大庆油田天然气生产运行优化分析

2015-01-03星占龙

油气田地面工程 2015年9期

关键词：储气库大庆油田调峰

刘刚孙莹星占龙

1大庆油田天然气开发部生产管理科2青海油田采油二厂

大庆油田天然气生产运行优化分析

刘刚1孙莹1星占龙2

1大庆油田天然气开发部生产管理科2青海油田采油二厂

大庆油田属于高寒地区，天然气生产夏季富裕放空，冬季供气严重不足的产销矛盾日益突出，严重制约了天然气产能和市场开发。通过近期开发LNG、CNG等季节性调峰用户，完善溶解气回注高压管道等项目，远期建设四站、朝51、升深2-1储气库，夏季可有效减少放空量100×108m3/d；冬季按照油田、民用、化工和发电的顺序组织生产，日调峰按照采暖锅炉与工业错峰供气并放大气井配产的方式优化运行，提高日调峰能力50×108m3，进一步提升了天然气资源开发效益。

天然气开发；生产运行；优化；调峰；管网；改造

1 天然气开发现状

1.1 油田溶解气开发

大庆油田天然气系统主要分为喇萨杏油田溶解气系统和外围气层气系统[1]，其中喇萨杏油田溶解气系统从20世纪60年代初期开始建设，经过50多年的发展，目前共建有油气加工装置17套，日处理天然气790×104m3，集输管道5 761 km，年产气21.5×108m3，大庆油田天然气开发现状见表1。

1.2 油田气层气开发

大庆油田累计探明气田23个，探明地质储量2 498.25×108m3，已开发地质储量1 449.38×108m3，主要以升平、徐深等深层气田为主，同时与阿拉新等中浅层气田相互关联，构成大庆油田气层气系统。目前已建成集气站58座，CO2液化站2座，CO2净化厂1座，投产气井309口，天然气管道1 603 km，年产气能力20.5×108m3，如表1所示，形成了覆盖哈大齐工业走廊的天然气管网系统。

1.3 天然气产销

2014年大庆油田天然气产量35×108m3，销售量22.4×108m3，产销网络已走出大庆，拓展到哈尔滨、齐齐哈尔、肇东、安达等沿线城市，主要有大庆石化、大庆炼化、一重集团、北满特钢等几十家大工业用户，受益人口600多万。随着油气当量持续4 000×104t稳产部署，2017年天然气产量将达到45×108m3，销售量31×108m3，天然气产销运行面临着更大的挑战。

2 天然气生产运行存在的问题

2.1 油田用气不均衡矛盾突出

大庆油田天然气生产的主要特点是油田生产夏季基本不用气，冬季大量用气，也是导致大庆地区产供销不平衡矛盾的主要原因（夏季最低用气量20×104m3/d，冬季最高用气量420×104m3/d）。随着油田原油产量持续稳产，年度产能建设持续递增，进一步加剧了冬夏季用气的不均衡性。近5年来，油田冬夏季调峰量由2010年的-192×104～215× 104m3/d，上升到2014年的-247×104～277×104m3/d，油田用气不均衡矛盾越来越突出。

2.2 天然气日调峰能力不足

结合2014年天然气产销统计情况，大庆油田老区溶解气呈上升趋势，夏季溶解气供气量为660×104～680×104m3/d，外输干气555×104～575×104m3/d，而大庆老区天然气用户最大需求为485×104m3/d，放空量约70×104～90×104m3/d（非用户检修期），一旦有大工业用户检修，最大放空量将达到200×104m3/d以上，造成天然气资源的严重浪费和环境污染。

表1 大庆油田天然气开发现状

2.3 天然气高端调峰用户开发不足

当前大庆油田的主要工业用户有大庆石化分公司、大庆炼化、甲醇厂、燃机电厂、哈中庆燃气、齐齐哈尔港华燃气及大庆周边的CNG用户。目前只有大庆石化分公司具备高端调峰能力，用气量为125×104～180×104m3/d，天然气用户夏季用气能力严重不足。

2.4 天然气高低压管输系统功能不全

大庆油田高低压集输管网只有徐深1至红压输气管道和升63集气站至轻烃总库输气管道两条管道向老区油田补气，其中升63集气站至轻烃总库输气管道已经腐蚀老化严重无法运行，因此只能通过红压枢纽点向老区补气。虽然夏季老区油田干气过剩，但油田干气却因压力低无法进入高压管网，导致大量放空气得不到治理，同时深层气还要继续生产供齐齐哈尔城市用气，造成天然气资源重复浪费达到70×104～90×104m3/d。

3 解决方案

3.1 开发承价能力强的高端季节性天然气用户

通过近几年大庆油田气油比的变化规律，结合“十三·五”原油开发规划，虽然各油田都加大了地层压力恢复力度，深挖油田供气潜力，油田溶解气的处理量继续保持在22×108～23×108m3/a，但夏季天然气放空的问题依然存在。应积极开发黑龙江天然气市场，培养承价能力强的宏源LNG、中蓝石化等大工业用户，从根本上减少天然气放空现象。

3.2 深入开展低压管网返输高压管网改造工作

（1）将红压浅冷备用压缩机作为增压机进行改造，与红压现有增压机一起返输到徐深气田高压管网，每天可再减少天然气放空量70×104m3。

（2）恢复升63集气站至轻烃总库输气管道输气功能。夏季生产调整中，利用升一增压集气站功能，将老区溶解气返输至徐升气田供生产、生活使用，每天将减少放空量5×104m3。

3.3 推进油改气项目的实施

油田已购置了14台CNG管束槽车，并从大庆昆仑燃气公司回收4座CNG加气子站，1座子站正在建设，3座加气子站已完成可研和初设。CNG加气设施建成投产后，先对公司内部钻井、井下作业、井场锅炉和发电机组进行油改气，再对老区热洗车、通勤客车、生产用车进行油改气，预计年用气量1.4×108m3左右，不仅解决了天然气产销不平衡矛盾，且具有较好的经济效益。

3.4 优化冬季天然气生产组织

冬季停运甲醇厂、燃机电厂等调峰用户，降低大庆石化等化工用户用气量，按照油田、民用、化工和发电的顺序组织生产，同时提高储气库的采气能力和气井的配产量，可有效提高冬季天然气调峰能力，逐步消除冬季供不应求现象。

3.5 油田外围新建3座储气库，提高日调峰能力

结合2018年俄气的引入，大庆油田组织开展储气库建设前期评价和可行性研究，初步可选四站、朝51和深升2-1区块作为储气库改造目标，预计2015年将完成《储气库前期评价和可行性研究报告》以及《储气库建设需求分析和论证材料》。该项目实施可增加库容约26.7×108m3，最大注气量1 843×104m3/d，最大采气量1 555×104m3/d，可有效解决冬季负荷因子1.19和夏季负荷因子0.37的调峰矛盾。