某特低渗透油田地面系统优化效果分析

刘吉云 梁文义 万江 吴朋兵 刘谨瑞 王彩凤 李明迪 刘冰

1大庆油田有限责任公司第十采油厂工艺研究所

2大庆油田有限责任公司第十采油厂机关

3大庆炼化公司电仪运行中心

为了加快以油气生产物联网（A11）为核心的数字化建设，满足智慧油田的建设需要，开展了某低渗透油田地面系统大调查，排查产量低、无治理潜力以及待报废的井、站，结合产能预测，对地面系统进行优化调整，采取“核减、合并、降级”等措施，优化系统布局，精简站场规模及数量，固化数字化的实施对象。

1 建设现状

某油田于1986 年投入开发，地面工程规模按200×104t 进行配套建设。随着油田的深入开发，老区块产量不断递减，新区块产能接替补充，地面开发形式不断变化。36 年间，地面系统建成投产转油站、脱水站、水处理站、注水站等完善的地面配套设施，可满足油田生产需要。

站外集油系统以环状掺水流程为主，另有少量的双管掺水流程及电伴热集油、井场储油罐拉油流程；站外注水系统以单干管多井配水工艺为主，部分外围零散区块采用单干管单井配水。

2 存在问题

2.1 系统负荷率低

依据开发预测，2023 年至2026 年期间，随着年产油量的下降，各系统负荷率逐渐降低，其中转油系统负荷率小于30%，处于经济开发的下限。油田各系统负荷率预测见表1。

表1 油田各系统负荷率预测Tab.1 Prediction of load rates for various systems in the oilfield

2.2 设施腐蚀老化严重

油田至今已运行36 年，设施腐蚀老化问题日益严重。使用年限超过20 年的脱水站、转油站占78.26%，水质处理站占50%，注水站占66.67%，站外埋地管道与37.07%。由于每年老区改造资金投入有限，设施更新改造力度不够，造成大部分设施故障率高、效率低、能耗大。2021 年，管道综合失效率0.376次/(km·a)，高于油田其他采油厂。

2.3 高耗能设备多

在老油田区块，由于开发时间较早，目前油田还存在一定数量的二合一、离心注水泵等高耗能设备，型号陈旧，急需更换。

在外围零散区块，由于油井分布零散、系统依托差，从2000 年开始，大力推广电伴热集输工艺，具有建设速度快、启停灵活、基建投资低等技术优势。电热带主要有3 种形式，即普通电热带、智能光纤电伴热带、集肤效应（电磁感应）电伴热带。从运行实际情况看，存在能耗高、故障率高、维修难度大等特点。

2.4 安全环保隐患多

油田开发较早，站库平面布置、站内工艺、设备安装等方面仅满足当时规范、标准的要求。随着国家新的标准、规范颁布，各系统安全、环境方面的隐患逐渐出现。

如GB 50183—1993《石油天然气工程设计防火规范》规定，五级站场的水套炉与油泵、油泵房、阀组间距离10 m[1]，而GB 50183—2004《石油天然气工程设计防火规范》要求，五级站场的水套炉与甲A类油泵、油泵房、阀组间距离15 m，与甲B 类、乙类油泵、油泵房、阀组间距离10 m[2]。目前，现场部分加热炉位置不符合现有规范的距离要求。

随着GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》颁布，对挥发性有机物排放提出了控制要求[3]。目前，油田外围零散区块使用的井场拉油罐均为常压容器，存在天然气排放点，不符合环保要求。

3 优化简化成果

从2005 年开始，积极采用新工艺、新技术，结合产能预测，优化简化地面系统，解决系统负荷率低、设备设施腐蚀老化等问题，使老区改造效益最大化。

3.1 开发外围零散小区块

油田某区域包括4个相临小区块，如果按单个区块开发立项，地面工程只能采取零散拉油方式，地面系统建设难度大、投资高、经济评价困难。

经请示上级相关部门，将4个跨年区块合并为一个项目，形成一定规模，整体建设，将常规拉油工艺改造为管道输送，年节约拉运费用255万元。

3.2 调整集油管网

针对站外集油管网腐蚀穿孔严重，双管掺水流程井掺水量大、能耗高，油井转注、转提捞、油井报废后无效集油管道相对过长的问题，2005 年以来，通过产量预测，借助产能、老区改造项目，逐步将双管掺水流程井改造为环状掺水流程，同时考虑油井转注、转提捞、报废及管道腐蚀等问题，重新布环，优化管网路由，最大限度缩短站外集油管网长度。共缩短集油管道300 km，平均单井掺水量从2005年的0.85 m3/h下降到目前的0.45 m3/h，下降47%，节能效果明显。

3.3 改造低效阀组间（计量间）

随着油井产量的递减，将不出油井关井，低产井转提捞，部分计量站的实际开井数已下降到3～4 口，产液量≤5 t/d，形成了低效计量站。1999—2005 年间，采用就近挂接的原则，共取消低效计量站17座，改造油井124口，其中抽油机井改提捞42口，关井63口，老井改进其他计量站19口，全厂平均掺水量下降1 900 m3/d，分流转岗员工17人。

3.4 调整改造转油站

随着提捞采油井的增多和低效计量站的改造，油井产液的流向也发生了较大的变化，部分转油站、脱水站负荷率持续降低。如某转油站，最多时管辖计量站5 座，油井79 口，日产油173 t，2000年，仅剩余计量站1座，抽油机15口，转油站的负荷率已≤10%，因此予以优化调整[4]。

自2002 以来，共关停低效转油站5 座，其中3 座转油站所辖计量间就近调头进入附近转油站，2 座转油站站外油井整体转提捞井。共分流转岗员工75 人，转油站系统负荷率从24.09%提高到28.49%，年可节气183×104m3。

对低效计量站和转油站的调整改造，完全依托已建的地面建设系统[5]。该改造充分利用了抽油机井井口回压提升余地较大的优势，将井口回压最大提升到1.0 MPa 左右，集油半径扩大到5 km 左右。对部分超远距离的油井，适当放宽提捞采油的经济界限至0.9 t/d，采用提捞方式开采。

3.5 调整改造脱水站

脱水站A 于1992 年建成投产，距脱水站B 约500 m。脱水站1站内有游离水脱除器3台，电脱水器3 台，外输泵3 台，加热炉3 台，一段、二段设计处理能力分别为10 500 t/d、4 000 t/d，负荷率分别为17.6%、12.0%。根据总体规划，2003—2004年，对脱水站B各系统进行了更新维护，2004年将脱水站A改为集油阀组间，其所属3座转油站原油直接进脱水站B进行分离脱水。共分流转岗员工15人，脱水站B 系统负荷率从15.77%提高到19.64%，年节电52.56×104kWh，年可节气55×104m3。

3.6 改造转油站取消大站供水流程

投产初期，区块产液含水低，转油站三合一放水不能满足站外系统掺水需要，因此某油田的转油站均设置大站供水流程，通过脱水站给转油站供污水。随着区块产液含水升高，大站供水流程已失去意义[6]。2002年以来，借外输管道腐蚀老化更换的时机，取消5座转油站的大站供水流程，同时对外输管道管道进行缩径更换。改造后，5座站合计减少循环供水量1 450 m3/d。

3.7 调整改造处理站和注水站

随着油田开发，区块注水需求发生变化，结合产能预测、站库分布和设备完好程度，共关停水质处理站3座，注水站4座，节约人员用工80人，年节电547.50×104kWh。

3.8 加快数字化建设

2011 年，某采油厂试点联合站集中监控改造，通过运行摸索、总结经验，形成了以“生产过程集中监控、生产数据逐级上传”的数字化建设思路。“十二五”至“十三五”期间，通过产能建设、老区改造等资金渠道，重点安排8项生产单元数字化建设，完成抽油机井数字化改造1 066 口，小型站场数字化改造303座，大中型站场数字化改造5座，初步形成了“站内生产集中监控、小型站场无人值守”的数字化建设模式。

4 下一步优化措施

针对目前地面系统存在问题，将采用新工艺、新技术，结合开发预测，继续开展地面系统优化简化工作。

4.1 新工艺、新技术的应用

（1）应用非金属电加热管。针对已建电热带能耗高、故障率高的问题，推广使用高密度聚乙烯电加热装置。该装置是一种新型的电加热设备，电热管由内衬层、绝热层、增强层和外保护层构成，电加热线缠绕在内衬层与绝热层之间，信号线缠绕在增强层和外保护层之间[7-8]。内衬层流动阻力小，防结蜡、结垢，具有一定的刚性，可保持管线圆柱状结构不变形。电加热线、信号线嵌固在管壁内，并采用缠绕式敷设，避免线缆受到拉应力后折断，延长使用寿命，降低后期维护成本。复合管内外层为耐热聚乙烯（PERT-Ⅱ）材质，增强层为玻璃纤维（Glass Fiber）材质，均具有良好的绝缘性能和抗腐蚀性能，使用寿命大于20 年。与其他加热设备相比，该装置一次性投入较高，但使用寿命长，后期维护费用低。

（2）应用井场多功能井场储油罐。常压井场储油罐散发的油气，满足不了《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》的要求。通过调研，推广使用“九合一”多功能井场储油罐，该储油罐集落地安装、密闭装车、自动点火、自动熄火、自动控温、自动控压、自动火炬燃烧、自动超压放空、数据自动上传等九项功能于一体，与常规的分散集气、集中处理方式相比，简化了工艺流程，减少设备占地面积，可以工厂预制，加快建设速度，实现天然气“零”排放。

（3）应用管道区域阴极保护系统。针对埋地管道腐蚀穿孔严重的问题，逐步完善阴极保护系统，有效延缓管道腐蚀老化情况。对重要管道安装在线腐蚀检测仪，检测管道运行情况，及时发现问题、解决问题。

（4）应用大排量高压柱塞泵。针对注水站已建离心泵故障率高、效率低的问题，推广使用大排量柱塞泵[9-10]。2018 年开始在在某注水站试验应用大排量柱塞泵，泵额定压力17 MPa、流量105 m3/h，电机额定功率630 kW。至今泵机组运行稳定可靠、效率高，泵实际出口压力16.2 MPa、日均注水量2 545 m3/d，泵效92.1%、泵水单耗5.6 kWh/m3，与离心注水泵相比，泵水单耗降低3%左右。

4.2 低效站、间调整改造

通过现状调查，结合开发预测，仍有部分集油阀组间、配水间、转油站负荷率低，可实施降级、合并等改造措施。

4.3 数字化设备的应用

根据《某油田油气生产物联网建设工程实施方案》，2023 年将按照“先优化调整，后数字化建设”的思路，开展井、间、站的数字化建设。新建大中型站场站间传输光缆，新建井、间WIA-FA无线传输、视频监控系统等设施，配套建设作业区管理中心。

4.4 效果预测

通过以上系统优化措施，年可节约设备维修维护费用400×104元，节电2 100×104kWh，节气1 500×104m3。共优化人员用工88人，年节约人员工资1 320×104元。总节约费用5 503万元。

5 结束语

（1）系统优化调整要坚持与设施更新维护相结合，提高老区改造经济效益。过去老区改造主要是对腐蚀老化的设施进行更换，在投资紧张的情况下，难以彻底解决问题。通过系统优化调整与更新维护相结合，在已建设施能满足开发需要的前提下，适当关停、合并低负荷、腐蚀老化严重的站及设施，可降低更新维护费用，提高系统运行负荷，降低生产运行能耗及生产成本，使得老油田的改造更有价值。

（2）坚持系统优化调整与科技进步相结合的原则，加强新技术推广与数字化建设，保证系统优化调整效果。优化调整过程中，加强调研及科研攻关，优先采用成熟技术。坚持“先优化简化后数字化”的建设模式，通过优化数字化建设对象，进一步控制建设投资。

（3）坚持系统优化调整与中长期规划方案相结合的原则，坚持“地上地下一体化”，总体规划，分步实施，适时调整。系统优化调整，可提高已建地面系统的负荷率，有效降低原油生产成本和设备维修费用。但由于油田开发在一定程度上具有不确定性，油田开发方案随着技术的发展可能需要适时调整。因此，系统优化调整必须密切结合开发、采油的调整情况总体规划，分步实施，适时调整。

（4）系统优化调整在满足生产管理要求的情况下，要敢于打破常规的管理模式。转油、脱水站的合并改造可能涉及到油田内部各小队的分产问题，因此建议在脱水站调整改造时采用计量精度较高的计量仪表进行分队计量。

在低效计量站、低效转油站调整改造时，为减少热力和水力损失，应打破各小队分界的局限，采用就近原则，保证调头的油井、计量站以最小的集油管径、最短的集输距离进入系统。