零散伴生氣回收及電加熱集輸節電措施探討

欒曉堃

大慶油田有限責任公司第九采油廠

國家陸續出臺了系列節能減排措施，明確規定了油氣生產企業的能耗水平、污染排放能力，生產加工企業更是投入了大量資源，進行清潔化技術方案體系的創設，旨在依托各類技術，對油氣集輸系統等原有的設備模塊定向升級，將污染物的排放規模、能量損耗體量控制在合理區間范圍內。大慶外圍油田某采油廠范圍內各站場主要供氣氣源由油田伴生氣、氣田氣或老區返輸氣組成。隨著外圍油田深入開發，零散區塊不斷開采，部分區塊受氣油比變化、冬夏季用氣不平衡、距離天然氣處理廠遠等因素的影響，仍然存在伴生氣放空的問題。部分新建無依托的區塊采用電加熱集油系統，造成了電加熱耗電所占比例逐年升高，能耗上升越來越快。所以，有必要對天然氣放空原因進行綜合分析，對電加熱能耗高的問題進行治理。

1 集輸能耗及存在的問題

1.1 能耗現狀

截至2021年底，某廠共耗天然氣8 015×104m3，主要涉及摻水、外輸等部分；總耗電23 629×104kWh，地面系統耗電11 531×104kWh，其中：集輸系統耗電11 318×104kWh，占地面系統耗電59.17%。該廠近5 年耗電情況統計見表1，近5 年耗氣情況統計見表2。

表1 某廠近5年耗電情況統計Tab.1 Statistics of electricity consumption of the plant in the last 5 years 104 kWh

表2 某廠近5年耗氣情況統計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 聯為某廠北部油田的樞紐站，接收16 座轉油站來液，氣富余問題如下：

（1）新建外擴區塊站場多。新建3 座轉油站，共涉及塔B轉、塔C轉及龍C轉，伴生氣除自耗外均存在富余，合計富余1.17×104～5.7×104m3/d。

（2）輕烴站停運氣無法外輸。2020年9月，龍A輕烴站因資質問題停運后，龍A轉自產伴生氣富余約0.04×104～0.85×104m3/d。

（3）新能源節氣效果明顯。龍A聯地區新能源項目正在施工準備階段，預計實施后，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

全廠已建設各類拉油點91 座，呈點狀式分布于8 個作業區管轄范圍內，具有“井少站遠無依托”的特點。根據油井日產量統計與油氣比折算，所產伴生氣除自耗外，仍有71 個拉油點存在富余伴生氣，合計約3.2×104m3/d，由于集氣管網不完善，富余伴生氣不能收集利用而浪費。伴生氣富余量在1 000 m3/d以上的拉油點有6個，500～1 000 m3/d的有20 個，小于500 m3/d 的有45 個。整體呈現區塊分散、氣量少的特點，回收效益差。

1.4 耗電占比高且控制難

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

2 富余伴生氣回收措施

針對龍A聯地區站場伴生氣富余情況，通過調整供氣、完善區域管網的方式，治理伴生氣放空環保隱患。

2.1 龍A聯地區富余氣治理方式

（1）調整燃氣電站供氣方式，充分消耗富余氣。針對龍A聯富余伴生氣無收集的問題，該廠在2017年開始調整燃氣發電供氣工藝，將龍A聯富余伴生氣外輸至燃氣電站。發電機組運行一段時間其拉缸損壞[1]，主要存在兩方面問題：當只用濕氣時，由于伴生氣壓力與流量不穩，發電機組無法適應；當干、濕氣混用時，由于二者溫度不同，混合后造成供氣管道積液嚴重，影響機組運行。

針對初次調整燃氣發電機組供氣方式存在的問題，對龍A聯站內現有工藝進行了擴建改造，將伴生氣與計量調壓后的干氣混合后再進行分離過濾，同時控制伴生氣壓力稍高于干氣壓力，確保伴生氣優先使用，既消除了氣中攜液，又保證了燃氣發電機組氣源穩定。

（2）完善局部地區集氣管網，建設輕烴回收站。針對龍A聯周邊站場伴生氣富余的問題，新建混輸管道及集氣管道，將富余氣統一集中回收。同時由于站場所產伴生氣較富余，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，再進入干氣管網。站場伴生氣組分情況統計見表3。

表3 站場伴生氣組分情況統計Tab.3 Component statistics of station associated gas

新建輕烴站規模為6×104m3/d，采用低壓淺冷輕烴回收工藝。建成后龍A 聯地區預計10 年可外輸干氣0.7×108m3，回收輕烴1.11×104t?；厥崭挥喟樯鷼?，緩解了該廠用氣壓力，周邊站場全部使用干氣，降低了燃燒器的故障率；同時提高了天然氣附加值，實現經濟效益最大化[2]。

2.2 零散區塊富余氣治理方式

該廠零散區塊存在“井少站遠無依托”、伴生氣無法外輸的問題，為了完善零散氣回收治理工藝，針對零散氣回收再利用進行了探索。

2.2.1 試驗拉油區塊橇裝燃氣發電適應性

結合原油產量、氣油比、用電負荷等參數，2019 年率先在塔A、B 單井和塔A 區塊進行了試驗，分別建設100 kW、400 kW 燃氣發電機組各1臺[3]。

（1）負荷變化時機組運行情況。機組發電供抽油機、電加熱設備和生活使用。經有序投切測試，機組負荷率介于13.9%～70.9%，供電電壓為380 V±26 V，供電頻率為50 Hz±0.5 Hz 時，電能質量合格。負荷變化時機組運行參數監測見表4。

表4 負荷變化時機組運行參數監測Tab.4 Monitoring of unit operation parameters when load changes

（2）高溫和冬季環境下機組運行情況。2 臺機組僅在環境溫度為-14～33 ℃時，運行時率大于98%，環境溫度低于-14 ℃時停運。溫度變化時機組運行參數監測見表5。

表5 溫度變化時機組運行參數監測Tab.5 Monitoring of unit operating parameters when temperature changes

從2 臺機組約1 年的運行來看，初期制定指標基本完成，但也伴隨較多問題，主要表現為：氣量不穩定，伴生氣簡易處理后含水、含烴量高，設備故障多，現場需專業人員管理等。

2.2.2 組網合并，實現天然氣“應集盡集”

在新建產能項目中與已建拉油點統籌考慮，摻水流程與電加熱流程相結合，拉油點所帶油井掛接進入站場，開式流程轉為密閉集輸，有效減少VOCs排放，實現天然氣“應集盡集”。

2020—2021 年，在龍AB 二期及塔AB 外擴產能建設中，將周邊5個拉油點掛接進入已建塔B轉和擬建的塔C 轉，預計可減少天然氣排放1.15×104m3/d。

將重點開展全廠范圍內拉油點放空隱患治理，通過新建電加熱管道及混輸閥組間等，延長集油半徑，改拉油為密閉集輸，預計可減少拉油點35個，減少“九合一”裝置80臺，日回收氣量1.39×104m3，減少放空0.93×104m3。按照平均拉運距離30 km計算，年可減少拉運費用約237萬元。

2.2.3 開展零散氣回收調研，明確治理思路

針對拉油點富余氣量少而散的特點，通過技術調研，初步擬定了一套適合該廠拉油點富余伴生氣回收工藝。采用“壓縮+槽車+拉運至輕烴站”工藝，拉油點多功能儲油裝置后設壓縮儲存裝置，天然氣借助壓縮機加壓后進入脫水裝置，利用加氣柱儲存于太縮天然氣（CNG）槽車內，通過CNG 槽車循環拉運，實現零散天然氣運送至集中卸氣點。

（1）儲運技術的確定。天然氣儲運技術主要包括天然氣管道輸送、液化天然氣儲運、CNG 儲運、吸附天然氣（ANG）儲運、天然氣水合物儲運等[4]。對比CNG 與ANG 技術，考慮到ANG 技術暫未推廣，而常用CNG壓力為20 MPa[5]，風險高；結合拉運時間，優化CNG壓力為4 MPa。不同壓縮技術對比見表6。

表6 不同壓縮技術對比Tab.6 Comparison of different compression techniques

（2）壓縮機的選用。根據回收氣量、儲氣罐容量、運行方式及壓縮機選型對比，優選螺桿式壓縮機，一級即可增壓至4.0 MPa[6]。不同類型壓縮機對比見表7。

表7 不同類型壓縮機對比Tab.7 Comparison of different types of compressors

（3）脫水裝置的選用。通過對比三甘醇脫水、分子篩脫水、氯化鈣脫水工藝，優選費用低的氯化鈣脫水裝置。雖然其露點降不穩定，且無法再生，但考慮到零散氣地區偏遠、回收效益差的現狀，可以滿足生產需求[7]。

通過前期調研，適合該廠的零散氣回收工藝模式為：螺桿壓縮+Cacl2脫水+CNG 槽車拉運。為便于拉運和拆卸安裝，設備采用橇裝式。

3 集輸系統節電措施

3.1 優化設計參數

依據《油田油氣集輸設計技術手冊》中管道維溫計算公式，即q=KπD()ta-t0，可計算出每米管道散熱量。式中K值查詢GB 50350—2015《油田油氣集輸設計規范》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每米管道散熱量進行計算。由計算可知，部分電加熱維溫功率可以由原設計30 W/m 調整為20 W/m。35 ℃和40 ℃時管道維溫功率計算見表8。

表8 35 ℃和40 ℃時管道維溫功率計算Tab.8 Power calculation of pipeline temperature maintenance with 35 ℃and 40 ℃ W/m

3.2 推廣時控溫控組合方式

（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，溫控調節具有一定的延遲性。另外，由于溫度探頭與管道捆綁，施工質量影響測量準確性，且為敏感元件，損壞比例高[8]。根據已建區塊運行情況統計，電加熱溫控箱及其探頭損壞占比超過50%，因此探索一種新的控制方式：在管線里加1 個“鬧鐘”，用時間控制加熱，通過控制箱內接觸器的閉合與斷開，實現電加熱溫控箱定時工作，定時關閉；同時溫控裝置串聯在電路中，這樣既解決了溫控方式中測量準確性和實時性受影響的弊端，又達到了雙重節能的效果。該廠率先在敖N 油田進行時控溫控組合應用[9]，按照3 種間歇加熱制度設定加熱時間。此時控溫控組合方式已陸續推廣至全廠電加熱溫控箱，目前已改造245個溫控箱，其加熱功率達5120kW。

3.3 深挖節電潛力

（1）調節電加熱管道設定溫度。嚴格執行管理部門制定的《地面低溫集輸方案》，在滿足生產的情況下，以末端井回油壓力小于或等于1.0 MPa 為判別條件，調低電加熱管道設定溫度。截至2021年10月份全廠已實施電加熱低溫集輸井數402口。

（2）動態管理井口電加熱器。根據室外溫度與地層溫度變化關系曲線，推行全廠季節性停運井口電加熱器[10]。2021年6月、10月間隔運行部分井口電加熱器，7～9月停運全部電加熱器。2021年已停電加熱器328臺。2021年敖N油田再次試驗延長電加熱器停運時間，由4—9 月調整為3—11 月停運，同時拆除了42 臺井口電加熱器，采用外纏電熱帶直管段代替。

（3）關停低效設備管網。在敖N一轉站外系統中，關8口高含水油井，停運3條電加熱支線2 km；關10 口低產油井（日產油量小于或等于0.3 t，月生產天數小于3 天），停運5 條電加熱支線4.2 km；合計停運電加熱管線6.2 km，總加熱功率124 kW；停運電加熱器11臺，總功率50 kW。

在G83 集油系統中，關7 口滲析油井，停運3條電加熱支線2.7 km，總加熱功率52 kW；停運電加熱器6臺，總功率30 kW。

通過采取以上3項節電措施，2021年該廠電加熱集輸節能降耗取得了較好的效果，在油井總數、總產液量、電加熱設備均增加的前提下，電加熱集輸用電量比去年同期降低347×104kWh。

4 結論

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

（1）依托產能建設優化設計，加強氣放空隱患治理，盡量將已建拉油點納入集輸系統，可有效減少VOCs排放，實現天然氣“多集氣”和“應集盡集”。

（2）零散區塊天然氣余量少，收集效益差，需要持續探索更為經濟的回收利用方式。

（3）在龍H地區建設輕烴站，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用，雖然使地面集油工藝進一步簡化，但其運行及維修費用卻越來越高；因此，需要從設計階段入手，優化電加熱功率，在管理方面細化，深挖節電降耗潛力。