吉林油田零散井放空天然氣CNG回收技術研究

葉旭峰（大慶鉆探工程公司試油測試公司）

天然氣回收主要有兩種方式，一種是采用能量轉化方式，將天然氣轉化為二次能源進行輸送，把天然氣轉化為電能進行外輸，但是對于零散井因成本高等原因無法利用電力設施；二是采用合理的工藝技術進行回收利用，即通過壓縮天然氣CNG、液化天然氣LNG等方式進行回收。CNG回收技術是目前應用在無外輸管道、地理位置偏遠的零散油田，采用高壓儲運天然非管道輸送方式，適用于偏遠氣井、低效氣井、特殊氣井進行回收的一種技術[1]。天然氣經壓縮后，經過深度脫水，并將其注入高壓氣瓶組槽車進行產品運輸，具有技術成熟、設備簡單、搬遷靈活、占地面積小、效益高等優(yōu)勢，多用于產氣量小于10×104m3、設備轉場頻繁的氣井。目前，我國CNG壓縮機設備已經實現(xiàn)完全國產化，使用成本低，檢修方便，但CNG槽車運量較低，對槽車儲氣瓶質量及安全性能要求高。

1 油田基本情況

某油田位于吉林省松原市境內，整體地勢較為平坦，油田東部區(qū)塊開發(fā)目的層為扶余油層和楊大城子油層，油藏埋深為290～510 m，油藏類型為構造油藏。西部區(qū)塊開發(fā)目的層為泉四段扶余油層，儲層巖性為泥巖、粉砂巖、細砂巖等組成的正回旋。綜合顯示，該井位部署區(qū)域內部石油地質儲量為22.4×104t，含油面積0.20 km2，屬于裂縫性低滲透砂巖構造油藏，包含統(tǒng)一油水界面。2019年勘察決定在該油田東部、西部兩個區(qū)塊內建設29口油水井，零散單井存在伴生氣放空的問題，若大規(guī)模建設集氣管網來回收這部分放空的天然氣，投資大、風險高。為合理利用單井防控的天然氣，降低建設投資，設計采用了CNG技術回收放空天然氣，回收氣體進行自用或者其余處理，統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)天然氣消耗量達到11.35×104m3/a，產生煙氣量為113.19×104m3/a，伴生的煙塵、NO2、SO2等污染物排放也均達標，滿足天然氣回收再利用的節(jié)能需要，以及生態(tài)環(huán)境保護需求。

2 CNG回收技術

2.1 CNG回收技術原理

根據零散井伴生氣特點和工況，在井口用壓縮機將放空天然氣壓縮處理，達到22～25 MPa時，再進行高壓脫水工藝處理，用氣機裝填CNG至槽車儲氣罐后儲運。根據伴生氣、工況及產品品質要求差異，需要采取不同壓縮工藝，增設脫硫色設備，還可根據工作條件，靈活調整各個獨立系統(tǒng)進行組合分離，是放空天然氣回收、運輸、使用有力的技術手段[2]。同時，該回收裝置簡單，搬運方便，當排氣量減少時，可轉移至其它井口再次使用。

2.2 CNG回收工藝類型

2.2.1 高壓回收工藝流程

天然氣CNG高壓回收工藝流程見圖1，主要有：氣井→三相分離→取氣閥組→預處理撬→壓縮機→高壓脫水→加氣柱→長管拖車，對應高壓回收裝置分別是取氣閥組、預處理單元、壓縮單元、脫水單元、加氣單元等。其中，預處理單元由計量元件、過濾元件等組成，可以將游離水和雜質去除[3]；壓縮單元由分離罐、空冷器組成，具有冷卻高壓氣的作用；脫水單元，主要將冷卻后的高壓氣，利用分子篩吸附劑進行深度脫水，確保脫水后天然氣含水量小于1 ppm，進行后續(xù)裝罐和運輸處理。

圖1 高壓回收工藝流程Fig.1 The technological flow chart of high pressure recovery

為避免產生輸送壓力，影響生產工藝運行安全，需要確保三相分離后后端管線暢通無阻。同時，各個單井在試采階段釋放空氣量變化較大，設計的設備及操作靈活性也應較大，確保氣體產量達到一定程度后，適當釋放壓力，避免對回收裝置造成損害[4]。針對來氣壓力，為保障回收裝置利用能力最大化，且不會對試采流程穩(wěn)定性造成影響，需確保井口壓力在20 MPa上下波動。同時，從氣井開采出來的天然氣經過除砂器、油嘴匯管，并經水套爐加熱后進入三相分離器，由于三相分離器出口調節(jié)閥壓力一般為0.6 MPa，因此，確保進入回收裝置的氣源壓力為0.5～0.7 MPa。

2.2.2 放空銜接技術

在CNG放空銜接技術應用階段，為確保回收裝置安全運行，需要對取氣閥組控制閥的閥門壓力及排氣管壓力進行優(yōu)化設計研究，設置雙向ESD切斷閥，確保其具備自動調節(jié)功能，當排氣管壓力超出設定值0.2 MPa時，控制閥自動打開，部分氣體釋放；當排氣管壓力低于設定范圍值時，控制閥自動關閉，回收全部廢氣。同時，該閥組還配備有DN20雙ESD切斷閥，與壓縮機聯(lián)鎖，當壓縮機停止時，自動執(zhí)行打開、排空等動作。另外，該閥組各個壓力點均有安全保護措施，能夠充分保障試采設備、回收設備運行安全性和穩(wěn)定性，保障氣量最大幅度波動時仍能及時排出回收。

2.2.3 模塊銜接工藝

該油田零散井位置較為偏僻，大多為農田或偏遠地區(qū)野外，環(huán)保法規(guī)定，不能對這些土地進行硬化處理。因此，多以混凝土做基礎，將土地硬化，回收期在半年以上的井口氣回收模式不適用于該油田[5]。發(fā)電機、壓縮機等主要移動設備需要預先設置固定安裝場所，還需做好設備保護措施，確保最大程度發(fā)揮設備功能。經多次勘察驗證后，設計采用壓實平整方式處理場地，將鋪設水泥枕木作為設備基礎，達到天然氣回收設備設施條件的同時滿足環(huán)保要求。

新建零散井共29口，試氣量在1×104～10×104m3。其中，1×104m3以下單井回收效益小，10×104m3以上單井氣撬裝化回收裝置無法滿足頻繁搬遷需求，因此，主要針對3×104～10×104m3取氣量的試采井進行天然氣回收。但由于回收裝置流動性較高，需要采用方便拆卸、安裝和運輸?shù)哪K化設計，根據試采井實際取氣量，組合2套或2套以上采出裝置進行回收，實現(xiàn)天然氣的完全回收[6]。

綜上分析，模塊化的設計應用形式優(yōu)勢突出，最大程度減少現(xiàn)場施工量，加快建設進度，降低工程造價，便于設備搬遷以及污水的收集、排放等。還有利于生態(tài)環(huán)境保護，減少設備運輸、運行以及建設過程對生態(tài)環(huán)境的破壞。

2.3 CNG回收裝置

2.3.1 計量裝置

計量裝置設計采用智能渦輪流量計，表壓為0.5～0.7 MPa，天然氣井提純后進入一級氣缸（排氣壓力2.12 MPa）進行壓縮，再經過換熱器降溫冷卻至60℃后進入二級氣缸（排氣壓力5.01 MPa）進行壓縮，重復上述步驟，依次進入三級氣缸（排氣壓力10.12 MPa）、四級氣缸（排氣壓力25 MPa），冷卻后進入脫水系統(tǒng)。計量過程中，智能渦輪流量計發(fā)揮實時監(jiān)測作用，便于工作人員了解設備運行狀態(tài)。

2.3.2 脫水裝置

CNG壓縮工藝中，脫水裝置發(fā)揮深度脫除天然氣中水分，防止泄氣過程出現(xiàn)冰堵現(xiàn)象的重要作用[7]。一般由干燥塔、過濾器、加熱器、分離器、板式換熱器組成，干燥塔交替循環(huán)，1個干燥塔吸附水蒸氣后，另1個干燥塔進行再生，與其它設備共同構成一個完整系統(tǒng)。經脫水裝置脫水后，天然氣中水分能夠達到：露點溫度（常壓）不超過-62℃，微塵含量不超過55 mg/Nm3，微塵直徑不超過5 μm。

2.3.3 脫硫裝置

主要應用于天然氣中包含H2S的試采井，主要有干法脫硫、濕法脫硫兩種。干法脫硫主要適用H2S濃度不高且氣壓較低的試采井。一般通過固體脫硫劑進行吸收或轉化，將其轉變?yōu)閱钨|硫或固體合成物，如3018-Ⅱ脫硫劑。這種方法具有操作簡單、工作強度低、操作彈性大、脫硫徹底、能耗小等優(yōu)勢。濕法脫硫包含吸收法和濕式氧化法兩種，其中吸收法主要作用是提純H2S濃度，不適用于H2S濃度較低、低壓的試采井，其工藝流程長、能耗大、投資較高。

2.3.4 脫烴裝置

主要作用為天然氣凝液回收，包含天然氣原料分子篩脫水、丙烷制冷工藝，具體回收工藝為：丙烷制冷→冷箱降溫（低溫分離→天然氣凝液回收）→天然氣脫水→天然氣分離[8-10]，其壓力設置遵循CNG回收工藝流程要求，C3+回收率為50%。

2.3.5 壓縮機

設計采用撬裝、往復式天然氣壓縮機，配套設備包括三相異步電動機、電控設備、水平對動壓縮機等。該裝置具有轉速低、噪音小、振動小，使用壽命長等特點，運行時間超過8 000 h，排放氣體含量不超過5 ppm，出口氣體溫度不超過環(huán)境溫度10℃，同時具有移動拆卸方便、現(xiàn)場組裝簡單等優(yōu)勢。設備使用前，需要對該壓縮機進行功能測試，確保壓縮過程順暢無阻，吸氣、排氣過程暢通。同時，工作人員還需要預先調節(jié)好相關工藝參數(shù)，如行程、轉動單位、平均活塞速度、壓力比、排氣量、活塞力、功率和效率等，確保壓縮機處于最佳運行狀態(tài)。

2.3.6 加氣柱

加氣柱采用全自動控制設備，配備有質量流量計、溫度傳感器等，當監(jiān)測數(shù)值達到20 MPa時，加氣柱自動關閉。

2.3.7 運輸車輛

CNG槽車由牽引車、半掛車組成，其中，半掛車組成結構為6～12只集氣管束，對應水容量（單只）為2.375 m3，工作壓力為20 MPa，實際運送天然氣量為3 000～6 000 m3，具體拖車配置和數(shù)量可根據實際情況靈活調整。

3 實際應用情況及效果

對該油田零散井進行綜合分析，依照井口裝置、壓力等級劃分為五個不同類別，一類～三類井為采氣樹井，四類井為簡易井口井，五類井為盲板井。根據統(tǒng)計，2020年該油田零散井累積采氣量為396.631 1×104m3，伴隨小型橇裝CNG裝置規(guī)?；瘧?，對零散井天然氣進行放空回收，不僅降低井口壓力，同時提升了企業(yè)效益，實現(xiàn)綠色環(huán)保。因此，對該油田零散井采用CNG回收技術，將試采井高壓天然氣加熱節(jié)流處理后，進入脫水系統(tǒng)，脫水后壓縮產生CNG進行儲運。該過程涉及計量調壓、三相分離、預處理、天然氣壓縮、脫水處理、裝車等單元。依據2020年累積采氣量和天然氣價格，最終得出該采氣量對應經濟效益為269.09萬元。

4 結論與認識

1）在吉林油田零散井天然氣放空回收中，采用CNG技術避免了大量放空天然氣因無法回收而作燃燒處理時造成能源巨大浪費同時，顯著減少二氧化碳排放，大幅降低空氣污染程度，很好地實現(xiàn)節(jié)能減排目的；CNG回收過程中排放氣體均符合環(huán)保標準，滿足國家環(huán)保要求。

2）CNG回收技術具備建設周期短、靈活性強、建設成本低、不易受場地和設備限制等優(yōu)勢，現(xiàn)場試驗發(fā)現(xiàn)，在試采周期內井口天然氣回收效果良好，產生經濟效益高，適合吉林油田零散井天然氣回收，具有推廣應用價值。