站场伴生气减排回收工艺研究与应用

2020-12-24李清波王晓飞方刚隋晓东孙彦虎长庆油田分公司第四采油厂

石油石化节能 2020年12期

李清波王晓飞方刚隋晓东孙彦虎（长庆油田分公司第四采油厂）

1 概述

伴生气也叫油田气，是易燃易爆、带有少量杂质的气体混合物，伴随开采出的原油逸出，其组分以甲烷为主，还包括乙烷、丙烷、丁烷等烃类，同时含有微量的氮气、二氧化碳、硫化氢等气体，以及一定的水分[1-2]。石油伴生气具有非常可观的经济效益，其燃烧热值较无烟煤、天然气和电能高，经初步气液分离后，可替代燃煤及部分天然气加热，有利于油田节能减排和清洁生产[3-4]。同时，伴生气可用于生产具有较高经济价值的液化气、轻烃产品，亦可用于发电。

由于甲烷是地球大气中主要的温室气体之一，随着安全环保要求越来越高，为减少温室气体排放，应对全球气候变暖，国家对温室气体减排要求日益严格，为响应国家蓝天保卫战工作部署，《陕西省煤炭石油天然气开发生态环境保护条例》要求，石油开发中产生的伴生气应综合利用，不得随意排放。绥靖油田由于特有的地形地貌，站场点多面广、平面分布不均，存在伴生气用量不足、井口与增压点伴生气放空的不合理状况，既浪费资源又污染环境。经普查，2019 年伴生气资源量为4.22×104m3/d，放空量为2.09×104m3/d，按照1 m3伴生气产生1.885 kg 二氧化碳计算，二氧化碳排放量为39.4 t/d，无效释放热量82.2×104kJ/d。从油田开发远景考虑，伴生气回收利用将成为节能减排及油田提质增效的有效手段。

绥靖油田属低渗透油藏，原始含水饱和度高，所辖大多数油田区块原始气油比低，随着油田进入中高含水开发阶段，伴生气量进一步降低，回收利用难度加大。为了实现低气油比区块站场伴生气有效回收利用，开展对站场伴生气回收利用装置的研制。

2 现场调查分析

经分析，站场伴生气就地利用存在以下两个方面的问题。

1）气量小。站场内伴生气量既不能达到外输条件，也无法满足站内加热炉自用。由于伴生气分液器出口气体压力波动较大，若采用补充气源的利用方式，易与外接的压力稳定的气源发生冲突，造成管网压力不稳定，影响生产[4]。

2）携液量大。常规站场内已建气液分离器长时间服役，故障率高，近年新投数字化增压机组仅配套旋流除雾器，气液分离效果差，伴生气分液器属压力容器，更换及安装手续多、费用高。

鉴于以上分析，从非压力容器类别的气液分离装置、伴生气稳压供气两个方面入手，研制了一种造价低、工艺简单适用、能有效降低伴生气的携液量，又能使伴生气出口气压力稳定、操作简单且不易与外接压力稳定的气源发生冲突的装置，以满足“伴生气为主、天然气为辅”的经济利用要求[5]。

3 回收利用装置研制

3.1 技术分析

3.1.1 气液分离

本体尺寸的选择：依据最新TSG 21—2016《固定式压力容器安全技术监察规程》，需同时满足3 个条件的容器才能定义为压力容器，由于应用系统压力与使用介质已确定，本体尺寸的设计只能从容器容积及工作压力与容积之积入手，选择DN100管件作为分离装置本体，装置长度可按式（1）计算。

式中：V为设备体积，取上限25 L；D 为设备直径，取100 mm；C为容器容积及工作压力与容积之积，根据压力容器定义，取上限1.0 MPa·L；P为设备最高运行压力，取0.1 MPa，经计算L≤3.18 m。

气液分离方式[6]的选择：常见的气液分离方式有重力沉降、折流分离、超滤分离及填料分离等，常见气液分离方式优缺点[7]对比见表1，综合本体尺寸、投资成本及分离效率要求，气液分离装置方案对比见表2，分离方式选择“离心分离”。

表1 常见气液分离方式及优缺点对比

表2 气液分离装置方案对比

3.1.2 稳压供气

压力控制方式的选择：常见的出口压力控制方式有电动三通阀自动切换供气、压力平衡稳压供气两种（表3）。通过方案对比，两种方案均能满足要求。方案1 存在投资高、需专业队伍安装调试的缺点。结合现场生产管理的需求，综合比较后，选择方案2。同时稳压调压阀具有调压精度高、可靠性高、投资可接受的优点。通过市场调研，最终选择高压差高精度笼式调压器作为方案2 稳压供气阀组的主体设备。

压力控制装置的保护：考虑到稳压调压阀出现故障无法自动关闭时，引接气源可能窜入伴生气系统造成管网压力不稳定，稳压调压阀出口增设气体止回阀，实现稳压供气阀组的保护。

3.2 工艺设计

针对站场内伴生气气量小、携液量大及压力不稳定的特点，根据常见气液分离工艺原理，借鉴定压集气工艺，研制了伴生气回收利用装置，主要由两个模块构成（气液分离、稳压供气），工艺流程见图1。

3.2.1 气液分离模块

双U 型管简易气液分离器是由DN100 的两个U型管及管件组成，上下U 型管均采用法兰连接形式，直管段安装旋流除雾挡板，U 型管一端接伴生气来气，另一端为出口，底部积液区设有疏水阀，气液分离模块结构见图2。

表3 稳压供气方案比选

图1 伴生气稳压供气装置工艺流程

图2 气液分离模块结构

其工作原理是液相与气相进入分离器后初步折流分离，气液混合物通过旋流分离装置，在惯性力和离心力的作用下，碰撞旋流挡板及管壁，液相在挡板和壁面上附着，并汇聚流至下端U 型管，气相经U 型管出口进入下一级分离装置或稳压供气模块。对于伴生气携液量较大的站点，参考伴生气分液器可拆式丝网除沫装置设计，结合油田现场常见阻火器结构，在上下U 型管加装阻火器用作丝网除沫，即提高气液分离效果，又可满足除雾装置的定期清理或更换需求，也可串接使用，提高分离效果。

3.2.2 稳压供气模块

相比天然气调压阀组，伴生气稳压供气装置将减压阀更换为稳压调压阀[8]，同时增设气体止回阀，与压力稳定的天然气调压阀组一并接入加热炉，稳压供气模块结构见图3。

图3 稳压供气模块结构

其工作原理是利用压力平衡原理[9]。通过设定稳压调压阀压力，当伴生气分液器气体出口压力达到供气系统管网设定压力，稳压调压阀和密封止回阀打开，伴生气进入供气管网；当伴生气出口压力过低，自动关闭，使供气系统平衡，待压力满足要求后自动打开。稳压调压阀开启设定压力略低于天然气减压阀出口压力0.02 MPa，形成以“伴生气为主、天然气为补充”的供气模式。

4 现场应用情况

经过在17 座低气油比站场现场应用，连续运行6 个月，实现站内伴生气系统与天然气供气系统的压力平衡，加热炉燃气进口压力平稳。

经测算，相比安装前，消减了17 座站场站外放空火炬，回收伴生气5 755 m3/d（标况），取代天然气使用6 900 m3/d （标况），年节约燃料费115.6 万元，该装置单套投资成本3.2 万元，投资回收期约6 个月。通过该装置的推广应用，提高了低气油比站场的伴生气资源利用率，消灭了站外火炬，减少了环境污染[10]，形成以“伴生气为主、天然气为补充”供气模式，经济和社会效益显著。