长庆油田位于鄂尔多斯盆地，属特低渗透油气田，油气资源丰富，区域近37×104 km2，主要包括陇东油区和陕北油区13个采油单位，有增压点、转油站及联合站917座，有各类加热炉3 125台。目前长庆油田的原油生产能力达到2 400×104 t/a(2013年)，伴生气资源比较丰富。溶解气储量主要分布在安塞、靖安、吴起、白豹、姬塬、西峰、镇北、华庆等主力油田，这些区块原油产量占油田总产量的70%~80%，原始气油比普遍较高(53~116 m3/t)，尤其是最新开发的高52井区(长10油藏，原始地层气油比116.9 m3/t)、华庆油田(长6油藏, 原始地层气油比115.7 m3/t)、姬塬(长8油藏，原始地层气油比97.53 m3/t)，按生产气油比40 m3/t原油，70%原油产量简单测算，伴生气为3.85×108 m3。长庆油田公司近年来根据伴生气的分布特点，从中选精选优，先肥后贫逐步进行综合利用，到2013年底现已建成轻烃厂18座。
油田伴生气是伴随原油共生的，是原油中富含的可燃气体，随原油同时采出，并在开采、集输过程中从原油中分离出来。其主要成分是饱和烃，通常为无色气体，密度比空气轻，属甲类易燃气体，具有易燃易爆、易扩散性，还具有一定毒性和腐蚀性[1]。
目前，油田伴生气经轻烃回收装置生产的产品主要是干气、液化石油气和稳定轻烃3种[2]。烃类气体主要为饱和的脂肪族链状烃类混合物(烷烃)。因烷烃含量比气田气高，因而回收的伴生气中轻烃数量也多，这是伴生气与天然气的主要区别, 具体参数见表 1。
油田伴生气的回收利用在很早以前就引起人们的重视，也开发出了多种相应的技术。但由于伴生气的组成和气量的多变性和复杂性，油田建设地形的多样化，以及油井生产情况的复杂性，形成了不同油区的伴生气回收利用方案和技术的多样性[3-4]。
结合长庆油田伴生气特点，目前常用的回收技术见表 2。
在油井套管上安装气体压力单向泄放装置，可以根据油井的回压大小设定最小开启压力。当抽油机下冲程时回压降低，套管气压力超过设定值时单向泄放到采油树流程中；上冲程时单流阀关闭, 伴生气混入原油输送到下游，见图 1。该技术在西峰油田使用效果较好。
该装置采用外加电源，电机带动压缩机运转，井场的低压套管气通过压缩机的一、二级压缩缸升压，压缩排出汇入采油管混输至下游。该技术适合于绝大多数井场套管气的集气，并用于采油一厂王窑区井场，运行效果很好。
该工艺无需额外提供动力，抽气筒活塞连杆焊接在抽油机游梁上，依靠游梁上下往复运动，带动抽气筒活塞完成对套管气的抽吸与压缩，压缩后的气体注入采油树流程混输至下游。该装置主要由抽气泵、支架导轨和气路系统3部分组成，见图 2。
利用螺杆泵可以输送单一的或多种混合介质，包括含气的或容易产生气泡的，高黏度的或非流动的，以及含有固体颗粒或纤维的液体。螺杆混输泵可将气油比为5~80 m3/t的油气一起增压输送到下游站场，适合于大井场的套管气、增压点及接转站的油气混输。该技术在采油三厂、采油五厂及低效储量合作区等油田普及使用，绝大部分站场的螺杆泵质量及变频、自控系统都运行理想，适合于推广应用。
一些接转站、增压点站场改造时，受油气混输泵改造投资和安装位置的限制(平均6 m长)，同时伴生气压缩机回收技术工艺的逐步完善和趋于稳定，可使用压缩机将伴生气单独增压后插入外输泵出口。
敷设集气管道不增压输送套管气或站点分离出的伴生气，适合于地势起伏小，较为平坦的地区。对于复杂地形，伴生气必须采取相应措施，确保伴生气在输送过程中不产生积液。
伴生气剩余压力不够或不增压输送不经济时，需考虑增压管输。增压管输分低压(0.6 MPa)输送和中压输送(2.5 MPa)，一般不考虑高压输送。低压输送不存在水合物冻堵情况，超过0.6 MPa时，在冬季会产生水合物，并堵塞管线(0.6 MPa下，水合物形成温度2~3 ℃)。因此，短距离输送可采用低压输送，较长距离输送采用中压输送。中压输送时，需设置伴生气脱水装置，一般采用分子筛脱水，以保证在中压条件下水露点低于输气温度。
使用抽气压缩机将转油站、联合站内脱水沉降罐或其他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。该技术适合几乎所有站场的油罐挥发气回收，应该加以大力推广使用。在回收油罐挥发气创效的同时，还可以减轻储油罐的内壁腐蚀，解决了站场油罐气对站场造成的污染及安全隐患。
在保证缓冲罐液相自压进油罐的压力条件下，通过与冷油换热再升温至一定温度，保证进罐原油的饱和蒸气压略低于当地大气压即可。此工艺简单，能耗低，并起到脱气效果，适合用于小型站场。
通过加热闪蒸或负压抽气将原油中易挥发的轻烃组分回收，同时使原油的饱和蒸气压降低，满足原油达到外输条件，同时经稳定后的原油在下游集输储运过程中损耗降到最低。
油田伴生气目前主要用作燃料气、发电用气、轻烃回收装置原料气。除西峰油田伴生气回收及综合利用较好外，其他大部分区块都存在伴生气放空现象，放空形式如下：井场套管气直接点火放空; 接转站、增压点剩余伴生气点火放空; 联合站、拉油站剩余伴生气点火放空；联合站、拉油站等油罐气放空。长庆油田伴生气使用情况见表 3。
(1) 目前，油田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。
(2) 大部分规模较大的站场在伴生气富裕的情况下，均采用伴生气或轻烃回收装置生产的干气作燃料气。
(3) 井口回压较高的井场采用套管气加热，降低井口回压。
(4) 为一些生活点供气[5-6]。
一些伴生气量较大的井场及站点，采油厂积极利用节能专项资金或引进其他资金建设一些燃气发电机组。除水电厂投资建设的1 500 kW容量的白豹发电站外，还有外来投资者或油田公司自行投资的电站共计9个。另外，长庆油田先后在盘古梁、吴起、云盘山、麻黄山、白豹、镇北等井区井场安装了47套燃气发电机组。这些电站及发电机组共计装机容量为14 460 kW，实际运行负荷10 840 kW，备用容量为3 620 kW，燃气发电用伴生气量10.4×104 m3/d，约占总量的10.1%，而且有上升的趋势。
利用轻烃装置生产的剩余干气作为燃料发电也是较为彻底的回收利用伴生气的一种方式。目前，西一联轻烃厂干气发电工程就是这样将放空烧掉的干气回收利用的一项工程。该工程总装机容量5 MW，设置3台2 000 kW和1台500 kW燃气发电机组，可将目前轻烃厂生产的副产品干气(约3.7×104~4.2×104 m3/d)彻底利用，进一步回收了有效资源，保护了环境，提高了经济效益[7]。
原油稳定气、大罐挥发气、站外套管气经抽气压缩机增压后，进入原料气压缩机辅机橇内的一级入口冷却器和分离器，冷却来气并分离出液体，气体进入脱硫装置。脱硫后进入原料气压缩机一级缸，增压至600~800 kPa，再进入辅机橇内二级入口冷却器和分离器，冷却分离后进入分子筛脱水橇，脱除气体中携带的饱和水，避免在制冷系统发生冰堵。脱水后的气体进入压缩机二级缸，继续增压至2 000~2 200 kPa。增压后的气体经压缩机二级出口冷却器冷却，再与出装置的干气换热，最后经丙烷蒸发器冷冻至-10~-15 ℃后进入脱乙烷塔中部，在塔内与塔顶喷淋的冷冻油逆向接触，吸收气体中的C3+组分，C1、C2自塔顶与装置自产的稳定轻烃经静态混合器混合后，进入丙烷蒸发器冷冻至-20~-25 ℃，在低温分离器中分离出干气，与原料换冷后作为燃料去各用气点；低温分离器底部的冷冻油作为吸收剂进入脱乙烷塔顶部喷淋。
脱乙烷塔底部液体经重沸器加热，在塔内提馏出C1、C2组分，以确保液化气产品质量合格。塔底液体与稳定轻烃换热后进入液化气塔中部，塔顶气体经冷却后进入回流罐内。回流泵抽出后，一部分作为回流返回塔顶，一部分为合格产品液化石油气去罐区。塔底液体经换热、冷却后，一部分与脱乙烷塔顶气体混合后去冷冻系统，另一部分作为产品去罐区。轻烃回收装置流程示意图见图 3。分馏单元流程示意图见图 4。
长庆油田近年来在油田伴生气各项技术的综合利用方面取得了良好的效果。2011年至2013年，伴生气回收量从8 060×104 m3提高到13 200×104 m3；轻烃生产量从76 591 t提高到111 682.1 t；燃气发电量基本平稳；CNG生产量从206.50 ×104 m3提高到1 034.88×104 m3。综合利用效果明显，企业效益显著增加，具体情况见表 4和图 5。
油田伴生气的开发、利用发展前景广阔，效果良好，是非常不错的清洁能源，主要表现在：
(1) 近几年长庆油田通过加大对伴生气资源的综合利用，提高了油田开发管理水平，减少了污染，达到了节能减排的目的，降低了生产过程中的安全风险。
(2) 可延长油田开发的产业链，提高能源综合利用率。
(3) 可改善环境，降低PM2.5，促进生态文明建设。
2015, Vol. 44 Issue (2): 60-64
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