采油厂天然气能耗控制措施及对策分析

2022-10-02陈向武佘小兵马士平李波郝书岳邓海平王超

油气田地面工程 2022年8期

陈向武佘小兵马士平李波郝书岳邓海平王超

1大庆油田有限责任公司第七采油厂

2长庆油田分公司第四采油厂采油工艺研究所

随着集输系统规模的不断扩大，气量需求逐年上升，要求地面管理必须拓宽工作思路，深挖管理提升潜力，按照“多集气、少耗气、强保障”的思路，加强井站集气力度，提升外引气和气井气保障能力，进一步优化集输系统节点生产参数，减少高耗能设备运行，在满足生产需求基础上，最大限度减少耗气量，确保原油生产系统平稳运行[1-2]。

1 天然气系统现状

采油七厂管辖面积1 511.65 km3，现开发管理葡萄花、太平屯南部、敖包塔、永乐及头台等11个油田，已建油水井6 861 口；管辖联合站、转油站等各类站库147 座，计量阀组间248 座，埋地管道7 594 km。

伴生气系统：已建联合站6 座、转油站31 座，建成集返输气管道74条338.5 km，站间输气管道7条118.3 km。浅层气系统：已建集气站1 座，处理能力15×104m3/d，生产气井3 口，冬季产气量为8.0×104m3/d，配套建成集气站至联合站输气管网17.6 km；外引气系统：已建杏Ⅴ-1、宋一联两个方向外引气管线，全长87 km，供采油七厂、头台油田、昆仑燃气、储运销售、矿区等单位用气，总引气能力30×104m3/d。

目前南垣股份已建轻烃回收装置2套，总设计处理规模6.5×104m3/d。采油七厂已建各类加热炉194 台，其中，二合一53 台、四合一38 台、五合一3 台、火筒加热炉5 台、锅炉16 台、真空炉76台、水套炉3台，设计总功率303.24 MW。

2 天然气能耗控制措施

2.1 提升系统集气能力

以采油厂联合站等大型站库为中心，逐步建成了较完善的集返输气管网。通过站库周边轻烃回收装置，最大限度实现天然气的灵活调运，避免剩余湿气放空，年累计多集气500×104m3。针对井口集气冬夏季产气差值大、部分井口设备集气功能失效等问题，通过调查、整改和加强管理，整改不具备集气功能井4口、集气设备损坏井68口、油套连通细管冻堵345口，年累计多集气268×104m3。

2.2 控制系统耗气源头

在新建产能过程中，充分利用和优化已建站场的负荷，控制低负荷站场运行能耗。“十三五”期间，在未新建脱水站及转油站的情况下，产液量增加了320×104m3，加热炉台数及总功率基本持平，有效利用站库已建加热能力，优化加热炉运行台数，运行负荷率提高11.12%，耗气量逐年下降[3]。部分站场因有掺水等热源保障，不需进行额外采暖；同时为降低采暖燃气消耗，对前线33 座站场内部分场所散热器进行拆除，在满足供暖条件的前提下，减少散热器组数，共计拆除散热器380组，年少耗气13.6×104m3。

自2007 年开始，某北地区进行系统调整，对部分采油井进行了冷输工艺改造，主要应用串联冷输及树状冷输两种工艺，并逐步摸索出了适应某北地区的冷输适应条件[4]。目前有143 口冷输井正常运行，年减少掺水量49.42×104m3，年少耗气157.4×104m3。对全厂双管掺水流程和单管环状掺水流程中的已关井或开井不产油的油井进行调查，依据该类型油井数量及分布情况，对无效掺水的14 口油井集输工艺进行扫线关停、掺水整改，降低掺水量，年少耗气17×104m3。

2.3 节气技术应用

（1）应用加热炉节能装置。安装多功能一体化燃烧器60 台，炉况优化装置39 套，加热炉平均节气率5%。开展同类型加热炉对标、各项清理及技防措施检查，分类诊断加热炉炉效三大方面11 项影响因素，累计诊断131台，发现问题69项。编制加热炉提效措施优化方案[5]，开展清淤除垢、酸洗清洗等措施593 台次，现场检查140 站次，累计完成技术管理工作方案5项，定位加热炉能效薄弱环节，实施措施后平均炉效85.3%，年节气110×104m3。

（2）持续开展转油站集输参数优化管理。5 月起执行夏季标准，11 月起执行冬季标准，每月按时开展监督考核，继续把“两控两优”作为集输系统降耗工作重点[6]。节点温度方面，2021 年1 至10月全厂转油站平均回油温度36.9 ℃，同比降低0.7 ℃；2021 年1—10 月全厂转油站平均掺水温度61.59 ℃，同比降低1.15 ℃。在停运掺水泵61 台、加热炉47台的基础上，2021年5月1日—9月30日又停运掺水泵7 台、加热炉5 台。截至目前实现节气230×104m3。

2.4 加强清洁能源替代

2006 年建设并投运电动压缩式热泵机组3 套，该套机组为生产指挥中心、会议中心、技术交流中心、厂机关办公楼提供冬季供暖及夏季制冷[7]，热源介质为某一联污水，温度为37～39 ℃，经处理后系统供热温度达到60 ℃。2011 年建设并投运电动压缩式热泵机组2套，该套设备为某Ⅰ-1注水站建筑室内提供冬季供暖，热源介质为某一联污水处理站处理后回注污水，温度为35～37 ℃，经处理后系统供热温度达到60 ℃。两处热泵机组运行平稳，实现年节气18×104m3。

2.5 强化耗气制度管理

编制《采油七厂2021 年天然气管理工作方案》，实施产气量、天然气消耗量年度考核，使井口产气量较上一年上升2%。分队分站制定产耗气指标，每月进行检查考核，切实落实耗气指标。严控集输节点温度和设备运行台数，增加计量间回油温度和转油站掺水量控制检查标准，保障集输系统高效低耗运行，检查结果列入月度考核，由研究所负责包队管理的技术人员，对未达标转油站及计量间的整改情况进行跟踪监督。

3 存在的问题

3.1 趋势分析

随着采油厂的持续开发，集输系统规模逐年扩大，天然气能耗问题主要有4点：①伴生气产量逐年降低。外围区块开发存在气量低、衰减快、集气难等问题，随着原油产量降低，伴生气产量也呈下降趋势。②伴生气耗量逐年上升。新井产量占全年总产量比例逐年升高，开发规模的扩大导致伴生气耗量上升。③节气措施仍需进一步挖掘。目前主要通过技改措施及降温集输等措施开展节气工作，降温集输以生产经验制定参数，需进一步开展系统研究并挖掘节气潜力。④清洁能源替代天然气需推进周期。地热资源利用需要进行详细的勘探论证，热泵等以热代气技术需要论证及立项建设，存在操作周期问题[8]。

3.2 产耗气不平衡

依据产耗气量预测，2022—2031 年冬季缺气量将由12.8×104m3/d 上升至16.9×104m3/d，冬季缺气严重，采油七厂冬季依赖外引气保证生产运行，极端天气及外引气系统压力降低等应急能力较为脆弱。自2020 年开始，头台油田陆续开发葡浅6H-1、葡浅16、葡浅192-60 等稠油热采区块，天然气需求持续上升，采油厂地区整体缺口增大（表1）。气井待维修及停井较多，供气保障能力下降。采油七厂已建集气站1 座，处理能力15×104m3/d，生产气井3 口，冬季产气量为6×104m3/d，某4 井出水停运，气井供气量下降，为保障集输耗气，调整其余两口井开度，提升气井产气量。

表1 采油七厂地区冬夏季缺气需求预测Tab.1 Prediction of gas shortage demand in winter and summer in the region of No.7 Oil Production Plant

4 解决对策

按照“多集气、少耗气、强保障”的工作思路，围绕“加强井站集气力度、降低集输系统耗气量、提升外引气输气能力、提升气井气保障能力”四个方面开展工作，在保障耗气指标的前提下，确保原油生产系统平稳运行。

4.1 多措并举提升系统集气能力

加大井口集气设备运行维护，故障井及时维修整改，实施油套联通管线保温措施，避免油套联通管线发生冻堵，确保套管气进干线，增加站内集气量；强化设备运维，制定干燥器底水排放制度，加大监督检查力度，确保除油干燥器正常运行，保证站内有效集气；针对已建27 座高架罐，依据其他采油厂等单位试点建设情况，逐步对已建高架罐进行零散气回收，增加集气量[9]。

4.2 管理技术并举降低天然气耗量

管理方面采取的措施包括：①在2020 年实施低温集油的基础上，进一步扩大区域化规模，对238座计量间、31座转油站应试尽试，最大规模推广。严控转油站集输节点温度和设备运行台数，增加掺水量控制检查标准，检查结果列入月度考核。②加大加热炉清淤除垢施工现场监督力度，对现场实际存在的问题进行统计分析，监督检查加热炉各项措施的实施，切实落实节能效果。③对全厂双管掺水流程和环状掺水流程中已关井或开井不产油井进行摸排，制定扫线工作运行表，对无效掺水集油环进行扫线停掺整改，减少无效耗气。

技术方面采取的措施包括：①通过分析集输系统工艺流程存在的薄弱环节，结合历史运行数据，确定低温集输界限，建立油气集输系统能效优化模型，优化调整集输系统运行方案，实现能耗的日常优化管理，降低集输系统能耗[10]。②优化掺水流量自动控制装置参数及耗气量数据自动采集系统，优化掺水量及掺水温度，加热炉炉效实时监控，实现天然气耗量远程调控，减少天然气无效消耗。③在地热能源开发方面，依托厂管辖区块内已发现的8口高温高压热水井，根据地热性质和井位分布，探索采油厂地热资源分布，为地热资源开发提供技术支撑。