汪壽琴（大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠）

大慶外圍油田分布區(qū)域廣，油田區(qū)塊分布具有點(diǎn)多面廣、區(qū)塊小而分散、且相距較遠(yuǎn)、地面依托性差等特點(diǎn)。站外主要采用單管環(huán)狀摻水集油流程和樹狀電加熱集油流程，油井產(chǎn)液先集油至轉(zhuǎn)油站，然后轉(zhuǎn)輸匯聚于脫水站處理后，外輸去油庫。所產(chǎn)伴生氣主要供站內(nèi)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(wǎng)補(bǔ)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(chǎng)39 座，基本實(shí)現(xiàn)天然氣按需調(diào)用。

1 天然氣地面工藝建設(shè)現(xiàn)狀

1.1 天然氣集氣管網(wǎng)逐步趨于完善

大慶西部L 廠目前開發(fā)建設(shè)有油田區(qū)塊和氣田區(qū)塊，共有脫水站4 座、轉(zhuǎn)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(shí)已經(jīng)達(dá)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(duì)完善的集輸氣管網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)天然氣按需調(diào)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(chǎn)液進(jìn)入轉(zhuǎn)油站、脫水站或拉油點(diǎn)，轉(zhuǎn)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(jīng)除油器和干燥器處理后供站內(nèi)加熱爐及四合一、五合一等自耗，拉油點(diǎn)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(chǎng)97 座，伴生氣生產(chǎn)能力總計(jì)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(jié)流、分離、輪換計(jì)量工藝，單井集氣站采用加熱、節(jié)流、分離、計(jì)量工藝，處理后天然氣外輸去油田站場(chǎng)作為天然氣補(bǔ)充氣源。通過采用不同的處理工藝，均滿足了油田生產(chǎn)需求，至今平穩(wěn)運(yùn)行。

2 天然氣生產(chǎn)現(xiàn)狀分析

2.1 系統(tǒng)優(yōu)化簡(jiǎn)化，源頭控制用氣消耗

一是優(yōu)化產(chǎn)能建設(shè)系統(tǒng)布局，減少拉油點(diǎn)放空量。新建產(chǎn)能與已建拉油點(diǎn)統(tǒng)籌考慮[1]，摻水流程與電加熱流程相結(jié)合，減少新拉油點(diǎn)建設(shè)，同時(shí)將已建拉油點(diǎn)盡量掛接進(jìn)入站場(chǎng)，盡可能回收零散、偏遠(yuǎn)井伴生氣。

在LX 油田區(qū)塊外擴(kuò)產(chǎn)能建設(shè)中，將周邊10 座拉油點(diǎn)掛接進(jìn)入塔A 轉(zhuǎn)油站和塔B 轉(zhuǎn)油站，其中T86 及T26 集中拉油點(diǎn)共轄油井39 口，原采用電加熱集油工藝進(jìn)入集中拉油點(diǎn)，優(yōu)化中充分利用油井至拉油點(diǎn)的電加熱管線，在集中拉油點(diǎn)設(shè)置集油摻水閥組，采用電加熱+環(huán)狀摻水流程相結(jié)合，新建塔A 轉(zhuǎn)油站至拉油點(diǎn)的集油摻水管線，將39 口拉油井接入塔B 轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)，2 座拉油點(diǎn)共新建站間集油摻水管線7.0 m；T32 集中拉油點(diǎn)轄拉油井16口，新建集中拉油點(diǎn)至塔A 轉(zhuǎn)油站3.2 km 電加熱管道，同時(shí)利用井口至拉油點(diǎn)的已建電加熱管線，全線采用電加熱集油工藝接入塔A 轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)，新建電加熱干線3.2 km；T9 區(qū)域井場(chǎng)拉油點(diǎn)轄11 口油井共6 座單井或單平臺(tái)拉油點(diǎn)，距離塔A 轉(zhuǎn)油站較近，采用環(huán)狀摻水集油工藝進(jìn)入塔A 轉(zhuǎn)油站，共新建單井集油摻水管道3.8 km；T35 拉油點(diǎn)位于新區(qū)塊與已建轉(zhuǎn)油站之間，新區(qū)塊建設(shè)集油管線時(shí)直接將已建拉油點(diǎn)搭接進(jìn)入集油管線，密閉集輸至塔B轉(zhuǎn)油站。通過以上布局優(yōu)化，將已建10 座拉油點(diǎn)接入塔A 轉(zhuǎn)油站或塔B 轉(zhuǎn)油站，實(shí)現(xiàn)了66 口拉油井的密閉集輸，年可回收伴生氣約115×104m3，且優(yōu)化用工8 人，節(jié)省拉運(yùn)費(fèi)用56 萬元；新建摻水集油工藝和電加熱管道，年增加耗電費(fèi)用約35 萬元、耗氣費(fèi)用約62 萬元；年可節(jié)省運(yùn)行費(fèi)用總計(jì)約267 萬元。拉油優(yōu)化密閉集輸系統(tǒng)見圖1。

圖1 拉油優(yōu)化密閉集輸系統(tǒng)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(duì)四合一處理工藝站場(chǎng)，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(dá)60～75 ℃，經(jīng)過常規(guī)的除油器、干燥器流程處理后，溫度仍高達(dá)50 ℃以上，在下游用戶使用管路中冷凝出液態(tài)水及烴組分，加熱爐使用中容易出現(xiàn)熄火、火嘴堵現(xiàn)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(dòng)強(qiáng)度和燃燒器維修費(fèi)用。

為了進(jìn)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(shè)一套蒸發(fā)冷卻系統(tǒng)，經(jīng)過蒸發(fā)冷卻系統(tǒng)處理的天然氣，溫度可以降到35 ℃以下，通過在古B 轉(zhuǎn)油站安裝使用后，加熱爐燃燒器火嘴結(jié)垢堵塞頻次下降50%以上，氣質(zhì)得以明顯改善，年可節(jié)省加熱爐燃燒器維修費(fèi)用平均每臺(tái)約0.31 萬元，為此在塔B 轉(zhuǎn)油站和龍A 轉(zhuǎn)油站推廣使用。改進(jìn)后伴生氣處理流程見圖2。

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

三是實(shí)施關(guān)停并轉(zhuǎn)，減少低效無效運(yùn)行，降低天然氣無效使用。隨著油田開發(fā)和產(chǎn)量遞減，部分油井已經(jīng)轉(zhuǎn)注、封井、核銷或者低產(chǎn)等，使得部分集油環(huán)僅剩1～2 口、或者空環(huán)的低效、者無效運(yùn)行，為此以效益評(píng)價(jià)和后續(xù)開發(fā)潛力為依據(jù)關(guān)?；蚪档偷托Ъ铜h(huán)，及時(shí)核實(shí)低效、無效井和核銷井實(shí)施情況，相應(yīng)優(yōu)化集油系統(tǒng)工藝，通過取消空環(huán)、無效環(huán)和縮環(huán)、并環(huán)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(shí)施優(yōu)化集油環(huán)3 個(gè)，縮短集油管線5.1 km，年節(jié)省摻水量約6.9×104m3，年節(jié)省天然氣約29.35×104m3，年可節(jié)省運(yùn)行費(fèi)用約48 萬元。改進(jìn)后伴生氣處理流程見圖3。

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

同時(shí)采用電加熱與摻水集油組合技術(shù)，避免大環(huán)運(yùn)行增加摻水量和天然氣消耗。在AX80 產(chǎn)能優(yōu)化2 個(gè)集油環(huán)，使集油環(huán)由21.7 km 縮短為12.8 km，年節(jié)省摻水量約4.5×104m3，年節(jié)省天然氣約19.14×104m3，年可節(jié)省運(yùn)行費(fèi)用約31萬元。

圖4 集油環(huán)優(yōu)化示意圖Fig.4 Schematic diagram of oil collector ring optimization

2.2 完善調(diào)氣管網(wǎng)，立足區(qū)域“多集氣”

一是建設(shè)增壓回收處理站，回收富余伴生氣。龍Y 區(qū)塊和塔A 轉(zhuǎn)油站建設(shè)混輸工藝將富余伴生氣集氣至LP 油田地區(qū)，在龍A 轉(zhuǎn)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(jìn)入干氣管網(wǎng)，首年可回收伴生氣約890×104m3、預(yù)計(jì)十年可回收放空伴生氣7 125×104m3。

二是實(shí)施管道擴(kuò)徑增輸，滿足供氣需求。南部油田根據(jù)預(yù)測(cè)出現(xiàn)約5.4×104m3/d 的天然氣缺口，通過南北氣管網(wǎng)補(bǔ)充，經(jīng)核算，將PX 聯(lián)至PX 二和XZ 聯(lián)至新A 聯(lián)的兩段輸氣管道管徑均擴(kuò)大一個(gè)等級(jí)，即由DN100 優(yōu)化為DN150；針對(duì)獨(dú)立沒有氣源補(bǔ)充的AN 油田區(qū)塊，預(yù)計(jì)2023 年開始缺氣0.38×104m3/d，十年后預(yù)測(cè)缺氣2.42×104m3/d，則從XZ 聯(lián)至新A 聯(lián)已建輸氣管道新建支線為AN 油田補(bǔ)氣。管道建成后，既解決了獨(dú)立AN 油田用氣需求的補(bǔ)給問題，也提升了某廠天然氣的管輸運(yùn)力，達(dá)到了某廠供輸氣管網(wǎng)整體完善，實(shí)現(xiàn)南北油田輸氣動(dòng)脈全線貫穿，滿足整體供氣需求，南北油田輸氣能力可達(dá)11×104m3/d。

三是新區(qū)塊伴生氣外輸統(tǒng)籌考慮，保障輸送暢通。YY 新區(qū)塊建成后，初期外輸氣量高達(dá)11×104m3/d，但由于初期產(chǎn)量高而遞減快，為此采用多種措施緩解該部分產(chǎn)氣對(duì)已建天然氣系統(tǒng)的沖擊，同時(shí)也為充分利用伴生氣資源。主要措施有：?jiǎn)⒂孟掠稳細(xì)獍l(fā)電機(jī)組，日耗氣1.08×104m3/d，可發(fā)電3.35×104kWh/d，日可節(jié)約電費(fèi)2.13 萬元；建設(shè)輸氣管道南輸給Q 廠補(bǔ)充氣源；往上游返輸給天然氣公司統(tǒng)一調(diào)配。通過整體布局與優(yōu)化輸送后，使得新區(qū)塊能順利投產(chǎn)，并啟用停運(yùn)燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組，盤活設(shè)備，增加效益。

3 天然氣綜合利用潛力分析

3.1 推廣應(yīng)用加熱爐節(jié)氣技術(shù)

油田生產(chǎn)集輸系統(tǒng)中，產(chǎn)液加熱以及摻水加熱主要采用燃燒天然氣進(jìn)行加熱或電加熱，以天然氣作為燃料進(jìn)行加熱的設(shè)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(shè)備，因此提高加熱爐效率能達(dá)到有效節(jié)氣目的[3-4]。

一是推廣應(yīng)用加熱爐涂膜技術(shù)。L 廠目前有真空加熱爐93 臺(tái)，借鑒2009 年、2017 年廠內(nèi)加熱爐涂刷節(jié)能涂料[5]，節(jié)氣率較高的經(jīng)驗(yàn)，繼續(xù)對(duì)93 臺(tái)加熱爐采取節(jié)能涂料涂刷作業(yè)，總涂刷面積約2 400 m2，涂刷節(jié)能涂料后，預(yù)計(jì)加熱爐平均爐效提高2.95%，年可節(jié)氣約41×104m3。

二是更換低效高能耗加熱爐。隨著技術(shù)發(fā)展，新建站場(chǎng)加熱爐均采用高效的真空加熱爐，并在改造項(xiàng)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(tái)低效能的老舊水套加熱爐在運(yùn)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(jié)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(chǎng)建設(shè)中，為降低建設(shè)投資，簡(jiǎn)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(shè)備和加熱、分離、緩沖、沉降、脫水的五合一設(shè)備，合一設(shè)備內(nèi)加熱均為火筒式加熱爐，加熱介質(zhì)為油井產(chǎn)出液，在合一設(shè)備內(nèi)處理時(shí)，易沉淀泥沙等雜質(zhì)覆蓋加熱火筒，從而降低加熱效率[6]。目前6 個(gè)作業(yè)區(qū)共計(jì)37 臺(tái)合一設(shè)備，全部進(jìn)行定期清淤作業(yè)，預(yù)計(jì)加熱爐平均爐效提高2%，年可節(jié)氣31.74×104m3。

3.2 零散拉油點(diǎn)富余伴生氣有待回收利用

由于油田所處為大慶長(zhǎng)垣油田西部，分布區(qū)域廣，周邊環(huán)境復(fù)雜，油井分布具有點(diǎn)多面廣、區(qū)塊小而分散、單井產(chǎn)量低、地面依托性差等特點(diǎn)。針對(duì)零散且距離已建系統(tǒng)較遠(yuǎn)無依托的油井，一般采用拉油工藝，其中獨(dú)立單井或單平臺(tái)則采用單井拉油工藝。拉油工藝在拉油點(diǎn)內(nèi)設(shè)臥式多功能儲(chǔ)油裝置或高架儲(chǔ)油罐，油井產(chǎn)出的油氣水直接進(jìn)入多功能儲(chǔ)油裝置或高架儲(chǔ)油罐進(jìn)行分離、儲(chǔ)存，產(chǎn)液由罐車?yán)\(yùn)至集中處理站，當(dāng)儲(chǔ)油設(shè)備為多功能儲(chǔ)油裝置時(shí)，分離出的伴生氣用于多功能儲(chǔ)油裝置自身加熱，當(dāng)產(chǎn)氣量不足時(shí)，輔以電加熱棒升溫，當(dāng)產(chǎn)氣量大于耗氣量時(shí)，多余的伴生氣通過放空裝置進(jìn)行外排。采用拉油工藝既能節(jié)省建設(shè)投資和節(jié)省運(yùn)行費(fèi)用，又能達(dá)到快速建產(chǎn)，但是在運(yùn)行中，對(duì)于產(chǎn)氣量大的油井或區(qū)塊，富余伴生氣因遠(yuǎn)離管輸設(shè)施沒有得到有效利用而浪費(fèi)。

隨著新產(chǎn)能的不斷開發(fā)，對(duì)于可依托的部分拉油點(diǎn)通過統(tǒng)籌考慮，已調(diào)整采用密閉集輸工藝，目前仍有55 座拉油點(diǎn)一年約1 840×104m3伴生氣富余。通過調(diào)研分析，大港油田采用“井口-移動(dòng)式CNG 裝置-CNG 轉(zhuǎn)運(yùn)拖車至管網(wǎng)”的生產(chǎn)模式，對(duì)零散天然氣進(jìn)行回收[7]；江蘇油田針對(duì)不同氣源采用不同的工藝技術(shù)及配套設(shè)備，形成了低壓增壓充裝、低壓增壓進(jìn)流程等特色技術(shù)，將零散井天然氣收集、壓縮并加以利用[8]；海上平臺(tái)伴生氣回收采用LNG 罐箱技術(shù)與天然氣液化技術(shù)的組合[9]，能有效實(shí)現(xiàn)平臺(tái)未利用伴生氣的回收。針對(duì)L 廠零散伴生氣，由于整體呈現(xiàn)區(qū)塊分散、單點(diǎn)氣量少、回收效益差的特點(diǎn)，可研究采用小型撬裝化處理裝置對(duì)零散伴生氣進(jìn)行回收利用。即拉油點(diǎn)九合一分出的富余伴生氣經(jīng)撬裝化處理設(shè)備干燥、壓縮后暫存，由移動(dòng)槽車將其拉運(yùn)至中心處理站進(jìn)行脫水、脫烴回收處理，處理后干氣并入干氣管網(wǎng)供調(diào)配使用，附屬產(chǎn)品輕烴可直接外銷產(chǎn)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(chǎn)油一同產(chǎn)出，針對(duì)產(chǎn)氣量大的老區(qū)，將伴生氣收集深冷或淺冷處理回收輕烴后，再返輸給轉(zhuǎn)油站或聯(lián)合站等站場(chǎng)用氣，不足站場(chǎng)用氣時(shí)由氣田氣補(bǔ)充。而伴生氣不便于控制氣產(chǎn)量，但是氣井氣均為按需生產(chǎn)，因此可以充分調(diào)用返輸伴生氣而保存氣井氣潛能。

隨著開采技術(shù)發(fā)展，在L 廠西部區(qū)域新開發(fā)油田區(qū)塊，為提高開發(fā)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(chǎn)伴生氣量已經(jīng)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(bǔ)充，但是返輸氣由于距離遠(yuǎn)、壓力低，輸氣量不滿足生產(chǎn)需求。而距該區(qū)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(dá)182×104m3/d，所輸天然氣主要為伴生氣經(jīng)處理后的干氣[10]，且新建區(qū)塊與門站之間已有一條停運(yùn)的輸氣管道可利用，為此，當(dāng)臨時(shí)用氣低峰時(shí)，可調(diào)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(jié)論

1）對(duì)低效集油環(huán)優(yōu)化和采取電加熱與摻水結(jié)合的工藝，年可節(jié)氣約48.49×104m3；93 臺(tái)真空加熱爐采取涂刷節(jié)能涂料年可節(jié)氣約41×104m3；更換6 臺(tái)老舊低效加熱爐為真空加熱爐年可節(jié)氣約11.9×104m3；定期清淤37 臺(tái)合一設(shè)備年可節(jié)氣約31.74×104m3；合計(jì)年可節(jié)氣約133.13×104m3。通過產(chǎn)能布局優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)已建10 座拉油點(diǎn)密閉集輸，年可回收富余伴生氣約115×104m3；優(yōu)化伴生氣集輸工藝、配套建設(shè)輕烴回收站，年可回收富余伴生氣約890×104m3；合計(jì)年可回收伴生氣約1 005×104m3。站場(chǎng)伴生氣增設(shè)冷卻處理系統(tǒng)提升伴生氣質(zhì)量，降低加熱爐燃燒器維修頻次，年可節(jié)約維修費(fèi)用0.31 萬元。

2）對(duì)零散區(qū)塊單站點(diǎn)伴生氣富余量少，需要持續(xù)探索研究試驗(yàn)經(jīng)濟(jì)有效的回收利用方式。