劉宏亮 劉子勇 石世珍 羅迎春

勝坨油田位于東營凹陷陳家莊凸起的南坡，是勝北弧形斷層南傾下降盤上的逆牽引背斜構(gòu)造，含油面積84.83 km2，地質(zhì)儲量46 104×104t，動用儲量45 802×104t，可采儲量18 538×104t。地面集輸系統(tǒng)現(xiàn)有聯(lián)合站7座、接轉(zhuǎn)站1座。隨著開發(fā)形勢的不斷變化，原油產(chǎn)量逐年遞減，勝坨油田各聯(lián)合站、接轉(zhuǎn)站等地面系統(tǒng)運行逐漸偏離原設(shè)計時的經(jīng)濟運行狀態(tài)，站內(nèi)流程、工藝設(shè)備出現(xiàn)低負荷、低效率，能耗與成本不斷上升的運行狀況，影響著油田開發(fā)整體效益。圍繞上述問題，近年來通過不斷探索老油田地面集輸系統(tǒng)優(yōu)化簡化調(diào)整思路，形成了一系列優(yōu)化調(diào)整原則和簡化調(diào)整工藝，取得了顯著效果。

1 原油鏈?zhǔn)教幚斫Y(jié)構(gòu)簡化

集輸過程中由于常壓罐上游油氣分離設(shè)備的壓力高于大氣壓，原油內(nèi)溶有大量沸點低、蒸氣壓高、揮發(fā)性強的組分C1～C4。當(dāng)原油進入礦場儲罐、壓力將為常壓時，由于壓力的降低原油產(chǎn)生閃蒸損耗，降低常溫常壓下原油蒸氣壓的過程稱原油穩(wěn)定[1]。上世紀80年代開始，勝坨油田推廣應(yīng)用了“負壓閃蒸”原油穩(wěn)定工藝技術(shù)，坨一、坨五、坨六、坨三、坨二、寧海聯(lián)合站原油穩(wěn)定裝置相繼建成投產(chǎn)。通過將未穩(wěn)定的原油加熱到一定溫度，然后減壓閃蒸分離得到相應(yīng)的混合烴和未凝氣，以降低原油集輸過程中的油氣損耗。隨著勝坨油田開發(fā)形勢的不斷變化，原油產(chǎn)量逐年降低，原油穩(wěn)定設(shè)施的處理能力與實際運行負荷的不適應(yīng)性逐漸顯現(xiàn)。

一是原油穩(wěn)定裝置逐漸偏離原設(shè)計時的經(jīng)濟運行狀態(tài)。以坨一聯(lián)合站為例，穩(wěn)定裝置建成投產(chǎn)于1984年，設(shè)計能力80×104t/a（φ 1200/φ 2000×26 850穩(wěn)定塔1座，φ800×3200緩沖罐1座，負壓活塞壓縮機2臺，冷凝器2座），實際原油處理量14.6×104t/a，負荷率僅為18.3%，輕烴回收量為260 t/a。原油穩(wěn)定裝置逐漸成為聯(lián)合站原油處理鏈?zhǔn)浇Y(jié)構(gòu)中的低效高耗環(huán)節(jié)。

二是原油中C1～C4正構(gòu)烷烴的含量降低。以坨三聯(lián)合站為例，原油穩(wěn)定前C3～C5輕組分含量僅0.06%（表1）；凈化原油初溜點高達119℃，遠高于負壓閃蒸的操作溫度80℃，且溫度140℃時，僅得餾分1%（表2），說明凈化原油輕組分含量很少。根據(jù)原油穩(wěn)定必要性條件，當(dāng)油田內(nèi)部原油蒸發(fā)損耗低于0.2%，可不進行原油穩(wěn)定[2]。

表1 穩(wěn)定前原油組分數(shù)據(jù)

為滿足原油穩(wěn)定要求，坨三聯(lián)合站處理原油溫度需升至87℃左右（外輸溫度（大于或等于65℃即可），加熱能耗高。同時裝置負荷率僅為58.8%，造成壓縮機機組效率低、運行能耗高。原油穩(wěn)定單位產(chǎn)品能耗達27.23×103MJ/t（表3）?？紤]人工、操作及檢維修成本，經(jīng)濟效益較低。

表2 穩(wěn)定前原油蒸餾分析數(shù)據(jù)

表3 原油穩(wěn)定熱力、動力能耗計算分析結(jié)果

面對上述問題，勝利油田勝利采油廠先后于2011年、2015年、2017年停運坨一、坨六、坨三聯(lián)合站原油穩(wěn)定等低效高耗環(huán)節(jié)，原油處理鏈?zhǔn)浇Y(jié)構(gòu)得以簡化，共節(jié)約耗熱和用電費用269.1萬元/a，優(yōu)化崗位用工22人。

2 站間原油處理工藝整合

隨著東部老油田已進入特高含水采油期，原油產(chǎn)量逐步遞減，地面工程中的原油集輸系統(tǒng)逐漸度過生產(chǎn)高峰期，設(shè)備負荷率較低，系統(tǒng)能力過剩，系統(tǒng)運行能耗高，噸油成本居高不下，影響著油田開發(fā)整體效益[3]。其主要體現(xiàn)在原油脫水提升、原油加熱、原油外輸?shù)拳h(huán)節(jié)。

一是原油沉降脫水系統(tǒng)能力過剩，沉降罐負荷率較低，熱量散失較大。沉降罐平均負荷率僅為18.1%。較低的負荷率導(dǎo)致沉降時間過長，油罐內(nèi)油品通過罐頂、罐壁及罐底向周圍散熱，油罐內(nèi)氣體空間越大、油品停留時間越長，散熱量越大。經(jīng)理論計算這部分熱量可供進一次沉降罐液量提升5℃或10℃。

二是油水泵電動機效率降低。油水泵平均電動機負載率為28.67%，特別是原油外輸泵電動機負載率僅為22.45%，原油脫水泵平均實際流量為額定流量的48.6%（低于50%的標(biāo)準(zhǔn)）。原油脫水泵、污水外輸泵平均進出口壓力差為額定揚程的37.4%（低于50%的標(biāo)準(zhǔn)）。變頻器平均運行頻率下降至35 Hz以下（表4）。變頻后電動機功率因數(shù)降低，使電動機的輸入功率有較大的下降，而電動機的基本損耗主要是由其結(jié)構(gòu)決定的，基本不隨頻率的變化而變化，故由電動機效率公式可知電動機效率降低[4]。

表4 泵類設(shè)備運行參數(shù)

由于地面工程建設(shè)是依據(jù)開發(fā)5～10年預(yù)測而設(shè)計的，如果開發(fā)形勢發(fā)生了較大變化，如原油產(chǎn)量遞減和綜合含水上升等，將引起地面系統(tǒng)布局、工藝流程、系統(tǒng)規(guī)模的不適應(yīng)，系統(tǒng)效率將明顯下降，能耗上升。需要結(jié)合未來的開發(fā)預(yù)測和老油田更新改造，進行系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整，以保持系統(tǒng)高效運行[5]。針對勝坨油田原油產(chǎn)量遞減造成地面集輸系統(tǒng)低負荷狀況。率先提出了以勝二區(qū)坨四、坨六聯(lián)合站原油處理系統(tǒng)為試點的地面集輸工藝優(yōu)化整合方案。通過深入計算分析生產(chǎn)流程中的設(shè)備負荷、效率和節(jié)點能耗、能損，對如何通過原油處理工藝的優(yōu)化調(diào)整，最經(jīng)濟有效地挖掘原油處理系統(tǒng)節(jié)能降本的潛力，扭轉(zhuǎn)生產(chǎn)高耗低效的局面進行深入細致地研究。統(tǒng)籌設(shè)計出了兩站原油脫水、外輸工藝整體運行方案。

方案工藝流程如下：調(diào)整坨六聯(lián)合站原油處理流程，來液進站經(jīng)三相分離器分隊計量、預(yù)分水，再進改為緩沖罐的二次沉降罐后，達到約10%～30%的含水原油，由外輸泵直接輸送至坨四聯(lián)合站原油一次或二次沉降罐，與坨四聯(lián)合站預(yù)分水后的低含水原油混合進行沉降處理，再經(jīng)蒸汽換熱器加熱后進凈化油罐脫水，達到外輸標(biāo)準(zhǔn)后輸送至原油交接室（圖1）。

系統(tǒng)優(yōu)化后，預(yù)計將節(jié)約運行成本90萬元/a，增加低含水原油儲存能力3000～5000 m3，優(yōu)化崗位操作人員4人，目前該項目正在建設(shè)中。

3 “一泵到底”輸油工藝優(yōu)化

在油田進入高含水、特高含水開發(fā)階段，原來的技術(shù)界限已經(jīng)不再適應(yīng)新的開發(fā)形勢。通過開展科研攻關(guān)及現(xiàn)場試驗，對取得的新的成果和認識在系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整中進行應(yīng)用，使系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整后的地面工程和工藝更加優(yōu)化[6]。面對勝一區(qū)寧海、坨一聯(lián)合站原油外輸管線壓力高、溫降大的問題，探索并實施了“一泵到底”輸油工藝優(yōu)化方案。首先對原油交接室工藝流程進行改造，將坨一聯(lián)合站外輸管線計量后進總外輸匯管改為計量后進坨四聯(lián)合站原油外輸泵進口，改造后坨一聯(lián)合站外輸壓力首端由1.5 MPa下降到0.6 MPa；末端壓力由0.6 MPa下降到0.1 MPa，為寧海聯(lián)合站直接外輸至原油交接室創(chuàng)造了條件（表5）。坨一聯(lián)合站倒通站外寧海聯(lián)合站來油超越流程，寧海聯(lián)合站直接通過坨一聯(lián)合站外超越流程進入坨一聯(lián)合站外輸原油管線，輸送至坨四聯(lián)合站原油外輸泵進口，實現(xiàn)了寧海聯(lián)合站原油外輸工藝的“一泵到底”（圖2）。

表5 “一泵到底”輸油工藝優(yōu)化前后參數(shù)對比

圖1 工藝流程調(diào)整方案

圖2 優(yōu)化后寧海聯(lián)合站原油外輸流程示意

“一泵到底”輸油工藝優(yōu)化效果：管線運行壓力降低后，減少了管線穿孔次數(shù)，坨一聯(lián)合站原油外輸管線再未穿孔，延長了管線的使用年限；同時外輸壓力的降低，年可節(jié)約外輸泵電量17×104kWh；沿程溫降由47℃降低為40℃，沿程溫降減少了7℃，年可節(jié)約5×104m3燃氣量。

4 結(jié)論與認識

1）立足當(dāng)前東部老油田聯(lián)合站生產(chǎn)現(xiàn)狀，滿足今后油田開發(fā)和生產(chǎn)需要，做到地上地下相結(jié)合、近期遠期相結(jié)合，優(yōu)化生產(chǎn)崗位配置，提高勞動生產(chǎn)率。結(jié)合老油田地面系統(tǒng)改造提升，解決油田區(qū)域負荷不平衡及能耗高的問題。

2）貫徹“綠色低碳”發(fā)展思想，以國內(nèi)外先進水平為目標(biāo)，加快老油田技術(shù)改造步伐，提高油田地面建設(shè)工藝技術(shù)水平，充分利用已建設(shè)施，節(jié)約能源，降低能耗，優(yōu)化工程投資，減少油田開發(fā)綜合成本，提高投資效益。

[1]馮叔初.油氣集輸與礦場加工[M].東營：中國石油大學(xué)出版社，2006：331.

[2]中國石油天然氣集團公司.油田油氣集輸設(shè)計規(guī)范：GB 50350—2015[S].北京：中國計劃出版社，2016：22.

[3]王明信.油氣集輸系統(tǒng)優(yōu)化在大慶薩北油田的應(yīng)用[J].石油規(guī)劃設(shè)計，2007，18（3）：20-22.

[4]崔彬澎.集輸系統(tǒng)聯(lián)合站動力設(shè)備運行現(xiàn)狀分析[J].管道技術(shù)與設(shè)備，2004（1）：26-28.

[5]張奎文.原油集輸及處理系統(tǒng)節(jié)能對策[J].油氣田地面工程，2007，26（8）：39-40.

[6]李杰訓(xùn).大慶老油田地面系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整措施及效果[J].石油規(guī)劃設(shè)計，2007，18（3）：1-37.