海拉尔油田输油管道优化运行探讨

2015-01-03包振波大庆油田海拉尔石油勘探开发指挥部

油气田地面工程 2015年9期

包振波大庆油田海拉尔石油勘探开发指挥部

海拉尔油田输油管道优化运行探讨

包振波大庆油田海拉尔石油勘探开发指挥部

海拉尔油田输油管道受各区块产量影响，不同输油管段需要输送不同介质的原油，由于各卸油点的卸油能力不同造成各输油管段输油量也不同。通过对海拉尔油田输油管道目前运行模式及现有卸油点卸油能力进行分析，依据油田油流走向并按照经济效益最大化的原则提出优化输油管道运行方式，以降低油田原油运输成本。建议综合卸车场地、卸油泵效率、卸油口数量等因素，最大程度保证各段管道输送净化油。

输油管道；卸油点；接卸能力；优化运行

海拉尔油田输油管道建成投运后，各区块实现原油全部管输，极大地降低了原油拉运成本，但随着国内产油量的逐年递减，外蒙古塔21区块开发规模的不断扩大，区块产油量逐年增加，需要优化原油管输运行方式。本文以经济效益最大化为原则，依据油田油流走向对可接卸21区块的原油站场及输油管道系统进行综合分析，提出了优化输油管道的运行方式。

1 输油管道现状分析

1.1 生产现状

海拉尔油田输油管道包括德二联至苏一外输首站干线1条，输油支线4条，各输油管道设计参数见表1。

表1 海拉尔油田输油管道建设现状

德二联汇集呼一联、德一联、德二联贝中区块及本站原油后（贝中区块原油在德二联脱水），经德苏输油管道输送至苏一联，乌东联原油经管道输送至德苏输油管道中一加热站，苏一联汇集德二联、乌东联及本站原油后经苏嵯管道输送至嵯岗转输油总站。

塔21区块处于蒙古国东方省境内，随着塔二联的投入运行，产量逐年增加，目前塔21区块原油全部东运至国内海拉尔油田，主要在苏一联、乌东联卸油点接卸。

2014年8月，由于德二联平均外输油量（1 178.44 t/d）低于管道最小设计输量，因此德苏输油管道采用掺水输送工艺，掺水量98.4 m3/d，含水原油在苏一联再次进行脱水。

2014年9月，随着接卸塔21区块原油乌东联至中一加热站输油管道投产，乌东联接卸塔21区块原油量约350 t/d，维持乌东输油管道运行。

2014年10月，呼一联产油量为220 t/d，低于管道最低输量（382.86 t/d），呼一联至德二联输油管道输含水油，掺水量约为80 m3/d，含水原油在德二联再次进行脱水。

1.2 存在的问题

（1）德二联汇集呼一联、德一联、本站及贝中区块原油后仍不能满足德二联至中一加热站之间管道的最小输量，还需采取掺水输送工艺，含水原油与中一加热站掺入的乌东外输净化油需全部在苏一联进行二次脱水处理，增加处理费用64 016元/天。

（2）呼一联至德二联输含水油后，需增加二次脱水处理费用12 729元/天。

（3）德二联外输掺水需在苏一污水站二次处理后回注，增加输水及污水处理费用3 538元/天。

（4）按照开发规划塔21区块产油量将达到2 279 t/d，现有的苏一、乌东卸油点能力不足，需扩建或新建卸油点。

（5）德二联输送含水油，加快了管线和设备的腐蚀，增加了运行成本。

2 现有卸油点卸油能力及分析

海拉尔现有苏一卸油点、乌东卸油点、德一联卸油点、呼一联卸油点4座，总设计接卸能力1 758 t/d，各卸油点卸油能力均综合卸车场地、卸油泵效率、卸油口数量等因素进行分析。

2.1 苏一卸油点

苏一卸油点设计规模800 t/d，按完成800 t卸油的时间为8 h，通过延长接卸油时间可增加卸油量，增加能力按100 t/h计算，转输油能力2 450 t/d（同时运行40 m3/h转输泵3台），德苏输油管道输净化油后此能力可全部用于转输卸油点接卸原油。苏一卸油点位于德苏输油管道末站，接卸能力仅受卸油泵及转输泵能力影响，而不受管道能力限制，按照目前运行模式最大可接卸塔21区块原油1 200 t/d，无最小卸油量限制，塔21区块原油拉运至苏一卸油点全程约206 km（国内经S201省道、苏贝路），折算运费197.03元/吨；且拉运路由与国内油田产油外输走向一致，为塔21区块原油卸油首选。

2.2 乌东卸油点

乌东卸油点设计规模550 t/d，按完成550 t卸油的时间为5 h，通过延长接卸油时间可增加卸油量，增加能力按110 t/h计算，乌东至中一加热站输油管道已投运，最大、最小输油量分别为634.57 t/d、346.34 t/d，因此卸油量受到管道输量及本站产油量的影响，按照开发规划产量，乌东卸油点卸油量为255.73～582.77 t/d，且随本区块产量动态调整。乌东卸油点位于德苏输油管道中间，接卸能力受卸油泵、外输泵及外输管道能力限制，按照目前运行模式目前最大可接卸塔21区块原油544 t/d，且应最小保证255 t/d的卸油量，以保证管道安全运行。塔21区块原油拉运至乌东卸油点全程约198 km（国内经S201省道、苏贝路），折算运费189.34元/吨，至苏一首站综合费用209.74元/吨。

2.3 德一联卸油点

德一联卸油点设计规模210 t/d，按完成210 t卸油的时间为4.2 h，通过延长接卸油时间可增加卸油量，增加能力按51 t/h计算，德一联至德二联输油管道最大、最小输油量分别为510 t/d、168.57 t/d，卸油量受到管道输量及本站产油量的影响，按照开发规划产量，德一联卸油点最大卸油量为260 t/d，随本区块产量动态调整。德一联在无外站卸油情况下亦能保证德一联至德二联输油管道运行，塔21区块原油拉运至德一卸油点全程约213 km（国内经S201省道、苏贝路），折算运费203.68元/天。按照目前运行模式，在徳一联卸油后至苏一外输首站综合费用237.68元/天，且最大接卸量仅为260 t/d，卸油后仍无法保证德苏输油管道输净化油运行，增加苏一脱水站负荷，无经济效益可言，因此建议不在德一联卸油点卸油。

2.4 呼一联卸油点

卸油点设计规模198 t/d，按完成198 t卸油的时间为5.2 h，通过延长接卸油时间可增加卸油量，增加能力按38.25 t/h计算，呼一联至德二联输油管道最大、最小输油量分别为612 t/d、382.86 t/d，卸油量受到管道输量及本站产油量的影响，按照开发规划产量，呼一联卸油点最大、最小卸油量为439.4 t/d、149.86 t/d，随本区块产量动态调整。呼一联最大接卸油量大于德苏输油管道输净化油需补充油量，接卸塔21区块来油后可保证呼一联→德二联→苏一首站全线输送净化油运行。塔21区块原油拉运至呼一联卸油点全程约250 km（国内经S201省道、苏贝路），折算运费239.06元/吨，至苏一首站拉运、管输综合费用275.06元/吨。按照2014年最小接卸油量210 t/d计算，在呼一联卸油后管输至苏一外输首站增加拉运、输送费用57 762.6元/天，减少苏一联二次脱水（呼一联产油为三次脱水）费用69 247.46元/天、污水处理及输送费用3 538元/天，累计节约15 022.86元/天，效益可观且便于油气输送系统的管理及运行，因此建议在来油大于德苏输油管道输送净化油最小补充油量时在呼一联卸油。

3 输油管道的优化运行

3.1 接卸塔21区块原油优化原则

（1）为了减少德苏输油管道输含水油产生的二次脱水费用、污水处理费用及降低管道运行难度，应首先考虑在呼一联接卸塔21区块原油。本站产量变化最低接卸量为210～310 t/d，可保证呼一联➝德二联➝苏一联管道输送净化油。

（2）为了降低乌东联原油拉运费用，建议来油量在满足呼一联➝德二联➝苏一联管道输送净化油情况下，优先考虑在乌东联接卸塔21区块原油。本站产量变化最低接卸量为255～295 t/d，可保证乌东联至中一加热站输油管道正常运行。

3.2 管道优化运行建议

（1）当塔21区块来油小于210 t/d时，此来油量即无法保证呼一联➝德二联➝苏一联管道输送净化油，也无法保证乌东联至中一加热站输油管道正常运行，建议在苏131卸油点卸油，最大限度地降低拉油及管输费用，此时乌东联原油拉运至呼一联，德苏输油管道输送含水油。

（2）当塔21区块来油介于210～310 t/d之间时，建议塔21区块来油全部拉运至呼一联接卸，保证呼一联➝德二联➝苏一联全线输送净化油，降低德二联和苏一联脱水、污水处理费用，此时乌东联原油拉运至苏一联。

（3）当塔21区块来油介于310～565 t/d之间，建议在呼一联卸油量为210～310 t/d，剩余原油不能保证乌东联至中一加热站管道运行，剩余塔21区块来油拉运至苏一联，乌东联原油拉运至苏一联。

（4）当塔21区块来油大于565 t/d时，首先在呼一联接卸，其次在乌东联接卸，保证呼一联➝德二联➝苏一联全线输送净化油，乌东联至中一加热站管道正常运行，减少了乌东联原油拉运费用，降低了整个管道运行管理难度，塔21区块来油剩余部分在苏一联接卸，来油量超过3座联合站接卸能力时通过延长苏一联卸油点接卸时间解决或对苏一联卸油点进行改造，最大限度地降低拉运费用。