渤海油田伴生天然气回收利用技术开发与创新实践

介绍渤海油田某作业公司针对海上油田伴生天然气回收所采取的技术研发与实施效果，包括应用伴生气压缩机处理流程工艺技术、燃气调储回收伴生天然气发电技术，创新实施天然气处理流程“大回流”“小回流”技术回收放空气，采取外输气海管反输气技术、原油海管掺气外输技术回收放空气，应用射流器技术、变频湿式低压螺杆压缩机技术回收二级生产分离器低压放空气，创新采用低压压缩机回收水源井、斜板除油器放空低压气。利用渤西南联合供气管网、油田群电力组网构建的新发展格局优势，某作业公司多项举措齐抓并用，为天津分公司完成碳达峰、碳中和目标奠定了坚实基础。     

某海上油田高效回收轻烃技术改造方案分析和应用

轻烃是油田开采过程中产生的伴生副产品，轻烃回收是指将天然气中重组分以液态形式收集的过程。某油田所产出的天然气用作透平发电，剩余的天然气均通过火炬燃烧放空。为合理利用油田轻烃资源、及时消除轻烃对设备流程的影响，同时减少轻烃燃烧不充分造成的环境污染问题，自行设计高效低成本轻烃回收改造方案，通过对低压压缩机凝析油分离器处理流程进行优化升级，实现了轻烃回收利用。该方案的成功实施解决了油田火炬黑烟的难题和资源浪费问题，具有一定借鉴和推广意义。     

高含硫天然气引射增压的数值模拟及硫析出分析

针对普光气田高含硫且井口压力不断降低的特点,提出了使用喷射器来将低压天然气增压输送的方案。高含硫天然气在引射增压过程中由于温度压力的变化,在喷射器内可能出现硫析出,单质硫的沉积会造成堵塞,还会加剧设备的腐蚀。建立了高含硫天然气引射增压数学模型,数值模拟了喷射器中天然气的压力、温度、速度分布特征。分析了引射系数的影响因素及引射增压过程中的硫析出的可能性.研究发现温度对喷射器内硫析出有重要的影响,所以可以提高工作流体入口温度来提高喷射器内的整体温度,从而减少硫的析出。     

液压自动增压阀的结构设计与应用

设计水压系统和供水系统时,都是按照水压系统的最高压力选择水泵.高压水泵结构复杂,对精度要求高,成本高,效率很低,随着压力的升高,泵的效率更低,能源浪费严重.1个水压系统中有不同压力的工作机构,如果通过选取高压泵、降低压力以满足低压工作机构的要求,会进一步浪费能源.因此,需研制结构简单、成本低、效率高的水压自动增压阀.通过研究发现,利用低压大流量水泵泵出的部分低压水流推动增压阀,可全自动地将泵出的大流量低压水增压到工作机构对压力的不同要求.研究结果表明利用低压大流量水泵结合水压自动增压阀增压,达到了显著增效、节能的效果.     

喷射器内含湿含硫天然气形成水合物预测

针对高含硫气田天然气含湿含硫且井口压力不断降低的特点,利用高压气井的富余压力通过喷射器增压输送低压天然气。采用Fluent软件对喷射器内单相和气液两相含湿含硫天然气的沿程温度、压力进行了数值模拟,应用天然气水合物生成预测模型ZahediⅠ对天然气喷射器内部天然气水合物生成区域进行了预测分析,预测了工作流体入口温度、含硫量、含湿量对天然气水合物生成的影响。工作流体入口温度增加,喷射器内天然气水合物生成区域范围减小,硫化氢含量越高,天然气水合物生成区域范围越大,工作流体含水滴,喷射器内天然气水合物生成区域小于单相工质下的天然气水合物生成区域,进而提出了消除含湿含硫天然气喷射器内形成水合物的措施。     

中江气田地面高效集输关键技术与应用

针对中江气田滚动开发、快速上产导致管网压力高、低压低产井生产困难、同井场井间干扰制约低压井产能释放等问题,开展了针对管网、站场、气井的3项地面高效集输关键技术研究与应用。首先,基于现有管网开展多方案结构优化模拟,建立了8字型“枝状+环状”复合型管网,集输能力提升两倍、气田远端回压降低0.5 MPa,确保了天然气顺利外输;其次,针对轴向分布低压低产气井,开展了5～10 km多节点增压半径技术经济界限系统评估,形成中江气田10 km长半径增压方案,覆盖范围提升30%,建设成本降低25%,实现狭长带状分布气井低成本增压;最后,针对同井场高低压气井研制了“活动式+低压差”引射装置,将常规引射压差由3.0～5.0 MPa降低至0.4～1.0 MPa,实现了在无外部动力源条件下,同井站相对高压井对低压井的引射增压,被引射低压井油压最高降幅达0.9 MPa、产量提升20%～140%,避免了同井场高压气井对低压气井生产的抑制;中江气田地面高效集输关键技术有效支撑了气田产量目标的顺利实现、保障“采的出、输得走”。     

某油田消除火炬黑烟的技术应用

某油田放空天然气燃烧时火炬存在间歇性黑烟现象,导致碳排放指标超标,污染海洋生态环境。通过分析火炬产生黑烟的原因,实施新增低压压缩机回收放空天然气、优化改造凝析油分离器处理流程、增设放空气管汇U型弯排放流程等针对性优化改造措施,火炬颜色从原来不充分燃烧的黑红色变为现在充分燃烧的清澈透亮,而且还成功回收了部分放空天然气,效果显著。     

Surfer软件应用于高精度天然气压缩因子的数值计算

天然气压缩因子是天然气重要的物性参数之一,但是传统计算方法对于超高压天然气的计算存在较大误差。利用广泛应用于地质三维绘图的Surfer软件,将传统压缩因子图版与收集到的超高压天然气压缩因子实验数据进行拟合,得到了同时适用于中低压及高压范围的天然气的压缩因子计算公式。取得了较高的计算精度。     

浅谈可调余隙在往复式天然气压缩机运行中的应用

压缩机作为油田的重要设备,主要作用是对从分离器分离出来的伴生气以及低压伴生气压缩机产生的伴生气进行增压,为透平主机提供燃料气。随着油田的开发生产,气体组分也随之发生变化,为了解决天然气的组分变化对往复式天然气压缩机组运行工况造成的影响,对一段时期内的天然气进行采集化验,将所得的组分化验结果利用厂家专业计算软件进行换算,以此为依据适时调整压缩机气缸余隙,减小压缩机一二级拉伸负荷偏差,实际应用表明,该方法可达到提高机组运行稳定性的目的。     

自增压式能量回收装置的开发与效能分析

针对中小型海水/苦咸水淡化系统简化工艺、降低能耗的要求,在海水淡化阀控式能量回收装置的基础上,设计开发了一种自增压式能量回收装置.该装置利用差压式水压缸替代阀控式装置中原有的等径压力交换缸,实现能量回收功能和压力提升功能的有机结合.将自增压式能量回收装置与纳滤脱盐系统耦合,在进水水质为苦咸水(1.06%)、操作压力为2.0 MPa条件下研究分析了自增压式能量回收装置与纳滤脱盐系统的耦合运行特性及对系统节能降耗的贡献.结果表明,自增压式能量回收装置现场运行稳定性良好,能量回收效率为95.55%,与未配备自增压式能量回收装置的系统相比,节能降耗贡献率达27.61%,与配备阀控式能量回收装置的系统相比,不仅简化了工艺,而且降低了系统投资和产水能耗.     

低压碳丙法脱二氧化碳

嘉兴化肥厂为配合液氨施肥,革除原有耗能较大的水洗装置,设计成功“碳丙”装置。该装置的特点:1)吸收压力选择为每平方厘米8～10公斤低压,在同样达到净化气质量指标的前提下,比高压吸收减少气体压缩功,有效地回收氢氮气,有利于节能。2)溶剂泵进口采用增压措施,增压到每平方     

某联合站节能回收与综合利用研究

分析联合站天然气装置现状后发现有很大的节能减排潜力。放空燃烧的天然气如能回收利用,不但可以增加效益,还能减少温室气体排放,降低环境污染。联合站轻烃回收装置流体机械采用节能流量调节技术,也能大幅度降低耗电。用电量下降,减少了发电机组的天然气损耗。这部分天然气通过回收能进一步的提高经济效益。     

长庆油田油井套管气回收工艺技术研究

针对长庆油井套管气区块分散、气量少等特点,如何加强油井套管气回收与利用一直是油田开发的一个难题。为了满足油田数字化建设及安全环保要求,近年来长庆油田不断探索套管气回收工艺技术,逐步形成了定压阀、活塞式打气泵、小型撬装增压装置、同步回转压缩增压四种套管气自动回收主体工艺。本文阐述分析了各种工艺技术的特点及适用情况,为进一步开展套管收回收技术研究及推广应用指明的方向与思路。     

海上油田压缩机回流阀冻堵分析与处理

低压压缩机回流阀在冬季低温天气下容易出现水化物,造成管线冻堵,入口压力降低,低压机持续卸载,回流阀动作卡滞导致低压机持续抽吸原油二级分离器伴生气,引发二级分离器低压报警,对油田生产造成了干扰。通过采用海水冷却器运行工况优化等措施有效提高了低压机入口天然气温度,避免了低压机回流管线出现水化物;同时对二次仪表测温位置进行调整,加强中控对流程节点温度的远程精确把控,并进一步探索高温天然气回掺提温方案,最终解决了低压机回流阀的冻堵问题。     

热机热泵联合循环热力学分析与热泵动力选择

对增压柴油机、增压天然气机、小型蒸汽动力装置与压缩蒸汽热泵组成的三类联合循环进行了热大学分析，在此基础上提出了热泵动力选择的原则．研究表明，在合理利用用户所在地能源资源的前提下；应优选高效节能、利于环境保护的热泵动力。     

热机热泵联合循环热力学分析与热泵动力选择

对增压柴油机，增压天然气机，小型蒸汽动力装置与压缩蒸汽热泵组成的三类联合循环进行了热力学分析，在此基础上提出了热泵动力选择的原则，研究表明，在合理利用用户所在地能源资源的前提下，应优选高效节能，利于环境保护的热泵动力。     

新场气田蓬莱镇组气藏整体增压开采方案研究

新场蓬莱镇组气藏为一浅层中型整装砂岩气藏,经过9年多规模开发已处于开发中后期低压阶段,受管网压力制约,气藏产量递减迅速,稳产困难,为维持气藏稳产,在气藏可采储量研究基础上,采用ReO软件对气藏生产系统进行建模并进行了21种增压开采方案优化模拟,研究表明气藏以川孝161、163、156三个井区为单元进行整体增压开采可以维持气藏稳产,较自然开采可多采出天然气2. 344 7×108m3,气藏单井平均采收率可提高8. 26%,气藏进行整体增压开采不仅能较快收回全部投资,而且能获得较好开发效益。关键词     

关于缅甸达吉达项目增压机不能热备用问题的探讨

缅甸达吉达项目的天然气增压机无法热备用,缅甸达吉达110MW燃气-蒸汽联合循环项目投产以来,多次因天然气增压机不能热备用而导致机组跳闸,带来经济损失,给机组的稳定运行带来了不利影响。针对增压机不能热备用的问题,通过从增压机的设计、选型并结合其他项目和其他类型的压缩机分析讨论,加强运行监视与日常维护,可缓解不利影响,而要从根本上解决问题,需要进行设计改进。     

基于GA的天然气增压系统可靠性优化

以天然气增压系统的可靠性分析为基础,在体积、重量和总费用的约束条件下,通过优化设计使整个系统的可靠度最高.给出了天然气增压系统区间系数的可靠性优化数学模型,把非线性区间规划模型转化为等价的双目标非线性规划模型,并在此基础上阐述了用遗传算法(GA)找出问题解集的基本思想,对整个系统的核心涡旋式压缩机进行了性能参数分析.可靠性试验结果表明:优化后的天然气增压系统可靠性是满足要求的,用遗传算法求解该问题是相当有效的.     

LNG应用概况

液化天然气不仅是重要的燃料和化工原料,而且蕴藏着大量的冷能。简要介绍了液化天然气应用的基本状况,着重综述了液化天然气冷能的回收利用现状,指出充分合理的发挥液化天然气的优势具有重要经济和环境效益。