零散伴生氣回收及電加熱集輸節(jié)電措施探討

欒曉堃

大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠

國(guó)家陸續(xù)出臺(tái)了系列節(jié)能減排措施，明確規(guī)定了油氣生產(chǎn)企業(yè)的能耗水平、污染排放能力，生產(chǎn)加工企業(yè)更是投入了大量資源，進(jìn)行清潔化技術(shù)方案體系的創(chuàng)設(shè)，旨在依托各類(lèi)技術(shù)，對(duì)油氣集輸系統(tǒng)等原有的設(shè)備模塊定向升級(jí)，將污染物的排放規(guī)模、能量損耗體量控制在合理區(qū)間范圍內(nèi)。大慶外圍油田某采油廠范圍內(nèi)各站場(chǎng)主要供氣氣源由油田伴生氣、氣田氣或老區(qū)返輸氣組成。隨著外圍油田深入開(kāi)發(fā)，零散區(qū)塊不斷開(kāi)采，部分區(qū)塊受氣油比變化、冬夏季用氣不平衡、距離天然氣處理廠遠(yuǎn)等因素的影響，仍然存在伴生氣放空的問(wèn)題。部分新建無(wú)依托的區(qū)塊采用電加熱集油系統(tǒng)，造成了電加熱耗電所占比例逐年升高，能耗上升越來(lái)越快。所以，有必要對(duì)天然氣放空原因進(jìn)行綜合分析，對(duì)電加熱能耗高的問(wèn)題進(jìn)行治理。

1 集輸能耗及存在的問(wèn)題

1.1 能耗現(xiàn)狀

截至2021年底，某廠共耗天然氣8 015×104m3，主要涉及摻水、外輸?shù)炔糠郑豢偤碾?3 629×104kWh，地面系統(tǒng)耗電11 531×104kWh，其中：集輸系統(tǒng)耗電11 318×104kWh，占地面系統(tǒng)耗電59.17%。該廠近5 年耗電情況統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表1，近5 年耗氣情況統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表2。

表1 某廠近5年耗電情況統(tǒng)計(jì)Tab.1 Statistics of electricity consumption of the plant in the last 5 years 104 kWh

表2 某廠近5年耗氣情況統(tǒng)計(jì)Tab.2 Statistics of gas consumption of the plant in the last 5 years 104 m3

1.2 天然氣富余但利用難

龍A 聯(lián)為某廠北部油田的樞紐站，接收16 座轉(zhuǎn)油站來(lái)液，氣富余問(wèn)題如下：

（1）新建外擴(kuò)區(qū)塊站場(chǎng)多。新建3 座轉(zhuǎn)油站，共涉及塔B轉(zhuǎn)、塔C轉(zhuǎn)及龍C轉(zhuǎn)，伴生氣除自耗外均存在富余，合計(jì)富余1.17×104～5.7×104m3/d。

（2）輕烴站停運(yùn)氣無(wú)法外輸。2020年9月，龍A輕烴站因資質(zhì)問(wèn)題停運(yùn)后，龍A轉(zhuǎn)自產(chǎn)伴生氣富余約0.04×104～0.85×104m3/d。

（3）新能源節(jié)氣效果明顯。龍A聯(lián)地區(qū)新能源項(xiàng)目正在施工準(zhǔn)備階段，預(yù)計(jì)實(shí)施后，可富余伴生氣約0.05×104～0.6×104m3/d。

1.3 伴生氣零散且收集難

全廠已建設(shè)各類(lèi)拉油點(diǎn)91 座，呈點(diǎn)狀式分布于8 個(gè)作業(yè)區(qū)管轄范圍內(nèi)，具有“井少站遠(yuǎn)無(wú)依托”的特點(diǎn)。根據(jù)油井日產(chǎn)量統(tǒng)計(jì)與油氣比折算，所產(chǎn)伴生氣除自耗外，仍有71 個(gè)拉油點(diǎn)存在富余伴生氣，合計(jì)約3.2×104m3/d，由于集氣管網(wǎng)不完善，富余伴生氣不能收集利用而浪費(fèi)。伴生氣富余量在1 000 m3/d以上的拉油點(diǎn)有6個(gè)，500～1 000 m3/d的有20 個(gè)，小于500 m3/d 的有45 個(gè)。整體呈現(xiàn)區(qū)塊分散、氣量少的特點(diǎn)，回收效益差。

1.4 耗電占比高且控制難

目前集輸系統(tǒng)已建成各類(lèi)機(jī)泵399臺(tái)，其功率為12 690 kW；集油用電加熱設(shè)備功率為13 769 kW。2021年，電加熱集輸耗電4 495×104kWh，占地面系統(tǒng)總耗電的38.98%，且電加熱設(shè)備功率逐年上升，所占比例逐年增加。

2 富余伴生氣回收措施

針對(duì)龍A聯(lián)地區(qū)站場(chǎng)伴生氣富余情況，通過(guò)調(diào)整供氣、完善區(qū)域管網(wǎng)的方式，治理伴生氣放空環(huán)保隱患。

2.1 龍A聯(lián)地區(qū)富余氣治理方式

（1）調(diào)整燃?xì)怆娬竟夥绞剑浞窒母挥鄽狻ａ槍?duì)龍A聯(lián)富余伴生氣無(wú)收集的問(wèn)題，該廠在2017年開(kāi)始調(diào)整燃?xì)獍l(fā)電供氣工藝，將龍A聯(lián)富余伴生氣外輸至燃?xì)怆娬尽０l(fā)電機(jī)組運(yùn)行一段時(shí)間其拉缸損壞[1]，主要存在兩方面問(wèn)題：當(dāng)只用濕氣時(shí)，由于伴生氣壓力與流量不穩(wěn)，發(fā)電機(jī)組無(wú)法適應(yīng)；當(dāng)干、濕氣混用時(shí)，由于二者溫度不同，混合后造成供氣管道積液嚴(yán)重，影響機(jī)組運(yùn)行。

針對(duì)初次調(diào)整燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組供氣方式存在的問(wèn)題，對(duì)龍A聯(lián)站內(nèi)現(xiàn)有工藝進(jìn)行了擴(kuò)建改造，將伴生氣與計(jì)量調(diào)壓后的干氣混合后再進(jìn)行分離過(guò)濾，同時(shí)控制伴生氣壓力稍高于干氣壓力，確保伴生氣優(yōu)先使用，既消除了氣中攜液，又保證了燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組氣源穩(wěn)定。

（2）完善局部地區(qū)集氣管網(wǎng)，建設(shè)輕烴回收站。針對(duì)龍A聯(lián)周邊站場(chǎng)伴生氣富余的問(wèn)題，新建混輸管道及集氣管道，將富余氣統(tǒng)一集中回收。同時(shí)由于站場(chǎng)所產(chǎn)伴生氣較富余，其C3及以上含量高，因此在原龍A輕烴站位置重建輕烴回收站，將富余伴生氣集輸至輕烴站后集中增壓拔烴，再進(jìn)入干氣管網(wǎng)。站場(chǎng)伴生氣組分情況統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表3。

表3 站場(chǎng)伴生氣組分情況統(tǒng)計(jì)Tab.3 Component statistics of station associated gas

新建輕烴站規(guī)模為6×104m3/d，采用低壓淺冷輕烴回收工藝。建成后龍A 聯(lián)地區(qū)預(yù)計(jì)10 年可外輸干氣0.7×108m3，回收輕烴1.11×104t。回收富余伴生氣，緩解了該廠用氣壓力，周邊站場(chǎng)全部使用干氣，降低了燃燒器的故障率；同時(shí)提高了天然氣附加值，實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益最大化[2]。

2.2 零散區(qū)塊富余氣治理方式

該廠零散區(qū)塊存在“井少站遠(yuǎn)無(wú)依托”、伴生氣無(wú)法外輸?shù)膯?wèn)題，為了完善零散氣回收治理工藝，針對(duì)零散氣回收再利用進(jìn)行了探索。

2.2.1 試驗(yàn)拉油區(qū)塊橇裝燃?xì)獍l(fā)電適應(yīng)性

結(jié)合原油產(chǎn)量、氣油比、用電負(fù)荷等參數(shù)，2019 年率先在塔A、B 單井和塔A 區(qū)塊進(jìn)行了試驗(yàn)，分別建設(shè)100 kW、400 kW 燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組各1臺(tái)[3]。

（1）負(fù)荷變化時(shí)機(jī)組運(yùn)行情況。機(jī)組發(fā)電供抽油機(jī)、電加熱設(shè)備和生活使用。經(jīng)有序投切測(cè)試，機(jī)組負(fù)荷率介于13.9%～70.9%，供電電壓為380 V±26 V，供電頻率為50 Hz±0.5 Hz 時(shí)，電能質(zhì)量合格。負(fù)荷變化時(shí)機(jī)組運(yùn)行參數(shù)監(jiān)測(cè)見(jiàn)表4。

表4 負(fù)荷變化時(shí)機(jī)組運(yùn)行參數(shù)監(jiān)測(cè)Tab.4 Monitoring of unit operation parameters when load changes

（2）高溫和冬季環(huán)境下機(jī)組運(yùn)行情況。2 臺(tái)機(jī)組僅在環(huán)境溫度為-14～33 ℃時(shí)，運(yùn)行時(shí)率大于98%，環(huán)境溫度低于-14 ℃時(shí)停運(yùn)。溫度變化時(shí)機(jī)組運(yùn)行參數(shù)監(jiān)測(cè)見(jiàn)表5。

表5 溫度變化時(shí)機(jī)組運(yùn)行參數(shù)監(jiān)測(cè)Tab.5 Monitoring of unit operating parameters when temperature changes

從2 臺(tái)機(jī)組約1 年的運(yùn)行來(lái)看，初期制定指標(biāo)基本完成，但也伴隨較多問(wèn)題，主要表現(xiàn)為：氣量不穩(wěn)定，伴生氣簡(jiǎn)易處理后含水、含烴量高，設(shè)備故障多，現(xiàn)場(chǎng)需專(zhuān)業(yè)人員管理等。

2.2.2 組網(wǎng)合并，實(shí)現(xiàn)天然氣“應(yīng)集盡集”

在新建產(chǎn)能項(xiàng)目中與已建拉油點(diǎn)統(tǒng)籌考慮，摻水流程與電加熱流程相結(jié)合，拉油點(diǎn)所帶油井掛接進(jìn)入站場(chǎng)，開(kāi)式流程轉(zhuǎn)為密閉集輸，有效減少VOCs排放，實(shí)現(xiàn)天然氣“應(yīng)集盡集”。

2020—2021 年，在龍AB 二期及塔AB 外擴(kuò)產(chǎn)能建設(shè)中，將周邊5個(gè)拉油點(diǎn)掛接進(jìn)入已建塔B轉(zhuǎn)和擬建的塔C 轉(zhuǎn)，預(yù)計(jì)可減少天然氣排放1.15×104m3/d。

將重點(diǎn)開(kāi)展全廠范圍內(nèi)拉油點(diǎn)放空隱患治理，通過(guò)新建電加熱管道及混輸閥組間等，延長(zhǎng)集油半徑，改拉油為密閉集輸，預(yù)計(jì)可減少拉油點(diǎn)35個(gè)，減少“九合一”裝置80臺(tái)，日回收氣量1.39×104m3，減少放空0.93×104m3。按照平均拉運(yùn)距離30 km計(jì)算，年可減少拉運(yùn)費(fèi)用約237萬(wàn)元。

2.2.3 開(kāi)展零散氣回收調(diào)研，明確治理思路

針對(duì)拉油點(diǎn)富余氣量少而散的特點(diǎn)，通過(guò)技術(shù)調(diào)研，初步擬定了一套適合該廠拉油點(diǎn)富余伴生氣回收工藝。采用“壓縮+槽車(chē)+拉運(yùn)至輕烴站”工藝，拉油點(diǎn)多功能儲(chǔ)油裝置后設(shè)壓縮儲(chǔ)存裝置，天然氣借助壓縮機(jī)加壓后進(jìn)入脫水裝置，利用加氣柱儲(chǔ)存于太縮天然氣（CNG）槽車(chē)內(nèi)，通過(guò)CNG 槽車(chē)循環(huán)拉運(yùn)，實(shí)現(xiàn)零散天然氣運(yùn)送至集中卸氣點(diǎn)。

（1）儲(chǔ)運(yùn)技術(shù)的確定。天然氣儲(chǔ)運(yùn)技術(shù)主要包括天然氣管道輸送、液化天然氣儲(chǔ)運(yùn)、CNG 儲(chǔ)運(yùn)、吸附天然氣（ANG）儲(chǔ)運(yùn)、天然氣水合物儲(chǔ)運(yùn)等[4]。對(duì)比CNG 與ANG 技術(shù)，考慮到ANG 技術(shù)暫未推廣，而常用CNG壓力為20 MPa[5]，風(fēng)險(xiǎn)高；結(jié)合拉運(yùn)時(shí)間，優(yōu)化CNG壓力為4 MPa。不同壓縮技術(shù)對(duì)比見(jiàn)表6。

表6 不同壓縮技術(shù)對(duì)比Tab.6 Comparison of different compression techniques

（2）壓縮機(jī)的選用。根據(jù)回收氣量、儲(chǔ)氣罐容量、運(yùn)行方式及壓縮機(jī)選型對(duì)比，優(yōu)選螺桿式壓縮機(jī)，一級(jí)即可增壓至4.0 MPa[6]。不同類(lèi)型壓縮機(jī)對(duì)比見(jiàn)表7。

表7 不同類(lèi)型壓縮機(jī)對(duì)比Tab.7 Comparison of different types of compressors

（3）脫水裝置的選用。通過(guò)對(duì)比三甘醇脫水、分子篩脫水、氯化鈣脫水工藝，優(yōu)選費(fèi)用低的氯化鈣脫水裝置。雖然其露點(diǎn)降不穩(wěn)定，且無(wú)法再生，但考慮到零散氣地區(qū)偏遠(yuǎn)、回收效益差的現(xiàn)狀，可以滿(mǎn)足生產(chǎn)需求[7]。

通過(guò)前期調(diào)研，適合該廠的零散氣回收工藝模式為：螺桿壓縮+Cacl2脫水+CNG 槽車(chē)?yán)\(yùn)。為便于拉運(yùn)和拆卸安裝，設(shè)備采用橇裝式。

3 集輸系統(tǒng)節(jié)電措施

3.1 優(yōu)化設(shè)計(jì)參數(shù)

依據(jù)《油田油氣集輸設(shè)計(jì)技術(shù)手冊(cè)》中管道維溫計(jì)算公式，即q=KπD()ta-t0，可計(jì)算出每米管道散熱量。式中K值查詢(xún)GB 50350—2015《油田油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范》附錄E，t0為集油管道1.0 m處的地溫（2 月份的溫度）。按照該廠常用電加熱維溫所需溫度分別對(duì)每米管道散熱量進(jìn)行計(jì)算。由計(jì)算可知，部分電加熱維溫功率可以由原設(shè)計(jì)30 W/m 調(diào)整為20 W/m。35 ℃和40 ℃時(shí)管道維溫功率計(jì)算見(jiàn)表8。

表8 35 ℃和40 ℃時(shí)管道維溫功率計(jì)算Tab.8 Power calculation of pipeline temperature maintenance with 35 ℃and 40 ℃ W/m

3.2 推廣時(shí)控溫控組合方式

（1）由于溫度控制受溫控箱安裝位置影響較大，部分溫控箱安裝于電加熱管始端，溫控調(diào)節(jié)具有一定的延遲性。另外，由于溫度探頭與管道捆綁，施工質(zhì)量影響測(cè)量準(zhǔn)確性，且為敏感元件，損壞比例高[8]。根據(jù)已建區(qū)塊運(yùn)行情況統(tǒng)計(jì)，電加熱溫控箱及其探頭損壞占比超過(guò)50%，因此探索一種新的控制方式：在管線里加1 個(gè)“鬧鐘”，用時(shí)間控制加熱，通過(guò)控制箱內(nèi)接觸器的閉合與斷開(kāi)，實(shí)現(xiàn)電加熱溫控箱定時(shí)工作，定時(shí)關(guān)閉；同時(shí)溫控裝置串聯(lián)在電路中，這樣既解決了溫控方式中測(cè)量準(zhǔn)確性和實(shí)時(shí)性受影響的弊端，又達(dá)到了雙重節(jié)能的效果。該廠率先在敖N 油田進(jìn)行時(shí)控溫控組合應(yīng)用[9]，按照3 種間歇加熱制度設(shè)定加熱時(shí)間。此時(shí)控溫控組合方式已陸續(xù)推廣至全廠電加熱溫控箱，目前已改造245個(gè)溫控箱，其加熱功率達(dá)5120kW。

3.3 深挖節(jié)電潛力

（1）調(diào)節(jié)電加熱管道設(shè)定溫度。嚴(yán)格執(zhí)行管理部門(mén)制定的《地面低溫集輸方案》，在滿(mǎn)足生產(chǎn)的情況下，以末端井回油壓力小于或等于1.0 MPa 為判別條件，調(diào)低電加熱管道設(shè)定溫度。截至2021年10月份全廠已實(shí)施電加熱低溫集輸井?dāng)?shù)402口。

（2）動(dòng)態(tài)管理井口電加熱器。根據(jù)室外溫度與地層溫度變化關(guān)系曲線，推行全廠季節(jié)性停運(yùn)井口電加熱器[10]。2021年6月、10月間隔運(yùn)行部分井口電加熱器，7～9月停運(yùn)全部電加熱器。2021年已停電加熱器328臺(tái)。2021年敖N油田再次試驗(yàn)延長(zhǎng)電加熱器停運(yùn)時(shí)間，由4—9 月調(diào)整為3—11 月停運(yùn)，同時(shí)拆除了42 臺(tái)井口電加熱器，采用外纏電熱帶直管段代替。

（3）關(guān)停低效設(shè)備管網(wǎng)。在敖N一轉(zhuǎn)站外系統(tǒng)中，關(guān)8口高含水油井，停運(yùn)3條電加熱支線2 km；關(guān)10 口低產(chǎn)油井（日產(chǎn)油量小于或等于0.3 t，月生產(chǎn)天數(shù)小于3 天），停運(yùn)5 條電加熱支線4.2 km；合計(jì)停運(yùn)電加熱管線6.2 km，總加熱功率124 kW；停運(yùn)電加熱器11臺(tái)，總功率50 kW。

在G83 集油系統(tǒng)中，關(guān)7 口滲析油井，停運(yùn)3條電加熱支線2.7 km，總加熱功率52 kW；停運(yùn)電加熱器6臺(tái)，總功率30 kW。

通過(guò)采取以上3項(xiàng)節(jié)電措施，2021年該廠電加熱集輸節(jié)能降耗取得了較好的效果，在油井總數(shù)、總產(chǎn)液量、電加熱設(shè)備均增加的前提下，電加熱集輸用電量比去年同期降低347×104kWh。

4 結(jié)論

外圍采油廠管轄面積大、區(qū)塊分布散，在天然氣“應(yīng)集盡集”、電加熱節(jié)能降耗等方面不斷探索，取得了一定效果，由此得出：

（1）依托產(chǎn)能建設(shè)優(yōu)化設(shè)計(jì)，加強(qiáng)氣放空隱患治理，盡量將已建拉油點(diǎn)納入集輸系統(tǒng)，可有效減少VOCs排放，實(shí)現(xiàn)天然氣“多集氣”和“應(yīng)集盡集”。

（2）零散區(qū)塊天然氣余量少，收集效益差，需要持續(xù)探索更為經(jīng)濟(jì)的回收利用方式。

（3）在龍H地區(qū)建設(shè)輕烴站，既能保證富余天然氣增壓回收，又能將其附屬輕烴效益最大化。

（4）電加熱集輸工藝的應(yīng)用，雖然使地面集油工藝進(jìn)一步簡(jiǎn)化，但其運(yùn)行及維修費(fèi)用卻越來(lái)越高；因此，需要從設(shè)計(jì)階段入手，優(yōu)化電加熱功率，在管理方面細(xì)化，深挖節(jié)電降耗潛力。