油田揮發性有機物治理的對象分析及措施

劉志宏

大慶油田有限責任公司第八采油廠

揮發性有機物綜合治理是“十四五”期間大氣污染防治的重要舉措，國家和地方生態環境主管部門頒布關于揮發性有機物（VOCs）綜合治理的標準GB 39728—2020《陸上石油天然氣開采工業大氣污染物排放標準》（以下簡稱標準），對VOCs 的排放提出了控制要求，主要包括揮發性有機液體儲存、裝載排放控制要求、廢氣收集處理等，同時對溫室氣體甲烷的排放提出協同控制要求。根據標準第7.5 條“企業未遵守本標準規定的措施性控制要求，構成違法行為的，依照法律法規等有關規定予以處理。”中國石油下達了“關于做好2021年揮發性有機物治理攻堅工作的通知”，要求油氣田企業對照標準全面梳理VOCs 治理問題，實現對標排查和問題整改的覆蓋。對油田VOCs 的治理已迫在眉睫，油田地面系統揮發有機物具有點多、面廣、波動大的特點，治理技術沒有經驗借鑒，治理難度大。為此，某油田開展了油田揮發性有機物治理對象及治理措施研究，對油田內揮發性有機液體的排放進行有效治理，實現了揮發性有機液體達標排放。

1 治理對象的分析

揮發性有機物是在常溫下，飽和蒸汽壓超過70 Pa 常壓下，沸點在50～260 ℃的有機化合物，或在20℃條件下，蒸汽壓大于或者等于10 Pa 具有相應揮發性的全部有機化合物，是參與大氣光化學反應的有機化合物[1-3]。屬于揮發性有機液體：含水率≤80%的含水油、未穩定原油C1～C50、穩后原油C6～C50、天然氣凝液及其液化石油氣C2～C5、穩定輕烴（1#輕烴、2#輕烴）。

某油田油氣生產時，原油與伴生天然氣、水的混合物一起采出，通過分級布站方式，集輸至轉油站及聯合站進行油氣水的分離，分離出的含油污水進入污水處理站，處理后回注，分離出的伴生氣輸至天然氣除油器及干燥器進行處理，處理后供油田生產自耗。主要工藝流程為：原油自油井經集油管道輸至閥組間，再經管道輸至轉油站（轉油放水站）進行處理，處理后的含水油經管道輸至聯合站進行脫水處理，脫水后的凈化油管輸至原油穩定裝置進行穩定處理。一部分分布零散且距已建系統較遠的油井采用單井或集中拉油工藝，在井場或集中拉油點設置臥式儲油罐，拉油罐車定期到井場或集中拉油點拉運至卸油點，卸油點依托轉油站建設，設零位罐及卸油泵，當罐車卸油時，將罐車尾部的卸油軟管插入零位罐的卸油口內，卸油罐內的含水油經卸油罐緩存后經卸油泵輸至站內處理。

1.1 揮發性有機液體儲存及裝卸的排放控制

根據對標準的解析，揮發性有機液體儲存設施物料的真實蒸氣壓大于66.7 kPa的未穩定原油，對100 m3以上固定頂罐要求采取配套建設有烴蒸汽回收措施。對于物料的真實蒸氣壓在27.6～66.7 kPa之間的未穩定原油，500 m3以上固定頂罐要求采取油氣回收措施+非甲烷總烴去除率大于等于80%控制要求。根據標準第5.3.1 要求，揮發性有機液體的裝載應采用底部裝載或頂部浸沒式裝載方式，采用頂部浸沒式裝載的，出料管口距離罐（槽）底部高度應小于200 mm。穩定前原油儲罐的主要種類如下：

（1）凈化油儲罐。某采油A廠的2座聯合站共有4 座10 000 m3凈化油儲罐，采用固定頂罐常壓罐，未采取油罐烴蒸氣回收措施儲存未穩定原油。標準對儲罐存儲物料的真實蒸汽壓進行了范圍界定，不同范圍內的真實蒸氣壓對應著最小罐容，同時對應著不同的控制要求。對凈化油儲罐進行取樣測量其飽和蒸氣壓，27.6 kPa＜凈化油儲罐其飽和蒸氣壓≤66.7 kPa時，需對其進行治理。

（2）事故罐（含水油或凈化油）。在正常生產情況下，站場內的事故罐處于空罐狀態，在事故情況下啟用，因此，事故罐不在治理范圍內。

（3）沉降罐（含水油）。目前，采油A 廠7 座轉油站使用沉降罐進行油水分離，罐容為300～500 m3，目前未對沉降罐的真實蒸汽壓進行測定，按照標準要求，為了避免揮發性有機液體排放，需對其進行治理。

（4）沉降罐（含油污水）。脫水站、放水站、污水站的沉降罐接收處理設備沉降出的含油污水，含油質量濃度一般為1 000～3 000 mg/L，沉降罐罐頂采用連續收油進行回收。根據GB 50183—2004《石油天然氣工程設計防火規范》第6.4.1條“沉降罐頂部積油厚度不應超過0.8 m”，在非連續收油情況下計算不同罐容（500～5 000 m3）的污水沉降罐的油中含水率，最低含水率在89%以上。根據標準中揮發性有機液體的定義，其儲存介質不屬于揮發性有機液體，不在治理范圍內。

（5）收油罐（污水站）。油田建有收油罐1座，容積≤500 m3。收油罐中含水率一般都超過了40%，水在常溫下的蒸氣壓為1.2～4.2 kPa，根據近3年大慶油田原油性質分析報告中的測定數值，穩前油儲罐儲存介質的真實蒸氣壓小于47.6 kPa，可初步判定其符合標準的要求，不需治理。

（6）井場儲油罐。油田內已建井場及集中拉油點的儲油罐容積均不超過100 m3，不在標準要求治理的范圍內。

（7）井場裝載系統。采油A廠已建的井場儲罐罐容在30～50 m3之間，裝載方式全部為噴濺式，標準要求井場拉油罐和集中拉油點儲罐的廢氣排放除滿足頂部浸沒式裝載的改造，儲罐密閉集輸。如果采取浸沒式裝載，將鶴管延長至液面以下，所需鶴管長度在3 m 左右，鶴管過長會導致卸油操作困難，另外卸油后鶴管附著大量油滴易污染井場，暫不對井場裝載部分進行改造。

（8）卸油點接卸系統。通過調研，某卸油點接卸油采用簡易連接方式，氣相放空方式為就地敞口放空，未實施全密閉裝卸工藝，站場內沒有與卸油罐運行壓力相適應的低壓氣系統，揮發氣無法進入站內氣處理系統統一回收、處理，按標準要求需對其進行治理。

1.2 甲烷的排放控制

井場拉油工藝：距離已建系統較遠的油井采用拉油工藝，井口儲油罐采用常壓儲罐，罐頂安裝放空管，放空管頂部安裝阻火器，儲罐采用內部電加熱棒保持罐內油品的溫度，便于裝車及拉運[4]。油井產液伴生氣通過放空管排放到大氣中。采油A廠建有拉油點1 處，共有5 口油井，采用電熱集油方式進入拉油罐，日產液量20.4 t，日產氣量125 m3。標準要求對井場（集中拉油點）儲罐放空的天然氣進行回收，無法回收的應燃燒后放空，直接放空需要報環境部門備案。因此，按標準要求需對其進行治理。

集輸油工藝：采油A廠油田原油從井口至原油穩定裝置整個工藝流程為密閉集輸，滿足標準要求，不需治理。

轉油站伴生氣工藝：由于位置偏遠，站場布局分散，采油A廠原油伴生氣供站內自用，未對原油伴生氣回收處理，目前伴生氣不滿足自用，由氣田氣或老區伴生氣補充，返輸氣管網已完善，無放空現象，不需治理。

通過以上治理對象的分析，確定以下具體治理對象：采油A 廠4 座凈化油儲罐、7 座沉降罐揮發性有機液體的儲存及某卸油點揮發性有機液體裝載系統，采油A廠某站1處拉油點的甲烷排放。

2 治理措施分析

2.1 儲存的排放治理

針對4座10 000 m3凈化油儲罐揮發性有機液體的排放，治理措施有兩種方式：對沉降罐采取烴蒸汽回收措施，主要有大罐抽氣技術和氣引射器回收技術。大罐抽氣技術是利用壓縮機抽氣，將儲罐內原油揮發的氣態輕烴通過罐頂部管道由壓縮機增壓，再經空氣冷卻器降至-50 ℃以下，進入出口分離罐進行氣液分離，分離出的氣體和液體經管道單獨收集處理[5-7]。此項技術較為成熟，運行穩定，適應范圍廣，在國內各油田已有較多的使用經驗，可實現油氣的全密閉儲存，一些油田站場已安裝大罐抽氣裝置，由于產量逐年遞減導致伴生氣量減少，裝置后端的氣系統壓力升高，實際收氣量小于裝置規模，設備頻繁啟停或已停用[8-9]。氣引射器抽氣技術是利用高壓流體通過引射器時產生的負壓抽取大罐揮發氣，引射器內部無運動部件，工作時不消耗機械能，此技術前期投資相對較低，不直接消耗能源，更為安全和節能，但其需高壓天然氣用作引射動力源，受氣源條件制約，更適用于氣油比高的高壓油田及有高壓天然氣氣源的油田[10]。固定頂儲油罐大罐抽氣裝置工藝流程見圖1。

圖1 固定頂儲油罐大罐抽氣裝置工藝流程Fig.1 Process flow of big storage tank gas extraction device for fixed roof oil storage tanks

目前，2座聯合站運行開式流程，即經電脫水器處理后的凈化油進入10 000 m3凈化油儲罐，再由泵外輸。由于站內已建有凈化油緩沖罐及工藝，只需停運凈化油儲罐，將其作為事故罐，同步完善已建緩沖罐的液位報警及連鎖停泵等自控儀表，便可實現聯合站密閉運行，滿足了標準要求。聯合站恢復密閉運行流程為：經電脫水器處理后的凈化油進入凈化油緩沖罐，經過凈化油緩沖罐緩存及外輸油泵增壓后，泵輸至外輸管線。

針對7座轉油站沉降罐（含水油）揮發性有機液體的排放，目前站內采用“分離、沉降、緩沖設備”（簡稱“三合一”）+脫水沉降罐流程，“三合一”只作為油氣分離使用，由于“三合一”屬于密閉設備，所以治理措施將“三合一”作為處理設備運行，沉降罐只在“三合一”檢修時短期運行，通過切換流程即可實現站內工藝密閉運行。

2.2 裝卸治理措施

針對某卸油點接卸油采用簡易連接方式，氣相放空方式為就地敞口放空，未實施全密閉裝卸工藝的問題，采取以下治理措施：在對卸油罐進行清淤、清洗達到動火條件后，將卸油罐接卸口由敞口式改造為法蘭快速接頭。此外，對各生產單位拉油罐車進行配套改造，由簡易橡膠軟管改造為快速接頭，以滿足卸油口密閉的要求；改變卸油點裝卸工藝的氣相放空方式。由于卸油點所依托的站場沒有與卸油罐相適應的低壓氣系統，揮發氣無法進入站內氣處理系統回收、處理，因此采用統一收集、有組織排放的處理工藝，增設氣相收集工藝，將就地敞口放空方式改為聯合氣相收集方式，收集后輸送至站外，通過放空裝置進行有組織放空，并報生態環境主管部門備案。卸油工藝流程見圖2。

圖2 卸油工藝流程Fig.2 Oil unloading process flow

2.3 拉油點的甲烷排放治理

依據中石油集團公司《中國石油天然氣集團有限公司甲烷排放管控行動方案》要求：“針對勘探無阻放空、套管氣放空和單井儲油裝置放空等重點排放源，根據天然氣的氣質、氣井產量、壓力、溫度、氣井周邊技術條件、用氣環境、產品方案和自然條件等因素，采取壓縮、分離、發電、收集、回注等伴生氣回收技術，單井儲油裝置采取原油穩定工藝或烴蒸汽回收工藝等控排措施。”考慮目前國內零散氣回收工藝并不完善，不適合大面積治理，針對某站拉油點治理，采用電加熱集油工藝將原拉油點所轄5口油井接入已建密閉集油工藝系統，實現密閉集輸。

拉油點建有壓力儲油罐1 座，管轄5 口井，目前油井采出液采用電熱集油工藝進入拉油罐，日產液量20.4 t，日產油量8.3 t，日產氣量125 m3。拉油點油井產量統計見表1。

表1 某站拉油點油井產量統計Tab.1 Oil well production statistics at an oil pulling point of a certain station

周邊已建密閉集油工藝為某集油閥組間2#電熱回路，距最近拉油井為2 km。目前2#電熱回路轄井4口，電熱管徑規格全程為Φ76 mm×4.5 mm。2#電熱回路油井產量統計見表2。

表2 某轉油站閥組間2#電熱回路油井產量統計Tab.2 Oil well production statistics in 2#electric heating circuit of a manifold room at a certain oil transfer station

將拉油點所轄5口油井采用新建集膚電熱管道接入已建集油閥組間2#電熱回路，根據油井實際產量、油井井口出液溫度、集膚電熱管道維持溫度，經PIPEPHASE 軟件模擬計算，選用管道規格為Φ76 mm×4.5 mm 時，水力、熱力計算結果滿足生產需要。為保證生產平穩運行，增設井口電加熱器，根據目前實際產量，經計算需新建5 kW 防爆電磁加熱器1臺，C、D井場新建15 kW防爆電磁加熱器2臺。集油閥組間總回油管道、站場各設備能力及外輸管道經核實滿足生產需要。

2.4 治理效果分析

目前采油A 廠VOCs 工程已完成項目論證及方案設計，即將進入施工階段，通過對油田揮發性有機物的治理，可確保儲存及裝卸中VOCs 的排放及拉油點甲烷的排放達標。

2.4.1 揮發性有機液體儲存及裝卸的排放效果

采油A 廠4 座凈化油儲罐及7 座沉降罐所屬站的站內工藝恢復密閉運行后，站內工藝處于密閉運行狀態，在正常情況下，無VOCs 的排放問題，符合標準中非甲烷總烴去除效率不低于80%要求。

卸油點卸油罐氣相放空改為統一收集、有組織排放工藝，并報生態環境主管部門備案，符合標準中對油氣田放空天然氣應予以回收的要求。不能回收或難以回收的，應經燃燒后放空；不能燃燒直接放空的，應報生態環境主管部門備案。同時將卸油罐接卸口進行密閉改造，滿足卸油口密閉的要求。

2.4.2 拉油點的甲烷排放效果

通過將拉油點5口油井接入已建集油系統，實現密閉集輸。滿足了標準中對溫室氣體甲烷的排放協同控制要求。

揮發性有機物治理形勢嚴峻，針對油田地面生產系統現狀，建議從方案設計階段就要考慮合理的技術措施，對揮發性有機物進行控制。揮發性有機液體儲存，新建井場盡量選擇罐容＜75 m3儲罐；對于站內新建儲罐罐容≥75 m3，采取滿足規范要求的處理措施，對于新建的固定頂罐要增設廢氣收集處理；揮發性有機液體裝載，拉油罐車與卸油口裝載要采取法蘭快速接頭的半密閉裝載方式；新建零散油井集油工藝盡量考慮接入集油系統中。

3 結論

（1）針對某油田采油A廠油田地面生產系統現狀及原油生產工藝過程，按照GB 39728—2020《陸上石油天然氣開采工業大氣污染物排放標準》要求，通過對油氣生產、集輸、儲存各環節分析梳理，確定揮發性有機物治理對象為4座凈化油儲罐及7座沉降罐的揮發性有機液體儲存、卸油點揮發性有機液體的裝載系統、某站1 處拉油點的甲烷排放。

（2）通過對采油A 廠油田揮發性有機物的治理，確保了揮發性有機液體儲存、裝卸的排放及拉油點甲烷的排放達標，同時滿足了標準GB 39728—2020、集團公司甲烷及VOCs協同管控要求。