大庆萨北油田发展中油气集输系统优化技术的优势体现

　摘要 ：分析大庆萨北油田地面建设问题以及开发趋势，从减少建设投资、节约运行成本以及优化系统工艺等方面着手，实行油气集输系统优化方案。在老油田优化经验基础上，总结未来优化工作应该遵守的主要原则。 
　　关键词 ：油气集输系统优化 大庆萨北油田 调整 应用 原则 
　　大庆萨北油田位于长垣萨尔图油田的北部，直到2005年，井网密度达到43.57口/km2， 5176口油水井，48座聚驱转油站，6座脱水站，2座总外输泵站，脱水站处理能力与平均负荷分别为21.06×104t/d、54.5%，转油站气液分离能力与平均负荷率分别为45.82×104t/d、51.6%。随着油田的不断开发，地面工程的电、水、气以及油等系统已不再是生产高峰期，系统运行逐渐与经济运行偏离，能耗增加，吨油成本提高，对油田开发效益产生严重影响。 
　　一 油气集输系统现状与优势 
　　（一）现状 
　　1.基础设施老化问题。萨北油田中，有5座脱水站运行>20年，15座转油站运行>15年。系统运行>10年的埋地金属管道有60%，容器有35%，机泵有31%；系统运行>15年的埋地金属管道有35%，容器有14%，机泵有15%；系统运行>20年的埋地金属管道有24%，容器有2%，机泵有2%。 
　　2.开发难度大，产油量明显降低，系统能耗提高。从1991年-1995年大庆萨北油田开始实行节能技术，采取工艺改造，吨液耗电逐渐呈现为稳中有降发展趋势。受到生产规模、开采难度以及原油产量降低等因素的影响，吨油耗电从2008年-2012年由原本的122.46 kW·h上升到198.54 kW·h。根据相关预测，如果到十二五期末仍然没有采取措施，吨油耗电将会提高到500kW·h。吨油耗气受到能耗设备增加与产量降低的影响，将会提升至85m3。但采取油气集输系统优化技术以后，十二五期末吨油耗气与吨油耗电分别为80m3、471 kW·h. 
　　3.在原油处理站中，工艺设备负荷率降低。由于油田产油量明显降低，在脱水站二段中，脱水器符合率明显降低，其中北十三联、北六联、北五联以及北四联二段的脱水器负荷率均<30%。如果不采取系统优化技术，全油田中将有3座脱水站符合率>30%。大庆萨北油田中已经有2座站不放水，设备与储罐闲置，不仅会使维护工作量增加，同时设备利用率也会随之降低。 
　　（二）优势 
　　最近几年以来，大庆萨北油田按照开发规划，与已建设设施的技术进步、产能建设以及更新维护相结合进行系统优化，油气集输系统优化是解决后期高含水油田发生设施腐蚀、高能耗、不合理布局以及系统符合异常等问题的重要方法与有效手段，在大庆萨北油田的优化中被广泛应用，其经济效益较好。 
　　采取油气集输系统优化，设施维护减少、能耗降低以及岗位数量减少等，都将会提升经济效益，油田生产中的安全隐患明显减少。 
　　二 油气集输系统优化方案 
　　（一）产能建设过程中注意聚合物驱与水驱之间的互用 
　　针对北二东地区与北二西地区由于三次加密产能建设、上返、聚合物驱加密导致5座转油站负荷率较高，采取改建与扩建。已建成的转油站主要包含聚合物驱系统与水驱系统，其中水驱系统剩余能力比较多，所以利用计量间将原本的聚合物驱负荷优化到水驱系统，空出能力弥补新建设的聚合物驱。这样不仅能使水驱系统负荷率提高，同时也能缩小聚合物驱建设规模，建设投资成本降低。