套氣回收裝置在安塞油田應用效果評價

王海鵬 汪勇 楊玲 任鵬 李海 王明燦

摘要：為了解決油井伴生氣綜合回收利用問題，結合生產工藝現狀及特點，設計研發及引進多種套管氣回收裝置，有效解決伴生氣浪費問題。

關鍵詞：伴生氣;研發;套管氣回收裝置

一、基本情況

1.1資源及回收利用現狀：全廠油井開井總數***口，流程井場***座，伴生氣資源總量44.5萬方/天，分布在**個區塊。

1.2套管氣回收裝置現狀：分為井口回收裝置和油氣混輸裝置兩大類，全廠現有6種試驗集氣設備，目前主要以直讀防凍定壓套氣閥（定壓閥）為主。

二、工藝特點及應用

2.1直讀防凍定壓套氣閥（定壓閥）

2.1.1工作原理：當套氣壓力高于回壓時，單向閥打開，套氣進入出油管線;套氣壓力不

足時單向閥關閉，防止含水原油倒流。

2.1.2應用情況：目前全廠配套1444套，實現了8個富氣區伴生氣全部回收，火炬全部消滅。定壓閥安裝便捷、無需動火的特點適用于氣量適中、低回壓井。

2.2井口壓差式伴生氣回收裝置（侯寧防倒流定壓閥）

2.2.1工作原理：該裝置配置2組單流閥，分別控制套氣和原油流轉。抽油機下行回壓下降下部單流閥關閉，上部單流閥打開套氣進入油管;抽油機上行回壓上升，下部單流閥打開，上部單流閥關閉，原油混合套氣進入出油管線流程。

2.2.2應用情況：在王南作業區10座井組安裝應用15套，平均回壓下降0.8MPa，該裝置應用2組單流閥，極大程度降低了集氣壓力。

2.3套管氣回收裝置（單級活塞式壓縮裝置）

2.3.1工作原理：該集氣裝置為活塞式單級壓縮。動力由抽油機提供，當抽油機驢頭上行時，壓縮機活塞對應上行，該過程為吸氣過程;當抽油機驢頭下行時，活塞對應下行，壓縮機容積變小，氣體經過壓縮達到一定壓力后打開單流閥，直接進入原油集輸管線，從而達到集氣外輸的目的。

2.3.2應用情況：該裝置經2011年在杏北使用，經不斷改進，目前運行穩定可靠，集氣效果良好，在用13套安裝后回壓降低0.5-1.0MPa。2019年4月，張渠東75-20井安裝后，回壓下降1Mpa，并解決了套管長期憋壓以及含硫化氫氣體不能有效回收的問題。

2.3.3對抽油機影響情況：經過現場電流檢測對比，安裝后電流相比安裝前有所增加，平均上升0.6A;平衡率平均從92.2%變化為95.9%，套管氣回收裝置對抽油機平衡基本無影響。

2.3.4套管氣回收情況：經現場測試和計算，該套管氣回收裝置最大排量約100m3/d。由于杏北、張渠區塊氣量低，目前未能測出實際最大排量。

2.3.5檢維修情況：該裝置委托市場化服務商實行季度檢維修，中心站負責日常檢查保養緊固。裝置平均免維護周期在1.5年，易損件（密封環、高壓油管、油封等）平均更換周期在8-10個月。

2.3.6安裝維護費用：單臺套管氣回收裝置4萬元，安裝費用0.5萬元，平均單臺維護費用0.4萬元。

2.4同步回轉壓縮機

2.4.1工作原理：同步回轉壓縮機主要由氣缸和與之內切的轉子兩個柱形體組成，轉子通過滑塊帶動氣缸轉動，此時氣缸和轉子間由滑塊分割成容積不斷變化的吸入腔和壓縮腔，從而實現介質的不斷吸入和壓縮排出過程。

2.4.2應用情況：自2013年以來投入使用55臺，投運后井組降回壓明顯，由于設備與維護費用高，目前僅侯南26臺有維護合同正常運行和維護。

2.5偏心回轉擺動油氣混輸泵

2.5.1工作原理：通過擺軸在油缸中以往復擺動的方式引起容積變化，吸油腔的容積不斷增大、形成真空，介質通過吸油口不斷進入吸油腔，滑板另一側排油腔的容積不斷減小，工作介質通過排油口排出，進而完成吸油、排油過程。

2.5.2應用情況：2017年4月，在王10倒現場試驗，該撬能夠替代100m3/d以下的低效站點運行，但泵的攜氣能力較差（實際輸送氣量400m3/d），且故障率較高。

三、效果評價

3.1對比3種井口回收裝置的價格和優缺點，建議在氣量適中、回壓較低的常規井組繼續采用定壓閥，氣量大、易套返井采用侯寧防倒流定壓閥，針對氣量較小（井組氣量<200m3/d、單井<50m3/d）無法使用定壓閥集氣的井組采用“單級活塞式壓縮裝置”，當井組氣量大于200m3/d，可以考慮安裝2臺或多臺。

3.2 針對集輸半徑超過2.5km、伴生氣大以及回壓高的大井組，在缺少集氣管線的情況下，建議使用同步回轉壓縮機實現油氣混輸。

3.3建議將油氣混輸納入無人值守站改造范圍。改造方案中充分考慮伴生氣的同步回收，對于液量及伴生氣較低的低效站點，堅持使用可靠的油氣混輸裝備，統一設備選型及適用條件，也有利于后期的日常維護。