大慶油田天然氣放空治理措施

　　(本文作者：艾云超 中國石油大慶油田有限責任公司采氣分公司)

　　摘要：原油生產過程中伴生的天然氣及氣田試采階段的天然氣往往不能得到合理利用，很多被放空燃燒掉了，導致資源浪費及安全隱患，世界各國已開始重視天然氣放空問題。為此，結合國內外天然氣放空及治理情況，對大慶油田伴生氣和氣田氣放空的原因進行了分析，提出了大慶油田天然氣放空的治理措施：①增加伴生氣處理裝置總體規(guī)模;②完善濕氣調配系統(tǒng);③完善集氣返輸系統(tǒng);④擴建儲氣庫;⑤應用CNG橇裝化技術。實施上述措施將有助于節(jié)能減排目標的實現(xiàn)。

　　關鍵詞：大慶油田;天然氣放空;油田伴生氣;氣田氣;濕氣;集氣返輸系統(tǒng);儲氣庫;CNG橇裝

　　1 國內外天然氣放空及治理情況

　　為實現(xiàn)減排目標，世界各國開始逐漸重視天然氣放空問題。國外采取的降低天然氣放空的主要措施包括：將天然氣重新注入地層;將天然氣液化以便遠途運輸;通過建設管道向外輸送;利用天然氣發(fā)電;加工生產液化石油氣、石油化學產品;加工生產甲醇或合成油(GTL)。

　　對于國內伴生氣量小而分散或遠離城市及工業(yè)的油氣田，尤其是對不能或暫時不能輸入管網的零散氣源，伴生氣利用率較低，為了保證原油生產，經常將伴生氣放空。另外，國內油氣田一直處于滾動開發(fā)中，試采的天然氣由于沒有配套設施只能長期放空。據(jù)不完全統(tǒng)計，國內油氣田每年放空天然氣量達10×108m3，其中尤以新疆等西北地區(qū)放空最為嚴重。隨著國家對能源開采造成的環(huán)境污染及能源浪費治理整頓力度的加大，合理回收利用放空天然氣資源已成為當務之急。中國石油天然氣集團公司目前已經在塔里木、新疆、吐哈、大慶、長慶、華北等油氣田重點實施了伴生氣回收工程，逐步形成了按放空形式和回收利用難度進行分類，針對不同類型放空天然氣采用不同方案和技術進行回收利用的模式。塔里木油田還將放空天然氣回收項目開發(fā)為CDM(清潔發(fā)展機制)項目，并在聯(lián)合國注冊，這是國內首例針對放空天然氣回收開發(fā)的CDM項目，可獲得可觀的碳減排收益。

　　概括起來，國內油氣田針對放空天然氣所采用的主要回收方案和技術如下：

　　1) 針對無處理裝置或者裝置能力不足造成的放空，主要采用建設天然氣處理和增壓裝置、敷設輸氣管道等措施，收集處理放空天然氣，并進入輸氣管道[1～2]。

　　2) 充分利用無法進系統(tǒng)的天然氣發(fā)電，實現(xiàn)以氣換電。利用天然氣發(fā)電是國內外油田普遍采用的回收利用剩余伴生氣資源的有效途徑[3]，其供電形式靈活，可并網發(fā)電，也可單獨供電，可根據(jù)負荷大小選擇不同容量的機組，保證油區(qū)的用電需要，不但可消除天然氣放空，而且還降低了油氣田運營成本。

　　3) 對邊遠井站及試采井放空天然氣，通過CNG裝置進行收集。以壓縮天然氣(CNG)汽車運輸替代管道輸送的技術，在國內推廣較快[4～5]。

　　4) 對于管道長輸不經濟的氣源，通過建設小型LNG液化裝置，實現(xiàn)不能管輸?shù)奶烊粴獾倪\輸。以城市調峰為目的的小型LNG裝置，不僅對管道輸送能力不足且缺乏儲備的地區(qū)起到了重要保供和補充作用，對位置偏遠、生產規(guī)模小的油田伴生氣回收利用，也是一種有效的手段[6]。

　　5) 應用天然氣回注技術，將不能利用的天然氣同注地層。天然氣回注地層技術是消除天然氣放空和提高油田采收率的一種重要手段，中海油在海上油田的開采上進行了富余伴生天然氣回注的有益嘗試[7～9]，成功投產了渤海油田LD10-1平臺和潿洲12-1油田注氣項目，有效解決了海上采油平臺剩余天然氣處理問題，同時提高了采收率，實現(xiàn)了天然氣的儲存，延長了平臺發(fā)電機以天然氣作燃料的使用年限。

　　2 大慶油田天然氣放空問題分析

　　大慶油田的天然氣處理系統(tǒng)由油田伴生氣集輸處理和氣田氣集輸處理2部分組成。受氣油比變化、冬夏季用氣不平衡等主要因素的影響，伴生氣放空問題一直存在，而近幾年深層氣田的放空試采氣量也在增加，所以有必要對天然氣放空原因進行綜合分析。

　　2.1 油田伴生氣放空

　　隨著油田的進一步開發(fā)，大慶喇嘛甸、薩爾圖和杏樹崗油田(以下簡稱喇薩杏油田，為大慶的主力油田)的伴生氣集輸、處理系統(tǒng)已日漸完善，共建成天然氣處理裝置14套。但受氣油比升高、裝置檢修、部分裝置老化和冬夏季用氣不平衡等因素影響，油田的天然氣放空問題依然存在，分析其原因主要有濕氣放空和凈化干氣放空兩方面原因。

　　2.1.1 濕氣放空

　　濕氣放空主要原因為：①裝置處理能力不足;②裝置事故停機;③調氣管網不完善。其中因夏季裝置檢修而導致的天然氣處理裝置處理能力不足和可靠性差是造成天然氣放空的主要原因。

　　通過近幾年喇薩杏油田氣油比的跟蹤調查發(fā)現(xiàn)，該油田的氣油比呈上升趨勢，油田開發(fā)初期的原始氣油比為45m3/t，“十一五”規(guī)劃預測的氣油比為51.1m3/t，2008年調查的平均氣油比已增加到70m3/t，氣油比的變化直接影響到預測產氣量的準確性。以2010年為例按“十一五”規(guī)劃氣油比和2008年調查氣油比預測，日產氣量差為237×104m3。產氣量預測的

　　準確性直接影響到伴生氣處理裝置的改擴建規(guī)模，導致現(xiàn)有處理裝置的總體規(guī)模不足。

　　夏季裝置檢修也是造成在運裝置處理量減少的主要原因。為提高處理裝置的運行的可靠性，提高裝置的運行時間，每年對處理裝置進行停產檢修是必要的。目前已建的處理裝置每套都正常運行可以處理所有濕氣，但當有一套裝置檢修或事故停機時則會造成濕氣放空。已建裝置的單套規(guī)模在(30～80)×104m3/d之間，任一套裝置檢修或事故停機都會造成在運裝置處理量不足。近幾年雖然已采取了壓縮檢修周期、錯開檢修時間等措施，但由于裝置的總處理能力有限，夏季濕氣放空問題依然嚴重。

　　另外，濕氣調氣系統(tǒng)的不完善也是濕氣放空的原因之一。整個喇薩杏油田呈長條形分布，共有6個采油廠，除采油一廠和二廠的部分地區(qū)為增壓集氣外，其余均為自壓集氣。由于受部分區(qū)塊自壓集氣工藝和調氣管網不完善的限制，無法實現(xiàn)裝置停機時濕氣的有效調動。而且，完善濕氣調氣系統(tǒng)的前提是提高裝置的處理能力。因此，要從根本上解決喇薩杏油田濕氣放空問題必須先解決處理裝置能力不足的問題。

　　2.1.2 凈化干氣放空

　　大慶油田的商品氣主要用于工業(yè)、民用和發(fā)電，目前下游用戶用氣量的不均衡系數(shù)在0.58～1.27之間，日最大和最小用氣量差達到300×104m3/d，受下游用戶用氣不均勻性的影響，喇薩杏油田凈化干氣也存在放空現(xiàn)象。盡管近些年通過儲氣庫調峰、喇薩杏油田及外圍油田的調配(夏季伴生氣調往外圍油田的采油八廠和九廠，減少采氣分公司氣田氣產量)和鼓勵季節(jié)性應用(季節(jié)性發(fā)電)等措施，干氣放空現(xiàn)象得到有效控制，但隨下游用戶用氣規(guī)模的擴大，冬夏季用氣不平衡現(xiàn)象會更加嚴重，凈化干氣放空現(xiàn)象還會存在。另外，下游大用戶檢修也是造成干氣放空的主要原因之一。

　　2.2 氣田氣放空

　　氣田氣的放空主要集中在氣田氣試采階段。大慶的深層氣田目前還處在開發(fā)初期，對火山巖氣藏的認識還需進一步加深，所以氣田的試采是必不可少的。目前試采采用2種方式：①直接放空試采，是目前國內外普遍采用的方式;②建設簡易地面設施，這種方式在經濟上存在一定的風險。對于井區(qū)內的氣井，當?shù)孛娼ㄔO工程未完成前，都是采用放空試氣，試氣時間不少于10d，放空量為(5～30)×104m3/d。

　　3 天然氣放空治理措施

　　天然氣放空是在所難免的，但應該對一些有規(guī)律可循、可控制的天然氣放空進行治理，如伴生氣岡裝置檢修造成的放空和氣田試采階段的放空等，可以嘗試一些簡捷有效的手段來減少天然氣放空。

　　3.1 油田伴生氣放空治理

　　通過上述對伴生氣放空原因分析可知，大慶喇薩杏油田伴生氣濕氣放空的主要原因是現(xiàn)有裝置處理能力不足和現(xiàn)有調氣系統(tǒng)不靈活，凈化十氣放空的主要原因是現(xiàn)有系統(tǒng)的調峰能力達不到大用戶檢修氣量調配的需要。針對喇薩杏油田存在天然氣放空的根本原因可以采取以下措施減少天然氣放空量。

　　3.1.1 增加伴生氣處理裝置總體規(guī)模

　　重新認識伴生氣的氣油比，通過大量的現(xiàn)場調查和對油田近幾年氣油比變化情況進行分析，重新確定喇薩杏油田的氣油比，為伴生氣處理裝置規(guī)模的調整打下良好的基礎。

　　根據(jù)喇薩杏油田的形狀分布和伴生氣主力產氣區(qū)塊分布，在北部地區(qū)(包括采油一廠、三廠和六廠)和南部地區(qū)(采油二廠、四廠和五廠)各建1套規(guī)模為90×104m3/d的深冷處理裝置，在徹底解決檢修期裝置處理能力不足問題的同時，還提高了該地區(qū)的天然氣處理深度，增加了輕烴產量，為原油持續(xù)穩(wěn)產4000×104t/a作出了貢獻。

　　3.1.2 完善濕氣調配系統(tǒng)

　　增加處理裝置的總體規(guī)模后，配套完善濕氣調配系統(tǒng)。采用相鄰裝置間獨立建設濕氣調氣管道的方式，將濕氣調氣和濕氣集氣管道分離開，確保裝置間的連通性。同時建設區(qū)域增壓站，以實現(xiàn)裝置檢修期間的濕氣靈活調配，當1套處理裝置處于檢修期時，可將該裝置處理的濕氣通過調氣管道調往鄰近裝置處理。

　　3.1.3 配套完善返輸氣系統(tǒng)

　　喇薩杏油田伴生氣的生產流程是采油廠先集氣，再輸氣到天然氣分公司處理，然后返輸干氣給采油廠的聯(lián)合站和轉油站的循環(huán)流程，如果油田集輸生產系統(tǒng)沒有足夠的返輸干氣，則會采用濕氣作為燃料，所以完善返輸干氣系統(tǒng)是確保天然氣處理裝置穩(wěn)定生產和減少放空的必要條件。為提高能源的利用效率，本著“濕氣全集、干氣返輸”的原則，配套完善干氣返輸系統(tǒng)，可以提高濕氣的集氣率，增加裝置運行的平穩(wěn)性，減少事故放空。

　　3.1.4 擴建喇二儲氣庫，提高調峰能力

　　儲氣調峰是國內外天然氣供應鏈中不可缺少的手段。近幾年，隨著氣田氣產量的增加，下游用戶的用氣量也在擴大，引發(fā)季節(jié)性用氣不平衡的矛盾加劇，現(xiàn)有儲氣庫的調峰能力已無法滿足要求。因此增加儲氣庫的注采能力，確保下游用戶尤其是大用戶停機時的凈化干氣調配。

　　通過上述措施，可以從根本上解決喇薩杏油田因夏季裝置檢修和下游大用戶檢修造成的天然氣放空問題，同時提高伴生氣的輕烴收率。

　　3.2 氣田氣放空治理

　　氣田的試采放空具有試采周期短、產量不確定和缺少基礎參數(shù)等特點，一般試采井屬新開發(fā)區(qū)塊，周圍基本上沒有可依托的地面設施。如果能將CNG技術加以改造應用，回收利用放空天然氣，會產生可觀的經濟效益和社會效益。

　　CNG技術是一種天然氣高壓儲運、中低壓輸配的非管道輸送技術，具有見效快、投資省、操作管理方便的特點，用于回收氣井試采放空天然氣，要求CNG設備具有模塊橇裝、移動靈活的特點。

　　CNG橇裝化技術分為處理裝置橇裝化和運輸設備橇裝化2個部分。處理裝置橇裝化是將天然氣變工況壓縮機、天然氣發(fā)動機、發(fā)電機、天然氣干燥裝置、風冷式氣體冷卻器、分離器及電控系統(tǒng)集成為一個橇塊，形成一個放空氣回收工作站;運輸設備橇裝化是將高壓大容量氣瓶組橇裝集中在一個掛車上，并配備獨立的拖車進行牽引。CNG橇裝化技術工藝流程如圖1所示。

　　大慶深層氣田氣井放空試氣時的壓力一般都在20～30MPa，針對這一壓力特點，可以采用高壓分離器與分子篩脫水塔組合的方式制成簡化橇裝設備，對放空天然氣進行處理后利用高壓長管車外運。

　　4 結論及建議

　　針對大慶油田伴生氣及氣田氣的特點，可采取以下措施來減少天然氣放空：

　　1) 完善集氣返輸和處理系統(tǒng)。重點要調整處理裝置的總體規(guī)模，使其能適應夏季檢修期間伴生氣處理的要求。針對伴生氣集氣、處理和返輸流程順序，分離濕氣的集氣和調氣系統(tǒng)，保證返輸干氣的供應，確保處理裝置的平穩(wěn)運行。

　　2) 擴建儲氣庫。現(xiàn)有儲氣庫的調峰能力已遠遠滿足不了調峰需要，擴大儲氣庫規(guī)模，使之與外供氣量相配套勢在必行。

　　3) CNG橇裝化技術應用。隨大慶市及周邊市區(qū)民用氣的發(fā)展，尤其是CNG站的建設，采用CNG橇裝化技術回收放空氣的時機已經成熟。

　　4) 近些年在天然氣的季節(jié)性應用方面也進行了一些嘗試，如燃氣發(fā)電、燃氣直托注水等，均取得了良好的效果。

　　對大慶油田天然氣放空問題的治理，應采取綜合措施，才能使天然氣放空得到有效控制。

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　　(本文作者：艾云超 中國石油大慶油田有限責任公司采氣分公司)