靖安油田五里灣區地面系統優化研究與應用

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

靖安油田五里灣區地面系統優化研究與應用

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中高含水生產期存在已建油氣集輸系統能力不足、早期管道腐蝕嚴重、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調整改造，主要推廣應用了按需脫水、優化集輸管網、泵-泵密閉輸送技術、環氧玻璃纖維復合內襯內防腐技術、注水泵變頻調速技術和數字化抽油機，從而節省了工程費用，縮短了建設周期，降低了系統電能損耗，減少了伴生氣排放和系統環保風險。

調整改造；按需脫水；泵-泵密閉輸送；數字化抽油機

1　五里灣油區集輸系統現狀

截止2011年底，靖安五里灣油區已實現近20年的高效開發，是長慶油田采油三廠穩產的重點區塊。該油區油氣集輸系統采用井口→增壓點→接轉站→聯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，各井產出液在接轉站增壓后去聯合站進行脫水，脫出的采出水在聯合站處理后回注地層。輸油管道采用串管插輸工藝技術。

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

2　油氣集輸系統分析

2.1地面系統面臨的問題

2.1.1已建油氣集輸系統能力不足［2］

五里灣油區低含水期（1997年）建設的集中處理站場——靖二聯合站，其油、水處理規模已接近滿負荷運行。從整體開發角度看，不能滿足油田進入中高含水期生產的需求。且經多次擴建后，站內外已無擴建余地。

產液量的大幅度增加，導致已建輸油管道能力與現有中高含水期液量不匹配，已建外輸管道已接近或已滿負荷運行；另外由于管徑偏小，導致管道外輸壓力高達4.5MPa，輸油系統能耗增加。

2.1.2早期管道腐蝕問題突出

該油區地面設施經過長期運行，腐蝕、老化問題已非常突出，系統設施進入了更新維護的高峰期。運行時間在15年以上的輸油管道占總數的60%。南三接轉站至靖二聯輸油管道腐蝕結垢嚴重，嚴重影響生產正常運行。且該油區敏感保護目標多，涉及1個飲用水源保護區、3個水庫、3條河流，安全環保要求高，生產運行難度大。

2.2中高含水期地面建設模式亟待優化

2.2.1高耗低效運行

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

隨著單井產油量降低，百萬噸產量需要的油水井數不斷增加，使機采系統和集油系統的動力消耗增加，供電系統供需矛盾增加。且隨著老油田滾動建產，電力系統負荷中心轉移，已建供電系統線路供電半徑過大，供電質量差，電網損耗達13%。隨著效率要求的逐年上升，如何簡化流程、選擇高效低耗設備、優化系統、降低單位能耗是設計中面臨的難題。

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合工藝，站內含水油升溫至脫水溫度后，進入三相分離器脫水，實現一段脫水可達凈化油標準，同時設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，運行平穩可靠，現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。隨著油田進入中高含水期，傳統的大罐沉降作為二級脫水工藝流程占地面積將越來越大，現場施工及征地難度也將不斷增加。

3　調整改造措施

按照長慶油田公司提出三個轉變，即“由大幅上產到長期穩產、由規模建設到質量效益、由新區快速建產到老區持續穩產”的要求，對五里灣油區持續穩產和成本控制提出了更高的要求，為此進行了調整改造。

3.1形成中高含水期地面工程改擴建新模式［4］

統籌考慮油、水、電三大系統，總體規劃，形成了適應油田開發方式轉變的老油田中高含水期地面工程改擴建新模式，按照“先水后油、按需脫水，優化集輸管網、合理調配輸量，采出水就地回注”，為老油區地面系統改擴建起到了借鑒作用。

3.1.1先水后油、按需脫水

根據區塊采出水量呈上升的趨勢，以集中產液區為中心，通過“先水后油”的解決思路，在不改變已建輸油系統流向的前提下，油區前端新建脫水站，可根據需求靈活調節含水率，實現低含水油外輸至聯合站。根據最大液量預測，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），解決目前區塊含水油處理能力不足的最大問題。

3.1.2優化集輸管網/合理調配輸量

根據五里灣區站點分布及管道走勢情況，五里灣區外輸系統分南一、南二、南三3條外輸干線，全部外輸至靖二聯。南一、南二干線目前已接近滿負荷運行，不能滿足未來發展需要。

考慮3條輸油干線任務輸量均不能滿足區域發展的實際需要，敷設南三轉輸油復線17.5 km，解決南三干線輸油瓶頸的難題。再結合區域總體布局，充分利用已建3條干線，僅新建南四轉-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。另外，在南二注附近新建南十二接轉注水站1座，設計規模50萬t/a，采用密閉脫水工藝流程，建成長慶油田規模最大的密閉脫水站，減輕了靖二聯原油處理量，解決了靖二聯無法擴建的矛盾，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。優化集輸管網后集輸管網如圖1所示。

圖1　五里灣區外輸系統優化調整后示意

通過合理調配輸量，使已建輸油管網流程溝通，已建3條干線得到充分利用，提高了運行的應變性和靈活性，另外減少了新建管道敷設量，節省了新建投資。同時，降低了管道輸量，減少了壓能損失，輸油系統得以安全平穩運行。另外，縮短了動火作業時間，可提前開車運行。

3.1.3采出水就地回注

通過對南十二轉注水泵的合理調配，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，從而達到了減少回流量、實現了穩壓注水、降低系統的電能損耗、提高管網效率的目的。采出水前端脫水的就地回注，避免了靖二聯大量采出水返輸至南二注回注。靖二聯采出水供水泵停輸可減少管道輸量2 000 m3/d，降低年運行費用74.2萬元。

3.2積極推廣新技術、新材料、新設備

3.2.1泵-泵密閉輸送技術

研發新型兩室分離緩沖裝置，創新采用“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”密閉集輸的關鍵是實現來液緩沖保障三相分離器進液平穩，取消凈化油油罐，采用帶壓緩沖罐實現外輸緩沖。在設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，均為臥式設備，并與三相分離器平行布置，有效減小了緩沖設備的占地面積。南十二轉應用的兩室分離緩沖罐規格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。通過應用三相分離器、兩室分離緩沖罐、能夠實現帶壓脫水、密閉集輸，在流程設計中，對來油緩沖、脫水、外輸緩沖三個環節壓力進行控制，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，保證物料平穩順暢地進入各個環節。

優化前后流程對比如圖2所示，優化前后的平面布置如圖3所示，優化前后各項指標對比見表1。

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

圖2　脫水站優化前后流程對比示意

圖3　脫水站優化前后平面布置對比示意

表1　脫水站優化前后對比

3.2.2環氧玻璃纖維復合內襯內防腐技術［6］

積極從不同材質中尋找突破口，對非金屬管材、內防腐材質進行詳細調研，從價格、現場應用情況、適用環境、推廣應用等各方面進行分析對比。通過對管道的腐蝕特性研究和防腐技術性能的評價，優選了新型環氧玻璃纖維復合內襯（HCC）內防腐涂料，使用后，管道光滑不易結垢，為解決后續高含水油區管道腐蝕結垢問題起到了借鑒作用。

3.2.3注水泵變頻調速技術

針對油田開發后期注水系統能耗大的問題，進行大功率注水泵變頻調速技術的研究應用。應用變頻調速器閉環控制技術，通過改變注水泵電機轉速來調節注水泵排量，不僅可減少回流量，實現穩壓注水，還可有效降低系統的電能損耗。在南十二接轉站成功應用“一拖多”轉子變頻調速技術，通過轉子變頻調速技術擴大變頻調速范圍，達到零回流，實現系統穩壓注水。年節約用電48萬kW·h，降低年運行費用約31.8萬元。

3.2.4數字化抽油機技術

新建井場采用數字化抽油機，可實現平衡度和最佳工作沖次的自動判定及調整。通過自動監測抽油機的狀況，可手動或自動將抽油機調整到最佳的平衡和沖次狀況，在保證產液量的情況下，降低峰值電流。年節約電能約2萬kW·h。

對不能滿足系統升級需求的，進行完善，線路損耗由原來的13%以上降至8%以下，年節約電能約190萬kW·h，提高了電網運行效率及電能質量。

4　應用效果

本次調整改造全面地把握和研究各系統環節的特點，在充分利用已建系統的基礎上，形成配套完善的油田中含水期地面系統的技術工藝，提高了油田持續開發的經濟效益。

（1）本次調整改造節省工程費用1 650萬元，縮短建設周期40 d，減少伴生氣排放5 000 m3/d，減少的系統電能損耗折合經濟效益533萬元。

（2）研發新型兩室分離緩沖裝置，創新采用“兩級分離緩沖、一級脫水、密閉輸油”的密閉脫水輸送流程，實現采油井口至聯合站全密閉運行，原油脫水系統密閉率100%，達到國際先進水平。

（3）合理調整管道輸量分配，充分利用已建管道，減少新建，優化集輸管網的同時降低管道輸量。充分利用靖二聯儲罐能力，整體區域功能互補備用。

（4）選用HCC防腐材料，降低環保風險；推廣變頻控制技術，實現穩壓注水，達到零回流；線路損耗由原來的13%以上降至8%以下，達到國內、國際先進水平。

5　結束語

油田開發后期集輸系統改造與節能降耗是一項系統工程，既要針對性地解決關鍵問題，又要較全面地把握和研究各系統環節技術的特點和規律；既要積極借鑒國外的經驗和技術，又要具有長慶油田的特色，將新成果在系統優化調整中進行應用，以實現油田優化簡化、節能降耗、降低運行成本的目標。

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

［2］趙洪激，劉揚.油氣集輸系統站內設備優選軟件［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［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計［J］.石油規劃設計，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研究［J］.中國石油大學勝利學院學報，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年畢業于中國石油大學（華東）油氣儲運專業，現從事油氣集輸設計工作。Email：283400214@qq.com

2015-04-10；

2015-12-01