油田低压天然气回收节能减排方案

油田低压天然气回收节能减排方案

0低压天然气增压回收技术应用分析原油海上勘探平台生产的过程通常是：原油从井中采集，首先进入一级装置，进行气和液分离。分离的天然气被用作平台燃料或商业气充分利用，溶液通过二级装置继续处理。由于第二根分离器的降低，原油中的伴随气体继续分离。由于少量气体的耗量小，压力低，它们通常会在燃烧系统中燃烧，这不仅会造成能源损失，还会增加碳排放的污染。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源流压装置的性能1.1拉法尔喷嘴混合气体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)。1.2射流增压装置在海上平台应用的局限性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。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射流增压装置在低影响地层的回收利用渤海某平台配备有3台燃气压缩机,出口压力4500kPaG,单台处理量约18×10二级分离器V-2002的伴生气量约10000Sm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。2.2射流器计算当前条件根据平台现有条件,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射流器的流程变化3.1设计流程特点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(15.24cm2MPa),操作压力30kPaG,流量450Sm设计原则:执行行业标准NB/T47033—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压力变化对原油脱气的影响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射箭枪的应用效果4.1火炬系统收量通过测试,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520Sm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10000Sm4.2c机负载无用功从表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