大庆油田油气集输技术探究

大庆油田从八五期间开始大规模推广应用节能技术, 实行工艺改造, 使吨液耗电呈现出稳中有降的趋势。受原油产量下降、开采难度增加及生产规模的影响, 吨油耗电从八五末的112.47 k W·h升至九五末的184.6 k W·h, 上升了64%。根据预测十五期末, 若未采取相应措施, 吨油耗电将升至254.9k W·h[1,2,3,4,5]。吨油耗气将因产量下降和耗能设备增加, 增至15.33 m3。由于实施了油气集输系统的优化调整方案, 十五期末的吨油耗电实际为228.71 k W·h, 吨油耗气为13 m3。

根据中长期开发规划, 结合已建设施的更新维护、产能建设及技术进步进行的系统优化调整, 已经成为解决高含水后期油田出现的系统负荷不平衡、布局不合理、能耗高、设施腐蚀老化严重问题的重要手段及有效措施, 被广泛应用于大庆地区老油田调整改造中, 取得了良好的经济效益[6,7,8,9,10]。

1 系统优化调整实施方案

结合全油田脱水站生产实际, 考虑设备运行效率、外输系统运行情况等因素, 以满足生产为前提, 以节能降耗为宗旨, 合理调整脱水站的系统能力。根据脱水站系统负荷率分析, 十五期间, 重点针对北四联、北六联等脱水站存在问题进行了系统调整改造。其中, 北部过渡带脱水系统调整实施于2002年, 改北六联脱水站为放水站;东部过渡带脱水系统调整实施于2003年, 改北四联脱水站为放水站。优化调整后, 大庆油田剩余6座脱水站, 各站外输管道均可正常输油。

2 优化调整效果分析

过渡带地区集输系统实施优化调整后, 生产运行参数满足了开发要求。以原大庆6号站为例, 优化调整后, 其所辖57口采出井大部分井口回压未见明显上升, 北六联进站压力0.2MPa, 三相分离器出口压力0.18 MPa, 流程运行状况良好。

3 今后系统优化调整规划

为解决油田生产高峰期后的脱水系统设施负荷下降、系统效率降低, 甚至运行困难及负荷不平衡等问题, 今后应结合开发趋势, 适当调整脱水系统。主要采取以下优化调整措施:一是将一段、二段脱水负荷率均较低且外输油负荷低于或接近管道最小输量又不能维持运行条件的脱水站改为放水站, 输送含水原油去下一级脱水站脱水, 如西部地区的北十五联、北十三联;二是对负荷率较低又勉强维持生产运行的低效脱水系统, 根据各区块输油方向及原油稳定装置布局情况, 采取热化学分离沉降合一容器脱水工艺方法, 从原油处理开始至原油外输口的全系统工艺及布局的优化调整进行改造。在各区块内不追求每个脱水站出净化油, 要求和原油稳定结合的脱水点最终出净化油。

摘要：本文针对大庆油田开发趋势及地面工程存在的问题, 以优化系统流程、节约操作成本、降低投资为目的, 大庆油田实施了油气集输系统的优化调整方案。介绍了大庆油田对不同情况的脱水系统、转油站系统采用的优化调整措施, 并对其效果进行了分析。在总结老油田优化调整经验的基础上, 提出了今后在优化调整工作中应遵循的原则。

关键词：大庆油田,油气集输系统,优化调整

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