王子輝 屈麗彬 陳巨標 王冀川 張博 趙勇

1中國石油天然氣股份有限公司山西煤層氣勘探開發(fā)分公司

2中國石油華北油田分公司質(zhì)量安全環(huán)保監(jiān)督中心

沁水煤層氣田歷經(jīng)十余年發(fā)展，已進入規(guī)?；虡I(yè)開發(fā)階段，先后開發(fā)了樊莊和鄭莊兩大主要區(qū)塊以及煤層氣中央處理廠等建設(shè)項目，產(chǎn)建規(guī)模共約20×108m3/a[1-7]。通過優(yōu)化傳統(tǒng)油氣田枝狀管網(wǎng)和二級布站模式，沁水煤層氣田以低成本為落腳點，針對沁水盆地煤層氣田低壓、低產(chǎn)、低滲、低飽和度等特性，以及建產(chǎn)區(qū)域地形復(fù)雜、相對高差大、社會依托差等環(huán)境條件[8-10]，在煤層氣行業(yè)首創(chuàng)了“排水采氣、井口計量、井間串接，低壓集氣、兩地增壓、集中處理”的煤層氣田“三低”（低壓、低產(chǎn)量、低成本）地面集輸工藝模式[11-13]。

1 存在的問題

沁水煤層氣田集輸工藝以傳統(tǒng)油氣田地面集輸工藝為基礎(chǔ)，在生產(chǎn)開發(fā)過程中，由于煤層氣能源本身的特色，逐漸暴露出老井管網(wǎng)三低需求和新老管網(wǎng)三個不匹配的矛盾。

1.1 新老井管壓不匹配

結(jié)合山區(qū)地形地貌，沁水煤層氣田采用以一條或幾條采氣主干管為中樞，以單井、閥組為功能控制節(jié)點，采出氣由多井并入閥組、閥組匯管進站或多閥組并入干管進站的低壓采氣管網(wǎng)設(shè)計技術(shù)[3]（圖1）。新井設(shè)計時，在校核管容和回壓后，采用接入已建老井采氣支線或采氣干線的方式進行連接[14-15]（圖2）。

圖1 “枝上枝”管網(wǎng)Fig.1 "Branch on branch"pipe network

圖2 新老井間接入方式Fig.2 Connection mode among new and old wells

煤層氣單井具有井口壓力和產(chǎn)量衰減快的特點，在解析初期，套壓可達到0.9 MPa 以上。經(jīng)過控壓排采模式，在正常生產(chǎn)階段，套壓僅為0.03 MPa左右?；谏鲜鲈?，新井解析時套壓、管壓高，采用串接方式接入已建管網(wǎng)時，造成老井井口回壓升高，產(chǎn)能無法充分釋放[10]。沁水煤層氣田采用滾動開發(fā)模式，在已建樊莊和鄭莊區(qū)塊逐年部署新建產(chǎn)能，新舊產(chǎn)能交替過程中存在大量串接引起的井間干擾現(xiàn)象，造成較大氣量損失（圖3）。

圖3 新井投產(chǎn)后老井產(chǎn)量和管壓變化曲線Fig.3 Curves of production and pipe pressure changes of old wells after new wells are put into production

1.2 產(chǎn)氣量與產(chǎn)能不匹配

煤層氣排水采氣的生產(chǎn)特點決定部分老井在進入穩(wěn)產(chǎn)階段和遞減階段后，隨著井底流壓、套壓逐步下降，會出現(xiàn)井底流壓高于套壓，但管壓和套壓持平的情況，致使管壓限制了老井產(chǎn)能進一步有效釋放（圖4）。因此，需進一步降低地面工藝集輸系統(tǒng)壓力，提高單井產(chǎn)氣能力，合理控制系統(tǒng)管壓，對煤層氣開發(fā)后期的地面工藝調(diào)整具有重要意義[4]。

圖4 老井流壓、套壓與產(chǎn)量的關(guān)系Fig.4 Relationship among flow pressure,casing pressure and production in old wells

1.3 集氣站生產(chǎn)工況與設(shè)計壓力不匹配

沁水煤層氣田產(chǎn)氣采用井口余壓輸送，隨開發(fā)開采，井口產(chǎn)氣能力下降，地面集輸系統(tǒng)管網(wǎng)壓力持續(xù)降低，由最初的0.06 MPa降低至0.02 MPa以下（圖5）。該運行壓力與集氣站進氣壓力設(shè)計值（0.05～0.08 MPa）嚴重偏離，導(dǎo)致部分集氣站壓縮機組運行效率大幅降低（圖6）。因此，在滿足管網(wǎng)低壓力的生產(chǎn)需求下，如何通過有效技術(shù)手段提高集氣站進氣壓力，使各站壓縮機組正常運行，是集輸工藝調(diào)改的重點研究方向[16-20]。

圖5 集氣站平均壓力變化Fig.5 Average pressure changes in gas gathering stations

圖6 集氣站壓縮機組效率Fig.6 Efficiency of the compressor unit in gas gathering station

2 微正壓集輸工藝研究

針對沁水煤層氣田上述生產(chǎn)性問題，提出一種煤層氣微正壓集輸工藝模式。在現(xiàn)有工藝模式下，通過老井網(wǎng)連接方式調(diào)改和集氣閥組處增設(shè)微正壓增壓裝置的方法，降低單井采氣支線的管壓，提高集氣閥組采氣干線的管壓，從而在滿足三低需求的同時，使新老井管壓、產(chǎn)氣能力和產(chǎn)能釋放，集氣站設(shè)計壓力和生產(chǎn)工況相匹配。

由圖7可知，該工藝模式需對煤層氣現(xiàn)有直接進集氣站的采氣干線改造，連接至新建集氣閥組或現(xiàn)有集氣閥組，并在集氣閥組處增設(shè)微正壓增壓設(shè)備。微正壓設(shè)備進氣壓力設(shè)定為0.001 MPa，排氣壓力根據(jù)集輸工藝可以自適應(yīng)。

圖7 改造前、后工藝流程Fig.7 Process flow before and after transformation

2.1 設(shè)備選型

針對低進氣壓力、小排量、可靠性高的增壓設(shè)備，國內(nèi)外廣泛應(yīng)用且技術(shù)較為成熟的設(shè)備有水環(huán)真空泵、氣驅(qū)活塞式壓縮機、羅茨風(fēng)機、螺桿壓縮機、螺桿風(fēng)機等。目前沁水煤層氣田在單井井場已經(jīng)使用了水環(huán)真空泵、氣驅(qū)活塞式壓縮機、羅茨風(fēng)機、螺桿壓縮機，這些設(shè)備驗證了降壓提氣的效果，雖然各種設(shè)備均可滿足微正壓集輸?shù)哪康模珣?yīng)用過程中卻出現(xiàn)了不同問題。

水環(huán)真空泵需在井場安裝設(shè)備基礎(chǔ)和水箱，并定期拉運清水進行消耗水的補充，在山區(qū)無固定水源的情況下，無法實現(xiàn)自動化管理，應(yīng)用受到限制。氣驅(qū)活塞式壓縮機需對現(xiàn)有單井進行改造，在現(xiàn)有工藝流程基礎(chǔ)上引出單井產(chǎn)氣作為燃料，在單井排采后期氣量無法滿足的情況下，壓縮機無法啟動。羅茨風(fēng)機具有結(jié)構(gòu)簡單，造價低廉的優(yōu)勢，但受工作原理限制，運行效率過低、外排壓力受限、外排溫度過高，無法在集氣閥組處應(yīng)用。螺桿壓縮機具有運行效率高、流量調(diào)節(jié)范圍大、運行穩(wěn)定的優(yōu)點，但設(shè)備費用相對較高。

綜合考慮煤層氣山區(qū)地形，以低成本、低能耗、穩(wěn)定可靠為出發(fā)點，結(jié)合設(shè)備現(xiàn)場生產(chǎn)參數(shù)（表1），在螺桿壓縮機成功應(yīng)用的基礎(chǔ)上，沁水煤層氣田選用螺桿風(fēng)機作為微正壓增壓設(shè)備。

表1 不同增壓設(shè)備技術(shù)參數(shù)Tab.1 Technical parameters of different supercharging equipment

2.2 管網(wǎng)連接方式改造

以沁水煤層氣田某集氣站所轄管網(wǎng)為例，該站所轄集氣閥組12座，單獨進站采氣干線6條。本次改造分別對各集氣閥組輸送氣量、集氣半徑、閥組管壓進行校核，確保各閥組輸送氣量在螺桿風(fēng)機流量區(qū)間范圍內(nèi)，并使單井和閥組處回壓滿足設(shè)計參數(shù)要求。在該站實施微正壓集輸工藝模式后，需改造采氣干線，新建集氣閥組2座，在各集氣閥組處增設(shè)微正壓設(shè)備14 臺，改造后管網(wǎng)連接如圖8所示。

圖8 改造后管網(wǎng)連接Fig.8 Pipe network connection after transformation

2.3 實施效果

以改造后的某集氣站所轄管網(wǎng)連接方式和生產(chǎn)數(shù)據(jù)為例，進行管網(wǎng)建模和數(shù)據(jù)分析。選取14 座集氣閥組中1座進行管網(wǎng)模型建立（圖9），驗證該工藝模式降壓提產(chǎn)的效果。集氣閥組所轄井場7座，具體生產(chǎn)數(shù)據(jù)見表2。

表2 各井場生產(chǎn)參數(shù)Tab.2 Production parameters of each well site

圖9 集氣閥組管網(wǎng)模型Fig.9 Gas-gathering valve group pipe network model

在該閥組增設(shè)微正壓設(shè)備后，集氣閥組進氣壓力設(shè)定為0.001 MPa，經(jīng)模擬計算，該閥組各井場管壓平均降幅82.4%（圖10）。

圖10 井場管壓對比Fig.10 Comparison of well site pipe pressure

根據(jù)各井場壓降比例和經(jīng)驗公式，可預(yù)測實施后各井場氣量增幅比例（表3）。在實際生產(chǎn)中，由于管壓突降，在實施初期的一周內(nèi)，各井場會有較大幅度氣量上漲，在集輸系統(tǒng)壓力平穩(wěn)后，氣量增幅將保持穩(wěn)定。根據(jù)預(yù)測結(jié)果，該集氣閥組氣量平均增幅比例為20.6%。該集氣站所轄閥組在微正壓集輸工藝改造后，集氣閥組微正壓設(shè)備排氣壓力按照集氣站設(shè)計壓力進行設(shè)計，在滿足降低井場和采氣支線壓力的前提下，有效提高采氣干線和進站壓力，使該站壓縮機組進氣壓力處于額定運行壓力范圍內(nèi)（圖11），壓縮機組運行效率可由60%提升至95%。

圖11 不同進氣壓力下壓縮機特性Fig.11 Characteristics of compressor under different intake pressures

表3 實施后各井場生產(chǎn)參數(shù)Tab.3 Production parameters of each well site after implementation

2.4 經(jīng)濟性分析

集氣閥組氣量平均增幅比例為20.6%，14座集氣閥組增產(chǎn)氣量總計6.3×104m3/d，根據(jù)樊莊、鄭莊區(qū)塊銷售氣價和綜合成本計算年收益共1 103 萬元，設(shè)備及改造總體投資1 744 萬元，投資回收周期需1.6年。

3 結(jié)論

微正壓集輸工藝模式以最簡工藝改造模式為出發(fā)點，僅在集氣閥組處增加一級控制節(jié)點，有效提高老井產(chǎn)量和集氣站壓縮機組運行效率，緩解了新老井間產(chǎn)量壓制問題，解決了煤層氣田開發(fā)后期因集輸系統(tǒng)壓力降低引起的矛盾，適用于煤層氣田老區(qū)塊工藝調(diào)改。

目前該研究成果已在沁水煤層氣田樊莊區(qū)塊某集氣站應(yīng)用，井場管壓平均降幅達82.4%，集氣閥組氣量平均增幅比例為20.6%，壓縮機組運行效率可由60%提升至95%，經(jīng)濟效益投資回收周期需1.6 年。該研究成果形成了以降壓增產(chǎn)為導(dǎo)向，以最簡控制流程為目標的集輸工藝模式。在原有“三低”集輸工藝流程基礎(chǔ)上，建立了“微正壓集氣、多級增壓、集中處理”的老區(qū)塊調(diào)改策略。