XB油田地面系统耗气控制措施及形势对策分析

王明信 霍长虹 夏林 周哲 王中专 冯海泉

1大庆油田有限责任公司第四采油厂

2中国石油渤海钻探工程有限公司油气合作开发公司

XB 油田位于大庆长垣中部，具有油井多、单井产液量低的特点，集输单耗相对较高，且由于开发规模不断扩大，地面系统耗气设备总数随之增加，耗气总量逐渐升高。随着油田节能降耗、提质增效的需求日益增大[1]，能耗控制显得尤为重要。为此，XB 油田地面系统在控制天然气消耗方面采取了一系列措施，并积极分析耗气形势，提前制定对策，从而达到降低地面设备耗气的目的。

1 地面系统耗气现状

截至2020 年底，XB 油田已建油井9 127 口，单井集输工艺以双管掺水为主，占总井数的94.94%。为保证原油正常集输，集输系统主要采用以天然气为燃料的掺高温水集输工艺。目前，XB油田共有各类加热炉466台，是天然气消耗的最主要设备，此外共有115 座食堂使用燃气灶。2020年，XB油田累计消耗天然气1.86×108m3，其中转油站耗气量占比77%，联合站耗气量占比12%，生活耗气量占比11%。由耗气量占比可以看出，站外油井掺水热洗耗气是天然气消耗的最主要组成部分。

2 控制措施

2.1 系统优化简化，源头控制用气消耗

2.1.1 持续开展系统优化，降低耗气

（1）产能区域。“十三五”期间，XB油田进行了杏七区东部及中部的开发建设，在地面系统规划上，充分利用剩余能力，优化站库建设布局，减少新建站库数量[2]。在能力利用上，水驱新建产能全部进入已建站库，共利用8 座转油站、3 座脱水站、3 座注水站、4 座污水站的剩余能力，实现了水驱新建产能无新增大中型站库；在新建站库布局上，相邻区块相同功能的站库合一建设，不同功能的站库联合建设，仅新建大型联合站2座，有效控制了站点和队点数量。通过采取以上措施，产能区域减少耗气站场8座，年均减少耗气100×104m3。

（2）非产能区域。受原油产量递减、三采开发阶段性等因素影响，部分系统出现低效高耗的问题，XB 油田大力实施老系统优化调整，优化系统整体布局，减少耗气站库。

脱水系统：针对部分脱水站外输油管道低输高耗问题，结合天然气公司杏三原稳核减，进行原油外输方向调整，降低外输耗气。杏三脱外输方向由杏三原稳调整至杏十一脱，与杏十一脱外输油一并输往杏九脱；杏二脱外输方向由杏三原稳调整至杏九脱，并将管道外径由219 mm核减为159 mm。调整后，脱水系统年均外输耗气量减少50×104m3。

转油系统：针对位置相邻的水驱转油站与聚驱转油站，在含聚浓度下降后优化调整，将后续水驱区块内运行年限长、老化严重的水驱转油站负荷转移到设施状况好、负荷低的聚驱后转油站，核减老化水驱转油站；针对开井数较少、处理负荷小、运行能耗高、无优化调整空间的转油站，在调整站库所辖区域内生产油井采油方式及集输方向的基础上，实施转油站关停[3]。“十三五”期间，XB 油田共核减转油站2 座，放水站1 座，44 口油井转提捞，优化调整后，转油系统耗气量年均减少165×104m3。

污水系统：统筹考虑开发安排及区域负荷变化，大力实施系统优化合并，“十三五”期间，关停规模较小、老化严重的深度污水站1座，核减水驱污水处理站1座，优化调整后，污水系统耗气量年均减少12×104m3。

2.1.2 持续开展工艺简化，控制耗气

（1）单井集输工艺简化。站外新建采油井积极采用丛式井干管掺水集油（图1）、“两就近”挂接等简化集油工艺（图2），减少单井掺水量[4]。“十三五”期间，集输系统应用简化工艺的油井共有523口，年均减少耗气量198×104m3。

图1 丛式井平台工艺Fig.1 Cluster well platform process

图2 “两就近”挂接工艺Fig.2 "Two nearby"hooking process

（2）采暖系统工艺简化。按照2016 年最新采暖规定，通过产能建设、老区改造及自主改造对油水泵房、计量间等建筑取消采暖。其中原油集输系统针对油水泵房、容器操作间、计量间等场所取消采暖27 处，注水污水系统针对升压罐阀室、外输阀室等场所取消采暖10处。“十三五”期间共减少采暖面积11 029 m2，年均减少耗气量46.2×104m3。

接下来,利用{s,R+}和{的典则反交换关系(2.5)、典则交换关系(2.6)及幂零性(2.7),构造L2(Γ;η)上以Γ为指标的酉算子群。

2.2 应用节气技术，降低节点消耗

2.2.1 推进能量系统优化工程

“十三五”期间，为深度挖掘集输系统节能潜力，结合中国石油规划总院，开展《油田地面工程能量系统优化关键技术研究与应用》，为集输系统低能耗生产提供了技术手段。在单井掺水方面，创新了能量均衡理论，转变单纯降温观念，由以往的前端降温集输，转变为“定末点、推起点”，通过确定脱水站最低来液温度，逐级推导前端转油站、计量间及单井的最低输送温度，指导集输过程用能最优。同时，为利于现场操作，研发了仿真建模软件[5]，通过导入数据源，自动建立站外集输模型，实现了逐井确定掺水量，逐站确定加热温度，为掺水系统精细化运行调整提供了指导依据。采取“试点探索、逐步推广”模式，先后对38 座转油站推广优化方法，全厂水驱转油站实现“一井一参数，一站一方案”。通过精细掺水管理，掺水规模得到显著控制，累计降低掺量619×104m3，集输耗气连续四年下降，累计节气2 785×104m3。

2.2.2 推广应用加热炉提效新工艺

（1）炉况优化技术。针对部分加热炉排烟温度高，空燃比不能动态调整导致炉效低的问题，引进了加热炉炉况优化技术，通过实时检测加热炉排烟温度、氧含量、环境温度、炉膛压力、燃气流量、进出口温度等生产运行参数，实时监控加热炉热效率和燃烧负荷，动态调整燃烧器及烟道挡板开合，确保加热炉在最优工况下运行[6]。“十三五”期间先后在10 座转油站应用33 套加热炉，调整后排烟温度降低53 ℃，过剩空气系数降低至1.1，平均炉效升高10.68%，年节气能力达191×104m3。

（2）加热炉完整性管理技术。针对加热炉信息化管理水平相对较低的问题，结合产能建设引进了加热炉完整性管理技术，该技术由炉效优化系统、室内分控系统、完整性管理集控装置三部分组成，具有炉效优化管理、漏液检测保护、自动点火熄火、高温预警、敏感区域视频监控等功能，保证加热炉安全、平稳、高效运行[7]。在2018年产能项目中有23 台加热炉安装应用完整性管理平台，通过应用该平台，有效提高了加热炉运行效率与信息化管理水平，平均炉效提升8%以上，年节气能力达100×104m3。

（3）加热炉烟气余热回收技术。为利用加热炉排放烟气余热[8]，通过改进加热炉烟囱结构，将高温余热烟气引入加热炉进水段，实现被加热介质提前预热。2020年，在3台加热炉应用该技术，平均提高加热炉运行效率5%，年节气能力达8×104m3。

2.3 精准管理

（1）严抓区域整体运行管理，精控干气消耗。实施“厂-矿-队”三级专人管理，通过制定奖惩机制，细化指标分解，强化过程管控，优化整体运行，实现层层有压力，全员降消耗。通过精细管控，“十三五”期间，干气消耗均优于计划指标，且2020年与2016年相比减少干气消耗1765×104m3。

（3）狠抓关键设备能耗管理，促进设备高效运行。加热炉是油田耗气的最主要设备，因此XB 油田加强加热炉精细化管理，统筹监测与防护，做到管理与提效并重。在清淤管理上，明确水驱区块加热炉1 次/年，三采区块加热炉2 次/年的清淤周期，定期开展清淤工作；建立预防检测机制，并针对不同区块制定不同的检测周期，及时消除加热炉运行隐患；强化厂、矿、队三级除垢管理，严格控制排烟温度在180～220 ℃，并适时更换老旧低效燃烧器，不断优化加热炉运行工况。

3 取得的效果

“十三五”期间，将技术与管理工作深度融合，在油田开发规模不断扩大，油井数量增加1 200口的情况下，XB油田集输耗气与吨液耗气得到显著控制。如图3、图4 所示，集输耗气实现连续四年“负增长”，吨液耗气实现“三连降”。

图3 集输耗气变化情况Fig.3 Gas consumption changes in gathering and transportation

图4 集输吨液耗气变化情况Fig.4 Gas consumption changes per ton of liquid in gathering and transportation

4 形势及对策

预计“十四五”期间，产能规模不断扩大（图5、图6），油田产液量逐年上升，产油量逐步下降，地面系统耗气呈刚性增长，能耗管控难度逐年加大。同时，XB 油田具有油井多、单井产液量低的特点，2020年平均单井产液19.01 t/d，与长垣老区其他采油厂相比处于较低水平，因此导致运行单耗相对较高。

图5 产液量情况预测Fig.5 Prediction of liquid production

图6 集输耗气情况预测Fig.6 Prediction of gas consumption in gathering and transportation

针对这些问题，可采取以下解决对策：

（1）持续开展系统优化及工艺简化，控制源头消耗。产能区域充分利用系统已建剩余能力，预计“十四五”期间新建产能主要集中在杏七区西部，地面建设过程中，做好能力优化利用，对于转油能力不足部分，依托已建站合一建设，减少新增耗气站库；无产能区域大力实施系统优化调整，规划对低负荷区域转油、脱水、污水、注水站库实施“关、停、并、转”优化措施，预计减少耗气站场9座，年均减少耗气100×104m3。

（2）深挖节能潜力，降低系统消耗。扩大能量系统优化工程推广规模，从水驱转油站逐渐推广到三采转油站，同时要抓好关键节点的监管，确保优化方法执行到位，保障推广的节气效果；积极推进光热利用工程、余热工程等新能源项目的实施，探索清洁能源技术[10]，减少天然气消耗。

5 结束语

（1）在地面系统运行过程中，随着油田生产规模逐渐扩大，耗气需求逐渐增加，而在地面系统耗气中，站外油井掺水热洗耗气占比最重。

（2）油田地面系统控制耗气要多措并举，在地面规划上要积极推进系统优化，采用简化工艺，从源头减少耗气设备；推广应用先进的节气方法及节气设备，从节点控制天然气消耗；实施精细管理，从运行挖潜节气潜力。通过采取以上措施，可有效控制天然气消耗总量。

（3）耗气控制工作需长期开展，并结合开发形势及政策变化不断调整工作思路及方法，在现有技术挖潜空间较小的情况下可积极探索新能源技术的应用。