塔中零散井放空天然氣回收工程

陳　紅（中國石油天然氣運(yùn)輸公司沙漠運(yùn)輸公司）

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塔中零散井放空天然氣回收工程

陳紅（中國石油天然氣運(yùn)輸公司沙漠運(yùn)輸公司）

2008年以前，塔里木油田大多邊緣零散井都采用試采流程回收原油，伴生天然氣均采用井口火炬放空燃燒，向大氣中排放了大量的二氧化碳和烴類氣體，浪費(fèi)了能源。鑒于此，開展了塔中零散井放空天然氣回收工程項目。針對該項目設(shè)計了三種模式的天然氣回收工藝流程，并建立了多個天然氣回收站。各回收站均使用了質(zhì)量有保證、運(yùn)行安全可靠、干氣回收率高的回收設(shè)備。截至2012年底，累計回收天然氣量約43 835×104m3，約減少二氧化碳排放量861 649 t，取得較大的經(jīng)濟(jì)、社會效益。

塔里木油田零散井放空天然氣工藝回收節(jié)能減排

1　開展天然氣回收背景及塔里木油田當(dāng)時情況

塔里木油田作為我國重要的油氣資源戰(zhàn)略基地，2008年油氣當(dāng)量突破2000×104t。油田公司各級領(lǐng)導(dǎo)高度重視節(jié)能減排，忠實踐行“三大責(zé)任”，把安全環(huán)保作為企業(yè)的核心價值觀。周新源總經(jīng)理在油田公司2008年度HSE暨節(jié)能減排工作表彰大會上明確要求，要打破傳統(tǒng)常規(guī)，創(chuàng)新工作方式，利用國家在經(jīng)濟(jì)轉(zhuǎn)型期的各項財稅優(yōu)惠政策，加大環(huán)保投入力度，并提出了2009年節(jié)能9.6×104t標(biāo)煤，節(jié)水57×104m3的節(jié)能減排目標(biāo)。

塔里木盆地南緣曾是新疆最貧困地區(qū)，每年要燒掉胡楊幾十萬噸，使生態(tài)環(huán)境進(jìn)一步惡化，每年風(fēng)沙和浮塵天氣超過200天，呼吸道疾病患者數(shù)量急劇上升。經(jīng)過20年的辛勤建設(shè)，截至目前，南疆五地州已有22個市縣的20萬戶居民用上天然氣。但是，油田邊緣井的生產(chǎn)過程中，仍然有大量的伴生氣燃燒，向大氣中排放了大量的二氧化碳和烴類氣體，浪費(fèi)了能源。

2008年以前，塔中探區(qū)大多邊緣井大部分采用試采流程處理，回收原油，伴生天然氣進(jìn)行焚燒。當(dāng)時有偏遠(yuǎn)零散井52口，其中22口井產(chǎn)氣近150× 104m3，在未開展零散井天然氣回收之前均采用井口火炬放空燃燒。2008年，塔里木油田公司和沙漠運(yùn)輸公司簽訂了5年放空天然氣回收合同，由沙漠運(yùn)輸公司負(fù)責(zé)塔中零散井放空天然氣的回收工作。

2　塔中零散井放空天然氣工藝流程簡介

2.1產(chǎn)品氣要求

根據(jù)GB 50251—2003《輸氣管道工程設(shè)計規(guī)范》及塔中地區(qū)實際情況，放空天然氣回收站的產(chǎn)品質(zhì)量應(yīng)達(dá)到下述指標(biāo)：天然氣的H2S濃度小于20 mg/m3（0℃，1 atm）；水露點(diǎn)小于-60℃；烴露點(diǎn)小于-5℃；混烴C3以上組分回收率不小于70%。

2.2回收工藝介紹

根據(jù)塔中片區(qū)情況和產(chǎn)品氣要求，塔中放空天然氣回收工程主要采用以下三種模式進(jìn)行設(shè)計建設(shè)。

2.2.1模式一

適用于產(chǎn)氣量小、井口油壓低，C3+含量低于6%的放空氣回收。

流程（圖1）簡述：天然氣預(yù)處理（氣液分離）—壓縮—脫水—裝車—運(yùn)往卸氣站。

圖1　模式一工藝流程框圖

2.2.2模式二

適用于產(chǎn)氣量大、井口油壓高，C3+含量高于6%的放空氣回收。

流程（圖2）簡述：天然氣預(yù)處理（氣液分離）—一級壓縮—一級冷卻—膜分離—15%富氣增壓后進(jìn)冷箱（85%合格氣進(jìn)二級增壓）二級冷卻—低溫分離—?dú)饨?jīng)過一級冷箱后進(jìn)二級壓縮、液進(jìn)脫乙烷塔—?dú)馊ヒ患壚鋮s后進(jìn)二級壓縮機(jī)、液進(jìn)混烴儲罐；膜分離出的85%的合格氣、低溫分離出的氣及脫乙烴塔出的氣進(jìn)二級壓縮機(jī)增壓到25 MPa—裝車—運(yùn)往卸氣站。

制冷采用丙烷制冷（或氨制冷），制冷溫度為-40℃左右，C3+以上組分的綜合收率達(dá)70%以上。

圖2　模式二工藝流程框圖

2.2.3模式三

為適應(yīng)塔中地區(qū)含硫化氫井而形成此模式，適用于產(chǎn)氣量大、油壓較高、含硫化氫，C3+的含量低于6%的放空氣回收。

流程（圖3）簡述：天然氣—脫硫—預(yù)處理（氣液分離）—壓縮—脫水—裝車—運(yùn)往卸氣站。

圖3　模式三工藝流程框圖

3　塔中放空天然氣回收站產(chǎn)能

2008年5月，按照“保安全、保運(yùn)行，保證消滅火炬，保證烴露點(diǎn)、水露點(diǎn)達(dá)到國家管輸標(biāo)準(zhǔn)”的工作要求，邀請國內(nèi)外放空天然氣回收專業(yè)制造廠商進(jìn)行技術(shù)交流，在設(shè)計上選擇質(zhì)量有保障、運(yùn)行安全可靠和干氣回收率高的回收設(shè)備。目前運(yùn)行的23個放空天然氣回收站，設(shè)計日處理量為122×104m3，日回收天然氣100×104m3以上。

典型站點(diǎn)簡介：TZ161回收站（CNG車?yán)\(yùn)站）于2009年6月投產(chǎn)運(yùn)行，設(shè)計處理量為3×104m3/d，投入1組壓縮處理裝置，日均產(chǎn)量為4000 m3，現(xiàn)應(yīng)塔中項目部要求，日均產(chǎn)量為9000 m3。TZ161回收站設(shè)計有輕烴回收系統(tǒng)，處理TZ161來氣中的烴含量，降低天然氣的烴露點(diǎn)。TZ161回收站的工藝流程如圖4所示。

圖4　TZ161回收站的工藝流程框圖

4　塔中放空天然氣回收站設(shè)備性能

塔中零散井放空天然氣回收工程選用的撬裝設(shè)備有較大的適用范圍，形成模塊化撬裝產(chǎn)品組合、多撬搭配、可調(diào)節(jié)生產(chǎn)能力和處理氣質(zhì)需要，以方便新建設(shè)施的搬遷使用，盡快使設(shè)備投入生產(chǎn)。

4.1脫硫裝置

塔中零散井放空天然氣回收工程采用干法脫硫，干法工藝大多是利用固體脫硫劑吸收或者轉(zhuǎn)化作用，將H2S變成單質(zhì)硫或者形成其他固體化合物。干法工藝通常適用于低含硫天然氣處理，雖然干法脫硫工藝所用脫硫劑均不能再生，但具有流程短、輔助支援系統(tǒng)簡單、操作彈性大、脫除程度高、能耗小、投資低等優(yōu)點(diǎn)，特別適用于氣體精細(xì)脫硫。干法脫硫工藝流程如圖5所示。

圖5　干法脫硫工藝流程示意圖

4.2高/低壓處理撬

高/低壓橇進(jìn)出口設(shè)置壓力變送器，實時監(jiān)測低壓橇進(jìn)出口壓力，并超限報警；低壓橇上緩沖罐、回收罐排污由罐上超聲波液位變送器檢測液位，由站控系統(tǒng)控制自動排污，由電控氣動切斷閥執(zhí)行。低壓處理撬處理量為5×104m3/d，工作壓力1.0 MPa；高壓處理撬處理量為8×104m3/d，工作壓力3.0 MPa。

4.3脫水裝置

CNG壓縮站需配備脫水裝置，深度脫除天然氣中的水分，在常壓下露點(diǎn)溫度小于或等于-62℃，防止在卸氣過程中出現(xiàn)冰堵現(xiàn)象。脫水裝置可以考慮前置低壓脫水撬和后置高壓脫水撬。塔中放空天然氣回收站選擇的是高壓深度脫水裝置，脫水裝置為雙塔配置，脫水、再生、交替運(yùn)行。經(jīng)脫水裝置脫水干燥后的成品氣中，常壓下水露點(diǎn)小于或等于-62℃；微塵含量小于或等于5 mg/m3，微塵直徑小于5 μm。脫水裝置處理量為5×104m3/d，設(shè)計壓力27.5 MPa。

4.4CNG壓縮機(jī)

放空天然氣回收站增壓設(shè)備包括電驅(qū)動、燃?xì)怛?qū)動兩種方式，處理量分別為2.5×104、3.5×104、6.5×104m3/d，設(shè)計壓力27.5 MPa。主要設(shè)備，如壓縮機(jī)、凈化器、冷卻裝置、控制系統(tǒng)等都集成在橇裝底座上，形成一個整體系統(tǒng)，具有密封、隔音、保溫、防暴等功能。其最大的優(yōu)點(diǎn)就是拆卸移動方便，現(xiàn)場組裝調(diào)試簡單。壓縮機(jī)控制部分由壓縮機(jī)配套PLC控制系統(tǒng)完成，對監(jiān)控點(diǎn)模擬量進(jìn)行控制。配變送器和文本顯示器，對油壓過低、油溫過高、一級吸入壓力過低與吸入壓力過高、末級排壓過高、各級排溫過高、電動機(jī)過載等自動保護(hù)與控制。壓縮機(jī)PLC控制系統(tǒng)采用PROFIBUS總線與站控PLC主機(jī)通信，上傳各狀態(tài)信息，并接受站控PLC主機(jī)發(fā)出的停機(jī)信號。

4.5加氣柱

加氣柱采用全自動控制，計量部件采用進(jìn)口科里奧力原理質(zhì)量流量計（帶有溫度傳感器進(jìn)行補(bǔ)償），到20 MPa后自動關(guān)閉。其主要參數(shù)如下：

計量精度±0.5%最大流量4500 m3/h

9000 m3/h

加氣額定壓力20 MPa最大工作壓力25 MPa耐壓強(qiáng)度37.5 MPa環(huán)境溫度-30～50℃防爆等級ExdemibⅡAT3額定功率＜200 W

工作電源220 V±15%

50 Hz±1 Hz

5　塔中放空天然氣回收投入成本與單位成本

5.1工程匯總投資

塔中放空天然氣回收工程于2008年開始投資建設(shè)，至2009年7月首批7個回收站建設(shè)完畢，工程投資情況如表1所示。

表1　工程投資匯總

5.2各站成本

前七站各回收站主要成本情況如表2所示。

表2　主要消耗

6　塔中零散井放空天然氣利用效果

通過回收天然氣，減少天然氣無謂的放空燃燒，從而減少排放二氧化碳，并通過出售二氧化碳減排指標(biāo)獲得收益。二氧化碳減排計算方法必須根據(jù)聯(lián)合國氣候變化框架委員會執(zhí)行委員會批準(zhǔn)的方法學(xué)AM0009進(jìn)行計算，影響二氧化碳減排量的因數(shù)有所回收的伴生氣體積、伴生氣中碳成分的質(zhì)量含量、回收過程甲烷氣體的泄漏。以下的計算不考慮泄漏，計算公式如下：

CO2減排量=回收的天然氣體積×天然氣中碳成分的平均密度×44÷12×0.001

塔中油田零散井放空天然氣回收量及CO2減排量如表3所示。

表3　塔中油田零散井放空天然氣回收量及CO2減排量（截至2012年底）

7　結(jié)論

1）塔中零散井放空天然氣回收工程根據(jù)不同井站的不同氣質(zhì)條件，采用不同的工藝流程。

2）塔中零散井放空天然氣回收工程使用的撬裝化設(shè)備便于搬遷和施工連接。

3）抗硫設(shè)備的使用，降低了脫硫成本。

勝利油田實施首口多級細(xì)分六層分防分注井獲成功

近日，勝利油田石油工程技術(shù)研究院注水所科研人員，在CACB25GA-1井上首次實施多級細(xì)分六層分防分注技術(shù)獲成功。目前，該井六個層分別日注水43、57、71、31、83、46 m3，合計日注水量331 m3，六層全部達(dá)到配注要求，層段合格率100%。該井的成功標(biāo)志著勝利油田精細(xì)分層注水技術(shù)又邁上一個新臺階。

CACB25GA-1注水井屬疏松砂巖油藏，出砂嚴(yán)重是制約開發(fā)的主要因素；同時，在開發(fā)過程中還普遍存在層數(shù)多、層間差異大等問題。注水所跟采油廠技術(shù)人員多次對接，對方案進(jìn)行反復(fù)優(yōu)化論證，最終形成了小直徑分層防砂、密閉防蠕動、測調(diào)一體化分層注水工藝技術(shù)。該技術(shù)整體上縮小了管柱外徑，并配套了倒扣安接等作為安全保障，降低了后期檢換作業(yè)施工難度；測調(diào)一體化技術(shù)大幅縮短了測調(diào)時間，提高了測調(diào)精度，從而達(dá)到了降本增效的目的；密閉防蠕動分層注水工藝，采用平衡式受力設(shè)計以及軟錨定技術(shù)，克服了管柱伸縮蠕動難題；密閉防返吐機(jī)構(gòu)，能夠有效防止停注時層與層之間的竄通以及返吐，延長了管柱壽命，實現(xiàn)了管柱的長效性。

該井的成功完井，標(biāo)志著疏松砂巖油藏分防分注技術(shù)邁入多級細(xì)分的時代，為勝利油田水驅(qū)油藏精細(xì)注水和高效開發(fā)提供了有力技術(shù)支撐。

來源：中國石油網(wǎng)付亞榮供稿

10.3969/j.issn.2095-1493.2015.10.021

2015-04-20）

陳紅，2008年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院（油氣儲運(yùn)專業(yè)），從事天然氣處理相關(guān)工作，E-mail：1499337284@qq.com，地址：新疆庫爾勒新城南路38號信箱沙漠運(yùn)輸公司，841001。