大慶油田伴生氣系統(tǒng)優(yōu)化完善措施探討

萬蕾 曹萬巖 寇秋煥 郭闖 王超

大慶油田設(shè)計院有限責(zé)任公司

油田伴生氣的回收利用不僅能實施節(jié)能減排，還具有相當(dāng)?shù)慕?jīng)濟價值。合理回收利用油田伴生氣資源是中國能源長期持久發(fā)展的必然趨勢[1]。隨著開發(fā)的不斷深入，建設(shè)的不斷優(yōu)化，大慶油田伴生氣系統(tǒng)已具備基本完善的集、調(diào)氣管網(wǎng)系統(tǒng)。其中喇薩杏地區(qū)集氣系統(tǒng)較為完善，共建成集氣站30余座，各集氣站均具備產(chǎn)氣全收集的能力，集氣（增壓）站至伴生氣處理裝置集氣管道40 余條，線路總長150 余千米；長垣外圍油田仍存在伴生氣處理裝置和集氣管網(wǎng)不夠完善，產(chǎn)耗氣不均衡和零散氣放空的現(xiàn)象?！笆奈濉逼陂g，需要對伴生氣系統(tǒng)進一步優(yōu)化、完善，提高伴生氣回收利用率的同時，滿足環(huán)保要求。

1 伴生氣系統(tǒng)管網(wǎng)建設(shè)及存在的問題

1.1 喇薩杏地區(qū)集、調(diào)氣系統(tǒng)

目前，喇薩杏地區(qū)已形成較為完善的集氣、調(diào)氣（返輸干氣）管網(wǎng)。各轉(zhuǎn)油站伴生氣經(jīng)聯(lián)合站輸送至輕烴回收裝置處理，脫出輕烴后形成干氣，優(yōu)先返輸回各廠用于生產(chǎn)自耗，富余部分向下游用戶供氣。

喇薩杏油田已建輕烴回收裝置滿足目前伴生氣處理需求。經(jīng)過近年來的不斷調(diào)整和優(yōu)化，伴生氣處理系統(tǒng)形成了濕氣深冷和濕氣淺冷后接干氣深冷的系統(tǒng)布局，既保證了集氣和返輸氣的要求，又提高了加工深度；北部與南部富余伴生氣逐步向中部采油一廠、采油二廠地區(qū)調(diào)氣，最終整體消化。伴生氣處理工藝逐步以深冷濕氣工藝為主，北部與南部地區(qū)在淺冷工藝后接干氣深冷工藝，實現(xiàn)伴生氣深冷化率80%左右。同時建成了區(qū)域之間的調(diào)氣管網(wǎng)。針對局部地區(qū)富余氣外調(diào)管網(wǎng)不完善、裝置檢修期調(diào)氣能力不足的問題，規(guī)劃“十四五”期間，通過南北部地區(qū)調(diào)氣管網(wǎng)的完善，最終實現(xiàn)裝置檢修期間伴生氣零放空。

1.2 長垣外圍地區(qū)伴生氣集氣系統(tǒng)

長垣外圍油田由于站場分散、所產(chǎn)伴生氣產(chǎn)量低且組分較貧、距用氣市場較遠等因素，未建設(shè)大型伴生氣處理裝置。整體（除采油七廠外）均未形成完善的集氣管網(wǎng)，但具備完善的返輸干氣管網(wǎng)，所以形成了各站場伴生氣先以自耗為主，不足部分由其他氣源適當(dāng)補充的情況。

“十四五”期間，預(yù)測采油七廠供氣能力不足，九廠局部存在伴生氣富余。規(guī)劃通過建設(shè)調(diào)氣管網(wǎng)，將頁巖油富余伴生氣調(diào)至采油七廠或提高喇薩杏地區(qū)供氣能力，以滿足采油七廠用氣需求；在采油九廠伴生氣富余地區(qū)建設(shè)輕烴回收裝置，將伴生氣處理后干氣首先用于區(qū)域各站自耗，剩余部分進入采油九廠天然氣管網(wǎng)，為其他區(qū)塊供氣。

1.3 零散氣回收

新建企業(yè)于2021 年1 月1 日起執(zhí)行、現(xiàn)有企業(yè)自2023 年1 月1 日起執(zhí)行GB 39728—2020《陸上石油天然氣開采工業(yè)大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》。該標(biāo)準(zhǔn)對揮發(fā)性有機物排放提出了控制要求，要求對油氣田放空伴生氣予以回收[2]。大慶外圍油田需要通過開式流程轉(zhuǎn)油站改造、井場及拉油點零散氣密閉集輸?shù)裙こ蹋瑢嵤┝闵饣厥?，作到?yīng)集盡集，實現(xiàn)零散氣零放空的同時，多收集伴生氣。

2 伴生氣系統(tǒng)管網(wǎng)優(yōu)化完善措施

2.1 喇薩杏油田天然氣集輸、處理系統(tǒng)

目前中七淺冷、南壓淺冷與紅壓淺冷作為調(diào)峰裝置，采用檢修期啟運、非檢修期停運的間歇運行方式，總處理規(guī)模為130×104m3/d。在裝置檢修期，喇薩杏油田伴生氣局部調(diào)氣能力不足。在2021 年，重點實施以下措施：

（1）南部地區(qū)“紅壓脫碳流程優(yōu)化（中三增壓氣進脫碳裝置）”工程。在紅壓油氣處理廠新建1套90×104m3/d 天然氣凈化裝置。目前已完成施工圖設(shè)計，進入施工階段。當(dāng)大慶煉化檢修（約90天）時，以最大脫碳深度處理90×104m3/d 伴生氣，與中三增壓站高含碳氣混合后，可滿足約150×104m3/d 富余伴生氣氣質(zhì)達標(biāo)及外輸要求。預(yù)計建成后可增加外供氣量60×104m3/d，每年增加外供氣5 400×104m3，提高天然氣商品率1.2%（按90 天計算），年創(chuàng)收8 000 余萬元。中三來氣摻混流程如圖1 所示。

圖1 中三來氣摻混流程Tab.1 Mixing process of gas from Zhongsan Booster Station

（2）南部地區(qū)“紅壓濕氣增壓站建設(shè)”工程。紅壓地區(qū)采用自壓集氣、淺冷+深冷處理工藝，目前淺冷處理能力120×104m3/d，紅壓干氣深冷裝置處理規(guī)模為90×104m3/d，但紅壓地區(qū)（杏樹崗）伴生氣產(chǎn)量達120×104m3/d。淺冷裝置檢修時，自產(chǎn)濕氣無法外調(diào)。為此，在紅壓北側(cè)新建增壓站1座，設(shè)計規(guī)模30×104m3/d，配套新建南四-薩南集氣管道[1]。投產(chǎn)后，按每年常規(guī)檢修及臨時檢修45天計算，預(yù)計可減少伴生氣放空450～900×104m3/a。同時提高深冷化率23%，南部地區(qū)伴生氣全部實現(xiàn)深冷處理。

（3）北部地區(qū)“北Ⅱ淺冷壓縮機改造”工程。采油三廠地區(qū)伴生氣產(chǎn)量約80×104m3/d，采用淺冷后接干氣深冷處理工藝。北壓淺冷處理站處理規(guī)模50×104m3/d、北Ⅱ淺冷處理站處理規(guī)模30×104m3/d，總規(guī)模80×104m3/d。北Ⅱ-2 干氣深冷裝置1 套，規(guī)模為140×104m3/d。區(qū)域北Ⅱ-1調(diào)氣增壓站建設(shè)規(guī)模為26×104m3/d，伴生氣向中部地區(qū)調(diào)氣能力不足。而北Ⅱ淺冷裝置老化嚴(yán)重，存在停產(chǎn)風(fēng)險。北Ⅱ淺冷及北壓淺冷裝置檢修期，采油三廠地區(qū)富余伴生氣將無法全部外調(diào)。2021年將薩南淺冷停運的淺冷裝置（壓縮機+丙烷制冷）搬至北Ⅱ淺冷處理站，正常運行時只投運原料氣增壓部分，將濕氣直接送入北Ⅱ-2 干氣深冷；北Ⅱ-2 干氣深冷停運檢修時，投運丙烷制冷部分，進行伴生氣干燥脫水處理，實現(xiàn)伴生氣就地處理，解決區(qū)域調(diào)氣能力不足問題[3]。投產(chǎn)后，按每年常規(guī)檢修及臨時檢修45天計算，預(yù)計每年可減少伴生氣放空1×108m3。

在B、C、D、E 4塊田塊中，從長生開始至收獲期對油菜倒伏情況進行統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)4個區(qū)域中油菜倒伏主要集中C、D區(qū)域，2個區(qū)域中倒伏油菜4株，B、E區(qū)域基本無倒伏情況，2個區(qū)域中只有1株倒伏。幾個田塊中倒伏情況的發(fā)性主要集中在油菜結(jié)子后。閻旭東等［15］研究發(fā)現(xiàn)，覆膜種植玉米，能顯著促進根系的發(fā)育，增加根系的直徑及干重，但不增加根的長度，能達到很好的抗倒伏作用，抗倒伏作用力可達 29.4 N。蔡永強等［16］通過對小麥的研究發(fā)現(xiàn)，覆膜處理種植使得土壤內(nèi)水分分布較均勻，使得小麥根系生長以淺層根系為主，深層根系由于沒有水分需求等因素誘導(dǎo)，生長情況較差，覆膜后在根系的影響下倒伏情況較不覆膜更為嚴(yán)重。

（4）壓縮機密封結(jié)構(gòu)改造工程。對北Ⅰ-2 深冷等4 座處理站實施壓縮機密封結(jié)構(gòu)改造，實現(xiàn)了密封氣泄漏回收。為解決壓縮機密封氣泄漏氣回收問題，對北Ⅰ-2 深冷、北Ⅱ-2 深冷、南八深冷、杏九淺冷的壓縮機應(yīng)用射流、增壓、雙端面密封三種改造技術(shù)。對于密封效果不佳的機組進行研究改造，在原密封的基礎(chǔ)上應(yīng)用抽氣設(shè)施、增壓措施等，用以防止密封氣部分泄漏和部分泄漏后的密封氣回收。在2020 至2021 年已施工投用，預(yù)計每年可回收放空伴生氣90×104m3，回收率可達77.4%。

2.2 長垣地區(qū)外圍油田伴生氣集輸系統(tǒng)

長垣地區(qū)外圍油田由于站間距離較遠，產(chǎn)氣量較低，各轉(zhuǎn)油站產(chǎn)出伴生氣主要用于本站生產(chǎn)自耗。偏遠、分散、獨立的小規(guī)模開發(fā)區(qū)塊，無法形成完備的地面系統(tǒng)，多采用多功能儲罐拉油工藝，拉油點產(chǎn)出伴生氣可做為燃料加熱原油，但剩余伴生氣或非多功能儲罐伴生氣則直接放空。而伴生氣產(chǎn)量少的地區(qū)，由于噸油耗氣逐年升高，自產(chǎn)伴生氣無法滿足站場自用，還需要由外部氣田氣或干氣補充。主要表現(xiàn)為采油七廠伴生氣不能滿足日益增長的用氣需求，采油九廠存在局部伴生氣富余但外輸困難。針對區(qū)域間產(chǎn)、耗氣不均衡的問題，主要開展以下三方面工作：

（1）完善集氣工藝，實現(xiàn)零散氣回收能“集”盡“集”。已建拉油點與新建產(chǎn)能統(tǒng)籌考慮，搭接進入新建集輸管網(wǎng)，實現(xiàn)零散氣的密閉集輸。如2021 年塔21-4 產(chǎn)能與區(qū)域內(nèi)已建拉油點統(tǒng)籌考慮，將4 座拉油點60 余口老井接入新建集油管網(wǎng)，實現(xiàn)零散氣的密閉集輸。

（2）完善伴生氣處理工藝，保障安全供氣。在采油九廠龍一轉(zhuǎn)油站地區(qū)新建1 套6×104m3/d 輕烴回收裝置，回收采油九廠原油及部分頁巖油伴生氣，產(chǎn)出干氣返輸回各站用于生產(chǎn)自耗，剩余部分進入采油九廠伴生氣管網(wǎng)，為其他區(qū)塊供氣。龍一轉(zhuǎn)油站地壓集調(diào)氣示意圖如圖2 所示。

圖2 龍一轉(zhuǎn)地區(qū)集調(diào)氣示意圖Tab.2 Schematic diagram of gas gathering and adjusting in the area of Longyilian Oil Transfer Station

（3）完善集氣、調(diào)氣管網(wǎng)，緩解區(qū)域間產(chǎn)耗氣不均衡的問題。在2021 年“古龍頁巖油1 號試驗區(qū)開發(fā)先導(dǎo)試驗試采”工程中，配套建設(shè)古龍1 號站至采油九廠的伴生氣外輸管道1 條，同步安排新建采油九廠新肇聯(lián)至采油七廠葡四聯(lián)供氣管道工程。將采油九廠富余伴生氣輸往采油七廠，從而有效緩解了區(qū)域間產(chǎn)耗氣不均衡的問題。

通過以上措施，預(yù)計每年可減少零散氣放空、多集氣40×104m3；完善伴生氣處理工藝及管網(wǎng)，可將采油九廠富余伴生氣處理后輸往采油七廠地區(qū)，解決外圍地區(qū)產(chǎn)耗不均衡問題。

2.3 多措并舉提高“零散氣”回收率

（1）開式流程轉(zhuǎn)油站改造。目前有采用開式流程或開式密閉雙流程的轉(zhuǎn)油站7 座、增壓加熱站2座。7 座轉(zhuǎn)油站可通過完善自控系統(tǒng)以及調(diào)整站內(nèi)工藝流程，實現(xiàn)密閉集輸。頭臺2 座增壓加熱站可通過調(diào)整工藝流程、更新站內(nèi)凈化油緩沖罐，實現(xiàn)密閉集輸[4]。其中2 座轉(zhuǎn)油站改造在2021 年采油八廠州401 區(qū)塊產(chǎn)能中實施，肇3、肇4 轉(zhuǎn)油站內(nèi)目前采用“油氣分離器+500 m3沉降罐”處理工藝，同時建有分離緩沖游離水脫除“三合一”集成裝置1 座，作為500 m3沉降罐檢修時備用，含水油外輸至脫水站。改造后肇3、肇4 轉(zhuǎn)油站實現(xiàn)密閉流程生產(chǎn)，將“三合一”作為主流程，油氣分離器和沉降罐作為檢修備用流程。通過外輸泵變頻連鎖控制“三合一”液位，保障油氣安全平穩(wěn)運行?？杀苊馓烊粴夥趴?，實現(xiàn)年多集氣30×104m3。開式流程轉(zhuǎn)油站改造流程如圖3 所示。

圖3 開式流程轉(zhuǎn)油站改造流程Tab.3 Process of open flow oil transfer station transformation

圖4 固定頂罐烴蒸汽回收改造流程Tab.4 Process of hydrocarbon vapor recovery and transformation in the fixed top tank

3 下一步工作思路

3.1 針對喇薩杏地區(qū)完善北部、中部地區(qū)調(diào)氣能力不足問題，持續(xù)完善集氣、調(diào)氣系統(tǒng)

喇二淺冷裝置檢修期，采油六廠地區(qū)現(xiàn)有增壓站調(diào)氣能力無法將全部濕氣調(diào)往采油一廠地區(qū)，“十四五”期間，需要將喇一增壓站25×104m3/d 擴建為50×104m3/d，新建喇一至北I-1深冷調(diào)氣管道1條。

采油一廠地區(qū)現(xiàn)有淺冷裝置2 套，分別為中七淺冷（40×104m3/d）、南壓淺冷（50×104m3/d），目前均做為裝置檢修期調(diào)峰使用。由于北Ⅰ-2 深冷至中七淺冷調(diào)氣管道能力不足，使北Ⅰ-2 富余氣量無法繼續(xù)調(diào)往中七、南壓方向；且北Ⅰ-1—西部供輸油站節(jié)點—南壓調(diào)氣管道存在變徑、距離長的特點，目前日均調(diào)氣10×104m3/d，調(diào)氣能力不足，導(dǎo)致采油一廠地區(qū)深冷裝置檢修期富余伴生氣調(diào)氣困難。規(guī)劃新建北Ⅰ-2—中七—南壓調(diào)氣管道和北Ⅰ-1—西部供—南壓調(diào)氣管道，解決采油一廠伴生氣調(diào)氣能力不足的問題。

3.2 外圍油田提升宋芳屯調(diào)壓站上下游管網(wǎng)輸氣能力

隨著下游用戶用氣量逐步提升，宋芳屯調(diào)壓計量站上、下游管網(wǎng)能力不足。徐深1 至宋芳屯供氣管道實際輸氣能力60×104m3/d，總需求108.1×104m3/d，不滿足需求量。宋高線實際輸氣能力為20×104m3/d，實際需求26.7×104m3/d。已開展“天然氣集輸工藝改造工程”中，新建徐深1-徐深6 復(fù)線，設(shè)計輸量60×104m3/d，提高深層氣補氣能力；新建芳深6-芳深1 供氣管道，形成低壓環(huán)網(wǎng)，分擔(dān)宋高線供氣壓力。改造后冬季高峰可增加輸氣量近30×104m3/d。宋芳屯調(diào)壓站上下游管網(wǎng)示意圖如圖5 所示。

圖5 宋芳屯調(diào)壓站上下游管網(wǎng)示意圖Tab.5 Schematic diagram of upstream and downstream pipeline network of Songfangtun Pressure Regulating Station

3.3 持續(xù)探索外圍油田零散氣回收治理技術(shù)

拉油井井場及拉油點一般比較零散，涉及的區(qū)域面積廣，且距離已建系統(tǒng)較遠。其井場儲罐主要有壓力儲罐和常壓儲罐，根據(jù)調(diào)查壓力儲罐主要兩種類型：一種是多功能儲罐帶燃燒器[7]，可以自耗氣來加熱儲罐內(nèi)的介質(zhì)，減少放空氣量，同時減少了電加熱棒耗電量；另一種是不帶燃燒器的多功能儲罐，伴生氣全部放空。

鑒于提撈井及高架罐屬于無組織放空，需要改造為密閉流程后，才能對放空氣進行回收，重點先對采用多功能儲油罐的井場和拉油點進行零散氣治理。根據(jù)井場及拉油點放空氣量大小，探索研究治理技術(shù)路線[8]。通過技術(shù)經(jīng)濟對比分析，明確三種技術(shù)路線：①密閉集輸：可依托產(chǎn)能或老改等工程，通過系統(tǒng)優(yōu)化接入集油管網(wǎng)；②集中回收：對于無法實現(xiàn)密閉集輸，產(chǎn)氣量相對較高的油井，規(guī)劃實施集中回收治理，建設(shè)中壓零散氣回收橇；③加熱自耗：對于產(chǎn)氣量較低的油井，考慮到回收治理效益較差，規(guī)劃通過多功能儲罐自耗加熱采出液，實現(xiàn)伴生氣零排放。

4 結(jié)論

伴生氣回收利用是來自生產(chǎn)實際的具體問題。而優(yōu)化完善伴生氣系統(tǒng)可以切實可行地提高伴生氣的綜合回收利用率。針對大慶油田實際情況和生產(chǎn)特點，伴生氣系統(tǒng)的優(yōu)化完善措施主要有：①完善集、調(diào)氣管網(wǎng)系統(tǒng)；②提高管網(wǎng)輸氣能力；③探索零散氣回收治理技術(shù)。通過以上措施可進一步優(yōu)化、完善伴生氣系統(tǒng)，對油田伴生氣實施科學(xué)、有效地運用，提高天然氣回收利用率的同時，建設(shè)綠色生態(tài)油田。