能夠提升入口壓力到0.5MPa，則只需要一級壓縮，其效率約為82%。

因此煤層氣集氣站入口壓力的降低，降低了系統(tǒng)的整體效率和可靠性，結(jié)合前期的煤層氣開發(fā)的經(jīng)驗，目前往復(fù)式壓縮機入口壓力設(shè)計值確定為最小不低于0.05MPa。

1.3 井口剩余壓力、集輸半徑對集輸能力的影響

對于煤層氣的集輸而言，集輸管線的管徑計算采用GB 50350—2015《油氣集輸設(shè)計規(guī)范》中推薦的計算公式。管道相對高差≤200m時，起終點壓力、集輸管徑、輸氣能力與距離可簡化為以下公式：

(2)

其中：

qv為標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的管輸氣體流量，m3/d；

d為輸氣管內(nèi)徑，cm；

p1為管段起點壓力(絕對壓力)，MPa；

p2為管段終點壓力(絕對壓力)，MPa；

Δ為氣體的相對密度，天然氣的相對密度為0.5548；

Z為氣體的壓縮系數(shù)，壓縮系數(shù)取0.985；

T為氣體的輸送溫度，由于埋地管線通常在攝氏0度以上，取絕對溫度273k；

L為管道長度，km。

根據(jù)公式(2)，假設(shè)集氣站進口最小壓力為0.05MPa(絕對壓力約為0.15MPa)，不難計算得出集氣管線長度、輸氣量及起點絕對壓力(即井口平均剩余壓力)對應(yīng)關(guān)系表(表1)。

表1 對應(yīng)關(guān)系

綜上分析可知，集氣管網(wǎng)的能力主要受限于管徑、集氣管線長度、起點壓力等，為有效降低管壓降，隨著流量的增大，管網(wǎng)的管徑也隨之增大。

按照平均井間距為330m考慮，因山地地形的影響，地表管網(wǎng)距離約為400m，假設(shè)單井產(chǎn)量為1200m3，200口井的總產(chǎn)量為24×104m3/d，設(shè)計余量取1.2倍，則管網(wǎng)的輸氣量為28.8×104m3/d。如果區(qū)塊為規(guī)則的正方形，則對角直線距離約為6.32km，考慮到地形影響，實際距離大于8.23km。即使是集氣站處于區(qū)塊的中心位置，邊角最遠(yuǎn)距離也會大于4.2km。結(jié)合實際情況，按5km的半徑設(shè)計是較為合理的。為滿足集輸能力的要求，平均的管網(wǎng)內(nèi)徑應(yīng)達(dá)到300mm，則井口的剩余壓力約為0.15MPa。

由于煤層氣礦區(qū)特殊的地理環(huán)境，通常很難在區(qū)塊的中心位置選取到合適的場地進行集氣站的建設(shè)，依據(jù)目前的煤層氣集輸方式，應(yīng)綜合考慮集輸半徑、管網(wǎng)建成本、集氣站站址選擇、建站成本、井口的剩余壓力(直接反映為單井的產(chǎn)量)等因素，綜合比選得到相對合理的集氣方案。目前山西省境內(nèi)SY區(qū)塊、LL區(qū)塊及SZ區(qū)塊的總體開發(fā)布局方案通常為平均150～200口井建設(shè)一座集氣站?，F(xiàn)場運行良好，與上述分析基本一致。

1.4 井口剩余壓力對采收率的影響

煤層氣集輸井口壓力偏低，而剩余井口壓力直接關(guān)系到整體開發(fā)的采收率。具體的影響大小因不同的區(qū)塊特征有所差異，但總體上來說，煤層氣整體開發(fā)采收率取決于井口剩余壓力的大小、煤層氣的等溫吸附曲線(圖2)以及原始的含氣飽和度。

圖2 3號煤等溫吸附曲線

不同的區(qū)塊由于煤層特性不同存在差異，但總體的趨勢是一致的。從曲線上可以看出，當(dāng)井口剩余壓力為0.15MPa時，實際煤中所含的煤層氣依然較多。實際生產(chǎn)中由于煤層排氣通道的摩阻、井筒氣柱的壓力的存在以及實驗數(shù)據(jù)的誤差(實驗條件所限)，剩余煤中的含量應(yīng)大于這個數(shù)。其原因是因為煤的吸附特性曲線不是以標(biāo)準(zhǔn)大氣壓作為原點，而是以絕對壓力作為原點。

當(dāng)井口剩余壓力為0.15MPa時，煤層中的含量應(yīng)大于3m3/t。以HY區(qū)塊為例，區(qū)塊平均含氣量為12m3/t，平均采收率為49%，即剩余氣量約為6m3/t，大于3m3/t，其主要的制約因素之一就是井口剩余壓力。如果能夠有效降低井口的剩余壓力，則可較大幅度地提高煤層氣的采收率，對比等溫吸附曲線，如能夠?qū)⒕谑Ｓ鄩毫禐?，即絕對壓力為一個標(biāo)準(zhǔn)大氣壓或更低，則其采收率將得到大幅的提升，基于對吸附特性的分析，至少可以降低剩余含氣量到4m3/t，也就是說可以再回收2m3/t的煤層氣，這相對于6m3/t的采收率而言，相對提高了33%。

由于煤層氣井產(chǎn)量對壓力的敏感性，可以簡單地進行類比，采收率提高意味著累計產(chǎn)量的提高，即采收率的提高與累計產(chǎn)量為成正比關(guān)系。將煤層井采氣井井口降低到標(biāo)準(zhǔn)大氣壓以下，可以提高預(yù)期產(chǎn)量，因此，有效降低井口剩余壓力，是煤層氣開采中值得關(guān)注并解決的問題。

2 解決方案與思路

應(yīng)用螺桿壓縮機進行閥組增壓，可以有效地解決井口剩余壓力與整體集輸半徑的矛盾，這是基于以下幾方面的原因：

(1)螺桿壓縮機相對而言運行可靠，運動部件少，適合于野外狀態(tài)下運行。其平均無故障時間可長達(dá)5×104h，完全能夠滿足煤層氣開采的長期運行需要。

(2)無吸入口閥阻壓差，減少總體的管路壓降，利于降低井口剩余壓力。

(3)吸入式壓縮原理，可以在負(fù)壓下運行，利于在閥組中形成負(fù)壓抽采。

(4)單級增壓可達(dá)到1.4MPa，應(yīng)用于煤層氣的螺桿泵，選用單級增壓0.6～0.8MPa即可。

(5)整體體積小，適合于橇裝化，方便野外作業(yè)運行。安裝空間小，無需專門征地。

依據(jù)這一思路，選擇地理位置相對中心的位置，安裝于閥組出口進行增壓，可實現(xiàn)井口剩余壓力的降低。根據(jù)前面公式(2)，要實現(xiàn)井口壓力為0，選用內(nèi)徑為50mm的集氣管線，當(dāng)螺桿壓縮機入口為負(fù)0.01MPa時，要實現(xiàn)1000m3/d的產(chǎn)量，其集氣半徑可達(dá)1.5km。依據(jù)前面的分析，滿足地面邊距為2.12km的矩形區(qū)塊的集輸要求，覆蓋面積為4.5km2，相當(dāng)于45口井左右的煤層氣井的集輸?？梢愿鶕?jù)實際的地形條件，優(yōu)化閥組覆蓋面積的大小，合理布置閥組的數(shù)量，實現(xiàn)整體井口剩余壓力的降低。

通過一級增壓，閥組出口壓力可提高到0.6～0.8MPa，根據(jù)公式(2)，其輸氣半徑將顯著增大，以一個200km2的矩形開發(fā)區(qū)塊為例，最長對角距離為20km，如果沒有特殊問題，可以在區(qū)塊內(nèi)任意點選取合適的地場進行集氣站建設(shè)，這將有效減小了集氣站的數(shù)量和成本，并降低了場站建設(shè)的選址難度。到達(dá)集氣站的入口壓力可以保持到0.3MPa，大大提高了集氣站壓縮機效率，提高了集氣站增壓設(shè)備的可靠性。由于管線的總長沒有改變，壓力的增高，整體的平均集輸管徑得到有效降低，尤其是閥組進入集氣匯管的集氣支線，可選用管徑較小的聚乙烯管實施，從而進一步降低總體的施工成本。

3 經(jīng)濟效益比較分析

3.1 整體產(chǎn)量或采收率的提高所帶來的收益

根據(jù)目前煤層氣開發(fā)每口井平均建設(shè)成本約為270×104元，平均采收率約為50%～60%的預(yù)測，依據(jù)前面的分析，如采收率為60%的話，相當(dāng)于每1%的采收率折合每口井建設(shè)成本為4.5×104元，則提高綜合采收率(或產(chǎn)量)15%左右，相對于投資建設(shè)費用67.5×104元/井。即在目前投資收益率不變的情況下，值得為此增加投資 15%～18%。同樣，運行成本也存在相似的收益，在管理成本不變的情況下，產(chǎn)量和采收率的增加將顯著提高整體的收益率。假設(shè)單井全生命期內(nèi)的生產(chǎn)管理成本為160×104元，粗略地評估所產(chǎn)生的費用相當(dāng)于40×104元。兩項相加，改變集氣工藝方案帶來的產(chǎn)量和收益率的增長，具有單井100×104元的整體投資價值,是對煤層氣開發(fā)的一項重要的變革。

3.2 工程建設(shè)成本的降低形成的效益

采用閥組增壓方式，可有效減小集氣站的建設(shè)數(shù)量，以200km2的區(qū)塊為例，按目前的集輸方案，需要6～10個集站，單個集氣站建設(shè)成本以6000×104元計，總投資集氣站約為3.6×108～6×108元。而采用閥組增壓，共需要50臺左右的增壓設(shè)備，總投資約為8000×104元，集氣總站的投資按1×108元考慮，則可節(jié)省投資成本約1.8×108～4.2×108元左右。大約相當(dāng)于節(jié)省總投資成本4.5%～11%。由于采用高壓輸氣，大部分輸氣管匯相對管徑比較細(xì)，在總的管匯長度近似相等的情況下，管徑降低一倍多，使得相當(dāng)一部分線路可選用價格較低的聚乙烯管，整體優(yōu)化后，材料與施工、維護成本均得到下降，這方面難以準(zhǔn)確測算，但以山西某煤層氣開發(fā)項目一期為例，大概可節(jié)省總成本約1×104元/井左右。對于200km2而言，相當(dāng)于節(jié)省1500×104元左右(按1500口井左右考慮)。

由于采用閥組增壓方式，將增加電力方面的需求，因此在供電投資方面有所增加，對于煤層氣而言，前期未產(chǎn)氣時電力的需求主要表現(xiàn)為抽油機用電，一旦產(chǎn)氣后，抽油機的電力需求將大幅的下降，與閥組增壓形成了電力需求互補，因此并不需要明顯的增加電力建設(shè)的投資，大致和管線工程節(jié)省的費用相抵。因此在工程建設(shè)成本方面大約可節(jié)省成本4.5%～11%。

3.3 運行管理效率的提高帶來的收益

運行管理效率提高主要體現(xiàn)在兩點：即生產(chǎn)運行管理和能耗。由于集氣站的減少，所需要的值班人員將有效的減少，以一個集氣站的標(biāo)準(zhǔn)配置12人為例：(平均一個班四個人，兩班輪值，一班倒休)，可減少人員用工60人以上。按照平均人員每年成本12×104元考慮，外加車輛、辦公等方面的公共設(shè)施保障費用，人均工作成本約為20×104元，年節(jié)省費用約為1200×104元以上，整個生命期內(nèi)(以16年計算)約折合1.92×108元。按區(qū)塊內(nèi)1500口井考慮的話，平均節(jié)省費用約12.8×104元/井。相當(dāng)于提高收益率2%左右。

相對而言，螺桿壓縮機采用變頻控制，沒有余隙問題的影響，整體的效率應(yīng)高于往復(fù)式壓縮機，而且集氣站入口壓力的增加，帶來工藝投資與壓縮機的優(yōu)化，提高集氣站壓縮機的效率，降低集氣站的總體的能耗需求，但由于采用了抽吸的方式，會增加一部分能耗，兩項相抵，很難評估其經(jīng)濟性，不作深度比較。

通過對煤層氣地面集輸工藝的改進，可以預(yù)期帶來較大的經(jīng)濟效益回報。在氣田產(chǎn)能建設(shè)過程中，如能夠深入優(yōu)化各項指標(biāo)及技術(shù)設(shè)計，對煤層氣田開發(fā)的經(jīng)濟效益將帶來明顯的改觀。