油田天然气系统能耗控制措施探讨

王庆伟（大庆油田设计院有限公司）

1 概况

大庆油田历经61年的开发建设，截止2020年底，已建成油水井12万余口，各类站场7千余座。从“十二五”以来的油气生产和能耗情况来看，2019年较2011年，年产液增长16.2%、年注水增长16.7%，吨液生产综合能耗降低15%，总体上看能耗得到了有效控制。但与2016年相比，2019年吨油生产能耗增长15.7%，可见，“十三五”期间地面系统吨液耗气仍呈上升趋势。“十四五”期间大庆油田规划基建油水井3万余口，根据开发部署，参照当前用能水平并考虑技术发展，预计到“十四五”末，油田生产用能450余万吨标煤。

2 能耗控制基本思路

从油气井集输至产出合格商品原油、天然气的总生产流程看，天然气产出主要为气田采出天然气及油田伴生气，而天然气消耗90%以上主要集中在转油站、脱水站、油库、气田集气站等油气处理环节的加热炉，主要用于掺水、热洗、脱水、外输、工艺伴热、采暖以及气田加热等[1]。因此，开展节气需从油气生产系统及其主要耗气环节着手，在地面系统优化调整的基础上，结合油田数字化和智能化建设，同期开展新能源有效利用替代技术的研究，以实现油田生产单元大幅度节气、绿色低碳清洁生产，最终实现油田提质增效、高质量发展[2]。

3 控制措施

3.1 系统优化简化，源头控制用气消耗

1）产能建设工程坚持“三优一简”，控制新增耗气。产能建设继续围绕“降投资、控成本、减能耗、保生产”建设目标，以适应油田中长期开发的总体需求和生产平稳运行为核心，通过地上地下一体化、系统布局优化、能力利用优化、工艺技术简化的“三优一简”措施，有效利用剩余能力、持续优化核减低负荷站场，降低建设投资和运行成本，从源头上优化耗气设备运行负荷，控制产能建设带来的耗气量刚性增长和低负荷站场无效能耗增加[3-4]。

2）老油田系统优化调整，降低低效耗气。针对产油量、产液量、注入量变化，引起各系统不均衡、部分区域存在系统低效运行问题，根据开发形势进行整体或局部优化调整措施。对于开发形势比较明确的区域，在整体上统筹考虑区域综合优化调整，对区域内的集油系统、注水系统、污水系统及电力系统等统一进行考虑。采取“核减、合并、降级”等措施，优化站场布局、精简站场规模、提高设施完好率。如采油六厂南中块区域，未来5年没有新增油水井，适宜进行区域优化调整。原油集输系统通过站间关系调整优化管网运行、站库关系调整提高区域负荷、站场降级合并优化区域布局，核减转油站1座，站场功能降级3座。系统优化调整后，原油脱水系统仅保留1座脱水站，降低系统设计规模，核减一段游离水设计能力2.8×104t/d、二段电脱水器设计能力0.9×104t/d，联合站二段电脱水负荷率由28.2%提高到83.3%；共减少脱水炉5台、外输炉1台，核减加热能力13.92 MW；因脱水站降级、转油站停运减少工艺采暖负荷0.53 MW，合计减少用热负荷为2.85 MW，年可减少天然气用量为239.14×104m3，减少用气费用为362万元。

3.2 设计与数字化、新技术相融合，综合提效节气

3.2.1 降低采暖负荷，节约采暖耗气

1）精细设计，优化生产厂房采暖温度。对油气站场生产建筑物室内采暖进行设计时，温度取设计温度下限；同时，考虑到部分生产厂房不需人员值守，如罐前阀室、加热炉烧火间、站内单一功能油气阀组间、站外的计量站、阀组间等不设采暖[5]。

2）充分利用管道、机泵散热，取消生产厂房采暖。对于油气站场，室内管道保温设计在符合减少散热损失、节约能源、满足工艺要求等的基本原则下，对站场室内油、气混输管道、污水管道、天然气管道、采暖热回水管道尽量不保温，利用保温管道、不保温管道、管道附件的散热量及电机的散热量，维持室内采暖温度。例如，新建的杏北三元-8转油放水站内油泵房及容器操作间整栋生产厂房利用工艺管道散热，不设置额外采暖设施，降低采暖热负荷0.15 MW，每个采暖期节省天然气4.2×104m3，取得较好的采暖系统优化效果。

3）提高站场自动化控制水平，减少值班场所。通过数字化建设，提高站场自动化控制水平，优化管理模式，减少工作人员值班场所。如联合站采用集中监控合岗设计，合岗设计前的游离水脱除器操作岗、电脱水器操作岗、外输及计量岗的值班室、含油污水处理站值班室、注水站值班室等全部取消，只在集中监控室采暖，减少值班室采暖面积[6]。以杏四聚联合站为代表，采用集中监控、合岗布置后，节省占地15680m2，减少建筑面积405m2，每个采暖期节省天然气4×104m3。

4）应用一体化橇装集成技术，降低采暖面积。在外围低渗透油田偏远独立区块，由于新建站场建设规模小，可采用一体化橇装集成技术，使多个不同功能橇块集成站场全部功能，实现设备高效，布局合理、紧凑，可减少厂房设置，减少采暖面积，节约占地，减少工艺管道散热和工艺伴热负荷。

3.2.2 优化运行参数，节约工艺耗气

1）根据高含水期采出液物性，实现低温集输。大庆油田典型集油工艺主要有喇萨杏长垣老区的双管掺水（热洗）集油流程和外围油田单管环状掺水集油流程。针对长垣老区油田进入特高含水期后，油井采出液综合含水率达到90%以上，在管输过程中表现为水为连续相，输送介质与管壁之间的水力摩阻降低，同时，由于产液量越高，含水率越高，油井出油温度高的有力条件，逐步探索实践，实现低温集输。

2）依托数字化建设，实现精准调控。数字化建设集油阀组间每个集油环设置掺水控制装置，与集油环回油温度连锁调节集油环掺水量；转油站内来液阀组显示各阀组间进站回油温度，严格控制阀组间来液温度；每台掺水炉根据所需出口温度与燃烧器连锁，实现掺水温度控制。借助以上数字化建设，精准调控，不断优化集油系统掺水量[7]。

3.2.3 积极推广节气设备与技术，提高加热炉效率

油气生产系统90%以上耗气为加热炉，而加热炉普遍存在设备老旧、热效率低、负荷率不均衡等问题，具体表现为：

1）设备使用年限长、设备老化严重。老旧加热炉换热面结垢严重，造成介质侧换热系数大幅减小，运行热效率远低于新炉投产时热效率，有些加热炉甚至炉效只有60%。

2）是被加热介质成分复杂，换热面介质侧淤积、结垢严重。由于加热炉被加热介质主要是含油污水、含水油、净化油、清水等，长垣老区聚驱、三元驱采出液成分复杂，粘度大，携带泥沙等杂质量大，外围低渗透油田近年来致密油开发采用大规模体积压裂，含压裂液的采出液进入集输系统，造成被加热介质成分复杂、洁净度差。这些淤积物沉积在火筒式加热炉的烟火管外壁上，影响换热表面热量传递，造成介质侧换热系数大幅减小、降低其运行热效率，增加了燃料气的消耗，严重了还会造成火管变形、鼓包甚至穿孔等事故发生。

3）自控水平低、配风量大、排烟热损失大。由于产液量是在波动的，加热炉内被加热介质流量也随之变化，即加热炉实际生产需求热功率是时时变化的[8]。现场操作人员只能根据平常对火焰的观察对配风进行调节，难以按加热炉运行负荷变化及时合理地调节配风量，造成空气系数偏大。

4）部分加热炉运行热负荷低、冬夏季差距大。由于各站负荷不均衡、季节性低温掺水等原因，致使加热炉运行负荷率低，实际运行工况与加热炉满负荷工况差异较大，导致加热炉运行热效率低[9]。

针对上述问题，可采取三方面加热炉提效措施。一是对于使用年限长、承压部位腐蚀严重或热疲劳严重的加热炉，根据加热负荷、工艺需求、加热介质洁净度选用高效适用炉型，对其进行整体更新。如当被加热介质易产生淤积结垢时，可以采用间接换热技术，如采用相变加热炉。二是对于结垢、淤积严重的加热炉，制定合理的清淤清垢周期，提高加热炉运行效率。水驱加热炉每年至少清淤1次；聚驱、三元等化学驱区块的加热炉每年至少清淤2次；当换热面介质侧结垢厚度达到3 mm，宜对其进行一次清垢。采用人工清淤、化学除垢、空穴射流技术除垢等技术。三是对于热效率低、承压件还可使用而清淤清垢措施无效的加热炉，进行局部更新改造。通过应用高效燃烧器、降低烟囱高度、烟囱加保温、烟箱内加设空气预热器、火管外涂刷节能涂料、火管尾部加设热管、加热炉信息化控制等综合应用技术措施，以提高加热炉运行热效率。

4 新能源技术

大庆油田具有较为丰富的风能、太阳能、地热能、大量油田产出水和生物质能等清洁能源，通过其应用潜力、技术储备、可实施性等分析，结合油田自身生产特点，选用工业余热、地热能源和风光发电替代传统用热能源，达到清洁生产、节气减排的目的。根据生产用能清洁替代的总体安排，“十四五”期间大庆油田规划利用热泵技术，提取油田采出水余热、注水机组冷却水余热，以及地热水和长关低效井地热，替代生产用热和采暖用热，减少天然气及原油消耗，达到部分生产用热清洁替代目的[10]。

5 下一步设想

1）油气生产站场应进一步充分利用工业余热，降低采暖能耗。对于油气生产站场应根据不同生产场所工艺操作条件、人员配备情况，界定不同采暖模式与采暖参数，如跟踪转油放水站、脱水站等操作间取消的适用性，并不断改进和推广应用；根据工业余热采暖应用效果，进一步在地面建设中推广，使之成为常态化设计。

2）不断探索、完善低温集输工艺研究，推进节气降耗。根据特高含水开发期采出液物性的变化，对集输、污水处理系统的处理温度进行技术界定，优化处理参数，为进一步实现低温掺水甚至不掺水集油提供理论支持。同时，通过智能管控，综合降低运行能耗，借助数字化监控平台，建立能效优化系统，进一步优化低温掺水系统运行，实施精细管理，加强生产环节能耗管控。

3）余热利用替代燃气加热具有较大的清洁替代潜力，应用前景广阔。应适时开展新能源典型工程，根据其应用情况，不断探索应用，为节气降耗开辟新空间。