油田伴生气采输技术综述

苏萍SU Ping；李宁LI Ning

（彭州华润燃气有限公司，彭州 611930）

（China Resources Gas Group Limited，Pengzhou 611930，China）

0 引言

在石油开采过程中所产生的伴生气，是溶解在原油中的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等气体的混合物，是开展石油化工综合利用的重要资源。我国已开发的各油田中，原油伴生气的资源十分丰富。全国平均每吨原油含伴生气71m3。早在1987年全国原油产量1.34 亿吨，潜含伴生气9,500,000,000m3，实际回收7,000,000,000m3，回收率约为73.7%。经过近20年的发展，我国的原油年产量已超过1.80 亿吨，其蕴含的伴生气产量也远远高于1987年的水平。另外，从伴生气的组成上看，各主要油田的伴生气均为富气，具有很高的综合利用价值。

1 我国油田伴生气利用现状

我国的油气处理是从60年代末开始的。当时进行油气处理，主要是为了降低原油损耗，回收的伴生气主要用作燃料。当时由于原油稳定装置很少，原有技术流程的密闭率很低，伴生气的回收率也很低。1978年，根据石油部的部署，一些油田积极与有关单位和高等院校合作，研究从伴生气中回收轻烃等技术，取得了一定的成功，并开始在油田推广使用。

从目前我国的实际情况看来，对于油田伴生气的利用程度已经相比以前有了较大的提高，然而与国外情况相比，仍有不小的差距。而另一方面，我国的天然气需求量不断增加，合理利用伴生气资源，发展伴生气采输和处理技术，无疑是一件一举多得的好事。

2 油田伴生气采输技术介绍

2.1 伴生气矿场集输、回收方法 通常情况下，伴生气矿场集输、回收方法，主要分为两种：①对于伴生气来说，如果排气量、井口回压、储存量比较小，并且年平均外输油管线压力低于2.5MPa，在这种情况下，通过井组、接转站进行增压，然后借助外输油管线进行输送。根据实测气量和回收厂站处理能力，可以将输送级数分为二级或三级。在油气混输过程中，需要注意，所产生的影响，以及管线、设备的防腐和温度、压力的变化等。在气量不稳定、气量偏低的情况下，可以使用油气混输，并且根据气量情况，可以调整搬迁使用井组及站点输送装置，这种方式造价比较低。其不足主要表现为：输送效率低，牵连环较多，原理结构复杂。②对于伴生气来说，如果气量、压力、储藏量比较大，在这种情况下，通过铺设专用输气管线进行输送，在输送过程中，需要注意输送距离，以及管线、设备的防腐、维护、检修等，为了提高产品的产量，必要的情况下可以扩建增压点，进一步提高输送效率。在气量稳定、气量较大的条件下，可以通过专用管线进行输送，其优点主要表现为：输气效率高，牵连环节少，使用、维护方便，这种输送方式的不足主要是工程造价比较高。

根据油田当地对产品需求情况和伴生气组分，进一步确定输送、回收的方法，进而采取相应的措施，降低产品的加工成本，提高利润率。当油田将伴生气采取适宜手段回收之后，就将面对如何外输其所回收的伴生气资源，以达到充分利用伴生气资源的目的。通常采用的方法包括：修建输气管道、并入输气干线以及液化伴生气外输等，各油田应根据其特有的地理位置条件、伴生气产量、有无就近输气干线等因素，选择采取何种外输方式，以达到最高的利润。本文将分别结合塔里木油田和渤海油田的情况阐述陆上和海上油田伴生气的采输技术。

2.2 陆上油田伴生气采输技术

2.2.1 非管网加气系统 对于油气区块天然气产量及储量相对较小，而且地处偏远，油气均不适合采用管输的油井区块。主要适合非管网加气系统利用方式。在该区块建一套简单的橇装处理系统，即增压—甲醇防冻—节流—分离—外输装瓶。然后再采取四川油田发明的一项新技术——非管网加气系统进行外输，类似技术在俄罗斯已有广泛应用。

2.2.2 转化为液体产品外输 伴生气可以生产合成油（汽油、柴油）。该技术应用较广的工艺为费-托转换法。以天然气为原料转化为合成油（液体烃）（简称为气制油（GTL）），目前已经是天然气大规模转化利用的途径之一，并实现了几种不同工艺的工业化。在人类进入21 世纪后，气制油工艺不仅可使边远地区（如塔里木油田）廉价天然气得以开发利用，而且就能源发展战略而言可为石油资源的部分接替准备一条现实而可靠的途径。

2.2.3 多相流混输技术 零散井(区块)天然气产量少，原油产量较大，各井与油田处理系统距离较远，天然气以往一般就地放空，原油仍以管线输送的油井或区块。如哈德油田、塔中40 等等。零散井伴生气最经济的利用方法是采用多相混输技术进行集输，汇集到附近的联合站进行分离，再进入邻近天然气装置处理，以进一步利用。

2.2.4 天然气水合物（NGH）固态储存 固态储存天然气，通常情况下就是储存天然气水合物（NGH）。该技术具有广阔的市场发展空间。其储存的方法是，在一定的压力和温度条件下，将天然气（主要是甲烷）转变成固体的结晶水合物。在常压条件下，只要温度低于水的冰点几度，这种固体天然气水合物即可储存在钢制储罐中。以水合物形式储运天然气，其优点主要表现为：简化工艺流程，只需一级冷却装置，不需其他的复杂设备；储存天然气的设备在水合物状态下不需要承受压力，其储存设备可以通过普通钢材制造；在水合物状态下储存天然气比较安全。据资料介绍，对运输天然气量大于0.1132×108m3时，管线直径Φ508，考虑合成原油生产厂的成本比液化天然气厂高30%，合成原油的运输成本是液化天然气运输成本的30%，天然气水合物生产储运的成本与其他几种储运方式相比具有很大的优势。

2.3 海上油田伴生气采输技术

2.3.1 海底管道输送 此方法国外采用的较多，技术成熟，不受气候条件影响，组成简单，容易管理，运行可靠，而且输送成本低。适用于百万m3/日的大流量输送，输送量在1.13～3.4×10m3/日时；输气成本在23.3～18.2 美元/千公里×千立方米。国外的铺管速度为1 公里/日以上，国内为0.2～0.5 公里/日。该方法，国外多用在使用期限为二十年以上的天然气输送。

2.3.2 压缩后船送 伴生气在生产轮或压缩平台，压缩注入运输轮的钢制容器中压力高达15MPa，穿梭运输于油田和目的港之间。也可用容器自行船运输。

国外可行性研究数据运输规模1.27×106m3/日时，船运成本为34.3 美元/km，因此它可用在短距离的群岛之间和将边缘地方的海上天然气运输上岸。其初始投资较低，但运输成本较高。

该方案需要设置专用码头和接管站。码头上设吊式输气、输油(水)管架、输气分配器，油泵和管道系统（气、油、水）卸船时用配有快接头的软管与码头管道系统相接，以容器内的压力能向接管站的多级压力容器逐级卸放（由高至低），后期用压缩机排送，直至容器内压至0.115MPa（绝对压力）为止卸气效率为95%以上。

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