老油田地面工程优化规模和布局研究

　　摘要：近年来，针对老油气田存在的问题，胜利油田等东部老油田在调整改造中结合自身特点，探索出一套适合本油田地面系统的简化方法，效果突出。通过对地面系统进行调整改造，不但简化了地面设施和地面流程，提高了系统的安全性，节能降耗显著，而且也缓解了各油田改造维护资金不足的矛盾及成本上升的压力。
　　关键词：老油田；地面工程；优化规模与布局
　　
　　1老油田地面工程存在问题
　　1.1老油田产量总体递减，使系统负荷不平衡的矛盾日益突出。按照国外水驱油田的一般统计规律，当可采储量的采出程度达40%～50%时，一般会出现产量递减。中国石油天然气股份有限公司可采储量采出程度大于60%的油田产量已经占到了总产量的67.9%。这部分油田可采储量采出程度已高达72.3%，综合含水84.2%，表明股份公司老油田总体上进入高含水、高采出程度的开发阶段。据预测，股份公司主力油田十五中后期，将陆续进入高含水或特高含水开发阶段，产量已经或将陆续出现总体递减，导致地面已建主体工程负荷率下降。
　　油田在高含水老油田在产油量下降的同时，油田综合含水、产液量、产水量及注水量继续呈上升趋势。因此，与产液量、产水量、注水量有关的地面系统将持续存在着负荷增长的趋势，再加上系统及区域负荷的不平衡，有的地区系统负担将更大。
　　1.2老油田待改造和维护工程量逐年增长。目前，油田的各类设备，普遍存在着不同程度的老化和低效现象，调查的分析数据表明，在今后的5年内将有相当数量的加热炉、容器、各类机泵的使用年限超过15年，有的甚至达到20年以上，维护、更新改造的工作量将逐年增长。
　　地面工程系统能力不平衡，部分地区或系统负荷率低，造成设备闲置。闲置的地面设施腐蚀老化速度快于运行设备，甚至有的闲置几年后就再也无法启运，也加大了今后油田地面工程改造的工作量。
　　1.3地面工程工艺技术不适应目前开发形势，导致了地面改造工程量增加。地面工程主体工艺技术在油田开发建设初期确立，工程适应期一般为5～10年。东部老油田大部分已经历了30年左右的开发，综合含水超过80%，油田投入开发建设时期的工艺技术已不适应目前的形势。由于资金问题，以往对老油田改造投入力度不够。股份公司上市后，面临节能降耗、降低运行成本的长远需求，对老油田的改造势在必行，地面工程改造工程量增加将不可避免。
　　1.4油气田单位生产能耗居高不下。随着原油含水率的上升，地面生产系统的能耗控制难度加大。老油田开采的过程中，采出液中原油含水率越高，单位生产能耗就越高。另外吨油产量的油水井数上升，措施增加，三次采油力度加大，也是导致能耗控制难度加大的主要因素。老油田的设备中有相当一部分带病运行，如脱水器由于使用时间较长，容器内各层极板、绝缘棒、悬垂挂板等附件腐蚀损坏严重，有的极板和网架塌落，致使电场控制不稳定，脱后原油含水超标。早期建设的加热炉和热水炉，大部分为方箱式炉，炉效一般在74%以下，燃料油消耗较高。分离器没有加高效填料，各开口容器导致油气损耗增加等都是影响生产能耗的主要因素。
　　2老油田地面工程优化和布局对策
　　2.1优化工程规模和布局
　　2.1.1站场规模布局优化。根据开发发展规划，核实老区各系统的运行负荷。对于低负荷或超负荷运行的站及设施，根据运行时间长短及存在的问题，通过布局调整、合并更新、负荷转移及站内外流程改造，进行系统总体优化调整；确定合理的站场抽稀、整合方案和改造规模。
　　2.1.2注水管网结构优化。调整注水管网结构，合理调整注水系统压力，对个别不满足注水压力的井或井组进行局部增压。加强联网工程建设，将地质条件相似、注水压力相同的几座注水站外部管网相连，统一进行水量调配和控制开泵数量，提高注水系统适应能力。
　　2.2推广成熟适用技术，简化工艺流程
　　2.2.1做好老油气田地面系统简化的前期技术准备。结合产出液数量和性质的变化，开展先导试验，重新考虑和确定地面工程设计的技术界限；为改造工程的设计方案提供科学、合理的技术依据，充分做好老油气田地面系统简化的前期技术准备。
　　2.2.2选择配套适用的集输处理技术。根据开采方式的转变，选择配套适用的集输处理技术，为集输工艺科学合理、集输流程简化、缩小场站规模提供条件。
　　2.2.3采用成熟适用的先进技术，简化调整油气集输处理系统。（1）灵活选用简化的双管掺水流程、单管环状掺水流程、井口加药流程或不加热集油流程，简化集油工艺。（2）充分利用老油井集油掺水管线和已建系统基础设施能力，简化三次加密油井的集油工艺流程。（3）积极推广井口软件计量，并以井口活动计量为补充，简化单井计量流程。（4）充分利用机采能量，推广油气混输技术，适当延长单井集油半径，简化三级布站。（5）推广高含水油田游离水预脱水工艺。改造大站供水流程，实现转油站就地放水回掺，减少集输系统压力，降低水循环的能耗，减轻一段脱水的负荷。（6）推广高效低耗油气处理技术，应用多功能合一设备，调整油气处理系统适应性，简化油气处理工艺，缩短流程，减少更新维护总量。（7）积极完善、采用、推广稠油、超稠油的新集输工艺及脱水工艺。
　　2.3确保安全环保达标
　　2.3.1做好腐蚀防护与治理，最大限度地减少腐蚀危害。开展地面设施腐蚀状况调查，掌握油气田地面设施的腐蚀状况，建立设施腐蚀基础数据库，及时了解腐蚀设施在系统中的运行情况。
　　完善推广管线腐蚀监测、检测、安全评价、补强修复技术和站场设备检测、评价系列技术。确定在用腐蚀设施运行的安全性及应采取措施，确定科学的更新维护界限，确定科学合理的逐年更新维护方案，为老油气田地面设施更换和大修提供技术依据。
　　2.3.2加大对污染源的综合治理力度，确保油田清洁生产。完善水处理工艺。对不适应生产的污水处理流程进行改造，如重力流程改造为压力流程（注聚合物油田），坚持加药制度，改善加药效果，增加杀菌设施，控制水中有害菌的繁殖。
　　坚持反冲洗工艺操作制度，设法提高反冲洗效果。完善和增加污水处理站排泥清淤设施，避免淤泥在站内恶性循环造成水质超标。
　　2.3.3精细管理节能降耗
　　在各系统综合优化的前提下，充分利用地面系统已建工程设施能力，搞好远近期结合，统筹安排，使新建工程与改造工程有机结合起来，因地制宜进行老油气田地面系统调整改造。
　　推广不加热集油技术以及配套的较低温度脱水、采出水处理技术，推广套管定压放气阀和天然气发电技术、利用伴生气进行油井自能热洗技术、地热利用技术；推广变领调速技术、高效油气水分离技术和稠油开采热电联供技术，采用高效加热炉、高效电机；推广油气密闭集输、处理及配套技术。
　　2.3.4进行注水系统优化控制。推广使用高、低压变频、变极设备；推广系统仿真优化、变频控制组合和微机监控变频调速恒压注水综合技术；采用实时分布式最优控制系统，实现系统优化运行，提高注水系统效率。
　　2.3.5实施电网优化改造技术。（1）科学规划供配电电网。尽可能将高压电网直接引入负荷中心；合理分流环行供电网络供电负荷，降低每条线传输的电流量；调整线路结构，缩短供电半径。（2）优化电力线路运行。合理进行电网无功补偿，提高功率因数；按“经济电流密度”选择导线截面；平衡低压配电网络的三相负载。（3）优化电力变压器运行。选用节能型变压器，淘汰高耗能变压器；合理调整变压器容量，择优选取最佳运行方式和调整负荷。（4）配合集输、注水工艺的调整改造，优化机电设备选型。（5）推广需求方管理（DSM）技术，提高终端用电效率，改善用电方式，提供节电资源，减少对供电的依赖。
　　2.4实施生产动态管理。建立油气田地面系统档案，记录地面系统基础资料和运行状况（定期更新维护），并对运行的合理性进行判断。针对运行中的问题，适时调整地面系统，改善运行状态，优化运行参数，实现动态科学管理。
　　3结束语
　　老油田地面工程优化和布局调整、改造简化应以经济效益为中心；突出控制投资，控制成本两条主线；坚持与油藏工程相结合，与生产维护及产能建设相结合，与油气田中长期规划相结合；加强调查研究，科研攻关及新技术推广；加强地面工程管理及规划方案的技术经济论证工作，加强地面系统骨架工程总体布局优化调整，确保油田可持续发展战略目标的实现。