陳向武 佘小兵 馬士平 李波 郝書岳 鄧海平 王超

1大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠

2長慶油田分公司第四采油廠采油工藝研究所

隨著集輸系統(tǒng)規(guī)模的不斷擴(kuò)大，氣量需求逐年上升，要求地面管理必須拓寬工作思路，深挖管理提升潛力，按照“多集氣、少耗氣、強(qiáng)保障”的思路，加強(qiáng)井站集氣力度，提升外引氣和氣井氣保障能力，進(jìn)一步優(yōu)化集輸系統(tǒng)節(jié)點生產(chǎn)參數(shù)，減少高耗能設(shè)備運(yùn)行，在滿足生產(chǎn)需求基礎(chǔ)上，最大限度減少耗氣量，確保原油生產(chǎn)系統(tǒng)平穩(wěn)運(yùn)行[1-2]。

1 天然氣系統(tǒng)現(xiàn)狀

采油七廠管轄面積1 511.65 km3，現(xiàn)開發(fā)管理葡萄花、太平屯南部、敖包塔、永樂及頭臺等11個油田，已建油水井6 861 口；管轄聯(lián)合站、轉(zhuǎn)油站等各類站庫147 座，計量閥組間248 座，埋地管道7 594 km。

伴生氣系統(tǒng)：已建聯(lián)合站6 座、轉(zhuǎn)油站31 座，建成集返輸氣管道74條338.5 km，站間輸氣管道7條118.3 km。淺層氣系統(tǒng)：已建集氣站1 座，處理能力15×104m3/d，生產(chǎn)氣井3 口，冬季產(chǎn)氣量為8.0×104m3/d，配套建成集氣站至聯(lián)合站輸氣管網(wǎng)17.6 km；外引氣系統(tǒng)：已建杏Ⅴ-1、宋一聯(lián)兩個方向外引氣管線，全長87 km，供采油七廠、頭臺油田、昆侖燃?xì)狻\(yùn)銷售、礦區(qū)等單位用氣，總引氣能力30×104m3/d。

目前南垣股份已建輕烴回收裝置2套，總設(shè)計處理規(guī)模6.5×104m3/d。采油七廠已建各類加熱爐194 臺，其中，二合一53 臺、四合一38 臺、五合一3 臺、火筒加熱爐5 臺、鍋爐16 臺、真空爐76臺、水套爐3臺，設(shè)計總功率303.24 MW。

2 天然氣能耗控制措施

2.1 提升系統(tǒng)集氣能力

以采油廠聯(lián)合站等大型站庫為中心，逐步建成了較完善的集返輸氣管網(wǎng)。通過站庫周邊輕烴回收裝置，最大限度實現(xiàn)天然氣的靈活調(diào)運(yùn)，避免剩余濕氣放空，年累計多集氣500×104m3。針對井口集氣冬夏季產(chǎn)氣差值大、部分井口設(shè)備集氣功能失效等問題，通過調(diào)查、整改和加強(qiáng)管理，整改不具備集氣功能井4口、集氣設(shè)備損壞井68口、油套連通細(xì)管凍堵345口，年累計多集氣268×104m3。

2.2 控制系統(tǒng)耗氣源頭

在新建產(chǎn)能過程中，充分利用和優(yōu)化已建站場的負(fù)荷，控制低負(fù)荷站場運(yùn)行能耗?！笆濉逼陂g，在未新建脫水站及轉(zhuǎn)油站的情況下，產(chǎn)液量增加了320×104m3，加熱爐臺數(shù)及總功率基本持平，有效利用站庫已建加熱能力，優(yōu)化加熱爐運(yùn)行臺數(shù)，運(yùn)行負(fù)荷率提高11.12%，耗氣量逐年下降[3]。部分站場因有摻水等熱源保障，不需進(jìn)行額外采暖；同時為降低采暖燃?xì)庀模瑢η熬€33 座站場內(nèi)部分場所散熱器進(jìn)行拆除，在滿足供暖條件的前提下，減少散熱器組數(shù)，共計拆除散熱器380組，年少耗氣13.6×104m3。

自2007 年開始，某北地區(qū)進(jìn)行系統(tǒng)調(diào)整，對部分采油井進(jìn)行了冷輸工藝改造，主要應(yīng)用串聯(lián)冷輸及樹狀冷輸兩種工藝，并逐步摸索出了適應(yīng)某北地區(qū)的冷輸適應(yīng)條件[4]。目前有143 口冷輸井正常運(yùn)行，年減少摻水量49.42×104m3，年少耗氣157.4×104m3。對全廠雙管摻水流程和單管環(huán)狀摻水流程中的已關(guān)井或開井不產(chǎn)油的油井進(jìn)行調(diào)查，依據(jù)該類型油井?dāng)?shù)量及分布情況，對無效摻水的14 口油井集輸工藝進(jìn)行掃線關(guān)停、摻水整改，降低摻水量，年少耗氣17×104m3。

2.3 節(jié)氣技術(shù)應(yīng)用

（1）應(yīng)用加熱爐節(jié)能裝置。安裝多功能一體化燃燒器60 臺，爐況優(yōu)化裝置39 套，加熱爐平均節(jié)氣率5%。開展同類型加熱爐對標(biāo)、各項清理及技防措施檢查，分類診斷加熱爐爐效三大方面11 項影響因素，累計診斷131臺，發(fā)現(xiàn)問題69項。編制加熱爐提效措施優(yōu)化方案[5]，開展清淤除垢、酸洗清洗等措施593 臺次，現(xiàn)場檢查140 站次，累計完成技術(shù)管理工作方案5項，定位加熱爐能效薄弱環(huán)節(jié)，實施措施后平均爐效85.3%，年節(jié)氣110×104m3。

（2）持續(xù)開展轉(zhuǎn)油站集輸參數(shù)優(yōu)化管理。5 月起執(zhí)行夏季標(biāo)準(zhǔn)，11 月起執(zhí)行冬季標(biāo)準(zhǔn)，每月按時開展監(jiān)督考核，繼續(xù)把“兩控兩優(yōu)”作為集輸系統(tǒng)降耗工作重點[6]。節(jié)點溫度方面，2021 年1 至10月全廠轉(zhuǎn)油站平均回油溫度36.9 ℃，同比降低0.7 ℃；2021 年1—10 月全廠轉(zhuǎn)油站平均摻水溫度61.59 ℃，同比降低1.15 ℃。在停運(yùn)摻水泵61 臺、加熱爐47臺的基礎(chǔ)上，2021年5月1日—9月30日又停運(yùn)摻水泵7 臺、加熱爐5 臺。截至目前實現(xiàn)節(jié)氣230×104m3。

2.4 加強(qiáng)清潔能源替代

2006 年建設(shè)并投運(yùn)電動壓縮式熱泵機(jī)組3 套，該套機(jī)組為生產(chǎn)指揮中心、會議中心、技術(shù)交流中心、廠機(jī)關(guān)辦公樓提供冬季供暖及夏季制冷[7]，熱源介質(zhì)為某一聯(lián)污水，溫度為37～39 ℃，經(jīng)處理后系統(tǒng)供熱溫度達(dá)到60 ℃。2011 年建設(shè)并投運(yùn)電動壓縮式熱泵機(jī)組2套，該套設(shè)備為某Ⅰ-1注水站建筑室內(nèi)提供冬季供暖，熱源介質(zhì)為某一聯(lián)污水處理站處理后回注污水，溫度為35～37 ℃，經(jīng)處理后系統(tǒng)供熱溫度達(dá)到60 ℃。兩處熱泵機(jī)組運(yùn)行平穩(wěn)，實現(xiàn)年節(jié)氣18×104m3。

2.5 強(qiáng)化耗氣制度管理

編制《采油七廠2021 年天然氣管理工作方案》，實施產(chǎn)氣量、天然氣消耗量年度考核，使井口產(chǎn)氣量較上一年上升2%。分隊分站制定產(chǎn)耗氣指標(biāo)，每月進(jìn)行檢查考核，切實落實耗氣指標(biāo)。嚴(yán)控集輸節(jié)點溫度和設(shè)備運(yùn)行臺數(shù)，增加計量間回油溫度和轉(zhuǎn)油站摻水量控制檢查標(biāo)準(zhǔn)，保障集輸系統(tǒng)高效低耗運(yùn)行，檢查結(jié)果列入月度考核，由研究所負(fù)責(zé)包隊管理的技術(shù)人員，對未達(dá)標(biāo)轉(zhuǎn)油站及計量間的整改情況進(jìn)行跟蹤監(jiān)督。

3 存在的問題

3.1 趨勢分析

隨著采油廠的持續(xù)開發(fā)，集輸系統(tǒng)規(guī)模逐年擴(kuò)大，天然氣能耗問題主要有4點：①伴生氣產(chǎn)量逐年降低。外圍區(qū)塊開發(fā)存在氣量低、衰減快、集氣難等問題，隨著原油產(chǎn)量降低，伴生氣產(chǎn)量也呈下降趨勢。②伴生氣耗量逐年上升。新井產(chǎn)量占全年總產(chǎn)量比例逐年升高，開發(fā)規(guī)模的擴(kuò)大導(dǎo)致伴生氣耗量上升。③節(jié)氣措施仍需進(jìn)一步挖掘。目前主要通過技改措施及降溫集輸?shù)却胧╅_展節(jié)氣工作，降溫集輸以生產(chǎn)經(jīng)驗制定參數(shù)，需進(jìn)一步開展系統(tǒng)研究并挖掘節(jié)氣潛力。④清潔能源替代天然氣需推進(jìn)周期。地?zé)豳Y源利用需要進(jìn)行詳細(xì)的勘探論證，熱泵等以熱代氣技術(shù)需要論證及立項建設(shè)，存在操作周期問題[8]。

3.2 產(chǎn)耗氣不平衡

依據(jù)產(chǎn)耗氣量預(yù)測，2022—2031 年冬季缺氣量將由12.8×104m3/d 上升至16.9×104m3/d，冬季缺氣嚴(yán)重，采油七廠冬季依賴外引氣保證生產(chǎn)運(yùn)行，極端天氣及外引氣系統(tǒng)壓力降低等應(yīng)急能力較為脆弱。自2020 年開始，頭臺油田陸續(xù)開發(fā)葡淺6H-1、葡淺16、葡淺192-60 等稠油熱采區(qū)塊，天然氣需求持續(xù)上升，采油廠地區(qū)整體缺口增大（表1）。氣井待維修及停井較多，供氣保障能力下降。采油七廠已建集氣站1 座，處理能力15×104m3/d，生產(chǎn)氣井3 口，冬季產(chǎn)氣量為6×104m3/d，某4 井出水停運(yùn)，氣井供氣量下降，為保障集輸耗氣，調(diào)整其余兩口井開度，提升氣井產(chǎn)氣量。

表1 采油七廠地區(qū)冬夏季缺氣需求預(yù)測Tab.1 Prediction of gas shortage demand in winter and summer in the region of No.7 Oil Production Plant

4 解決對策

按照“多集氣、少耗氣、強(qiáng)保障”的工作思路，圍繞“加強(qiáng)井站集氣力度、降低集輸系統(tǒng)耗氣量、提升外引氣輸氣能力、提升氣井氣保障能力”四個方面開展工作，在保障耗氣指標(biāo)的前提下，確保原油生產(chǎn)系統(tǒng)平穩(wěn)運(yùn)行。

4.1 多措并舉提升系統(tǒng)集氣能力

加大井口集氣設(shè)備運(yùn)行維護(hù)，故障井及時維修整改，實施油套聯(lián)通管線保溫措施，避免油套聯(lián)通管線發(fā)生凍堵，確保套管氣進(jìn)干線，增加站內(nèi)集氣量；強(qiáng)化設(shè)備運(yùn)維，制定干燥器底水排放制度，加大監(jiān)督檢查力度，確保除油干燥器正常運(yùn)行，保證站內(nèi)有效集氣；針對已建27 座高架罐，依據(jù)其他采油廠等單位試點建設(shè)情況，逐步對已建高架罐進(jìn)行零散氣回收，增加集氣量[9]。

4.2 管理技術(shù)并舉降低天然氣耗量

管理方面采取的措施包括：①在2020 年實施低溫集油的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步擴(kuò)大區(qū)域化規(guī)模，對238座計量間、31座轉(zhuǎn)油站應(yīng)試盡試，最大規(guī)模推廣。嚴(yán)控轉(zhuǎn)油站集輸節(jié)點溫度和設(shè)備運(yùn)行臺數(shù)，增加摻水量控制檢查標(biāo)準(zhǔn)，檢查結(jié)果列入月度考核。②加大加熱爐清淤除垢施工現(xiàn)場監(jiān)督力度，對現(xiàn)場實際存在的問題進(jìn)行統(tǒng)計分析，監(jiān)督檢查加熱爐各項措施的實施，切實落實節(jié)能效果。③對全廠雙管摻水流程和環(huán)狀摻水流程中已關(guān)井或開井不產(chǎn)油井進(jìn)行摸排，制定掃線工作運(yùn)行表，對無效摻水集油環(huán)進(jìn)行掃線停摻整改，減少無效耗氣。

技術(shù)方面采取的措施包括：①通過分析集輸系統(tǒng)工藝流程存在的薄弱環(huán)節(jié)，結(jié)合歷史運(yùn)行數(shù)據(jù)，確定低溫集輸界限，建立油氣集輸系統(tǒng)能效優(yōu)化模型，優(yōu)化調(diào)整集輸系統(tǒng)運(yùn)行方案，實現(xiàn)能耗的日常優(yōu)化管理，降低集輸系統(tǒng)能耗[10]。②優(yōu)化摻水流量自動控制裝置參數(shù)及耗氣量數(shù)據(jù)自動采集系統(tǒng)，優(yōu)化摻水量及摻水溫度，加熱爐爐效實時監(jiān)控，實現(xiàn)天然氣耗量遠(yuǎn)程調(diào)控，減少天然氣無效消耗。③在地?zé)崮茉撮_發(fā)方面，依托廠管轄區(qū)塊內(nèi)已發(fā)現(xiàn)的8口高溫高壓熱水井，根據(jù)地?zé)嵝再|(zhì)和井位分布，探索采油廠地?zé)豳Y源分布，為地?zé)豳Y源開發(fā)提供技術(shù)支撐。

4.3 建設(shè)引氣管線提升外引氣能力

新建新肇聯(lián)至葡四聯(lián)天然氣管道DN150（2.5 MPa）11 km，設(shè)計輸氣能力20×104m3/d，以補(bǔ)充采油七廠地區(qū)油田產(chǎn)能用氣的不足。經(jīng)核算夏季可向采油七廠輸送天然氣11.07×104～16.6×104m3/d，冬季可輸送天然氣3.47×104～16.62×104m3/d。

4.4 鉆修結(jié)合提升氣井氣保障能力

加大淺層氣井勘探開發(fā)力度。在葡196-18 集氣站周邊開發(fā)淺層氣井，提升氣井氣產(chǎn)量。計劃基建葡淺199-20 井，增加氣井氣產(chǎn)量1.7×104m3/d。加快葡198-18 修井進(jìn)度。通過天然氣壓縮設(shè)備增壓氣舉，連續(xù)排采井筒及地層積液，恢復(fù)該井產(chǎn)能，恢復(fù)產(chǎn)氣量2.0×104m3/d。