集气站自动控制VOCs 回收工艺技术应用

张昀，李永军，白红升，杨光，郭忠平

（1.长庆工程设计有限公司，陕西西安 710020；2.中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西西安 710021）

甲烷是天然气的主要成分，在温室气体影响方面，短期增温效应是二氧化碳的80 多倍（长期增温效应是34 倍），占全球短期效应温室气体排放总量的25%（长期效应温室气体总量的8%）。根据世行公布的2018 年放空天然气燃烧量达1 262×108m3。我国年度放空量达18×108m3，相当于消耗了100×104t 规模的油田年度产量。

我国不断加大天然气化工等企业VOCs 排放治理，塔里木油田已建成10 座天然气回收站，2020 年回收放空天然气6.2×108m3，已累计回收28×108m3，相当于节约标准煤372.4×104t，减少二氧化碳排放量616×104t。长庆油田榆林气区生产井3 000 余口，其中低产低效、措施井占75%以上，冬季生产中集气管线极易发生冻堵。单井降压放空平均约1 200 立方米/次，在不包含应急处置放空量条件下，冬季放空量可达（40～48）×104m3/d，年浪费资源约8 000×104m3，占该区域产量的1.3%，相当于8×104t 石油、13×104t 煤炭[1]。

减少天然气异常放空是推进碳达峰、碳中和，降低大气污染的紧迫任务。长庆油田开展伴生气综合利用专项整治，解决了部分油田伴生气无效放空问题，伴生气回收率达到55%，后期将达到80%以上。但气井管线冬季频繁冻堵导致的降压放空作业，缺乏回收技术措施。

1 天然气生产现状

天然气生产过程中，在一定温度、压力条件下，集输管道内天然气和液态水容易形成水合物，从而严重影响管道正常运行。为保障管道流动性，一般采取降压法、机械法、化学法进行解堵。降压是将管道中的压力降低到水合物生成压力以下，采取管道一端降压或两端降压。水合物堵塞形成之初，虽然会阻碍液体的流动，但孔隙度高、渗透性好，能够传递气体压力，此时进行降压作业，能够较好避免水合物塞堵塞管道。

目前，气田南部沟壑遍布、地形破碎，管线沿途高低起伏落差大，平均生产压力在5.65 MPa 左右，运行温度在5～15 ℃。管段的温度和压力分布规律与地形平坦地区显著不同[2]，增加了水合物形成的复杂性。

气井一般采取星型布管方式（图1），受产量减少、地形起伏、井口温度降低等因素影响，气体携带的水分在管线发生冷凝产生液体，当气流速度不能满足携液要求时，液体则在管道低洼处积聚，冬季极易快速形成水合物，阻塞管道运行。

图1 天然气生产集气示意图

集气站接入集气干线、单井管线较多，监控人员缺乏管道积液预判技术。大多情况在管线被堵、上游压力触发告警提示才能发现，受水合物聚合效应及故障处理路途耽误影响，给处理带来巨大工作量，且达不到流动性效果要求。

生产运行中为掌握气井生产动态，需要采用两相分离器不定期进行气相、液相测量，对生产流程（图2）进行倒换。冬季为防止管线堵塞，平均每天开展2～5 口气井检测。在目前用工量减少的条件下，作业过程阀门切换数量多、频次高，给员工带来繁重的工作量。

图2 单井进站管线基本流程图

2 生产工艺的优化

结合问题判断需求和生产工艺流程，需要对采气管线上下游压力、压差变化进行快速分析、线上快速指导，同时提升工艺流程切换以及放空气回收的自动化水平。

2.1 工况智能分析

管线积液或产生水合物时，上游压力一般呈增大趋势，因此井口压力成为辨识问题的关键。由于井口气含有沙带液，直接引用该测量值进行分析，产生的错误信息多、不能有效指导作业。需要对检测的数据进行真实化、中心化处理。

通过调大仪表阻尼系数，利用井口RTU 多次采样、加权平均进行数据处理，提高了数据可用性。结合人工技术分析经验，利用集气站PLC 控制系统开发数据变化趋势分析与时间间隔、压力阈值等参数优化算法（表1），达到了不同气井分析参数智能调整，故障识别有效率达到95%。

表1 管道异常判断条件

2.2 流程自动切换

单井计量流程切换需按照顺序开关四道阀门，工艺简单、操作强度大。结合工艺（图2）将所有手动阀门改为可控制阀门，成本相对较高。为此，设计了气动流程切换装置（图3）。

图3 天然气流程切换装置

该装置在气动缸驱动下，由阀杆带动阀体上下活动，从而实现流道调整，且每个流程只需要1 台，安装于上下手阀之间，达到了切换功能和工艺完整性要求。

2.3 回收装置设计选型

由于降压处理过程中，气体携带液体较多，传统压缩机难以满足带液气体增压的工况需求。结合工况，设计了液压驱动的单缸双向压缩装置（图4），在气体前置滤液条件下，缸体可在少量携液条件下运行。

图4 天然气增压气缸

根据人工降压放空平均2 h 计算，最低压力可达到0.2 MPa。采气管线平均6 km、管径60 mm、压力5.6 MPa，对压缩机排量进行计算：

式中：V-放空管段容积，m3；S-增压装置排量，m3/h。

最后优选了30 m3/h 排量压缩机进行试验。

2.4 降压工艺改造与应用

在计量分离器出口管道上设置旁路管线，并连接入增压装置（图5）。

图5 流程优化示意

通过监控系统组态自动或手动控制模式，当PLC系统判断形成水合物时，监控界面发出告警提示，通过PLC 控制切换装置将需要放空的管线切换至计量分离器，关闭分离器出口、打开压缩机流程、启动压缩机，将放空气体增压至生产管道，实现了仿真人工放空作业和气体回收目标[3-4]。

3 运行效果评价

通过数字分析、自动控制和工艺改造，实现管线积液、水合物智能识别，降压解堵自动控制，工作效率和效果得到改善，放空气回收也取得显著经济效益。

试验站于2021 年12 月3 日正式投运，运行29 d后作业116 井次，回收天然气约27.26×104m3、分离液体75.4 m3，达到了预期目标。

现场改造成本120 万元，按照管线5 个月可产生水合物进行计算，可回收天然气约150×104m3、减少约280 t 二氧化碳排放，并可当年收回投资。在全面推进碳目标、加强绿色能源开发利用的时代背景下，具有较好的推广价值。

运行以来虽然解决了水合物堵管问题，但受增压排气量影响，管道中的气流速度难以有效提升，还需要结合提高气体携液能力的问题，持续攻关低能耗、高效率的技术。