鐘萍，馬云虎，尚利琴，劉春林，王會軍

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

提高池46區(qū)塊伴生氣回收利用率措施效果分析

鐘萍，馬云虎，尚利琴，劉春林，王會軍

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

油田在開發(fā)過程中伴有大量套管氣及伴生氣，這部分氣量占油田氣總量的一大部分，目前除部分用于外輸加溫外與回收利用外，其余均火炬點燃或直接排放，資源浪費嚴重。池46區(qū)塊蘊含著豐富的伴生氣資源，文章分析了該區(qū)塊伴生氣現(xiàn)狀及回收該區(qū)塊的伴生氣資源并加以有效利用的措施途徑，最終達到節(jié)能減排、安全環(huán)保的目的。關(guān)鍵詞：伴生氣；回收利用；節(jié)能環(huán)保

池46區(qū)塊蘊含著豐富的伴生氣資源，為了提高池46區(qū)塊伴生氣的回收利用，采油三廠積極探索研究伴生氣回收技術(shù)，通過完善健全工藝運行體系及對伴生氣資源的回收工藝的改進，提高伴生氣的綜合回收率，達到節(jié)能減排、安全環(huán)保，提高油田開發(fā)效益的目的。

1　傳統(tǒng)運行狀況分析

1.1工藝概況

池46區(qū)塊地面工藝系統(tǒng)采用“大井組-增壓點-聯(lián)合站”的一級半布站模式，建有聯(lián)合站1座、增壓點5座，池46區(qū)塊含水原油經(jīng)油二聯(lián)合站集中處理后外輸。

1.2回收工藝存在問題

傳統(tǒng)的伴生氣回收利用工藝技術(shù)主要包括：井口定壓放氣閥、油氣混輸泵、利用天然氣壓縮機進行氣體壓縮回收。但是，傳統(tǒng)的回收模式存在諸多問題，無法得到全面普及。

1.2.1井口回壓高定壓放氣閥無法有效運行2011年開始，在池46區(qū)塊四個井組安裝4套定壓放氣閥裝置，由于井組套管氣量少且多數(shù)井組利用套管氣加溫，導(dǎo)致氣壓達不到目標值，特別是冬季運行時，定壓放氣閥不易打開，氣體無法進入流程。另一方面由于受油井回壓影響，造成深井泵沉沒度下降，泵效降低，易導(dǎo)致氣鎖。在冬季運行時有凍堵以及需要不斷調(diào)整油井井口回壓，操作繁雜，且該設(shè)備密封不嚴，容易導(dǎo)致串油。故該裝置在該區(qū)塊的套管氣回收上無法有效的運用。

1.2.2油氣混熟工藝不成熟池46區(qū)塊從2011年開始引進多家油氣混輸泵進行試驗，要求總機關(guān)來液直接進油氣混輸泵并實現(xiàn)連續(xù)輸油，實驗“泵到泵”油氣混熟工藝。因該油田氣油比大和油井間隙出油，由于受到供液不平穩(wěn)、原油中雜質(zhì)較高，泵本身采用高速運轉(zhuǎn)等影響，導(dǎo)致進泵排量波動大，且氣體壓縮熱量大，造成螺桿及泵腔的磨損，機械密封損壞頻繁，維護頻繁，年發(fā)生維護費用高。部分站點長期以來因油氣混輸泵不能正常運行出現(xiàn)了單泵輸油的現(xiàn)象，影響到現(xiàn)場正常生產(chǎn)，制約了伴生氣資源的回收。

1.2.3前期天然氣壓縮機維護工作量大2001年-2012年先后在7個井組試驗了兩種壓縮機，但是由于空氣壓縮機出口壓力等級較低當遇到井組回壓較高時將不能有效的回收套管氣，且后期維護工作量大、運行費用高昂，沒有推廣使用。

1.2.4季節(jié)性影響季節(jié)影響伴生氣穩(wěn)定供給。上游井組站點因冬季加熱爐燃料用氣，供給下游的氣量減少，而夏季停爐后，供給下游氣量增多，致使下游伴生氣利用相關(guān)設(shè)施無法平穩(wěn)運行。且冬季氣溫低，部分油井定壓放氣閥存在凍堵現(xiàn)象，套管氣外排，伴生氣不能很好回收，難以保證給下游站點平穩(wěn)提供氣量。

1.3伴生氣回收利用狀況

池46區(qū)塊傳統(tǒng)工藝回收的伴生氣主要利用方式主要包括4個途徑：加熱爐燃料、輕烴回收、燃氣發(fā)電及生活用氣。通過以上工藝可回收利用伴生氣量3.80× 104m3/d，相對于測試生產(chǎn)出的伴生氣量8.5×104m3/d，有效利用率僅為44.7%，其中輕烴回收用氣2.0×104m3/d，燃氣發(fā)電濕氣用量0.60×104m3/d，加熱爐用氣1.3× 104m3/d。

2　改進后回收工藝應(yīng)用情況及效果評價

針對池46區(qū)塊伴生氣回收工藝存在的問題，在充分考慮現(xiàn)有流程的基礎(chǔ)上，遵循方便操作、保障現(xiàn)場安全生產(chǎn)運行的原則，在池46區(qū)塊先后引進了同步回轉(zhuǎn)油氣混輸裝置、套管氣增壓裝置等工藝，探索伴生氣回收新工藝。

2.1運用新工藝情況

2.1.1同步回轉(zhuǎn)油氣混輸工藝同步回轉(zhuǎn)壓縮機將套管氣和來油經(jīng)過濾、計量后以任意比混合增壓之后進入集油干線輸至下游聯(lián)合站，實現(xiàn)井組至聯(lián)合站“一級布站”模式。

2012年先后在池46區(qū)塊30個井組安裝了33臺同步回轉(zhuǎn)油氣混輸裝置，2013-2014年設(shè)備經(jīng)過了部分改良，設(shè)備運行狀況較實驗初期有了較大改觀。設(shè)備平均運行時率為89.85%，運轉(zhuǎn)時間最長的已有1 134天，連續(xù)運轉(zhuǎn)最長時間的為576 d。目前累計回收套管氣153.7×104m3。

2.1.2套管氣增壓回收工藝2011年開始，陸續(xù)在池46區(qū)塊姚A等井組安裝了3臺套管氣增壓裝置，2013年在姚A等4個井組安裝了4臺套管氣增壓裝置，目前區(qū)塊內(nèi)共計運行7臺套管氣增壓裝置。該裝置通過抽油機游梁的上下往復(fù)運動，帶動裝置運行，將套管氣收集、增壓，回收至集油管線。該套管氣增壓裝置可有效回收井組套管氣，適應(yīng)于井組回壓低于1.6 MPa、井組套管氣較少的井組。目前已累計回收套管氣15.9× 104m3，平均每天回收套管氣178 m3。

2.1.3站點增加天然氣壓縮機系統(tǒng)2014年上半年針對區(qū)塊2座站點伴生氣量大，浪費嚴重的情況，通過調(diào)研，在油十接轉(zhuǎn)站及池141增壓站各安裝一臺氣體壓縮機，并充分利用站點原備用及部分停用注水管線改為輸氣管線，完善了回收工藝流程。系統(tǒng)保持正壓0.15 MPa～0.2 MPa，實現(xiàn)伴生氣的全密閉回收。目前日均回收氣量2 000 m3，累計回收套管氣30×104m3。

2.1.4干氣發(fā)電技術(shù)通過同步回轉(zhuǎn)油氣混輸裝置、套管氣增壓裝置收到的套管氣及伴生氣，經(jīng)過輕烴廠的收集處理，轉(zhuǎn)化為干氣，除去油二聯(lián)及油二聯(lián)輕烴廠自用干氣外，其余干氣將用于發(fā)電。目前4臺400 kW發(fā)電機平均每天可發(fā)電1.2×104度；每年節(jié)約電費280.32萬元。

2.2效果評價

回收的套管氣輸至下游輕烴廠進行加工處理，生產(chǎn)的干性天然氣除一部分用于油田集輸油系統(tǒng)和氣加工裝置的自耗外，其余可以作為能源商品外銷，多余的天然氣用于燃氣發(fā)電。

2.2.1降低了井口回壓井組安裝同步回轉(zhuǎn)油氣混輸裝置后，油井回壓平均降低0.3 MPa～0.6 MPa，有利于油井生產(chǎn)。同步回轉(zhuǎn)壓縮機具有吸入壓力自動平衡的特點，在運轉(zhuǎn)時其吸入壓力的大小會根據(jù)壓縮機吸入容積的大小以及吸入氣量的多少，自動平衡在某一個值上。而現(xiàn)場實際運行中，其吸入壓力根據(jù)每個井組的情況基本保持在0.3 MPa～0.6 MPa，均使得每個井組的井口回壓較投運前下降0.3 MPa～0.5 MPa，有效降低了井組的井口回壓。

2.2.2實現(xiàn)了油氣的密閉集輸通過以上措施，對伴生氣收集，對油氣的進行混合密閉增壓外輸。伴生氣全程密閉回收達到了零排放，消除了井組的火炬，實現(xiàn)了節(jié)能減排和環(huán)保生產(chǎn)。

2.2.3提高原油外輸溫度井組安裝的同步回轉(zhuǎn)油氣混輸裝置具有高壓縮比的特性，在回收套管氣后，對其進行壓縮，壓縮氣體產(chǎn)生的熱量將會被液體帶走，從而提高了原油的外輸溫度。經(jīng)現(xiàn)場測試，平均提高原油溫度3℃～5℃。

2.2.4有效回收套管氣，輕烴產(chǎn)量大幅上升隨著池46區(qū)塊伴生氣回收新工藝裝置的安裝投運，油二聯(lián)輕烴廠原料氣量增加1.6×104m3/d，烴油產(chǎn)量日增加5 t以上，以4 000元/噸計算，年經(jīng)濟效益達730萬元。

表1　油二聯(lián)輕烴廠運行數(shù)據(jù)對比表

2.2.5實現(xiàn)了干氣發(fā)電油二聯(lián)輕烴廠剩余干氣通過該區(qū)塊姚08-26井組建設(shè)的燃氣發(fā)電站（4臺400 kW發(fā)電機）燃燒發(fā)電。2014年該井組發(fā)電合計420.57萬度，按工業(yè)用電每度0.645元的結(jié)算標準，共計節(jié)約費用271.27萬元。充分利用剩余干氣發(fā)電，實現(xiàn)較好的經(jīng)濟效益。

通過對改進后回收工藝應(yīng)用情況的分析可知，池46區(qū)塊伴生氣回收量從3.8×104m3/d提升至5.40× 104m3/d，增加伴生氣回收量1.6×104m3/d，伴生氣回收利用率從44.7%提高至63.5%，使得油二聯(lián)輕烴廠烴油產(chǎn)量日增加5 t以上，年經(jīng)濟效益達730萬元；剩余干氣通過該區(qū)塊的燃氣發(fā)電機燃燒發(fā)電，年可節(jié)約電費費用271.27萬元；伴生氣年經(jīng)濟收益可達1 000萬元。通過以上措施，實現(xiàn)了經(jīng)濟效益與社會效益的雙豐收，為創(chuàng)建節(jié)約型企業(yè)邁出堅實的一步。

3　結(jié)論

通過對池46區(qū)塊伴生氣回收工藝的改進，不僅實現(xiàn)了伴生氣的有效回收，同時也為其他同類型油氣田的地面系統(tǒng)提供了可供借鑒的開發(fā)建設(shè)模式。

（1）實現(xiàn)了套管氣的有效回收。應(yīng)用新工藝回收套管氣工藝有效提升了井組套管氣的回收率，也有效的提高了油田的經(jīng)濟效益。

（2）實現(xiàn)了油氣密閉集輸，增大集輸半徑。采取同步回轉(zhuǎn)壓縮機回收大井場套管氣，實現(xiàn)了油氣密閉輸送。

（3）保護環(huán)境，減少安全隱患，實現(xiàn)了較好的社會效益。大部分油田井場套管氣采用放空燃燒，此舉嚴重污染了環(huán)境，使溫室效應(yīng)更加嚴重，對井組伴生氣進行回收，在一定程度上減少了資源的浪費，減輕了套管氣放空對環(huán)境的污染，減少了安全隱患。

［1］李秀錦，唐鑫.靖安油田井口套管氣回收技術(shù)應(yīng)用研究［J］.石油天然氣學(xué)報，2005，27（4）∶513-514．

［2］曾亞勤，王林平，魏立軍，等.長慶油田伴生氣生產(chǎn)特征分析［J］.石油天然氣學(xué)報，2009，31（5）∶116-119．

［3］何毅，王春輝，郭剛，等.長慶油田油氣集輸與處理系統(tǒng)節(jié)能降耗研究［J］.石油規(guī)劃設(shè)計，2012，23（1）∶48-50.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.05.016

TE686

A

1673-5285（2015）05-0069-03

2015－03-01

鐘萍（1988-），助理工程師，2010年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣儲運專業(yè)，現(xiàn)為長慶油田采油三廠油房莊作業(yè)區(qū)技術(shù)室工程技術(shù)員。