煤层气地面工程优化简化研究.pdf

第41卷第3期OIL&GASGATHERING，T RA NSPO RT A T I O NA ND T REA T M ENT I 油气储运与处理里41煤层气地面工程优化简化研究路兴禄白宸瑞张瑞玉中国石油工程建设有限公司华北分公司，河北任丘0 6 2 550摘要：国内煤层气经过十几年的发展，相关企业经历从试验区到大规模整装气田的开发，已逐步掌握煤层气生产规律并取得了一定的建设经验。中国煤层气行业现已步入低成本、规模化开发阶段，为适应其建设进度、质量和经济效益的需要，有必要开展优化简化研究。通过收集国内外煤层气项目相关资料，开展现场调研及技术对标，结合国内煤层气地面工程技术现状、存在问题，提出优化简化措施：1)采气管道边缘井场互联局部成环，集气站之间连通进站采气管道汇管，采气管道关键位置设置阀门;2）采气管道推广使用PE100SDR21/SDR26系列管材；3）煤层气井口采用电动调节阀;4)井场取消计量阀组;5)井场集水管线设置清扫口;6）集气站进站取消重力分离或者旋流分离器，改为过滤分离器；7)集气站压后设置过滤分离器，收球筒后设置清管分离器；8)集气站压缩机优先选择螺杆压缩机9）压缩机和三甘醇脱水装置之间设置冷却装置；10）井场和集气站数据传输采用光缆方式。上述优化简化措施已在沁水气田樊庄、郑庄、马必等区块和鄂东气田保德、大宁、韩城等区块煤层气项目中得到有效推广，实现了降本增效。关键词：煤层气；地面工程；优化简化；低成本；采气管道；站场工艺；分离；压缩；降本增效D0I:10.3969/j.issn.1006-5539.2023.03.007Study on optimization and streamlining of coalbed methane surface facilitiesLU Xinglu,BAI Chenrui,ZHANG Ruiyu,HAO Ruimei,WANG Dingding,WANG YananChina Petroleum Engineering&Construction Corp.North China Company,Renqiu,Hebei,062550,ChinaAbstract:After more than ten years of development,coalbed methane related companies in Chinahave experienced different development phases from pilot test phase to large-scale integrated gas fielddevelopment stage and have gradually mastered the production pattern of coal-bed methane and obtainedrelevant development experience.Chinas coalbed methane industry has entered the stage of low-cost andlarge-scale development,so it is necessary to carry out optimization and streamlining research in order tomeet the triple needs of rapid development pace quality and economic benefits.By collecting relevant dataof coalbed methane projects at home and abroad,we have carried out field research and technicalbenchmarking,taking into consideration the current technical skill level and existing problems of domesticcoalbed methane surface facilities technology.As a result,the following optimization and streamliningmeasures are proposed:1)To enhance flexibility and reliability,well sites surrounding thegas productionpipeline should be connected to each other to form a ring;gas gathering pipelines entering neighboring gasgathering stations are inter-connected to form a manifold so that the gathering station facilities can be郝瑞梅王丁丁王亚楠收稿日期：2 0 2 3-0 2-17基金项目：中国石油天然气股份有限公司“沁水煤层气田30 亿方/年产能开发建设项目群”（CPECCNC-DD20411）作者简介：路兴禄（198 7-）,男，河南安阳人，工程师，硕士，主要从事气田地面工程方向的设计与研究工作。E-mail:564105484 qq:com天然气与石油422023年6 月NATURALGAS ANDOILinterchanged;isolation valves are installed at key positions of gas production pipelines;2)Promote the useof PE100 SDR21/SDR26 series pipes as gas gathering pipelines;3)Electric control valve is to be used atcoalbed methane wellhead;4)The wellsite metering valve set is removed;5)A cleaning port is provided forthe well site water collection pipeline;6)The gravity separation or cyclone separator at the inlet of gascollecting station is replaced with filter separator;7)The filter separator is installed downstream of thecompressor of the gas gathering station;pigging separator is installed downstream of pig receiver;8)Screwcompressor is recommended for gas gathering station;9)A cooling unit is provided between the compressordischarge and the triethylene glycol dehydration system;10)Optical fiber is used for data transmissionbetween the well site and gas gathering station.The above optimization and streamlining measures havebeen effectively implemented in coalbed methane projects in Fanzhuang,Zhengzhuang and Mabi blocks ofQinshui Gas Field and Baode,Daning and Hancheng blocks of Eastern Hubei Gas Field,resulting in costreduction and efficiency increase.Keywords:Coalbed methane;Surface facilities engineering;Optimization and streamlining;Lowcost;Gas production pipeline;Station process;Separation;Compression;Cost reduction andefficiency increase各集气站所辖井场采气管网相互独立，未进行连通，运0前言煤层气的储藏方式、开采方式和产气规律与常规天然气不同。煤层气的开发建设具有以下特点：煤层气项目具有点多面广的特点，产能规模大,井站数量多2，单井一般采用矩阵方式布井，平均每亿立方米产能约百口单井左右，随着水平井开发技术日趋成熟，每亿立方米产能单井数量逐渐下降；煤层气单井具有“三低”特点，地面工程建设难度大3-5，气田主要位于山区丘陵地区,开发环境条件复杂，海拔相对高差较大，周边环境敏感点（例如林地、水源保护区、森林公园、风景区、文物遗址等较多,社会依托基础条件较差，地面集输和相关的供水、通讯、道路等系统建设施工困难度较大，煤层气田单位产能开发建设投人较多，井口数量对其影响较大，投资回收慢，勘探开发风险大，煤层气地面工程投资控制难度大。针对上述开发建设特点，国内煤层气相关企业经过十几年的发展，经历了从试验区到大规模整装气田的开发阶段，已建设了沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘地区的二大煤层气产业化基地，煤层气生产能力正在逐年快速增长，尽管掌握煤层气生产规律并取得了一定的建设经验，但在集输系统、站场工艺及配套工程等方面还有待优化完善。本文通过收集国内外煤层气项目相关资料，开展现场调研及技术对标，结合国内煤层气地面工程技术现状、存在问题，提出优化简化措施，以期实现降本增效。1集输系统1.1买采气管道连通国内煤层气田采气管网大多采用支状形式连接，行灵活性不高。考虑到采气管网运行的灵活性、可靠性，可进行以下优化：将各集气站所辖边缘井场通过采气管道进行连通，实现局部成环；相邻集气站之间设置采气管道（与集气管道同沟敷设），该采气管道将2 座集气站的进站汇管连通，站场工艺设备实现相互备用。基于上述优化，煤层气田采气初期、末期的产气量较低，达不到集气站压缩机启机下限、某采气管道出现破裂导致输送中断、某集气站出现事故工况导致停运或某集气站未建成但所辖井场已产气需外输时,对于相邻2座集气站，某集气站所辖井场煤层气可通过连通管道临时输往相邻集气站，进而提升集输管网运行的灵活性、可靠性，优化站场运行工况，提高站场设备尤其是压缩机利用率。1.2采气管道阀门国内煤层气田采气管道阀门设置数量较少，一方面不利于后续开发的气井进入集输系统，另一方面当管道出现故障时，可能影响管道煤层气的输送。建议根据运行管理需要，在采气管道设置一定数量阀门：根据煤层气田整体规划、滚动开发的设计理念，采气管道管径需满足先期和后期的输送要求，先期建设管道主干线上预留阀门，便于后续开发气井接入集输系统；各采气支线接入主干线前设置阀门，满足当采气支线出现故障时，可切断阀门，不影响主线输送；主干线适当位置设置阀门,满足当主干线出现故障时，可分段停输，不影响整段主干线的输气。1.3采气管道选材煤层气地面工程管网密集、运行压力低、管道投资第41卷第3期OIL&GASGATHERING，T RA NSPO RT A T I O NA ND T REA T M ENT I 油气储运与处理高、施工难度大，管道多位于山地、坡地、荒地、农田。在煤层气低成本开发需求下7，煤层气管道应满足本质安全和建设成本的双重需要。目前，煤层气采气管网仍以PE100 SDR11/SDR17系列管材为主8。随着PE100SDR21/SDR26系列燃气管制造及性能的日趋成熟，该系列管材完全适用于低压煤层气集输需求9。目前，NB/T108842021煤层气集输用埋地聚乙烯（PE)管材与管件【10 1已发布实施，煤层气采气管网表1轮换计量和单井计量优缺点对比表Tab.1 Comparison table of advantages and disadvantages of rotation metering and single well metering计量方式缺点手动轮换计量需人工现场切换计量阀门；只安装1个流量计，拆卸安装工作量较小自动轮换计量计量撬部件较多，单次维修耗时较长；现场查看单井产气量需旋转依次计量，自动化远程系统能实现每口单井产气量数据采集；只安装1个流量计，拆卸安装工作量小单井计量(6 口故障率低，维修时间较短，更换部井为例）件快；现场查看单井产气数据直观明了，自动化系统能远程采集产气量数据；流量计数量多，拆卸安装工作量大43将逐步推广运用PE100SDR21/SDR26系列管材。2站场工艺2.1井场2.1.1井场计量国内早期建设煤层气井场大多采用手动轮换计量或自动轮换计量，轮换计量与单井计量的优缺点对比见表1，井场轮换计量撬照片见图1。操作性优点单个井组每年维护费用相对较低，仪器检定频次较少单个井组每年维护费用相对较低，仪器检定频次较少。故障易排除和维修，现场查看数据直观、方便；可实现单井产气量准确计量，既有瞬时产气量，又有当日累计产气量人工工作量大，且煤层气井大多位于山区，当人员不便到达现场时，无法获取某单井流量；单井计量无每日累计产气量，只有瞬时流量故障率较高，维修耗时相对较长，现场每口单井产气量数据不直观，需旋转依次计量；单井产气量计量不准确，无每日累计产气量，只有瞬时产气量；部分井场轮换计量设置外防护罩，属于受限空间，存在安全隐患单个井组年维护费较高（主要是检定费用高）；现场拆卸和安装工作量较大a)露天轮换计量撬a)Open rotating metering sledFig.1 Rotating measuring skid at well site轮换计量和单井计量均有优缺点，手动轮换计量人工工作量大，自动轮换计量故障率较高，单井计量气量为瞬时流量，无每日累计计量，计量不准确，查看数据不直观方便；单井计量故障率低，可实现单井产气量的准确计量，运行维护方便。因此，建议煤层气井场计量采用单井计量。2.1.2井场气量调节煤层气排水采气阶段，角阀调节通常采用手动方b)带外防护罩的轮换计量撬b)Rotating metering sled with outer protective cover图1井场轮换计量撬照片式，煤层气井多位于山区，手动方式调节角阀现场人工工作量大。将井口常规手动角阀改为电动调节阀，可适应煤层气井不同产气阶段智能排采管控需求，井场设置远程终端控制系统（RemoteTerminal Unit,RTU），实现电动调节阀远程控制、排采设备远程启停、变频调参、套压、动液面仪、采气管道及采出水管道仪表等检测及上传，同时接受和执行上级下达的命令，自控水平达到“无人值守、天然气与石油442023年6 月NATURALGAS ANDOIL远程控制”，大幅减少现场人工工作量，实现降本增效。2.1.3井场安装煤层气井场通常设置计量阀组区，平面占地尺寸较大,采气管道和采出水管道长，调节阀与井场流量计距离较远，不便于调节气量。通过对煤层气井场流程、平面布置及安装进行优化简化,取消井场计量阀组区、余阀门及仪表检测，首次将煤层气、采出水单井阀门和计量装置及管线集中安装在煤层气单井井口，实现极简安装、集约征地、降低投资。2.1.4井场集水管线由于井场采出水水质较差，在输送过程中，煤粉等杂质在管内沉积、水中铁离子等被氧化结垢，导致管线堵塞。建议井场集水管线汇管起始端设置清扫口，实现将沉积在管线中的煤粉等杂质吹扫进集水池。2.2集气站2.2.1进站分离进站分离用于分离煤层气煤粉、游离水等杂质13国内已建煤层气集气站，进站设置重力分离器或者立式旋流分离器【14,在运行过程中，煤层气中煤粉、游离水等杂质基本分离不出来，分离效果一般，且煤粉进入压缩机后，导致压缩机故障停机，影响压缩机正常运行。集气站进站分离器照片见图2。a)重力分离器a)Gravity separatorFig.2 Inlet separator of gas collecting station建议取消进站重力分离或者旋流分离器，改为过滤分离器，实现煤粉、游离水等杂质的分离；过滤分离器建议设置备用，当1台检修或更换滤芯时，自动切换至另外1台过滤分离器工作，防止煤粉进入压缩机影响运行。2.2.2压缩机压缩机用于将低压煤层气增压后外输。集气站压缩机大多采用往复式压缩机【15或螺杆压缩机【16。与螺杆压缩机相比,往复式压缩机对压缩含煤粉的煤层气湿气适应性较差，故障率高、振动大、噪声大、安装复杂、不便于搬迁复用。随着国内大排量螺杆压缩机的现场应用逐步接近成熟，单台设备处理规模最大可达2 510*m/d，建议集气站压缩机优先选择螺杆压缩机。同时，随着煤层气田数字化程度日趋提升，集气站自控水平将逐步实现无人值守，螺杆压缩机自控水平已实现无人值守并现场运用。2.2.3增压后过滤和清管分离煤层气集气管道在输送过程中，随着温度逐渐降低，会有凝析水产生，需定期清管。清管工况下，清管污水通过收球筒随气流由上游管道带入下游管道，每次清b)旋流分离器b)Cyclone separator图2 集气站进站分离器照片管水量约15 30 m,造成下游管道积水量增加，清管频次增加。建议各集气站压缩机出口空冷器后设置过滤分离器,用于分离湿气增压后析出的游离水和压缩机乳化油等，可减少集气站下游管道的清管频次。集气站收球筒后设置清管分离器，避免清管污水随气流再进入下游管道增加下游管道清管频次。2.3中央处理厂煤层气进站后经分离、压缩、脱水、计量后外输。中央处理厂脱水常采用三甘醇脱水17-19，根据SY/T00762008天然气脱水设计规范2 0,进人三甘醇吸收塔的天然气温度宜维持在1548 之间。实际运行过程中，压缩后煤层气温度夏季最高可达55 6 0，由于煤层气进人三甘醇吸收塔时人口温度较高，煤层气中饱和水含量较高，致使煤层气经三甘醇脱水装置后，不能满足外输气水露点要求。结合现场运行参数，对中央处理厂工艺进行优化，在压缩机和三甘醇脱水装置之间设置冷却系统，煤层气通过压缩后与冷却循环系统换热降温，进入三甘醇脱水装置时入口温度夏季可降低到3540，实现外输气水露点达标要求。第41卷第3期OIL&GASGATHERING，T RA NSPO RT A T I O NA ND T REA T M ENT I 油气储运与处理旋流分离器，改为过滤分离器，设置一用一备；随着国内3配套系统大排量螺杆压缩机的现场应用逐步成熟，压缩机建议优各井场与集气站之间的数据传输一般采用无线传先选择螺杆压缩机；收球筒后建议设置清管过滤分离输方式2 1。该通信方式不稳定，无线传输受天气、山区器，避免污水直接进人下游管道，减少下游管道清管地形、无线覆盖范围、传输带宽、传输距离及公网高峰期频次。等影响，会发生信号卡顿、延时、中断及丢失等现象。5)对于煤层气中央处理厂，在压缩机和三甘醇脱水煤层气井场较分散、数量多，建议井场与集气站之装置之间建议设置冷却系统，满足外输气水露点要求。间的数据传输采用光缆方式，可与10 kV电力线同杆架6)井场与集气站之间的数据传输建议采用光缆方设，实现数据稳定传输。式，可与10 kV电力线同杆架设，实现数据的稳定传输。4现场运用情况上述优化简化措施已在沁水气田樊庄、郑庄、马必等区块和鄂东气田保德、大宁、韩城等区块煤层气项目中得到有效推广,投产一次成功,实现降本增效。采气管道边缘井场互联局部成环、集气站之间连通进站采气管道汇管、采气管道关键位置设置阀门，提高了集输系统运行灵活性和可靠性；采气管道使用PE100SDR21/SDR26系列管材，降低了采气管道投资。井场采用单井计量、电动调节阀、取消计量阀组、集中安装在井口的优化后，显著降低了井场工程投资，缩短了建设周期。集气站进站取消重力分离器，改为过滤分离器，实现煤粉、游离水等的有效分离，满足压缩机正常运行。煤层气增压空冷后设置过滤分离器、收球筒后设置清管分离器，管道清管频次明显降低。中央处理厂压缩机与三甘醇脱水装置之间设置冷却系统，煤层气进人三甘醇脱水装置时的温度夏季可降低到35 40，经三甘醇脱水后煤层气满足外输气水露点要求。5结论1)为提升集输管网运行的灵活性、可靠性，优化站场运行工况，对煤层气采气管道，各集气站所辖边缘井场可通过采气管道进行连通，实现局部成环；相邻集气站之间可设置采气管道（与集气管道同沟敷设），将2 座集气站的进站汇管连通，站场工艺设备实现相互备用；根据运行管理需要,采气管道建议设置一定数量的阀门。2)在煤层气低成本开发需求下，煤层气采气管道将逐步推广运用PE100SDR21/SDR26系列管材。3)对于煤层气井场，建议采用单井计量，井口手动角阀建议改为电动调节阀，实现远传控制；可取消井场计量阀组区，将煤层气和采出水的单井阀门、计量及管线集中安装在煤层气单井井口，实现极简安装、节约征地。4)对于煤层气集气站，建议取消进站重力分离器或45参考文献：1杨勇，崔树清，郎淑敏，等.我国煤层气藏特征及提高地面抽采效果的方法J.石油钻采工艺,2 0 14,36（1）：66-69.YANG Yong,CUI Shuqing,LANG Shumin,et al.Researchon coalbed methane reservoir characteristics and the methodsof improving surface extraction effect J.Oil Drilling&Production Technology,2014,36(1):66-69.2蒋洪，张黎，任广欣，等.煤层气地面集输管网优化J.天然气与石油,2 0 13,31(1):8-12.JIANG Hong，ZH A NG Li，REN G u a n g x i n，e t a l.Optimization of coalbed methane（CBM）s u r f a c e g a t h e r i n gand transportation pipeline network J.Natural Gas and0il,2013,31(1):8-12.3孙冲,黄坤,刘佳伟，等.煤层气田地面集输技术的标准化设计J.油气储运，2 0 16,35（12)：1353-1359.SUN Chong,HUANG Kun,LIU Jiawei,et al.Standardizeddesign of CBM surface gathering technology J.Oil&GasStorage and Transportation,2016,35(12):1353-1359.4孟凡华,马文峰，孟浩，等.沁水盆地煤层气田地面集输系统优化J油气储运,2 0 18,37（4）：40 7-412.MENG Fanhua,MA Wenfeng,MENG Hao,et al.Surfacegathering technology used in the CBM field of Qinshui BasinJ.Oil&Gas Storage and Transportation,2018,37(4):407-412.5薛岗，许茜，王红霞，等.沁水盆地煤层气田樊庄区块地面集输工艺优化J.天然气工业,2 0 10,30（6)：8 7-90.XUE Gang,XU Qian，W A NG H o n g x i a,e t a l.Pr o c e s soptimization of surface gathering system:Case history of theFanzhuang Block in the coalbed methane gas fields,QinshuiBasin J.Natural Gas Industry,2010,30(6):87-90.6孟凡华,何卓,李晓平，等.煤层气田节能降本增效的干管互通式管网设计新思路J.天然气工业，2 0 19，39(10):95-102.MENG Fanhua,HE Zhuo,LI Xiaoping,et al.A new designconcept of pipeline network with interconnected trunk lines forenergy saving,cost reducing and efficiency increasing in CBM天然气与石油462023年6 月NATURALGAS ANDOILfields J.Natural Gas Industry,2019,39(10):95-102.7许茜，李娜，海显莲.煤层气田地面集输标准化设计J.天然气工业,2 0 14,34(8):113-117.XU Qian,LI Na,HAI Xianlian.A standardized design of aground surface CBM gas gathering and transportation project:A case of the Zhengcun Block in the Qinshui Basin J.Natural Gas Industry,2014,34(8):113-117.8许茜,薛岗，王红霞,等.沁水盆地煤层气田樊庄区块采气管网的优化J.天然气工业,2 0 10,30（6)：91-93.XU Qian,XUE Gang,WANG Hongxia,et al.Optimizationof flow line network:Case history of the Fanzhuang Block inthe coalbed methane gas fields,Qinshui Basin J.NaturalGas Industry,2010,30(6):91-93.9刘向薇,杜明俊，张朝阳，等.煤层气集输用薄壁聚乙烯管关键技术研究J油气田地面工程,2 0 2 1,40(7）：46-52.LIU Xiangwei,DU Mingjun,ZHANG Chaoyang,et al.Research on key technology of thin-wall polyethylene pipe forcoalbed methane gathering and transportation J.Oil-GasField Surface Engineering,2021,40(7):46-52.10国家能源局.煤层气集输用埋地聚乙烯（PE）管材与管件：NB/T108842021S.北京：石油工业出版社,2 0 2 1.National Energy Administration.Buried polyethylene(PE)pipes and fittings for gathering and transportation of coalbedmethane:NB/T 108842021 S.Be i j i n g:Pe t r o l e u mIndustry Press,2021.11王予新,康凯,屈衡，等.一种煤层气专用撬装式多井自动选井计量装置：2 0 1310 12 7 7 93P.2013-10-16.WANG Yuxin,KANG Kai,QU Heng,et al.A Specialskid-mounted multi-well automatic selection metering devicefor coalbed methane:201310127793 P.2013-10-16.12邹红刚,王子辉,马辉,等.煤层气井调气方式适应性研究J.中国煤层气,2 0 2 0,17(3：42-44.ZOU Honggang,WANG Zihui,MA Hui,et al.Adaptabilityresearch on gas volume adjustment methods for CBM wellsJ.China Coalbed Methane,2020,17(3):42-44.13郭简，梅永贵，王景悦,等.沁水盆地煤层气集输管网粉尘监测分析J.天然气工业,2 0 14,34(8)：118-12 2.GUO Jian,MEI Yonggui,WANG Jingyue,et al.Coal dustdetection and analysis of the gathering and flow lines of theQinshui CBM gas field J.Natural Gas Industry,2014,34(8):118-122.14王红霞,李娜，张璞,等.沁水盆地煤层气田樊庄区块集气站标准化设计J.天然气工业，2 0 10,30（6）：8 4-8 6.WANG Hongxia,LI Na,ZHANG Pu,et al.Standardizationdesign of a gas gathering station:Case history of theFanzhuang Block in the coalbed methane gas fields,QinshuiBasin J.Natural Gas Industry,2010,30(6):84-86.15陶永,王红霞，韦玮，等.沁水盆地煤层气田压缩机的选择与应用J.石油规划设计,2 0 15,2 6(3）：2 9-31.TAO Yong,WANG Hongxia,WEI Wei,et al.Selection andapplication of compressors unit for CBM field at QinshuiBasin J.Petroleum Planning&Engineering,2015,26(3):29-31.16陈洪明，梅永贵，薛占新，等.沁水盆地郑村区块煤层气集输系统的优化调整J.天然气工业，2 0 14,34（8）：108-112.CHEN Hongming,MEI Yonggui,XUE Zhanxin,et al.Optimization and adjustment of the CBM gas gathering andtransportation system in the Zhengcun Block,Qinshui BasinJ.Natural Gas Industry,2014,34(8):108-112.17】万宇飞，张天宇，李立婉.煤层气脱水工艺分析J.当代化工,2 0 14,43(8)：152 7-152 9.WAN Yufei,ZHANG Tianyu,LI Liwan.Analysis on CBMDehydration Process J.Contemporary Chemical Industry,2014,43(8):1527-1529.18檀国荣,杜庆贵,刘聪.国内外煤层气集输工艺技术现状J.化学工程师，2 0 18，32(3)：49-52.TAN Guorong,DU Qinggui,LIU Cong.Present situation ofCBM gathering and transportation technology J.ChemicalEngineer,2018,32(3):49-52.19田炜，陈洪明,梅永贵，等.沁水盆地南部樊庄区块地面集输工艺优化与思考J.天然气工业,2 0 11,31(11)：30-33.TIAN Wei,CHEN Hongming，M EI Yo n g g u i,e t a l.Optimization of ground surface gathering and transportationprocess in the Fanzhuang Block,southern Qinshui BasinJ.Natural Gas Industry,2011,31(11):30-33.20石油工程建设专业标准化委员会.天然气脱水设计规范：SY/T00762008S.北京：石油工业出版社，2 0 0 8.Standardization Committee of Petroleum Engineering andConstruction.INational Developmentand ReformCommission.Code for design of natural gas dehydration:SY/T 00762008 S.Beijing:Petroleum IndustryPress,2008.21陈仕林，李建春.沁南潘河煤层气田“分片集输一级增压”集输技术J.天然气工业，2 0 11，31（5）：35-38.CHEN Shilin,LI Jianchun.A case history of the Panhe CBMGas Field of the southerm Qinshui Basin:Per-well gasgathered by each individual fractional valve set to onecentralized boosting station J.Natural Gas Industry,2011,31(5):35-38.