大庆萨北油田发展中油气集输系统优化技术的优势体现

　　（二）纯油区、转油站优化，合并聚合物驱与水驱 
　　在对转油站进行适应性分析以后，其结果显示，大庆萨北油田纯油区大多数转油站能够实现合理运行，不需要采取大规模调整与改造。按照转油站负荷与站内设备的实际运行状况，对部分聚合物驱与水驱站址合建转油站合并聚合物驱系统与水驱系统，使系统整体负荷率得以提高。 
　　（三）对过渡带转油站系统布局采取优化调整，实行减级布站 
　　按照转油站情况，与系统负荷率相结合进行综合分析，保证合理利用能力；实行转、并、停、关等方式，使能耗设备的运行数量得以减少，缩减管理站点，对系统进行整合。从2012年开始，根据过渡带地区所存在的问题以及实际运行情况，逐年进行集油系统优化。利用老井井口有着较大回压余地这一现状，井口回压明显提升，将集油半径放大。根据萨北4、6、9、10号站的总产液量逐渐降低这一趋势，以及设施老化腐蚀等情况，采取保留阀或者是取消站点等措施，站点辖区油井调入下游直接脱水，实行二级布站，进行集中化处理。在对萨北油田北部过渡带的集油系统进行全面调整以后，改建成阀组间或者是取消的有4座转油站。 
　　（四）脱水系统能力的优化与调整，脱水站改建成放水站 
　　与油田脱水站的实际生产情况相结合，综合分析外输系统的运行状况以及设备运行效率等因素，在生产得以满足的前提下，将节能降耗作为根本原则，对脱水站系统能力进行合理调整。分析脱水站系统负荷率以后得出，需重点对北六联与北四联所存在的问题作进一步的调整与改造。其中2010年北六联脱水站改成放水站；2011年北四联脱水站改为放水站。在进行调整优化以后，外输管道都能实现正常的输油。 
　　三 油气集输系统优化调整规划 
　　与产能建设相结合，对纯油区转油站采取扩建与改建，2012年-2013年对北三西地区转油站采取产能扩建，所涉及到的转油站有5座，调节原聚合物驱到水驱站，新建设的产能主要是利用聚合物驱能力。2011年-2013年对过渡带采取减级布站调整以后，实践证明，老井井口的回压适当提高，集油半径放大，三级布站转乘两级布站，能达到降低运行成本、降低维护更新费用、降低输液能耗、减少规模以及缩减站点目的。所以，今后可以对大庆萨北油田过渡带采取进一步优化调整，将北五联、北六放水站、北四放水站作为中心，将以建设的低效益、低负荷的转油站改造成阀组间，区域范围内集中处理产液，合理分配供热能力，并作相应调整。 
　　主要优化调整措施有以下两点：①将二段与一段较低脱水负荷率，并且与管道最下输量接近但无法维持正常运行或者是外输油负荷比较低的脱水站改造成为放水站，将含水的原油输送到下一级的脱水站进行脱水，比如，北十三联与北十五联；②对于勉强实施生产运行，并且负荷率比较低的脱水系统，按照各个地区的原油稳定装置的实际布局情况以及输油的主要方向，实施热化学分离沉降合一容器脱水方法，从处理原油开始，对外输口全系统的布局以及系统进行全面的优化与调整。各个区块内，不能一味追求所有脱水站都能出净化油，需要同原油保持稳定结合脱水点，进而出净化油。这一优化技术能实现区域范围内的原油外输、脱水与稳定全系统中的2个降低，降低脱水站整个外输系统温度，使净化油功能脱水站外输低含水油得以净化；少数脱水站将处理净化油功能取消以后，站等级明显降低。 
　　结论 
　　应用于推广新技术，对外输系统与区域性脱水采取全面的调整与优化。为了将油田高峰期后所出现的负荷不平衡、运行困难、系统效率下降以及脱水系统设施符合降低等问题有效解决，未来应该与开发趋势相结合，对脱水系统进行适当的调整。 
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