韓超（大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠）

1 現(xiàn)狀

隨著油田多元開發(fā)，形成地面工程建設(shè)多種開發(fā)方式并舉格局，采出液處理難度越來越大，投資及成本控制難度也越來越大[1]。某油田2020年計(jì)劃年產(chǎn)液10 227×104t、年注水13 543×104m3，預(yù)計(jì)綜合能耗將達(dá)到48.17×104t(標(biāo)煤)以上，預(yù)測(cè)噸液綜合能耗將達(dá)到4.71 kg/t(標(biāo)煤)，節(jié)能形勢(shì)嚴(yán)峻。而近年來，油田地面系統(tǒng)配套實(shí)施節(jié)能措施，從設(shè)備優(yōu)化、電力系統(tǒng)優(yōu)化等方面降低生產(chǎn)運(yùn)行能耗[2]，但節(jié)能措施的挖潛空間越來越小，因此，為最大限度地節(jié)能降耗，提高老油田開發(fā)效益，根據(jù)各區(qū)域站內(nèi)站外設(shè)施與生產(chǎn)現(xiàn)狀，有針對(duì)性地開展了地面工程系統(tǒng)區(qū)域功能優(yōu)化改造[3]。一方面水驅(qū)站庫建于油田開采初期，密集、規(guī)模小、負(fù)荷低，聚驅(qū)站庫在開發(fā)中期建成，分布相對(duì)稀少、規(guī)模大、負(fù)荷波動(dòng)大[4]，改造水、聚驅(qū)轉(zhuǎn)油站過程中，由于聚驅(qū)轉(zhuǎn)油站油水分離、污水處理技術(shù)參數(shù)與水驅(qū)系統(tǒng)差異較大，在對(duì)兩座轉(zhuǎn)油站進(jìn)行完全合并中，需按聚驅(qū)參數(shù)進(jìn)行建設(shè)，以滿足高滲透油層污水處理需要，改造工程量大，投資高；另一方面集輸系統(tǒng)由于產(chǎn)油量下降，脫水站二段電脫水器運(yùn)行負(fù)荷較低，脫水站脫水加熱爐、外輸加熱爐等能耗設(shè)備較多。由于油田地面系統(tǒng)多年開發(fā)建設(shè)，導(dǎo)致地面系統(tǒng)眾多不適應(yīng)性，因此，在成本的把控上、工藝繁瑣程度的管控、工程量的把控等多個(gè)層面依舊要進(jìn)一步開展探究和討論[5]，這正是地面系統(tǒng)建設(shè)中充分考慮各項(xiàng)因素，實(shí)現(xiàn)頂層設(shè)計(jì)、源頭優(yōu)化、節(jié)能降本的關(guān)鍵所在。在油田規(guī)劃工作中，堅(jiān)持從油田生產(chǎn)實(shí)際出發(fā)，堅(jiān)持當(dāng)前與長遠(yuǎn)相結(jié)合，積極總體布局優(yōu)化，系統(tǒng)能力優(yōu)化，工藝技術(shù)簡(jiǎn)化等技術(shù)措施，從而滿足控制地面建設(shè)投資和運(yùn)行成本的需要[6]。

2 地面系統(tǒng)區(qū)域優(yōu)化節(jié)能方式

2.1 建設(shè)水聚驅(qū)雙流程站

轉(zhuǎn)油站具有承接油井井口的油氣水混合來液，進(jìn)行油氣水三相分離，實(shí)現(xiàn)原油與濕氣外輸?shù)年P(guān)鍵作用[7]。30#、31#轉(zhuǎn)油站地處同一區(qū)塊毗鄰建設(shè)，30#轉(zhuǎn)油站為聚驅(qū)轉(zhuǎn)油站，主要負(fù)責(zé)該區(qū)域聚驅(qū)油井的集輸處理任務(wù)。31#轉(zhuǎn)油站為水驅(qū)轉(zhuǎn)油站，主要負(fù)責(zé)該區(qū)域水驅(qū)油井的集輸處理任務(wù)。由于相距較近，規(guī)模偏小，在地面系統(tǒng)長遠(yuǎn)規(guī)劃中已安排合并改造，因此30#、31#轉(zhuǎn)油站不具備與其他相鄰站的合并優(yōu)化可能。

31#轉(zhuǎn)油站已連續(xù)運(yùn)行38 a，站內(nèi)容器設(shè)備、管線、閥門腐蝕老化嚴(yán)重，機(jī)泵排量不匹配，電器儀表損壞、功能不全。30#轉(zhuǎn)油站連續(xù)運(yùn)行25 a，站內(nèi)容器設(shè)備腐蝕老化嚴(yán)重，機(jī)泵運(yùn)行時(shí)間長，泵效低、能耗高、維修頻繁，外輸流量計(jì)頻繁故障，影響計(jì)量，2021年產(chǎn)能新增88口單管通球油井，需要配套摻水熱洗流程及站內(nèi)設(shè)施。綜合建設(shè)情況，基于聚驅(qū)處理負(fù)荷相對(duì)較高、水驅(qū)處理負(fù)荷相對(duì)較低的實(shí)際，統(tǒng)籌考慮平面布局、已建設(shè)施、設(shè)施相互備用等因素，確認(rèn)優(yōu)化思路：一是2座轉(zhuǎn)油站合并為1座水、聚驅(qū)雙流程轉(zhuǎn)油站；二是2座轉(zhuǎn)油站合并為1座轉(zhuǎn)油站，流程統(tǒng)一考慮；三是原址改造2座轉(zhuǎn)油站，并進(jìn)行分析對(duì)比，合并改造技術(shù)經(jīng)濟(jì)對(duì)比情況見表1。

綜合考慮工程投資、十年費(fèi)用現(xiàn)值、流程和布局、管理難度、系統(tǒng)運(yùn)行沖擊、低成本的油田開發(fā)形勢(shì)、產(chǎn)能開發(fā)安排等因素，確認(rèn)優(yōu)化方案為思路一。在此次集油工藝優(yōu)化調(diào)整工程中，將30#轉(zhuǎn)油站改為水、聚驅(qū)雙流程站，共節(jié)約占地面積3 500 m2，減少設(shè)備建設(shè)數(shù)量6臺(tái)，節(jié)省工程投資1 300萬元。

2.2 優(yōu)化脫水站

為解決油田生產(chǎn)高峰期后的脫水系統(tǒng)設(shè)施負(fù)荷下降、系統(tǒng)效率降低、運(yùn)行困難及負(fù)荷不平衡等問題，因此考慮結(jié)合生產(chǎn)運(yùn)行現(xiàn)狀及方向，適當(dāng)調(diào)整、優(yōu)化脫水系統(tǒng)[8]。Ⅲ#聯(lián)合站位于某油田北北塊二區(qū)，為多功能大型聯(lián)合站，是北北區(qū)塊的原油輸送樞紐及油、氣、水處理中心站場(chǎng)，包含采出液脫水、凈化油外輸、含油污水處理、集氣等功能。脫水系統(tǒng)工藝流程見圖1。

表1 合并改造技術(shù)經(jīng)濟(jì)對(duì)比情況Tab.1 Technical and economic comparison of combined transformation

圖1 脫水系統(tǒng)工藝流程Fig.1 Process flow of dehydration system

該聯(lián)合站于1983年建成投產(chǎn)，目前已運(yùn)行39 a，設(shè)施老化及不符合現(xiàn)行規(guī)范的安全隱患問題嚴(yán)重制約油田生產(chǎn)。近年來雖然加大了老油氣田改造力度，地面設(shè)施腐蝕老化程度有所減緩，但是，各類管道腐蝕結(jié)垢現(xiàn)象仍然嚴(yán)重，設(shè)備老化和超期服役存在著較大的安全生產(chǎn)隱患[9]，Ⅲ#聯(lián)合站通過安全風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估發(fā)現(xiàn)，在管道、設(shè)備、平面布置、輔助生產(chǎn)設(shè)施等方面存在33項(xiàng)安全隱患。

在優(yōu)化改造過程中，充分考慮聯(lián)合站的建設(shè)、運(yùn)行、消防及安防設(shè)施配備現(xiàn)狀，充分考慮開發(fā)預(yù)測(cè)安排、臨近脫水系統(tǒng)區(qū)域內(nèi)站間關(guān)系，結(jié)合該站所在區(qū)域布局情況，分析改造情況如下：

思路1：利用5#聯(lián)合站剩余能力將兩站完全合并，需將5#聯(lián)合站20 000 m3產(chǎn)水調(diào)至Ⅲ#污水站處理，需配套建設(shè)調(diào)水管道，增設(shè)調(diào)水泵，年增耗電154×104kWh，不僅增加調(diào)水投資，且液量由5#聯(lián)合站后再回調(diào)至Ⅲ#污水站，造成不必要的能源消耗。同時(shí)改造工程量大、整體投資高。

思路2：充分利用區(qū)域內(nèi)已建5#聯(lián)合站的剩余能力，將Ⅲ#聯(lián)合站與建5#聯(lián)合站進(jìn)行部分合并；取消Ⅲ#聯(lián)合站二段脫水工藝，將脫水站改為放水站，30%低含水油輸至5#聯(lián)合站二段工藝進(jìn)行處理，簡(jiǎn)化Ⅲ#聯(lián)合站脫水及污水處理工藝，降低建設(shè)項(xiàng)目投資及生產(chǎn)運(yùn)行費(fèi)用，消除安全隱患。

按照思路2改造后，Ⅲ#聯(lián)合站脫水系統(tǒng)由三段脫水工藝改為放水工藝，設(shè)計(jì)規(guī)模由3.75×104t/d縮減為2.1×104t/d，污水站由兩次過濾改為一次過濾工藝，設(shè)計(jì)規(guī)模由3.0×104m3/d縮減為2.5×104m3/d，利用5#聯(lián)合站的剩余能力將Ⅲ#聯(lián)合站降級(jí)為放水站，節(jié)省改造投資1 316.05萬元，年節(jié)約運(yùn)行費(fèi)用160.24萬元。

3 實(shí)施效果

以區(qū)域優(yōu)化節(jié)能思路為指引，油田地面集輸系統(tǒng)已優(yōu)化合并改造水驅(qū)站8座，核減水驅(qū)能力7.9×104t/d，新建聚驅(qū)站5座，增加聚驅(qū)能力7.3×104t/d，三元復(fù)合驅(qū)站1座，增加三元采出液處理能力0.54×104t/d，合并脫水站1座，核減脫水能力1.65×104t/d，滿足油田開發(fā)及站庫高效運(yùn)行要求，節(jié)省工程投資及生產(chǎn)運(yùn)行成本。

2021年，油田系統(tǒng)優(yōu)化新建10#聚驅(qū)轉(zhuǎn)油放水站，接收11#水驅(qū)轉(zhuǎn)油站液量，節(jié)省11#老站改造投資1 350萬元，年節(jié)省生產(chǎn)運(yùn)行成本123.27萬元。在陸續(xù)投產(chǎn)聚驅(qū)產(chǎn)能區(qū)塊5個(gè)、基建油井842口、建成產(chǎn)能50.5×104t情況下，油田地面系統(tǒng)持續(xù)優(yōu)化簡(jiǎn)化，預(yù)計(jì)可節(jié)約建設(shè)投資9 500萬元，節(jié)約運(yùn)行成本180萬元。

4 結(jié)論

面對(duì)提質(zhì)增效的任務(wù)形勢(shì)，地面規(guī)劃設(shè)計(jì)工作應(yīng)立足發(fā)揮源頭作用，以提高地面工程系統(tǒng)的適應(yīng)性為目的，以解決制約油田生產(chǎn)的疑難問題為重點(diǎn)，深入分析矛盾，合理安排投資，通過方案上優(yōu)化、工藝上簡(jiǎn)化的源頭優(yōu)化方式[10]，實(shí)現(xiàn)降低地面工程投資、提高地面工程系統(tǒng)運(yùn)行效率、降低生產(chǎn)能耗，在總結(jié)老油田優(yōu)化調(diào)整經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，總結(jié)今后在優(yōu)化調(diào)整工作中應(yīng)遵循的原則和方向。

一是節(jié)能的核心就是要抓住規(guī)模與效益，技術(shù)與效益，能耗與效益三者之間的關(guān)系。充分利用大區(qū)域優(yōu)化的思路，頂層設(shè)計(jì)、區(qū)域優(yōu)化的思維，分步驟實(shí)施。

二是工藝流程上，水、聚驅(qū)轉(zhuǎn)油站優(yōu)化調(diào)整，以聚驅(qū)與水驅(qū)系統(tǒng)能力相互利用為思路，合建雙流程轉(zhuǎn)油站，改造后，站內(nèi)加熱爐及天然氣處理設(shè)備均可實(shí)現(xiàn)共用，減少備用設(shè)備，降低工程投資。

三是脫水系統(tǒng)方面，對(duì)負(fù)荷率較低且周圍有依托的脫水站進(jìn)行優(yōu)化。對(duì)脫水站進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，有效提高負(fù)荷率及降低能耗，具有顯著的經(jīng)濟(jì)效益。由于兩座脫水站完全合并，大多存在擴(kuò)改建難度大、調(diào)水能源浪費(fèi)、改造工程量大、投資高等問題，因此脫水站的區(qū)域優(yōu)化以改為放水站優(yōu)化方式為主，對(duì)所依托的脫水站進(jìn)行少量或不需擴(kuò)建。