油田伴生氣采輸技術(shù)綜述

蘇萍SU Ping；李寧LI Ning

（彭州華潤燃?xì)庥邢薰?，彭?611930）

（China Resources Gas Group Limited，Pengzhou 611930，China）

0 引言

在石油開采過程中所產(chǎn)生的伴生氣，是溶解在原油中的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等氣體的混合物，是開展石油化工綜合利用的重要資源。我國已開發(fā)的各油田中，原油伴生氣的資源十分豐富。全國平均每噸原油含伴生氣71m3。早在1987年全國原油產(chǎn)量1.34 億噸，潛含伴生氣9,500,000,000m3，實(shí)際回收7,000,000,000m3，回收率約為73.7%。經(jīng)過近20年的發(fā)展，我國的原油年產(chǎn)量已超過1.80 億噸，其蘊(yùn)含的伴生氣產(chǎn)量也遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于1987年的水平。另外，從伴生氣的組成上看，各主要油田的伴生氣均為富氣，具有很高的綜合利用價值。

1 我國油田伴生氣利用現(xiàn)狀

我國的油氣處理是從60年代末開始的。當(dāng)時進(jìn)行油氣處理，主要是為了降低原油損耗，回收的伴生氣主要用作燃料。當(dāng)時由于原油穩(wěn)定裝置很少，原有技術(shù)流程的密閉率很低，伴生氣的回收率也很低。1978年，根據(jù)石油部的部署，一些油田積極與有關(guān)單位和高等院校合作，研究從伴生氣中回收輕烴等技術(shù)，取得了一定的成功，并開始在油田推廣使用。

從目前我國的實(shí)際情況看來，對于油田伴生氣的利用程度已經(jīng)相比以前有了較大的提高，然而與國外情況相比，仍有不小的差距。而另一方面，我國的天然氣需求量不斷增加，合理利用伴生氣資源，發(fā)展伴生氣采輸和處理技術(shù)，無疑是一件一舉多得的好事。

2 油田伴生氣采輸技術(shù)介紹

2.1 伴生氣礦場集輸、回收方法 通常情況下，伴生氣礦場集輸、回收方法，主要分為兩種：①對于伴生氣來說，如果排氣量、井口回壓、儲存量比較小，并且年平均外輸油管線壓力低于2.5MPa，在這種情況下，通過井組、接轉(zhuǎn)站進(jìn)行增壓，然后借助外輸油管線進(jìn)行輸送。根據(jù)實(shí)測氣量和回收廠站處理能力，可以將輸送級數(shù)分為二級或三級。在油氣混輸過程中，需要注意，所產(chǎn)生的影響，以及管線、設(shè)備的防腐和溫度、壓力的變化等。在氣量不穩(wěn)定、氣量偏低的情況下，可以使用油氣混輸，并且根據(jù)氣量情況，可以調(diào)整搬遷使用井組及站點(diǎn)輸送裝置，這種方式造價比較低。其不足主要表現(xiàn)為：輸送效率低，牽連環(huán)較多，原理結(jié)構(gòu)復(fù)雜。②對于伴生氣來說，如果氣量、壓力、儲藏量比較大，在這種情況下，通過鋪設(shè)專用輸氣管線進(jìn)行輸送，在輸送過程中，需要注意輸送距離，以及管線、設(shè)備的防腐、維護(hù)、檢修等，為了提高產(chǎn)品的產(chǎn)量，必要的情況下可以擴(kuò)建增壓點(diǎn)，進(jìn)一步提高輸送效率。在氣量穩(wěn)定、氣量較大的條件下，可以通過專用管線進(jìn)行輸送，其優(yōu)點(diǎn)主要表現(xiàn)為：輸氣效率高，牽連環(huán)節(jié)少，使用、維護(hù)方便，這種輸送方式的不足主要是工程造價比較高。

根據(jù)油田當(dāng)?shù)貙Ξa(chǎn)品需求情況和伴生氣組分，進(jìn)一步確定輸送、回收的方法，進(jìn)而采取相應(yīng)的措施，降低產(chǎn)品的加工成本，提高利潤率。當(dāng)油田將伴生氣采取適宜手段回收之后，就將面對如何外輸其所回收的伴生氣資源，以達(dá)到充分利用伴生氣資源的目的。通常采用的方法包括：修建輸氣管道、并入輸氣干線以及液化伴生氣外輸?shù)?，各油田?yīng)根據(jù)其特有的地理位置條件、伴生氣產(chǎn)量、有無就近輸氣干線等因素，選擇采取何種外輸方式，以達(dá)到最高的利潤。本文將分別結(jié)合塔里木油田和渤海油田的情況闡述陸上和海上油田伴生氣的采輸技術(shù)。

2.2 陸上油田伴生氣采輸技術(shù)

2.2.1 非管網(wǎng)加氣系統(tǒng) 對于油氣區(qū)塊天然氣產(chǎn)量及儲量相對較小，而且地處偏遠(yuǎn)，油氣均不適合采用管輸?shù)挠途畢^(qū)塊。主要適合非管網(wǎng)加氣系統(tǒng)利用方式。在該區(qū)塊建一套簡單的橇裝處理系統(tǒng)，即增壓—甲醇防凍—節(jié)流—分離—外輸裝瓶。然后再采取四川油田發(fā)明的一項新技術(shù)——非管網(wǎng)加氣系統(tǒng)進(jìn)行外輸，類似技術(shù)在俄羅斯已有廣泛應(yīng)用。

2.2.2 轉(zhuǎn)化為液體產(chǎn)品外輸 伴生氣可以生產(chǎn)合成油（汽油、柴油）。該技術(shù)應(yīng)用較廣的工藝為費(fèi)-托轉(zhuǎn)換法。以天然氣為原料轉(zhuǎn)化為合成油（液體烴）（簡稱為氣制油（GTL）），目前已經(jīng)是天然氣大規(guī)模轉(zhuǎn)化利用的途徑之一，并實(shí)現(xiàn)了幾種不同工藝的工業(yè)化。在人類進(jìn)入21 世紀(jì)后，氣制油工藝不僅可使邊遠(yuǎn)地區(qū)（如塔里木油田）廉價天然氣得以開發(fā)利用，而且就能源發(fā)展戰(zhàn)略而言可為石油資源的部分接替準(zhǔn)備一條現(xiàn)實(shí)而可靠的途徑。

2.2.3 多相流混輸技術(shù) 零散井(區(qū)塊)天然氣產(chǎn)量少，原油產(chǎn)量較大，各井與油田處理系統(tǒng)距離較遠(yuǎn)，天然氣以往一般就地放空，原油仍以管線輸送的油井或區(qū)塊。如哈德油田、塔中40 等等。零散井伴生氣最經(jīng)濟(jì)的利用方法是采用多相混輸技術(shù)進(jìn)行集輸，匯集到附近的聯(lián)合站進(jìn)行分離，再進(jìn)入鄰近天然氣裝置處理，以進(jìn)一步利用。

2.2.4 天然氣水合物（NGH）固態(tài)儲存 固態(tài)儲存天然氣，通常情況下就是儲存天然氣水合物（NGH）。該技術(shù)具有廣闊的市場發(fā)展空間。其儲存的方法是，在一定的壓力和溫度條件下，將天然氣（主要是甲烷）轉(zhuǎn)變成固體的結(jié)晶水合物。在常壓條件下，只要溫度低于水的冰點(diǎn)幾度，這種固體天然氣水合物即可儲存在鋼制儲罐中。以水合物形式儲運(yùn)天然氣，其優(yōu)點(diǎn)主要表現(xiàn)為：簡化工藝流程，只需一級冷卻裝置，不需其他的復(fù)雜設(shè)備；儲存天然氣的設(shè)備在水合物狀態(tài)下不需要承受壓力，其儲存設(shè)備可以通過普通鋼材制造；在水合物狀態(tài)下儲存天然氣比較安全。據(jù)資料介紹，對運(yùn)輸天然氣量大于0.1132×108m3時，管線直徑Φ508，考慮合成原油生產(chǎn)廠的成本比液化天然氣廠高30%，合成原油的運(yùn)輸成本是液化天然氣運(yùn)輸成本的30%，天然氣水合物生產(chǎn)儲運(yùn)的成本與其他幾種儲運(yùn)方式相比具有很大的優(yōu)勢。

2.3 海上油田伴生氣采輸技術(shù)

2.3.1 海底管道輸送 此方法國外采用的較多，技術(shù)成熟，不受氣候條件影響，組成簡單，容易管理，運(yùn)行可靠，而且輸送成本低。適用于百萬m3/日的大流量輸送，輸送量在1.13～3.4×10m3/日時；輸氣成本在23.3～18.2 美元/千公里×千立方米。國外的鋪管速度為1 公里/日以上，國內(nèi)為0.2～0.5 公里/日。該方法，國外多用在使用期限為二十年以上的天然氣輸送。

2.3.2 壓縮后船送 伴生氣在生產(chǎn)輪或壓縮平臺，壓縮注入運(yùn)輸輪的鋼制容器中壓力高達(dá)15MPa，穿梭運(yùn)輸于油田和目的港之間。也可用容器自行船運(yùn)輸。

國外可行性研究數(shù)據(jù)運(yùn)輸規(guī)模1.27×106m3/日時，船運(yùn)成本為34.3 美元/km，因此它可用在短距離的群島之間和將邊緣地方的海上天然氣運(yùn)輸上岸。其初始投資較低，但運(yùn)輸成本較高。

該方案需要設(shè)置專用碼頭和接管站。碼頭上設(shè)吊式輸氣、輸油(水)管架、輸氣分配器，油泵和管道系統(tǒng)（氣、油、水）卸船時用配有快接頭的軟管與碼頭管道系統(tǒng)相接，以容器內(nèi)的壓力能向接管站的多級壓力容器逐級卸放（由高至低），后期用壓縮機(jī)排送，直至容器內(nèi)壓至0.115MPa（絕對壓力）為止卸氣效率為95%以上。

[1]孟寶堂，黃偉.伴生氣(油田氣)輸送、回收系統(tǒng)設(shè)計[J].流體機(jī)械，2005（5）：41-44.

[2]袁自光，周春，段玉明.塔里木油田伴生氣綜合利用對策[J].石油與天然氣化工，2004（6）：405-408.

[3]王守禮.關(guān)于回收利用渤海石油伴生氣[J].氣源對策，1994（1）：8-9.