沁水盆地煤层气田地面工程建设的优化与实践_陶永

第35卷第5期2015年5月

煤气与热力

GAS＆HEATVol．35No．5May2015

·燃气气源与加工利用·

沁水盆地煤层气田地面工程建设的优化与实践

陶

11

永，王红霞，郑

1

欣，田

2

炜，刘

航

3

（1．西安长庆科技工程有限责任公司，陕西西安710018；2．中国石油天然气

股份有限公司山西煤层气勘探开发分公司，山西晋城062550；

3．中国矿业大学资源与地球科学学院，江苏徐州221116）

摘要：介绍沁水盆地煤层气田地面集输工程建设现状及面临的困难，总结出8项特色技——煤层气田地面集输工艺模式、“六个”术—大规模煤层气处理工艺技术、煤层气田优化简化技术、数字化管理技术、三种高效的煤层气设备、采气管网低点排液技术、煤层气田压力系统构成模式、井口电驱抽油机和站内电驱往复式压缩机组的大规模应用技术，提出了下一步研究方向。

沁水盆地；

中图分类号：TE86关键词：

煤层气；

地面集输系统；集气站；煤层气处理厂

文献标志码：B文章编号：1000－4416（2015）05－0B28－

07

160×108m3/a，煤矿瓦斯抽采140×基本全部利用，108m3/a，鄂尔利用率为60%以上；建成沁水盆地、多斯盆地东缘两大煤层气产业化基地。煤层气作为常规天然气的重要补充，也发挥着积极的作用

［1］

DOI:10.13608/http://www.77cn.com.cnki.1000-4416.2015.05.025

。

2009年9月，我国首座数字化规模化煤层气田示范

工程在山西沁水盆地竣工投产，标志着我国煤层气进入了大规模开发阶段。该工程包括生产规模为6×108m3/a的樊庄区块煤层气田和处理能力为30×108m3/a的煤层气中央处理厂，中央处理厂接收樊庄区块的煤层气，还接收郑庄区块、郑庄北部区块及其他区块的煤层气。截至2013年11月30日，该

作者简介：陶永（1969－

），男，河南南阳人，高级工

83

项目累计外输气量达22．20×10m。该工程是我

程师，硕士，从事石油天然气和煤层气工程设计管理工作。

1概述

国煤层气勘探开发史上里程碑式的示范工程，它拉

开了我国煤层气大规模开发的序幕，标志着我国煤层气开发进入了一个新阶段，具有十分重要的意义。2

煤层气是一种优质、高效、清洁的新能源和化工

对其开发利用能够防范煤矿瓦斯事故、减少温原料，

室气体排放，具有良好的安全、环保和经济效益，其开发利用意义深远。据2011年12月国家发展和改革委员会、国家能源局发布的《煤层气（煤矿瓦斯）

“十二五”，开发利用规划》到2015年，煤层气（煤矿

83

其中，地面钻井开发瓦斯）产量达到300×10m/a，

沁水盆地煤层气地面建设现状

沁水盆地位于山西省东南部，含煤面积为2．4

×104km2，埋深2000m以浅煤层气资源量为3．7

123

×1012m3，探明地质储量为1834×10m，已初步

形成勘探、开发、生产、输送、销售和利用等一体化产业基地。在沁水盆地进行煤层气开发的企业主要有

收稿日期：2014－04－14；修回日期：2015－03－06

·B28·

www．watergasheat．com陶永，等：沁水盆地煤层气田地面工程建设的优化与实践第35卷第5期

中国石油天然气股份有限公司山西煤层气勘探开发

分公司（以下简称中石油），该公司业务管理属于华北油田分公司；亚美大陆煤层气有限公司（以下简称亚美公司）、中联煤层气有限责任公司（以下简称中联煤）和晋城煤业集团蓝焰煤层气有限责任公司（以下简称蓝焰公司）等。2．1

潘河示范工程

潘河煤层气示范工程位于山西省晋城市沁水

83

县。该工程设计规模为1×10m/a，共建采、集气管道约66．76km、集气站3座和CNG加气母站1座。一期工程的1座集气站和CNG加气母站于2005年1月投产。该工程由中联煤经营管理。

地面集输工艺采用“井场－阀组－集气站－CNG加气母站或外输”的总流程。井场来气压力为0．15～0．3MPa，经过分离器进行气液分离后经采气管道进入阀组，经调压后汇集去集气站。集气站汇集阀组来气，经过滤、调压和计量进入压缩机，将煤层气增压至0．7MPa后进入CNG加气母站或外输

［1］

地面集输工艺采用“井场—采气支线—阀组—

采气干线—集气站—中央处理厂—外输（或LNG工

［3］

厂）”的总流程。井场来气压力为0．15～0．3MPa，经采气支线进入阀组，汇集后经采气干线输送

至集气站。集气站汇集采气干线来气，经过滤分离进入压缩机组，将煤层气增压至1．2～1．65MPa，经计量后进入集气管道输送至中央处理厂。中央处理厂汇集集气管道来气，经过滤分离、段塞流捕集后进入压缩机组，将煤层气增压至5．7～6．1MPa，经过滤分离器后进入三甘醇脱水装置脱水，经计量后外

［4］

输至西气东输管道或输送至LNG工厂。樊庄、郑庄、郑庄北部区块工程地面集输流程见图2。

井场阀组集气站中央处理厂

LNG工厂西气东输管道

图2樊庄、郑庄、郑庄北部区块工程地面集输流程

。潘河煤层气地面集输流程见图1。

井场

阀组

集气站

外输

2．3马必区块工程

马必区块因位于山西省晋城市沁水县马必村而得名，区块范围涉及晋城市沁水县和临汾市的浮山县、安泽县。该区块是中石油和亚美公司的煤层气合作区块，由西安长庆科技工程有限责任公司设计。

838其产能建设规模为25×10m/a，其中一期10×10

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m3/a，二期15×10m/a；采用区块接替的方式进行

CNG加气母站

图1潘河煤层气地面集输流程

2．2郑庄北部区块工程樊庄、郑庄、

中石油在沁水盆地建设的煤层气田项目主要有

83

樊庄、郑庄、郑庄北部等3个区块23×10m/a产能建设和中央处理厂工程，本工程由西安长庆科技工程有限责任公司设计。

该3个区块全部位于山西省晋城市沁水县境

83

樊庄区内，总产能建设规模为23×10m/a。其中，

83

采气、集气管集气站6座，块建设6×10m/a产能，

2009年投产；郑庄区块建设9×108道约370km，

开发，即一个区域的煤层气采完后用另一个区域接

替，保证其产能建设规模不变。一期建设集气站5座，集气管道6条，采、集气管道约1055km；配套建

83

设处理规模为25×10m/a的马必处理厂，商品气

83外输西气东输管道，外输管道规模按25×10m/a设计。

地面集输工艺采用“井场—采气支线—阀组—采气干线—集气站—马必处理厂—外输”的总流程。井场来气压力为0．15～0．3MPa，经采气支线进入阀组，汇集后经采气干线输送至集气站。集气站汇集采气干线来气，经过滤分离后进入压缩机组，将煤层气增压至1．2～2．0MPa，经计量后进入集气管道输送至马必处理厂。马必处理厂汇集集气管道来气，经过滤分离、段塞流捕集后进入压缩机组，将煤层气增压至5．7～6．1MPa，经过滤分离器后进入三甘醇脱水装置脱水，经计量后外输至西气东输管道。马必区块工程地面集输流程见图3。

m3/a产能，集气站5座，采、集气管道约460km，

2012年投产；郑庄北部区块将建设8×108m3/a产采、集气管道约400km，将于2016能，集气站4座，

［2］

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