控制油田生产耗气技术分析

王志勇（大庆油田有限责任公司第八采油厂）

大庆某油田油井产液量低、油气比低、井口出液温度低、原油凝固点高，原油集输采用单管环状流程。随着油田产量递减，综合含水不断上升，生产规模的不断扩大，油田耗气指标逐年升高。为了降低能耗，在现有工艺的基础上，将节点分析法应用于控制耗气指标管理工作中，取得了较好的效果[1]。

1 节点分析法的内涵

节点分析法用于企业管理过程中，是一个细化管理的过程，是强调系统管理和节点管理相融合的思想和方法。它是把耗气指标过程控制细化成各个节点的管理，每一个环节都作为一个管理点，通过技术人员、管理人员、操作人员结合各站的工艺特点，强化意识、明确职责、节点分析、分段治理、技术攻关等多方面来开展节气管理工作，从而达到控制耗气指标的目的。

2 控制耗气措施及效果

控制耗气过程是具有连续性、系统性的管理过程，是由许多环节和控制点组成的，各环节之间相互关联、相互制约，哪一个环节出现问题都会影响节气效果。日常管理中，将控制流程简化成节点分析示意图（图1）。如：某日站内耗气指标出现较大波动，可从各个节点入手，逐个环节查找原因，通过对各节点监测和设备运行参数进行分析，很快就能找到症结所在，改变了以往遇到问题不知从何入手、比较盲目的状况[1]。

图1 控制耗气流程节点分析示意图

在日常管理中，始终将节点分析法贯穿其中，从输气管线、站内耗气部位、站外管网和油井等各环节进行细致的分析，找出运行过程中存在的问题，然后通过工艺改进、加强管理等各项措施，使耗气指标得到有效控制。

通过分析集输系统耗能点，从高耗区块、低效集油环、加热炉等多方面进行调查。依据调查结果，进一步摸清能耗状况，找准各高耗点，制定相关治理措施，为圆满实现全年节能减排指标奠定基础[2]。

2.1 针对输气管网：加大输气管线检测，减少气量漏失

针对气量漏失难以发现的状况，应用EPO天然气检测仪月度对输气管线和烧火间等用气部位进行检测。共检测输气管道847条次，查出渗漏点92处。对站内气阀组、烧火间等用气部位进行检测，共检测3147处，查出渗漏点448处，全部进行了处理。同时对联合站输气管道每周巡线2次，对转油站内管道每周巡线1次，有效地遏制了私搭乱接现象，消除了安全隐患，减少气量漏失7×104m3。

2.2 站内系统的技术措施

2.2.1 加热炉涂膜技术应用

加热炉涂膜技术是在加热炉、锅炉火管内壁涂刷红外线新型节能涂料。该技术具有耐高温、辐射率高、黏结牢固、降低烟垢和水垢生成速度等特点。在站1、站2、站3转油站64台加热炉上实施了涂膜技术，费用65万元。涂膜前后由油田节能中心进行了炉效测试，并进行了对比（表1）。加热炉涂刷节能涂料后，排烟温度平均降低了13℃，热效率平均提高了1.1个百分点，节气率平均为9.14%。投资回收期0.45年[3]。该技术节能效果显著。

表1 实施涂膜前后运行参数

2.2.2 安装新型燃烧器

新型燃烧器可以实现“高低温报警”、“泄漏报警”、“故障报警”、“熄火报警”等功能，防止加热炉高温、超负荷运行。新型燃烧器均可将烟气的过剩空气系数维持在1.05～1.15范围之间，保证燃料和空气充分混合燃烧。排烟时减少热损失，氧、氮、二氧化碳的含量均降低（表2），提高热效率，热效率平均提高了3.85个百分点。某厂共安装56套，费用560万元，投资回收期2.05年[3]。

表2 安装新型燃烧器前后烟气组分变化情况

2.2.3 除防垢设备应用

结垢导致受热面的传热性能变差，燃料燃烧所放出的热量不能有效传递，大量的热量被烟气带走。

在站4转油站水套炉掺水入口安装了6套低功耗高频震荡除防垢仪。安装前测定其炉效为86.0%，安装后运行平稳，运行1年后测定炉效为87%。在站5、站6、站7等共5座站安装16套电磁除垢系统，费用280万元，投资回收期1.94年[3]。运行1年后开炉发现，烟火管总体表面无明显垢沉积，局部存在少量垢，垢层较薄，防垢效果较好。

通过推广实施以上三项新技术，年节气483×104m3（表3）。

表3 地面节能技术应用情况

2.3 站内系统的管理措施

1）加强加热炉运行管理。为了保证加热炉高效运行，月度开展火嘴清焦和火筒检查，清焦203个，检查230台次；同时，加热炉清淤65座，燃烧器检修440台次，平均炉效由调前81.8%提高到调后83.0%。年节气82×104m3。

2）优化掺水集油工艺运行方案。编制以转油站为单元的“集输系统优化运行方案”，核定掺水集油系统运行参数，制定机泵、加热炉季节性停运措施，并监督检查方案执行情况（表4）。年节气46×104m3

表4 优化运行方案执行情况

2.4 针对站外管网：优化管网，减少能耗点

2.4.1 优化整合低效集油环

随着低效井数量增多，提捞井、关井、转注井数量增加，集油系统低效运行、耗气量大，控制困难。目前某厂管辖2口井以下的集油环有307个，占在运环比例37.6%[4]。

为了降低能耗，与油田开发结合，对站8、站9、站10等8座转油站43个低效且管线腐蚀严重的集油环进行了治理。通过优化整合，集油环减少为24个，管线长度缩短38.9 km，解决了无效集油掺水路线长、热损大的问题[5]。改造后年节气95.6×104m3。

2.4.2 控制回油温度

根据季节性生产、各区块凝固点及集油环的特点，集油环回油温度应控制到凝固点。为保证降温集输工作的有效开展，成立组织机构，明确了责任，建立了制度，并结合生产实际，逐渐推行和完善。方案自4月份开始执行。通过采取自查、月度检查和不定期抽查的方式，监督优化运行方案执行情况，并按月评比考核，方案符合率91.2%，平均回油温度与去年同期对比下降0.2℃。

2.5 针对油井：加大油井套管气封堵工作，提高伴生气利用率

经实验测定伴生气热值为大站气的1.2倍，提高伴生气利用率也是节能减排的一项重要措施。采取定期检查和不定期抽查等形式，督促采油队加强套管气封堵工作，同时随产能工程安装井口组合收气阀，提高伴生气回收率。2015年全年回收伴生气2397×104m3，气油比14.52 m3/t，高于2013年的14.46 m3/t，降低了大站气消耗。

2.6 应用效果

2016年通过采取以上技术与管理措施，节约天然气522×104m3。某厂吨液生产耗气21.58 m3/t，与2015年相比下降了0.34 m3/t，取得了较好的节能效果。

3 结论

1）控制耗气工作是油田的一项系统工程，需要结合油田开发形式，分析能耗点以及影响因素，从技术和管理两方面入手，制定节气措施，达到节能降耗的目的[6]。

2）开展输气管线检测、炉效监测测试、套管气封堵等技术管理工作，为最大限度地节能奠定基础。

3）根据季节性生产、各区块凝固点及集油环的特点，编制降温集输方案，确定回油温度控制要求是降低耗气指标的有效手段。