浅析天然气放空原因和相应对策

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1、张洪霞大庆油田有限责任公司天然气分公司黑龙江省大庆市163000摘要：近年来，由于喇萨杏油田天然气产量呈持续上升趋势，区域天然气处理能力不足的问题日益突出，加上部分装置老化、调气设施不完善等不利因素的影响，使得每年都有lxlOm左右的天然气放空，造成巨大浪费，严重影响环境。因此，在考虑天然气集返输气系统、处理系统及外输气系统这三方面进行分析总结，进一步改造、完善喇萨杏油田天然气集输处理系统，达到减少放空，为油田企业的节能降耗作出贡献。关键词：天然气；放空；管网完善l概述用等五个主要发展时期。在大庆油田四十多年的开发进程中，针对喇萨杏油田气压力低、分布广、含液多大庆喇萨杏油田天然气集输处理系

2、统是从上世和产量不可控的实际特点，初步建设成适应油田开发纪六十年代初期开始建设的。经历了油田气就近利特点的分散收集、低压输送、区域处理的油田气集输用、向化肥厂供气、乙烯原料工程、系统完善和综合利处理系统，近年来，由于喇萨杏油田天然气湿气产量2010~4期8fl出版呈持续上升趋势，区域天然气处理能力不足的问题越衡系数在2．9左右。来越突出，加上部分装置老化、调气设施不完善等不3解决对策利因素的影响，使得每年都有1X10in左右的天然气放空，不但严重影响环境，而且还不利于油田企业的3．1返输干气系统的完善安全生产和节能降耗，因此，有必要对喇萨杏油田天喇萨杏油田返输气管道利用率仅为58．7％，为

3、此然气集输处理系统进行进一步改造、完善。应首先完成这部分系统完善工程内容，一是已建有返输干气系统的地区要尽快维修、改造已经闲置、侮蚀2放空状况及原因分析老化的返输干气系统，二是分年通过老区改造项目安喇萨杏油田天然气放空主要以湿气为主，2005年排，在过渡带以及以往经济评价不能满足经济指标要大庆油田天然气放空总量为1．29X10m，其中湿气求的地区建设返输干气系统。1．14×10m；2006年大庆油田天然气放空总量为二厂应规划建设返输气管道南8—3站至南8—4站1．7x10m，其中湿气0．96x10Ill；2007年大庆油田天114x4—1．5km，南六联至南六油气处理厂返输干气管然气放空总

4、量为1．50x10In，其中湿气1．49X10m；道219x7—0．5kin；三厂应完善北六联地(中转站32007年是近年来放空最多的一年，除了【大j北压浅冷座)返输干气管网，新建北十五一北六~o159x6—5．0km，4RDS压缩机停运引起的区域放空外，其主要原因是萨北7号一北六~pl14x4—1．5km，萨北8号一北六l14x4一1．8km。并对运行时问长，腐蚀严重的3条返在夏季气处理装置检修时，北部地区区域装置处理能输气管道进行更新改造，长度9km；四厂应对存在问力不足，以及装置故障临时停机造成的湿气放空。题的16条返输气管道更新31．3km。43座转油站调压考虑到集返输气系统、天然

5、气处理系统、外输气阀更新。建议逐年更新；五厂应规划建设杏五一至系统建设现状和存在问题，喇萨杏油田产生天然气放高一联干气管道l14x4—21．4kin，以解决同收夏季剩空的原因主要有以下几方面：余气，冬季自用气不足的矛盾。保证油田正常生产：(1)喇萨杏油田返输干气系统利用率低，使得区六厂应完善三矿地区返输干气系统，新建9座转油站域集气不均匀程度加剧，在区域油田气处理能力不足返输干气管道11．5km及配套工程。的情况下，造成季节性湿气放空，2007年，油田湿气、3_2增设油田气处理装置和调气管网于气交接统计结果表明，尽管大部分区域已经建成集目前采油一、三、六厂地区油田气处理装置总能返输气系统设

6、施，但实际利用率仅为58．7％。力为370X10m／d，2010年预计夏季湿气外输量为(2)喇萨杏北部地区油田气处理装置没有区域备402xl0m／d，考虑到该域装置检修和故障停机等因用能力，当装置检修或故障停机时引起的湿气放空。素，当考虑预留20％备用负荷时，可以考虑新建一套2007年喇萨杏油田实际处理湿气量为18．64x10m，80x10111／d湿气处理装置。该装置建成后，该地湿而实际湿气产量约为24．39x10Ill，如果按可集气率气处理能力有所保证，正常生产时装置负荷率可明显95％~N算，作为燃料或放空部分的湿气可生产9．84x下降，但该地区西北部的喇压浅冷装置检修时只能通10t／

7、a轻烃，因此，大量湿气没有经过加工处理，不但过喇一增压站外调25x10m／d湿气，考虑到届时原油直接造成湿气放空，还因减少了轻烃产量而影响了全集输系统可部分使用湿气外，尚有约50x104m／d湿气油田原油生产任务。放空。为减少这部分放空，可将喇一增压站处理量由(3)从目前已建14套油田气处理装置运行情况原来的25x10Ill／d扩建到60x10m／d，最大限度的减看，其装置负荷率呈现南低、北高的现象，跨区域调气少检修期问