XB油田地面系統耗氣控制措施及形勢對策分析

王明信 霍長虹 夏林 周哲 王中專 馮海泉

1大慶油田有限責任公司第四采油廠

2中國石油渤海鉆探工程有限公司油氣合作開發公司

XB 油田位于大慶長垣中部，具有油井多、單井產液量低的特點，集輸單耗相對較高，且由于開發規模不斷擴大，地面系統耗氣設備總數隨之增加，耗氣總量逐漸升高。隨著油田節能降耗、提質增效的需求日益增大[1]，能耗控制顯得尤為重要。為此，XB 油田地面系統在控制天然氣消耗方面采取了一系列措施，并積極分析耗氣形勢，提前制定對策，從而達到降低地面設備耗氣的目的。

1 地面系統耗氣現狀

截至2020 年底，XB 油田已建油井9 127 口，單井集輸工藝以雙管摻水為主，占總井數的94.94%。為保證原油正常集輸，集輸系統主要采用以天然氣為燃料的摻高溫水集輸工藝。目前，XB油田共有各類加熱爐466臺，是天然氣消耗的最主要設備，此外共有115 座食堂使用燃氣灶。2020年，XB油田累計消耗天然氣1.86×108m3，其中轉油站耗氣量占比77%，聯合站耗氣量占比12%，生活耗氣量占比11%。由耗氣量占比可以看出，站外油井摻水熱洗耗氣是天然氣消耗的最主要組成部分。

2 控制措施

2.1 系統優化簡化，源頭控制用氣消耗

2.1.1 持續開展系統優化，降低耗氣

（1）產能區域。“十三五”期間，XB油田進行了杏七區東部及中部的開發建設，在地面系統規劃上，充分利用剩余能力，優化站庫建設布局，減少新建站庫數量[2]。在能力利用上，水驅新建產能全部進入已建站庫，共利用8 座轉油站、3 座脫水站、3 座注水站、4 座污水站的剩余能力，實現了水驅新建產能無新增大中型站庫；在新建站庫布局上，相鄰區塊相同功能的站庫合一建設，不同功能的站庫聯合建設，僅新建大型聯合站2座，有效控制了站點和隊點數量。通過采取以上措施，產能區域減少耗氣站場8座，年均減少耗氣100×104m3。

（2）非產能區域。受原油產量遞減、三采開發階段性等因素影響，部分系統出現低效高耗的問題，XB 油田大力實施老系統優化調整，優化系統整體布局，減少耗氣站庫。

脫水系統：針對部分脫水站外輸油管道低輸高耗問題，結合天然氣公司杏三原穩核減，進行原油外輸方向調整，降低外輸耗氣。杏三脫外輸方向由杏三原穩調整至杏十一脫，與杏十一脫外輸油一并輸往杏九脫；杏二脫外輸方向由杏三原穩調整至杏九脫，并將管道外徑由219 mm核減為159 mm。調整后，脫水系統年均外輸耗氣量減少50×104m3。

轉油系統：針對位置相鄰的水驅轉油站與聚驅轉油站，在含聚濃度下降后優化調整，將后續水驅區塊內運行年限長、老化嚴重的水驅轉油站負荷轉移到設施狀況好、負荷低的聚驅后轉油站，核減老化水驅轉油站；針對開井數較少、處理負荷小、運行能耗高、無優化調整空間的轉油站，在調整站庫所轄區域內生產油井采油方式及集輸方向的基礎上，實施轉油站關停[3]。“十三五”期間，XB 油田共核減轉油站2 座，放水站1 座，44 口油井轉提撈，優化調整后，轉油系統耗氣量年均減少165×104m3。

污水系統：統籌考慮開發安排及區域負荷變化，大力實施系統優化合并，“十三五”期間，關停規模較小、老化嚴重的深度污水站1座，核減水驅污水處理站1座，優化調整后，污水系統耗氣量年均減少12×104m3。

2.1.2 持續開展工藝簡化，控制耗氣

（1）單井集輸工藝簡化。站外新建采油井積極采用叢式井干管摻水集油（圖1）、“兩就近”掛接等簡化集油工藝（圖2），減少單井摻水量[4]。“十三五”期間，集輸系統應用簡化工藝的油井共有523口，年均減少耗氣量198×104m3。

圖1 叢式井平臺工藝Fig.1 Cluster well platform process

圖2 “兩就近”掛接工藝Fig.2 "Two nearby"hooking process

（2）采暖系統工藝簡化。按照2016 年最新采暖規定，通過產能建設、老區改造及自主改造對油水泵房、計量間等建筑取消采暖。其中原油集輸系統針對油水泵房、容器操作間、計量間等場所取消采暖27 處，注水污水系統針對升壓罐閥室、外輸閥室等場所取消采暖10處。“十三五”期間共減少采暖面積11 029 m2，年均減少耗氣量46.2×104m3。

接下來,利用{s,R+}和{的典則反交換關系(2.5)、典則交換關系(2.6)及冪零性(2.7),構造L2(Γ;η)上以Γ為指標的酉算子群。

2.2 應用節氣技術，降低節點消耗

2.2.1 推進能量系統優化工程

“十三五”期間，為深度挖掘集輸系統節能潛力，結合中國石油規劃總院，開展《油田地面工程能量系統優化關鍵技術研究與應用》，為集輸系統低能耗生產提供了技術手段。在單井摻水方面，創新了能量均衡理論，轉變單純降溫觀念，由以往的前端降溫集輸，轉變為“定末點、推起點”，通過確定脫水站最低來液溫度，逐級推導前端轉油站、計量間及單井的最低輸送溫度，指導集輸過程用能最優。同時，為利于現場操作，研發了仿真建模軟件[5]，通過導入數據源，自動建立站外集輸模型，實現了逐井確定摻水量，逐站確定加熱溫度，為摻水系統精細化運行調整提供了指導依據。采取“試點探索、逐步推廣”模式，先后對38 座轉油站推廣優化方法，全廠水驅轉油站實現“一井一參數，一站一方案”。通過精細摻水管理，摻水規模得到顯著控制，累計降低摻量619×104m3，集輸耗氣連續四年下降，累計節氣2 785×104m3。

2.2.2 推廣應用加熱爐提效新工藝

（1）爐況優化技術。針對部分加熱爐排煙溫度高，空燃比不能動態調整導致爐效低的問題，引進了加熱爐爐況優化技術，通過實時檢測加熱爐排煙溫度、氧含量、環境溫度、爐膛壓力、燃氣流量、進出口溫度等生產運行參數，實時監控加熱爐熱效率和燃燒負荷，動態調整燃燒器及煙道擋板開合，確保加熱爐在最優工況下運行[6]。“十三五”期間先后在10 座轉油站應用33 套加熱爐，調整后排煙溫度降低53 ℃，過剩空氣系數降低至1.1，平均爐效升高10.68%，年節氣能力達191×104m3。

（2）加熱爐完整性管理技術。針對加熱爐信息化管理水平相對較低的問題，結合產能建設引進了加熱爐完整性管理技術，該技術由爐效優化系統、室內分控系統、完整性管理集控裝置三部分組成，具有爐效優化管理、漏液檢測保護、自動點火熄火、高溫預警、敏感區域視頻監控等功能，保證加熱爐安全、平穩、高效運行[7]。在2018年產能項目中有23 臺加熱爐安裝應用完整性管理平臺，通過應用該平臺，有效提高了加熱爐運行效率與信息化管理水平，平均爐效提升8%以上，年節氣能力達100×104m3。

（3）加熱爐煙氣余熱回收技術。為利用加熱爐排放煙氣余熱[8]，通過改進加熱爐煙囪結構，將高溫余熱煙氣引入加熱爐進水段，實現被加熱介質提前預熱。2020年，在3臺加熱爐應用該技術，平均提高加熱爐運行效率5%，年節氣能力達8×104m3。

2.3 精準管理

（1）嚴抓區域整體運行管理，精控干氣消耗。實施“廠-礦-隊”三級專人管理，通過制定獎懲機制，細化指標分解，強化過程管控，優化整體運行，實現層層有壓力，全員降消耗。通過精細管控，“十三五”期間，干氣消耗均優于計劃指標，且2020年與2016年相比減少干氣消耗1765×104m3。

（3）狠抓關鍵設備能耗管理，促進設備高效運行。加熱爐是油田耗氣的最主要設備，因此XB 油田加強加熱爐精細化管理，統籌監測與防護，做到管理與提效并重。在清淤管理上，明確水驅區塊加熱爐1 次/年，三采區塊加熱爐2 次/年的清淤周期，定期開展清淤工作；建立預防檢測機制，并針對不同區塊制定不同的檢測周期，及時消除加熱爐運行隱患；強化廠、礦、隊三級除垢管理，嚴格控制排煙溫度在180～220 ℃，并適時更換老舊低效燃燒器，不斷優化加熱爐運行工況。

3 取得的效果

“十三五”期間，將技術與管理工作深度融合，在油田開發規模不斷擴大，油井數量增加1 200口的情況下，XB油田集輸耗氣與噸液耗氣得到顯著控制。如圖3、圖4 所示，集輸耗氣實現連續四年“負增長”，噸液耗氣實現“三連降”。

圖3 集輸耗氣變化情況Fig.3 Gas consumption changes in gathering and transportation

圖4 集輸噸液耗氣變化情況Fig.4 Gas consumption changes per ton of liquid in gathering and transportation

4 形勢及對策

預計“十四五”期間，產能規模不斷擴大（圖5、圖6），油田產液量逐年上升，產油量逐步下降，地面系統耗氣呈剛性增長，能耗管控難度逐年加大。同時，XB 油田具有油井多、單井產液量低的特點，2020年平均單井產液19.01 t/d，與長垣老區其他采油廠相比處于較低水平，因此導致運行單耗相對較高。

圖5 產液量情況預測Fig.5 Prediction of liquid production

圖6 集輸耗氣情況預測Fig.6 Prediction of gas consumption in gathering and transportation

針對這些問題，可采取以下解決對策：

（1）持續開展系統優化及工藝簡化，控制源頭消耗。產能區域充分利用系統已建剩余能力，預計“十四五”期間新建產能主要集中在杏七區西部，地面建設過程中，做好能力優化利用，對于轉油能力不足部分，依托已建站合一建設，減少新增耗氣站庫；無產能區域大力實施系統優化調整，規劃對低負荷區域轉油、脫水、污水、注水站庫實施“關、停、并、轉”優化措施，預計減少耗氣站場9座，年均減少耗氣100×104m3。

（2）深挖節能潛力，降低系統消耗。擴大能量系統優化工程推廣規模，從水驅轉油站逐漸推廣到三采轉油站，同時要抓好關鍵節點的監管，確保優化方法執行到位，保障推廣的節氣效果；積極推進光熱利用工程、余熱工程等新能源項目的實施，探索清潔能源技術[10]，減少天然氣消耗。

5 結束語

（1）在地面系統運行過程中，隨著油田生產規模逐漸擴大，耗氣需求逐漸增加，而在地面系統耗氣中，站外油井摻水熱洗耗氣占比最重。

（2）油田地面系統控制耗氣要多措并舉，在地面規劃上要積極推進系統優化，采用簡化工藝，從源頭減少耗氣設備；推廣應用先進的節氣方法及節氣設備，從節點控制天然氣消耗；實施精細管理，從運行挖潛節氣潛力。通過采取以上措施，可有效控制天然氣消耗總量。

（3）耗氣控制工作需長期開展，并結合開發形勢及政策變化不斷調整工作思路及方法，在現有技術挖潛空間較小的情況下可積極探索新能源技術的應用。