靖安油田五里灣區(qū)地面系統(tǒng)優(yōu)化研究與應(yīng)用

王　青，楊　博，郭　剛，孫　煊.西安長慶科技工程有限責(zé)任公司，陜西西安 7008.長慶油田第三采油廠，寧夏銀川 750006

靖安油田五里灣區(qū)地面系統(tǒng)優(yōu)化研究與應(yīng)用

王青1，楊博1，郭剛1，孫煊2
1.西安長慶科技工程有限責(zé)任公司，陜西西安 710018
2.長慶油田第三采油廠，寧夏銀川 750006

靖安油田五里灣油區(qū)中高含水生產(chǎn)期存在已建油氣集輸系統(tǒng)能力不足、早期管道腐蝕嚴(yán)重、已建脫水工藝裝置占地面積大等問題。通過中高含水期地面系統(tǒng)調(diào)整改造，主要推廣應(yīng)用了按需脫水、優(yōu)化集輸管網(wǎng)、泵-泵密閉輸送技術(shù)、環(huán)氧玻璃纖維復(fù)合內(nèi)襯內(nèi)防腐技術(shù)、注水泵變頻調(diào)速技術(shù)和數(shù)字化抽油機(jī)，從而節(jié)省了工程費(fèi)用，縮短了建設(shè)周期，降低了系統(tǒng)電能損耗，減少了伴生氣排放和系統(tǒng)環(huán)保風(fēng)險。

調(diào)整改造；按需脫水；泵-泵密閉輸送；數(shù)字化抽油機(jī)

1　五里灣油區(qū)集輸系統(tǒng)現(xiàn)狀

截止2011年底，靖安五里灣油區(qū)已實現(xiàn)近20年的高效開發(fā)，是長慶油田采油三廠穩(wěn)產(chǎn)的重點區(qū)塊。該油區(qū)油氣集輸系統(tǒng)采用井口→增壓點→接轉(zhuǎn)站→聯(lián)合站為主的三級布站方式［1］，油井至計量站采用雙管不加熱集輸流程，各井產(chǎn)出液在接轉(zhuǎn)站增壓后去聯(lián)合站進(jìn)行脫水，脫出的采出水在聯(lián)合站處理后回注地層。輸油管道采用串管插輸工藝技術(shù)。

目前該油區(qū)進(jìn)入采出程度高、綜合含水高、剩余采油速度高的“三高”開發(fā)期。含水率由2004年的8%上升到2011年的42%，平均每年上升4.9%；同時該區(qū)塊滾動開發(fā)，每年新增產(chǎn)能部署5萬t左右，每天產(chǎn)液量新增400 m3左右。由此給地面工程帶來一個突出的問題：如何在產(chǎn)液量大幅增加的情況下降低地面系統(tǒng)的能耗。

2　油氣集輸系統(tǒng)分析

2.1地面系統(tǒng)面臨的問題

2.1.1已建油氣集輸系統(tǒng)能力不足［2］

五里灣油區(qū)低含水期（1997年）建設(shè)的集中處理站場——靖二聯(lián)合站，其油、水處理規(guī)模已接近滿負(fù)荷運(yùn)行。從整體開發(fā)角度看，不能滿足油田進(jìn)入中高含水期生產(chǎn)的需求。且經(jīng)多次擴(kuò)建后，站內(nèi)外已無擴(kuò)建余地。

產(chǎn)液量的大幅度增加，導(dǎo)致已建輸油管道能力與現(xiàn)有中高含水期液量不匹配，已建外輸管道已接近或已滿負(fù)荷運(yùn)行；另外由于管徑偏小，導(dǎo)致管道外輸壓力高達(dá)4.5MPa，輸油系統(tǒng)能耗增加。

2.1.2早期管道腐蝕問題突出

該油區(qū)地面設(shè)施經(jīng)過長期運(yùn)行，腐蝕、老化問題已非常突出，系統(tǒng)設(shè)施進(jìn)入了更新維護(hù)的高峰期。運(yùn)行時間在15年以上的輸油管道占總數(shù)的60%。南三接轉(zhuǎn)站至靖二聯(lián)輸油管道腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重，嚴(yán)重影響生產(chǎn)正常運(yùn)行。且該油區(qū)敏感保護(hù)目標(biāo)多，涉及1個飲用水源保護(hù)區(qū)、3個水庫、3條河流，安全環(huán)保要求高，生產(chǎn)運(yùn)行難度大。

2.2中高含水期地面建設(shè)模式亟待優(yōu)化

2.2.1高耗低效運(yùn)行

由于原油含水量的不斷上升，產(chǎn)液量和產(chǎn)水量增加，輸送能耗及處理費(fèi)用逐年增加。在滿足已有注水系統(tǒng)配注量的前提下，年平均新增200 m3剩余采出水需返輸10 km至南二注回注，供注水系統(tǒng)能耗增加［3］。

隨著單井產(chǎn)油量降低，百萬噸產(chǎn)量需要的油水井?dāng)?shù)不斷增加，使機(jī)采系統(tǒng)和集油系統(tǒng)的動力消耗增加，供電系統(tǒng)供需矛盾增加。且隨著老油田滾動建產(chǎn)，電力系統(tǒng)負(fù)荷中心轉(zhuǎn)移，已建供電系統(tǒng)線路供電半徑過大，供電質(zhì)量差，電網(wǎng)損耗達(dá)13%。隨著效率要求的逐年上升，如何簡化流程、選擇高效低耗設(shè)備、優(yōu)化系統(tǒng)、降低單位能耗是設(shè)計中面臨的難題。

2.2.2已建脫水工藝占地面積大

已建的集中處理站場原油脫水采用三相分離器與大罐沉降相結(jié)合工藝，站內(nèi)含水油升溫至脫水溫度后，進(jìn)入三相分離器脫水，實現(xiàn)一段脫水可達(dá)凈化油標(biāo)準(zhǔn)，同時設(shè)大罐沉降作為二段脫水或分離效果不佳情況下的備用流程。大罐沉降脫水受來液的變化影響小，運(yùn)行平穩(wěn)可靠，現(xiàn)場常作為二級脫水必備流程，但是占地面積較大，流程不密閉。隨著油田進(jìn)入中高含水期，傳統(tǒng)的大罐沉降作為二級脫水工藝流程占地面積將越來越大，現(xiàn)場施工及征地難度也將不斷增加。

3　調(diào)整改造措施

按照長慶油田公司提出三個轉(zhuǎn)變，即“由大幅上產(chǎn)到長期穩(wěn)產(chǎn)、由規(guī)模建設(shè)到質(zhì)量效益、由新區(qū)快速建產(chǎn)到老區(qū)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)”的要求，對五里灣油區(qū)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)和成本控制提出了更高的要求，為此進(jìn)行了調(diào)整改造。

3.1形成中高含水期地面工程改擴(kuò)建新模式［4］

統(tǒng)籌考慮油、水、電三大系統(tǒng)，總體規(guī)劃，形成了適應(yīng)油田開發(fā)方式轉(zhuǎn)變的老油田中高含水期地面工程改擴(kuò)建新模式，按照“先水后油、按需脫水，優(yōu)化集輸管網(wǎng)、合理調(diào)配輸量，采出水就地回注”，為老油區(qū)地面系統(tǒng)改擴(kuò)建起到了借鑒作用。

3.1.1先水后油、按需脫水

根據(jù)區(qū)塊采出水量呈上升的趨勢，以集中產(chǎn)液區(qū)為中心，通過“先水后油”的解決思路，在不改變已建輸油系統(tǒng)流向的前提下，油區(qū)前端新建脫水站，可根據(jù)需求靈活調(diào)節(jié)含水率，實現(xiàn)低含水油外輸至聯(lián)合站。根據(jù)最大液量預(yù)測，通過多方案論證對比，選擇南一干線前端集中脫水方案（新建南十二轉(zhuǎn)），解決目前區(qū)塊含水油處理能力不足的最大問題。

3.1.2優(yōu)化集輸管網(wǎng)/合理調(diào)配輸量

根據(jù)五里灣區(qū)站點分布及管道走勢情況，五里灣區(qū)外輸系統(tǒng)分南一、南二、南三3條外輸干線，全部外輸至靖二聯(lián)。南一、南二干線目前已接近滿負(fù)荷運(yùn)行，不能滿足未來發(fā)展需要。

考慮3條輸油干線任務(wù)輸量均不能滿足區(qū)域發(fā)展的實際需要，敷設(shè)南三轉(zhuǎn)輸油復(fù)線17.5 km，解決南三干線輸油瓶頸的難題。再結(jié)合區(qū)域總體布局，充分利用已建3條干線，僅新建南四轉(zhuǎn)-南三老線插輸點4 km管道，南二干線上端原油利用南三老線外輸至靖二聯(lián)。另外，在南二注附近新建南十二接轉(zhuǎn)注水站1座，設(shè)計規(guī)模50萬t/a，采用密閉脫水工藝流程，建成長慶油田規(guī)模最大的密閉脫水站，減輕了靖二聯(lián)原油處理量，解決了靖二聯(lián)無法擴(kuò)建的矛盾，降低管道輸量40%，降低工程投資68%。

新建注氣站-南十二轉(zhuǎn)輸油管道7 km，液量分流后，脫水后的凈化油利用南一老線輸至靖二聯(lián)。優(yōu)化集輸管網(wǎng)后集輸管網(wǎng)如圖1所示。

圖1　五里灣區(qū)外輸系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整后示意

通過合理調(diào)配輸量，使已建輸油管網(wǎng)流程溝通，已建3條干線得到充分利用，提高了運(yùn)行的應(yīng)變性和靈活性，另外減少了新建管道敷設(shè)量，節(jié)省了新建投資。同時，降低了管道輸量，減少了壓能損失，輸油系統(tǒng)得以安全平穩(wěn)運(yùn)行。另外，縮短了動火作業(yè)時間，可提前開車運(yùn)行。

3.1.3采出水就地回注

通過對南十二轉(zhuǎn)注水泵的合理調(diào)配，使注水泵排量與所轄注水井的配注量保持一致，采出水就地回注，從而達(dá)到了減少回流量、實現(xiàn)了穩(wěn)壓注水、降低系統(tǒng)的電能損耗、提高管網(wǎng)效率的目的。采出水前端脫水的就地回注，避免了靖二聯(lián)大量采出水返輸至南二注回注。靖二聯(lián)采出水供水泵停輸可減少管道輸量2 000 m3/d，降低年運(yùn)行費(fèi)用74.2萬元。

3.2積極推廣新技術(shù)、新材料、新設(shè)備

3.2.1泵-泵密閉輸送技術(shù)

研發(fā)新型兩室分離緩沖裝置，創(chuàng)新采用“兩級分離緩沖、一級脫水、密閉輸油”的密閉脫水輸送流程，取消凈化罐、沉降罐，減少伴生氣排放5000 m3/d。

“泵-泵”密閉集輸?shù)年P(guān)鍵是實現(xiàn)來液緩沖保障三相分離器進(jìn)液平穩(wěn)，取消凈化油油罐，采用帶壓緩沖罐實現(xiàn)外輸緩沖。在設(shè)計中采用了兩室分離緩沖罐，將來液緩沖與外輸緩沖功能集成在一個設(shè)備上，I室作為來油氣液分離、緩沖，II室作為凈化油外輸緩沖［5］。外觀與三相分離器保持一致，均為臥式設(shè)備，并與三相分離器平行布置，有效減小了緩沖設(shè)備的占地面積。南十二轉(zhuǎn)應(yīng)用的兩室分離緩沖罐規(guī)格40 m3，兩個緩沖室有效緩沖容積為12.5 m3，能夠滿足大部分脫水站的來液、外輸緩沖需要。通過應(yīng)用三相分離器、兩室分離緩沖罐、能夠?qū)崿F(xiàn)帶壓脫水、密閉集輸，在流程設(shè)計中，對來油緩沖、脫水、外輸緩沖三個環(huán)節(jié)壓力進(jìn)行控制，兩室分離緩沖罐I室、三相分離器、兩室分離緩沖罐II室三者能夠形成壓力梯度，保證物料平穩(wěn)順暢地進(jìn)入各個環(huán)節(jié)。

優(yōu)化前后流程對比如圖2所示，優(yōu)化前后的平面布置如圖3所示，優(yōu)化前后各項指標(biāo)對比見表1。

從表1可以看出，脫水站優(yōu)化前后占地面積減少58%，建設(shè)周期縮短33%，工程投資降低36%，站場定員減少40%。

圖2　脫水站優(yōu)化前后流程對比示意

圖3　脫水站優(yōu)化前后平面布置對比示意

表1　脫水站優(yōu)化前后對比

3.2.2環(huán)氧玻璃纖維復(fù)合內(nèi)襯內(nèi)防腐技術(shù)［6］

積極從不同材質(zhì)中尋找突破口，對非金屬管材、內(nèi)防腐材質(zhì)進(jìn)行詳細(xì)調(diào)研，從價格、現(xiàn)場應(yīng)用情況、適用環(huán)境、推廣應(yīng)用等各方面進(jìn)行分析對比。通過對管道的腐蝕特性研究和防腐技術(shù)性能的評價，優(yōu)選了新型環(huán)氧玻璃纖維復(fù)合內(nèi)襯（HCC）內(nèi)防腐涂料，使用后，管道光滑不易結(jié)垢，為解決后續(xù)高含水油區(qū)管道腐蝕結(jié)垢問題起到了借鑒作用。

3.2.3注水泵變頻調(diào)速技術(shù)

針對油田開發(fā)后期注水系統(tǒng)能耗大的問題，進(jìn)行大功率注水泵變頻調(diào)速技術(shù)的研究應(yīng)用。應(yīng)用變頻調(diào)速器閉環(huán)控制技術(shù)，通過改變注水泵電機(jī)轉(zhuǎn)速來調(diào)節(jié)注水泵排量，不僅可減少回流量，實現(xiàn)穩(wěn)壓注水，還可有效降低系統(tǒng)的電能損耗。在南十二接轉(zhuǎn)站成功應(yīng)用“一拖多”轉(zhuǎn)子變頻調(diào)速技術(shù)，通過轉(zhuǎn)子變頻調(diào)速技術(shù)擴(kuò)大變頻調(diào)速范圍，達(dá)到零回流，實現(xiàn)系統(tǒng)穩(wěn)壓注水。年節(jié)約用電48萬kW·h，降低年運(yùn)行費(fèi)用約31.8萬元。

3.2.4數(shù)字化抽油機(jī)技術(shù)

新建井場采用數(shù)字化抽油機(jī)，可實現(xiàn)平衡度和最佳工作沖次的自動判定及調(diào)整。通過自動監(jiān)測抽油機(jī)的狀況，可手動或自動將抽油機(jī)調(diào)整到最佳的平衡和沖次狀況，在保證產(chǎn)液量的情況下，降低峰值電流。年節(jié)約電能約2萬kW·h。

對不能滿足系統(tǒng)升級需求的，進(jìn)行完善，線路損耗由原來的13%以上降至8%以下，年節(jié)約電能約190萬kW·h，提高了電網(wǎng)運(yùn)行效率及電能質(zhì)量。

4　應(yīng)用效果

本次調(diào)整改造全面地把握和研究各系統(tǒng)環(huán)節(jié)的特點，在充分利用已建系統(tǒng)的基礎(chǔ)上，形成配套完善的油田中含水期地面系統(tǒng)的技術(shù)工藝，提高了油田持續(xù)開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益。

（1）本次調(diào)整改造節(jié)省工程費(fèi)用1 650萬元，縮短建設(shè)周期40 d，減少伴生氣排放5 000 m3/d，減少的系統(tǒng)電能損耗折合經(jīng)濟(jì)效益533萬元。

（2）研發(fā)新型兩室分離緩沖裝置，創(chuàng)新采用“兩級分離緩沖、一級脫水、密閉輸油”的密閉脫水輸送流程，實現(xiàn)采油井口至聯(lián)合站全密閉運(yùn)行，原油脫水系統(tǒng)密閉率100%，達(dá)到國際先進(jìn)水平。

（3）合理調(diào)整管道輸量分配，充分利用已建管道，減少新建，優(yōu)化集輸管網(wǎng)的同時降低管道輸量。充分利用靖二聯(lián)儲罐能力，整體區(qū)域功能互補(bǔ)備用。

（4）選用HCC防腐材料，降低環(huán)保風(fēng)險；推廣變頻控制技術(shù)，實現(xiàn)穩(wěn)壓注水，達(dá)到零回流；線路損耗由原來的13%以上降至8%以下，達(dá)到國內(nèi)、國際先進(jìn)水平。

5　結(jié)束語

油田開發(fā)后期集輸系統(tǒng)改造與節(jié)能降耗是一項系統(tǒng)工程，既要針對性地解決關(guān)鍵問題，又要較全面地把握和研究各系統(tǒng)環(huán)節(jié)技術(shù)的特點和規(guī)律；既要積極借鑒國外的經(jīng)驗和技術(shù)，又要具有長慶油田的特色，將新成果在系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整中進(jìn)行應(yīng)用，以實現(xiàn)油田優(yōu)化簡化、節(jié)能降耗、降低運(yùn)行成本的目標(biāo)。

［1］楊德偉，宋文霞，盧洪剛，等.油田開發(fā)后期聯(lián)合站的節(jié)能降耗［J］.油氣儲運(yùn)，1998，17（9）：45-48.

［2］趙洪激，劉揚(yáng).油氣集輸系統(tǒng)站內(nèi)設(shè)備優(yōu)選軟件［J］.天然氣與石油，1998，16（3）：53-54.

［3］成志剛，徐樹民.原油集輸過程中能耗分析［J］.浙江化工，2004 （4）：32-34.

［4］楊秀瑩.淺談高含水期油氣集輸處理工藝技術(shù)［J］.油氣田地面工程，2002（2）：42-43.

［5］龐永莉，范原搏.長慶油田脫水站密閉工藝設(shè)計［J］.石油規(guī)劃設(shè)計，2014，25（1）：23-25.

［6］牛彬.油田高含水期油氣集輸與處理工藝技術(shù)研究［J］.中國石油大學(xué)勝利學(xué)院學(xué)報，2008，22（4）：8-12.

Surface System Optimization Research and Application of Wuliwan Oil Block of Jing'an Oilfield

WANG Qing1，YANG Bo1，GUO Gang1，SUN Xuan2
1.Xi'an Changqing Technology Engineering Co.，Ltd.，Xi'an 710018，China
2.No.3 OilProduction Plant of Changqing Oilfield Company，Yinchuan 750006，China

There are problems existing in the constructed oil and gas gathering and transportation system in Wuliwan Oil Block of Jing'an Oilfield at the production stage of meddle or high water cut，such as insufficient capability of the system，serious pipeline corrosion in the old pipelines and large occupied area of the constructed dehydration process facilities. These problems are solved through the technical adjustment and reformation，which applies the techniques including dehydration on-demand，pipeline network optimization，pump-pump closed transportation，epoxy-glass fiber composite lining anticorrosion，variable frequency speed control of water injection pump and digital oil pumping unit.Therefore，the engineering cost is saved，construction period is shortened，energy consumption is decreased，and associated gas and the system environmentalrisk are reduced.

adjustment and reformation；dehydration on-demand；pump-pump closed transport；digitaloilpumping unit

10.3969/j.issn.1001-2206.2016.01.014

王青（1985-），女，陜西西安人，工程師，2007年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）油氣儲運(yùn)專業(yè)，現(xiàn)從事油氣集輸設(shè)計工作。Email：283400214@qq.com

2015-04-10；

2015-12-01