套气回收装置在安塞油田应用效果评价

王海鹏 汪勇 杨玲 任鹏 李海 王明灿

摘要：为了解决油井伴生气综合回收利用问题，结合生产工艺现状及特点，设计研发及引进多种套管气回收装置，有效解决伴生气浪费问题。

关键词：伴生气;研发;套管气回收装置

一、基本情况

1.1资源及回收利用现状：全厂油井开井总数***口，流程井场***座，伴生气资源总量44.5万方/天，分布在**个区块。

1.2套管气回收装置现状：分为井口回收装置和油气混输装置两大类，全厂现有6种试验集气设备，目前主要以直读防冻定压套气阀（定压阀）为主。

二、工艺特点及应用

2.1直读防冻定压套气阀（定压阀）

2.1.1工作原理：当套气压力高于回压时，单向阀打开，套气进入出油管线;套气压力不

足时单向阀关闭，防止含水原油倒流。

2.1.2应用情况：目前全厂配套1444套，实现了8个富气区伴生气全部回收，火炬全部消灭。定压阀安装便捷、无需动火的特点适用于气量适中、低回压井。

2.2井口压差式伴生气回收装置（侯宁防倒流定压阀）

2.2.1工作原理：该装置配置2组单流阀，分别控制套气和原油流转。抽油机下行回压下降下部单流阀关闭，上部单流阀打开套气进入油管;抽油机上行回压上升，下部单流阀打开，上部单流阀关闭，原油混合套气进入出油管线流程。

2.2.2应用情况：在王南作业区10座井组安装应用15套，平均回压下降0.8MPa，该装置应用2组单流阀，极大程度降低了集气压力。

2.3套管气回收装置（单级活塞式压缩装置）

2.3.1工作原理：该集气装置为活塞式单级压缩。动力由抽油机提供，当抽油机驴头上行时，压缩机活塞对应上行，该过程为吸气过程;当抽油机驴头下行时，活塞对应下行，压缩机容积变小，气体经过压缩达到一定压力后打开单流阀，直接进入原油集输管线，从而达到集气外输的目的。

2.3.2应用情况：该装置经2011年在杏北使用，经不断改進，目前运行稳定可靠，集气效果良好，在用13套安装后回压降低0.5-1.0MPa。2019年4月，张渠东75-20井安装后，回压下降1Mpa，并解决了套管长期憋压以及含硫化氢气体不能有效回收的问题。

2.3.3对抽油机影响情况：经过现场电流检测对比，安装后电流相比安装前有所增加，平均上升0.6A;平衡率平均从92.2%变化为95.9%，套管气回收装置对抽油机平衡基本无影响。

2.3.4套管气回收情况：经现场测试和计算，该套管气回收装置最大排量约100m3/d。由于杏北、张渠区块气量低，目前未能测出实际最大排量。

2.3.5检维修情况：该装置委托市场化服务商实行季度检维修，中心站负责日常检查保养紧固。装置平均免维护周期在1.5年，易损件（密封环、高压油管、油封等）平均更换周期在8-10个月。

2.3.6安装维护费用：单台套管气回收装置4万元，安装费用0.5万元，平均单台维护费用0.4万元。

2.4同步回转压缩机

2.4.1工作原理：同步回转压缩机主要由气缸和与之内切的转子两个柱形体组成，转子通过滑块带动气缸转动，此时气缸和转子间由滑块分割成容积不断变化的吸入腔和压缩腔，从而实现介质的不断吸入和压缩排出过程。

2.4.2应用情况：自2013年以来投入使用55台，投运后井组降回压明显，由于设备与维护费用高，目前仅侯南26台有维护合同正常运行和维护。

2.5偏心回转摆动油气混输泵

2.5.1工作原理：通过摆轴在油缸中以往复摆动的方式引起容积变化，吸油腔的容积不断增大、形成真空，介质通过吸油口不断进入吸油腔，滑板另一侧排油腔的容积不断减小，工作介质通过排油口排出，进而完成吸油、排油过程。

2.5.2应用情况：2017年4月，在王10倒现场试验，该撬能够替代100m3/d以下的低效站点运行，但泵的携气能力较差（实际输送气量400m3/d），且故障率较高。

三、效果评价

3.1对比3种井口回收装置的价格和优缺点，建议在气量适中、回压较低的常规井组继续采用定压阀，气量大、易套返井采用侯宁防倒流定压阀，针对气量较小（井组气量<200m3/d、单井<50m3/d）无法使用定压阀集气的井组采用“单级活塞式压缩装置”，当井组气量大于200m3/d，可以考虑安装2台或多台。

3.2 针对集输半径超过2.5km、伴生气大以及回压高的大井组，在缺少集气管线的情况下，建议使用同步回转压缩机实现油气混输。

3.3建议将油气混输纳入无人值守站改造范围。改造方案中充分考虑伴生气的同步回收，对于液量及伴生气较低的低效站点，坚持使用可靠的油气混输装备，统一设备选型及适用条件，也有利于后期的日常维护。