油田集輸系統(tǒng)區(qū)域優(yōu)化對策探討

李 佳

中國石化勝利油田河口采油廠，山東東營 257200

在油田開發(fā)的中后期階段，隨著采油技術(shù)的不斷更新，一些難動用、低品位區(qū)塊的開采程度不斷加深，加之一些提液開采措施的應(yīng)用，各油區(qū)呈現(xiàn)出含水高、液量大、油品差等特點。以勝利油田某采油廠為例：在部分中、低滲及稀油區(qū)塊，集輸站/庫（以下簡稱集輸站）的平均含水率超過75%；在部分高滲稠油、超稠油區(qū)塊，平均含水率甚至超過97%。集輸站進站液量大、含水高，往往造成區(qū)域產(chǎn)液量分布不均、處理能力不匹配、產(chǎn)液重復(fù)處理等問題；因此，結(jié)合現(xiàn)場實際，組織開展油田集輸系統(tǒng)區(qū)域優(yōu)化運行研究，實現(xiàn)區(qū)域能力匹配、集輸處理質(zhì)量和效率提高，是今后油田生產(chǎn)面臨的重要課題。本文以勝利油田某采油廠生產(chǎn)運行為例，開展集輸系統(tǒng)區(qū)域優(yōu)化運行模式探討。

1 集輸系統(tǒng)主要工藝

勝利油田某采油廠，由于油區(qū)布局較分散，整體面積較大，主要采取“計量站→聯(lián)合站”的二級布站或“計量站→接轉(zhuǎn)站→聯(lián)合站”的三級布站運行模式[1]。各區(qū)域計量站、接轉(zhuǎn)站將采出液轉(zhuǎn)輸至聯(lián)合站；各聯(lián)合站處理合格的采出水回注，分離后的原油經(jīng)管道轉(zhuǎn)輸至下一站點；原油集中至首站處理后外輸交接點。該采油廠主要集輸站的布局如圖1所示。

圖1 某采油廠主要集輸站/庫布局

由圖1可看出，該采油廠主要產(chǎn)油區(qū)域間跨度遠(yuǎn)，轉(zhuǎn)輸距離長。其中，處在下游的部分聯(lián)合站既要擔(dān)負(fù)上游站庫來油處理轉(zhuǎn)輸任務(wù)，又要承擔(dān)本區(qū)域油田產(chǎn)液處理任務(wù)。

2 區(qū)域集輸系統(tǒng)主要矛盾

隨著油田開發(fā)進入中后期，產(chǎn)液量逐漸增加，含水率不斷升高，原油產(chǎn)量逐步下降，區(qū)域內(nèi)集輸站的處理能力、處理工藝將逐步顯現(xiàn)不匹配、不適應(yīng)等情況，需要對存在問題進行分析，提出針對性的優(yōu)化調(diào)整方案。本文以某采油廠為例，對油田開發(fā)中后期區(qū)域集輸系統(tǒng)的主要矛盾進行分析。

2.1 區(qū)域產(chǎn)液處理布局不合理

在油田開發(fā)過程中，通常采取“先易后難、逐步擴展”的方式進行，各集輸站的建設(shè)則圍繞油田開發(fā)現(xiàn)狀布局，并根據(jù)適當(dāng)?shù)囊?guī)劃確定處理規(guī)模。隨著區(qū)塊開發(fā)的深入以及新區(qū)塊的發(fā)現(xiàn)與開發(fā)，地面集輸站也隨之增加或改擴建。由于地面集輸系統(tǒng)建設(shè)的相對滯后，在油田區(qū)域內(nèi)部集輸系統(tǒng)會出現(xiàn)運行能力不匹配、“舍近求遠(yuǎn)”等問題，既不利于保障站庫的處理效果，又增加了系統(tǒng)能耗。

以該采油廠南部區(qū)域一油田為例，該油田區(qū)域內(nèi)目前共建有2座接轉(zhuǎn)站、2座聯(lián)合站以及2座注水站。該油田區(qū)域內(nèi)主要集輸與注水站庫布局關(guān)系如圖2所示。

圖2 某采油廠南部油田主要集輸與注水站庫布局關(guān)系

該油田屬稠油油田，采取“先易后難”的開發(fā)思路，初期主要以聯(lián)合站7所在的油田北部區(qū)域（油品性質(zhì)相對較好）為主，隨著“三采”技術(shù)的應(yīng)用和難動用儲量的開發(fā)，油田逐步向南部擴展，開發(fā)規(guī)模不斷增加。隨著油田的不斷開發(fā)，集輸站隨之建設(shè)，其建設(shè)由早期至晚期按先后的順序為聯(lián)合站7→接轉(zhuǎn)站2→聯(lián)合站8→接轉(zhuǎn)站1。因此，形成了如圖2中所示的“舍近求遠(yuǎn)”問題：即接轉(zhuǎn)站2、聯(lián)合站8距所在的該油田南部區(qū)域距離較近，但是接轉(zhuǎn)站2產(chǎn)液卻遠(yuǎn)距離輸送至聯(lián)合站7處理，處理后采出水在其附近的注水站1回注，造成接轉(zhuǎn)站轉(zhuǎn)輸能耗較高。

隨著油田開發(fā)不斷深入，該油田的產(chǎn)液量逐步增加，目前聯(lián)合站7進站液量（約19 000 m3/d）超過其設(shè)計處理能力（18 000 m3/d），導(dǎo)致該站處理設(shè)備超負(fù)荷運轉(zhuǎn)，外輸水質(zhì)不穩(wěn)定。

由于注水站2附近注水壓力為10.1 MPa，低于注水站1附近的注水壓力13.9 MPa，接轉(zhuǎn)站2附近產(chǎn)水轉(zhuǎn)至陳莊注水站1回注，也造成了回注水運行不經(jīng)濟，單耗高等問題。

2.2 區(qū)域來液存在重復(fù)處理

為保證整體交油質(zhì)量指標(biāo)合格，對各級聯(lián)合站的外輸指標(biāo)均制定控制標(biāo)準(zhǔn)，一般對下一級聯(lián)合站的外輸指標(biāo)控制較上一級聯(lián)合站要求更為嚴(yán)格。為保障外輸油質(zhì)量合格，在下游站庫的處理工藝上，一般對上級站庫來油與本站來液同時處理，存在著一定的重復(fù)處理問題，不利于區(qū)域整體的處理成本降低和效率提升。

以某采油廠北部一油區(qū)為例，該油區(qū)內(nèi)有聯(lián)合站1、聯(lián)合站2等2座聯(lián)合站，其布局如圖1所示。在該油區(qū)內(nèi)，聯(lián)合站1處理后的凈化油轉(zhuǎn)輸至聯(lián)合站2，聯(lián)合站2接收聯(lián)合站1來油及周邊計量站來液，一同處理后的凈化油再轉(zhuǎn)輸至聯(lián)合站3進行下步處理及轉(zhuǎn)輸。該油田區(qū)域內(nèi)站庫的主要處理參數(shù)如表1所示。

表1 某采油廠北部油區(qū)站庫主要處理參數(shù)

由于含蠟較高，聯(lián)合站2外輸油的析蠟點為40℃，且該站外輸油管道長度超過31 km（管徑DN200），在18.2 km處設(shè)置中間加熱點一處，溫升約5～10℃。經(jīng)水力熱力計算，結(jié)合生產(chǎn)運行實際，冬季聯(lián)合站2外輸液量不應(yīng)低于950 m3/d。隨著油區(qū)產(chǎn)能的逐步降低，為保證聯(lián)合站2的長距離外輸管道平穩(wěn)運行，防止凍凝事故發(fā)生，常常需要對凈化油再摻水外輸，一般采取分時段油水切換外輸或連續(xù)摻水外輸兩種模式。

摻水后再外輸?shù)哪Ｊ綄?dǎo)致外輸油進入下游站庫后，還需要再進行脫水處理，造成油氣處理資源浪費、處理成本升高，同時上游站庫仍需保留完善的處理工藝設(shè)施及相應(yīng)的崗位工作人員，增加設(shè)備設(shè)施的維護費用及人力資源。

3 集輸系統(tǒng)區(qū)域優(yōu)化運行對策

針對上述集輸系統(tǒng)主要矛盾，應(yīng)根據(jù)油田區(qū)域內(nèi)部及油田間集輸站的處理能力、工藝等實際情況，從整體出發(fā)統(tǒng)籌考慮，制定合理的優(yōu)化對策。一是注重“注、采、輸”通盤考慮，合理優(yōu)化區(qū)域集輸布局，降低系統(tǒng)總體能耗；二是突出“油集中、水分區(qū)”總體思路，合理優(yōu)化各級站庫的處理工藝及成本投入重點，減少重復(fù)處理液量，降低整體處理成本。

3.1 優(yōu)化區(qū)域集輸系統(tǒng)總體布局

優(yōu)化區(qū)域集輸系統(tǒng)總體布局就是通過合理分配站庫處理液量，保證集輸站采出液處理設(shè)計規(guī)模與實際處理能力相匹配，同時選取最優(yōu)集輸路由，實現(xiàn)站場利用率最大化、內(nèi)部輸送能耗最小化[2]。

仍以圖2所示某采油廠南部油田為例，聯(lián)合站8設(shè)計處理能力為24 000 m3/d，目前處理量為8 100 m3/d；接轉(zhuǎn)站2設(shè)計處理能力為4 000 m3/d，目前進站液量為2100m3/d，外輸液量為1 200 m3/d，周邊區(qū)塊集油系統(tǒng)摻水量900 m3/d；聯(lián)合站7進站液量超設(shè)計處理規(guī)模約1 000 m3/d。

目前，接轉(zhuǎn)站2與聯(lián)合站8之間已建有6座計量站（總產(chǎn)液量1 700 m3/d），集油管道進入聯(lián)合站8，集油布局見圖3。結(jié)合聯(lián)合站8周邊產(chǎn)液規(guī)模預(yù)測，并對現(xiàn)有集油干線（管徑DN200）進行水力、熱力計算校核，進而采取新建接轉(zhuǎn)站2至計量站2之間的集油干線（如圖3中虛線所示，管徑DN200），連通接轉(zhuǎn)站2至聯(lián)合站8集油流程，將接轉(zhuǎn)站2外輸液量轉(zhuǎn)輸至聯(lián)合站8處理，增加的采出水由聯(lián)合站8附近的注水站2回注。

圖3 聯(lián)合站8周邊集油系統(tǒng)布局

經(jīng)過改造，聯(lián)合站7處理液量降至17800m3/d，聯(lián)合站8處理液量上升至9 300 m3/d，兩座聯(lián)合站的設(shè)計處理規(guī)模均能保障穩(wěn)定生產(chǎn)，實現(xiàn)區(qū)域采出液與處理能力平衡。

在經(jīng)濟效益方面，由于接轉(zhuǎn)站2外輸距離變短，沿程的壓力損失降低，管道輸送起點壓力由1.24 MPa降至1.03 MPa，每年可節(jié)約輸送電力消耗4.5×104kW·h。注水壓力由注水站1的13.9 MPa降至注水站2的10.1 MPa，每年可節(jié)約注水耗電71.24×104kW·h。

另外，管道的距離縮短，可有效節(jié)約管道的運行維護費用，管道的運行管理難度也進一步降低。

3.2 優(yōu)化簡化上游站庫處理工藝

優(yōu)化簡化部分站庫的處理工藝就是結(jié)合油田開發(fā)中后期含水升高、油量降低等因素，通過適當(dāng)減少上游站庫的原油處理設(shè)施，簡化工藝流程，實現(xiàn)原油的區(qū)域集中精細(xì)處理，實現(xiàn)規(guī)?；膬r值，進一步降低整體處理成本。

以某采油廠北部油區(qū)為例（圖1中聯(lián)合站1、聯(lián)合站2、聯(lián)合站3所在區(qū)域），由于進入開發(fā)中后期，聯(lián)合站2除去聯(lián)合站1來油外，本區(qū)域采出液含水已超過83%，聯(lián)合站1采出液含水也超過77%，由于沒有新增開發(fā)區(qū)塊，總體產(chǎn)油量也在逐年下降。

三座聯(lián)合站均采用“三相分離器分離+大罐熱化學(xué)（藥劑）沉降”原油處理工藝，其中：

聯(lián)合站1原油的主要處理工藝為：井排來液→一級三相分離器→二級三相分離器→外輸緩沖罐→外輸。

聯(lián)合站2原油的主要處理工藝為：井排來液→三相分離器→一級沉降罐→凈化油罐→外輸。

聯(lián)合站3原油主要處理工藝為：井排來液→三相分離器→（混合聯(lián)合站2來油）一級沉降罐→二級沉降罐→凈化油罐→外輸。

三座站庫均具有相應(yīng)的采出水處理工藝，滿足本區(qū)域采出水回注指標(biāo)。

結(jié)合聯(lián)合站2至聯(lián)合站3輸油管道運行情況，在輸量1 000 m3/d的情況下，外輸含水率約為18%。由于是稀油站庫，聯(lián)合站2三相分離器出油含水率一般為10%～20%。因此，可對聯(lián)合站2原油處理流程進一步優(yōu)化簡化，減少沉降罐的使用，三相分離器出油可直接進入外輸緩沖罐外輸運行，原油集中在聯(lián)合站3進行進一步精細(xì)化處理[3]。

改造后，聯(lián)合站2在保證管道平穩(wěn)運行的情況下，可減少一級處理設(shè)備，運行工藝改為：井排來液→三相分離器→外輸緩沖罐→外輸[4]。每年可減少破乳劑用量21.6 t，節(jié)約了運行成本。

同時，借助工業(yè)自動化、信息化技術(shù)的應(yīng)用，在今后的生產(chǎn)優(yōu)化過程中，可對部分聯(lián)合站的原油處理部分進一步優(yōu)化，探索部分上游站庫原油處理“零庫存、全自動”運行模式，進一步簡化處理工藝，減少人工成本。

例如，可在有條件的站庫嘗試取消沉降罐，僅保留事故罐，將運行流程改為“三相分離器分離+外輸”模式，通過液位、界面、壓力、溫度等自控儀表及工業(yè)自動控制系統(tǒng)，實現(xiàn)原油處理工藝的全自動運行且工藝流程全密閉[5]。這種運行模式具有原油站庫安全風(fēng)險低、環(huán)保零排放、精準(zhǔn)化自動控制等優(yōu)點，甚至能夠?qū)崿F(xiàn)原油處理過程無人值守，進一步降低集輸站的安全環(huán)保風(fēng)險和整體能耗水平。

4 結(jié)論

油田進入開發(fā)中后期時，通過對區(qū)域集輸系統(tǒng)所遇到的不平衡、不節(jié)能等矛盾問題進行分析，說明要著眼全局，從區(qū)域整體的能耗分析上進行優(yōu)化改進。通過合理優(yōu)化區(qū)域集輸系統(tǒng)布局，優(yōu)化簡化上游站庫的原油處理工藝，深化自動化、信息化技術(shù)的應(yīng)用，可有效保障區(qū)域集輸系統(tǒng)處理能力的平衡，有效降低“注、采、輸”整體運行能耗，對降低油田高含水期開發(fā)成本具有一定的指導(dǎo)意義。