井口气回收处理工艺改进

摘 要：气田开采在后期，气井普遍压力偏低，继续开发的经济效益逐渐衰减，大规模的成套设备陆续撤离，但经过一段时间的恢复后，气井又能缓慢恢复并稳定到一定的压力，形成相对的低压高效井。这些井进入管网的条件不允许，用大规模的成套设备再开发，没有经济效益，不开发利用又因压力不断升高，存在一定的安全隐患，且污染环境，为了响应国家节能减排的政策，解决这个问题，同时又能生产挖潜，我们经过多年在该领域的深入调研与实践，形成了一套完整稳定的技术。最近了解到一种液压压缩机技术，在CNG加气站已有广泛和成熟地应用。从它的使用条件看，更适合于井口天然气回收。如果能将此技术替代原来的回收工艺，将可以产生非常可观的经济效益和社会效益。

关键词：液压压缩机、回收

一、现有成熟的井口气回收工艺

井口天然气回收项目中，单井回收所采取的通常工艺是：节流减压后再用机械压缩机增压的工艺，基本流程是井口天然气直接进加热炉，再经减压器减压，进行气液分离后，再由干燥器脱水，至压缩机增压、通过计量后给槽车充气。

这种工艺有它本身的优势与存在的价值，但是由于近些年来，国家能源政策的推荐及绿色环保理念的深入人心，这种工艺的弊端也逐渐显现，在设备集成、能耗、故障率以及后期维修等方面的表现都不尽如人意。

由于设备集成度不高，所有工艺设备如分离器、压缩机、干燥器等都单独设置，特别是加热炉必须与其它设备保持一定的消防距离，因此占地面积大，工艺复杂，因此采取这种回收工艺，设备的安装周期长、待几个月的回收周期结束后，整体搬迁困难，重新安装调试成本较高。

采用这种常规的节流增压工艺，需配备水套炉，需专人值守调节压力，员工劳动强度大，节流降压后再增压也造成了很大的能源浪费，而且前期的资金投资额也是非常高的，大约需要500 万~600万。

另外，这种工艺采用的是传统的机械压缩机，与液压压缩机相比，它的故障率比较高，后期维修保养比较困难，费用也比较高。

二、液压压缩机技术原理及与传统机械压缩机的比较

液压压缩机是由电机驱动液压泵，产生高压油，再由含压力能量的液压油适应性驱动（根据能量需求来供应能量）活塞，给气体增压。

工艺流程：

①液压站输出的高压油进入 C 腔， B 腔的油回油箱（近似认为回油箱的油压力为0），活塞杆向下运动，槽车内气体进入 A 腔（进气），而 D 腔的气体则经压缩后流出（压缩），进入冷却器，完成压缩过程；当活塞运行到极点时，液压换向阀将会换向，输出的高压油进入 B 腔， C 腔的油回油箱，活塞杆向上运动，槽车内气体进入 D 腔（进气），而 A 腔的气体则经压缩后流出（压缩），完成压缩过程。

②当两个这样的气缸串联时，就构成了两级压缩。

③所需油压=排气压力-进气压力；选择电机功率时，按最低进气压力工况时计算轴功率，因此所需电机功率较小。

特点：

（1） 进气压力越高，所需油压越低，适应进气范围广，可适应0-20MPa；

（2） 无泄露；

（3） 结构简单，易损件少且寿命长，故障率低；

（4） 缸筒壁有油冷却，可以做到全风冷。

而传统机械压缩机其传动模式是：电机带动曲轴旋转，通过连杆、十字头、活塞杆，带动活塞在气缸内作高速往复运动，实现气体的压缩过程。

三、利用液压压缩机增压的回收工艺

利用液压压缩机增压的井口气回收工艺流程：井口气从气井开采出来，首先经过进气分离器进行气、液两相分离，分离出的气体进入过滤器进行过滤，分离出的液体排出橇外；过滤后的气体进入一级气缸进行压缩，压缩后的气体经过冷却器冷却后进入一级气液分离器进行分离；分离出的气体进入二级气缸压缩至25MPa，经过冷却器冷却后进入二级气液分离器进行分离；分离后的气体进入分子筛干燥器前置过滤器进行过滤，过滤后的气体进入分子筛吸附塔进行吸附干燥，干燥后的气体经过后置过滤器过滤，过滤后的洁净干气经质量流量计，计量后通过加气软管充入CNG槽车。此工艺由于省去了加热炉、减压阀等设备，特别是省掉了必须与工艺设备保持一定消防距离的加热炉，使得设备集成橇装成为可能，现场设备少了，安装就简单多了，且便于转运。

橇装式井口气回收处理装置为一体化的橇装装置，是以液压压缩机增压技术为核心而研发的一套井口气回收处理装置。该装置继承了液压压缩机进气范围广、故障率低等特点，在井口气回收领域，相对于机械压缩机，具有安装简单、泄露量小、运行维护成本低等优势。

四、新工艺的应用

我们通过市场调查了解到，内蒙古杭锦旗一气测试井口于2016年12月投入一台井口天然气回收处理橇，初期由于含水量较大，机组自带气液分离器处理不及时，出现游离水进入机组，2017年3月，设备生产厂家在回收橇入口管线前端增加一个1m3气液两相分离罐对井口来的气和液进行分离，后来设备运转正常，日排水量最高超过100吨/天，产气量达到30000多方/天。

后又了解到，该厂家用该型号设备在吉林的吉港油田，在有较多轻烃的情况下，运行了整个冬天。考虑到长庆油田及苏里格片区有很多井工况和气候都比杭锦旗和吉林两地气井更适用于此设备。因此我们将此设备应用于我们的井口天然气回收。目前已在苏里格片区李3井、苏336井、苏394井、苏280井、陕301井等30多口井场使用，产气量从5000方/天-25000方/天不等，效果很好。

五、新工艺与传统工艺的优势

将液压压缩机增压回收工艺成功应用于井口气回收业务中，是对井口气回收的创新应用，相对于传统回收工艺，是较好的优势：

一是能适应大的井口压力变化范围，适应性更好，无需再对井口气加热后再减压，更加节能，设备数量减少，更加安全，相比于机械压缩机，天然气减少了泄漏，更加环保；

二是将分离器、压缩机、干燥器等设备集成装配，实现生产过程的自动化整体安全控制，降低员工劳动强度，缩短了建站周期，降低了投资及运输成本；

六、使用新工艺的经济和社会效益

1) 经济效益一：节省电耗

在相同工况，选取两种工艺设备作比较。

一是采用传统机械压缩机增压的回收处理工艺，其增压用设备的主电机功率为280kW,平均泄漏率1.8%.

二是采用液压压缩机增压的回收处理工艺，其增压用设备的主电机功率为74kW,平均泄漏率0.03%.

年节省电耗：（280-74）×24×360=1779840度。

电费价格按0.8元/度

节约费用：0.8×1779840=142万

2) 经济效益二：减少天然气损失（以日产气2万方为例）

年减少天然气损失：20000×（1.8%-0.03%）×360=127440标方

3) 经济效益三：节省维修费用

根据近年来采用新工艺与传统工艺的不同机组的维修费用的统计，机械压缩机维修费用一般每年12万左右，而液压压缩机的维修费用低于4万。

节约费用：12-4=8万

4) 经济效益四：节省运输费用

在减少设备投资成本、搬迁成本方面，相同工况，机械压缩机组的投资成本在500~600万左右，而且无法单独成橇，搬迁一次，花费10万左右；而液压压缩机组的投资成本在200万以内，而且液压压缩机组成橇为一个整体，便于吊装允许，搬迁成本在2万元左右。而且液压压缩机机组，采用PLC整体控制，更安全可靠；考虑到每年搬迁次数在2-3次，以2次计算。

节约费用：（10-2）×2=16万

2、社会效益。

随着油田的进一步开发，偏远井、探井数量不断增多．伴生气一般采用就地燃烧。造成了极大的能源浪费，又带来环保问题。在国家提倡绿色环保的新时代，不允许伴生气的就地燃烧，将气井关闭。由于气井的长期关闭，内部气井的压力升高，出现高压情况，带来了一定的安全隐患。为此，有必要进行回收技术的研究。采用“井口-移动式CNG装置--CNG转运拖车至管网”的生产模式，对零散天然气进行回收。在生产过程中，确定了压缩回收过程中的安全防护措施。与其他生产模式相比，CNG生产模式具有工艺简单、投资少、适应性强等特点。通过对油田零散天然气的回收，可以合理利用资源，保护环境，提高油田的经济效益。

七、小结

液压压缩机已是成熟的技术，应用在天然气井口回收领域，可以节省大大投资成本，在运转过程中更节能、更环保、其橇装设备更案例，故障率低且维修成本低。适合于大面积推广。