大慶油田伴生氣系統優化完善措施探討

萬蕾 曹萬巖 寇秋煥 郭闖 王超

大慶油田設計院有限責任公司

油田伴生氣的回收利用不僅能實施節能減排，還具有相當的經濟價值。合理回收利用油田伴生氣資源是中國能源長期持久發展的必然趨勢[1]。隨著開發的不斷深入，建設的不斷優化，大慶油田伴生氣系統已具備基本完善的集、調氣管網系統。其中喇薩杏地區集氣系統較為完善，共建成集氣站30余座，各集氣站均具備產氣全收集的能力，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不夠完善，產耗氣不均衡和零散氣放空的現象。“十四五”期間，需要對伴生氣系統進一步優化、完善，提高伴生氣回收利用率的同時，滿足環保要求。

1 伴生氣系統管網建設及存在的問題

1.1 喇薩杏地區集、調氣系統

目前，喇薩杏地區已形成較為完善的集氣、調氣（返輸干氣）管網。各轉油站伴生氣經聯合站輸送至輕烴回收裝置處理，脫出輕烴后形成干氣，優先返輸回各廠用于生產自耗，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。經過近年來的不斷調整和優化，伴生氣處理系統形成了濕氣深冷和濕氣淺冷后接干氣深冷的系統布局，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、采油二廠地區調氣，最終整體消化。伴生氣處理工藝逐步以深冷濕氣工藝為主，北部與南部地區在淺冷工藝后接干氣深冷工藝，實現伴生氣深冷化率80%左右。同時建成了區域之間的調氣管網。針對局部地區富余氣外調管網不完善、裝置檢修期調氣能力不足的問題，規劃“十四五”期間，通過南北部地區調氣管網的完善，最終實現裝置檢修期間伴生氣零放空。

1.2 長垣外圍地區伴生氣集氣系統

長垣外圍油田由于站場分散、所產伴生氣產量低且組分較貧、距用氣市場較遠等因素，未建設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，但具備完善的返輸干氣管網，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補充的情況。

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

1.3 零散氣回收

新建企業于2021 年1 月1 日起執行、現有企業自2023 年1 月1 日起執行GB 39728—2020《陸上石油天然氣開采工業大氣污染物排放標準》。該標準對揮發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油站改造、井場及拉油點零散氣密閉集輸等工程，實施零散氣回收，作到應集盡集，實現零散氣零放空的同時，多收集伴生氣。

2 伴生氣系統管網優化完善措施

2.1 喇薩杏油田天然氣集輸、處理系統

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

（1）南部地區“紅壓脫碳流程優化（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計，進入施工階段。當大慶煉化檢修（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 富余伴生氣氣質達標及外輸要求。預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“紅壓濕氣增壓站建設”工程。紅壓地區采用自壓集氣、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模為90×104m3/d，但紅壓地區（杏樹崗）伴生氣產量達120×104m3/d。淺冷裝置檢修時，自產濕氣無法外調。為此，在紅壓北側新建增壓站1座，設計規模30×104m3/d，配套新建南四-薩南集氣管道[1]。投產后，按每年常規檢修及臨時檢修45天計算，預計可減少伴生氣放空450～900×104m3/a。同時提高深冷化率23%，南部地區伴生氣全部實現深冷處理。

（3）北部地區“北Ⅱ淺冷壓縮機改造”工程。采油三廠地區伴生氣產量約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模50×104m3/d、北Ⅱ淺冷處理站處理規模30×104m3/d，總規模80×104m3/d。北Ⅱ-2 干氣深冷裝置1 套，規模為140×104m3/d。區域北Ⅱ-1調氣增壓站建設規模為26×104m3/d，伴生氣向中部地區調氣能力不足。而北Ⅱ淺冷裝置老化嚴重，存在停產風險。北Ⅱ淺冷及北壓淺冷裝置檢修期，采油三廠地區富余伴生氣將無法全部外調。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，實現伴生氣就地處理，解決區域調氣能力不足問題[3]。投產后，按每年常規檢修及臨時檢修45天計算，預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計，發現4個區域中油菜倒伏主要集中C、D區域，2個區域中倒伏油菜4株，B、E區域基本無倒伏情況，2個區域中只有1株倒伏。幾個田塊中倒伏情況的發性主要集中在油菜結子后。閻旭東等［15］研究發現，覆膜種植玉米，能顯著促進根系的發育，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現，覆膜處理種植使得土壤內水分分布較均勻，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，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重。

（4）壓縮機密封結構改造工程。對北Ⅰ-2 深冷等4 座處理站實施壓縮機密封結構改造，實現了密封氣泄漏回收。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用射流、增壓、雙端面密封三種改造技術。對于密封效果不佳的機組進行研究改造，在原密封的基礎上應用抽氣設施、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 長垣地區外圍油田伴生氣集輸系統

長垣地區外圍油田由于站間距離較遠，產氣量較低，各轉油站產出伴生氣主要用于本站生產自耗。偏遠、分散、獨立的小規模開發區塊，無法形成完備的地面系統，多采用多功能儲罐拉油工藝，拉油點產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。而伴生氣產量少的地區，由于噸油耗氣逐年升高，自產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。針對區域間產、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，實現零散氣回收能“集”盡“集”。已建拉油點與新建產能統籌考慮，搭接進入新建集輸管網，實現零散氣的密閉集輸。如2021 年塔21-4 產能與區域內已建拉油點統籌考慮，將4 座拉油點60 余口老井接入新建集油管網，實現零散氣的密閉集輸。

（2）完善伴生氣處理工藝，保障安全供氣。在采油九廠龍一轉油站地區新建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，產出干氣返輸回各站用于生產自耗，剩余部分進入采油九廠伴生氣管網，為其他區塊供氣。龍一轉油站地壓集調氣示意圖如圖2 所示。

圖2 龍一轉地區集調氣示意圖Tab.2 Schematic diagram of gas gathering and adjusting in the area of Longyilian Oil Transfer Station

（3）完善集氣、調氣管網，緩解區域間產耗氣不均衡的問題。在2021 年“古龍頁巖油1 號試驗區開發先導試驗試采”工程中，配套建設古龍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至采油七廠葡四聯供氣管道工程。將采油九廠富余伴生氣輸往采油七廠，從而有效緩解了區域間產耗氣不均衡的問題。

通過以上措施，預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，可將采油九廠富余伴生氣處理后輸往采油七廠地區，解決外圍地區產耗不均衡問題。

2.3 多措并舉提高“零散氣”回收率

（1）開式流程轉油站改造。目前有采用開式流程或開式密閉雙流程的轉油站7 座、增壓加熱站2座。7 座轉油站可通過完善自控系統以及調整站內工藝流程，實現密閉集輸。頭臺2 座增壓加熱站可通過調整工藝流程、更新站內凈化油緩沖罐，實現密閉集輸[4]。其中2 座轉油站改造在2021 年采油八廠州401 區塊產能中實施，肇3、肇4 轉油站內目前采用“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 轉油站實現密閉流程生產，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，保障油氣安全平穩運行。可避免天然氣放空，實現年多集氣30×104m3。開式流程轉油站改造流程如圖3 所示。

圖3 開式流程轉油站改造流程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 針對喇薩杏地區完善北部、中部地區調氣能力不足問題，持續完善集氣、調氣系統

喇二淺冷裝置檢修期，采油六廠地區現有增壓站調氣能力無法將全部濕氣調往采油一廠地區，“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深冷調氣管道1條。

采油一廠地區現有淺冷裝置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峰使用。由于北Ⅰ-2 深冷至中七淺冷調氣管道能力不足，使北Ⅰ-2 富余氣量無法繼續調往中七、南壓方向；且北Ⅰ-1—西部供輸油站節點—南壓調氣管道存在變徑、距離長的特點，目前日均調氣10×104m3/d，調氣能力不足，導致采油一廠地區深冷裝置檢修期富余伴生氣調氣困難。規劃新建北Ⅰ-2—中七—南壓調氣管道和北Ⅰ-1—西部供—南壓調氣管道，解決采油一廠伴生氣調氣能力不足的問題。

3.2 外圍油田提升宋芳屯調壓站上下游管網輸氣能力

隨著下游用戶用氣量逐步提升，宋芳屯調壓計量站上、下游管網能力不足。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 復線，設計輸量60×104m3/d，提高深層氣補氣能力；新建芳深6-芳深1 供氣管道，形成低壓環網，分擔宋高線供氣壓力。改造后冬季高峰可增加輸氣量近30×104m3/d。宋芳屯調壓站上下游管網示意圖如圖5 所示。

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

3.3 持續探索外圍油田零散氣回收治理技術

拉油井井場及拉油點一般比較零散，涉及的區域面積廣，且距離已建系統較遠。其井場儲罐主要有壓力儲罐和常壓儲罐，根據調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的介質，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。根據井場及拉油點放空氣量大小，探索研究治理技術路線[8]。通過技術經濟對比分析，明確三種技術路線：①密閉集輸：可依托產能或老改等工程，通過系統優化接入集油管網；②集中回收：對于無法實現密閉集輸，產氣量相對較高的油井，規劃實施集中回收治理，建設中壓零散氣回收橇；③加熱自耗：對于產氣量較低的油井，考慮到回收治理效益較差，規劃通過多功能儲罐自耗加熱采出液，實現伴生氣零排放。

4 結論

伴生氣回收利用是來自生產實際的具體問題。而優化完善伴生氣系統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特點，伴生氣系統的優化完善措施主要有：①完善集、調氣管網系統；②提高管網輸氣能力；③探索零散氣回收治理技術。通過以上措施可進一步優化、完善伴生氣系統，對油田伴生氣實施科學、有效地運用，提高天然氣回收利用率的同時，建設綠色生態油田。