海拉爾油田輸油管道優化運行探討

包振波 大慶油田海拉爾石油勘探開發指揮部

海拉爾油田輸油管道優化運行探討

包振波 大慶油田海拉爾石油勘探開發指揮部

海拉爾油田輸油管道受各區塊產量影響，不同輸油管段需要輸送不同介質的原油，由于各卸油點的卸油能力不同造成各輸油管段輸油量也不同。通過對海拉爾油田輸油管道目前運行模式及現有卸油點卸油能力進行分析，依據油田油流走向并按照經濟效益最大化的原則提出優化輸油管道運行方式，以降低油田原油運輸成本。建議綜合卸車場地、卸油泵效率、卸油口數量等因素，最大程度保證各段管道輸送凈化油。

輸油管道；卸油點；接卸能力；優化運行

海拉爾油田輸油管道建成投運后，各區塊實現原油全部管輸，極大地降低了原油拉運成本，但隨著國內產油量的逐年遞減，外蒙古塔21區塊開發規模的不斷擴大，區塊產油量逐年增加，需要優化原油管輸運行方式。本文以經濟效益最大化為原則，依據油田油流走向對可接卸21區塊的原油站場及輸油管道系統進行綜合分析，提出了優化輸油管道的運行方式。

1 輸油管道現狀分析

1.1 生產現狀

海拉爾油田輸油管道包括德二聯至蘇一外輸首站干線1條，輸油支線4條，各輸油管道設計參數見表1。

表1 海拉爾油田輸油管道建設現狀

德二聯匯集呼一聯、德一聯、德二聯貝中區塊及本站原油后（貝中區塊原油在德二聯脫水），經德蘇輸油管道輸送至蘇一聯，烏東聯原油經管道輸送至德蘇輸油管道中一加熱站，蘇一聯匯集德二聯、烏東聯及本站原油后經蘇嵯管道輸送至嵯崗轉輸油總站。

塔21區塊處于蒙古國東方省境內，隨著塔二聯的投入運行，產量逐年增加，目前塔21區塊原油全部東運至國內海拉爾油田，主要在蘇一聯、烏東聯卸油點接卸。

2014年8月，由于德二聯平均外輸油量（1 178.44 t/d）低于管道最小設計輸量，因此德蘇輸油管道采用摻水輸送工藝，摻水量98.4 m3/d，含水原油在蘇一聯再次進行脫水。

2014年9月，隨著接卸塔21區塊原油烏東聯至中一加熱站輸油管道投產，烏東聯接卸塔21區塊原油量約350 t/d，維持烏東輸油管道運行。

2014年10月，呼一聯產油量為220 t/d，低于管道最低輸量（382.86 t/d），呼一聯至德二聯輸油管道輸含水油，摻水量約為80 m3/d，含水原油在德二聯再次進行脫水。

1.2 存在的問題

（1）德二聯匯集呼一聯、德一聯、本站及貝中區塊原油后仍不能滿足德二聯至中一加熱站之間管道的最小輸量，還需采取摻水輸送工藝，含水原油與中一加熱站摻入的烏東外輸凈化油需全部在蘇一聯進行二次脫水處理，增加處理費用64 016元/天。

（2）呼一聯至德二聯輸含水油后，需增加二次脫水處理費用12 729元/天。

（3）德二聯外輸摻水需在蘇一污水站二次處理后回注，增加輸水及污水處理費用3 538元/天。

（4）按照開發規劃塔21區塊產油量將達到2 279 t/d，現有的蘇一、烏東卸油點能力不足，需擴建或新建卸油點。

（5）德二聯輸送含水油，加快了管線和設備的腐蝕，增加了運行成本。

2 現有卸油點卸油能力及分析

海拉爾現有蘇一卸油點、烏東卸油點、德一聯卸油點、呼一聯卸油點4座，總設計接卸能力1 758 t/d，各卸油點卸油能力均綜合卸車場地、卸油泵效率、卸油口數量等因素進行分析。

2.1 蘇一卸油點

蘇一卸油點設計規模800 t/d，按完成800 t卸油的時間為8 h，通過延長接卸油時間可增加卸油量，增加能力按100 t/h計算，轉輸油能力2 450 t/d（同時運行40 m3/h轉輸泵3臺），德蘇輸油管道輸凈化油后此能力可全部用于轉輸卸油點接卸原油。蘇一卸油點位于德蘇輸油管道末站，接卸能力僅受卸油泵及轉輸泵能力影響，而不受管道能力限制，按照目前運行模式最大可接卸塔21區塊原油1 200 t/d，無最小卸油量限制，塔21區塊原油拉運至蘇一卸油點全程約206 km（國內經S201省道、蘇貝路），折算運費197.03元/噸；且拉運路由與國內油田產油外輸走向一致，為塔21區塊原油卸油首選。

2.2 烏東卸油點

烏東卸油點設計規模550 t/d，按完成550 t卸油的時間為5 h，通過延長接卸油時間可增加卸油量，增加能力按110 t/h計算，烏東至中一加熱站輸油管道已投運，最大、最小輸油量分別為634.57 t/d、346.34 t/d，因此卸油量受到管道輸量及本站產油量的影響，按照開發規劃產量，烏東卸油點卸油量為255.73～582.77 t/d，且隨本區塊產量動態調整。烏東卸油點位于德蘇輸油管道中間，接卸能力受卸油泵、外輸泵及外輸管道能力限制，按照目前運行模式目前最大可接卸塔21區塊原油544 t/d，且應最小保證255 t/d的卸油量，以保證管道安全運行。塔21區塊原油拉運至烏東卸油點全程約198 km（國內經S201省道、蘇貝路），折算運費189.34元/噸，至蘇一首站綜合費用209.74元/噸。

2.3 德一聯卸油點

德一聯卸油點設計規模210 t/d，按完成210 t卸油的時間為4.2 h，通過延長接卸油時間可增加卸油量，增加能力按51 t/h計算，德一聯至德二聯輸油管道最大、最小輸油量分別為510 t/d、168.57 t/d，卸油量受到管道輸量及本站產油量的影響，按照開發規劃產量，德一聯卸油點最大卸油量為260 t/d，隨本區塊產量動態調整。德一聯在無外站卸油情況下亦能保證德一聯至德二聯輸油管道運行，塔21區塊原油拉運至德一卸油點全程約213 km（國內經S201省道、蘇貝路），折算運費203.68元/天。按照目前運行模式，在徳一聯卸油后至蘇一外輸首站綜合費用237.68元/天，且最大接卸量僅為260 t/d，卸油后仍無法保證德蘇輸油管道輸凈化油運行，增加蘇一脫水站負荷，無經濟效益可言，因此建議不在德一聯卸油點卸油。

2.4 呼一聯卸油點

卸油點設計規模198 t/d，按完成198 t卸油的時間為5.2 h，通過延長接卸油時間可增加卸油量，增加能力按38.25 t/h計算，呼一聯至德二聯輸油管道最大、最小輸油量分別為612 t/d、382.86 t/d，卸油量受到管道輸量及本站產油量的影響，按照開發規劃產量，呼一聯卸油點最大、最小卸油量為439.4 t/d、149.86 t/d，隨本區塊產量動態調整。呼一聯最大接卸油量大于德蘇輸油管道輸凈化油需補充油量，接卸塔21區塊來油后可保證呼一聯→德二聯→蘇一首站全線輸送凈化油運行。塔21區塊原油拉運至呼一聯卸油點全程約250 km（國內經S201省道、蘇貝路），折算運費239.06元/噸，至蘇一首站拉運、管輸綜合費用275.06元/噸。按照2014年最小接卸油量210 t/d計算，在呼一聯卸油后管輸至蘇一外輸首站增加拉運、輸送費用57 762.6元/天，減少蘇一聯二次脫水（呼一聯產油為三次脫水）費用69 247.46元/天、污水處理及輸送費用3 538元/天，累計節約15 022.86元/天，效益可觀且便于油氣輸送系統的管理及運行，因此建議在來油大于德蘇輸油管道輸送凈化油最小補充油量時在呼一聯卸油。

3 輸油管道的優化運行

3.1 接卸塔21區塊原油優化原則

（1）為了減少德蘇輸油管道輸含水油產生的二次脫水費用、污水處理費用及降低管道運行難度，應首先考慮在呼一聯接卸塔21區塊原油。本站產量變化最低接卸量為210～310 t/d，可保證呼一聯?德二聯?蘇一聯管道輸送凈化油。

（2）為了降低烏東聯原油拉運費用，建議來油量在滿足呼一聯?德二聯?蘇一聯管道輸送凈化油情況下，優先考慮在烏東聯接卸塔21區塊原油。本站產量變化最低接卸量為255～295 t/d，可保證烏東聯至中一加熱站輸油管道正常運行。

3.2 管道優化運行建議

（1）當塔21區塊來油小于210 t/d時，此來油量即無法保證呼一聯?德二聯?蘇一聯管道輸送凈化油，也無法保證烏東聯至中一加熱站輸油管道正常運行，建議在蘇131卸油點卸油，最大限度地降低拉油及管輸費用，此時烏東聯原油拉運至呼一聯，德蘇輸油管道輸送含水油。

（2）當塔21區塊來油介于210～310 t/d之間時，建議塔21區塊來油全部拉運至呼一聯接卸，保證呼一聯?德二聯?蘇一聯全線輸送凈化油，降低德二聯和蘇一聯脫水、污水處理費用，此時烏東聯原油拉運至蘇一聯。

（3）當塔21區塊來油介于310～565 t/d之間，建議在呼一聯卸油量為210～310 t/d，剩余原油不能保證烏東聯至中一加熱站管道運行，剩余塔21區塊來油拉運至蘇一聯，烏東聯原油拉運至蘇一聯。

（4）當塔21區塊來油大于565 t/d時，首先在呼一聯接卸，其次在烏東聯接卸，保證呼一聯?德二聯?蘇一聯全線輸送凈化油，烏東聯至中一加熱站管道正常運行，減少了烏東聯原油拉運費用，降低了整個管道運行管理難度，塔21區塊來油剩余部分在蘇一聯接卸，來油量超過3座聯合站接卸能力時通過延長蘇一聯卸油點接卸時間解決或對蘇一聯卸油點進行改造，最大限度地降低拉運費用。

4 結論

（1）為了降低管道運行管理難度和管道運行費用，盡可能保證各段管道輸送凈化油。

（2）經過計算拉運費用及管道輸送含水處理費用對比，優先考慮在呼一聯接卸塔21區塊來油，保證呼一聯?德二聯?蘇一聯管道輸送凈化油，降低了因管道輸送含水油產生的二次脫水費用、污水處理費用等。

（3）考慮在烏東聯接卸塔21區塊原油，降低因產量低使烏東至中一加熱站管道不能運行而產生的烏東聯原油拉運費用。

（4）應根據不同時期產量及塔21區塊來油量，對各站場的卸油設施進行分期、分階段地改造，以減少工程投入。

（欄目主持 李艷秋）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.9.001

包振波：工程師，1990年畢業于大慶職工大學采油工程專業。主要從事海拉爾油田地面基建工程管理工作。

2015-03-17

（0459）5573640、baozhenb@petrochina.com.cn