萬蕾 曹萬巖 寇秋煥 郭闖 王超
大慶油田設(shè)計(jì)院有限責(zé)任公司
油田伴生氣的回收利用不僅能實(shí)施節(jié)能減排,還具有相當(dāng)?shù)慕?jīng)濟(jì)價(jià)值。合理回收利用油田伴生氣資源是中國能源長期持久發(fā)展的必然趨勢[1]。隨著開發(fā)的不斷深入,建設(shè)的不斷優(yōu)化,大慶油田伴生氣系統(tǒng)已具備基本完善的集、調(diào)氣管網(wǎng)系統(tǒng)。其中喇薩杏地區(qū)集氣系統(tǒng)較為完善,共建成集氣站30余座,各集氣站均具備產(chǎn)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(wǎng)不夠完善,產(chǎn)耗氣不均衡和零散氣放空的現(xiàn)象?!笆奈濉逼陂g,需要對伴生氣系統(tǒng)進(jìn)一步優(yōu)化、完善,提高伴生氣回收利用率的同時(shí),滿足環(huán)保要求。
目前,喇薩杏地區(qū)已形成較為完善的集氣、調(diào)氣(返輸干氣)管網(wǎng)。各轉(zhuǎn)油站伴生氣經(jīng)聯(lián)合站輸送至輕烴回收裝置處理,脫出輕烴后形成干氣,優(yōu)先返輸回各廠用于生產(chǎn)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(jīng)過近年來的不斷調(diào)整和優(yōu)化,伴生氣處理系統(tǒng)形成了濕氣深冷和濕氣淺冷后接干氣深冷的系統(tǒng)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(qū)調(diào)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(qū)在淺冷工藝后接干氣深冷工藝,實(shí)現(xiàn)伴生氣深冷化率80%左右。同時(shí)建成了區(qū)域之間的調(diào)氣管網(wǎng)。針對局部地區(qū)富余氣外調(diào)管網(wǎng)不完善、裝置檢修期調(diào)氣能力不足的問題,規(guī)劃“十四五”期間,通過南北部地區(qū)調(diào)氣管網(wǎng)的完善,最終實(shí)現(xiàn)裝置檢修期間伴生氣零放空。
長垣外圍油田由于站場分散、所產(chǎn)伴生氣產(chǎn)量低且組分較貧、距用氣市場較遠(yuǎn)等因素,未建設(shè)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(wǎng),但具備完善的返輸干氣管網(wǎng),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(dāng)補(bǔ)充的情況。
“十四五”期間,預(yù)測采油七廠供氣能力不足,九廠局部存在伴生氣富余。規(guī)劃通過建設(shè)調(diào)氣管網(wǎng),將頁巖油富余伴生氣調(diào)至采油七廠或提高喇薩杏地區(qū)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(qū)建設(shè)輕烴回收裝置,將伴生氣處理后干氣首先用于區(qū)域各站自耗,剩余部分進(jìn)入采油九廠天然氣管網(wǎng),為其他區(qū)塊供氣。
新建企業(yè)于2021 年1 月1 日起執(zhí)行、現(xiàn)有企業(yè)自2023 年1 月1 日起執(zhí)行GB 39728—2020《陸上石油天然氣開采工業(yè)大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》。該標(biāo)準(zhǔn)對揮發(fā)性有機(jī)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(zhuǎn)油站改造、井場及拉油點(diǎn)零散氣密閉集輸?shù)裙こ?,?shí)施零散氣回收,作到應(yīng)集盡集,實(shí)現(xiàn)零散氣零放空的同時(shí),多收集伴生氣。
目前中七淺冷、南壓淺冷與紅壓淺冷作為調(diào)峰裝置,采用檢修期啟運(yùn)、非檢修期停運(yùn)的間歇運(yùn)行方式,總處理規(guī)模為130×104m3/d。在裝置檢修期,喇薩杏油田伴生氣局部調(diào)氣能力不足。在2021 年,重點(diǎn)實(shí)施以下措施:
(1)南部地區(qū)“紅壓脫碳流程優(yōu)化(中三增壓氣進(jìn)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(shè)計(jì),進(jìn)入施工階段。當(dāng)大慶煉化檢修(約90天)時(shí),以最大脫碳深度處理90×104m3/d 伴生氣,與中三增壓站高含碳?xì)饣旌虾螅蓾M足約150×104m3/d 富余伴生氣氣質(zhì)達(dá)標(biāo)及外輸要求。預(yù)計(jì)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(jì)算),年創(chuàng)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(qū)“紅壓濕氣增壓站建設(shè)”工程。紅壓地區(qū)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(guī)模為90×104m3/d,但紅壓地區(qū)(杏樹崗)伴生氣產(chǎn)量達(dá)120×104m3/d。淺冷裝置檢修時(shí),自產(chǎn)濕氣無法外調(diào)。為此,在紅壓北側(cè)新建增壓站1座,設(shè)計(jì)規(guī)模30×104m3/d,配套新建南四-薩南集氣管道[1]。投產(chǎn)后,按每年常規(guī)檢修及臨時(shí)檢修45天計(jì)算,預(yù)計(jì)可減少伴生氣放空450~900×104m3/a。同時(shí)提高深冷化率23%,南部地區(qū)伴生氣全部實(shí)現(xiàn)深冷處理。
(3)北部地區(qū)“北Ⅱ淺冷壓縮機(jī)改造”工程。采油三廠地區(qū)伴生氣產(chǎn)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(guī)模50×104m3/d、北Ⅱ淺冷處理站處理規(guī)模30×104m3/d,總規(guī)模80×104m3/d。北Ⅱ-2 干氣深冷裝置1 套,規(guī)模為140×104m3/d。區(qū)域北Ⅱ-1調(diào)氣增壓站建設(shè)規(guī)模為26×104m3/d,伴生氣向中部地區(qū)調(diào)氣能力不足。而北Ⅱ淺冷裝置老化嚴(yán)重,存在停產(chǎn)風(fēng)險(xiǎn)。北Ⅱ淺冷及北壓淺冷裝置檢修期,采油三廠地區(qū)富余伴生氣將無法全部外調(diào)。2021年將薩南淺冷停運(yùn)的淺冷裝置(壓縮機(jī)+丙烷制冷)搬至北Ⅱ淺冷處理站,正常運(yùn)行時(shí)只投運(yùn)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(yùn)檢修時(shí),投運(yùn)丙烷制冷部分,進(jìn)行伴生氣干燥脫水處理,實(shí)現(xiàn)伴生氣就地處理,解決區(qū)域調(diào)氣能力不足問題[3]。投產(chǎn)后,按每年常規(guī)檢修及臨時(shí)檢修45天計(jì)算,預(yù)計(jì)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(jìn)行統(tǒng)計(jì),發(fā)現(xiàn)4個(gè)區(qū)域中油菜倒伏主要集中C、D區(qū)域,2個(gè)區(qū)域中倒伏油菜4株,B、E區(qū)域基本無倒伏情況,2個(gè)區(qū)域中只有1株倒伏。幾個(gè)田塊中倒伏情況的發(fā)性主要集中在油菜結(jié)子后。閻旭東等[15]研究發(fā)現(xiàn),覆膜種植玉米,能顯著促進(jìn)根系的發(fā)育,增加根系的直徑及干重,但不增加根的長度,能達(dá)到很好的抗倒伏作用,抗倒伏作用力可達(dá) 29.4 N。蔡永強(qiáng)等[16]通過對小麥的研究發(fā)現(xiàn),覆膜處理種植使得土壤內(nèi)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(dǎo),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(yán)重。
(4)壓縮機(jī)密封結(jié)構(gòu)改造工程。對北Ⅰ-2 深冷等4 座處理站實(shí)施壓縮機(jī)密封結(jié)構(gòu)改造,實(shí)現(xiàn)了密封氣泄漏回收。為解決壓縮機(jī)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(jī)應(yīng)用射流、增壓、雙端面密封三種改造技術(shù)。對于密封效果不佳的機(jī)組進(jìn)行研究改造,在原密封的基礎(chǔ)上應(yīng)用抽氣設(shè)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(yù)計(jì)每年可回收放空伴生氣90×104m3,回收率可達(dá)77.4%。
長垣地區(qū)外圍油田由于站間距離較遠(yuǎn),產(chǎn)氣量較低,各轉(zhuǎn)油站產(chǎn)出伴生氣主要用于本站生產(chǎn)自耗。偏遠(yuǎn)、分散、獨(dú)立的小規(guī)模開發(fā)區(qū)塊,無法形成完備的地面系統(tǒng),多采用多功能儲(chǔ)罐拉油工藝,拉油點(diǎn)產(chǎn)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(chǔ)罐伴生氣則直接放空。而伴生氣產(chǎn)量少的地區(qū),由于噸油耗氣逐年升高,自產(chǎn)伴生氣無法滿足站場自用,還需要由外部氣田氣或干氣補(bǔ)充。主要表現(xiàn)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(qū)域間產(chǎn)、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(shí)現(xiàn)零散氣回收能“集”盡“集”。已建拉油點(diǎn)與新建產(chǎn)能統(tǒng)籌考慮,搭接進(jìn)入新建集輸管網(wǎng),實(shí)現(xiàn)零散氣的密閉集輸。如2021 年塔21-4 產(chǎn)能與區(qū)域內(nèi)已建拉油點(diǎn)統(tǒng)籌考慮,將4 座拉油點(diǎn)60 余口老井接入新建集油管網(wǎng),實(shí)現(xiàn)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(zhuǎn)油站地區(qū)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(chǎn)出干氣返輸回各站用于生產(chǎn)自耗,剩余部分進(jìn)入采油九廠伴生氣管網(wǎng),為其他區(qū)塊供氣。龍一轉(zhuǎn)油站地壓集調(diào)氣示意圖如圖2 所示。
圖2 龍一轉(zhuǎn)地區(qū)集調(diào)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(diào)氣管網(wǎng),緩解區(qū)域間產(chǎn)耗氣不均衡的問題。在2021 年“古龍頁巖油1 號(hào)試驗(yàn)區(qū)開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)試采”工程中,配套建設(shè)古龍1 號(hào)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(lián)至采油七廠葡四聯(lián)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(qū)域間產(chǎn)耗氣不均衡的問題。
通過以上措施,預(yù)計(jì)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(wǎng),可將采油九廠富余伴生氣處理后輸往采油七廠地區(qū),解決外圍地區(qū)產(chǎn)耗不均衡問題。
(1)開式流程轉(zhuǎn)油站改造。目前有采用開式流程或開式密閉雙流程的轉(zhuǎn)油站7 座、增壓加熱站2座。7 座轉(zhuǎn)油站可通過完善自控系統(tǒng)以及調(diào)整站內(nèi)工藝流程,實(shí)現(xiàn)密閉集輸。頭臺(tái)2 座增壓加熱站可通過調(diào)整工藝流程、更新站內(nèi)凈化油緩沖罐,實(shí)現(xiàn)密閉集輸[4]。其中2 座轉(zhuǎn)油站改造在2021 年采油八廠州401 區(qū)塊產(chǎn)能中實(shí)施,肇3、肇4 轉(zhuǎn)油站內(nèi)目前采用“油氣分離器+500 m3沉降罐”處理工藝,同時(shí)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(shí)備用,含水油外輸至脫水站。改造后肇3、肇4 轉(zhuǎn)油站實(shí)現(xiàn)密閉流程生產(chǎn),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(wěn)運(yùn)行。可避免天然氣放空,實(shí)現(xiàn)年多集氣30×104m3。開式流程轉(zhuǎn)油站改造流程如圖3 所示。
圖3 開式流程轉(zhuǎn)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
喇二淺冷裝置檢修期,采油六廠地區(qū)現(xiàn)有增壓站調(diào)氣能力無法將全部濕氣調(diào)往采油一廠地區(qū),“十四五”期間,需要將喇一增壓站25×104m3/d 擴(kuò)建為50×104m3/d,新建喇一至北I-1深冷調(diào)氣管道1條。
采油一廠地區(qū)現(xiàn)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(diào)峰使用。由于北Ⅰ-2 深冷至中七淺冷調(diào)氣管道能力不足,使北Ⅰ-2 富余氣量無法繼續(xù)調(diào)往中七、南壓方向;且北Ⅰ-1—西部供輸油站節(jié)點(diǎn)—南壓調(diào)氣管道存在變徑、距離長的特點(diǎn),目前日均調(diào)氣10×104m3/d,調(diào)氣能力不足,導(dǎo)致采油一廠地區(qū)深冷裝置檢修期富余伴生氣調(diào)氣困難。規(guī)劃新建北Ⅰ-2—中七—南壓調(diào)氣管道和北Ⅰ-1—西部供—南壓調(diào)氣管道,解決采油一廠伴生氣調(diào)氣能力不足的問題。
隨著下游用戶用氣量逐步提升,宋芳屯調(diào)壓計(jì)量站上、下游管網(wǎng)能力不足。徐深1 至宋芳屯供氣管道實(shí)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(shí)際輸氣能力為20×104m3/d,實(shí)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(fù)線,設(shè)計(jì)輸量60×104m3/d,提高深層氣補(bǔ)氣能力;新建芳深6-芳深1 供氣管道,形成低壓環(huán)網(wǎng),分擔(dān)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(diào)壓站上下游管網(wǎng)示意圖如圖5 所示。
圖5 宋芳屯調(diào)壓站上下游管網(wǎng)示意圖Tab.5 Schematic diagram of upstream and downstream pipeline network of Songfangtun Pressure Regulating Station
拉油井井場及拉油點(diǎn)一般比較零散,涉及的區(qū)域面積廣,且距離已建系統(tǒng)較遠(yuǎn)。其井場儲(chǔ)罐主要有壓力儲(chǔ)罐和常壓儲(chǔ)罐,根據(jù)調(diào)查壓力儲(chǔ)罐主要兩種類型:一種是多功能儲(chǔ)罐帶燃燒器[7],可以自耗氣來加熱儲(chǔ)罐內(nèi)的介質(zhì),減少放空氣量,同時(shí)減少了電加熱棒耗電量;另一種是不帶燃燒器的多功能儲(chǔ)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(jìn)行回收,重點(diǎn)先對采用多功能儲(chǔ)油罐的井場和拉油點(diǎn)進(jìn)行零散氣治理。根據(jù)井場及拉油點(diǎn)放空氣量大小,探索研究治理技術(shù)路線[8]。通過技術(shù)經(jīng)濟(jì)對比分析,明確三種技術(shù)路線:①密閉集輸:可依托產(chǎn)能或老改等工程,通過系統(tǒng)優(yōu)化接入集油管網(wǎng);②集中回收:對于無法實(shí)現(xiàn)密閉集輸,產(chǎn)氣量相對較高的油井,規(guī)劃實(shí)施集中回收治理,建設(shè)中壓零散氣回收橇;③加熱自耗:對于產(chǎn)氣量較低的油井,考慮到回收治理效益較差,規(guī)劃通過多功能儲(chǔ)罐自耗加熱采出液,實(shí)現(xiàn)伴生氣零排放。
伴生氣回收利用是來自生產(chǎn)實(shí)際的具體問題。而優(yōu)化完善伴生氣系統(tǒng)可以切實(shí)可行地提高伴生氣的綜合回收利用率。針對大慶油田實(shí)際情況和生產(chǎn)特點(diǎn),伴生氣系統(tǒng)的優(yōu)化完善措施主要有:①完善集、調(diào)氣管網(wǎng)系統(tǒng);②提高管網(wǎng)輸氣能力;③探索零散氣回收治理技術(shù)。通過以上措施可進(jìn)一步優(yōu)化、完善伴生氣系統(tǒng),對油田伴生氣實(shí)施科學(xué)、有效地運(yùn)用,提高天然氣回收利用率的同時(shí),建設(shè)綠色生態(tài)油田。