提升高含水油田一級布站覆蓋率

許明飛（中國石油大港油田分公司采油工藝研究院）

目前國內大部分油田處于開發中后期，油井含水率普遍上升，開發初期規劃建設的地面集輸系統布局模式已不能滿足生產需求，存在系統負荷率低、集輸半徑短、一級布站覆蓋率低、能耗高等問題[1-2]，優化高含水率油田開發后期接轉站集輸半徑及集輸系統布局模式、提升一級布站覆蓋率，對降低地面工程投資、提高系統效率、促進油田高效可持續開發具有重要指導意義。

然而，目前還沒有文獻、標準針對集輸半徑給出具體參考值，《油田地面工程建設規劃設計規范》也只是給出一個最低參考值：一般水驅接轉站管轄油井的集輸半徑不宜小于5 km。

針對上述問題及目前國內油田開發現狀，對高含水率常規油氣田集輸半徑的確定開展研究。從影響集輸半徑的重要參數即含水率、氣油比、黏度、管徑、管道負荷率等幾大方面，計算出可能存在的各種參數情況下相應的最大集輸半徑，形成表格，進而可以直觀、快速地查表確定各種工況參數下的最大集輸半徑。通過查表，核查現有接轉站接轉半徑是否合理，是否存在可優化空間；亦可指導新建接轉站集輸半徑的確定，更加方便、有效地指導生產實踐。

1 集輸半徑模擬計算

油田采出液為油氣水三相混合物，這里針對中質油田高含水采出液的管輸進行模擬計算。

油田集輸半徑影響因子可以分為氣油比、管道規格、輸液量、含水率、原油黏度、起點輸液溫度、起末點壓力、原油密度、保溫方式等。高含水油田開發后期最大集輸半徑確定方法，分別考慮集輸半徑的各影響因素，通過計算，得出相應情況下的集輸半徑。

1.1 邊界條件取值

由于是高含水率油田開發后期，依據標準規范、目前國內高含水率中質油田實際運行工況及經驗[3-4]，這里確定部分影響因素的取值：輸液含水率90%、95%，起點輸液溫度30 ℃，起點壓力1.5 MPa，末點壓力0.2 MPa，在20 ℃時中質原油密度0.9 g/cm3。

管道經濟輸液量：油田內部原油集輸管道的液體流速宜為0.8～2.0 m/s，取液體流速的上限作為經濟輸量上限值。

結合油田管道負荷率實際生產情況，不同半徑的管道日輸液量取值見表1。管道保溫方式采取30 mm 聚氨酯泡沫保溫層，管道埋地敷設，埋地地層溫度取4 ℃。未考慮管道輸送過程中的高差、轉彎及儀表配件等對輸送流體的影響。

表1 不同半徑的管道日輸液量取值Tab.1 Value of daily infusion volume for pipelines with different radius

1.2 計算結果

管道輸送含水率90%、95%的高含水原油，從不同黏度、不同管徑、不同溫度，不同氣油比下計算最大集輸半徑[5-7]。含水率90%，氣油比為5 時集輸半徑見表2。

表2 含水率90%、氣油比為5 時集輸半徑Tab.2 Gathering and transportation radius at 90% of water content and gasoline ratio of 5

2 應用實例

2.1 實例規劃

2.1.1 建設現狀

大港某油田以2 座聯合站為中心，建有7 座接轉站。7 座接轉站運行外輸泵6 臺，加熱爐4 臺，其中4 座接轉站需外輸加熱。有2 座接轉站采用電采暖，其余接轉站采用燃氣采暖。目前該油田所轄油井616 口，集輸干線13 條，集輸半徑小于或等于4 km。接轉站主體處理工藝：來液經分離緩沖罐進行氣分離出的氣供站內生活用氣及外輸，分離出的液經外輸泵提升后輸送至聯合站處理[8-9]。接轉站工藝流程見圖1。

圖1 接轉站工藝流程Fig.1 Process flow of transfer station

2.1.2 存在的問題

1）油井集輸距離短、接轉站分布密集。某油田集輸半徑統計見圖2，該油田接轉站共7 座，且集輸半徑1.2～4.5 km，平均集輸半徑僅2.9 km。與其生產工況相近的另一油田，集輸半徑達8 km，且最遠端油井井口回壓1.09 MPa，遠低于集輸規范要求的常規抽油機井井口回壓（1.5 MPa）。

圖2 某油田集輸半徑統計Fig.2 Statistics of gathering and transportation radius in a certain oilfield

2）接轉站作用小，生產貢獻低。接轉站外輸泵壓力分析見圖3，接轉站泵效分析見圖4。通過對該油田接轉站所需外輸壓力、接轉站泵效進行為期一年運行工況分析可知，接轉站所需外輸壓力偏低，0.2～0.38 MPa；整體泵效偏低，平均泵效31.38%，低于油田公司近三年平均泵效。

圖3 接轉站外輸泵壓力分析Fig.3 Pressure analysis of export pump at transfer station

圖4 接轉站泵效分析Fig.4 Pump efficiency analysis of transfer station

2.1.3 耗能工況

目前7 座接轉站，年耗電178.32×104kWh，耗氣858.736×104m3/d，優化員工62 人。輸油單耗為37.8 kg/t(標煤)，輸液單耗為2.78 kg/t(標煤)。

2.1.4 提升一級布站覆蓋率

該油田平均原油黏度為220 MPa·s（50 ℃）和350 MPa·s（20 ℃），屬于中質高含水率油田。下面以該油田某接轉站為例進行模擬計算：

某接轉站距離某聯合站2.3 km，所轄油井61口，集油管道4 條。所轄油井產液量2 963 m3/d，產氣量6 336 m3/d，含水率為94.8%，氣油比為41，接轉站外輸溫度40 ℃，原油黏度為220 MPa·s（50 ℃）和350 MPa·s（20 ℃）。4 條集油管道運行參數見表3。

表3 集油管道運行參數Tab.3 Gathering pipeline operating parameters

首先，這些管道集輸半徑均遠遠小于《油田地面工程建設規劃設計規范》要求的“一般水驅接轉站管轄油井的集輸半徑不宜小于5 km”的標準。其次，通過查表可以看出，該接轉站集輸半徑遠遠小于理論半徑，存在集輸半徑短、能耗高、布局不合理等問題，不能滿足現階段生產需求，存在可優化空間。

針對上述問題，對該接轉站現狀進行模擬計算[6-7]，發現取消該接轉站完全滿足生產需求，取消后集輸半徑最長為6.3 km，最遠端井回壓為1.016 MPa。

同理，對該油田其他6 座接轉站進行查表、取消接轉站模擬計算，最終結果為：可取消該油田6座接轉站，停運輸油泵6 臺，停運加熱爐4 臺。

2.2 實施效果分析

目前，現場已成功實施停運3 座接轉站。實施后，所轄油井回壓上升符合預期（精度96% ），最高1.2 MPa，且油井產量穩中有升。集輸系統輸液單耗降低14%，輸油單耗降低11.6%，一級布站率提升18.34%，最大集輸半徑達8.15 km，是優化前平均集輸半徑2.8倍。年可節電88×104kWh，可節氣394×104m3/d，優化員工43 人，年創效1 300 萬元。

待6 座接轉站全部實施停運后，集輸系統輸液單耗將降低26.6%，輸油單耗降低24.1%，一級布站率提升72.04%，年可節電166.46×104kWh，節氣784.385×104m3/d，優化員工56 人，同時減少場地維護費、降低管道漏失率。全年總計創效將達到2 000 余萬元。由此實例可以看出，一級布站優化后更加經濟有效地指導了油田生產實踐。某油田集輸系統優化前后效果分析見圖5。

該技術成果已在大港其他常規油氣田成功應用并推廣，完成成果轉化，經濟、社會效益顯著。接下來將由常規油田向凝析油田、稠油油田進一步推廣、實施，并完成效果評價。預計可進一步精簡接轉站20 座，減少39%，使大港油田整體一級布站覆蓋率提升57%。

3 結論

要實現碳中和，能源消費端要做到開源節流。“開源”主要是提高清潔能源供給水平，“節流”則是降低能源消耗，所以節能才是能源消費革命的核心。

通過開展集輸半徑關鍵技術研究，利用該集輸半徑確定方法，高含水常規油氣田通過查表即可選擇所需的管道規格，而且相對手工的單點計算，管道全程模擬計算的結果更符合實際情況。亦可通過查表，結合接轉半徑初步判斷現有接轉站布局是否合理，進而判斷哪些接轉站存在可優化空間，更快捷、高效指導生產實踐，有效提高優化效率和質量，高質量助推地面集輸系統綠色低碳轉型發展[10]。

大港某油田現場應用效果表明，該方法具有技術可行性和經濟可行性，可以向其他油田推廣應用，以大幅降低運行能耗，減少化石能源消耗，縮減勞動用工總量，節約土地資源，使地面系統提質增效工作更上新臺階。

同時，在工藝技術推廣應用中，與新能源相結合，開辟節能降耗新路徑。在工藝優化過程中，引用清潔能源光熱、空氣源熱泵、綠電等新型工藝，替代能耗較高的電伴熱、燃氣加熱等傳統工藝，實現地面“綠色健身”，達到提質增效和提高“凈能源”的綜合效果，開啟多能互補清潔生產新模式，形成綠色、高效的地面工藝系統。