集氣站放空天然氣回收技術(shù)探析

王福陽 （大慶油田有限責(zé)任公司采氣分公司）

《陸上石油天然氣開采工業(yè)大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》GB39728—2020（以下簡稱：標(biāo)準(zhǔn)GB39728—2020），標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定新建企業(yè)自于2021 年1 月1 日起執(zhí)行，現(xiàn)有企業(yè)自2023 年1 月1 日起執(zhí)行。該標(biāo)準(zhǔn)對揮發(fā)性有機(jī)物排放提出了控制要求，主要包括揮發(fā)性有機(jī)液體儲(chǔ)存、裝載排放控制要求、廢水集輸處理系統(tǒng)、設(shè)備與組件泄漏、廢氣收集處理等排放控制要求。根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)GB39728—2020 第7.5 條“企業(yè)未遵守本標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的措施性控制要求，構(gòu)成違法行為的，依照法律法規(guī)等有關(guān)規(guī)定予以處理。”通過對標(biāo)準(zhǔn)的解讀，揮發(fā)性有機(jī)液體包括了本行業(yè)全部的產(chǎn)品—采出液、原油、天然氣凝液、液化石油氣、穩(wěn)定輕烴、含油污水。嚴(yán)格按照標(biāo)準(zhǔn)的要求對油田范圍內(nèi)的揮發(fā)性有機(jī)液體大氣污染物排放進(jìn)行治理已經(jīng)迫在眉睫。

1 概述

開采天然氣的過程中，涉及較高的生產(chǎn)壓力，遇到寒冷天氣時(shí)，水合物會(huì)引起氣閘閥與管道堵塞，運(yùn)用合理的放空措施可有效解決堵塞問題。如果站內(nèi)閥門以及設(shè)備出現(xiàn)內(nèi)漏的問題，會(huì)形成天然氣微漏的狀況，需運(yùn)用科學(xué)的策略進(jìn)行處理，諸如象點(diǎn)燃等相關(guān)方式。同時(shí)，集氣站每年都要檢修一次，需要關(guān)閉氣井井口閘閥和站內(nèi)外輸閘閥，點(diǎn)燃放空管線中的天然氣，使站內(nèi)和地面管線壓力從5.0 MPa 左右降為零，然后進(jìn)行氮?dú)庵脫Q，再進(jìn)行其他相關(guān)操作。設(shè)備維修動(dòng)火也需要相似的操作，同樣需要放空管線內(nèi)的天然氣。并且管道輸送天然氣超壓時(shí)，安全閥會(huì)起跳，將多余的氣體放散出去可降低壓力。

2 天然氣回收技術(shù)分析

2.1 CNG 技術(shù)

CNG 技術(shù)即依靠壓縮機(jī)對天然氣實(shí)施脫水并進(jìn)行壓縮處理，同時(shí)把處理結(jié)束的壓縮天然氣存儲(chǔ)在相應(yīng)的拖車之中，以便于進(jìn)行再次利用。借助于壓縮天然氣拖車可以非常便捷地把壓縮天然氣直接運(yùn)輸?shù)礁鱾€(gè)城市的氣站之內(nèi)，對其實(shí)施壓力釋放，進(jìn)而把釋放之后的天然氣直接輸送到各個(gè)城市的天然氣管道之內(nèi)，能夠?qū)Ψ趴仗烊粴膺M(jìn)行二次回收利用[1]。這一技術(shù)的突出特征在于涉及的相關(guān)設(shè)備都能運(yùn)用分合撬的形式把設(shè)備劃分為各個(gè)單元，每一小撬可以達(dá)到相應(yīng)的標(biāo)準(zhǔn)要求，同時(shí)能夠按照具體需要來實(shí)現(xiàn)拆分與組合，形成較為系統(tǒng)的放空天然氣回收處理體系，如果放空量逐步減少能夠把相關(guān)設(shè)備實(shí)施調(diào)整，可以實(shí)現(xiàn)二次利用。但該技術(shù)存在的缺口在于現(xiàn)階段CNG 壓縮機(jī)排量不是很大，實(shí)際作業(yè)效率不高，同時(shí)拖車的運(yùn)量還有待進(jìn)一步提升，每次僅僅能夠運(yùn)輸4 000m3左右。

2.2 天然氣水合物

天然氣水合物即通過高壓低溫環(huán)境來確保天然氣與水之間能夠有效融合的方式，基于顯微鏡觀察發(fā)現(xiàn)該物質(zhì)表現(xiàn)出燈籠狀形態(tài)[2]。研究數(shù)據(jù)表明，把放空天然氣與水之間進(jìn)行充分融合能夠在1 m3水中存儲(chǔ)200 m3左右的天然氣。采取該技術(shù)對放空天然氣進(jìn)行處理的過程中能夠有效實(shí)現(xiàn)在低存儲(chǔ)空間內(nèi)盡可能多地運(yùn)輸天然氣。然而該技術(shù)也存在一定的問題，比如說水合物的集裝和運(yùn)輸成本相對較高。

2.3 天然氣引射技術(shù)

天然氣引射技術(shù)主要基于流體力學(xué)相關(guān)原理，流體由噴嘴狀設(shè)施實(shí)現(xiàn)高速噴射，隨后噴口區(qū)域會(huì)產(chǎn)生低壓環(huán)境，把周邊流體直接吸入到噴射流體之中。引射技術(shù)一般來說涉及高/低壓氣入口、噴嘴、混合腔以及擴(kuò)壓斷等部件[3]。對于該技術(shù)在實(shí)踐工作中的運(yùn)用，天然氣通過噴嘴區(qū)域之后，混合腔中產(chǎn)生低壓，把低壓天然氣直接吸入并完成混合，得到高速流動(dòng)的混合氣流，通過擴(kuò)壓斷實(shí)施升壓后穩(wěn)定傳輸。在作業(yè)過程中需要按照引射器低壓位置對放空管線以及低壓位置進(jìn)行緊密連接，在放空過程中應(yīng)當(dāng)確保上游閘閥處于關(guān)閉狀態(tài)，開啟閥門后當(dāng)壓力處于標(biāo)準(zhǔn)值時(shí)把引射流程閘閥關(guān)閉，對管線實(shí)施放空。在該技術(shù)中所應(yīng)用到的引射器自身尺寸不大，生產(chǎn)制造成本較低，可以對放空天然氣予以全面回收，降低可能對附近環(huán)境帶來的破壞。

2.4 液化天然氣技術(shù)

液化天然氣技術(shù)即把處在氣體狀態(tài)時(shí)的天然氣實(shí)施液化后完成二次處理，即對放空天然氣實(shí)施脫水、脫經(jīng)以及脫酸等相關(guān)作業(yè)流程，通過上述環(huán)節(jié)處理后進(jìn)行低溫液化的技術(shù)，該技術(shù)能夠讓放空天然氣處于液體狀態(tài)[4]。從目前的實(shí)際情況看，在運(yùn)用該技術(shù)的過程中較為普遍的是采用丙烷預(yù)冷的混合液化方案。依托該技術(shù)對放空天然氣實(shí)施處理，表現(xiàn)出的主要優(yōu)勢和特點(diǎn)在于作業(yè)效率較高，同時(shí)運(yùn)輸和存儲(chǔ)的成本更低。然而和壓縮天然氣技術(shù)相比，該技術(shù)實(shí)際應(yīng)用過程中往往需要依靠很多專業(yè)設(shè)備設(shè)施，這些設(shè)備成本較高，所以在初期運(yùn)用時(shí)必須要投入更多資金。同時(shí)，該技術(shù)在實(shí)際應(yīng)用過程中依舊存在安全問題，因?yàn)榻M分之間必然會(huì)具有溫度差異，所以液化天然氣可能存在分層或者形成渦旋，便導(dǎo)致其內(nèi)部重力勢能以及動(dòng)力勢能產(chǎn)生較大變化，導(dǎo)致液化天然氣存儲(chǔ)環(huán)節(jié)的安全性降低，可能引發(fā)較為嚴(yán)重的安全隱患。

2.5 吸附天然氣技術(shù)

吸附天然氣技術(shù)是在天然氣儲(chǔ)存罐中應(yīng)用相關(guān)吸附劑，此類吸附劑表面往往存在豐富的孔洞，從而讓其表面積進(jìn)一步提升，在常溫或者高壓環(huán)境中可以對放空天然氣進(jìn)行有效吸附，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)存儲(chǔ)功能[5]。和壓縮技術(shù)相比，該技術(shù)的突出優(yōu)勢在于可以在常溫或者低壓環(huán)境下對放空天然氣進(jìn)行更加高效率的回收。相關(guān)資料顯示，該技術(shù)在環(huán)境壓力處于3.5 MPa 狀態(tài)下，回收放空天然氣密度和20 MPa環(huán)境下運(yùn)用壓縮天然氣技術(shù)的作用基本一致，可以看出該技術(shù)在相關(guān)設(shè)備應(yīng)用和實(shí)際作業(yè)過程中所消耗的成本相對更低，同時(shí)因?yàn)閴毫Νh(huán)境要求不高，能夠結(jié)合運(yùn)輸和存儲(chǔ)的實(shí)際需要對存儲(chǔ)罐形態(tài)予以合理調(diào)控[6-8]。所以，回收天然氣采用安全保障性高且自身質(zhì)量較低的儲(chǔ)存罐來進(jìn)行存儲(chǔ)和運(yùn)輸。

3 天然氣回收系統(tǒng)設(shè)計(jì)

3.1 明確治理對象

集氣站采用三甘醇脫水裝置脫除天然氣中的水蒸汽，脫水裝置再生精餾柱會(huì)產(chǎn)生尾氣，這類尾氣排放的非甲烷總烴含量不合格，部分有毒氣體排出（苯、二甲苯），并且甘醇分解產(chǎn)物形成酸臭的異味。通過HYSYS 軟件模擬計(jì)算溶液中尾氣及三甘醇排放量分別為46 405 mg/m3、780 mg/m3。為了達(dá)到更好的氣體脫水效果，三甘醇脫水裝置一般采取汽提工藝來提高甘醇濃度。汽提氣采用燃料氣（壓力0.1～0.3 MPa），通過調(diào)節(jié)閥控制流量后進(jìn)入重沸器。汽提氣鼓泡通過重沸器中的熱流體，在汽提塔內(nèi)向上流動(dòng)，從塔頂流出，并帶出汽提塔內(nèi)甘醇溶液析出的水蒸汽。

因此計(jì)算裝置處理量時(shí)需要考慮汽提工況下進(jìn)入重沸器的天然氣量。在汽提工況下三甘醇精餾柱排出尾氣量為10～40 m3/h，因此將尾氣回收裝置按三甘醇脫水裝置處理規(guī)模分為兩類：處理量小于或等于50×104m3/d 的選用50×104m3/d 的尾氣回收裝置；處理量大于50×104m3/d 的選用180×104m3/d尾氣回收裝置。

3.2 確定取氣點(diǎn)區(qū)域

對于放空天然氣的回收作業(yè)而言，能夠?qū)ζ鋵?shí)施增壓處理，在這一過程中應(yīng)當(dāng)對放空天然氣進(jìn)行預(yù)處理，按照目前所應(yīng)用的技術(shù)方法，分液罐選取后實(shí)現(xiàn)天然氣回收。雙筒式閃蒸分液罐可以在很大程度上降低天然氣內(nèi)部的游離水含量，有效避免氣體流速管控不佳造成游離水進(jìn)入放空火炬的風(fēng)險(xiǎn)因素。分液罐具體尺寸通常為?1 400×5 770 mm，符合工藝標(biāo)準(zhǔn)。分液罐以及放空火炬之間還應(yīng)當(dāng)設(shè)置阻火器，確保兩個(gè)系統(tǒng)能夠有效切換，讓集氣站放空系統(tǒng)得以持續(xù)穩(wěn)定運(yùn)轉(zhuǎn)。高中壓放空天然氣應(yīng)當(dāng)經(jīng)由分液罐后進(jìn)入火炬，此處可以配備回收設(shè)施，有效提升天然氣回收率。

3.3 確定回注點(diǎn)位置

對于高壓系統(tǒng)而言，進(jìn)站閥組位置壓力一般處于8 MPa 之上，回注點(diǎn)不能選擇在這一區(qū)域。對于低壓系統(tǒng)來說，往往是依靠分水包實(shí)現(xiàn)天然氣采集，該設(shè)備的直徑一般在600 mm 左右，高度為2 900 mm，最高作業(yè)壓力0.3 MPa。集氣站內(nèi)瞬間放空量相對較大，對分氣包容積提出了更高的標(biāo)準(zhǔn)，因此不能將其當(dāng)成是回注點(diǎn)位置。對于中壓系統(tǒng)來說，屬于非常關(guān)鍵的組成部分，其中各種設(shè)備都可能對集氣站穩(wěn)定運(yùn)行帶來影響。對計(jì)量分離器進(jìn)行設(shè)計(jì)時(shí)，結(jié)合大部分集氣站的實(shí)際運(yùn)行狀態(tài)，在外輸管道中確定預(yù)留閥門為最佳回注點(diǎn)。

3.4 篩選主要回收設(shè)備

放空天然氣內(nèi)部往往存在部分液體，按照對應(yīng)的壓縮比以及排氣范圍，對往復(fù)式壓縮機(jī)、離心式壓縮機(jī)以及螺桿壓縮機(jī)等各種設(shè)備實(shí)施全面的分析研究，最終確定符合實(shí)際作業(yè)需求的回收設(shè)備。

3.5 設(shè)計(jì)回收系統(tǒng)技術(shù)路線

目前氣田生產(chǎn)裝置存在揮發(fā)性有機(jī)物主要有以下兩類：一是深冷裝置通常采用三甘醇脫水工藝，脫水裝置再生精餾柱會(huì)產(chǎn)生尾氣，含有部分烴類氣體及三甘醇降解物質(zhì)，解析出的尾氣酸臭味道較大；二是淺冷裝置采用乙二醇防凍，乙二醇裝置在再生過程中的再生精餾柱會(huì)產(chǎn)生一定量的尾氣，主要組成是水汽、乙二醇、烴類、乙酸和草酸等物質(zhì)。

2013 年以前，國內(nèi)脫水裝置的尾氣基本上均為直接放空，近年來國內(nèi)主要油氣田逐步開展了脫水廢氣的處理。目前脫水裝置的廢氣處理主要有焚燒爐焚燒和增壓回收技術(shù)。

4 案例分析

以大慶油田為例，集氣站采用三甘醇脫水裝置脫除天然氣中的水蒸汽，三甘醇脫水裝置的再生精餾柱會(huì)產(chǎn)生一定量的尾氣，主要組成是水汽、三甘醇和烴類等物質(zhì)，尾氣直接排放味道較大，不滿足環(huán)保以及職業(yè)衛(wèi)生的相關(guān)要求[9-10]。針對目前3 種技術(shù)方案進(jìn)行對比分析：

1）焚燒爐焚燒。三甘醇脫水裝置產(chǎn)生的尾氣冷卻降溫后進(jìn)入分離器，分離出的液體進(jìn)入站內(nèi)污水系統(tǒng)，分離出的不凝氣進(jìn)入焚燒爐燃燒達(dá)標(biāo)外排?；鹁嫒紵に嚵鞒桃妶D1。

圖1 火炬燃燒工藝流程Fig.1 Flow chart of torch burning process

2）水引射增壓回收技術(shù)。三甘醇脫水裝置產(chǎn)生的尾氣從精餾柱頂排氣口收集后，降溫冷卻，進(jìn)入分水罐，分離出的氣體經(jīng)增壓裝置增壓后進(jìn)入三甘醇脫水裝置的自帶燃料氣緩沖罐，作為燃料氣利用；分離出的液體排至站內(nèi)污水系統(tǒng)。利用射流器原理，將位于增壓罐底部的循環(huán)水通過射流器噴嘴，高速夾帶、卷吸尾氣中的不凝氣體，在混合器內(nèi)將尾氣引射增壓[11-12]。水引射增壓回收工藝流程見圖2。

圖2 水引射增壓回收工藝流程Fig.2 Flow chart of water-induced pressurization recovery technology

3）氣引射增壓回收技術(shù)。三甘醇脫水裝置產(chǎn)生的尾氣從精餾柱頂排氣口收集后，降溫冷卻，進(jìn)入分離器，分離出的氣體經(jīng)混合增壓裝置與燃料氣混合增壓，而后進(jìn)入三甘醇再生裝置燃燒器燃燒；分離出的液體排至站內(nèi)污水系統(tǒng)。應(yīng)用文丘里管原理，將站內(nèi)天然氣作為高壓引射氣，在混合器內(nèi)將常壓尾氣引射，提高壓力至再生裝置燃燒器所需的壓力，這樣尾氣和天然氣混合后可進(jìn)入三甘醇再生裝置燃燒器正常燃燒；或者提高壓力使之進(jìn)入站內(nèi)低壓系統(tǒng)。氣引射增壓回收工藝流程見圖3。

圖3 氣引射增壓回收工藝流程Fit.3 Flow chart of gas-induced pressurization recovery technology

通過對3 種回收技術(shù)優(yōu)、缺點(diǎn)的對比，水引射增壓回收技術(shù)具有能耗低、投資成本低以及環(huán)保等優(yōu)勢，目前該技術(shù)已經(jīng)在DQ 油田ZS16 集氣站應(yīng)用， 且裝置運(yùn)行平穩(wěn)， 預(yù)計(jì)減排天然氣量4.226×104m3/d，回收天然氣量0.655×104m3/d，通過采取回收工藝，部分天然氣回收進(jìn)入系統(tǒng)后從一定程度上實(shí)現(xiàn)了碳減排，降低了對大氣環(huán)境的污染，可以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益328 萬元/a。三甘醇脫水裝置尾氣回收技術(shù)對比見表1。

表1 三甘醇脫水裝置尾氣回收技術(shù)對比Tab.1 Comparison of the exhaust gas recovery technology of triethylene glycol dehydration device

5 結(jié)論

綜上所述，現(xiàn)階段全球能源格局正在持續(xù)變化，以石油、煤炭等為主的相關(guān)不可再生資源的損耗逐漸加重，儲(chǔ)量減少，所以表現(xiàn)出價(jià)格上漲的情況，在此背景下開發(fā)天然氣大勢所趨。作為清潔能源之一，天然氣在各個(gè)行業(yè)的能源領(lǐng)域中得到了廣泛運(yùn)用，但在生產(chǎn)過程中需要進(jìn)行天然氣放空措施，造成了能源浪費(fèi)。為了滿足節(jié)能、環(huán)保的目的，借助有效天然氣回收技術(shù)，完成放空天然氣的有效回收和利用，提高天然氣的利用效率，實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排的目標(biāo)。大慶油田通過對放空天然氣回收技術(shù)的科學(xué)運(yùn)用，實(shí)現(xiàn)了良好效果，節(jié)能減排目標(biāo)順利實(shí)現(xiàn)。在今后的工作中還需要進(jìn)一步的研究，并重視對放空天然氣回收技術(shù)的運(yùn)用，促進(jìn)社會(huì)、經(jīng)濟(jì)、環(huán)保效益的全面提高。