長慶五里灣油田伴生氣回收利用技術(shù)簡介
發(fā)布時間：2014-09-27 10:09
【摘 要】 長慶五里灣油田有著豐富的伴生氣資源，約17×104m3/d，近年來該油田在其回收利用方面進(jìn)行了不懈的試驗(yàn)探索，通過開展套管定壓放氣閥、天然氣壓縮機(jī)、天然氣發(fā)電機(jī)、油氣混輸泵等伴生氣回收工藝技術(shù)，投用輕烴回收廠，新建原油穩(wěn)定裝置，使上、下游回收工藝日趨完善，經(jīng)濟(jì)效益進(jìn)一步提高，并形成了較為成熟的回收利用工藝技術(shù)，基本實(shí)現(xiàn)了五里灣油田油氣自適應(yīng)密閉混輸，并見到了較好的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。
【主題詞】 油田伴生氣 回收 利用 混輸優(yōu)化
前 言五里灣油田有豐富的油氣資源，盡管伴生氣在鍋爐燃用、生活、采暖等方面已經(jīng)得到了充分的利用，但是還有大量的伴生氣被無效放空，造成了資源的浪費(fèi)和環(huán)境的污染，同時存在相當(dāng)大的安全隱患。
該油田主力開采三疊系延長組長6層，有油井553口，初始總油氣比66.1m3/t，屬典型的溶解氣驅(qū)油藏，1996年開采至今，綜合油氣比下降至61.0m3/t（從套管溢出的游離氣占42.3 m3/t，采出地面的原油中占18.7 m3/t）。
2002年經(jīng)對五里灣油田部分站點(diǎn)的油中氣和套管氣量、組分抽樣測定：各接轉(zhuǎn)站、轉(zhuǎn)油點(diǎn)、增壓點(diǎn)油中氣日放空總量約為2.9×104m3/d，套管氣日放空總量約為5.4×104m3/d。
溶解氣輕質(zhì)組分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%。套管氣輕質(zhì)組分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%。輕質(zhì)組分含量高，具有極高的回收回報(bào)率。
一 套管氣回收技術(shù)
該技術(shù)的核心就是依靠采油深井泵升舉到地面的剩余能量攜帶井組套管氣，與原油混合，一起混輸?shù)较掠握军c(diǎn)。共試驗(yàn)了四種形式的套管氣回收技術(shù)，分別為：定壓放氣閥回收工藝、連動式低壓抽氣筒回收工藝、井組天然氣壓縮機(jī)回收工藝和井組天然氣發(fā)電機(jī)組工藝。
（一） 定壓放氣閥工藝：
相當(dāng)于在油井套管上安裝了一個安全閥，根據(jù)油井的回壓大小調(diào)好開啟壓力，當(dāng)溢出的套管氣在環(huán)空聚集壓力超過設(shè)定值時便泄放到采油樹流程中，混入原油輸?shù)较掠巍?br /> 該方法回收氣量的大小直接受油井回壓高低的限制，油井回壓過高將會導(dǎo)致油套環(huán)形空間氣壓上升，一方面會導(dǎo)致回收氣量減少，另一方面會使沉沒度降低，深井泵氣體影響加劇，影響油井的正常生產(chǎn)。經(jīng)單量、測功圖資料取對分析，最好在1.0MPa以下的低回壓油井中應(yīng)用該方法回收套管氣。
（二） 連動式低壓抽氣筒工藝：
該工藝無需額外提供電動力，抽氣筒活塞連桿焊接在抽油機(jī)游粱上，依靠游粱上下往復(fù)運(yùn)動帶動抽氣筒活塞上下運(yùn)動完成對套管氣的抽吸與壓縮，壓縮后的氣體注入采油樹流程混輸至下游。
該工藝設(shè)備投資高，惡劣的黃土風(fēng)沙使得抽氣筒密封件壽命短，影響抽油機(jī)游粱部件的更換，僅試驗(yàn)了6個月。
（三） 天然氣壓縮機(jī)工藝:
該裝置采用外加電源，電機(jī)帶動壓縮機(jī)運(yùn)轉(zhuǎn)，低壓套管氣進(jìn)入到壓縮機(jī)的一二級缸內(nèi)，壓縮排出注入采油樹流程混合至下游。
先后在7個井組試驗(yàn)了兩種壓縮機(jī)，試驗(yàn)效果比較理想。但要加大進(jìn)氣分離器容積，防止井口套管加藥反串到壓縮機(jī)。日回收氣量約5500～6000 Nm3。
（四） 天然氣發(fā)電機(jī)組工藝
2002年先后引入2個廠家（陜西順天動力、長慶油氣工藝技術(shù)研究院）5種結(jié)構(gòu)的9臺燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組
燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組使用情況表
| 機(jī)組型號 | 安裝時間 | 安裝地點(diǎn) |
負(fù)載 功率 |
負(fù)載 臺數(shù) |
運(yùn)行參數(shù) | 生產(chǎn)廠家 | |
| 頻率HZ | 功率KW/h | ||||||
| WQ58GF | 2002.3 | 37-36井組 | 16KW | 3臺 | 50 | 15~45 | 陜西順天公司 |
| WQ58GF | 2002.3 | 58-25井組 | 16KW | 3臺 | 50 | 12~55 | 陜西順天公司 |
| 90KW機(jī)組 | 2002.8 | 46-24井組 | 16KW | 7臺 | 50 | 20~78 | 油氣設(shè)計(jì)院 |
| 75KW機(jī)組 | 2002.12 | 46-25井組 | 16KW | 6臺 | 50 | 19~65 | 油氣設(shè)計(jì)院 |
| WQ58GF | 2002.10 | 136井組 | 16KW | 3臺 | 50 | 10~47 | 陜西順天公司 |
| WQ90GF | 2003.10 | 60-25井組 | 16KW | 6臺 | 50 | 20~80 | 陜西順天公司 |
| WQ80GF | 2003.10 | 38-31井組 | 16KW | 5臺 | 50 | 22~74 | 陜西順天公司 |
| WQ80GF | 2003.10 | 58-27井組 | 16KW | 5臺 | 50 | 20~70 | 陜西順天公司 |
| WQ80GF | 2003.10 | 39-29井組 | 16KW | 5臺 | 50 | 22~70 | 陜西順天公司 |
效益分析：90Kw燃?xì)獍l(fā)電機(jī)與市電相比年節(jié)約19萬元，與柴油發(fā)電機(jī)組相比年節(jié)約23.45萬元。
弊端：管理難度大，需要一定專業(yè)技術(shù)人員維護(hù)。
應(yīng)用前景：有大電區(qū)域不宜推廣，適宜伴生氣量大、偏遠(yuǎn)無電區(qū)。
二 溶解氣回收技術(shù)
截至2003年12月，五里灣油田四條輸油大動脈共計(jì)安裝了12臺單螺桿混輸泵1臺雙螺桿混輸泵，分布在7個接轉(zhuǎn)站、2個轉(zhuǎn)油點(diǎn)、4個增壓點(diǎn)，每天輸液3010m3/d左右，攜帶伴生氣約2.5×104Nm3/d。
1999年6月在五里灣油田南二接轉(zhuǎn)站引進(jìn)陳氏螺桿泵，吸取奈莫泵的試用經(jīng)驗(yàn)，在供氣管線和流程連接上克服了原油反串和供液不穩(wěn)的缺點(diǎn)，一次性投用成功，實(shí)現(xiàn)了單井來油直接密閉混輸?shù)铰?lián)合站。
（一）陳氏混輸泵改進(jìn)
引進(jìn)初期，既要考慮當(dāng)時的混輸液量、含氣、含水，又要考慮開發(fā)中后期含水上升、含氣下降、液量增加下的適應(yīng)性，盡管初期對各站點(diǎn)油氣比測試和外輸液量取值都比較準(zhǔn)確，但是由于經(jīng)驗(yàn)上的不足，按照日產(chǎn)液量和油氣比，對泵選型建模采用均相流模型，（即：假設(shè)氣液兩相介質(zhì)處于熱力學(xué)平衡狀態(tài)，相間無熱量傳遞，混合物沿程流動等溫，氣相液相速度相等。）造成混輸泵普遍選型較大，引起泵配備電機(jī)功率偏大，電機(jī)轉(zhuǎn)速低，一般為400～450rpm，轉(zhuǎn)差功率損耗大，個別勵磁電機(jī)發(fā)熱嚴(yán)重（超過90℃），潤滑油高溫流散，勵磁線圈燒穿，軸承變形，溫度超界。而拖動外轉(zhuǎn)電機(jī)始終處于全速運(yùn)轉(zhuǎn)，典型的“大馬拉小車”。
經(jīng)過經(jīng)濟(jì)分析對比，將12臺原泵配置的滑差勵磁調(diào)速部分去掉，改成聯(lián)軸器對接減速機(jī)輸入軸；根據(jù)電機(jī)功率匹配12套的恒轉(zhuǎn)矩艾默生變頻器；在12臺泵進(jìn)口安裝壓力變送器，單獨(dú)依靠進(jìn)口壓力反饋，實(shí)現(xiàn)自動調(diào)速。
經(jīng)過改進(jìn)一是滿足了工藝上自適應(yīng)密閉混輸；二是泵的無故障運(yùn)行時間大大提高，電機(jī)溫度適中，運(yùn)行平穩(wěn)，噪音小，電網(wǎng)沖擊小；三是崗位員工勞動強(qiáng)度大大減輕，再也不用頻繁啟停設(shè)備；四是各站內(nèi)的伴生氣濃度大大降低，極大地削減了安全隱患。
（二）混輸工藝流程改進(jìn)
混輸泵運(yùn)行為了盡可能多地?cái)y氣，增加了天然氣分離缸至泵進(jìn)口半生氣工藝流程。運(yùn)行中發(fā)現(xiàn)個別站點(diǎn)泵進(jìn)口原油反串進(jìn)分離缸，經(jīng)分析：由于緩沖罐、分離缸、泵進(jìn)口為同一氣壓，從分離缸氣出口到混輸泵進(jìn)口、從緩沖罐出口到混輸泵進(jìn)口產(chǎn)生的壓差僅為緩沖罐液位與泵進(jìn)口的油柱位差，壓差偏小是導(dǎo)致泵進(jìn)口原油反串進(jìn)分離缸的主要原因。針對此種情況，抬高4個站攜氣管線在泵進(jìn)口的高度，略微超過緩沖罐日常液位高度，克服了原油反串問題。
經(jīng)過改造后的混輸泵雖實(shí)現(xiàn)了接轉(zhuǎn)站連續(xù)輸油，但不能完全回收緩沖罐分出的伴生氣，經(jīng)現(xiàn)場運(yùn)行觀察分析有以下兩個原因：第一，變頻接受的壓力指令一上升（單井來液不穩(wěn)），控制器馬上響應(yīng)，然后才指示電機(jī)短時間快速提速，這時候緩沖罐液位馬上降至正常水平，這期間壓力升高然后快速降低產(chǎn)生的波動使得緩沖罐內(nèi)原油發(fā)生閃蒸，伴生氣迅速由化合態(tài)轉(zhuǎn)向游離態(tài)。第二，緩沖罐的加熱流程持續(xù)在用，使得分離出的伴生氣持續(xù)受熱增容，化合態(tài)的溶解氣源源不斷的游離化。針對這種情況采取了：總機(jī)關(guān)→產(chǎn)進(jìn)換熱器→緩沖罐旁通→混輸泵→鍋爐→靖二聯(lián)的混輸流程�？刂飘a(chǎn)進(jìn)換熱器（建議小于30℃）和緩沖罐加溫（建議小于30℃），使來液溶解氣盡量不游離化，緩沖罐走旁通，微量開啟出口閥只需少量進(jìn)油分氣供鍋爐燃燒，同時采用安全泄壓保護(hù)工藝，在產(chǎn)進(jìn)換熱器與事故罐之間加裝安全閥。
經(jīng)過改進(jìn)，一是消除了接轉(zhuǎn)站混輸運(yùn)行仍有伴生氣外排現(xiàn)象；二是預(yù)防了混輸泵發(fā)生故障而無察覺時發(fā)生憋壓事故。
五里灣油田油氣混輸工藝改進(jìn)前后使用情況統(tǒng)計(jì)表
| 安裝點(diǎn) | 南二轉(zhuǎn) | 86-44增 | 南四轉(zhuǎn) | 南一增 | 88-25增 | 89-42增 | 3＃轉(zhuǎn)油點(diǎn) | 南八轉(zhuǎn) | 南三轉(zhuǎn) | 南六轉(zhuǎn) | 2＃轉(zhuǎn)油點(diǎn) | 南七增 | |
| 改造措施 | A | A | A | AB | AB | A | AB | A | A | AB | A | AC | |
| 攜氣量Nm3/d | 改造前 | 2300 | 600 | 1100 | 800 | 900 | 800 | 1800 | 800 | 2900 | 700 | 1500 | 2003.11從南七轉(zhuǎn)遷來 |
| 改造后 | 2600 | 600 | 1200 | 800 | 未測 | 未測 | 1900 | 870 | 3000 | 1600 | 1670 | ||
|
運(yùn)行 方式 |
改造前 | 開環(huán) | 開環(huán) | 開環(huán) | 開環(huán) | 開環(huán) | 開環(huán) | 開環(huán) | 開環(huán) | 開環(huán) | 開環(huán) | 開環(huán) | |
| 改造后 | 閉環(huán) | 閉環(huán) | 閉環(huán) | 閉環(huán) | 閉環(huán) | 閉環(huán) | 閉環(huán) | 閉環(huán) | 閉環(huán) | 閉環(huán) | 閉環(huán) | ||
| 人工起停次數(shù) | 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 | |
| 無故障連續(xù)運(yùn)行時間（小時） | 4300 | 4300 | 2000.1月至今 | 4300 | 8600 | 2190 | 2190 | 2001.3月至今 | 2900 | 4300 | 2001.11月至今 | ||
|
電流 電壓 |
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 | 勵磁不防爆 | 勵磁不防爆 | 勵磁不防爆 | 勵磁不防爆 | 勵磁不防爆 | 勵磁不防爆 | 勵磁不防爆 | 勵磁不防爆 | 勵磁不防爆 | 勵磁不防爆 | 勵磁不防爆 |
勵磁不 防爆 |
| 改造后 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | ExdⅡBT4 | |
| 說明 | 改造措施指：A：取勵磁加變頻B：換大一級減速比C：換泵 | ||||||||||||
2002年底引入了大港中程機(jī)械的雙螺桿混輸泵，在南十轉(zhuǎn)使用，與單螺桿泵相比其雙螺桿嚙合傳動，無減速箱，有循環(huán)閥，過濾器和泵體相對較大，工藝安裝雷同，也匹配相應(yīng)的變頻器。運(yùn)行結(jié)果表現(xiàn)為平穩(wěn)，噪音小，攜氣能力明顯優(yōu)于單螺桿泵。
(四)天然氣壓縮機(jī)回收混輸
部分接轉(zhuǎn)站分離缸油氣二次分離燃爐，離心泵輸油，分出的伴生氣站內(nèi)消耗不完。采用“離心泵+天然氣壓縮機(jī)”伴生氣回收工藝技術(shù)試驗(yàn)回收接轉(zhuǎn)站放空伴生氣。直接將多余伴生氣壓入外輸管線，簡要回收工藝如下：
分離缸→一級過慮器→二級過慮器→天然氣壓縮機(jī)→冷卻器→儲氣罐→單流閥→外輸管線
（五）成熟的油氣混輸模式
從1998年混輸泵使用至今，五里灣油田針對增壓點(diǎn)、轉(zhuǎn)油點(diǎn)、計(jì)量點(diǎn)與接轉(zhuǎn)站各自形成了較為成熟的油氣混輸模式，這將指導(dǎo)后續(xù)油氣混輸工藝技術(shù)的進(jìn)一步提高。
油氣混輸技術(shù)適應(yīng)性選擇表
| 混輸模式 | 增壓點(diǎn) | 轉(zhuǎn)油點(diǎn) | 計(jì)量點(diǎn) | 接轉(zhuǎn)站 | ||
|
有附近套 管氣燃爐 |
分離缸燃爐 外無放空 |
分離缸燃爐外 有大量放空 |
||||
| 模式一 | √ | √ | √ | √ | ||
| 模式二 | √ | |||||
| 模式三 | √ | |||||
（一）三相分離器技術(shù)
1999年HNS—Ⅱ型油、氣、水三相分離器在靖二聯(lián)合站試驗(yàn)一次性投用成功，凈化油在線計(jì)量后進(jìn)5000m3凈化罐，污水經(jīng)電磁流量計(jì)計(jì)量后進(jìn)入400m3污水調(diào)節(jié)罐，分出的伴生氣經(jīng)壓力自動調(diào)節(jié)閥進(jìn)入輕烴回收系統(tǒng)。使得五里灣二區(qū)上游混輸攜帶的伴生氣整體脫出，達(dá)到了脫氣回收功能。
（二）大罐抽氣技術(shù)
從聯(lián)合站5000m3沉降罐呼吸閥與阻火器之間接大罐抽氣管線至輕烴廠大罐抽氣壓縮機(jī)裝置，在輕烴廠微正壓吸氣裝置下進(jìn)入輕烴回收系統(tǒng)。吸氣壓力在0.3～0.7Kpa，排出壓力在0.12～0.25Mpa，日抽氣約2.5×104 Nm3。
（三）輕烴回收及原油穩(wěn)定技術(shù)
該工藝采用微正壓淺冷回收工藝，即：靖二聯(lián)沉降罐原油伴生氣→輕烴廠天然氣壓縮機(jī)→冷凝→脫乙烷塔、脫丁烷塔輕質(zhì)組分分離→三甘醇脫水→出液化氣、輕油、干氣等。采用氨制冷、三甘醇脫水，站內(nèi)計(jì)量監(jiān)控工藝為DCS自動化系統(tǒng)。
2003年新上120～150萬噸/年的原油穩(wěn)定裝置，使原油在指標(biāo)內(nèi)穩(wěn)定輸送，以進(jìn)一步提高回收效益。
四 效益分析
（一）安全方面
大大地降低了接轉(zhuǎn)站油氣濃度，尤其使油氣濃度超標(biāo)的靖二聯(lián)站區(qū)油氣濃度達(dá)到了1％以下，提高了各站的安全運(yùn)行系數(shù)。
（二）環(huán)保方面
減少五里灣油田每天向大氣排放伴生氣約2.5萬方，為油區(qū)生態(tài)和生存環(huán)境創(chuàng)造了良好條件。
（三）經(jīng)濟(jì)評價
1、輕烴廠可處理油田伴生氣2.5萬方/天，日產(chǎn)合格液化氣18余噸，輕油6噸，年創(chuàng)經(jīng)濟(jì)效益=（18噸×2200元/噸+6噸×1700元/噸）×330天=1643.4萬元；
2、日脫出干氣3500m3用于燃爐, 折合靖二聯(lián)一臺鍋爐一天消耗燃油2.9噸計(jì)算，年節(jié)約燃油費(fèi)用＝2.9噸×360天×1100元/噸＝114.84萬元；
3、現(xiàn)場安裝天然氣發(fā)電機(jī)總裝機(jī)容量688KW，按照50％功率消耗，年創(chuàng)經(jīng)濟(jì)效益=0.62元/度×330天×24小時×344 KW =168.9萬元；
合計(jì)創(chuàng)效：1643.4+114.84+168.9＝1927.14萬元
概言之，五里灣油田油中氣回收混輸率為38％，約2.0×104 Nm3/d。套管氣總回收率為50％，約5.9×104 Nm3/d�？偦厥章始s46.5％。上游井、站鍋爐燃燒每天利用伴生氣3.3×104Nm3，相當(dāng)日節(jié)約原油27.5噸。
五 結(jié)論
1、套管氣回收工藝應(yīng)在下游混輸工藝完善的前提下開展，回壓低于1.0MPa的井組宜用定壓放氣閥工藝，回壓低于2.5MPa的井組宜用天然氣壓縮機(jī)。
2、實(shí)踐證明，增壓點(diǎn)、計(jì)量點(diǎn)采用的混輸模式一是最為成熟的油氣混輸工藝技術(shù)。建議在產(chǎn)能建設(shè)中采用“井組閥組→就地計(jì)量→就地混輸→聯(lián)合站”的油氣混輸工藝模式，以降低井口回壓、延長油井集輸半徑，達(dá)到密閉輸送，減少布站、降低地面建設(shè)投資的目的。
3、雙螺桿混輸泵與單螺桿泵實(shí)地運(yùn)行對比表明，雙螺桿混輸泵在攜氣能力、運(yùn)行平穩(wěn)等方面優(yōu)于單螺桿混輸泵。
4、油氣混輸不單依靠投資安裝新的混輸泵才能攜氣輸油。對于游離氣量大、外輸壓力小于2.5MPa、已有離心泵或柱塞泵輸油工藝的站點(diǎn)，應(yīng)采用混輸模式二，只需增加天然氣壓縮機(jī)，把游離伴生氣壓縮注入外輸管線也能達(dá)到混輸功效。
5、對于油田調(diào)整改建的“計(jì)量點(diǎn)”工藝，原井組雙管一條用做計(jì)量點(diǎn)外輸，一條可用做輸送回收的套管氣到下游接轉(zhuǎn)站。
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本文編號：9260
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