勝坨油田地面集輸系統優化調整

劉宏亮 劉子勇 石世珍 羅迎春

勝坨油田位于東營凹陷陳家莊凸起的南坡，是勝北弧形斷層南傾下降盤上的逆牽引背斜構造，含油面積84.83 km2，地質儲量46 104×104t，動用儲量45 802×104t，可采儲量18 538×104t。地面集輸系統現有聯合站7座、接轉站1座。隨著開發形勢的不斷變化，原油產量逐年遞減，勝坨油田各聯合站、接轉站等地面系統運行逐漸偏離原設計時的經濟運行狀態，站內流程、工藝設備出現低負荷、低效率，能耗與成本不斷上升的運行狀況，影響著油田開發整體效益。圍繞上述問題，近年來通過不斷探索老油田地面集輸系統優化簡化調整思路，形成了一系列優化調整原則和簡化調整工藝，取得了顯著效果。

1 原油鏈式處理結構簡化

集輸過程中由于常壓罐上游油氣分離設備的壓力高于大氣壓，原油內溶有大量沸點低、蒸氣壓高、揮發性強的組分C1～C4。當原油進入礦場儲罐、壓力將為常壓時，由于壓力的降低原油產生閃蒸損耗，降低常溫常壓下原油蒸氣壓的過程稱原油穩定[1]。上世紀80年代開始，勝坨油田推廣應用了“負壓閃蒸”原油穩定工藝技術，坨一、坨五、坨六、坨三、坨二、寧海聯合站原油穩定裝置相繼建成投產。通過將未穩定的原油加熱到一定溫度，然后減壓閃蒸分離得到相應的混合烴和未凝氣，以降低原油集輸過程中的油氣損耗。隨著勝坨油田開發形勢的不斷變化，原油產量逐年降低，原油穩定設施的處理能力與實際運行負荷的不適應性逐漸顯現。

一是原油穩定裝置逐漸偏離原設計時的經濟運行狀態。以坨一聯合站為例，穩定裝置建成投產于1984年，設計能力80×104t/a（φ 1200/φ 2000×26 850穩定塔1座，φ800×3200緩沖罐1座，負壓活塞壓縮機2臺，冷凝器2座），實際原油處理量14.6×104t/a，負荷率僅為18.3%，輕烴回收量為260 t/a。原油穩定裝置逐漸成為聯合站原油處理鏈式結構中的低效高耗環節。

二是原油中C1～C4正構烷烴的含量降低。以坨三聯合站為例，原油穩定前C3～C5輕組分含量僅0.06%（表1）；凈化原油初溜點高達119℃，遠高于負壓閃蒸的操作溫度80℃，且溫度140℃時，僅得餾分1%（表2），說明凈化原油輕組分含量很少。根據原油穩定必要性條件，當油田內部原油蒸發損耗低于0.2%，可不進行原油穩定[2]。

表1 穩定前原油組分數據

為滿足原油穩定要求，坨三聯合站處理原油溫度需升至87℃左右（外輸溫度（大于或等于65℃即可），加熱能耗高。同時裝置負荷率僅為58.8%，造成壓縮機機組效率低、運行能耗高。原油穩定單位產品能耗達27.23×103MJ/t（表3）。考慮人工、操作及檢維修成本，經濟效益較低。

表2 穩定前原油蒸餾分析數據

表3 原油穩定熱力、動力能耗計算分析結果

面對上述問題，勝利油田勝利采油廠先后于2011年、2015年、2017年停運坨一、坨六、坨三聯合站原油穩定等低效高耗環節，原油處理鏈式結構得以簡化，共節約耗熱和用電費用269.1萬元/a，優化崗位用工22人。

2 站間原油處理工藝整合

隨著東部老油田已進入特高含水采油期，原油產量逐步遞減，地面工程中的原油集輸系統逐漸度過生產高峰期，設備負荷率較低，系統能力過剩，系統運行能耗高，噸油成本居高不下，影響著油田開發整體效益[3]。其主要體現在原油脫水提升、原油加熱、原油外輸等環節。

一是原油沉降脫水系統能力過剩，沉降罐負荷率較低，熱量散失較大。沉降罐平均負荷率僅為18.1%。較低的負荷率導致沉降時間過長，油罐內油品通過罐頂、罐壁及罐底向周圍散熱，油罐內氣體空間越大、油品停留時間越長，散熱量越大。經理論計算這部分熱量可供進一次沉降罐液量提升5℃或10℃。

二是油水泵電動機效率降低。油水泵平均電動機負載率為28.67%，特別是原油外輸泵電動機負載率僅為22.45%，原油脫水泵平均實際流量為額定流量的48.6%（低于50%的標準）。原油脫水泵、污水外輸泵平均進出口壓力差為額定揚程的37.4%（低于50%的標準）。變頻器平均運行頻率下降至35 Hz以下（表4）。變頻后電動機功率因數降低，使電動機的輸入功率有較大的下降，而電動機的基本損耗主要是由其結構決定的，基本不隨頻率的變化而變化，故由電動機效率公式可知電動機效率降低[4]。

表4 泵類設備運行參數

由于地面工程建設是依據開發5～10年預測而設計的，如果開發形勢發生了較大變化，如原油產量遞減和綜合含水上升等，將引起地面系統布局、工藝流程、系統規模的不適應，系統效率將明顯下降，能耗上升。需要結合未來的開發預測和老油田更新改造，進行系統優化調整，以保持系統高效運行[5]。針對勝坨油田原油產量遞減造成地面集輸系統低負荷狀況。率先提出了以勝二區坨四、坨六聯合站原油處理系統為試點的地面集輸工藝優化整合方案。通過深入計算分析生產流程中的設備負荷、效率和節點能耗、能損，對如何通過原油處理工藝的優化調整，最經濟有效地挖掘原油處理系統節能降本的潛力，扭轉生產高耗低效的局面進行深入細致地研究。統籌設計出了兩站原油脫水、外輸工藝整體運行方案。

方案工藝流程如下：調整坨六聯合站原油處理流程，來液進站經三相分離器分隊計量、預分水，再進改為緩沖罐的二次沉降罐后，達到約10%～30%的含水原油，由外輸泵直接輸送至坨四聯合站原油一次或二次沉降罐，與坨四聯合站預分水后的低含水原油混合進行沉降處理，再經蒸汽換熱器加熱后進凈化油罐脫水，達到外輸標準后輸送至原油交接室（圖1）。

系統優化后，預計將節約運行成本90萬元/a，增加低含水原油儲存能力3000～5000 m3，優化崗位操作人員4人，目前該項目正在建設中。

3 “一泵到底”輸油工藝優化

在油田進入高含水、特高含水開發階段，原來的技術界限已經不再適應新的開發形勢。通過開展科研攻關及現場試驗，對取得的新的成果和認識在系統優化調整中進行應用，使系統優化調整后的地面工程和工藝更加優化[6]。面對勝一區寧海、坨一聯合站原油外輸管線壓力高、溫降大的問題，探索并實施了“一泵到底”輸油工藝優化方案。首先對原油交接室工藝流程進行改造，將坨一聯合站外輸管線計量后進總外輸匯管改為計量后進坨四聯合站原油外輸泵進口，改造后坨一聯合站外輸壓力首端由1.5 MPa下降到0.6 MPa；末端壓力由0.6 MPa下降到0.1 MPa，為寧海聯合站直接外輸至原油交接室創造了條件（表5）。坨一聯合站倒通站外寧海聯合站來油超越流程，寧海聯合站直接通過坨一聯合站外超越流程進入坨一聯合站外輸原油管線，輸送至坨四聯合站原油外輸泵進口，實現了寧海聯合站原油外輸工藝的“一泵到底”（圖2）。

表5 “一泵到底”輸油工藝優化前后參數對比

圖1 工藝流程調整方案

圖2 優化后寧海聯合站原油外輸流程示意

“一泵到底”輸油工藝優化效果：管線運行壓力降低后，減少了管線穿孔次數，坨一聯合站原油外輸管線再未穿孔，延長了管線的使用年限；同時外輸壓力的降低，年可節約外輸泵電量17×104kWh；沿程溫降由47℃降低為40℃，沿程溫降減少了7℃，年可節約5×104m3燃氣量。

4 結論與認識

1）立足當前東部老油田聯合站生產現狀，滿足今后油田開發和生產需要，做到地上地下相結合、近期遠期相結合，優化生產崗位配置，提高勞動生產率。結合老油田地面系統改造提升，解決油田區域負荷不平衡及能耗高的問題。

2）貫徹“綠色低碳”發展思想，以國內外先進水平為目標，加快老油田技術改造步伐，提高油田地面建設工藝技術水平，充分利用已建設施，節約能源，降低能耗，優化工程投資，減少油田開發綜合成本，提高投資效益。

[1]馮叔初.油氣集輸與礦場加工[M].東營：中國石油大學出版社，2006：331.

[2]中國石油天然氣集團公司.油田油氣集輸設計規范：GB 50350—2015[S].北京：中國計劃出版社，2016：22.

[3]王明信.油氣集輸系統優化在大慶薩北油田的應用[J].石油規劃設計，2007，18（3）：20-22.

[4]崔彬澎.集輸系統聯合站動力設備運行現狀分析[J].管道技術與設備，2004（1）：26-28.

[5]張奎文.原油集輸及處理系統節能對策[J].油氣田地面工程，2007，26（8）：39-40.

[6]李杰訓.大慶老油田地面系統優化調整措施及效果[J].石油規劃設計，2007，18（3）：1-37.