天然氣生產現狀及潛力分析

汪壽琴（大慶油田有限責任公司第九采油廠）

大慶外圍油田分布區域廣，油田區塊分布具有點多面廣、區塊小而分散、且相距較遠、地面依托性差等特點。站外主要采用單管環狀摻水集油流程和樹狀電加熱集油流程，油井產液先集油至轉油站，然后轉輸匯聚于脫水站處理后，外輸去油庫。所產伴生氣主要供站內自耗，不足部分由氣井氣或天然氣公司返輸氣通過干氣管網補充，目前建有集氣站7 座、輸氣管道584 km，覆蓋大慶西部L 廠天然氣使用站場39 座，基本實現天然氣按需調用。

1 天然氣地面工藝建設現狀

1.1 天然氣集氣管網逐步趨于完善

大慶西部L 廠目前開發建設有油田區塊和氣田區塊，共有脫水站4 座、轉油（放水）站22 座、中間加熱站7 座、氣田集氣站7 座。在葡西至新肇輸氣管道建成時已經達到該廠南北油田天然氣互通，截止到2021 年底，共有集輸氣管道646 km，其中東西主線DN250 為118 km、南北主線為DN150 和DN100 共111 km，共有西部氣田氣、東部天然氣來返輸氣和南部氣井氣氣源，形成相對完善的集輸氣管網，實現天然氣按需調用。

1.2 天然氣處理工藝基本滿足需求

天然氣處理工藝主要有伴生氣處理工藝和氣井氣處理工藝，其中伴生氣隨油井產液進入轉油站、脫水站或拉油點，轉油站和脫水站伴生氣由四合一、五合一以及氣液分離器等分離出來，經除油器和干燥器處理后供站內加熱爐及四合一、五合一等自耗，拉油點伴生氣由九合一分離出來直接供九合一自耗使用，共有處理站場97 座，伴生氣生產能力總計14.8×104m3/d；氣井氣通過熱水伴熱集氣至集氣站，多井集氣站采用加熱、節流、分離、輪換計量工藝，單井集氣站采用加熱、節流、分離、計量工藝，處理后天然氣外輸去油田站場作為天然氣補充氣源。通過采用不同的處理工藝，均滿足了油田生產需求，至今平穩運行。

2 天然氣生產現狀分析

2.1 系統優化簡化，源頭控制用氣消耗

一是優化產能建設系統布局，減少拉油點放空量。新建產能與已建拉油點統籌考慮[1]，摻水流程與電加熱流程相結合，減少新拉油點建設，同時將已建拉油點盡量掛接進入站場，盡可能回收零散、偏遠井伴生氣。

在LX 油田區塊外擴產能建設中，將周邊10 座拉油點掛接進入塔A 轉油站和塔B 轉油站，其中T86 及T26 集中拉油點共轄油井39 口，原采用電加熱集油工藝進入集中拉油點，優化中充分利用油井至拉油點的電加熱管線，在集中拉油點設置集油摻水閥組，采用電加熱+環狀摻水流程相結合，新建塔A 轉油站至拉油點的集油摻水管線，將39 口拉油井接入塔B 轉油站系統，2 座拉油點共新建站間集油摻水管線7.0 m；T32 集中拉油點轄拉油井16口，新建集中拉油點至塔A 轉油站3.2 km 電加熱管道，同時利用井口至拉油點的已建電加熱管線，全線采用電加熱集油工藝接入塔A 轉油站系統，新建電加熱干線3.2 km；T9 區域井場拉油點轄11 口油井共6 座單井或單平臺拉油點，距離塔A 轉油站較近，采用環狀摻水集油工藝進入塔A 轉油站，共新建單井集油摻水管道3.8 km；T35 拉油點位于新區塊與已建轉油站之間，新區塊建設集油管線時直接將已建拉油點搭接進入集油管線，密閉集輸至塔B轉油站。通過以上布局優化，將已建10 座拉油點接入塔A 轉油站或塔B 轉油站，實現了66 口拉油井的密閉集輸，年可回收伴生氣約115×104m3，且優化用工8 人，節省拉運費用56 萬元；新建摻水集油工藝和電加熱管道，年增加耗電費用約35 萬元、耗氣費用約62 萬元；年可節省運行費用總計約267 萬元。拉油優化密閉集輸系統見圖1。

圖1 拉油優化密閉集輸系統Fig.1 System of closed gathering and transportation of oil-pulling

二是推廣使用水冷式干燥器，加大伴生氣使用量。針對四合一處理工藝站場，在滿足摻水或外輸溫度要求后，四合一分出的伴生氣溫度高達60～75 ℃，經過常規的除油器、干燥器流程處理后，溫度仍高達50 ℃以上，在下游用戶使用管路中冷凝出液態水及烴組分，加熱爐使用中容易出現熄火、火嘴堵現象，且需要崗位工人在燒火間過濾缸處頻繁排水操作，增加勞動強度和燃燒器維修費用。

為了進一步降低伴生氣溫度而更好的分離出伴生氣中所含的水分，在天然氣干燥器上游增設一套蒸發冷卻系統，經過蒸發冷卻系統處理的天然氣，溫度可以降到35 ℃以下，通過在古B 轉油站安裝使用后，加熱爐燃燒器火嘴結垢堵塞頻次下降50%以上，氣質得以明顯改善，年可節省加熱爐燃燒器維修費用平均每臺約0.31 萬元，為此在塔B 轉油站和龍A 轉油站推廣使用。改進后伴生氣處理流程見圖2。

圖2 改進后伴生氣處理流程Fig.2 Treatment flow of associated gas after improvement

三是實施關停并轉，減少低效無效運行，降低天然氣無效使用。隨著油田開發和產量遞減，部分油井已經轉注、封井、核銷或者低產等，使得部分集油環僅剩1～2 口、或者空環的低效、者無效運行，為此以效益評價和后續開發潛力為依據關停或降低低效集油環，及時核實低效、無效井和核銷井實施情況，相應優化集油系統工藝，通過取消空環、無效環和縮環、并環等措施降低摻水量，減少天然氣消耗[2]。

在LP 油田和PX 油田實施優化集油環3 個，縮短集油管線5.1 km，年節省摻水量約6.9×104m3，年節省天然氣約29.35×104m3，年可節省運行費用約48 萬元。改進后伴生氣處理流程見圖3。

圖3 改進后伴生氣處理流程Fig.3 Treatment flow of associated gas after improvement

同時采用電加熱與摻水集油組合技術，避免大環運行增加摻水量和天然氣消耗。在AX80 產能優化2 個集油環，使集油環由21.7 km 縮短為12.8 km，年節省摻水量約4.5×104m3，年節省天然氣約19.14×104m3，年可節省運行費用約31萬元。

圖4 集油環優化示意圖Fig.4 Schematic diagram of oil collector ring optimization

2.2 完善調氣管網，立足區域“多集氣”

一是建設增壓回收處理站，回收富余伴生氣。龍Y 區塊和塔A 轉油站建設混輸工藝將富余伴生氣集氣至LP 油田地區，在龍A 轉油站新建一座輕烴回收站，新建集氣管道19.6 km，伴生氣全部處理后進入干氣管網，首年可回收伴生氣約890×104m3、預計十年可回收放空伴生氣7 125×104m3。

二是實施管道擴徑增輸，滿足供氣需求。南部油田根據預測出現約5.4×104m3/d 的天然氣缺口，通過南北氣管網補充，經核算，將PX 聯至PX 二和XZ 聯至新A 聯的兩段輸氣管道管徑均擴大一個等級，即由DN100 優化為DN150；針對獨立沒有氣源補充的AN 油田區塊，預計2023 年開始缺氣0.38×104m3/d，十年后預測缺氣2.42×104m3/d，則從XZ 聯至新A 聯已建輸氣管道新建支線為AN 油田補氣。管道建成后，既解決了獨立AN 油田用氣需求的補給問題，也提升了某廠天然氣的管輸運力，達到了某廠供輸氣管網整體完善，實現南北油田輸氣動脈全線貫穿，滿足整體供氣需求，南北油田輸氣能力可達11×104m3/d。

三是新區塊伴生氣外輸統籌考慮，保障輸送暢通。YY 新區塊建成后，初期外輸氣量高達11×104m3/d，但由于初期產量高而遞減快，為此采用多種措施緩解該部分產氣對已建天然氣系統的沖擊，同時也為充分利用伴生氣資源。主要措施有：啟用下游燃氣發電機組，日耗氣1.08×104m3/d，可發電3.35×104kWh/d，日可節約電費2.13 萬元；建設輸氣管道南輸給Q 廠補充氣源；往上游返輸給天然氣公司統一調配。通過整體布局與優化輸送后，使得新區塊能順利投產，并啟用停運燃氣發電機組，盤活設備，增加效益。

3 天然氣綜合利用潛力分析

3.1 推廣應用加熱爐節氣技術

油田生產集輸系統中，產液加熱以及摻水加熱主要采用燃燒天然氣進行加熱或電加熱，以天然氣作為燃料進行加熱的設備主要有真空加熱爐、水套加熱爐，以及火筒式的四合一、五合一設備，因此提高加熱爐效率能達到有效節氣目的[3-4]。

一是推廣應用加熱爐涂膜技術。L 廠目前有真空加熱爐93 臺，借鑒2009 年、2017 年廠內加熱爐涂刷節能涂料[5]，節氣率較高的經驗，繼續對93 臺加熱爐采取節能涂料涂刷作業，總涂刷面積約2 400 m2，涂刷節能涂料后，預計加熱爐平均爐效提高2.95%，年可節氣約41×104m3。

二是更換低效高能耗加熱爐。隨著技術發展，新建站場加熱爐均采用高效的真空加熱爐，并在改造項目中逐步將老舊損壞的加熱爐更新為真空加熱爐，但是目前仍有6 臺低效能的老舊水套加熱爐在運行，若全部更新為高效的真空加熱爐，爐效可由目前的72%提高到85%，年可節氣約11.9×104m3。水套爐效率情況見表1。

表1 水套爐效率情況Tab.1 Efficiency situation of water jacket furnace

三是加熱爐清淤提高熱效率。在站場建設中，為降低建設投資，簡化工藝流程，外圍采油廠大量推廣采用加熱、分離、緩沖、沉降的四合一設備和加熱、分離、緩沖、沉降、脫水的五合一設備，合一設備內加熱均為火筒式加熱爐，加熱介質為油井產出液，在合一設備內處理時，易沉淀泥沙等雜質覆蓋加熱火筒，從而降低加熱效率[6]。目前6 個作業區共計37 臺合一設備，全部進行定期清淤作業，預計加熱爐平均爐效提高2%，年可節氣31.74×104m3。

3.2 零散拉油點富余伴生氣有待回收利用

由于油田所處為大慶長垣油田西部，分布區域廣，周邊環境復雜，油井分布具有點多面廣、區塊小而分散、單井產量低、地面依托性差等特點。針對零散且距離已建系統較遠無依托的油井，一般采用拉油工藝，其中獨立單井或單平臺則采用單井拉油工藝。拉油工藝在拉油點內設臥式多功能儲油裝置或高架儲油罐，油井產出的油氣水直接進入多功能儲油裝置或高架儲油罐進行分離、儲存，產液由罐車拉運至集中處理站，當儲油設備為多功能儲油裝置時，分離出的伴生氣用于多功能儲油裝置自身加熱，當產氣量不足時，輔以電加熱棒升溫，當產氣量大于耗氣量時，多余的伴生氣通過放空裝置進行外排。采用拉油工藝既能節省建設投資和節省運行費用，又能達到快速建產，但是在運行中，對于產氣量大的油井或區塊，富余伴生氣因遠離管輸設施沒有得到有效利用而浪費。

隨著新產能的不斷開發，對于可依托的部分拉油點通過統籌考慮，已調整采用密閉集輸工藝，目前仍有55 座拉油點一年約1 840×104m3伴生氣富余。通過調研分析，大港油田采用“井口-移動式CNG 裝置-CNG 轉運拖車至管網”的生產模式，對零散天然氣進行回收[7]；江蘇油田針對不同氣源采用不同的工藝技術及配套設備，形成了低壓增壓充裝、低壓增壓進流程等特色技術，將零散井天然氣收集、壓縮并加以利用[8]；海上平臺伴生氣回收采用LNG 罐箱技術與天然氣液化技術的組合[9]，能有效實現平臺未利用伴生氣的回收。針對L 廠零散伴生氣，由于整體呈現區塊分散、單點氣量少、回收效益差的特點，可研究采用小型撬裝化處理裝置對零散伴生氣進行回收利用。即拉油點九合一分出的富余伴生氣經撬裝化處理設備干燥、壓縮后暫存，由移動槽車將其拉運至中心處理站進行脫水、脫烴回收處理，處理后干氣并入干氣管網供調配使用，附屬產品輕烴可直接外銷產生效益。

3.3 充分利用伴生氣，盡可能保存氣井氣潛能

伴生氣隨油井產油一同產出，針對產氣量大的老區，將伴生氣收集深冷或淺冷處理回收輕烴后，再返輸給轉油站或聯合站等站場用氣，不足站場用氣時由氣田氣補充。而伴生氣不便于控制氣產量，但是氣井氣均為按需生產，因此可以充分調用返輸伴生氣而保存氣井氣潛能。

隨著開采技術發展，在L 廠西部區域新開發油田區塊，為提高開發效益采用蒸汽吞吐方式開采，則需要日耗氣20×104m3/d 的蒸汽鍋爐提供蒸汽，該廠自產伴生氣量已經不足以提供給蒸汽鍋爐使用，不足部分由氣田氣和返輸氣補充，但是返輸氣由于距離遠、壓力低，輸氣量不滿足生產需求。而距該區域20 km 處建有為鄰市供氣的高壓輸氣干線門站，輸氣能力可達182×104m3/d，所輸天然氣主要為伴生氣經處理后的干氣[10]，且新建區塊與門站之間已有一條停運的輸氣管道可利用，為此，當臨時用氣低峰時，可調用其返輸氣為蒸汽鍋爐供氣，從而減少氣井氣的使用量。

4 結論

1）對低效集油環優化和采取電加熱與摻水結合的工藝，年可節氣約48.49×104m3；93 臺真空加熱爐采取涂刷節能涂料年可節氣約41×104m3；更換6 臺老舊低效加熱爐為真空加熱爐年可節氣約11.9×104m3；定期清淤37 臺合一設備年可節氣約31.74×104m3；合計年可節氣約133.13×104m3。通過產能布局優化，實現已建10 座拉油點密閉集輸，年可回收富余伴生氣約115×104m3；優化伴生氣集輸工藝、配套建設輕烴回收站，年可回收富余伴生氣約890×104m3；合計年可回收伴生氣約1 005×104m3。站場伴生氣增設冷卻處理系統提升伴生氣質量，降低加熱爐燃燒器維修頻次，年可節約維修費用0.31 萬元。

2）對零散區塊單站點伴生氣富余量少，需要持續探索研究試驗經濟有效的回收利用方式。