油气田天然气产量核算方法研究

黄鹤楠（中国石油辽河油田分公司安全环保技术监督中心）

2020年以来，国际油价下行致使油气田企业面临前所未有的提质增效攻坚战。面对严峻形势，加大天然气勘探开发与潜力挖掘将作为重要效益增长点。但辽河油田油品种类复杂，各单位天然气管网与工艺各异，自产、自耗天然气计量系统不规范且不完善，承袭历史原因，核算统计存在难点。

1 现状

辽河油田是我国最大的稠油、高凝油生产基地。总部坐落在辽宁省盘锦市，地跨辽宁省、内蒙古自治区的13 个市（地）、35 个县（旗）。目前年原油生产能力为1 000×104t，天然气生产能力为8×108m3，下辖锦采、欢采、曙采、兴采、高采、茨采、沈采、金海、特油、辽兴、冷家、未动用及油气集输公司共13 家油气生产单位。辽河油田石油地质勘探工作从上世纪50 年代开始，1970 年开始大规模勘探开发建设；1980年国务院正式向国内外公开辽河油田建成；1986 年生产原油突破1 000×104t，成为全国第三大油田；1995 年原油产量达到1 552×104t，创历史最高水平。截至目前，累计生产原油4 亿多吨、天然气800 多亿立方米，连续27年保持千万吨以上高产稳产[1]。

辽河油田稠油和超稠油在产量构成占比大，气井气产量不足，加之蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、火驱、非烃类气驱等开发方式多样，井口伴生气可燃气体组分迥异。油田注汽和管输伴热每年要消耗十几亿立方米天然气，其中大部分需外购[2-3]。而从辽河油田相关部门统计的油气生产报表来看，各单位产耗数据来源不一，规范性有待加强。为摸清自产天然气的准确产量，亟需寻求严谨科学的核算方法，为节能挖潜决策提供有力依据[4]。

2 核算原则

通过与各油气生产单位天然气管理部门调研，按照能源审计的方法，了解各单位天然气管网流程、现场勘验典型场点和生产报表数据，依据物质平衡原理，以采油作业区为划分边界核算各单位天然气总产量[5-6]。统计耗气设备及计量器具使用、外销（转供）点分布、产气组分热值，以及热注、采油系统耗气占比等情况，按作业区绘制了天然气流程走向图（图1）；并针对用气结构不合理、计量仪表配备不规范等现状提出合理化建议。同时深挖未利用自产气潜力，核实进罐（高架罐、地罐等）生产放空及尾气外排量，在追求效益最大化道路上进行新的探索。

3 主要思路及对策

3.1 创新核算

以往辽河油田油气生产日报数据来源不统一，上报自产气量为地质报表数据或延用以往数据，且自产、自耗计量工艺普遍不完善，数据存在涵盖不全、误差较大、估算不准的问题。针对计量工艺不完善的单位，依据物质平衡原理（产+购=耗+销）反推产量，通过计量完备的外销（转供）、自耗及外购天然气量，加以科学估算无计量设备自耗气量，推算真实、准确的自产气量[7-8]。

图1 某采油作业区天然气流程走向图

3.2 科学估算自耗量

针对耗气设备（加热炉）耗气量的估算，采纳如下两种方法：被加热介质温升核算法（简称温升法） 和加热炉运行负荷核算法（简称负荷法）[9-10]。负荷法因运行负荷率采用数据不是实际运行工况数据（多是平均测试数据），可信度较低；而温升法是通过被加热介质量，进、出口温度，以及加热炉效率（实测平均效率）、燃料的低位热值等参数计算，数值较为准确，但所需参数较多，某台加热炉耗气量估算见表1。依据上述方法估算无计量耗气设备（加热炉）自耗量，并反向验证有计量设备的计量精度，有助查找计量误差，消除管理盲区，发现计量管理的存在问题。

3.3 扣除非可燃气量

由于部分采油单位存在火驱、非烃类气驱及SAGD 开发，自产气可燃气体有效成分差异大。如：高采采油作业一区因非烃类气驱开发，可燃气体组分含量为13.23%；采油作业三区火驱开发，可燃气体组分约3.38%；特油公司采油作业区SAGD区块经天然气处理站集中处理后回注管网，可燃气体组分37%。提出将此类区块产气量按有效组分折算纯气值进行核算统计[11]（表2）。

表1 某台加热炉耗气量估算

表2 按有效组分折算气量统计

3.4 谋求潜力挖掘

深挖未利用自产气潜力，通过实地测量和调研，摸清进罐（高架罐、地罐等）生产放空及尾气外排气量，查明可回收气量（表3）。针对油井较为集中的地区或气量较高的平台，提出通过流程改造、集中收气或移动收气等措施建议；对于可燃组分较低伴生气，建议回收利用二氧化碳及氮气，提高自产气回收利用率[12]。

表3 可回收气量统计

4 应用情况

4.1 核算过程

通过到各采油厂、油气集输公司与其生产技术科、调度室、计量科等天然气管理相关部门业务人员，天然气产、耗科级生产单位主管领导、业务人员细致沟通天然气管理状况，收集天然气量数据信息，了解管网流程，并实地查验单井点、计量站、接转站、联合站、贸易交接点等重点区域与场点，复核生产报表数据。在现场调研中了解到部分单位存在大量的进罐（高架罐、地罐等）生产放空及尾气外排，具备较大节能挖潜空间。

针对计量工艺较为完善的单位，在核实报表数据后确定其产量并计算输差。对于计量工艺不完整的单位，以采油作业区为划分边界，通过计量准确的耗、销、购气量推算天然气产量的方法，并采用科学方法估算无计量耗气值。同时将耗气设备及计量器具使用、外销（转供）点分布、产气组分热值，以及热注、采油系统耗气占比等情况分别核实统计，为天然气管理决策提供依据，辽河油田天然气产耗购销汇总见表4。针对现场调研发现的各类问题汇总统计，总结出7 类问题并提出合理化建议，反馈给各单位。

4.2 实施效果及效益

目前天然气生产报表中，产气量统计口径趋于规范，沈采、欢采等单位产气量上报较为全面，特油、高采已按有效组分折算成纯气，产量数据每天增长约20×104m3，核查数据与报表数据分析见表5。

对13 家油气生产单位采用本核算方法进行核查统计，密闭系统内产量数据较同期生产报表每天约18×104m3，折算产值增多约30.1 万元。同时建议针对油井较为集中的地区制定密闭集输方案，对气量较多的平台采取CNG回收，每天可实现回收气量6×104m3，折算减少外购气成本约3.3 万元/d。通过优化注汽运行和自产气挖潜，每天减少外来气量约2×104m3，折算减少转供来气成本约3.2 万元。另外，高采拟建设集中处理站分离可燃组分较低伴生气，可实现循环利用二氧化碳、回注氮气量约2×104m3/d。

表4 辽河油田天然气产耗购销汇总 单位：104 m3

5 结论

通过开展本核算方法研究与应用，一是查找出统计工作的不足与缺憾，进一步规范过程管理；二是暴露出计量工艺不完善问题，有力推进计量管理水平提升；三是掌握各油气生产单位的管理现状和实际产能，为天然气自用重点工程建设及耗气调配等节能挖潜决策提供有力依据。对各油气生产单位以往核算统计方式的认识，主要体现在三个方面：

1）天然气产量的真实情况既是长期以来悬而未决的管理盲点，更是今后精细化管理的工作重点。通过天然气产量核查，对摸清家底、捋清数据、矫正管理偏差、科学组织生产经营具有重要的指导意义，对天然气系统生产、经营、管理人员和机制的完善起到培基固本的效果。

2）天然气统计管理不规范。自产、自耗计量工艺普遍不完善，存在下列现象：计量器具配备不齐全，选型不合理，安装位置不合理，检定率低；而无计量设备耗气量估算方式粗放，误差较大。

3）建议各油气生产单位下一步以合理优化产耗管网流程，规范计量器具配备，加大零散气回收力度为思路，逐步促进天然气产量核算规范化，生产管理精细化，实现天然气持续上产、自产气利用增大，助推油田公司提质增效目标高标准高质量完成。

表5 核查数据与报表数据分析 单位：104 m3