劉吉云 梁文義 萬江 吳朋兵 劉謹瑞 王彩鳳 李明迪 劉冰

1大慶油田有限責任公司第十采油廠工藝研究所

2大慶油田有限責任公司第十采油廠機關

3大慶煉化公司電儀運行中心

為了加快以油氣生產(chǎn)物聯(lián)網(wǎng)（A11）為核心的數(shù)字化建設，滿足智慧油田的建設需要，開展了某低滲透油田地面系統(tǒng)大調(diào)查，排查產(chǎn)量低、無治理潛力以及待報廢的井、站，結(jié)合產(chǎn)能預測，對地面系統(tǒng)進行優(yōu)化調(diào)整，采取“核減、合并、降級”等措施，優(yōu)化系統(tǒng)布局，精簡站場規(guī)模及數(shù)量，固化數(shù)字化的實施對象。

1 建設現(xiàn)狀

某油田于1986 年投入開發(fā)，地面工程規(guī)模按200×104t 進行配套建設。隨著油田的深入開發(fā)，老區(qū)塊產(chǎn)量不斷遞減，新區(qū)塊產(chǎn)能接替補充，地面開發(fā)形式不斷變化。36 年間，地面系統(tǒng)建成投產(chǎn)轉(zhuǎn)油站、脫水站、水處理站、注水站等完善的地面配套設施，可滿足油田生產(chǎn)需要。

站外集油系統(tǒng)以環(huán)狀摻水流程為主，另有少量的雙管摻水流程及電伴熱集油、井場儲油罐拉油流程；站外注水系統(tǒng)以單干管多井配水工藝為主，部分外圍零散區(qū)塊采用單干管單井配水。

2 存在問題

2.1 系統(tǒng)負荷率低

依據(jù)開發(fā)預測，2023 年至2026 年期間，隨著年產(chǎn)油量的下降，各系統(tǒng)負荷率逐漸降低，其中轉(zhuǎn)油系統(tǒng)負荷率小于30%，處于經(jīng)濟開發(fā)的下限。油田各系統(tǒng)負荷率預測見表1。

表1 油田各系統(tǒng)負荷率預測Tab.1 Prediction of load rates for various systems in the oilfield

2.2 設施腐蝕老化嚴重

油田至今已運行36 年，設施腐蝕老化問題日益嚴重。使用年限超過20 年的脫水站、轉(zhuǎn)油站占78.26%，水質(zhì)處理站占50%，注水站占66.67%，站外埋地管道與37.07%。由于每年老區(qū)改造資金投入有限，設施更新改造力度不夠，造成大部分設施故障率高、效率低、能耗大。2021 年，管道綜合失效率0.376次/(km·a)，高于油田其他采油廠。

2.3 高耗能設備多

在老油田區(qū)塊，由于開發(fā)時間較早，目前油田還存在一定數(shù)量的二合一、離心注水泵等高耗能設備，型號陳舊，急需更換。

在外圍零散區(qū)塊，由于油井分布零散、系統(tǒng)依托差，從2000 年開始，大力推廣電伴熱集輸工藝，具有建設速度快、啟停靈活、基建投資低等技術優(yōu)勢。電熱帶主要有3 種形式，即普通電熱帶、智能光纖電伴熱帶、集膚效應（電磁感應）電伴熱帶。從運行實際情況看，存在能耗高、故障率高、維修難度大等特點。

2.4 安全環(huán)保隱患多

油田開發(fā)較早，站庫平面布置、站內(nèi)工藝、設備安裝等方面僅滿足當時規(guī)范、標準的要求。隨著國家新的標準、規(guī)范頒布，各系統(tǒng)安全、環(huán)境方面的隱患逐漸出現(xiàn)。

如GB 50183—1993《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》規(guī)定，五級站場的水套爐與油泵、油泵房、閥組間距離10 m[1]，而GB 50183—2004《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》要求，五級站場的水套爐與甲A類油泵、油泵房、閥組間距離15 m，與甲B 類、乙類油泵、油泵房、閥組間距離10 m[2]。目前，現(xiàn)場部分加熱爐位置不符合現(xiàn)有規(guī)范的距離要求。

隨著GB 39728—2020《陸上石油天然氣開采工業(yè)大氣污染物排放標準》頒布，對揮發(fā)性有機物排放提出了控制要求[3]。目前，油田外圍零散區(qū)塊使用的井場拉油罐均為常壓容器，存在天然氣排放點，不符合環(huán)保要求。

3 優(yōu)化簡化成果

從2005 年開始，積極采用新工藝、新技術，結(jié)合產(chǎn)能預測，優(yōu)化簡化地面系統(tǒng)，解決系統(tǒng)負荷率低、設備設施腐蝕老化等問題，使老區(qū)改造效益最大化。

3.1 開發(fā)外圍零散小區(qū)塊

油田某區(qū)域包括4個相臨小區(qū)塊，如果按單個區(qū)塊開發(fā)立項，地面工程只能采取零散拉油方式，地面系統(tǒng)建設難度大、投資高、經(jīng)濟評價困難。

經(jīng)請示上級相關部門，將4個跨年區(qū)塊合并為一個項目，形成一定規(guī)模，整體建設，將常規(guī)拉油工藝改造為管道輸送，年節(jié)約拉運費用255萬元。

3.2 調(diào)整集油管網(wǎng)

針對站外集油管網(wǎng)腐蝕穿孔嚴重，雙管摻水流程井摻水量大、能耗高，油井轉(zhuǎn)注、轉(zhuǎn)提撈、油井報廢后無效集油管道相對過長的問題，2005 年以來，通過產(chǎn)量預測，借助產(chǎn)能、老區(qū)改造項目，逐步將雙管摻水流程井改造為環(huán)狀摻水流程，同時考慮油井轉(zhuǎn)注、轉(zhuǎn)提撈、報廢及管道腐蝕等問題，重新布環(huán)，優(yōu)化管網(wǎng)路由，最大限度縮短站外集油管網(wǎng)長度。共縮短集油管道300 km，平均單井摻水量從2005年的0.85 m3/h下降到目前的0.45 m3/h，下降47%，節(jié)能效果明顯。

3.3 改造低效閥組間（計量間）

隨著油井產(chǎn)量的遞減，將不出油井關井，低產(chǎn)井轉(zhuǎn)提撈，部分計量站的實際開井數(shù)已下降到3～4 口，產(chǎn)液量≤5 t/d，形成了低效計量站。1999—2005 年間，采用就近掛接的原則，共取消低效計量站17座，改造油井124口，其中抽油機井改提撈42口，關井63口，老井改進其他計量站19口，全廠平均摻水量下降1 900 m3/d，分流轉(zhuǎn)崗員工17人。

3.4 調(diào)整改造轉(zhuǎn)油站

隨著提撈采油井的增多和低效計量站的改造，油井產(chǎn)液的流向也發(fā)生了較大的變化，部分轉(zhuǎn)油站、脫水站負荷率持續(xù)降低。如某轉(zhuǎn)油站，最多時管轄計量站5 座，油井79 口，日產(chǎn)油173 t，2000年，僅剩余計量站1座，抽油機15口，轉(zhuǎn)油站的負荷率已≤10%，因此予以優(yōu)化調(diào)整[4]。

自2002 以來，共關停低效轉(zhuǎn)油站5 座，其中3 座轉(zhuǎn)油站所轄計量間就近調(diào)頭進入附近轉(zhuǎn)油站，2 座轉(zhuǎn)油站站外油井整體轉(zhuǎn)提撈井。共分流轉(zhuǎn)崗員工75 人，轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)負荷率從24.09%提高到28.49%，年可節(jié)氣183×104m3。

對低效計量站和轉(zhuǎn)油站的調(diào)整改造，完全依托已建的地面建設系統(tǒng)[5]。該改造充分利用了抽油機井井口回壓提升余地較大的優(yōu)勢，將井口回壓最大提升到1.0 MPa 左右，集油半徑擴大到5 km 左右。對部分超遠距離的油井，適當放寬提撈采油的經(jīng)濟界限至0.9 t/d，采用提撈方式開采。

3.5 調(diào)整改造脫水站

脫水站A 于1992 年建成投產(chǎn)，距脫水站B 約500 m。脫水站1站內(nèi)有游離水脫除器3臺，電脫水器3 臺，外輸泵3 臺，加熱爐3 臺，一段、二段設計處理能力分別為10 500 t/d、4 000 t/d，負荷率分別為17.6%、12.0%。根據(jù)總體規(guī)劃，2003—2004年，對脫水站B各系統(tǒng)進行了更新維護，2004年將脫水站A改為集油閥組間，其所屬3座轉(zhuǎn)油站原油直接進脫水站B進行分離脫水。共分流轉(zhuǎn)崗員工15人，脫水站B 系統(tǒng)負荷率從15.77%提高到19.64%，年節(jié)電52.56×104kWh，年可節(jié)氣55×104m3。

3.6 改造轉(zhuǎn)油站取消大站供水流程

投產(chǎn)初期，區(qū)塊產(chǎn)液含水低，轉(zhuǎn)油站三合一放水不能滿足站外系統(tǒng)摻水需要，因此某油田的轉(zhuǎn)油站均設置大站供水流程，通過脫水站給轉(zhuǎn)油站供污水。隨著區(qū)塊產(chǎn)液含水升高，大站供水流程已失去意義[6]。2002年以來，借外輸管道腐蝕老化更換的時機，取消5座轉(zhuǎn)油站的大站供水流程，同時對外輸管道管道進行縮徑更換。改造后，5座站合計減少循環(huán)供水量1 450 m3/d。

3.7 調(diào)整改造處理站和注水站

隨著油田開發(fā)，區(qū)塊注水需求發(fā)生變化，結(jié)合產(chǎn)能預測、站庫分布和設備完好程度，共關停水質(zhì)處理站3座，注水站4座，節(jié)約人員用工80人，年節(jié)電547.50×104kWh。

3.8 加快數(shù)字化建設

2011 年，某采油廠試點聯(lián)合站集中監(jiān)控改造，通過運行摸索、總結(jié)經(jīng)驗，形成了以“生產(chǎn)過程集中監(jiān)控、生產(chǎn)數(shù)據(jù)逐級上傳”的數(shù)字化建設思路?！笆濉敝痢笆濉逼陂g，通過產(chǎn)能建設、老區(qū)改造等資金渠道，重點安排8項生產(chǎn)單元數(shù)字化建設，完成抽油機井數(shù)字化改造1 066 口，小型站場數(shù)字化改造303座，大中型站場數(shù)字化改造5座，初步形成了“站內(nèi)生產(chǎn)集中監(jiān)控、小型站場無人值守”的數(shù)字化建設模式。

4 下一步優(yōu)化措施

針對目前地面系統(tǒng)存在問題，將采用新工藝、新技術，結(jié)合開發(fā)預測，繼續(xù)開展地面系統(tǒng)優(yōu)化簡化工作。

4.1 新工藝、新技術的應用

（1）應用非金屬電加熱管。針對已建電熱帶能耗高、故障率高的問題，推廣使用高密度聚乙烯電加熱裝置。該裝置是一種新型的電加熱設備，電熱管由內(nèi)襯層、絕熱層、增強層和外保護層構成，電加熱線纏繞在內(nèi)襯層與絕熱層之間，信號線纏繞在增強層和外保護層之間[7-8]。內(nèi)襯層流動阻力小，防結(jié)蠟、結(jié)垢，具有一定的剛性，可保持管線圓柱狀結(jié)構不變形。電加熱線、信號線嵌固在管壁內(nèi)，并采用纏繞式敷設，避免線纜受到拉應力后折斷，延長使用壽命，降低后期維護成本。復合管內(nèi)外層為耐熱聚乙烯（PERT-Ⅱ）材質(zhì)，增強層為玻璃纖維（Glass Fiber）材質(zhì)，均具有良好的絕緣性能和抗腐蝕性能，使用壽命大于20 年。與其他加熱設備相比，該裝置一次性投入較高，但使用壽命長，后期維護費用低。

（2）應用井場多功能井場儲油罐。常壓井場儲油罐散發(fā)的油氣，滿足不了《陸上石油天然氣開采工業(yè)大氣污染物排放標準》的要求。通過調(diào)研，推廣使用“九合一”多功能井場儲油罐，該儲油罐集落地安裝、密閉裝車、自動點火、自動熄火、自動控溫、自動控壓、自動火炬燃燒、自動超壓放空、數(shù)據(jù)自動上傳等九項功能于一體，與常規(guī)的分散集氣、集中處理方式相比，簡化了工藝流程，減少設備占地面積，可以工廠預制，加快建設速度，實現(xiàn)天然氣“零”排放。

（3）應用管道區(qū)域陰極保護系統(tǒng)。針對埋地管道腐蝕穿孔嚴重的問題，逐步完善陰極保護系統(tǒng)，有效延緩管道腐蝕老化情況。對重要管道安裝在線腐蝕檢測儀，檢測管道運行情況，及時發(fā)現(xiàn)問題、解決問題。

（4）應用大排量高壓柱塞泵。針對注水站已建離心泵故障率高、效率低的問題，推廣使用大排量柱塞泵[9-10]。2018 年開始在在某注水站試驗應用大排量柱塞泵，泵額定壓力17 MPa、流量105 m3/h，電機額定功率630 kW。至今泵機組運行穩(wěn)定可靠、效率高，泵實際出口壓力16.2 MPa、日均注水量2 545 m3/d，泵效92.1%、泵水單耗5.6 kWh/m3，與離心注水泵相比，泵水單耗降低3%左右。

4.2 低效站、間調(diào)整改造

通過現(xiàn)狀調(diào)查，結(jié)合開發(fā)預測，仍有部分集油閥組間、配水間、轉(zhuǎn)油站負荷率低，可實施降級、合并等改造措施。

4.3 數(shù)字化設備的應用

根據(jù)《某油田油氣生產(chǎn)物聯(lián)網(wǎng)建設工程實施方案》，2023 年將按照“先優(yōu)化調(diào)整，后數(shù)字化建設”的思路，開展井、間、站的數(shù)字化建設。新建大中型站場站間傳輸光纜，新建井、間WIA-FA無線傳輸、視頻監(jiān)控系統(tǒng)等設施，配套建設作業(yè)區(qū)管理中心。

4.4 效果預測

通過以上系統(tǒng)優(yōu)化措施，年可節(jié)約設備維修維護費用400×104元，節(jié)電2 100×104kWh，節(jié)氣1 500×104m3。共優(yōu)化人員用工88人，年節(jié)約人員工資1 320×104元?？偣?jié)約費用5 503萬元。

5 結(jié)束語

（1）系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整要堅持與設施更新維護相結(jié)合，提高老區(qū)改造經(jīng)濟效益。過去老區(qū)改造主要是對腐蝕老化的設施進行更換，在投資緊張的情況下，難以徹底解決問題。通過系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整與更新維護相結(jié)合，在已建設施能滿足開發(fā)需要的前提下，適當關停、合并低負荷、腐蝕老化嚴重的站及設施，可降低更新維護費用，提高系統(tǒng)運行負荷，降低生產(chǎn)運行能耗及生產(chǎn)成本，使得老油田的改造更有價值。

（2）堅持系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整與科技進步相結(jié)合的原則，加強新技術推廣與數(shù)字化建設，保證系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整效果。優(yōu)化調(diào)整過程中，加強調(diào)研及科研攻關，優(yōu)先采用成熟技術。堅持“先優(yōu)化簡化后數(shù)字化”的建設模式，通過優(yōu)化數(shù)字化建設對象，進一步控制建設投資。

（3）堅持系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整與中長期規(guī)劃方案相結(jié)合的原則，堅持“地上地下一體化”，總體規(guī)劃，分步實施，適時調(diào)整。系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整，可提高已建地面系統(tǒng)的負荷率，有效降低原油生產(chǎn)成本和設備維修費用。但由于油田開發(fā)在一定程度上具有不確定性，油田開發(fā)方案隨著技術的發(fā)展可能需要適時調(diào)整。因此，系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整必須密切結(jié)合開發(fā)、采油的調(diào)整情況總體規(guī)劃，分步實施，適時調(diào)整。

（4）系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整在滿足生產(chǎn)管理要求的情況下，要敢于打破常規(guī)的管理模式。轉(zhuǎn)油、脫水站的合并改造可能涉及到油田內(nèi)部各小隊的分產(chǎn)問題，因此建議在脫水站調(diào)整改造時采用計量精度較高的計量儀表進行分隊計量。

在低效計量站、低效轉(zhuǎn)油站調(diào)整改造時，為減少熱力和水力損失，應打破各小隊分界的局限，采用就近原則，保證調(diào)頭的油井、計量站以最小的集油管徑、最短的集輸距離進入系統(tǒng)。