1   概述
 
    煤层气是一种优质、高效、清洁的新能源和化工原料，对其开发利用能够防范煤矿瓦斯事故、减少温室气体排放，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）开发利用“十二五”规划》，到2015年，煤层气（煤矿瓦斯）产量达到300×108 m3/a，其中，地面钻井开发160×108m3/a，基本全部利用，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。煤层气作为常规天然气的重要补充，也发挥着积极的作用。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6×108 m3/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，该项目累计外输气量达22.20×108 m3。该工程是我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   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2.4×104 km2，埋深2 000  m以浅煤层气资源量为3.7×1012 m3，探明地质储量为1 834×1012 m3，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县。该工程设计规模为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。
 
    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. 3 MPa，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0.7 MPa后进入CNG加气母站或外输。潘河煤层气地面集输流程见图1。
 
     2.2  樊庄、郑庄、郑庄北部区块工程
 
    中石油在沁水盆地建设的煤层气田项目主要有樊庄、郑庄、郑庄北部等3个区块23×108 m3/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内，总产能建设规模为23×108 m3/a。其中，樊庄区块建设6×108m3/a产能，集气站6座，采气、集气管道约370 km，2009年投产；郑庄区块建设9×108 m3/a产能，集气站5座，采、集气管道约460km，2012年投产；郑庄北部区块将建设8×108 m3/a产能，集气站4座，采、集气管道约400km，将于2016年建成。
 
    中央处理厂位于山西省晋城市沁水县端氏镇金峰村，主要接收中石油樊庄、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，总设计规模为30×108 m3/a，目前已建成规模为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。其产能建设规模为25×108 m3/a，其中一期10×108m3/a，二期15×108 m3/a；采用区块接替的方式进行开发，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1 055 km；配套建设处理规模为25×108 m3/a的马必处理厂，商品气外输西气东输管道，外输管道规模按25×108 m3/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0.15~0.3 MPa，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1.2~2.0 MPa，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5.7~6.1 MPa，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。
 
    2.4  潘庄区块工程
 
    潘庄区块位于山西省晋城市沁水县，规划产能建设规模为5×108 m3/a，其中一期工程建设集气站8座，每座集气站处理能力为4.0×104m3/d；集中处理站1座，设计处理能力为35×104 m3/d，商品气大部分外输，小部分就地输送至CNG加气母站。
 
    地面集输工艺采用“井场—采气管道—阀组—集气站—集中处理站—外输或CNG加气母站”的总流程。井场来气压力为0.1~0.3 MPa，经采气管道输送至阀组，再至集气站。集气站汇集来气，经过滤分离后进入压缩机组，将煤层气增压至0.9~1.2 MPa后进入集中处理站。集中处理站汇集来气，经分离、段塞流捕集后进入压缩机组，将煤层气增压至6~7 MPa后进入脱水装置脱水，经计量后30×104 m3/d外输，2×104m3/d进入CNG加气母站。潘庄区块工程地面集输流程见图4。
 
    2.5  沁南—夏店区块工程
 
    沁南—夏店区块是中石油开发的另一区块，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计。其产能建设规模为15×108 m3/a，建设集气站6座，采、集气管道约667km，沁南处理厂1座，商品气通过联络管道输往已建沁水县中央处理厂厂外外输管道接口处，输送至西气东输管道，联络管道按15×108 m3/a规模设计。
 
    3   煤层气田开发面临的困难
 
    煤层气以大分子团的吸附状态存在于煤层中，是通过排水降压对煤层中的吸附气解吸而采气的。煤层气产业具有高投入、低产出、高风险的特点，国内煤层气开发总体利用程度不高，煤层气开发也面临着诸多困难。
 
    3.1  单井产量和压力低
 
    煤层气直井单井产量低，压力低，气田单位产能建井数量多，投资额受单井数量影响大；整个气田处于低压生产状态，地面集输工程的压力系统设置复杂；气井初期单井产水较大，采用经济适用水处理工艺是工程难点；井口压力低，外输必须增压，导致气田能耗高，集输系统投资额高。由于煤层气井自身压力较低，其抗干扰能力差，外界压力波动可能引起气井产量的减少，为此，气井排采过程要求“平稳、渐变、连续”。煤层气开发外部条件复杂、初期投入高、产出期长、投资回收慢等特点决定了煤层气田经济有效开发困难大。
    3.2  地形地貌复杂
 
    沁水盆地属于山地丘陵地带，沟谷切割，基岩出露，国家基本农田和天然林地广泛分布，河流湍急，地形条件异常复杂，海拔为450～1 300 m，相对高差大。因此，场站选址困难，需要根据地形特点布置平面；且地面建设必须解决好集输系统配套的供电、通信、道路等系统，这都为煤层气田经济有效开发带来了很大的困难。 
 
    3.3  煤层气标准规范缺失
 
    煤层气地面集输工程一直借鉴天然气有关标准。从实际生产情况来看，使用天然气标准要求相对较高，一是增加了煤层气勘探开发的投资额，增加了企业后期的运行成本；二是由于参照天然气标准，加之工艺的差异，导致各地区、各企业在掌握安全标准的尺度上不一致，造成同一开发业务处于不同的开发水平上；三是许多条款在煤层气集输中无法应用甚至可能带来负面影响。例如，煤层气场站分级参照天然气标准，选址和平面布置有很大难度，有些煤炭企业开发煤层气不执行天然气规范，给煤层气场站竣工验收及专项验收、管理、运行造成一定困难。国家或行业标准的缺失，制约了煤层气产业的发展，已经成为阻碍煤层气企业和煤层气工业快速、健康发展的重要因素之一。
 
    3.4  经验缺少
 
    我国煤层气地面集输工艺技术虽然取得了一些成功经验，但是尚未形成相关技术配套，地面集输系统的建设也尚未标准化和系列化。煤层气田与常规天然气田有很大不同，国内没有类似的成熟经验可借鉴。而且与国外存在巨大差距，须探索研究适合我国煤层气开发的特色技术。
 
    3.5  采出水处理难度大
 
    对于煤层气采出水，国内已建项目根据其水质情况基本采用在井场建蒸发池自然蒸发或拉运到当地污水处理厂处理等方式。随着煤层气大规模开发，采出水量将逐年增加，由于矿化度高以及在压裂阶段含有化学成分较复杂的压裂液，直接排入环境势必对天然水系或农田灌溉产生不良影响，也不满足国家有关环保和灌溉标准的要求。如果进行集中收集处理，会因为集水管道工程量大、气田采出水处理费用高而加大煤层气开发成本。
 
    4   特色技术
 
    4.1  煤层气田地面集输工艺模式
 
    根据沁水盆地煤层气田特点，采用了“排水采气、井口计量、井间串接结合阀组，低压集气、复合材质、站场分离、两地增压、集中处理”的适合于沁水盆地煤层气的地面集输工艺技术，是国内第一套适合煤层气地面集输系统的工艺模式。其地面集输系统总流程见图6。该模式特点：简单、适用、安全可靠，适应性强，不仅满足煤层气气田初期生产需要，而且兼顾了气田后期生产。该模式经过多年的运行实践，效果很好。
 
    4.2  “六个”优化简化技术
 
    “六个”优化简化技术是：“两地增压、总体最优”的压力系统构成模式，“井间串接+阀组”为核心的煤层气田单井进站模式，在煤层气项目中全部使用国产化设备材料，在煤层气田采气管道大规模使用PE管，在煤层气田中采用数字化管理技术，在采气管道上采用低点排液技术。以上“六个”优化简化技术使得沁水盆地煤层气田的单位产能建设地面平均投资额大幅降低，实现了我国煤层气低成本、大规模开发，开创我国煤层气大规模开发先河。
 
    目前，沁水盆地形成了我国最大规模的煤层气生产基地，运行情况很好。
 
    4.3  大规模煤层气处理工艺技术
 
    中石油在沁水盆地建设的中央处理厂，主要接收樊庄区块、郑庄区块和郑庄北部区块等自产区块的煤层气，同时也接收中联煤等单位的煤层气；其总设计处理规模为30×108 m3/a，已建成规模为20×108m3/a。采用先增压、后脱水的总体工艺流程，各区块集气干线来气首先进入集配气装置，再进入过滤分离器，然后进入增压装置增压，压力由0.9 MPa增至6.0 MPa，之后进入三甘醇脱水装置脱水，确保外输气的水露点满足规范要求，最后经计量后输往西气东输管道。于2009年建成了国内第一座以“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”为核心工艺的煤层气中央处理厂。
 
    4.4  煤层气田数字化管理技术
 
    沁水盆地煤层气项目采用了基于计算机网络技术的数据采集与监控系统（SCADA系统）。SCADA系统的中心控制系统设在中央处理厂，负责对各区块的生产运行情况进行集中监视控制和运营管理。集气站采用以计算机控制技术为核心的站控系统（SCS），完成站场内工艺过程的数据采集和监控任务，通过通信系统传送至调度中心，并接受调度中心下达的命令。在采气井场设置SCADA系统远程终端装置（RTU），将各单井的井口数据传输到集气站和调度中心，为井口巡查提供参考数据。SCADA系统的数字化模型见图7。
 
    气田数字化管理是以数据无线传输和远程控制技术为主的智能化生产管理控制系统。该系统可以大量减少用工数量，可以大大减少巡井次数和日常运行费用，可以减少每次巡井过程中车辆对山区植被的破坏，保护生态环境。
 
    气田数字化管理系统适应了山高沟深环境下的巡井要求，大大减轻了员工劳动强度，提高了管理水平和效益。气田数字化管理技术实现了煤层气田管理数字化、信息化和智能化。
 
    4.5  高效的煤层气设备
 
    ①大功率电驱往复式压缩机组
 
     中央处理厂创新地采用了电动机驱动的煤层气往复式压缩机组，电机功率为4 800 kW；且采用电动机驱动压缩机组大小相合的配置方式，不仅保证增压装置安全、可靠地运行，缩短了施工期，使设备运行更加灵活，而且对变工况运行有较强适应能力；与常规天然气田用气驱压缩机组相比，减少了燃气自耗量，提高了商品率。
 
    ③高效的多功能过滤分离器
 
    采用了集成过滤分离器，由重力分离段和液体缓冲段、过滤段、储液段组成，具有段塞流捕集、气液分离及过滤功能。该过滤分离器代替了常规的重力分离器、过滤分离器和储液罐3台设备，大大简化了流程，具有处理量大、分离效果好等优点。
 
    4.6  采气管网低点排液技术
 
     采气管网不具备清管条件，管道中凝结水不能及时排出易冻结，影响管道输气能力。常规天然气田的采气管道运行压力高，携带液体的能力强，一般不存在积液问题。而煤层气田的井口压力低的特点决定了采气管道携带液体的能力较差，输送过程中容易形成低点积液，影响管道的输送能力。根据山区地形特点，在煤层气采气管道线路低点设置排液设施，解决了管道积液问题，降低了管道压力损失，提高了管输效率，稳定了单井产气量。
 
    4.7  煤层气田压力系统构成模式
 
    沁水盆地增压工艺采用集气站和处理厂“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；中央处理厂最低进厂压力为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。根据对气源与销售去向的研究与经济比选，形成了国内第一座整装开发煤层气田的压力系统构成，形成了国内第一套“两级增压、总体最优”的煤层气田压力系统构成模式。
 
    4.8  电驱抽油机和压缩机组大规模应用技术
 
    山西省电力系统比较完善，供电可靠性高；而国内天然气资源紧缺，价格上升空间较大，目前西气东输二线进口气价已由1.56元/ m3上升为2.12元/ m3。本项目采用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。
 
    从运行情况来看，电动机驱动的抽油机和压缩机组运行稳定，故障率低，适合于煤层气田的地面建设。充分利用当地丰富的电力资源，大规模应用井口电驱抽油机和站内电驱往复式压缩机组，大大提高了煤层气田的商品率。
 
    5   下一步研究方向
 
     我国煤层气直井产量低、井口压力低、单位产能建井数量多等特点决定了必须走低成本开发战略。优化直井、水平井布井方式，提高单井产量，应坚持“地上地下一体化优化”；通过优化地面工程总体布局、简化集输工艺、选用经济适用的管材和设备等，在建设规模、输送管道材质、采气管网布置方式、主要设备、占地面积、系统工程、下游用户确定等方面做出总体优化，提高煤层气开发的整体经济效益。
 
    5.2  水处理工艺
 
    我国煤层气田刚刚开发，水处理部分投入较少，管理也比较粗放。随着新的环保法的实施，国家环保要求日益严格，采出水处理的问题已经成为不可回避的问题。随着煤层气的大规模开发和各地采出水水质成分的不同，如何解决好水处理问题是我们应该着力研究的问题。
 
    5.3  煤层气地面集输设计标准
 
    目前，国内煤层气地面集输设计依据天然气标准，煤层气开发要求低成本，且煤层气田地形条件异常复杂，开发建设外部条件差，征地困难。对于低压低产、甲烷体积分数为90%以上、不含重组分的煤层气，存在建设标准过高、安全系数过大等问题，不仅增加了煤层气在山区建设的难度，而且增加了建设投资额。煤层气地面集输设计标准的滞后已经严重影响了煤层气大规模开发的步伐。因此，应尽快开展煤层气地面集输标准的研究和制订，以降低工程投资额，提高煤层气工程建设水平。
 
    目前，由中石油组织编制的《中国石油煤层气地面集输工程设计指导意见》正在实施之中，此指导意见有望升级为行业标准。
 
    5.4  集输系统可靠性
 
    目前，煤层气田均采用国产压缩机组。由于受投资额限制，集气站没有设置备用压缩机组，仅在区块设置了少量的移动式压缩机橇作为投产初期之用或备用。在实际运行中，压缩机故障停机比较频繁。一旦故障停机则造成采气管网输送能力减小，对单井产气量影响较大。
 
    由于煤层气开发处于初期阶段，各集气站没有设置互通管道，一旦出现问题，或放空或憋压。
 
    按照相关规范，通常煤层气井场和大多数集气站均为五级场站，其供电负荷等级为三级，供电等级偏低，将影响整个区块的煤层气产量。煤层气田整个区块负荷等级过低将有可能导致大面积停电，系统的可靠性差，造成较大损失。
 
    管道水工保护是煤层气工程安全可靠运行的重要保证。煤层气田大多位于山地丘陵地带，沟谷切割，基岩出露，地形条件异常复杂，地面相对高差大。因此，水工保护技术十分重要。
 
    粉煤灰对压缩机活塞、缸套等造成了严重磨损。
 
    因此，应加强对集气站备用压缩机组设置、集气管网可靠性、整个井区电力负荷标准、水工保护技术、粉煤灰对站场设备的影响等问题的研究，以保证集输系统安全可靠性。
 
   6   结语
 
    随着煤层气大规模开发和许多认识的深入，攻克煤层气地面建设工程的难点和热点问题，为煤层气田大发展提供强大的技术保障，为今后煤层气的大规模开采做好地面建设的技术支撑，对于煤层气工业的发展具有深远的意义。