朱治國 田野 苗彥平 張桂迎 陳振亞 鄧明 牛忠嘵

中國石油華北油田分公司第三采油廠

中國在第七十五屆聯(lián)合國大會(huì)上，提出了2030 年前實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰”，2060 年前實(shí)現(xiàn)“碳中和”的戰(zhàn)略目標(biāo)，碳減排是實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰”、“碳中和”目標(biāo)的重要方式[1-2]。響應(yīng)國家號(hào)召，中國石油明確了能源供給結(jié)構(gòu)、油氣生產(chǎn)過程溫室氣體減排、碳產(chǎn)業(yè)發(fā)展、碳排放核查及碳資產(chǎn)管理、其他相關(guān)研究五個(gè)重點(diǎn)研究方向。按照計(jì)劃，中國石油將從國家和企業(yè)兩個(gè)層面，研究天然氣、生物燃料等低碳綠色能源供應(yīng)，對減少溫室氣體排放的重要作用，按照油氣田、管道、煉化等業(yè)務(wù)范圍，梳理重點(diǎn)溫室氣體排放源，研究二氧化碳減排、伴生氣回收利用等潛力和途徑[3-6]。

目前，華北油田第三采油廠大部分站場儲(chǔ)油罐罐頂無伴生氣回收裝置，伴生氣通過罐頂?shù)暮粑y直接排放到大氣中，未進(jìn)行有效回收。針對上述問題，亟需對儲(chǔ)油罐進(jìn)行整體密閉改造，將伴生氣進(jìn)行回收利用。

1 回收與利用裝置

儲(chǔ)油罐伴生氣回收與利用裝置可分為兩部分，第一部分為伴生氣回收，第二部分為伴生氣再利用。目前儲(chǔ)油罐伴生氣的回收方式有吸附、吸收、冷凝、膜分離等技術(shù)或幾種方式組合對儲(chǔ)罐揮發(fā)氣進(jìn)行回收處理或達(dá)標(biāo)排放[6]。目前主流的技術(shù)為冷凝+膜+吸附技術(shù)與吸附+吸收+RTO 技術(shù)。盡管以上兩種油氣回收組合工藝在其他類型儲(chǔ)罐有回收率高等優(yōu)勢，但基本都是針對同一組分或物性相近的組分，如汽油等[7]。采油三廠儲(chǔ)油罐伴生氣回收裝置回收氣組分分析數(shù)據(jù)見表1，儲(chǔ)油罐伴生氣的組分復(fù)雜，物性差異大，呼出的同一組分氣量較少，應(yīng)用常規(guī)的伴生氣回收對不同組分伴生氣進(jìn)行分類回收的方式，無法產(chǎn)生經(jīng)濟(jì)效益。

表1 第三采油廠儲(chǔ)油罐伴生氣回收裝置回收氣組分Tab.1 Recovered gas component of associated gas recovery device in the oil storage tank of No.3 Production Plant 摩爾分?jǐn)?shù)/%

目前采油三廠站內(nèi)維溫主要能量來源為加熱爐，以王四站為例，具體工藝流程如圖1所示，王四站站外來液經(jīng)過一級(jí)三相分離器沉降脫水后，再進(jìn)換熱器升溫，升溫后含水油進(jìn)入二級(jí)三相分離器分離后，低含水油再進(jìn)入電脫水器脫水成合格油后進(jìn)入儲(chǔ)罐，經(jīng)外輸泵外輸換熱器輸至穩(wěn)定站；分離出伴生氣經(jīng)除油器干燥后供加熱爐自用；分離出的污水在去水區(qū)處理后回注。加熱爐主要燃料為油井產(chǎn)出液分離出的伴生氣，但目前伴生氣產(chǎn)量不足，冬季需要使用外部供氣，儲(chǔ)油罐伴生氣經(jīng)處理后，輸送至加熱爐燃燒，可減少外部供氣量，提高經(jīng)濟(jì)效益。

根據(jù)以上對設(shè)備的要求，優(yōu)選壓縮機(jī)式伴生氣回收裝置，該裝置可將原油儲(chǔ)罐中揮發(fā)出的輕烴成分進(jìn)行收集、壓縮，輸送到燃?xì)饧訜釥t。該裝置在油田已有過應(yīng)用，可分為往復(fù)式活塞壓縮機(jī)型、活塞氣液泵型、活塞式壓縮機(jī)型、螺桿式壓縮機(jī)型，各類裝置對比如表2，其中吸附-再生油氣回收裝置需要安裝空間過大，不符合第三采油廠現(xiàn)場實(shí)際情況；活塞氣液泵型伴生氣回收裝置價(jià)格過高，且無1 000 m3/d 型號(hào)；活塞式壓縮機(jī)型伴生氣回收裝置和螺桿式壓縮機(jī)型伴生氣回收裝置在華北暫無實(shí)際應(yīng)用；活塞式壓縮機(jī)型具有結(jié)構(gòu)簡單、易于維護(hù)，相關(guān)配套設(shè)備完善成本較低等優(yōu)勢[7]，在華北油田已經(jīng)過現(xiàn)場試驗(yàn)，具有較高的穩(wěn)定性，且具有1 000 m3/d 型號(hào)，可以滿足第三采油廠實(shí)際生產(chǎn)需求[8-10]，因此首選活塞式壓縮機(jī)為伴生氣回收裝置。

表2 儲(chǔ)油罐伴生氣各類回收裝置對比Tab.2 Comparison of various recovery devices for associated gas of oil storage tank

2 儲(chǔ)罐呼出氣量

2.1 理論計(jì)算法

儲(chǔ)罐揮發(fā)氣量可分兩部分，一部分為進(jìn)油時(shí)液位上漲造成的呼氣，即大呼吸，另一部分為氣溫升高造成罐內(nèi)氣體膨脹造成的呼氣，即小呼吸亦可稱為熱呼吸，儲(chǔ)罐揮發(fā)氣總氣量為二者之和。

根據(jù)《API2000 Venting Atmospheric and Lowpressure Storage Tanks》（SIXTII EDITION，NOVEMBER 2009）標(biāo)準(zhǔn)，儲(chǔ)罐熱呼吸量為：

式中：Vot為儲(chǔ)罐熱呼氣量，m3/h；Y為系數(shù)，取決于氣相壓力，儲(chǔ)存溫度以及項(xiàng)目所在地緯度；Vtk為儲(chǔ)罐體積，m3；Ri為保溫系數(shù)，不保溫時(shí)取1，完全保溫時(shí)取Rin，不完全保溫時(shí)取Rinp。

式中：h為儲(chǔ)罐內(nèi)部導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m2·℃)；λin為保溫材料導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·℃)；lin為保溫厚度，m。

式中：ATTS為儲(chǔ)罐總表面積，m2；Ainp為儲(chǔ)罐的保溫面積，m2。

式中：VIT為儲(chǔ)罐熱吸氣量，m3/h；C為維度因子；Vtk為儲(chǔ)罐體積，m3。

2.2 實(shí)際測量法

實(shí)測儲(chǔ)罐揮發(fā)氣量使用的儀器儀表主要有以下2個(gè)：①風(fēng)速表，用于測試呼出氣流速（圖2）；②色譜分析儀，用于分析呼出氣組分（圖3）。

圖3 氣相色譜儀Fig.3 Gas chromatograph

實(shí)測儲(chǔ)罐揮發(fā)氣量單次操作步驟主要有以下5步：①打開罐頂量油孔，等20～30 min，待氣量穩(wěn)定開始測量；②將風(fēng)速表放置量油孔處測量呼出氣速，同時(shí)記錄氣溫以做參考；③將揮發(fā)出氣體收集到收氣瓶中；④采用色譜分析儀分析揮發(fā)氣組分；⑤根據(jù)色譜分析儀測試結(jié)果，按照標(biāo)準(zhǔn)折算揮發(fā)氣量，排除常溫條件下的液態(tài)組分對結(jié)果的影響。

每4 小時(shí)重復(fù)測量一次，共計(jì)測量6 次，排除晝夜溫差對測試結(jié)果的影響，最終氣量取平均值。測量結(jié)果如表3所示。

表3 實(shí)際測量法測量結(jié)果Tab.3 Measurement results of actual measurement method

2.3 方法對比

以王四站5 000 m3儲(chǔ)油罐為例，按照晝夜溫差15 ℃，罐頂氣體按照25%罐容計(jì)算，王四站最終計(jì)算結(jié)果為941 m3/d。經(jīng)現(xiàn)場驗(yàn)證，王四連5 000 m3儲(chǔ)油罐最大收氣量為873 m3/d。計(jì)算結(jié)果與實(shí)際測量結(jié)果基本吻合，該方法可用來進(jìn)行儲(chǔ)油罐伴生氣氣量計(jì)算。應(yīng)用本方法，對王一站、楚一站進(jìn)行伴生氣氣量計(jì)算，結(jié)果分別為796 和671 m3/d，根據(jù)計(jì)算結(jié)果對王四站、王一站、楚一站均采用1 000 m3/d活塞式壓縮機(jī)。

3 裝置設(shè)計(jì)

本裝置工藝流程如圖4所示，采用壓力控制式控制，通過在罐頂或收氣管線處安裝壓力變送器，檢測壓力達(dá)到啟動(dòng)設(shè)定值時(shí)，抽氣壓縮機(jī)啟動(dòng)；在檢測壓力達(dá)到停止設(shè)定值時(shí)，壓縮機(jī)停止；在檢測壓力達(dá)到補(bǔ)氣設(shè)定值時(shí)，向儲(chǔ)罐內(nèi)補(bǔ)氣。由于第三采油廠部分儲(chǔ)油罐氧含量較高，如表1所示，裝置加裝了氧含量傳感器，當(dāng)儲(chǔ)油罐內(nèi)氧含量大于4%時(shí)，自動(dòng)停止收氣流程。

圖4 儲(chǔ)油罐伴生氣回收利用裝置Fig.4 Associated gas recovery and utilization device of oil storage tank

油罐揮發(fā)氣經(jīng)管道、進(jìn)氣電磁閥先進(jìn)入進(jìn)氣過濾器，再經(jīng)管道進(jìn)入一級(jí)氣缸，在氣缸里由活塞的上、下移動(dòng)將油罐揮發(fā)氣壓力壓縮至0.15 MPa左右進(jìn)入二級(jí)氣缸，再由二級(jí)活塞的上、下運(yùn)動(dòng)，在氣體壓縮至0.5 MPa，由排氣閥排出，排出的氣體經(jīng)排氣單向閥進(jìn)入排氣緩沖器，再經(jīng)管道進(jìn)入用氣場所。

3.1 活塞式壓縮機(jī)

收集裝置是通過彈性聯(lián)軸器由電動(dòng)機(jī)驅(qū)動(dòng)曲柄連桿機(jī)構(gòu)（圖5），由曲軸的旋轉(zhuǎn)運(yùn)動(dòng)經(jīng)過連桿轉(zhuǎn)變?yōu)榛钊纳?、下往?fù)直線運(yùn)動(dòng)，由活塞的上、下往復(fù)運(yùn)動(dòng)使氣體的體積得到壓縮，壓力升高。在進(jìn)、排氣閥的配合下，完成吸氣-壓縮-排氣-膨脹四個(gè)過程，活塞如此周而復(fù)始的運(yùn)動(dòng)，收集裝置完成了輸送氣體的全過程[11]。

圖5 活塞式壓縮機(jī)構(gòu)Fig.5 Piston type compression mechanism

3.2 控制系統(tǒng)

本裝置在儲(chǔ)油罐頂部安裝有微差壓變送器檢測儲(chǔ)氣罐罐內(nèi)壓力，并在出氣口裝有進(jìn)氣電磁閥和泄壓電磁閥，當(dāng)進(jìn)氣儲(chǔ)氣罐內(nèi)氣體壓力超過0.8 kPa時(shí)，進(jìn)氣電磁閥得電打開，裝置進(jìn)入正常工作狀態(tài)；當(dāng)儲(chǔ)氣罐內(nèi)壓力低于0.2 kPa 時(shí)，進(jìn)氣電磁閥失電關(guān)閉；低于0.05 kPa 時(shí)，自動(dòng)補(bǔ)氣閥門打開，達(dá)到0.5 kPa時(shí)，自動(dòng)補(bǔ)氣閥門關(guān)閉，壓力高于1.2 kPa時(shí)泄壓電磁閥打開，防止儲(chǔ)油罐壓力過高（圖6）。

圖6 頂部微差壓變送器Fig.6 Top micro differential pressure transmitter

4 應(yīng)用效果

目前該設(shè)備在王四站、王一站、楚一站等七個(gè)站進(jìn)行試驗(yàn)，成功投運(yùn)，以王四站、王一站、楚一站為例，外部供氣量如圖7所示，三個(gè)計(jì)量站外部用氣量較往年明顯減少，王一站、楚一站根據(jù)經(jīng)驗(yàn)，通常在10月份開始使用外部供氣，大罐收氣裝置投入運(yùn)行后，使用外部供氣時(shí)間較往年推遲一個(gè)月。

圖7 王四站、王一站、楚一站外部供氣量Fig.7 External gas supply volume of Wangsi Station，Wangyi Station，and Chuyi Station

按照2021 年數(shù)據(jù)計(jì)算，王四站加熱爐需要外部供氣249 天，平均收氣923 m3/d；王一站加熱爐需要外部供氣208 天，平均收氣830 m3/d；楚一站需要外部供氣194 天，平均收氣626 m3/d。因此，每年共減少外部供氣52.39×104m3，共計(jì)減少碳排放0.567 t。

5 結(jié)論

通過裝置對大罐伴生氣進(jìn)行回收處理，可明顯推遲外部供氣時(shí)間，減少外部供氣用量，具有推廣價(jià)值，未來計(jì)劃在第三采油廠推廣至23 個(gè)轉(zhuǎn)油站使用，按目前情況，預(yù)計(jì)未來每年可減少外部供氣620×104m3，減少碳排放6.7 t。按全年平均氣價(jià)3.00元/m3計(jì)算，每年提高經(jīng)濟(jì)效益1 860萬元，在減少碳排放，為國家實(shí)現(xiàn)“碳減排”、“碳中和”方面具有廣大的應(yīng)用前景，可繼續(xù)在其余采油廠進(jìn)行推廣使用。