李英存
中石化中原石油工程设计有限公司 河南濮阳 457001
摘要：濮城油田采油一区集输管线平均使用年限已达16年，近几年来，老化腐蚀问题加剧，穿孔频繁，严重影响了集输系统运行的安全性。以采油一区开发预测指标为依据，以“串、撤、并、分、简”为手段，深度实施油气集输系统优化整合调整，充分利用现有地面系统设施，通过重整优化地面布局、优化集输工艺、撤减站点数量、集成运用成熟配套技术，破解地面系统能力过剩问题，确保地面系统低耗高效、绿色低碳运行，最终实现油田稳油、增气、降本的目标。
关键词：能耗；效率；集输管网；问题及思路
1.引言
随着采油一区产量递减，油田进入高含水开发阶段，原有地面系统不能适应现有生产情况，各场站处理能力严重富余，设备负荷率低、效率低、能耗大、运行成本高。优化改造可以减少冗余设施，降低集输管网能耗，减少场站数量，以达到优化用工的目的。采用常温输送技术，以濮城油田开发预测指标为依据，以“串、撤、并、分、简”为手段，深度实施濮城油田油气集输系统优化整合调整，充分利用现有地面系统设施，通过重整优化地面布局、优化工艺、压减处理能力、撤减站点数量、示功计量、管网串接、集中稳定、精细注水，破解老油田地面系统能力过剩问题，确保地面系统低耗高效、绿色低碳运行，最终实现采油管理一区稳油、增气、降本的目标。
2.现状
采油一区现有计量站21座，均运行年限较长，其中17座计量站内设有加热炉，站内管网、水套炉、分离器设备、混输泵腐蚀问题突出，影响油田的安全生产。计量站加热炉采用湿气作为燃料，存在安全、环保隐患，造成天然气中的轻烃不能回收利用，浪费资源。
3.存在问题
3.1采油一区油井及单井集输管线能耗高
（1）目前约有87.5%油井至计量站的单井管线采用放射状单井集输方式，回压高，能耗高，管理人员多，管理难度大。
（2）低液量、管输距离较长的油井冬季采用井口加热及井口掺水方式生产，能耗高加热炉采用自制炉子，存在安全、环保隐患。采油管理一区共有29口油井采用加热炉加热方式生产，单台加热炉耗气量180m3/d，2018年井场加热炉耗气总量约为62×104Nm3/a，能耗高，安全环保隐患大。
（3）单井管线老化腐蚀严重，事故率高。
3.2集输管网能耗高、集输效率较低
（1）井口加热炉、计量站加热炉设置较多，能耗大设计；
（2）随着产量的下降，原来的集输管径不适应现在输量，管径偏大，集输效率低；
（3）井口设有示功计量，计量站也设有计量功能，工艺流程繁杂；
4.原因分析、改进思路及制定解决方案
4.1原因分析
随着信息化建设的实施，濮城采油厂已实现了井口功图量油，在遵循“串、并、撤、分、减”的原则，并同时满足该区块10年产能建设要求的前提下，考虑三条腐蚀老化的集输干线路由相近，将腐蚀老化的三条集输干线进行优化合并成1条集输干线。
将原3条腐蚀老化集输干线所带的8个计量站的109口单井管线进行串并联，不再进入计量站，就近接入新东二集输干线的集输支线，减少集输支线管道数量。分析采油一区集输管网能耗高、集输效率较低主要原因有四项：
（1）井口加热炉、计量站加热炉设置较多，能耗大；
（2）随着产量的下降，原集输管径不能适应目前输量，管径偏大，集输效率低；
（3）井口设有示功计量，计量功能重置，工艺流程繁杂；
（4）其他。
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从饼分图中可以看出：造成采油一区集输工艺能耗高、效率低的主要原因当中加热炉多、能耗大占50%。井口加热炉、计量站加热炉耗气量大，能耗高，集输干线管径与生产输量不匹配，集输效率低。
4.2改进思路
（1）采用常温输送技术，对井口单井串并联设计，取消井口加热炉。
近年来采出液常温集输输送技术，在大庆、吉林、河南等已进入高含水和特高含水阶段的油田得到了广泛的应用，取得了显著的节气效果。根据大庆油田研究及生产实践，油井集油温度可以降至原油凝固点以下5～10℃。采用常温输送，对单井管线进行串并优化改造，采加高温、高液井带低温、低液井，撤减井口加热炉，同时对反流向的单井管线进行优化改造，降低井口回压，减少抽油机能耗。采油一区改造后井口加热炉由原29口降至7口，减少井口加热炉22口，节省用气量84.24×104Nm3/a，降低了能耗。
（2）对集输干线进行合并优化
将路由相近、腐蚀老化严重且集输效率低的集输干线进行优化合并，提高管输效率，减少维护成本。将腐蚀老化的东二、东五、东六条集输干线进行优化合并成1条集输干线（新东二集输干线），站外单井集输管线采取枝状串联直接进入新东二集输干线。整个集输管网通过PipePhase多相流管网模拟分析软件进行计算后，确定合并后的管径为DN250。集输效率由原来的35%升至80%。
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4.3、计量站取消计量、加热功能
随着油田信息化建设的推进，油井已实现在线远程计量，计量站的油井计量功能运维成本高，取消计量站的计量功能。针对计量站加热炉耗气量大，能耗高的问题，采用常温输送技术撤销采油一区21座计量站的6座加热炉，仅保留配水阀组、混输泵等必要生产设施，实现一级布站，降低运行成本及加热炉维护工作量，实现无人值守或巡检。
5.效益分析
（1）间接经济效益，通过此次改造，减化了集输工艺流程，减少了工艺设备及管线，每年减少运维费用40万元；降低了采油管理一区的集输管网的能耗，同时通过管线选用非金属管道，解决了集输管网的腐蚀老化问题。计量站实现了站场无人值守，少人巡检，减少人员定员。
（2）直接经济效益，经优化，降低油田采油一区集输管网能耗，每年减少成本115.35万元。因此，该项目的研究成果具有广阔的推广应用前景。
6.结论
为破解地面系统存在问题，通过对濮城油田采油管理一区已建集输系统全流程、全节点进行梳理，从设备适应性、系统效率及生产能耗等进行分析，以“地上服从地下、效率决定系统、降本决定技改、环保决定更换、效益决定投资”为原则，采用成熟技术与先进技术相结合，大力压减地面系统规模和设施，适度自动化。通过优化改造，地面系统达到简化优化、无人值守、有人监控、高效节能、降本增效、优化用工的目的，全面提升地面系统工艺技术和管理水平，为下一步整个油田扭亏脱困提供有力的技术支撑与保障。
通讯作者：李英存（1985--），女，工程师.邮箱：liyingcun.osec@sinopec.com