某油田井口伴生氣綜合利用技術(shù)分析

張軍輝 ，白 聰 ，張 丹 ，季 聞 ，樊 虹 ，吳曉燕 ，孔麗萍

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300450；2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100027；3.中國石油管道局工程有限公司天津分公司，天津 300450）

所謂伴生氣，指的是油層中伴隨石油一起逸出的氣體和一些溶于石油中的天然氣。不僅涵蓋了甲烷、乙烷成分，同時還涵蓋了部分比較容易揮發(fā)的液態(tài)烴及微量的二氧化碳、氮、硫化氫等各類雜質(zhì)。主要用途是制取甲醇、乙二醇、醋酸、乙烯、丙烯等化工原料或用作燃料[1]。伴生氣根據(jù)所處的地理位置不同，可以分為直接進入管網(wǎng)的伴生氣（氣量較大，并且與附近大型管網(wǎng)相鄰，經(jīng)處理后可直接進入管網(wǎng)供下游用戶使用）和零散邊遠井區(qū)的伴生氣（這部分伴生氣量少和分散，遠離天然氣管網(wǎng)不適宜專管外輸），本文主要討論非管網(wǎng)氣的利用技術(shù)。

零散邊遠井區(qū)的伴生氣因氣量小且不穩(wěn)定、氣質(zhì)懸殊大、地點分散、氣體集輸困難、就地?zé)o用戶和遠離管輸系統(tǒng)、處理工藝復(fù)雜、不具有經(jīng)濟性等原因長期未得到開發(fā)利用，由于這種利用的不充分，造成了極大的資源浪費和環(huán)境污染。針對某油田特點，為了經(jīng)濟、合理地開發(fā)利用這部分天然氣資源，變資源為產(chǎn)能，研究采用壓縮天然氣、天然氣發(fā)電、輕烴回收等技術(shù)應(yīng)用[2]。

1 井口伴生氣的成分調(diào)查分析

通過對某油田129口油井生產(chǎn)參數(shù)、層位、運行等現(xiàn)場調(diào)查，對所有油井進行仔細的比較與篩選，選取有代表性的重點區(qū)塊典型井32口進行測試，其中一廠3口，二廠9口，三廠17口，五廠2口，六廠1口，具體分析結(jié)果（見表1）。

由以上測試數(shù)據(jù)看出，油井套管伴生氣由可燃性氣體（C1～C8的烴類）和不可燃性氣體（CO2、N2）兩部分組成，其中85%以上的油井套管伴生氣中可燃性氣體（C1～C8的烴類）的含量占90%以上，只有5口井不可燃性氣體（CO2、N2）含量在10%以上。而可燃性氣體中甲烷含量均在56%以上，大部分油井甲烷含量達70%以上，其余為乙烷、丙烷，其他碳氫重組分只占少部分（見表2）。因此，油田伴生氣氣質(zhì)富，是優(yōu)質(zhì)的燃料，也可作為其他化工原料[4]。

2 伴生氣產(chǎn)氣量的調(diào)查分析

根據(jù)現(xiàn)場情況研究，采用兩種計量方式對56口油井的產(chǎn)氣量進行了現(xiàn)場實際測量。其一，是應(yīng)用濕式氣體流量計，額定流速為0.2 m3/h，計量范圍0 m3～100 m3，計量精度為0.01 L；其二是應(yīng)用現(xiàn)場接天然氣表進行計量，額定流速為4 m3/h，計量范圍0 m3～10 000 m3，計量精度為 0.001 m3。

表1 單井伴生氣氣體組分分析表

表1 單井伴生氣氣體組分分析表（續(xù)表）

表2 各采油廠單井伴生氣氣體組分含量對比分析表

針對不同設(shè)備的氣量采用不同的計量方式：對套管氣量大的油井的伴生氣采用高壓天然氣表計量；對套管氣比較少的油井的伴生氣采用濕式氣體流量計計量；對多功能儲集器分離出的伴生氣和溶解揮發(fā)氣采用濕式氣體流量計計量。

通過對以上56口單井調(diào)查，各單井產(chǎn)氣量差距較大，日產(chǎn)氣量在100 m3以下的占65%以上，100 m3/d～200 m3/d的為12.5%，另外，200 m3/d～600 m3/d的有七口井，分別是官 39、官 177、歧 603-3、歧 119-7、歧119-1、歧 119、莊 5-2，900 m3/d～1 000 m3/d 的五口井分別是莊海 1X1、莊海1-2、莊海 1-3、莊海 2X1、歧85-1。1 000 m3/d以上的只有烏33-19日產(chǎn)氣量可達1 500 m3。調(diào)查結(jié)果（見表3）。

氣量不同的油井在各采油廠的分布。采油一廠產(chǎn)氣量較平均，日產(chǎn)氣量在20 m3左右；采油二廠各井日產(chǎn)氣量差距大，在 15 m3～1 000 m3，少的只有 15 m3，多的可達1 000 m3，產(chǎn)氣量特別大的單井，如采油二廠的莊海 1X1、1-2、1-3 三口井，日產(chǎn)氣量近 1 000 m3，已經(jīng)用作壓縮天然氣；采油三廠井口多，氣量基本在230 m3以內(nèi)，多數(shù)已用于加熱，其中烏33-19單井產(chǎn)氣量很大，日產(chǎn)氣量在1 500 m3左右，已進行現(xiàn)場壓縮天然氣處理；采油五廠單井日產(chǎn)氣量在20 m3～30 m3；采油六廠多數(shù)井沒有伴生氣產(chǎn)生，只有扣4-8井日產(chǎn)氣量達120 m3，套壓可達 1.0 MPa。

表3 邊遠油井套管伴生氣氣量調(diào)查表

油田油井套管伴生氣組分分析結(jié)果顯示，油田85%以上的油井，套管伴生氣可燃性氣體（C1～C8的烴類）的含量占90%以上?？扇夹詺怏w中甲烷含量均在56%以上，大部分油井伴生氣甲烷含量達70%以上，其余的為乙烷、丙烷，其他碳氫重組分只占少部分。油田伴生氣氣質(zhì)富，是優(yōu)質(zhì)的燃料并可作為其他化工原料。

通過對單井伴生氣產(chǎn)氣量的測試及統(tǒng)計分析結(jié)果顯示，某油田油井伴生氣的日產(chǎn)總氣量約11 000 m3，已用天然氣5 000 m3/d，利用率為45.5%。從分布情況看（見表4），產(chǎn)氣量在900 m3/d以上的只有4口井，其余均在600 m3/d以下，而氣量在100 m3/d以下的占65%，有的單井日產(chǎn)氣量只有20 m3～30 m3。

表4 伴生氣氣量井口分布對比表

3 油井伴生氣的利用技術(shù)

為了使油井伴生氣得到充分利用應(yīng)該根據(jù)氣量氣質(zhì)不同產(chǎn)生的油井伴生氣采取不同的利用方式，主要有：用于加熱爐加熱、伴生氣發(fā)電、CNG加氣站、非管網(wǎng)加氣、小型撬裝輕烴回收、合成汽油和甲醇等。本文著重分析介紹CNG加氣站、伴生氣發(fā)電以及小型撬裝輕烴回收。

3.1 CNG加氣站

壓縮天然氣是天然氣加壓并以氣態(tài)儲存在容器中，主要成分是甲烷，具有成本低，效益高，無污染，使用安全便捷等特點，可作為車輛燃料使用。CNG加氣站在全國多個城市已有應(yīng)用，主要用于出租車、公交車等，天然氣汽車保有量已達到6 000多輛，氣化率在15%左右，以日加氣1×104m3的CNG加氣站為例來說明該項目可獲得的經(jīng)濟效益（見表5）。

表5 CNG加氣站的效益分析（加氣量1×104m3/d）

天然氣壓縮機回收工藝如下：

井組天然氣壓縮機回收工藝：井組天然氣壓縮機采用外加電源，電機帶動壓縮機運轉(zhuǎn)，低壓套管氣進入到壓縮機的一二級缸內(nèi)，壓縮排出注入采油樹流程混合至下游。

接轉(zhuǎn)站天然氣壓縮機回收工藝：回收工藝流程為：天然氣分離缸→一級過濾器→二級過濾器→冷卻器→儲氣罐→單流閥→外輸管線。

根據(jù)對多口井的調(diào)研和綜合評價，對于產(chǎn)氣量大于900 m3/d的單井，可以在井組進行壓縮天然氣回收，井距較遠的可以1口井安裝1套裝置，也可以多井組3~6口井安裝1套裝置的方案。

此工藝方案主要由分離器、天然氣壓縮機、流量計、限壓閥、油氣隔離等設(shè)備組成。井口氣先經(jīng)前期油氣分離、過濾，再經(jīng)壓縮升壓、隔離保護，將升壓后的套管氣輸送到汽車儲氣罐實現(xiàn)汽車外運或輸送到外輸油管道混輸至接轉(zhuǎn)站（見圖1）。

該回收裝置結(jié)構(gòu)簡單、使用方便、配有負壓自動停機、超壓和電網(wǎng)電壓過載保護等功能。系統(tǒng)設(shè)計能滿足油田防火、防爆安全要求，技術(shù)成熟安全可靠。

以用一臺30 kW的天然氣壓縮機每天壓縮1 000 m3天然氣為例，每天需要壓縮8小時，每度電按0.63元計算，每年消耗電費 30×8×365×0.63≈5.5 萬元，壓縮機及配套設(shè)備投入約30萬元。按天然氣市售價格為2.0元/立方米計算，2.0×1 000×365=73萬元，可獲利潤37.5萬元，有很高的經(jīng)濟效益。

因此根據(jù)CNG產(chǎn)量的大小，儲運的難易程度可以選擇合理的下游CNG加氣站規(guī)模。

如果油田伴生氣CNG產(chǎn)量較大，可以在臨天然氣管線的地方建立天然氣母站，從天然氣管線直接取氣，天然氣經(jīng)過脫硫脫碳等工藝，進入壓縮機進行壓縮，然后進出儲氣瓶組儲存或通過售氣機給車輛加氣或者子站加氣，氣量一般在2 500 m3/h～4 000 m3/h。

油井天然氣加氣站可以建立在距離伴生氣產(chǎn)量較大的油井附近，子站可以選擇建立在加氣站周圍沒有天然氣管線的地方，通過子站運轉(zhuǎn)車從母站運來的天然氣給天然氣汽車加氣。一般還需配小型壓縮機和儲氣瓶組為提高運轉(zhuǎn)車的儲氣率，用壓縮機將運轉(zhuǎn)車內(nèi)的低壓氣體升壓后，轉(zhuǎn)存在儲氣瓶組內(nèi)或者直接給天然氣加氣。無儲氣系統(tǒng)的簡易加氣子站工藝流程（見圖2）。

3.2 伴生氣發(fā)電

圖1 CNG加氣站流程圖

圖2 無儲氣系統(tǒng)簡易加氣子站工藝流程圖

利用油井的伴生氣進行發(fā)電可以同時解決伴生氣的回收利用和邊遠區(qū)塊電力供應(yīng)的兩大問題。小區(qū)塊油田應(yīng)用子發(fā)電小系統(tǒng)供電可省去投資較大的高壓線路，一次投資小，同時供電系統(tǒng)在區(qū)塊內(nèi)自成體系，受外部條件的影響小，各類天然氣發(fā)電機都有適應(yīng)不同用途要求的變形機，基本能滿足各種不同功率的要求。天然氣發(fā)電機組具有啟動迅速、操作簡單、有自動保護系統(tǒng)，可無人值守等特點，能廣泛用于無電情況下的單井抽油、集輸泵站、注水泵站，有利于保障開發(fā)生產(chǎn)的用電需求，經(jīng)濟和社會效益都將十分可觀，但是，自發(fā)電小系統(tǒng)是相對獨立的小電網(wǎng)，要發(fā)電設(shè)備技術(shù)先進，性能可靠，在生產(chǎn)運行管理上要求具有較高水平。目前，小型天然氣發(fā)電機國內(nèi)外均有成系列的定型產(chǎn)品，通過調(diào)研，國內(nèi)小型發(fā)電機組一般是在柴油發(fā)電機組的基礎(chǔ)上改造發(fā)展起來的，大修周期已大于一萬小時，發(fā)電效率在30%以上。國外此類產(chǎn)品，多為雙燃料機組，即以天然氣作燃料外，還可用柴油。其發(fā)電機為對置活塞式發(fā)電機，具有高效、低耗、低排放、性能穩(wěn)定、維修性能好的特點。

產(chǎn)氣量300 m3/d～900 m3/d的單井適宜于天然氣發(fā)電，也可以多井組2～3口井安裝1套裝置。對于開采過程中油氣井的段塞流現(xiàn)象目前使用較多的是雙燃料發(fā)電機，該系統(tǒng)雙燃料發(fā)電系統(tǒng)主要由氣罐、柴油儲罐、伴生氣過濾器、流量計、雙燃料發(fā)電機及其配套冷卻系統(tǒng)以及輸變電和用電設(shè)備（如抽油機、集輸泵、注水泵等）組成。井口氣經(jīng)過儲氣罐并油氣分離后經(jīng)過濾計量進入燃氣發(fā)電機，發(fā)出0.4 kV的電可直接供用電設(shè)施，也可升壓至6 kV供整個區(qū)塊生產(chǎn)生活用（見圖3）。

利用天然氣發(fā)電，每立方米氣可發(fā)3 kW·h電，以日產(chǎn)氣量為300 m3的單井為例，每天可發(fā)900 kW·h電（單井抽油機及井上其他日用電量在800 kW·h左右），按0.63元/度的電費計算，每年可節(jié)約電費20.7萬元。而一臺功率為75 kW的天然氣發(fā)電機，只需投入17.5萬元，當(dāng)年即可贏利，效益可觀。

大慶新店油田在杜35-13井上安裝了一臺天然氣發(fā)電機，靠油井自身產(chǎn)生的伴生氣進行發(fā)電，為抽油機運轉(zhuǎn)提供動力，通過一年多的生產(chǎn)情況觀察，該井生產(chǎn)狀況一直比較平穩(wěn)，日產(chǎn)液3.0 t，日產(chǎn)油3.0 t，單井平均日產(chǎn)氣量4 800 m3，平均日消耗氣量600 m3，從2003年8月至今，杜35-13井已累積生產(chǎn)原油468 t，單井節(jié)電達到18.15×l04kW·h，充分利用了油井生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的伴生氣，達到了節(jié)能增效的目標(biāo)。

3.3 油田伴生氣輕烴回收

圖3 伴生氣發(fā)電工藝流程圖

可采用小型撬裝輕烴回收裝置。該裝置以處理分散的小氣量富氣為目標(biāo)，按處理量分別有3×103m3/d、5×103m3/d、1×103m3/d三種規(guī)格。是目前國內(nèi)處理量最小的輕烴回收裝置。此工藝是利用壓縮機將伴生氣抽吸增壓后外輸，即從井口套管環(huán)形空間接出一個定壓單向放氣閥，套管及原油儲罐中的伴生氣一同進入氣液分離器，氣體經(jīng)壓縮機增壓后，換冷、分離，干氣就地作為生產(chǎn)用的燃料，分離出的液烴外運。壓縮機的吸入壓力為微正壓，既可實現(xiàn)回收伴生氣，又不影響原油的開采和運輸。該設(shè)備投資相對較高。

海南某油田計劃將輕烴回收后的部分天然氣通過LNG廠液化后，經(jīng)公路運輸系統(tǒng)供給給其他城市做燃氣用，而LNG廠生產(chǎn)所需要的電力，油品加工過程中的熱量和天然氣液化流程中淺冷史所需的冷量通過剩余天然氣滿足。像延慶油田這種產(chǎn)氣量中等但氣源分散的油田可考慮就地建設(shè)一些處理量不大但技術(shù)成熟、工藝簡單、產(chǎn)品單一的處理裝置，如建成打火機裝瓶廠、石油醚裝置、破乳劑廠、甲醇廠、穩(wěn)定輕烴裝置、輕油分餾裝置等等。井野外作業(yè)的惡劣環(huán)境，且投資回收期短，經(jīng)濟效益可觀。

（2）對于產(chǎn)氣量在 300 m3/d～900 m3/d，套壓大于0.2 MPa可燃性氣體（C1～C8的烴類）的含量占70%以上的單井應(yīng)用燃氣發(fā)電回收利用比較適宜。對于套管氣不穩(wěn)定的油井，可以采用雙燃料（伴生氣和柴油）發(fā)電機，確保生產(chǎn)的連續(xù)性。既充分利用了伴生氣又節(jié)約了電能，同時減少了因余氣釋放伴生氣對周圍環(huán)境造成的污染。

（3）對于產(chǎn)氣量相對較少，日產(chǎn)氣量在100 m3以下甚至更低的單井，應(yīng)用小型高效加熱爐配合多功能儲集器（多功能儲集器是臥式密閉儲罐，內(nèi)有加熱盤管，從儲罐分離出來的伴生氣可用于加熱盤管），代替井口電加熱，充分利用單井伴生氣資源進行來液加熱，減少系統(tǒng)回壓，提高油井產(chǎn)液量，既提高邊遠區(qū)塊油井開發(fā)效果又節(jié)省電能，減少污染。

4 結(jié)論與建議

總而言之，應(yīng)給予油井伴生氣的利用高度重視，并且結(jié)合各自特點因地制宜地制定相應(yīng)措施，優(yōu)化集輸工藝，盡量回收，因此建議：

（1）對于產(chǎn)氣量在900 m3/d以上可燃性氣體（C1～C8的烴類）的含量占70%以上的油井利用CNG技術(shù)回收伴生氣較為適宜。其安全可靠，操作簡便，適合單

寧夏石化年產(chǎn)3萬噸車用尿素項目投產(chǎn)

2月26日，記者從中國石油寧夏石化公司了解到，該公司3萬噸/年車用尿素項目建成投產(chǎn)后經(jīng)過系統(tǒng)優(yōu)化，已正式產(chǎn)出合格的柴油尾氣凈化液。經(jīng)檢驗，產(chǎn)品各項質(zhì)量指標(biāo)合格、尿素含量（質(zhì)量分數(shù)）/%，達到了設(shè)計指標(biāo)。

寧夏石化車用尿素項目是該公司豐富尿素產(chǎn)品結(jié)構(gòu)、積極探索化肥業(yè)務(wù)轉(zhuǎn)型發(fā)展的重要舉措，也是該公司經(jīng)過科技研發(fā)推出的環(huán)保項目新產(chǎn)品。車用尿素，學(xué)名是柴油機尾氣處理液，其應(yīng)用原理是通過將尿素?zé)峤猱a(chǎn)生的氨氣與汽車尾氣中的氮氧化物產(chǎn)生氧化還原反應(yīng)，生成氮氣和水，從而降低由于氮氧化物排放所引起的污染。目前，國內(nèi)車用尿素市場剛剛起步，按目前國內(nèi)柴油車保有量算，如汽車尾氣全部得到處理，年需柴油尾氣凈化液大約在700萬噸，全國年產(chǎn)能僅為200萬噸左右。國內(nèi)主要車用尿素品牌主要分布在華東以及江南地區(qū)，寧夏石化3萬噸/年車用尿素項目在寧夏地區(qū)是首套較大規(guī)模生產(chǎn)車用尿素的裝置。

寧夏石化車用尿素項目采用普通尿素提純工藝車，生產(chǎn)出符合國家標(biāo)準(zhǔn)的車用尿素水溶液，其中尿素含量為32.5%。目前，寧夏石化車用尿素裝置日產(chǎn)柴油尾氣凈化液30噸，預(yù)計今年將生產(chǎn)5 000噸。

（摘自寧夏日報第21802期）