劉志宏

大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠

揮發(fā)性有機(jī)物綜合治理是“十四五”期間大氣污染防治的重要舉措，國家和地方生態(tài)環(huán)境主管部門頒布關(guān)于揮發(fā)性有機(jī)物（VOCs）綜合治理的標(biāo)準(zhǔn)GB 39728—2020《陸上石油天然氣開采工業(yè)大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（以下簡稱標(biāo)準(zhǔn)），對VOCs 的排放提出了控制要求，主要包括揮發(fā)性有機(jī)液體儲存、裝載排放控制要求、廢氣收集處理等，同時(shí)對溫室氣體甲烷的排放提出協(xié)同控制要求。根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)第7.5 條“企業(yè)未遵守本標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的措施性控制要求，構(gòu)成違法行為的，依照法律法規(guī)等有關(guān)規(guī)定予以處理?！敝袊拖逻_(dá)了“關(guān)于做好2021年揮發(fā)性有機(jī)物治理攻堅(jiān)工作的通知”，要求油氣田企業(yè)對照標(biāo)準(zhǔn)全面梳理VOCs 治理問題，實(shí)現(xiàn)對標(biāo)排查和問題整改的覆蓋。對油田VOCs 的治理已迫在眉睫，油田地面系統(tǒng)揮發(fā)有機(jī)物具有點(diǎn)多、面廣、波動大的特點(diǎn)，治理技術(shù)沒有經(jīng)驗(yàn)借鑒，治理難度大。為此，某油田開展了油田揮發(fā)性有機(jī)物治理對象及治理措施研究，對油田內(nèi)揮發(fā)性有機(jī)液體的排放進(jìn)行有效治理，實(shí)現(xiàn)了揮發(fā)性有機(jī)液體達(dá)標(biāo)排放。

1 治理對象的分析

揮發(fā)性有機(jī)物是在常溫下，飽和蒸汽壓超過70 Pa 常壓下，沸點(diǎn)在50～260 ℃的有機(jī)化合物，或在20℃條件下，蒸汽壓大于或者等于10 Pa 具有相應(yīng)揮發(fā)性的全部有機(jī)化合物，是參與大氣光化學(xué)反應(yīng)的有機(jī)化合物[1-3]。屬于揮發(fā)性有機(jī)液體：含水率≤80%的含水油、未穩(wěn)定原油C1～C50、穩(wěn)后原油C6～C50、天然氣凝液及其液化石油氣C2～C5、穩(wěn)定輕烴（1#輕烴、2#輕烴）。

某油田油氣生產(chǎn)時(shí)，原油與伴生天然氣、水的混合物一起采出，通過分級布站方式，集輸至轉(zhuǎn)油站及聯(lián)合站進(jìn)行油氣水的分離，分離出的含油污水進(jìn)入污水處理站，處理后回注，分離出的伴生氣輸至天然氣除油器及干燥器進(jìn)行處理，處理后供油田生產(chǎn)自耗。主要工藝流程為：原油自油井經(jīng)集油管道輸至閥組間，再經(jīng)管道輸至轉(zhuǎn)油站（轉(zhuǎn)油放水站）進(jìn)行處理，處理后的含水油經(jīng)管道輸至聯(lián)合站進(jìn)行脫水處理，脫水后的凈化油管輸至原油穩(wěn)定裝置進(jìn)行穩(wěn)定處理。一部分分布零散且距已建系統(tǒng)較遠(yuǎn)的油井采用單井或集中拉油工藝，在井場或集中拉油點(diǎn)設(shè)置臥式儲油罐，拉油罐車定期到井場或集中拉油點(diǎn)拉運(yùn)至卸油點(diǎn)，卸油點(diǎn)依托轉(zhuǎn)油站建設(shè)，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)卸油泵輸至站內(nèi)處理。

1.1 揮發(fā)性有機(jī)液體儲存及裝卸的排放控制

根據(jù)對標(biāo)準(zhǔn)的解析，揮發(fā)性有機(jī)液體儲存設(shè)施物料的真實(shí)蒸氣壓大于66.7 kPa的未穩(wěn)定原油，對100 m3以上固定頂罐要求采取配套建設(shè)有烴蒸汽回收措施。對于物料的真實(shí)蒸氣壓在27.6～66.7 kPa之間的未穩(wěn)定原油，500 m3以上固定頂罐要求采取油氣回收措施+非甲烷總烴去除率大于等于80%控制要求。根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)第5.3.1 要求，揮發(fā)性有機(jī)液體的裝載應(yīng)采用底部裝載或頂部浸沒式裝載方式，采用頂部浸沒式裝載的，出料管口距離罐（槽）底部高度應(yīng)小于200 mm。穩(wěn)定前原油儲罐的主要種類如下：

（1）凈化油儲罐。某采油A廠的2座聯(lián)合站共有4 座10 000 m3凈化油儲罐，采用固定頂罐常壓罐，未采取油罐烴蒸氣回收措施儲存未穩(wěn)定原油。標(biāo)準(zhǔn)對儲罐存儲物料的真實(shí)蒸汽壓進(jìn)行了范圍界定，不同范圍內(nèi)的真實(shí)蒸氣壓對應(yīng)著最小罐容，同時(shí)對應(yīng)著不同的控制要求。對凈化油儲罐進(jìn)行取樣測量其飽和蒸氣壓，27.6 kPa＜凈化油儲罐其飽和蒸氣壓≤66.7 kPa時(shí)，需對其進(jìn)行治理。

（2）事故罐（含水油或凈化油）。在正常生產(chǎn)情況下，站場內(nèi)的事故罐處于空罐狀態(tài)，在事故情況下啟用，因此，事故罐不在治理范圍內(nèi)。

（3）沉降罐（含水油）。目前，采油A 廠7 座轉(zhuǎn)油站使用沉降罐進(jìn)行油水分離，罐容為300～500 m3，目前未對沉降罐的真實(shí)蒸汽壓進(jìn)行測定，按照標(biāo)準(zhǔn)要求，為了避免揮發(fā)性有機(jī)液體排放，需對其進(jìn)行治理。

（4）沉降罐（含油污水）。脫水站、放水站、污水站的沉降罐接收處理設(shè)備沉降出的含油污水，含油質(zhì)量濃度一般為1 000～3 000 mg/L，沉降罐罐頂采用連續(xù)收油進(jìn)行回收。根據(jù)GB 50183—2004《石油天然氣工程設(shè)計(jì)防火規(guī)范》第6.4.1條“沉降罐頂部積油厚度不應(yīng)超過0.8 m”，在非連續(xù)收油情況下計(jì)算不同罐容（500～5 000 m3）的污水沉降罐的油中含水率，最低含水率在89%以上。根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)中揮發(fā)性有機(jī)液體的定義，其儲存介質(zhì)不屬于揮發(fā)性有機(jī)液體，不在治理范圍內(nèi)。

（5）收油罐（污水站）。油田建有收油罐1座，容積≤500 m3。收油罐中含水率一般都超過了40%，水在常溫下的蒸氣壓為1.2～4.2 kPa，根據(jù)近3年大慶油田原油性質(zhì)分析報(bào)告中的測定數(shù)值，穩(wěn)前油儲罐儲存介質(zhì)的真實(shí)蒸氣壓小于47.6 kPa，可初步判定其符合標(biāo)準(zhǔn)的要求，不需治理。

（6）井場儲油罐。油田內(nèi)已建井場及集中拉油點(diǎn)的儲油罐容積均不超過100 m3，不在標(biāo)準(zhǔn)要求治理的范圍內(nèi)。

（7）井場裝載系統(tǒng)。采油A廠已建的井場儲罐罐容在30～50 m3之間，裝載方式全部為噴濺式，標(biāo)準(zhǔn)要求井場拉油罐和集中拉油點(diǎn)儲罐的廢氣排放除滿足頂部浸沒式裝載的改造，儲罐密閉集輸。如果采取浸沒式裝載，將鶴管延長至液面以下，所需鶴管長度在3 m 左右，鶴管過長會導(dǎo)致卸油操作困難，另外卸油后鶴管附著大量油滴易污染井場，暫不對井場裝載部分進(jìn)行改造。

（8）卸油點(diǎn)接卸系統(tǒng)。通過調(diào)研，某卸油點(diǎn)接卸油采用簡易連接方式，氣相放空方式為就地敞口放空，未實(shí)施全密閉裝卸工藝，站場內(nèi)沒有與卸油罐運(yùn)行壓力相適應(yīng)的低壓氣系統(tǒng)，揮發(fā)氣無法進(jìn)入站內(nèi)氣處理系統(tǒng)統(tǒng)一回收、處理，按標(biāo)準(zhǔn)要求需對其進(jìn)行治理。

1.2 甲烷的排放控制

井場拉油工藝：距離已建系統(tǒng)較遠(yuǎn)的油井采用拉油工藝，井口儲油罐采用常壓儲罐，罐頂安裝放空管，放空管頂部安裝阻火器，儲罐采用內(nèi)部電加熱棒保持罐內(nèi)油品的溫度，便于裝車及拉運(yùn)[4]。油井產(chǎn)液伴生氣通過放空管排放到大氣中。采油A廠建有拉油點(diǎn)1 處，共有5 口油井，采用電熱集油方式進(jìn)入拉油罐，日產(chǎn)液量20.4 t，日產(chǎn)氣量125 m3。標(biāo)準(zhǔn)要求對井場（集中拉油點(diǎn)）儲罐放空的天然氣進(jìn)行回收，無法回收的應(yīng)燃燒后放空，直接放空需要報(bào)環(huán)境部門備案。因此，按標(biāo)準(zhǔn)要求需對其進(jìn)行治理。

集輸油工藝：采油A廠油田原油從井口至原油穩(wěn)定裝置整個(gè)工藝流程為密閉集輸，滿足標(biāo)準(zhǔn)要求，不需治理。

轉(zhuǎn)油站伴生氣工藝：由于位置偏遠(yuǎn)，站場布局分散，采油A廠原油伴生氣供站內(nèi)自用，未對原油伴生氣回收處理，目前伴生氣不滿足自用，由氣田氣或老區(qū)伴生氣補(bǔ)充，返輸氣管網(wǎng)已完善，無放空現(xiàn)象，不需治理。

通過以上治理對象的分析，確定以下具體治理對象：采油A 廠4 座凈化油儲罐、7 座沉降罐揮發(fā)性有機(jī)液體的儲存及某卸油點(diǎn)揮發(fā)性有機(jī)液體裝載系統(tǒng)，采油A廠某站1處拉油點(diǎn)的甲烷排放。

2 治理措施分析

2.1 儲存的排放治理

針對4座10 000 m3凈化油儲罐揮發(fā)性有機(jī)液體的排放，治理措施有兩種方式：對沉降罐采取烴蒸汽回收措施，主要有大罐抽氣技術(shù)和氣引射器回收技術(shù)。大罐抽氣技術(shù)是利用壓縮機(jī)抽氣，將儲罐內(nèi)原油揮發(fā)的氣態(tài)輕烴通過罐頂部管道由壓縮機(jī)增壓，再經(jīng)空氣冷卻器降至-50 ℃以下，進(jìn)入出口分離罐進(jìn)行氣液分離，分離出的氣體和液體經(jīng)管道單獨(dú)收集處理[5-7]。此項(xiàng)技術(shù)較為成熟，運(yùn)行穩(wěn)定，適應(yīng)范圍廣，在國內(nèi)各油田已有較多的使用經(jīng)驗(yàn)，可實(shí)現(xiàn)油氣的全密閉儲存，一些油田站場已安裝大罐抽氣裝置，由于產(chǎn)量逐年遞減導(dǎo)致伴生氣量減少，裝置后端的氣系統(tǒng)壓力升高，實(shí)際收氣量小于裝置規(guī)模，設(shè)備頻繁啟停或已停用[8-9]。氣引射器抽氣技術(shù)是利用高壓流體通過引射器時(shí)產(chǎn)生的負(fù)壓抽取大罐揮發(fā)氣，引射器內(nèi)部無運(yùn)動部件，工作時(shí)不消耗機(jī)械能，此技術(shù)前期投資相對較低，不直接消耗能源，更為安全和節(jié)能，但其需高壓天然氣用作引射動力源，受氣源條件制約，更適用于氣油比高的高壓油田及有高壓天然氣氣源的油田[10]。固定頂儲油罐大罐抽氣裝置工藝流程見圖1。

圖1 固定頂儲油罐大罐抽氣裝置工藝流程Fig.1 Process flow of big storage tank gas extraction device for fixed roof oil storage tanks

目前，2座聯(lián)合站運(yùn)行開式流程，即經(jīng)電脫水器處理后的凈化油進(jìn)入10 000 m3凈化油儲罐，再由泵外輸。由于站內(nèi)已建有凈化油緩沖罐及工藝，只需停運(yùn)凈化油儲罐，將其作為事故罐，同步完善已建緩沖罐的液位報(bào)警及連鎖停泵等自控儀表，便可實(shí)現(xiàn)聯(lián)合站密閉運(yùn)行，滿足了標(biāo)準(zhǔn)要求。聯(lián)合站恢復(fù)密閉運(yùn)行流程為：經(jīng)電脫水器處理后的凈化油進(jìn)入凈化油緩沖罐，經(jīng)過凈化油緩沖罐緩存及外輸油泵增壓后，泵輸至外輸管線。

針對7座轉(zhuǎn)油站沉降罐（含水油）揮發(fā)性有機(jī)液體的排放，目前站內(nèi)采用“分離、沉降、緩沖設(shè)備”（簡稱“三合一”）+脫水沉降罐流程，“三合一”只作為油氣分離使用，由于“三合一”屬于密閉設(shè)備，所以治理措施將“三合一”作為處理設(shè)備運(yùn)行，沉降罐只在“三合一”檢修時(shí)短期運(yùn)行，通過切換流程即可實(shí)現(xiàn)站內(nèi)工藝密閉運(yùn)行。

2.2 裝卸治理措施

針對某卸油點(diǎn)接卸油采用簡易連接方式，氣相放空方式為就地敞口放空，未實(shí)施全密閉裝卸工藝的問題，采取以下治理措施：在對卸油罐進(jìn)行清淤、清洗達(dá)到動火條件后，將卸油罐接卸口由敞口式改造為法蘭快速接頭。此外，對各生產(chǎn)單位拉油罐車進(jìn)行配套改造，由簡易橡膠軟管改造為快速接頭，以滿足卸油口密閉的要求；改變卸油點(diǎn)裝卸工藝的氣相放空方式。由于卸油點(diǎn)所依托的站場沒有與卸油罐相適應(yīng)的低壓氣系統(tǒng)，揮發(fā)氣無法進(jìn)入站內(nèi)氣處理系統(tǒng)回收、處理，因此采用統(tǒng)一收集、有組織排放的處理工藝，增設(shè)氣相收集工藝，將就地敞口放空方式改為聯(lián)合氣相收集方式，收集后輸送至站外，通過放空裝置進(jìn)行有組織放空，并報(bào)生態(tài)環(huán)境主管部門備案。卸油工藝流程見圖2。

圖2 卸油工藝流程Fig.2 Oil unloading process flow

2.3 拉油點(diǎn)的甲烷排放治理

依據(jù)中石油集團(tuán)公司《中國石油天然氣集團(tuán)有限公司甲烷排放管控行動方案》要求：“針對勘探無阻放空、套管氣放空和單井儲油裝置放空等重點(diǎn)排放源，根據(jù)天然氣的氣質(zhì)、氣井產(chǎn)量、壓力、溫度、氣井周邊技術(shù)條件、用氣環(huán)境、產(chǎn)品方案和自然條件等因素，采取壓縮、分離、發(fā)電、收集、回注等伴生氣回收技術(shù)，單井儲油裝置采取原油穩(wěn)定工藝或烴蒸汽回收工藝等控排措施?！笨紤]目前國內(nèi)零散氣回收工藝并不完善，不適合大面積治理，針對某站拉油點(diǎn)治理，采用電加熱集油工藝將原拉油點(diǎn)所轄5口油井接入已建密閉集油工藝系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)密閉集輸。

拉油點(diǎn)建有壓力儲油罐1 座，管轄5 口井，目前油井采出液采用電熱集油工藝進(jìn)入拉油罐，日產(chǎn)液量20.4 t，日產(chǎn)油量8.3 t，日產(chǎn)氣量125 m3。拉油點(diǎn)油井產(chǎn)量統(tǒng)計(jì)見表1。

表1 某站拉油點(diǎn)油井產(chǎn)量統(tǒng)計(jì)Tab.1 Oil well production statistics at an oil pulling point of a certain station

周邊已建密閉集油工藝為某集油閥組間2#電熱回路，距最近拉油井為2 km。目前2#電熱回路轄井4口，電熱管徑規(guī)格全程為Φ76 mm×4.5 mm。2#電熱回路油井產(chǎn)量統(tǒng)計(jì)見表2。

表2 某轉(zhuǎn)油站閥組間2#電熱回路油井產(chǎn)量統(tǒng)計(jì)Tab.2 Oil well production statistics in 2#electric heating circuit of a manifold room at a certain oil transfer station

將拉油點(diǎn)所轄5口油井采用新建集膚電熱管道接入已建集油閥組間2#電熱回路，根據(jù)油井實(shí)際產(chǎn)量、油井井口出液溫度、集膚電熱管道維持溫度，經(jīng)PIPEPHASE 軟件模擬計(jì)算，選用管道規(guī)格為Φ76 mm×4.5 mm 時(shí)，水力、熱力計(jì)算結(jié)果滿足生產(chǎn)需要。為保證生產(chǎn)平穩(wěn)運(yùn)行，增設(shè)井口電加熱器，根據(jù)目前實(shí)際產(chǎn)量，經(jīng)計(jì)算需新建5 kW 防爆電磁加熱器1臺，C、D井場新建15 kW防爆電磁加熱器2臺。集油閥組間總回油管道、站場各設(shè)備能力及外輸管道經(jīng)核實(shí)滿足生產(chǎn)需要。

2.4 治理效果分析

目前采油A 廠VOCs 工程已完成項(xiàng)目論證及方案設(shè)計(jì)，即將進(jìn)入施工階段，通過對油田揮發(fā)性有機(jī)物的治理，可確保儲存及裝卸中VOCs 的排放及拉油點(diǎn)甲烷的排放達(dá)標(biāo)。

2.4.1 揮發(fā)性有機(jī)液體儲存及裝卸的排放效果

采油A 廠4 座凈化油儲罐及7 座沉降罐所屬站的站內(nèi)工藝恢復(fù)密閉運(yùn)行后，站內(nèi)工藝處于密閉運(yùn)行狀態(tài)，在正常情況下，無VOCs 的排放問題，符合標(biāo)準(zhǔn)中非甲烷總烴去除效率不低于80%要求。

卸油點(diǎn)卸油罐氣相放空改為統(tǒng)一收集、有組織排放工藝，并報(bào)生態(tài)環(huán)境主管部門備案，符合標(biāo)準(zhǔn)中對油氣田放空天然氣應(yīng)予以回收的要求。不能回收或難以回收的，應(yīng)經(jīng)燃燒后放空；不能燃燒直接放空的，應(yīng)報(bào)生態(tài)環(huán)境主管部門備案。同時(shí)將卸油罐接卸口進(jìn)行密閉改造，滿足卸油口密閉的要求。

2.4.2 拉油點(diǎn)的甲烷排放效果

通過將拉油點(diǎn)5口油井接入已建集油系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)密閉集輸。滿足了標(biāo)準(zhǔn)中對溫室氣體甲烷的排放協(xié)同控制要求。

揮發(fā)性有機(jī)物治理形勢嚴(yán)峻，針對油田地面生產(chǎn)系統(tǒng)現(xiàn)狀，建議從方案設(shè)計(jì)階段就要考慮合理的技術(shù)措施，對揮發(fā)性有機(jī)物進(jìn)行控制。揮發(fā)性有機(jī)液體儲存，新建井場盡量選擇罐容＜75 m3儲罐；對于站內(nèi)新建儲罐罐容≥75 m3，采取滿足規(guī)范要求的處理措施，對于新建的固定頂罐要增設(shè)廢氣收集處理；揮發(fā)性有機(jī)液體裝載，拉油罐車與卸油口裝載要采取法蘭快速接頭的半密閉裝載方式；新建零散油井集油工藝盡量考慮接入集油系統(tǒng)中。

3 結(jié)論

（1）針對某油田采油A廠油田地面生產(chǎn)系統(tǒng)現(xiàn)狀及原油生產(chǎn)工藝過程，按照GB 39728—2020《陸上石油天然氣開采工業(yè)大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》要求，通過對油氣生產(chǎn)、集輸、儲存各環(huán)節(jié)分析梳理，確定揮發(fā)性有機(jī)物治理對象為4座凈化油儲罐及7座沉降罐的揮發(fā)性有機(jī)液體儲存、卸油點(diǎn)揮發(fā)性有機(jī)液體的裝載系統(tǒng)、某站1 處拉油點(diǎn)的甲烷排放。

（2）通過對采油A 廠油田揮發(fā)性有機(jī)物的治理，確保了揮發(fā)性有機(jī)液體儲存、裝卸的排放及拉油點(diǎn)甲烷的排放達(dá)標(biāo)，同時(shí)滿足了標(biāo)準(zhǔn)GB 39728—2020、集團(tuán)公司甲烷及VOCs協(xié)同管控要求。