渤海油田低壓天然氣射流技術(shù)回收研究與應(yīng)用效益

張紹謙，汪本武，張海兵，范江濤，胡忠良，李鵬沖，喬勝勇，崔朋朋，高 杰，劉 榮

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司采油服務(wù)分公司 天津300452；2.天津分公司渤南作業(yè)公司 天津300452；3.遼寧飛鴻達節(jié)能設(shè)備技術(shù)開發(fā)有限公司 遼寧沈陽113122)

0 引 言

海上采油平臺油氣生產(chǎn)的工藝流程一般是：原油從井口采出，首先進入一級分離器進行氣、液分離，分離出的天然氣作為平臺燃料氣或商業(yè)氣被充分利用，液相則進入二級分離器繼續(xù)處理；二級分離器通過降壓，原油中伴生氣繼續(xù)析出，此部分氣體由于氣量小、壓力低，通常排放到火炬系統(tǒng)燃燒掉，既造成了能源的損失，也增加碳排放的污染。從節(jié)能降耗、降低污染的角度出發(fā)，這部分低壓天然氣需要進行回收，盡量減少火炬的燃燒排放。

目前，油田普遍采用壓縮機來進行低壓天然氣增壓的回收技術(shù)，盡管技術(shù)成熟，但壓縮機橇塊整體投資較大，而且在生產(chǎn)的海上平臺可利用空間不多，一些平臺甚至需要外擴甲板，同時進行消防安全系統(tǒng)的適應(yīng)性改造，工程量巨大。在某些回收量不大的油田，投資收益率低，同時壓縮機屬于耗能設(shè)備，在可回收氣量較小的情況下，能耗比低。這些情況，制約了火炬排放氣回收的積極性。

1 射流增壓裝置簡介

1.1 工作原理

射流增壓技術(shù)來源于文丘里效應(yīng)原理，文丘里效應(yīng)，也稱文氏效應(yīng)，其工作原理為：高壓氣體通過拉法爾噴嘴產(chǎn)生超音速氣流，壓力轉(zhuǎn)變成動能，低壓氣體被超音速氣流裹挾，吸入錐形接收器(混合管)，在混合管內(nèi)，高速、低速兩種氣體迅速進行能量和動量交換，成為具有統(tǒng)一速度和壓力的混合氣體。再進入尾部擴壓管，在擴壓管內(nèi)混合流體的速度逐步降低，動能轉(zhuǎn)變成壓力(圖1)。

圖1 射流裝置簡圖Fig.1 Brief diagram of jet unit

1.2 技術(shù)特點

目前的回收技術(shù)以增壓壓縮機回收為主，該技術(shù)應(yīng)用成熟，可選擇的壓縮機形式較多，但前期投資較大，平臺改造工作量大，后期操作維護成本較高。射流裝置應(yīng)用于低壓天然氣增壓項目，具有比較明顯的優(yōu)勢，見表1所示。

表1 射流增壓裝置與壓縮機增壓對比表Tab.1 Comparison table between jet supercharger and compressor supercharger

但是，射流增壓裝置在海上平臺應(yīng)用也有其局限性：①要有足夠流量的高壓天然氣作為驅(qū)動氣源，一般來講高壓天然氣壓力是低壓氣的 2倍以上(膨脹比)就能實現(xiàn)對低壓介質(zhì)增壓的需求，膨脹比越大，增壓效果越明顯。②低壓天然氣增壓能力(壓縮比)限制，即壓縮比，是射流增壓后混合氣體壓力與低壓天然氣壓力的比值。一般情況下，單級壓縮比小于 6，壓縮比越小，高壓氣源用量越少，經(jīng)濟效益越顯著。③回收系統(tǒng)的設(shè)計工作針對性強，高低壓氣源的物性參數(shù)對系統(tǒng)設(shè)計影響大，基礎(chǔ)數(shù)據(jù)收集細致，一般情況下，設(shè)備通用性不強。④回收后的天然氣要有明確的去處，可以進入燃料氣系統(tǒng)或者再增壓后進入海底管網(wǎng)外輸。⑤高壓氣源流量、壓力要相對穩(wěn)定。

2 射流增壓裝置在目標油田的可行性分析

根據(jù)射流增壓裝置的特點，我們通過對部分在生產(chǎn)油田進行調(diào)查，對上百組數(shù)據(jù)進行分析計算，因為射流增壓裝置在渤海區(qū)域具有一定的使用和推廣潛力。

2.1 已經(jīng)具備的條件

渤海某平臺配備有 3臺燃氣壓縮機，出口壓力4500kPaG，單臺處理量約 18×104Sm3/d，目前采取3臺壓縮機同時運轉(zhuǎn)的工作方式連續(xù)運轉(zhuǎn)，設(shè)計處理量約 54×104Sm3/d，平臺處理天然氣量約33×104Sm3/d，富余處理量 21×104Sm3/d。

二級分離器V-2002的伴生氣量約10000Sm3/d，操作壓力 30kPaG，氣體流動時溫度 64.3～71.4℃。二級分離器作為原油處理流程的重要節(jié)點，進入二級分離器的原油流量穩(wěn)定，分離出來的伴生氣產(chǎn)量相對較為穩(wěn)定。

該平臺處在天然氣管網(wǎng)之內(nèi)，回收后的低壓天然氣進入外輸壓縮機入口的天然氣冷卻器流程，經(jīng)過壓縮機進行增壓后，最終輸送至陸地終端，有充足的用氣需求。以上條件，均滿足射流增壓裝置的利用條件。天然氣組分見表2。

表2 天然氣組分表Tab.2 Natural gas composition table

2.2 射流器計算工況

根據(jù)平臺現(xiàn)有條件，通過計算，射流器技術(shù)指標見表3。

射流器高壓氣需求流量 1800Sm3/h，低壓氣流量 450Sm3/h，混合氣流量 2200Sm3/h，壓縮機負荷余量8750Sm3/h，滿足引射氣的供給要求。

表3 射流器工況計算表Tab.3 Computation table for working conditions of jet device

3 射流器流程改造

3.1 流程改造設(shè)計

自二級分離器出口調(diào)節(jié)閥前連接低壓氣進口管線到射流器低壓入口(15.24cm 2MPa)，操作壓力30kPaG，流量 450Sm3/h；高壓天然氣儲罐出口連接到射流器高壓端入口(5.08cm 10MPa)，操作壓力4500kPaG，流量 2000Sm3/h，射流器高壓入口流量控制器由低壓氣管線壓力控制；射流器混合氣進入一級分離器氣相出口天然氣冷卻器(15.24cm 2MPa)，操作壓力350kPaG，流量2200Sm3/h，再進入天然氣壓縮機入口，壓縮后外輸或作為透平燃料氣，從而形成有效閉式循環(huán)(圖2)。

圖2 低壓氣回收流程簡圖Fig.2 Brief diagram of low pressure gas recovery process

設(shè)計原則：執(zhí)行行業(yè)標準NB/T 47033—2103(減溫減壓裝置)，屬于壓力管道元件范疇，不影響平臺安全規(guī)范，不涉及消防系統(tǒng)適應(yīng)性問題；低壓氣回收系統(tǒng)作為獨立單元設(shè)計，不影響原有流程；由二級分離器的壓力變化，調(diào)整射流器高壓氣的供氣量。

3.2 流程改造施工

為保證低壓氣回收量，平臺將二級分離器操作壓力從 30kPaG 調(diào)整到 50kPaG，并觀察 72h，確認壓力變化對原油脫氣沒有影響；同時，為保證天然氣系統(tǒng)的安全性，關(guān)斷閥執(zhí)行機構(gòu)均采用口碑較好的國際品牌。該項目現(xiàn)場施工于2018年5月完成。

4 射流器應(yīng)用效果

4.1 低壓氣回收情況

通過測試，射流器高壓氣入口全開，二級分離器低壓氣回收量最高達到520Sm3/h(即12480Sm3/d)，二級分離器壓力降低到50kPaG以下，去火炬排放的調(diào)節(jié)閥開度由原來的 70%～90%降低到 0%～30%，混合氣出口壓力 250kPaG，溫度 53℃，運行噪音75.8dB(表4)。

表4 射流器調(diào)試數(shù)據(jù)Tab.4 Debugging data

根據(jù)表格4參數(shù)可以看出，二級分離器去火炬調(diào)節(jié)閥間歇式開啟，是由于段塞流作用，導致流程不穩(wěn)定，射流器設(shè)計最大能力僅為 10000Sm3/d，無法及時處理突然增加的大量氣體，這部分多出的天然氣依然排放到火炬燃燒。這是設(shè)計之初考慮不夠周全之處，后續(xù)設(shè)計應(yīng)予充分考慮。

4.2 壓縮機能量回收

表5 外輸壓縮機能量負載表Tab.5 Energy load table for external compressor

從表5可以看出壓縮機 C機的負載變化：射流器未開的狀態(tài)下，C機負載45%，有55%的回流開度為無用功；當射流器滿載運行時，壓縮機負載也增加到75%，說明壓縮機增加了30%的有效做功，這部分能量得到回收利用。

5 結(jié) 論

射流增壓裝置應(yīng)用于渤海油田低壓氣回收還屬首次，結(jié)果達到預(yù)期回收二級分離器低壓氣的目的，其出口壓力、溫度符合設(shè)計要求。

同時，獲得了顯著的社會效益和經(jīng)濟效益：每天回收 10000m3天然氣，全年能夠回收 365萬 m3，全年增加天然氣銷售收入400萬元；每年減少365萬m3天然氣排放量，相當于標準煤 4788t，可減少碳排放(CO2)7784t；外輸壓縮機回流氣能量回收，實現(xiàn)“0”能耗，正收益。