全国石油工程设计大赛方案设计类作品比赛类别地面工程单项组完成日期 2014年 4月 13 日全国石油工程设计大赛组织委员会制作品简介本参赛作品是根据大赛给出的沁端区块的基础数据设计的一套煤层气田开发中的地面工程设计方案。
主要由煤层气集输管网、集气增压站、污水处理、SCADA系统、消防安全系统、供电系统、通信系统等部分的设计以及各种用途站场整体优化布局设计等组成。
本方案的总集输工艺流程的确定是根据本气田的综合情况，借鉴其它煤层气地面集输工艺，分析各种低产低压煤层气田的总工艺流程，经过反复论证、简化优化，最后确定采用“分片集输、多井低压集气、单井简易计量、多井单管串接、集中增压、集中脱水处理和外输”的煤层气集输工艺流程。
管网部署部分根据气田气井位置的分布，提出了四种管网部署方案，分别是环状管网部署方案、枝状管网部署方案、集气阀组管网部署方案、多井单管串接管网部署方案。
然后以管网系统费用最省为优选目标（包括井场、采气管线、集气阀组、集气管线、增压站、中央处理厂等投资费用和运行费用），对四种管网部署方案进行优选，最后选择多井单管串接管网部署方案。
为选取适合管材, 对PE100 聚乙烯管和无缝钢管投资情况进行了详细的比较, 主要比较了公称直径50~600 mm 的PE100 聚乙烯管和无缝钢管的安装费、建筑费、主材费、预制费和总造价等，得出：当采气、集气管道的公称直径不大于250 mm 时, 采用PE100 聚乙烯管道投资低。
当采气、集气管道的公称直径大于250 mm 时, 采用钢制管道投资低。
该示范工程施工中采用了PE100聚乙烯管道与钢管相结合的方案。
用软件模拟不同工况下煤层气水合物生成温度，对比本气田集输系统工作条件以及当地气候条件，煤层气的输送选择低压不注醇工艺。
在集输管道低点设置凝水缸，收集管道中的游离水。
通过设备及工艺对比，集中处理站入口的过滤分离器选择高效旋流过滤分离器；一级增压的压缩机选择螺杆式压缩机，二级增压的压缩机选择活塞式压缩机；脱水工艺选择三甘醇脱水工艺；脱碳工艺选择分子筛法。
目录第1章总论 (1)1.1地理位置与自然地理概况 (1)1.2 井网部署方案 (1)1.3 产能规模及单井产量 (2)1.4 井口压力 (2)1.5 煤层气品质及外输 (3)1.6 产出水特征 (3)1.7主要标准规范 (3)第2章管网部署 (5)2.1集输总工艺流程 (5)2.1.1 煤层气集输工艺流程 (5)2.1.2 本气田煤层气集输工艺流程 (5)2.2集中处理站位置选择 (5)2.2.1 站址选择原则 (5)2.2.2 集中处理站位置选择 (6)2.3管网部署方案 (7)2.3.1 环形管网 (7)2.3.2枝状管网 (8)2.3.3集气阀组管网 (8)2.3.4多井单管串接管网 (9)2.4管网部署方案优选 (10)2.5管材选取与管径确定 (11)2.5.1管材选择 (11)2.5.2管径确定 (13)第3章煤层气集输工艺 (16)3.1井口工艺流程 (16)3.2节流调压 (16)3.3管道敷设与保护工艺 (17)3.3.1 管道敷设 (17)3.3.2 弯头 (17)3.3.3 管道连接 (17)3.3.4 穿越 (17)3.3.5 保护措施 (17)3.3.6 抗震措施 (18)3.3.7 防腐 (18)3.3.8 氮气置换 (18)3.3.9 管道警示带（含金属示踪线） (18)3.4煤层气水合物防治工艺 (18)3.4.1 低压输送不注醇集气工艺 (18)3.4.2 清除管线中凝析水工艺 (19)3.5集中处理站工艺流程 (19)3.6集中处理站中的主要设备及工艺 (20)3.6.1 过滤分离器设备选型 (20)3.6.2 压缩机选型 (20)3.6.3 脱水工艺 (21)3.6.4 脱碳工艺 (22)3.7主要仪表选型 (22)3.7.1 温度仪表选型 (22)3.7.2 压力测量仪表选型 (23)3.7.3 流量计仪表选型 (24)第4章污水处理及辅助系统 (26)4.1污水处理 (26)4.1.1 污水来源 (26)4.1.2 污水处理 (26)4.2供电系统 (26)4.2.1 电站 (26)4.2.2 供电电源 (27)4.2.3 供电负荷 (27)4.2.4 爆炸危险场所电器线路及安装 (27)4.3通信系统 (28)4.3.1 通信要求 (28)4.3.2 通信方式 (28)4.4给排水及消防系统 (28)4.4.1 给水系统 (28)4.4.2 排水系统 (29)4.4.3 消防系统 (30)4.5自动控制系统 (31)4.5.1 自动控制系统设计原则 (31)4.5.2 系统方案 (31)4.6供热、暖通设计 (32)4.7道路工程 (32)4.8建（构）筑物 (32)4.9健康、安全与环境 (33)参考文献 (34)附录 (36)第1章总论1.1地理位置与自然地理概况沁端区块位于沁水盆地南部，隶属于山西省沁水县，矿区属于中联煤层气有限责任公司。
本区块属于丘陵山地地貌，以低山丘陵为主。
本区为典型的干旱性大陆气候，降雨量较少，冬季气温较低，年平均降雨量400~900mm，年最大降雨量891mm，最大积雪深度212.5mm。
年平均气温10.9℃，最高37.3℃，最低-16.3℃，最大冻土层深度0.41m。
该区处于张性应力区，地震发生的概率较低，其地震烈度为6度。
区块内有沁河流过，省道和县道贯穿其中，交通便利。
区块地形图见图1.1。
图1.1区块地形图1.2 井网部署方案本区共部署生产井124口，其中直井120口，分段压裂水平井2口，单翼多分支水平井2口，井网部署见图1.2。
图1.2 井网部署1.3 产能规模及单井产量本区设计产能规模为336000m3/d。
其中120口直井开发年限为25年，见气时间均为6个月，产气量范围均为1900m3/d~2500m3/d，平均产气量均为2300m3/d，产水量范围均为0.5m3/d~6m3/d，平均产水量均为1m3/d；2口分段压裂水平井开发年限均为8年，见气时间均为2个月，产气量范围均为6000m3/d~15000m3/d，平均产气量均为10000m3/d，产水量范围均为1m3/d~8m3/d，平均产水量均为2m3/d。
2口单翼多分支水平井开发年限均为6年，见气时间均为1个月，产气量范围均为14000m3/d~25000m3/d，平均产气量均为20000m3/d，产水量范围均为2m3/d~18m3/d，平均产水量均为5m3/d。
1.4 井口压力根据本气田现有煤层气生产试验井的实测数据，本区井口套压一般在0.1MPa~0.5MPa。
1.5 煤层气品质及外输本气田产出煤层气气体组成见表1.1，本气田生产的煤层气全部外输到沁太管线。
沁太管线入口位置如图1.1所示，管线工作压力为6MPa，其气质符合国家标准GB17820-1999《天然气》中Ⅱ类气质指标要求，具体要求见表1.2。
表1.1煤层气气体组分表1.2我国天然气国家标准1.6 产出水特征本区直井和压裂水平井生产初期煤层产出水型以NaCl为主，平均矿化度4000mg/L。
生产20~40天之后产出水接近地层水的状态，水型转变为以Na-HCO3型为主，平均矿化度1200mg/L，PH值为8。
单翼多分支水平井产出水水型为Na-HCO3型，平均矿化度1200mg/L，PH值为8。
1.7主要标准规范本设计从使用性、安全性和先进性出发，遵循中华人民共和国国家标准和石油天然气行业标准。
(1)《煤层气田开发方案编制规范》DZ/T 0249-2010；(2)《煤层气地面开采安全规程》国家安全生产监督管理总局令第46号(2012)；(3)《燃气用埋地聚乙烯(PE)管道系统第一部分：管材》GB 15558.1-2003；(4)《燃气用埋地聚乙烯(PE)管道系统第二部分：管件》GB 15558.2-2005；(5)《煤层气集输设计规范》Q/SY1301-2010;(6)《石油天然气工程设计防火设计规范》GB50183-2004;(7)《油气集输设计规范》GB50350；(8)《聚乙烯燃气管道工程技术规程》CJJ63;(9)《输送流体用无缝钢管》GB/T8163；(10)《低压流体输送用焊接钢管》GB/T3.91；(11)《石油天然气输送钢管交货技术条件》GB/T9711；(12)《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447；(13)《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T21448；(14)《石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范》SH3022；(15)《天然气净化厂设计规范》SY/T0011；(16)《天然气脱水设计规范》SY/T0076；(17)《石油天然气工程总图设计规划》SY/T0048;(18)《生活饮用水卫生标准》GB5749；(19)《工业循环冷却水处理设计规范》GB 50050；(20)《室外排水设计规范》GB50014；(21)《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183；(22)《锅炉房设计规范》GB50041；(23)《工业锅炉水质》GB1576；(24)《采暖通风与空气调节设计》GB50019；(25)《建筑设计防火规范》GB50016；(26)《中华人民共和国职业病防治法》；(27)《建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定》；(28)《建设项目职业危害分类管理办法》；(29)《中华人民共和国环境保护法》；(30)《中华人民共和国水污染防治法》；(31)《中华人民共和国大气污染防治法》；(32)《中华人民共和国固体污染物环境防治法》；(33)《中华人民共和国噪声污染防治法》；(34)《中华人民共和国清洁生产法》。
第2章管网部署2.1集输总工艺流程2.1.1 煤层气集输工艺流程煤层气田具有井口压力和初期产量低，单井产气量低，井间间距小，甲烷含量高，基本上不含重烃和硫份，开发周期长以及开发后期井口压力下降等特点。
沁端区块所在地区地貌属于山区丘陵地貌，区块内井口最大高程差为200米，井口套压为0.1MPa~0.5MPa，气田生产的煤层气全部都需增压外输到沁太管线。
根据以上煤层气及本气田的综合情况，借鉴其它煤层气地面集输工艺，分析各种低产低压煤层气田的总工艺流程，经过反复论证、简化优化，最后确定了采用“分片集输、多井低压集气、单井简易计量、多井单管串接、集中增压、集中脱水处理和外输”的煤层气集输工艺流程[1]。
2.1.2 本气田煤层气集输工艺流程本区块气田面积较小，为简化集输流程，节省工程造价，采用“分片集输―一级增压”工艺，具体工艺流程为“井场―采集气管网―集中处理站―增压外输管线―沁太管线”，见图2.1。
图2.1煤层气集输总工艺流程2.2集中处理站位置选择2.2.1 站址选择原则战场的位置应选在乡镇和居民区最小频率风向的上风侧，并应避开窝风的地段。