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胜利油田边远井小气量零散气回收技术研究

2024-08-30 261 上传者：管理员

摘要：依据国家碳达峰碳中和战略，胜利油田也制定了作业域内甲烷减排计划，通过进一步加大油气生产作业中的零散气回收力度，实现油田边界内各类资源特别是零散气资源的应收尽收。然而目前零散气的回收遇到了成本与效益不匹配等难点，急需解决零散气回收“收大不收小”的问题，为此，胜利油田开展了边远井小气量零散气回收技术攻关研究和实验，有效攻克了小气量零散气回收瓶颈，有效助力了油田甲烷控排，综合效益显著。

关键词：
小气量井
甲烷控排
胜利油田
边远井
零散气回收
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2021年，胜利油田提出了明确的甲烷控排目标，以甲烷控排行动来推动油田绿色低碳发展。通过研究小气量零散气的回收技术，能够有效助力油田甲烷控排战略，实现绿色低碳发展[1]。

1、零散气回收现状

1.1国内外零散气回收现状

截止到2019年，全球石油伴生气等零散气的“放空燃烧”已达到1500亿立方米，“放空燃烧”量连年呈递增趋势[2]。收集天然气并通过管道运输，通常需要大量天然气才能实现商业价值，小气量的零散气回收总是受制于经济因素，各大石油公司几乎没有动力阻止小气量零散气的“放空燃烧”。当前，全球多国致力于小气量零散气的利用研究，俄罗斯开始对零散气燃烧装置实行注册制，并强制要求生产商配备测量和记录燃烧量的传感器[3]。国内CNG回收工艺相对比较成熟，并应用广泛。利用天然气进行发电的工艺也已处于实验阶段，新奥等燃气公司已研制出具有燃料适应性好，污染排放低，使用方便等优点的天然气发电机。

1.2胜利油田零散气回收现状

按照胜利油田绿色高质量发展的目标，越来越多的边远井零散气列入了甲烷减排工作计划，零散气回收量逐年上升，2022年全年收气已突破2亿立方米。气量大、入网条件好的零散气都已经实现回收，但剩余的一些探井气、罐顶气具有低压、量小、气质差、不连续等特点，气量在1000 m3/d以下的回收点占到所有回收点1/5，这些点回收处理的成本高，成本与效益难以匹配，导致收气单位对小气量零散气回收的动力不足。

目前油田零散气放空有多种情况：一是单井拉油的边远井，由于伴生气量小，井位分散，周边无管网，不易集中，往往就地排空；二是部分边远井组，虽然井口集中，但数量较少且气量较小，除部分伴生气生产自用外，其余也就地放空；三是工艺流程中有放空流程，或为保证压力平稳的超压放空。油田大约有2800口单拉井，每天约有14万立方米的伴生气排放，将这部分伴生气全部回收，能够有效助力甲烷减排和VOCs治理。

2、小气量零散气回收技术分析

2.1技术比较

零散气的回收主要有两种方式：一是能量转换后通过其他能源形式进行外输，如天然气发电等；二是采用合理的工艺技术进行回收，保留零散气的主要性质即甲烷等气体[4]。天然气发电工艺胜利油田已有应用，但整体还处于实验阶段，如微型燃气轮机发电技术已在油田某区块进行实验。其工作原理是压气机压缩空气，天然气同高压空气在燃烧室里混合燃烧，产生的高温高压气体推动燃气轮机做功，带动发电机转动发电。但这种就地发电上网的形式需要有可以利用的电网设施，目前部分边远井不具备这种条件。同时，油田的伴生气等零散气中CO2、H2S等含量较高，不适用于发电工艺。CNG回收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、技术成熟等特点，适用于周边无输气管网的油气井(站)，目前油田已广泛应用。但传统CNG槽车压力大，对槽车储罐的质量要求高，安全距离要求也比较高，存在较高安全风险。

模仿垃圾中转站自卸式车载垃圾箱的思路，利用单臂式自卸车和移动储罐的方式进行天然气的运输，特点是转换速度快，运输便捷。但是受限于《危险化学品安全管理条例》，该类型自卸车仅可运输固体危险货物，零散气不适用此方式。

2.2工艺设计

目前油田的边远单井多采用单井拉油的生产方式，产生的伴生气无法有效利用。以某采油厂某单井井组为例，该井场有3个40 m3多功能罐储油，每天上午进行拉油作业，罐内压力为0.2～0.35 MPa，多余伴生气只能就地放空。通过对该井组的研究，制定了固定小罐导移动大罐的回收策略。

通过该流程将多功能罐内的低压伴生气压缩储存为高压气，针对小气量的特点，设计储罐容量以能够储存两天以上的气量为标准，减少槽车运行次数。工作人员可远程了解现场运行情况，储气罐存满前通知槽车进行拉运。同时针对单井拉油的运行情况，当拉油时，多功能罐内压力下降，系统可以实现自动补气，保证罐压满足拉油作业要求。在压缩过程中产生的凝析液可以返回多功能罐内，实现密闭回收。整套流程采用移动式撬装化设计，容易实现设备搬迁，并有效减少现场设备安装的工作量。

该工艺可分解为三套子流程：一是收气流程，多功能罐天然气出口设置压力变送器，联锁压缩机，当罐内压力达到0.28 MPa时，压缩机启动，压力降至0.22 MPa时，压缩机关闭；二是补气流程，当多功能罐内压力降至低于0.2 MPa时，开启补气流程，将多功能罐内压力稳定在0.2 MPa，拉油结束后，罐内压力高于0.2 MPa时，补气流程关闭；三是排液流程，压缩机级间设置自动排液，排液管线设置电磁阀，根据实际生产需求设置排液频次及时间，末端储气罐液量少，可设置为人工手动排液。

2.3气量检测

针对不同气量选用不同型号设备，以该井组为例，为有针对性的配备合适型号设备，提前对该井组的气量、气质进行检测，气质情况如下表1所示：

表1气质检测

通过表1可知，该井组伴生气中重烃含量较高，并且含有H2S、CO2，因此在设备选材时要注意内防腐。下一步对该井组进行气量的精确测量，在井场安装一台低始动高精度超声波流量计，进行2天左右的放空气量检测，采集过程数据，摸清液量和气量之间的关系，确定压缩机和储罐设计规格。经过测量该井组在48小时内共排放气量708 m3，主要放空时间集中在下午及清晨，平均日排放气量约为350 m3·d-1。

2.4撬装设备

为减少现场设备安装的工作量以及降低现场直接作业的安全风险，可以将设备整体撬装化[5]。撬装是已经将阀门、管线、压缩机、储罐、流程等设备安装好了的一个整体式集合，与系统上其他设备(如多功能罐)连接时，无需再在中间安装阀门、仪表等设备。撬装设备结构紧凑，占地小，大大节约了空间，并且撬装设备可以整体迁移，设备再利用率高。本技术采用将工艺中的分离缓冲罐、压缩机组、储气罐设计为整体撬装设备，压缩机和驱动机采用挠性联轴器联接，压缩机主机、驱动机、联轴器、工艺气系统、仪表控制系统等安装在一个公共底座上，实现便捷化、无人化。分离缓冲罐起到脱液作用，防止来气中的液体进入压缩机。压缩机采用活塞式压缩机，进气压力为0.22～0.28 MPa，排气压力为5.5 MPa。压缩机组配套润滑油系统、工艺气系统、电气系统等附属系统，实现系统的自动运行、无人值守、远程监控。储气罐设计压力为6 MPa，体积为10 m3，理论上能够储存600 m3零散气。槽车采用4 MPa中压槽车，可运送气量为2000 m3。

3、小气量零散气回收效益分析

3.1运行模式

采用固定小罐收集、移动大罐拉运、运行管网释放的运行模式，将零散气回收撬装设备安装在井场上进行收气，收满后由槽车进行运输，运至周边附近管网或联合站内释放。

运行过程中设置运行调度组、巡回检查组、车辆拉运组、设备保运组。运行调度组4人，负责24小时轮班对运行情况进行监控，调度班组人员和车辆在白天进行拉运。巡回检查组2人，负责现场巡检、配合拉运服务商进行装卸车、发现设备问题联系厂家保运。车辆拉运组由承包商负责，配备1车2人接收调度指令进行拉运。设备保运组由厂家负责，配备备品备件、工具车辆和2人进行待命保运，并对设备进行定期保养。

3.2单井运行成本

单井运行需购置撬装设备、委托车辆运输、设备安装运维等，费用如表2所示：

表2单井运行成本

通过表2可知，单井运行，主要成本集中在设备采购和车辆拉运，设备采购费可通过设备折旧等降低每年的运行成本。单井运行，槽车的工作负荷并不饱满，较大的抬高了运行成本，随着单井数量的增加，形成规模效应后，增大槽车的覆盖范围，可有效降低拉运费用。

3.3多井运行成本

通过对运行模式的优化，理论上一辆槽车2天可以循环拉运7口井，即一辆槽车可覆盖7口井。根据相关规定，压缩机的折旧年限为14年，则每年成本为3万元。以下计算每年运行成本，如表3所示：

表3多井运行成本

通过表3可知，多井运行，可大幅降低单井运行成本。

3.4经济效益分析

根据2022年零散气出售情况，零散气价格为2元/m3，结合多井运行成本，可推算盈亏平衡点日排放气量，如表4所示：

表4经济效益分析

如果形成规模效应，在仅考虑直接经济效益的情况下，每日排放气量超过216 m3·d-1的单井即具备了回收价值。

3.5环保效益预测

边远井小气量零散气的回收是以甲烷控排战略为目标，具有开发成为碳交易项目的潜力，边远井小气量零散气的回收将具有环保价值。按照CCER最新成交价为95元/吨计算，该项目的环保收益可达到1.4457元/m3。目前我国试点碳市场的交易天数较少，碳交易价格远低于欧盟等成熟碳市场，北京碳市场最高成交价格149元/吨位于2022年12月7日，欧盟同日碳交易价格为87.96欧元/吨，根据当日汇率折算为644.27元/吨，远高于北京碳交易价格。随着我国碳交易市场的不断完善，该项目的环保收益也将随之增加。

4、结束语

边远井小气量零散气的回收是探索采用撬装化的设备，运用固定小罐倒移动大罐的思路进行回收，是立足于油田甲烷控排战略的环保项目。设备撬采用组合的方式，将各工艺设备分为相对独立又有密切关系的多个单元，可根据单井的不同实际情况，定制不同型号的设备，实现有针对性性的单井回收。同时设备的撬装化可使设备重复利用，当放空量减少或封井停止排放后，可以将设备搬迁至其他单井重复利用。这一回收技术是现有管道回收的有力补充，无需大量投资建设输气管网，建设周期短，灵活性强，既不像单井伴生气发电那样受气质和连续性的影响，也不像管道气回收那样受周边管网条件的影响，为边远井小气量零散气回收提供了一条非常好的技术解决方案。

对于小气量零散气回收，无论采用何种回收方式，都很难实现经济效益，要彻底解决小气量零散气回收成本与效益不匹配的经营痛点，必须从环保角度出发，完善油田内部碳交易市场机制，让“环保治理有利可图”，将“收大不收小”转变为“大的有经济效益，小的有环保效益”，最终通过经济杠杆，市场手段实现甲烷减排和VOCs治理，推进油田高质量绿色发展。

参考文献:

[1]杨波.边远单井天然气CNG回收技术分析与应用[J].上海煤气,2020(5):6-9.

[2]万蕾,曹万岩,寇秋焕,等.大庆油田伴生气系统优化完善措施探讨[J].油气田地面工程,2022,41(10):96-100.

[3]李武平,崔艳丽,李渊,等.基于绿色低碳的伴生气回收与利用技术[J].石油石化节能,2023,13(4):23-28.

[4]孟庆杰,张珺,吴家华,等.不断探索零散气回收模式实现绿色减排增效[J].石油石化节能,2022,12(3):44-46.

[5]张楠.中国碳排放权交易市场运行状况及其效率分析——基于碳交易价格的测算[J].工业技术经济,2023,42(4):100-107.

文章来源:张建龙.胜利油田边远井小气量零散气回收技术研究[J].石化技术,2024,31(08):153-155.