武玉雙 李淵 李小永 李武平

（1.華北油田第五采油廠；2.西南石油大學(xué)）

華北油田榆科油田經(jīng)過30年的開發(fā)，目前已經(jīng)進(jìn)入高含水開發(fā)期，傳統(tǒng)的地面集輸工藝造成的高能耗、維修成本高等問題，嚴(yán)重制約著油田的正常發(fā)展。因此，對(duì)老油田開發(fā)后期油田地面集輸工藝進(jìn)行優(yōu)化，重新布局地面集輸工藝，采用高效低耗、安全環(huán)保的地面工藝模式，取得了明顯的效果，效益顯著。

1 地面集輸工藝現(xiàn)狀

榆科油田共有采油井46 口，開井33 口，日產(chǎn)液584 t，日產(chǎn)油104 t，日產(chǎn)氣989 m3，含水81%。注水井13 口，開井7 口，平均日注水224 m3；有污水回灌井2 口，開井1 口，平均日注水480 m3。單井集油工藝采用傳統(tǒng)的三管伴熱流程，原油在榆一站集中處理后直接外輸，污水經(jīng)簡(jiǎn)易處理后回灌地下。油田現(xiàn)有3 座計(jì)量站，2 個(gè)配水間，值班員工35 人。

該區(qū)塊原油物性：密度0.875 7 g/cm3，黏度45.04 mPa·s，凝固點(diǎn)34 ℃，含蠟11.8%，含膠質(zhì)瀝青質(zhì)20.39%。

水性分析：污水腐蝕速率0.243 mm/a，總礦化度16 399 mg/L，水型CaCl2。

隨著油田的滾動(dòng)開發(fā)，到2017年油田日產(chǎn)液將達(dá)777 t，日產(chǎn)油85 t，日產(chǎn)水692 m3，原油綜合含水將達(dá)到89%，日有效注水量635 m3。

2 存在問題

2.1 地面工藝陳舊，系統(tǒng)能耗高

榆科油田自投入開發(fā)20 多年來，一直沿用的是傳統(tǒng)的三管伴熱集油流程模式，年自用燃料油450 t。

三管伴熱集油工藝是常規(guī)的原油集輸工藝，存在能耗高、投資大，后期易腐蝕穿孔的弊端，尤其到老油田開發(fā)后期，油井含水越來越高，采用傳統(tǒng)的三管伴熱集油方式熱量大部分被水吸收，熱量浪費(fèi)嚴(yán)重。

2.2 管網(wǎng)老化嚴(yán)重，系統(tǒng)運(yùn)行成本高

由于三管伴熱管線腐蝕穿孔，年均修補(bǔ)伴熱管線穿孔50 多次，補(bǔ)漏及清賠維護(hù)費(fèi)高達(dá)200 萬元，且呈逐年上升趨勢(shì)，每年因?yàn)樾孤┐┛椎冉档蜕a(chǎn)時(shí)率，影響產(chǎn)量約130 t，見圖1。

圖1 伴熱管腐蝕圖

2.3 用工勞動(dòng)強(qiáng)度大

由于油田采用的是以井、站為核心的分散式管理，點(diǎn)多面廣，員工巡檢人員的管理面積大，一旦管線泄漏，挖溝、修補(bǔ)等工作強(qiáng)度高。

3 地面集輸工藝簡(jiǎn)化優(yōu)化

根據(jù)地質(zhì)部門對(duì)油田的產(chǎn)量預(yù)測(cè)，以及油田地面集輸系統(tǒng)存在的不適應(yīng)油田發(fā)展的具體問題，對(duì)榆科油田的地面集輸工藝進(jìn)行針對(duì)性的調(diào)整，采用適合該油田發(fā)展特點(diǎn)的新工藝、新技術(shù)，達(dá)到節(jié)能降耗、降本增效的目的。

3.1 站外單井采用端點(diǎn)摻水、環(huán)狀集油輸送工藝，降低用熱量

充分利用站內(nèi)污水熱能，所摻污水經(jīng)摻水泵升壓和摻水換熱器升溫，使摻水溫度從42 ℃升高到55 ℃后，通過摻水閥組進(jìn)入站外的單井摻水環(huán)，根據(jù)榆科油田的單井分布情況，將所有單井分為4個(gè)摻水環(huán)，冬季摻脫后污水生產(chǎn)，夏季根據(jù)生產(chǎn)實(shí)際實(shí)施單管集油工藝。

3.2 采用復(fù)合塑鋼管線替代普通鋼管線，降低腐蝕

由于復(fù)合塑鋼管線比常規(guī)的鋼管線具有良好的防腐保溫功能，在對(duì)老油田進(jìn)行管線更換時(shí)，采用這種管線能更好地保證管線的正常運(yùn)行，實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗。

3.3 站外單井量油采用示功圖量油方式

油井采用井口示功圖量油（圖2）的方式，取消原來的四座計(jì)量站，在榆一站內(nèi)建一個(gè)閥組接收各摻水環(huán)的來液，進(jìn)入站內(nèi)處理系統(tǒng)。

示功圖計(jì)量技術(shù)是以實(shí)測(cè)地面示功圖數(shù)據(jù)為依據(jù)，結(jié)合油井工況自動(dòng)診斷技術(shù)，分析計(jì)算出泵功圖，確定泵的有效沖程，計(jì)算油井產(chǎn)液量。

圖2 井口示功圖量油圖

3.4 注水采取井口遠(yuǎn)程計(jì)量控制技術(shù)，簡(jiǎn)化配水工藝

根據(jù)集輸系統(tǒng)工藝簡(jiǎn)化方案，油井采用環(huán)狀摻水集油工藝改造，取消計(jì)量間，注水工藝流程作相應(yīng)改造。為減少投資，利用已有的注水干線和單井注水管線，采用枝狀串聯(lián)流程，注水井口安裝油水井監(jiān)控采集終端，實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)程自動(dòng)調(diào)控注水量，井口壓力、瞬時(shí)流量、累積流量等數(shù)據(jù)自動(dòng)上傳、存儲(chǔ)，減少了配水間節(jié)流損失和人工調(diào)節(jié)水量，減輕員工勞動(dòng)強(qiáng)度。

3.5 對(duì)站內(nèi)生產(chǎn)工藝流程進(jìn)行簡(jiǎn)化優(yōu)化，做到流程密閉簡(jiǎn)短節(jié)能

通過實(shí)施站外單井的摻水輸送，原油進(jìn)站溫度控制在45～50 ℃，既保證了油井的正常生產(chǎn)，降低井口回壓，也保證了站內(nèi)三相分離器不用加熱，實(shí)現(xiàn)正常脫水生產(chǎn)。

4 應(yīng)用效果

通過對(duì)老油田開發(fā)后期單井集油工藝優(yōu)化調(diào)整，站外油井的井口回壓由原來的1.8～2.2 MPa 降為0.3～0.6 MPa，站內(nèi)原油的脫水溫度由原來的58～60 ℃降為45～50 ℃，脫后原油含水控制在0.5%以下，污水含油在100 mg/L 以下，節(jié)能效果顯著。

1）采取環(huán)狀摻水集油工藝和示功圖量油技術(shù)對(duì)榆科油田站外集輸系統(tǒng)進(jìn)行簡(jiǎn)化后，取消了3 座計(jì)量站，可減少現(xiàn)場(chǎng)操作人員8 人，每年可節(jié)約人工費(fèi)50 萬元。

2）簡(jiǎn)化生產(chǎn)工藝后，生產(chǎn)耗能降低，每年可節(jié)約燃油300 t 以上，

3）每年可減少因管網(wǎng)腐蝕穿孔造成的維修費(fèi)用、青賠費(fèi)用60 萬元。

4）管網(wǎng)腐蝕穿孔得到了很好的解決，提高了開井時(shí)率，預(yù)計(jì)年增加產(chǎn)油量130 t。

5 結(jié)語

通過對(duì)榆科油田站外系統(tǒng)的簡(jiǎn)化優(yōu)化，既解決了制約油田發(fā)展的瓶頸問題，又達(dá)到了節(jié)能降耗、提高管理水平的目的，同時(shí)解決了管網(wǎng)腐蝕穿孔造成的環(huán)境污染問題，確保了油田安全正常生產(chǎn)。該工藝的成功實(shí)施，將對(duì)今后同類老油田調(diào)改和新產(chǎn)能建設(shè)地面工藝流程具有借鑒作用，具有較高的推廣價(jià)值。