李向陽 高 飛 廖 健 常渭寧

(1.中國石油長慶油田分公司第二輸油處；2.中國石油長慶油田分公司質(zhì)量安全環(huán)保部；3.中國石油長慶油田分公司第九采油廠)

0 引 言

揮發(fā)性有機(jī)物(VOCs)是指參與大氣光化學(xué)反應(yīng)的有機(jī)化合物，或根據(jù)有關(guān)規(guī)定確定的有機(jī)化合物。按其化學(xué)結(jié)構(gòu)，可分為：烷烴類、芳烴類、酯類、醛類和其他等，目前已鑒定出的有300多種。最常見的有苯、甲苯、二甲苯、苯乙烯、三氯乙烯、三氯甲烷、三氯乙烷、二異氰酸酯(TDI)、二異氰甲苯酯等。

VOCs作為PM2.5和O3的重要前驅(qū)體，已成為導(dǎo)致國內(nèi)嚴(yán)重霧霾天氣產(chǎn)生的重要因素之一，威脅人體健康。此外，部分VOCs廢氣排放入大氣后，還會對臭氧層造成破壞，加劇溫室效應(yīng)。

習(xí)總書記指出：“生態(tài)環(huán)境保護(hù)是功在當(dāng)代，利在千秋的事業(yè)”。VOCs是“十四五”大氣治理的重中之重，2021年1月1日正式實(shí)施的GB 39728—2020《陸上石油天然氣開采工業(yè)大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》，對VOCs排放指標(biāo)做出了嚴(yán)格要求[1-6]。

1 VOCs污染源分析

根據(jù)油氣田項(xiàng)目的特點(diǎn)(開發(fā)建設(shè)期和油氣生產(chǎn)期兩個(gè)階段)，油氣田開發(fā)VOCs來源主要為開發(fā)建設(shè)期鉆試作業(yè)、設(shè)備燃料燃燒及井噴事故等過程產(chǎn)生的廢氣無組織排放；生產(chǎn)運(yùn)行期鍋爐(加熱爐)燃料燃燒、火炬燃燒、設(shè)備動(dòng)(靜)密封處泄漏、油氣儲存和裝卸過程損失及廢水收集、儲存、處置過程逸散等廢氣無組織排放[7]。

1)揮發(fā)損失。油品儲罐(未穩(wěn)原油、凝析油等)和含VOCs物料的敞開式廢液儲存和處理設(shè)施在靜止或工作過程中逸散出的氣體。

2)水處理系統(tǒng)逸散。油氣田廢水處理系統(tǒng)逸散出的氣體。

3)動(dòng)靜密封點(diǎn)泄漏。站場法蘭、閥門、集輸管線、設(shè)備設(shè)施等密封點(diǎn)泄漏。

4)裝卸過程揮發(fā)損失。偏遠(yuǎn)井組拉油、卸油臺及各類液體裝卸過程中泄漏或逸散出的氣體。

5)套管氣排放。油田生產(chǎn)過程中未回收排放的伴生氣。

6)火炬排放。油氣田場站超壓等緊急狀態(tài)下通過火炬放空排放的氣體。

7)維檢修排放。油氣井場、站場開停工及維檢修過程中泄壓和吹掃排放的氣體。

8)事故排放。站內(nèi)安全閥超壓泄放或集輸管道事故排放等。

9)燃燒廢氣。加熱爐、鍋爐、燃驅(qū)壓縮機(jī)、脫水橇等燃料燃燒排放的煙氣。

10)勘探開發(fā)排放。鉆井、試油氣等過程中的廢鉆井材料及設(shè)施、井口作業(yè)的放空氣等。

近年來，油田通過實(shí)施地面密閉集輸、原油穩(wěn)定以及泄漏檢測與修復(fù)(LDAR)等工作，最大限度減少了廢氣排放，降低了油氣損耗。但通過對輸油單位和油氣生產(chǎn)單位大型場站VOCs抽樣檢測數(shù)據(jù)分析與論證，儲罐與污水系統(tǒng)VOCs排放量較大，密封泄漏和其他排放量占比相對非常小。油氣田企業(yè)應(yīng)將儲罐和污水系統(tǒng)作為重點(diǎn)治理對象，并加強(qiáng)管控[4-5]。

2 管控措施

2.1 加強(qiáng)前端配套，實(shí)現(xiàn)密閉集輸

地面生產(chǎn)系統(tǒng)采用油氣密閉生產(chǎn)和集輸工藝，充分利用原始地層壓力，推廣控溫輸送，降低前端油氣揮發(fā)損耗。從油井井口到下游處理站點(diǎn)全流程、連續(xù)化密閉生產(chǎn)，杜絕VOCs等物料外排[6]。

2.1.1 油井井口套管氣全回收，井場零火炬

針對單井產(chǎn)量低、油井間歇性出液，堅(jiān)持“以不加熱油氣密閉集輸為基礎(chǔ)，定壓閥集氣和密閉憋壓”相結(jié)合的井口集油集氣工藝模式，提高定壓閥的完好率、適應(yīng)率和覆蓋率，提升油井油氣密閉生產(chǎn)率。

2.1.2 管道密閉輸送，沿程零排放

按照氣量大小和輸送距離劃分，通過油氣混輸/分輸相結(jié)合的工藝，井站油、氣、水介質(zhì)均通過管道密閉輸送至下級站場，配套混輸機(jī)組或壓縮機(jī)，加大集供氣管道配套，推廣修舊利廢，建設(shè)“站間串接、區(qū)域互補(bǔ)、濕氣回收、干氣返供”的油田伴生氣管網(wǎng)，減少濕氣直接燃燒，實(shí)現(xiàn)油氣資源綜合回收。

2.1.3 站場密閉脫水輸油，杜絕中間環(huán)節(jié)放空

增壓點(diǎn)、接轉(zhuǎn)站事故油罐均作為旁接罐，不得作為正常生產(chǎn)工況下的生產(chǎn)油罐，禁止存油。聯(lián)合站、脫水站采用“三相分離器密閉脫水+緩沖罐密閉輸油”的密閉集輸工藝，提升分離器脫水的一次合格率，減少沉降罐使用。當(dāng)聯(lián)合站與其他站點(diǎn)需計(jì)量交接時(shí)，應(yīng)優(yōu)先交接經(jīng)原油穩(wěn)定后的原油，儲罐應(yīng)配套大罐抽氣設(shè)備，回收揮發(fā)逸散氣。輸油單位采油泵-泵密閉輸油，減少油罐泄放，減少接收采油單位原油在生產(chǎn)罐的停留時(shí)間。

2.1.4 實(shí)施LDAR

全面開展LDAR工作，對泵、壓縮機(jī)、閥門、法蘭等易發(fā)生泄漏的設(shè)備與管線組件，制定LDAR計(jì)劃，定期檢測、及時(shí)修復(fù)，防止或減少“跑、冒、滴、漏”現(xiàn)象。設(shè)備與管線組件密封點(diǎn)≥2 000個(gè)的油氣田企業(yè)場站的LDAR實(shí)施率不低于80%[7]。

2.2 實(shí)施專項(xiàng)工程，突出示范引領(lǐng)

2.2.1 常規(guī)火炬熄滅工程

加強(qiáng)火炬管理，嚴(yán)格控制火炬排放。所有常規(guī)火炬氣量實(shí)現(xiàn)可計(jì)量、可核查，已有常規(guī)火炬應(yīng)制定經(jīng)濟(jì)有效的消滅計(jì)劃，通過回收設(shè)施配套、上游穩(wěn)定運(yùn)行、生產(chǎn)操作優(yōu)化，減少物料排放，同時(shí)，禁止伴生氣未經(jīng)燃燒直接外排，新建項(xiàng)目做到零常規(guī)火炬。

2.2.2 伴生氣綜合利用工程

加強(qiáng)甲烷協(xié)同減排和VOCs治理協(xié)同管控，按照“前端密閉集輸、后端集中穩(wěn)定、中深冷輕烴回收、LNG聯(lián)產(chǎn)干氣利用、零散氣就地利用等”的資源化利用路徑，濕氣全部回收，干氣全部利用，凝析油全部返回系統(tǒng)的思路，通過加強(qiáng)上游集供氣工藝配套、優(yōu)化現(xiàn)有資源利用方式、加快伴生氣綜合利用工程建設(shè)、推進(jìn)零散氣回收等工作，增加各裝置的原料氣量，并提升裝置運(yùn)行達(dá)標(biāo)率、C3+收率、干氣利用率，減少排放量，實(shí)現(xiàn)伴生氣“零排放、零火炬、全密閉、全回收、全利用”，助推油氣田安全環(huán)保、節(jié)能減排、清潔生產(chǎn)綠色發(fā)展再上新臺階。

2.2.3 天然氣試氣回收

減少傳統(tǒng)試氣放噴方式，降低能源損耗，在沒有回收條件的井場試氣時(shí)，要嚴(yán)格執(zhí)行試氣操作流程，先點(diǎn)火后放噴，盡量減少放噴時(shí)間和放噴氣量。

2.3 優(yōu)化后端運(yùn)行，提升裝置效率

2.3.1 完善油氣收集、回收系統(tǒng)配套

油罐車配備相應(yīng)的油氣收集系統(tǒng)；儲罐應(yīng)采用高效密封的內(nèi)(外)浮頂罐，當(dāng)采用固定頂罐時(shí)，通過密閉排氣系統(tǒng)將含VOCs的氣體輸送至回收設(shè)備；油類運(yùn)載車輛在裝載過程中排放的VOCs密閉收集輸送至回收設(shè)備或返回儲罐或送入氣體管網(wǎng)。

2.3.2 加強(qiáng)儲罐密封性管理

平穩(wěn)控制裝置各項(xiàng)操作參數(shù)，減少大幅度波動(dòng)造成物料揮發(fā)損失。對于已設(shè)置氮封系統(tǒng)的儲罐等設(shè)施，應(yīng)確保氮封系統(tǒng)的正常投運(yùn)，減壓閥完好有效，系統(tǒng)壓力維持在微正壓；對未設(shè)置氮封及密封改造的含揮發(fā)液體的儲罐設(shè)施，應(yīng)實(shí)施改造。

2.3.3 嚴(yán)格執(zhí)行揮發(fā)性物料裝卸操作規(guī)程

嚴(yán)格執(zhí)行各類揮發(fā)性物料裝卸操作規(guī)程，確保裝卸管路連接緊固，防止發(fā)生“跑、冒、滴、漏”情況，裝卸完成后立即密封裝卸口。

2.4 理順機(jī)制，建立監(jiān)測管控體系

定期開展油氣場站VOCs排查，開展環(huán)境監(jiān)測。選擇重點(diǎn)區(qū)域典型站場針對性檢測有組織排放廢氣非甲烷總烴濃度，場站邊界非甲烷總烴濃度，對泵、壓縮機(jī)、閥門、開口閥或開口管線、泄壓設(shè)備、取樣連接系統(tǒng)進(jìn)行一次泄漏檢測，對法蘭及其他連接件、其他密封設(shè)備進(jìn)行一次泄漏檢測，建好臺賬和治理清單，做好常態(tài)化對標(biāo)。

2.5 協(xié)同治理，多措并舉實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排

企業(yè)應(yīng)盡量采用資源可回收型的治理技術(shù)，在實(shí)現(xiàn)達(dá)標(biāo)排放的基礎(chǔ)上，盡可能回收有價(jià)值的資源，節(jié)約VOCs排污費(fèi)，踐行“碳減排”理念；推行清潔、綠色工藝，淘汰有惡臭氣體排放且無法實(shí)現(xiàn)有效治理的工藝或產(chǎn)品路線；改進(jìn)操作條件，防止泄漏，減少油氣在輸送及儲存過程中的揮發(fā)損失，提升技術(shù)管理水平；提升管理理念，基于HSE三位一體化理念，科學(xué)經(jīng)營管理現(xiàn)代工礦企業(yè)；從源頭控制、過程控制與末端控制全方位多角度實(shí)施強(qiáng)化降污減排與VOCs協(xié)同監(jiān)測與管控研究，首先應(yīng)盡可能采用密閉流程，從根本上減少VOCs排放；實(shí)施LDAR等，防止泄漏，提升技術(shù)管理水平；對有/無組織排放源，全域收集和集中治理，并盡可能回收資源。

3 面臨的問題

3.1 VOCs核算

目前，油氣田VOCs排放總量底數(shù)不清，核算方法主要參照石化企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，由于石油開采與石化工藝流程、設(shè)備、物料存在較大差異，按照石化行業(yè)排放系數(shù)計(jì)算會導(dǎo)致油氣田排放量與實(shí)際差異較大，有必要開展相關(guān)研究與調(diào)查，建立油氣田企業(yè)排放系數(shù)及核算方法。

3.2 技術(shù)選擇

VOCs治理技術(shù)比較成熟，但在油氣田開展應(yīng)用較少，如何根據(jù)油氣田VOCs排放情況、現(xiàn)場實(shí)際及處理要求選擇合適的技術(shù)是難點(diǎn)。

3.3 安全性考慮

儲罐頂氣相連接系統(tǒng)安全風(fēng)險(xiǎn)最大，做好氣相連接系統(tǒng)風(fēng)險(xiǎn)評估與管控、盡量避免儲罐間互相共用回收管道，推行單罐單控、選擇性能優(yōu)良的安全閥等安全防范措施。

4 治理實(shí)踐探索與方案

通過對某油田各類場站污染源分析可知，聯(lián)合站和轉(zhuǎn)油站VOCs主要排放源為儲油罐、干化池、輸油泵房；措施返排液處理站主要排放源為儲油罐、廢水處理池；油泥處理廠主要排放源為油泥接收池區(qū)域；天然氣處理廠和和天然氣凈化廠主要排放源為輕烴油罐、干化池。其油氣場站非甲烷總烴濃度范圍見表1。

表1 典型油氣場站非甲烷總烴濃度范圍 mg/m3

由表1可見，聯(lián)合站、措施返排液處理站、天然氣處理廠和天然氣凈化廠的儲罐、干化池、污水池等敞開液面的非甲烷總烴濃度在41～26 048 mg/m3，未加蓋的敞開池非甲烷總烴濃度均超過433 mg/m3；且烷烴類含量高，危險(xiǎn)性大。由于儲罐、敞開液面油氣排放點(diǎn)多、分散、范圍大，排放氣量大、VOCs濃度波動(dòng)大，因此急需進(jìn)行油氣場站儲罐和敞開液面治理技術(shù)研究和研發(fā)VOCs治理方案。

根據(jù)以上各方案分析及對比，對不同油氣排放濃度選取4種油氣回收技術(shù)優(yōu)化方案，結(jié)果見表2。

表2 不同濃度油氣回收方案選定

5 結(jié)束語

我國油氣田開發(fā)行業(yè)起步較晚，油田場站VOCs 主要排放源為各類儲罐、放空氣、動(dòng)靜密封點(diǎn)等，排放源特征不盡相同，核算沒有行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，只能參照石化行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，導(dǎo)致核算結(jié)果與實(shí)際排放量存在較大差距。針對上游工藝中儲罐容積小、介質(zhì)種類多，VOCs 排放量受儲存介質(zhì)、儲存量、環(huán)境溫度等影響較大，排放濃度變化大，排放量小且波動(dòng)大，治理難度大，需加強(qiáng)此類儲罐治理技術(shù)研究與應(yīng)用。如對浮頂罐儲存，加強(qiáng)浮盤全方位密封管理，降低黏壁量，對油氣田井口甲烷密閉收集回收，實(shí)現(xiàn)超低排放與本質(zhì)安全。根據(jù)VOCs排放特征，進(jìn)一步定制研發(fā)模塊組合式的VOCs集成回收技術(shù)。