邊緣油氣井撬裝化伴生氣處理技術研究與應用

王崇高 楊 松

(1.中原油田分公司投資發展處，河南濮陽，457001；2.中原油田分公司天然氣產銷廠，河南濮陽，457001)

生產與應用

邊緣油氣井撬裝化伴生氣處理技術研究與應用

王崇高1楊 松2

(1.中原油田分公司投資發展處，河南濮陽，457001；2.中原油田分公司天然氣產銷廠，河南濮陽，457001)

在我國各大油氣田中，受地理位置、地質特點及工藝技術等條件的影響，少數邊緣油氣井不能納入油田集輸系統，導致邊緣油氣井得不到合理開發。本文基于中原油田采油六廠邊緣油井伴生氣處理項目，通過對伴生氣組成進行分析化驗，研究了一種邊緣井撬裝化伴生氣處理工藝，該工藝采用 “伴生氣處理+CNG”工藝，將伴生氣加工成液態輕烴、壓縮天然氣和天然氣外輸銷售。結果表明：輕烴回收率達到80%，液化氣回收率達99.58%，撬裝化設備具有靈活性大、占地面積小、整體結構簡單美觀的特點。

邊緣油氣井 撬裝化 輕烴回收 壓縮天然氣

1 引言

邊緣油氣井位于油田邊緣區塊，一方面由于距離油田集輸管網遠，且一般產量較低，受到工藝、地質等條件限制，不能納入到油田集輸系統中，另一方面由于井口壓力低(一般<0.3MPa)，而集輸管網壓力高(一般>0.5MPa)，傳統技術不能實現正常的油氣集輸，原油采用罐車拉運，而伴生氣則點火燃燒或直接排空[1]。伴生氣資源無法處理利用，造成資源浪費和環境污染，根據邊遠油井的特點，采用小型撬裝化工藝設備，充分挖掘、回收利用伴生氣資源，不僅能夠避免資源浪費和燃燒氣體對大氣的污染，還能取得可觀的經濟效益。

2 邊緣油氣井伴生氣處理技術研究

小型撬裝化伴生氣處理裝置是將石油伴生或放空氣(大罐揮發氣、原油穩定氣、分離緩沖罐氣或油井套管氣等)增壓、脫水、深冷分離后，生產液化石油氣、穩定液態輕烴及干氣的工藝技術裝置，撬裝化CNG裝置是通過多級增壓生產壓縮天然氣，通過加氣柱對車載高壓儲氣瓶組儲存外運銷售，二者配套產品更加多樣化。

2.1 輕烴回收工藝選擇

冷凝分離法是利用在一定壓力下天然氣中各組分的揮發度不同，將天然氣冷卻至露點溫度以下，得到一部分C3+(或C2+)的輕烴(NGL)，使其與甲烷、乙烷(或甲烷)分離的過程。冷凝分離法特點是在一定的壓力下需要向天然氣提供足夠的冷量，使其降溫。按提供冷量的制冷系統不同，冷凝分離法可分為冷劑制冷法、直接膨脹制冷法和聯合制冷法三種[2]。

天然氣主要組分參照表1所示，NGL回收工藝對比參照表2所示。

根據表2所示，膨脹制冷C3+回收率最低，冷劑+膨脹制冷工藝C3+回收率最高，但整體配套設備多，投資高，本次根據伴生氣處理C3+回收率和投資情況，選用制冷劑工藝，制冷劑選用價格較為便宜的氟利昂，可進一步降低整體投資。

2.2 CNG生產脫水工藝選擇

根據《CNG母站及子站加氣用增壓壓縮機》(JB/T 11883-2014)規范5.1.3要求：“5.1.3進入壓縮機的天然氣氣質應符合以下要求：a)不含游離水；b)硫化氫含量不大于15mg/m3；c)高位發熱量應大于31.4MJ/m3；d)含塵量不大于5mg/m3，且顆粒直徑小于10um；e)總硫(以硫計)含量不大于200 mg/ m3；f)二氧化碳含量不大于3.0%(體積分數)；g)氧氣含量不大于0.5%(體積分數)?！?，故生產CNG必須將原料氣進行脫水、脫硫天然氣凈化工藝。

表1 天然氣組成表

表2 NGL回收工藝比較與選擇

CNG站可采用兩種工藝流程方案，一種方案是：原料天然氣進站后，先經過濾、計量、調壓進入緩沖罐，再進入前置脫水裝置進行深度脫水，使露點不高于-54℃(常壓下)，脫水后的天然氣進入壓縮機，經四級增壓，達到25 MPa后進入儲氣裝置或直接給車輛加氣。另一種方案是：原料天然氣進站后，先經過濾、計量、調壓進入緩沖罐，再進入壓縮機，經四級增壓，達到25 MPa后進入后置高壓脫水裝置進行深度脫水，使露點不高于-54℃(常壓下)，脫水后的天然氣經分配裝置進入儲氣裝置或直接給車輛加氣。[3]由于本次原料氣取自輕烴回收單元處理干氣，是經過脫水、脫烴、增壓后滿足CNG生產條件，故選用第一種CNG生產方案。將供給周邊商用多余部分進行CNG生產，避免干氣放空而造成的浪費，同時開辟一條天然氣銷售途徑，從經濟和安全兩方面分析是十分必要的。

3 采油六廠伴生氣處理及CNG技術

采油六廠橋口聯合站、馬廠聯合站站內采用撬裝伴生氣處理裝置，工藝選用進站增壓分離、4A分子篩脫水(加熱爐加熱再生)、三級氟利昂制冷低溫分離、壓縮機增壓外輸、高壓壓縮機CNG生產工藝，整套撬裝分為分子篩脫水撬、氟利昂制冷橇、壓縮機橇、加氣柱橇四部分，主要工藝單位分為伴生氣預處理、低溫分離、輕烴儲存于外輸單元、CNG生產四個部分。

3.1 伴生氣預處理單元

上游伴生氣經分離器分離除去部分游離水，再經原料氣增壓機組增壓處理，增壓至1.5MPa(G)后進入三相分離器脫出一部分水和重組分，后進入分子篩精脫水，分子篩精脫水采用目前技術成熟的4A分子篩，脫水后天然氣露點-70℃，分子篩干燥器再生氣來自出口的冷箱出口的干氣，采用再生氣加熱方式，加熱至240℃左右，進入干燥器，氣體出干燥器后回收。干燥器切換周期為8小時。預處理完畢后為低溫液化做準備。

3.2 低溫分離單元

干燥伴生氣采用三級冷箱制冷，盡可能最大程度回收輕烴。制冷系統采取氟利昂制冷撬塊，同時一級冷箱作為冷量回收，避免冷量的浪費，冷卻后的伴生氣通過低溫分離器分離，干氣增壓外輸，液態輕烴進入儲罐儲存。

氟利昂制冷橇中氣相從壓縮機出口壓力為1.4MPa，溫度約75℃，經空冷器冷卻后，溫度為40℃，氣相全部轉化為液體，進入氟利昂儲罐，經節流閥節流至0.3 MPa，此時丙烷溫度為-43.5℃，氣相約占50%，混合物進入二級冷箱后遇高溫天然氣液相揮發為氣相，通過相變熱將天然氣降至-10℃，二級冷箱出口的氣相氟利昂經緩沖罐送至壓縮機入口，形成制冷循環。

3.3 輕烴儲存于外輸單元

液態輕烴通過管輸至輕烴儲罐，儲罐也撬裝化制造，將2個50m3儲罐作為一個撬，輕烴儲罐內產品通過輕烴裝車泵裝車外輸，儲罐設置氣相平衡管，利用裝車同時也避免了氣態烴類的浪費。

工藝流程參照圖1：伴生氣處理部分工藝流程示意圖。

3.4 CNG生產單元

一部分干氣經計量后進入CNG壓縮機橇進行增壓至25MPa(G)，增壓后的CNG進入加氣柱，使用加氣柱對槽車灌裝后，外輸銷售，原設計計量、外輸工藝流程保持不變。生產工藝主要是：輕烴回收單元脫水裝置來氣(0.2MPag)→計量→緩沖罐→壓縮機(25MPag) →加氣柱→CNG槽車→外運銷售工藝流程參照圖2：CNG工藝流程示意圖。

1-原料氣分離器；2、5-壓縮機；3、7-分離器；4-分子篩脫水塔；6-空冷器；8-氟利昂緩沖罐；9、10、11-冷箱；12-低溫分離器；13-液態烴儲罐； 14-產品外輸泵圖1 伴生氣處理部分工藝流程

圖2 CNG工藝流程示意圖

4 技術特點

設計采用三維可視化PD-SOFT軟件，將工藝裝置成撬設計并制造成一個或幾個7×2.3m大小的撬體。采用該裝置的邊緣油氣井伴生氣處理項目，可大大節省工藝裝置占地并節省現場施工周期，同時裝置的制造及工程質量也相比場地化施工提高很多。裝置設計采用了先進的DCS或PLC進行控制，確保裝置平穩運行及產品質量指標。

5 技術經濟指標

(1)撬裝伴生氣處理裝置處理的伴生氣規模為1.0～10×104m3/d,投資回收期1～2年。

(2)液化氣回收率達99.58%。

(3)制冷溫度低，液烴回收率為80%，對氣源條件變化適應性強，CNG壓力為25MPa(G)。

(4)撬裝化裝置的制造技術及質量比傳統場站化施工的固定裝置有很大提升，施工周期比傳統工藝節省40天以上，可為用戶節約15%的投資成本。

6 應用范圍與效果

小型撬裝伴生氣處理工藝技術及裝置可廣泛應合于油田聯合站、接轉站及放空火炬氣回收等場合。該裝置能提高伴生氣綜合利用能力，提高資源利用率；有效地減少CH4和CO2等溫室氣體造成的大氣污染。在取得良好經濟效益的同時，還極大地改善了油氣生產區域作業環境，減少安全隱患的發生，同時節省占地、節省施工周期。2015年中原油田采油六廠橋口聯合站、馬長聯合站各上一套規模2×104m3/d“伴生氣處理+CNG”撬裝化設備，至今裝置運行良好，日產出液態輕烴12m3，創造相對較高的經濟價值。

7 結論

伴生氣處理撬裝設備應用廣泛，特別適用于邊遠油井伴生氣處理與銷售，解決了邊緣區塊伴生氣不能實現集輸而導致放空或焚燒資源浪費問題，伴生氣處理撬裝配套CNG生產撬可進一步擴寬邊緣油井伴生氣銷售途徑。邊緣油井伴生氣處理采用撬裝模塊化設計，靈活能動性強，投資成本低，項目回本快，更適用于邊緣油氣井的開發。

[1] 劉德燦,史睿華,李華.邊緣井天然氣回收技術研究及應用[J]. 內蒙古石油化工,2011,(5):85-86.

[2] 徐文淵,蔣長安.天然氣利用手冊[M].北京:中國石化出版社,2006.

[3] 郭忠明,隆麗紅.壓縮天然氣(CNG)]加氣母站的工藝設計方案[J].油氣儲運,2007,(5):40-42.

Skid-mounted Package Natural Gas Processing Technology Research and Application of Flank Well

WangChonggao1,YangSong2

(1.InvestmentDevelopmentOfficeofZhongyuanOilfieldBranch,Puyang457001,Henan,China;2.NaturalGasProductionandMarketingPlant,ZhongyuanOilfieldCompany,Puyang457001,Henan,China)

In the major Chinese oil and gas fields, because of the effect of geographic location, geologic features, technologies and techniques, etc., a few wells on the border areas of oil and gas fields can′t be integrated into the oilfield gathering system. As a result, these wells can′t be exploited rationally. Based on the oilfield associated gas treatment project of the sixth oil production plant in Zhongyuan Oil Field, the skid-mounted associated gas treatment technology is developed by analyzing a great quantity of laboratory data of associated gas composition. The treating process includes associated gas treatment technology and CNG, and its products include liquid light-hydrocarbon, CNG and natural gas. The results show that, the yield of light-hydrocarbon is about 80%, and the yield of liquefied gas is about 99.58%. Besides, the skid-mounted equipment has the advantages of high flexibility, small space-occupancy, simple structure and beautiful appearance.

flank well; skid-mounted package; light hydrocarbon recovery; CNG