1、煤层气集输问题与对策/阿山摘要：煤层气属非常规天然气，煤层气的集输不同于常规天然气，从管材的选型到管网布置，从井场采气到气站集气输送，水分和煤粉是影响输送的主要不利因素，对管路气体中固相及液相杂质的分离是提高输送效率的主要途径。主题词：煤层气 管网 管材 井场工艺 集输站工艺 管道积液概述：煤层气俗名“瓦斯” ， 它是一种混合气体，它的主要成分是甲烷，占瓦斯体积的90%左右（沁水盆地煤层气甲烷含量达 97%以上） ，此外瓦斯中还含有少量的二氧化碳、氮气、乙烷及微量的其他气体。常规天然气主要以游离气存在于砂岩为主要储集层的孔隙或裂隙中，而煤层气主要 90%以上是以吸附状态附着于煤基质颗粒表面上，
2、只有少量的煤层气以游离态储存在煤岩的割理、裂隙和孔隙中，或者溶解在煤层的水中。采出的煤层气中，一般含有饱和的水蒸气和杂质，水汽和杂质是煤层气中有害无益的组分，对输送产生较大的影响，严重时会堵塞管道和阀门而影响供气，现场常采用加热、节流、分离、脱水等工艺对煤层气进行处理，以保证安全平稳地输送合格的煤层气，因而对集输系统的探讨研究具有十分重要的意义。一、管网布置集输管线分为采气管线和集气管线，集气管线又分为集气支线和集气干线。采气管线是气井到集气站的管线，一般直径较小（一般为 73114mm 沁水盆地也有使用 108 及 159 管线） ，集气支线是集气站到集气站或集气站到集气干线的管线，一般直径
3、较大（159325mm） ，集气干线是将各集气站或集气支线的来气集中输送到集配气总站或加气站的管线，一般直径很大（一般为 219457mm， ，沁水盆地也有 508、559 管线） ，集输管网流程如下：目前煤层气的集气管网一般有枝状管网、环状管网和放射状管网三种类型。实际的集气管网常常是两种或三种的组合。图 2集气管网的形式取决于井位和产气量和井口压力。二、集输管材的选取目前集输管网常用的管材有金属管道和 PE 管道（聚乙烯管） 。其中 PE 管材（承压小于 0.7MPa）在城镇燃气及煤层气单井管路已经使用，PE 管由于其成本较低，与金属管道相比其内壁平滑，降低了摩擦阻力，与相同直径的钢管相比
4、可输送更多的气量，节省了动力消耗；另外它是绝缘体抗腐蚀能力强，又是热的不良导体，因而在单井管路有较大的应用空间。井场 集气站 集输总站/ 中心处理站PE 管和钢管比较表寿命 物力性能 施工条件 输送量 防腐措施钢管/10-20 年左右 冲击易变形 复杂 内壁粗糙输量小 需增加阴极保护PE 燃气管/50 年左右 冲击不易变形 简单 内壁光滑输量大 无需阴极保护三、煤层气的集输未脱水煤层气组分（体积比）：氧气（%） 氮气（%） 二氧化碳（%） 甲烷（%） 乙烷（%）0.17 1.3 0.24 98.3 0.006煤层气的集输有两个目的：一是以经济使用的手段把煤层气输送至中心站，二是对产出水进行收集
5、处理达到环保要求。目前国外煤层气的增压集输方式有三种：单井压缩系统、卫星压缩系统和中心压缩系统。单井压缩系统是指对单口井进行单独压缩和处理，然后用小口径、中等压力的管线将煤层气输至中心站。卫星压缩系统是指将几口单井产出的煤层气通过低压合适管径的采气管线将气体集中到小型集气站通过处理和压缩后输送至中心站。中心压缩系统是指利用井口压力直接把气体输送至中心压缩站。由于中国煤层气储层低含气饱和度、低渗透率以及低压力的“三低” 特性，所以目前中国煤层气的增压集输方式使用单井增压和卫星式增压两种模式多一些，这在沁水盆地的煤层气开采中已经体现。国外对采气管路、产出水管路及气体返输管路都采用埋沟敷设，埋深 1
6、.2 米使管路低于冻土层 0.6 米，在井场的集气干线都是 50mm，进入中心站增加至 250300mm。在国内以沁水盆地为例，冻土层最深达 430mm,对管路的敷设要求设计集输支线及单井管线埋地敷设时管底距自然地面不小于 1.2m，对于埋设集输干线（主管路）要求管顶距自然地面不小于 1.2m，按设计要求施工完全能够避免冰冻和冰堵现象发生。四、井场工艺在单井上安装一套包括调压、分离、计量和保温设备的流程，称为单井采气流程。其工艺过程为：井里边出来的煤层气经阀减压后进入分离器，在分离器中除去液体和固体杂质后，从集气管线输出。分离出的液体固体从分离器下部排放到污水罐中。设置气液分离器的目的主要是分
7、离气体的水分和杂质（如煤粉） ，避免在输送管路低凹处大量形成积液或煤粉沉积而影响输送效率，在沁水盆地的煤层气井场有的在工艺中增加了分离装置，有的未安装分离装置。实际输送中凝析水和煤粉是避免不了的，国内外都对凝析水采用了不同的解决方法，例如：美国在采出气管线低处设有分水器，避免在管道中产生液体段塞等。国内有的在输气管路的低点设置了凝水缸，有的在集输管路的低点设置了排液阀井等。井口出气对煤粉的过滤或分离上处置效果不明显，致使在采气管路中形成了煤泥的沉积，这会使气体通道面积逐年减小，输气量逐年降低，可能会使管道提前报废，这也是煤层气企业需要引起重视的问题。图 3 为提高煤层气产量增加输送能力，中外企
8、业已在部分老井场安装了增压机，机型活塞机和螺杆机共存，增压管道煤泥的沉积和流量计煤粉的污染级别为二级和一级，增压后直接输送至中心站或总站。井场的排水计量目前有两种方式：1、仪表计量（由于水中含有固相杂质和气体，精度与准确性较低）如涡轮流量计和水表等。2、容器计量如计量罐、计量桶等。井场采出水的处理：1、蒸发池处理法，利用井场污水收集池靠自然蒸发，占地面积大在冬季作用较小。2 、地面排方法，把收集的污水进行处理达到环保标准后排放地面。3、深井注入法，打井费用高，单处理能力大。在沁水盆地目前使用第一种较多。排采井场的气体计量目前使用涡轮涡街流量计较多。压力表的选型因为流程有压变的存在所以没必要选用
9、精密压力表。五、集气站工艺集气站主要作用是对外输送，对于管道气体压力不能满足输送要求的增压后才能输送，能够满足要求的可对各井来气汇集后对外输送，但不管是增压或是不增压对外输送前是必须要脱水的，因为从气体的成分看煤层气中含有饱和的水汽、二氧化碳和氧气等其它组分，没有分离措施易对钢质管道造成腐蚀且杂质和凝析水容易气塞造成输送气体压力损失增大。图 4图 4 是沁水盆地某些企业采用的工艺流程，图中黑色的缓冲罐多数企业是没有的，从使用效果看，前面的分离器已能满足企业要求，而压缩机后面多数缺少油水分离装置，对下游的输送将会产生一定的影响，有的企业发球筒的安装还和输气干线呈 90也是不便于合理通球的。对于集
10、气站的现场排水情况，冬季排水量较大，夏季很小或没有，其中 0.05MPa 进气压力下汇管、分离器、缓冲罐三个排水量同时比较，汇管 分离器缓冲罐，进气压力超过 0.12MPa 以上，分离器的排水量大于汇管和缓冲罐。图 5集气站的来气进入中心站经过脱水后进行销售，可以和天然气混输混用，但煤层气的脱水后指标要达到如下标准：项目 一类天然气(民用) 二类天然气(民用) 三类天然气(工业原料或燃料)高位发热量/(MJ/m3) 31.4总硫(以硫计)/(mg/m3) 100 200 460硫化氢/(mg/m3) 6 20 460二氧化硫/%(体积 ) 3.0水露点/ 在天然气交接点的压力和温度下，天然气的
11、水露点应比最低环境温度低5本标准中气体体积的标准参比条件是101.325kpa,20 1本标准实施之前建立的天然气管道，在天然气交接点的压力和温度下，天然气经机械分离设备分不出游离水。 2煤层气中饱和水蒸汽是形成水合物的内因，温度和压力是形成水合物的内因，所以防止水合物的形成可从两方面考虑，一是提高煤层气的温度，二是减少煤层气中水汽的含量，但对于在整条管路加温是不现实的，因而脱除煤层气中的水汽是防止形成水合物的主要途径，目前各国对管输煤层气中含水汽量指标要求不一，有“绝对含水汽量” 及 “露点温度 ”两种表示方法。绝对含水汽量是指单位体积煤层气中含有的水汽的重量，单位为mg/nm 3或mg/m
12、3。煤层气的露点温度是指在一定的压力下煤层气中水蒸气开始冷凝结出第一滴水时的温度，用表示。而中国对天然气含水量多少，通常用绝对湿度、相对湿度和露点来表示。绝对湿度是指单位数量天然气中所含水蒸气的质量，单位是g/m3。相对湿度是指单位体积天然气的含水量与相同条件（温度、压力）下饱和状态天然气的含水量比值。目前中国都是参照天然气的露点算法来对煤层气的水露点进行计算，因用露点温度表示煤层气的含水汽量更为方便。一般情况下管输煤层气的露点温度应该比输气管沿线最低环境温度低515。煤层气脱水的方法有多种，如溶剂吸收法、固体吸附法、化学反应法和低温冷却法。煤层气集中处理规模较大时，脱水工艺可考虑采用三甘醇脱
13、水方案。三甘醇是目前国内外普遍使用的天然气吸收脱水的溶剂，三甘醇露点降通常降低33 50 ，甚至更高，而使用固体吸附式（分子筛）脱水后的露点在常压下可-25，分子筛脱水在沁水煤层气企业使用也较为广泛。中心站的外输气体计量多采用孔板流量计。六、管路积水及改善管道内气体反应如下：CO2+H2OH 2CO3 (碳酸) 2Fe+2H2O+O22Fe(OH) 2 (氢氧化亚铁)4Fe(OH)2+O2+H2O4Fe(OH)3(氢氧化铁)白色絮状的 Fe(OH)2 极易被空气中的氧气氧化变成棕色或红褐色的 Fe(OH)3。管道的电化学反应加速了钢制管道的腐蚀，目前对沁水某些管路的积水进行 PH 值测试，比色
14、卡显示为 PH5/PH6 说明积水呈弱酸性。某些管路由于积水而产生了较大的压损（气塞现象） ，如果气体含有硫化氢气体，遇见饱和的水汽将形成酸类液体（如气体硫化氢成份体积比较小，酸性会较弱） ，就会加速对碳钢管道的腐蚀作用。在沁水盆地的煤层气管路因地形原因从山顶到邻近沟谷最大落差较大，特别是在节点增压管路，压缩机后面如果不设油水分离的脱水装置，将会使管路产生大量的积水而影响输送效率，有些集气站到中心站的压力损失达到0.2MPa 左右，堵塞点前压力较高，堵塞点后压力均有下降，而终点压力是不能降得太低，否则能量损失大会不经济的，所以有些企业采用了定期通球，有些企业采用低点开孔排液的方法来解决问题。对
15、于在管道低点的排液如果没有凝水收集缸（罐）而是在管道上直接开孔进行排水，建议在气体停止流动后进行排液操作，这样积液会因失去气体的推力而靠自身重力全部积存在管道的低凹处，排液会更彻底。七、结语：（1 ） 在井场对井口出气进行水分和固体杂质的初级分离。（2 ） 在压缩机后面增加油气分离器以增加对液体、粉尘及油类的进一步，分离减少对输送管道腐蚀、堵塞等。（3 ） 不具备通球条件的管路在落差大的低凹处设置排液设施（施工前应该加以考虑） ，定期排液，以提高输送效率。（4 ） 对排出的废液统一收集定点处理。参考资料：崔凯华,郑洪涛 .煤层气开采M.北京：石油工业出版社,2009 1黄春芳.天然气管道输送技术.北京.中国石化出版社,2009 2肖燕等.美国煤层气地面集输工艺技术.天然气工业,2008,28(3):111-113. 3叶健.潘庄煤层气集输工艺设计J.煤气与热力,2009,29(9):1-4 4
