油气田生产系统节能低碳技术.docx

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1、油气田生产系统节能低碳技术实现双碳目标，优先节能降碳，需将节能贯穿于油气田生产系统全过程。本部分主要分析了油田生产的机采系统、集输处理系统和气田生产的集输处理系统等生产系统内关键设备和工艺流程的节能低碳技术方向。1 .油田机采系统关键在提效在稀油油田，机采系统能耗占生产能耗的20.9%。目前常规游梁式抽油机平均系统效率约为22也低于油田生产系统节能监测规范要求的节能评价值嫣左右。节能提效可以从两方面着手：一是优化生产运行制度。合理配置机杆泵与地层产能、不断优化生产参数，使抽油系统与油层产能处于供、排协调状态。二是采用高效节能设备。使用节能抽油机（塔架式、无杆采油）、节能电机、智能控制设备等，从

2、设备性能方面减小各环节的能量损失。2 .油气集输处理系统关健在降热耗集输处理系统能耗占稀油生产能耗的66斩其中热耗占88%、电耗占12泉分析集输处理系统能耗重点环节可知，集输管网能耗约占90%。主要是20万公里管道的防凝、散热，需加热或掺水。因为是全液量加热（其中90%是水），能耗大，加热负荷集中在转油站。原油脱水处理能耗约占10%，主要是为了满足油水分离的温度要求，将低含水油加热至55。C左右，加热液量是集输环节的1/10,集中在联合站（脱水站）。具体办法为：一是推广不加热集输，降低集输管网热耗。不加热集输技术的开发揭示了高含水含蜡原油凝点以下集输粘壁的机理，研发了不加热集输温度界限测算方法

3、及软件，集输温度从现行规范的凝点以上3C5。C降低到凝点以下510。同时，低温采出液站内预处理设备的研发，也实现了对低温采出液进站一段不加热预脱水和采出水处理。:是减少集输管道长度，减少管道散热损失。从源头做起，采用简化计量、串接流程、丛式布井等措施，减少集输环节和管道长度。三是研发不加热脱水技术，降低站内原油脱水热耗。研发高频电场、磁场及超声等高效破乳工艺，实现常温脱水，缩短流程、降低能耗，提高电气化率。四是推广加热炉提效技术，提高用能效率。3 .注水系统关键是降低压差注水系统能耗约占稀油生产能耗的11%高效泵组、变频调节、分压注水和局部增压等节能技术已得到广泛应用，近年来油田注水系统效率稳

4、定在较高水平且持续提升。目前地面常规注水技术提效潜力有限，应进一步开展地上地下统筹优化：一是综合考虑水质、能耗、注水泵维修、注水压力变化等，优化水质指标和措施周期，实现综合成本最低。二是建立地上地下协同优化机制，模型互通、实时优化，动态调整注水方案。低压干线78Ift(rs注水雄喂水泉低压泵i注水站吆j招干线.高压泵4 .气田集输处理系统关键在利用好地层能1：气田集输处理系统集输部分井口加热、天然气增压和损耗，能耗占比为75%,天然气处理部分能耗占比为25%。具体节能措施主要有以下几个方面：一是充分利用地层能量降低重点上产气藏能耗物耗。对于致密气，利用底层热量；对于页岩气，利用地层压力。二是兼

5、顾气田后期增压，优化全生命周期俗局。在建设前期，站在全生命周期角度，优化总体布局和工艺流程，延缓增压时间，实现稳产降耗，避免中后期管网、站场侦局发生较大调整及增压点过多等问题。三是优化生产运行动态实现降本增效。通过定期离线仿真模拟,适时调整运行参数，使系统处于生产能耗最低、药剂消耗量最小的状态。四是生产装置长周期稳定运行以提高运行时率。油气生产可借鉴炼化企业长周期稳定运行的经验，并结合上游油气装置的特点，从设计、施工、运行制定实现装置长周期检修的措施，推广预知性、预防性维修维护，实现装徨的“安稳长满优”运行。五是综合技术与管理措施提升天然气商品率。应进一步采取技术措施和管理手段，减少F1.用气

6、、回收放空气、消减无效损耗，提升天然气商品率。六是充分研窕余热和余压利用。通过研发宽工况下高效运行的径向透平、离心透平、取热端多级复桎蒸发工艺，高效混合工质、冷却端在炎热干燥地区的节水工艺及设备，C02超临界循环余热发电，高压含固体杂质湿气发电等技术，回收生产现场大量余热余压。5 .减少天然气损耗油气生产中天然气损耗主要有三个环节，即试油试气环节、采油采气环节和油气集输处理环节。因此，减少天然气损耗需从以下三个环节开展。（1）减少试油试气环节天然气损耗评价井往往都是采用放空点火燃烧方式进行试采。油气井压裂返排液中会伴随一定甲烷气体，一般通过燃烧罐或燃烧池两种方式进行点火燃烧放空。为减少试油试气

7、环节天然气损耗，需从试采气橇装化CNG、1.NG回收或就地发电利用、评价弁就近回收、气井压裂放空天然气回收等方面开展工作。（2）减少采油采气环节天然气损耗采油采气环节天然气损耗包括套管气放空、伴生气放空、单井或集中拉油流程中拉油站场装卸车和拉油运输中的油气损耗、气井工艺排空、火炬排放等。气井放空气主要存在于气井放喷排液、气井检维修等环节。气井放喷排液是由于部分井产水量上升，影响产气，需要采取放喷排液措施而导致的放空。气井检维修过程无法关井放空，对于地层能量下降、井筒积液严重的单井在关井后即可能发生无法自喷生产的情况，因此，在检修过程中采用从单井点火放空的方式保证气井不关井。部分拉油站点气油比低

8、，气量较小，回收效益差，产出天然气通过火炬放烧。在套管气回收、低产老井井筒疏通作业放空气、站场维检修高含水气井放空等环节，可开发新型回收工艺，实现天然气损耗的最小化。（3）减少油气集输处理环节天然气损耗拉油生产井包括产能井、边探井和评价井三类，独立小区块设单弁拉油点。采取拉油方式的生产并包括两种，一种是无系统依托，距离已建系统较远的井，故产出气通过火炬放空；另一种是拉油站点气量较小，回收效益差的弁，伴生气通过火炬放空。在伴生气装置检修停产期间，为保障油田油井连续生产确保完成产量任务，联合站产生的天然气只能放空燃烧。由于部分压缩机检修、来气量过大等导致外输能力不足，天然气处理站装置检修无法完全处理来气，由此产生放空。天然气处理厂闪蒸气放空为天然气处理厂处理流程中，高压的饱和液体进入较低压的容器中后，压力突然降低使这些饱和液体变成一部分的饱和蒸汽、饱和液，导致处理厂存在各类闪蒸气等零散低压气,具有气量不稳定、不易收集等特点。油气田企业应针对停产检修产生的放空和天然气处理厂闪蒸气放空等两个生产环节所产生的天然气损耗建立新回收工艺，以减少损耗。