集气站放空气的回收工艺探讨

王晓雯

摘 要：大牛地气田在勘探开发生产过程中有大量的天然气被直接排放或火炬燃烧，目前开展了CNG、LNG、高压引流等措施回收了部分天然气，但与放空总量相比不足10%。文章着重探讨集气站放空气的回收与利用，提出合理的技术建议，为气田节能减排提供技术参考。

关键词：集气站；放空气；减排技术；回收与利用

中图分类号：TE868 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）05-0175-02

1 集气站放空气的现状及特点

根据大牛地气田气藏特点和多年滚动开发经验，形成了“井口不节流、高压进站”的标准化单井采气流程。取消了气井井场处理设施，集中在集气站统一处理，因此气井生产过程中的放空也集中在集气站发生。

集气站放空的天然气不同于油田伴生气回收，它具体有以下特点：

①瞬时流量大。最大瞬时流量达到2 000 Nm3/h。

②气体含液量大，且携带有凝析油、甲醇等物质，需要完全回收，流程中需多级气液分离。

集气站放空气由于流程和压力等级不同，分为高、中、低三级放空，放空管道均刷红色漆。目前高压压力集中在4.5 MPa及以上，中压集中在3.72 MPa，低压集中在0.3 MPa及以下。

2 集气站放空气回收工艺选择和风险评估

集气站高中压放空气在站内汇总后，由DN80放空管道，进入站外的放空火炬区。经双筒式分液罐分离后，气体在火炬处点火燃烧；液体返输回站内经油水计量罐后存放在油水缓冲罐。低压放空气经DN25放空汇管直接进入放空火炬点火燃烧。

2.1 回收气的用途

集气站放空气回收后的用途有两种：一是直接增压后输送到站内；二是加工成CNG、LNG后外销。本文重点探讨直接输送站内。

2.2 回收系统压力设计

高中压放空气经分液罐后进入火炬，由于罐体的设计压力为0.3 MPa，因此出口处的压力不大于0.3 MPa。低压放空气来自于储罐等设备，压力均为0.3 MPa。因此，放空区气体的最高压力为0.3 MPa，即为回收系统工艺气的起点压力。

考虑到回收的放空气回注集气站内，因此选取站内的压力为回收系统工艺气的终点压力。集气站共有三个压力等级系统，分为进站高压区、中压分离外输区和低压储罐区。其中，气田集气站进站压力平均为7.68 MPa，出站压力分布在3.56～4.05 MPa；低压储罐区的压力全部为0.3 MPa。结合集气站站内工艺流程，目前仅在外输系统有一处预留阀门DN150。因此，最合理的选择是外输区，将终点压力选择为3.8 MPa。

2.3 回收系统工艺设计

2.3.1 回收工艺的筛选

目前国内天然气回收技术共有7类，考虑到集气站远离城市配备有外输系统且没有低压气用户，同时配备的变压器负荷小供电能力有限，经过比选，选择耗电小、压缩比高、流程简单的压缩机增压工艺回收放空气。该流程所需的分液系统利用集气站放空流程工艺。

2.3.2 取气点位置的选取

考虑到放空气需增压，因此需要将气体进行预处理，结合现有的工艺流程，选取在分液罐后回收放空气为较理想的点。

原因主要有：

①双筒式闪蒸分液罐可减少放空过程中天然气携带游离水情况，消除气体流速控制不当导致游离水进入放空火炬带来的安全隐患[1]。

②分液罐的设计尺寸为Φ1 400×5 770，满足分离气体中液滴直径大于300μm 的工艺设计条件[2]。

③分液罐和放空火炬间安装有阻火器，可实现两个系统的随时切换，保证集气站放空系统正常运行。

④高中压放空气均经分液罐进入火炬，在该点接入回收系统可最大程度地回收。

世界上早有在火炬系统回收的技术。1998年Umoe工艺技术公司（UPT）开发的火炬放空气回收技术在北海挪威海区迅速兴起。Gull-faks A是第一座安装该系统的平台，每年节资近 2 000万挪威克朗，平均每年可外输0.23×108 m3的气体[3]。

2.3.3 回注点位置的选取

高压系统：主要是进站阀组区，压力多在 8MPa以上，且影响到全部进站生产单井，因此不宜设置为回注点。

低压系统：集气站内低压系统允许收集气体的设备是分水包。该设备公称直径为600 mm、高度为2 930 mm，最大工作压力为0.3 MPa。考虑到集气站瞬间放空量较大，对分气包容积要求较大，因此不宜选择为回注点。

中压系统：主要分布着各类生产与计量分离器，是集气站生产的核心区域，任何一台设备、环节停产都将影响全站生产。其中，计量分离器设计时考虑接入8口气井，若仍有未使用的流程可作为备选方案；外输管道上设置有预留阀门，可作为回注点。

结合多数集气站现场情况和大牛地气田滚动开发模式，在外输管道上选取预留阀门为回注点最佳。

2.3.4 回收核心设备的选取

放空气含有少量的液体，压缩比达到12.6，排气范围为1～5×104m3/d，经过对往复式压缩机、离心式压缩机、螺杆压缩机各自优缺点及适用范围的分析比较，决定选用往复式压缩机。

2.4 回收系统工艺路线

回收系统具体工艺路线为：

①放空气体经分离罐上部管路进入回收设备即三级往复式压缩机；

②放空气体进入增压机后，依次一级、二级和三级压缩，压力增至4.0 MPa。压缩后的气体含液量很小，满足外输要求可直接输入站内的外输管线；

③压缩过程中分离出的液体通过泵自动打入分离罐下部液箱内；

④原火炬流程保留，仅在分液罐上部管路安装一个截断阀和破裂膜片作为备用。若放空气体量较大，回收装置来不及处理，或设备维护检修期间，气体通过原流程放空；

⑤回收设备的启停、各级温度和压力、瞬时流量、总流量、电压电流、总功率等参数可在站内监控室进行监管，可远程操作。

2.5 风险防控及措施

天然气是一种易燃易爆气体，和空气混合后，温度达到550 ℃即可燃烧。天然气爆炸范围也很小，当浓度达到5%～15%就会爆炸。因此，回收系统重点需要防控三方面的风险。

2.5.1 防控空气混入管道

一是根据放空量选择合适排量的设备。理论上电机功率足够大，便可及时抽走放空的天然气，但会带来设备负荷大、能耗高的问题。需要准确测算放空气量选用合适的机型。

二是回收系统工作时，与分离罐相连的火炬管线关闭，回收系统的放空气体通常设置正常值。若超过设计值，回收系统关闭，火炬管线上的阀门自动或人工打开。

三是选用的电器设备全部为防爆产品。

四是电控箱与设备安装符合防爆距离要求，并在站内监控室远程监控设备运行状态，设备有故障会及时报警，出现险情可及时自停或人工停机。

2.5.2 防控天然气泄漏

一是做好设备的安装和防震等工作。

二是定期巡查，做好生产管理。

三是安装气体监测传感器，一旦泄露及时报警。

2.5.3 防控火炬回火

一是保留系统中原有的阻火器。为防止在回收作业的同时低压系统放空，由于放空火炬安装自动点火装置，因此需要保留原有的阻火器防止回火。

二是在分液罐出口管道上安装破裂膜片。一方面可阻挡回火，另一方面防止回收系统超压时无法放空，作为备用。

3 集气站放空气回收效果预测

3.1 项目整体投资概算

方案1：选择燃气驱往复式压缩机组（排量1 000～2 000 Nm3/h，功率208 kW，燃气消耗86 Nm3/h），回收率可达100%。设备投资273万元，流程改造和安装调试费用50万元，日常维护运行成本暂不考虑，项目总费用为323万元。

方案2：选择9 K机型（排量375 Nm3/h，功率55 kW），2台回收装置，回收率可达60%。设备投资180万元，现场施工、运输、安装和调试费约20万，项目总费用为200万元。

结论：每座集气站实现回收能力2 000 Nm3/h，需要投资费用350万元。

3.2 经济效益分析

大牛地气田目前共投产62座集气站，如果能安全将放空气回收，将会产生巨大的经济效益。

3.2.1 集气站直接增产2.14%～10%

以2014年统计数据为例，平均每天的放空气量为23.55×104 m3/d，全厂平均日产为1 096×104 m3/d，占比达到2.14%。以12号集气站为例，平均日产量25×104 m3/d，每天放空的气约为2～3×104 m3/d，约占全站产量的10%，经回收系统增压回输站内可实现增产10%的目标。按照回收50%计算，全年可增加销售额7 951.06万元（天然气价格1.8元/m3）。

3.2.2 每年可大幅减少温室气体排放

以2015年总放空量0.9×108 m3为例，放空气回收率达到50%，则每年可减少温室气体排放量达到7.92×104 tCO2（燃烧 1 m3天然气，产生1.76 kg的二氧化碳），参与碳交易可获得396万元。

结论：每年回收50%的放空气，在31座集气站开展回收，可获得经济效益为8 346.06万元。

3.3 社会效益分析

①减少集气站周边环境和土地的污染。放空系统设有分液罐，但在放空过程中仍有少量的液体被带到火炬中喷洒到周边的土壤中。由于液体中含有甲醇（易燃有毒）、少量的凝析油（易燃）、地层水等，给周边环境带来影响。

②减少了天然气的燃烧量，实现了气田的清洁生产。

③通过回收系统将放空气中的液体充分回收，同时通过自控系统，可减少人工劳动强度。

根据全文分析，在31座集气站投资10 850万元回收放空气，每年可获利8 346.06万元，投资回收期仅为1.3 a，并且社会和经济效益巨大，可尽快试验后推广应用。

参考文献：

[1] 温立宪，许勇，吕海霞，等.集气站放空系统改造可行性分析[J].石油化工 应用，2012，（31）.

[2] 余洋，黄静，陈杰，等.天然气站场放空系统有关标准的解读及应用[J].油 气储运，2011（29）.

[3] 刘燕玲.挪威采用火炬放空气回收系统取得经济环保双重效益[J].中 国海洋平台，1998，（14）.

[4] 宣建寅，王银亮，祖丙诃.天然气增压压缩机组的选择[J].油气田地面工 程，2004，（23）.

[5] 孙道青，边大勇，虎攀，等.螺杆式天然气压缩机在海上平台的应用[J].海 洋工程装备与技术，2014，（1）.