油田天然氣系統能耗控制措施探討

王慶偉（大慶油田設計院有限公司）

1 概況

大慶油田歷經61年的開發建設，截止2020年底，已建成油水井12萬余口，各類站場7千余座。從“十二五”以來的油氣生產和能耗情況來看，2019年較2011年，年產液增長16.2%、年注水增長16.7%，噸液生產綜合能耗降低15%，總體上看能耗得到了有效控制。但與2016年相比，2019年噸油生產能耗增長15.7%，可見，“十三五”期間地面系統噸液耗氣仍呈上升趨勢。“十四五”期間大慶油田規劃基建油水井3萬余口，根據開發部署，參照當前用能水平并考慮技術發展，預計到“十四五”末，油田生產用能450余萬噸標煤。

2 能耗控制基本思路

從油氣井集輸至產出合格商品原油、天然氣的總生產流程看，天然氣產出主要為氣田采出天然氣及油田伴生氣，而天然氣消耗90%以上主要集中在轉油站、脫水站、油庫、氣田集氣站等油氣處理環節的加熱爐，主要用于摻水、熱洗、脫水、外輸、工藝伴熱、采暖以及氣田加熱等[1]。因此，開展節氣需從油氣生產系統及其主要耗氣環節著手，在地面系統優化調整的基礎上，結合油田數字化和智能化建設，同期開展新能源有效利用替代技術的研究，以實現油田生產單元大幅度節氣、綠色低碳清潔生產，最終實現油田提質增效、高質量發展[2]。

3 控制措施

3.1 系統優化簡化，源頭控制用氣消耗

1）產能建設工程堅持“三優一簡”，控制新增耗氣。產能建設繼續圍繞“降投資、控成本、減能耗、保生產”建設目標，以適應油田中長期開發的總體需求和生產平穩運行為核心，通過地上地下一體化、系統布局優化、能力利用優化、工藝技術簡化的“三優一簡”措施，有效利用剩余能力、持續優化核減低負荷站場，降低建設投資和運行成本，從源頭上優化耗氣設備運行負荷，控制產能建設帶來的耗氣量剛性增長和低負荷站場無效能耗增加[3-4]。

2）老油田系統優化調整，降低低效耗氣。針對產油量、產液量、注入量變化，引起各系統不均衡、部分區域存在系統低效運行問題，根據開發形勢進行整體或局部優化調整措施。對于開發形勢比較明確的區域，在整體上統籌考慮區域綜合優化調整，對區域內的集油系統、注水系統、污水系統及電力系統等統一進行考慮。采取“核減、合并、降級”等措施，優化站場布局、精簡站場規模、提高設施完好率。如采油六廠南中塊區域，未來5年沒有新增油水井，適宜進行區域優化調整。原油集輸系統通過站間關系調整優化管網運行、站庫關系調整提高區域負荷、站場降級合并優化區域布局，核減轉油站1座，站場功能降級3座。系統優化調整后，原油脫水系統僅保留1座脫水站，降低系統設計規模，核減一段游離水設計能力2.8×104t/d、二段電脫水器設計能力0.9×104t/d，聯合站二段電脫水負荷率由28.2%提高到83.3%；共減少脫水爐5臺、外輸爐1臺，核減加熱能力13.92 MW；因脫水站降級、轉油站停運減少工藝采暖負荷0.53 MW，合計減少用熱負荷為2.85 MW，年可減少天然氣用量為239.14×104m3，減少用氣費用為362萬元。

3.2 設計與數字化、新技術相融合，綜合提效節氣

3.2.1 降低采暖負荷，節約采暖耗氣

1）精細設計，優化生產廠房采暖溫度。對油氣站場生產建筑物室內采暖進行設計時，溫度取設計溫度下限；同時，考慮到部分生產廠房不需人員值守，如罐前閥室、加熱爐燒火間、站內單一功能油氣閥組間、站外的計量站、閥組間等不設采暖[5]。

2）充分利用管道、機泵散熱，取消生產廠房采暖。對于油氣站場，室內管道保溫設計在符合減少散熱損失、節約能源、滿足工藝要求等的基本原則下，對站場室內油、氣混輸管道、污水管道、天然氣管道、采暖熱回水管道盡量不保溫，利用保溫管道、不保溫管道、管道附件的散熱量及電機的散熱量，維持室內采暖溫度。例如，新建的杏北三元-8轉油放水站內油泵房及容器操作間整棟生產廠房利用工藝管道散熱，不設置額外采暖設施，降低采暖熱負荷0.15 MW，每個采暖期節省天然氣4.2×104m3，取得較好的采暖系統優化效果。

3）提高站場自動化控制水平，減少值班場所。通過數字化建設，提高站場自動化控制水平，優化管理模式，減少工作人員值班場所。如聯合站采用集中監控合崗設計，合崗設計前的游離水脫除器操作崗、電脫水器操作崗、外輸及計量崗的值班室、含油污水處理站值班室、注水站值班室等全部取消，只在集中監控室采暖，減少值班室采暖面積[6]。以杏四聚聯合站為代表，采用集中監控、合崗布置后，節省占地15680m2，減少建筑面積405m2，每個采暖期節省天然氣4×104m3。

4）應用一體化橇裝集成技術，降低采暖面積。在外圍低滲透油田偏遠獨立區塊，由于新建站場建設規模小，可采用一體化橇裝集成技術，使多個不同功能橇塊集成站場全部功能，實現設備高效，布局合理、緊湊，可減少廠房設置，減少采暖面積，節約占地，減少工藝管道散熱和工藝伴熱負荷。

3.2.2 優化運行參數，節約工藝耗氣

1）根據高含水期采出液物性，實現低溫集輸。大慶油田典型集油工藝主要有喇薩杏長垣老區的雙管摻水（熱洗）集油流程和外圍油田單管環狀摻水集油流程。針對長垣老區油田進入特高含水期后，油井采出液綜合含水率達到90%以上，在管輸過程中表現為水為連續相，輸送介質與管壁之間的水力摩阻降低，同時，由于產液量越高，含水率越高，油井出油溫度高的有力條件，逐步探索實踐，實現低溫集輸。

2）依托數字化建設，實現精準調控。數字化建設集油閥組間每個集油環設置摻水控制裝置，與集油環回油溫度連鎖調節集油環摻水量；轉油站內來液閥組顯示各閥組間進站回油溫度，嚴格控制閥組間來液溫度；每臺摻水爐根據所需出口溫度與燃燒器連鎖，實現摻水溫度控制。借助以上數字化建設，精準調控，不斷優化集油系統摻水量[7]。

3.2.3 積極推廣節氣設備與技術，提高加熱爐效率

油氣生產系統90%以上耗氣為加熱爐，而加熱爐普遍存在設備老舊、熱效率低、負荷率不均衡等問題，具體表現為：

1）設備使用年限長、設備老化嚴重。老舊加熱爐換熱面結垢嚴重，造成介質側換熱系數大幅減小，運行熱效率遠低于新爐投產時熱效率，有些加熱爐甚至爐效只有60%。

2）是被加熱介質成分復雜，換熱面介質側淤積、結垢嚴重。由于加熱爐被加熱介質主要是含油污水、含水油、凈化油、清水等，長垣老區聚驅、三元驅采出液成分復雜，粘度大，攜帶泥沙等雜質量大，外圍低滲透油田近年來致密油開發采用大規模體積壓裂，含壓裂液的采出液進入集輸系統，造成被加熱介質成分復雜、潔凈度差。這些淤積物沉積在火筒式加熱爐的煙火管外壁上，影響換熱表面熱量傳遞，造成介質側換熱系數大幅減小、降低其運行熱效率，增加了燃料氣的消耗，嚴重了還會造成火管變形、鼓包甚至穿孔等事故發生。

3）自控水平低、配風量大、排煙熱損失大。由于產液量是在波動的，加熱爐內被加熱介質流量也隨之變化，即加熱爐實際生產需求熱功率是時時變化的[8]。現場操作人員只能根據平常對火焰的觀察對配風進行調節，難以按加熱爐運行負荷變化及時合理地調節配風量，造成空氣系數偏大。

4）部分加熱爐運行熱負荷低、冬夏季差距大。由于各站負荷不均衡、季節性低溫摻水等原因，致使加熱爐運行負荷率低，實際運行工況與加熱爐滿負荷工況差異較大，導致加熱爐運行熱效率低[9]。

針對上述問題，可采取三方面加熱爐提效措施。一是對于使用年限長、承壓部位腐蝕嚴重或熱疲勞嚴重的加熱爐，根據加熱負荷、工藝需求、加熱介質潔凈度選用高效適用爐型，對其進行整體更新。如當被加熱介質易產生淤積結垢時，可以采用間接換熱技術，如采用相變加熱爐。二是對于結垢、淤積嚴重的加熱爐，制定合理的清淤清垢周期，提高加熱爐運行效率。水驅加熱爐每年至少清淤1次；聚驅、三元等化學驅區塊的加熱爐每年至少清淤2次；當換熱面介質側結垢厚度達到3 mm，宜對其進行一次清垢。采用人工清淤、化學除垢、空穴射流技術除垢等技術。三是對于熱效率低、承壓件還可使用而清淤清垢措施無效的加熱爐，進行局部更新改造。通過應用高效燃燒器、降低煙囪高度、煙囪加保溫、煙箱內加設空氣預熱器、火管外涂刷節能涂料、火管尾部加設熱管、加熱爐信息化控制等綜合應用技術措施，以提高加熱爐運行熱效率。

4 新能源技術

大慶油田具有較為豐富的風能、太陽能、地熱能、大量油田產出水和生物質能等清潔能源，通過其應用潛力、技術儲備、可實施性等分析，結合油田自身生產特點，選用工業余熱、地熱能源和風光發電替代傳統用熱能源，達到清潔生產、節氣減排的目的。根據生產用能清潔替代的總體安排，“十四五”期間大慶油田規劃利用熱泵技術，提取油田采出水余熱、注水機組冷卻水余熱，以及地熱水和長關低效井地熱，替代生產用熱和采暖用熱，減少天然氣及原油消耗，達到部分生產用熱清潔替代目的[10]。

5 下一步設想

1）油氣生產站場應進一步充分利用工業余熱，降低采暖能耗。對于油氣生產站場應根據不同生產場所工藝操作條件、人員配備情況，界定不同采暖模式與采暖參數，如跟蹤轉油放水站、脫水站等操作間取消的適用性，并不斷改進和推廣應用；根據工業余熱采暖應用效果，進一步在地面建設中推廣，使之成為常態化設計。

2）不斷探索、完善低溫集輸工藝研究，推進節氣降耗。根據特高含水開發期采出液物性的變化，對集輸、污水處理系統的處理溫度進行技術界定，優化處理參數，為進一步實現低溫摻水甚至不摻水集油提供理論支持。同時，通過智能管控，綜合降低運行能耗，借助數字化監控平臺，建立能效優化系統，進一步優化低溫摻水系統運行，實施精細管理，加強生產環節能耗管控。

3）余熱利用替代燃氣加熱具有較大的清潔替代潛力，應用前景廣闊。應適時開展新能源典型工程，根據其應用情況，不斷探索應用，為節氣降耗開辟新空間。