第二节　天然气集输

　　天然气集输流程与原油集输流程同步设计建设，并依托大庆化肥厂、30万吨乙烯工程得以完善和扩建。1986年，全油田拥有浅冷压气站4座、500号浅冷油气处理装置3座、原油稳定装置7座、增压集气站11座、大罐抽气装置6套、地下储气库2座、集气管线501千米、输气管线1717千米，形成日集气358万立方米以及年外输天然气6.5亿立方米、产轻烃21万吨、稳定原油2450万吨的生产能力。
　　1989年以后，大庆油田化学助剂厂、精细化工厂、甲醇厂、碳黑厂等一批化工企业以及宏伟电厂等下游企业建成投产，将油田自产资源型产品———天然气和轻烃广泛用于合成氨、甲醇、乙烯以及其他精细化工产品生产，并用作工业、民用燃料及机动车燃料，促成天然气集输系统的发展与完善。
　　截至2005年底，大庆油田在用天然气处理装置14套、原油稳定装置15套、集气站113座，其中自压集气站31座、增压集气站26座、甘醇集气站1座、气井集气站55座，配气间4座、气计量间23座、阀组间30座、注气站1座、加气站1座，原稳站12座、天然气处理站15座，天然气地下储库1座、轻烃储库2座，天然气、轻烃管道总长1302.5千米，具有年加工湿气20亿立方米、稳定原油4090万吨、生产轻烃110万吨、外输天然气25亿立方米的生产能力。

　　一、大庆长垣天然气集输

　　大庆长垣天然气集输系统建设起步于1966年大庆炼油厂5万吨／年合成氨项目的配套工程———大庆油田第一座压气站———南区压气站建设，到1985年，共建成用于集气脱水、冷却回收轻烃、升压外输净化气的浅冷压气站4座，500号浅冷油气处理装置（引进）3座；用于处理原油轻质成分，回收轻烃和天然气的原油稳定装置（引进）3座；用于集气、脱水、增压、送气的增压集气站11座，大罐抽气装置（引进）2套，地下储气库2座；累计建成集气管线501千米、输气管线1717千米，日集气能力358万立方米，年外输天然气6.52亿立方米，年产轻烃15.5万吨（设计生产能力21万吨），原油稳定2450万吨／年。
　　1986年以后，天然气工业化应用领域进一步扩大。1988年，技术开发实业公司碳黑厂建成投产，设计碳黑产能3000吨∕年。1990年，技术开发实业公司甲醇厂建成投产，逐步形成年产甲醇6万吨、合成氨6万吨、甲醛2万吨、甲胺5000吨、乌洛托品1000吨的生产能力。与此相适应，大庆长垣天然气集输系统日趋完善。到2001年，大庆长垣建成增压集气站23座、甘醇集气站7座（其中1座停用），集输气管道701.88千米，形成集气能力580万立方米／日；建成返输干气管道89.1千米，采油一至六厂的设计返输率可达63％～100％；建成总外输气计量站2座，外输干气能力200万立方米／日。
　　截至2005年底，在大庆喇、萨、杏油田建成天然气处理装置14套，其中杏树岗油田5套，年处理伴生气4.9亿立方米；萨尔图油田中南部（第一、第二采油厂所在地）6套，年处理伴生气8.9亿立方米；萨尔图油田北部和喇嘛甸油田（第三、第六采油厂所在地）3套，年处理伴生气5.3亿立方米。建成原油稳定装置11套，其中杏树岗油田3套，年处理原油830万吨；萨中、萨南5套，年处理原油1500万吨；萨北、喇嘛甸油田3套，年处理原油680万吨。建成集气增压站1座、轻烃储库2座、天然气储库1座、计量间20座以及天然气、轻烃管道172条（总长1237千米）。外输管网以三横四纵为骨架，枝状分布，用于为14套天然气处理装置和第八、第九采油厂和喇嘛甸储气库集气，服务于344个工业及商服用户、1.6万户居民。喇萨杏油田返输气管网与34座联合站实现返输，年返输气3亿立方米。喇、萨、杏油田油气集输系统具有年处理湿气20亿立方米，稳定原油3690万吨，生产轻烃89万吨的运行能力。

　　二、长垣外围天然气集输

　　1987年，大庆外围中浅层气田投入开采，其天然气集输主要采用单井加热集输和集气站集输两种方法。单井加热集输是指气井生产出的天然气经换热器回到油嘴，进行计量后经分离器分离，同时加药防冻处理后输至调压间；集气站集输则将3～5口气井的天然气集中到集气站，集气站设有换热器、计量间、分离器、收发球间和加药装置，经各道工序处理后输至调压间，并通过调压间输送给用户。适应大庆地区高寒气候特点，天然气集输普遍采用伴热工艺。早期投产的气井集气管线采用热水伴热，后期在汪6－14等井试用电伴热集气工艺。
　　1996年，升平深层气井配套建设的高压集气管道，通过调压间的平衡网进人中浅气井的低压集气管道。到1999年，“三肇”地区建成多井集气站4座、单井集气站11座，调压计量间2座，形成以汪家屯气田为中心的集输气管网，建成集输气管道146.7千米，与喇萨杏油田天然气系统联网，输往轻烃总库以及第八采油厂用气终端。朝长地区建成从朝一联配气间至油田生产系统以及连接气田的“朝14站—净水厂—长春岭气田”“朝十、朝九站—三站气田”“朝六联—肇东一联—双二联”“朝一联—朝57井—朝51井—四站气田—涝洲气田—五站气田—哈尔滨”的四条主要集输气管道，以及“双一联—太平庄气田—哈尔滨天然气公司”的辅助供气管道，共建成5座多井集气站、9口单井集气站，集输气管道总长256千米。
　　外围西部地区建成以“杏九联—创业庄—杏西—龙虎泡—白音诺勒”和“二站—阿拉新—齐齐哈尔”的输气管道为主线以及另外3条配套输气管道为辅线的天然气集输管网，在新站油田大41井单建通往新站油田及第七采油厂的供气管线。外围西部地区共建成4个多井集气站、3个单井集气站，集输气管道总长312千米。
　　2002年，随着二氧化碳气井投入开采，配套建成宋芳屯二氧化碳液化站（生产能力1.32万吨／年）和3口二氧化碳气井，液化站建有相应的二氧化碳气集输、干燥脱水、液化系统。
　　2004年，徐深气田的3口深层气井投入试采，“大庆长垣东部地区深层天然气试采工程”正式启动实施。该工程采用单井或多井集气、集中脱水、干线输气的工艺流程，在深层高压气井的井口设置自动安全保护系统，天然气进站流程采用电伴热防冻、高压采气工艺，集气站采用加热节流、轮换计量、三甘醇脱水工艺，集中建净化厂（采用甲基二乙胺脱碳），设置DCS控制系统，实现生产过程的自动化检测和控制。同时，着手在3口深层气井南北两侧敷设“徐深1—红岗”及“徐深1—徐深9—双合”深层天然气集气干线，使深层天然气通过独立的集输系统，直接进入红岗压气站。截至2005年底，大庆长垣东部地区建成集气站5座、调压间1座、外输管线60.6千米。建成产能95万立方米／年，形成年外输天然气25亿立方米的生产能力。

天然气调气管道建设现状表　表4－11 作用 起点—终点 规格及长度(DN/千米) 输气能力(亿立方米/年) 向哈尔滨供气 采油十厂—哈尔滨 DN250/42 1.65 向齐齐哈尔供气 杏九—阿拉新—齐齐哈尔 DN200/198 1 联　络 徐深1—红压 DN500/61 25 油田内部调气 徐深9—双合 DN700/33 50 宋2—轻烃总库 DN200/64 1.65 采油八厂—采油七厂 DN150/36 0.6 采油八厂—高台子 DN150/36 0.6