长庆油田伴生气回收及综合利用-冯宇

长庆油田伴生气回收及综合利用
引言
油田伴生气又称油田气，通常指与石油共生的天然气。

按有机成烃的生油理论，有机质演化可生成液态烃与气态烃，气态烃或溶解于液态烃中，或呈气顶状态存在于油气藏的上部，这两种气态烃均称为油田伴生气或伴生气，主要成分是甲烷、乙烷等低分子烷烃，还有一定数量的丙烷、丁烷、戊烷等。

石油伴生气具有非常可观的经济效益，如果不回收对环境的破坏和污染非常严重。

以前通常将石油伴生气放空，散发的油气污染当地的自然环境。

认识到伴生气就地放空对环境的破坏后，各级企业对于排放量大的气体均采用燃烧后排放的方式，但燃烧后产生的ＣＯ２、ＣＯ、硫化物等也对环境造成一定程度的污染。

所以从油田开发远景考虑，将伴生气综合回收利用是达到人与自然的和谐发展和企业可持续发展目标的最佳选择。

长庆油田石油伴生气资源丰富，原始溶解气油比２０～１２０ｍ３／ｔ。

截止目前长庆油田已探明伴生气地质储量２１３０×１０８ｍ３，资源量丰富。

其中燃料加热利用约为４２％，燃气发电利用约为８％，轻烃回收利用约为２０％，整体利用率７０％左右，具有很大的提升空间。

根据油田的发展，原油产量仍将保持高速增长，油田伴生气产量也将逐年递增，发展潜力大。

１伴生气分类
１．１井场套管气
此类伴生气产生于油井套管，主要特点是绝大多数组分为甲烷、乙烷，且携带的泥砂、水分等杂质较多，每个井场的气量一般在１００～１０００ｍ３／ｄ，组分较贫，但有一定的回收液化气和轻油价值［１］。

１．２站场伴生气
此类伴生气是增压点、接转站、联合站等站场的缓冲罐或三相分离器分离出来的气体，主要特点是甲烷、乙烷较多，基本不含泥砂等杂质，每个站点的气量在几百到几千立方米不等。

１．３油罐挥发气
此类气体主要产生于联合站沉降脱水罐顶，主要特点是Ｃ３以上高附加值组分含量很高，是轻烃回收的极好原料，但气量变化随进油量、罐温、气温等变化很大，不易单独回收利用。

相对于其它伴生气，油罐挥发气回收及利用的投入产出比大，更具有回收价值［２］。

１．４轻烃装置干气
此类气体是轻烃回收装置将石油伴生气中的Ｃ３以上重组分回收后的副产品，主要特点是９５％以上为甲烷、乙烷，气体纯净，其作用同天然气。

２回收技术
针对伴生气在长庆油田原油生产过程中产生的
特点进行研究，形成以下技术。

２．１井组伴生气
井组伴生气回收技术包括：定压阀回收、敷设集气管线、活塞压缩机混输、套管气井口增压、同步回转油气混输五大技术。

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２．１．１定压阀回收
在油井套管上安装气体压力单向泄放装置，可以根据油井回压大小设定最小开启压力，当套管气压力超过设定值时单向泄放到采油树流程中［３］。

目前在西峰油田、高５２油区、合水油田、镇北油田（长８）等油区应用情况良好。

该技术成熟、设备简单、投资较小，但受井口回压、井底流压等条件限制。

根据油井合理套压及回压特性匹配特性研究，不同油气比的油井控制不同定压放气阀的开启压力。

２．１．２敷设集气管线
根据油区井场地理位置，通过敷设气管线将多个有利井场串接连接，达到回收套管气目的。

站点伴生气输气管线沿途井场，在套管气压力满足要求的情况下，也可以敷设支管串接。

目前在白豹油田、环江油田白３８井区以及吴４２０区块部分井场采用这种技术，效果良好，但需有人在管线低洼处排液。

该技术成熟、简单，但需解决套管气管输过程中积液问题。

投资大小受油区井场布置决定。

２．１．３活塞压缩机混输
通过活塞压缩机设备将低压套管气增压超过油管压力后插输进油管线中混输至下游站点。

２０１１年在西峰油田井场进行了试验，试验情况良好，入冬后，由于井口回压偏高，试验设备停运。

该技术设备成熟、国内相应设备厂家较多，在轻烃回收工程普遍应用，价格相对其它类型压缩机更低廉，但一般情况下需设置备用机。

２．１．４套管气井口增压
套管气井口增压装置利用抽油机的剩余动力，将油井套管气增压后插输原油管线内，混输至下游站点，实现套管气回收目的。

目前在采一侯南区侯３２－１６井利用进口设备进行现场试验，连续运行４１４ｄ。

该技术具有高效率、低成本、长寿命、省空间、无人值守等优点，适用于小压比工况。

２．１．５同步回转油气混输
井场设置同步回转油气混输装置，实现井场至联合站的一级布站。

该技术具有压缩比高、吸入压力自平衡、降低井口回压等优点。

同步回转油气混输装置在池４６井区的应用实现了井场－增压点－联合站（油二联）全密闭油气混输，消除了井场及区域火炬和排空，测算回收伴生气增加（２．５～３．２）×１０４__________ｍ３／ｄ，仅姚三增每日回收伴生气约１．０×１０４ｍ３／ｄ，下游油二联轻烃厂原料气同比增加约１．２×１０４ｍ３／ｄ，液化气产量同比增加约６～７ｔ／ｄ，轻油产量同比增加约２～３ｔ／ｄ，干气量同比增加约（０．８～０．９）×１０４ｍ３／ｄ，伴生气综合利用效益显著提升。

２．２站场伴生气
根据目前长庆油田地面工程建设特点及产气量，集输站场集气环节主要包括增压点和接转站２个层级，通过经济技术对比，增压点宜采用油气混输工艺，接转站以上站场宜采用油气分输工艺，站场伴生气回收技术包括：混输泵油气混输工艺、自压油气分输工艺和增压油气分输工艺。

２．２．１混输泵油气混输工艺
目前长庆油田增压点主要采用单螺杆油气混输泵，将井组气液混合物经总机关、收球筒、油气混输装置进入混输泵增压，再经外输加热后外输至下一站。

工艺流程如图１所示。

图１增压点／增压橇油气混输工艺流程
截止目前，已建成油气混输增压点２４８座，数字化橇装增压装置１２２台，累计使用各类油气混输泵５２５台，应用范围较广。

技术特点：①原油损耗低，减少对大气的污染；②减少了加热炉和锅炉的热负荷，提高系统热效率；③有利于提高自动化程度，提高管理水平；④工艺流程简单、紧凑、实现油气连续输送，管理方便；⑤减少集气管线长度，降低工程投资；⑥适应能力强、范围广，避免滚动开发后期伴生气量下降时集气管线运行能力过大造成的风险和浪费；⑦避免地形起伏造成的管线积液，减少清管作业量和凝析油排放点，适用于实际油气比５０ｍ３／ｔ的油区。

２．２．２自压油气分输工艺
敷设输气管线利用密闭分离装置，余压外输至下一站，工艺流程如图２所示。

该工艺目前在长庆油田全面推广，具有较好的经济和环保效益。

适用于地势起伏小，较为平坦的地区，接转站以上站场或油气比大于５０ｍ３／ｔ的增压点。

２．２．３增压油气分输工艺
接转站压缩机增压油气分输工艺由压缩机对伴生气增压，加压后的伴生气进入输气管线外输至下一站。

针对输气管线遭遇极端天气易积液的现象，低压输送工艺采用气液分离集成装置降温输送方式，中压输送管线需降温、脱水后进入压缩机增压外输，工艺流程如图３所示。

该工艺目前在长庆油田仅处于理论研究阶段，未开展现场应用工作。

其对管线距离长、高差大，气量足的集输站场，具有推广价值。

适用于地势起伏大，地形条件复杂地区的接转站以上站场或油气比大于５０ｍ３／ｔ的增压点。

图２站场油气分输工艺流程
图３增压油气分输工艺流程
２．３联合站伴生气
２．３．１大罐抽气
使用抽气压缩机将联合站内脱水沉降罐或其它有挥发气的油罐中的挥发油罐气抽出增压后，进入轻烃装置或燃料气管网加以回收利用。

该技术适合所有站场的油罐挥发气回收，目前大力推广使用，在回收油罐挥发气创效的同时，解决了站场油罐气对站场造成的污染及安全隐患。

２．３．２原油稳定
通过加热闪蒸或负压抽气，较为彻底地回收原油中易挥发的轻烃组分，同时使原油的饱和蒸气压降低，使原油达到出矿条件，稳定后的原油在下游集输储运过程损耗降到最低。

３综合利用
３．１燃料加热
回收的伴生气，不论量多量少，最方便、最直接的利用就是替代生产过程中加热消耗的原油，提高原油生产商品率。

目前长庆油田对井口回压较高的井场采用套管·１６·油气田环境保护·技术研究Ｖｏｌ．２２Ｎｏ．５气加热，降低井口回压；对有伴生气的小型站点均使用缓冲罐分离的伴生气作燃料气。

大部分规模较大的站场则采用伴生气或轻烃回收装置生产的干气作燃料气；除此之外，分离出的伴生气也作为生活燃料的一部分。

随着长庆油田对三叠系油藏的大规模开发建设，油田生产分离出的伴生气成为站点生产、生活的主要燃料气。

使用伴生天然气这一清洁燃料，显著提高了燃烧效率，降低燃料消耗，减少了环境污染。

经测算，用作燃料气的伴生气量约占总量的４０％。

３．２轻烃回收
长庆油田２０世纪９０年代初在王窑建设了第一套２×１０_______４ｍ３／ｄ的轻烃回收装置。

随后通过近十年的研究和应用，改进和优化常用技术，形成了适应长庆油田的一系列轻烃回收加工技术，并在长庆油田随后建设的７个轻烃厂得到了广泛应用，取得了良好的经济效益。

目前应用的主要有压缩冷凝、冷凝分馏、中压浅冷、冷油吸收、混烃回收等轻烃回收工艺，在不同油区选择适应性好的不同技术加以利用。

油田伴生气通过轻烃装置处理后产出干气、液化气和稳定轻烃。

其中干气用于燃料加热或燃气发电，液化气和稳定轻烃销往周边各区县。

目前长庆油田现已投产的有１４套轻烃回收装置，设计规模４６．５×１０４ｍ３／ｄ，日产轻烃２５８ｔ，年收益３．７３亿元。

３．３燃气发电
由于油气生产电力消耗很大，因此对具有一定规模零散气量、且距离用气系统较远的区域，直接采用天然气发电措施，充分利用回收的零散伴生气，减少购电量，节约了电费的支出。

近３年，燃气机组已推广到吴起、白豹、姬塬、西峰、安塞等１１个油田，装机总容量达到３０７０２ｋＷ，年发电量超过５０００ｋＷ·ｈ，使丰富的油井伴生气得到科学环保利用。

以采油一厂杏河、杏南区为例：截止目前共建１０个燃气发电机组，２个燃气发电站，总装机容量１４８９０ｋＷ，利用伴
生气１．３１×１０４ｍ３／ｄ，年发电量１１９０×１０４ｋＷ·ｈ。

利用轻烃装置生产的剩余干气作为燃料发电也是回收利用伴生气的一种方式，目前西一联轻烃厂产生的干气除生产用气外全部用于发电，燃气发电厂总装机容量７ＭＷ，设置３台２０００ｋＷ和２台５００ｋＷ燃气发电机组，可将目前轻烃厂生产的副产品干气彻底利用，进一步回收资源，保护环境，提高了经济效益。

由于西一联轻烃厂与西一联合站毗邻建设，联合站生产有热能需求，而西峰燃气发电厂３台燃气轮机排放的废气温度达４２０℃以上，可产生１３０００ｋＷ余热，开发燃气轮机余热利用技术，利用该系统替代西一联合站３台热煤炉（４０００ｋＷ／台），提高发电厂的能源利用效率，节约了能耗。

据测算停运西一联３台热煤炉，年节约管理及运行费用１０万元；节省的干气资源可再启用１台２０００ｋＷ燃气机组，日发电量３×１０４ｋＷ·ｈ，按目前的销售电价０．４元计算，年产生效益４３８万元，即利用发电厂余热、停运西一联３台热煤炉后，年创效益４４８万元。

伴生气的有效回收利用，减少了无效放空和生产过程中原油自用消耗。

据粗略估计，全油田３１２５台加热炉，年利用伴生气３．４亿ｍ３，相当于节约燃油３０万ｔ或燃煤４７万ｔ，年减排ＣＯ２约３０万ｔ，节能减排效果显著。

伴生气密闭集输、集中综合利用，有效减少了闪爆和人员中毒等安全事故发生的可能性，消除了安全隐患，有效减少了燃烧产生的烟尘、ＣＯ、硫化物等污染物。

４展望
◆新开发区块伴生气燃气发电的推广
在新开发未整体规划利用的区块站点根据具体情况采用部分伴生气燃气发电及部分伴生气输送
相结合的模式［４］。

由于新开发区块滚动开发、分年建产具有不确定性，且初期伴生气量大，为适应长庆油田的开发特点，利用小型橇装燃气发电机组的灵活性以及伴生气组分较贫的特点，可采用站点燃气发电利用一部分伴生气，剩余伴生气采用油气混输或分输方式输至下游站点。

这样可以减少伴生气集输系统投资，降低风险，同时也解决了冬夏季伴生气利用矛盾以及油田产量递减问题。

◆井组油气混输工艺完善与推广
目前，井组伴生气多半是作为井场加热炉燃料，利用率低、回收率不高，下一步加大井组伴生气的高效回收与利用研究，重点从以下两方面开展。

定压阀油气混输工艺完善与推广：井组定压阀回收油气混输工艺具有建产快、投资省、管理方便等一系列优点，将继续成为长庆油田井场油气混输工艺的基本技术，应进一步大力推广［５］。

针对陕北部分油区目前定压阀回收工艺应用过程中存在阀门冻堵严重、普及率不高的现状，应加大科技攻关及现场推广力度，解决井场套管气低成本回收利用的难题。

套管气增压装置优化研究：套管气增压装置目前存在设计压差小、不适应高回压井组伴生气回收等弱点，下一步需开展设备材料与装置结构优化研究，提高设计压差，满足复杂地形条件下高回压井组套管气回收要求。

并进一步开展橇装装置优化设计，防止冬季管线冻堵。

◆油气混输工艺优化
下一步将着重研究油气混输工艺压力平衡控制技术及其相应的自主装置，并进一步优化站内工艺流程及站外管网形式和布局，提高油气混输工艺携气量及混输泵效率。

同时制定油气混输运行标准、完善管理维护体系，保持油气混输泵入口压力稳定，实现油气全密闭输送。

目前长庆油田正在进行同步回转油气混输装置的结构优化及回转式油气混输工艺的研究工作，针对油区油藏特点和复杂的地形条件，进一步优化橇装装置结构、改进装置传动方式、完善同步回转混输泵系列，降低工程建设投资，适应长庆低渗透油田来液不均、段塞流危害大等特点，进一步扩大同步回转油气混输泵适用范围。

◆加大轻烃回收、热电联产推广力度
长庆油田已建轻烃厂１７座，其中仅西一联配套建设干气发电和余热利用，且达到了预期效果，伴生气循环利用率达９５％。

下一步应加大轻烃回收、热电联产推广力度，提高伴生气利用效率。

◆完善集气管网，合理调配气量
由于季节的变化影响伴生气稳定供给，上游区块因冬季加热炉燃料用气，供给下游的气量减少，而夏季上游区块停炉后，供给下游气量增多，致使下游天然气利用相关设施无法平稳运行，设备及伴生气利用效率降低。

为了有效回收伴生气资源，需完善集气管网，合理调配气量，充分利用已建轻烃处理装置。

以上技术研究与推广，使得伴生气利用率接近１００％，干气发电、余热利用配套率几乎达到１００％，伴生气循环利用率达９０％以上。

有效回收油田伴生气，减少环境污染，改善空气质量，达到建设绿色环保油田的目的。

参考文献
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［Ｊ］．石油天然气学报，２００５，２７（４）：５１３－５１４．
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［３］周学军，刘芳，杨锋．陇东油田伴生气利用现状分析及下
步对策［Ｊ］．内蒙古石油化工，２００９（１６）：４９－５０．
［４］苏欣，王胜雷，张琳，等．油田伴生气利用对策及现状［Ｊ］．
天然气与石油，２００８，２６（２）：３３－３７．
［５］何毅，王春辉，郭刚，等．长庆油田油气集输与处理系统
节能降耗研究［Ｊ］．石油规划设计，２０１２，２３（１）：４８－５０__。