計轉站工藝改造與應用

馬金香 朱孔飛 林平平 宋靜 劉國軍

摘要：隨著蒸汽驅開發延長，油井產液量、產油量呈下降趨勢，部分計轉站因開井數減少，原油集輸系統設計規模與目前實際生產能力差距較大，有9座采油站運行負荷率低，針對集輸系統負荷率低和站內設備能耗大的問題，擬將部分負荷率低的計轉站改為直輸站生產。

關鍵詞：站場負荷? 直輸? 混摻

1背景

歡喜嶺采油廠采油作業三區管理區塊為齊40塊，管理采油站20余座，油井700余口，開井500余口，日產液近萬噸，日產油1200余噸，日摻油量300余噸，是。區塊為蒸汽驅開發，地面工程采用井口-計量接轉站-聯合站的大二級布站形式，油氣集輸流程采用雙管摻液流程，稀油由歡四聯供給，回摻污水由站內分離緩沖罐就地脫出污水提供。在站內初分離后的高含硫伴生氣通過管匯進入脫硫塔脫硫，然后管輸至氣體處理站（道博爾），經無害化處理后進行二次利用。

2 管理難度解析

2.1 站場負荷率低

隨著蒸汽驅開發延長，油井產液量、產油量呈下降趨勢，部分計轉站因開井數減少，原油集輸系統設計規模與目前實際生產能力差距較大，有7座采油站運行負荷率低。

2.2 站內在用設備多，管理難度大

采油站23座，緩沖罐44臺，外輸泵44臺，摻水泵22臺，生產分離器32臺，空冷器22臺，污油罐22臺。各類設備需定期進行維護保養，安全閥、壓力表等附件需要定期校驗更換，冬季生產自產氣管線易凍堵，要定期加藥，管理難度大。

2.3 設備能耗大

工藝改造前，在用外輸泵22臺、摻水泵22臺，能耗大，日耗電量6600度。

2.4 摻油低效

邊部油井驅替受效差，地層供液能量不足，含水普遍較低，摻油量大，扣除日摻油量，油井負效生產。摻油量小，易結蠟堵塞摻油管線。

2.5稀油供需矛盾大

采油廠實施原油分質分銷，作業區整體日摻油量由400噸下調至330噸，壓縮摻油量70噸，存在一定的供需矛盾。

3 地面工藝改造

3.1 計量轉接站改直輸生產

針對集輸系統負荷率低和站內設備能耗大的問題，擬將部分負荷率低的計轉站改為直輸站生產。

3.1.1初步篩選5座計轉站進行試驗

作業區從以上9座采油站中，篩選出5座采油站進行試驗，停用外輸泵直輸生產，分別由3#站、31#站、8#站、21#站、9#站接收。

在試運過程中，35#站、22-31#站與接收站距離近，直輸壓力較低。29#站、4#站直輸壓力也可以維持正常生產。但32#站與接收站較遠，外輸壓力與單井回壓高，無法正常生產。將32#站外輸爐點火運行，使外輸壓力降至0.35MPa，單井回壓降至0.5MPa，保證了直輸生產的正常運行。

3.2 油水混摻工藝改造

為解決稀油供需矛盾和凸顯出的管理問題，分兩步組織實施摻油井摸底調查和油井混摻試驗。

3.2.1摻油井摸底調查

對作業區139口摻油井按照產液量、產油量、油井溫度、含水、電流等方面重新進行梳理摸底，排查出摻油比值大、低效井有46口井。

3.2.2工藝改造，油水混摻

結合摻油和摻水在生產管理中的優缺點，設想能否通過工藝改造使摻油和摻水通過各自系統壓力進行有效混合（稀油干線壓力1.6MPa，摻水壓力0.5MPa），解決上述存在的管理矛盾。基于這種理念，篩選出摻油比過大的2座采油站，通過工藝改造，實施油水混摻試驗。

通過在計量間找一口空頭井，在摻油表后改工藝連到計量間摻水管線上，利用該單井摻油表控制稀油量，實現油水定比例混合。

4 應用效果經濟評價

目前7座采油站（32#站、30#站、29#站、4#站、33#站、35#站、22-31#站）實施了直輸站改造，停用了外輸泵14臺、摻水泵7臺、緩沖罐14臺、生產分離器12臺、空冷器7臺、污油罐7臺，對應6個接收站集輸系統負荷率平均提升26.5%，其中5#站負荷率提升了56%。

7座直輸站停用外輸泵、摻水泵，每天節約用電2000余度，日節電費1700余元，年創造經濟效益60余萬元。停用自產氣處理系統，每年節約甲醇5噸，節約成本2萬元。

作業區對7座直輸采油站中的6座進行了承包管理，承包后采油站人員由14-16人縮減至3-6人，減少人員60人。

通過油水混摻工藝改造的推廣，作業區每日少摻稀油量近30噸，保證了作業區整體日摻油量在320噸水平。

5 應用前景及結論

隨著產液量、產油量的逐漸下降，采油站負荷率會進一步下降，采油站直輸生產的方式具有廣泛的應用前景，面對原油價格的持續低迷，企業對成本的壓縮，直輸站在節電方面、設備損耗方面有著具大優勢。

油水混摻管理方式達到了降低原油粘度的目的，有效防止管線結蠟，使邊遠低產井能夠順利過冬，保證了油井正常生產，減輕了員工勞動強度，有效的解決了油井負效問題，緩解了摻稀油量的供需矛盾。

遼河油田公司歡喜嶺采油廠? 遼寧 盤錦? 124114