某油田井口伴生气综合利用技术分析

张军辉 ，白 聪 ，张 丹 ，季 闻 ，樊 虹 ，吴晓燕 ，孔丽萍

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300450；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100027；3.中国石油管道局工程有限公司天津分公司，天津 300450）

所谓伴生气，指的是油层中伴随石油一起逸出的气体和一些溶于石油中的天然气。不仅涵盖了甲烷、乙烷成分，同时还涵盖了部分比较容易挥发的液态烃及微量的二氧化碳、氮、硫化氢等各类杂质。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]。伴生气根据所处的地理位置不同，可以分为直接进入管网的伴生气（气量较大，并且与附近大型管网相邻，经处理后可直接进入管网供下游用户使用）和零散边远井区的伴生气（这部分伴生气量少和分散，远离天然气管网不适宜专管外输），本文主要讨论非管网气的利用技术。

零散边远井区的伴生气因气量小且不稳定、气质悬殊大、地点分散、气体集输困难、就地无用户和远离管输系统、处理工艺复杂、不具有经济性等原因长期未得到开发利用，由于这种利用的不充分，造成了极大的资源浪费和环境污染。针对某油田特点，为了经济、合理地开发利用这部分天然气资源，变资源为产能，研究采用压缩天然气、天然气发电、轻烃回收等技术应用[2]。

1 井口伴生气的成分调查分析

通过对某油田129口油井生产参数、层位、运行等现场调查，对所有油井进行仔细的比较与筛选，选取有代表性的重点区块典型井32口进行测试，其中一厂3口，二厂9口，三厂17口，五厂2口，六厂1口，具体分析结果（见表1）。

由以上测试数据看出，油井套管伴生气由可燃性气体（C1～C8的烃类）和不可燃性气体（CO2、N2）两部分组成，其中85%以上的油井套管伴生气中可燃性气体（C1～C8的烃类）的含量占90%以上，只有5口井不可燃性气体（CO2、N2）含量在10%以上。而可燃性气体中甲烷含量均在56%以上，大部分油井甲烷含量达70%以上，其余为乙烷、丙烷，其他碳氢重组分只占少部分（见表2）。因此，油田伴生气气质富，是优质的燃料，也可作为其他化工原料[4]。

2 伴生气产气量的调查分析

根据现场情况研究，采用两种计量方式对56口油井的产气量进行了现场实际测量。其一，是应用湿式气体流量计，额定流速为0.2 m3/h，计量范围0 m3～100 m3，计量精度为0.01 L；其二是应用现场接天然气表进行计量，额定流速为4 m3/h，计量范围0 m3～10 000 m3，计量精度为 0.001 m3。

表1 单井伴生气气体组分分析表

表1 单井伴生气气体组分分析表（续表）

表2 各采油厂单井伴生气气体组分含量对比分析表

针对不同设备的气量采用不同的计量方式：对套管气量大的油井的伴生气采用高压天然气表计量；对套管气比较少的油井的伴生气采用湿式气体流量计计量；对多功能储集器分离出的伴生气和溶解挥发气采用湿式气体流量计计量。

通过对以上56口单井调查，各单井产气量差距较大，日产气量在100 m3以下的占65%以上，100 m3/d～200 m3/d的为12.5%，另外，200 m3/d～600 m3/d的有七口井，分别是官 39、官 177、歧 603-3、歧 119-7、歧119-1、歧 119、庄 5-2，900 m3/d～1 000 m3/d 的五口井分别是庄海 1X1、庄海1-2、庄海 1-3、庄海 2X1、歧85-1。1 000 m3/d以上的只有乌33-19日产气量可达1 500 m3。调查结果（见表3）。

气量不同的油井在各采油厂的分布。采油一厂产气量较平均，日产气量在20 m3左右；采油二厂各井日产气量差距大，在 15 m3～1 000 m3，少的只有 15 m3，多的可达1 000 m3，产气量特别大的单井，如采油二厂的庄海 1X1、1-2、1-3 三口井，日产气量近 1 000 m3，已经用作压缩天然气；采油三厂井口多，气量基本在230 m3以内，多数已用于加热，其中乌33-19单井产气量很大，日产气量在1 500 m3左右，已进行现场压缩天然气处理；采油五厂单井日产气量在20 m3～30 m3；采油六厂多数井没有伴生气产生，只有扣4-8井日产气量达120 m3，套压可达 1.0 MPa。

表3 边远油井套管伴生气气量调查表

油田油井套管伴生气组分分析结果显示，油田85%以上的油井，套管伴生气可燃性气体（C1～C8的烃类）的含量占90%以上。可燃性气体中甲烷含量均在56%以上，大部分油井伴生气甲烷含量达70%以上，其余的为乙烷、丙烷，其他碳氢重组分只占少部分。油田伴生气气质富，是优质的燃料并可作为其他化工原料。

通过对单井伴生气产气量的测试及统计分析结果显示，某油田油井伴生气的日产总气量约11 000 m3，已用天然气5 000 m3/d，利用率为45.5%。从分布情况看（见表4），产气量在900 m3/d以上的只有4口井，其余均在600 m3/d以下，而气量在100 m3/d以下的占65%，有的单井日产气量只有20 m3～30 m3。

表4 伴生气气量井口分布对比表

3 油井伴生气的利用技术

为了使油井伴生气得到充分利用应该根据气量气质不同产生的油井伴生气采取不同的利用方式，主要有：用于加热炉加热、伴生气发电、CNG加气站、非管网加气、小型撬装轻烃回收、合成汽油和甲醇等。本文着重分析介绍CNG加气站、伴生气发电以及小型撬装轻烃回收。

3.1 CNG加气站

压缩天然气是天然气加压并以气态储存在容器中，主要成分是甲烷，具有成本低，效益高，无污染，使用安全便捷等特点，可作为车辆燃料使用。CNG加气站在全国多个城市已有应用，主要用于出租车、公交车等，天然气汽车保有量已达到6 000多辆，气化率在15%左右，以日加气1×104m3的CNG加气站为例来说明该项目可获得的经济效益（见表5）。

表5 CNG加气站的效益分析（加气量1×104m3/d）

天然气压缩机回收工艺如下：

井组天然气压缩机回收工艺：井组天然气压缩机采用外加电源，电机带动压缩机运转，低压套管气进入到压缩机的一二级缸内，压缩排出注入采油树流程混合至下游。

接转站天然气压缩机回收工艺：回收工艺流程为：天然气分离缸→一级过滤器→二级过滤器→冷却器→储气罐→单流阀→外输管线。

根据对多口井的调研和综合评价，对于产气量大于900 m3/d的单井，可以在井组进行压缩天然气回收，井距较远的可以1口井安装1套装置，也可以多井组3~6口井安装1套装置的方案。

此工艺方案主要由分离器、天然气压缩机、流量计、限压阀、油气隔离等设备组成。井口气先经前期油气分离、过滤，再经压缩升压、隔离保护，将升压后的套管气输送到汽车储气罐实现汽车外运或输送到外输油管道混输至接转站（见图1）。

该回收装置结构简单、使用方便、配有负压自动停机、超压和电网电压过载保护等功能。系统设计能满足油田防火、防爆安全要求，技术成熟安全可靠。

以用一台30 kW的天然气压缩机每天压缩1 000 m3天然气为例，每天需要压缩8小时，每度电按0.63元计算，每年消耗电费 30×8×365×0.63≈5.5 万元，压缩机及配套设备投入约30万元。按天然气市售价格为2.0元/立方米计算，2.0×1 000×365=73万元，可获利润37.5万元，有很高的经济效益。

因此根据CNG产量的大小，储运的难易程度可以选择合理的下游CNG加气站规模。

如果油田伴生气CNG产量较大，可以在临天然气管线的地方建立天然气母站，从天然气管线直接取气，天然气经过脱硫脱碳等工艺，进入压缩机进行压缩，然后进出储气瓶组储存或通过售气机给车辆加气或者子站加气，气量一般在2 500 m3/h～4 000 m3/h。

油井天然气加气站可以建立在距离伴生气产量较大的油井附近，子站可以选择建立在加气站周围没有天然气管线的地方，通过子站运转车从母站运来的天然气给天然气汽车加气。一般还需配小型压缩机和储气瓶组为提高运转车的储气率，用压缩机将运转车内的低压气体升压后，转存在储气瓶组内或者直接给天然气加气。无储气系统的简易加气子站工艺流程（见图2）。

3.2 伴生气发电

图1 CNG加气站流程图

图2 无储气系统简易加气子站工艺流程图

利用油井的伴生气进行发电可以同时解决伴生气的回收利用和边远区块电力供应的两大问题。小区块油田应用子发电小系统供电可省去投资较大的高压线路，一次投资小，同时供电系统在区块内自成体系，受外部条件的影响小，各类天然气发电机都有适应不同用途要求的变形机，基本能满足各种不同功率的要求。天然气发电机组具有启动迅速、操作简单、有自动保护系统，可无人值守等特点，能广泛用于无电情况下的单井抽油、集输泵站、注水泵站，有利于保障开发生产的用电需求，经济和社会效益都将十分可观，但是，自发电小系统是相对独立的小电网，要发电设备技术先进，性能可靠，在生产运行管理上要求具有较高水平。目前，小型天然气发电机国内外均有成系列的定型产品，通过调研，国内小型发电机组一般是在柴油发电机组的基础上改造发展起来的，大修周期已大于一万小时，发电效率在30%以上。国外此类产品，多为双燃料机组，即以天然气作燃料外，还可用柴油。其发电机为对置活塞式发电机，具有高效、低耗、低排放、性能稳定、维修性能好的特点。

产气量300 m3/d～900 m3/d的单井适宜于天然气发电，也可以多井组2～3口井安装1套装置。对于开采过程中油气井的段塞流现象目前使用较多的是双燃料发电机，该系统双燃料发电系统主要由气罐、柴油储罐、伴生气过滤器、流量计、双燃料发电机及其配套冷却系统以及输变电和用电设备（如抽油机、集输泵、注水泵等）组成。井口气经过储气罐并油气分离后经过滤计量进入燃气发电机，发出0.4 kV的电可直接供用电设施，也可升压至6 kV供整个区块生产生活用（见图3）。

利用天然气发电，每立方米气可发3 kW·h电，以日产气量为300 m3的单井为例，每天可发900 kW·h电（单井抽油机及井上其他日用电量在800 kW·h左右），按0.63元/度的电费计算，每年可节约电费20.7万元。而一台功率为75 kW的天然气发电机，只需投入17.5万元，当年即可赢利，效益可观。

大庆新店油田在杜35-13井上安装了一台天然气发电机，靠油井自身产生的伴生气进行发电，为抽油机运转提供动力，通过一年多的生产情况观察，该井生产状况一直比较平稳，日产液3.0 t，日产油3.0 t，单井平均日产气量4 800 m3，平均日消耗气量600 m3，从2003年8月至今，杜35-13井已累积生产原油468 t，单井节电达到18.15×l04kW·h，充分利用了油井生产过程中产生的伴生气，达到了节能增效的目标。

3.3 油田伴生气轻烃回收

图3 伴生气发电工艺流程图

可采用小型撬装轻烃回收装置。该装置以处理分散的小气量富气为目标，按处理量分别有3×103m3/d、5×103m3/d、1×103m3/d三种规格。是目前国内处理量最小的轻烃回收装置。此工艺是利用压缩机将伴生气抽吸增压后外输，即从井口套管环形空间接出一个定压单向放气阀，套管及原油储罐中的伴生气一同进入气液分离器，气体经压缩机增压后，换冷、分离，干气就地作为生产用的燃料，分离出的液烃外运。压缩机的吸入压力为微正压，既可实现回收伴生气，又不影响原油的开采和运输。该设备投资相对较高。

海南某油田计划将轻烃回收后的部分天然气通过LNG厂液化后，经公路运输系统供给给其他城市做燃气用，而LNG厂生产所需要的电力，油品加工过程中的热量和天然气液化流程中浅冷史所需的冷量通过剩余天然气满足。像延庆油田这种产气量中等但气源分散的油田可考虑就地建设一些处理量不大但技术成熟、工艺简单、产品单一的处理装置，如建成打火机装瓶厂、石油醚装置、破乳剂厂、甲醇厂、稳定轻烃装置、轻油分馏装置等等。井野外作业的恶劣环境，且投资回收期短，经济效益可观。

（2）对于产气量在 300 m3/d～900 m3/d，套压大于0.2 MPa可燃性气体（C1～C8的烃类）的含量占70%以上的单井应用燃气发电回收利用比较适宜。对于套管气不稳定的油井，可以采用双燃料（伴生气和柴油）发电机，确保生产的连续性。既充分利用了伴生气又节约了电能，同时减少了因余气释放伴生气对周围环境造成的污染。

（3）对于产气量相对较少，日产气量在100 m3以下甚至更低的单井，应用小型高效加热炉配合多功能储集器（多功能储集器是卧式密闭储罐，内有加热盘管，从储罐分离出来的伴生气可用于加热盘管），代替井口电加热，充分利用单井伴生气资源进行来液加热，减少系统回压，提高油井产液量，既提高边远区块油井开发效果又节省电能，减少污染。

4 结论与建议

总而言之，应给予油井伴生气的利用高度重视，并且结合各自特点因地制宜地制定相应措施，优化集输工艺，尽量回收，因此建议：

（1）对于产气量在900 m3/d以上可燃性气体（C1～C8的烃类）的含量占70%以上的油井利用CNG技术回收伴生气较为适宜。其安全可靠，操作简便，适合单

宁夏石化年产3万吨车用尿素项目投产

2月26日，记者从中国石油宁夏石化公司了解到，该公司3万吨/年车用尿素项目建成投产后经过系统优化，已正式产出合格的柴油尾气净化液。经检验，产品各项质量指标合格、尿素含量（质量分数）/%，达到了设计指标。

宁夏石化车用尿素项目是该公司丰富尿素产品结构、积极探索化肥业务转型发展的重要举措，也是该公司经过科技研发推出的环保项目新产品。车用尿素，学名是柴油机尾气处理液，其应用原理是通过将尿素热解产生的氨气与汽车尾气中的氮氧化物产生氧化还原反应，生成氮气和水，从而降低由于氮氧化物排放所引起的污染。目前，国内车用尿素市场刚刚起步，按目前国内柴油车保有量算，如汽车尾气全部得到处理，年需柴油尾气净化液大约在700万吨，全国年产能仅为200万吨左右。国内主要车用尿素品牌主要分布在华东以及江南地区，宁夏石化3万吨/年车用尿素项目在宁夏地区是首套较大规模生产车用尿素的装置。

宁夏石化车用尿素项目采用普通尿素提纯工艺车，生产出符合国家标准的车用尿素水溶液，其中尿素含量为32.5%。目前，宁夏石化车用尿素装置日产柴油尾气净化液30吨，预计今年将生产5 000吨。

（摘自宁夏日报第21802期）