非常規油氣田節能技術綜述

陳衍飛 梁月玖 徐薇 張哲 柳英明（中國石油天然氣股份有限公司規劃總院）

非常規油氣[1]是指用傳統技術無法獲得自然工業產量，需用新技術改變儲集層滲透率或流體黏度等才能經濟開采的連續或準連續型聚集的油氣資源，主要包括：頁巖油、致密油、頁巖氣、致密氣以及煤層氣等。非常規油氣資源作為常規油氣資源的重要接替，體量可觀，在年均產能建設中占比愈發突出，成為近年來國內油氣田開發的新興方向。

非常規油氣資源開采能耗高、產能遞減快，需針對其特點，研究開發全流程的能耗規律，配套先進節能工藝技術，為低成本、高效綠色開發提供技術支撐[2]。依托已有常規油氣田節能技術[3]在非常規油氣田的適應性分析，結合生產中已應用或有推廣潛力的特色技術，通過梳理總結，形成非常規油氣田節能技術，為非常規油氣藏開發工藝技術優化、高效設備優選及能量有效綜合利用提供參考。

1 頁巖油和致密油

1.1 生產及能耗特點

頁巖油、致密油一般儲存在富有機質頁巖地層中，儲層滲透率低，埋藏深度大，國內頁巖油埋深最大已達5 000 m。多采用體積壓裂進行開采，開采初期采用枯竭式開發方式，地層能量不足時轉為機械采油，只采不注，產量衰減速度快，產量波動大。與常規油田相比，頁巖油和致密油的開發具有以下特征[4]：單井產量、氣油比等主要生產參數波動大，且下降迅速，地面設施建設規模容易出現載荷過低的現象；油品物性普遍較好，具備單管不加溫集輸的有利條件；受壓裂液影響，采出液較普通稀油組分更為復雜，油水乳化嚴重，破乳難度大。

中國頁巖油開采基本處于開發初期，部分還在自噴期，同時尚未進入注水階段，大多沒有形成完整生產流程，處理環節大多依托已建站場。目前主要采用單井罐生產模式，井口管道和儲油罐加熱器耗電量較大，生產主要用能為集輸加熱，約占總能耗的50%左右。隨著開采進入中后期，根據已轉抽的單井看，未來生產主要用能環節將變為機采電耗和集輸加熱耗能。

1.2 節能技術綜述

1.2.1 通用節能技術

油氣田企業通過多年來生產實踐，積累了豐富的經驗和節能技術[5]，按生產系統分類，可在頁巖油和致密油生產中應用的常規油田節能技術包括但不僅限于以下幾項：

1）機采系統中應用塔架式長沖程抽油機，根據實際選擇與抽油機井匹配的高效節能電動機（包括低速電動機、永磁電動機、高轉差電動機、開關磁阻電動機等），叢式井組集中控制，抽油機數字化控制以及直驅螺桿泵、無桿采油往復泵等新型無桿采油設備。

2）集輸系統中應用采出液預脫水處理，余熱余壓等余能利用（例如，冷卻水塔水壓余壓利用；高溫采出液、煙氣余熱利用等），井口定壓閥，空氣源熱泵等節能技術。

3）注水系統中考慮注水泵變頻、注水泵帶載啟動、注水系統仿真優化等技術。

4）熱力系統中應用智能燃燒控制，新型高效加熱爐（例如，反燒式井場加熱爐、殼程長效相變加熱爐、煙氣冷凝加熱爐），耐高溫強化吸收涂料等技術。

5）在油氣與新能源融合發展的雙碳戰略背景下，風電、光伏、地熱、儲能等新能源利用技術亦成為非常規油田節能技術應用和發展的重要方向。

1.2.2 非常規典型節能技術

1）投撈電纜式電動潛油螺桿泵。潛油螺桿泵與潛油往復泵一樣，是針對抽油機有桿泵采油存在管桿偏磨、檢泵周期短、安全智能控制不足等問題而開發的新型采油技術，簡化地面傳動環節，從而提高系統效率。投撈電纜式潛油螺桿泵通過動力電纜驅動井下“潛油直驅電動機”，并由電動機轉子通過柔性軸直接驅動螺桿泵進行采油。與常規電潛螺桿泵的區別在于改變電纜下入方式，由固定在油管外側改為從油管中對接，該技術的核心是電纜對接。潛油電動機及其他組件通過油管下入預定位置，在潛油電動機的上部設置對接插頭，再用特殊的潛油承荷電纜連接對接頭，以實現井下機組的動力供給與平穩運行。該技術適合井深泵掛深度在2 600 m 以下。某油田將其應用于頁巖油實際生產，單井投資為70 萬元，同游梁式抽油機相比節能約33%。在某作業區共推廣應用76 口井，年節電145.3×104kWh， 折合為439.5 tce， 經濟效益312.5 萬元。

2）單管不加熱集輸。集油工藝常規的雙管摻水以及早期應用的三管伴熱工藝循環用熱水量大，集輸熱力系統能耗高，造成能源浪費。凝點是集輸工藝的重要參數，隨著油田開發進入中后期，含水率上升，為不加熱集輸提供了條件。在高含水率、高氣油比、集輸半徑短等條件下，凝點以下安全集輸已得到生產實踐驗證。結合生產情況，將油井集油管線進行簡短串接，以簡化優化集油工藝；采用復合管材，部分油井配套隔熱油管、井口加藥裝置或清管等集油工藝保障措施，停用伴熱系統，實施單管常溫集油工藝，降低集輸能耗。該技術適合在原油黏度低、凝點低、流動性能好，或單井產量大、油井含水率高的區塊應用。井口回壓一般控制在1.0~1.5 MPa 以下，對低液量、低含水率、流動性差的油井以及叢式井組不適用。大慶頁巖油油田原油凝點為12.5 ℃， 出油溫度大都在12.7 ～37.1 ℃，氣油比較高（400 m3/t 左右），加強了對凝油在管壁上黏附的沖刷作用，在配套井場投球清管情況下，實現凝點以下單管不加熱集油[6]。與雙管摻水工藝相比，可節約投資30%，降低能耗48%，控制油氣集輸自耗氣在10 m3/t 以內，經濟效益可觀。

3）采出液脫水。油田小斷塊凈化油交接，采油區塊離聯合站較遠，且建設小型聯合站成本高，管理難度大，因此小區塊采出液一般靠罐車運送到附近聯合站處理，產生大量運輸成本，其中采出液的水屬無效運輸。復雜采出液中含大量聚合物和壓裂液，傳統脫水工藝時間長，加熱費用高。大罐熱化學脫水需要添加破乳劑后進行大罐沉降，工藝流程長，產生大量乳化油，溫升能耗大，沉降時間長。高頻脈沖原油脫水可實現油田采出液油水快速高效分離，降低運行成本。實現處理裝置的標準化、模塊化和撬裝化。該技術通過電磁降黏提高流動性，脈沖破乳破壞油水混合乳化結合，脈沖電磁場聚結脫水使小水滴快速聚結，加速沉降，從而實現采出液油水快速分離。分離過程中少添加或不添加破乳劑即可實現破乳，噸油處理電耗僅為0.5 kWh/t。該技術僅適合處理液量為200~500 m3/d的小型脫水，對含水率高于90%的來液處理效果受限。某聯合站來液溫度20 ℃，密度890k g/m3，含水率40%~60%，應用高頻脈沖電脫水工藝替代高效分離器和三合一脫水器，處理量600 m3/d，破乳劑加入量減少的同時降低電耗，油中含水率由1%下降到0.5%以下，加熱成本及藥劑成本由316 萬元下降到180 萬元，經濟效益顯著。

2 頁巖氣和致密氣

2.1 生產及能耗特點

頁巖氣、致密氣等非常規氣田儲層滲透率低，埋藏深度大（頁巖氣埋深偏大，多數超過3 500 m），多采用體積壓裂方式進行開采。頁巖氣、致密氣井口壓力及單井產量遞減快，生產中后期地面需配套增壓措施。與常規氣田相比，井口壓力低，單井產量低且遞減快，地面工程適應性要求高。

頁巖氣生產表現為氣量遞減、水量遞減、壓力遞減。國內頁巖氣生產過程中基本沒有烴類液體產出，氣液兩相介質組分較為固定簡單，流動情況相對其他含凝析油和水的復雜多相流簡單，屬氣液兩相流中較為簡單的特例[7]。中國石油主要頁巖氣區塊大多采用三甘醇脫水工藝[8]，增壓一般在集輸系統進行。國內目前非常規氣田開采還處于初期，集輸環節沒有大面積增壓，但根據頁巖氣生產特點，隨著生產持續進行，區塊增壓需求將不斷增加，相對應的壓縮機電耗和井場加熱爐、燃氣壓縮機、脫水裝置重沸器的自耗氣也持續增加。頁巖氣的開發應與氣藏特點緊密結合，開采前期與中后期相比，壓力和產量變化較大，設備多采用撬裝，對滿足不同工藝的設備進行組合、搬遷，以保證設備的高效利用。頁巖氣壓裂反排液的處理方式主要包括回用、回注及達標外排，現有技術或多或少存在一些缺陷，如處理設施復雜、工藝繁瑣、處理費用昂貴、技術可行性低等。

2.2 節能技術綜述

2.2.1 通用節能技術

按照生產系統分類，可在頁巖氣和致密氣生產中應用的常規油田節能技術主要包括以下幾項：

1）在集輸系統中，應用燃氣壓縮機適應性改造，燃氣壓縮機余熱利用、放空氣回收，集輸系統優化（在不同管網及站場布局方式下，對井組、集氣閥組、集輸管網、集氣站及中心處理站等單元，從地面工程方案、工藝方案的經濟性、可靠性、適應性等方面進行分析評價比選）[9]，空氣源熱泵等節能技術。

2）天然氣外輸及處理中應用脫水工藝流程節能優化（例如，在天然氣處理量固定的情況下，通過調節三甘醇貧液濃度和循環量達到節能優化的目的），貧富液換熱，閃蒸氣回收，產品氣冷量的回收利用，開米爾泵等節能技術。

開米爾泵是脫水裝置實現撬裝化和在無電源條件下平穩運行的關鍵設備，主要利用吸收塔內高壓力富液能量驅動貧液進入吸入塔。該泵多由美國進口，國內已有同種設備開發應用可替代，原理類似。除此之外，風電、光伏、地熱、儲能等新能源利用技術亦可在非常規氣田生產中考慮和應用。

2.2.2 非常規典型節能技術

1）壓縮機能效提升。隨著頁巖氣、致密氣開發進入中后期，需用壓縮機進行增壓，壓縮機能效直接關系到非常規氣田開發的能效水平。而伴隨著氣田產量的日益遞減，增壓機組壓比不斷升高，機組運行壓比接近設計極限壓比，將無法正常運行。由于機組負荷下降，燃料氣消耗率升高，將造成浪費。國內氣田多采用整體式壓縮機，可以通過調節空燃比、壓縮缸改造、運行參數優化等進行燃氣壓縮機適應性改造。提高單機處理能力，減少機組運行臺數是最為直接有效的節能手段。對于多臺機組低負荷運行的情況，通過改大壓縮缸，提高單臺機組處理能力，將多臺機組處理氣量倒入單臺機組進行處理，在提高運行機組負荷率的同時，停用其余機組；對于單臺機組低負荷運行的情況，通過減小壓縮缸，降低單臺機組處理能力，提高運行機組負荷率，有效減少燃料氣消耗量。燃氣壓縮機適應性改造技術適用于原機組設計參數滿足改造需求，且氣源穩定，處理量波動較小的站場。通過單機改造，減少運行機組數量，才具有良好的節能效果。某氣礦作業區對所屬增壓站ZTY470-9#機組壓縮缸進行改造， 將原 ZTY470MH8 × 6 改造為ZTY470MH11×8，總投資70 萬元。改造后，年節約燃料氣用量24.8×104m3，折合330 tce，經濟效益25 萬元。

2）引射技術。天然氣引射技術是一種利用高壓氣井的壓力能帶動低壓氣體達到中壓共同外輸的氣體增壓技術。該技術一方面可充分利用高壓氣井的壓力能，避免能量浪費；另一方面可節省低壓天然氣增壓時所需能量，降低開發成本。引射裝置一般由噴管、吸入室、混合室和擴散室組成。靜態引射器廣泛應用于工程領域及天然氣開采和輸送領域[10]。在國內西北氣田、靖邊氣田、長慶氣田均已獲得成功應用，有效實現了低壓氣井的連續穩定生產。為考察靜態引射技術在頁巖氣田集輸系統中利用頁巖氣壓力能的能力，以及撬裝裝置的適應性，中國石油規劃總院聯合西南油氣田集輸工程技術研究所于2022 年11 月在長寧氣田H24 平臺進行了現場試驗。該技術主要適用于小流量、大膨脹比，高低壓工況同時存在的頁巖氣井場。但由于設備自身原理導致等熵效率低、適用的工況條件較難復制等問題，實際規模應用案例較少。

3）井口壓差發電。頁巖氣開采過程中需要對井口出氣進行節流降壓，通過管網輸送至集輸站進行集中處理。節流降壓不僅造成壓力能的損失，同時，為防止水合物生成，還需要額外消耗一部分燃料進行保溫處理。采用井口頁巖氣通過單螺桿膨脹機減壓發電方案，單螺桿膨脹機代替減壓閥吸收壓力能發電，并將電能用于水套爐加熱和井場其他輔助用電，并對此進行了可行性分析。該技術的核心部件單螺桿膨脹機已由北京工業大學成功研制（10 kW 和40 kW 樣機），100 kW 以上的單螺桿膨脹機國內尚無相關產品報道。單螺桿膨脹機在壓力能發電領域具有良好的應用前景，但由于頁巖氣井口實際壓力不穩定等復雜工況影響，其應用目前仍處于試驗階段，距應用推廣尚有差距。

4） 放空天然氣回收。頁巖氣在開采過程中，一方面部分頁巖氣生產井由于天然氣集輸管網配套滯后，無法及時進入生產管網，導致放空；另一方面部分頁巖氣評價井在試采階段由于周圍無可依托管網，導致在測試期間存在天然氣放空燃燒。針對天然氣集輸管網配套滯后導致的氣井放空，優先采用管線連通方式將放空氣井接入就近的頁巖氣生產平臺進行回收。針對遠離生產管網，無法進入集輸系統導致的氣井放空。通過市場調研和工藝設計優化，采用天然氣就近LNG、CNG 生產技術進行回收。LNG 生產主要采用增壓-脫水-制冷工藝，CNG生產主要采用脫水-增壓工藝，產品裝車外輸銷售。實現頁巖氣邊遠井、評價井的放空氣回收，推進節能減排，實現天然氣資源的高效利用。該技術主要適用于頁巖氣（天然氣）開發中存在連續放空的井場或站場。某油田采用管線連通的方式將區塊內3 個試采平臺接入就近頁巖氣生產平臺實現放空氣回收，采用LNG 技術實現筠連3 口頁巖氣井放空氣回收。項目運行半年內，累計回收天然氣1 525×104m3，實現節能量20 283 tce，經濟效益1 967 萬元。

3 煤層氣

3.1 生產及能耗特點

煤層氣與煤炭伴生，主要是以大分子團吸附狀態存在于煤層中，國內煤層氣埋藏深度一般在地下800~1 200 m。常規天然氣主要是以游離態存在于砂巖或灰巖中，通過地層壓力自噴采出。煤層氣采用排水采氣方式，降低井底流壓，使吸附在煤基質孔隙內的煤層氣解析采出。因此，煤層氣開發不同于常規天然氣，具有井口壓力低、單井產量低、不含烴類凝析液、需進行排水采氣等特點[11]。

煤層氣地質具有低壓、低產、低滲、低飽和特點，井口套壓較低一般為0.1~0.5 MPa，外輸壓力較高，除需在集氣站增壓外，還需在處理廠再次增壓[12]。氣井排采周期長，少則數月，多則幾年；單井產水量初期較大，少則幾立方米，多則上百立方米。煤層氣排水采氣過程中需要連續的動力供應，井口設備多，能耗高。煤層氣開發的主要矛盾之一是單井產量低，井數多，地面工程優化難度大，降低能耗難。同時，部分項目管道配套工程滯后，下游市場不完善，地面抽采煤層氣不能全部利用。因此，煤層氣開發需壓縮機節能、泵提效和采出水處理綜合利用技術，以降低煤層氣生產能耗。

3.2 節能技術綜述

3.2.1 通用節能技術

根據煤層氣排水采氣的工藝特點，相當一部分機采系統節能技術可以應用在煤層氣生產中，例如，新型高效節能電動機、智能間抽控制等；其他氣田節能技術亦可有選擇的進行應用。例如在集輸系統中，應用燃氣壓縮機適應性改造，燃驅壓縮機改電驅壓縮機，集輸系統優化，空氣源熱泵等節能技術；天然氣外輸及處理中應用脫水工藝流程節能優化等。

3.2.2 非常規典型節能技術

1）煤層氣井智能間抽。煤層氣開發相比常規油田生產，要經歷“降液排采、穩液排采、低液產氣”三個階段。在降液排采階段，煤層中為單相水流動狀態，煤層產出水量較大；進入穩產階段，大部分煤層氣井水量下降至0.5 m3/d 以下甚至呈無液狀態，此時排采設備若全天候運行，泵效低，造成電力浪費，為間抽提供可行條件。利用峰谷平電價差異，設定智能間抽時間，最大程度降低機采用電成本；減少煤層氣機采井電動機運行時間，延長設備壽命和單井檢泵周期，降低機采井運行維護費用，啟抽階段可較大程度提高泵效，降低噸液百米用電單耗。主要適用處于煤層抽汲中后期、穩定產氣階段的煤層氣井，生產井動液面與煤層底界小于20 m、日產水量低于0.5 m3，或者因環保、其它原因需要長周期間抽的煤層氣井。某油田共實施590口智能間抽井，在保證單井氣量穩定情況下，實施間抽后平均單井日運行3.4 h，平均單井泵效由7.1%提高到11.9%，噸液百米用電單耗下降81%，單井年均節約電量0.72×104kWh，總計節約電量達到429×104kWh，折合1 432 tce，年節約電費210 萬元。

2）煤層氣田橇裝低壓螺桿壓縮機?？捎糜诿簩託獾孛婕數膲嚎s機主要有往復式和離心式兩種。煤層氣氣量較小，流量波動較大，且壓縮比較高，因而往復式壓縮機比較適合在煤層氣生產中進行應用。針對煤層氣田的產氣低、壓力低特點，考慮現有產量，提升煤層氣壓縮機運行負荷與進氣量匹配度，可采用撬裝低壓螺桿壓縮機。該新型壓縮機進氣壓力僅為原有設備進站壓力設計值的1/3，單臺設備通過兩級增壓，相比原有設備功率增加20%，但在穩定出站壓力情況下，日均壓縮氣能力可提升40%以上，從而可調減壓縮機運行臺數，提升單臺設備負荷率，降低集氣用電單耗。該技術僅適用于低壓煤層氣田站場增壓，在煤層氣田滾動開發模式下，具有易于搬遷、低能耗、高效率的優勢。一般煤層氣集氣站壓縮機功率在450~1 500 kW，新式撬裝螺桿壓縮機將壓縮機單機主機升級為兩級主機，單級負載力更小，壽命提升50%，節能效果提升10%以上。某油田新建20×104m3集氣站，橇裝螺桿壓縮機進氣壓力0.02 MPa 以下，平均輸氣單耗為68.5 kWh/103m3， 對比現有的集氣站100 kWh/103m3的輸氣單耗，新型壓縮機組單耗降低31.5 kWh/103m3。

3）恒溫露點控制儀。為防止煤層氣外輸過程中烴水露點的產生，在處理過程中采用三甘醇脫水。三甘醇脫水需要消耗三甘醇、電力及煤層氣（燃料氣和氣提氣）。煤層氣本身屬低壓低產氣田，應盡可能減少自耗氣。恒溫露點控制儀采用空冷裝置對注醇預冷后的煤層氣進行冷卻脫水，全過程消耗電力，不消耗煤層氣。該技術僅適用于氣質相對純凈的煤層氣集輸處理，對于泡排等方式含有復雜成分的采出氣的水露點控制不適用。某企業在其眾多集氣站開展現場應用，以40×104m3/d （環境20 ℃，標準大氣壓101.325 kPa） 的裝置規模為例，壓力1.0 MPa，溫度40~50 ℃，飽和含水。恒溫露點控制橇運行成本比三甘醇降低近50%。

4 結束語

我國非常規油氣資源儲量豐富，開發技術相對國外落后，除煤層氣外，多數非常規油氣資源尚處于開發初級階段。集輸工藝的深度優化、標準化與模塊化撬裝集成、產能一體化建設、數字化與智能化亦是未來非常規油氣田地面節能技術重點關注和主要發展方向。未來，隨著認知的不斷深化、工藝的日趨成熟，非常規油氣田節能技術應與數字化油氣田建設相結合，持續推進能源管控單元的升級完善，促進油氣田企業能源管理水平向集中管控邁進，助力油氣田與新能源融合發展，為雙碳目標的實現提供有力保障。