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        天然氣消耗管理的過程控制

        2020-03-20 01:00:10于景峰大慶油田有限限責(zé)任公司第三采油廠
        石油石化節(jié)能 2020年2期
        關(guān)鍵詞:耗氣轉(zhuǎn)油耗氣量

        于景峰(大慶油田有限限責(zé)任公司第三采油廠)

        1 產(chǎn)生的背景

        第X 采油廠天然氣產(chǎn)出主要為伴生氣。油田伴生氣主要用于油井采出液正常集輸、生產(chǎn)場所工藝伴熱及采暖等,剩余天然氣外輸。根據(jù)產(chǎn)、耗、供三者之間的平衡關(guān)系,保證安全生產(chǎn)的情況下,開展天然氣消耗管理,一方面通過減少消耗,可以控制成本;另一方面,減少消耗相應(yīng)地增加了外供商品氣量,從而增加了天然氣的銷售收入。

        控制運(yùn)行成本增加的需要。單井平均產(chǎn)液量下降11.6%、產(chǎn)油量下降39.1%,單井平均耗氣量下降39.7%的情況下,噸液耗氣、噸油耗氣仍呈上升趨勢。隨著國際油價(jià)在低位徘徊,油田生產(chǎn)效益受到較大影響,進(jìn)一步控制天然氣消耗成本,提高外輸商品氣量,符合中國石油天然氣集團(tuán)公司“有質(zhì)量、有效益、可持續(xù)”的發(fā)展方針。

        實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排要求的需要。減少天然氣消耗,就可以減少CO2、SO2、NO2等酸性氣體排放,其中CO2是《京都議定書》中規(guī)定控制的6 種溫室氣體之一。根據(jù)國家環(huán)境“十二五“規(guī)劃、”十二五“節(jié)能減排綜合工作方案等文件要求,到2015 年SO2排放總量比2010 年下降8%,氮氧化物(NO2)排放總量比2010 年下降10%。因此,降低天然氣消耗符合國家相關(guān)政策,可減少污染物排放、提高環(huán)境效益[1]。

        2 主要做法

        第X 采油廠在生產(chǎn)規(guī)模、能耗井點(diǎn)逐年增加,運(yùn)行成本壓力增大的背景下,通過系統(tǒng)分析集輸能耗特點(diǎn),挖掘系統(tǒng)潛力,采取全過程點(diǎn)段控制的方法,開展天然氣消耗管理工作。通過將天然氣管理工作向源頭拓展,減少低效、無效消耗,挖掘潛力;通過采取分級管理,發(fā)揮各單位管理上、技術(shù)上的優(yōu)勢,充分調(diào)動(dòng)參與積極性;通過開展過程管理,在實(shí)踐中不斷豐富內(nèi)容,保障措施效果,全面指導(dǎo)油田天然氣管理工作。

        2.1 指標(biāo)分解

        依據(jù)轉(zhuǎn)油站所轄油井站、所處區(qū)塊、輔助加熱等情況,依據(jù)時(shí)間變化,將年生產(chǎn)耗氣分解到轉(zhuǎn)油站、脫水站及礦,即將總耗氣量層層分解,編制分礦總耗氣指標(biāo),分站總耗氣指標(biāo),分月總耗氣指標(biāo)。并制定相應(yīng)的考核細(xì)則,根據(jù)各單位完成情況進(jìn)行相應(yīng)考核。

        2.1.1 轉(zhuǎn)油站分站耗氣指標(biāo)的制定

        制定的主要原則及依據(jù):根據(jù)轉(zhuǎn)油站所處區(qū)塊、轄井、運(yùn)行參數(shù)等,編制分站運(yùn)行計(jì)劃。單井平均摻水量最高為10 m3/d。計(jì)量間流程改造后,最高水量為10 m3/d,溫升按10 ℃。有采暖爐的轉(zhuǎn)油站要控制供暖溫度,溫升為10 ℃,水量最高為400 m3/d。集中熱洗時(shí)間為5 天。加熱水站平均每日加水200~300 m3;井口回壓不超過1.0 MPa[2]。

        2.1.2 脫水站耗氣指標(biāo)的制定

        1)原則與依據(jù)。各礦所轄聯(lián)合站脫前爐、外輸爐、采暖鍋爐供熱所需氣量合計(jì)值;分冬季、夏季兩季,其中冬季為:1、2、3、11、12 月,夏季為:4—10 月。

        2)計(jì)算方式。外輸油量按1 月份值計(jì)算,脫水溫升20 ℃,脫前含水30%,外輸溫升夏季10 ℃,冬季15 ℃(杏V-1 無外輸加熱);采暖鍋爐2.8 MW,平均負(fù)荷50%;杏V-2 污油站增加耗氣4 000 m3/d(卸油點(diǎn)、污泥處理站)、太一聯(lián)、高一聯(lián)加水站增加耗氣1 000 m3/d;杏十三-1 增加三元站采暖負(fù)荷,耗氣量增加700 m3/d 左右。

        2.2 管理挖掘

        充分發(fā)揮“節(jié)流”作用,降低系統(tǒng)無效、低效天然氣消耗。根據(jù)油氣集輸系統(tǒng)“保證油井產(chǎn)出液安全正常集輸處理”的中心任務(wù),將天然氣管理工作向源頭拓展,通過加強(qiáng)“非生產(chǎn)”油井的管理,降低無效、低效摻水循環(huán);通過“高回壓專項(xiàng)管理”,降低節(jié)氣負(fù)面影響;通過調(diào)整轉(zhuǎn)油站摻水、熱洗運(yùn)行模式,減少無效、低效熱負(fù)荷。

        2.2.1 對非生產(chǎn)井加強(qiáng)管理力度

        主要是對待作業(yè)井、摻水集油管線完好的常年關(guān)井以及“間抽”的油井加強(qiáng)管理。為了保證待作業(yè)井、摻水集油管線完好的常年關(guān)油井隨時(shí)恢復(fù)生產(chǎn)或保管線,多采用停井不停摻水的辦法,這種做法的好處是可以隨時(shí)恢復(fù)生產(chǎn),防盜,防漏。但這種做法也使摻水量增加,能耗增加。這部分油井應(yīng)建立專用檔案,規(guī)范日常管理,控制生產(chǎn)運(yùn)行參數(shù),采取必要的降摻水措施,其中冬季以控?fù)剿疄橹鳎瑩剿棵刻觳桓哂? m3;夏季及春秋季通過采取“間歇停”、“季節(jié)停”等措施,減少非生產(chǎn)井摻水用量??梢圆扇煞N方法停摻水:一是在井口停;二是摻水閥門不關(guān)、將計(jì)量間回油管道閥門關(guān)死。采用方法二可使摻水、集油管道充滿液體、保持一定壓力,具有防盜、及時(shí)發(fā)現(xiàn)泄漏等作用。

        主要開展了三方面工作:一是建立臺帳,把摻水運(yùn)行“特殊井”納入日常管理;二是制定措施計(jì)劃,按照“冬季控?fù)剿?,夏季停摻水”的原則,制定“停摻“計(jì)劃,并按計(jì)劃執(zhí)行;三是定期檢查,將“非生產(chǎn)井”的摻水運(yùn)行管理正式納入低溫集輸工作,并進(jìn)行適當(dāng)考核。實(shí)施后,摻水量日減少2 000 m3,耗氣量降低5 000 m3,耗電量減少1 600 kWh[3]。

        2.2.2 探索“一站兩制”轉(zhuǎn)油站運(yùn)行新模式

        杏南二十一、十六、十八、十九、二十二,高一、四等轉(zhuǎn)油站,由于產(chǎn)能建設(shè),新老區(qū)塊油井集輸條件差異大,采用相同的運(yùn)行模式,無法繼續(xù)實(shí)施常溫或低溫集油。

        一是杏南開發(fā)區(qū)5 座站,站內(nèi)具備摻水、熱洗分開工藝,可以使站內(nèi)摻水系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)高、低溫分開運(yùn)行,降低了高溫負(fù)荷??刹扇 耙徽緝芍啤钡倪\(yùn)行方式,研究確定摻水、熱洗分開運(yùn)行的可行性,即原有老區(qū)塊摻低溫或常溫水,新建產(chǎn)能區(qū)塊摻高溫水。由于分開運(yùn)行一般會增加摻水泵或熱洗泵運(yùn)行臺數(shù),增加耗電量,站內(nèi)調(diào)整復(fù)雜,增加了管理難度,但若從降低總能耗的角度出發(fā),是進(jìn)一步挖潛的對象。因此需綜合評價(jià)“一站兩制”的合理性。

        二是高臺子地區(qū)2 座站。高一、高四號新老區(qū)塊存在產(chǎn)液含水率差別大,集輸半徑差別大、摻水壓力及水量需求差別大等問題,由于摻水泵進(jìn)出口只有一條匯管,站內(nèi)無法實(shí)現(xiàn)分泵、分爐運(yùn)行,摻水系統(tǒng)調(diào)節(jié)難度大。

        解決辦法是對站內(nèi)摻水工藝進(jìn)行改造,增加摻水泵進(jìn)口匯管、出口匯管各1 條,使摻水系統(tǒng)的加熱爐、摻水泵靈活調(diào)整,實(shí)現(xiàn)新區(qū)、老區(qū)分開運(yùn)行,保證摻水系統(tǒng)高效低耗運(yùn)行[4]。

        2.2.3 調(diào)整油井熱洗方式

        由于轉(zhuǎn)油站采取摻低溫水、高溫?zé)嵯此珠_運(yùn)行方式(即啟運(yùn)行高溫爐1 臺,并根據(jù)正常生產(chǎn)井需要啟運(yùn)1~2 臺低溫爐),增加運(yùn)行操作難度,尤其是轉(zhuǎn)油站頻繁調(diào)整計(jì)量間摻水或熱洗閥門、啟停熱洗泵,使摻水、熱洗分開運(yùn)行沒有完全得到實(shí)施。各轉(zhuǎn)油站基本上是根據(jù)油井計(jì)劃安排,采用分時(shí)段熱洗的方式,平均日熱洗井?dāng)?shù)2 口左右,全站10~15 天高溫(75~80 ℃)運(yùn)行進(jìn)行熱洗,其它時(shí)間相對低溫運(yùn)行。通過整合、優(yōu)化,變分散熱洗為集中熱洗,轉(zhuǎn)油站平均高溫?zé)嵯磿r(shí)間不超過5天。各轉(zhuǎn)油站制定了集中熱洗計(jì)劃表,并嚴(yán)格執(zhí)行。通過集中熱洗的方式,減少轉(zhuǎn)油站高溫天數(shù)5~10 天,年節(jié)氣約2.4×106m3。

        2.3 創(chuàng)新管理

        通過對集輸系統(tǒng)各能耗節(jié)點(diǎn)進(jìn)行分析,轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)耗氣占集輸耗氣的88.14%,集輸能耗以耗氣為主,占總能耗的94.2%,轉(zhuǎn)油站耗氣主要用途為摻水加熱、輔助設(shè)施采暖等,因此如何降低轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)摻水量、摻水溫度、采暖用量,是降低轉(zhuǎn)油站加熱負(fù)荷、耗氣量的關(guān)鍵。

        2.3.1 典型井停摻試驗(yàn)

        深化技術(shù)界限,保證停摻水規(guī)模。為了進(jìn)一步確定不加熱集油技術(shù)界限,采取前期試驗(yàn)摸索,再總結(jié)規(guī)律經(jīng)驗(yàn)、最后規(guī)?;瘧?yīng)用的辦法,使界限得到深化,實(shí)施規(guī)模不斷擴(kuò)大。

        選取的10 口試驗(yàn)井于3 月10 日開始全面停摻水,進(jìn)行單管出油不加熱集油。經(jīng)過2 個(gè)多月的試驗(yàn),除X11-4-SB376 頻繁出現(xiàn)井口回壓升高外,其它井均運(yùn)行正常。

        實(shí)施前后運(yùn)行參數(shù)變化統(tǒng)計(jì)見表1,在平均單井產(chǎn)液量、產(chǎn)油量基本不變的情況下,單井平均回壓由實(shí)施前的0.35 MPa 升高至0.50 MPa,升高0.15 MPa;單井平均回油溫度由實(shí)施前的36.4 ℃降至32.1 ℃,降低4.3 ℃。

        平均回壓隨著運(yùn)行時(shí)間的延長逐漸升高,最高達(dá)0.66 MPa。試驗(yàn)初期回壓升高較快,至4 月25 日后,基本保持在0.50 MPa 左右。單井回油溫度波動(dòng)不大,從試驗(yàn)前的37.1 ℃降至最低30.8 ℃,隨后趨于穩(wěn)定,保持在31~33 ℃。

        典型井停摻試驗(yàn)初步認(rèn)識:單井的敷土、保溫情況及周邊環(huán)境對單管出油不加熱集油的實(shí)施效果影響較大;產(chǎn)液量在40~50 t/d 的油井,在夏季可以進(jìn)行不加熱集油,保溫條件好的話,可以繼續(xù)研究全年不加熱集油適應(yīng)性;實(shí)施穩(wěn)定后單井平均回油溫度波動(dòng)不大;對于敷土、保溫情況好的低產(chǎn)液油井(20~40 t/d),在夏季可以擴(kuò)大試驗(yàn)規(guī)模,以摸索低產(chǎn)液油井在夏季進(jìn)行不加熱集油的適應(yīng)性。

        通過不斷摸索,拓展不加熱集油界限,季節(jié)停摻水界限由2005 年的產(chǎn)液量大于40 t/d、含水率大于80%,降低到2014 年的產(chǎn)液量大于15 t/d、含水大于75%[5],2005—2014 年不加熱集油關(guān)鍵參數(shù)統(tǒng)計(jì)見表2。

        2.3.2 分階段實(shí)施季節(jié)停摻水

        基本原則:按照集油工藝差別,分類實(shí)施;根據(jù)時(shí)間不同,分批實(shí)施;根據(jù)季節(jié)變化,分形式實(shí)施。

        1)雙管摻水流程井。根據(jù)外圍油田低溫集油認(rèn)識:當(dāng)含水率上升時(shí),含水油凝固點(diǎn)產(chǎn)生漂移,可以低于原油凝固點(diǎn)10 ℃集油。結(jié)合我廠含水油轉(zhuǎn)相點(diǎn)(65%),確定季節(jié)停摻界限:當(dāng)含水率大于75%,井口回壓不大于1.0 MPa 的油井,原則上全部實(shí)施季節(jié)停摻水。

        2)單管環(huán)狀摻水流程井。停摻界限:端點(diǎn)井產(chǎn)液量大于15 t/d、含水率大于75%,全環(huán)產(chǎn)液量大于20 t/d、含水率大于75%的油井,停摻后井口回壓不高于1.3 MPa;不能全環(huán)停摻水的油井,控制全環(huán)摻水量,要求包括摻水量后含水率、集輸量滿足單管環(huán)狀摻水井季節(jié)停摻條件。

        表1 實(shí)施前后運(yùn)行參數(shù)變化統(tǒng)計(jì)

        表2 2005—2014 年不加熱集油關(guān)鍵參數(shù)統(tǒng)計(jì)

        為了保證油井的安全生產(chǎn),季節(jié)性停摻水井采取分區(qū)塊、分階段逐步深入的辦法,共分三個(gè)批次:

        第一批產(chǎn)液量31~60 t/d、含水75%以上的雙管流程井,端點(diǎn)井大于30 t/d、含水大于80%的單管環(huán)狀油井實(shí)施季節(jié)性停摻水(共554 口),其余油井摻水運(yùn)行。

        第二批產(chǎn)液量20~30 t/d、含水75%以上的雙管流程井,端點(diǎn)井大于20~30 t/d、含水大于80%的單管環(huán)狀,油井實(shí)施季節(jié)性停摻水(共510 口),其余油井摻水運(yùn)行。

        第三批剩余雙管流程井,端點(diǎn)井產(chǎn)液量15~20 t/d,含水75%以上環(huán)狀流程井,水驅(qū)玻璃內(nèi)襯管道油井,非金屬管道油井(共648 口)。

        2.3.3 全年停摻水油井的實(shí)施

        采用雙管摻水工藝油井:含水大于80%、產(chǎn)液量大于80 t/d 的油井雙管出油;含水大于80%,產(chǎn)液量60~80 t/d 的油井停摻水、單管出油。2014 年計(jì)劃實(shí)施全年停摻水運(yùn)行的油井193 口,原則上必須停摻水運(yùn)行。

        通過以上措施,2014 年實(shí)施停摻水的油井?dāng)?shù)將達(dá)到1 905 口,與2013 年對比,增加542 口,全年節(jié)氣約210×104m3。

        2.3.4 “拐點(diǎn)法”控?fù)剿?,挖掘單井潛?/p>

        當(dāng)季節(jié)停、全年停達(dá)到一定深度,界限無法進(jìn)一步深化,規(guī)模無法進(jìn)一步擴(kuò)大,采取何種辦法繼續(xù)降低摻水量成為降低集輸能耗的關(guān)鍵。摻水量的大小與回站溫度、井口回壓有關(guān)。在一定的摻水溫度下,通過減少摻水量的辦法使摻水油井的回油溫度降低,井口回壓逐漸升高,當(dāng)回壓升高并穩(wěn)定在設(shè)計(jì)回壓附近時(shí)(一般為0.8~1.0 MPa),將此時(shí)的摻水量定為“拐點(diǎn)摻水量”,此時(shí)的回油溫度作為該井的“拐點(diǎn)回油溫度”,將該摻水溫度下對應(yīng)的摻水量、回油溫度統(tǒng)計(jì)列表,作為該井或集油環(huán)當(dāng)前摻水溫度下該井摻水量控制的依據(jù)。

        根據(jù)2011 年初步試驗(yàn)效果,通過現(xiàn)狀調(diào)查,編制實(shí)施方案;分批次實(shí)施根據(jù)摻水溫度變化情況,摸索確定不同摻水溫度下的拐點(diǎn)摻水量;總結(jié)分析。包括階段小結(jié)、全年總結(jié),分析評價(jià)實(shí)施效果,獎(jiǎng)優(yōu)罰劣等方法

        2012—2014 年擴(kuò)大了“拐點(diǎn)法”實(shí)施規(guī)模,高峰時(shí)超過1 001 口油井實(shí)施,摻水總量由推廣前10 528 m3降至7 451 m3,實(shí)現(xiàn)單井摻水量、日耗氣量及日耗電量3 個(gè)降低,節(jié)能9.3%。主要做好三項(xiàng)工作。

        通過以上工作,保證無法實(shí)施停摻水的油井全面實(shí)施,年節(jié)氣約200×104m3[6]。

        3 實(shí)施效果

        3.1 單井耗氣量下降

        通過各項(xiàng)工作的有效開展,年減少耗氣量均在1 000×104m3以上。在油井?dāng)?shù)、計(jì)量間數(shù)增加的情況下,2005—2013 年,總井?dāng)?shù)增加了2 053 口,總耗氣量下降1 329×104m3。其中,2005—2009年總耗氣量連續(xù)四年負(fù)增長。單井平均耗氣量(耗氣量/總井?dāng)?shù))由2.09×104m3連續(xù)下降到2012 年1.00×104m3,下降52.3%;2013 年,由于高濃聚驅(qū)規(guī)模不斷擴(kuò)大,單井耗氣量上升到1.12×104m3,但與2012 年同井號對比,平均單井耗氣量下降到0.95×104m3。

        2014 年全年耗氣為7 740×104m3,與2012 年同井號對比降低605×104m3。

        2012—2014 年平均商品氣量9 048×104m3,與2005 年對比,在原油產(chǎn)量下降21.4%,油井增加58.2%的情況下,商品氣量增加5.6%。

        3.2 運(yùn)行費(fèi)用得到控制

        2012—2014年累計(jì)節(jié)約天然氣5 014×104m3,節(jié)約生產(chǎn)運(yùn)行費(fèi)用3 179 萬元;

        同井號對比,2012 年~2014 年累計(jì)節(jié)約天然氣1 820×104m3,節(jié)約生產(chǎn)運(yùn)行費(fèi)用1 154 萬元。

        3.3 節(jié)能減排效益突出

        2012 年~2014 年累計(jì)減少天然氣消耗5 014×104m3,折合66 686.2 t 標(biāo)煤,相當(dāng)于減少164 248.1 t CO2排放量,環(huán)境效益明顯。

        4 結(jié)論

        1)對待作業(yè)井、摻水集油管線完好的,常年關(guān)井以及“間抽”的油井加強(qiáng)管理。對于產(chǎn)液量大于15 t/d、含水大于75%的典型井,全面停摻水,進(jìn)行單管出油不加熱集油。

        2)針對新老區(qū)塊油井集輸條件差異大的問題,在中轉(zhuǎn)站使摻水系統(tǒng)的加熱爐、摻水泵靈活調(diào)整,實(shí)現(xiàn)新區(qū)、老區(qū)分開運(yùn)行,保證摻水系統(tǒng)高效低耗運(yùn)行。

        3)實(shí)施高產(chǎn)井全年停 摻水,“拐點(diǎn)法”控?fù)剿?,挖掘單井潛力根?jù)季節(jié)變化,按照集油工藝差別,根據(jù)時(shí)間不同,分類分批實(shí)施,分階段季節(jié)停摻水1 712 井次。

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