某特低滲透油田地面系統(tǒng)優(yōu)化效果分析

劉吉云 梁文義 萬江 吳朋兵 劉謹(jǐn)瑞 王彩鳳 李明迪 劉冰

1大慶油田有限責(zé)任公司第十采油廠工藝研究所

2大慶油田有限責(zé)任公司第十采油廠機(jī)關(guān)

3大慶煉化公司電儀運(yùn)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(shè)，滿足智慧油田的建設(shè)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(bào)廢的井、站，結(jié)合產(chǎn)能預(yù)測(cè)，對(duì)地面系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，采取“核減、合并、降級(jí)”等措施，優(yōu)化系統(tǒng)布局，精簡(jiǎn)站場(chǎng)規(guī)模及數(shù)量，固化數(shù)字化的實(shí)施對(duì)象。

1 建設(shè)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(jìn)行配套建設(shè)。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(bǔ)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(shè)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(chǎng)儲(chǔ)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(fù)荷率低

依據(jù)開發(fā)預(yù)測(cè)，2023 年至2026 年期間，隨著年產(chǎn)油量的下降，各系統(tǒng)負(fù)荷率逐漸降低，其中轉(zhuǎn)油系統(tǒng)負(fù)荷率小于30%，處于經(jīng)濟(jì)開發(fā)的下限。油田各系統(tǒng)負(fù)荷率預(yù)測(cè)見表1。

表1 油田各系統(tǒng)負(fù)荷率預(yù)測(cè)Tab.1 Prediction of load rates for various systems in the oilfield

2.2 設(shè)施腐蝕老化嚴(yán)重

油田至今已運(yùn)行36 年，設(shè)施腐蝕老化問題日益嚴(yán)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(shè)施更新改造力度不夠，造成大部分設(shè)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(shè)備多

在老油田區(qū)塊，由于開發(fā)時(shí)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(shè)備，型號(hào)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(shè)速度快、啟停靈活、基建投資低等技術(shù)優(yōu)勢(shì)。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(yīng)（電磁感應(yīng)）電伴熱帶。從運(yùn)行實(shí)際情況看，存在能耗高、故障率高、維修難度大等特點(diǎn)。

2.4 安全環(huán)保隱患多

油田開發(fā)較早，站庫(kù)平面布置、站內(nèi)工藝、設(shè)備安裝等方面僅滿足當(dāng)時(shí)規(guī)范、標(biāo)準(zhǔn)的要求。隨著國(guó)家新的標(biāo)準(zhǔn)、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(shè)計(jì)防火規(guī)范》規(guī)定，五級(jí)站場(chǎng)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(shè)計(jì)防火規(guī)范》要求，五級(jí)站場(chǎng)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(chǎng)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(biāo)準(zhǔn)》頒布，對(duì)揮發(fā)性有機(jī)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(chǎng)拉油罐均為常壓容器，存在天然氣排放點(diǎn)，不符合環(huán)保要求。

3 優(yōu)化簡(jiǎn)化成果

從2005 年開始，積極采用新工藝、新技術(shù)，結(jié)合產(chǎn)能預(yù)測(cè)，優(yōu)化簡(jiǎn)化地面系統(tǒng)，解決系統(tǒng)負(fù)荷率低、設(shè)備設(shè)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(gè)相臨小區(qū)塊，如果按單個(gè)區(qū)塊開發(fā)立項(xiàng)，地面工程只能采取零散拉油方式，地面系統(tǒng)建設(shè)難度大、投資高、經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)困難。

經(jīng)請(qǐng)示上級(jí)相關(guān)部門，將4個(gè)跨年區(qū)塊合并為一個(gè)項(xiàng)目，形成一定規(guī)模，整體建設(shè)，將常規(guī)拉油工藝改造為管道輸送，年節(jié)約拉運(yùn)費(fèi)用255萬元。

3.2 調(diào)整集油管網(wǎng)

針對(duì)站外集油管網(wǎng)腐蝕穿孔嚴(yán)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(bào)廢后無效集油管道相對(duì)過長(zhǎng)的問題，2005 年以來，通過產(chǎn)量預(yù)測(cè)，借助產(chǎn)能、老區(qū)改造項(xiàng)目，逐步將雙管摻水流程井改造為環(huán)狀摻水流程，同時(shí)考慮油井轉(zhuǎn)注、轉(zhuǎn)提撈、報(bào)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(zhǎng)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(jì)量間）

隨著油井產(chǎn)量的遞減，將不出油井關(guān)井，低產(chǎn)井轉(zhuǎn)提撈，部分計(jì)量站的實(shí)際開井?dāng)?shù)已下降到3～4 口，產(chǎn)液量≤5 t/d，形成了低效計(jì)量站。1999—2005 年間，采用就近掛接的原則，共取消低效計(jì)量站17座，改造油井124口，其中抽油機(jī)井改提撈42口，關(guān)井63口，老井改進(jìn)其他計(jì)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(jì)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(fù)荷率持續(xù)降低。如某轉(zhuǎn)油站，最多時(shí)管轄計(jì)量站5 座，油井79 口，日產(chǎn)油173 t，2000年，僅剩余計(jì)量站1座，抽油機(jī)15口，轉(zhuǎn)油站的負(fù)荷率已≤10%，因此予以優(yōu)化調(diào)整[4]。

自2002 以來，共關(guān)停低效轉(zhuǎn)油站5 座，其中3 座轉(zhuǎn)油站所轄計(jì)量間就近調(diào)頭進(jìn)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(fù)荷率從24.09%提高到28.49%，年可節(jié)氣183×104m3。

對(duì)低效計(jì)量站和轉(zhuǎn)油站的調(diào)整改造，完全依托已建的地面建設(shè)系統(tǒng)[5]。該改造充分利用了抽油機(jī)井井口回壓提升余地較大的優(yōu)勢(shì)，將井口回壓最大提升到1.0 MPa 左右，集油半徑擴(kuò)大到5 km 左右。對(duì)部分超遠(yuǎn)距離的油井，適當(dāng)放寬提撈采油的經(jīng)濟(jì)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(tái)，電脫水器3 臺(tái)，外輸泵3 臺(tái)，加熱爐3 臺(tái)，一段、二段設(shè)計(jì)處理能力分別為10 500 t/d、4 000 t/d，負(fù)荷率分別為17.6%、12.0%。根據(jù)總體規(guī)劃，2003—2004年，對(duì)脫水站B各系統(tǒng)進(jìn)行了更新維護(hù)，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(jìn)脫水站B進(jìn)行分離脫水。共分流轉(zhuǎn)崗員工15人，脫水站B 系統(tǒng)負(fù)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(shè)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(shí)機(jī)，取消5座轉(zhuǎn)油站的大站供水流程，同時(shí)對(duì)外輸管道管道進(jìn)行縮徑更換。改造后，5座站合計(jì)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(yù)測(cè)、站庫(kù)分布和設(shè)備完好程度，共關(guān)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(shè)

2011 年，某采油廠試點(diǎn)聯(lián)合站集中監(jiān)控改造，通過運(yùn)行摸索、總結(jié)經(jīng)驗(yàn)，形成了以“生產(chǎn)過程集中監(jiān)控、生產(chǎn)數(shù)據(jù)逐級(jí)上傳”的數(shù)字化建設(shè)思路?！笆濉敝痢笆濉逼陂g，通過產(chǎn)能建設(shè)、老區(qū)改造等資金渠道，重點(diǎn)安排8項(xiàng)生產(chǎn)單元數(shù)字化建設(shè)，完成抽油機(jī)井?dāng)?shù)字化改造1 066 口，小型站場(chǎng)數(shù)字化改造303座，大中型站場(chǎng)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(chǎng)無人值守”的數(shù)字化建設(shè)模式。

4 下一步優(yōu)化措施

針對(duì)目前地面系統(tǒng)存在問題，將采用新工藝、新技術(shù)，結(jié)合開發(fā)預(yù)測(cè)，繼續(xù)開展地面系統(tǒng)優(yōu)化簡(jiǎn)化工作。

4.1 新工藝、新技術(shù)的應(yīng)用

（1）應(yīng)用非金屬電加熱管。針對(duì)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(shè)備，電熱管由內(nèi)襯層、絕熱層、增強(qiáng)層和外保護(hù)層構(gòu)成，電加熱線纏繞在內(nèi)襯層與絕熱層之間，信號(hào)線纏繞在增強(qiáng)層和外保護(hù)層之間[7-8]。內(nèi)襯層流動(dòng)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(gòu)不變形。電加熱線、信號(hào)線嵌固在管壁內(nèi)，并采用纏繞式敷設(shè)，避免線纜受到拉應(yīng)力后折斷，延長(zhǎng)使用壽命，降低后期維護(hù)成本。復(fù)合管內(nèi)外層為耐熱聚乙烯（PERT-Ⅱ）材質(zhì)，增強(qiáng)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(shè)備相比，該裝置一次性投入較高，但使用壽命長(zhǎng)，后期維護(hù)費(fèi)用低。

（2）應(yīng)用井場(chǎng)多功能井場(chǎng)儲(chǔ)油罐。常壓井場(chǎng)儲(chǔ)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(biāo)準(zhǔn)》的要求。通過調(diào)研，推廣使用“九合一”多功能井場(chǎng)儲(chǔ)油罐，該儲(chǔ)油罐集落地安裝、密閉裝車、自動(dòng)點(diǎn)火、自動(dòng)熄火、自動(dòng)控溫、自動(dòng)控壓、自動(dòng)火炬燃燒、自動(dòng)超壓放空、數(shù)據(jù)自動(dòng)上傳等九項(xiàng)功能于一體，與常規(guī)的分散集氣、集中處理方式相比，簡(jiǎn)化了工藝流程，減少設(shè)備占地面積，可以工廠預(yù)制，加快建設(shè)速度，實(shí)現(xiàn)天然氣“零”排放。

（3）應(yīng)用管道區(qū)域陰極保護(hù)系統(tǒng)。針對(duì)埋地管道腐蝕穿孔嚴(yán)重的問題，逐步完善陰極保護(hù)系統(tǒng)，有效延緩管道腐蝕老化情況。對(duì)重要管道安裝在線腐蝕檢測(cè)儀，檢測(cè)管道運(yùn)行情況，及時(shí)發(fā)現(xiàn)問題、解決問題。

（4）應(yīng)用大排量高壓柱塞泵。針對(duì)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(yàn)應(yīng)用大排量柱塞泵，泵額定壓力17 MPa、流量105 m3/h，電機(jī)額定功率630 kW。至今泵機(jī)組運(yùn)行穩(wěn)定可靠、效率高，泵實(shí)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(yù)測(cè)，仍有部分集油閥組間、配水間、轉(zhuǎn)油站負(fù)荷率低，可實(shí)施降級(jí)、合并等改造措施。

4.3 數(shù)字化設(shè)備的應(yīng)用

根據(jù)《某油田油氣生產(chǎn)物聯(lián)網(wǎng)建設(shè)工程實(shí)施方案》，2023 年將按照“先優(yōu)化調(diào)整，后數(shù)字化建設(shè)”的思路，開展井、間、站的數(shù)字化建設(shè)。新建大中型站場(chǎng)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(shè)施，配套建設(shè)作業(yè)區(qū)管理中心。

4.4 效果預(yù)測(cè)

通過以上系統(tǒng)優(yōu)化措施，年可節(jié)約設(shè)備維修維護(hù)費(fèi)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(fèi)用5 503萬元。

5 結(jié)束語(yǔ)

（1）系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整要堅(jiān)持與設(shè)施更新維護(hù)相結(jié)合，提高老區(qū)改造經(jīng)濟(jì)效益。過去老區(qū)改造主要是對(duì)腐蝕老化的設(shè)施進(jìn)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(hù)相結(jié)合，在已建設(shè)施能滿足開發(fā)需要的前提下，適當(dāng)關(guān)停、合并低負(fù)荷、腐蝕老化嚴(yán)重的站及設(shè)施，可降低更新維護(hù)費(fèi)用，提高系統(tǒng)運(yùn)行負(fù)荷，降低生產(chǎn)運(yùn)行能耗及生產(chǎn)成本，使得老油田的改造更有價(jià)值。

（2）堅(jiān)持系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整與科技進(jìn)步相結(jié)合的原則，加強(qiáng)新技術(shù)推廣與數(shù)字化建設(shè)，保證系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整效果。優(yōu)化調(diào)整過程中，加強(qiáng)調(diào)研及科研攻關(guān)，優(yōu)先采用成熟技術(shù)。堅(jiān)持“先優(yōu)化簡(jiǎn)化后數(shù)字化”的建設(shè)模式，通過優(yōu)化數(shù)字化建設(shè)對(duì)象，進(jìn)一步控制建設(shè)投資。

（3）堅(jiān)持系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整與中長(zhǎng)期規(guī)劃方案相結(jié)合的原則，堅(jiān)持“地上地下一體化”，總體規(guī)劃，分步實(shí)施，適時(shí)調(diào)整。系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整，可提高已建地面系統(tǒng)的負(fù)荷率，有效降低原油生產(chǎn)成本和設(shè)備維修費(fèi)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(shù)的發(fā)展可能需要適時(shí)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(shí)施，適時(shí)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(duì)的分產(chǎn)問題，因此建議在脫水站調(diào)整改造時(shí)采用計(jì)量精度較高的計(jì)量?jī)x表進(jìn)行分隊(duì)計(jì)量。

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