长庆五里湾油田伴生气回收利用技术简介
发布时间：2014-09-27 10:09
【摘 要】 长庆五里湾油田有着丰富的伴生气资源，约17×104m3/d，近年来该油田在其回收利用方面进行了不懈的试验探索，通过开展套管定压放气阀、天然气压缩机、天然气发电机、油气混输泵等伴生气回收工艺技术，投用轻烃回收厂，新建原油稳定装置，使上、下游回收工艺日趋完善，经济效益进一步提高，并形成了较为成熟的回收利用工艺技术，基本实现了五里湾油田油气自适应密闭混输，并见到了较好的经济效益和社会效益。
【主题词】 油田伴生气 回收 利用 混输优化
前 言五里湾油田有丰富的油气资源，尽管伴生气在锅炉燃用、生活、采暖等方面已经得到了充分的利用，但是还有大量的伴生气被无效放空，造成了资源的浪费和环境的污染，同时存在相当大的安全隐患。
该油田主力开采三叠系延长组长6层，有油井553口，初始总油气比66.1m3/t，属典型的溶解气驱油藏，1996年开采至今，综合油气比下降至61.0m3/t（从套管溢出的游离气占42.3 m3/t，采出地面的原油中占18.7 m3/t）。
2002年经对五里湾油田部分站点的油中气和套管气量、组分抽样测定：各接转站、转油点、增压点油中气日放空总量约为2.9×104m3/d，套管气日放空总量约为5.4×104m3/d。
溶解气轻质组分C1、C2的含量占60%左右，C3的含量占19.637%、C4的含量占9.873%，C5的含量占4.432%。套管气轻质组分C1、C2的含量占65.41%左右，C3的含量占10.42%、C4的含量占4.45%，C5的含量占1.05%。轻质组分含量高，具有极高的回收回报率。
一 套管气回收技术
该技术的核心就是依靠采油深井泵升举到地面的剩余能量携带井组套管气，与原油混合，一起混输到下游站点。共试验了四种形式的套管气回收技术，分别为：定压放气阀回收工艺、连动式低压抽气筒回收工艺、井组天然气压缩机回收工艺和井组天然气发电机组工艺。
（一） 定压放气阀工艺：
相当于在油井套管上安装了一个安全阀，根据油井的回压大小调好开启压力，当溢出的套管气在环空聚集压力超过设定值时便泄放到采油树流程中，混入原油输到下游。
该方法回收气量的大小直接受油井回压高低的限制，油井回压过高将会导致油套环形空间气压上升，一方面会导致回收气量减少，另一方面会使沉没度降低，深井泵气体影响加剧，影响油井的正常生产。经单量、测功图资料取对分析，最好在1.0MPa以下的低回压油井中应用该方法回收套管气。
（二） 连动式低压抽气筒工艺：
该工艺无需额外提供电动力，抽气筒活塞连杆焊接在抽油机游粱上，依靠游粱上下往复运动带动抽气筒活塞上下运动完成对套管气的抽吸与压缩，压缩后的气体注入采油树流程混输至下游。
该工艺设备投资高，恶劣的黄土风沙使得抽气筒密封件寿命短，影响抽油机游粱部件的更换，仅试验了6个月。
（三） 天然气压缩机工艺:
该装置采用外加电源，电机带动压缩机运转，低压套管气进入到压缩机的一二级缸内，压缩排出注入采油树流程混合至下游。
先后在7个井组试验了两种压缩机，试验效果比较理想。但要加大进气分离器容积，防止井口套管加药反串到压缩机。日回收气量约5500～6000 Nm3。
（四） 天然气发电机组工艺
2002年先后引入2个厂家（陕西顺天动力、长庆油气工艺技术研究院）5种结构的9台燃气发电机组
燃气发电机组使用情况表
| 机组型号 | 安装时间 | 安装地点 |
负载 功率 |
负载 台数 |
运行参数 | 生产厂家 | |
| 频率HZ | 功率KW/h | ||||||
| WQ58GF | 2002.3 | 37-36井组 | 16KW | 3台 | 50 | 15~45 | 陕西顺天公司 |
| WQ58GF | 2002.3 | 58-25井组 | 16KW | 3台 | 50 | 12~55 | 陕西顺天公司 |
| 90KW机组 | 2002.8 | 46-24井组 | 16KW | 7台 | 50 | 20~78 | 油气设计院 |
| 75KW机组 | 2002.12 | 46-25井组 | 16KW | 6台 | 50 | 19~65 | 油气设计院 |
| WQ58GF | 2002.10 | 136井组 | 16KW | 3台 | 50 | 10~47 | 陕西顺天公司 |
| WQ90GF | 2003.10 | 60-25井组 | 16KW | 6台 | 50 | 20~80 | 陕西顺天公司 |
| WQ80GF | 2003.10 | 38-31井组 | 16KW | 5台 | 50 | 22~74 | 陕西顺天公司 |
| WQ80GF | 2003.10 | 58-27井组 | 16KW | 5台 | 50 | 20~70 | 陕西顺天公司 |
| WQ80GF | 2003.10 | 39-29井组 | 16KW | 5台 | 50 | 22~70 | 陕西顺天公司 |
效益分析：90Kw燃气发电机与市电相比年节约19万元，与柴油发电机组相比年节约23.45万元。
弊端：管理难度大，需要一定专业技术人员维护。
应用前景：有大电区域不宜推广，适宜伴生气量大、偏远无电区。
二 溶解气回收技术
截至2003年12月，五里湾油田四条输油大动脉共计安装了12台单螺杆混输泵1台双螺杆混输泵，分布在7个接转站、2个转油点、4个增压点，每天输液3010m3/d左右，携带伴生气约2.5×104Nm3/d。
1999年6月在五里湾油田南二接转站引进陈氏螺杆泵，吸取奈莫泵的试用经验，在供气管线和流程连接上克服了原油反串和供液不稳的缺点，一次性投用成功，实现了单井来油直接密闭混输到联合站。
（一）陈氏混输泵改进
引进初期，既要考虑当时的混输液量、含气、含水，又要考虑开发中后期含水上升、含气下降、液量增加下的适应性，尽管初期对各站点油气比测试和外输液量取值都比较准确，但是由于经验上的不足，按照日产液量和油气比，对泵选型建模采用均相流模型，（即：假设气液两相介质处于热力学平衡状态，相间无热量传递，混合物沿程流动等温，气相液相速度相等。）造成混输泵普遍选型较大，引起泵配备电机功率偏大，电机转速低，一般为400～450rpm，转差功率损耗大，个别励磁电机发热严重（超过90℃），润滑油高温流散，励磁线圈烧穿，轴承变形，温度超界。而拖动外转电机始终处于全速运转，典型的“大马拉小车”。
经过经济分析对比，将12台原泵配置的滑差励磁调速部分去掉，改成联轴器对接减速机输入轴；根据电机功率匹配12套的恒转矩艾默生变频器；在12台泵进口安装压力变送器，单独依靠进口压力反馈，实现自动调速。
经过改进一是满足了工艺上自适应密闭混输；二是泵的无故障运行时间大大提高，电机温度适中，运行平稳，噪音小，电网冲击小；三是岗位员工劳动强度大大减轻，再也不用频繁启停设备；四是各站内的伴生气浓度大大降低，极大地削减了安全隐患。
（二）混输工艺流程改进
混输泵运行为了尽可能多地携气，增加了天然气分离缸至泵进口半生气工艺流程。运行中发现个别站点泵进口原油反串进分离缸，经分析：由于缓冲罐、分离缸、泵进口为同一气压，从分离缸气出口到混输泵进口、从缓冲罐出口到混输泵进口产生的压差仅为缓冲罐液位与泵进口的油柱位差，压差偏小是导致泵进口原油反串进分离缸的主要原因。针对此种情况，抬高4个站携气管线在泵进口的高度，略微超过缓冲罐日常液位高度，克服了原油反串问题。
经过改造后的混输泵虽实现了接转站连续输油，但不能完全回收缓冲罐分出的伴生气，经现场运行观察分析有以下两个原因：第一，变频接受的压力指令一上升（单井来液不稳），控制器马上响应，然后才指示电机短时间快速提速，这时候缓冲罐液位马上降至正常水平，这期间压力升高然后快速降低产生的波动使得缓冲罐内原油发生闪蒸，伴生气迅速由化合态转向游离态。第二，缓冲罐的加热流程持续在用，使得分离出的伴生气持续受热增容，化合态的溶解气源源不断的游离化。针对这种情况采取了：总机关→产进换热器→缓冲罐旁通→混输泵→锅炉→靖二联的混输流程。控制产进换热器（建议小于30℃）和缓冲罐加温（建议小于30℃），使来液溶解气尽量不游离化，缓冲罐走旁通，微量开启出口阀只需少量进油分气供锅炉燃烧，同时采用安全泄压保护工艺，在产进换热器与事故罐之间加装安全阀。
经过改进，一是消除了接转站混输运行仍有伴生气外排现象；二是预防了混输泵发生故障而无察觉时发生憋压事故。
五里湾油田油气混输工艺改进前后使用情况统计表
| 安装点 | 南二转 | 86-44增 | 南四转 | 南一增 | 88-25增 | 89-42增 | 3＃转油点 | 南八转 | 南三转 | 南六转 | 2＃转油点 | 南七增 | |
| 改造措施 | A | A | A | AB | AB | A | AB | A | A | AB | A | AC | |
| 携气量Nm3/d | 改造前 | 2300 | 600 | 1100 | 800 | 900 | 800 | 1800 | 800 | 2900 | 700 | 1500 | 2003.11从南七转迁来 |
| 改造后 | 2600 | 600 | 1200 | 800 | 未测 | 未测 | 1900 | 870 | 3000 | 1600 | 1670 | ||
|
运行 方式 |
改造前 | 开环 | 开环 | 开环 | 开环 | 开环 | 开环 | 开环 | 开环 | 开环 | 开环 | 开环 | |
| 改造后 | 闭环 | 闭环 | 闭环 | 闭环 | 闭环 | 闭环 | 闭环 | 闭环 | 闭环 | 闭环 | 闭环 | ||
| 人工起停次数 | 改造前 | 1次/天 | 2次/天 | 1次/天 | 1次/天 | 2次/天 | 2次/天 | 1次/天 | 1次/天 | 3次/天 | 3次/天 | 2次/天 | |
| 改造后 | 1次/3月 | 1次/2月 | 1次/3月 | 1次/2月 | 1次/3月 | 1次/2月 | 1次/2月 | 1次/3月 | 1次/2月 | 1次/2月 | 1次/3月 | 1次/1月 | |
| 无故障连续运行时间（小时） | 4300 | 4300 | 2000.1月至今 | 4300 | 8600 | 2190 | 2190 | 2001.3月至今 | 2900 | 4300 | 2001.11月至今 | ||
|
电流 电压 |
改造前 | 58/380 | 42/380 | 45/380 | 56/380 | 58/380 | 55/380 | 80/380 | 125/380 | 180/380 | 70/380 | 72/380 | |
| 改造后 | 30/190 | 21/167 | 25/175 | 30/190 | 25/119 | 25/190 | 40/168 | 55/190 | 80/167 | 30/190 | 50/190 | ||
|
安全 程度 |
改造前 | 励磁不防爆 | 励磁不防爆 | 励磁不防爆 | 励磁不防爆 | 励磁不防爆 | 励磁不防爆 | 励磁不防爆 | 励磁不防爆 | 励磁不防爆 | 励磁不防爆 | 励磁不防爆 |
励磁不 防爆 |
| 改造后 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | |
| 说明 | 改造措施指：A：取励磁加变频B：换大一级减速比C：换泵 | ||||||||||||
2002年底引入了大港中程机械的双螺杆混输泵，在南十转使用，与单螺杆泵相比其双螺杆啮合传动，无减速箱，有循环阀，过滤器和泵体相对较大，工艺安装雷同，也匹配相应的变频器。运行结果表现为平稳，噪音小，携气能力明显优于单螺杆泵。
(四)天然气压缩机回收混输
部分接转站分离缸油气二次分离燃炉，离心泵输油，分出的伴生气站内消耗不完。采用“离心泵+天然气压缩机”伴生气回收工艺技术试验回收接转站放空伴生气。直接将多余伴生气压入外输管线，简要回收工艺如下：
分离缸→一级过虑器→二级过虑器→天然气压缩机→冷却器→储气罐→单流阀→外输管线
（五）成熟的油气混输模式
从1998年混输泵使用至今，五里湾油田针对增压点、转油点、计量点与接转站各自形成了较为成熟的油气混输模式，这将指导后续油气混输工艺技术的进一步提高。
油气混输技术适应性选择表
| 混输模式 | 增压点 | 转油点 | 计量点 | 接转站 | ||
|
有附近套 管气燃炉 |
分离缸燃炉 外无放空 |
分离缸燃炉外 有大量放空 |
||||
| 模式一 | √ | √ | √ | √ | ||
| 模式二 | √ | |||||
| 模式三 | √ | |||||
（一）三相分离器技术
1999年HNS—Ⅱ型油、气、水三相分离器在靖二联合站试验一次性投用成功，净化油在线计量后进5000m3净化罐，污水经电磁流量计计量后进入400m3污水调节罐，分出的伴生气经压力自动调节阀进入轻烃回收系统。使得五里湾二区上游混输携带的伴生气整体脱出，达到了脱气回收功能。
（二）大罐抽气技术
从联合站5000m3沉降罐呼吸阀与阻火器之间接大罐抽气管线至轻烃厂大罐抽气压缩机装置，在轻烃厂微正压吸气装置下进入轻烃回收系统。吸气压力在0.3～0.7Kpa，排出压力在0.12～0.25Mpa，日抽气约2.5×104 Nm3。
（三）轻烃回收及原油稳定技术
该工艺采用微正压浅冷回收工艺，即：靖二联沉降罐原油伴生气→轻烃厂天然气压缩机→冷凝→脱乙烷塔、脱丁烷塔轻质组分分离→三甘醇脱水→出液化气、轻油、干气等。采用氨制冷、三甘醇脱水，站内计量监控工艺为DCS自动化系统。
2003年新上120～150万吨/年的原油稳定装置，使原油在指标内稳定输送，以进一步提高回收效益。
四 效益分析
（一）安全方面
大大地降低了接转站油气浓度，尤其使油气浓度超标的靖二联站区油气浓度达到了1％以下，提高了各站的安全运行系数。
（二）环保方面
减少五里湾油田每天向大气排放伴生气约2.5万方，为油区生态和生存环境创造了良好条件。
（三）经济评价
1、轻烃厂可处理油田伴生气2.5万方/天，日产合格液化气18余吨，轻油6吨，年创经济效益=（18吨×2200元/吨+6吨×1700元/吨）×330天=1643.4万元；
2、日脱出干气3500m3用于燃炉, 折合靖二联一台锅炉一天消耗燃油2.9吨计算，年节约燃油费用＝2.9吨×360天×1100元/吨＝114.84万元；
3、现场安装天然气发电机总装机容量688KW，按照50％功率消耗，年创经济效益=0.62元/度×330天×24小时×344 KW =168.9万元；
合计创效：1643.4+114.84+168.9＝1927.14万元
概言之，五里湾油田油中气回收混输率为38％，约2.0×104 Nm3/d。套管气总回收率为50％，约5.9×104 Nm3/d。总回收率约46.5％。上游井、站锅炉燃烧每天利用伴生气3.3×104Nm3，相当日节约原油27.5吨。
五 结论
1、套管气回收工艺应在下游混输工艺完善的前提下开展，回压低于1.0MPa的井组宜用定压放气阀工艺，回压低于2.5MPa的井组宜用天然气压缩机。
2、实践证明，增压点、计量点采用的混输模式一是最为成熟的油气混输工艺技术。建议在产能建设中采用“井组阀组→就地计量→就地混输→联合站”的油气混输工艺模式，以降低井口回压、延长油井集输半径，达到密闭输送，减少布站、降低地面建设投资的目的。
3、双螺杆混输泵与单螺杆泵实地运行对比表明，双螺杆混输泵在携气能力、运行平稳等方面优于单螺杆混输泵。
4、油气混输不单依靠投资安装新的混输泵才能携气输油。对于游离气量大、外输压力小于2.5MPa、已有离心泵或柱塞泵输油工艺的站点，应采用混输模式二，只需增加天然气压缩机，把游离伴生气压缩注入外输管线也能达到混输功效。
5、对于油田调整改建的“计量点”工艺，原井组双管一条用做计量点外输，一条可用做输送回收的套管气到下游接转站。
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本文编号：9260
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