天然氣消耗管理的過程控制

于景峰（大慶油田有限限責任公司第三采油廠）

1 產(chǎn)生的背景

第X 采油廠天然氣產(chǎn)出主要為伴生氣。油田伴生氣主要用于油井采出液正常集輸、生產(chǎn)場所工藝伴熱及采暖等，剩余天然氣外輸。根據(jù)產(chǎn)、耗、供三者之間的平衡關系，保證安全生產(chǎn)的情況下，開展天然氣消耗管理，一方面通過減少消耗，可以控制成本；另一方面，減少消耗相應地增加了外供商品氣量，從而增加了天然氣的銷售收入。

控制運行成本增加的需要。單井平均產(chǎn)液量下降11.6%、產(chǎn)油量下降39.1%，單井平均耗氣量下降39.7%的情況下，噸液耗氣、噸油耗氣仍呈上升趨勢。隨著國際油價在低位徘徊，油田生產(chǎn)效益受到較大影響，進一步控制天然氣消耗成本，提高外輸商品氣量，符合中國石油天然氣集團公司“有質(zhì)量、有效益、可持續(xù)”的發(fā)展方針。

實現(xiàn)節(jié)能減排要求的需要。減少天然氣消耗，就可以減少CO2、SO2、NO2等酸性氣體排放，其中CO2是《京都議定書》中規(guī)定控制的6 種溫室氣體之一。根據(jù)國家環(huán)境“十二五“規(guī)劃、”十二五“節(jié)能減排綜合工作方案等文件要求，到2015 年SO2排放總量比2010 年下降8%，氮氧化物（NO2）排放總量比2010 年下降10%。因此，降低天然氣消耗符合國家相關政策，可減少污染物排放、提高環(huán)境效益[1]。

2 主要做法

第X 采油廠在生產(chǎn)規(guī)模、能耗井點逐年增加，運行成本壓力增大的背景下，通過系統(tǒng)分析集輸能耗特點，挖掘系統(tǒng)潛力，采取全過程點段控制的方法，開展天然氣消耗管理工作。通過將天然氣管理工作向源頭拓展，減少低效、無效消耗，挖掘潛力；通過采取分級管理，發(fā)揮各單位管理上、技術上的優(yōu)勢，充分調(diào)動參與積極性；通過開展過程管理，在實踐中不斷豐富內(nèi)容，保障措施效果，全面指導油田天然氣管理工作。

2.1 指標分解

依據(jù)轉(zhuǎn)油站所轄油井站、所處區(qū)塊、輔助加熱等情況，依據(jù)時間變化，將年生產(chǎn)耗氣分解到轉(zhuǎn)油站、脫水站及礦，即將總耗氣量層層分解，編制分礦總耗氣指標，分站總耗氣指標，分月總耗氣指標。并制定相應的考核細則，根據(jù)各單位完成情況進行相應考核。

2.1.1 轉(zhuǎn)油站分站耗氣指標的制定

制定的主要原則及依據(jù)：根據(jù)轉(zhuǎn)油站所處區(qū)塊、轄井、運行參數(shù)等，編制分站運行計劃。單井平均摻水量最高為10 m3/d。計量間流程改造后，最高水量為10 m3/d，溫升按10 ℃。有采暖爐的轉(zhuǎn)油站要控制供暖溫度，溫升為10 ℃，水量最高為400 m3/d。集中熱洗時間為5 天。加熱水站平均每日加水200～300 m3；井口回壓不超過1.0 MPa[2]。

2.1.2 脫水站耗氣指標的制定

1）原則與依據(jù)。各礦所轄聯(lián)合站脫前爐、外輸爐、采暖鍋爐供熱所需氣量合計值；分冬季、夏季兩季，其中冬季為：1、2、3、11、12 月，夏季為：4—10 月。

2）計算方式。外輸油量按1 月份值計算，脫水溫升20 ℃，脫前含水30%，外輸溫升夏季10 ℃，冬季15 ℃（杏V-1 無外輸加熱）；采暖鍋爐2.8 MW，平均負荷50%；杏V-2 污油站增加耗氣4 000 m3/d（卸油點、污泥處理站）、太一聯(lián)、高一聯(lián)加水站增加耗氣1 000 m3/d；杏十三-1 增加三元站采暖負荷，耗氣量增加700 m3/d 左右。

2.2 管理挖掘

充分發(fā)揮“節(jié)流”作用，降低系統(tǒng)無效、低效天然氣消耗。根據(jù)油氣集輸系統(tǒng)“保證油井產(chǎn)出液安全正常集輸處理”的中心任務，將天然氣管理工作向源頭拓展，通過加強“非生產(chǎn)”油井的管理，降低無效、低效摻水循環(huán)；通過“高回壓專項管理”，降低節(jié)氣負面影響；通過調(diào)整轉(zhuǎn)油站摻水、熱洗運行模式，減少無效、低效熱負荷。

2.2.1 對非生產(chǎn)井加強管理力度

主要是對待作業(yè)井、摻水集油管線完好的常年關井以及“間抽”的油井加強管理。為了保證待作業(yè)井、摻水集油管線完好的常年關油井隨時恢復生產(chǎn)或保管線，多采用停井不停摻水的辦法，這種做法的好處是可以隨時恢復生產(chǎn)，防盜，防漏。但這種做法也使摻水量增加，能耗增加。這部分油井應建立專用檔案，規(guī)范日常管理，控制生產(chǎn)運行參數(shù)，采取必要的降摻水措施，其中冬季以控摻水為主，摻水量每天不高于5 m3；夏季及春秋季通過采取“間歇?！?、“季節(jié)?！钡却胧?，減少非生產(chǎn)井摻水用量?？梢圆扇煞N方法停摻水：一是在井口停；二是摻水閥門不關、將計量間回油管道閥門關死。采用方法二可使摻水、集油管道充滿液體、保持一定壓力，具有防盜、及時發(fā)現(xiàn)泄漏等作用。

主要開展了三方面工作：一是建立臺帳，把摻水運行“特殊井”納入日常管理；二是制定措施計劃，按照“冬季控摻水，夏季停摻水”的原則，制定“停摻“計劃，并按計劃執(zhí)行；三是定期檢查，將“非生產(chǎn)井”的摻水運行管理正式納入低溫集輸工作，并進行適當考核。實施后，摻水量日減少2 000 m3，耗氣量降低5 000 m3，耗電量減少1 600 kWh[3]。

2.2.2 探索“一站兩制”轉(zhuǎn)油站運行新模式

杏南二十一、十六、十八、十九、二十二，高一、四等轉(zhuǎn)油站，由于產(chǎn)能建設，新老區(qū)塊油井集輸條件差異大，采用相同的運行模式，無法繼續(xù)實施常溫或低溫集油。

一是杏南開發(fā)區(qū)5 座站，站內(nèi)具備摻水、熱洗分開工藝，可以使站內(nèi)摻水系統(tǒng)實現(xiàn)高、低溫分開運行，降低了高溫負荷?？刹扇　耙徽緝芍啤钡倪\行方式，研究確定摻水、熱洗分開運行的可行性，即原有老區(qū)塊摻低溫或常溫水，新建產(chǎn)能區(qū)塊摻高溫水。由于分開運行一般會增加摻水泵或熱洗泵運行臺數(shù)，增加耗電量，站內(nèi)調(diào)整復雜，增加了管理難度，但若從降低總能耗的角度出發(fā)，是進一步挖潛的對象。因此需綜合評價“一站兩制”的合理性。

二是高臺子地區(qū)2 座站。高一、高四號新老區(qū)塊存在產(chǎn)液含水率差別大，集輸半徑差別大、摻水壓力及水量需求差別大等問題，由于摻水泵進出口只有一條匯管，站內(nèi)無法實現(xiàn)分泵、分爐運行，摻水系統(tǒng)調(diào)節(jié)難度大。

解決辦法是對站內(nèi)摻水工藝進行改造，增加摻水泵進口匯管、出口匯管各1 條，使摻水系統(tǒng)的加熱爐、摻水泵靈活調(diào)整，實現(xiàn)新區(qū)、老區(qū)分開運行，保證摻水系統(tǒng)高效低耗運行[4]。

2.2.3 調(diào)整油井熱洗方式

由于轉(zhuǎn)油站采取摻低溫水、高溫熱洗水分開運行方式（即啟運行高溫爐1 臺，并根據(jù)正常生產(chǎn)井需要啟運1～2 臺低溫爐），增加運行操作難度，尤其是轉(zhuǎn)油站頻繁調(diào)整計量間摻水或熱洗閥門、啟停熱洗泵，使摻水、熱洗分開運行沒有完全得到實施。各轉(zhuǎn)油站基本上是根據(jù)油井計劃安排，采用分時段熱洗的方式，平均日熱洗井數(shù)2 口左右，全站10～15 天高溫（75～80 ℃）運行進行熱洗，其它時間相對低溫運行。通過整合、優(yōu)化，變分散熱洗為集中熱洗，轉(zhuǎn)油站平均高溫熱洗時間不超過5天。各轉(zhuǎn)油站制定了集中熱洗計劃表，并嚴格執(zhí)行。通過集中熱洗的方式，減少轉(zhuǎn)油站高溫天數(shù)5～10 天，年節(jié)氣約2.4×106m3。

2.3 創(chuàng)新管理

通過對集輸系統(tǒng)各能耗節(jié)點進行分析，轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)耗氣占集輸耗氣的88.14%，集輸能耗以耗氣為主，占總能耗的94.2%，轉(zhuǎn)油站耗氣主要用途為摻水加熱、輔助設施采暖等，因此如何降低轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)摻水量、摻水溫度、采暖用量，是降低轉(zhuǎn)油站加熱負荷、耗氣量的關鍵。

2.3.1 典型井停摻試驗

深化技術界限，保證停摻水規(guī)模。為了進一步確定不加熱集油技術界限，采取前期試驗摸索，再總結(jié)規(guī)律經(jīng)驗、最后規(guī)?；瘧玫霓k法，使界限得到深化，實施規(guī)模不斷擴大。

選取的10 口試驗井于3 月10 日開始全面停摻水，進行單管出油不加熱集油。經(jīng)過2 個多月的試驗，除X11-4-SB376 頻繁出現(xiàn)井口回壓升高外，其它井均運行正常。

實施前后運行參數(shù)變化統(tǒng)計見表1，在平均單井產(chǎn)液量、產(chǎn)油量基本不變的情況下，單井平均回壓由實施前的0.35 MPa 升高至0.50 MPa，升高0.15 MPa；單井平均回油溫度由實施前的36.4 ℃降至32.1 ℃，降低4.3 ℃。

平均回壓隨著運行時間的延長逐漸升高，最高達0.66 MPa。試驗初期回壓升高較快，至4 月25 日后，基本保持在0.50 MPa 左右。單井回油溫度波動不大，從試驗前的37.1 ℃降至最低30.8 ℃，隨后趨于穩(wěn)定，保持在31～33 ℃。

典型井停摻試驗初步認識：單井的敷土、保溫情況及周邊環(huán)境對單管出油不加熱集油的實施效果影響較大；產(chǎn)液量在40～50 t/d 的油井，在夏季可以進行不加熱集油，保溫條件好的話，可以繼續(xù)研究全年不加熱集油適應性；實施穩(wěn)定后單井平均回油溫度波動不大；對于敷土、保溫情況好的低產(chǎn)液油井（20～40 t/d），在夏季可以擴大試驗規(guī)模，以摸索低產(chǎn)液油井在夏季進行不加熱集油的適應性。

通過不斷摸索，拓展不加熱集油界限，季節(jié)停摻水界限由2005 年的產(chǎn)液量大于40 t/d、含水率大于80%，降低到2014 年的產(chǎn)液量大于15 t/d、含水大于75%[5]，2005—2014 年不加熱集油關鍵參數(shù)統(tǒng)計見表2。

2.3.2 分階段實施季節(jié)停摻水

基本原則：按照集油工藝差別，分類實施；根據(jù)時間不同，分批實施；根據(jù)季節(jié)變化，分形式實施。

1）雙管摻水流程井。根據(jù)外圍油田低溫集油認識：當含水率上升時，含水油凝固點產(chǎn)生漂移，可以低于原油凝固點10 ℃集油。結(jié)合我廠含水油轉(zhuǎn)相點（65%），確定季節(jié)停摻界限：當含水率大于75%，井口回壓不大于1.0 MPa 的油井，原則上全部實施季節(jié)停摻水。

2）單管環(huán)狀摻水流程井。停摻界限：端點井產(chǎn)液量大于15 t/d、含水率大于75%，全環(huán)產(chǎn)液量大于20 t/d、含水率大于75%的油井，停摻后井口回壓不高于1.3 MPa；不能全環(huán)停摻水的油井，控制全環(huán)摻水量，要求包括摻水量后含水率、集輸量滿足單管環(huán)狀摻水井季節(jié)停摻條件。

表1 實施前后運行參數(shù)變化統(tǒng)計

表2 2005—2014 年不加熱集油關鍵參數(shù)統(tǒng)計

為了保證油井的安全生產(chǎn)，季節(jié)性停摻水井采取分區(qū)塊、分階段逐步深入的辦法，共分三個批次：

第一批產(chǎn)液量31～60 t/d、含水75%以上的雙管流程井，端點井大于30 t/d、含水大于80%的單管環(huán)狀油井實施季節(jié)性停摻水（共554 口），其余油井摻水運行。

第二批產(chǎn)液量20～30 t/d、含水75%以上的雙管流程井，端點井大于20～30 t/d、含水大于80%的單管環(huán)狀，油井實施季節(jié)性停摻水（共510 口），其余油井摻水運行。

第三批剩余雙管流程井，端點井產(chǎn)液量15～20 t/d，含水75%以上環(huán)狀流程井，水驅(qū)玻璃內(nèi)襯管道油井，非金屬管道油井（共648 口）。

2.3.3 全年停摻水油井的實施

采用雙管摻水工藝油井：含水大于80%、產(chǎn)液量大于80 t/d 的油井雙管出油；含水大于80%，產(chǎn)液量60～80 t/d 的油井停摻水、單管出油。2014 年計劃實施全年停摻水運行的油井193 口，原則上必須停摻水運行。

通過以上措施，2014 年實施停摻水的油井數(shù)將達到1 905 口，與2013 年對比，增加542 口，全年節(jié)氣約210×104m3。

2.3.4 “拐點法”控摻水，挖掘單井潛力

當季節(jié)停、全年停達到一定深度，界限無法進一步深化，規(guī)模無法進一步擴大，采取何種辦法繼續(xù)降低摻水量成為降低集輸能耗的關鍵。摻水量的大小與回站溫度、井口回壓有關。在一定的摻水溫度下，通過減少摻水量的辦法使摻水油井的回油溫度降低，井口回壓逐漸升高，當回壓升高并穩(wěn)定在設計回壓附近時（一般為0.8～1.0 MPa），將此時的摻水量定為“拐點摻水量”，此時的回油溫度作為該井的“拐點回油溫度”，將該摻水溫度下對應的摻水量、回油溫度統(tǒng)計列表，作為該井或集油環(huán)當前摻水溫度下該井摻水量控制的依據(jù)。

根據(jù)2011 年初步試驗效果，通過現(xiàn)狀調(diào)查，編制實施方案；分批次實施根據(jù)摻水溫度變化情況，摸索確定不同摻水溫度下的拐點摻水量；總結(jié)分析。包括階段小結(jié)、全年總結(jié)，分析評價實施效果，獎優(yōu)罰劣等方法

2012—2014 年擴大了“拐點法”實施規(guī)模，高峰時超過1 001 口油井實施，摻水總量由推廣前10 528 m3降至7 451 m3，實現(xiàn)單井摻水量、日耗氣量及日耗電量3 個降低，節(jié)能9.3%。主要做好三項工作。

通過以上工作，保證無法實施停摻水的油井全面實施，年節(jié)氣約200×104m3[6]。

3 實施效果

3.1 單井耗氣量下降

通過各項工作的有效開展，年減少耗氣量均在1 000×104m3以上。在油井數(shù)、計量間數(shù)增加的情況下，2005—2013 年，總井數(shù)增加了2 053 口，總耗氣量下降1 329×104m3。其中，2005—2009年總耗氣量連續(xù)四年負增長。單井平均耗氣量（耗氣量/總井數(shù)）由2.09×104m3連續(xù)下降到2012 年1.00×104m3，下降52.3%；2013 年，由于高濃聚驅(qū)規(guī)模不斷擴大，單井耗氣量上升到1.12×104m3，但與2012 年同井號對比，平均單井耗氣量下降到0.95×104m3。

2014 年全年耗氣為7 740×104m3，與2012 年同井號對比降低605×104m3。

2012—2014 年平均商品氣量9 048×104m3，與2005 年對比，在原油產(chǎn)量下降21.4%，油井增加58.2%的情況下，商品氣量增加5.6%。

3.2 運行費用得到控制

2012—2014年累計節(jié)約天然氣5 014×104m3，節(jié)約生產(chǎn)運行費用3 179 萬元；

同井號對比，2012 年～2014 年累計節(jié)約天然氣1 820×104m3，節(jié)約生產(chǎn)運行費用1 154 萬元。

3.3 節(jié)能減排效益突出

2012 年～2014 年累計減少天然氣消耗5 014×104m3，折合66 686.2 t 標煤，相當于減少164 248.1 t CO2排放量，環(huán)境效益明顯。

4 結(jié)論

1）對待作業(yè)井、摻水集油管線完好的，常年關井以及“間抽”的油井加強管理。對于產(chǎn)液量大于15 t/d、含水大于75%的典型井，全面停摻水，進行單管出油不加熱集油。

2）針對新老區(qū)塊油井集輸條件差異大的問題，在中轉(zhuǎn)站使摻水系統(tǒng)的加熱爐、摻水泵靈活調(diào)整，實現(xiàn)新區(qū)、老區(qū)分開運行，保證摻水系統(tǒng)高效低耗運行。

3）實施高產(chǎn)井全年停 摻水，“拐點法”控摻水，挖掘單井潛力根據(jù)季節(jié)變化，按照集油工藝差別，根據(jù)時間不同，分類分批實施，分階段季節(jié)停摻水1 712 井次。