提升高含水油田一级布站覆盖率

许明飞（中国石油大港油田分公司采油工艺研究院）

目前国内大部分油田处于开发中后期，油井含水率普遍上升，开发初期规划建设的地面集输系统布局模式已不能满足生产需求，存在系统负荷率低、集输半径短、一级布站覆盖率低、能耗高等问题[1-2]，优化高含水率油田开发后期接转站集输半径及集输系统布局模式、提升一级布站覆盖率，对降低地面工程投资、提高系统效率、促进油田高效可持续开发具有重要指导意义。

然而，目前还没有文献、标准针对集输半径给出具体参考值，《油田地面工程建设规划设计规范》也只是给出一个最低参考值：一般水驱接转站管辖油井的集输半径不宜小于5 km。

针对上述问题及目前国内油田开发现状，对高含水率常规油气田集输半径的确定开展研究。从影响集输半径的重要参数即含水率、气油比、黏度、管径、管道负荷率等几大方面，计算出可能存在的各种参数情况下相应的最大集输半径，形成表格，进而可以直观、快速地查表确定各种工况参数下的最大集输半径。通过查表，核查现有接转站接转半径是否合理，是否存在可优化空间；亦可指导新建接转站集输半径的确定，更加方便、有效地指导生产实践。

1 集输半径模拟计算

油田采出液为油气水三相混合物，这里针对中质油田高含水采出液的管输进行模拟计算。

油田集输半径影响因子可以分为气油比、管道规格、输液量、含水率、原油黏度、起点输液温度、起末点压力、原油密度、保温方式等。高含水油田开发后期最大集输半径确定方法，分别考虑集输半径的各影响因素，通过计算，得出相应情况下的集输半径。

1.1 边界条件取值

由于是高含水率油田开发后期，依据标准规范、目前国内高含水率中质油田实际运行工况及经验[3-4]，这里确定部分影响因素的取值：输液含水率90%、95%，起点输液温度30 ℃，起点压力1.5 MPa，末点压力0.2 MPa，在20 ℃时中质原油密度0.9 g/cm3。

管道经济输液量：油田内部原油集输管道的液体流速宜为0.8～2.0 m/s，取液体流速的上限作为经济输量上限值。

结合油田管道负荷率实际生产情况，不同半径的管道日输液量取值见表1。管道保温方式采取30 mm 聚氨酯泡沫保温层，管道埋地敷设，埋地地层温度取4 ℃。未考虑管道输送过程中的高差、转弯及仪表配件等对输送流体的影响。

表1 不同半径的管道日输液量取值Tab.1 Value of daily infusion volume for pipelines with different radius

1.2 计算结果

管道输送含水率90%、95%的高含水原油，从不同黏度、不同管径、不同温度，不同气油比下计算最大集输半径[5-7]。含水率90%，气油比为5 时集输半径见表2。

表2 含水率90%、气油比为5 时集输半径Tab.2 Gathering and transportation radius at 90% of water content and gasoline ratio of 5

2 应用实例

2.1 实例规划

2.1.1 建设现状

大港某油田以2 座联合站为中心，建有7 座接转站。7 座接转站运行外输泵6 台，加热炉4 台，其中4 座接转站需外输加热。有2 座接转站采用电采暖，其余接转站采用燃气采暖。目前该油田所辖油井616 口，集输干线13 条，集输半径小于或等于4 km。接转站主体处理工艺：来液经分离缓冲罐进行气分离出的气供站内生活用气及外输，分离出的液经外输泵提升后输送至联合站处理[8-9]。接转站工艺流程见图1。

图1 接转站工艺流程Fig.1 Process flow of transfer station

2.1.2 存在的问题

1）油井集输距离短、接转站分布密集。某油田集输半径统计见图2，该油田接转站共7 座，且集输半径1.2～4.5 km，平均集输半径仅2.9 km。与其生产工况相近的另一油田，集输半径达8 km，且最远端油井井口回压1.09 MPa，远低于集输规范要求的常规抽油机井井口回压（1.5 MPa）。

图2 某油田集输半径统计Fig.2 Statistics of gathering and transportation radius in a certain oilfield

2）接转站作用小，生产贡献低。接转站外输泵压力分析见图3，接转站泵效分析见图4。通过对该油田接转站所需外输压力、接转站泵效进行为期一年运行工况分析可知，接转站所需外输压力偏低，0.2～0.38 MPa；整体泵效偏低，平均泵效31.38%，低于油田公司近三年平均泵效。

图3 接转站外输泵压力分析Fig.3 Pressure analysis of export pump at transfer station

图4 接转站泵效分析Fig.4 Pump efficiency analysis of transfer station

2.1.3 耗能工况

目前7 座接转站，年耗电178.32×104kWh，耗气858.736×104m3/d，优化员工62 人。输油单耗为37.8 kg/t(标煤)，输液单耗为2.78 kg/t(标煤)。

2.1.4 提升一级布站覆盖率

该油田平均原油黏度为220 MPa·s（50 ℃）和350 MPa·s（20 ℃），属于中质高含水率油田。下面以该油田某接转站为例进行模拟计算：

某接转站距离某联合站2.3 km，所辖油井61口，集油管道4 条。所辖油井产液量2 963 m3/d，产气量6 336 m3/d，含水率为94.8%，气油比为41，接转站外输温度40 ℃，原油黏度为220 MPa·s（50 ℃）和350 MPa·s（20 ℃）。4 条集油管道运行参数见表3。

表3 集油管道运行参数Tab.3 Gathering pipeline operating parameters

首先，这些管道集输半径均远远小于《油田地面工程建设规划设计规范》要求的“一般水驱接转站管辖油井的集输半径不宜小于5 km”的标准。其次，通过查表可以看出，该接转站集输半径远远小于理论半径，存在集输半径短、能耗高、布局不合理等问题，不能满足现阶段生产需求，存在可优化空间。

针对上述问题，对该接转站现状进行模拟计算[6-7]，发现取消该接转站完全满足生产需求，取消后集输半径最长为6.3 km，最远端井回压为1.016 MPa。

同理，对该油田其他6 座接转站进行查表、取消接转站模拟计算，最终结果为：可取消该油田6座接转站，停运输油泵6 台，停运加热炉4 台。

2.2 实施效果分析

目前，现场已成功实施停运3 座接转站。实施后，所辖油井回压上升符合预期（精度96% ），最高1.2 MPa，且油井产量稳中有升。集输系统输液单耗降低14%，输油单耗降低11.6%，一级布站率提升18.34%，最大集输半径达8.15 km，是优化前平均集输半径2.8倍。年可节电88×104kWh，可节气394×104m3/d，优化员工43 人，年创效1 300 万元。

待6 座接转站全部实施停运后，集输系统输液单耗将降低26.6%，输油单耗降低24.1%，一级布站率提升72.04%，年可节电166.46×104kWh，节气784.385×104m3/d，优化员工56 人，同时减少场地维护费、降低管道漏失率。全年总计创效将达到2 000 余万元。由此实例可以看出，一级布站优化后更加经济有效地指导了油田生产实践。某油田集输系统优化前后效果分析见图5。

该技术成果已在大港其他常规油气田成功应用并推广，完成成果转化，经济、社会效益显著。接下来将由常规油田向凝析油田、稠油油田进一步推广、实施，并完成效果评价。预计可进一步精简接转站20 座，减少39%，使大港油田整体一级布站覆盖率提升57%。

3 结论

要实现碳中和，能源消费端要做到开源节流。“开源”主要是提高清洁能源供给水平，“节流”则是降低能源消耗，所以节能才是能源消费革命的核心。

通过开展集输半径关键技术研究，利用该集输半径确定方法，高含水常规油气田通过查表即可选择所需的管道规格，而且相对手工的单点计算，管道全程模拟计算的结果更符合实际情况。亦可通过查表，结合接转半径初步判断现有接转站布局是否合理，进而判断哪些接转站存在可优化空间，更快捷、高效指导生产实践，有效提高优化效率和质量，高质量助推地面集输系统绿色低碳转型发展[10]。

大港某油田现场应用效果表明，该方法具有技术可行性和经济可行性，可以向其他油田推广应用，以大幅降低运行能耗，减少化石能源消耗，缩减劳动用工总量，节约土地资源，使地面系统提质增效工作更上新台阶。

同时，在工艺技术推广应用中，与新能源相结合，开辟节能降耗新路径。在工艺优化过程中，引用清洁能源光热、空气源热泵、绿电等新型工艺，替代能耗较高的电伴热、燃气加热等传统工艺，实现地面“绿色健身”，达到提质增效和提高“净能源”的综合效果，开启多能互补清洁生产新模式，形成绿色、高效的地面工艺系统。