提高大慶油田濕氣集氣率的技術措施

劉淑華

中國石油大慶油田工程有限公司總體規劃室

提高大慶油田濕氣集氣率的技術措施

劉淑華

中國石油大慶油田工程有限公司總體規劃室

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,并提出了相應的解決措施:提高油氣裝置處理能力;修復返輸干氣系統;提高聯合站供干氣的可靠性;轉油站和聯合站將本站濕氣作為替補氣源,確保安全生產。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,在部分地區常年燒濕氣的情況下,當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、增加輕烴產量,規劃在大慶油田北部的北Ⅰ-2、南部的南Ⅱ-1建設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,有較好的經濟效益和社會效益[1-3]。為了配合這2座油氣處理裝置的建設,完善返輸干氣系統,提高濕氣集氣率為新建裝置提供可靠氣源,為輕烴上產提供保障,對目前濕氣集氣率低的原因進行分析,并提出相應的解決措施。

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據顯示,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(喇嘛甸、薩北和薩南地區),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(如采油五廠太北地區)沒有建設返輸干氣系統,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年經過進一步論證,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量提供了可能[4-8]。

2.2 修復返輸干氣系統

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使用返輸干氣(盡量不燒濕氣)。為了既保障油田安全生產又提高濕氣集氣率,完善集氣返輸干氣系統很有必要。

喇薩杏油田建設了比較完善的集氣系統,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也比較完善,只有采油五廠太北地區沒有建設返輸干氣系統。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(包括轉油站、聯合站),常年未返輸干氣的場站有117座,占場站總數的33%。

2.2.1 在運集氣和返輸干氣管道的改造及修復

在運的集氣和返輸干氣系統主要存在腐蝕老化和運行能力不足的問題,可根據每年的產能建設逐年更新。針對沒有返輸干氣系統的采油五廠太北地區,在2008年產能建設中,對返輸干氣系統建設的同時,完善了集氣系統,規劃建設了太3增壓站1座,規模為12×104m3/d,可以實現濕氣全部外輸,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的修復

由于油氣處理裝置處理能力不足,部分地區濕氣無法外輸,轉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,需要一定的修復工程量。多年停用返輸干氣管道長246 km,其中一廠地區管道長129 km,二廠地區管道長51.8 km,三廠地區管道長48 km,四廠地區管道長17 km。目前配合北Ⅰ-2油氣處理裝置建設,北部地區各采油廠針對這部分管道正在進行試壓試漏試驗,待試驗結果出來后,可確定改造工程內容。南部地區南Ⅱ-1油氣處理裝置也已經開始進行可行性研究,南部地區各采油廠未運行的返輸氣管道也應該著手進行試壓試漏試驗。

2.3 提高聯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,提高輕烴產量就成了一句空話。因此,提高聯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合站就近與其他氣源聯網,達到聯合站雙氣源供氣,遠期將氣田氣引入老區。

2.3.1 聯合站雙氣源供氣

考慮到油氣處理裝置檢修及故障時,返輸干氣管網雖然連通,但是沒有自動化設施,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,宜將聯合站與2座油氣處理裝置外輸干氣相連,盡量使聯合站達到雙氣源供氣,這樣需要建設輸氣管道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,一廠北部地區的聯合站主要以中七淺冷和北Ⅰ-1深冷為氣源點,形成環狀供氣;南部幾個聯合站,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,實現北Ⅰ-1深冷也可以供給南部幾個聯合站。

2)采油二廠:為了更有利于利用現有返輸干氣管道,以薩南廠區為界,二廠北部幾個聯合站以南二七閥組和薩南(淺冷、深冷)為氣源點,在此基礎上,新建南二七至南八原穩、南八原穩至南八聯管道,形成多氣源供氣;南部幾個聯合站與四廠聯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(喇壓或北Ⅰ-1返輸氣)為氣源點,給三廠7個聯合站形成環狀多氣源點供氣。

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個聯合站(南四、南五、南六、南十)和四廠所有聯合站多氣源供氣。

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個聯合站環狀供氣。最南側的杏十三聯、高一聯、太一聯等3座站不能實現雙氣源供干氣。

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

2.3.2 將氣田氣引入老區,確保干氣的供給

為了輕烴上產,提高濕氣的集氣率,是一項龐大的系統工程,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,燒干氣量相當于燒濕氣量的1.3倍,這樣冬季干氣的供應面臨不足。氣田氣的引入,為老區干氣的使用提供了另一個氣源。但目前的輸氣管網只能保障大化、甲醇廠2個大用戶使用氣田氣,氣田氣還無法到達油田內部,不能作為正式的候補氣源。將氣田氣引入老區,從紅壓建設輸氣管道至喇壓或北Ⅰ-1,保障北部地區干氣的使用,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),管網路徑避開了人口稠密地區,提高了安全性,形成的環狀提高了外輸干氣系統供氣的靈活性。

此管網有4個分輸點,均勻分布在喇壓地區、南壓地區、薩南地區和紅壓地區,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建設奠定基礎。

2.4 轉油站和聯合站將本站濕氣作為替補氣源,確保安全生產

經過自動化控制的改造,轉油站和聯合站將本站濕氣作為替補氣源,當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。

3 結論

為了確保輕烴上產,提高濕氣集氣率,必須完善返輸干氣系統。

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重無法再次啟用的考慮更新建設,同時要改造調壓計量系統。

2)要提高干氣的可靠性,近期對于有條件的聯合站,建設雙氣源供氣,以備油氣處理裝置故障停機時,不至中斷干氣的供應。遠期考慮到老區冬季干氣需求量大于供應量,需要氣田補充的情況,建議建設紅壓至老區內部的供氣管道,使得老區干氣的供應有充分的保障。

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

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

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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劃設計研究工作。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措施.天然氣工業,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.