大庆油田伴生气系统优化完善措施探讨

万蕾 曹万岩 寇秋焕 郭闯 王超

大庆油田设计院有限责任公司

油田伴生气的回收利用不仅能实施节能减排，还具有相当的经济价值。合理回收利用油田伴生气资源是中国能源长期持久发展的必然趋势[1]。随着开发的不断深入，建设的不断优化，大庆油田伴生气系统已具备基本完善的集、调气管网系统。其中喇萨杏地区集气系统较为完善，共建成集气站30余座，各集气站均具备产气全收集的能力，集气（增压）站至伴生气处理装置集气管道40 余条，线路总长150 余千米；长垣外围油田仍存在伴生气处理装置和集气管网不够完善，产耗气不均衡和零散气放空的现象。“十四五”期间，需要对伴生气系统进一步优化、完善，提高伴生气回收利用率的同时，满足环保要求。

1 伴生气系统管网建设及存在的问题

1.1 喇萨杏地区集、调气系统

目前，喇萨杏地区已形成较为完善的集气、调气（返输干气）管网。各转油站伴生气经联合站输送至轻烃回收装置处理，脱出轻烃后形成干气，优先返输回各厂用于生产自耗，富余部分向下游用户供气。

喇萨杏油田已建轻烃回收装置满足目前伴生气处理需求。经过近年来的不断调整和优化，伴生气处理系统形成了湿气深冷和湿气浅冷后接干气深冷的系统布局，既保证了集气和返输气的要求，又提高了加工深度；北部与南部富余伴生气逐步向中部采油一厂、采油二厂地区调气，最终整体消化。伴生气处理工艺逐步以深冷湿气工艺为主，北部与南部地区在浅冷工艺后接干气深冷工艺，实现伴生气深冷化率80%左右。同时建成了区域之间的调气管网。针对局部地区富余气外调管网不完善、装置检修期调气能力不足的问题，规划“十四五”期间，通过南北部地区调气管网的完善，最终实现装置检修期间伴生气零放空。

1.2 长垣外围地区伴生气集气系统

长垣外围油田由于站场分散、所产伴生气产量低且组分较贫、距用气市场较远等因素，未建设大型伴生气处理装置。整体（除采油七厂外）均未形成完善的集气管网，但具备完善的返输干气管网，所以形成了各站场伴生气先以自耗为主，不足部分由其他气源适当补充的情况。

“十四五”期间，预测采油七厂供气能力不足，九厂局部存在伴生气富余。规划通过建设调气管网，将页岩油富余伴生气调至采油七厂或提高喇萨杏地区供气能力，以满足采油七厂用气需求；在采油九厂伴生气富余地区建设轻烃回收装置，将伴生气处理后干气首先用于区域各站自耗，剩余部分进入采油九厂天然气管网，为其他区块供气。

1.3 零散气回收

新建企业于2021 年1 月1 日起执行、现有企业自2023 年1 月1 日起执行GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》。该标准对挥发性有机物排放提出了控制要求，要求对油气田放空伴生气予以回收[2]。大庆外围油田需要通过开式流程转油站改造、井场及拉油点零散气密闭集输等工程，实施零散气回收，作到应集尽集，实现零散气零放空的同时，多收集伴生气。

2 伴生气系统管网优化完善措施

2.1 喇萨杏油田天然气集输、处理系统

目前中七浅冷、南压浅冷与红压浅冷作为调峰装置，采用检修期启运、非检修期停运的间歇运行方式，总处理规模为130×104m3/d。在装置检修期，喇萨杏油田伴生气局部调气能力不足。在2021 年，重点实施以下措施：

（1）南部地区“红压脱碳流程优化（中三增压气进脱碳装置）”工程。在红压油气处理厂新建1套90×104m3/d 天然气净化装置。目前已完成施工图设计，进入施工阶段。当大庆炼化检修（约90天）时，以最大脱碳深度处理90×104m3/d 伴生气，与中三增压站高含碳气混合后，可满足约150×104m3/d 富余伴生气气质达标及外输要求。预计建成后可增加外供气量60×104m3/d，每年增加外供气5 400×104m3，提高天然气商品率1.2%（按90 天计算），年创收8 000 余万元。中三来气掺混流程如图1 所示。

图1 中三来气掺混流程Tab.1 Mixing process of gas from Zhongsan Booster Station

（2）南部地区“红压湿气增压站建设”工程。红压地区采用自压集气、浅冷+深冷处理工艺，目前浅冷处理能力120×104m3/d，红压干气深冷装置处理规模为90×104m3/d，但红压地区（杏树岗）伴生气产量达120×104m3/d。浅冷装置检修时，自产湿气无法外调。为此，在红压北侧新建增压站1座，设计规模30×104m3/d，配套新建南四-萨南集气管道[1]。投产后，按每年常规检修及临时检修45天计算，预计可减少伴生气放空450～900×104m3/a。同时提高深冷化率23%，南部地区伴生气全部实现深冷处理。

（3）北部地区“北Ⅱ浅冷压缩机改造”工程。采油三厂地区伴生气产量约80×104m3/d，采用浅冷后接干气深冷处理工艺。北压浅冷处理站处理规模50×104m3/d、北Ⅱ浅冷处理站处理规模30×104m3/d，总规模80×104m3/d。北Ⅱ-2 干气深冷装置1 套，规模为140×104m3/d。区域北Ⅱ-1调气增压站建设规模为26×104m3/d，伴生气向中部地区调气能力不足。而北Ⅱ浅冷装置老化严重，存在停产风险。北Ⅱ浅冷及北压浅冷装置检修期，采油三厂地区富余伴生气将无法全部外调。2021年将萨南浅冷停运的浅冷装置（压缩机+丙烷制冷）搬至北Ⅱ浅冷处理站，正常运行时只投运原料气增压部分，将湿气直接送入北Ⅱ-2 干气深冷；北Ⅱ-2 干气深冷停运检修时，投运丙烷制冷部分，进行伴生气干燥脱水处理，实现伴生气就地处理，解决区域调气能力不足问题[3]。投产后，按每年常规检修及临时检修45天计算，预计每年可减少伴生气放空1×108m3。

在B、C、D、E 4块田块中，从长生开始至收获期对油菜倒伏情况进行统计，发现4个区域中油菜倒伏主要集中C、D区域，2个区域中倒伏油菜4株，B、E区域基本无倒伏情况，2个区域中只有1株倒伏。几个田块中倒伏情况的发性主要集中在油菜结子后。阎旭东等［15］研究发现，覆膜种植玉米，能显著促进根系的发育，增加根系的直径及干重，但不增加根的长度，能达到很好的抗倒伏作用，抗倒伏作用力可达 29.4 N。蔡永强等［16］通过对小麦的研究发现，覆膜处理种植使得土壤内水分分布较均匀，使得小麦根系生长以浅层根系为主，深层根系由于没有水分需求等因素诱导，生长情况较差，覆膜后在根系的影响下倒伏情况较不覆膜更为严重。

（4）压缩机密封结构改造工程。对北Ⅰ-2 深冷等4 座处理站实施压缩机密封结构改造，实现了密封气泄漏回收。为解决压缩机密封气泄漏气回收问题，对北Ⅰ-2 深冷、北Ⅱ-2 深冷、南八深冷、杏九浅冷的压缩机应用射流、增压、双端面密封三种改造技术。对于密封效果不佳的机组进行研究改造，在原密封的基础上应用抽气设施、增压措施等，用以防止密封气部分泄漏和部分泄漏后的密封气回收。在2020 至2021 年已施工投用，预计每年可回收放空伴生气90×104m3，回收率可达77.4%。

2.2 长垣地区外围油田伴生气集输系统

长垣地区外围油田由于站间距离较远，产气量较低，各转油站产出伴生气主要用于本站生产自耗。偏远、分散、独立的小规模开发区块，无法形成完备的地面系统，多采用多功能储罐拉油工艺，拉油点产出伴生气可做为燃料加热原油，但剩余伴生气或非多功能储罐伴生气则直接放空。而伴生气产量少的地区，由于吨油耗气逐年升高，自产伴生气无法满足站场自用，还需要由外部气田气或干气补充。主要表现为采油七厂伴生气不能满足日益增长的用气需求，采油九厂存在局部伴生气富余但外输困难。针对区域间产、耗气不均衡的问题，主要开展以下三方面工作：

（1）完善集气工艺，实现零散气回收能“集”尽“集”。已建拉油点与新建产能统筹考虑，搭接进入新建集输管网，实现零散气的密闭集输。如2021 年塔21-4 产能与区域内已建拉油点统筹考虑，将4 座拉油点60 余口老井接入新建集油管网，实现零散气的密闭集输。

（2）完善伴生气处理工艺，保障安全供气。在采油九厂龙一转油站地区新建1 套6×104m3/d 轻烃回收装置，回收采油九厂原油及部分页岩油伴生气，产出干气返输回各站用于生产自耗，剩余部分进入采油九厂伴生气管网，为其他区块供气。龙一转油站地压集调气示意图如图2 所示。

图2 龙一转地区集调气示意图Tab.2 Schematic diagram of gas gathering and adjusting in the area of Longyilian Oil Transfer Station

（3）完善集气、调气管网，缓解区域间产耗气不均衡的问题。在2021 年“古龙页岩油1 号试验区开发先导试验试采”工程中，配套建设古龙1 号站至采油九厂的伴生气外输管道1 条，同步安排新建采油九厂新肇联至采油七厂葡四联供气管道工程。将采油九厂富余伴生气输往采油七厂，从而有效缓解了区域间产耗气不均衡的问题。

通过以上措施，预计每年可减少零散气放空、多集气40×104m3；完善伴生气处理工艺及管网，可将采油九厂富余伴生气处理后输往采油七厂地区，解决外围地区产耗不均衡问题。

2.3 多措并举提高“零散气”回收率

（1）开式流程转油站改造。目前有采用开式流程或开式密闭双流程的转油站7 座、增压加热站2座。7 座转油站可通过完善自控系统以及调整站内工艺流程，实现密闭集输。头台2 座增压加热站可通过调整工艺流程、更新站内净化油缓冲罐，实现密闭集输[4]。其中2 座转油站改造在2021 年采油八厂州401 区块产能中实施，肇3、肇4 转油站内目前采用“油气分离器+500 m3沉降罐”处理工艺，同时建有分离缓冲游离水脱除“三合一”集成装置1 座，作为500 m3沉降罐检修时备用，含水油外输至脱水站。改造后肇3、肇4 转油站实现密闭流程生产，将“三合一”作为主流程，油气分离器和沉降罐作为检修备用流程。通过外输泵变频连锁控制“三合一”液位，保障油气安全平稳运行。可避免天然气放空，实现年多集气30×104m3。开式流程转油站改造流程如图3 所示。

图3 开式流程转油站改造流程Tab.3 Process of open flow oil transfer station transformation

图4 固定顶罐烃蒸汽回收改造流程Tab.4 Process of hydrocarbon vapor recovery and transformation in the fixed top tank

3 下一步工作思路

3.1 针对喇萨杏地区完善北部、中部地区调气能力不足问题，持续完善集气、调气系统

喇二浅冷装置检修期，采油六厂地区现有增压站调气能力无法将全部湿气调往采油一厂地区，“十四五”期间，需要将喇一增压站25×104m3/d 扩建为50×104m3/d，新建喇一至北I-1深冷调气管道1条。

采油一厂地区现有浅冷装置2 套，分别为中七浅冷（40×104m3/d）、南压浅冷（50×104m3/d），目前均做为装置检修期调峰使用。由于北Ⅰ-2 深冷至中七浅冷调气管道能力不足，使北Ⅰ-2 富余气量无法继续调往中七、南压方向；且北Ⅰ-1—西部供输油站节点—南压调气管道存在变径、距离长的特点，目前日均调气10×104m3/d，调气能力不足，导致采油一厂地区深冷装置检修期富余伴生气调气困难。规划新建北Ⅰ-2—中七—南压调气管道和北Ⅰ-1—西部供—南压调气管道，解决采油一厂伴生气调气能力不足的问题。

3.2 外围油田提升宋芳屯调压站上下游管网输气能力

随着下游用户用气量逐步提升，宋芳屯调压计量站上、下游管网能力不足。徐深1 至宋芳屯供气管道实际输气能力60×104m3/d，总需求108.1×104m3/d，不满足需求量。宋高线实际输气能力为20×104m3/d，实际需求26.7×104m3/d。已开展“天然气集输工艺改造工程”中，新建徐深1-徐深6 复线，设计输量60×104m3/d，提高深层气补气能力；新建芳深6-芳深1 供气管道，形成低压环网，分担宋高线供气压力。改造后冬季高峰可增加输气量近30×104m3/d。宋芳屯调压站上下游管网示意图如图5 所示。

图5 宋芳屯调压站上下游管网示意图Tab.5 Schematic diagram of upstream and downstream pipeline network of Songfangtun Pressure Regulating Station

3.3 持续探索外围油田零散气回收治理技术

拉油井井场及拉油点一般比较零散，涉及的区域面积广，且距离已建系统较远。其井场储罐主要有压力储罐和常压储罐，根据调查压力储罐主要两种类型：一种是多功能储罐带燃烧器[7]，可以自耗气来加热储罐内的介质，减少放空气量，同时减少了电加热棒耗电量；另一种是不带燃烧器的多功能储罐，伴生气全部放空。

鉴于提捞井及高架罐属于无组织放空，需要改造为密闭流程后，才能对放空气进行回收，重点先对采用多功能储油罐的井场和拉油点进行零散气治理。根据井场及拉油点放空气量大小，探索研究治理技术路线[8]。通过技术经济对比分析，明确三种技术路线：①密闭集输：可依托产能或老改等工程，通过系统优化接入集油管网；②集中回收：对于无法实现密闭集输，产气量相对较高的油井，规划实施集中回收治理，建设中压零散气回收橇；③加热自耗：对于产气量较低的油井，考虑到回收治理效益较差，规划通过多功能储罐自耗加热采出液，实现伴生气零排放。

4 结论

伴生气回收利用是来自生产实际的具体问题。而优化完善伴生气系统可以切实可行地提高伴生气的综合回收利用率。针对大庆油田实际情况和生产特点，伴生气系统的优化完善措施主要有：①完善集、调气管网系统；②提高管网输气能力；③探索零散气回收治理技术。通过以上措施可进一步优化、完善伴生气系统，对油田伴生气实施科学、有效地运用，提高天然气回收利用率的同时，建设绿色生态油田。