王子辉 屈丽彬 陈巨标 王冀川 张博 赵勇

1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

2中国石油华北油田分公司质量安全环保监督中心

沁水煤层气田历经十余年发展，已进入规模化商业开发阶段，先后开发了樊庄和郑庄两大主要区块以及煤层气中央处理厂等建设项目，产建规模共约20×108m3/a[1-7]。通过优化传统油气田枝状管网和二级布站模式，沁水煤层气田以低成本为落脚点，针对沁水盆地煤层气田低压、低产、低渗、低饱和度等特性，以及建产区域地形复杂、相对高差大、社会依托差等环境条件[8-10]，在煤层气行业首创了“排水采气、井口计量、井间串接，低压集气、两地增压、集中处理”的煤层气田“三低”（低压、低产量、低成本）地面集输工艺模式[11-13]。

1 存在的问题

沁水煤层气田集输工艺以传统油气田地面集输工艺为基础，在生产开发过程中，由于煤层气能源本身的特色，逐渐暴露出老井管网三低需求和新老管网三个不匹配的矛盾。

1.1 新老井管压不匹配

结合山区地形地貌，沁水煤层气田采用以一条或几条采气主干管为中枢，以单井、阀组为功能控制节点，采出气由多井并入阀组、阀组汇管进站或多阀组并入干管进站的低压采气管网设计技术[3]（图1）。新井设计时，在校核管容和回压后，采用接入已建老井采气支线或采气干线的方式进行连接[14-15]（图2）。

图1 “枝上枝”管网Fig.1 "Branch on branch"pipe network

图2 新老井间接入方式Fig.2 Connection mode among new and old wells

煤层气单井具有井口压力和产量衰减快的特点，在解析初期，套压可达到0.9 MPa 以上。经过控压排采模式，在正常生产阶段，套压仅为0.03 MPa左右。基于上述原因，新井解析时套压、管压高，采用串接方式接入已建管网时，造成老井井口回压升高，产能无法充分释放[10]。沁水煤层气田采用滚动开发模式，在已建樊庄和郑庄区块逐年部署新建产能，新旧产能交替过程中存在大量串接引起的井间干扰现象，造成较大气量损失（图3）。

图3 新井投产后老井产量和管压变化曲线Fig.3 Curves of production and pipe pressure changes of old wells after new wells are put into production

1.2 产气量与产能不匹配

煤层气排水采气的生产特点决定部分老井在进入稳产阶段和递减阶段后，随着井底流压、套压逐步下降，会出现井底流压高于套压，但管压和套压持平的情况，致使管压限制了老井产能进一步有效释放（图4）。因此，需进一步降低地面工艺集输系统压力，提高单井产气能力，合理控制系统管压，对煤层气开发后期的地面工艺调整具有重要意义[4]。

图4 老井流压、套压与产量的关系Fig.4 Relationship among flow pressure,casing pressure and production in old wells

1.3 集气站生产工况与设计压力不匹配

沁水煤层气田产气采用井口余压输送，随开发开采，井口产气能力下降，地面集输系统管网压力持续降低，由最初的0.06 MPa降低至0.02 MPa以下（图5）。该运行压力与集气站进气压力设计值（0.05～0.08 MPa）严重偏离，导致部分集气站压缩机组运行效率大幅降低（图6）。因此，在满足管网低压力的生产需求下，如何通过有效技术手段提高集气站进气压力，使各站压缩机组正常运行，是集输工艺调改的重点研究方向[16-20]。

图5 集气站平均压力变化Fig.5 Average pressure changes in gas gathering stations

图6 集气站压缩机组效率Fig.6 Efficiency of the compressor unit in gas gathering station

2 微正压集输工艺研究

针对沁水煤层气田上述生产性问题，提出一种煤层气微正压集输工艺模式。在现有工艺模式下，通过老井网连接方式调改和集气阀组处增设微正压增压装置的方法，降低单井采气支线的管压，提高集气阀组采气干线的管压，从而在满足三低需求的同时，使新老井管压、产气能力和产能释放，集气站设计压力和生产工况相匹配。

由图7可知，该工艺模式需对煤层气现有直接进集气站的采气干线改造，连接至新建集气阀组或现有集气阀组，并在集气阀组处增设微正压增压设备。微正压设备进气压力设定为0.001 MPa，排气压力根据集输工艺可以自适应。

图7 改造前、后工艺流程Fig.7 Process flow before and after transformation

2.1 设备选型

针对低进气压力、小排量、可靠性高的增压设备，国内外广泛应用且技术较为成熟的设备有水环真空泵、气驱活塞式压缩机、罗茨风机、螺杆压缩机、螺杆风机等。目前沁水煤层气田在单井井场已经使用了水环真空泵、气驱活塞式压缩机、罗茨风机、螺杆压缩机，这些设备验证了降压提气的效果，虽然各种设备均可满足微正压集输的目的，但应用过程中却出现了不同问题。

水环真空泵需在井场安装设备基础和水箱，并定期拉运清水进行消耗水的补充，在山区无固定水源的情况下，无法实现自动化管理，应用受到限制。气驱活塞式压缩机需对现有单井进行改造，在现有工艺流程基础上引出单井产气作为燃料，在单井排采后期气量无法满足的情况下，压缩机无法启动。罗茨风机具有结构简单，造价低廉的优势，但受工作原理限制，运行效率过低、外排压力受限、外排温度过高，无法在集气阀组处应用。螺杆压缩机具有运行效率高、流量调节范围大、运行稳定的优点，但设备费用相对较高。

综合考虑煤层气山区地形，以低成本、低能耗、稳定可靠为出发点，结合设备现场生产参数（表1），在螺杆压缩机成功应用的基础上，沁水煤层气田选用螺杆风机作为微正压增压设备。

表1 不同增压设备技术参数Tab.1 Technical parameters of different supercharging equipment

2.2 管网连接方式改造

以沁水煤层气田某集气站所辖管网为例，该站所辖集气阀组12座，单独进站采气干线6条。本次改造分别对各集气阀组输送气量、集气半径、阀组管压进行校核，确保各阀组输送气量在螺杆风机流量区间范围内，并使单井和阀组处回压满足设计参数要求。在该站实施微正压集输工艺模式后，需改造采气干线，新建集气阀组2座，在各集气阀组处增设微正压设备14 台，改造后管网连接如图8所示。

图8 改造后管网连接Fig.8 Pipe network connection after transformation

2.3 实施效果

以改造后的某集气站所辖管网连接方式和生产数据为例，进行管网建模和数据分析。选取14 座集气阀组中1座进行管网模型建立（图9），验证该工艺模式降压提产的效果。集气阀组所辖井场7座，具体生产数据见表2。

表2 各井场生产参数Tab.2 Production parameters of each well site

图9 集气阀组管网模型Fig.9 Gas-gathering valve group pipe network model

在该阀组增设微正压设备后，集气阀组进气压力设定为0.001 MPa，经模拟计算，该阀组各井场管压平均降幅82.4%（图10）。

图10 井场管压对比Fig.10 Comparison of well site pipe pressure

根据各井场压降比例和经验公式，可预测实施后各井场气量增幅比例（表3）。在实际生产中，由于管压突降，在实施初期的一周内，各井场会有较大幅度气量上涨，在集输系统压力平稳后，气量增幅将保持稳定。根据预测结果，该集气阀组气量平均增幅比例为20.6%。该集气站所辖阀组在微正压集输工艺改造后，集气阀组微正压设备排气压力按照集气站设计压力进行设计，在满足降低井场和采气支线压力的前提下，有效提高采气干线和进站压力，使该站压缩机组进气压力处于额定运行压力范围内（图11），压缩机组运行效率可由60%提升至95%。

图11 不同进气压力下压缩机特性Fig.11 Characteristics of compressor under different intake pressures

表3 实施后各井场生产参数Tab.3 Production parameters of each well site after implementation

2.4 经济性分析

集气阀组气量平均增幅比例为20.6%，14座集气阀组增产气量总计6.3×104m3/d，根据樊庄、郑庄区块销售气价和综合成本计算年收益共1 103 万元，设备及改造总体投资1 744 万元，投资回收周期需1.6年。

3 结论

微正压集输工艺模式以最简工艺改造模式为出发点，仅在集气阀组处增加一级控制节点，有效提高老井产量和集气站压缩机组运行效率，缓解了新老井间产量压制问题，解决了煤层气田开发后期因集输系统压力降低引起的矛盾，适用于煤层气田老区块工艺调改。

目前该研究成果已在沁水煤层气田樊庄区块某集气站应用，井场管压平均降幅达82.4%，集气阀组气量平均增幅比例为20.6%，压缩机组运行效率可由60%提升至95%，经济效益投资回收周期需1.6 年。该研究成果形成了以降压增产为导向，以最简控制流程为目标的集输工艺模式。在原有“三低”集输工艺流程基础上，建立了“微正压集气、多级增压、集中处理”的老区块调改策略。