采油廠天然氣能耗控制措施及對策分析

陳向武 佘小兵 馬士平 李波 郝書岳 鄧海平 王超

1大慶油田有限責任公司第七采油廠

2長慶油田分公司第四采油廠采油工藝研究所

隨著集輸系統規模的不斷擴大，氣量需求逐年上升，要求地面管理必須拓寬工作思路，深挖管理提升潛力，按照“多集氣、少耗氣、強保障”的思路，加強井站集氣力度，提升外引氣和氣井氣保障能力，進一步優化集輸系統節點生產參數，減少高耗能設備運行，在滿足生產需求基礎上，最大限度減少耗氣量，確保原油生產系統平穩運行[1-2]。

1 天然氣系統現狀

采油七廠管轄面積1 511.65 km3，現開發管理葡萄花、太平屯南部、敖包塔、永樂及頭臺等11個油田，已建油水井6 861 口；管轄聯合站、轉油站等各類站庫147 座，計量閥組間248 座，埋地管道7 594 km。

伴生氣系統：已建聯合站6 座、轉油站31 座，建成集返輸氣管道74條338.5 km，站間輸氣管道7條118.3 km。淺層氣系統：已建集氣站1 座，處理能力15×104m3/d，生產氣井3 口，冬季產氣量為8.0×104m3/d，配套建成集氣站至聯合站輸氣管網17.6 km；外引氣系統：已建杏Ⅴ-1、宋一聯兩個方向外引氣管線，全長87 km，供采油七廠、頭臺油田、昆侖燃氣、儲運銷售、礦區等單位用氣，總引氣能力30×104m3/d。

目前南垣股份已建輕烴回收裝置2套，總設計處理規模6.5×104m3/d。采油七廠已建各類加熱爐194 臺，其中，二合一53 臺、四合一38 臺、五合一3 臺、火筒加熱爐5 臺、鍋爐16 臺、真空爐76臺、水套爐3臺，設計總功率303.24 MW。

2 天然氣能耗控制措施

2.1 提升系統集氣能力

以采油廠聯合站等大型站庫為中心，逐步建成了較完善的集返輸氣管網。通過站庫周邊輕烴回收裝置，最大限度實現天然氣的靈活調運，避免剩余濕氣放空，年累計多集氣500×104m3。針對井口集氣冬夏季產氣差值大、部分井口設備集氣功能失效等問題，通過調查、整改和加強管理，整改不具備集氣功能井4口、集氣設備損壞井68口、油套連通細管凍堵345口，年累計多集氣268×104m3。

2.2 控制系統耗氣源頭

在新建產能過程中，充分利用和優化已建站場的負荷，控制低負荷站場運行能耗。“十三五”期間，在未新建脫水站及轉油站的情況下，產液量增加了320×104m3，加熱爐臺數及總功率基本持平，有效利用站庫已建加熱能力，優化加熱爐運行臺數，運行負荷率提高11.12%，耗氣量逐年下降[3]。部分站場因有摻水等熱源保障，不需進行額外采暖；同時為降低采暖燃氣消耗，對前線33 座站場內部分場所散熱器進行拆除，在滿足供暖條件的前提下，減少散熱器組數，共計拆除散熱器380組，年少耗氣13.6×104m3。

自2007 年開始，某北地區進行系統調整，對部分采油井進行了冷輸工藝改造，主要應用串聯冷輸及樹狀冷輸兩種工藝，并逐步摸索出了適應某北地區的冷輸適應條件[4]。目前有143 口冷輸井正常運行，年減少摻水量49.42×104m3，年少耗氣157.4×104m3。對全廠雙管摻水流程和單管環狀摻水流程中的已關井或開井不產油的油井進行調查，依據該類型油井數量及分布情況，對無效摻水的14 口油井集輸工藝進行掃線關停、摻水整改，降低摻水量，年少耗氣17×104m3。

2.3 節氣技術應用

（1）應用加熱爐節能裝置。安裝多功能一體化燃燒器60 臺，爐況優化裝置39 套，加熱爐平均節氣率5%。開展同類型加熱爐對標、各項清理及技防措施檢查，分類診斷加熱爐爐效三大方面11 項影響因素，累計診斷131臺，發現問題69項。編制加熱爐提效措施優化方案[5]，開展清淤除垢、酸洗清洗等措施593 臺次，現場檢查140 站次，累計完成技術管理工作方案5項，定位加熱爐能效薄弱環節，實施措施后平均爐效85.3%，年節氣110×104m3。

（2）持續開展轉油站集輸參數優化管理。5 月起執行夏季標準，11 月起執行冬季標準，每月按時開展監督考核，繼續把“兩控兩優”作為集輸系統降耗工作重點[6]。節點溫度方面，2021 年1 至10月全廠轉油站平均回油溫度36.9 ℃，同比降低0.7 ℃；2021 年1—10 月全廠轉油站平均摻水溫度61.59 ℃，同比降低1.15 ℃。在停運摻水泵61 臺、加熱爐47臺的基礎上，2021年5月1日—9月30日又停運摻水泵7 臺、加熱爐5 臺。截至目前實現節氣230×104m3。

2.4 加強清潔能源替代

2006 年建設并投運電動壓縮式熱泵機組3 套，該套機組為生產指揮中心、會議中心、技術交流中心、廠機關辦公樓提供冬季供暖及夏季制冷[7]，熱源介質為某一聯污水，溫度為37～39 ℃，經處理后系統供熱溫度達到60 ℃。2011 年建設并投運電動壓縮式熱泵機組2套，該套設備為某Ⅰ-1注水站建筑室內提供冬季供暖，熱源介質為某一聯污水處理站處理后回注污水，溫度為35～37 ℃，經處理后系統供熱溫度達到60 ℃。兩處熱泵機組運行平穩，實現年節氣18×104m3。

2.5 強化耗氣制度管理

編制《采油七廠2021 年天然氣管理工作方案》，實施產氣量、天然氣消耗量年度考核，使井口產氣量較上一年上升2%。分隊分站制定產耗氣指標，每月進行檢查考核，切實落實耗氣指標。嚴控集輸節點溫度和設備運行臺數，增加計量間回油溫度和轉油站摻水量控制檢查標準，保障集輸系統高效低耗運行，檢查結果列入月度考核，由研究所負責包隊管理的技術人員，對未達標轉油站及計量間的整改情況進行跟蹤監督。

3 存在的問題

3.1 趨勢分析

隨著采油廠的持續開發，集輸系統規模逐年擴大，天然氣能耗問題主要有4點：①伴生氣產量逐年降低。外圍區塊開發存在氣量低、衰減快、集氣難等問題，隨著原油產量降低，伴生氣產量也呈下降趨勢。②伴生氣耗量逐年上升。新井產量占全年總產量比例逐年升高，開發規模的擴大導致伴生氣耗量上升。③節氣措施仍需進一步挖掘。目前主要通過技改措施及降溫集輸等措施開展節氣工作，降溫集輸以生產經驗制定參數，需進一步開展系統研究并挖掘節氣潛力。④清潔能源替代天然氣需推進周期。地熱資源利用需要進行詳細的勘探論證，熱泵等以熱代氣技術需要論證及立項建設，存在操作周期問題[8]。

3.2 產耗氣不平衡

依據產耗氣量預測，2022—2031 年冬季缺氣量將由12.8×104m3/d 上升至16.9×104m3/d，冬季缺氣嚴重，采油七廠冬季依賴外引氣保證生產運行，極端天氣及外引氣系統壓力降低等應急能力較為脆弱。自2020 年開始，頭臺油田陸續開發葡淺6H-1、葡淺16、葡淺192-60 等稠油熱采區塊，天然氣需求持續上升，采油廠地區整體缺口增大（表1）。氣井待維修及停井較多，供氣保障能力下降。采油七廠已建集氣站1 座，處理能力15×104m3/d，生產氣井3 口，冬季產氣量為6×104m3/d，某4 井出水停運，氣井供氣量下降，為保障集輸耗氣，調整其余兩口井開度，提升氣井產氣量。

表1 采油七廠地區冬夏季缺氣需求預測Tab.1 Prediction of gas shortage demand in winter and summer in the region of No.7 Oil Production Plant

4 解決對策

按照“多集氣、少耗氣、強保障”的工作思路，圍繞“加強井站集氣力度、降低集輸系統耗氣量、提升外引氣輸氣能力、提升氣井氣保障能力”四個方面開展工作，在保障耗氣指標的前提下，確保原油生產系統平穩運行。

4.1 多措并舉提升系統集氣能力

加大井口集氣設備運行維護，故障井及時維修整改，實施油套聯通管線保溫措施，避免油套聯通管線發生凍堵，確保套管氣進干線，增加站內集氣量；強化設備運維，制定干燥器底水排放制度，加大監督檢查力度，確保除油干燥器正常運行，保證站內有效集氣；針對已建27 座高架罐，依據其他采油廠等單位試點建設情況，逐步對已建高架罐進行零散氣回收，增加集氣量[9]。

4.2 管理技術并舉降低天然氣耗量

管理方面采取的措施包括：①在2020 年實施低溫集油的基礎上，進一步擴大區域化規模，對238座計量間、31座轉油站應試盡試，最大規模推廣。嚴控轉油站集輸節點溫度和設備運行臺數，增加摻水量控制檢查標準，檢查結果列入月度考核。②加大加熱爐清淤除垢施工現場監督力度，對現場實際存在的問題進行統計分析，監督檢查加熱爐各項措施的實施，切實落實節能效果。③對全廠雙管摻水流程和環狀摻水流程中已關井或開井不產油井進行摸排，制定掃線工作運行表，對無效摻水集油環進行掃線停摻整改，減少無效耗氣。

技術方面采取的措施包括：①通過分析集輸系統工藝流程存在的薄弱環節，結合歷史運行數據，確定低溫集輸界限，建立油氣集輸系統能效優化模型，優化調整集輸系統運行方案，實現能耗的日常優化管理，降低集輸系統能耗[10]。②優化摻水流量自動控制裝置參數及耗氣量數據自動采集系統，優化摻水量及摻水溫度，加熱爐爐效實時監控，實現天然氣耗量遠程調控，減少天然氣無效消耗。③在地熱能源開發方面，依托廠管轄區塊內已發現的8口高溫高壓熱水井，根據地熱性質和井位分布，探索采油廠地熱資源分布，為地熱資源開發提供技術支撐。

4.3 建設引氣管線提升外引氣能力

新建新肇聯至葡四聯天然氣管道DN150（2.5 MPa）11 km，設計輸氣能力20×104m3/d，以補充采油七廠地區油田產能用氣的不足。經核算夏季可向采油七廠輸送天然氣11.07×104～16.6×104m3/d，冬季可輸送天然氣3.47×104～16.62×104m3/d。

4.4 鉆修結合提升氣井氣保障能力

加大淺層氣井勘探開發力度。在葡196-18 集氣站周邊開發淺層氣井，提升氣井氣產量。計劃基建葡淺199-20 井，增加氣井氣產量1.7×104m3/d。加快葡198-18 修井進度。通過天然氣壓縮設備增壓氣舉，連續排采井筒及地層積液，恢復該井產能，恢復產氣量2.0×104m3/d。