提高大庆油田湿气集气率的技术措施

刘淑华

中国石油大庆油田工程有限公司总体规划室

提高大庆油田湿气集气率的技术措施

刘淑华

中国石油大庆油田工程有限公司总体规划室

近些年来,随着大庆油田气油比的上升,油田伴生气(湿气)产量明显增加,油气处理厂处理湿气能力不足的矛盾日益突出。为此,分析了目前大庆油田湿气集气率低的原因,并提出了相应的解决措施:提高油气装置处理能力;修复返输干气系统;提高联合站供干气的可靠性;转油站和联合站将本站湿气作为替补气源,确保安全生产。湿气集气率的提高,将为油气处理装置提供可靠的气源,同时为轻烃上产提供保障。

大庆油田 湿气 集气率 返输干气 可靠性 处理能力 优化 措施

随着近年来大庆油田气油比的上升,油田伴生气(湿气)产量增加,油气处理厂处理能力不足的矛盾日益突出,在部分地区常年烧湿气的情况下,当油气处理装置检修或故障时仍然会有湿气的放空,造成了资源的浪费。为了避免资源损失、增加轻烃产量,规划在大庆油田北部的北Ⅰ-2、南部的南Ⅱ-1建设2座新油气处理厂,均为90×104m3/d的深冷装置。北Ⅰ-2油气处理装置可行性研究正在审批,南Ⅱ-1油气处理厂项目已经开始可行性研究,2套装置均以湿气为原料气,这样可以避免装置故障期或检修期湿气的放空,又可以解决部分地区常年烧湿气的安全隐患问题,同时将湿气中的轻烃加以回收,有较好的经济效益和社会效益[1-3]。为了配合这2座油气处理装置的建设,完善返输干气系统,提高湿气集气率为新建装置提供可靠气源,为轻烃上产提供保障,对目前湿气集气率低的原因进行分析,并提出相应的解决措施。

1 湿气集气率低的原因分析

2008年大庆油田天然气公司接收湿气量数据显示,喇嘛甸、萨尔图和杏树岗油田(以下简称喇萨杏油田,为大庆的主力油田)集气量共计18.6×108m3/a,耗气量为6.1×108m3/a,其中耗湿气量为3.3×108m3/a,耗干气量为2.8×108m3/a,综合湿气集气率只达到75.3%。按平均收率2.0 t/104m3计算,可多回收轻烃6.6×104t。

分析导致湿气集气率低的原因有以下3点:

1)在大庆油田北部地区(喇嘛甸、萨北和萨南地区),油气处理装置处理能力不足,湿气无法收集,只能就地自耗。

2)在大庆油田南部杏北杏南部分地区(如采油五厂太北地区)没有建设返输干气系统,只能自耗湿气。

3)返输干气量不足。

2 提高湿气集气率的具体措施

2.1 提高油气装置处理能力

针对集气率低的根本原因,即油气装置处理能力不足的问题,2007年经过进一步论证,在北Ⅰ-2和南Ⅱ-1分别新建了2座油气处理厂,均为90×104m3/d的深冷装置,都以湿气为原料气。2套油气处理装置的建成,为提高湿气集气率和轻烃上产量提供了可能[4-8]。

2.2 修复返输干气系统

要提高湿气集气率,对2套新建油气处理装置的气源要求较高,必须确保采油厂油气集输系统使用返输干气(尽量不烧湿气)。为了既保障油田安全生产又提高湿气集气率,完善集气返输干气系统很有必要。

喇萨杏油田建设了比较完善的集气系统,采油厂所辖集气管道总长为824.4 km,存在管道腐蚀老化问题。已经运行20 a以上的管道311.5 km,目前集气管道存在腐蚀穿孔问题的场站29个,涉及集气管道77.4 km。

喇萨杏油田返输干气系统也比较完善,只有采油五厂太北地区没有建设返输干气系统。返输干气管道总长为782.4 km,其中236.7 km返输干气管道常年未运行,占总管道的30.3%。目前喇萨杏油田采油厂总采油采气场站有352座(包括转油站、联合站),常年未返输干气的场站有117座,占场站总数的33%。

2.2.1 在运集气和返输干气管道的改造及修复

在运的集气和返输干气系统主要存在腐蚀老化和运行能力不足的问题,可根据每年的产能建设逐年更新。针对没有返输干气系统的采油五厂太北地区,在2008年产能建设中,对返输干气系统建设的同时,完善了集气系统,规划建设了太3增压站1座,规模为12×104m3/d,可以实现湿气全部外输,油气集输使用干气,提高了湿气集气率[9]。

2.2.2 多年停用返输干气系统的修复

由于油气处理装置处理能力不足,部分地区湿气无法外输,转油站加热炉多年使用湿气,返输干气管道停运,要重新启用这些管道,需要一定的修复工程量。多年停用返输干气管道长246 km,其中一厂地区管道长129 km,二厂地区管道长51.8 km,三厂地区管道长48 km,四厂地区管道长17 km。目前配合北Ⅰ-2油气处理装置建设,北部地区各采油厂针对这部分管道正在进行试压试漏试验,待试验结果出来后,可确定改造工程内容。南部地区南Ⅱ-1油气处理装置也已经开始进行可行性研究,南部地区各采油厂未运行的返输气管道也应该着手进行试压试漏试验。

2.3 提高联合站供干气的可靠性

如上所述,采油厂烧干气是提高湿气集气率的前提条件,没有这个前提,2套正在筹建的油气处理装置就成了“无源之水”,没有了气源,提高轻烃产量就成了一句空话。因此,提高联合站供干气的可靠性是极其必要的。建议近期将有条件的联合站就近与其他气源联网,达到联合站双气源供气,远期将气田气引入老区。

2.3.1 联合站双气源供气

考虑到油气处理装置检修及故障时,返输干气管网虽然连通,但是没有自动化设施,不能自动连通其他装置的干气,因此,从气源上,返输干气的可靠性不能保障。从解决气源角度出发,宜将联合站与2座油气处理装置外输干气相连,尽量使联合站达到双气源供气,这样需要建设输气管道67.3 km,具体情况如下:

1)采油一厂:由于铁路穿函困难,因此以铁路为界,一厂北部地区的联合站主要以中七浅冷和北Ⅰ-1深冷为气源点,形成环状供气;南部几个联合站,除了南压(浅冷、深冷)作为供气点以外,可以利用北Ⅰ-1至中十六联管道已有的铁路函,改造或更新该处已有的返输干气管道,实现北Ⅰ-1深冷也可以供给南部几个联合站。

2)采油二厂:为了更有利于利用现有返输干气管道,以萨南厂区为界,二厂北部几个联合站以南二七阀组和萨南(浅冷、深冷)为气源点,在此基础上,新建南二七至南八原稳、南八原稳至南八联管道,形成多气源供气;南部几个联合站与四厂联合站形成多气源供气。

3)采油三厂:以北压浅冷、北压中冷、喇一原稳(喇压或北Ⅰ-1返输气)为气源点,给三厂7个联合站形成环状多气源点供气。

4)采油四厂:以南四阀组、杏一阀组、红压深冷、杏三阀组、杏九阀组为气源点,形成了二厂南部4个联合站(南四、南五、南六、南十)和四厂所有联合站多气源供气。

5)采油五厂:以杏三、杏三丁字口阀组、杏五一为气源点,给五厂4个联合站环状供气。最南侧的杏十三联、高一联、太一联等3座站不能实现双气源供干气。

6)采油六厂:由于六厂在最北侧,只有喇压1套装置作为气源点,如果喇压装置一旦停机,喇二联、喇三联地区返输干气只能通过其他油气处理装置进行调气供给,因此存在调气和不间断用气的时间差问题,在调气的过程中,需要用湿气作为备用气源;喇一联地区有喇压和北Ⅰ-1深冷2个气源点,供气可靠。

2.3.2 将气田气引入老区,确保干气的供给

为了轻烃上产,提高湿气的集气率,是一项庞大的系统工程,涉及每个用气点返输干气的气源气量的可靠性,管道能否正常运行,也涉及天然气干气的分配。由于湿气、干气的热值不同,烧干气量相当于烧湿气量的1.3倍,这样冬季干气的供应面临不足。气田气的引入,为老区干气的使用提供了另一个气源。但目前的输气管网只能保障大化、甲醇厂2个大用户使用气田气,气田气还无法到达油田内部,不能作为正式的候补气源。将气田气引入老区,从红压建设输气管道至喇压或北Ⅰ-1,保障北部地区干气的使用,很有必要。为此,拟新建一条红压至喇压天然气管道,管道规格为`377 mm×7 mm,管道长 65 km,管输压力为6.3 M Pa,输气能力为8.39×108m3/a(230×104m3/ d),管网路径避开了人口稠密地区,提高了安全性,形成的环状提高了外输干气系统供气的灵活性。

此管网有4个分输点,均匀分布在喇压地区、南压地区、萨南地区和红压地区,既可满足“十一五”期间甲醇厂补气的要求,又能兼顾喇萨杏油田其他用户用气增长的需求。为大庆油田下游民用气的开发建设奠定基础。

2.4 转油站和联合站将本站湿气作为替补气源,确保安全生产

经过自动化控制的改造,转油站和联合站将本站湿气作为替补气源,当干气气量或气压不足时,自动切换,由本站供给加热炉湿气。这样可以就地取材,在油气处理装置或管道故障时,使用湿气,一旦干气供给满足压力需求,自动切换烧干气,这样既减少湿气的消耗又不影响生产。

3 结论

为了确保轻烃上产,提高湿气集气率,必须完善返输干气系统。

1)急需重新启用多年未运行的返输干气管道,其中部分管道腐蚀严重无法再次启用的考虑更新建设,同时要改造调压计量系统。

2)要提高干气的可靠性,近期对于有条件的联合站,建设双气源供气,以备油气处理装置故障停机时,不至中断干气的供应。远期考虑到老区冬季干气需求量大于供应量,需要气田补充的情况,建议建设红压至老区内部的供气管道,使得老区干气的供应有充分的保障。

3)考虑就地取材,在干气故障状态下,可以暂时使用湿气,确保生产。在转油站或联合站建设湿气、干气自动转换设施,在干气压力满足条件下,自动转换使用干气,当压力不足时自动转换使用本站湿气,这样既可以尽量提高湿气的集气率又不影响油田生产用气。

通过这3条措施,可充分保障干气的供应,提高湿气集气率,为新建油气处理装置提供可靠的气源,为轻烃上产提供可靠保障。

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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

刘淑华,1964年生,高级工程师,硕士;主要从事油气集输规划设计研究工作。地址:(163712)黑龙江省大庆市大庆油田工程有限公司总体规划室。电话:(0459)5903613,13936765512。E-mail:liushuhua_dod@petrochina.com.cn

刘淑华.提高大庆油田湿气集气率的技术措施.天然气工业,2011,31(2):88-90.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.02.022

2010-12-12 编辑 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.