非常規(guī)油氣田節(jié)能技術(shù)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(guī)劃總院）

非常規(guī)油氣[1]是指用傳統(tǒng)技術(shù)無法獲得自然工業(yè)產(chǎn)量，需用新技術(shù)改變儲集層滲透率或流體黏度等才能經(jīng)濟開采的連續(xù)或準(zhǔn)連續(xù)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(guī)油氣資源作為常規(guī)油氣資源的重要接替，體量可觀，在年均產(chǎn)能建設(shè)中占比愈發(fā)突出，成為近年來國內(nèi)油氣田開發(fā)的新興方向。

非常規(guī)油氣資源開采能耗高、產(chǎn)能遞減快，需針對其特點，研究開發(fā)全流程的能耗規(guī)律，配套先進(jìn)節(jié)能工藝技術(shù)，為低成本、高效綠色開發(fā)提供技術(shù)支撐[2]。依托已有常規(guī)油氣田節(jié)能技術(shù)[3]在非常規(guī)油氣田的適應(yīng)性分析，結(jié)合生產(chǎn)中已應(yīng)用或有推廣潛力的特色技術(shù)，通過梳理總結(jié)，形成非常規(guī)油氣田節(jié)能技術(shù)，為非常規(guī)油氣藏開發(fā)工藝技術(shù)優(yōu)化、高效設(shè)備優(yōu)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(chǎn)及能耗特點

頁巖油、致密油一般儲存在富有機質(zhì)頁巖地層中，儲層滲透率低，埋藏深度大，國內(nèi)頁巖油埋深最大已達(dá)5 000 m。多采用體積壓裂進(jìn)行開采，開采初期采用枯竭式開發(fā)方式，地層能量不足時轉(zhuǎn)為機械采油，只采不注，產(chǎn)量衰減速度快，產(chǎn)量波動大。與常規(guī)油田相比，頁巖油和致密油的開發(fā)具有以下特征[4]：單井產(chǎn)量、氣油比等主要生產(chǎn)參數(shù)波動大，且下降迅速，地面設(shè)施建設(shè)規(guī)模容易出現(xiàn)載荷過低的現(xiàn)象；油品物性普遍較好，具備單管不加溫集輸?shù)挠欣麠l件；受壓裂液影響，采出液較普通稀油組分更為復(fù)雜，油水乳化嚴(yán)重，破乳難度大。

中國頁巖油開采基本處于開發(fā)初期，部分還在自噴期，同時尚未進(jìn)入注水階段，大多沒有形成完整生產(chǎn)流程，處理環(huán)節(jié)大多依托已建站場。目前主要采用單井罐生產(chǎn)模式，井口管道和儲油罐加熱器耗電量較大，生產(chǎn)主要用能為集輸加熱，約占總能耗的50%左右。隨著開采進(jìn)入中后期，根據(jù)已轉(zhuǎn)抽的單井看，未來生產(chǎn)主要用能環(huán)節(jié)將變?yōu)闄C采電耗和集輸加熱耗能。

1.2 節(jié)能技術(shù)綜述

1.2.1 通用節(jié)能技術(shù)

油氣田企業(yè)通過多年來生產(chǎn)實踐，積累了豐富的經(jīng)驗和節(jié)能技術(shù)[5]，按生產(chǎn)系統(tǒng)分類，可在頁巖油和致密油生產(chǎn)中應(yīng)用的常規(guī)油田節(jié)能技術(shù)包括但不僅限于以下幾項：

1）機采系統(tǒng)中應(yīng)用塔架式長沖程抽油機，根據(jù)實際選擇與抽油機井匹配的高效節(jié)能電動機（包括低速電動機、永磁電動機、高轉(zhuǎn)差電動機、開關(guān)磁阻電動機等），叢式井組集中控制，抽油機數(shù)字化控制以及直驅(qū)螺桿泵、無桿采油往復(fù)泵等新型無桿采油設(shè)備。

2）集輸系統(tǒng)中應(yīng)用采出液預(yù)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(jié)能技術(shù)。

3）注水系統(tǒng)中考慮注水泵變頻、注水泵帶載啟動、注水系統(tǒng)仿真優(yōu)化等技術(shù)。

4）熱力系統(tǒng)中應(yīng)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(shù)。

5）在油氣與新能源融合發(fā)展的雙碳戰(zhàn)略背景下，風(fēng)電、光伏、地?zé)?、儲能等新能源利用技術(shù)亦成為非常規(guī)油田節(jié)能技術(shù)應(yīng)用和發(fā)展的重要方向。

1.2.2 非常規(guī)典型節(jié)能技術(shù)

1）投撈電纜式電動潛油螺桿泵。潛油螺桿泵與潛油往復(fù)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(fā)的新型采油技術(shù)，簡化地面?zhèn)鲃迎h(huán)節(jié)，從而提高系統(tǒng)效率。投撈電纜式潛油螺桿泵通過動力電纜驅(qū)動井下“潛油直驅(qū)電動機”，并由電動機轉(zhuǎn)子通過柔性軸直接驅(qū)動螺桿泵進(jìn)行采油。與常規(guī)電潛螺桿泵的區(qū)別在于改變電纜下入方式，由固定在油管外側(cè)改為從油管中對接，該技術(shù)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(yù)定位置，在潛油電動機的上部設(shè)置對接插頭，再用特殊的潛油承荷電纜連接對接頭，以實現(xiàn)井下機組的動力供給與平穩(wěn)運行。該技術(shù)適合井深泵掛深度在2 600 m 以下。某油田將其應(yīng)用于頁巖油實際生產(chǎn)，單井投資為70 萬元，同游梁式抽油機相比節(jié)能約33%。在某作業(yè)區(qū)共推廣應(yīng)用76 口井，年節(jié)電145.3×104kWh， 折合為439.5 tce， 經(jīng)濟效益312.5 萬元。

2）單管不加熱集輸。集油工藝常規(guī)的雙管摻水以及早期應(yīng)用的三管伴熱工藝循環(huán)用熱水量大，集輸熱力系統(tǒng)能耗高，造成能源浪費。凝點是集輸工藝的重要參數(shù)，隨著油田開發(fā)進(jìn)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(chǎn)實踐驗證。結(jié)合生產(chǎn)情況，將油井集油管線進(jìn)行簡短串接，以簡化優(yōu)化集油工藝；采用復(fù)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(tǒng)，實施單管常溫集油工藝，降低集輸能耗。該技術(shù)適合在原油黏度低、凝點低、流動性能好，或單井產(chǎn)量大、油井含水率高的區(qū)塊應(yīng)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(xiàn)凝點以下單管不加熱集油[6]。與雙管摻水工藝相比，可節(jié)約投資30%，降低能耗48%，控制油氣集輸自耗氣在10 m3/t 以內(nèi)，經(jīng)濟效益可觀。

3）采出液脫水。油田小斷塊凈化油交接，采油區(qū)塊離聯(lián)合站較遠(yuǎn)，且建設(shè)小型聯(lián)合站成本高，管理難度大，因此小區(qū)塊采出液一般靠罐車運送到附近聯(lián)合站處理，產(chǎn)生大量運輸成本，其中采出液的水屬無效運輸。復(fù)雜采出液中含大量聚合物和壓裂液，傳統(tǒng)脫水工藝時間長，加熱費用高。大罐熱化學(xué)脫水需要添加破乳劑后進(jìn)行大罐沉降，工藝流程長，產(chǎn)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(xiàn)油田采出液油水快速高效分離，降低運行成本。實現(xiàn)處理裝置的標(biāo)準(zhǔn)化、模塊化和撬裝化。該技術(shù)通過電磁降黏提高流動性，脈沖破乳破壞油水混合乳化結(jié)合，脈沖電磁場聚結(jié)脫水使小水滴快速聚結(jié)，加速沉降，從而實現(xiàn)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(xiàn)破乳，噸油處理電耗僅為0.5 kWh/t。該技術(shù)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(lián)合站來液溫度20 ℃，密度890k g/m3，含水率40%~60%，應(yīng)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(jīng)濟效益顯著。

2 頁巖氣和致密氣

2.1 生產(chǎn)及能耗特點

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

頁巖氣生產(chǎn)表現(xiàn)為氣量遞減、水量遞減、壓力遞減。國內(nèi)頁巖氣生產(chǎn)過程中基本沒有烴類液體產(chǎn)出，氣液兩相介質(zhì)組分較為固定簡單，流動情況相對其他含凝析油和水的復(fù)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(qū)塊大多采用三甘醇脫水工藝[8]，增壓一般在集輸系統(tǒng)進(jìn)行。國內(nèi)目前非常規(guī)氣田開采還處于初期，集輸環(huán)節(jié)沒有大面積增壓，但根據(jù)頁巖氣生產(chǎn)特點，隨著生產(chǎn)持續(xù)進(jìn)行，區(qū)塊增壓需求將不斷增加，相對應(yīng)的壓縮機電耗和井場加熱爐、燃?xì)鈮嚎s機、脫水裝置重沸器的自耗氣也持續(xù)增加。頁巖氣的開發(fā)應(yīng)與氣藏特點緊密結(jié)合，開采前期與中后期相比，壓力和產(chǎn)量變化較大，設(shè)備多采用撬裝，對滿足不同工藝的設(shè)備進(jìn)行組合、搬遷，以保證設(shè)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(dá)標(biāo)外排，現(xiàn)有技術(shù)或多或少存在一些缺陷，如處理設(shè)施復(fù)雜、工藝繁瑣、處理費用昂貴、技術(shù)可行性低等。

2.2 節(jié)能技術(shù)綜述

2.2.1 通用節(jié)能技術(shù)

按照生產(chǎn)系統(tǒng)分類，可在頁巖氣和致密氣生產(chǎn)中應(yīng)用的常規(guī)油田節(jié)能技術(shù)主要包括以下幾項：

1）在集輸系統(tǒng)中，應(yīng)用燃?xì)鈮嚎s機適應(yīng)性改造，燃?xì)鈮嚎s機余熱利用、放空氣回收，集輸系統(tǒng)優(yōu)化（在不同管網(wǎng)及站場布局方式下，對井組、集氣閥組、集輸管網(wǎng)、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(jīng)濟性、可靠性、適應(yīng)性等方面進(jìn)行分析評價比選）[9]，空氣源熱泵等節(jié)能技術(shù)。

2）天然氣外輸及處理中應(yīng)用脫水工藝流程節(jié)能優(yōu)化（例如，在天然氣處理量固定的情況下，通過調(diào)節(jié)三甘醇貧液濃度和循環(huán)量達(dá)到節(jié)能優(yōu)化的目的），貧富液換熱，閃蒸氣回收，產(chǎn)品氣冷量的回收利用，開米爾泵等節(jié)能技術(shù)。

開米爾泵是脫水裝置實現(xiàn)撬裝化和在無電源條件下平穩(wěn)運行的關(guān)鍵設(shè)備，主要利用吸收塔內(nèi)高壓力富液能量驅(qū)動貧液進(jìn)入吸入塔。該泵多由美國進(jìn)口，國內(nèi)已有同種設(shè)備開發(fā)應(yīng)用可替代，原理類似。除此之外，風(fēng)電、光伏、地?zé)帷δ艿刃履茉蠢眉夹g(shù)亦可在非常規(guī)氣田生產(chǎn)中考慮和應(yīng)用。

2.2.2 非常規(guī)典型節(jié)能技術(shù)

1）壓縮機能效提升。隨著頁巖氣、致密氣開發(fā)進(jìn)入中后期，需用壓縮機進(jìn)行增壓，壓縮機能效直接關(guān)系到非常規(guī)氣田開發(fā)的能效水平。而伴隨著氣田產(chǎn)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(shè)計極限壓比，將無法正常運行。由于機組負(fù)荷下降，燃料氣消耗率升高，將造成浪費。國內(nèi)氣田多采用整體式壓縮機，可以通過調(diào)節(jié)空燃比、壓縮缸改造、運行參數(shù)優(yōu)化等進(jìn)行燃?xì)鈮嚎s機適應(yīng)性改造。提高單機處理能力，減少機組運行臺數(shù)是最為直接有效的節(jié)能手段。對于多臺機組低負(fù)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(jìn)行處理，在提高運行機組負(fù)荷率的同時，停用其余機組；對于單臺機組低負(fù)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(fù)荷率，有效減少燃料氣消耗量。燃?xì)鈮嚎s機適應(yīng)性改造技術(shù)適用于原機組設(shè)計參數(shù)滿足改造需求，且氣源穩(wěn)定，處理量波動較小的站場。通過單機改造，減少運行機組數(shù)量，才具有良好的節(jié)能效果。某氣礦作業(yè)區(qū)對所屬增壓站ZTY470-9#機組壓縮缸進(jìn)行改造， 將原 ZTY470MH8 × 6 改造為ZTY470MH11×8，總投資70 萬元。改造后，年節(jié)約燃料氣用量24.8×104m3，折合330 tce，經(jīng)濟效益25 萬元。

2）引射技術(shù)。天然氣引射技術(shù)是一種利用高壓氣井的壓力能帶動低壓氣體達(dá)到中壓共同外輸?shù)臍怏w增壓技術(shù)。該技術(shù)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(jié)省低壓天然氣增壓時所需能量，降低開發(fā)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(tài)引射器廣泛應(yīng)用于工程領(lǐng)域及天然氣開采和輸送領(lǐng)域[10]。在國內(nèi)西北氣田、靖邊氣田、長慶氣田均已獲得成功應(yīng)用，有效實現(xiàn)了低壓氣井的連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)。為考察靜態(tài)引射技術(shù)在頁巖氣田集輸系統(tǒng)中利用頁巖氣壓力能的能力，以及撬裝裝置的適應(yīng)性，中國石油規(guī)劃總院聯(lián)合西南油氣田集輸工程技術(shù)研究所于2022 年11 月在長寧氣田H24 平臺進(jìn)行了現(xiàn)場試驗。該技術(shù)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(shè)備自身原理導(dǎo)致等熵效率低、適用的工況條件較難復(fù)制等問題，實際規(guī)模應(yīng)用案例較少。

3）井口壓差發(fā)電。頁巖氣開采過程中需要對井口出氣進(jìn)行節(jié)流降壓，通過管網(wǎng)輸送至集輸站進(jìn)行集中處理。節(jié)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(jìn)行保溫處理。采用井口頁巖氣通過單螺桿膨脹機減壓發(fā)電方案，單螺桿膨脹機代替減壓閥吸收壓力能發(fā)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(jìn)行了可行性分析。該技術(shù)的核心部件單螺桿膨脹機已由北京工業(yè)大學(xué)成功研制（10 kW 和40 kW 樣機），100 kW 以上的單螺桿膨脹機國內(nèi)尚無相關(guān)產(chǎn)品報道。單螺桿膨脹機在壓力能發(fā)電領(lǐng)域具有良好的應(yīng)用前景，但由于頁巖氣井口實際壓力不穩(wěn)定等復(fù)雜工況影響，其應(yīng)用目前仍處于試驗階段，距應(yīng)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(chǎn)井由于天然氣集輸管網(wǎng)配套滯后，無法及時進(jìn)入生產(chǎn)管網(wǎng)，導(dǎo)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(wǎng)，導(dǎo)致在測試期間存在天然氣放空燃燒。針對天然氣集輸管網(wǎng)配套滯后導(dǎo)致的氣井放空，優(yōu)先采用管線連通方式將放空氣井接入就近的頁巖氣生產(chǎn)平臺進(jìn)行回收。針對遠(yuǎn)離生產(chǎn)管網(wǎng)，無法進(jìn)入集輸系統(tǒng)導(dǎo)致的氣井放空。通過市場調(diào)研和工藝設(shè)計優(yōu)化，采用天然氣就近LNG、CNG 生產(chǎn)技術(shù)進(jìn)行回收。LNG 生產(chǎn)主要采用增壓-脫水-制冷工藝，CNG生產(chǎn)主要采用脫水-增壓工藝，產(chǎn)品裝車外輸銷售。實現(xiàn)頁巖氣邊遠(yuǎn)井、評價井的放空氣回收，推進(jìn)節(jié)能減排，實現(xiàn)天然氣資源的高效利用。該技術(shù)主要適用于頁巖氣（天然氣）開發(fā)中存在連續(xù)放空的井場或站場。某油田采用管線連通的方式將區(qū)塊內(nèi)3 個試采平臺接入就近頁巖氣生產(chǎn)平臺實現(xiàn)放空氣回收，采用LNG 技術(shù)實現(xiàn)筠連3 口頁巖氣井放空氣回收。項目運行半年內(nèi)，累計回收天然氣1 525×104m3，實現(xiàn)節(jié)能量20 283 tce，經(jīng)濟效益1 967 萬元。

3 煤層氣

3.1 生產(chǎn)及能耗特點

煤層氣與煤炭伴生，主要是以大分子團(tuán)吸附狀態(tài)存在于煤層中，國內(nèi)煤層氣埋藏深度一般在地下800~1 200 m。常規(guī)天然氣主要是以游離態(tài)存在于砂巖或灰?guī)r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(zhì)孔隙內(nèi)的煤層氣解析采出。因此，煤層氣開發(fā)不同于常規(guī)天然氣，具有井口壓力低、單井產(chǎn)量低、不含烴類凝析液、需進(jìn)行排水采氣等特點[11]。

煤層氣地質(zhì)具有低壓、低產(chǎn)、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(shù)月，多則幾年；單井產(chǎn)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(xù)的動力供應(yīng)，井口設(shè)備多，能耗高。煤層氣開發(fā)的主要矛盾之一是單井產(chǎn)量低，井?dāng)?shù)多，地面工程優(yōu)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(fā)需壓縮機節(jié)能、泵提效和采出水處理綜合利用技術(shù)，以降低煤層氣生產(chǎn)能耗。

3.2 節(jié)能技術(shù)綜述

3.2.1 通用節(jié)能技術(shù)

根據(jù)煤層氣排水采氣的工藝特點，相當(dāng)一部分機采系統(tǒng)節(jié)能技術(shù)可以應(yīng)用在煤層氣生產(chǎn)中，例如，新型高效節(jié)能電動機、智能間抽控制等；其他氣田節(jié)能技術(shù)亦可有選擇的進(jìn)行應(yīng)用。例如在集輸系統(tǒng)中，應(yīng)用燃?xì)鈮嚎s機適應(yīng)性改造，燃驅(qū)壓縮機改電驅(qū)壓縮機，集輸系統(tǒng)優(yōu)化，空氣源熱泵等節(jié)能技術(shù)；天然氣外輸及處理中應(yīng)用脫水工藝流程節(jié)能優(yōu)化等。

3.2.2 非常規(guī)典型節(jié)能技術(shù)

1）煤層氣井智能間抽。煤層氣開發(fā)相比常規(guī)油田生產(chǎn)，要經(jīng)歷“降液排采、穩(wěn)液排采、低液產(chǎn)氣”三個階段。在降液排采階段，煤層中為單相水流動狀態(tài)，煤層產(chǎn)出水量較大；進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)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(tài)，此時排采設(shè)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(shè)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(shè)備壽命和單井檢泵周期，降低機采井運行維護(hù)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(wěn)定產(chǎn)氣階段的煤層氣井，生產(chǎn)井動液面與煤層底界小于20 m、日產(chǎn)水量低于0.5 m3，或者因環(huán)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(wěn)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(jié)約電量0.72×104kWh，總計節(jié)約電量達(dá)到429×104kWh，折合1 432 tce，年節(jié)約電費210 萬元。

2）煤層氣田橇裝低壓螺桿壓縮機。可用于煤層氣地面集輸?shù)膲嚎s機主要有往復(fù)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(fù)式壓縮機比較適合在煤層氣生產(chǎn)中進(jìn)行應(yīng)用。針對煤層氣田的產(chǎn)氣低、壓力低特點，考慮現(xiàn)有產(chǎn)量，提升煤層氣壓縮機運行負(fù)荷與進(jìn)氣量匹配度，可采用撬裝低壓螺桿壓縮機。該新型壓縮機進(jìn)氣壓力僅為原有設(shè)備進(jìn)站壓力設(shè)計值的1/3，單臺設(shè)備通過兩級增壓，相比原有設(shè)備功率增加20%，但在穩(wěn)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(diào)減壓縮機運行臺數(shù)，提升單臺設(shè)備負(fù)荷率，降低集氣用電單耗。該技術(shù)僅適用于低壓煤層氣田站場增壓，在煤層氣田滾動開發(fā)模式下，具有易于搬遷、低能耗、高效率的優(yōu)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(fù)載力更小，壽命提升50%，節(jié)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(jìn)氣壓力0.02 MPa 以下，平均輸氣單耗為68.5 kWh/103m3， 對比現(xiàn)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(chǎn)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(chǎn)氣田，應(yīng)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(yù)冷后的煤層氣進(jìn)行冷卻脫水，全過程消耗電力，不消耗煤層氣。該技術(shù)僅適用于氣質(zhì)相對純凈的煤層氣集輸處理，對于泡排等方式含有復(fù)雜成分的采出氣的水露點控制不適用。某企業(yè)在其眾多集氣站開展現(xiàn)場應(yīng)用，以40×104m3/d （環(huán)境20 ℃，標(biāo)準(zhǔn)大氣壓101.325 kPa） 的裝置規(guī)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(jié)束語

我國非常規(guī)油氣資源儲量豐富，開發(fā)技術(shù)相對國外落后，除煤層氣外，多數(shù)非常規(guī)油氣資源尚處于開發(fā)初級階段。集輸工藝的深度優(yōu)化、標(biāo)準(zhǔn)化與模塊化撬裝集成、產(chǎn)能一體化建設(shè)、數(shù)字化與智能化亦是未來非常規(guī)油氣田地面節(jié)能技術(shù)重點關(guān)注和主要發(fā)展方向。未來，隨著認(rèn)知的不斷深化、工藝的日趨成熟，非常規(guī)油氣田節(jié)能技術(shù)應(yīng)與數(shù)字化油氣田建設(shè)相結(jié)合，持續(xù)推進(jìn)能源管控單元的升級完善，促進(jìn)油氣田企業(yè)能源管理水平向集中管控邁進(jìn)，助力油氣田與新能源融合發(fā)展，為雙碳目標(biāo)的實現(xiàn)提供有力保障。