張軍輝 ，白 聰 ，張 丹 ，季 聞 ，樊 虹 ，吳曉燕 ，孔麗萍

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300450；2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100027；3.中國石油管道局工程有限公司天津分公司，天津 300450）

所謂伴生氣，指的是油層中伴隨石油一起逸出的氣體和一些溶于石油中的天然氣。不僅涵蓋了甲烷、乙烷成分，同時還涵蓋了部分比較容易揮發(fā)的液態(tài)烴及微量的二氧化碳、氮、硫化氫等各類雜質。主要用途是制取甲醇、乙二醇、醋酸、乙烯、丙烯等化工原料或用作燃料[1]。伴生氣根據所處的地理位置不同，可以分為直接進入管網的伴生氣（氣量較大，并且與附近大型管網相鄰，經處理后可直接進入管網供下游用戶使用）和零散邊遠井區(qū)的伴生氣（這部分伴生氣量少和分散，遠離天然氣管網不適宜專管外輸），本文主要討論非管網氣的利用技術。

零散邊遠井區(qū)的伴生氣因氣量小且不穩(wěn)定、氣質懸殊大、地點分散、氣體集輸困難、就地無用戶和遠離管輸系統(tǒng)、處理工藝復雜、不具有經濟性等原因長期未得到開發(fā)利用，由于這種利用的不充分，造成了極大的資源浪費和環(huán)境污染。針對某油田特點，為了經濟、合理地開發(fā)利用這部分天然氣資源，變資源為產能，研究采用壓縮天然氣、天然氣發(fā)電、輕烴回收等技術應用[2]。

1 井口伴生氣的成分調查分析

通過對某油田129口油井生產參數、層位、運行等現場調查，對所有油井進行仔細的比較與篩選，選取有代表性的重點區(qū)塊典型井32口進行測試，其中一廠3口，二廠9口，三廠17口，五廠2口，六廠1口，具體分析結果（見表1）。

由以上測試數據看出，油井套管伴生氣由可燃性氣體（C1～C8的烴類）和不可燃性氣體（CO2、N2）兩部分組成，其中85%以上的油井套管伴生氣中可燃性氣體（C1～C8的烴類）的含量占90%以上，只有5口井不可燃性氣體（CO2、N2）含量在10%以上。而可燃性氣體中甲烷含量均在56%以上，大部分油井甲烷含量達70%以上，其余為乙烷、丙烷，其他碳氫重組分只占少部分（見表2）。因此，油田伴生氣氣質富，是優(yōu)質的燃料，也可作為其他化工原料[4]。

2 伴生氣產氣量的調查分析

根據現場情況研究，采用兩種計量方式對56口油井的產氣量進行了現場實際測量。其一，是應用濕式氣體流量計，額定流速為0.2 m3/h，計量范圍0 m3～100 m3，計量精度為0.01 L；其二是應用現場接天然氣表進行計量，額定流速為4 m3/h，計量范圍0 m3～10 000 m3，計量精度為 0.001 m3。

表1 單井伴生氣氣體組分分析表

表1 單井伴生氣氣體組分分析表（續(xù)表）

表2 各采油廠單井伴生氣氣體組分含量對比分析表

針對不同設備的氣量采用不同的計量方式：對套管氣量大的油井的伴生氣采用高壓天然氣表計量；對套管氣比較少的油井的伴生氣采用濕式氣體流量計計量；對多功能儲集器分離出的伴生氣和溶解揮發(fā)氣采用濕式氣體流量計計量。

通過對以上56口單井調查，各單井產氣量差距較大，日產氣量在100 m3以下的占65%以上，100 m3/d～200 m3/d的為12.5%，另外，200 m3/d～600 m3/d的有七口井，分別是官 39、官 177、歧 603-3、歧 119-7、歧119-1、歧 119、莊 5-2，900 m3/d～1 000 m3/d 的五口井分別是莊海 1X1、莊海1-2、莊海 1-3、莊海 2X1、歧85-1。1 000 m3/d以上的只有烏33-19日產氣量可達1 500 m3。調查結果（見表3）。

氣量不同的油井在各采油廠的分布。采油一廠產氣量較平均，日產氣量在20 m3左右；采油二廠各井日產氣量差距大，在 15 m3～1 000 m3，少的只有 15 m3，多的可達1 000 m3，產氣量特別大的單井，如采油二廠的莊海 1X1、1-2、1-3 三口井，日產氣量近 1 000 m3，已經用作壓縮天然氣；采油三廠井口多，氣量基本在230 m3以內，多數已用于加熱，其中烏33-19單井產氣量很大，日產氣量在1 500 m3左右，已進行現場壓縮天然氣處理；采油五廠單井日產氣量在20 m3～30 m3；采油六廠多數井沒有伴生氣產生，只有扣4-8井日產氣量達120 m3，套壓可達 1.0 MPa。

表3 邊遠油井套管伴生氣氣量調查表

油田油井套管伴生氣組分分析結果顯示，油田85%以上的油井，套管伴生氣可燃性氣體（C1～C8的烴類）的含量占90%以上?？扇夹詺怏w中甲烷含量均在56%以上，大部分油井伴生氣甲烷含量達70%以上，其余的為乙烷、丙烷，其他碳氫重組分只占少部分。油田伴生氣氣質富，是優(yōu)質的燃料并可作為其他化工原料。

通過對單井伴生氣產氣量的測試及統(tǒng)計分析結果顯示，某油田油井伴生氣的日產總氣量約11 000 m3，已用天然氣5 000 m3/d，利用率為45.5%。從分布情況看（見表4），產氣量在900 m3/d以上的只有4口井，其余均在600 m3/d以下，而氣量在100 m3/d以下的占65%，有的單井日產氣量只有20 m3～30 m3。

表4 伴生氣氣量井口分布對比表

3 油井伴生氣的利用技術

為了使油井伴生氣得到充分利用應該根據氣量氣質不同產生的油井伴生氣采取不同的利用方式，主要有：用于加熱爐加熱、伴生氣發(fā)電、CNG加氣站、非管網加氣、小型撬裝輕烴回收、合成汽油和甲醇等。本文著重分析介紹CNG加氣站、伴生氣發(fā)電以及小型撬裝輕烴回收。

3.1 CNG加氣站

壓縮天然氣是天然氣加壓并以氣態(tài)儲存在容器中，主要成分是甲烷，具有成本低，效益高，無污染，使用安全便捷等特點，可作為車輛燃料使用。CNG加氣站在全國多個城市已有應用，主要用于出租車、公交車等，天然氣汽車保有量已達到6 000多輛，氣化率在15%左右，以日加氣1×104m3的CNG加氣站為例來說明該項目可獲得的經濟效益（見表5）。

表5 CNG加氣站的效益分析（加氣量1×104m3/d）

天然氣壓縮機回收工藝如下：

井組天然氣壓縮機回收工藝：井組天然氣壓縮機采用外加電源，電機帶動壓縮機運轉，低壓套管氣進入到壓縮機的一二級缸內，壓縮排出注入采油樹流程混合至下游。

接轉站天然氣壓縮機回收工藝：回收工藝流程為：天然氣分離缸→一級過濾器→二級過濾器→冷卻器→儲氣罐→單流閥→外輸管線。

根據對多口井的調研和綜合評價，對于產氣量大于900 m3/d的單井，可以在井組進行壓縮天然氣回收，井距較遠的可以1口井安裝1套裝置，也可以多井組3~6口井安裝1套裝置的方案。

此工藝方案主要由分離器、天然氣壓縮機、流量計、限壓閥、油氣隔離等設備組成。井口氣先經前期油氣分離、過濾，再經壓縮升壓、隔離保護，將升壓后的套管氣輸送到汽車儲氣罐實現汽車外運或輸送到外輸油管道混輸至接轉站（見圖1）。

該回收裝置結構簡單、使用方便、配有負壓自動停機、超壓和電網電壓過載保護等功能。系統(tǒng)設計能滿足油田防火、防爆安全要求，技術成熟安全可靠。

以用一臺30 kW的天然氣壓縮機每天壓縮1 000 m3天然氣為例，每天需要壓縮8小時，每度電按0.63元計算，每年消耗電費 30×8×365×0.63≈5.5 萬元，壓縮機及配套設備投入約30萬元。按天然氣市售價格為2.0元/立方米計算，2.0×1 000×365=73萬元，可獲利潤37.5萬元，有很高的經濟效益。

因此根據CNG產量的大小，儲運的難易程度可以選擇合理的下游CNG加氣站規(guī)模。

如果油田伴生氣CNG產量較大，可以在臨天然氣管線的地方建立天然氣母站，從天然氣管線直接取氣，天然氣經過脫硫脫碳等工藝，進入壓縮機進行壓縮，然后進出儲氣瓶組儲存或通過售氣機給車輛加氣或者子站加氣，氣量一般在2 500 m3/h～4 000 m3/h。

油井天然氣加氣站可以建立在距離伴生氣產量較大的油井附近，子站可以選擇建立在加氣站周圍沒有天然氣管線的地方，通過子站運轉車從母站運來的天然氣給天然氣汽車加氣。一般還需配小型壓縮機和儲氣瓶組為提高運轉車的儲氣率，用壓縮機將運轉車內的低壓氣體升壓后，轉存在儲氣瓶組內或者直接給天然氣加氣。無儲氣系統(tǒng)的簡易加氣子站工藝流程（見圖2）。

3.2 伴生氣發(fā)電

圖1 CNG加氣站流程圖

圖2 無儲氣系統(tǒng)簡易加氣子站工藝流程圖

利用油井的伴生氣進行發(fā)電可以同時解決伴生氣的回收利用和邊遠區(qū)塊電力供應的兩大問題。小區(qū)塊油田應用子發(fā)電小系統(tǒng)供電可省去投資較大的高壓線路，一次投資小，同時供電系統(tǒng)在區(qū)塊內自成體系，受外部條件的影響小，各類天然氣發(fā)電機都有適應不同用途要求的變形機，基本能滿足各種不同功率的要求。天然氣發(fā)電機組具有啟動迅速、操作簡單、有自動保護系統(tǒng)，可無人值守等特點，能廣泛用于無電情況下的單井抽油、集輸泵站、注水泵站，有利于保障開發(fā)生產的用電需求，經濟和社會效益都將十分可觀，但是，自發(fā)電小系統(tǒng)是相對獨立的小電網，要發(fā)電設備技術先進，性能可靠，在生產運行管理上要求具有較高水平。目前，小型天然氣發(fā)電機國內外均有成系列的定型產品，通過調研，國內小型發(fā)電機組一般是在柴油發(fā)電機組的基礎上改造發(fā)展起來的，大修周期已大于一萬小時，發(fā)電效率在30%以上。國外此類產品，多為雙燃料機組，即以天然氣作燃料外，還可用柴油。其發(fā)電機為對置活塞式發(fā)電機，具有高效、低耗、低排放、性能穩(wěn)定、維修性能好的特點。

產氣量300 m3/d～900 m3/d的單井適宜于天然氣發(fā)電，也可以多井組2～3口井安裝1套裝置。對于開采過程中油氣井的段塞流現象目前使用較多的是雙燃料發(fā)電機，該系統(tǒng)雙燃料發(fā)電系統(tǒng)主要由氣罐、柴油儲罐、伴生氣過濾器、流量計、雙燃料發(fā)電機及其配套冷卻系統(tǒng)以及輸變電和用電設備（如抽油機、集輸泵、注水泵等）組成。井口氣經過儲氣罐并油氣分離后經過濾計量進入燃氣發(fā)電機，發(fā)出0.4 kV的電可直接供用電設施，也可升壓至6 kV供整個區(qū)塊生產生活用（見圖3）。

利用天然氣發(fā)電，每立方米氣可發(fā)3 kW·h電，以日產氣量為300 m3的單井為例，每天可發(fā)900 kW·h電（單井抽油機及井上其他日用電量在800 kW·h左右），按0.63元/度的電費計算，每年可節(jié)約電費20.7萬元。而一臺功率為75 kW的天然氣發(fā)電機，只需投入17.5萬元，當年即可贏利，效益可觀。

大慶新店油田在杜35-13井上安裝了一臺天然氣發(fā)電機，靠油井自身產生的伴生氣進行發(fā)電，為抽油機運轉提供動力，通過一年多的生產情況觀察，該井生產狀況一直比較平穩(wěn)，日產液3.0 t，日產油3.0 t，單井平均日產氣量4 800 m3，平均日消耗氣量600 m3，從2003年8月至今，杜35-13井已累積生產原油468 t，單井節(jié)電達到18.15×l04kW·h，充分利用了油井生產過程中產生的伴生氣，達到了節(jié)能增效的目標。

3.3 油田伴生氣輕烴回收

圖3 伴生氣發(fā)電工藝流程圖

可采用小型撬裝輕烴回收裝置。該裝置以處理分散的小氣量富氣為目標，按處理量分別有3×103m3/d、5×103m3/d、1×103m3/d三種規(guī)格。是目前國內處理量最小的輕烴回收裝置。此工藝是利用壓縮機將伴生氣抽吸增壓后外輸，即從井口套管環(huán)形空間接出一個定壓單向放氣閥，套管及原油儲罐中的伴生氣一同進入氣液分離器，氣體經壓縮機增壓后，換冷、分離，干氣就地作為生產用的燃料，分離出的液烴外運。壓縮機的吸入壓力為微正壓，既可實現回收伴生氣，又不影響原油的開采和運輸。該設備投資相對較高。

海南某油田計劃將輕烴回收后的部分天然氣通過LNG廠液化后，經公路運輸系統(tǒng)供給給其他城市做燃氣用，而LNG廠生產所需要的電力，油品加工過程中的熱量和天然氣液化流程中淺冷史所需的冷量通過剩余天然氣滿足。像延慶油田這種產氣量中等但氣源分散的油田可考慮就地建設一些處理量不大但技術成熟、工藝簡單、產品單一的處理裝置，如建成打火機裝瓶廠、石油醚裝置、破乳劑廠、甲醇廠、穩(wěn)定輕烴裝置、輕油分餾裝置等等。井野外作業(yè)的惡劣環(huán)境，且投資回收期短，經濟效益可觀。

（2）對于產氣量在 300 m3/d～900 m3/d，套壓大于0.2 MPa可燃性氣體（C1～C8的烴類）的含量占70%以上的單井應用燃氣發(fā)電回收利用比較適宜。對于套管氣不穩(wěn)定的油井，可以采用雙燃料（伴生氣和柴油）發(fā)電機，確保生產的連續(xù)性。既充分利用了伴生氣又節(jié)約了電能，同時減少了因余氣釋放伴生氣對周圍環(huán)境造成的污染。

（3）對于產氣量相對較少，日產氣量在100 m3以下甚至更低的單井，應用小型高效加熱爐配合多功能儲集器（多功能儲集器是臥式密閉儲罐，內有加熱盤管，從儲罐分離出來的伴生氣可用于加熱盤管），代替井口電加熱，充分利用單井伴生氣資源進行來液加熱，減少系統(tǒng)回壓，提高油井產液量，既提高邊遠區(qū)塊油井開發(fā)效果又節(jié)省電能，減少污染。

4 結論與建議

總而言之，應給予油井伴生氣的利用高度重視，并且結合各自特點因地制宜地制定相應措施，優(yōu)化集輸工藝，盡量回收，因此建議：

（1）對于產氣量在900 m3/d以上可燃性氣體（C1～C8的烴類）的含量占70%以上的油井利用CNG技術回收伴生氣較為適宜。其安全可靠，操作簡便，適合單

寧夏石化年產3萬噸車用尿素項目投產

2月26日，記者從中國石油寧夏石化公司了解到，該公司3萬噸/年車用尿素項目建成投產后經過系統(tǒng)優(yōu)化，已正式產出合格的柴油尾氣凈化液。經檢驗，產品各項質量指標合格、尿素含量（質量分數）/%，達到了設計指標。

寧夏石化車用尿素項目是該公司豐富尿素產品結構、積極探索化肥業(yè)務轉型發(fā)展的重要舉措，也是該公司經過科技研發(fā)推出的環(huán)保項目新產品。車用尿素，學名是柴油機尾氣處理液，其應用原理是通過將尿素熱解產生的氨氣與汽車尾氣中的氮氧化物產生氧化還原反應，生成氮氣和水，從而降低由于氮氧化物排放所引起的污染。目前，國內車用尿素市場剛剛起步，按目前國內柴油車保有量算，如汽車尾氣全部得到處理，年需柴油尾氣凈化液大約在700萬噸，全國年產能僅為200萬噸左右。國內主要車用尿素品牌主要分布在華東以及江南地區(qū)，寧夏石化3萬噸/年車用尿素項目在寧夏地區(qū)是首套較大規(guī)模生產車用尿素的裝置。

寧夏石化車用尿素項目采用普通尿素提純工藝車，生產出符合國家標準的車用尿素水溶液，其中尿素含量為32.5%。目前，寧夏石化車用尿素裝置日產柴油尾氣凈化液30噸，預計今年將生產5 000噸。

（摘自寧夏日報第21802期）