王石（大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠）

1 天然氣集輸系統(tǒng)現(xiàn)狀

截止2021年，全廠已建注氣站1座，注采氣井13口，濕氣集輸站庫51座，干氣用氣站點69座。濕氣均采用自壓集輸，伴生氣隨油井采出液采出后進(jìn)入轉(zhuǎn)油站、聯(lián)合站，進(jìn)行兩級除油后，集中輸往天然氣公司進(jìn)行脫烴、脫水處理。目前51座集輸站庫中有29座仍采用單獨除油器進(jìn)行脫水處理，無干燥器，脫水效果較差。外輸氣管道內(nèi)因含有一定的水分會在低溫條件下生成水合物堵塞管道或閥門[1]，造成集氣困難或管道凍堵，甚至?xí)斐蓢?yán)重的安全事故，而清除水合物堵塊需要數(shù)天乃至數(shù)周[2]，嚴(yán)重影響生產(chǎn)。因此，抑制外輸氣管線凍堵對保障冬季安全生產(chǎn)具有非常重要的意義。

為防止外輸濕氣中較多的水分導(dǎo)致冬季天然氣外輸管線凍堵，目前采用的外輸氣管線冬季防凍堵方法：一是外輸濕氣采用放空的方式，此方法不符合環(huán)保要求；二是定期對外輸濕氣管線進(jìn)行巡線；三是利用收發(fā)球筒加入甲醇；四是在站內(nèi)外輸氣管線上面纏電熱帶，有一定的安全隱患。

2 天然氣集輸系統(tǒng)凍堵形成機(jī)理及存在問題

管道及設(shè)備中生成凍堵的條件有[3-4]：一是較高的管道或設(shè)備運行壓力；二是在管道輸送或者設(shè)備運行過程中溫度較低；三是在管道輸送或者是設(shè)備運行中的天然氣的含水量要達(dá)到飽和狀態(tài)。

除了以上三點必要因素之外，水合物生成還是需要一些其他的附加條件，如壓力波動等[5]。

根據(jù)2020年冬季以來各站外輸氣運行情況分析，外輸管線凍堵形成主要原因有：一是中轉(zhuǎn)站設(shè)施不完善。現(xiàn)45座集輸站庫中有29座仍采用單獨除油器進(jìn)行脫水處理，無干燥器，脫水效果較差，導(dǎo)致外輸氣含水較高，造成冬季凍堵、集氣困難的現(xiàn)象，嚴(yán)重影響生產(chǎn)運行；二是更換管線為黃夾克管，外輸氣管線與外輸油管線同溝也無法保證熱量有效傳遞；三是管道埋深不達(dá)標(biāo)。

根據(jù)《大慶油田地面工程建設(shè)設(shè)計規(guī)定》Q/SY DQ0639—2015要求，濕氣管線單獨敷設(shè)時管頂埋深為2 100 mm，但由于外輸氣管線過渠、改造后外輸油外輸氣不同溝等原因，導(dǎo)致在現(xiàn)場實際中管線埋深達(dá)不到規(guī)范要求。第六采油廠中轉(zhuǎn)站外輸氣管線敷設(shè)情況統(tǒng)計見表1。

表1 第六采油廠中轉(zhuǎn)站外輸氣管線敷設(shè)情況統(tǒng)計Tab.1 Statistical table of laying of gas transmission pipelines outside the transfer station of No.6 Production Plant

通常情況下破壞水合物生成條件是水合物抑制技術(shù)的核心，升高天然氣輸送溫度或者降低天然氣管道及設(shè)備壓力均會影響天然氣水合物的生成；除此之外，天然氣內(nèi)部水含量越低，壓力波動越大，水合物生成越困難。

3 外輸氣管線防凍堵方法

3.1 熱力學(xué)抑制劑

當(dāng)介質(zhì)中加入一種化學(xué)劑時，天然氣水合物形成的平衡條件就會改變，這就是熱力學(xué)抑制劑的作用機(jī)理[6]。熱力學(xué)抑制劑可以使介質(zhì)的相平衡曲線上移，同一混合氣在加入20%的甲醇后，其生成天然氣水合物的平衡曲線就由a線升高到b線，即當(dāng)相同溫度情況下生產(chǎn)水合物的壓力升高，當(dāng)相同壓力情況下生產(chǎn)水合物的溫度降低[7]。尤其針對東北地區(qū)的低溫情況，這對于天然氣的輸送非常有利?；旌蠚馑衔锵嗥胶鈭D見圖1。

圖1 混合氣水合物相平衡圖Fig.1 Phase equilibrium diagram of mixed gas hydrate

熱力學(xué)抑制是目前石油天然氣工業(yè)最主要的天然氣水合物防治手段，目前最主要的熱力學(xué)抑制劑為甲醇和乙二醇[8]。相對來說，甲醇應(yīng)用更廣泛，可以用于油氣混輸管道和天然氣管道2種系統(tǒng)，中轉(zhuǎn)站使用的抑制劑均為甲醇，但多數(shù)轉(zhuǎn)油站抑制效果不明顯，仍有凍堵情況，需要進(jìn)行管線放空，第六采油廠中轉(zhuǎn)站外輸氣管線凍堵情況統(tǒng)計見表2，其中以站4為例：該中轉(zhuǎn)站自2020年1月份開始通過投球筒加入甲醇藥劑，每天加藥15 kg，冬天累計加藥675 kg，共耗費約1 747.6元。以此類比，冬季甲醇共耗費約20 971元。

表2 第六采油廠中轉(zhuǎn)站外輸氣管線凍堵情況統(tǒng)計Tab.2 Statistical table of freezing and blocking of gas transmission pipelines outside the transfer station of No.6 Production Plant

熱力學(xué)抑制劑的使用為外輸氣管線冬季凍堵的防治提供了一定保障，但其使用也受到越來越多的限制。熱力學(xué)抑制劑的缺陷主要表現(xiàn)在以下2個方面：

1）熱力學(xué)抑制劑的使用成本太高。熱力學(xué)抑制劑的用量與油氣的含水率有很大關(guān)系。油氣中水含量大幅度增加，熱力學(xué)抑制劑的用量也越來越大，當(dāng)油氣中所含水的質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)30%時，添加劑的成本已經(jīng)超過開采原油和伴生氣的收益[9]。

2）熱力學(xué)抑制劑的使用受到環(huán)保方面的制約[10]。常用熱力學(xué)抑制劑甲醇有一定的毒性，且對其進(jìn)行分離提煉也不容易，毫無疑問會對環(huán)境造成污染；且其揮發(fā)性會對員工身體帶來危害。

3.2 動力學(xué)抑制劑

為了避免熱力學(xué)抑制劑的使用，國內(nèi)外的研究人員一直在探索研發(fā)加入量少，抑制效果好的新型抑制劑。針對這一技術(shù)制造的抑制劑稱為動力學(xué)抑制劑（KHI）。KHI主要是通過抑制或延緩水合物的生成時間來達(dá)到抑制目的。

新型動力學(xué)水合物抑制劑GHI-1對于高含硫化氫酸性氣體的甲烷天然氣水合物具有較好的抑制效果。現(xiàn)場應(yīng)用時，可使清管周期由加注前的3～5天延長至15天以上，其藥劑加量是同樣效果下乙二醇加量的1/3。目前，該項技術(shù)已成功應(yīng)用于川渝氣田的天然氣水合物防治工作中，效果顯著[11]。

3.3 加熱爐換熱技術(shù)

通過調(diào)研發(fā)現(xiàn)，采氣分公司通過利用加熱爐換熱技術(shù)提高外輸氣管線中氣體的溫度，從而降低氣體壓力，減少天然氣水合物的生產(chǎn)，達(dá)到防治管線凍堵的目的。針對這一情況，中轉(zhuǎn)站更有著得天獨厚的優(yōu)勢。

目前中轉(zhuǎn)站內(nèi)正常的氣系統(tǒng)流程為：分離緩沖游離水脫除器至天然氣除油器，經(jīng)流量計計量后外輸至下游聯(lián)合站；此外由于生產(chǎn)需求，摻水、熱洗系統(tǒng)的加熱裝置仍在使用中，故可利用摻水系統(tǒng)的加熱裝置、或采暖系統(tǒng)的加熱裝置對外輸天然氣進(jìn)行換熱處理，充分利用加熱爐余熱，以提高外輸氣溫度，并安裝氣體減壓閥控制氣體壓力0.3～0.35 MPa，達(dá)到安全輸送，中轉(zhuǎn)站改造前、后流程對比見圖2。

圖2 中轉(zhuǎn)站改造前、后流程對比Fig.2 Comparison on transfer station flow

3.4 余熱利用技術(shù)

根據(jù)2022年新能源利用規(guī)劃，喇嘛甸油田積極應(yīng)用常規(guī)節(jié)能技術(shù)，控制地面系統(tǒng)能耗。喇南中東塊將以3座聯(lián)合站為中心，規(guī)劃建設(shè)3座熱泵供熱站，供熱范圍覆蓋周邊站場，采用熱泵技術(shù)提取含油污水低溫余熱，替代工藝加熱爐和供暖鍋爐，供生產(chǎn)用能。此時，則可使用換熱器提供的熱量在冬季為外輸氣管線加熱，確保滿足天然氣輸送壓力。含油污水余熱利用工藝技術(shù)路線見圖3。

圖3 含油污水余熱利用工藝技術(shù)路線Fig.3 Block diagram of waste heat utilization process of oily sewage

3.5 二級布站油氣集輸流程

現(xiàn)在集輸流程均為三級布站流程，即：單井來液經(jīng)計量間油氣計量后氣液混輸至中轉(zhuǎn)站增壓、油氣分離、原油預(yù)脫水后原油及天然氣分別輸送至聯(lián)合站進(jìn)一步處理。此布局流程涉及站庫數(shù)量多、設(shè)備設(shè)施多，投資大，且油氣分輸更易導(dǎo)致冬季外輸氣管線凍堵。

參考勝利寧海油田、吐哈丘陵油田的一級半布站流程，在依托現(xiàn)有技術(shù)的基礎(chǔ)上，結(jié)合地面系統(tǒng)實際現(xiàn)狀，探討減級布站的可行性，可采用二級布站的油氣混輸流程。

二級布站流程可以充分利用地層能量，精簡了站庫布局，便于管理；還可以減少站間管線的使用，極大的減少投資，其中油氣混輸?shù)姆绞揭部山鉀Q冬季外輸氣管線凍堵現(xiàn)象。二級布站油氣混輸流程框圖見圖4。

圖4 二級布站油氣混輸流程框圖Fig.4 Block diagram of oil-gas mixed transportation flow of secondary distribution station

3.5.1 取消計量間的二級布站

該工藝單井通過采用樹狀、環(huán)狀集油工藝，軟件量油、電加熱井筒清蠟，集膚伴熱、井口電磁加熱器工藝，轉(zhuǎn)油站及脫水站工藝不變，實現(xiàn)二級布站。

應(yīng)用此工藝可實現(xiàn)核減計量（閥組）間409座，相對雙管工藝，節(jié)省管道。

3.5.2 取消轉(zhuǎn)油站的二級布站

該工藝單井采用單管集油工藝、電加熱井筒清蠟、集膚伴熱、井口電磁加熱器；計量間采用三相自動計量量油；取消集輸半徑內(nèi)轉(zhuǎn)油站、集輸半徑外設(shè)置混輸增壓撬；脫水站調(diào)整更換脫氣設(shè)備。

應(yīng)用此工藝可實現(xiàn)核減計量（閥組）間200座、核減轉(zhuǎn)油（放水）站33座，取消轉(zhuǎn)油站，實現(xiàn)二級布站，充分利舊已建單井管道，投資低，使用三相自動計量準(zhǔn)確，兼顧含水化驗，減少人工取樣化驗，遠(yuǎn)距離輸送，可使用混輸增壓撬。

通過在3#轉(zhuǎn)油站區(qū)域優(yōu)化進(jìn)行減級布站初探，區(qū)域內(nèi)，4#轉(zhuǎn)油站歸屬于第二作業(yè)區(qū)管理，目前轄井?dāng)?shù)量多（352口），站庫運行負(fù)荷率較為合理；2#轉(zhuǎn)油站運行負(fù)荷率較高，檢修時超負(fù)荷運行，考慮對兩站進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，3#轉(zhuǎn)油站周邊轉(zhuǎn)油（放水）站負(fù)荷率情況見表3。

表3 3#轉(zhuǎn)油站周邊轉(zhuǎn)油（放水）站負(fù)荷率情況Tab.3 Table of load rate of oil transfer(water discharge)stations around 3#oil transfer station

通過集輸距離分析，5#轉(zhuǎn)油站距離3#轉(zhuǎn)油站較遠(yuǎn)，距離為1.8 km，考慮3#轉(zhuǎn)油站剩余能力、周邊計量間液量及距離情況，同時考慮采用單管集油工藝，選擇距離3#轉(zhuǎn)油站最近的3座計量間6#、7#及8#間調(diào)整進(jìn)入3#轉(zhuǎn)油站，3座計量間合計井?dāng)?shù)為28口。

該區(qū)域通過功能簡化，實現(xiàn)氣液混輸，優(yōu)化摻水、熱洗系統(tǒng)，取消摻水泵、熱洗泵。優(yōu)化后3#轉(zhuǎn)油站、2#轉(zhuǎn)油站負(fù)荷率情況見表4，預(yù)計實現(xiàn)年節(jié)電132.06×104kWh，取消3#轉(zhuǎn)油站摻水爐、熱洗爐并降低2#轉(zhuǎn)油站摻水、熱洗負(fù)荷，預(yù)計實現(xiàn)年節(jié)氣479.68×104m3，折合標(biāo)煤1.244×104t/a，預(yù)計節(jié)約運行費用870.79萬元。

表4 調(diào)整后負(fù)荷率情況Tab.4 Load rate after adjustment

4 抑制外輸氣管線凍堵的建議

天然氣以其能源的清潔與優(yōu)質(zhì)性在支持國民經(jīng)濟(jì)發(fā)展、保護(hù)環(huán)境方面發(fā)揮著重要作用，冬季管線凍堵，會造成減少天然氣的輸量、增大管線的壓差、損壞管件等危害導(dǎo)致嚴(yán)重事故，對油田穩(wěn)產(chǎn)增長、節(jié)能降耗有重要影響；故對于外輸氣管線冬季防凍堵技術(shù)的研究刻不容緩。目前，針對外輸氣管線冬季防凍堵技術(shù)的建議主要體現(xiàn)在以下幾個方面[11]：

1）熱力學(xué)抑制劑存在成本高、污染環(huán)境等弊端，需要研制針對于高含水天然氣抑制效果明顯并且無污染的抑制劑。

2）結(jié)合零碳示范區(qū)將成熟的余熱利用技術(shù)替代使用。

3）進(jìn)一步深入分析由三級布站降為兩級布站的可行性及適應(yīng)性研究。

4）加快動力學(xué)抑制劑的研究。

針對目前外輸氣管線防凍堵技術(shù)的研究現(xiàn)狀及其發(fā)展趨勢，對外輸氣管線防凍堵現(xiàn)狀提出以下兩點建議：一是加強(qiáng)對外輸氣管線防凍堵情況的動態(tài)檢測；二是為外輸氣管線安裝自動調(diào)節(jié)閥，加大對外輸氣外輸氣壓的調(diào)控。

5 結(jié)論與認(rèn)識

為了做好油氣生產(chǎn)和運輸工作，要求我們能夠?qū)ν廨敋夤芫€凍堵現(xiàn)象進(jìn)行有效的防治，但各措施在具體應(yīng)用時，為保證開采和輸送安全，減少外輸氣輸送過程中能量損耗，仍然需根據(jù)現(xiàn)場實際情況進(jìn)行深入的研究與不斷的探索。通過轉(zhuǎn)油站區(qū)域數(shù)字化、減級布站、新能源技術(shù)的結(jié)合應(yīng)用，探索喇嘛甸油田集輸系統(tǒng)優(yōu)化新技術(shù)可行性的同時，不但實現(xiàn)了老油田持續(xù)穩(wěn)健發(fā)展、節(jié)能降耗的生產(chǎn)目的，也為我廠外輸氣管線凍堵的防治提供了新的解決思路，為今后的優(yōu)化簡化積累經(jīng)驗、指明方向。