渤海油田低压天然气射流技术回收研究与应用效益

张绍谦，汪本武，张海兵，范江涛，胡忠良，李鹏冲，乔胜勇，崔朋朋，高 杰，刘 荣

(1.中海油能源发展股份有限公司采油服务分公司 天津300452；2.天津分公司渤南作业公司 天津300452；3.辽宁飞鸿达节能设备技术开发有限公司 辽宁沈阳113122)

0 引 言

海上采油平台油气生产的工艺流程一般是：原油从井口采出，首先进入一级分离器进行气、液分离，分离出的天然气作为平台燃料气或商业气被充分利用，液相则进入二级分离器继续处理；二级分离器通过降压，原油中伴生气继续析出，此部分气体由于气量小、压力低，通常排放到火炬系统燃烧掉，既造成了能源的损失，也增加碳排放的污染。从节能降耗、降低污染的角度出发，这部分低压天然气需要进行回收，尽量减少火炬的燃烧排放。

目前，油田普遍采用压缩机来进行低压天然气增压的回收技术，尽管技术成熟，但压缩机橇块整体投资较大，而且在生产的海上平台可利用空间不多，一些平台甚至需要外扩甲板，同时进行消防安全系统的适应性改造，工程量巨大。在某些回收量不大的油田，投资收益率低，同时压缩机属于耗能设备，在可回收气量较小的情况下，能耗比低。这些情况，制约了火炬排放气回收的积极性。

1 射流增压装置简介

1.1 工作原理

射流增压技术来源于文丘里效应原理，文丘里效应，也称文氏效应，其工作原理为：高压气体通过拉法尔喷嘴产生超音速气流，压力转变成动能，低压气体被超音速气流裹挟，吸入锥形接收器(混合管)，在混合管内，高速、低速两种气体迅速进行能量和动量交换，成为具有统一速度和压力的混合气体。再进入尾部扩压管，在扩压管内混合流体的速度逐步降低，动能转变成压力(图1)。

图1 射流装置简图Fig.1 Brief diagram of jet unit

1.2 技术特点

目前的回收技术以增压压缩机回收为主，该技术应用成熟，可选择的压缩机形式较多，但前期投资较大，平台改造工作量大，后期操作维护成本较高。射流装置应用于低压天然气增压项目，具有比较明显的优势，见表1所示。

表1 射流增压装置与压缩机增压对比表Tab.1 Comparison table between jet supercharger and compressor supercharger

但是，射流增压装置在海上平台应用也有其局限性：①要有足够流量的高压天然气作为驱动气源，一般来讲高压天然气压力是低压气的 2倍以上(膨胀比)就能实现对低压介质增压的需求，膨胀比越大，增压效果越明显。②低压天然气增压能力(压缩比)限制，即压缩比，是射流增压后混合气体压力与低压天然气压力的比值。一般情况下，单级压缩比小于 6，压缩比越小，高压气源用量越少，经济效益越显著。③回收系统的设计工作针对性强，高低压气源的物性参数对系统设计影响大，基础数据收集细致，一般情况下，设备通用性不强。④回收后的天然气要有明确的去处，可以进入燃料气系统或者再增压后进入海底管网外输。⑤高压气源流量、压力要相对稳定。

2 射流增压装置在目标油田的可行性分析

根据射流增压装置的特点，我们通过对部分在生产油田进行调查，对上百组数据进行分析计算，因为射流增压装置在渤海区域具有一定的使用和推广潜力。

2.1 已经具备的条件

渤海某平台配备有 3台燃气压缩机，出口压力4500kPaG，单台处理量约 18×104Sm3/d，目前采取3台压缩机同时运转的工作方式连续运转，设计处理量约 54×104Sm3/d，平台处理天然气量约33×104Sm3/d，富余处理量 21×104Sm3/d。

二级分离器V-2002的伴生气量约10000Sm3/d，操作压力 30kPaG，气体流动时温度 64.3～71.4℃。二级分离器作为原油处理流程的重要节点，进入二级分离器的原油流量稳定，分离出来的伴生气产量相对较为稳定。

该平台处在天然气管网之内，回收后的低压天然气进入外输压缩机入口的天然气冷却器流程，经过压缩机进行增压后，最终输送至陆地终端，有充足的用气需求。以上条件，均满足射流增压装置的利用条件。天然气组分见表2。

表2 天然气组分表Tab.2 Natural gas composition table

2.2 射流器计算工况

根据平台现有条件，通过计算，射流器技术指标见表3。

射流器高压气需求流量 1800Sm3/h，低压气流量 450Sm3/h，混合气流量 2200Sm3/h，压缩机负荷余量8750Sm3/h，满足引射气的供给要求。

表3 射流器工况计算表Tab.3 Computation table for working conditions of jet device

3 射流器流程改造

3.1 流程改造设计

自二级分离器出口调节阀前连接低压气进口管线到射流器低压入口(15.24cm 2MPa)，操作压力30kPaG，流量 450Sm3/h；高压天然气储罐出口连接到射流器高压端入口(5.08cm 10MPa)，操作压力4500kPaG，流量 2000Sm3/h，射流器高压入口流量控制器由低压气管线压力控制；射流器混合气进入一级分离器气相出口天然气冷却器(15.24cm 2MPa)，操作压力350kPaG，流量2200Sm3/h，再进入天然气压缩机入口，压缩后外输或作为透平燃料气，从而形成有效闭式循环(图2)。

图2 低压气回收流程简图Fig.2 Brief diagram of low pressure gas recovery process

设计原则：执行行业标准NB/T 47033—2103(减温减压装置)，属于压力管道元件范畴，不影响平台安全规范，不涉及消防系统适应性问题；低压气回收系统作为独立单元设计，不影响原有流程；由二级分离器的压力变化，调整射流器高压气的供气量。

3.2 流程改造施工

为保证低压气回收量，平台将二级分离器操作压力从 30kPaG 调整到 50kPaG，并观察 72h，确认压力变化对原油脱气没有影响；同时，为保证天然气系统的安全性，关断阀执行机构均采用口碑较好的国际品牌。该项目现场施工于2018年5月完成。

4 射流器应用效果

4.1 低压气回收情况

通过测试，射流器高压气入口全开，二级分离器低压气回收量最高达到520Sm3/h(即12480Sm3/d)，二级分离器压力降低到50kPaG以下，去火炬排放的调节阀开度由原来的 70%～90%降低到 0%～30%，混合气出口压力 250kPaG，温度 53℃，运行噪音75.8dB(表4)。

表4 射流器调试数据Tab.4 Debugging data

根据表格4参数可以看出，二级分离器去火炬调节阀间歇式开启，是由于段塞流作用，导致流程不稳定，射流器设计最大能力仅为 10000Sm3/d，无法及时处理突然增加的大量气体，这部分多出的天然气依然排放到火炬燃烧。这是设计之初考虑不够周全之处，后续设计应予充分考虑。

4.2 压缩机能量回收

表5 外输压缩机能量负载表Tab.5 Energy load table for external compressor

从表5可以看出压缩机 C机的负载变化：射流器未开的状态下，C机负载45%，有55%的回流开度为无用功；当射流器满载运行时，压缩机负载也增加到75%，说明压缩机增加了30%的有效做功，这部分能量得到回收利用。

5 结 论

射流增压装置应用于渤海油田低压气回收还属首次，结果达到预期回收二级分离器低压气的目的，其出口压力、温度符合设计要求。

同时，获得了显著的社会效益和经济效益：每天回收 10000m3天然气，全年能够回收 365万 m3，全年增加天然气销售收入400万元；每年减少365万m3天然气排放量，相当于标准煤 4788t，可减少碳排放(CO2)7784t；外输压缩机回流气能量回收，实现“0”能耗，正收益。