天然气消耗管理的过程控制

于景峰（大庆油田有限限责任公司第三采油厂）

1 产生的背景

第X 采油厂天然气产出主要为伴生气。油田伴生气主要用于油井采出液正常集输、生产场所工艺伴热及采暖等，剩余天然气外输。根据产、耗、供三者之间的平衡关系，保证安全生产的情况下，开展天然气消耗管理，一方面通过减少消耗，可以控制成本；另一方面，减少消耗相应地增加了外供商品气量，从而增加了天然气的销售收入。

控制运行成本增加的需要。单井平均产液量下降11.6%、产油量下降39.1%，单井平均耗气量下降39.7%的情况下，吨液耗气、吨油耗气仍呈上升趋势。随着国际油价在低位徘徊，油田生产效益受到较大影响，进一步控制天然气消耗成本，提高外输商品气量，符合中国石油天然气集团公司“有质量、有效益、可持续”的发展方针。

实现节能减排要求的需要。减少天然气消耗，就可以减少CO2、SO2、NO2等酸性气体排放，其中CO2是《京都议定书》中规定控制的6 种温室气体之一。根据国家环境“十二五“规划、”十二五“节能减排综合工作方案等文件要求，到2015 年SO2排放总量比2010 年下降8%，氮氧化物（NO2）排放总量比2010 年下降10%。因此，降低天然气消耗符合国家相关政策，可减少污染物排放、提高环境效益[1]。

2 主要做法

第X 采油厂在生产规模、能耗井点逐年增加，运行成本压力增大的背景下，通过系统分析集输能耗特点，挖掘系统潜力，采取全过程点段控制的方法，开展天然气消耗管理工作。通过将天然气管理工作向源头拓展，减少低效、无效消耗，挖掘潜力；通过采取分级管理，发挥各单位管理上、技术上的优势，充分调动参与积极性；通过开展过程管理，在实践中不断丰富内容，保障措施效果，全面指导油田天然气管理工作。

2.1 指标分解

依据转油站所辖油井站、所处区块、辅助加热等情况，依据时间变化，将年生产耗气分解到转油站、脱水站及矿，即将总耗气量层层分解，编制分矿总耗气指标，分站总耗气指标，分月总耗气指标。并制定相应的考核细则，根据各单位完成情况进行相应考核。

2.1.1 转油站分站耗气指标的制定

制定的主要原则及依据：根据转油站所处区块、辖井、运行参数等，编制分站运行计划。单井平均掺水量最高为10 m3/d。计量间流程改造后，最高水量为10 m3/d，温升按10 ℃。有采暖炉的转油站要控制供暖温度，温升为10 ℃，水量最高为400 m3/d。集中热洗时间为5 天。加热水站平均每日加水200～300 m3；井口回压不超过1.0 MPa[2]。

2.1.2 脱水站耗气指标的制定

1）原则与依据。各矿所辖联合站脱前炉、外输炉、采暖锅炉供热所需气量合计值；分冬季、夏季两季，其中冬季为：1、2、3、11、12 月，夏季为：4—10 月。

2）计算方式。外输油量按1 月份值计算，脱水温升20 ℃，脱前含水30%，外输温升夏季10 ℃，冬季15 ℃（杏V-1 无外输加热）；采暖锅炉2.8 MW，平均负荷50%；杏V-2 污油站增加耗气4 000 m3/d（卸油点、污泥处理站）、太一联、高一联加水站增加耗气1 000 m3/d；杏十三-1 增加三元站采暖负荷，耗气量增加700 m3/d 左右。

2.2 管理挖掘

充分发挥“节流”作用，降低系统无效、低效天然气消耗。根据油气集输系统“保证油井产出液安全正常集输处理”的中心任务，将天然气管理工作向源头拓展，通过加强“非生产”油井的管理，降低无效、低效掺水循环；通过“高回压专项管理”，降低节气负面影响；通过调整转油站掺水、热洗运行模式，减少无效、低效热负荷。

2.2.1 对非生产井加强管理力度

主要是对待作业井、掺水集油管线完好的常年关井以及“间抽”的油井加强管理。为了保证待作业井、掺水集油管线完好的常年关油井随时恢复生产或保管线，多采用停井不停掺水的办法，这种做法的好处是可以随时恢复生产，防盗，防漏。但这种做法也使掺水量增加，能耗增加。这部分油井应建立专用档案，规范日常管理，控制生产运行参数，采取必要的降掺水措施，其中冬季以控掺水为主，掺水量每天不高于5 m3；夏季及春秋季通过采取“间歇停”、“季节停”等措施，减少非生产井掺水用量。可以采取两种方法停掺水：一是在井口停；二是掺水阀门不关、将计量间回油管道阀门关死。采用方法二可使掺水、集油管道充满液体、保持一定压力，具有防盗、及时发现泄漏等作用。

主要开展了三方面工作：一是建立台帐，把掺水运行“特殊井”纳入日常管理；二是制定措施计划，按照“冬季控掺水，夏季停掺水”的原则，制定“停掺“计划，并按计划执行；三是定期检查，将“非生产井”的掺水运行管理正式纳入低温集输工作，并进行适当考核。实施后，掺水量日减少2 000 m3，耗气量降低5 000 m3，耗电量减少1 600 kWh[3]。

2.2.2 探索“一站两制”转油站运行新模式

杏南二十一、十六、十八、十九、二十二，高一、四等转油站，由于产能建设，新老区块油井集输条件差异大，采用相同的运行模式，无法继续实施常温或低温集油。

一是杏南开发区5 座站，站内具备掺水、热洗分开工艺，可以使站内掺水系统实现高、低温分开运行，降低了高温负荷。可采取“一站两制”的运行方式，研究确定掺水、热洗分开运行的可行性，即原有老区块掺低温或常温水，新建产能区块掺高温水。由于分开运行一般会增加掺水泵或热洗泵运行台数，增加耗电量，站内调整复杂，增加了管理难度，但若从降低总能耗的角度出发，是进一步挖潜的对象。因此需综合评价“一站两制”的合理性。

二是高台子地区2 座站。高一、高四号新老区块存在产液含水率差别大，集输半径差别大、掺水压力及水量需求差别大等问题，由于掺水泵进出口只有一条汇管，站内无法实现分泵、分炉运行，掺水系统调节难度大。

解决办法是对站内掺水工艺进行改造，增加掺水泵进口汇管、出口汇管各1 条，使掺水系统的加热炉、掺水泵灵活调整，实现新区、老区分开运行，保证掺水系统高效低耗运行[4]。

2.2.3 调整油井热洗方式

由于转油站采取掺低温水、高温热洗水分开运行方式（即启运行高温炉1 台，并根据正常生产井需要启运1～2 台低温炉），增加运行操作难度，尤其是转油站频繁调整计量间掺水或热洗阀门、启停热洗泵，使掺水、热洗分开运行没有完全得到实施。各转油站基本上是根据油井计划安排，采用分时段热洗的方式，平均日热洗井数2 口左右，全站10～15 天高温（75～80 ℃）运行进行热洗，其它时间相对低温运行。通过整合、优化，变分散热洗为集中热洗，转油站平均高温热洗时间不超过5天。各转油站制定了集中热洗计划表，并严格执行。通过集中热洗的方式，减少转油站高温天数5～10 天，年节气约2.4×106m3。

2.3 创新管理

通过对集输系统各能耗节点进行分析，转油站系统耗气占集输耗气的88.14%，集输能耗以耗气为主，占总能耗的94.2%，转油站耗气主要用途为掺水加热、辅助设施采暖等，因此如何降低转油站系统掺水量、掺水温度、采暖用量，是降低转油站加热负荷、耗气量的关键。

2.3.1 典型井停掺试验

深化技术界限，保证停掺水规模。为了进一步确定不加热集油技术界限，采取前期试验摸索，再总结规律经验、最后规模化应用的办法，使界限得到深化，实施规模不断扩大。

选取的10 口试验井于3 月10 日开始全面停掺水，进行单管出油不加热集油。经过2 个多月的试验，除X11-4-SB376 频繁出现井口回压升高外，其它井均运行正常。

实施前后运行参数变化统计见表1，在平均单井产液量、产油量基本不变的情况下，单井平均回压由实施前的0.35 MPa 升高至0.50 MPa，升高0.15 MPa；单井平均回油温度由实施前的36.4 ℃降至32.1 ℃，降低4.3 ℃。

平均回压随着运行时间的延长逐渐升高，最高达0.66 MPa。试验初期回压升高较快，至4 月25 日后，基本保持在0.50 MPa 左右。单井回油温度波动不大，从试验前的37.1 ℃降至最低30.8 ℃，随后趋于稳定，保持在31～33 ℃。

典型井停掺试验初步认识：单井的敷土、保温情况及周边环境对单管出油不加热集油的实施效果影响较大；产液量在40～50 t/d 的油井，在夏季可以进行不加热集油，保温条件好的话，可以继续研究全年不加热集油适应性；实施稳定后单井平均回油温度波动不大；对于敷土、保温情况好的低产液油井（20～40 t/d），在夏季可以扩大试验规模，以摸索低产液油井在夏季进行不加热集油的适应性。

通过不断摸索，拓展不加热集油界限，季节停掺水界限由2005 年的产液量大于40 t/d、含水率大于80%，降低到2014 年的产液量大于15 t/d、含水大于75%[5]，2005—2014 年不加热集油关键参数统计见表2。

2.3.2 分阶段实施季节停掺水

基本原则：按照集油工艺差别，分类实施；根据时间不同，分批实施；根据季节变化，分形式实施。

1）双管掺水流程井。根据外围油田低温集油认识：当含水率上升时，含水油凝固点产生漂移，可以低于原油凝固点10 ℃集油。结合我厂含水油转相点（65%），确定季节停掺界限：当含水率大于75%，井口回压不大于1.0 MPa 的油井，原则上全部实施季节停掺水。

2）单管环状掺水流程井。停掺界限：端点井产液量大于15 t/d、含水率大于75%，全环产液量大于20 t/d、含水率大于75%的油井，停掺后井口回压不高于1.3 MPa；不能全环停掺水的油井，控制全环掺水量，要求包括掺水量后含水率、集输量满足单管环状掺水井季节停掺条件。

表1 实施前后运行参数变化统计

表2 2005—2014 年不加热集油关键参数统计

为了保证油井的安全生产，季节性停掺水井采取分区块、分阶段逐步深入的办法，共分三个批次：

第一批产液量31～60 t/d、含水75%以上的双管流程井，端点井大于30 t/d、含水大于80%的单管环状油井实施季节性停掺水（共554 口），其余油井掺水运行。

第二批产液量20～30 t/d、含水75%以上的双管流程井，端点井大于20～30 t/d、含水大于80%的单管环状，油井实施季节性停掺水（共510 口），其余油井掺水运行。

第三批剩余双管流程井，端点井产液量15～20 t/d，含水75%以上环状流程井，水驱玻璃内衬管道油井，非金属管道油井（共648 口）。

2.3.3 全年停掺水油井的实施

采用双管掺水工艺油井：含水大于80%、产液量大于80 t/d 的油井双管出油；含水大于80%，产液量60～80 t/d 的油井停掺水、单管出油。2014 年计划实施全年停掺水运行的油井193 口，原则上必须停掺水运行。

通过以上措施，2014 年实施停掺水的油井数将达到1 905 口，与2013 年对比，增加542 口，全年节气约210×104m3。

2.3.4 “拐点法”控掺水，挖掘单井潜力

当季节停、全年停达到一定深度，界限无法进一步深化，规模无法进一步扩大，采取何种办法继续降低掺水量成为降低集输能耗的关键。掺水量的大小与回站温度、井口回压有关。在一定的掺水温度下，通过减少掺水量的办法使掺水油井的回油温度降低，井口回压逐渐升高，当回压升高并稳定在设计回压附近时（一般为0.8～1.0 MPa），将此时的掺水量定为“拐点掺水量”，此时的回油温度作为该井的“拐点回油温度”，将该掺水温度下对应的掺水量、回油温度统计列表，作为该井或集油环当前掺水温度下该井掺水量控制的依据。

根据2011 年初步试验效果，通过现状调查，编制实施方案；分批次实施根据掺水温度变化情况，摸索确定不同掺水温度下的拐点掺水量；总结分析。包括阶段小结、全年总结，分析评价实施效果，奖优罚劣等方法

2012—2014 年扩大了“拐点法”实施规模，高峰时超过1 001 口油井实施，掺水总量由推广前10 528 m3降至7 451 m3，实现单井掺水量、日耗气量及日耗电量3 个降低，节能9.3%。主要做好三项工作。

通过以上工作，保证无法实施停掺水的油井全面实施，年节气约200×104m3[6]。

3 实施效果

3.1 单井耗气量下降

通过各项工作的有效开展，年减少耗气量均在1 000×104m3以上。在油井数、计量间数增加的情况下，2005—2013 年，总井数增加了2 053 口，总耗气量下降1 329×104m3。其中，2005—2009年总耗气量连续四年负增长。单井平均耗气量（耗气量/总井数）由2.09×104m3连续下降到2012 年1.00×104m3，下降52.3%；2013 年，由于高浓聚驱规模不断扩大，单井耗气量上升到1.12×104m3，但与2012 年同井号对比，平均单井耗气量下降到0.95×104m3。

2014 年全年耗气为7 740×104m3，与2012 年同井号对比降低605×104m3。

2012—2014 年平均商品气量9 048×104m3，与2005 年对比，在原油产量下降21.4%，油井增加58.2%的情况下，商品气量增加5.6%。

3.2 运行费用得到控制

2012—2014年累计节约天然气5 014×104m3，节约生产运行费用3 179 万元；

同井号对比，2012 年～2014 年累计节约天然气1 820×104m3，节约生产运行费用1 154 万元。

3.3 节能减排效益突出

2012 年～2014 年累计减少天然气消耗5 014×104m3，折合66 686.2 t 标煤，相当于减少164 248.1 t CO2排放量，环境效益明显。

4 结论

1）对待作业井、掺水集油管线完好的，常年关井以及“间抽”的油井加强管理。对于产液量大于15 t/d、含水大于75%的典型井，全面停掺水，进行单管出油不加热集油。

2）针对新老区块油井集输条件差异大的问题，在中转站使掺水系统的加热炉、掺水泵灵活调整，实现新区、老区分开运行，保证掺水系统高效低耗运行。

3）实施高产井全年停 掺水，“拐点法”控掺水，挖掘单井潜力根据季节变化，按照集油工艺差别，根据时间不同，分类分批实施，分阶段季节停掺水1 712 井次。