劉淑華

中國石油大慶油田工程有限公司總體規(guī)劃室

提高大慶油田濕氣集氣率的技術(shù)措施

劉淑華

中國石油大慶油田工程有限公司總體規(guī)劃室

近些年來,隨著大慶油田氣油比的上升,油田伴生氣(濕氣)產(chǎn)量明顯增加,油氣處理廠處理濕氣能力不足的矛盾日益突出。為此,分析了目前大慶油田濕氣集氣率低的原因,并提出了相應(yīng)的解決措施:提高油氣裝置處理能力;修復(fù)返輸干氣系統(tǒng);提高聯(lián)合站供干氣的可靠性;轉(zhuǎn)油站和聯(lián)合站將本站濕氣作為替補氣源,確保安全生產(chǎn)。濕氣集氣率的提高,將為油氣處理裝置提供可靠的氣源,同時為輕烴上產(chǎn)提供保障。

大慶油田 濕氣 集氣率 返輸干氣 可靠性 處理能力 優(yōu)化 措施

隨著近年來大慶油田氣油比的上升,油田伴生氣(濕氣)產(chǎn)量增加,油氣處理廠處理能力不足的矛盾日益突出,在部分地區(qū)常年燒濕氣的情況下,當(dāng)油氣處理裝置檢修或故障時仍然會有濕氣的放空,造成了資源的浪費。為了避免資源損失、增加輕烴產(chǎn)量,規(guī)劃在大慶油田北部的北Ⅰ-2、南部的南Ⅱ-1建設(shè)2座新油氣處理廠,均為90×104m3/d的深冷裝置。北Ⅰ-2油氣處理裝置可行性研究正在審批,南Ⅱ-1油氣處理廠項目已經(jīng)開始可行性研究,2套裝置均以濕氣為原料氣,這樣可以避免裝置故障期或檢修期濕氣的放空,又可以解決部分地區(qū)常年燒濕氣的安全隱患問題,同時將濕氣中的輕烴加以回收,有較好的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益[1-3]。為了配合這2座油氣處理裝置的建設(shè),完善返輸干氣系統(tǒng),提高濕氣集氣率為新建裝置提供可靠氣源,為輕烴上產(chǎn)提供保障,對目前濕氣集氣率低的原因進(jìn)行分析,并提出相應(yīng)的解決措施。

1 濕氣集氣率低的原因分析

2008年大慶油田天然氣公司接收濕氣量數(shù)據(jù)顯示,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)集氣量共計18.6×108m3/a,耗氣量為6.1×108m3/a,其中耗濕氣量為3.3×108m3/a,耗干氣量為2.8×108m3/a,綜合濕氣集氣率只達(dá)到75.3%。按平均收率2.0 t/104m3計算,可多回收輕烴6.6×104t。

分析導(dǎo)致濕氣集氣率低的原因有以下3點:

1)在大慶油田北部地區(qū)(喇嘛甸、薩北和薩南地區(qū)),油氣處理裝置處理能力不足,濕氣無法收集,只能就地自耗。

2)在大慶油田南部杏北杏南部分地區(qū)(如采油五廠太北地區(qū))沒有建設(shè)返輸干氣系統(tǒng),只能自耗濕氣。

3)返輸干氣量不足。

2 提高濕氣集氣率的具體措施

2.1 提高油氣裝置處理能力

針對集氣率低的根本原因,即油氣裝置處理能力不足的問題,2007年經(jīng)過進(jìn)一步論證,在北Ⅰ-2和南Ⅱ-1分別新建了2座油氣處理廠,均為90×104m3/d的深冷裝置,都以濕氣為原料氣。2套油氣處理裝置的建成,為提高濕氣集氣率和輕烴上產(chǎn)量提供了可能[4-8]。

2.2 修復(fù)返輸干氣系統(tǒng)

要提高濕氣集氣率,對2套新建油氣處理裝置的氣源要求較高,必須確保采油廠油氣集輸系統(tǒng)使用返輸干氣(盡量不燒濕氣)。為了既保障油田安全生產(chǎn)又提高濕氣集氣率,完善集氣返輸干氣系統(tǒng)很有必要。

喇薩杏油田建設(shè)了比較完善的集氣系統(tǒng),采油廠所轄集氣管道總長為824.4 km,存在管道腐蝕老化問題。已經(jīng)運行20 a以上的管道311.5 km,目前集氣管道存在腐蝕穿孔問題的場站29個,涉及集氣管道77.4 km。

喇薩杏油田返輸干氣系統(tǒng)也比較完善,只有采油五廠太北地區(qū)沒有建設(shè)返輸干氣系統(tǒng)。返輸干氣管道總長為782.4 km,其中236.7 km返輸干氣管道常年未運行,占總管道的30.3%。目前喇薩杏油田采油廠總采油采氣場站有352座(包括轉(zhuǎn)油站、聯(lián)合站),常年未返輸干氣的場站有117座,占場站總數(shù)的33%。

2.2.1 在運集氣和返輸干氣管道的改造及修復(fù)

在運的集氣和返輸干氣系統(tǒng)主要存在腐蝕老化和運行能力不足的問題,可根據(jù)每年的產(chǎn)能建設(shè)逐年更新。針對沒有返輸干氣系統(tǒng)的采油五廠太北地區(qū),在2008年產(chǎn)能建設(shè)中,對返輸干氣系統(tǒng)建設(shè)的同時,完善了集氣系統(tǒng),規(guī)劃建設(shè)了太3增壓站1座,規(guī)模為12×104m3/d,可以實現(xiàn)濕氣全部外輸,油氣集輸使用干氣,提高了濕氣集氣率[9]。

2.2.2 多年停用返輸干氣系統(tǒng)的修復(fù)

由于油氣處理裝置處理能力不足,部分地區(qū)濕氣無法外輸,轉(zhuǎn)油站加熱爐多年使用濕氣,返輸干氣管道停運,要重新啟用這些管道,需要一定的修復(fù)工程量。多年停用返輸干氣管道長246 km,其中一廠地區(qū)管道長129 km,二廠地區(qū)管道長51.8 km,三廠地區(qū)管道長48 km,四廠地區(qū)管道長17 km。目前配合北Ⅰ-2油氣處理裝置建設(shè),北部地區(qū)各采油廠針對這部分管道正在進(jìn)行試壓試漏試驗,待試驗結(jié)果出來后,可確定改造工程內(nèi)容。南部地區(qū)南Ⅱ-1油氣處理裝置也已經(jīng)開始進(jìn)行可行性研究,南部地區(qū)各采油廠未運行的返輸氣管道也應(yīng)該著手進(jìn)行試壓試漏試驗。

2.3 提高聯(lián)合站供干氣的可靠性

如上所述,采油廠燒干氣是提高濕氣集氣率的前提條件,沒有這個前提,2套正在籌建的油氣處理裝置就成了“無源之水”,沒有了氣源,提高輕烴產(chǎn)量就成了一句空話。因此,提高聯(lián)合站供干氣的可靠性是極其必要的。建議近期將有條件的聯(lián)合站就近與其他氣源聯(lián)網(wǎng),達(dá)到聯(lián)合站雙氣源供氣,遠(yuǎn)期將氣田氣引入老區(qū)。

2.3.1 聯(lián)合站雙氣源供氣

考慮到油氣處理裝置檢修及故障時,返輸干氣管網(wǎng)雖然連通,但是沒有自動化設(shè)施,不能自動連通其他裝置的干氣,因此,從氣源上,返輸干氣的可靠性不能保障。從解決氣源角度出發(fā),宜將聯(lián)合站與2座油氣處理裝置外輸干氣相連,盡量使聯(lián)合站達(dá)到雙氣源供氣,這樣需要建設(shè)輸氣管道67.3 km,具體情況如下:

1)采油一廠:由于鐵路穿函困難,因此以鐵路為界,一廠北部地區(qū)的聯(lián)合站主要以中七淺冷和北Ⅰ-1深冷為氣源點,形成環(huán)狀供氣;南部幾個聯(lián)合站,除了南壓(淺冷、深冷)作為供氣點以外,可以利用北Ⅰ-1至中十六聯(lián)管道已有的鐵路函,改造或更新該處已有的返輸干氣管道,實現(xiàn)北Ⅰ-1深冷也可以供給南部幾個聯(lián)合站。

2)采油二廠:為了更有利于利用現(xiàn)有返輸干氣管道,以薩南廠區(qū)為界,二廠北部幾個聯(lián)合站以南二七閥組和薩南(淺冷、深冷)為氣源點,在此基礎(chǔ)上,新建南二七至南八原穩(wěn)、南八原穩(wěn)至南八聯(lián)管道,形成多氣源供氣;南部幾個聯(lián)合站與四廠聯(lián)合站形成多氣源供氣。

3)采油三廠:以北壓淺冷、北壓中冷、喇一原穩(wěn)(喇壓或北Ⅰ-1返輸氣)為氣源點,給三廠7個聯(lián)合站形成環(huán)狀多氣源點供氣。

4)采油四廠:以南四閥組、杏一閥組、紅壓深冷、杏三閥組、杏九閥組為氣源點,形成了二廠南部4個聯(lián)合站(南四、南五、南六、南十)和四廠所有聯(lián)合站多氣源供氣。

5)采油五廠:以杏三、杏三丁字口閥組、杏五一為氣源點,給五廠4個聯(lián)合站環(huán)狀供氣。最南側(cè)的杏十三聯(lián)、高一聯(lián)、太一聯(lián)等3座站不能實現(xiàn)雙氣源供干氣。

6)采油六廠:由于六廠在最北側(cè),只有喇壓1套裝置作為氣源點,如果喇壓裝置一旦停機(jī),喇二聯(lián)、喇三聯(lián)地區(qū)返輸干氣只能通過其他油氣處理裝置進(jìn)行調(diào)氣供給,因此存在調(diào)氣和不間斷用氣的時間差問題,在調(diào)氣的過程中,需要用濕氣作為備用氣源;喇一聯(lián)地區(qū)有喇壓和北Ⅰ-1深冷2個氣源點,供氣可靠。

2.3.2 將氣田氣引入老區(qū),確保干氣的供給

為了輕烴上產(chǎn),提高濕氣的集氣率,是一項龐大的系統(tǒng)工程,涉及每個用氣點返輸干氣的氣源氣量的可靠性,管道能否正常運行,也涉及天然氣干氣的分配。由于濕氣、干氣的熱值不同,燒干氣量相當(dāng)于燒濕氣量的1.3倍,這樣冬季干氣的供應(yīng)面臨不足。氣田氣的引入,為老區(qū)干氣的使用提供了另一個氣源。但目前的輸氣管網(wǎng)只能保障大化、甲醇廠2個大用戶使用氣田氣,氣田氣還無法到達(dá)油田內(nèi)部,不能作為正式的候補氣源。將氣田氣引入老區(qū),從紅壓建設(shè)輸氣管道至喇壓或北Ⅰ-1,保障北部地區(qū)干氣的使用,很有必要。為此,擬新建一條紅壓至喇壓天然氣管道,管道規(guī)格為`377 mm×7 mm,管道長 65 km,管輸壓力為6.3 M Pa,輸氣能力為8.39×108m3/a(230×104m3/ d),管網(wǎng)路徑避開了人口稠密地區(qū),提高了安全性,形成的環(huán)狀提高了外輸干氣系統(tǒng)供氣的靈活性。

此管網(wǎng)有4個分輸點,均勻分布在喇壓地區(qū)、南壓地區(qū)、薩南地區(qū)和紅壓地區(qū),既可滿足“十一五”期間甲醇廠補氣的要求,又能兼顧喇薩杏油田其他用戶用氣增長的需求。為大慶油田下游民用氣的開發(fā)建設(shè)奠定基礎(chǔ)。

2.4 轉(zhuǎn)油站和聯(lián)合站將本站濕氣作為替補氣源,確保安全生產(chǎn)

經(jīng)過自動化控制的改造,轉(zhuǎn)油站和聯(lián)合站將本站濕氣作為替補氣源,當(dāng)干氣氣量或氣壓不足時,自動切換,由本站供給加熱爐濕氣。這樣可以就地取材,在油氣處理裝置或管道故障時,使用濕氣,一旦干氣供給滿足壓力需求,自動切換燒干氣,這樣既減少濕氣的消耗又不影響生產(chǎn)。

3 結(jié)論

為了確保輕烴上產(chǎn),提高濕氣集氣率,必須完善返輸干氣系統(tǒng)。

1)急需重新啟用多年未運行的返輸干氣管道,其中部分管道腐蝕嚴(yán)重?zé)o法再次啟用的考慮更新建設(shè),同時要改造調(diào)壓計量系統(tǒng)。

2)要提高干氣的可靠性,近期對于有條件的聯(lián)合站,建設(shè)雙氣源供氣,以備油氣處理裝置故障停機(jī)時,不至中斷干氣的供應(yīng)。遠(yuǎn)期考慮到老區(qū)冬季干氣需求量大于供應(yīng)量,需要氣田補充的情況,建議建設(shè)紅壓至老區(qū)內(nèi)部的供氣管道,使得老區(qū)干氣的供應(yīng)有充分的保障。

3)考慮就地取材,在干氣故障狀態(tài)下,可以暫時使用濕氣,確保生產(chǎn)。在轉(zhuǎn)油站或聯(lián)合站建設(shè)濕氣、干氣自動轉(zhuǎn)換設(shè)施,在干氣壓力滿足條件下,自動轉(zhuǎn)換使用干氣,當(dāng)壓力不足時自動轉(zhuǎn)換使用本站濕氣,這樣既可以盡量提高濕氣的集氣率又不影響油田生產(chǎn)用氣。

通過這3條措施,可充分保障干氣的供應(yīng),提高濕氣集氣率,為新建油氣處理裝置提供可靠的氣源,為輕烴上產(chǎn)提供可靠保障。

[1]董軍波,黃維秋,白秋云,等.吸收法油氣回收系統(tǒng)優(yōu)化研究[J].石油與天然氣化工,2008,37(1):9-11.

[2]蘇欣,李瑜,章磊.低壓油田氣輕烴回收方案比選[J].石油與天然氣化工,2008,37(3):186-190.

[3]王曰燕,王鐵,呼延念超,等.冷油二次吸收輕烴回收工藝在長慶油田的應(yīng)用[J].石油與天然氣化工,2008,37(5): 380-382.

[4]蔣洪,唐廷明,朱聰.五寶場氣田三甘醇脫水裝置優(yōu)化分析[J].天然氣工業(yè),2009,29(10):101-103.

[5]李奇,姬忠禮,張德元,等.三甘醇脫水裝置換熱網(wǎng)絡(luò)夾點技術(shù)分析[J].天然氣工業(yè),2009,29(10):104-106.

[6]蔣洪,楊昌平,吳敏,等.天然氣三甘醇脫水裝置節(jié)能分析[J].石油與天然氣化工,2010,39(2):122-127.

[7]賈琴芳,劉洪杰,張莉,等.丘東1﹟天然氣處理裝置工藝優(yōu)化研究[J].石油與天然氣化工,2009,38(5):386-389.

[8]郭景洲,沈健,王建成.國產(chǎn)氣體處理裝置的優(yōu)化運行[J].石油與天然氣化工,2007,36(4):285-287.

[9]李杰訓(xùn),婁玉華,楊春明,等.油氣集輸設(shè)計規(guī)范[M].北京:中國計劃出版社,2005.

Technicalmeasures for boosting a wet gas gathering rate of the Daqing Oilfield

Liu Shuhua
(General Planning Office,Daqing Oilf ield Com pany,PetroChina,Daqing,Heilongjiang 163712,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 31,ISSUE 2,pp.88-90,2/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

In recent years,as the gas/oil ratio of the Daqing Oilfield keeps rising,the volumeof associated gas(wet gas)has been increased significantly and the inadequate treatment capacity of the associated gasof the gas p rocessing p lant has also become a p rominent p roblem.Therefo re,this paper analyzes the reasons fo r the low associated gas gathering rate w hich the Daqing Oilfield p resently confronts and puts forward the following measures:to boost the treatment capacity of the oil and gas facilities;to repair the dry gas transmission system;to imp rove the dry gas supp ly reliability of the united stations;to take wet gas as an alternative gas source fo r both booster stations and united stations to ensure safe p roduction.The imp roved wet gas gathering rate can ensure the reliable gas supp ly to the oil and gas treatment facilities.

Daqing Oilfield,wet gas,gas gathering rate,reliability,treatment capacity,op timization,measure

劉淑華,1964年生,高級工程師,碩士;主要從事油氣集輸規(guī)劃設(shè)計研究工作。地址:(163712)黑龍江省大慶市大慶油田工程有限公司總體規(guī)劃室。電話:(0459)5903613,13936765512。E-mail:liushuhua_dod@petrochina.com.cn

劉淑華.提高大慶油田濕氣集氣率的技術(shù)措施.天然氣工業(yè),2011,31(2):88-90.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.02.022

2010-12-12 編輯 何 明)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.02.022

L iu Shuhua,senio r engineer,born in 1964,holds an M.Sc.degree.He ismainly engaged in the p lanning and designing of oil and gas gathering system.