大慶油田天然氣生產運行優化分析

劉 剛 孫 瑩 星占龍

1大慶油田天然氣開發部生產管理科2青海油田采油二廠

大慶油田天然氣生產運行優化分析

劉 剛1孫 瑩1星占龍2

1大慶油田天然氣開發部生產管理科2青海油田采油二廠

大慶油田屬于高寒地區，天然氣生產夏季富裕放空，冬季供氣嚴重不足的產銷矛盾日益突出，嚴重制約了天然氣產能和市場開發。通過近期開發LNG、CNG等季節性調峰用戶，完善溶解氣回注高壓管道等項目，遠期建設四站、朝51、升深2-1儲氣庫，夏季可有效減少放空量100×108m3/d；冬季按照油田、民用、化工和發電的順序組織生產，日調峰按照采暖鍋爐與工業錯峰供氣并放大氣井配產的方式優化運行，提高日調峰能力50×108m3，進一步提升了天然氣資源開發效益。

天然氣開發；生產運行；優化；調峰；管網；改造

1 天然氣開發現狀

1.1 油田溶解氣開發

大慶油田天然氣系統主要分為喇薩杏油田溶解氣系統和外圍氣層氣系統[1]，其中喇薩杏油田溶解氣系統從20世紀60年代初期開始建設，經過50多年的發展，目前共建有油氣加工裝置17套，日處理天然氣790×104m3，集輸管道5 761 km，年產氣21.5×108m3，大慶油田天然氣開發現狀見表1。

1.2 油田氣層氣開發

大慶油田累計探明氣田23個，探明地質儲量2 498.25×108m3，已開發地質儲量1 449.38×108m3，主要以升平、徐深等深層氣田為主，同時與阿拉新等中淺層氣田相互關聯，構成大慶油田氣層氣系統。目前已建成集氣站58座，CO2液化站2座，CO2凈化廠1座，投產氣井309口，天然氣管道1 603 km，年產氣能力20.5×108m3，如表1所示，形成了覆蓋哈大齊工業走廊的天然氣管網系統。

1.3 天然氣產銷

2014年大慶油田天然氣產量35×108m3，銷售量22.4×108m3，產銷網絡已走出大慶，拓展到哈爾濱、齊齊哈爾、肇東、安達等沿線城市，主要有大慶石化、大慶煉化、一重集團、北滿特鋼等幾十家大工業用戶，受益人口600多萬。隨著油氣當量持續4 000×104t穩產部署，2017年天然氣產量將達到45×108m3，銷售量31×108m3，天然氣產銷運行面臨著更大的挑戰。

2 天然氣生產運行存在的問題

2.1 油田用氣不均衡矛盾突出

大慶油田天然氣生產的主要特點是油田生產夏季基本不用氣，冬季大量用氣，也是導致大慶地區產供銷不平衡矛盾的主要原因（夏季最低用氣量20×104m3/d，冬季最高用氣量420×104m3/d）。隨著油田原油產量持續穩產，年度產能建設持續遞增，進一步加劇了冬夏季用氣的不均衡性。近5年來，油田冬夏季調峰量由2010年的-192×104～215× 104m3/d，上升到2014年的-247×104～277×104m3/d，油田用氣不均衡矛盾越來越突出。

2.2 天然氣日調峰能力不足

結合2014年天然氣產銷統計情況，大慶油田老區溶解氣呈上升趨勢，夏季溶解氣供氣量為660×104～680×104m3/d，外輸干氣555×104～575×104m3/d，而大慶老區天然氣用戶最大需求為485×104m3/d，放空量約70×104～90×104m3/d（非用戶檢修期），一旦有大工業用戶檢修，最大放空量將達到200×104m3/d以上，造成天然氣資源的嚴重浪費和環境污染。

表1 大慶油田天然氣開發現狀

2.3 天然氣高端調峰用戶開發不足

當前大慶油田的主要工業用戶有大慶石化分公司、大慶煉化、甲醇廠、燃機電廠、哈中慶燃氣、齊齊哈爾港華燃氣及大慶周邊的CNG用戶。目前只有大慶石化分公司具備高端調峰能力，用氣量為125×104～180×104m3/d，天然氣用戶夏季用氣能力嚴重不足。

2.4 天然氣高低壓管輸系統功能不全

大慶油田高低壓集輸管網只有徐深1至紅壓輸氣管道和升63集氣站至輕烴總庫輸氣管道兩條管道向老區油田補氣，其中升63集氣站至輕烴總庫輸氣管道已經腐蝕老化嚴重無法運行，因此只能通過紅壓樞紐點向老區補氣。雖然夏季老區油田干氣過剩，但油田干氣卻因壓力低無法進入高壓管網，導致大量放空氣得不到治理，同時深層氣還要繼續生產供齊齊哈爾城市用氣，造成天然氣資源重復浪費達到70×104～90×104m3/d。

3 解決方案

3.1 開發承價能力強的高端季節性天然氣用戶

通過近幾年大慶油田氣油比的變化規律，結合“十三·五”原油開發規劃，雖然各油田都加大了地層壓力恢復力度，深挖油田供氣潛力，油田溶解氣的處理量繼續保持在22×108～23×108m3/a，但夏季天然氣放空的問題依然存在。應積極開發黑龍江天然氣市場，培養承價能力強的宏源LNG、中藍石化等大工業用戶，從根本上減少天然氣放空現象。

3.2 深入開展低壓管網返輸高壓管網改造工作

（1）將紅壓淺冷備用壓縮機作為增壓機進行改造，與紅壓現有增壓機一起返輸到徐深氣田高壓管網，每天可再減少天然氣放空量70×104m3。

（2）恢復升63集氣站至輕烴總庫輸氣管道輸氣功能。夏季生產調整中，利用升一增壓集氣站功能，將老區溶解氣返輸至徐升氣田供生產、生活使用，每天將減少放空量5×104m3。

3.3 推進油改氣項目的實施

油田已購置了14臺CNG管束槽車，并從大慶昆侖燃氣公司回收4座CNG加氣子站，1座子站正在建設，3座加氣子站已完成可研和初設。CNG加氣設施建成投產后，先對公司內部鉆井、井下作業、井場鍋爐和發電機組進行油改氣，再對老區熱洗車、通勤客車、生產用車進行油改氣，預計年用氣量1.4×108m3左右，不僅解決了天然氣產銷不平衡矛盾，且具有較好的經濟效益。

3.4 優化冬季天然氣生產組織

冬季停運甲醇廠、燃機電廠等調峰用戶，降低大慶石化等化工用戶用氣量，按照油田、民用、化工和發電的順序組織生產，同時提高儲氣庫的采氣能力和氣井的配產量，可有效提高冬季天然氣調峰能力，逐步消除冬季供不應求現象。

3.5 油田外圍新建3座儲氣庫，提高日調峰能力

結合2018年俄氣的引入，大慶油田組織開展儲氣庫建設前期評價和可行性研究，初步可選四站、朝51和深升2-1區塊作為儲氣庫改造目標，預計2015年將完成《儲氣庫前期評價和可行性研究報告》以及《儲氣庫建設需求分析和論證材料》。該項目實施可增加庫容約26.7×108m3，最大注氣量1 843×104m3/d，最大采氣量1 555×104m3/d，可有效解決冬季負荷因子1.19和夏季負荷因子0.37的調峰矛盾。

4 結論及建議

（1）結合大慶油田生產實際，開展低壓管網返輸高壓管網的改造工作是解決油田冬夏用氣不均衡的首選，該項目投資低、見效快，夏季最多可減少天然氣放空量145×104m3/d。

（2）油田油改氣項目的推進可以進一步緩解大慶地區夏季天然氣富裕導致的放空現象，同時開發承價能力強的LNG工業用戶，從用戶調控上實現優化天然氣生產運行組織。

（3）天然氣生產組織按照夏季以銷定產、冬季以產定銷原則，冬季民用采暖錯峰調整，可有效降低冬季供氣不足的矛盾。

（4）遠期開展四站、朝51和深升2-1區塊儲氣庫的建設，將從根本上解決大慶油田的產供銷矛盾，冬季增大調峰量1 555×104m3/d，徹底解決大慶油田冬季天然氣調峰能力不足問題。

[1]王夢舜．大慶油田氣綜合利用的現狀及前景[J]．石油與天然氣化工，1993（3）：135-139.

（欄目主持 李艷秋）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.9.004

劉剛：工程師，2005年畢業于中國石油大學（北京）油氣儲運工程專業，主要從事大慶油田天然氣生產組織、產供銷平衡等管理工作。

2015-07-10

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