摘要：针对坪北油田集输系统存在的问题，为了减少伴生气损耗，提高管理水平，减轻工人的劳动强度。我们提出了对集输系统进行改造，分步实施油气分输及伴生气回收的工艺方案。通过项目的实施取得了较好的经济和社会效益。
关键词：伴生气；分离缓冲罐；天然气压缩机；螺杆混输泵
1.概况
坪北经理部油气集输系统采用生产平台来液→接转站→联合站三级布站模式，即单井来油经生产平台计量，自压至接转站，进分离缓冲罐进行气液分离，液相及部分气相通过螺杆泵输至联合站，部分伴生气用于平台的生产及生活。由于伴生套管气较多，为了保证各个采油平台油井正常生产，全经理部112座生产平台，其中90％的单井套管气在满足平台生产、生活用气后多余的天燃气引致天灯燃烧掉，造成较大的能源浪费。目前工艺主要存在以下几个方面的问题。
1.1 分离缓冲罐操作压力过高，伴生气分离不彻底。由于螺杆混输泵在输送油气混合物的过程中，受设备性能的影响，很难将原油中的伴生气输送干净。其次、螺杆混输泵输送原油的液气比过大，造成设备极易损坏，年维修费用达8000元/年以上。
1.2 输油干线压力高，输油泵负荷大。由于实现油气混输，大量气体进入输油干线后，造成输油干线压力过高，输油泵负荷增大。
1.3 单井套管气较大，天灯外排损失大。为了保证各个采油平台油井正常生产，各采油平台将各油井套管气全部汇集引出，在满足平台生产生活用气后多余的天燃气引致天灯点燃烧掉，江汉局节能监测站通过对近12口井的套管气进行测量计算，每天排放出的石油伴生气达2000m3/d多方。
1.4 原油进入联合站站储油罐后，仍有部分溶解气脱出。江汉局节能监测站通过对联合站2具3000m3的储油罐进行测量计算，油罐跑损天然气每天达到2800m3/d多方。这些从呼吸阀跑出的天然气直接排放到大气中，既浪费了能源，又造成环境污染。
1.5 联合队分线计量误差大。由于各接转站实现密闭集输后，联合站分线计量流量计受气体的影响，很难准确的计量来液量，计量误差高达40％以上。给生产指挥和数据分析带来了困难。
2.油气分输及套管气回收配套工艺
2.1 工艺技术
2.1.1 油气分输：
该工艺是将输油管线内的溶解气通过油气分离器进行初步分离，分离出的伴生气通过分离器自压进入集气系统集中处理，分离器内的液相及极少部分溶解气通过混输泵输往末站。以确保天然气得到充分的利用，同时可减少输油泵和输油管线的负荷。
2.1.2 套管气回收：
该工艺是将相邻平台的套管气用气网相连，达到平台之间的生产、生活用气可相互补充调剂。多余套管气通过压缩机输进集气管网，供其它站生产、生活用气。工艺技术上要求实现：微型压缩机可设定一定的参数，实现自动启停，自动保护，高低压报警等措施。
2.1.3 联合站储油罐跑损气回收：
该技术是将储油罐进行全封闭运行，利用导气管将储油罐内的天然气引致压缩机进行回收，。工艺技术上要求实现：当储油罐压力大于或等于某一设定值时，压缩机自动启机。当储油罐压力小于和等于某一设定值时，压缩机自动停机。
2.2 主要设备
2.2.1 分离缓冲器
利用分离缓冲罐实现油气分离，以减少输油泵和输油管线的负荷，达到伴生气可以集中回收处理的目的。同时，也便建立区域性集气管网，用于周边伴生气和套管气的回收。
缓冲分离器的主要功能：油气缓冲、油气分离，气液界面自动控制，超限报警自动保护。
2.2.2 螺杆混输泵
尽管实现了油气分输，但分离器内仍有少部分伴生气不可能完全脱出，为了较好的实现密闭集输工艺，这就需要选择一种较适合的油气混输泵，以便将少部分伴生气输往末站进行再分离，同时也可确保输油泵的正常运行。
主要功能：可平稳、连续输送油、气、水混合介质。主要特点：流量大、压力高、无脉动、振动小、噪音低、运转可靠、寿命长
2.2.3 微型天然气压缩机
由于坪北经理部特殊的地貌环境和生产现状。站点之间距离较大，山高沟深等困难，加之每座平台套管气量有限，平均在每天在100－300 m3/d之间。给天然气的压缩机选型也带来一点的困难。
经与厂家协商，我们同压缩机厂家共同开发研制了适应于坪北油田自然气候和生产实际的微型天然气压缩机，该压缩机工艺简单便于操作，排量较小，设备小，便于拆卸移动，安全，实用，当超过一定的运行参数后可实现自动保护。该压缩机为活塞式风冷固定式微型气体压缩机。
2.2.4 缓冲罐安装液位自动控制仪
改造前，缓冲罐液位靠天然气出口阀控制，由于各站点的来油量和气量不是均衡的，加之输油泵直抽输缓冲罐，操作不当，即可造成缓冲罐抽空和溢油事故。
在缓冲罐上安装液位自动控制仪，实现缓冲罐液位与输油泵排量的闭环控制，即可很好的解决这一难题。同时，也达到了降低分离器运行压力的目的。液位仪具有高低限声光报警功能。液位的多少可在液位控制箱内显示。
3.现场试验及效果分析
3.1 现场试验
3.1.1 P31接转站油气分输试验：
该站日产液量400m3，分离器日分离天然气3500 m3，缓冲罐操作压力0.45MPa，外输管压3.5MPa，输油泵功率75KW。缓冲罐通过天灯外排烧掉天然气1500 m3/d。
敷设P31站－联合站输气管线，计算运行压力0.3MPa。连接站内输气流程，形成P31站－联合站－经理部集气主管网带，将P31站原分离缓冲罐分离出的伴生气靠自压输往联合站。
该工艺改造的技术关键是如何控制好缓冲罐的液位和操作压力，如压力过高、液位过低则造成分离效果不好，大量的溶解气进入输油管线，造成输油管压高，输油泵负荷大，同时也造成单井回压增高。如压过低，液位过高则容易造成溢罐或气管线跑油事故。
缓冲罐安装顶装式液位传感器，通过液位传感器与输油泵变频器连接，实现缓冲罐液位与输油泵排量的闭环控制，达到缓冲罐的液位自动控制，缓冲罐操作压力最低运行的目的。
3.1.2 P120生产平台油气分输及安装微型压缩机试验：
该生产平台负责周边其它7座生产平台原油的接转任务，管线呈树枝状串联后进P120平台，加热炉升温后进P31接转站。周边平台单井回压最高为2.2 MPa，最低为1.2MPa，8座平台总液量为120 m3/d，伴生气约为1200 m3/d。
安装30 m3分离缓冲罐及油气混输泵，敷设P120至P31输气干线约500m。分离缓冲罐伴生气靠自压输往联合站。原油通过混输泵提压后输往P31接转站。
缓冲罐安装顶装式液位传感器，通过液位传感器与输油泵变频器连接，实现缓冲罐液位与输油泵排量的闭环控制，达到缓冲罐的液位自动控制，缓冲罐操作压力最低运行的目的。
安装微型压缩机，敷设P121、P122输气干线至P120平台约2500m。压缩机抽P121、P122、P120三座平台的套管气至联合站。
该工艺的技术关键是如何将附近7座平台的套管气进行集中收集，同时又要确保油井套压的稳定。通过多次调研及试验我们同压缩机厂家共同开发研制一种排量小、设备小、便于拆卸移动，安全，实用的微型微型天然气压缩机，将周边各平台套管气引致压缩机，增压后输至联合站。将压缩机进口压力设定为0.01－0.03MPa，既不影响油井的产液量又不影响平台的生产生活用气。运行参数实现自动控制、自动保护，确保单井套管压力平衡。
3.1.3 联合站1＃、2＃、3＃油罐大罐抽气试验
坪北经理部联合站目前有三座储油罐，容积各为3000m3，日处理油量约600m3/d，因原油脱水的要求，原油进罐温度由干线进站的平均30℃上升到50℃左右，原油温度升高了近20℃，由于油温升高，进储油罐后大量的溶解气开始析出，随呼吸阀外排。造成挥发损耗，日损耗天然气达2800 m3/d多方。
在联合站安装天然气压缩机，天然气缓冲罐，3座储油罐进行全密封运行，储油罐通过导气管将罐内天然气导至缓冲罐，压缩机抽缓冲罐气进输气干线。压缩机进出口压力进行自动控制。
该工艺的技术关键是如何确保3具储油罐内的压力稳定平衡，由于储油罐承压较低，压力稍有偏低和偏高极可能带来油罐抽瘪和鼓包等严重的事故。正常运行时是罐顶呼吸阀确保油罐的正常运行，达到罐内压力的平衡。储油罐全封闭运行后，虽然在压缩机的进口处安装了各种自动压力调节及保护系统，但一旦遇到故障停电、停机、仪器失灵等事故，罐内压力即可失去平衡，或超高、或负压，造成事故。为此，我们在天然气缓冲罐进口前再安装了一套水封装置和后置式压力自动调节阀，确保罐内压力超高或超低情况下，能及时的泄压或得到系统气压的补充。
3.2 现场效果分析
3.2.1 P31接转站效果分析
原集输工艺流程
论文作者:谢葵农
论文发表刊物:《基层建设》2017年第30期
论文发表时间:2018/1/20
标签：压缩机论文; 储油罐论文; 套管论文; 压力论文; 油气论文; 液位论文; 天然气论文; 《基层建设》2017年第30期论文;