靖安油田伴生氣研究與應用

摘要：靖安油田長4+5、長6油藏部分油井伴生氣含量較高，井組套氣基本都直接燃燒或放空。如果直接排放到大氣或燃燒后排放到大氣中，不但造成寶貴資源的浪費，還嚴重地污染環境。因此有必要研究伴生氣資源綜合利用問題，要對其綜合利用，然后才能針對性地選擇合理的回收利用方法和設備。

關鍵詞：伴生氣；采收率；物質平衡方程通式；溶解氣驅采收率

中圖分類號：P618文獻標識碼：A

前言：靖安油田大路溝二區、白于山區油藏油井伴生氣蘊含豐裕，輕質組分含量高，具有極高的投資回報率油氣資源豐富，但是對伴生氣的研究不多，伴生氣的組分、儲量和分布規律及其綜合利用途徑還不很清楚；盡管伴生氣在站點的鍋爐燃用、生活、采暖等方面已經得到了充分的利用，但是仍有大量的伴生氣無效放空，造成資源的浪費和環境的污染，同時存在較大的安全隱患。

1．靖安油田伴生氣儲量現狀

靖安長6、長4+5油藏溶解氣儲量為27.3～34.3×108m3。原始氣油比47.8～59.9m3/t，氣油比49～126m3/t。根據2006年12月份長慶油田資源量普查結果可知，白于山區、大路溝二區伴生氣量1.6×104m3/d，可用氣量0.8×104m3/d，

白于山長4＋5儲層原始地層壓力10.7MPa，飽和壓力5.97MPa， 地飽壓差4.7MPa，原油收縮率17.1%，天然氣比重1.03左右。大路溝二區長6儲層原始地層壓力11.5MPa，飽和壓力7.26MPa， 地飽壓差4.2MPa，原油收縮率17.1%，天然氣比重0.92，見表1[靖安油田長4+5、長6層原油物性數據表]。

2．伴生氣組份分析

通過選用LWZQ-25渦輪流量傳感器氣量計量儀器和多層鋁塑復合膜取樣袋，對白于山區13口油井和大路溝二區19口油井兩個區塊油管氣和套管氣的的測試結果分析，油管氣和套管氣輕烴含量有所不同，白于山長4+5和大路溝二區長6一般油管氣的輕烴組分高于套管氣，具體數據見表2[白于山長4+5、云盤山長6層伴生氣C3以上輕烴組分含量統計]：

3．開采特征分析

根據現場測試白于山區和大路溝二區井底流壓與飽和壓力的比值一般在0.35～0.5之間，井底脫氣嚴重，生產氣油比高，見表3[靖安油田大路溝二區、白于山區伴生氣開采指標]：

根據現場測試結果統計，伴生氣產量變化具有明顯的階段性特征，一般在低含水期，伴生氣產量較高。隨著含水率的上升，產量逐漸降低，并且在階段初期，降低速度較大，在階段后期速度減緩，直到含水超過70%以后，油井基本不產氣。 見圖1白于山區長4+5油藏含水分級統計]、圖2[大路溝二區長4+5油藏含水分級統計：

圖1白于山區長4+5油藏含水分級統計

從理論上分析，對未飽和油藏，伴生氣的生產特征與相變發生情況具有很大關系，當地層壓力低于飽和壓力時，生產氣油比會遠遠大于油藏原始氣油比。當地層壓力高于飽和壓力、生產井井底流壓低于飽和壓力時，生產氣油比也會高于原始氣油比，這也是目前長4+5、長6油藏在低含水期伴生氣產量很高的原因。

4．伴生氣應用現狀分析

燃燒和放空的伴生氣是目前我區處理多余伴生氣的主要方式。根據測試研究，大路溝二區、白于山區套管氣占總伴生氣量的1/2～2/3之間，可見，要充分利用好伴生氣資源，就必須要解決伴生氣的回收、利用技術套管氣的回收、利用技術。目前運用比較成熟的回收利用套管氣的工藝技術主要有：

4.1定壓放氣閥回收工藝

定壓放氣閥回收工藝，相當于在油井套管上安裝了一個安全閥，根據油井的回壓大小調好開啟壓力，當溢出的套管氣在環空聚集壓力超過設定值時便泄放到采油樹流程中，混入原油輸到下游后進行集中處理，回收利用。長慶油田在具有回收價值的井上安裝了定壓放氣閥，很好地解決了伴生氣燃燒、放空的難題，見圖3[定壓放氣閥回收工藝流程圖]。

圖3定壓放氣閥回收工藝流程圖

4.2．利用伴生氣加熱水套爐對儲罐加溫、降回壓井組取暖工藝

對于部分井組伴生氣不富裕，但足以維持井場上的生產和生活需要。則利用套管氣給降回壓爐加熱，通過安裝降回壓爐，且在降回壓爐的出口處安裝兩臺小型循環泵（一臺備用），這樣既可以解決冬季員工取暖的問題，又可以用儲罐加溫。該工藝在大路溝二區、白于山區已得到廣泛運用，見圖4[伴生氣加熱水套爐對儲罐加溫、降回壓井組取暖工藝。

圖4伴生氣加熱水套爐對儲罐加溫、降回壓井組取暖工藝

4.3．安裝燃氣發電機工藝