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(nèi)大部分油田處于開發(fā)中后期，油井含水率普遍上升，開發(fā)初期規(guī)劃建設(shè)的地面集輸系統(tǒng)布局模式已不能滿足生產(chǎn)需求，存在系統(tǒng)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(yōu)化高含水率油田開發(fā)后期接轉(zhuǎn)站集輸半徑及集輸系統(tǒng)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(tǒng)效率、促進油田高效可持續(xù)開發(fā)具有重要指導(dǎo)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(shè)規(guī)劃設(shè)計規(guī)范》也只是給出一個最低參考值：一般水驅(qū)接轉(zhuǎn)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(nèi)油田開發(fā)現(xiàn)狀，對高含水率常規(guī)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(shù)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(shù)情況下相應(yīng)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(shù)下的最大集輸半徑。通過查表，核查現(xiàn)有接轉(zhuǎn)站接轉(zhuǎn)半徑是否合理，是否存在可優(yōu)化空間；亦可指導(dǎo)新建接轉(zhuǎn)站集輸半徑的確定，更加方便、有效地指導(dǎo)生產(chǎn)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(zhì)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(guī)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(fā)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(yīng)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(fā)后期，依據(jù)標準規(guī)范、目前國內(nèi)高含水率中質(zhì)油田實際運行工況及經(jīng)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(zhì)原油密度0.9 g/cm3。

管道經(jīng)濟輸液量：油田內(nèi)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(jīng)濟輸量上限值。

結(jié)合油田管道負荷率實際生產(chǎn)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(shè)，埋地地層溫度取4 ℃。未考慮管道輸送過程中的高差、轉(zhuǎn)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(jié)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(yīng)用實例

2.1 實例規(guī)劃

2.1.1 建設(shè)現(xiàn)狀

大港某油田以2 座聯(lián)合站為中心，建有7 座接轉(zhuǎn)站。7 座接轉(zhuǎn)站運行外輸泵6 臺，加熱爐4 臺，其中4 座接轉(zhuǎn)站需外輸加熱。有2 座接轉(zhuǎn)站采用電采暖，其余接轉(zhuǎn)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(zhuǎn)站主體處理工藝：來液經(jīng)分離緩沖罐進行氣分離出的氣供站內(nèi)生活用氣及外輸，分離出的液經(jīng)外輸泵提升后輸送至聯(lián)合站處理[8-9]。接轉(zhuǎn)站工藝流程見圖1。

圖1 接轉(zhuǎn)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(zhuǎn)站分布密集。某油田集輸半徑統(tǒng)計見圖2，該油田接轉(zhuǎn)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(chǎn)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(guī)范要求的常規(guī)抽油機井井口回壓（1.5 MPa）。

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

2）接轉(zhuǎn)站作用小，生產(chǎn)貢獻低。接轉(zhuǎn)站外輸泵壓力分析見圖3，接轉(zhuǎn)站泵效分析見圖4。通過對該油田接轉(zhuǎn)站所需外輸壓力、接轉(zhuǎn)站泵效進行為期一年運行工況分析可知，接轉(zhuǎn)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(zhuǎn)站外輸泵壓力分析Fig.3 Pressure analysis of export pump at transfer station

圖4 接轉(zhuǎn)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(zhuǎn)站，年耗電178.32×104kWh，耗氣858.736×104m3/d，優(yōu)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(zhì)高含水率油田。下面以該油田某接轉(zhuǎn)站為例進行模擬計算：

某接轉(zhuǎn)站距離某聯(lián)合站2.3 km，所轄油井61口，集油管道4 條。所轄油井產(chǎn)液量2 963 m3/d，產(chǎn)氣量6 336 m3/d，含水率為94.8%，氣油比為41，接轉(zhuǎn)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(shù)見表3。

表3 集油管道運行參數(shù)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(shè)規(guī)劃設(shè)計規(guī)范》要求的“一般水驅(qū)接轉(zhuǎn)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(zhuǎn)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(xiàn)階段生產(chǎn)需求，存在可優(yōu)化空間。

針對上述問題，對該接轉(zhuǎn)站現(xiàn)狀進行模擬計算[6-7]，發(fā)現(xiàn)取消該接轉(zhuǎn)站完全滿足生產(chǎn)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(zhuǎn)站進行查表、取消接轉(zhuǎn)站模擬計算，最終結(jié)果為：可取消該油田6座接轉(zhuǎn)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(xiàn)場已成功實施停運3 座接轉(zhuǎn)站。實施后，所轄油井回壓上升符合預(yù)期（精度96% ），最高1.2 MPa，且油井產(chǎn)量穩(wěn)中有升。集輸系統(tǒng)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(yōu)化前平均集輸半徑2.8倍。年可節(jié)電88×104kWh，可節(jié)氣394×104m3/d，優(yōu)化員工43 人，年創(chuàng)效1 300 萬元。

待6 座接轉(zhuǎn)站全部實施停運后，集輸系統(tǒng)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(jié)電166.46×104kWh，節(jié)氣784.385×104m3/d，優(yōu)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(chuàng)效將達到2 000 余萬元。由此實例可以看出，一級布站優(yōu)化后更加經(jīng)濟有效地指導(dǎo)了油田生產(chǎn)實踐。某油田集輸系統(tǒng)優(yōu)化前后效果分析見圖5。

該技術(shù)成果已在大港其他常規(guī)油氣田成功應(yīng)用并推廣，完成成果轉(zhuǎn)化，經(jīng)濟、社會效益顯著。接下來將由常規(guī)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(yù)計可進一步精簡接轉(zhuǎn)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(jié)論

要實現(xiàn)碳中和，能源消費端要做到開源節(jié)流?！伴_源”主要是提高清潔能源供給水平，“節(jié)流”則是降低能源消耗，所以節(jié)能才是能源消費革命的核心。

通過開展集輸半徑關(guān)鍵技術(shù)研究，利用該集輸半徑確定方法，高含水常規(guī)油氣田通過查表即可選擇所需的管道規(guī)格，而且相對手工的單點計算，管道全程模擬計算的結(jié)果更符合實際情況。亦可通過查表，結(jié)合接轉(zhuǎn)半徑初步判斷現(xiàn)有接轉(zhuǎn)站布局是否合理，進而判斷哪些接轉(zhuǎn)站存在可優(yōu)化空間，更快捷、高效指導(dǎo)生產(chǎn)實踐，有效提高優(yōu)化效率和質(zhì)量，高質(zhì)量助推地面集輸系統(tǒng)綠色低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展[10]。

大港某油田現(xiàn)場應(yīng)用效果表明，該方法具有技術(shù)可行性和經(jīng)濟可行性，可以向其他油田推廣應(yīng)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(jié)約土地資源，使地面系統(tǒng)提質(zhì)增效工作更上新臺階。

同時，在工藝技術(shù)推廣應(yīng)用中，與新能源相結(jié)合，開辟節(jié)能降耗新路徑。在工藝優(yōu)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(tǒng)工藝，實現(xiàn)地面“綠色健身”，達到提質(zhì)增效和提高“凈能源”的綜合效果，開啟多能互補清潔生產(chǎn)新模式，形成綠色、高效的地面工藝系統(tǒng)。