技术领域
[0001] 本实用新型涉及石油和
天然气生产领域中的上游开采和生产技术环节，特别是石油生产中套管气的抽采、压缩和利用现有输油管线进行套管气混输回收的工艺。
背景技术
[0002] 石油生产过程中，要使石油流入井中，井底的压
力必须小于地
层压力。当井底压力降低至泡点压力时，
原油中的伴生气（主要是天然气）逐渐析出，一部分天然气同油流进入抽油
泵泵腔，产生气侵，同时使泵效降低，情况较重时会造成“气
锁”，抽油泵将不能正常工作；另一部分析出气体“聚集”在油管与套管之间，形成套管气。溶解在原油中的天然大量聚集在套管中，会导致套管压力（套压）上升，采油动液面下降，生产压差降低，降低原油产量。
[0003] 有目的地释放和回收套管气，降低套管压力，一方面能避免天然气以气态的形式进入抽油泵；另一方面，通过释放套管气来降低井筒套压，能保持采油动液面在一个适合的高度，形成合理的泵沉没度，保证泵效，稳定原油产量。
[0004] 从另一个
角度来看，降低套管气压力意味着降低对
地层的反压力，有利于提高石油产量。
[0005] 朱建华等在《油井套管气回收潜力及技术应用》一文中详细叙述了套压对油井压力的影响（朱建华等.油井套管气回收潜力及技术应用[J].石油石化节能.第8卷第11期：11-14），在油田生产中，由于油井产出的伴生气气量小，回收不够形成一定的经济效益；或者由于地理因素、建设投资的原因，没有建设单独的输气气管道，所以很多油田采用放空、燃烧的方法来处理套管气。这样的处理方式，不仅对自然环境造成严重的污染，而且造成天然气资源极大的浪费。
[0006] 套管气的主要成分是甲烷，还包含一些分子链较长的
烃类、
水分和其它杂质，其中，甲烷的
温室效应（GWP值）是二
氧化
碳的21倍（秦大河.
温室气体与温室效应[M].气象出版社，2009：115-117），大量排放在空气中会带来比较严重的环境问题。
[0007] 由于节能、减排、环保的要求越来越严格，放空或燃烧也受到越来越严格的限制。近年来，各大油田开始积极探索处理并
回收利用套管气的工艺。
[0008] 对于正在生产的抽油井，回油干线的压力称为回压。在油田开采前期，对于地层压力高，伴生气资源丰富的油井，套压高于回压时，普遍采用憋压回收工艺或定压回收工艺回收套管气。这两种工艺不排放废气，套管气直接进入油管道中混输，在一些油田取得了良好的效果。（朱建华等.油井套管气回收潜力及技术应用[J].石油石化节能.第8卷第11期：11-14；曹登巨等.油田伴生气综合利用分析[J].石油与天然
气化工.第44卷第2期：60-64）。
[0009] 采用定压
阀回收工艺适合油气比高、气量大且常压下沉没度大于150m的油井；但另一方面，定压或憋压回收工艺反过来又会增大套压，不利于提高油井产量。
[0010] 多数油井的套管气压力低于回压，因此需要对
导管气进行
增压才能进入油管混输，技术人员相应的开发出游梁连动式低压抽气筒、同步回转油气混输
压缩机等混输技术（于世春.长庆油田油井套管气回收工艺技术研究[J].科技资讯.2012 NO.24：64-66），由于工艺结构、维护难易程度、压力适应范围、高压运行
稳定性以及生产适应性等各方面原因，应用推广的普遍性受到限制。
[0011] 随着油田生产的进行，普遍面临着原油产量降低、油田伴生气产出速度衰减较为迅速、产液量加大、套管气压力低于回压不足以直接进输油管线、套管气就地回收处理或利用变得困难等具体问题。而敷设专
门的集气管道方式亦不能适应低渗透油藏产能建设的特点，也不方便于后期产量调整，工程耗资较大且后期回报逐渐衰竭。
[0012] 如能有效利用现有的输油管线，采用增压混输工艺回收套管气并与原油混输至下游集中处理，实现集输系统的优化以及套管气的充分回收和利用，将是最经济可行的回收方法之一。油田伴生气低成本回收和混输技术是我国目前低渗透油田实现经济高效发展、资源充分利用和节能环保的核心技术。
[0013] 一个关键的问题是，套管气中往往携带大量的液体，液体中包烃类、水和其它杂质，众多井口携液量超过10%以上，当定压回收或憋压回收工艺不适用时，常用的工艺路线是先将套管气进行气液分离，分离后的气体单独进行压缩，再与液体混合进油管输送，这加大了工艺的复杂程度，生产上也会增加很多的工作量和设备投入。
[0014] 现有的套管气回收技术均存在各种局限性：定压或者憋压回收技术工艺简单，但由于回油压力的限制，不适合大多数套压较低的油井，且定压释放或者憋压释放工艺反过来又增大了套管压力，降低油井产量；同步回转压缩机混输技术或
螺杆泵混输技术具有泵和压缩机的双重特性，泵的吸入压力低，可输送的液体
粘度广泛，但是高含气率（GVF超过80%以上）时泵效下降迅速，容易损坏，维修成本较高，现场检修困难，适合在工艺流程中作为混输泵使用，单纯用作伴生气回收并不适用；常见的
气体压缩机回收伴生气技术需要对来气进行气液分离，分离后的气体经压缩后可以就地利用，或者与分离下来的液体重新混合进入油管混输，该方法设备投资较大，且需要增加气液分离工艺流程，伴生气量较小时不具有经济价值；其它一些回收方法因为工艺或方法的局限，大面积推广应用的适应性还不足。
实用新型内容
[0015] 针对已有技术、工艺上的不足之处或局限性，本实用新型的目的是提出一种多相压缩实现套管气混输回收的装置，不需要对套管气进行气液分离处理，且对不同的套管气压力、不同的携液量和不同的油管输送压力均具有较为广泛的适应性。
[0016] 为实现以上目的，本实用新型所采用的特征在于：由套管气入口A、套管气出口B、放空口C、
流体主管线L1、入口手阀01、出口手阀12、第一三通换向阀03、出口
电动阀11、吹扫阀02、旁路
单向阀04、出口单向阀09、
过滤器20、第二三通换向阀05、前置冷却器21、出口冷却器26、压缩机23、液压驱动系统22、进气阀24、排气阀25、放空
安全阀07,08和手动放空阀06,10、就地控制仪表32,33,34,35和就地控制柜36、以及旁路管线L2、放空汇管L3组成；套管气入口A连接入口手阀01，入口手阀01下游顺序连接第一三通换向阀03、过滤器20，过滤器20出口连接第二三通换向阀05，第二三通换向阀05的出口连接至压缩机23，压缩机23的出口连接至出口冷却器26，出口冷却器26的下游设置出口单向阀09，出口单向阀09连接至出口电动阀11，出口电动阀11下游顺序连接出口手阀12和套管气出口B；第二三通换向阀05其中一路出口连接前置冷却器21，前置冷却器21的出口汇入压缩机23前的主管线L1；从第一三通换向阀03的旁路出口引出一条旁路管线L2，该旁路管线L2汇入出口单向阀09的出口和出口电动阀11的入口之间，在该旁路管线L2上安装有旁路单向阀04；在流体主管线L1上设有放空安全阀07、08和手动放空阀06、10，放空安全阀07、08和手动放空阀06、10的出口连接至放空汇管L3。
[0017] 本实用新型通过以下技术方案来实现套管气的多相压缩和进入输油管线混输：
[0018] 方案一：当上游套管气压力低于设定值时，套管气走主管线L1，在进入压缩机前经过滤器20过滤掉套管气中的粉尘杂质后，进入压缩机23进行多相压缩，压缩后的套管气经出口气体冷却器26冷却至所需
温度后进入下游输油管线混输；
[0019] 方案二：当上游套管气压力高于设定值时，第一三通换向阀03的旁路自动打开，套管气不走流体主管线L1，直接走旁路管线L2，通过出口电动阀11进入输油管线，此时压缩机23不会启动。
[0020] 本实用新型的特征还在于，所述压缩机的进气阀和排气阀采用无板式气阀结构，线密封形式。
[0021] 本实用新型的特征还在于，压缩机
气缸不需要配置独立的润滑系统。
[0022] 本实用新型的特征还在于，在压缩机入口管线上设置粉尘过滤器20，保护气缸。
[0023] 本实用新型的特征还在于，压缩机
活塞采用液压系统驱动。
[0024] 本实用新型的特征还在于，就地控制柜36带PLC控
制模块，PLC
控制模块自动开启或关闭第一三通换向阀03、第二三通换向阀05、前置冷却器21、压缩机23，并将套管气增压到要求的压力进入油管混输。
[0025] 本实用新型的特征还在于，在系统的进出口设置了手动关断阀01、12，在系统管线上设置有手动放空阀06、10，在系统入口设置了吹扫阀02。
[0026] 本实用新型的特征还在于，为保证安全，在系统管线上设置了安全阀07、08，安全阀连接到放空汇管L3。
[0027] 相对于现有的技术，本实用新型的有益之处在于：
[0028] 1. 能满足套管气带液压缩，无须进行气液分离，实现套管气的无排放完全回收；2. 适应的套管气入口范围宽，还可用于
负压抽采；3. 排气压力高，能满足绝大多数油管线的输送压力，将套管气与原油一起混输至下游集中处理；4. 压缩机自动匹配合适的进出口压力，降低和控制套压，提高泵效，增加原油产量；5. 系统工艺简单可靠，安全，完全自动化运行，可实现无人值守，现场维护方便，投资较小。
附图说明
[0029] 下面结合附图对本实用新型做进一步说明：
[0030] 附图1为本实用新型的系统构成示意图：
[0031] 其中：A套管气入口、B套管气出口、C放空口、L1流体主管线、01入口手阀、12出口手阀、03第一三通换向阀、11出口电动阀、02吹扫阀、04旁路单向阀、09出口单向阀、20过滤器、05第二三通换向阀、21前置冷却器、26出口冷却器、23压缩机、22液压驱动系统、24进气阀、
25排气阀、07,08放空安全阀、06,10手动放空阀、32,33,34,35就地控制仪表、36就地控制柜、L2旁路管线、L3放空汇管。
具体实施方式
[0032] 下面结合附图对本实用新型进行进一步说明，以便更清楚的阐述本实用新型的目的、具体实施方式以及本实用新型的优点。
[0033] 实施方案一：
[0034] 所述压缩机23的启动需要满足两个条件：压缩机入口套管气压力低于油管输送压力，且高于套压的最低设定值，其中一项不满足则压缩机不工作；压缩机入口套管气压力
信号取自压力变送器33，油管线输送压力信号取压力变送器34；就地控制柜的PLC模块自动比较压缩机入口套管气压力信号值和油管线输送压力信号，当满足以上启动条件时，PLC控制模块发出指令，压缩机开启工作，套管气走主管线L1进入过滤器20过滤掉套管气中的粉尘杂质，但套管气中的液体不会被过滤，经过滤后的套管气进入压缩机23压缩，将套管气的压力增压至高于输油管线压力，压缩后的套管气依次经过出口冷却器26、出口单向阀09、出口电动阀11和出口手阀12进入输油管线混输。
[0035] 实施方案一所述的工艺流程中，入口套管气的温度信号由就地仪表33传送给就地控制柜36，当套管气温度超过压缩机设定的入口温度上限时，PLC控制模块发出指令，顺序启动前置冷却器21，打开第二三通换向阀05，启动压缩机23，套管气走第二三通换向阀05的旁路进入前置冷却器21冷却，然后汇入流体主管线L1进压缩机23增压。
[0036] 实施方案二：
[0037] 当控制柜检测到压缩机入口套管气压力值高于油管线输送压力时，此时压缩机23不满足启动条件，压缩机不会工作，PLC模块发出指令，第一三通换向阀03打开旁路，套管气不走流体主管线L1，直接走旁路管线L2，经过出口电动阀11进入输油管线混输。
[0038] 在系统实际运行时，以上两种实施方案自动切换、互为补充，共同构成本实用新型所述的实现套管气利用油管线混输的完整工艺。
[0039] 以上实施方案设定的最佳参数是：压缩机进气压力范围0 1.0MPa，最高排气压力~5MPa ，双气缸两级压缩，套管气携液量允许超过10%。该参数完全能满足绝大多数井场的工况，具有广泛的适应能力。
[0040] 特别地，在本装置投入运行之后，井筒内的套管气压力会下降到一个适合的范围，从而保持井筒内动液面在一个合理的高度（范围），在此范围内，抽油泵的泵效维持在较高水平稳定运行，从而稳定和提高原油产量。
[0041] 以上仅是实现本实用新型的一个优化
实施例，本领域的技术人员应该了解本实用新型不受上述实施例的限制，上述实施例和
说明书中描述的只是说明本实用新型的原理和方法，在不脱离本实用新型精神和范围的前提下，基于此实用新型原理的其它结构形式，以及对本实用新型的变化和改进都在要求保护的范围内。
