油田集輸系統區域優化對策探討

李 佳

中國石化勝利油田河口采油廠，山東東營 257200

在油田開發的中后期階段，隨著采油技術的不斷更新，一些難動用、低品位區塊的開采程度不斷加深，加之一些提液開采措施的應用，各油區呈現出含水高、液量大、油品差等特點。以勝利油田某采油廠為例：在部分中、低滲及稀油區塊，集輸站/庫（以下簡稱集輸站）的平均含水率超過75%；在部分高滲稠油、超稠油區塊，平均含水率甚至超過97%。集輸站進站液量大、含水高，往往造成區域產液量分布不均、處理能力不匹配、產液重復處理等問題；因此，結合現場實際，組織開展油田集輸系統區域優化運行研究，實現區域能力匹配、集輸處理質量和效率提高，是今后油田生產面臨的重要課題。本文以勝利油田某采油廠生產運行為例，開展集輸系統區域優化運行模式探討。

1 集輸系統主要工藝

勝利油田某采油廠，由于油區布局較分散，整體面積較大，主要采取“計量站→聯合站”的二級布站或“計量站→接轉站→聯合站”的三級布站運行模式[1]。各區域計量站、接轉站將采出液轉輸至聯合站；各聯合站處理合格的采出水回注，分離后的原油經管道轉輸至下一站點；原油集中至首站處理后外輸交接點。該采油廠主要集輸站的布局如圖1所示。

圖1 某采油廠主要集輸站/庫布局

由圖1可看出，該采油廠主要產油區域間跨度遠，轉輸距離長。其中，處在下游的部分聯合站既要擔負上游站庫來油處理轉輸任務，又要承擔本區域油田產液處理任務。

2 區域集輸系統主要矛盾

隨著油田開發進入中后期，產液量逐漸增加，含水率不斷升高，原油產量逐步下降，區域內集輸站的處理能力、處理工藝將逐步顯現不匹配、不適應等情況，需要對存在問題進行分析，提出針對性的優化調整方案。本文以某采油廠為例，對油田開發中后期區域集輸系統的主要矛盾進行分析。

2.1 區域產液處理布局不合理

在油田開發過程中，通常采取“先易后難、逐步擴展”的方式進行，各集輸站的建設則圍繞油田開發現狀布局，并根據適當的規劃確定處理規模。隨著區塊開發的深入以及新區塊的發現與開發，地面集輸站也隨之增加或改擴建。由于地面集輸系統建設的相對滯后，在油田區域內部集輸系統會出現運行能力不匹配、“舍近求遠”等問題，既不利于保障站庫的處理效果，又增加了系統能耗。

以該采油廠南部區域一油田為例，該油田區域內目前共建有2座接轉站、2座聯合站以及2座注水站。該油田區域內主要集輸與注水站庫布局關系如圖2所示。

圖2 某采油廠南部油田主要集輸與注水站庫布局關系

該油田屬稠油油田，采取“先易后難”的開發思路，初期主要以聯合站7所在的油田北部區域（油品性質相對較好）為主，隨著“三采”技術的應用和難動用儲量的開發，油田逐步向南部擴展，開發規模不斷增加。隨著油田的不斷開發，集輸站隨之建設，其建設由早期至晚期按先后的順序為聯合站7→接轉站2→聯合站8→接轉站1。因此，形成了如圖2中所示的“舍近求遠”問題：即接轉站2、聯合站8距所在的該油田南部區域距離較近，但是接轉站2產液卻遠距離輸送至聯合站7處理，處理后采出水在其附近的注水站1回注，造成接轉站轉輸能耗較高。

隨著油田開發不斷深入，該油田的產液量逐步增加，目前聯合站7進站液量（約19 000 m3/d）超過其設計處理能力（18 000 m3/d），導致該站處理設備超負荷運轉，外輸水質不穩定。

由于注水站2附近注水壓力為10.1 MPa，低于注水站1附近的注水壓力13.9 MPa，接轉站2附近產水轉至陳莊注水站1回注，也造成了回注水運行不經濟，單耗高等問題。

2.2 區域來液存在重復處理

為保證整體交油質量指標合格，對各級聯合站的外輸指標均制定控制標準，一般對下一級聯合站的外輸指標控制較上一級聯合站要求更為嚴格。為保障外輸油質量合格，在下游站庫的處理工藝上，一般對上級站庫來油與本站來液同時處理，存在著一定的重復處理問題，不利于區域整體的處理成本降低和效率提升。

以某采油廠北部一油區為例，該油區內有聯合站1、聯合站2等2座聯合站，其布局如圖1所示。在該油區內，聯合站1處理后的凈化油轉輸至聯合站2，聯合站2接收聯合站1來油及周邊計量站來液，一同處理后的凈化油再轉輸至聯合站3進行下步處理及轉輸。該油田區域內站庫的主要處理參數如表1所示。

表1 某采油廠北部油區站庫主要處理參數

由于含蠟較高，聯合站2外輸油的析蠟點為40℃，且該站外輸油管道長度超過31 km（管徑DN200），在18.2 km處設置中間加熱點一處，溫升約5～10℃。經水力熱力計算，結合生產運行實際，冬季聯合站2外輸液量不應低于950 m3/d。隨著油區產能的逐步降低，為保證聯合站2的長距離外輸管道平穩運行，防止凍凝事故發生，常常需要對凈化油再摻水外輸，一般采取分時段油水切換外輸或連續摻水外輸兩種模式。

摻水后再外輸的模式導致外輸油進入下游站庫后，還需要再進行脫水處理，造成油氣處理資源浪費、處理成本升高，同時上游站庫仍需保留完善的處理工藝設施及相應的崗位工作人員，增加設備設施的維護費用及人力資源。

3 集輸系統區域優化運行對策

針對上述集輸系統主要矛盾，應根據油田區域內部及油田間集輸站的處理能力、工藝等實際情況，從整體出發統籌考慮，制定合理的優化對策。一是注重“注、采、輸”通盤考慮，合理優化區域集輸布局，降低系統總體能耗；二是突出“油集中、水分區”總體思路，合理優化各級站庫的處理工藝及成本投入重點，減少重復處理液量，降低整體處理成本。

3.1 優化區域集輸系統總體布局

優化區域集輸系統總體布局就是通過合理分配站庫處理液量，保證集輸站采出液處理設計規模與實際處理能力相匹配，同時選取最優集輸路由，實現站場利用率最大化、內部輸送能耗最小化[2]。

仍以圖2所示某采油廠南部油田為例，聯合站8設計處理能力為24 000 m3/d，目前處理量為8 100 m3/d；接轉站2設計處理能力為4 000 m3/d，目前進站液量為2100m3/d，外輸液量為1 200 m3/d，周邊區塊集油系統摻水量900 m3/d；聯合站7進站液量超設計處理規模約1 000 m3/d。

目前，接轉站2與聯合站8之間已建有6座計量站（總產液量1 700 m3/d），集油管道進入聯合站8，集油布局見圖3。結合聯合站8周邊產液規模預測，并對現有集油干線（管徑DN200）進行水力、熱力計算校核，進而采取新建接轉站2至計量站2之間的集油干線（如圖3中虛線所示，管徑DN200），連通接轉站2至聯合站8集油流程，將接轉站2外輸液量轉輸至聯合站8處理，增加的采出水由聯合站8附近的注水站2回注。

圖3 聯合站8周邊集油系統布局

經過改造，聯合站7處理液量降至17800m3/d，聯合站8處理液量上升至9 300 m3/d，兩座聯合站的設計處理規模均能保障穩定生產，實現區域采出液與處理能力平衡。

在經濟效益方面，由于接轉站2外輸距離變短，沿程的壓力損失降低，管道輸送起點壓力由1.24 MPa降至1.03 MPa，每年可節約輸送電力消耗4.5×104kW·h。注水壓力由注水站1的13.9 MPa降至注水站2的10.1 MPa，每年可節約注水耗電71.24×104kW·h。

另外，管道的距離縮短，可有效節約管道的運行維護費用，管道的運行管理難度也進一步降低。

3.2 優化簡化上游站庫處理工藝

優化簡化部分站庫的處理工藝就是結合油田開發中后期含水升高、油量降低等因素，通過適當減少上游站庫的原油處理設施，簡化工藝流程，實現原油的區域集中精細處理，實現規模化的價值，進一步降低整體處理成本。

以某采油廠北部油區為例（圖1中聯合站1、聯合站2、聯合站3所在區域），由于進入開發中后期，聯合站2除去聯合站1來油外，本區域采出液含水已超過83%，聯合站1采出液含水也超過77%，由于沒有新增開發區塊，總體產油量也在逐年下降。

三座聯合站均采用“三相分離器分離+大罐熱化學（藥劑）沉降”原油處理工藝，其中：

聯合站1原油的主要處理工藝為：井排來液→一級三相分離器→二級三相分離器→外輸緩沖罐→外輸。

聯合站2原油的主要處理工藝為：井排來液→三相分離器→一級沉降罐→凈化油罐→外輸。

聯合站3原油主要處理工藝為：井排來液→三相分離器→（混合聯合站2來油）一級沉降罐→二級沉降罐→凈化油罐→外輸。

三座站庫均具有相應的采出水處理工藝，滿足本區域采出水回注指標。

結合聯合站2至聯合站3輸油管道運行情況，在輸量1 000 m3/d的情況下，外輸含水率約為18%。由于是稀油站庫，聯合站2三相分離器出油含水率一般為10%～20%。因此，可對聯合站2原油處理流程進一步優化簡化，減少沉降罐的使用，三相分離器出油可直接進入外輸緩沖罐外輸運行，原油集中在聯合站3進行進一步精細化處理[3]。

改造后，聯合站2在保證管道平穩運行的情況下，可減少一級處理設備，運行工藝改為：井排來液→三相分離器→外輸緩沖罐→外輸[4]。每年可減少破乳劑用量21.6 t，節約了運行成本。

同時，借助工業自動化、信息化技術的應用，在今后的生產優化過程中，可對部分聯合站的原油處理部分進一步優化，探索部分上游站庫原油處理“零庫存、全自動”運行模式，進一步簡化處理工藝，減少人工成本。

例如，可在有條件的站庫嘗試取消沉降罐，僅保留事故罐，將運行流程改為“三相分離器分離+外輸”模式，通過液位、界面、壓力、溫度等自控儀表及工業自動控制系統，實現原油處理工藝的全自動運行且工藝流程全密閉[5]。這種運行模式具有原油站庫安全風險低、環保零排放、精準化自動控制等優點，甚至能夠實現原油處理過程無人值守，進一步降低集輸站的安全環保風險和整體能耗水平。

4 結論

油田進入開發中后期時，通過對區域集輸系統所遇到的不平衡、不節能等矛盾問題進行分析，說明要著眼全局，從區域整體的能耗分析上進行優化改進。通過合理優化區域集輸系統布局，優化簡化上游站庫的原油處理工藝，深化自動化、信息化技術的應用，可有效保障區域集輸系統處理能力的平衡，有效降低“注、采、輸”整體運行能耗，對降低油田高含水期開發成本具有一定的指導意義。