刘冬琴，侯冰洁，李 凯，朱 磊，潘国辉

（1.江苏油田矿业开发有限公司，江苏扬州 225100；2.江苏油田分公司采油一厂，江苏扬州 225265）

油气井在开采、试油、排液等过程中会产生一定量的天然气，气量的多少和稳定性变化很大，一般情况下通过直接放空外排或点火炬燃烧处理，造成资源浪费，同时对环境造成污染。江苏油田的偏远、零散气井由于产量小、开发期短、投资效益差，达不到规模开采和管道输送条件，造成资源闲置。江苏油田矿业开发有限公司本着实践探索的精神，根据实际生产情况，针对不同的气源制定不同的工艺技术并确定关键设备选型，同时根据运行情况不断完善工艺和设备，经过研究-实践-再研究-完善-推广，形成了高压降压直充、高压降压直充和降压后再增压切换充装及低压增压充装、低压增压进流程等特色技术，取得了较好的经济效益，同时，杜绝了零散井天然气外排环保事件的发生，具有良好的社会效益。

1 零散气源概况

江苏油田零散气源主要包括零散单井气源、集输站和拉油点富余气源以及单井套管气。零散井口气气量小、站点多且井场布置分散、地处偏远地区且分布区域广，介质成分复杂、气相物质组分复杂。

1.1 零散单井气源

零散单井气源组分（见表1）。

结合试气资料分析，取样点4 为高压干气，其余均为高压湿气。

表1 零散单井气源组分

表2 零散单井天然气全分析样分析结果

其中，对取样点1 和取样点3 的天然气取全分析样，分析结果中硫含量（见表2）都低于GB 17820 的一类气指标值（见表3），油区零散气组分中乙烷和丙烷含量高，热值高。

表3 GB 17820-2018 天然气质量要求[1]

1.2 集输站和拉油点富余气源

集输站和拉油点富余气源组分（见表4）。

外排的富余气是与油、水及固杂并存的复杂介质。

拉油点B 的油井套压0.5 MPa～1.8 MPa。各井经过定压装置把压力降至0.5 MPa 后进入B1 的多功能罐，分离出来的气主要用于流程保温，压力定为0.3 MPa，当压力高于0.3 MPa 时通过放散管放空，估计日放空量500 m3～1 000 m3，气温高时放空气量可能会增加，存在严重的安全环保问题。

表4 集输站和拉油点富余气源组分

1.3 单井套管气

目前，江苏油田采油管理区对套管气回收与利用的主要方式有：油套连通、移动式压缩回收装置回收、供井口燃气加热炉使用等。其中油套连通只适用于油井回压较低的油井，适用范围不广；移动式压缩回收装置能较好地解决套管气禁排后对油井的影响，但由于油井分散，且单台费用较高，就经济效益而言不适合大范围推广应用；井口燃气加热炉虽然可以解决排放问题、减轻伴生气对油井的影响，同时又能加热油井产液，降低油井回压，节能减排效果明显，但也存在不足，主要体现在两个方面：（1）若套管气量小，不能满足加热需要，需要加强巡查和重新点火从而增加员工工作量；（2）若套管气量大烧不完，仍存在回收问题，解决方法是增加提温液量。

2 零散气源收集处理工艺技术

针对上述不同的气源特点，江苏油田矿业开发有限公司研发了不同零散气源收集处理工艺技术并确定关键设备选型，同时根据运行情况不断完善工艺和设备，经过研究-实践-再研究-完善-推广，形成了高压降压直充、高压降压直充和降压后再增压切换充装及低压增压充装、低压增压进流程等特色技术。

本次研究单井零散气源硫含量都低于GB 17820的一类气指标值，故处理工艺流程无需脱硫。

2.1 零散单井气的收集、处理及充装工艺技术

2.1.1 高压降压直充工艺技术 对高压单井气，主要从节能降耗的角度来制定收集和处理方案，即气到达地面后经过换热器，换热后的气通过调压阀，节流降压后的气通过加气柱直接充装给中压槽车，充装好后通过车载输送给下游客户。由于各井产出的介质及其中的气相物质的组分不同，技术方案就有相应差别，处理流程也不一样。主要包括高压干气（无游离液）降压直充工艺（见图1）和高压湿气（有游离液）降压直充工艺（见图2）。

取样点1 的气源为高压湿气，气从地层出来后经过400 m 输气管线到达该天然气场站，在站内将高压气节流降压至3.5 MPa～4.0 MPa 再进行处理充装，只在节流前有保温。由于焦耳—汤姆逊效应（节流效应），温度会迅速降低。当管道温度低于天然气水露点时，水分子便会从天然气组分中析出，在高压低温条件下生成天然气水合物。天然气水合物是水与小分子气体如CH4、C2H6、C3H8等形成的固态结晶[2]，易堵塞管道、设备、仪表从而影响安全正常生产。

图1 高压干气（无游离液）降压直充工艺流程

图2 高压湿气（有游离液）降压直充工艺流程

为预防冰堵，该天然气场站通过每天加气结束后放空管线和设备中的天然气，让管线和设备呈空载状态，破坏水合物形成的高压条件来预防水合物形成。同时，将只在节流前换热的一进一出保温流程改进成了节流前后都换热的两进两出保温流程，同时给分离器排污流程进行保温，有效预防并处理了冰堵问题。

2.1.2 高压降压直充和降压增压充装混合技术 高压降压直充和降压增压充装混合工艺技术对于收集、处理和外销高压气液同出的气井气具有普遍适用性（见图3）。来气（含液及杂质）在节流降压前后都经过换热，然后经过两级分离、过滤、脱水干燥后可以直接充装，也可以经过增压充装。两进两出的换热使得随气携带出来的液态物质及低温下分离出来的烃类物质能更好地分离出来，从而保证了生产的连续进行，也减少了对设备的损害。

图3 高压降压直充和降压增压充装混合工艺流程

图4 富余气增压充装工艺流程

分离出来的液态物质多，为了确保主流程通畅，凝析油罐放空阀门常开，造成了资源浪费，同时存在安全和环保隐患。为解决这一问题，增加了放空气回收流程，即把低压的凝析油罐的放空介质经过分离后增压进主流程，让排污流程良性循环起来。

2.2 低压增压充装工艺技术

集输站点和拉油点的季节性富余气压力低且不稳定，从保护设备的角度出发，选择低压进气的三级压缩机（见图4）。

这个技术适用于收集和处理集输站点和拉油点的富余气。由于富余气进站前基本上没经过处理，随气携带有液体和固杂，所以要经过多级分离和过滤，如果不上脱水干燥装置，则要加缓冲设备与分离器和过滤器配合使用，这样才能把随气流携带的液态和固杂截住并分离出去，保护压缩机。由于富余气来气不稳，压力波动大，从节省成本角度出发，对压缩机加变频器，扩大进气压力范围，确保在低压时能连续生产。

2.3 低压增压进流程工艺技术

针对套管气影响油井生产这一情况，江苏油田矿业开发有限公司进行了技术攻关，研发了套管气增压回收设备。该设备进气压力0.05 MPa～0.30 MPa，二级压缩，二级排气压力1.4 MPa，进气端和出气端有分离器，自动排污。把同一个井场的油井套管用钢管连接后并联，套管气管汇后进入压缩机增压，增压后的套管气进入集油干线到达油田联合站，由联合站统一处置，用于油田生产保温，或者通过车载外输出去作为燃料。

设备自动启停，来气压力低于0.08 MPa 时自动停机，套管压力恢复到0.30 MPa 自动启机。压缩机排量是27 m3/h～72 m3/h，如果气流稳定，设备能连续工作，就按停机临界压力0.08 MPa 计算，一个套管气回收点一天能收集2 600 m3套管气进流程。

3 结语

我国油田零散井气源丰富，每年因地域限制、分散等原因防控或烧掉的天然气高达上千万立方米，浪费资源的同时又污染了环境。随着油田开发力度的不断增加，零散井气源将越来越多。因此，零散井天然气收集处理工艺技术的研究与开发有着重要的现实意义，其技术成果的应用前景也十分广泛，产生较好的经济效益。同时，也解决了井场污染及资源浪费的问题，具有良好的社会效益。