沁水煤层气开采与集输.docx
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沁水煤层气开采与集输
沁水煤层气开采与集输
孙建梅
概要:
对沁水煤层气的地质、开采、集输做一分析,集各家之所长,对现状做一总结。
一、煤层气储量
沁水盆地总面积2.7万平方公里,煤层气总资源量为3.97万亿立方米,占全国总量的10.8%,其中1000米以浅的煤层气资源量为1.9万亿立方米。
二、沁水地区的地质及煤层结构
沁水盆地为中生代末形成的构造盆地:
元古界、太古界为盆地基底;古生界、中生界组成盆地的构造层,包括震旦系,寒武系,奥陶系,上石炭统,二叠系,三叠系及局部残存的侏罗系;新生界不整合覆盖于盆地之上。
盆地最深处奥陶系顶面深约2500米。
沁水盆地东为太行隆起,西为吕梁山隆起,南有中条山隆起,北有五台山隆起。
构造面貌整体为一近南北向大型复式向斜,地质构造相对比较简单,仅在盆地边缘发育一些较大规模的断裂,断裂以北东、北北东和北东东向高角度正断层为主,内部以刺激褶皱为主。
沁水盆地的石炭——二叠系含煤层11-20层,其中可采煤层3-8层。
全区稳定发育的可采煤层为太原组的15号煤层及山西组的3号煤层,煤层的总厚度大多在5米以上,煤层的变化总体趋势西薄东厚、南薄北厚。
在盆地南北两端由于受岩浆活动影响煤阶为无烟煤和贫煤。
三、煤层气存在的状态
煤层气俗称“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,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。
(甲烷完全燃烧生成二氧化碳和水,不完全燃烧会产生有毒的一氧化碳。
)
煤层气是非常规天然气,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的内表面上,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。
四、沁水盆地煤层气的分布
沁水盆地按煤层气的富集单元可分为:
沁南极富气区、东翼斜坡带富气区,西翼斜坡带低富气区、西山低富气区和高平——晋城低富气区。
沁南极富气区:
是指文王山断层以南,浮山断层以东和晋获大断层以西的广大地区,南部以煤层风化带为界限。
该区总体构造形式是呈向北的单斜,主要构造为北北东和南北向的宽缓褶皱,地层倾角一般为5°~10°,煤层埋深在300-1200m之间,煤层气含量在15.3-24.46m3/t(无烟煤),该区是我国煤层气勘探程度较高的地区之一。
五、沁南富气带的开采
沁南区域(沁水县)目前有:
华北油田、中联、蓝焰、格瑞克、亚美等多家单位在开采。
华北油田煤层气从2006年5月29日成立到2011年6月4日,五年累计钻直井1168口,水平井68口,建成1座煤层气处理中心,2座变电站,6座集气站,日外输气量达到155万立方米。
至2011年8月,格瑞克公司和中联公司合作,在其合同区域范围已施工抽采井69口,投产运行井57口,年生产能力达1300万方。
蓝焰公司成立于2003年8月16日,到2011年8月,已施工抽采井2000余口,排采运行井数1037口(其中沁水县内施工914口,投产运行井680口),日外输气量200多万立方米,年生产能力达8亿方。
目前,公司累计建设完成煤层气地面抽采井3000余口,日抽采气量突破330万立方米,单井日产气量平均1000多立方米。
至2011年8月,中联公司在沁水县范围内勘查面积538.2平方公里,已施工抽采井322口,投产运行井205口,年生产能力达1.35亿方。
至2011年8月美中能源有限公司和中联公司合作,在其合同区域范围施工抽采井13口,投产运行井6口(均为高产水平井),年生产能力达5500万方。
目前单口井平均日产量在10000立方米以上。
六、井型与成本
煤层气抽采井按井斜角度不同,主要分为直井、水平井(水平井又叫定向井,包括一般水平井、多分支水平井、U形井)两类。
目前斜井、丛式井也已经在亚美的马必项目进行排采
作业。
直井成本:
中石油煤层气公司总经理接铭训称:
“打一口井包括建外输管道等的投入为180-200万元”。
日产气量约为1000-3000立方米,服务年限一般为10到15年,井距约300米左右。
水平井成本:
水平井约在1平方千米至2平方千米范围内布置一口,每口水平井投资约为1000-2000万元,日产气量约为几千方到几万立方米,服务年限为7-10年。
七、煤层气的产出
煤层气的产出过程是:
解吸、扩散、渗流;
从马必丛式井的排采产量看:
同一区域的单井产量是不一样的,有高有低,高低相差千方气量,这说明产气量与地质结构、钻井角度、方向、定位、压裂等有很大关系。
单井按产量又可分为低产井、高产井、上升井、下降井。
气产量相对较高的井,煤储层渗透率通常位于0.2x10-3~4.0x10-3µm之间;如果煤储层渗透率低于0.2x10-3µm,煤层气井的产气量一般较低,渗透率过低,煤储层泄压速度和煤层气解吸速度将会过低,压降漏斗(抽排)范围有限。
一般认为当煤层渗透率大于10x10-3µm时,煤层的产气量较低。
煤层越厚,产气量越高
煤储层含气量与含气饱和度高的井产气量高。
如地质结构中含气量19m3/t和含气量2~4m3/t产气量是不一样的。
沁水盆地含气饱和度大于
70%通常为高产气井,含气饱和度小于60%时主要为低产井。
煤储层压力与临界解吸率。
一般情况下,煤层原始压力高,表明其保存条件好,煤层含气量就高,气井产量也高。
沁水盆地煤储层压力主要分布在2~10MPa,,但也有个例,储层压力达到6MPa,但产气量小于1000m3/d;临界解吸率压力值越大,意味着煤层能释放更多气量,解吸压力与储层压力越接近,解吸时间越早,有效解吸区域越大,则产量越高。
八、煤层气地面工艺
由于沁水煤层气具有单井产量低、初期产量低、井口压力低甲烷含量高、基本上不含重烃和硫份以及生产周期长的特点,采用常规的天然气集输工艺也不能使用煤层气的合理开发。
因而华北油田做了大量的研究与实践工作,确定了“井口-采气管网-集气站-中央处理厂-外输”适合煤层气集输的总工艺。
采用低压集气、单井简易计量、多井单管串接、二次增压、集中处理等适合于煤层气地面工艺技术,简化了工艺流程,降低了工程投资。
低压集气工艺:
按井口压力0.2-0.5MPa、进站压力大于等于0.05—0.15MPa\单井产量(0.18—0.28)x104m3/d建立计算模型。
管线埋深在最大冻土层下,防止形成水合物。
单井简单计量工艺:
华北油田通过对计量精度、适合现场计量和操作需要及费用把几种流量计依次串接做选型试验,通过比对认为旋进流量计各方面比较适合。
多井单管串接工艺:
通过采气管线把相邻的几口气井串接到采气干线,简化了采气管网系统建设,降低了投资和运行费用。
脱水增压的处理工艺:
先脱水后增压的工艺装置一次投资高,脱水再生负荷大,运行费用高,设备体积大,占地面积大,工艺管线管径大。
而先增压后脱水避免了以上弊病并且能节约投资降低能耗。
九、煤层气的后期处理
煤层气开采集输后通过以下方式进行处理:
A通过管网外输;B进行就地液化变成LNG;C通过加压站给汽车加气CNG;D通过燃气发电机发电入网
总结:
A\煤层气只有经过地震、开发地质评价、直井压裂和裂缝监测、煤层绳索取心和实验室分析、多分支水平井开发、排采工艺、煤层气地面集输处理等一系列的工艺研究和改进,才能取得很好的效益。
B\影响煤层气井的生产能力主要1、地质影响2、煤层储藏结构3、钻井技术4、压裂工艺5、“解堵”的时间节点及方法
C\煤层气生产能力的控制是一个地质控制、工程控制(钻井、完井、压裂)、排水管理的综合结果。
其中地质控制是一个关键因素,它控制煤层气井的生产能力。
D\地面管网的优化是节约成本的关键措施。
参考资料:
沁水盆地煤层气地面工艺集输王红霞等2008年
沁水盆地煤岩储层单井产能影响因素刘人和、刘飞等2008年5月
沁水盆地煤地质与煤层气聚单元特征研究李增学等2005年3月
关于沁水县煤层气发展情况的调研与思考沁水县副县长张号2011年8月
沁水县煤层气产业发展情况简介2011年3月第2稿(豆丁网)
煤层气勘探方法与技术中石油煤层气有限公司2009年4月
煤层气产能因素分析李亭
(注:
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