新能源系统格局下辽河油田地面工程发展对策

杨爽

寰球工程项目管理（北京）有限公司

辽河油田已开发近50 年，油品性质多样，地面工程系统交织[1]。地面工程作为油气开发的重要组成部分，是控制投资、降低成本的重要源头，是安全生产、节能环保的主要载体[2]。在已取得的技术成果和丰富经验上，面对国家新政策，分析企业面临的形势，立足油田实际，采取一系列对策，融合提质增效和清洁生产，助力企业实现高效、绿色、低碳可持续发展。

1 地面系统发展现状

1.1 攻关工艺技术

辽河油田具有稀油、稠油、高凝油等多种油品类型，针对多元注水、蒸汽辅助重力泄油（SAGD）、蒸汽吞吐、蒸汽驱、火驱、化学驱等各类采油开发方式特点，技术攻关了如超稠油管输、稠油污水深度处理回用等多项关键地面集输及处理工艺。

针对超稠油SAGD[3]开发地面工程，形成“SAGD 采出液高温密闭集输、大型注汽锅炉集中建站、大口径注汽管线长距离输送、高温高压湿蒸汽汽水分离、干度蒸汽等干度分配计量及调节、机械闪蒸压缩法（MVC）处理SAGD 高温分离水回用、热能综合利用”等7项核心工艺技术，确保超稠油区块的高效节能开发。

针对稠油火驱[4]开发地面工程，形成“螺杆机+往复机串联增压工艺、空气干燥净化、高压空气分配注入、采出液集输与处理技术、伴生气集中脱硫、伴生气变压吸附分离/热氧化处理”等6项关键技术，引领国内火驱地面系统建设发展方向。

注入开发中，持续实施注入系统技术升级。通过专题开展注水[5]提效工艺改造，采用分质分压注水工艺技术、小环注水工艺技术、高低压变频控制技术，形成满足高渗透、中渗透和低渗透注水指标的低成本污水处理工艺，满足油田开发精细注水的需求。

1.2 优简布局规模

深入开展提质增效工作，促进老油田效益发展。充分利用油田原油高含水期水力和热力发生变化的有力条件，扩大不加热集油工艺[6]应用范围。打造锦45 稠油示范区，建立“井场计量、串接集油、冷输进站、集中加热”的高效低耗集输工艺模式，以区块为单元，优化计量方式，推广软件量油、轮换计量替代传统计量（间）站。通过并转简化技术[7]提高站场负荷率，调整部分站场功能，充分利用地面已建设施，提升系统负荷，降低成本能耗，减少新建管道数量。

持续优化生产运行，提升系统效率，选用高效设备。推广平台集中加热替代井口分散加热，采用高效相变加热炉，提高加热炉效率。注重热能综合利用，提高能源利用率。

1.3 标准化橇装化设计

2008年以来，全面推行标准化[8]设计，已形成稠油大中型站场股份公司级定型图，涵盖油气集输、原油脱水、污水处理等3大系统14个站场，实现工艺流程、平面布局、模块选用统一；研发应用一体化集成装置，配套加快数字化物联网建设，大幅减少单井值守点数量；将标准化设计常态化应用于产能建设项目中，提出“五化”建设模式；建立三维数字化设计平台及线上协同平台，向三维设计及信息化管理发展。

1.4 挖掘产品全过程增收潜力

汽车拉运井约占总井数8%，结合区块整体优化，采用单管热输、串接集油工艺，辅助端点加热或集中加热方式，回收伴生气产品，减少拉运费用及人工成本，推进密闭集油改造工作。

伴生气轻烃回收[9]及处理方面，自主设计生产全产品组成的轻烃回收装置。拥有“丙烷辅助制冷和膨胀机深度制冷全产品回收技术、轻烃回收夹点分析技术、冷量和热量梯级利用技术、脱甲烷塔底热虹吸原理温度控制技术、停机放空回收和保护泄压配合技术、双温位导热油系统加热技术”等6项关键技术，乙烷收率85%，丙烷收率98%，轻烃年产量1.04×104t。

1.5 打造储气库保供核心群

目前建成雷61、双台子储气库群，拥有“高压大排量往复压缩机组调峰技术、低温环境天然气烃水露点控制技术、高压天然气处理站减排放空技术、含黑油湿天然气防凝堵技术、多管捆绑及大口径管道穿越技术、重度腐蚀环境管道内防腐及监测技术”等6项关键技术，将为保障东北、京津冀地区供气、调峰起到重要作用。

2 地面工程面临的挑战

2.1 提质增效

油气集输系统的优化设计关系着油气田生产的经济性和安全性[10]，地面系统仍存在高能耗、低效率的问题。当前主力油气田已进入开发后期阶段，多种开发方式并存，已建地面系统生产运行状态逐渐不适应目前的开发形势，吨液处理成本较高，工艺流程复杂，地面设施腐蚀老化逐年加剧，年维护工作量大。需攻关推广地面新工艺、新技术，满足高质量、高效益开发需求。

2.2 保障能力

由于资源品位变差和建设环境复杂的双重因素，对地面原油集输及处理、污水处理等方面技术适应性提出新的需求，快速、效益建产对地面建设形成挑战。储气库群建设为油田未来发展带来新机遇，但建设区域环境复杂、地面处理工艺复杂、工程量大，是制约储气库快速建设的难题。

2.3 建设能力

部分油气水井、站场、管线处于人口稠密区、工矿企业区和环境敏感区，安全和环保责任大。VOCs 超标，部分伴生气直接排放造成非甲烷总烃超标；干法脱硫工艺存在脱硫剂更换频繁、固废运输和处理难问题。地面系统各环节需从源头节能减排，实现低碳绿色生产。

2.4 精益生产

老油田传统运行模式层级多、用工多，信息化水平差异大，中小型站场有人值守，大型站场分岗值守[8]，大部分生产数据通过人工采集。物联网全覆盖需要坚实的信息化为基础[11]，对站场、设备等海量的生产参数进行提取和汇总，实时对当前生产状态进行分析判断，建设工程量大、投资高。需将理念创新与技术创新相结合，转变生产管理模式。

2.5 节能降耗

辽河油田地面系统消耗的直接能源包括天然气、燃料油、煤炭、电力，其中天然气作为主要能源，占综合能源消耗总量的92.96%，电能占比3.34%，新能源占比较少（图1）。为积极贯彻“双碳”目标，应推动中国化石能源向新能源加快转型[12]，实现清洁、低碳、绿色发展。

图1 辽河油田2020年能源消耗分类占比Fig.1 Percentage of energy consumption by category in Liaohe Oilfield in 2020

3 地面工程提质增效发展对策

企业高质量发展，内生动力是根本。当能源行业电动、市场、绿色、数字“四大革命”正在加速演进时，辽河油田以新发展理念为指引，培育发展新优势，从传统产油向综合性能源发展转变。

3.1 深入开展提质增效

（1）集输系统区块整体优化，打造工艺示范区。辽河油田原油常温集油率为23.5%，通过对集输系统现状分析，结合站场并转简化，稠油区块借鉴锦45 块地面优化经验，推广稠油不加热集输工艺，开展其他区块集油系统整体优简工作，提升系统效率，降低集油成本。超稠油区块从温度、含水率、流量及集输半径4方面因素对单管集油工艺影响的边界条件分析，开展含水油流变特性研究，建立冷输模型，确定相应技术参数，已在杜84 区块试点应用，实施后停运导热油伴热系统，可节约天然气598.8×104m3/a。

（2）优化原油脱水单元，降低吨液处理成本费用。统筹开展站场布局简化与原油脱水[13-14]工艺优化，实施分区域原油脱水功能整合，将部分联合站降级为“放水站”，输送低含水油（含水率10%～20%）到末端“精脱站”，集中“精细脱水”，减少联合站数量。稀油、高凝油采用三相分离器、电脱水等成熟密闭脱水工艺，稠油（密度≤0.95 g/cm3）采用高压、高频电脱装置，对火驱稠油、稠油（密度＞0.95 g/cm3）开展高效密闭脱水技术攻关，推进油田脱水工艺技术发展进步。

3.2 升级完善地面技术

（1）开发方式转换促进地面工艺提升能效。为提高采收率，地面与油藏密切结合，地面地下一体化[15]。为实现稳产曙光稠油300×104t 规模，油区高效多元复合开发，针对曙一区“扩展汽驱+完善SAGD+延长吞吐+探索火驱”的开发部署，地面系统建设打破常规不做系统配套，合理优化利用已建设施能力，多系统热能综合利用，整体降低投资、节省能耗。SAGD井组采用平台轮换计量+高温自动输油技术，利用井口回压（1.0～1.6 MPa）自压输送，设置参数连锁自控系统，取消泵输，不新建站场，减少用工。汽驱井组采用平台串接集油工艺，利用蒸汽驱井口温度，停运加热炉，减少燃料气消耗。注汽系统区块间注汽锅炉合理调配、错峰布置，不新购置锅炉，同时开展注汽锅炉提效，将热效率提高至92%以上。

（2）提升技术水平引领储气库建设新模式。辽河储气库群定位为东北储气中心，库容量达到255×108m3，工作气量达到131.8×108m3。

工艺升级，支撑保障平稳运行。总结双6储气库经验，将绕管式换热器改为立式，保证乙二醇喷淋较为均匀；对分离器进行了内件结构优化，将核心部件旋风子由进口调整为出口，折流板调整为进口，提高分离效果，解决多年换热器冻堵、外输气携液等问题。

储气库[16]采用全专业协同、橇装化、模块化[17]设计理念，引领储气库建设新模式。注采井场采用单体撬块+管网建设模式。单口大尺寸井场，采用一体化集成装置模块，具备注缓蚀剂、计量、节流，流量调节等多种功能。

3.3 强化安全环保

辽河油田根据稠油油品性质的特点，联合站原油处理普遍采用预脱水工艺和热化学沉降脱水工艺，原油密闭率为7.15%。为达到GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》要求，将挥发性有机物[18-20]（VOCs）及甲烷协同管控，实现全流程密闭生产和操作。将热化学沉降脱水改为“密闭预脱+密闭电脱”工艺，实现密闭脱水。结合脱水布局优化，选择末端增建原稳工艺，实现集中原稳。重点治理储油罐无组织排放及敞开式装卸点排放，结合年度检修计划，对设计容积大于500 m3或物料真实蒸气压大于等于27.6 kPa但小于等于66.7 kPa的储油罐采用“密闭脱水+原油稳定（大罐抽气）”工艺，集中装卸点采用“上装浸没式+密闭下卸+气相平衡”工艺。

优化伴生气脱硫工艺，由干法分散脱硫升级为湿法集中脱硫，处理成本由0.224 元/m3降低到0.075元/m3。

3.4 数字化转型

数字化、网络化、智能化已经成为时代特征，以物联网技术驱动智能油田建设。提高油田物联网建设速度，出台《辽河油田数字化转型总体框架方案》，井、站数字化覆盖率分别提升至34.5%、37%，探索低成本物联网建设方案，初见成效。

（1）同步开展深化应用，实现油气生产物联网（A11）与油气水井生产数据管理系统（A2）、采油与地面工程运行管理系统（A5）等统建系统数据共享，提升数据利用率，开展了视频智能巡检平台的应用试验，提高油田生产安全管控水平以及现场处理问题的效率。

（2）采用自主可控技术，有效保障网络安全。物联网数据传输子系统采用统一标准的中科院的“工业过程自动化的无线网络规范/工厂自动化工业无线网络技术规范（WIA-PA/FA）”技术，满足油气生产物联网无线传输要求。

（3）依据建设应用需求，油田智能化建设整合生产监控、参数汇总、趋势分析、报警管理、报表管理等功能管理，助推油田高效发展。

3.5 理论研究及技术攻关

在国家“双碳”目标和中国石油“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走战略下，普查资源潜力，实现高效清洁能源利用，在论证现有成熟清洁能源经济利用基础上，探索攻关氢能、核能等清洁能源利用可行性，寻找新的能源出路，实现油田效益绿色双向发展。

（1）地热、余热利用工程。对资源进行潜力分析，辽河油田具有长停井可利用为地热井，5座联合站具备地热资源；随着蒸汽驱、SAGD开发规模不断扩大，生产余热产出量逐步增加，有部分高温分离水以及未来新增SAGD及蒸汽驱高温产出液等余热可回收利用；曙四联等6座联合站有剩余污水余热可利用。地热和余热利用采用先换热，再热泵提热的方式，减少耗气。

（2）风电光伏工程。辽河油区太阳能资源为B级地区，油区有闲置土地、屋面可利用，具备建设光伏发电的良好条件，以油区电力消纳能力为基础，闲置空地可充分利用进行光伏建设。光伏组件（0.45 kWp/块）经逆变器、并网箱后直接接入动力箱，与电网并网同时为用电设施供电。当发电功率小于负荷功率时，发电量全部供设备消纳，不足部分由电网补充。当发电功率大于负荷功率时，剩余电能经变压器升压输送至6 kV线路。

除盘锦地区属候鸟迁徙区，禁上风电项目，12座联合站周边具备风力发电条件。选择适合闲置空地进行风电建设。风电机组分散式布置，利用废弃井、站场等存量土地，靠近变电站布置。风机机组规模选取以电力消纳能力为基础，避免弃风。发电量全部供油区消纳，不足部分由电网补充；富余电量接入国家电网。

（3）CCUS 先导试验工程。分析辽河油田及周边CO2资源市场，研究CO2碳源、CO2捕集、输送、注入工艺，从而为辽河油田CCUS[21-22]的开发奠定基础。开展“双229特低渗透油藏及杜古潜山碳驱油协同埋存先导试验”工程，预计回收CO232.48×104t/a，为CO2辅助采油提供气源支撑，减少CO2排放。

4 结论

油气田地面生产系统的持续优化和安全平稳高效运行是提高油田开发效益的重要保障。通过指标体系评价，坚持问题导向[9]，打破制约质量发展和影响效益提升的壁垒；以科技创新为先导，统筹油田产能建设和方式转换，强化节能减排工作，提升多元化能源综合利用效率，促进提质增效，确保安全、环保、节能、高效生产；利用数字化智能化手段，消除传统生产浪费，实现生产业务的全面协同、生产过程的实时分析和快速响应以及生产运营的快速决策，支撑地面工程跨越发展。