海拉尔油田地面系统优化调整措施

大庆油田呼伦贝尔分公司工程技术中心

海拉尔油田2001年投入开发，截至2019年底，已建成6 个作业区，油井1 211 口，注水井488 口，联合站5座，转油站4座，内部输油管道126.25 km，站间混输管道29.25 km，35 kV 以上供电线路412 km，主干路320.8 km。油田主体设施基本完善，能够满足开发需要，并有一定的剩余能力。

1 海拉尔油田地面建设现状

1.1 集油系统工艺现状

海拉尔油田已形成一套较为完善的站外集油工艺系统，主要包括环状掺水集油工艺、树状电加热集油工艺、双管掺水集油工艺、零散区块单井架罐集油及提捞采油等，建有各类集油管道710.5 km，基本满足了油田开发需要。

（1）环状掺水集油工艺。海拉尔油田目前共有苏131、乌东、贝16、贝28、贝301 作业区采用环状掺水集油工艺，共管辖油井632口，占总油井数的52.19%。该集油工艺优点是减少了集油管道的用量，简化了阀组间工艺，建设投资低、掺水量少、管理方便[1]，比较适合海拉尔寒冷地区单井集油，较好满足了油田生产需要；缺点是油井相互之间有影响，单井计量较复杂。

（2）树状电加热集油工艺。树状电加热管集油工艺主要在贝中、乌东作业区应用，贝301作业区有少量应用，共管辖油井289 口，占总油井数的23.86%。该工艺优点是减少了集油管道的用量，一次性建设投资低，适合依托性差、气量较少区块的开发应用[2]；缺点是存在维修技术水平要求高、耗电量高等问题，但基本满足了油田开发需要。

（4）提捞生产。海拉尔油田共有提捞生产井236口，占总井数的19.49%。提捞生产基本满足了偏远、产量较低等低效井开发需求。

1.2 脱水系统工艺现状

海拉尔油田建有苏一联、乌东联、德一联、德二联、呼一联共5 座脱水站。脱水采用“五合一”、“四合一+电脱水”、高效三相分离器热化学脱水3 种脱水工艺。设计总脱水能力2.16×104t/d，目前实际处理量为1.3×104t/d，平均负荷为59.9%。

四合一+电脱水工艺：计量间来液进分离、加热、沉降、缓冲合一装置，含水油经脱水泵增压进电脱水器，净化油进储油罐，然后经增压、加热后管道外输。该工艺较常规电脱水工艺集成化水平相对较高，缺点是仍需采用脱水泵、电脱水器，能耗高。

“五合一”组合装置脱水工艺：阀组间来液进入“五合一”组合装置，经缓冲、加热、分离、沉降、电脱水处理，净化油进储油罐，然后经外输泵增压管道外输。该工艺较“四合一+电脱器”工艺更为简化，缺点是能耗较高，现场操作难度相对较大。

高效三相分离器热化学脱水工艺：阀组间来液进高效三相分离器进行油气水分离，净化油进储油罐，然后经增压、加热后管道外输。该工艺简化了脱水工艺流程，减少设备数量及占地面积，提高了处理效率，降低了地面建设一次投资及运行费用。该工艺仅适合水驱，单台设备能力较低[3]。

德一联、德二联、乌东联均采用高效三相分离器热化学脱水工艺处理水驱原油，呼一联“四合一+电脱水”工艺处理复合驱试验产出液，苏一联采用“五合一”组合装置脱水工艺处理整个油田外输原油，海拉尔油田依据不同区块特点，选用不同分离设施，很好地适应油田开发。

1.3 输油系统工艺现状

油田输油系统2009 年建成投产，结束原油外输一直靠汽车拉运的历史，实现了净化油管输，降低了拉油成本，减少油品损耗。输油系统管道分输油干线1 条和支线3 条。输油干线起点是德二联合站，途经中1号加热站，终点是苏一联。输油支线有3 条，分别是德一联合站至德二联合站输油管道、呼一联合站至德二联合站输油管道、乌东联至中1 加热站输油管道，共建内部输油管道126.25 km。

1.4 水系统工艺现状

海拉尔油田位于草原深处，没有社会依托，油田用水全部采取就地取水、就地处理、就地回注的方式。

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（1）地下水处理系统。海拉尔油田共建成6座水质站，均采用“锰砂除铁+精细过滤”常规地下水处理工艺，处理后水质达“3.2”标准后输至注水站。总处理能力15 280 m3/d，实际处理量4 458 m3/d，负荷率29.2%；建成水源井94 口，产水能力13 180 m3/d，实际供水量5 145 m3/d，负荷率39.0%。各水质站能力可以满足开发需求，存在部分作业区负荷率极低（德二联水质站负荷率仅为2.3%）的问题。

（2）注水系统。地面系统建成注水站7座、注配间23 座，注水系统采用分散和集中相结合的注水工艺，橇装注水作为补充，单井和多井并存的配水流程。总注水能力15 505 m3/d，辖注水井488口，建有供水管道82.6 km、注水管道318.8 km，实际负荷7 733 m3/d，负荷率49.9%，基本满足开发注水的需要。

（3）含油污水系统。海拉尔油田建有苏一联、乌东联、德一联、德二联、呼一联共5座含油污水处理站。污水站采用“除油缓冲罐 SSF净化器无阀滤罐”的水驱深度污水处理工艺，设计污水总处理能力4 880 m3/d，实际处理量2 560 m3/d，负荷率52.5%。经过多年运行，处理效果较好，操作简便，出水平均含油1.53 mg/L、悬浮物1.48 mg/L，对比“横向流除油+3级压滤”或“一体化净化机+2级过滤”的三级处理工艺，在运行过程中，可减少更换滤料频率，降低运行成本。该工艺具有流程短、投资少、运行成本较低、抗污染性强等特点。污水系统因原油含水外输，各站处理负荷不均衡，德一联污水站停运，苏一联污水站处理能力不足。

2 存在的主要问题

海拉尔油田开发初期，采用地上地下一体化开发方式，当年钻井当年投产的建设模式。虽然实现了快速上产，满足了油田开发需求，但由于海拉尔油田地下的特殊性及地理环境复杂性，且随着开发年限不断增加，地面系统存在着一定问题。

（1）设备负荷率低，能耗高。目前5座联合站各系统负荷率均较低（表1），脱水站平均负荷率59.9%，最低负荷仅为28.8%。水质站平均负荷率39%，注水站平均负荷率49.9%，污水站平均负荷率52.5%。

（2）部分站场处理负荷不均衡问题突出[4]。由于油田内部各站距离较远，两个站最近距离为9 km，加之受环境制约，无法实现内部平衡。油田污水站平均负荷低，但局部较高，如表2所示。苏一联受徳二联外输掺水影响，随原油产量降低，长输管道外输掺水，来水量将超过污水站设计能力需扩建。

（3）随着开采年限的增加，低效井逐年增多。油田共有提捞生产井236 口，占总井数的19.49%，仅2017—2018 年转提捞井130 口，占总井数的10.8%；而集油管网未进行相应的优化调整，导致部分集油管网低效或无效运行，造成燃料、电能浪费。

表2 污水站设计能力及预测Tab.2 Design capability and prediction of sewage station

（4）注水站规模小，无法满足开发动态调整需求。油田区块分散，注水系统呈现小而繁杂的情况，各作业区间注水系统相对独立，且同一作业区内注入压力相差较大，存在多套注水系统，规模小，管理节点多，现场控制难度大[5]。分散注水多井配水工艺注配间预留能力较小，适应能力差。开发后期动态调整频繁，提压、增注幅度大，注水站、注配间改造工程量大，投资浪费严重。

（5）数字化自动化水平低，变电所等仍采用值守模式。海拉尔油田地处内蒙古草原深处，自然条件恶劣，井站间距离较远，油田生产自动化水平较低，井、间、站数字化覆盖率仅达到5%，现场监测、运行控制等尚处于手工操作状态，信息反馈不及时，生产管理有延时，造成用工数量多，劳动强度大，工作效率低，安防难度大，信息共享难。海拉尔油田供配电系统共有8座变电所，变电所与厂调度中心之间的信息传递主要依靠电话，电力调度获得的信息滞后，存在周期性管理盲区，不利于故障的及时预警、分析及判断，难以为油田电网的运行管理提供高效的系统保障。

（6）德二联至苏一联外输管道自2014 年已开始外输含水油，油田贝区德二联、德一联、呼一联为方便分作业区原油外输交接计量，仍按脱水站模式运行，脱出净化油进入储罐暂存，计量后再掺水外输，外输系统开式运行，造成原油轻组分挥发，原油二次加药脱水造成药剂浪费，运行费用高，管理难度大。

（7）由于油田滚动开发，站场非一次性建成，存在功能相同单元在同一区块分散建设的现象，如德一联、呼一联均建有新老注水站，管理点多，不利于现场生产管理及油田数字化建设的实施。

3 优化调整措施

海拉尔油田已开发了18 年，开发地质认识也越来越清晰，根据目前油田存在的问题，并结合数字化油田建设，打破厂矿界限，采取“降、停、转、并、减”的措施，对地面系统进行综合优化调整[6]。

3.1 站内工艺优化

（1）节约运行成本，将3座脱水站降级为转油站。为达到地面系统安全有效运行，结合海拉尔油田数字化建设，为保证德苏输油干线运行，呼一联和德一联降级为转油站，德二联降级为转油站放水运行，外输含水油至苏一联脱水站集中脱水后外输；乌东联至中一加热站管道停运，调整为汽车拉运外输。按此运行，每年可节约药剂31.5 t，节约费用34.21 万元；降级为转油站，回油温度及外输油进站温度可降低至凝固点进站运行，年可节约燃油1 300 t，节约费用386.11 万元；外输系统由开式运行转为闭式运行，每年减少原油轻组分挥发320 t，节约费用112万元。

（2）合并德一联、呼一联新老注水站，减少管理点，优化运行。德一联降为转油站运行后产液全部输送至德二联，德一联污水站停运；德二联汇集贝区产液后面临含油污水剩余情况，德一联需补充地下水，同时考虑站场集中管理、岗位合并，核减德一联水质站及水源井生产管理岗，统一由德二联供给回注水源。由于油田滚动开发，德一联、呼一联均有新老2座注水站，为减少管理点和岗位，同时为信息化实施提供基础，将2座站场的新老注水站优化合并。

3.2 低效井地面管网优化

地上地下一体优化，治理低产、低效油井，130 口油井转提捞生产导致部分集油环低效运行。通过计算，对油田集油管网进行系统优化调整，停运阀组间3座、集油环及电加热支线72个；弃置集油掺水管道108 km、电加热管道6.5 km。调整后减少掺水量925 m3/d，节约燃料油1.15 t/d，减少耗电1 404 kWh/d，每年可节约运行费用201.6万元。

3.3 自动化采集与控制

海拉尔油田采用ZigBee仪表技术+华为5G通信技术+有线供电模式，建设物联网无线专网，实现生产过程的自动化采集与控制。小型站场采取“区域巡检、无人值守”；中型站场采取“区域巡检、少人值守”；大型站场采取“集中监控”。通过数据集中处理，实现集中管理、运行控制，实现电子巡检，减少人工巡检次数，降低员工劳动强度；对关键部位实现远程控制操作，优化用工数量，精细管理，提升油田生产管理能力和水平[7]。无人值守站210 座，油田建设覆盖率95%，实现了场站“集中监控、少人值守、定时巡护”模式，促进了劳动组织架构扁平化，适应“生产安全指挥前移-服务保障后撤-海拉尔中转协调”管理新模式，节省用工298余人，节约人工费4 470万元。

3.4 橇装注水

海拉尔油田区块间地质差异大，注水站、注配间规模小，滚动开发动态调整大，地面应用橇装注水装置27 套，与已建注水站、注配间结合应用，满足了海拉尔油田超前注水以及开发一定范围内提压、增注试验的需要，是解决集中注水及分散注水工艺的重要补充部分。注水橇应用灵活，开发试验结束后可搬迁至其他区块应用，即解决了临时注水问题，又节约了投资[8]。

3.5 变电所无人值守

通过应用电力调度系统，改造变电站一次、二次设备，实现变电所无人值守[9]。8 座变（配）电所转为无人值守，核减生产定员56 人（总数115人），运维人员由分散变为集中，取得了减员增效的效果，缓解了油田供配电系统自动化程度低、用工冗余的问题，提升了电力生产安全管理水平[10]。同时与油田物联网建设相互融合，共同分享，建设大数据平台。

4 结束语

（1）对于老油田，应该采取分期分批进行优化改造，在海拉尔油田地面系统优化中，站场工艺降级调整3 座，站场核减3 座，站场合并4 座。站场优化简化后节约药剂、燃油、用电、原油轻组分挥发的运行成本532.32万元/a，实现了油田开发降本增效。

（2）海拉尔油田应积极推广数字化油田建设，提高自动化水平，系统优化，分公司模式改革共减少用工298人，节约人工成本4 470万元/a。

（3）对于新开发的油田，采取地上地下一体化开发方式，虽然满足了快速上产要求，但地面很难适应，因此建议统一规划，分期实施，以避免功能单元分散和一次性建成后系统负荷低、运行能耗高等问题。