油氣田天然氣產(chǎn)量核算方法研究

黃鶴楠（中國石油遼河油田分公司安全環(huán)保技術(shù)監(jiān)督中心）

2020年以來，國際油價下行致使油氣田企業(yè)面臨前所未有的提質(zhì)增效攻堅戰(zhàn)。面對嚴(yán)峻形勢，加大天然氣勘探開發(fā)與潛力挖掘?qū)⒆鳛橹匾б嬖鲩L點。但遼河油田油品種類復(fù)雜，各單位天然氣管網(wǎng)與工藝各異，自產(chǎn)、自耗天然氣計量系統(tǒng)不規(guī)范且不完善，承襲歷史原因，核算統(tǒng)計存在難點。

1 現(xiàn)狀

遼河油田是我國最大的稠油、高凝油生產(chǎn)基地?？偛孔湓谶|寧省盤錦市，地跨遼寧省、內(nèi)蒙古自治區(qū)的13 個市（地）、35 個縣（旗）。目前年原油生產(chǎn)能力為1 000×104t，天然氣生產(chǎn)能力為8×108m3，下轄錦采、歡采、曙采、興采、高采、茨采、沈采、金海、特油、遼興、冷家、未動用及油氣集輸公司共13 家油氣生產(chǎn)單位。遼河油田石油地質(zhì)勘探工作從上世紀(jì)50 年代開始，1970 年開始大規(guī)?？碧介_發(fā)建設(shè)；1980年國務(wù)院正式向國內(nèi)外公開遼河油田建成；1986 年生產(chǎn)原油突破1 000×104t，成為全國第三大油田；1995 年原油產(chǎn)量達到1 552×104t，創(chuàng)歷史最高水平。截至目前，累計生產(chǎn)原油4 億多噸、天然氣800 多億立方米，連續(xù)27年保持千萬噸以上高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)[1]。

遼河油田稠油和超稠油在產(chǎn)量構(gòu)成占比大，氣井氣產(chǎn)量不足，加之蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、SAGD、火驅(qū)、非烴類氣驅(qū)等開發(fā)方式多樣，井口伴生氣可燃?xì)怏w組分迥異。油田注汽和管輸伴熱每年要消耗十幾億立方米天然氣，其中大部分需外購[2-3]。而從遼河油田相關(guān)部門統(tǒng)計的油氣生產(chǎn)報表來看，各單位產(chǎn)耗數(shù)據(jù)來源不一，規(guī)范性有待加強。為摸清自產(chǎn)天然氣的準(zhǔn)確產(chǎn)量，亟需尋求嚴(yán)謹(jǐn)科學(xué)的核算方法，為節(jié)能挖潛決策提供有力依據(jù)[4]。

2 核算原則

通過與各油氣生產(chǎn)單位天然氣管理部門調(diào)研，按照能源審計的方法，了解各單位天然氣管網(wǎng)流程、現(xiàn)場勘驗典型場點和生產(chǎn)報表數(shù)據(jù)，依據(jù)物質(zhì)平衡原理，以采油作業(yè)區(qū)為劃分邊界核算各單位天然氣總產(chǎn)量[5-6]。統(tǒng)計耗氣設(shè)備及計量器具使用、外銷（轉(zhuǎn)供）點分布、產(chǎn)氣組分熱值，以及熱注、采油系統(tǒng)耗氣占比等情況，按作業(yè)區(qū)繪制了天然氣流程走向圖（圖1）；并針對用氣結(jié)構(gòu)不合理、計量儀表配備不規(guī)范等現(xiàn)狀提出合理化建議。同時深挖未利用自產(chǎn)氣潛力，核實進罐（高架罐、地罐等）生產(chǎn)放空及尾氣外排量，在追求效益最大化道路上進行新的探索。

3 主要思路及對策

3.1 創(chuàng)新核算

以往遼河油田油氣生產(chǎn)日報數(shù)據(jù)來源不統(tǒng)一，上報自產(chǎn)氣量為地質(zhì)報表數(shù)據(jù)或延用以往數(shù)據(jù)，且自產(chǎn)、自耗計量工藝普遍不完善，數(shù)據(jù)存在涵蓋不全、誤差較大、估算不準(zhǔn)的問題。針對計量工藝不完善的單位，依據(jù)物質(zhì)平衡原理（產(chǎn)+購=耗+銷）反推產(chǎn)量，通過計量完備的外銷（轉(zhuǎn)供）、自耗及外購天然氣量，加以科學(xué)估算無計量設(shè)備自耗氣量，推算真實、準(zhǔn)確的自產(chǎn)氣量[7-8]。

圖1 某采油作業(yè)區(qū)天然氣流程走向圖

3.2 科學(xué)估算自耗量

針對耗氣設(shè)備（加熱爐）耗氣量的估算，采納如下兩種方法：被加熱介質(zhì)溫升核算法（簡稱溫升法） 和加熱爐運行負(fù)荷核算法（簡稱負(fù)荷法）[9-10]。負(fù)荷法因運行負(fù)荷率采用數(shù)據(jù)不是實際運行工況數(shù)據(jù)（多是平均測試數(shù)據(jù)），可信度較低；而溫升法是通過被加熱介質(zhì)量，進、出口溫度，以及加熱爐效率（實測平均效率）、燃料的低位熱值等參數(shù)計算，數(shù)值較為準(zhǔn)確，但所需參數(shù)較多，某臺加熱爐耗氣量估算見表1。依據(jù)上述方法估算無計量耗氣設(shè)備（加熱爐）自耗量，并反向驗證有計量設(shè)備的計量精度，有助查找計量誤差，消除管理盲區(qū)，發(fā)現(xiàn)計量管理的存在問題。

3.3 扣除非可燃?xì)饬?/h3>

由于部分采油單位存在火驅(qū)、非烴類氣驅(qū)及SAGD 開發(fā)，自產(chǎn)氣可燃?xì)怏w有效成分差異大。如：高采采油作業(yè)一區(qū)因非烴類氣驅(qū)開發(fā)，可燃?xì)怏w組分含量為13.23%；采油作業(yè)三區(qū)火驅(qū)開發(fā)，可燃?xì)怏w組分約3.38%；特油公司采油作業(yè)區(qū)SAGD區(qū)塊經(jīng)天然氣處理站集中處理后回注管網(wǎng)，可燃?xì)怏w組分37%。提出將此類區(qū)塊產(chǎn)氣量按有效組分折算純氣值進行核算統(tǒng)計[11]（表2）。

表1 某臺加熱爐耗氣量估算

表2 按有效組分折算氣量統(tǒng)計

3.4 謀求潛力挖掘

深挖未利用自產(chǎn)氣潛力，通過實地測量和調(diào)研，摸清進罐（高架罐、地罐等）生產(chǎn)放空及尾氣外排氣量，查明可回收氣量（表3）。針對油井較為集中的地區(qū)或氣量較高的平臺，提出通過流程改造、集中收氣或移動收氣等措施建議；對于可燃組分較低伴生氣，建議回收利用二氧化碳及氮氣，提高自產(chǎn)氣回收利用率[12]。

表3 可回收氣量統(tǒng)計

4 應(yīng)用情況

4.1 核算過程

通過到各采油廠、油氣集輸公司與其生產(chǎn)技術(shù)科、調(diào)度室、計量科等天然氣管理相關(guān)部門業(yè)務(wù)人員，天然氣產(chǎn)、耗科級生產(chǎn)單位主管領(lǐng)導(dǎo)、業(yè)務(wù)人員細(xì)致溝通天然氣管理狀況，收集天然氣量數(shù)據(jù)信息，了解管網(wǎng)流程，并實地查驗單井點、計量站、接轉(zhuǎn)站、聯(lián)合站、貿(mào)易交接點等重點區(qū)域與場點，復(fù)核生產(chǎn)報表數(shù)據(jù)。在現(xiàn)場調(diào)研中了解到部分單位存在大量的進罐（高架罐、地罐等）生產(chǎn)放空及尾氣外排，具備較大節(jié)能挖潛空間。

針對計量工藝較為完善的單位，在核實報表數(shù)據(jù)后確定其產(chǎn)量并計算輸差。對于計量工藝不完整的單位，以采油作業(yè)區(qū)為劃分邊界，通過計量準(zhǔn)確的耗、銷、購氣量推算天然氣產(chǎn)量的方法，并采用科學(xué)方法估算無計量耗氣值。同時將耗氣設(shè)備及計量器具使用、外銷（轉(zhuǎn)供）點分布、產(chǎn)氣組分熱值，以及熱注、采油系統(tǒng)耗氣占比等情況分別核實統(tǒng)計，為天然氣管理決策提供依據(jù)，遼河油田天然氣產(chǎn)耗購銷匯總見表4。針對現(xiàn)場調(diào)研發(fā)現(xiàn)的各類問題匯總統(tǒng)計，總結(jié)出7 類問題并提出合理化建議，反饋給各單位。

4.2 實施效果及效益

目前天然氣生產(chǎn)報表中，產(chǎn)氣量統(tǒng)計口徑趨于規(guī)范，沈采、歡采等單位產(chǎn)氣量上報較為全面，特油、高采已按有效組分折算成純氣，產(chǎn)量數(shù)據(jù)每天增長約20×104m3，核查數(shù)據(jù)與報表數(shù)據(jù)分析見表5。

對13 家油氣生產(chǎn)單位采用本核算方法進行核查統(tǒng)計，密閉系統(tǒng)內(nèi)產(chǎn)量數(shù)據(jù)較同期生產(chǎn)報表每天約18×104m3，折算產(chǎn)值增多約30.1 萬元。同時建議針對油井較為集中的地區(qū)制定密閉集輸方案，對氣量較多的平臺采取CNG回收，每天可實現(xiàn)回收氣量6×104m3，折算減少外購氣成本約3.3 萬元/d。通過優(yōu)化注汽運行和自產(chǎn)氣挖潛，每天減少外來氣量約2×104m3，折算減少轉(zhuǎn)供來氣成本約3.2 萬元。另外，高采擬建設(shè)集中處理站分離可燃組分較低伴生氣，可實現(xiàn)循環(huán)利用二氧化碳、回注氮氣量約2×104m3/d。

表4 遼河油田天然氣產(chǎn)耗購銷匯總 單位：104 m3

5 結(jié)論

通過開展本核算方法研究與應(yīng)用，一是查找出統(tǒng)計工作的不足與缺憾，進一步規(guī)范過程管理；二是暴露出計量工藝不完善問題，有力推進計量管理水平提升；三是掌握各油氣生產(chǎn)單位的管理現(xiàn)狀和實際產(chǎn)能，為天然氣自用重點工程建設(shè)及耗氣調(diào)配等節(jié)能挖潛決策提供有力依據(jù)。對各油氣生產(chǎn)單位以往核算統(tǒng)計方式的認(rèn)識，主要體現(xiàn)在三個方面：

1）天然氣產(chǎn)量的真實情況既是長期以來懸而未決的管理盲點，更是今后精細(xì)化管理的工作重點。通過天然氣產(chǎn)量核查，對摸清家底、捋清數(shù)據(jù)、矯正管理偏差、科學(xué)組織生產(chǎn)經(jīng)營具有重要的指導(dǎo)意義，對天然氣系統(tǒng)生產(chǎn)、經(jīng)營、管理人員和機制的完善起到培基固本的效果。

2）天然氣統(tǒng)計管理不規(guī)范。自產(chǎn)、自耗計量工藝普遍不完善，存在下列現(xiàn)象：計量器具配備不齊全，選型不合理，安裝位置不合理，檢定率低；而無計量設(shè)備耗氣量估算方式粗放，誤差較大。

3）建議各油氣生產(chǎn)單位下一步以合理優(yōu)化產(chǎn)耗管網(wǎng)流程，規(guī)范計量器具配備，加大零散氣回收力度為思路，逐步促進天然氣產(chǎn)量核算規(guī)范化，生產(chǎn)管理精細(xì)化，實現(xiàn)天然氣持續(xù)上產(chǎn)、自產(chǎn)氣利用增大，助推油田公司提質(zhì)增效目標(biāo)高標(biāo)準(zhǔn)高質(zhì)量完成。

表5 核查數(shù)據(jù)與報表數(shù)據(jù)分析 單位：104 m3