油田天然氣系統(tǒng)能耗控制措施探討

王慶偉（大慶油田設(shè)計院有限公司）

1 概況

大慶油田歷經(jīng)61年的開發(fā)建設(shè)，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(chǎn)和能耗情況來看，2019年較2011年，年產(chǎn)液增長16.2%、年注水增長16.7%，噸液生產(chǎn)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(chǎn)能耗增長15.7%，可見，“十三五”期間地面系統(tǒng)噸液耗氣仍呈上升趨勢。“十四五”期間大慶油田規(guī)劃基建油水井3萬余口，根據(jù)開發(fā)部署，參照當前用能水平并考慮技術(shù)發(fā)展，預計到“十四五”末，油田生產(chǎn)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(chǎn)出合格商品原油、天然氣的總生產(chǎn)流程看，天然氣產(chǎn)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(zhuǎn)油站、脫水站、油庫、氣田集氣站等油氣處理環(huán)節(jié)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(jié)氣需從油氣生產(chǎn)系統(tǒng)及其主要耗氣環(huán)節(jié)著手，在地面系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整的基礎(chǔ)上，結(jié)合油田數(shù)字化和智能化建設(shè)，同期開展新能源有效利用替代技術(shù)的研究，以實現(xiàn)油田生產(chǎn)單元大幅度節(jié)氣、綠色低碳清潔生產(chǎn)，最終實現(xiàn)油田提質(zhì)增效、高質(zhì)量發(fā)展[2]。

3 控制措施

3.1 系統(tǒng)優(yōu)化簡化，源頭控制用氣消耗

1）產(chǎn)能建設(shè)工程堅持“三優(yōu)一簡”，控制新增耗氣。產(chǎn)能建設(shè)繼續(xù)圍繞“降投資、控成本、減能耗、保生產(chǎn)”建設(shè)目標，以適應油田中長期開發(fā)的總體需求和生產(chǎn)平穩(wěn)運行為核心，通過地上地下一體化、系統(tǒng)布局優(yōu)化、能力利用優(yōu)化、工藝技術(shù)簡化的“三優(yōu)一簡”措施，有效利用剩余能力、持續(xù)優(yōu)化核減低負荷站場，降低建設(shè)投資和運行成本，從源頭上優(yōu)化耗氣設(shè)備運行負荷，控制產(chǎn)能建設(shè)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(tǒng)優(yōu)化調(diào)整，降低低效耗氣。針對產(chǎn)油量、產(chǎn)液量、注入量變化，引起各系統(tǒng)不均衡、部分區(qū)域存在系統(tǒng)低效運行問題，根據(jù)開發(fā)形勢進行整體或局部優(yōu)化調(diào)整措施。對于開發(fā)形勢比較明確的區(qū)域，在整體上統(tǒng)籌考慮區(qū)域綜合優(yōu)化調(diào)整，對區(qū)域內(nèi)的集油系統(tǒng)、注水系統(tǒng)、污水系統(tǒng)及電力系統(tǒng)等統(tǒng)一進行考慮。采取“核減、合并、降級”等措施，優(yōu)化站場布局、精簡站場規(guī)模、提高設(shè)施完好率。如采油六廠南中塊區(qū)域，未來5年沒有新增油水井，適宜進行區(qū)域優(yōu)化調(diào)整。原油集輸系統(tǒng)通過站間關(guān)系調(diào)整優(yōu)化管網(wǎng)運行、站庫關(guān)系調(diào)整提高區(qū)域負荷、站場降級合并優(yōu)化區(qū)域布局，核減轉(zhuǎn)油站1座，站場功能降級3座。系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整后，原油脫水系統(tǒng)僅保留1座脫水站，降低系統(tǒng)設(shè)計規(guī)模，核減一段游離水設(shè)計能力2.8×104t/d、二段電脫水器設(shè)計能力0.9×104t/d，聯(lián)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(zhuǎn)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(shè)計與數(shù)字化、新技術(shù)相融合，綜合提效節(jié)氣

3.2.1 降低采暖負荷，節(jié)約采暖耗氣

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

2）充分利用管道、機泵散熱，取消生產(chǎn)廠房采暖。對于油氣站場，室內(nèi)管道保溫設(shè)計在符合減少散熱損失、節(jié)約能源、滿足工藝要求等的基本原則下，對站場室內(nèi)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(nèi)采暖溫度。例如，新建的杏北三元-8轉(zhuǎn)油放水站內(nèi)油泵房及容器操作間整棟生產(chǎn)廠房利用工藝管道散熱，不設(shè)置額外采暖設(shè)施，降低采暖熱負荷0.15 MW，每個采暖期節(jié)省天然氣4.2×104m3，取得較好的采暖系統(tǒng)優(yōu)化效果。

3）提高站場自動化控制水平，減少值班場所。通過數(shù)字化建設(shè)，提高站場自動化控制水平，優(yōu)化管理模式，減少工作人員值班場所。如聯(lián)合站采用集中監(jiān)控合崗設(shè)計，合崗設(shè)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(jiān)控室采暖，減少值班室采暖面積[6]。以杏四聚聯(lián)合站為代表，采用集中監(jiān)控、合崗布置后，節(jié)省占地15680m2，減少建筑面積405m2，每個采暖期節(jié)省天然氣4×104m3。

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

3.2.2 優(yōu)化運行參數(shù)，節(jié)約工藝耗氣

1）根據(jù)高含水期采出液物性，實現(xiàn)低溫集輸。大慶油田典型集油工藝主要有喇薩杏長垣老區(qū)的雙管摻水（熱洗）集油流程和外圍油田單管環(huán)狀摻水集油流程。針對長垣老區(qū)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(xiàn)為水為連續(xù)相，輸送介質(zhì)與管壁之間的水力摩阻降低，同時，由于產(chǎn)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(xiàn)低溫集輸。

2）依托數(shù)字化建設(shè)，實現(xiàn)精準調(diào)控。數(shù)字化建設(shè)集油閥組間每個集油環(huán)設(shè)置摻水控制裝置，與集油環(huán)回油溫度連鎖調(diào)節(jié)集油環(huán)摻水量；轉(zhuǎn)油站內(nèi)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(jù)所需出口溫度與燃燒器連鎖，實現(xiàn)摻水溫度控制。借助以上數(shù)字化建設(shè)，精準調(diào)控，不斷優(yōu)化集油系統(tǒng)摻水量[7]。

3.2.3 積極推廣節(jié)氣設(shè)備與技術(shù)，提高加熱爐效率

油氣生產(chǎn)系統(tǒng)90%以上耗氣為加熱爐，而加熱爐普遍存在設(shè)備老舊、熱效率低、負荷率不均衡等問題，具體表現(xiàn)為：

1）設(shè)備使用年限長、設(shè)備老化嚴重。老舊加熱爐換熱面結(jié)垢嚴重，造成介質(zhì)側(cè)換熱系數(shù)大幅減小，運行熱效率遠低于新爐投產(chǎn)時熱效率，有些加熱爐甚至爐效只有60%。

2）是被加熱介質(zhì)成分復雜，換熱面介質(zhì)側(cè)淤積、結(jié)垢嚴重。由于加熱爐被加熱介質(zhì)主要是含油污水、含水油、凈化油、清水等，長垣老區(qū)聚驅(qū)、三元驅(qū)采出液成分復雜，粘度大，攜帶泥沙等雜質(zhì)量大，外圍低滲透油田近年來致密油開發(fā)采用大規(guī)模體積壓裂，含壓裂液的采出液進入集輸系統(tǒng)，造成被加熱介質(zhì)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(zhì)側(cè)換熱系數(shù)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(fā)生。

3）自控水平低、配風量大、排煙熱損失大。由于產(chǎn)液量是在波動的，加熱爐內(nèi)被加熱介質(zhì)流量也隨之變化，即加熱爐實際生產(chǎn)需求熱功率是時時變化的[8]?，F(xiàn)場操作人員只能根據(jù)平常對火焰的觀察對配風進行調(diào)節(jié)，難以按加熱爐運行負荷變化及時合理地調(diào)節(jié)配風量，造成空氣系數(shù)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(jié)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(jù)加熱負荷、工藝需求、加熱介質(zhì)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(zhì)易產(chǎn)生淤積結(jié)垢時，可以采用間接換熱技術(shù)，如采用相變加熱爐。二是對于結(jié)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(qū)加熱爐每年至少清淤1次；聚驅(qū)、三元等化學驅(qū)區(qū)塊的加熱爐每年至少清淤2次；當換熱面介質(zhì)側(cè)結(jié)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(shù)除垢等技術(shù)。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(nèi)加設(shè)空氣預熱器、火管外涂刷節(jié)能涂料、火管尾部加設(shè)熱管、加熱爐信息化控制等綜合應用技術(shù)措施，以提高加熱爐運行熱效率。

4 新能源技術(shù)

大慶油田具有較為豐富的風能、太陽能、地熱能、大量油田產(chǎn)出水和生物質(zhì)能等清潔能源，通過其應用潛力、技術(shù)儲備、可實施性等分析，結(jié)合油田自身生產(chǎn)特點，選用工業(yè)余熱、地熱能源和風光發(fā)電替代傳統(tǒng)用熱能源，達到清潔生產(chǎn)、節(jié)氣減排的目的。根據(jù)生產(chǎn)用能清潔替代的總體安排，“十四五”期間大慶油田規(guī)劃利用熱泵技術(shù)，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(guān)低效井地熱，替代生產(chǎn)用熱和采暖用熱，減少天然氣及原油消耗，達到部分生產(chǎn)用熱清潔替代目的[10]。

5 下一步設(shè)想

1）油氣生產(chǎn)站場應進一步充分利用工業(yè)余熱，降低采暖能耗。對于油氣生產(chǎn)站場應根據(jù)不同生產(chǎn)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(shù)，如跟蹤轉(zhuǎn)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(jù)工業(yè)余熱采暖應用效果，進一步在地面建設(shè)中推廣，使之成為常態(tài)化設(shè)計。

2）不斷探索、完善低溫集輸工藝研究，推進節(jié)氣降耗。根據(jù)特高含水開發(fā)期采出液物性的變化，對集輸、污水處理系統(tǒng)的處理溫度進行技術(shù)界定，優(yōu)化處理參數(shù)，為進一步實現(xiàn)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(shù)字化監(jiān)控平臺，建立能效優(yōu)化系統(tǒng)，進一步優(yōu)化低溫摻水系統(tǒng)運行，實施精細管理，加強生產(chǎn)環(huán)節(jié)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(jù)其應用情況，不斷探索應用，為節(jié)氣降耗開辟新空間。