吉林油田零散井放空天然气CNG回收技术研究

叶旭峰（大庆钻探工程公司试油测试公司）

天然气回收主要有两种方式，一种是采用能量转化方式，将天然气转化为二次能源进行输送，把天然气转化为电能进行外输，但是对于零散井因成本高等原因无法利用电力设施；二是采用合理的工艺技术进行回收利用，即通过压缩天然气CNG、液化天然气LNG等方式进行回收。CNG回收技术是目前应用在无外输管道、地理位置偏远的零散油田，采用高压储运天然非管道输送方式，适用于偏远气井、低效气井、特殊气井进行回收的一种技术[1]。天然气经压缩后，经过深度脱水，并将其注入高压气瓶组槽车进行产品运输，具有技术成熟、设备简单、搬迁灵活、占地面积小、效益高等优势，多用于产气量小于10×104m3、设备转场频繁的气井。目前，我国CNG压缩机设备已经实现完全国产化，使用成本低，检修方便，但CNG槽车运量较低，对槽车储气瓶质量及安全性能要求高。

1 油田基本情况

某油田位于吉林省松原市境内，整体地势较为平坦，油田东部区块开发目的层为扶余油层和杨大城子油层，油藏埋深为290～510 m，油藏类型为构造油藏。西部区块开发目的层为泉四段扶余油层，储层岩性为泥岩、粉砂岩、细砂岩等组成的正回旋。综合显示，该井位部署区域内部石油地质储量为22.4×104t，含油面积0.20 km2，属于裂缝性低渗透砂岩构造油藏，包含统一油水界面。2019年勘察决定在该油田东部、西部两个区块内建设29口油水井，零散单井存在伴生气放空的问题，若大规模建设集气管网来回收这部分放空的天然气，投资大、风险高。为合理利用单井防控的天然气，降低建设投资，设计采用了CNG技术回收放空天然气，回收气体进行自用或者其余处理，统计发现天然气消耗量达到11.35×104m3/a，产生烟气量为113.19×104m3/a，伴生的烟尘、NO2、SO2等污染物排放也均达标，满足天然气回收再利用的节能需要，以及生态环境保护需求。

2 CNG回收技术

2.1 CNG回收技术原理

根据零散井伴生气特点和工况，在井口用压缩机将放空天然气压缩处理，达到22～25 MPa时，再进行高压脱水工艺处理，用气机装填CNG至槽车储气罐后储运。根据伴生气、工况及产品品质要求差异，需要采取不同压缩工艺，增设脱硫色设备，还可根据工作条件，灵活调整各个独立系统进行组合分离，是放空天然气回收、运输、使用有力的技术手段[2]。同时，该回收装置简单，搬运方便，当排气量减少时，可转移至其它井口再次使用。

2.2 CNG回收工艺类型

2.2.1 高压回收工艺流程

天然气CNG高压回收工艺流程见图1，主要有：气井→三相分离→取气阀组→预处理撬→压缩机→高压脱水→加气柱→长管拖车，对应高压回收装置分别是取气阀组、预处理单元、压缩单元、脱水单元、加气单元等。其中，预处理单元由计量元件、过滤元件等组成，可以将游离水和杂质去除[3]；压缩单元由分离罐、空冷器组成，具有冷却高压气的作用；脱水单元，主要将冷却后的高压气，利用分子筛吸附剂进行深度脱水，确保脱水后天然气含水量小于1 ppm，进行后续装罐和运输处理。

图1 高压回收工艺流程Fig.1 The technological flow chart of high pressure recovery

为避免产生输送压力，影响生产工艺运行安全，需要确保三相分离后后端管线畅通无阻。同时，各个单井在试采阶段释放空气量变化较大，设计的设备及操作灵活性也应较大，确保气体产量达到一定程度后，适当释放压力，避免对回收装置造成损害[4]。针对来气压力，为保障回收装置利用能力最大化，且不会对试采流程稳定性造成影响，需确保井口压力在20 MPa上下波动。同时，从气井开采出来的天然气经过除砂器、油嘴汇管，并经水套炉加热后进入三相分离器，由于三相分离器出口调节阀压力一般为0.6 MPa，因此，确保进入回收装置的气源压力为0.5～0.7 MPa。

2.2.2 放空衔接技术

在CNG放空衔接技术应用阶段，为确保回收装置安全运行，需要对取气阀组控制阀的阀门压力及排气管压力进行优化设计研究，设置双向ESD切断阀，确保其具备自动调节功能，当排气管压力超出设定值0.2 MPa时，控制阀自动打开，部分气体释放；当排气管压力低于设定范围值时，控制阀自动关闭，回收全部废气。同时，该阀组还配备有DN20双ESD切断阀，与压缩机联锁，当压缩机停止时，自动执行打开、排空等动作。另外，该阀组各个压力点均有安全保护措施，能够充分保障试采设备、回收设备运行安全性和稳定性，保障气量最大幅度波动时仍能及时排出回收。

2.2.3 模块衔接工艺

该油田零散井位置较为偏僻，大多为农田或偏远地区野外，环保法规定，不能对这些土地进行硬化处理。因此，多以混凝土做基础，将土地硬化，回收期在半年以上的井口气回收模式不适用于该油田[5]。发电机、压缩机等主要移动设备需要预先设置固定安装场所，还需做好设备保护措施，确保最大程度发挥设备功能。经多次勘察验证后，设计采用压实平整方式处理场地，将铺设水泥枕木作为设备基础，达到天然气回收设备设施条件的同时满足环保要求。

新建零散井共29口，试气量在1×104～10×104m3。其中，1×104m3以下单井回收效益小，10×104m3以上单井气撬装化回收装置无法满足频繁搬迁需求，因此，主要针对3×104～10×104m3取气量的试采井进行天然气回收。但由于回收装置流动性较高，需要采用方便拆卸、安装和运输的模块化设计，根据试采井实际取气量，组合2套或2套以上采出装置进行回收，实现天然气的完全回收[6]。

综上分析，模块化的设计应用形式优势突出，最大程度减少现场施工量，加快建设进度，降低工程造价，便于设备搬迁以及污水的收集、排放等。还有利于生态环境保护，减少设备运输、运行以及建设过程对生态环境的破坏。

2.3 CNG回收装置

2.3.1 计量装置

计量装置设计采用智能涡轮流量计，表压为0.5～0.7 MPa，天然气井提纯后进入一级气缸（排气压力2.12 MPa）进行压缩，再经过换热器降温冷却至60℃后进入二级气缸（排气压力5.01 MPa）进行压缩，重复上述步骤，依次进入三级气缸（排气压力10.12 MPa）、四级气缸（排气压力25 MPa），冷却后进入脱水系统。计量过程中，智能涡轮流量计发挥实时监测作用，便于工作人员了解设备运行状态。

2.3.2 脱水装置

CNG压缩工艺中，脱水装置发挥深度脱除天然气中水分，防止泄气过程出现冰堵现象的重要作用[7]。一般由干燥塔、过滤器、加热器、分离器、板式换热器组成，干燥塔交替循环，1个干燥塔吸附水蒸气后，另1个干燥塔进行再生，与其它设备共同构成一个完整系统。经脱水装置脱水后，天然气中水分能够达到：露点温度（常压）不超过-62℃，微尘含量不超过55 mg/Nm3，微尘直径不超过5 μm。

2.3.3 脱硫装置

主要应用于天然气中包含H2S的试采井，主要有干法脱硫、湿法脱硫两种。干法脱硫主要适用H2S浓度不高且气压较低的试采井。一般通过固体脱硫剂进行吸收或转化，将其转变为单质硫或固体合成物，如3018-Ⅱ脱硫剂。这种方法具有操作简单、工作强度低、操作弹性大、脱硫彻底、能耗小等优势。湿法脱硫包含吸收法和湿式氧化法两种，其中吸收法主要作用是提纯H2S浓度，不适用于H2S浓度较低、低压的试采井，其工艺流程长、能耗大、投资较高。

2.3.4 脱烃装置

主要作用为天然气凝液回收，包含天然气原料分子筛脱水、丙烷制冷工艺，具体回收工艺为：丙烷制冷→冷箱降温（低温分离→天然气凝液回收）→天然气脱水→天然气分离[8-10]，其压力设置遵循CNG回收工艺流程要求，C3+回收率为50%。

2.3.5 压缩机

设计采用撬装、往复式天然气压缩机，配套设备包括三相异步电动机、电控设备、水平对动压缩机等。该装置具有转速低、噪音小、振动小，使用寿命长等特点，运行时间超过8 000 h，排放气体含量不超过5 ppm，出口气体温度不超过环境温度10℃，同时具有移动拆卸方便、现场组装简单等优势。设备使用前，需要对该压缩机进行功能测试，确保压缩过程顺畅无阻，吸气、排气过程畅通。同时，工作人员还需要预先调节好相关工艺参数，如行程、转动单位、平均活塞速度、压力比、排气量、活塞力、功率和效率等，确保压缩机处于最佳运行状态。

2.3.6 加气柱

加气柱采用全自动控制设备，配备有质量流量计、温度传感器等，当监测数值达到20 MPa时，加气柱自动关闭。

2.3.7 运输车辆

CNG槽车由牵引车、半挂车组成，其中，半挂车组成结构为6～12只集气管束，对应水容量（单只）为2.375 m3，工作压力为20 MPa，实际运送天然气量为3 000～6 000 m3，具体拖车配置和数量可根据实际情况灵活调整。

3 实际应用情况及效果

对该油田零散井进行综合分析，依照井口装置、压力等级划分为五个不同类别，一类～三类井为采气树井，四类井为简易井口井，五类井为盲板井。根据统计，2020年该油田零散井累积采气量为396.631 1×104m3，伴随小型橇装CNG装置规模化应用，对零散井天然气进行放空回收，不仅降低井口压力，同时提升了企业效益，实现绿色环保。因此，对该油田零散井采用CNG回收技术，将试采井高压天然气加热节流处理后，进入脱水系统，脱水后压缩产生CNG进行储运。该过程涉及计量调压、三相分离、预处理、天然气压缩、脱水处理、装车等单元。依据2020年累积采气量和天然气价格，最终得出该采气量对应经济效益为269.09万元。

4 结论与认识

1）在吉林油田零散井天然气放空回收中，采用CNG技术避免了大量放空天然气因无法回收而作燃烧处理时造成能源巨大浪费同时，显著减少二氧化碳排放，大幅降低空气污染程度，很好地实现节能减排目的；CNG回收过程中排放气体均符合环保标准，满足国家环保要求。

2）CNG回收技术具备建设周期短、灵活性强、建设成本低、不易受场地和设备限制等优势，现场试验发现，在试采周期内井口天然气回收效果良好，产生经济效益高，适合吉林油田零散井天然气回收，具有推广应用价值。