集氣站自動控制VOCs 回收工藝技術應用

張昀，李永軍，白紅升，楊光，郭忠平

（1.長慶工程設計有限公司，陜西西安 710020；2.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西西安 710021）

甲烷是天然氣的主要成分，在溫室氣體影響方面，短期增溫效應是二氧化碳的80 多倍（長期增溫效應是34 倍），占全球短期效應溫室氣體排放總量的25%（長期效應溫室氣體總量的8%）。根據世行公布的2018 年放空天然氣燃燒量達1 262×108m3。我國年度放空量達18×108m3，相當于消耗了100×104t 規模的油田年度產量。

我國不斷加大天然氣化工等企業VOCs 排放治理，塔里木油田已建成10 座天然氣回收站，2020 年回收放空天然氣6.2×108m3，已累計回收28×108m3，相當于節約標準煤372.4×104t，減少二氧化碳排放量616×104t。長慶油田榆林氣區生產井3 000 余口，其中低產低效、措施井占75%以上，冬季生產中集氣管線極易發生凍堵。單井降壓放空平均約1 200 立方米/次，在不包含應急處置放空量條件下，冬季放空量可達（40～48）×104m3/d，年浪費資源約8 000×104m3，占該區域產量的1.3%，相當于8×104t 石油、13×104t 煤炭[1]。

減少天然氣異常放空是推進碳達峰、碳中和，降低大氣污染的緊迫任務。長慶油田開展伴生氣綜合利用專項整治，解決了部分油田伴生氣無效放空問題，伴生氣回收率達到55%，后期將達到80%以上。但氣井管線冬季頻繁凍堵導致的降壓放空作業，缺乏回收技術措施。

1 天然氣生產現狀

天然氣生產過程中，在一定溫度、壓力條件下，集輸管道內天然氣和液態水容易形成水合物，從而嚴重影響管道正常運行。為保障管道流動性，一般采取降壓法、機械法、化學法進行解堵。降壓是將管道中的壓力降低到水合物生成壓力以下，采取管道一端降壓或兩端降壓。水合物堵塞形成之初，雖然會阻礙液體的流動，但孔隙度高、滲透性好，能夠傳遞氣體壓力，此時進行降壓作業，能夠較好避免水合物塞堵塞管道。

目前，氣田南部溝壑遍布、地形破碎，管線沿途高低起伏落差大，平均生產壓力在5.65 MPa 左右，運行溫度在5～15 ℃。管段的溫度和壓力分布規律與地形平坦地區顯著不同[2]，增加了水合物形成的復雜性。

氣井一般采取星型布管方式（圖1），受產量減少、地形起伏、井口溫度降低等因素影響，氣體攜帶的水分在管線發生冷凝產生液體，當氣流速度不能滿足攜液要求時，液體則在管道低洼處積聚，冬季極易快速形成水合物，阻塞管道運行。

圖1 天然氣生產集氣示意圖

集氣站接入集氣干線、單井管線較多，監控人員缺乏管道積液預判技術。大多情況在管線被堵、上游壓力觸發告警提示才能發現，受水合物聚合效應及故障處理路途耽誤影響，給處理帶來巨大工作量，且達不到流動性效果要求。

生產運行中為掌握氣井生產動態，需要采用兩相分離器不定期進行氣相、液相測量，對生產流程（圖2）進行倒換。冬季為防止管線堵塞，平均每天開展2～5 口氣井檢測。在目前用工量減少的條件下，作業過程閥門切換數量多、頻次高，給員工帶來繁重的工作量。

圖2 單井進站管線基本流程圖

2 生產工藝的優化

結合問題判斷需求和生產工藝流程，需要對采氣管線上下游壓力、壓差變化進行快速分析、線上快速指導，同時提升工藝流程切換以及放空氣回收的自動化水平。

2.1 工況智能分析

管線積液或產生水合物時，上游壓力一般呈增大趨勢，因此井口壓力成為辨識問題的關鍵。由于井口氣含有沙帶液，直接引用該測量值進行分析，產生的錯誤信息多、不能有效指導作業。需要對檢測的數據進行真實化、中心化處理。

通過調大儀表阻尼系數，利用井口RTU 多次采樣、加權平均進行數據處理，提高了數據可用性。結合人工技術分析經驗，利用集氣站PLC 控制系統開發數據變化趨勢分析與時間間隔、壓力閾值等參數優化算法（表1），達到了不同氣井分析參數智能調整，故障識別有效率達到95%。

表1 管道異常判斷條件

2.2 流程自動切換

單井計量流程切換需按照順序開關四道閥門，工藝簡單、操作強度大。結合工藝（圖2）將所有手動閥門改為可控制閥門，成本相對較高。為此，設計了氣動流程切換裝置（圖3）。

圖3 天然氣流程切換裝置

該裝置在氣動缸驅動下，由閥桿帶動閥體上下活動，從而實現流道調整，且每個流程只需要1 臺，安裝于上下手閥之間，達到了切換功能和工藝完整性要求。

2.3 回收裝置設計選型

由于降壓處理過程中，氣體攜帶液體較多，傳統壓縮機難以滿足帶液氣體增壓的工況需求。結合工況，設計了液壓驅動的單缸雙向壓縮裝置（圖4），在氣體前置濾液條件下，缸體可在少量攜液條件下運行。

圖4 天然氣增壓氣缸

根據人工降壓放空平均2 h 計算，最低壓力可達到0.2 MPa。采氣管線平均6 km、管徑60 mm、壓力5.6 MPa，對壓縮機排量進行計算：

式中：V-放空管段容積，m3；S-增壓裝置排量，m3/h。

最后優選了30 m3/h 排量壓縮機進行試驗。

2.4 降壓工藝改造與應用

在計量分離器出口管道上設置旁路管線，并連接入增壓裝置（圖5）。

圖5 流程優化示意

通過監控系統組態自動或手動控制模式，當PLC系統判斷形成水合物時，監控界面發出告警提示，通過PLC 控制切換裝置將需要放空的管線切換至計量分離器，關閉分離器出口、打開壓縮機流程、啟動壓縮機，將放空氣體增壓至生產管道，實現了仿真人工放空作業和氣體回收目標[3-4]。

3 運行效果評價

通過數字分析、自動控制和工藝改造，實現管線積液、水合物智能識別，降壓解堵自動控制，工作效率和效果得到改善，放空氣回收也取得顯著經濟效益。

試驗站于2021 年12 月3 日正式投運，運行29 d后作業116 井次，回收天然氣約27.26×104m3、分離液體75.4 m3，達到了預期目標。

現場改造成本120 萬元，按照管線5 個月可產生水合物進行計算，可回收天然氣約150×104m3、減少約280 t 二氧化碳排放，并可當年收回投資。在全面推進碳目標、加強綠色能源開發利用的時代背景下，具有較好的推廣價值。

運行以來雖然解決了水合物堵管問題，但受增壓排氣量影響，管道中的氣流速度難以有效提升，還需要結合提高氣體攜液能力的問題，持續攻關低能耗、高效率的技術。