某特低滲透油田地面系統優化效果分析

劉吉云 梁文義 萬江 吳朋兵 劉謹瑞 王彩鳳 李明迪 劉冰

1大慶油田有限責任公司第十采油廠工藝研究所

2大慶油田有限責任公司第十采油廠機關

3大慶煉化公司電儀運行中心

為了加快以油氣生產物聯網（A11）為核心的數字化建設，滿足智慧油田的建設需要，開展了某低滲透油田地面系統大調查，排查產量低、無治理潛力以及待報廢的井、站，結合產能預測，對地面系統進行優化調整，采取“核減、合并、降級”等措施，優化系統布局，精簡站場規模及數量，固化數字化的實施對象。

1 建設現狀

某油田于1986 年投入開發，地面工程規模按200×104t 進行配套建設。隨著油田的深入開發，老區塊產量不斷遞減，新區塊產能接替補充，地面開發形式不斷變化。36 年間，地面系統建成投產轉油站、脫水站、水處理站、注水站等完善的地面配套設施，可滿足油田生產需要。

站外集油系統以環狀摻水流程為主，另有少量的雙管摻水流程及電伴熱集油、井場儲油罐拉油流程；站外注水系統以單干管多井配水工藝為主，部分外圍零散區塊采用單干管單井配水。

2 存在問題

2.1 系統負荷率低

依據開發預測，2023 年至2026 年期間，隨著年產油量的下降，各系統負荷率逐漸降低，其中轉油系統負荷率小于30%，處于經濟開發的下限。油田各系統負荷率預測見表1。

表1 油田各系統負荷率預測Tab.1 Prediction of load rates for various systems in the oilfield

2.2 設施腐蝕老化嚴重

油田至今已運行36 年，設施腐蝕老化問題日益嚴重。使用年限超過20 年的脫水站、轉油站占78.26%，水質處理站占50%，注水站占66.67%，站外埋地管道與37.07%。由于每年老區改造資金投入有限，設施更新改造力度不夠，造成大部分設施故障率高、效率低、能耗大。2021 年，管道綜合失效率0.376次/(km·a)，高于油田其他采油廠。

2.3 高耗能設備多

在老油田區塊，由于開發時間較早，目前油田還存在一定數量的二合一、離心注水泵等高耗能設備，型號陳舊，急需更換。

在外圍零散區塊，由于油井分布零散、系統依托差，從2000 年開始，大力推廣電伴熱集輸工藝，具有建設速度快、啟停靈活、基建投資低等技術優勢。電熱帶主要有3 種形式，即普通電熱帶、智能光纖電伴熱帶、集膚效應（電磁感應）電伴熱帶。從運行實際情況看，存在能耗高、故障率高、維修難度大等特點。

2.4 安全環保隱患多

油田開發較早，站庫平面布置、站內工藝、設備安裝等方面僅滿足當時規范、標準的要求。隨著國家新的標準、規范頒布，各系統安全、環境方面的隱患逐漸出現。

如GB 50183—1993《石油天然氣工程設計防火規范》規定，五級站場的水套爐與油泵、油泵房、閥組間距離10 m[1]，而GB 50183—2004《石油天然氣工程設計防火規范》要求，五級站場的水套爐與甲A類油泵、油泵房、閥組間距離15 m，與甲B 類、乙類油泵、油泵房、閥組間距離10 m[2]。目前，現場部分加熱爐位置不符合現有規范的距離要求。

隨著GB 39728—2020《陸上石油天然氣開采工業大氣污染物排放標準》頒布，對揮發性有機物排放提出了控制要求[3]。目前，油田外圍零散區塊使用的井場拉油罐均為常壓容器，存在天然氣排放點，不符合環保要求。

3 優化簡化成果

從2005 年開始，積極采用新工藝、新技術，結合產能預測，優化簡化地面系統，解決系統負荷率低、設備設施腐蝕老化等問題，使老區改造效益最大化。

3.1 開發外圍零散小區塊

油田某區域包括4個相臨小區塊，如果按單個區塊開發立項，地面工程只能采取零散拉油方式，地面系統建設難度大、投資高、經濟評價困難。

經請示上級相關部門，將4個跨年區塊合并為一個項目，形成一定規模，整體建設，將常規拉油工藝改造為管道輸送，年節約拉運費用255萬元。

3.2 調整集油管網

針對站外集油管網腐蝕穿孔嚴重，雙管摻水流程井摻水量大、能耗高，油井轉注、轉提撈、油井報廢后無效集油管道相對過長的問題，2005 年以來，通過產量預測，借助產能、老區改造項目，逐步將雙管摻水流程井改造為環狀摻水流程，同時考慮油井轉注、轉提撈、報廢及管道腐蝕等問題，重新布環，優化管網路由，最大限度縮短站外集油管網長度。共縮短集油管道300 km，平均單井摻水量從2005年的0.85 m3/h下降到目前的0.45 m3/h，下降47%，節能效果明顯。

3.3 改造低效閥組間（計量間）

隨著油井產量的遞減，將不出油井關井，低產井轉提撈，部分計量站的實際開井數已下降到3～4 口，產液量≤5 t/d，形成了低效計量站。1999—2005 年間，采用就近掛接的原則，共取消低效計量站17座，改造油井124口，其中抽油機井改提撈42口，關井63口，老井改進其他計量站19口，全廠平均摻水量下降1 900 m3/d，分流轉崗員工17人。

3.4 調整改造轉油站

隨著提撈采油井的增多和低效計量站的改造，油井產液的流向也發生了較大的變化，部分轉油站、脫水站負荷率持續降低。如某轉油站，最多時管轄計量站5 座，油井79 口，日產油173 t，2000年，僅剩余計量站1座，抽油機15口，轉油站的負荷率已≤10%，因此予以優化調整[4]。

自2002 以來，共關停低效轉油站5 座，其中3 座轉油站所轄計量間就近調頭進入附近轉油站，2 座轉油站站外油井整體轉提撈井。共分流轉崗員工75 人，轉油站系統負荷率從24.09%提高到28.49%，年可節氣183×104m3。

對低效計量站和轉油站的調整改造，完全依托已建的地面建設系統[5]。該改造充分利用了抽油機井井口回壓提升余地較大的優勢，將井口回壓最大提升到1.0 MPa 左右，集油半徑擴大到5 km 左右。對部分超遠距離的油井，適當放寬提撈采油的經濟界限至0.9 t/d，采用提撈方式開采。

3.5 調整改造脫水站

脫水站A 于1992 年建成投產，距脫水站B 約500 m。脫水站1站內有游離水脫除器3臺，電脫水器3 臺，外輸泵3 臺，加熱爐3 臺，一段、二段設計處理能力分別為10 500 t/d、4 000 t/d，負荷率分別為17.6%、12.0%。根據總體規劃，2003—2004年，對脫水站B各系統進行了更新維護，2004年將脫水站A改為集油閥組間，其所屬3座轉油站原油直接進脫水站B進行分離脫水。共分流轉崗員工15人，脫水站B 系統負荷率從15.77%提高到19.64%，年節電52.56×104kWh，年可節氣55×104m3。

3.6 改造轉油站取消大站供水流程

投產初期，區塊產液含水低，轉油站三合一放水不能滿足站外系統摻水需要，因此某油田的轉油站均設置大站供水流程，通過脫水站給轉油站供污水。隨著區塊產液含水升高，大站供水流程已失去意義[6]。2002年以來，借外輸管道腐蝕老化更換的時機，取消5座轉油站的大站供水流程，同時對外輸管道管道進行縮徑更換。改造后，5座站合計減少循環供水量1 450 m3/d。

3.7 調整改造處理站和注水站

隨著油田開發，區塊注水需求發生變化，結合產能預測、站庫分布和設備完好程度，共關停水質處理站3座，注水站4座，節約人員用工80人，年節電547.50×104kWh。

3.8 加快數字化建設

2011 年，某采油廠試點聯合站集中監控改造，通過運行摸索、總結經驗，形成了以“生產過程集中監控、生產數據逐級上傳”的數字化建設思路。“十二五”至“十三五”期間，通過產能建設、老區改造等資金渠道，重點安排8項生產單元數字化建設，完成抽油機井數字化改造1 066 口，小型站場數字化改造303座，大中型站場數字化改造5座，初步形成了“站內生產集中監控、小型站場無人值守”的數字化建設模式。

4 下一步優化措施

針對目前地面系統存在問題，將采用新工藝、新技術，結合開發預測，繼續開展地面系統優化簡化工作。

4.1 新工藝、新技術的應用

（1）應用非金屬電加熱管。針對已建電熱帶能耗高、故障率高的問題，推廣使用高密度聚乙烯電加熱裝置。該裝置是一種新型的電加熱設備，電熱管由內襯層、絕熱層、增強層和外保護層構成，電加熱線纏繞在內襯層與絕熱層之間，信號線纏繞在增強層和外保護層之間[7-8]。內襯層流動阻力小，防結蠟、結垢，具有一定的剛性，可保持管線圓柱狀結構不變形。電加熱線、信號線嵌固在管壁內，并采用纏繞式敷設，避免線纜受到拉應力后折斷，延長使用壽命，降低后期維護成本。復合管內外層為耐熱聚乙烯（PERT-Ⅱ）材質，增強層為玻璃纖維（Glass Fiber）材質，均具有良好的絕緣性能和抗腐蝕性能，使用壽命大于20 年。與其他加熱設備相比，該裝置一次性投入較高，但使用壽命長，后期維護費用低。

（2）應用井場多功能井場儲油罐。常壓井場儲油罐散發的油氣，滿足不了《陸上石油天然氣開采工業大氣污染物排放標準》的要求。通過調研，推廣使用“九合一”多功能井場儲油罐，該儲油罐集落地安裝、密閉裝車、自動點火、自動熄火、自動控溫、自動控壓、自動火炬燃燒、自動超壓放空、數據自動上傳等九項功能于一體，與常規的分散集氣、集中處理方式相比，簡化了工藝流程，減少設備占地面積，可以工廠預制，加快建設速度，實現天然氣“零”排放。

（3）應用管道區域陰極保護系統。針對埋地管道腐蝕穿孔嚴重的問題，逐步完善陰極保護系統，有效延緩管道腐蝕老化情況。對重要管道安裝在線腐蝕檢測儀，檢測管道運行情況，及時發現問題、解決問題。

（4）應用大排量高壓柱塞泵。針對注水站已建離心泵故障率高、效率低的問題，推廣使用大排量柱塞泵[9-10]。2018 年開始在在某注水站試驗應用大排量柱塞泵，泵額定壓力17 MPa、流量105 m3/h，電機額定功率630 kW。至今泵機組運行穩定可靠、效率高，泵實際出口壓力16.2 MPa、日均注水量2 545 m3/d，泵效92.1%、泵水單耗5.6 kWh/m3，與離心注水泵相比，泵水單耗降低3%左右。

4.2 低效站、間調整改造

通過現狀調查，結合開發預測，仍有部分集油閥組間、配水間、轉油站負荷率低，可實施降級、合并等改造措施。

4.3 數字化設備的應用

根據《某油田油氣生產物聯網建設工程實施方案》，2023 年將按照“先優化調整，后數字化建設”的思路，開展井、間、站的數字化建設。新建大中型站場站間傳輸光纜，新建井、間WIA-FA無線傳輸、視頻監控系統等設施，配套建設作業區管理中心。

4.4 效果預測

通過以上系統優化措施，年可節約設備維修維護費用400×104元，節電2 100×104kWh，節氣1 500×104m3。共優化人員用工88人，年節約人員工資1 320×104元。總節約費用5 503萬元。

5 結束語

（1）系統優化調整要堅持與設施更新維護相結合，提高老區改造經濟效益。過去老區改造主要是對腐蝕老化的設施進行更換，在投資緊張的情況下，難以徹底解決問題。通過系統優化調整與更新維護相結合，在已建設施能滿足開發需要的前提下，適當關停、合并低負荷、腐蝕老化嚴重的站及設施，可降低更新維護費用，提高系統運行負荷，降低生產運行能耗及生產成本，使得老油田的改造更有價值。

（2）堅持系統優化調整與科技進步相結合的原則，加強新技術推廣與數字化建設，保證系統優化調整效果。優化調整過程中，加強調研及科研攻關，優先采用成熟技術。堅持“先優化簡化后數字化”的建設模式，通過優化數字化建設對象，進一步控制建設投資。

（3）堅持系統優化調整與中長期規劃方案相結合的原則，堅持“地上地下一體化”，總體規劃，分步實施，適時調整。系統優化調整，可提高已建地面系統的負荷率，有效降低原油生產成本和設備維修費用。但由于油田開發在一定程度上具有不確定性，油田開發方案隨著技術的發展可能需要適時調整。因此，系統優化調整必須密切結合開發、采油的調整情況總體規劃，分步實施，適時調整。

（4）系統優化調整在滿足生產管理要求的情況下，要敢于打破常規的管理模式。轉油、脫水站的合并改造可能涉及到油田內部各小隊的分產問題，因此建議在脫水站調整改造時采用計量精度較高的計量儀表進行分隊計量。

在低效計量站、低效轉油站調整改造時，為減少熱力和水力損失，應打破各小隊分界的局限，采用就近原則，保證調頭的油井、計量站以最小的集油管徑、最短的集輸距離進入系統。