天然气生产现状及潜力分析

汪寿琴（大庆油田有限责任公司第九采油厂）

大庆外围油田分布区域广，油田区块分布具有点多面广、区块小而分散、且相距较远、地面依托性差等特点。站外主要采用单管环状掺水集油流程和树状电加热集油流程，油井产液先集油至转油站，然后转输汇聚于脱水站处理后，外输去油库。所产伴生气主要供站内自耗，不足部分由气井气或天然气公司返输气通过干气管网补充，目前建有集气站7 座、输气管道584 km，覆盖大庆西部L 厂天然气使用站场39 座，基本实现天然气按需调用。

1 天然气地面工艺建设现状

1.1 天然气集气管网逐步趋于完善

大庆西部L 厂目前开发建设有油田区块和气田区块，共有脱水站4 座、转油（放水）站22 座、中间加热站7 座、气田集气站7 座。在葡西至新肇输气管道建成时已经达到该厂南北油田天然气互通，截止到2021 年底，共有集输气管道646 km，其中东西主线DN250 为118 km、南北主线为DN150 和DN100 共111 km，共有西部气田气、东部天然气来返输气和南部气井气气源，形成相对完善的集输气管网，实现天然气按需调用。

1.2 天然气处理工艺基本满足需求

天然气处理工艺主要有伴生气处理工艺和气井气处理工艺，其中伴生气随油井产液进入转油站、脱水站或拉油点，转油站和脱水站伴生气由四合一、五合一以及气液分离器等分离出来，经除油器和干燥器处理后供站内加热炉及四合一、五合一等自耗，拉油点伴生气由九合一分离出来直接供九合一自耗使用，共有处理站场97 座，伴生气生产能力总计14.8×104m3/d；气井气通过热水伴热集气至集气站，多井集气站采用加热、节流、分离、轮换计量工艺，单井集气站采用加热、节流、分离、计量工艺，处理后天然气外输去油田站场作为天然气补充气源。通过采用不同的处理工艺，均满足了油田生产需求，至今平稳运行。

2 天然气生产现状分析

2.1 系统优化简化，源头控制用气消耗

一是优化产能建设系统布局，减少拉油点放空量。新建产能与已建拉油点统筹考虑[1]，掺水流程与电加热流程相结合，减少新拉油点建设，同时将已建拉油点尽量挂接进入站场，尽可能回收零散、偏远井伴生气。

在LX 油田区块外扩产能建设中，将周边10 座拉油点挂接进入塔A 转油站和塔B 转油站，其中T86 及T26 集中拉油点共辖油井39 口，原采用电加热集油工艺进入集中拉油点，优化中充分利用油井至拉油点的电加热管线，在集中拉油点设置集油掺水阀组，采用电加热+环状掺水流程相结合，新建塔A 转油站至拉油点的集油掺水管线，将39 口拉油井接入塔B 转油站系统，2 座拉油点共新建站间集油掺水管线7.0 m；T32 集中拉油点辖拉油井16口，新建集中拉油点至塔A 转油站3.2 km 电加热管道，同时利用井口至拉油点的已建电加热管线，全线采用电加热集油工艺接入塔A 转油站系统，新建电加热干线3.2 km；T9 区域井场拉油点辖11 口油井共6 座单井或单平台拉油点，距离塔A 转油站较近，采用环状掺水集油工艺进入塔A 转油站，共新建单井集油掺水管道3.8 km；T35 拉油点位于新区块与已建转油站之间，新区块建设集油管线时直接将已建拉油点搭接进入集油管线，密闭集输至塔B转油站。通过以上布局优化，将已建10 座拉油点接入塔A 转油站或塔B 转油站，实现了66 口拉油井的密闭集输，年可回收伴生气约115×104m3，且优化用工8 人，节省拉运费用56 万元；新建掺水集油工艺和电加热管道，年增加耗电费用约35 万元、耗气费用约62 万元；年可节省运行费用总计约267 万元。拉油优化密闭集输系统见图1。

图1 拉油优化密闭集输系统Fig.1 System of closed gathering and transportation of oil-pulling

二是推广使用水冷式干燥器，加大伴生气使用量。针对四合一处理工艺站场，在满足掺水或外输温度要求后，四合一分出的伴生气温度高达60～75 ℃，经过常规的除油器、干燥器流程处理后，温度仍高达50 ℃以上，在下游用户使用管路中冷凝出液态水及烃组分，加热炉使用中容易出现熄火、火嘴堵现象，且需要岗位工人在烧火间过滤缸处频繁排水操作，增加劳动强度和燃烧器维修费用。

为了进一步降低伴生气温度而更好的分离出伴生气中所含的水分，在天然气干燥器上游增设一套蒸发冷却系统，经过蒸发冷却系统处理的天然气，温度可以降到35 ℃以下，通过在古B 转油站安装使用后，加热炉燃烧器火嘴结垢堵塞频次下降50%以上，气质得以明显改善，年可节省加热炉燃烧器维修费用平均每台约0.31 万元，为此在塔B 转油站和龙A 转油站推广使用。改进后伴生气处理流程见图2。

图2 改进后伴生气处理流程Fig.2 Treatment flow of associated gas after improvement

三是实施关停并转，减少低效无效运行，降低天然气无效使用。随着油田开发和产量递减，部分油井已经转注、封井、核销或者低产等，使得部分集油环仅剩1～2 口、或者空环的低效、者无效运行，为此以效益评价和后续开发潜力为依据关停或降低低效集油环，及时核实低效、无效井和核销井实施情况，相应优化集油系统工艺，通过取消空环、无效环和缩环、并环等措施降低掺水量，减少天然气消耗[2]。

在LP 油田和PX 油田实施优化集油环3 个，缩短集油管线5.1 km，年节省掺水量约6.9×104m3，年节省天然气约29.35×104m3，年可节省运行费用约48 万元。改进后伴生气处理流程见图3。

图3 改进后伴生气处理流程Fig.3 Treatment flow of associated gas after improvement

同时采用电加热与掺水集油组合技术，避免大环运行增加掺水量和天然气消耗。在AX80 产能优化2 个集油环，使集油环由21.7 km 缩短为12.8 km，年节省掺水量约4.5×104m3，年节省天然气约19.14×104m3，年可节省运行费用约31万元。

图4 集油环优化示意图Fig.4 Schematic diagram of oil collector ring optimization

2.2 完善调气管网，立足区域“多集气”

一是建设增压回收处理站，回收富余伴生气。龙Y 区块和塔A 转油站建设混输工艺将富余伴生气集气至LP 油田地区，在龙A 转油站新建一座轻烃回收站，新建集气管道19.6 km，伴生气全部处理后进入干气管网，首年可回收伴生气约890×104m3、预计十年可回收放空伴生气7 125×104m3。

二是实施管道扩径增输，满足供气需求。南部油田根据预测出现约5.4×104m3/d 的天然气缺口，通过南北气管网补充，经核算，将PX 联至PX 二和XZ 联至新A 联的两段输气管道管径均扩大一个等级，即由DN100 优化为DN150；针对独立没有气源补充的AN 油田区块，预计2023 年开始缺气0.38×104m3/d，十年后预测缺气2.42×104m3/d，则从XZ 联至新A 联已建输气管道新建支线为AN 油田补气。管道建成后，既解决了独立AN 油田用气需求的补给问题，也提升了某厂天然气的管输运力，达到了某厂供输气管网整体完善，实现南北油田输气动脉全线贯穿，满足整体供气需求，南北油田输气能力可达11×104m3/d。

三是新区块伴生气外输统筹考虑，保障输送畅通。YY 新区块建成后，初期外输气量高达11×104m3/d，但由于初期产量高而递减快，为此采用多种措施缓解该部分产气对已建天然气系统的冲击，同时也为充分利用伴生气资源。主要措施有：启用下游燃气发电机组，日耗气1.08×104m3/d，可发电3.35×104kWh/d，日可节约电费2.13 万元；建设输气管道南输给Q 厂补充气源；往上游返输给天然气公司统一调配。通过整体布局与优化输送后，使得新区块能顺利投产，并启用停运燃气发电机组，盘活设备，增加效益。

3 天然气综合利用潜力分析

3.1 推广应用加热炉节气技术

油田生产集输系统中，产液加热以及掺水加热主要采用燃烧天然气进行加热或电加热，以天然气作为燃料进行加热的设备主要有真空加热炉、水套加热炉，以及火筒式的四合一、五合一设备，因此提高加热炉效率能达到有效节气目的[3-4]。

一是推广应用加热炉涂膜技术。L 厂目前有真空加热炉93 台，借鉴2009 年、2017 年厂内加热炉涂刷节能涂料[5]，节气率较高的经验，继续对93 台加热炉采取节能涂料涂刷作业，总涂刷面积约2 400 m2，涂刷节能涂料后，预计加热炉平均炉效提高2.95%，年可节气约41×104m3。

二是更换低效高能耗加热炉。随着技术发展，新建站场加热炉均采用高效的真空加热炉，并在改造项目中逐步将老旧损坏的加热炉更新为真空加热炉，但是目前仍有6 台低效能的老旧水套加热炉在运行，若全部更新为高效的真空加热炉，炉效可由目前的72%提高到85%，年可节气约11.9×104m3。水套炉效率情况见表1。

表1 水套炉效率情况Tab.1 Efficiency situation of water jacket furnace

三是加热炉清淤提高热效率。在站场建设中，为降低建设投资，简化工艺流程，外围采油厂大量推广采用加热、分离、缓冲、沉降的四合一设备和加热、分离、缓冲、沉降、脱水的五合一设备，合一设备内加热均为火筒式加热炉，加热介质为油井产出液，在合一设备内处理时，易沉淀泥沙等杂质覆盖加热火筒，从而降低加热效率[6]。目前6 个作业区共计37 台合一设备，全部进行定期清淤作业，预计加热炉平均炉效提高2%，年可节气31.74×104m3。

3.2 零散拉油点富余伴生气有待回收利用

由于油田所处为大庆长垣油田西部，分布区域广，周边环境复杂，油井分布具有点多面广、区块小而分散、单井产量低、地面依托性差等特点。针对零散且距离已建系统较远无依托的油井，一般采用拉油工艺，其中独立单井或单平台则采用单井拉油工艺。拉油工艺在拉油点内设卧式多功能储油装置或高架储油罐，油井产出的油气水直接进入多功能储油装置或高架储油罐进行分离、储存，产液由罐车拉运至集中处理站，当储油设备为多功能储油装置时，分离出的伴生气用于多功能储油装置自身加热，当产气量不足时，辅以电加热棒升温，当产气量大于耗气量时，多余的伴生气通过放空装置进行外排。采用拉油工艺既能节省建设投资和节省运行费用，又能达到快速建产，但是在运行中，对于产气量大的油井或区块，富余伴生气因远离管输设施没有得到有效利用而浪费。

随着新产能的不断开发，对于可依托的部分拉油点通过统筹考虑，已调整采用密闭集输工艺，目前仍有55 座拉油点一年约1 840×104m3伴生气富余。通过调研分析，大港油田采用“井口-移动式CNG 装置-CNG 转运拖车至管网”的生产模式，对零散天然气进行回收[7]；江苏油田针对不同气源采用不同的工艺技术及配套设备，形成了低压增压充装、低压增压进流程等特色技术，将零散井天然气收集、压缩并加以利用[8]；海上平台伴生气回收采用LNG 罐箱技术与天然气液化技术的组合[9]，能有效实现平台未利用伴生气的回收。针对L 厂零散伴生气，由于整体呈现区块分散、单点气量少、回收效益差的特点，可研究采用小型撬装化处理装置对零散伴生气进行回收利用。即拉油点九合一分出的富余伴生气经撬装化处理设备干燥、压缩后暂存，由移动槽车将其拉运至中心处理站进行脱水、脱烃回收处理，处理后干气并入干气管网供调配使用，附属产品轻烃可直接外销产生效益。

3.3 充分利用伴生气，尽可能保存气井气潜能

伴生气随油井产油一同产出，针对产气量大的老区，将伴生气收集深冷或浅冷处理回收轻烃后，再返输给转油站或联合站等站场用气，不足站场用气时由气田气补充。而伴生气不便于控制气产量，但是气井气均为按需生产，因此可以充分调用返输伴生气而保存气井气潜能。

随着开采技术发展，在L 厂西部区域新开发油田区块，为提高开发效益采用蒸汽吞吐方式开采，则需要日耗气20×104m3/d 的蒸汽锅炉提供蒸汽，该厂自产伴生气量已经不足以提供给蒸汽锅炉使用，不足部分由气田气和返输气补充，但是返输气由于距离远、压力低，输气量不满足生产需求。而距该区域20 km 处建有为邻市供气的高压输气干线门站，输气能力可达182×104m3/d，所输天然气主要为伴生气经处理后的干气[10]，且新建区块与门站之间已有一条停运的输气管道可利用，为此，当临时用气低峰时，可调用其返输气为蒸汽锅炉供气，从而减少气井气的使用量。

4 结论

1）对低效集油环优化和采取电加热与掺水结合的工艺，年可节气约48.49×104m3；93 台真空加热炉采取涂刷节能涂料年可节气约41×104m3；更换6 台老旧低效加热炉为真空加热炉年可节气约11.9×104m3；定期清淤37 台合一设备年可节气约31.74×104m3；合计年可节气约133.13×104m3。通过产能布局优化，实现已建10 座拉油点密闭集输，年可回收富余伴生气约115×104m3；优化伴生气集输工艺、配套建设轻烃回收站，年可回收富余伴生气约890×104m3；合计年可回收伴生气约1 005×104m3。站场伴生气增设冷却处理系统提升伴生气质量，降低加热炉燃烧器维修频次，年可节约维修费用0.31 万元。

2）对零散区块单站点伴生气富余量少，需要持续探索研究试验经济有效的回收利用方式。