大慶油田外圍區(qū)塊VOCs 治理技術(shù)探討

劉鵬（大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠）

VOCs（揮發(fā)性的碳?xì)浠衔锛捌溲苌铮槭烷_采行業(yè)中的主要大氣污染物，對(duì)人體和環(huán)境危害主要有以下幾方面：陽(yáng)光照射下，空氣中NOX（氮氧化物）與VOCs 發(fā)生光化學(xué)反應(yīng)，生成臭氧、過氧硝基酰等物質(zhì)，產(chǎn)生光化學(xué)煙霧（二次污染物），刺激人體眼睛和呼吸系統(tǒng)，危害身體健康。多數(shù)VOCs 具有毒性、有惡臭氣味，刺激呼吸系統(tǒng)，引起呼吸道疾病，并且危害植物的生長(zhǎng)，甚至導(dǎo)致植物死亡[1]。在高濃度VOCs 作用下，會(huì)造成急性中毒，甚至死亡。VOCs 具有易燃易爆性質(zhì)，容易引起火災(zāi)和爆炸，造成生產(chǎn)事故，帶來經(jīng)濟(jì)損失。小部分VOCs 降解速度慢，通過地表空氣層進(jìn)人高空大氣層，與臭氧結(jié)合發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，產(chǎn)生氧氣，消耗高空大氣中的臭氧，使保護(hù)地球的高空臭氧層受到破壞。

因此，應(yīng)采取治理措施，減少石油開采環(huán)節(jié)的VOCs 排放量，尤其是大慶油田外圍區(qū)塊，生產(chǎn)設(shè)施地處偏遠(yuǎn)、分布零散，環(huán)境容量較大，VOCs 污染引起的危害表現(xiàn)不明顯，更應(yīng)防微杜漸，積極治理，徹底杜絕VOCs 的排放，為環(huán)境保護(hù)作出貢獻(xiàn)。

1 存在問題

分析外圍區(qū)塊采油廠油氣集輸生產(chǎn)運(yùn)行過程。油氣生產(chǎn)時(shí)，原油與伴生天然氣、水一起依靠機(jī)械舉升至地面，再通過集油管網(wǎng)集輸至轉(zhuǎn)油站。轉(zhuǎn)油站實(shí)現(xiàn)接轉(zhuǎn)功能，在站內(nèi)進(jìn)行油氣及水處理[2]。分離出的伴生氣輸至輕烴回收裝置進(jìn)行脫水、脫烴處理后供油田生產(chǎn)自耗、分離出的含油污水進(jìn)入污水處理站處理后進(jìn)行回注、含水原油升溫提壓后外輸至聯(lián)合站。聯(lián)合站將原油處理至含水率小于或等于0.3%再外輸。梳理油氣生產(chǎn)過程，目前外圍區(qū)塊不符合VOCs 控制要求的流程及節(jié)點(diǎn)主要有以下幾方面：

1）轉(zhuǎn)油站開式流程。大慶油田范圍內(nèi)轉(zhuǎn)油站絕大部分采用密閉集輸工藝流程，僅外圍區(qū)塊采油廠所轄少數(shù)轉(zhuǎn)油站目前仍采用“油氣分離+大罐沉降”的開式流程。開式流程采用污水沉降罐作為含水油緩沖沉降的反應(yīng)容器，污水沉降罐為常壓儲(chǔ)罐，運(yùn)行時(shí)VOCs 會(huì)通過罐頂部的呼吸孔逸散到環(huán)境中，造成空氣污染[3]。

2）油罐。固定頂常壓儲(chǔ)罐，常用作聯(lián)合站凈化油儲(chǔ)罐，儲(chǔ)存未穩(wěn)定的凈化原油，此時(shí)原油中含水率較低，屬于揮發(fā)性有機(jī)液體。并且聯(lián)合站凈化油儲(chǔ)罐容積較大（≥2 000 m3），正常生產(chǎn)運(yùn)行時(shí)會(huì)揮發(fā)大量VOCs。

3）拉油井場(chǎng)。目前外圍區(qū)塊采油廠部分油井距離已建系統(tǒng)較遠(yuǎn)，并且分布零散、涉及面積廣，采用管道集油工藝搭接已建系統(tǒng)時(shí)生產(chǎn)運(yùn)行困難或建設(shè)投資較高，通常采用單井或集中拉油工藝，在井場(chǎng)或集中拉油點(diǎn)設(shè)置臥式儲(chǔ)油罐，拉油罐車定期到井場(chǎng)或集中拉油點(diǎn)進(jìn)行拉運(yùn)。油井采出液含水率一般低于80%，屬于揮發(fā)性有機(jī)液體。目前拉油井場(chǎng)儲(chǔ)油罐主要為電加熱儲(chǔ)油罐。儲(chǔ)罐內(nèi)設(shè)有電加熱棒，對(duì)罐內(nèi)油井采出液進(jìn)行維溫。此類儲(chǔ)罐為常壓罐，罐頂設(shè)有呼吸閥，生產(chǎn)運(yùn)行中伴生氣全部放空到大氣中，造成環(huán)境污染，并存在安全隱患。

4）卸油點(diǎn)。卸油工藝流程中拉油井、撈油井的采出液通過油罐車?yán)\(yùn)至卸油點(diǎn)，卸油點(diǎn)通常依托轉(zhuǎn)油站建設(shè)，卸油點(diǎn)設(shè)零位罐及卸油泵，當(dāng)罐車卸油時(shí)將罐車尾部的卸油軟管插入零位罐的卸油口內(nèi)，卸油罐內(nèi)的含水油經(jīng)卸油罐緩存后經(jīng)卸油泵輸至處理站集中處理；裝卸工藝中采用卸油罐的卸油點(diǎn)大多采用非密閉卸油工藝，即卸油池或卸油罐的卸油口敞口（非密閉）接液，罐車卸油時(shí)將卸油軟管接入卸油口內(nèi)，噴濺式卸油。少數(shù)采用半密閉卸油工藝，即采用法蘭快速接頭或密閉卸油裝置卸油。采用卸油池的卸油點(diǎn)，采出液直接與大氣相通，VOCs 直接揮發(fā)至空氣中[4]。

2 治理措施

2.1 開式流程轉(zhuǎn)油站治理措施

通過生產(chǎn)流程改造，停運(yùn)開式流程，應(yīng)用密閉集輸處理工藝避免VOCs 排放，對(duì)采用開式流程的轉(zhuǎn)油站進(jìn)行工藝改造，改為“分離、緩沖、游離水脫除”的三合一流程，停運(yùn)含水油沉降罐緩沖沉降功能，取消在非正常生產(chǎn)工況下運(yùn)行，恢復(fù)事故存儲(chǔ)功能，作為事故罐使用。通常事故罐在正常生產(chǎn)情況下處于空罐狀態(tài)，無(wú)VOCs 揮發(fā)，只有在事故情況下才起運(yùn)事故罐[5]。

2.2 儲(chǔ)油罐治理措施

固定頂儲(chǔ)罐烴蒸汽收集主要采用儲(chǔ)罐抽氣技術(shù)，工藝原理流程見圖1。

圖1 工藝原理流程Fig.1 Process principle flow

大罐抽氣系統(tǒng)主要由變頻螺桿壓縮機(jī)及進(jìn)、出口緩沖罐組成，配套設(shè)置壓力檢測(cè)聯(lián)鎖啟停系統(tǒng)。在固定頂油罐罐頂氣相出口至大罐抽氣裝置之間的管道上設(shè)置壓力檢測(cè)點(diǎn)，采用氣相平衡原理，實(shí)現(xiàn)密閉儲(chǔ)油[6]。

當(dāng)儲(chǔ)罐壓力小于600 Pa 時(shí)降低壓縮機(jī)轉(zhuǎn)速，小于50 Pa 時(shí)關(guān)閉主管道閥門，當(dāng)控制系統(tǒng)檢測(cè)到儲(chǔ)罐內(nèi)部油氣壓力增高達(dá)到100 Pa 時(shí)開啟主管道閥門，系統(tǒng)調(diào)節(jié)入口緩沖罐壓力，入口緩沖罐壓力大于500 Pa 時(shí)增加壓縮機(jī)轉(zhuǎn)速，烴蒸汽進(jìn)入入口緩沖罐，經(jīng)壓縮機(jī)增壓后再在出口空冷器冷卻至50 ℃以下，然后進(jìn)入壓縮機(jī)出口緩沖罐進(jìn)行氣液分離，出口緩沖罐壓力到0.2 MPa 時(shí)打開輸送管道閥門，氣相進(jìn)入站場(chǎng)濕氣外輸管道一同外輸。分離出的輕烴進(jìn)入外輸油系統(tǒng)。當(dāng)系統(tǒng)檢測(cè)到入口緩沖罐-1 000 Pa 時(shí)打開正負(fù)壓儲(chǔ)罐間閥門，維持壓縮機(jī)運(yùn)轉(zhuǎn)，氣體由出口緩沖罐流向入口緩沖罐，0 Pa時(shí)關(guān)閉，此過程壓縮機(jī)維持最低轉(zhuǎn)速運(yùn)轉(zhuǎn)。當(dāng)儲(chǔ)罐壓力為負(fù)壓時(shí)打開補(bǔ)氣閥，從站內(nèi)返輸氣管道引氣，主管道閥門處于關(guān)閉狀態(tài)，當(dāng)大罐壓力為0 Pa時(shí)，補(bǔ)氣閥關(guān)閉。

通過以上兩種動(dòng)作始終維持儲(chǔ)罐內(nèi)部微正壓狀態(tài)，以此達(dá)到油氣揮發(fā)抑制和回收再利用的目的。烴蒸汽在進(jìn)入負(fù)壓緩沖罐前設(shè)有氧氣分析儀，當(dāng)烴蒸汽中混入氧氣時(shí)容易發(fā)生自燃，引起火災(zāi)或爆炸，若檢測(cè)到氣體中含有氧氣，打開放空管進(jìn)行放空，同時(shí)打開天然氣管道進(jìn)行反吹，直至氧含量降為0。在入口緩沖罐及出口緩沖罐上設(shè)置自動(dòng)放空閥組，當(dāng)罐內(nèi)壓力過高時(shí)，放空調(diào)節(jié)閥自動(dòng)打開放空，放空氣接入低壓放空匯管[7]。

2.3 拉油井場(chǎng)治理措施

2.3.1 氣電兩用加熱儲(chǔ)罐

拉油井場(chǎng)（集中拉油點(diǎn)）選用氣電兩用加熱儲(chǔ)罐。井場(chǎng)儲(chǔ)油罐選用燃?xì)狻㈦娂訜犭p重功能的壓力儲(chǔ)油罐，儲(chǔ)罐自帶燃燒器，儲(chǔ)罐內(nèi)設(shè)有電加熱棒。儲(chǔ)油罐實(shí)現(xiàn)密閉集輸，油井產(chǎn)出的油氣水進(jìn)罐滿足頂部浸沒式裝載要求，在密閉儲(chǔ)油罐進(jìn)行分離、儲(chǔ)存，分離出的伴生氣通過燃燒器燃燒后用于加熱儲(chǔ)罐內(nèi)油井采出液，實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)罐的維溫[8]。

根據(jù)目前油井油氣水產(chǎn)量情況，通過計(jì)算，若是伴生氣可全部用于儲(chǔ)罐維溫燃燒，選用該井場(chǎng)拉油工藝。當(dāng)伴生氣燃燒加熱可滿足儲(chǔ)罐維溫需求時(shí)，不起運(yùn)電加熱棒；當(dāng)伴生氣量小于維溫耗氣量時(shí)，起運(yùn)電加熱棒。實(shí)現(xiàn)密閉拉油，無(wú)VOCs 排放，又可減少電加熱棒耗電量。

2021 年外圍區(qū)塊產(chǎn)能項(xiàng)目A，其中1 座平臺(tái)含9 口油井，距離已建系統(tǒng)較遠(yuǎn)，無(wú)法搭接，方案規(guī)劃階段論證拉油工藝，在該平臺(tái)建設(shè)40 m3多功能儲(chǔ)油罐2 座。拉油罐車將油拉運(yùn)至卸油點(diǎn)，拉運(yùn)距離約為25 km。規(guī)劃采用井口產(chǎn)液直接進(jìn)儲(chǔ)油罐，在儲(chǔ)油罐內(nèi)升溫至拉運(yùn)溫度，井口至儲(chǔ)油罐之間采用電熱保溫管道。按照凝固點(diǎn)33.7 ℃進(jìn)卸油點(diǎn)，考慮拉運(yùn)溫降5～6 ℃左右，則產(chǎn)液在儲(chǔ)油罐內(nèi)需升溫至40 ℃。經(jīng)計(jì)算，2022—2025 年期間，伴生氣量滿足儲(chǔ)罐維溫與采出液加熱需求后仍有剩余，為避免VOCs 排放，將剩余伴生氣在儲(chǔ)油罐內(nèi)燃燒繼續(xù)加熱罐內(nèi)液體（≤安全溫度70 ℃）。

自2026 年開始井口伴生氣產(chǎn)量將不足以滿足儲(chǔ)罐維溫和采出液升溫需求，需啟用電加熱棒加熱，以補(bǔ)充后期天然氣能量不足時(shí)生產(chǎn)拉運(yùn)需要，A 項(xiàng)目平臺(tái)拉油儲(chǔ)罐伴生氣加熱能力計(jì)算見表1。

表1 A 項(xiàng)目平臺(tái)拉油儲(chǔ)罐伴生氣加熱能力計(jì)算Tab.1 Calculation of associated gas heating capacity of platform oil pulling tank of project A

儲(chǔ)油罐往拉油罐車裝載時(shí)采用底部裝載（通過底部進(jìn)入罐車）或頂部浸沒式裝載（裝車鶴管插入罐車內(nèi)液面以下，鶴管出口距罐底高度應(yīng)小于200 mm）[9]。確保裝車時(shí)無(wú)VOCs 揮發(fā)，裝載示意圖見圖2。

圖2 裝載示意圖Fig.2 Loading diagram

2.3.2 改為管輸集油密閉集輸

若是伴生氣用于儲(chǔ)罐維溫消耗后還有剩余，并且平臺(tái)由于地處偏遠(yuǎn)，巡井周期長(zhǎng)，地面管理難度大，采用火炬燃燒剩余伴生氣的方式不利于安全生產(chǎn)管理。此時(shí)應(yīng)采用電加熱集油工藝就近搭接已建系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)密閉集輸。井口設(shè)置電加熱器升溫，電熱管采用集膚電加熱維溫工藝至已建系統(tǒng)。

2021 年外圍區(qū)塊產(chǎn)能項(xiàng)目B，其中1 座平臺(tái)含4 口油井，距離已建系統(tǒng)較遠(yuǎn)，方案規(guī)劃階段進(jìn)行拉油工藝與電熱集輸工藝對(duì)比論證，拉油工藝中在該平臺(tái)建設(shè)40 m3多功能儲(chǔ)油罐1 座。拉油罐車將油拉運(yùn)至卸油點(diǎn)，拉運(yùn)距離約為23 km。

產(chǎn)液在儲(chǔ)油罐內(nèi)需升溫至40 ℃，經(jīng)計(jì)算，2022—2029 年期間，伴生氣量滿足儲(chǔ)罐維溫與采出液加熱需求后仍有剩余。將剩余伴生全部燃燒加熱罐內(nèi)液體最終溫度在2022 年、2023 年超過安全溫度上限70 ℃，即加熱到70 ℃時(shí)，伴生氣仍有剩余，B 項(xiàng)目平臺(tái)拉油儲(chǔ)罐伴生氣加熱能力計(jì)算見表2。

表2 B 項(xiàng)目平臺(tái)拉油儲(chǔ)罐伴生氣加熱能力計(jì)算Tab.2 Calculation of associated gas heating capacity of platform oil pulling tank of project B

由于平臺(tái)位置偏遠(yuǎn)，巡井路途遠(yuǎn)，采用火炬燃燒剩余伴生氣的方式，存在安全隱患，不利于安全生產(chǎn)管理。該平臺(tái)最終選擇電熱集油工藝搭接已建系統(tǒng)。

2.4 卸油點(diǎn)治理措施

針對(duì)非密閉卸油的各卸油罐接卸口進(jìn)行密閉改造，同時(shí)對(duì)未進(jìn)行氣相收集、處理的卸油點(diǎn)增設(shè)氣相收集、放空工藝，并且放空行為應(yīng)報(bào)生態(tài)環(huán)境主管部門備案。卸油點(diǎn)改造后卸油工藝原理見圖3。

圖3 卸油點(diǎn)改造后卸油工藝原理Fig.3 Flow chart of oil unloading process principle after oil unloading point modification

1）接卸口密閉改造。對(duì)接卸油口未密閉的卸油點(diǎn)，在對(duì)卸油罐進(jìn)行清淤、清洗達(dá)到動(dòng)火條件后，將卸油點(diǎn)內(nèi)接卸口由敞口式改造為法蘭快速接頭。并且對(duì)拉油罐車進(jìn)行配套改造，由簡(jiǎn)易橡膠軟管改為快速接頭，以滿足卸油口密閉的要求[10]。

2）放空系統(tǒng)改造。對(duì)于采用就地敞口放空的卸油點(diǎn)，改造為聯(lián)合氣相收集工藝，集中輸送至站外，通過放空裝置進(jìn)行放空。

3 結(jié)論

大慶油田把“環(huán)保優(yōu)先”作為企業(yè)核心價(jià)值觀，進(jìn)一步加大環(huán)境保護(hù)投入和污染防治設(shè)施建設(shè)力度，外圍區(qū)塊在防治VOCs 方面有以下治理措施：

1）通過生產(chǎn)流程改造停運(yùn)開式流程，應(yīng)用密閉集輸處理工藝避免VOCs 排放，對(duì)采用開式流程的轉(zhuǎn)油站進(jìn)行工藝改造，改為“分離、緩沖、游離水脫除”的三合一流程，停運(yùn)含水油沉降罐緩沖沉降功能，取消在非正常生產(chǎn)工況下運(yùn)行，恢復(fù)事故存儲(chǔ)功能，做為事故罐使用。通常事故罐在正常生產(chǎn)情況下處于空罐狀態(tài)，無(wú)VOCs 揮發(fā)，只有在事故情況下才起運(yùn)事故罐。

2）固定頂儲(chǔ)罐烴蒸汽收集主要采用儲(chǔ)罐抽氣技術(shù)，采用壓力檢測(cè)聯(lián)鎖壓縮機(jī)啟停工藝，儲(chǔ)罐呼氣時(shí)，罐內(nèi)壓力增加，超過設(shè)定值時(shí)，壓力檢測(cè)連鎖壓縮機(jī)啟動(dòng)，抽氣功能運(yùn)行，將多個(gè)儲(chǔ)罐揮發(fā)出的烴蒸汽通過罐頂管線抽出，氣相增壓分液后進(jìn)入站內(nèi)濕氣管道與站場(chǎng)濕氣一同處理后供加熱爐燃燒使用，液相進(jìn)入站內(nèi)原油處理系統(tǒng)；當(dāng)儲(chǔ)罐排液時(shí)，罐內(nèi)壓力降低，低于設(shè)定值時(shí)，開啟補(bǔ)氣流程，氣源接自站內(nèi)返輸干氣系統(tǒng)，干氣經(jīng)調(diào)壓后進(jìn)入壓縮機(jī)入口匯管，壓縮機(jī)將干氣排入儲(chǔ)罐。通過以上工藝流程維持儲(chǔ)罐壓力系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)密閉儲(chǔ)油。

3）井場(chǎng)儲(chǔ)油罐選用燃?xì)狻㈦娂訜犭p重功能的壓力儲(chǔ)油罐，儲(chǔ)罐自帶燃燒器，儲(chǔ)罐內(nèi)設(shè)有電加熱棒。儲(chǔ)油罐實(shí)現(xiàn)密閉集輸，油井產(chǎn)出的油氣水進(jìn)罐滿足頂部浸沒式裝載要求，在密閉儲(chǔ)油罐進(jìn)行分離、儲(chǔ)存，分離出的伴生氣通過燃燒器燃燒后用于加熱儲(chǔ)罐內(nèi)油井采出液，實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)罐的維溫。

4）針對(duì)非密閉卸油的各卸油罐接卸口由敞口式改造為法蘭快速接頭，拉油罐車進(jìn)行配套改造，由簡(jiǎn)易橡膠軟管改造為快速接頭，同時(shí)對(duì)未進(jìn)行氣相收集、處理的卸油點(diǎn)增設(shè)氣相收集、放空工藝，并且放空行為應(yīng)報(bào)生態(tài)環(huán)境主管部門備案。