喇嘛甸油田外輸氣管線防凍堵技術發展方向探討

王石（大慶油田有限責任公司第六采油廠）

1 天然氣集輸系統現狀

截止2021年，全廠已建注氣站1座，注采氣井13口，濕氣集輸站庫51座，干氣用氣站點69座。濕氣均采用自壓集輸，伴生氣隨油井采出液采出后進入轉油站、聯合站，進行兩級除油后，集中輸往天然氣公司進行脫烴、脫水處理。目前51座集輸站庫中有29座仍采用單獨除油器進行脫水處理，無干燥器，脫水效果較差。外輸氣管道內因含有一定的水分會在低溫條件下生成水合物堵塞管道或閥門[1]，造成集氣困難或管道凍堵，甚至會造成嚴重的安全事故，而清除水合物堵塊需要數天乃至數周[2]，嚴重影響生產。因此，抑制外輸氣管線凍堵對保障冬季安全生產具有非常重要的意義。

為防止外輸濕氣中較多的水分導致冬季天然氣外輸管線凍堵，目前采用的外輸氣管線冬季防凍堵方法：一是外輸濕氣采用放空的方式，此方法不符合環保要求；二是定期對外輸濕氣管線進行巡線；三是利用收發球筒加入甲醇；四是在站內外輸氣管線上面纏電熱帶，有一定的安全隱患。

2 天然氣集輸系統凍堵形成機理及存在問題

管道及設備中生成凍堵的條件有[3-4]：一是較高的管道或設備運行壓力；二是在管道輸送或者設備運行過程中溫度較低；三是在管道輸送或者是設備運行中的天然氣的含水量要達到飽和狀態。

除了以上三點必要因素之外，水合物生成還是需要一些其他的附加條件，如壓力波動等[5]。

根據2020年冬季以來各站外輸氣運行情況分析，外輸管線凍堵形成主要原因有：一是中轉站設施不完善。現45座集輸站庫中有29座仍采用單獨除油器進行脫水處理，無干燥器，脫水效果較差，導致外輸氣含水較高，造成冬季凍堵、集氣困難的現象，嚴重影響生產運行；二是更換管線為黃夾克管，外輸氣管線與外輸油管線同溝也無法保證熱量有效傳遞；三是管道埋深不達標。

根據《大慶油田地面工程建設設計規定》Q/SY DQ0639—2015要求，濕氣管線單獨敷設時管頂埋深為2 100 mm，但由于外輸氣管線過渠、改造后外輸油外輸氣不同溝等原因，導致在現場實際中管線埋深達不到規范要求。第六采油廠中轉站外輸氣管線敷設情況統計見表1。

表1 第六采油廠中轉站外輸氣管線敷設情況統計Tab.1 Statistical table of laying of gas transmission pipelines outside the transfer station of No.6 Production Plant

通常情況下破壞水合物生成條件是水合物抑制技術的核心，升高天然氣輸送溫度或者降低天然氣管道及設備壓力均會影響天然氣水合物的生成；除此之外，天然氣內部水含量越低，壓力波動越大，水合物生成越困難。

3 外輸氣管線防凍堵方法

3.1 熱力學抑制劑

當介質中加入一種化學劑時，天然氣水合物形成的平衡條件就會改變，這就是熱力學抑制劑的作用機理[6]。熱力學抑制劑可以使介質的相平衡曲線上移，同一混合氣在加入20%的甲醇后，其生成天然氣水合物的平衡曲線就由a線升高到b線，即當相同溫度情況下生產水合物的壓力升高，當相同壓力情況下生產水合物的溫度降低[7]。尤其針對東北地區的低溫情況，這對于天然氣的輸送非常有利。混合氣水合物相平衡圖見圖1。

圖1 混合氣水合物相平衡圖Fig.1 Phase equilibrium diagram of mixed gas hydrate

熱力學抑制是目前石油天然氣工業最主要的天然氣水合物防治手段，目前最主要的熱力學抑制劑為甲醇和乙二醇[8]。相對來說，甲醇應用更廣泛，可以用于油氣混輸管道和天然氣管道2種系統，中轉站使用的抑制劑均為甲醇，但多數轉油站抑制效果不明顯，仍有凍堵情況，需要進行管線放空，第六采油廠中轉站外輸氣管線凍堵情況統計見表2，其中以站4為例：該中轉站自2020年1月份開始通過投球筒加入甲醇藥劑，每天加藥15 kg，冬天累計加藥675 kg，共耗費約1 747.6元。以此類比，冬季甲醇共耗費約20 971元。

表2 第六采油廠中轉站外輸氣管線凍堵情況統計Tab.2 Statistical table of freezing and blocking of gas transmission pipelines outside the transfer station of No.6 Production Plant

熱力學抑制劑的使用為外輸氣管線冬季凍堵的防治提供了一定保障，但其使用也受到越來越多的限制。熱力學抑制劑的缺陷主要表現在以下2個方面：

1）熱力學抑制劑的使用成本太高。熱力學抑制劑的用量與油氣的含水率有很大關系。油氣中水含量大幅度增加，熱力學抑制劑的用量也越來越大，當油氣中所含水的質量分數達30%時，添加劑的成本已經超過開采原油和伴生氣的收益[9]。

2）熱力學抑制劑的使用受到環保方面的制約[10]。常用熱力學抑制劑甲醇有一定的毒性，且對其進行分離提煉也不容易，毫無疑問會對環境造成污染；且其揮發性會對員工身體帶來危害。

3.2 動力學抑制劑

為了避免熱力學抑制劑的使用，國內外的研究人員一直在探索研發加入量少，抑制效果好的新型抑制劑。針對這一技術制造的抑制劑稱為動力學抑制劑（KHI）。KHI主要是通過抑制或延緩水合物的生成時間來達到抑制目的。

新型動力學水合物抑制劑GHI-1對于高含硫化氫酸性氣體的甲烷天然氣水合物具有較好的抑制效果。現場應用時，可使清管周期由加注前的3～5天延長至15天以上，其藥劑加量是同樣效果下乙二醇加量的1/3。目前，該項技術已成功應用于川渝氣田的天然氣水合物防治工作中，效果顯著[11]。

3.3 加熱爐換熱技術

通過調研發現，采氣分公司通過利用加熱爐換熱技術提高外輸氣管線中氣體的溫度，從而降低氣體壓力，減少天然氣水合物的生產，達到防治管線凍堵的目的。針對這一情況，中轉站更有著得天獨厚的優勢。

目前中轉站內正常的氣系統流程為：分離緩沖游離水脫除器至天然氣除油器，經流量計計量后外輸至下游聯合站；此外由于生產需求，摻水、熱洗系統的加熱裝置仍在使用中，故可利用摻水系統的加熱裝置、或采暖系統的加熱裝置對外輸天然氣進行換熱處理，充分利用加熱爐余熱，以提高外輸氣溫度，并安裝氣體減壓閥控制氣體壓力0.3～0.35 MPa，達到安全輸送，中轉站改造前、后流程對比見圖2。

圖2 中轉站改造前、后流程對比Fig.2 Comparison on transfer station flow

3.4 余熱利用技術

根據2022年新能源利用規劃，喇嘛甸油田積極應用常規節能技術，控制地面系統能耗。喇南中東塊將以3座聯合站為中心，規劃建設3座熱泵供熱站，供熱范圍覆蓋周邊站場，采用熱泵技術提取含油污水低溫余熱，替代工藝加熱爐和供暖鍋爐，供生產用能。此時，則可使用換熱器提供的熱量在冬季為外輸氣管線加熱，確保滿足天然氣輸送壓力。含油污水余熱利用工藝技術路線見圖3。

圖3 含油污水余熱利用工藝技術路線Fig.3 Block diagram of waste heat utilization process of oily sewage

3.5 二級布站油氣集輸流程

現在集輸流程均為三級布站流程，即：單井來液經計量間油氣計量后氣液混輸至中轉站增壓、油氣分離、原油預脫水后原油及天然氣分別輸送至聯合站進一步處理。此布局流程涉及站庫數量多、設備設施多，投資大，且油氣分輸更易導致冬季外輸氣管線凍堵。

參考勝利寧海油田、吐哈丘陵油田的一級半布站流程，在依托現有技術的基礎上，結合地面系統實際現狀，探討減級布站的可行性，可采用二級布站的油氣混輸流程。

二級布站流程可以充分利用地層能量，精簡了站庫布局，便于管理；還可以減少站間管線的使用，極大的減少投資，其中油氣混輸的方式也可解決冬季外輸氣管線凍堵現象。二級布站油氣混輸流程框圖見圖4。

圖4 二級布站油氣混輸流程框圖Fig.4 Block diagram of oil-gas mixed transportation flow of secondary distribution station

3.5.1 取消計量間的二級布站

該工藝單井通過采用樹狀、環狀集油工藝，軟件量油、電加熱井筒清蠟，集膚伴熱、井口電磁加熱器工藝，轉油站及脫水站工藝不變，實現二級布站。

應用此工藝可實現核減計量（閥組）間409座，相對雙管工藝，節省管道。

3.5.2 取消轉油站的二級布站

該工藝單井采用單管集油工藝、電加熱井筒清蠟、集膚伴熱、井口電磁加熱器；計量間采用三相自動計量量油；取消集輸半徑內轉油站、集輸半徑外設置混輸增壓撬；脫水站調整更換脫氣設備。

應用此工藝可實現核減計量（閥組）間200座、核減轉油（放水）站33座，取消轉油站，實現二級布站，充分利舊已建單井管道，投資低，使用三相自動計量準確，兼顧含水化驗，減少人工取樣化驗，遠距離輸送，可使用混輸增壓撬。

通過在3#轉油站區域優化進行減級布站初探，區域內，4#轉油站歸屬于第二作業區管理，目前轄井數量多（352口），站庫運行負荷率較為合理；2#轉油站運行負荷率較高，檢修時超負荷運行，考慮對兩站進行優化調整，3#轉油站周邊轉油（放水）站負荷率情況見表3。

表3 3#轉油站周邊轉油（放水）站負荷率情況Tab.3 Table of load rate of oil transfer(water discharge)stations around 3#oil transfer station

通過集輸距離分析，5#轉油站距離3#轉油站較遠，距離為1.8 km，考慮3#轉油站剩余能力、周邊計量間液量及距離情況，同時考慮采用單管集油工藝，選擇距離3#轉油站最近的3座計量間6#、7#及8#間調整進入3#轉油站，3座計量間合計井數為28口。

該區域通過功能簡化，實現氣液混輸，優化摻水、熱洗系統，取消摻水泵、熱洗泵。優化后3#轉油站、2#轉油站負荷率情況見表4，預計實現年節電132.06×104kWh，取消3#轉油站摻水爐、熱洗爐并降低2#轉油站摻水、熱洗負荷，預計實現年節氣479.68×104m3，折合標煤1.244×104t/a，預計節約運行費用870.79萬元。

表4 調整后負荷率情況Tab.4 Load rate after adjustment

4 抑制外輸氣管線凍堵的建議

天然氣以其能源的清潔與優質性在支持國民經濟發展、保護環境方面發揮著重要作用，冬季管線凍堵，會造成減少天然氣的輸量、增大管線的壓差、損壞管件等危害導致嚴重事故，對油田穩產增長、節能降耗有重要影響；故對于外輸氣管線冬季防凍堵技術的研究刻不容緩。目前，針對外輸氣管線冬季防凍堵技術的建議主要體現在以下幾個方面[11]：

1）熱力學抑制劑存在成本高、污染環境等弊端，需要研制針對于高含水天然氣抑制效果明顯并且無污染的抑制劑。

2）結合零碳示范區將成熟的余熱利用技術替代使用。

3）進一步深入分析由三級布站降為兩級布站的可行性及適應性研究。

4）加快動力學抑制劑的研究。

針對目前外輸氣管線防凍堵技術的研究現狀及其發展趨勢，對外輸氣管線防凍堵現狀提出以下兩點建議：一是加強對外輸氣管線防凍堵情況的動態檢測；二是為外輸氣管線安裝自動調節閥，加大對外輸氣外輸氣壓的調控。

5 結論與認識

為了做好油氣生產和運輸工作，要求我們能夠對外輸氣管線凍堵現象進行有效的防治，但各措施在具體應用時，為保證開采和輸送安全，減少外輸氣輸送過程中能量損耗，仍然需根據現場實際情況進行深入的研究與不斷的探索。通過轉油站區域數字化、減級布站、新能源技術的結合應用，探索喇嘛甸油田集輸系統優化新技術可行性的同時，不但實現了老油田持續穩健發展、節能降耗的生產目的，也為我廠外輸氣管線凍堵的防治提供了新的解決思路，為今后的優化簡化積累經驗、指明方向。