第七章煤層氣集輸第七章煤層氣集輸第七章煤層氣集輸第一節采氣流程第二節煤層氣的礦場集輸第三節煤層氣的礦場集輸工藝第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統主要內容：第一節采氣流程把從氣井采出的含液固體雜質的一定壓力煤層氣變成適宜礦場保送的合格煤層氣的各種設備組合，稱為采氣流程。用圖例符號表示采氣全過程的圖稱為采氣流程圖。煤層氣井的采氣流程分為單井常溫采氣流程和多井常溫采氣流程。1〕單井常溫采氣流程在單井上安裝一套包括調壓、分別、計量和保溫設備的流程，稱為單井采氣流程。其工藝過程為：井里邊出來的煤層氣經閥減壓后，進入加熱爐，經過加熱后再由節流閥進入分別器，在分別器中除去液體和固體雜質后，從集氣管線輸出。第一節采氣流程也可翻開放空閥緊急放空泄壓。單井采氣可運用于遙遠氣井、產水量大的氣水同產井和低壓氣井采氣。2〕多井常溫采氣流程把幾口井的采氣流程集中在氣田適當部位進展集中采氣和管理的流程，稱為多井常溫采氣流程，普通把具有這樣流程的站稱為集氣站。其工藝過程普通依次包括加熱、節流、分別、脫水、計量等幾個部分。其中加熱部分是為了預防在節流降壓過程中氣體溫度過低構成水合物。假設氣體壓力較低，節流后不會構成水合物，集氣站的流程就可簡化為：節流-分別-脫水-計量，然后輸出。多井常溫采氣流程的優點是便于對氣井進展集中調理和管理，減少管理人員和任務人員。第一節采氣流程井口采用抽油機將儲層的水采出，分別器將水中帶出的氣體分別后，污水排至井場水池中。煤層氣解吸后由套管采出，0.2～0.5Mpa壓力的煤層氣經采氣井口采出后，與氣水分別器分出的氣體混合，經過分別、計量，經采氣管道輸至集氣站。井口分別器及計量設備為橇體，可根據開采情況，將橇體移到其它井口繼續運用。第七章煤層氣集輸第一節采氣流程第二節煤層氣的礦場集輸第三節煤層氣的礦場集輸工藝第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統第二節煤層氣的礦場集輸把氣井采出的煤層氣經過加熱、降壓〔或加壓降溫〕、分別、脫水、計量后，集中起來保送到輸氣干線或脫硫、脫水廠的過程，稱為煤層氣的礦場集輸。一、集輸系統的類型目前常用的煤層氣集輸系統有三種類型：第一類是對每口井產出的煤層氣進展單獨處置和緊縮，然后用小口徑、中等壓力的管線將煤層氣保送至中心緊縮站；第二類是將并組的煤層氣搜集在一同，經過低壓集輸管線保送到衛星增壓站，經初步處置和緊縮后，再保送至中心銷售緊縮站；第三類是盡能夠降低煤層氣井的井口壓力，選用大小適宜的集輸管線將煤層氣直接保送到中心緊縮站。第二節煤層氣的礦場集輸二、礦場集輸管網的類型搜集和保送煤層氣的管網稱為集氣管網，包括采氣管線、集氣支線和集氣干線等。采氣管線是氣井到集氣站的管線，普通直徑較小〔73~114mm〕；集氣支線是集氣站到集氣站或集氣站到集氣干線的管線，普通直徑較大〔159~325mm〕；集氣干線是將各集氣站或集氣支線的來氣集中保送到集配氣總站或加氣站的管線，普通直徑很大〔219~457mm〕。目前采用的集氣管網普通有枝狀管網、環狀管網和放射狀管網三種類型。第二節煤層氣的礦場集輸〔1〕枝狀管網枝狀管網形同樹枝狀，它有一條貫穿于氣田的主干線將分布在干線兩側氣井的煤層氣經過支線納入干線，由干線輸至集氣總站或加氣站。該集氣管網適于長條狀煤層氣田，煤層氣田即采用這種管網規劃。〔2〕環狀集氣管網環狀集氣管網是將集氣干線布置成環狀，承接沿線集氣站的來氣。在環網上適當的位置引出管線至集氣總站。這種集氣流程調度氣量方便，氣壓穩定，部分發惹事故時影響面小。普通用于構造面積較大的氣田。〔3〕放射狀集氣管網放射狀集氣管網適用于井位相對集中的氣田。按集中程度將假設干口氣井劃為一組，每組中設置一個集氣站，各井煤層氣經過來氣管線納入集氣站。該管網規劃便于煤層氣和污水的集中處置，也可減少操作人員。第一節采氣流程把從氣井采出的含液固體雜質的一定壓力煤層氣變成適宜礦場保送的合格煤層氣的各種設備組合，稱為采氣流程。煤層氣井的采氣流程分為單井常溫采氣流程和多井常溫采氣流程。1〕單井常溫采氣流程在單井上安裝一套包括調壓、分別、計量和保溫設備的流程，稱為單井采氣流程。其工藝過程為：井里邊出來的煤層氣經閥減壓后，進入加熱爐，經過加熱后再由節流閥進入分別器，在分別器中除去液體和固體雜質后，從集氣管線輸出。分別出的液體固體從分別器下部排放到污水罐中。為了平安采氣，流程上裝有平安閥和放空閥，一旦設備超壓，平安閥便自動開啟泄壓，第二節煤層氣的礦場集輸三、煤層氣的增壓保送在煤層氣的開發和保送過程中，隨著煤層氣的不斷采出，氣井壓力逐漸降低，當氣井的井口壓力低于輸氣壓力時，氣井難以維持正常消費，甚至呵斥被迫關井。因此，為了充分利用能源，確保合理開發氣田，提高煤層氣采收率，當氣田的地層壓力降低后，應該在礦區建立增壓設備，對煤層氣增壓，以降低氣井井口的回壓，維持氣井正常消費，保證煤層氣正常保送。第七章煤層氣集輸第一節采氣流程第二節煤層氣的礦場集輸第三節煤層氣的礦場集輸工藝第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統第三節煤層氣的礦場集輸工藝自地層中采出的煤層氣中，普通有飽和的水蒸氣和機械雜質，水蒸氣和機械雜質是煤層氣中有害無益的組分。煤層氣中水蒸氣和機械雜質的存在，減小了輸氣管道對其它有效組分的保送，降低了煤層氣的熱值。當輸氣管道壓力和環境溫度變化時，能夠引起水汽從煤層氣中析出，構成液態水、冰或甲烷水合物，這些物質的存在會添加輸氣壓降，減小輸氣管線的經過才干，嚴重時還會堵塞閥門和管線，影響平穩供氣。因此，現場常采用加熱、節流、分別、脫水等工藝對煤層氣進展處置，以保證平安平穩地保送合格的煤層氣。第三節煤層氣的礦場集輸工藝一、計量為了改善氣井管理，需求對每口井的產氣量、產水量、壓力、溫度進展計量。對于多層位的產氣井，還應對每一產層的產量進展估測。1〕水計量系統常用的水計量方法有3種：正排量流量計、渦輪番量計和計量桶。正排量水流量計容易被細小的煤粒、砂、粘土堵塞，呵斥計量誤差。渦輪番量計通常安裝在泵的出口處，其計量精度高于正排量流量計，但在間隙流、氣水兩相流及水中有雜質的情況下，易受損壞，或產生較大的計量誤差。正排量流量計和渦輪番量計的計量精度隨入口壓力的提高而添加。在美國的黑勇士盆地，最常用的水計量方法是一種標定容器，也稱計量桶。這種容器的容積普通為18.925dm3(5加侖)，用于井口搜集產出水，并記錄容器裝滿水所需的時間，由此換算成每日產水的桶數。第三節煤層氣的礦場集輸工藝2〕氣計量系統煤層氣通常要進展單井計量和中央銷售點計量。主要流量計有孔板流量計和渦輪番量計，也可運用旋轉式或膜片式流量計，特別是在計量緊縮機的燃料用量時，差壓式孔板流量計經過丈量安裝在管線中的孔板流量計上下游的壓力差來計量氣體流量。孔板流量計的優點是機械缺點少，維護任務量小，可將管線的壓力、溫度及壓差延續地記錄在圓形記錄卡上，可永久保管氣井的消費史記錄資料。缺陷是流量值需求人為解釋，產量變化較大時，記錄卡片不容易解釋準確。不過在記錄卡片取下來以后，可用光學掃描儀對氣井產量進展比較準確的估測。渦輪番量計常用于計量單井流量和總產量，優點是計量流量范圍較大。缺陷是運動部件較多，維護費用高。圖7-2V型流量計節流安裝表示圖第三節煤層氣的礦場集輸工藝近年來差壓式V錐流量計〔圖7-2〕獨特的構造使其具有較強的流動調整才干，可測濕氣體，能在低差壓下丈量煤層氣等顯著優點，已在美國的煤層氣工業開采中得到了大量的運用。管徑逐漸遞增的配管設計方案不僅為煤層氣消費帶來宏大效益，而且可以防止各井之間的交叉影響或者通常因某個單向間有缺點呵斥氣體反注到附近的氣井中。第三節煤層氣的礦場集輸工藝3)單層產量計量許多煤層氣井有多個產氣層位，為了改善消費管理，不僅要丈量每口井的產氣量、產水量和井口壓力，在能夠的情況下，還應該計量每一產層的產氣量和產水量。單層產氣量計量的方法之一是，當氣井一切產層的產氣量到達比較穩定時，用橋塞堵住下一個產層，當產量再次到達穩定值時，兩者之差即為該產層的產量。這種方法適用于評價井或察看井，普通不適用于大規模開發的氣田。美國研討了根據產出氣或產出水的成分的變化來估算不同產層產量的方法。在黑勇士盆地的實驗闡明，根據產出氣成分的變化來估算產層產氣量是不勝利的，但根據產出水的化學成分的變化，測算產層的產量有一定的可行性。第三節煤層氣的礦場集輸工藝例如，黑勇士盆地的BlackCreek產層產出水的溶解固相總含鹽比MaryLee產層高一個數量級。經過對單產層完井的氣井數據與同時對兩個產層完井的氣井的數據的比較，可在溶解固相總含量與每個產層的產水百分率之間建立相關方程。這種方法是評價水力壓裂，確定能否要進展修井作業的有效工具。單層產氣量計量的另一種方法是利用美國天然氣研討所開發的產層隔離封隔器。它是一種充氣膨脹式封隔器，安裝時作為油管性的一部分安裝在氣井兩產層之間。計量時，隔離封隔器充氣膨脹，將產層完全隔離。亞拉巴馬州的現場實驗證明這種工具對儲層管理非常有利。第三節煤層氣的礦場集輸工藝美國是煤層氣商業化開發最勝利的國家，其90%以上的煤層氣產量是從圣胡安和黑勇士這兩個煤田消費的，這兩個煤田采用的地面鉆井技術和煤層氣集輸技術已相當成熟(圖7-3)。為此，著重對美國圣胡安盆地的煤層氣集輸系統進展了引見。圖7-3美國黑勇士盆地煤層氣開采地面工藝流程圖1.泵支架；2.針形閥；3.水流管線；4.閥；5.濾網；6.氣體流動管線；7.滴水器；8.氣體分別箱；9.過濾器；10.氣體流量計；11.出水管；12.火焰消除器；13.火炬安裝；14.繃繩支架；15.輸氣管圖7-4圣胡安盆地典型的煤層氣井場工藝表示圖第三節煤層氣的礦場集輸工藝每個井場都配備有分別器、水處置設備和計量設備(圖7-4)。產出的流體經過100m長的管線從井口保送至立式分別器，氣流沿切線方向從進口管進入分別器內。氣相回轉向上進入頂部腔室，在此過程中，速度不斷減小，使得氣流均勻經過除霧器，分別器頂部出來的氣體管輸至計量設備；水經過液位控制閥從分別器底部排出至儲水罐，煤粉等雜質隨著水一同向下運動，降至分別器的圓錐形底部，由排污口排出。分別器外部配備有一個氣體加熱的水套，用自然通風熄滅器加熱以免冬天水結冰。分別器入口還設置有一個控制閥，當運轉壓力超越分別器的名義操作壓力時封鎖氣源。第三節煤層氣的礦場集輸工藝水接納安裝包括2個容量為300桶的加熱的、襯套鋼罐，相鄰的是一個容量為100桶的玻璃纖維污水坑，它作應急用且可接納從兩個鋼罐底部脫除的煤粉等雜質。流程是：分別器底部出來的水首先流入第一個鋼罐，和第二個鋼罐平衡，煤粉等雜質發生沉降。當水處置系統發生紊亂時，2個鋼罐還可提供就地儲存功能，以便繼續消費。從第二個鋼罐出來的水管輸至一個氣體驅動的輸水泵，以提供足夠的動力，往北保送至水處置系統。兩個鋼罐配備有氣體覆蓋系統，以阻止氧氣進入。在罐和污水坑周圍還設有土制的排水道。另外，由于井場沒有可以利用的電，氣體被緊縮到100psi作為輸水泵的天然氣驅動，泵排出的氣體被放空；調整到30psi的氣體用作儀表用氣、罐的燃料、分別器的熱源以及儲水罐的覆蓋氣等。第三節煤層氣的礦場集輸工藝二、分別煤層氣井井身普通采用消費套管中下入油管的構造，這種構造使氣水在井下得到初步分別。不論是從油管產出的水，還是從套管產出的氣都需求在井口作進一步分別，然后再分別保送到氣水處置點和銷售點。在地面氣水分別系統中，固相雜質的處置是非常重要的一個環節。固相雜質能夠包括微小煤顆粒、碎石及來自壓裂作業的砂，在某些氣田地面管線中也會出現鹽的堆積。水計量系統入口處最易出現固相雜質的聚積，但處置較方便，只需在分別器的下游，在水流量計之前安裝過濾器即可處理。對于較大的固相雜質，可在井下泵的入口安裝濾網以及減小氣井作業過程中的井口壓力的動搖予以控制。分別氣液〔固〕的分別器，按其原理可分為重力式分別器、旋風式分別器、混合式分別器三種。前兩種運用最多。第三節煤層氣的礦場集輸工藝1〕重力式分別器重力式分別器主要是利用液〔固〕體和氣體之間的重度差分別液〔固〕體。氣液混合物進入分別器后，液〔固〕體被氣體攜帶一同向上運動，但是，由于液〔固〕體的重度比氣體大得多〔如在5Mpa時，水的重度是甲烷重度的28倍〕，同時液〔固〕體還遭到向下的重力作用向下沉降，假設液滴足夠大，以致其沉降速度大于被氣體攜帶的速度，液滴就會向下沉降被分別出來。重力式分別器根據安裝方式和內部附件的不同可分為：立式、臥式及三相重力式分別器三種。前兩種可分別氣液〔固〕兩相，第三種是把液體再分開。第三節煤層氣的礦場集輸工藝圖7-5臥式重力分別器圖7-6立式重力式分別器圖7-7旋風式分別器第三節煤層氣的礦場集輸工藝2〕旋風式分別器旋風式分別器又叫離心分別器，由筒體、錐形管、螺紋葉片、中心管和集液包等組成。煤層氣沿切線方向從進口管進入分別器的筒體中，在螺旋葉片的引導下做向下盤旋運動，由于氣體和液固體雜質顆粒的質量不同所產生的離心力也不同，于是質量大的雜質顆粒被甩到外圈，質量小的氣體處于內圈，從而使兩者分別。雜質顆粒在其重力及氣流的帶動下，沿錐形管壁進入集液罐，經排污管排出，氣體在錐形管尾部開場作向上盤旋運動，最后經中心管進入下一級設備。第三節煤層氣的礦場集輸工藝3〕混合式分別器混合式分別器是利用多種分別原理進展氣液〔固〕分別的，構造比較復雜，類型也很多，如螺道分別器、串聯離心式分別器、分散式分別器等。三、集氣站工藝來自各井口的煤層氣進入站場，經氣液分別后，氣體進入緊縮機組增壓，經冷卻分別后，計量外輸。分別出的污水進入排污池，排污池設有放空管，污水中殘留的氣體經放空管引至平安處放空。普通煤層氣進入站場的壓力很低，經常低于0.1MPa，在集氣站需進展幾級緊縮，出口壓力為多少，需根據最終的外輸壓力綜合思索而定。工藝流程表示圖詳見圖7-8。圖7-8集氣站工藝流程圖表示圖第三節煤層氣的礦場集輸工藝第三節煤層氣的礦場集輸工藝四、處置廠工藝煤層氣從各集氣站經集氣干線進入處置廠，經增壓脫水處置后，到達天然氣國家規范的氣質要求后外輸。之所以進展脫水處置是由于保送的煤層氣有時會含有酸性組份，液態水的存在會加速酸性組份(H2S、CO2等)對管壁閥件的腐蝕，減少管線的運用壽命。目前各國對管輸煤層氣中含水汽量目的要求不一，有“絕對含水汽量〞及“露點溫度〞兩種表示方法。絕對含水汽量是指單位體積煤層氣中含有的水汽的分量，單位為mg/nm3或mg/μm3。煤層氣的露點溫度是指在一定的壓力下煤層氣中水蒸氣開場冷凝結出第一滴水時的溫度，用℃表示。為了表示在煤層氣管輸過程中，由于溫度降低而從煤層氣中凝析出水的傾向，用露點溫度表示煤層氣的含水汽量更為方便。普通情況下管輸煤層氣的露點溫度應該比輸氣管沿線最低環境溫度低5～15℃。第三節煤層氣的礦場集輸工藝可用于煤層氣脫水的方法有多種，如溶劑吸收法、固體吸附法、化學反響法和低溫冷卻法。煤層氣集中處置規模較大時，脫水工藝可思索采用三甘醇脫水方案。三甘醇是目前國內外普遍運用的天然氣吸收脫水的溶劑，三甘醇露點降通常降低33～50℃，甚至更高；三甘醇的蒸氣壓低，攜帶的損失小，熱力學性質穩定，脫水操作費用低。因此，可選用三甘醇作為吸收劑進展脫水處置。由于進入處置廠的壓力較低，可采用先增壓后脫水工藝，以降低脫水安裝規模和運轉本錢，降低處置廠的建立投資。處置廠的工藝流程見圖7-9。第三節煤層氣的礦場集輸工藝圖7-9處置廠工藝流程圖表示圖第三節煤層氣的礦場集輸工藝沁水盆地中央處置廠的主要工藝過程為增壓和脫水。在脫水安裝前進展增壓還是在脫水安裝后進展增壓對中央處置廠工藝參數選取、運轉費用及投資影響較大，必需進展對比分析和優選。不同壓力下脫水后的含水量都應滿足外輸壓力下的水露點要求。先脫水后增壓工藝的脫水安裝一次投資高，脫水再生負荷大，運轉費用高；設備體積大，占地面積大，工藝管線管徑大。而先增壓后脫水工藝的一次投資低，脫水再生負荷較小；脫水安裝的操作壓力較高，設備體積小，占地面積小，工藝管線管徑小。故在節約投資、降低能耗的原那么下，采用先增壓后脫水〔三甘醇脫水〕的工藝。第三節煤層氣的礦場集輸工藝五、實例〔1〕沁南煤層氣潘河示范工程沁南潘河煤層氣示范工程是我國第一個國家級煤層氣產業化示范工程。該工程的實施加速和推進了我國煤層氣產業的構成與開展，對推進我國煤層氣資源的大規模商業化利用起到積極的示范作用。該工程共建采氣井場150座，采氣管線45.35公里、集氣管線21.41公里、輸配閥組15個、集氣增壓站3座、CNG站1座。建成后實現年產煤層氣1×108m3的示范商業消費規模。一期工程于2005年1月投產。地面工藝采用“井口－輸氣閥組－輪換計量－集氣站－外輸〞的濕氣集輸總流程，總集輸才干1.0×108m3/a。單井產氣經過分別器進展氣液分別后經輸氣管線進入閥組，經過井場RTU，實現單井套壓、溫度和第三節煤層氣的礦場集輸工藝產水量向閥組的傳輸；水管線經過計量后進入污水池。閥組來氣經過調壓后聚集輸往集氣站，對單井產量實行輪換計量；經過閥組RTU向集氣站控制室傳輸單井及閥組信號。在集氣站聚集和集氣閥組來氣，經過過濾、調壓、計量和緩沖，進入緊縮機，未來氣增壓后外輸和進入CNG站。主要工藝流程見圖7-10。圖7-10沁南煤層氣潘河示范工程工藝流程表示圖第三節煤層氣的礦場集輸工藝〔2〕沁水盆地樊莊區塊煤層氣6億方產能建立工程樊莊區塊煤層氣6億方地面工程是我國首個數字化規模化煤層氣田，它標志著我國煤層氣工業化大規模開發的開場。氣田建立規模6×108m3/a，共建成直井437口，程度井45口中，集氣站6座，采集氣管線370km〔集氣半徑5km〕,中央處置廠1座，年處置才干30×108m3，其中一期工程10×108m3。2021年9月實現煤層氣管輸。樊莊區塊煤層氣6億方產能建立地面工程總體規劃見圖7-11。圖7-11樊莊區塊煤層氣6億方產能建立地面工程總體規劃圖第三節煤層氣的礦場集輸工藝地面工程采用“單井并聯閥組集氣、單井計量、兩地增壓、集中處置、無線傳輸、數字管理〞的總工藝流程。單井并聯閥組采氣工藝為井口至閥組的采氣管線采用輻射狀與枝狀相結合的方式接入，各氣井采氣支線并入閥組，再經過采氣干線引接入集氣站。采氣閥組設放空流程，當采氣支線發生缺點，在采氣閥組處對該采氣支線放空、維護，可以保證其它支線正常消費。中央處置廠采用先增壓后脫水工藝，脫水采用三甘醇吸收法脫水工藝。一期設往復式緊縮機4套，脫水安裝2套，處置規模為10×108m3/a。第三節煤層氣的礦場集輸工藝整個氣田采用SCADA系統，由調度控制中心對氣田消費全過程進展監控、管理、調度、操作及平安維護，實現了井口、集氣站內各安裝無人定崗值守、定期巡檢的控制程度。同時，采用無線和光纜通訊系統保證了遠程自動控制的可靠性。樊莊煤層氣6億方產能建立地面工程工藝流程見圖7-12。圖7-12樊莊煤層氣6億方產能建立地面工程工藝流程表示圖第三節煤層氣的礦場集輸工藝〔3〕鄂東氣田韓城區塊5億產能建立工程正在實施的鄂東氣田韓城區塊5億產能建立位于渭南韓城市板橋鄉和薛峰鄉，距韓城市10km。建立規模6×108m3/a，共建直井產氣井532口，程度井產氣井11口。程度井產能為17000m3/d，直井產能為2500m3/d；擴建、新建集氣站各1座，采氣管線209.5km，集氣聯絡線5.06km；新建中央處置廠1座，處置規模10×108m3。地面工程采用“單井計量、多井串接、二地增壓、集中處置、無線傳輸、數字管理〞的主工藝流程。第三節煤層氣的礦場集輸工藝圖6-13韓城煤層氣5億方產能建立地面工程工藝流程表示圖第三節煤層氣的礦場集輸工藝多井場串接把相鄰的幾口氣井相互串接，氣井集合后經過采氣干管進站，該方式在長慶的蘇里格氣田曾經大量運用，多井串接方式順應低壓、低產氣田的規模化開發，提高了集氣站的轄井數量，簡化了采氣管網，降低了工程投資。中央處置廠總處置才干為10×108m3/a，遠期預留規模10×108m3/a，采用先增壓后脫水的總體工藝流程。全廠共設往復式緊縮機組5套，其中50×104m3/d兩臺，100×104m3/d3臺，脫水采用三甘醇吸收法脫水。設100×104m3/d、200×104m3/d脫水安裝各1套，兼顧前后期消費。井場采用無人值守，GPRS遠程監測的消費方式。自控系統采用SCADA系統進展消費過程監測．SCADA系統由集氣增壓站過程控制系統〔韓-1站、韓-2站〕和329座井場分設的遠程測控終端〔簡稱RTU〕組成，完成整個工程的消費監測及控制。第七章煤層氣集輸第一節采氣流程第二節煤層氣的礦場集輸第三節煤層氣的礦場集輸工藝第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統華北油田山西沁水煤層氣田根據本人的實踐情況，構成了一套規模化、數字化的集輸系統。它以煤層氣公司為總控制中心，下設二個工區〔樊莊和鄭莊工區〕、一個中央處置廠，每個工區管理假設干個集氣站，而每個集氣站又管理幾十口氣井；中央處置廠管理廠內的假設干個安裝。并且，將煤層氣公司調度室〔中心控制室〕作為一級單元，各集氣站值班室為二級單元，各個監控點為三級單元，構成了一個三級SCADA自動化監控管理系統。三級單元單井采用RTU監控安裝、集氣站采用PLC可編程控制器，實現數據的自動采集和控制，并經過無線或有線方式實現與值班室上位機遠程數據通訊。各值班室〔二級單元〕上位機對所轄下層監控單元〔煤層氣消費井、集氣站〕進展集中數據處置、動態顯示、遠程控制和缺點報警；中心控制室只監不控，發現問題調度室可向集氣站值班室下發相應的操作指令，由集氣站值班室操作員根據現場情況，進展相應的處置。第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統圖7-14沁水盆地煤層氣集輸系統組織機構圖圖7-15沁水盆地煤層氣集輸系統構造圖第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統一、集輸工藝流程該氣田煤層氣的集輸工藝流程與之前所講的煤層氣集輸工藝類似，詳細過程為：氣井經過排水降壓使煤層氣解吸后由套管采出，0.2～0.5MPa的煤層氣經過井場氣體流量計計量后進入采氣管線；各單井間經過井間串接聚集到采氣干管，最后經過采氣干管進入集氣站，單條干管串井數量普通不超越20口，長度不超越3km；集氣站進站壓力0.05～0.08MPa，煤層氣經過氣液分別后，進入增壓區，增壓至1.4MPa經外輸計量后進入集氣支線，各支線最后經過集氣干線進入中央處置廠，進廠壓力不小于1MPa，在中央處置廠經集中增壓脫水后，輸往西氣東輸管線，出站壓力5.7MPa。詳細工藝過程見圖7-16。第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統圖7-16沁水盆地煤層氣田集輸工藝流程圖第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統〔1〕采氣工藝在山西沁水盆地煤層氣田，其采氣工藝過程為：單井經過抽油機排水降壓使水從井下經過油管排出地面，而煤層氣經過油套環形空間進入集氣管線；以后，運用低壓多井串接集氣工藝，利用井口0.2～0.5MPa的消費壓力把相鄰的幾口氣井串接到采氣干線，集中輸往集氣站，從而完成了采氣工藝過程。〔2〕集氣站工藝1〕集氣流程煤層氣經采氣干管進入集氣站后，經分別器進展氣液分別過濾后，進入緊縮機組分兩級進展增壓緊縮，根據集氣站在管網的不同位置，增壓后的煤層氣壓力為1.4MPa，經空冷器冷卻至溫度54℃后，計量外輸。系統中設有排污系統和放空系統。排污系統主要包括分別器排污、緊縮機組排污、收球筒排污等。各部分排污分別接入排污總管，最后進入污水罐，由污水罐車拉運外排。放空系統那么包括來氣進站放空、分別器放空、緊縮機組放第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統圖7-17沁水煤層氣田集氣站空、收發球筒放空、外輸放空等，當系統中某處的壓力過高時，需求放空并且點燃火把。第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統圖7-18緊縮機流程圖第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統〔3〕中央處置廠在中央處置廠，各區塊集氣干線來氣首先進入集配氣安裝，在清管作業時擔任清管器的接納；再進入過濾分別器，擔任對原料氣進展氣液分別；然后進入增壓安裝增壓，壓力由0.9MPa增壓至6.0MPa，之后進入三甘醇脫水安裝脫水，確保外輸氣的濕度到達規范，最后經計量后輸往西氣東輸管道。分別后的水和雜質進入污水處置安裝。詳細工藝過程見圖7-19.第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統圖7-19中央處置廠工藝流程圖第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統圖7-20集配氣流程圖第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統圖7-21脫水計量流程圖第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統二、系統控制沁水煤層氣田的集輸有兩種自動控制方式：一是就地控制，是指在集氣站和中央處置廠控制室計算機操作界面上，根據運轉參數由操作員進展操作，并根據事先設定的條件和參數，實現系統運轉的自動控制和調理的控制方式。二是聯動控制，是指將單井、集氣站和中央處置廠作為一個系統，全面思索，當其中一個單元出現問題時，系統就要對其本身和其它單元的運轉參數進展自動控制和調整，以保證系統各單元的正常運轉，實現系統各單元間的聯動控制，以保證系統的平穩運轉。當出現單井產氣量上升、單井壓力上升〔井口壓力大于0.5MPa〕，集氣站進口壓力上升、停電、外輸管線漏、來氣量大于設計才干、集氣站停運等問題時，就可實施上述控制，以保證系統正常運轉。第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統圖7-22控制工藝流程圖第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統〔1〕采氣井控制采氣井采用人工遠程控制和就地自動控制兩種方式。人工遠程控制抽油機時，根據屏幕顯示的各檢測參量，包括電壓、電流、通訊形狀、停機報警等，由人工點擊屏幕，發送抽油機啟動/停頓命令，實現控制目的。控制量要求條件措施抽油機啟動正常電源電壓正常、通訊正常。遠程抽油機停止正常通訊正常。遠程電源缺相

報警。提示電壓超范圍

報警。提示皮帶斷

無沖程、沖次。提示不平衡

平衡率小于85%或大于115%。提示表7-1人工遠程控制第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統采用就地自動控制時，當抽油泵和抽油機在運轉過程中出現缺點，對設備和環境能夠產生危害時，系統將會自動停運抽油機，并同時將停機緣由和形狀優先自動報告給上位機，見表7-2。控制量要求條件措施卡泵優先上沖程載荷超限、下沖程載荷趨于零。自動停機曲柄銷子腿扣優先≧自動停機液面就地閉環設置液面高度、液面下降值。

表7-2就地自動控制第四節華北油田沁水盆地數字化煤層氣田集輸系統〔2〕集氣站控制集氣站控制系統由集氣站監控系統和緊縮機組自帶的監控系統兩部分組成，中心控制室操作員根據單井或中央處置廠的情況進展聯動操作控制。緊急關斷閥安裝位置要遠離過濾分別器和緊縮機，在值班室設有緊急關斷按鈕，自動控制無法操作的情況下，按下緊急關斷按鈕關斷進出口閥。集氣站在采用就地自動控制時，不需求上位機操作員進展操作和干涉，系統只是根據事先設定的條