油氣田天然氣產量核算方法研究

黃鶴楠（中國石油遼河油田分公司安全環保技術監督中心）

2020年以來，國際油價下行致使油氣田企業面臨前所未有的提質增效攻堅戰。面對嚴峻形勢，加大天然氣勘探開發與潛力挖掘將作為重要效益增長點。但遼河油田油品種類復雜，各單位天然氣管網與工藝各異，自產、自耗天然氣計量系統不規范且不完善，承襲歷史原因，核算統計存在難點。

1 現狀

遼河油田是我國最大的稠油、高凝油生產基地。總部坐落在遼寧省盤錦市，地跨遼寧省、內蒙古自治區的13 個市（地）、35 個縣（旗）。目前年原油生產能力為1 000×104t，天然氣生產能力為8×108m3，下轄錦采、歡采、曙采、興采、高采、茨采、沈采、金海、特油、遼興、冷家、未動用及油氣集輸公司共13 家油氣生產單位。遼河油田石油地質勘探工作從上世紀50 年代開始，1970 年開始大規模勘探開發建設；1980年國務院正式向國內外公開遼河油田建成；1986 年生產原油突破1 000×104t，成為全國第三大油田；1995 年原油產量達到1 552×104t，創歷史最高水平。截至目前，累計生產原油4 億多噸、天然氣800 多億立方米，連續27年保持千萬噸以上高產穩產[1]。

遼河油田稠油和超稠油在產量構成占比大，氣井氣產量不足，加之蒸汽吞吐、蒸汽驅、SAGD、火驅、非烴類氣驅等開發方式多樣，井口伴生氣可燃氣體組分迥異。油田注汽和管輸伴熱每年要消耗十幾億立方米天然氣，其中大部分需外購[2-3]。而從遼河油田相關部門統計的油氣生產報表來看，各單位產耗數據來源不一，規范性有待加強。為摸清自產天然氣的準確產量，亟需尋求嚴謹科學的核算方法，為節能挖潛決策提供有力依據[4]。

2 核算原則

通過與各油氣生產單位天然氣管理部門調研，按照能源審計的方法，了解各單位天然氣管網流程、現場勘驗典型場點和生產報表數據，依據物質平衡原理，以采油作業區為劃分邊界核算各單位天然氣總產量[5-6]。統計耗氣設備及計量器具使用、外銷（轉供）點分布、產氣組分熱值，以及熱注、采油系統耗氣占比等情況，按作業區繪制了天然氣流程走向圖（圖1）；并針對用氣結構不合理、計量儀表配備不規范等現狀提出合理化建議。同時深挖未利用自產氣潛力，核實進罐（高架罐、地罐等）生產放空及尾氣外排量，在追求效益最大化道路上進行新的探索。

3 主要思路及對策

3.1 創新核算

以往遼河油田油氣生產日報數據來源不統一，上報自產氣量為地質報表數據或延用以往數據，且自產、自耗計量工藝普遍不完善，數據存在涵蓋不全、誤差較大、估算不準的問題。針對計量工藝不完善的單位，依據物質平衡原理（產+購=耗+銷）反推產量，通過計量完備的外銷（轉供）、自耗及外購天然氣量，加以科學估算無計量設備自耗氣量，推算真實、準確的自產氣量[7-8]。

圖1 某采油作業區天然氣流程走向圖

3.2 科學估算自耗量

針對耗氣設備（加熱爐）耗氣量的估算，采納如下兩種方法：被加熱介質溫升核算法（簡稱溫升法） 和加熱爐運行負荷核算法（簡稱負荷法）[9-10]。負荷法因運行負荷率采用數據不是實際運行工況數據（多是平均測試數據），可信度較低；而溫升法是通過被加熱介質量，進、出口溫度，以及加熱爐效率（實測平均效率）、燃料的低位熱值等參數計算，數值較為準確，但所需參數較多，某臺加熱爐耗氣量估算見表1。依據上述方法估算無計量耗氣設備（加熱爐）自耗量，并反向驗證有計量設備的計量精度，有助查找計量誤差，消除管理盲區，發現計量管理的存在問題。

3.3 扣除非可燃氣量

由于部分采油單位存在火驅、非烴類氣驅及SAGD 開發，自產氣可燃氣體有效成分差異大。如：高采采油作業一區因非烴類氣驅開發，可燃氣體組分含量為13.23%；采油作業三區火驅開發，可燃氣體組分約3.38%；特油公司采油作業區SAGD區塊經天然氣處理站集中處理后回注管網，可燃氣體組分37%。提出將此類區塊產氣量按有效組分折算純氣值進行核算統計[11]（表2）。

表1 某臺加熱爐耗氣量估算

表2 按有效組分折算氣量統計

3.4 謀求潛力挖掘

深挖未利用自產氣潛力，通過實地測量和調研，摸清進罐（高架罐、地罐等）生產放空及尾氣外排氣量，查明可回收氣量（表3）。針對油井較為集中的地區或氣量較高的平臺，提出通過流程改造、集中收氣或移動收氣等措施建議；對于可燃組分較低伴生氣，建議回收利用二氧化碳及氮氣，提高自產氣回收利用率[12]。

表3 可回收氣量統計

4 應用情況

4.1 核算過程

通過到各采油廠、油氣集輸公司與其生產技術科、調度室、計量科等天然氣管理相關部門業務人員，天然氣產、耗科級生產單位主管領導、業務人員細致溝通天然氣管理狀況，收集天然氣量數據信息，了解管網流程，并實地查驗單井點、計量站、接轉站、聯合站、貿易交接點等重點區域與場點，復核生產報表數據。在現場調研中了解到部分單位存在大量的進罐（高架罐、地罐等）生產放空及尾氣外排，具備較大節能挖潛空間。

針對計量工藝較為完善的單位，在核實報表數據后確定其產量并計算輸差。對于計量工藝不完整的單位，以采油作業區為劃分邊界，通過計量準確的耗、銷、購氣量推算天然氣產量的方法，并采用科學方法估算無計量耗氣值。同時將耗氣設備及計量器具使用、外銷（轉供）點分布、產氣組分熱值，以及熱注、采油系統耗氣占比等情況分別核實統計，為天然氣管理決策提供依據，遼河油田天然氣產耗購銷匯總見表4。針對現場調研發現的各類問題匯總統計，總結出7 類問題并提出合理化建議，反饋給各單位。

4.2 實施效果及效益

目前天然氣生產報表中，產氣量統計口徑趨于規范，沈采、歡采等單位產氣量上報較為全面，特油、高采已按有效組分折算成純氣，產量數據每天增長約20×104m3，核查數據與報表數據分析見表5。

對13 家油氣生產單位采用本核算方法進行核查統計，密閉系統內產量數據較同期生產報表每天約18×104m3，折算產值增多約30.1 萬元。同時建議針對油井較為集中的地區制定密閉集輸方案，對氣量較多的平臺采取CNG回收，每天可實現回收氣量6×104m3，折算減少外購氣成本約3.3 萬元/d。通過優化注汽運行和自產氣挖潛，每天減少外來氣量約2×104m3，折算減少轉供來氣成本約3.2 萬元。另外，高采擬建設集中處理站分離可燃組分較低伴生氣，可實現循環利用二氧化碳、回注氮氣量約2×104m3/d。

表4 遼河油田天然氣產耗購銷匯總 單位：104 m3

5 結論

通過開展本核算方法研究與應用，一是查找出統計工作的不足與缺憾，進一步規范過程管理；二是暴露出計量工藝不完善問題，有力推進計量管理水平提升；三是掌握各油氣生產單位的管理現狀和實際產能，為天然氣自用重點工程建設及耗氣調配等節能挖潛決策提供有力依據。對各油氣生產單位以往核算統計方式的認識，主要體現在三個方面：

1）天然氣產量的真實情況既是長期以來懸而未決的管理盲點，更是今后精細化管理的工作重點。通過天然氣產量核查，對摸清家底、捋清數據、矯正管理偏差、科學組織生產經營具有重要的指導意義，對天然氣系統生產、經營、管理人員和機制的完善起到培基固本的效果。

2）天然氣統計管理不規范。自產、自耗計量工藝普遍不完善，存在下列現象：計量器具配備不齊全，選型不合理，安裝位置不合理，檢定率低；而無計量設備耗氣量估算方式粗放，誤差較大。

3）建議各油氣生產單位下一步以合理優化產耗管網流程，規范計量器具配備，加大零散氣回收力度為思路，逐步促進天然氣產量核算規范化，生產管理精細化，實現天然氣持續上產、自產氣利用增大，助推油田公司提質增效目標高標準高質量完成。

表5 核查數據與報表數據分析 單位：104 m3