華北油田老區(qū)地面系統(tǒng)區(qū)域功能優(yōu)化

劉濤 于越 盛楠 劉素娟 倪虹

（中國(guó)石油華北油田公司第一采油廠）

華北油田采油一廠自1976年投入開(kāi)發(fā)建設(shè)，先后建成了任丘、文安、南馬莊等8個(gè)油田，地面系統(tǒng)主要采用“單井—計(jì)量站—接轉(zhuǎn)站—聯(lián)合站”的三級(jí)布站模式。截至2018年，共建成油井1 287口，水井351口，日產(chǎn)液3.124×104m3，日產(chǎn)油2 390 t，日注水量3.34×104m3；各類站場(chǎng)96座，主要集輸管線17條，總長(zhǎng)約151 km。

1 老油田地面系統(tǒng)存在的問(wèn)題

隨著油田的深度開(kāi)發(fā)，油、氣、水產(chǎn)量較開(kāi)發(fā)初期都發(fā)生了很大變化，油田產(chǎn)液量上升、產(chǎn)油量下降。自20世紀(jì)90年代初起，原油開(kāi)發(fā)由以潛山碳酸鹽巖為主過(guò)渡到以第三系砂巖為主，潛山油藏產(chǎn)量大幅度降低，復(fù)雜小斷塊油田逐年增多，從而導(dǎo)致現(xiàn)有生產(chǎn)設(shè)施的適應(yīng)性越來(lái)越差。由于工藝技術(shù)改造投入不足，三管伴熱集油等落后工藝仍在使用。系統(tǒng)能耗高、維護(hù)費(fèi)用高、安全隱患多、開(kāi)發(fā)效益差等問(wèn)題凸顯。

1.1 地面系統(tǒng)能耗高

地面系統(tǒng)能耗高主要表現(xiàn)在三個(gè)方面。一是34.8%的站外集油系統(tǒng)采用三管伴熱工藝，占總供熱負(fù)荷的55%，同時(shí)部分站點(diǎn)清水回注量較大；二是各站加熱系統(tǒng)燃料油消耗高，全廠每年消耗燃料油約1.0×104t，大部分燃油加熱爐排放的二氧化硫、氮氧化物、煙塵超標(biāo)，污染環(huán)境；三是在建設(shè)初期，一些邊遠(yuǎn)小斷塊油氣生產(chǎn)區(qū)域采用拉油點(diǎn)方式集油，沒(méi)有進(jìn)入附近集輸系統(tǒng)，部分接轉(zhuǎn)站集油工藝為開(kāi)式流程，未能達(dá)到密閉生產(chǎn)，油氣損耗大。

1.2 腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重

部分油田采出液礦化度為5 000～70 000 mg/L，Ca2+、Cl-含量高，造成地面系統(tǒng)設(shè)施腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重；有的油田采出液含Ba2+、SO42-，易形成BaSO4垢。

南部區(qū)域的南馬莊油田腐蝕情況最為嚴(yán)重，馬一站站內(nèi)集輸系統(tǒng)管網(wǎng)、儲(chǔ)罐的腐蝕主要表現(xiàn)為點(diǎn)蝕、坑蝕和垢下腐蝕等，腐蝕導(dǎo)致管網(wǎng)頻繁穿孔、儲(chǔ)油罐多處滲漏。經(jīng)統(tǒng)計(jì)，2013年至今站內(nèi)管網(wǎng)已發(fā)生穿孔32次。

1.3 區(qū)域負(fù)荷不均衡

油田開(kāi)發(fā)后期，集油、注水范圍和油氣水生產(chǎn)結(jié)構(gòu)不斷變化，導(dǎo)致生產(chǎn)設(shè)施與當(dāng)前生產(chǎn)狀況不匹配，各區(qū)域生產(chǎn)負(fù)荷不均衡。北部區(qū)域站場(chǎng)處理負(fù)荷率為 74%～95%，南部區(qū)域站場(chǎng)處理負(fù)荷率為70%～97%，而西部區(qū)域原有兩座聯(lián)合站的處理負(fù)荷率僅為 32%～49%，造成區(qū)域負(fù)荷失衡，人員及生產(chǎn)設(shè)施浪費(fèi)。

2 區(qū)域功能優(yōu)化

為了最大限度地節(jié)能降耗，實(shí)現(xiàn)安全環(huán)保生產(chǎn)，提高老油田開(kāi)發(fā)效益，根據(jù)各區(qū)域站內(nèi)站外設(shè)施與生產(chǎn)現(xiàn)狀，有針對(duì)性地開(kāi)展了地面工程系統(tǒng)區(qū)域功能優(yōu)化改造。如采取站外單管常溫輸送，站內(nèi)密閉流程的工藝措施；治理管道和儲(chǔ)罐腐蝕結(jié)垢問(wèn)題；對(duì)各區(qū)域零散拉油點(diǎn)進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，整合西部區(qū)域兩座聯(lián)合站；充分利用清潔能源或地方熱力資源替代燃料油等。

2.1 單管常溫輸送技術(shù)

自2014年以來(lái)，華北油田根據(jù)產(chǎn)液含水量的變化，全面梳理了從單井集油到原油外輸?shù)恼麄€(gè)集輸過(guò)程，分析管道伴熱負(fù)荷特點(diǎn)。對(duì)全廠17條主要集輸油干線及170條集油線逐條進(jìn)行溫降、壓降核算及降溫實(shí)驗(yàn)，逐年加大常溫輸送的力度。篩選部分油井的伴熱管線進(jìn)行降溫試驗(yàn)：如通過(guò)視頻監(jiān)控實(shí)時(shí)采集常溫集油邊界溫度、壓力等數(shù)據(jù)；通過(guò)降溫確定油井黏壁溫度；通過(guò)停溫驗(yàn)證黏壁溫度與常溫輸送邊界溫度的關(guān)系，以此來(lái)確定常溫輸送的溫度。

雁 63-13、雁 63-25井降溫及停溫實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)壓降—溫度曲線中均存在一個(gè)壓降轉(zhuǎn)折的最高點(diǎn)，這個(gè)轉(zhuǎn)折點(diǎn)對(duì)應(yīng)的溫度與原油黏壁情況發(fā)生時(shí)溫度傳感器顯示的溫度相同。可以初步判斷這個(gè)壓降轉(zhuǎn)折最高點(diǎn)對(duì)應(yīng)的溫度即為高含水原油的黏壁溫度，見(jiàn)圖1。

圖1 雁63-25井進(jìn)站溫度與壓降關(guān)系

通過(guò)對(duì)西部區(qū)域的西柳、高陽(yáng)油田的管路黏壁溫度進(jìn)行測(cè)試和分析，結(jié)果表明西柳油田黏壁溫度低于凝固點(diǎn) 2 ℃左右，高陽(yáng)油田黏壁溫度低于凝固點(diǎn) 4 ℃左右，目前西柳油田進(jìn)站溫度普遍高于凝固點(diǎn)8 ℃左右，高陽(yáng)油田進(jìn)站溫度高于凝固點(diǎn)6 ℃左右。如果將運(yùn)行溫度降到黏壁溫度附近，將極大降低集輸能耗。西柳油田最多可降低能耗 76.7%，高陽(yáng)油田最多可降低能耗 73.1%。經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)，最終確定了當(dāng)產(chǎn)液量高于20 m3/d、綜合含水高于90%、集輸距離小于1.5 km、管線輸送終點(diǎn)溫度低于凝固點(diǎn) 5 ℃的油井直接停伴熱，實(shí)現(xiàn)常溫輸送。其他油井通過(guò)“簡(jiǎn)、短、串”即流程簡(jiǎn)化、距離最短、就近串聯(lián)的工藝改造，實(shí)施單管常溫集油。部分產(chǎn)液量低、物性差、距離遠(yuǎn)的油井，可利用高溫產(chǎn)出液熱源，采用雙管摻水流程或高溫井帶低溫井的方式保證單井輸送，同時(shí)配套通球及熱洗措施。

高44斷塊實(shí)施簡(jiǎn)短串工藝，全部29口油井優(yōu)化后，停運(yùn)了燃油加熱爐，產(chǎn)液不加熱通過(guò)外輸泵輸送至高陽(yáng)站。目前產(chǎn)液進(jìn)站溫度為28～33 ℃，降低站外加熱負(fù)荷50×104kcal。

2.2 伴生氣回收技術(shù)

采油一廠部分油井套管氣氣量較多。自 2016年起，采用套管氣回收技術(shù)，充分回收利用零散套管氣，減少大氣污染。通過(guò)安裝井口單向定壓放氣閥或連動(dòng)式低壓抽氣筒（套管氣抽吸裝置）將套管氣回收到站內(nèi)利用。目前，122口油井安裝了套管氣回收裝置，累計(jì)日回收伴生氣1 800 m3。

采油一廠21座站場(chǎng)建站時(shí)，大部分站內(nèi)集油工藝為開(kāi)式流程，油氣損耗大。不僅造成能源浪費(fèi)，污染環(huán)境，還存在較高的安全風(fēng)險(xiǎn)。根據(jù)各站的集油工藝及呼出氣量統(tǒng)計(jì)情況，將高29站、文31站等站場(chǎng)的集油工藝由開(kāi)式流程改為密閉流程。其中，站內(nèi)無(wú)三相分離器的新建三相分離器及外輸緩沖罐，將沉降罐改為事故罐，站內(nèi)已有三相分離器的新建外輸緩沖罐，將儲(chǔ)油罐改為事故罐；對(duì)雁一聯(lián)、任三聯(lián)等站場(chǎng)應(yīng)用大罐油氣處理裝置，呼出氣量小于等于300 m3/d的儲(chǔ)罐采用固定式油氣回收裝置，呼出氣量大于300 m3/d的儲(chǔ)罐采用大罐抽氣裝置處理。通過(guò)近幾年工藝改造，21座站場(chǎng)全部實(shí)現(xiàn)密閉輸送，取得了顯著成效。

2.3 腐蝕結(jié)垢治理技術(shù)

南馬莊油田產(chǎn)出液中礦化度高，存在各種腐蝕成分，S2-、游離的CO2、SO42-形成了以S2--CO2-Cl--H2O的腐蝕水體。腐蝕以S2-、SO42-、SRB、Cl-為主，以少量的CO2為輔，其中CO2、H2S是腐蝕劑，水是載體，Cl-是催化劑。產(chǎn)出液中形成的腐蝕水體是造成管線設(shè)備腐蝕穿孔的主要因素。隨著溫度的升高腐蝕性逐漸增大，腐蝕速率加劇。掛片腐蝕試驗(yàn)測(cè)得南馬莊油田單井年平均腐蝕速度為 0.089 5～0.15 mm（平均腐蝕速度應(yīng)小于等于0.076 mm/a）。南馬莊油田集輸油線腐蝕與溫度變化曲線見(jiàn)圖2。

圖2 南馬莊油田集輸油線腐蝕與溫度變化曲線關(guān)系

南馬莊油田水質(zhì)結(jié)垢化驗(yàn)數(shù)據(jù)分析表明：

（1）南馬莊油田普遍存在形成鈣、鎂垢的離子，且含量較高（Ca2+含量173～393.2 mg/L，HCO3-含量233.2～1 131 mg/L），各管網(wǎng)部位水質(zhì)均存在碳酸鈣結(jié)垢趨勢(shì)，同一水質(zhì)隨著溫度的升高碳酸鈣沉積量逐漸增加。溫度達(dá)到45 ℃以上結(jié)垢趨勢(shì)明顯增加。圖3為CaCO3結(jié)垢趨勢(shì)圖。

圖3 CaCO3結(jié)垢趨勢(shì)圖

（2）南馬莊油田產(chǎn)出液存在形成硫酸鋇垢的兩種不同水性，其中馬2、西6斷塊富含Ba2+離子，含量24.2～65.8 mg/L；西36斷塊、西20潛山、馬2井富含SO42-離子，含量140～1 171 mg/L，兩種離子相遇時(shí)，產(chǎn)生BaSO4沉淀。

根據(jù)分析，南馬莊油田制定了合理降低地面系統(tǒng)運(yùn)行溫度、添加緩蝕劑減緩腐蝕、改造設(shè)備等治理腐蝕結(jié)垢措施。

在確保安全生產(chǎn)的前提下，站外單井通過(guò)簡(jiǎn)、短、串工藝改造實(shí)施單管常溫集油，進(jìn)站溫度保持在 40 ℃左右；通過(guò)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)優(yōu)選出兩種緩蝕劑（MY871GH、MY871GH1），在關(guān)鍵部位添加緩蝕劑緩解管線腐蝕，將腐蝕速度控制在＜0.02 mm/a，緩蝕率≥85.0%，對(duì)集油管網(wǎng)起到了較好的緩蝕效果；采用玻璃鋼內(nèi)膽技術(shù)對(duì)腐蝕嚴(yán)重的儲(chǔ)罐等設(shè)施進(jìn)行維修改造。

針對(duì) BaSO4結(jié)垢問(wèn)題進(jìn)行站內(nèi)工藝改造，建成兩套獨(dú)立處理系統(tǒng)。將富含SO42-離子的西20潛山、西36斷塊、馬2井產(chǎn)出液與富含Ba2+的馬2、西6、馬 35、馬 95斷塊產(chǎn)出液從進(jìn)站脫水、外運(yùn)、采出水處理、回注各工藝環(huán)節(jié)分別處理，徹底隔絕Ba2+、SO42-兩種離子的相遇機(jī)會(huì)。

通過(guò)腐蝕、結(jié)垢綜合治理，南馬莊油田腐蝕速率減緩85%，BaSO4阻垢率達(dá)到100%。

2.4 清潔能源利用

2014年，采油一廠在任一聯(lián)、雁一聯(lián)實(shí)施高溫產(chǎn)出液余熱利用。產(chǎn)出液余熱換熱，滿足站內(nèi)生產(chǎn)熱負(fù)荷需求，徹底停運(yùn)了加熱爐。經(jīng)地質(zhì)、工程技術(shù)人員多方勘查論證，利用高溫產(chǎn)出液、恢復(fù)報(bào)廢探井作為高溫產(chǎn)出液井作為清潔能源，替代加熱爐燃油，滿足了其他站庫(kù)的用熱需求。

在西部區(qū)域雁翎油田周圍，將高溫井雁 1、雁28等4口綜合含水99%，平均溫度110 ℃，井提液1 300 m3/d的高溫產(chǎn)出液調(diào)至同二接轉(zhuǎn)站，采用換熱工藝替代該站加熱爐燃油供熱。利用高溫井提液后，年增油4 745 t，同二站停燒燃油后，年節(jié)約燃油2 350 t，與原工藝相比經(jīng)濟(jì)效益大大提升。

將高 17、高 19兩口報(bào)廢探井恢復(fù)作為高溫產(chǎn)出液井，為高29站、西柳2站、西柳10站提供熱源，徹底停運(yùn)燃油加熱爐。高溫井提液后，年增油2 920 t，高29等站停燒燃油后，年節(jié)約燃油3 150 t。另外高溫產(chǎn)出液換熱后，再經(jīng)過(guò)濾器過(guò)濾，達(dá)標(biāo)后替代清水就地回注，年減少清水消耗 20×104m3。2017年冀中地區(qū)油價(jià)為每噸2 461.17元，高溫井提液后增油和節(jié)油共創(chuàng)經(jīng)濟(jì)效益 1 493×104元，而報(bào)廢井恢復(fù)等措施費(fèi)用僅為250×104元。

在此基礎(chǔ)上，因地制宜，積極發(fā)掘其他可利用清潔能源。高一聯(lián)因產(chǎn)液溫度低，實(shí)施常溫集輸較為困難，且該站產(chǎn)液氣油比低，伴生氣量極少，無(wú)法利用自產(chǎn)伴生氣替代燃油，年耗自用油1 450 t，是燃油大戶。該區(qū)域位于高陽(yáng)縣城區(qū)，環(huán)保要求嚴(yán)格，為減少硫化物排放，考慮就近利用地方熱電廠蒸汽為高一聯(lián)生產(chǎn)供熱。在地方政府支持下，通過(guò)油地結(jié)合的市場(chǎng)化服務(wù)方式，購(gòu)買熱電廠蒸汽。不僅徹底停運(yùn)了燃油加熱爐、避免了排放污染環(huán)境，削除了安全環(huán)保隱患，還實(shí)現(xiàn)了油地雙方互利共贏。

2.5 聯(lián)合站調(diào)整簡(jiǎn)化

西部區(qū)域原有兩座聯(lián)合站的原油總處理能力為89×104t/a，目前實(shí)際原油產(chǎn)量?jī)H為原設(shè)計(jì)能力的1/3左右。兩座聯(lián)合站的輸油流向?yàn)楦咭宦?lián)脫出好油經(jīng)高陽(yáng)熱泵站升溫后，由高任線輸至煉油廠，西柳聯(lián)合站脫后好油插輸至高任線。由于高一聯(lián)脫后好油量未能達(dá)到高任線最低起輸量，需在外輸時(shí)摻水以保障外輸，增加了能源的浪費(fèi)。

通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研和實(shí)驗(yàn)，論證了輸送含水油的可行性，確定出綜合經(jīng)濟(jì)效果較好的方案。即取消高一聯(lián)電脫水流程，停運(yùn)高陽(yáng)熱泵站，拆除西柳聯(lián)三相分離器，只進(jìn)行油氣分離，輸送含水油。方案實(shí)施后，高一聯(lián)簡(jiǎn)化為高陽(yáng)接轉(zhuǎn)站，西柳聯(lián)簡(jiǎn)化為西柳10接轉(zhuǎn)站。高陽(yáng)站工藝流程為：總機(jī)關(guān)來(lái)液、高44、高29管輸來(lái)液、卸油點(diǎn)來(lái)液進(jìn)沉降罐沉降，再增壓、換熱后經(jīng)輸油泵輸至西柳2站。西柳10站工藝流程為：西柳10站接收西柳各計(jì)量站及總機(jī)關(guān)來(lái)油，經(jīng)過(guò)板式換熱器加熱、油氣分離器分離，含水油進(jìn)緩沖罐、外輸泵加壓，插入西同線；伴生氣經(jīng)干燥、除油后進(jìn)加熱爐燃燒；儲(chǔ)油罐作為事故罐備用。兩座聯(lián)合站簡(jiǎn)化為接轉(zhuǎn)站后，處理負(fù)荷率提高，大大減少了人員及生產(chǎn)設(shè)施的浪費(fèi)。

2.6 拉油點(diǎn)地面優(yōu)化調(diào)整

按照“安全實(shí)用、運(yùn)行可靠”的原則，對(duì)采油一廠拉油點(diǎn)地面現(xiàn)狀進(jìn)行梳理統(tǒng)計(jì)，開(kāi)展拉油點(diǎn)地面優(yōu)化調(diào)整適應(yīng)性分析與可行性研究，利用油井多井枝狀串接工藝，即相距2 km以內(nèi)的油井串聯(lián)生產(chǎn)以縮短集油距離，將拉油點(diǎn)實(shí)現(xiàn)串入就近油氣生產(chǎn)系統(tǒng)或合并集中拉油，達(dá)到節(jié)約拉運(yùn)費(fèi)用，防止偷盜油現(xiàn)象發(fā)生的目的。按照區(qū)塊拉油點(diǎn)優(yōu)化設(shè)計(jì)模式，集中進(jìn)行地面優(yōu)化調(diào)整，節(jié)省拉運(yùn)費(fèi)用；將距系統(tǒng)小于5 km的拉油點(diǎn)就近串入油氣生產(chǎn)系統(tǒng)，采用一條電加熱主線帶多井，單管集油方式，簡(jiǎn)化布局；點(diǎn)升溫，線維溫，在最遠(yuǎn)端利用電加熱器升溫油井產(chǎn)液，沿途帶低溫井，并對(duì)外輸線進(jìn)行管線電伴熱維溫；對(duì)于液量低、無(wú)法串入系統(tǒng)或無(wú)法合并集中的拉油點(diǎn)，采用視頻和儲(chǔ)油罐液位數(shù)據(jù)傳至中控室，實(shí)現(xiàn)合理撤銷拉油點(diǎn)值班人員，優(yōu)化人力資源配置。

高陽(yáng)油田目前共有邊零井26口，拉油點(diǎn)14座，總計(jì)日產(chǎn)液252.8 m3/d，日產(chǎn)油68.6 t/d，用工13人，拉油費(fèi)用 222×104元/年。優(yōu)化調(diào)整后，14座拉油點(diǎn)減為4座，節(jié)省拉油點(diǎn)用工9人，節(jié)約拉運(yùn)費(fèi)用160×104元/年，停用9具50 m3儲(chǔ)罐。

3 應(yīng)用效果

采油一廠地面系統(tǒng)經(jīng)優(yōu)化調(diào)整，形成分別以雁一聯(lián)、任一聯(lián)、任三聯(lián)為中心的西部、南部、北部三大區(qū)域地面工藝系統(tǒng)。兩座聯(lián)合站簡(jiǎn)化為接轉(zhuǎn)站；取消“三管伴熱流程”，站內(nèi)工藝由開(kāi)式流程改為密閉輸送，加熱爐停燒燃油，實(shí)現(xiàn)自用油零消耗；回收伴生氣；解決了硫酸鋇垢影響油田正常開(kāi)發(fā)的難題；節(jié)省了拉油費(fèi)用，達(dá)到“功能優(yōu)化、布局合理、安全環(huán)保、經(jīng)濟(jì)高效”的目標(biāo)。

地面系統(tǒng)經(jīng)優(yōu)化調(diào)整后，共停運(yùn)燃油加熱爐35臺(tái)，減少拉油點(diǎn)23座，減少用工35人，年減少清水資源20×104m3，年節(jié)約燃料油1.0×104t，年回收伴生氣65.7×104m3，年減少碳排量3.7×104t，創(chuàng)造經(jīng)濟(jì)效益 4 172×104元。同時(shí)，油田地面系統(tǒng)適應(yīng)性、安全性、運(yùn)行效率得到全面提升，降低了生產(chǎn)運(yùn)行成本，減少了 CO2排放，降低環(huán)境污染；優(yōu)化了人力資源配置，提高了勞動(dòng)生產(chǎn)率，取得了很好的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益。

地面工程系統(tǒng)各區(qū)域優(yōu)化后，集輸油工藝的系統(tǒng)適應(yīng)性和油田后續(xù)開(kāi)發(fā)的適應(yīng)能力有了很大程度的提高，滿足了采油一廠地面工程后續(xù)的開(kāi)發(fā)需要。尤其是采用高溫產(chǎn)出液、油改氣、地方熱力等替代燃油，圍繞“大氣、水質(zhì)、土壤”推進(jìn)安全環(huán)保隱患治理，重視生態(tài)環(huán)境保護(hù)，實(shí)施綠色生產(chǎn)，實(shí)現(xiàn)了企業(yè)與環(huán)境、人與自然和諧發(fā)展。