陕北油田原油伴生气的收集与利用

□ 文/窦娅莉

陕北地区伴生气储量丰富，分布广泛，若能合理开发利用，将会产生巨大的经济效益。

原油伴生气是与原油一起生成的轻烃组分，在油藏中与原油互溶，当原油被开采后，油藏的温度、压力等原始条件被破坏，伴生气便以气体形态与粘稠的原油分离而单独析出，成为气流，随原油被采出地面。目前国内外利用伴生气的方法主要有：轻烃回收加工利用、建立燃气发电站、作为助燃气为锅炉加热、将伴生气并入生活及地方用气管网、注气采油等。

陕北地区油田普遍存在伴生气，据统计每年排放到大气中的伴生气高达1.5×108m3，相当于一个年产15万吨原油的油田。但是由于伴生气的单井产量较低，长期以来没有引起足够的重视，对其商业价值也缺乏详细的研究。

1.伴生气原始地质储量

油气储量计算，采用国家标准的容积法，即Gs= 10-4NRsi（1）。式中：Gs是溶解气的原始地质储量m3；N为原油的原始地质储量104t；Rsi为原始溶解气油比m3/t。

1.1 原油的原始地质储量（N）

以延长油田川口采油厂为例，北区原油地质储量的核算，采用容积法，各参数采用最新综合研究成果，确定在北区长61、长62，面积为27.84km2范围内，原油原始地质储量为1.404×107t。

1.2 原始溶解气油比（Rsi）

1997年,川口油田曾与大港油田合作，测试了3口井（南47、南70、白22）的原始溶解气油比，分别为35.2m3/t、34.0m3/t和35.2m3/t，平均为35.2m3/t。所选3口井在整个区域较典型，可将它们的平均值作为整个区块的计算值。将原油的地质储量1.404×107t和原始溶解气油比35.2m3/t代入式（1），计算得伴生气原始地质储量为4.94×108m3。

1.3 伴生气可采储量

对伴生气可采储量的计算，采用式，Ng=GsER（2）。式中：Ng代表伴生气的可采储量m3；ER表示伴生气的采收率。根据开发过程中驱动形式的转变，应用物质平衡原理，综合计算得出南47井的伴生气采收率为71.56%，南70井和白22井伴生气的采收率为75.02%和74.94%，取它们的ER平均值（73.84%）作为该区伴生气采收率值。

将地质储量4.94×108m3、ER平均值73.84%代入式（2），计算得伴生气的可采储量为3.65×108m3。

从事陕北地区油田开发的有延长油田股份有限公司、长庆油田公司。其中延长油田在陕北地区有22个采油厂，主要分布在榆林、延安两地区，分布面积为10.87万平方公里；长庆油田在陕北地区有5个采油厂，主要分布在榆林、延安两地区。延长油田2005年原油产量838.24万吨，初步估算，油田伴生气产量约为10000万m3以上。长庆油田公司在陕北地区，2006年原油产量514万吨，初步估算，伴生气产量约为8386万m3。由此可见，陕北地区油田伴生气存在巨大的商业价值，如果将其收集并合理利用，将会产生巨大的经济效益。

2.油田伴生气的处理

油田伴生气除了含有大量轻烃外，还含有少量的CO2、H2S、N2等，这些组分若直接进入轻烃区进行加工处理，则会影响液化气的质量，使液化气含硫超标，对设备管道有较大的腐蚀性，因此在利用之前必须先进行脱硫处理。

3.利用方案设计

单井产量较低时，收集成本过高，不适宜回收利用，可采用小型橇装轻烃回收装置。

对丛式井组，井数较多，产量可观，可通过简单管网集输至相应的集输站，进行集中利用。

3.1 油气混输

油气混输技术是近年来在海洋石油工业界较为广泛提及的一门新兴技术，具有如下优势：

（1）对已开发油田采用油气混输方式，既可充分利用现有生产设施，减少基建投资，又可降低回压，增加油气产量，从而有效地提高油田开发的经济效益。

（2）对新油田的开发，可节省油气分离设施，减少铺管作业和钢材消耗，延长混输管道的输送距离，避免在地理环境恶劣的地方建设油气处理厂。

（3）采用油气混输技术，简化了油气混合物的处理工艺。

陕北地区伴生气产量较高，可以采用油气混输技术。但是考虑到陕北地区地形的限制，架设管道存在一定的难度，架设管道的施工费用可能远远大于管道本身的价值，因此，需详细考察后再决定是否实施。

3.2 注气采油

通过向地层中注入天然气去补充底层能量的亏空，这对天然气的产量有一定的要求。然而对于伴生气，由于气量有限，单独注入气不能满足施工需要，为此可以考虑将天燃气与注入水共同注入地层，通过使用表面活性剂等形成泡沫驱，以此提高采收率，增大经济效益。

3.3 天然气发电

3.3.1 天然气发电的优势

环保性：更高的排放标准。燃气机组排放全面达到或超过欧Ⅳ标准，更环保，更节能。

经济性：综合利用燃气发电，成本远远低于采用柴油和重油发电，也低于市电价格，如果将排放出的热能加以综合利用，则会更进一步降低成本。

节能性：发电效率更高。进口燃气机组发电效率最高可以达到40%，远远大于低端品牌 32% 的水平。

可靠性：设备运行更稳定，在正常情况下，维修周期大幅延长。

安全性：采用具备专利技术的电脑模块控制，技术水平达到国际领先。

天然气发电的效率：一般天然气发电采用往复活塞式内燃机效率最高，国外颜巴赫、瓦克夏等品牌发电效率一般在38-40%，国内品牌做得最好的，一般在35-38%。采用燃气轮机发电，一般一次燃烧带动燃气轮机发电的效率为28-30%；二次蒸汽发电效率在15-20%。

3.3.2 天然气发电机组的选择

目前应用的机组主要是济南柴油机械厂和胜利油田动力机械厂生产的产品。机组在设计上具有运行安全可靠、操作简单的特点，具体情况如下：

（1）机组点火系统采用的是无触点式磁电机，在运转过程中无火花出现，起到了防爆作用，符合机组生产现场的安全要求。

（2）机组采用美国先进电子调速系统，具有高度的稳定性，反应较快，能够精确控制速度。

（3）安装报警装置，机组在运转过程中若出现紧急情况，能够发出声光报警信号。

（4）机组主控开关具有过流及短路保护功能，同时机组安装有逆功率继电器，当机组并联或并网运行过程中产生逆功率时，可自动切断主控开关，并发出声光报警信号。

鉴于具备上述优点，我们选择了T12V190ZD一2型天然气发电机组。

3.3.3 天然气使用前的处理

在实施发电时，需要对天然气进行处理。一般来说，需要在天然气进入机组前的流程上安装分离器（分离油滴）、干燥器（脱水）、储气罐（稳压）以及必要的过滤装置（推荐采用瓷管或纸芯过滤器），保证天然气中的杂质粒度小于5um，总含量不大于0.03g/m3。储气罐应设有安全阀门。

4.结论及建议

（1）陕北地区，较为适合的方案为伴生气发电。首先选择合适的地点建立发电站和伴生气处理装置，将井口流出的伴生气集中收集并输送至发电站，进行处理并发电。陕北地区油层普遍较浅，抽油机正常运转所需的动能也较小，且油井多为间歇式生产，如果能够合理调节油井的生产时间，发电机产生的电能完全可以供部分油井正常生产使用，多余的电能可输送至厂区照明使用，或并入地方输电线网，输送至其他地方。

（2）对于伴生气较少的油井，可以采用小型的天然气发电机带动抽油机运转，既可以节省能源，也避免了偏远地区油井工作的电力输送。如果伴生天然气中含硫等气体时，需要对天然气发电机进行改进，使其可以对燃烧后的废气进行简单过滤，除去二氧化硫等对大气容易造成污染的气体。

（3）以现有加气出租车和公交车为例，将发动机改造，使发动机直接以井口流出的天然气为原料进行工作，产生的动能直接带动抽油机运转。在陕北地区，电动机完全可以带动抽油机正常运转，所需的只是连续稳定的气流，可以将多口井产生的伴生气进行收集供一台发动机使用，解决这个问题。

（4）伴生气回收利用的关键是需要铺设输油管道，其技术的可行性和经济的合理性都需要科学的数据来支持。在缺少充分论证的情况下，大规模投资还存在一定的盲目性。具体而言,延长油田的22个采油厂，长庆油田的5个采油厂，分布在不同区域，哪些地区适合铺设管道，应该多方位地进行调查研究、科学论证，在此基础上制订出切实可行的实施规划。