海拉爾油田地面系統優化調整措施

大慶油田呼倫貝爾分公司工程技術中心

海拉爾油田2001年投入開發，截至2019年底，已建成6 個作業區，油井1 211 口，注水井488 口，聯合站5座，轉油站4座，內部輸油管道126.25 km，站間混輸管道29.25 km，35 kV 以上供電線路412 km，主干路320.8 km。油田主體設施基本完善，能夠滿足開發需要，并有一定的剩余能力。

1 海拉爾油田地面建設現狀

1.1 集油系統工藝現狀

海拉爾油田已形成一套較為完善的站外集油工藝系統，主要包括環狀摻水集油工藝、樹狀電加熱集油工藝、雙管摻水集油工藝、零散區塊單井架罐集油及提撈采油等，建有各類集油管道710.5 km，基本滿足了油田開發需要。

（1）環狀摻水集油工藝。海拉爾油田目前共有蘇131、烏東、貝16、貝28、貝301 作業區采用環狀摻水集油工藝，共管轄油井632口，占總油井數的52.19%。該集油工藝優點是減少了集油管道的用量，簡化了閥組間工藝，建設投資低、摻水量少、管理方便[1]，比較適合海拉爾寒冷地區單井集油，較好滿足了油田生產需要；缺點是油井相互之間有影響，單井計量較復雜。

（2）樹狀電加熱集油工藝。樹狀電加熱管集油工藝主要在貝中、烏東作業區應用，貝301作業區有少量應用，共管轄油井289 口，占總油井數的23.86%。該工藝優點是減少了集油管道的用量，一次性建設投資低，適合依托性差、氣量較少區塊的開發應用[2]；缺點是存在維修技術水平要求高、耗電量高等問題，但基本滿足了油田開發需要。

（4）提撈生產。海拉爾油田共有提撈生產井236口，占總井數的19.49%。提撈生產基本滿足了偏遠、產量較低等低效井開發需求。

1.2 脫水系統工藝現狀

海拉爾油田建有蘇一聯、烏東聯、德一聯、德二聯、呼一聯共5 座脫水站。脫水采用“五合一”、“四合一+電脫水”、高效三相分離器熱化學脫水3 種脫水工藝。設計總脫水能力2.16×104t/d，目前實際處理量為1.3×104t/d，平均負荷為59.9%。

四合一+電脫水工藝：計量間來液進分離、加熱、沉降、緩沖合一裝置，含水油經脫水泵增壓進電脫水器，凈化油進儲油罐，然后經增壓、加熱后管道外輸。該工藝較常規電脫水工藝集成化水平相對較高，缺點是仍需采用脫水泵、電脫水器，能耗高。

“五合一”組合裝置脫水工藝：閥組間來液進入“五合一”組合裝置，經緩沖、加熱、分離、沉降、電脫水處理，凈化油進儲油罐，然后經外輸泵增壓管道外輸。該工藝較“四合一+電脫器”工藝更為簡化，缺點是能耗較高，現場操作難度相對較大。

高效三相分離器熱化學脫水工藝：閥組間來液進高效三相分離器進行油氣水分離，凈化油進儲油罐，然后經增壓、加熱后管道外輸。該工藝簡化了脫水工藝流程，減少設備數量及占地面積，提高了處理效率，降低了地面建設一次投資及運行費用。該工藝僅適合水驅，單臺設備能力較低[3]。

德一聯、德二聯、烏東聯均采用高效三相分離器熱化學脫水工藝處理水驅原油，呼一聯“四合一+電脫水”工藝處理復合驅試驗產出液，蘇一聯采用“五合一”組合裝置脫水工藝處理整個油田外輸原油，海拉爾油田依據不同區塊特點，選用不同分離設施，很好地適應油田開發。

1.3 輸油系統工藝現狀

油田輸油系統2009 年建成投產，結束原油外輸一直靠汽車拉運的歷史，實現了凈化油管輸，降低了拉油成本，減少油品損耗。輸油系統管道分輸油干線1 條和支線3 條。輸油干線起點是德二聯合站，途經中1號加熱站，終點是蘇一聯。輸油支線有3 條，分別是德一聯合站至德二聯合站輸油管道、呼一聯合站至德二聯合站輸油管道、烏東聯至中1 加熱站輸油管道，共建內部輸油管道126.25 km。

1.4 水系統工藝現狀

海拉爾油田位于草原深處，沒有社會依托，油田用水全部采取就地取水、就地處理、就地回注的方式。

在新的歷史條件下，我們建設社會主義先進文化，也必須堅持文化的“群眾性”這一根本原則，注重發揮人民群眾在文化建設中的主體作用。必須始終堅持文化發展依靠人民、文化發展為了人民、文化發展成果由人民共享的原則，提高全民族的文化素質，實現人的全面發展。

（1）地下水處理系統。海拉爾油田共建成6座水質站，均采用“錳砂除鐵+精細過濾”常規地下水處理工藝，處理后水質達“3.2”標準后輸至注水站?？偺幚砟芰?5 280 m3/d，實際處理量4 458 m3/d，負荷率29.2%；建成水源井94 口，產水能力13 180 m3/d，實際供水量5 145 m3/d，負荷率39.0%。各水質站能力可以滿足開發需求，存在部分作業區負荷率極低（德二聯水質站負荷率僅為2.3%）的問題。

（2）注水系統。地面系統建成注水站7座、注配間23 座，注水系統采用分散和集中相結合的注水工藝，橇裝注水作為補充，單井和多井并存的配水流程?？傋⑺芰?5 505 m3/d，轄注水井488口，建有供水管道82.6 km、注水管道318.8 km，實際負荷7 733 m3/d，負荷率49.9%，基本滿足開發注水的需要。

（3）含油污水系統。海拉爾油田建有蘇一聯、烏東聯、德一聯、德二聯、呼一聯共5座含油污水處理站。污水站采用“除油緩沖罐 SSF凈化器無閥濾罐”的水驅深度污水處理工藝，設計污水總處理能力4 880 m3/d，實際處理量2 560 m3/d，負荷率52.5%。經過多年運行，處理效果較好，操作簡便，出水平均含油1.53 mg/L、懸浮物1.48 mg/L，對比“橫向流除油+3級壓濾”或“一體化凈化機+2級過濾”的三級處理工藝，在運行過程中，可減少更換濾料頻率，降低運行成本。該工藝具有流程短、投資少、運行成本較低、抗污染性強等特點。污水系統因原油含水外輸，各站處理負荷不均衡，德一聯污水站停運，蘇一聯污水站處理能力不足。

2 存在的主要問題

海拉爾油田開發初期，采用地上地下一體化開發方式，當年鉆井當年投產的建設模式。雖然實現了快速上產，滿足了油田開發需求，但由于海拉爾油田地下的特殊性及地理環境復雜性，且隨著開發年限不斷增加，地面系統存在著一定問題。

（1）設備負荷率低，能耗高。目前5座聯合站各系統負荷率均較低（表1），脫水站平均負荷率59.9%，最低負荷僅為28.8%。水質站平均負荷率39%，注水站平均負荷率49.9%，污水站平均負荷率52.5%。

（2）部分站場處理負荷不均衡問題突出[4]。由于油田內部各站距離較遠，兩個站最近距離為9 km，加之受環境制約，無法實現內部平衡。油田污水站平均負荷低，但局部較高，如表2所示。蘇一聯受徳二聯外輸摻水影響，隨原油產量降低，長輸管道外輸摻水，來水量將超過污水站設計能力需擴建。

（3）隨著開采年限的增加，低效井逐年增多。油田共有提撈生產井236 口，占總井數的19.49%，僅2017—2018 年轉提撈井130 口，占總井數的10.8%；而集油管網未進行相應的優化調整，導致部分集油管網低效或無效運行，造成燃料、電能浪費。

表2 污水站設計能力及預測Tab.2 Design capability and prediction of sewage station

（4）注水站規模小，無法滿足開發動態調整需求。油田區塊分散，注水系統呈現小而繁雜的情況，各作業區間注水系統相對獨立，且同一作業區內注入壓力相差較大，存在多套注水系統，規模小，管理節點多，現場控制難度大[5]。分散注水多井配水工藝注配間預留能力較小，適應能力差。開發后期動態調整頻繁，提壓、增注幅度大，注水站、注配間改造工程量大，投資浪費嚴重。

（5）數字化自動化水平低，變電所等仍采用值守模式。海拉爾油田地處內蒙古草原深處，自然條件惡劣，井站間距離較遠，油田生產自動化水平較低，井、間、站數字化覆蓋率僅達到5%，現場監測、運行控制等尚處于手工操作狀態，信息反饋不及時，生產管理有延時，造成用工數量多，勞動強度大，工作效率低，安防難度大，信息共享難。海拉爾油田供配電系統共有8座變電所，變電所與廠調度中心之間的信息傳遞主要依靠電話，電力調度獲得的信息滯后，存在周期性管理盲區，不利于故障的及時預警、分析及判斷，難以為油田電網的運行管理提供高效的系統保障。

（6）德二聯至蘇一聯外輸管道自2014 年已開始外輸含水油，油田貝區德二聯、德一聯、呼一聯為方便分作業區原油外輸交接計量，仍按脫水站模式運行，脫出凈化油進入儲罐暫存，計量后再摻水外輸，外輸系統開式運行，造成原油輕組分揮發，原油二次加藥脫水造成藥劑浪費，運行費用高，管理難度大。

（7）由于油田滾動開發，站場非一次性建成，存在功能相同單元在同一區塊分散建設的現象，如德一聯、呼一聯均建有新老注水站，管理點多，不利于現場生產管理及油田數字化建設的實施。

3 優化調整措施

海拉爾油田已開發了18 年，開發地質認識也越來越清晰，根據目前油田存在的問題，并結合數字化油田建設，打破廠礦界限，采取“降、停、轉、并、減”的措施，對地面系統進行綜合優化調整[6]。

3.1 站內工藝優化

（1）節約運行成本，將3座脫水站降級為轉油站。為達到地面系統安全有效運行，結合海拉爾油田數字化建設，為保證德蘇輸油干線運行，呼一聯和德一聯降級為轉油站，德二聯降級為轉油站放水運行，外輸含水油至蘇一聯脫水站集中脫水后外輸；烏東聯至中一加熱站管道停運，調整為汽車拉運外輸。按此運行，每年可節約藥劑31.5 t，節約費用34.21 萬元；降級為轉油站，回油溫度及外輸油進站溫度可降低至凝固點進站運行，年可節約燃油1 300 t，節約費用386.11 萬元；外輸系統由開式運行轉為閉式運行，每年減少原油輕組分揮發320 t，節約費用112萬元。

（2）合并德一聯、呼一聯新老注水站，減少管理點，優化運行。德一聯降為轉油站運行后產液全部輸送至德二聯，德一聯污水站停運；德二聯匯集貝區產液后面臨含油污水剩余情況，德一聯需補充地下水，同時考慮站場集中管理、崗位合并，核減德一聯水質站及水源井生產管理崗，統一由德二聯供給回注水源。由于油田滾動開發，德一聯、呼一聯均有新老2座注水站，為減少管理點和崗位，同時為信息化實施提供基礎，將2座站場的新老注水站優化合并。

3.2 低效井地面管網優化

地上地下一體優化，治理低產、低效油井，130 口油井轉提撈生產導致部分集油環低效運行。通過計算，對油田集油管網進行系統優化調整，停運閥組間3座、集油環及電加熱支線72個；棄置集油摻水管道108 km、電加熱管道6.5 km。調整后減少摻水量925 m3/d，節約燃料油1.15 t/d，減少耗電1 404 kWh/d，每年可節約運行費用201.6萬元。

3.3 自動化采集與控制

海拉爾油田采用ZigBee儀表技術+華為5G通信技術+有線供電模式，建設物聯網無線專網，實現生產過程的自動化采集與控制。小型站場采取“區域巡檢、無人值守”；中型站場采取“區域巡檢、少人值守”；大型站場采取“集中監控”。通過數據集中處理，實現集中管理、運行控制，實現電子巡檢，減少人工巡檢次數，降低員工勞動強度；對關鍵部位實現遠程控制操作，優化用工數量，精細管理，提升油田生產管理能力和水平[7]。無人值守站210 座，油田建設覆蓋率95%，實現了場站“集中監控、少人值守、定時巡護”模式，促進了勞動組織架構扁平化，適應“生產安全指揮前移-服務保障后撤-海拉爾中轉協調”管理新模式，節省用工298余人，節約人工費4 470萬元。

3.4 橇裝注水

海拉爾油田區塊間地質差異大，注水站、注配間規模小，滾動開發動態調整大，地面應用橇裝注水裝置27 套，與已建注水站、注配間結合應用，滿足了海拉爾油田超前注水以及開發一定范圍內提壓、增注試驗的需要，是解決集中注水及分散注水工藝的重要補充部分。注水橇應用靈活，開發試驗結束后可搬遷至其他區塊應用，即解決了臨時注水問題，又節約了投資[8]。

3.5 變電所無人值守

通過應用電力調度系統，改造變電站一次、二次設備，實現變電所無人值守[9]。8 座變（配）電所轉為無人值守，核減生產定員56 人（總數115人），運維人員由分散變為集中，取得了減員增效的效果，緩解了油田供配電系統自動化程度低、用工冗余的問題，提升了電力生產安全管理水平[10]。同時與油田物聯網建設相互融合，共同分享，建設大數據平臺。

4 結束語

（1）對于老油田，應該采取分期分批進行優化改造，在海拉爾油田地面系統優化中，站場工藝降級調整3 座，站場核減3 座，站場合并4 座。站場優化簡化后節約藥劑、燃油、用電、原油輕組分揮發的運行成本532.32萬元/a，實現了油田開發降本增效。

（2）海拉爾油田應積極推廣數字化油田建設，提高自動化水平，系統優化，分公司模式改革共減少用工298人，節約人工成本4 470萬元/a。

（3）對于新開發的油田，采取地上地下一體化開發方式，雖然滿足了快速上產要求，但地面很難適應，因此建議統一規劃，分期實施，以避免功能單元分散和一次性建成后系統負荷低、運行能耗高等問題。