無外接動力油井伴生氣回收裝置的研制及應用

馬立軍，賈品元，周子文

（長慶油田公司第五采油廠，陜西 西安 710018）

1 前言

在石油天然氣行業(yè)，采油井伴生氣回收利用是國家、地方、企業(yè)近幾年最關心的問題，各油氣田企業(yè)也都在尋求最佳的伴生氣回收再利用工藝技術(shù)，進一步提高伴生氣的利用率。姬源開發(fā)區(qū)塊共有采油井4500 口，井組伴生氣量達到40 萬方/天，目前利用率不足45%，主要用于井組加熱設施的消耗及冬季員工取暖，其余伴生氣通過排放或無效燃燒，大量排放伴生氣會在井組區(qū)域產(chǎn)生高濃度硫化氫，形成有毒危險源，同時燃燒伴生氣會產(chǎn)生大量二氧化碳，造成環(huán)境污染，因而，為了順應國家、地方及公司相關的法律法規(guī)，達到節(jié)能減排、環(huán)境保護及降本增效的目的，使得伴生氣的回收利用是油氣田近幾年急需解決的關鍵問題之一。根據(jù)油井生產(chǎn)技術(shù)和抽油機工作原理，結(jié)合井口流程的特點，巧妙的設計了一款無外接動力伴生氣回收裝置，投資成本低、回收效率高。

2 無外接動力伴生氣回收裝置技術(shù)

無外接動力伴生氣回收裝置是該裝置巧妙的利用抽油機的動力，帶動裝置的往復運行，實現(xiàn)油井伴生氣的回收、輸送。

2.1 裝置組成

該裝置主要由壓縮缸體、上下支撐單元、上下固定單元、桿端軸承、管路系統(tǒng)、潤滑系統(tǒng)、安全防護系統(tǒng)等部件組成，見圖1。

圖1 裝置組成結(jié)構(gòu)圖

2.2 工作原理

利用抽油機游梁上下往復擺動，帶動單井伴生氣壓縮缸往復運動，將套管內(nèi)的伴生氣，通過吸入、壓縮，增壓輸送至單井集油管線。抽油機上沖程過程，將套管內(nèi)的伴生氣吸入壓縮氣缸（出氣口單流閥關閉，進氣口單流閥打開）；抽油機下沖程過程，將氣缸內(nèi)伴生氣壓縮、增壓輸送至集油管線（出氣口單流閥打開，進氣口單流閥關閉），循環(huán)運行，實現(xiàn)油井伴生氣的收集。見圖2。

圖2 工作原理示意圖

2.3 可靠性分析

2.3.1 抽油機動力分析

常規(guī)抽油機載荷屬交變載荷，在抽油有效載荷和平衡塊平衡力矩的共同作用下，曲柄的扭矩曲線變得較為平緩；但因抽油機四連桿機構(gòu)固有特性的影響，曲柄扭矩峰值差很大，甚至出現(xiàn)負扭矩。見圖3。

圖3 抽油機交變載荷圖

從圖中可以看出，安裝裝置后，對抽油機動力的影響是不大，且是正面的。當抽油機曲柄轉(zhuǎn)動到270°～360°之間時，裝置還能起到減小負扭矩的作用,因此抽油機在加裝了壓縮機后，只需適當調(diào)平衡塊的位置，既不會影響抽油機的正常工作也不需要增大電機功率。

2.3.2 強度分析

裝置的上支撐點用4 條高強度U 型卡固定于游梁，固定位置基本位于中間軸承和驢頭中間位置。在壓縮缸運行過程中僅會產(chǎn)生不到2.5MPa 壓力的一個作用力，最大作用到游梁的力平均分散到0.13m2連接板上，根據(jù)模擬計算90000N 的力作用在0.13m2的面積上，變形位移量約為0.048mm，可以忽略不計；強度安全計算安全系數(shù)為22.9，遠遠大于機械安全強度3-8 倍的要求，所以該裝置對于抽油機游梁的強度不會造成影響。

2.4 安全分析

本文所指的伴生氣是采油井由于原油飽和壓力大于井底壓力從原油中自動脫離出的非烴類化合物，從油井套管排出，由于壓力、開采層位、流程工藝等因素，導致伴生氣在地面的壓力一直不穩(wěn)定，同時井組外輸?shù)幕貕阂灿捎诩竟?jié)、流程設計等因素，也導致回壓不穩(wěn)定，鑒于以上因素，在設計過程中充分考慮到裝置運行的安全性和平穩(wěn)性，在裝置進口流程上設計了進氣減壓閥，使裝置進氣壓力一直處于穩(wěn)定狀態(tài)；在進出流程上各設計了安全閥，保證裝置不超壓運行；在套管出口安裝了迷宮小巧型冷凝器，防止凝析油進入裝置流程；在進氣端安裝過濾器，有效過濾伴生氣中的雜質(zhì)，防止損壞儀器儀表。

2.5 流程連接技術(shù)

裝置安裝前根據(jù)單井或井組伴生氣量的情況，可實現(xiàn)一對一和一拖多回收的模式。一對一模式就是一口井安裝一套無外接動力伴生氣回收裝置，裝置進氣連接到油井套管排空處，經(jīng)過裝置壓縮通過集輸管線和原油混送至下游站點；一拖多模式就是在井組一口井上安裝一套該裝置，其他井的伴生氣通過管線串聯(lián)到裝置的進氣口。連接工藝主要包含單向閥、安全閥、減壓閥、球閥、過濾器、冷凝器、流量計、高壓管路、轉(zhuǎn)換接頭等部件組成。

3 現(xiàn)場應用

從2019 年5 月份開始在姬源區(qū)塊連續(xù)投用無外接動力伴生氣回收裝置35 套（見圖4），一對一模式運行20 套，一拖多模式運行15 套，配套安裝的抽油機為9 型彎梁變矩抽油機。截至目前，長達18 個月的運行，均未出現(xiàn)故障，同時根據(jù)流量計計量測算平均每口井回收伴生氣146m3/天，同時在降回壓、消隱患等方面都有較好的效果。

圖4 現(xiàn)場應用實物圖

3.1 裝置運行情況

無外接動力伴生氣回收裝置采用的是自動潤滑模式，上支撐桿環(huán)形空間作為儲油室，利用軟管連接，精密小巧閥門控制流量，保證氣缸在連續(xù)運行過程得到科學的潤滑，減少活塞運行的磨損，同時上下關節(jié)軸承及萬向軸承進行方向轉(zhuǎn)化，確保氣缸活塞和缸體一直處于垂直狀態(tài)，進過12 個月的試驗，經(jīng)拆解氣缸內(nèi)壁無損傷、劃痕、偏磨等問題，進一步說明該裝置結(jié)構(gòu)設計的合理性。

3.2 取得的效果

經(jīng)過18 個月的使用，伴生氣回收效果較好，并在降回壓、消除井組硫化氫濃度隱患、延長單井集油管線熱洗及除垢的周期、消除環(huán)境污染及經(jīng)濟效果等方面都有較好的效果。

3.2.1 降回壓效果

根據(jù)22 個井組冬季最高回壓數(shù)據(jù)來看，平均回壓降低了0.18MPa，其中最高的塬59-90 井組2018 年回壓達到2.4MPa，使用無外接動力伴生氣回收裝置后，同期回壓降到了1.8MPa，可見效果非常顯著。同時根據(jù)實際處理氣量來看，達到裝置負荷的60-70%之間，將回壓效果較好。同時伴生氣的和集油管線的混輸，有效的推動了含水原油的流速，因而管線結(jié)蠟、結(jié)結(jié)垢的速率明顯降緩，其中塬62-85 管線每年需熱洗2 次，然而該裝置投用后，僅熱洗管線一次，熱洗管線周期延長了180 天。

3.2.2 消除隱患保護環(huán)境效果

安裝35 臺該裝置后，消除了15 個無效排放燃燒的火炬，根據(jù)測算15 個排放火炬燃燒氣量約為2500m3，將產(chǎn)生4750kg 二氧化碳，同時還產(chǎn)生一氧化碳、粉塵等有害物質(zhì)，對環(huán)境造成嚴重污染。該裝置是密閉收集、壓縮、輸送伴生氣，致使井組硫化氫濃度明顯降低，沙25-21 井組日平均硫化氫濃度從42 降低到0，有效消除了人員中毒的風險。

該裝置投用前，該區(qū)塊加熱爐燃料是煤炭，加熱效率不高，員工勞動強度大，并煙氣的大量排放造成環(huán)境污染。直至無外接動力伴生氣回收裝置投用后，沿途的4座站點8 臺加熱爐燃料改為伴生氣，加熱效率明顯提高，外輸原油溫度得到了有效保障，并通過升級改造，加熱爐實現(xiàn)了自動化，員工勞動強度降低，受到抑制好評。

3.2.3 經(jīng)濟效益

3.2.3.1 直接效益

伴生氣在下游集中回收利用，每天單井按照處理140m3伴生氣計算，每m3伴生氣按照0.8 元計算，單井每年可直接產(chǎn)生經(jīng)濟效益大約4 萬元（年收益=每天單井處理伴生氣量m3×0.8 元/m3×365），如按照全廠5000口油井全部安裝該裝置，每年大約產(chǎn)生直接效益20000萬元（年收益=每天單井處理伴生氣量m3×0.8 元/m3×改造油井數(shù)量×365），可見經(jīng)濟效益非?？捎^。

3.2.3.2 間接效益

一是延緩了管線熱洗及除垢的周期，每年節(jié)約措施費用約500 萬元（按照全廠500 條井組管線計算，每條管線熱洗及除垢費用按照1 萬元計算）；二是8 臺加熱爐煤改氣每年節(jié)約燃料費約20 萬元；三是燃燒伴生氣環(huán)境污染政府的罰款及環(huán)境治理費用；四是潛在的硫化氫中毒隱患處置費用；五是提高了機械效率，節(jié)約了大量電費。

無外接動力伴生氣回收裝置成功的研制及應用，高效解決了采油井伴生氣回收問題，同時在降回壓、消除隱患、環(huán)境治理、提質(zhì)增效等方面都有較好的效益，特別是本生氣回收加工的副產(chǎn)品，會產(chǎn)生高額的經(jīng)濟回報，是一種綠色環(huán)保節(jié)能型裝置，在油氣田采油井單井和井組伴生氣回收中具有一定的推廣價值。