边远单井天然气CNG回收技术分析与应用

中国石化集团西北石油局有限公司资产管理中心 杨 波

随着塔河油田天然气资源不断发展，天然气地面系统规模逐年增加，边远区块及边远井逐年增多。部分站场或边远区块的天然气，由于建设工程不配套或其他原因存在放空现象，所以在国家和社会越来越重视绿色节能环保的大环境下显得极不协调。通过采用一种简单实用的技术，将这部分边远单井天然气加以回收，既可产生可观的经济效益和社会效益，又可响应中石化集团公司“碧水蓝天”工程的号召。

1 现状分析

塔河油田单井放空的天然气，主要指不适合建输气管线边远区块的单井以及零散低产气井的放空，也包括油气集输处理站的火炬放空。由于站场工艺不配套及相关原因，加上一些边远井具有低产、低压、偏远、产量递减快、生产周期短等特点，用常规的天然气处理工艺开采，工程投资及运行成本较高且不经济。

目前，塔河油田零星气放空主要有4种情况：一是单井拉油的零散井，由于伴生气量小，井位分散不易集中，往往就地放空；二是边远的计转站，虽然集中了几口井，但气量较小，除了生产自用外也全部放空；三是大站正常生产时，由于工艺流程或其他原因，一般都有一定的放空；四是油田新区的开发，在开发初期(包括前期的试油试气)地面工程不配套，产生大量放空。

为合理利用边远单井放空的天然气，降低建设投资，需采用能量转换、非能量转换方式等一些新的技术工艺以满足生产需要。

2 技术分析

2.1 技术比较

天然气的回收，目前主要有两种方式：一是通过能量转换，把没有外输条件的天然气转化成有外输条件的其他能源进行外输，相当于把一次能源转化为二次能源进行输送；二是不进行能量的转换，采用合理的工艺技术进行回收利用，即把一次能源直接外输。

采用能量转换的形式进行天然气的回收，一般采取就地发电上网的形式，把天然气转化为电能外输，但需要有可以利用的电网设施。目前部分边远单井无可利用的电力设施，不能采取这种回收方式，就需要采用一种无管网储运的方式。无管网储运天然气方式主要有压缩天然气CNG、液化天然气LNG、吸附天然气ANG、水合天然气NGH等几种技术。

(1)CNG技术是一种高压储运天然气非管道输送技术，具有设备简单、技术成熟、效益高等特点，采用排量不同的压缩机制作成移动式撬装设备。该技术可以适应较大范围内回收气量的变化，设备比较容易搬迁，CNG压缩机设备已完全国产化，成本低，但CNG槽车运量较低、压力大，对槽车储气瓶的质量要求高。

(2)LNG是运用深冷技术，在常压下使天然气以液态形式存在，便于储存和运输。其优点是较CNG安全性高、气化潜热高、充装能力大，但净化、液化工艺复杂，设备投资较大，运行费用较高。

(3)ANG是一种先进的吸附储运技术，对储气充气设备耐压性能要求不高，中低压下储运天然气时安全性能好、操作费用低，但目前ANG技术还存在若干技术难题。

(4)NGH是在高压低温条件下将天然气与水形成一种具有笼形化学结构、外观类似于冰的结晶化合物，即天然气水合物。在标准状况下，1 m3的天然气水合物相当于标况时150～200 m3的天然气。该技术有损耗低、储存压力低、储载密度高等特点，但目前还处于实验室阶段。

由于目前塔河油田放空的天然气特点是气井压力较低、含水、含烃；压力一般在0.8～4.0 MPa之间；气量较小，一般不超过5×104m3/d，因此，可以选用成熟可靠的CNG天然气储运技术。

2.2 CNG工艺流程

在边远井井口建设CNG增压站，天然气需经过分离、调压稳压、脱水、脱烃，再用CNG压缩机增压到25 MPa后装车。根据长输管线对远距离输气气质的要求及边远井放空天然气物料性质差异，各增压站的工艺略有不同。撬装CNG回收工艺流程，如图1所示。

图1 撬装CNG回收工艺流程

2.3 CNG撬装设备

2.3.1 脱水装置

CNG压缩工艺需配备脱水装置，深度脱除天然气中的水分，防止在卸气过程中出现冰堵现象。脱水装置可以考虑前置低压脱水撬和后置高压脱水撬。

2.3.2 脱烃装置

天然气凝液回收采用原料气分子筛脱水、丙烷制冷工艺。C3+收率50%，天然气凝液回收装置的压力设置按CNG回收流程要求。天然气凝液回收典型流程见图2。

图2 天然气凝液回收典型流程

2.3.3 CNG压缩机

考虑塔河油田地理位置偏远、现场条件恶劣等因素，CNG压缩机大都选用撬装风冷电驱压缩机。压缩机、净化器、冷却装置、控制系统等都集成在撬装底座上，形成一个整体系统，具有密封、隔声、保温、防爆等功能，其最大的优点就是拆卸移动方便、现场组装调试简单。

2.3.4 加气柱

加气柱采用全自动控制，计量部件采用埃莫森质量流量计(带有温度补偿功能)，压力达到20 MPa后加气柱自动关闭。

2.3.5 CNG槽车

通过CNG槽车进行CNG的运输。CNG槽车由牵引车和半挂车组成，半挂车由6～12只CNG集气管束组成，工作压力为20 MPa，可运送天然气量为 3 000～6 000 m3。

3 应用实例

3.1 应用概述

塔河油田某井CNG回收场站采用典型的“一井一站、一站一销”运营模式，即井口天然气经过处理后直接在井场销售给天然气购买单位。这种运营模式能有效减少塔河油田的运营投入，简化运营模式，提高运营效率。2015年9月该井CNG撬装回收装置投运成功。

3.1.1 某井CNG撬装设备工艺流程

来自某井的放空天然气进入分离器，经分离、过滤、稳压、计量后，出口压力1.4～1.7 MPa。经过干燥脱水装置干燥后(使其水露点达到－65 ℃)进入丙烷蒸发器，冷却到－37 ℃左右，获得混烃(轻烃分离采用外冷式，由丙烷制冷机提供轻烃回收所需冷量)。混烃经过脱乙烷塔脱除甲烷和乙烷后，进入混烃储罐储存，用装车泵装车，定期拉运。分离出的甲烷及乙烷通过压缩机进口加压20 MPa到加气柱后对CNG槽车进行充装。CNG撬装工艺流程如图3所示。

图3 某井CNG撬装工艺流程

3.1.2 某井使用CNG撬装装置的成效

从装置连续运行的角度出发，天然气的外输必须保证连续，最简捷的方式就是就近进入管线，其次是考虑进入下游CNG加气站。由于塔河油田钻机气化在各钻井队的推进，减少了柴油用量，降低了井队成本，导致井队CNG用气量不断增加，某井所产CNG全部运输销售至各钻井队钻机气化使用。

CNG撬装处理装置的优势是移动灵活，作为塔河油田第一套单井天然气回收装置，实现了天然气无管网运输，即采用CNG槽车外运。经过现场试验，采用CNG槽车方式运行需要进行4级增压，当4级压力为20 MPa 时CNG装车没有发生冻堵，其配备的燃气发电机可保证压缩机的正常工作。

3.2 效益估算

某井CNG撬装装置的设备投资约700 万元(不包括CNG槽车及下游减压设备)。截至2019年6月，已累计回收放空天然气2 300多万m3，按塔河油田周边市场天然气对外销售平均价格约1.06 元/m3计算，回收经济效益约为2 438 万元，可见经济效益和社会效益显著。

4 结语

边远单井天然气回收，是首次将 CNG撬装化技术应用于塔河油田。CNG工艺各设备撬均采用组合的方式，将各工艺设备分为相对独立又有密切关系的多个单元，每个分撬能实现一个工艺要求，并可根据不同需求进行拆分、组合、调换，组成一个完整的放空天然气回收处理站。同时，当放空量递减后可将各撬装设备搬迁至其余边远井重复利用。CNG回收技术是目前边远单井回收放空天然气的有力途径，无需大量投资建设输气管网，项目建设风险系数低，项目建设周期短，独立性、灵活性强。其不仅解决了边远单井天然气无管网储运的问题，而且对提高塔河油田天然气利用率具有重要的意