優化油氣分輸工藝　實現邊遠油井天然氣零排放

黃學斌　金文剛　李小奇（中國石化中原油田分公司采油一廠）

1　項目背景

1.1　邊遠油井生產概況

文中-文東油田1978年投入開發，受區域構造限制，近年來滾動開發的均為低滲、低產、高氣油比的邊遠斷塊。以文西斜坡帶為例，含油面積1.3 km2，含油層系沙三中4-7砂組，油藏埋深3200～3270 m，屬封閉型小斷塊層狀油藏。正常生產油井21口，采用罐車拉油方式生產，日產液302.2 m3，日產油57.5 t，單井產液量為1～50 m3/d，單井產油量為0.5～7 t/d，氣油比25～550 m3/t，日外排天然氣8625 m3。該區塊距鄰近的78#計量站垂直距離超過3 km，油井位置呈“L”型和“I”型分散布局。

1.2　集輸工藝存在問題

1）位置邊遠，地面系統不完善。文220塊地處偏遠，屬高壓低滲透油藏，油氣比較高、產量低，自開發以來產出液均采用單拉方式拉至文一聯合站處理。

2）天然氣資源浪費嚴重，安全、環保隱患突出。油井產液進多功能罐，原油靠車輛拉運，分離的伴生氣外排或放空點火把，造成嚴重空氣污染。

3）單拉集輸方式浪費嚴重。產出液80%以上都是游離水，拉運時需先將罐的底部游離水拉走，最后再拉運原油，造成車輛費用浪費較大。

1.3　地面工藝研究背景[1-4]

天然氣放空點火把是國內油田在開發初期為減少安全隱患而采取的應急措施，但造成資源浪費及環境二次污染，存在安全隱患。伴生天然氣回收利用是油田開發過程中消滅放空火把的最佳途徑，能最大限度增收創效、保護環境。文中-文東油田邊遠油井沿用油水混合罐車拉運方式生產，帶來油氣損耗高、無用功拉水、環境污染等系列問題。如何降低油氣損耗、減少資源浪費成為迫切需要解決的問題。據此開展了邊遠油井地面集輸工藝研究，以達到合理利用天然氣、減少游離水拉運、提高效益的目標。

2　邊遠油井井口油氣分輸工藝研究

2.1　研究技術路線

在滿足低產低能油井正常生產情況下，研究出合理的集氣工藝、脫水工藝、輕烴回收工藝和干氣回收利用工藝。本項目研究包括井口油氣水處理、分輸及集氣站等部分。井口油氣水處理、分輸工藝為放空氣的匯集、游離水在井口分離進回水系統和原油單拉；集氣站工藝為天然氣增壓降溫提烴、干氣發電、剩余氣外輸。研究技術路線見圖1。

2.2　邊遠井井口處理、分輸工藝研究

針對現有地面工藝存在問題，以單井原油產量不降、降低拉運費用、減少油氣損耗為目標，對單拉油井井口處理工藝進行優化改進。研究思路：變油井單拉為集中管理，井口油氣水分離后，原油拉運，污水進地面回水系統，天然氣集氣回收、發電和多余氣外輸利用（圖2）。

圖2　井口處理工藝改進示意圖

2.2.1邊遠單拉油井歸集、集中管理方案

邊遠油井管理由“一人看護一井”轉變為“一人看護多井”模式（圖3）。

通過多井集中管理工藝，減少單拉點5處，減少單拉油井看護及管理人員15人，實現了相對較近的邊遠油井集中化管理，優化邊遠油井看護人員結構，降低了管理費用。

◇放空天然氣匯集：分離的伴生氣多井串聯進集氣站集中處理。

◇原油合拉：分離的原油單拉至聯合站泄油臺處理。

◇游離水回輸：分離的游離水經過自動切水器進注水井的回水系統。

2.2.2放空氣匯集工藝

1）放空氣串聯工藝：從各單井低壓多功能罐分離的天然氣通過管線串聯匯集一起，然后集輸到簡易集氣站。工藝流程：單拉油井→多功能罐→放空氣→DN35管線→氣匯管→簡易集氣站。

2）放空氣出口低壓切斷保護技術：為了防止后端壓縮機對多功能罐出口產生負壓引起多功能罐進空氣，在多功能罐氣出口增設自力式壓力調節閥，壓力設定0.21～0.3 MPa之間。若多功能罐壓力低于0.2 MPa，調節閥自動關閉，避免發生安全事故。

2.2.3井口脫水、拉油工藝

1）井口脫水、拉油工藝：在多功能罐的底部安裝1臺自動切水裝置，在罐內初步完成油水分離，分離的游離水通過附近的回水管網進污水處理站處理。脫水工藝流程：單拉油井→多功能罐→底部游離水→單井管線→注水井回水管線→計量站。脫水后原油進另1臺多功能罐儲存，待罐滿后一起拉運。脫水技術參數：切水量為0～50 m3/h，壓力小于或等于1.6 MPa。

2.2.4主要設備

1）自力式壓力調節閥。單井低壓多功能罐的工作壓力是影響天然氣回收和壓力容器安全的重要因素。若前端壓縮機進口壓力過低，多功能罐內有可能成為負壓，空氣進入罐內造成安全隱患。為使多功能罐內保持一定壓力，在多功能罐的天然氣出口上安裝自力式壓力調節閥。當多功能罐的壓力過低時，壓力通過傳壓管作用于薄膜上部的壓力也變低，在彈簧的作用下薄膜帶動閥桿上移，使閥門開啟度關小，多功能罐的氣體出量減少，壓力回升（圖4）。

2）自動切水器。在多功能罐底部安裝自動切水裝置，該裝置依據油、水密度差，實現了游離水無人控制自動切出分離，分離精度高，減少了游離水拉運費用，降低了泄油臺原油乳化分離的藥劑費用（圖5）。

圖3　多井歸集、分輸工藝流程

2.3　簡易集氣站工藝研究

圖4　自力式調節閥安裝

圖5　切水器

在文220-3井場建設簡易集氣站，將各單井低壓多功能罐分離的低壓天然氣匯集到集氣站，經增壓、脫水、降溫處理后提取重組分輕烴，提純后的天然氣進行發電利用（供本區塊抽油機井使用），剩余干氣外輸（圖6）。

2.3.1輕烴回收工藝的選擇及其壓力、溫度的確定

1）輕烴回收分淺冷和深冷兩種工藝。淺冷法操作壓力低，C5以上回收率較高（達到95%以上）。文220塊原料氣中C3以上組分含量相對較高，采用淺冷工藝，低溫溫度控制在-20～-30℃之間。

2）文220塊輕烴回收組分為C4+以上的組分。權衡壓力、溫度和C4+回收率三者的關系，當天然氣的組分一定時，應考慮干氣壓縮外輸系統壓力（1.2 MPa）、冷凝壓力和溫度之間的匹配關系，以最小的比功耗確定最佳的工藝壓力和溫度。

由圖7可知，冷凝壓力1.35 MPa、冷凝溫度-25℃時比功耗最小，輕烴回收能耗最低，處理量最佳。因此，采用三級增壓壓縮機裝置，出口壓力1.35 MPa，冷凝溫度-25℃。

圖6　簡易集氣站工藝流程

圖7　蒸發器出口溫度對C4+能耗的影響

2.3.2集氣站輕烴回收及干氣利用工藝設計

輕烴回收量不但與原料氣組分、壓力和溫度有關，還受到輕烴提取工藝的影響。放空氣從低壓多功能罐串聯匯集到簡易集氣站，需要經過過濾、增壓、脫水、換熱制冷和分離工藝。文220塊及周邊油井的原料氣中C3以上組分含量相對較高，淺冷后主要回收C4+以后的輕油和部分輕烴，處理后的干氣發電利用，多余的干氣壓縮外輸。集氣站輕烴回收及干氣利用工藝流程見圖8。

1）過濾：原料氣進入緩沖分離罐，進行少量輕油、游離水、機械雜質等分離后，氣相進入原料氣壓縮機一級壓縮；污水排至污水總管；輕烴輸入穩定儲罐中。

2）增壓：原料氣經壓縮機一級增壓至0.62 MPa（70℃），進入一級換熱器冷卻至20～25℃；再進入壓縮機二級壓縮，增壓至1.35 MPa（80℃），進入二級換熱器冷卻至20～25℃；再進入壓縮機出口分離器進行氣液分離，氣相進入干燥器。

圖8　集氣站輕烴回收及干氣利用工藝流程

3）脫水：采用4A分子篩脫水工藝方式，使天然氣露點降到-98℃。本工藝設2臺原料氣干燥器。當原料氣通過其中1臺處于脫水操作（吸附狀態）時，另1臺干燥器則分別進行分子篩床層的再生和冷吹操作。本裝置采用PLC控制，自動切換。

4）預冷：原料氣經二級換熱器冷卻后，進入三相淺冷換熱器預冷，再進入蒸發器溫度冷卻至-25℃；進入深冷換熱器使溫度保持不變，再進入低溫油氣分離罐進行氣液分離，分離出的輕油和干氣分別進入三相淺冷換熱器升溫至25～30℃；輕油進入輕油穩定塔穩定后到儲油罐，干氣進干氣緩沖罐供燃氣發動機使用，剩余干氣外輸。

5）換熱：經低溫分離器分離后的-25℃的干氣進行換熱器前期預冷，并將冷熱天然氣作充分熱交換。采用換熱面積較大、體積較小的板翅式換熱器。

6）分離：天然氣經淺冷（換熱器）和深冷（蒸發器）進入分離器，在壓力1.35 MPa、溫度-25℃的條件下，天然氣中的低溫C3+輕烴和干氣（C1至C2）分離，輕烴進輕烴罐，干氣經換熱器升溫后進燃氣發電機。

2.3.3干氣發電和剩余干氣外輸

1）經分離器回收輕烴處理后的干氣，并聯進3臺燃氣發電機機組（二用一備），進口安裝了1臺自力式閥后壓力調節裝置，使壓力始終保持在0.2 MPa，保證發電機始終有充足氣源。采用小型撬裝天然氣發電裝置，選用300GT-PT型和180GTPT型、功率為300 kW和180 kW的國產燃氣發電機組，供集氣站和周邊油井使用，避免了在極端惡劣的自然環境下建設供配電網絡，降低了運行維護成本。

2）剩余干氣經計量后輸入計量站集油系統，日生產天然氣0.862 5×104m3。

2.3.4脫水工藝和設備優選

1）脫水工藝：常用天然氣脫水方法有低溫分離脫水、液體吸附法脫水和固體干燥劑吸附脫水等。固體干燥劑吸附脫水主要是利用吸附原理吸附天然氣中的水蒸氣。分子篩是天然氣工業中最常見的固體干燥劑，能使天然氣露點降到-98℃，實現天然氣凝液回收前的深度脫水。與低溫分離法脫水和液體吸附法脫水相比，分子篩脫水能夠提供非常低的露點，對原料氣的溫度、壓力和流量等變化不敏感，不會因鹽和腐蝕產物的污染而變質。

圖9　分子篩脫水流程

2）換熱器：冷凝分離系統的換熱設備包括管殼式、螺旋板式、繞管式及板翅式換熱器等類型。板翅式換熱器傳熱效率高、結構緊湊、適應性強、耐低溫性能好、價格低，適用于低溫下運行，可作為氣/氣、氣/液或液/液換熱器，也可用作冷凝器或蒸發器；而且在同一換熱器內可允許有2～9股物流之間換熱，經優選采用板翅式換熱器。

3）高效旋流低溫分離器：采用S30408不銹鋼材料，比傳統的捕霧重力分離器效率高，出口氣體攜帶液量少，適用工況范圍寬，體積小，代替了傳統的預過濾器和聚結器。

4）過濾分離器：分子篩脫水系統前增設過濾分離器以去除天然氣中夾帶的液體和雜質，其集過濾、聚結、分離于一體，氣體從進口流入，流速降低，流動方向改變，然后氣流通過過濾組件，固體顆粒去除。氣體中的微小液滴聚結較大的液滴進入分離器的儲液段。過濾分離器的精度可達到1～5 μm。

3　現場應用及其效益

2012—2014年文中-文東油田四個邊遠斷塊21口邊遠油井，單拉點歸集5處，新建井場簡易集氣站1座，井場安裝3臺并聯燃氣發電機組1組。

1）邊遠油井的管理由“一人看護一井管理”轉變為“一人看護多井管理”，減少單拉點5個，減少單拉油井看護及管理人員15人，年節約人工管理費用150萬元。

2）21口井游離水進回水系統，日減少拉運液量220 m3，日減少拉油罐車5輛，年節約費用191.62萬元。

3）撬裝簡易集氣站投運，放空氣經過凈化、壓縮、預冷、分離后外輸，增油增氣明顯。日增收天然氣0.862 5×104m3，年增收天然氣315×104m3，增加輕烴251.87 t，創收603.88萬元。

4）在文220-2井場安裝3臺燃氣發電機組供9口抽油機井使用，年節電125.93×104kWh，節約電費99.11萬元。

5）總投入費用473.25萬元。其中，井口工藝改造費用138.25萬元，簡易集氣站工藝改造費用335萬元。

4　結論與認識

沙漠綠島石西油田

地面集輸配套工藝研究與應用，解決了油田邊遠單拉油井的多功能罐放空氣放空燃燒造成的資源浪費現象，增加了輕烴回收，消除了環境污染和安全隱患，取得了較好的經濟效益，也為今后開發同類邊遠油井提供了成熟技術和寶貴經驗。

1）“集氣、輸水、拉油”的井口集輸工藝，解決了邊遠油井無法三相混輸的難題，降低了拉運費用，減少了環境污染。

2）“輕烴回收、干氣發電、余氣外輸”的簡易集氣站集輸工藝，解決了邊遠油井天然氣放空資源浪費和用電困難、架線投資較大的難題。由濕氣變干氣就地取材的利用方式既增加了輕烴產量，又節約了電費，同時也減少了投資，經濟效益較好。

3）“撬裝化、模塊化”的集氣脫水、輕烴回收和燃氣發電工藝設備，簡化了工藝流程，實現了整體模塊化預制，減少了現場施工工作量，方便了工藝設備的搬遷和重復利用，特別適用于“地層能量下降快、油井有效壽命短、不具備建站條件”的邊遠斷塊。撬裝、模塊化設備組合為地面工程“三化”建設的實施奠定了基礎。

參考文獻：

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