陜北油田原油伴生氣的收集與利用

□ 文/竇婭莉

陜北地區伴生氣儲量豐富，分布廣泛，若能合理開發利用，將會產生巨大的經濟效益。

原油伴生氣是與原油一起生成的輕烴組分，在油藏中與原油互溶，當原油被開采后，油藏的溫度、壓力等原始條件被破壞，伴生氣便以氣體形態與粘稠的原油分離而單獨析出，成為氣流，隨原油被采出地面。目前國內外利用伴生氣的方法主要有：輕烴回收加工利用、建立燃氣發電站、作為助燃氣為鍋爐加熱、將伴生氣并入生活及地方用氣管網、注氣采油等。

陜北地區油田普遍存在伴生氣，據統計每年排放到大氣中的伴生氣高達1.5×108m3，相當于一個年產15萬噸原油的油田。但是由于伴生氣的單井產量較低，長期以來沒有引起足夠的重視，對其商業價值也缺乏詳細的研究。

1.伴生氣原始地質儲量

油氣儲量計算，采用國家標準的容積法，即Gs= 10-4NRsi（1）。式中：Gs是溶解氣的原始地質儲量m3；N為原油的原始地質儲量104t；Rsi為原始溶解氣油比m3/t。

1.1 原油的原始地質儲量（N）

以延長油田川口采油廠為例，北區原油地質儲量的核算，采用容積法，各參數采用最新綜合研究成果，確定在北區長61、長62，面積為27.84km2范圍內，原油原始地質儲量為1.404×107t。

1.2 原始溶解氣油比（Rsi）

1997年,川口油田曾與大港油田合作，測試了3口井（南47、南70、白22）的原始溶解氣油比，分別為35.2m3/t、34.0m3/t和35.2m3/t，平均為35.2m3/t。所選3口井在整個區域較典型，可將它們的平均值作為整個區塊的計算值。將原油的地質儲量1.404×107t和原始溶解氣油比35.2m3/t代入式（1），計算得伴生氣原始地質儲量為4.94×108m3。

1.3 伴生氣可采儲量

對伴生氣可采儲量的計算，采用式，Ng=GsER（2）。式中：Ng代表伴生氣的可采儲量m3；ER表示伴生氣的采收率。根據開發過程中驅動形式的轉變，應用物質平衡原理，綜合計算得出南47井的伴生氣采收率為71.56%，南70井和白22井伴生氣的采收率為75.02%和74.94%，取它們的ER平均值（73.84%）作為該區伴生氣采收率值。

將地質儲量4.94×108m3、ER平均值73.84%代入式（2），計算得伴生氣的可采儲量為3.65×108m3。

從事陜北地區油田開發的有延長油田股份有限公司、長慶油田公司。其中延長油田在陜北地區有22個采油廠，主要分布在榆林、延安兩地區，分布面積為10.87萬平方公里；長慶油田在陜北地區有5個采油廠，主要分布在榆林、延安兩地區。延長油田2005年原油產量838.24萬噸，初步估算，油田伴生氣產量約為10000萬m3以上。長慶油田公司在陜北地區，2006年原油產量514萬噸，初步估算，伴生氣產量約為8386萬m3。由此可見，陜北地區油田伴生氣存在巨大的商業價值，如果將其收集并合理利用，將會產生巨大的經濟效益。

2.油田伴生氣的處理

油田伴生氣除了含有大量輕烴外，還含有少量的CO2、H2S、N2等，這些組分若直接進入輕烴區進行加工處理，則會影響液化氣的質量，使液化氣含硫超標，對設備管道有較大的腐蝕性，因此在利用之前必須先進行脫硫處理。

3.利用方案設計

單井產量較低時，收集成本過高，不適宜回收利用，可采用小型橇裝輕烴回收裝置。

對叢式井組，井數較多，產量可觀，可通過簡單管網集輸至相應的集輸站，進行集中利用。

3.1 油氣混輸

油氣混輸技術是近年來在海洋石油工業界較為廣泛提及的一門新興技術，具有如下優勢：

（1）對已開發油田采用油氣混輸方式，既可充分利用現有生產設施，減少基建投資，又可降低回壓，增加油氣產量，從而有效地提高油田開發的經濟效益。

（2）對新油田的開發，可節省油氣分離設施，減少鋪管作業和鋼材消耗，延長混輸管道的輸送距離，避免在地理環境惡劣的地方建設油氣處理廠。

（3）采用油氣混輸技術，簡化了油氣混合物的處理工藝。

陜北地區伴生氣產量較高，可以采用油氣混輸技術。但是考慮到陜北地區地形的限制，架設管道存在一定的難度，架設管道的施工費用可能遠遠大于管道本身的價值，因此，需詳細考察后再決定是否實施。

3.2 注氣采油

通過向地層中注入天然氣去補充底層能量的虧空，這對天然氣的產量有一定的要求。然而對于伴生氣，由于氣量有限，單獨注入氣不能滿足施工需要，為此可以考慮將天燃氣與注入水共同注入地層，通過使用表面活性劑等形成泡沫驅，以此提高采收率，增大經濟效益。

3.3 天然氣發電

3.3.1 天然氣發電的優勢

環保性：更高的排放標準。燃氣機組排放全面達到或超過歐Ⅳ標準，更環保，更節能。

經濟性：綜合利用燃氣發電，成本遠遠低于采用柴油和重油發電，也低于市電價格，如果將排放出的熱能加以綜合利用，則會更進一步降低成本。

節能性：發電效率更高。進口燃氣機組發電效率最高可以達到40%，遠遠大于低端品牌 32% 的水平。

可靠性：設備運行更穩定，在正常情況下，維修周期大幅延長。

安全性：采用具備專利技術的電腦模塊控制，技術水平達到國際領先。

天然氣發電的效率：一般天然氣發電采用往復活塞式內燃機效率最高，國外顏巴赫、瓦克夏等品牌發電效率一般在38-40%，國內品牌做得最好的，一般在35-38%。采用燃氣輪機發電，一般一次燃燒帶動燃氣輪機發電的效率為28-30%；二次蒸汽發電效率在15-20%。

3.3.2 天然氣發電機組的選擇

目前應用的機組主要是濟南柴油機械廠和勝利油田動力機械廠生產的產品。機組在設計上具有運行安全可靠、操作簡單的特點，具體情況如下：

（1）機組點火系統采用的是無觸點式磁電機，在運轉過程中無火花出現，起到了防爆作用，符合機組生產現場的安全要求。

（2）機組采用美國先進電子調速系統，具有高度的穩定性，反應較快，能夠精確控制速度。

（3）安裝報警裝置，機組在運轉過程中若出現緊急情況，能夠發出聲光報警信號。

（4）機組主控開關具有過流及短路保護功能，同時機組安裝有逆功率繼電器，當機組并聯或并網運行過程中產生逆功率時，可自動切斷主控開關，并發出聲光報警信號。

鑒于具備上述優點，我們選擇了T12V190ZD一2型天然氣發電機組。

3.3.3 天然氣使用前的處理

在實施發電時，需要對天然氣進行處理。一般來說，需要在天然氣進入機組前的流程上安裝分離器（分離油滴）、干燥器（脫水）、儲氣罐（穩壓）以及必要的過濾裝置（推薦采用瓷管或紙芯過濾器），保證天然氣中的雜質粒度小于5um，總含量不大于0.03g/m3。儲氣罐應設有安全閥門。

4.結論及建議

（1）陜北地區，較為適合的方案為伴生氣發電。首先選擇合適的地點建立發電站和伴生氣處理裝置，將井口流出的伴生氣集中收集并輸送至發電站，進行處理并發電。陜北地區油層普遍較淺，抽油機正常運轉所需的動能也較小，且油井多為間歇式生產，如果能夠合理調節油井的生產時間，發電機產生的電能完全可以供部分油井正常生產使用，多余的電能可輸送至廠區照明使用，或并入地方輸電線網，輸送至其他地方。

（2）對于伴生氣較少的油井，可以采用小型的天然氣發電機帶動抽油機運轉，既可以節省能源，也避免了偏遠地區油井工作的電力輸送。如果伴生天然氣中含硫等氣體時，需要對天然氣發電機進行改進，使其可以對燃燒后的廢氣進行簡單過濾，除去二氧化硫等對大氣容易造成污染的氣體。

（3）以現有加氣出租車和公交車為例，將發動機改造，使發動機直接以井口流出的天然氣為原料進行工作，產生的動能直接帶動抽油機運轉。在陜北地區，電動機完全可以帶動抽油機正常運轉，所需的只是連續穩定的氣流，可以將多口井產生的伴生氣進行收集供一臺發動機使用，解決這個問題。

（4）伴生氣回收利用的關鍵是需要鋪設輸油管道，其技術的可行性和經濟的合理性都需要科學的數據來支持。在缺少充分論證的情況下，大規模投資還存在一定的盲目性。具體而言,延長油田的22個采油廠，長慶油田的5個采油廠，分布在不同區域，哪些地區適合鋪設管道，應該多方位地進行調查研究、科學論證，在此基礎上制訂出切實可行的實施規劃。