东胜气田试采井放空气回收工艺研究

赵鹏飞

(中石化新星新能源研究院，北京 100083)

东胜气田目前处于规模上产阶段，存在较多用于勘探评价的探井、边远井，试采期间天然气放空燃烧造成了环境污染和资源浪费，回收放空气可使气田挖潜增效，提高供气能力。目前国内放空气回收工艺主要有天然气制CNG、制LNG、就地发电等[1]。由于不同气田的气质、放空量、销售市场等因素不同，国内应用较为成功的回收方案不能照搬复制，为解决东胜气田试采井天然气回收问题，针对该气田放空气排放特点，通过工艺方案比选，研究适用于东胜气田的天然气回收方案，并使用现金流量法做经济评价，为该气田天然气回收提供科学依据。

1 回收工艺选择

1.1 制CNG回收工艺

该工艺是将井口气脱水、脱酸，再将气质达标的天然气压缩，充装到CNG槽车中外输，运抵目的地后将天然气减压输入管网，或给CNG汽车充装。其优点是目前已实现了撬装设计[2]，设备投资低、占地面积小、灵活机动性强、投资回收期短，缺点是CNG压缩机单机排量相对较小，一般应用于日产量在8～10万m3以下的试采井，且CNG槽车单车次运量有限，一般小于5000 Nm3。

1.2 制LNG回收工艺

井口气经脱水、脱酸等处理后再经低温液化工艺制成LNG，该技术在处理量、储运等方面较CNG回收技术有明显优势，其缺点是LNG液化及配套装置复杂、投资高昂，LNG装置是相同处理能力CNG装置的4～6倍，而且运行成本较高，生产准备时间长，要求试采井高产并能保持较长的稳产期。

1.3 天然气发电工艺

天然气发电是指通过燃气轮机发电机组将天然气化学能转换成电能并网，当放空气量较大且稳产期长时可以建立固定式发电站，该回收方案发电效率较高、运行费用低，要求电能有稳定的消纳渠道，一般投资较大。

东胜气田大部分试采井位置偏僻，井口日产气量集中在2.2～5万m3，开井数量较多，放空稳产时间短，这就要求回收工艺设备机动性强、搬迁方便，且生产准备时间尽量短，适用的井口压力、产气量等工艺参数范围宽。同时，为了部署多支回收队伍同时作业，要求单套回收装置投资和运行成本尽量低。通过上面分析可知，放空气制CNG回收工艺基本满足这些需求。

2 总体工艺方案

2.1 试采井场回收工艺方案

东胜气田试采井场回收工艺方案采用制CNG的技术方案，工艺流程如图1所示，主要设备采用模块化设计，各个模块之间用高压软管连接。井口来气首先进入水套加热炉和节流阀组模块，随后通过两级脱水流程，即在气液分离器中进行粗效脱水，再在前置低压分子筛模块中精效脱水，最后进入CNG压缩机组模块，压缩机2级压缩，设有级间冷却和出口空冷器，排气温度不高于环境温度15℃，天然气压缩至20 MPa后，经过计量加气模块进入CNG槽车。整套装置设计回收能力5×104Nm3/d，操作弹性60%～110%。

依据GB18047《车用压缩天然气》要求，放空气应按表1标准处理。东胜气田放空气气质较好，高发热值、总硫、H2S含量、CO2含量符合要求，放空天然气仅需要经过滤、脱水即可完成处理，满足技术标准。

表1 放空天然气处理技术标准

东胜气田试采井井口压力平均值为13 MPa，冬季时在井口到加热炉之间管线、节流阀等位置容易生成水合物，采用注醇抑制水合物时，CNG气质将不达标，而且降低了槽车充装速率和充装量。为解决这一问题，采用管线电伴热、节流前加热的方案，即在井口到加热炉之间管线上敷设了防爆加热带，同时利用加热炉将天然气加热至远离水合物生成区，保障设备运行安全。

图1 放空气制CNG回收工艺流程图

2.2 回收气运输及卸车注入方案

表2 CNG槽车规格和运载量

回收气运输及卸车注入方案重点是确定装卸车时间、槽车规格、充装量、卸车工艺。CNG槽车装卸车时间与槽车水容积、充装压力、卸车背压等有关，一般在3～4 h之间，CNG槽车时速一般不大于50 km，在海拔1500 m地区的百公里耗气量约70 Nm3，结合试采井与卸车点路程可以计算出单车次装卸车总耗时以及槽车自身耗气量。

表2为槽车常用规格及运输量，不同规格的槽车单车次运输量和运营的经济性有差异，且与季节有关，一般而言，夏季充装量较冬季少约15%，重装时间更长，运营成本也高。卸车时由于节流温降，会导致管路形成冰堵，为了防止水合物生成，在节流前对天然气加热，卸车降压撬是目前用到的设备，主要包括水套炉、降压阀组等。

3 投资决策

应用现金流量法，按照上述工艺方案对放空气回收项目做经济评价。主要基础参数包括：评价期6年，年操作时间104天，拟投入两整套回收工艺设备，总投资780万元，年天然气回收量为545×104Nm3，内部销售价格1.1 元/Nm3，CNG槽车租赁费用171万元/a，设备搬迁费用77万元/a，人工成本68万元/a，污水处理成本25万元/a，设备残值3%，安全生产费率5%，生产维护费率2%。

根据测算，项目税后静态投资回收期5.4年，财务内部收益率19.2%，财务净现值246.5万元。不考虑时间价值项目累计EVA为288.3万元，总投资收益率14%，项目财务盈利能力较好，在经济上可行。

图2 项目单因素敏感性分析

税后财务内部收益率敏感性分析见图2，影响因素主要有销售收入、建设投资、经营成本等，最敏感因素是销售收入，应优选高产、低含水、短运距的井，提高搬迁效率，增加回收量；经营成本的影响次之，项目运行时要优化运行方式，尤其是槽车充卸车方案，降低成本；建设投资对于项目经济效益影响较小。

4 结论

(1)放空气回收工艺模式有天然气制CNG、制LNG、就地发电等，因不同气田试采井气质、放空量等因素不尽相同，需要因地制宜地选择回收方案。

(2)通过工艺方案比选，结合东胜气田放空气排放特点，提出了管线电伴热结合加热炉加热防止水合物生成、气液初步分离结合前置低压分子筛精细脱水、放空气压缩制CNG的回收方案。

(3)通过经济评价，得到放空气回收项目的税后财务内部收益率为19.2%，财务净现值246.5万元，项目经济可行。