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[摘 要]国内外天然气井试气试采过程中基本要放空燃烧。为高效回收利用井口放喷气，节约资源，提高气田开发的经济效益与社会效益。针对井口放喷气工况条件，分析天然气露点影响因素，研究新工艺，提高整套回收工艺装置的集成化，自动化水平，大幅降低试气试采阶段CNG方式回收井口放喷气成本，提升运营质量及CNG气质。
[关键词]回收 节约资源 CNG集成 露点
中图分类号：TS549 文献標识码：A 文章编号：1009-914X（2018）32-0240-01
1、引言
天然气在勘探开发过程中，试气试采为必不可少的环节，但试气试采过程中会有大量的天然气需放喷燃烧，据世界银行统计，全球每年放空燃烧1400亿方天然气，国内则达到26亿方。试气试采阶段井口天然气的主要特点是井口工况复杂，各井口天然气组分不同、压力不同；井口的产液量大；试气试采阶段时间短，通常几天至数月。试气试采阶段这些特点就要求CNG回收装置必须有较宽的工况范围、较高的适应性。为了适应经常搬迁，要求全套设备少，且便于移动安装。
2、回收装置现状
在进行优化的研究中，结合华北地区某气田J66P18、J66P9等10口井位试气报告，根据色谱分析结果可知其各组分含量，其平均工况参数为：井口压力均值为10MPa，产能为4.8万方/d，日产水量19方，相对密度0.62Kg/m3，环境条件为-32-38℃.目前常用的机械往复式压缩机回收工艺，共计6个模块，且水露点较高，冬季易冰堵，且单次搬迁成本需4万元，搬迁安装耗时4-5天，年运行成本需102万元左右，无法满足试气阶段短周期（<10天）回收的要求，能耗约200KW
回收工艺过程主要为：井口原料气先进入水套炉进行调压至<5MPa，之后进入分离器分离出游离水，分离器液相部分排入污水罐，气相部分则进入分子筛进行精脱水，之后进入压缩机进行增压至20MPa，之后经加气柱计量后充装槽车。
3、回收工艺优化
3.1 优化目标
充分提高整体设备集成度，提高搬迁灵活性及降低成本，实现净化、增压、充装计量一撬化。采用新型增压方式，降低整体功耗。优化工艺，提高成品CNG水露点。重新选型设备承压能力，提高进气压力宽泛度，增加工况适应性。
3.2 理论分析
（1）CNG回收工艺中核心设备为压缩机，机械往复式压缩机由于其运动部件多，管路复杂，气缸布置需考虑动平衡等因素，其内部空间紧凑，不便于集成其他设备。近几年液压增压方式在天然气压缩机领域开始大规模使用，为该回收工艺一撬化目标实现提供了新的增压方式，其主要特点为结构简单，运动部件少，能耗低（30%），气损低（机械式的1%），安全可靠，气阀结构为球面金属密封，耐液冲击性好。因此，该优化工艺中核心增压设备采用液压增压方式较好。
（2）分子筛脱水工艺中，目前有前置脱水及后置脱水两种，前置脱水其设计压力较低，因此其罐体需设计较大，不便于控制整体集成后的回收设备体积。根据天然气水含量与压力关系，结合天然气水露点图[1]，可知，天然气含水量与压力成反比关系，因此，后置脱水则可利用压缩机增压过程充析出水分，降低分子筛负荷，同时，后置脱水则设计压力需达25MPa，则罐体体积较小，能有效减小设备体积。
（3）水套炉在生产中主要进行节流降压加热，控制原料气的进气压力，不仅浪费原料气能量，而且不便于进行整体集成，因此，此处可采取选取增压设备压力适应范围在3-20MPa的设备，不进行节流，可省去节流加热环节。
（4）若采用后置脱水工艺，则井口原料气分离后直接进入压缩机增压，因此，对分离器选型计算则尤为重要，根据几种形式的分离器对比可知，虽旋流分离器效果也较好，其尺寸、使用性、流量适应范围等有优势，但目前设计压力最大为13MPa，因此不适应整体回收装置设计压力，重力分离器效果不如旋风分离器，因此此次井口气装置优化中的分离器建议选用旋风分离器+重力分离器组合[2]。
（5）若采用后置脱水工艺，为防止在槽车在初始充装时（槽车内部压力较低<3MPa），回收设备内部高压气流瞬间冲击分子筛，易引起分子筛粉化，缩短分子筛使用寿命，影响脱水效果，露点无法达到要求。则需考虑在分子筛出口处增设背压阀。增加该单元还可使分子筛的工作压差稳定在其设计范围内，提高脱水效率。
（6）控制系统集成。整套设备的用电系统主要为脱水再生系统以及压缩机用电系统，脱水系统其控制点较少，压缩机在设计时的通常有PLC预留点，基本可满足要求。
3.3 优化后的工艺
优化后的工艺过程为：井口原料气直接进入回收撬入口，进行除砂、分离，分离后的天然气则直接进入液压增压缸进行增压至20MPa，经级间过滤，分离后的高压天然气再进入分子筛脱除气态水，背压阀背压在10MPa左右，之后进行充装CNG槽车。
3.4 优化后设备布局
通过选型除砂、分离、液压压缩机、分子筛等设备，优化后的一撬化回收撬三维图形如图1：
经三维建模，该撬体尺寸为9.5m×2.8m×3.5m，完全满足道路运输条件。
4 结论及建议
（1）、该型设备于2017年10月进行调试与试运行，可实现搬迁安装1天内完成，大幅减低搬迁安装费用，能耗降至105KW。至2017年底累计生产CNG约83万方，因此，该集成化研究具备较好的实际工程意义，为试气试采放喷气回收提供了良好的技术支撑。
（2）、在该研究基础上，可进一步考虑车载式，重新设计运输底盘，进一步提高灵活性。
（3）、考虑到天然气井场大多偏远，网电大多不便，需用发电机供电，可进一步开发燃气直驱的方式，进一步提高设备的适应性，提高回收作业效率。
（4）、分离为该净化部分较为关键的部分，可在此基础上研究Twister？气体超声调质器[3]的应用。
参考文献
[1] 王开岳.天然气净化工艺-脱硫脱碳、脱水、硫磺回收工艺.北京：石油工业出版社，2005.7.
[2] 李士伦.天然气工程-2版.北京：石油工业出版社，2008.8.
[3] 郭揆常.矿场油气集输与处理[M].北京：中石化出版社，2009.
[关键词]回收 节约资源 CNG集成 露点
中图分类号：TS549 文献標识码：A 文章编号：1009-914X（2018）32-0240-01
1、引言
天然气在勘探开发过程中，试气试采为必不可少的环节，但试气试采过程中会有大量的天然气需放喷燃烧，据世界银行统计，全球每年放空燃烧1400亿方天然气，国内则达到26亿方。试气试采阶段井口天然气的主要特点是井口工况复杂，各井口天然气组分不同、压力不同；井口的产液量大；试气试采阶段时间短，通常几天至数月。试气试采阶段这些特点就要求CNG回收装置必须有较宽的工况范围、较高的适应性。为了适应经常搬迁，要求全套设备少，且便于移动安装。
2、回收装置现状
在进行优化的研究中，结合华北地区某气田J66P18、J66P9等10口井位试气报告，根据色谱分析结果可知其各组分含量，其平均工况参数为：井口压力均值为10MPa，产能为4.8万方/d，日产水量19方，相对密度0.62Kg/m3，环境条件为-32-38℃.目前常用的机械往复式压缩机回收工艺，共计6个模块，且水露点较高，冬季易冰堵，且单次搬迁成本需4万元，搬迁安装耗时4-5天，年运行成本需102万元左右，无法满足试气阶段短周期（<10天）回收的要求，能耗约200KW
回收工艺过程主要为：井口原料气先进入水套炉进行调压至<5MPa，之后进入分离器分离出游离水，分离器液相部分排入污水罐，气相部分则进入分子筛进行精脱水，之后进入压缩机进行增压至20MPa，之后经加气柱计量后充装槽车。
3、回收工艺优化
3.1 优化目标
充分提高整体设备集成度，提高搬迁灵活性及降低成本，实现净化、增压、充装计量一撬化。采用新型增压方式，降低整体功耗。优化工艺，提高成品CNG水露点。重新选型设备承压能力，提高进气压力宽泛度，增加工况适应性。
3.2 理论分析
（1）CNG回收工艺中核心设备为压缩机，机械往复式压缩机由于其运动部件多，管路复杂，气缸布置需考虑动平衡等因素，其内部空间紧凑，不便于集成其他设备。近几年液压增压方式在天然气压缩机领域开始大规模使用，为该回收工艺一撬化目标实现提供了新的增压方式，其主要特点为结构简单，运动部件少，能耗低（30%），气损低（机械式的1%），安全可靠，气阀结构为球面金属密封，耐液冲击性好。因此，该优化工艺中核心增压设备采用液压增压方式较好。
（2）分子筛脱水工艺中，目前有前置脱水及后置脱水两种，前置脱水其设计压力较低，因此其罐体需设计较大，不便于控制整体集成后的回收设备体积。根据天然气水含量与压力关系，结合天然气水露点图[1]，可知，天然气含水量与压力成反比关系，因此，后置脱水则可利用压缩机增压过程充析出水分，降低分子筛负荷，同时，后置脱水则设计压力需达25MPa，则罐体体积较小，能有效减小设备体积。
（3）水套炉在生产中主要进行节流降压加热，控制原料气的进气压力，不仅浪费原料气能量，而且不便于进行整体集成，因此，此处可采取选取增压设备压力适应范围在3-20MPa的设备，不进行节流，可省去节流加热环节。
（4）若采用后置脱水工艺，则井口原料气分离后直接进入压缩机增压，因此，对分离器选型计算则尤为重要，根据几种形式的分离器对比可知，虽旋流分离器效果也较好，其尺寸、使用性、流量适应范围等有优势，但目前设计压力最大为13MPa，因此不适应整体回收装置设计压力，重力分离器效果不如旋风分离器，因此此次井口气装置优化中的分离器建议选用旋风分离器+重力分离器组合[2]。
（5）若采用后置脱水工艺，为防止在槽车在初始充装时（槽车内部压力较低<3MPa），回收设备内部高压气流瞬间冲击分子筛，易引起分子筛粉化，缩短分子筛使用寿命，影响脱水效果，露点无法达到要求。则需考虑在分子筛出口处增设背压阀。增加该单元还可使分子筛的工作压差稳定在其设计范围内，提高脱水效率。
（6）控制系统集成。整套设备的用电系统主要为脱水再生系统以及压缩机用电系统，脱水系统其控制点较少，压缩机在设计时的通常有PLC预留点，基本可满足要求。
3.3 优化后的工艺
优化后的工艺过程为：井口原料气直接进入回收撬入口，进行除砂、分离，分离后的天然气则直接进入液压增压缸进行增压至20MPa，经级间过滤，分离后的高压天然气再进入分子筛脱除气态水，背压阀背压在10MPa左右，之后进行充装CNG槽车。
3.4 优化后设备布局
通过选型除砂、分离、液压压缩机、分子筛等设备，优化后的一撬化回收撬三维图形如图1：
经三维建模，该撬体尺寸为9.5m×2.8m×3.5m，完全满足道路运输条件。
4 结论及建议
（1）、该型设备于2017年10月进行调试与试运行，可实现搬迁安装1天内完成，大幅减低搬迁安装费用，能耗降至105KW。至2017年底累计生产CNG约83万方，因此，该集成化研究具备较好的实际工程意义，为试气试采放喷气回收提供了良好的技术支撑。
（2）、在该研究基础上，可进一步考虑车载式，重新设计运输底盘，进一步提高灵活性。
（3）、考虑到天然气井场大多偏远，网电大多不便，需用发电机供电，可进一步开发燃气直驱的方式，进一步提高设备的适应性，提高回收作业效率。
（4）、分离为该净化部分较为关键的部分，可在此基础上研究Twister？气体超声调质器[3]的应用。
参考文献
[1] 王开岳.天然气净化工艺-脱硫脱碳、脱水、硫磺回收工艺.北京：石油工业出版社，2005.7.
[2] 李士伦.天然气工程-2版.北京：石油工业出版社，2008.8.
[3] 郭揆常.矿场油气集输与处理[M].北京：中石化出版社，2009.