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晋城煤层气财产开展中呈现的成绩
2016-08-03 16:02:00   点击:

  1 概述

  煤层气是一种优良、高效、干净的新能源和化工原料,对其开发利用可以防备煤矿瓦斯变乱、削减温室气体排放,具有优良的安全、环保和经济效益,其开发利用意义深远。据2011年12月国度开展和变革委员会、国度能源局公布的《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十二五”计划》,到2015年,煤层气(煤矿瓦斯)产量到达300×108 m3/a,此中,空中钻井开辟160×108m3/a,根本局部操纵,煤矿瓦斯抽采140×108 m3/a,利用率为60%以上;建成沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业化基地。煤层气作为通例天然气的主要弥补,也阐扬着主动的感化。2009年9月,我国首坐数字化规模化煤层气田树模工程在山西沁水盆地完工投产,标记着我国煤层气进入了大规模开辟阶段。该工程包罗消费范围为6×108 m3/a的樊庄区块煤层气田和处置才能为30×108m3/a的煤层气中央处置厂,中央处置厂领受樊庄区块的煤层气,还领受郑庄区块、郑庄北部区块及其他区块的煤层气。停止2013年11月30日,该项目累计外输宇量达22.20×108 m3。该工程是我国煤层气勘察开辟史上里程碑式的树模工程,它拉开了我国煤层气大规模开辟的序幕,标记着我国煤层气开辟进入了一个新阶段,具有十分重要的意义。

  2 沁水盆地煤层气空中建立近况

  沁水盆地位于山西省东南部,含煤面积为2.4×104 km2,埋深2 000 m以浅煤层气资本量为3.7×1012 m3,探明地质储量为1 834×1012 m3,已开端构成勘察、开辟、消费、运送、贩卖和操纵等一体化产业基地。在沁水盆地停止煤层气开辟的企业主要有中国石油天然气股份有限公司山西煤层气勘察开辟分公司(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 潘河树模工程

  潘河煤层气树模工程位于山西省晋城市沁水县。该工程设计范围为1×108 m3/a,共建采、集气管道约66.76 km、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。

  空中集输工艺接纳“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. 3 MPa,颠末分离器停止气液别离后经采气管道进入阀组,经调压后聚集去集气站。集气站聚集阀组来气,颠末滤、调压和计量进入压缩机,将煤层气增压至0.7 MPa后进入CNG加气母站或外输。潘河煤层气空中集输流程见图1。

  2.2 樊庄、郑庄、郑庄北部区块工程

  中石油在沁水盆地建立的煤层气田项目次要有樊庄、郑庄、郑庄北部等3个区块23×108 m3/a产能建立和中央处置厂工程,本工程由西安长庆科技工程有限责任公司设想。

  该3个区块局部位于山西省晋城市沁水县境内,总产能建立范围为23×108 m3/a。此中,樊庄区块建立6×108m3/a产能,集气站6座,采气、集气管道约370 km,2009年投产;郑庄区块建立9×108 m3/a产能,集气站5座,采、集气管道约460km,2012年投产;郑庄北部区块将建立8×108 m3/a产能,集气站4座,采、集气管道约400km,将于2016年建成。

  中央处置厂位于山西省晋城市沁水县端氏镇金峰村,次要领受中石油樊庄、郑庄、郑庄北部区块及周边中联煤、蓝焰公司等企业来自沁南盆地的煤层气,总设想范围为30×108 m3/a,今朝已建成范围为20×108m3/a。

  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,区块范畴触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协作区块,由西安长庆科技工程有限责任公司设想。其产能建立范围为25×108 m3/a,此中一期10×108m3/a,二期15×108 m3/a;接纳区块代替的方法停止开辟,即一个地区的煤层气采完后用另一个地区代替,包管其产能建立范围稳定。一期建立集气站5座,集气管道6条,采、集气管道约1 055 km;配套建立处置范围为25×108 m3/a的马必处置厂,商品气外输西气东输管道,外输管道范围按25×108 m3/a设想。

  空中集输工艺接纳“井场—采气干线—阀组—采气支线—集气站—马必处置厂—外输”的总流程。井场来气压力为0.15~0.3 MPa,经采气干线进入阀组,聚集后经采气支线运送至集气站。集气站聚集采气支线来气,颠末滤别离后进入紧缩机组,将煤层气增压至1.2~2.0 MPa,经计量后进入集气管道运送至马必处置厂。马必处置厂聚集集气管道来气,颠末滤别离、段塞流捕集后进入紧缩机组,将煤层气增压至5.7~6.1 MPa,颠末滤分离器后进入三甘醇脱水安装脱水,经计量后外输至西气东输管道。马必区块工程空中集输流程见图3。

  2.4 潘庄区块工程

  潘庄区块位于山西省晋城市沁水县,计划产能建立范围为5×108 m3/a,此中一期工程建立集气站8座,每座集气站处置才能为4.0×104m3/d;集合处置站1座,设想处置才能为35×104 m3/d,商品气大部额外输,小部分当场运送至CNG加气母站。

  空中集输工艺接纳“井场—采气管道—阀组—集气站—集合处置站—外输或CNG加气母站”的总流程。井场来气压力为0.1~0.3 MPa,经采气管道运送至阀组,再至集气站。集气站聚集来气,颠末滤别离后进入紧缩机组,将煤层气增压至0.9~1.2 MPa后进入集合处置站。集合处置站聚集来气,经别离、段塞流捕集后进入紧缩机组,将煤层气增压至6~7 MPa后进入脱水安装脱水,经计量后30×104 m3/d外输,2×104m3/d进入CNG加气母站。潘庄区块工程空中集输流程见图4。

  2.5 沁南—夏店区块工程

  沁南—夏店区块是中石油开辟的另外一区块,位于山西省长治市和临汾市,该工程由西安长庆科技工程有限责任公司设想。其产能建立范围为15×108 m3/a,建立集气站6座,采、集气管道约667km,沁南处置厂1座,商品气经由过程联系管道输往已建沁水县中央处置厂厂外外输管道接口处,运送至西气东输管道,联系管道按15×108 m3/a范围设想。

  3 煤层气田开发面对的艰难

  煤层气以大分子团的吸附形态存在于煤层中,是经由过程排水降压对煤层中的吸附气解吸而采气的。煤层气财产具有高投入、低产出、高风险的特性,海内煤层气开辟整体操纵水平不高,煤层气开辟也面对着诸多艰难。

  3.1 单井产量和压力低

  煤层气直井单井产量低,压力低,气田单元产能建井数目多,投资额受单井数目影响大;全部气田处于高压消费形态,空中集输工程的压力体系设置庞大;气井早期单井产水较大,接纳经济合用水处理工艺是工程难点;井口压力低,外输必需增压,招致气田能耗高,集输体系投资额高。因为煤层气井本身压力较低,其抗干扰能力差,外界压力颠簸能够惹起气井产量的削减,为此,气井排采历程要求“安稳、突变、持续”。煤层气开辟内部条件庞大、早期投入高、产出期长、投资收受接管慢等特性决议了煤层气田经济有用开辟艰难大。

  3.2 地形地貌庞大

  沁水盆地属于山地丘陵地带,沟谷切割,基岩出露,国度基本农田和自然林地普遍散布,河道湍急,地形条件非常庞大,海拔为450~1 300 m,相对高差大。因而,场站选址艰难,需求按照地形特性安插平面;且空中建立必需处理好集输体系配套的供电、通讯、门路等体系,这都为煤层气田经济有用开辟带来了很大的艰难。

  3.3 煤层气标准规范缺失

  煤层气空中集输工程不断鉴戒天然气有关尺度。从实践消费状况来看,利用天然气尺度要求相对较高,一是增长了煤层气勘察开辟的投资额,增长了企业前期的运转本钱;二是因为参照天然气尺度,加上工艺的差别,招致各地区、各企业在把握安全标准的标准上不一致,形成统一开辟业务处于差别的开辟程度上;三是很多条目在煤层气集输中无法使用以至能够带来负面影响。比方,煤层气场站分级参照天然气尺度,选址和平面布置有很大难度,有些煤炭企业开辟煤层气不施行天然气标准,给煤层气场站完工验收及专项验收、管理、运转形成必然艰难。国度或行业标准的缺失,制约了煤层气财产的开展,曾经成为障碍煤层气企业和煤层气产业快速、健康发展的主要身分之一。

  3.4 经历短少

  我国煤层气空中集输工艺技术固然取得了一些成功经验,可是还没有构成相干手艺配套,空中集输体系的建立也还没有标准化和系列化。煤层气田与通例自然气田有很大差别,海内没有相似的成熟经历可鉴戒。并且与外洋存在宏大差异,须探究研讨合适我国煤层气开辟的特征手艺。

  3.5 采出水处置难度大

  关于煤层气采出水,海内已建项目按照其水质状况根本接纳在井场建蒸发池天然蒸发或拉运到本地污水处理厂处置等方法。跟着煤层气大规模开辟,采出水量将逐年增长,因为矿化度高以及在压裂阶段含有化学成分较庞大的压裂液,间接排入情况必将对自然水系或农田灌溉发生不良影响,也不满意国度有关环保和浇灌尺度的要求。假如停止集合搜集处置,会由于集水管道工程量大、气田采出水处置用度高而加大煤层气开辟本钱。

  4 特征手艺

  4.1 煤层气田空中集输工艺模式

  按照沁水盆地煤层气田特性,接纳了“排水采气、井口计量、井间串接分离阀组,高压集气、复合材质、站场别离、两地增压、集合处置”的适合于沁水盆地煤层气的空中集输工艺技术,是海内第一套合适煤层气空中集输体系的工艺模式。其空中集输体系总流程见图6。该模式特性:简朴、合用、安全可靠,适应性强,不只满意煤层气气田早期消费需求,并且统筹了气田前期消费。该模式颠末多年的运转理论,结果很好。

  4.2 “六个”优化简化手艺

  “六个”优化简化手艺是:“两地增压、整体最优”的压力体系组成模式,“井间串接+阀组”为焦点的煤层气田单井进站模式,在煤层气项目中局部利用国产化装备质料,在煤层气田采气管道大规模利用PE管,在煤层气田中接纳数字化管理手艺,在采气管道上接纳低点排液手艺。以上“六个”优化简化手艺使得沁水盆地煤层气田的单元产能建立空中均匀投资额大幅低落,实现了我国煤层气低成本、大规模开辟,创始我国煤层气大规模开辟先河。

  今朝,沁水盆地构成了我国最大范围的煤层气生产基地,运转状况很好。

  4.3 大规模煤层气处置工艺技术

  中石油在沁水盆地建立的中央处置厂,次要领受樊庄区块、郑庄区块和郑庄北部区块等自产区块的煤层气,同时也领受中联煤等单元的煤层气;其总设想处置范围为30×108 m3/a,已建成范围为20×108m3/a。接纳先增压、后脱水的整体工艺流程,各区块集气支线来气起首进入集配气安装,再进入过滤分离器,然后进入增压安装增压,压力由0.9 MPa增至6.0 MPa,以后进入三甘醇脱水安装脱水,确保外输气的水露点满意标准要求,最初经计量后输往西气东输管道。于2009年建成了海内第一座以“大功率电驱往复式压缩机增压,大规模橇装三甘醇脱水,先增压、后脱水”为焦点工艺的煤层气中央处置厂。

  4.4 煤层气田数字化管理手艺

  沁水盆地煤层气项目接纳了基于计算机网络技术的数据收罗与监控体系(SCADA体系)。SCADA体系的中心控制系统设在中央处置厂,卖力对各区块的消费运转状况停止集合监督掌握和运营管理。集气站采用以计算机控制手艺为焦点的站控体系(SCS),完成站场内工艺历程的数据收罗和监控使命,经由过程通讯体系传送至调理中心,并承受调理中心下达的号令。在采气井场设置SCADA体系长途终端安装(RTU),将各单井的井口数据传输到集气站和调理中心,为井口巡查供给参考数据。SCADA体系的数字化模子见图7。

  气田数字化管理是以数据无线传输和长途掌握手艺为主的智能化生产管理控制系统。该体系能够大量削减用工数目,能够大大削减巡井次数和一样平常运转用度,能够削减每次巡井历程中车辆对山区植被的毁坏,庇护生态环境。

  气田数字化管理体系顺应了山高沟深情况下的巡井要求,大大减轻了员工劳动强度,提高了管理水平和效益。气田数字化管理手艺实现了煤层气田管理数字化、信息化和智能化。

  4.5 高效的煤层气装备

  ①大功率电驱往复式紧缩机组

  中央处置厂立异地接纳了电动机驱动的煤层气往复式紧缩机组,机电功率为4 800 kW;且接纳电动机驱动紧缩机组巨细相合的设置方法,不只包管增压安装安全、可靠地运转,收缩了施工期,使装备运转愈加灵敏,并且对变工况运转有较强适应能力;与通例自然气田用气驱紧缩机组比拟,削减了燃气自耗量,提高了商品率。

  ③高效的多功能过滤分离器

  接纳了集成过滤分离器,由重力别离段和液体缓冲段、过滤段、储液段构成,具有段塞流捕集、气液别离及过滤功用。该过滤分离器替代了通例的重力分离器、过滤分离器和储液罐3台装备,大大简化了流程,具有处置量大、别离结果好等长处。

  4.6 采气管网低点排液手艺

  采气管网不具有清管条件,管道中凝结水不能实时排挤易解冻,影响管道输气才能。通例自然气田的采气管道运转压力高,照顾液体的能力强,普通不存在积液成绩。而煤层气田的井口压力低的特性决议了采气管道照顾液体的才能较差,运送历程中简单构成低点积液,影响管道的运送才能。按照山区地形特性,在煤层气采气管道线路低点设置排液设备,处理了管道积液成绩,低落了管道压力丧失,提高了管输服从,不变了单井产宇量。

  4.7 煤层气田压力体系组成模式

  沁水盆地增压工艺接纳集气站和处置厂“两级增压”,集气站压缩机进口压力为0.05~0.08 MPa,出口压力为1.2~1.65 MPa,压力比为8.3~9.9;中央处置厂最低进厂压力为1.0 MPa,压缩机最低进口压力为0.9 MPa,出口压力为6.0 MPa,压力比为6.1。按照对气源与贩卖去处的研讨与经济比选,构成了海内第一座束装开辟煤层气田的压力体系组成,构成了海内第一套“两级增压、整体最优”的煤层气田压力体系组成模式。

  4.8 电驱抽油机和紧缩机组大规模应用技术

  山西省电力系统比力完美,供电可靠性高;而海内天然气资本紧缺,价钱上升空间较大,今朝西气东输二线进口气价已由1.56元/ m3上升为2.12元/ m3。本项目接纳了电驱抽油机和电驱压缩机,电驱抽油机设置于井场,用于煤层气井的排水采气。

  从运转状况来看,电动机驱动的抽油机和紧缩机组运转不变,故障率低,适合于煤层气田的空中建立。充分利用本地丰硕的电力资本,大规模使用井口电驱抽油机和站内电驱往复式紧缩机组,大大提高了煤层气田的商品率。

  5 下一步研讨标的目的

  我国煤层气直井产量低、井口压力低、单元产能建井数目多等特性决议了必需走低本钱开辟计谋。优化直井、程度井布井方法,提高单井产量,应对峙“地上地下一体化优化”;经由过程优化空中工程总体布局、简化集输工艺、选用经济合用的管材和装备等,在建设范围、运送管道材质、采气管网安插方法、次要装备、占地面积、系统工程、下流用户肯定等方面做出整体优化,提高煤层气开辟的团体经济效益。

  5.2 水处理工艺

  我国煤层气田方才开辟,水处理部门投入较少,管理也比力集约。跟着新的环保法的施行,国度环保要求日趋严厉,采出水处置的成绩曾经成为不成躲避的成绩。跟着煤层气的大规模开辟和各地采出水水质身分的差别,如何处理好水处理问题是我们该当出力研讨的成绩。

  5.3 煤层气空中集输设想尺度

  今朝,海内煤层气空中集输设想根据天然气尺度,煤层气开辟要求低成本,且煤层气田地形条件非常庞大,开辟建立内部条件差,征地艰难。关于高压低产、甲烷体积分数为90%以上、不含重组分的煤层气,存在建立尺度太高、安全系数过大等成绩,不只增长了煤层气在山区建立的难度,并且增长了建立投资额。煤层气空中集输设想尺度的滞后曾经严峻影响了煤层气大规模开辟的程序。因而,应尽快展开煤层气空中集输尺度的研讨和制定,以低落工程投资额,提高煤层气工程建立程度。

  今朝,由中石油构造体例的《中国石油煤层气空中集输工程设计指点定见》正在施行当中,此指点定见无望晋级为行业标准。

  5.4 集输体系可靠性

  今朝,煤层气田均接纳国产紧缩机组。因为受投资额限定,集气站没有设置备用紧缩机组,仅在区块设置了大批的移动式压缩机橇作为投产早期之用或备用。在实践运转中,压缩机毛病停机比力频仍。一旦毛病停机则形成采气管网运送才能减小,对单井产宇量影响较大。

  因为煤层气开辟处于早期阶段,各集气站没有设置互通管道,一旦呈现成绩,或放空或憋压。

  根据相干标准,凡是煤层气井场和大多数集气站均为五级场站,其供电负荷品级为三级,供电品级偏低,将影响全部区块的煤层气产量。煤层气田全部区块负荷品级过低将有可能招致大面积停电,体系的可靠性差,形成较大丧失。

  管道水工庇护是煤层气工程安全可靠运转的主要包管。煤层气田大多位于山地丘陵地带,沟谷切割,基岩出露,地形条件非常庞大,空中相对高差大。因而,水工庇护手艺十分重要。

  粉煤灰对压缩机活塞、缸套等形成了严峻磨损。

  因而,应增强对集气站备用紧缩机组设置、集气管网可靠性、全部井区电力负荷尺度、水工庇护手艺、粉煤灰对站场装备的影响等成绩的研讨,以包管集输系统安全可靠性。

  6 结语

  跟着煤层气大规模开辟和很多熟悉的深化,霸占煤层气空中建立工程的难点和热点问题,为煤层气田大开展供给壮大的手艺保障,为此后煤层气的大规模开采做好空中建立的手艺支持,关于煤层气产业的开展具有深远的意义。

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