采油厂油气集输管控体系的构建与应用

王湘萍（大庆油田有限责任公司第二采油厂）

采油厂油气集输系统是油田开发生产系统的重要环节，是油田地面工程工艺技术的核心，以油田油气集输系统为主体的地面工程管理好坏，直接影响油田开发的水平和效益[1-3]。随着近几年油气集输系统通过对老油田地面工艺流程的不断调整和完善，以及集输新工艺、新技术、新设备的应用，对油田开发生产的可靠性和油田的开发效益起到了十分重要的作用，系统优化管理明显，系统单耗逐年下降，但是油田经过40多年的开发，油田联合站作为油田原油集输和处理的中枢，存在设备管网日趋老化，设计工况和现实不匹配，载荷过低现象普遍存在，安全隐患显现等问题突出。

1 油气集输管控体系

油气集输管控体系是指利用先进的油气地面工艺技术建立的一体化集约高效油气集输管控系统，把分散的油井所生产的石油、伴生天然气和其它产品集中起来，经过必要的处理、初加工，将合格的石油和天然气分别输送到外部用户的工艺全过程[4-5]。主要包括气液分离、油水分离、油气计量、原油脱水、采出水处理、天然气净化、原油稳定、轻烃回收等工艺，以管理创新为平台，技术革新为手段，进一步优化油气集输工艺，提高油气水处理运行效率，提升站场管理工作水平，确保油气集输系统安全、高效、平稳。

2 体系架构

2.1 功能定位

为充分发挥油气集输管控体系对油公司体制机制建设的支撑作用，经过深入研究，广泛论证，确定了油气集输管控体系三级架构，实现三级联动、上下贯通、层层穿透。油田分公司级主要抓好整体系统优化和调整、采油厂级抓好实施管控、油气集输管控中心主要抓好能效优化和运行。

2.2 管控体系建立的原则

油气集输管控体系的建立应遵守以下原则：

1）简化油气水处理工艺流程原则[6-7]。采出水处理就地分离、就地处理，原油就近进入联合站，联合站就近接入油田输油主干线，减少输送里程。

2）最佳经济运行原则。关停部分低负荷联合站、接转站，提升在用荷联合站、接转站负荷率，减少原油在油气集输系统中的停留时间，减少热损耗和温降。

3）降低地面站库风险原则。合理优化管网输送能力和实际输送匹配，消除部分管网输送能力过剩、外输距离过长、管径过大等问题，减少管网里程和地面站库，降低地面站库安全生产风险。

4）节能减排原则[8-9]。将油气集输大循环变为小循环，长流程变短流程，砍掉冗余的长链条的油水处理工艺流程，简装置、短流程、撬装化，原油处理由分布式变集中式、管网运输由长输变短接、采出水回注由远调变近注，建立集约高效的集输管控体系，实现油气集输系统节能降耗的目的[10]。

2.3 功能模块

油气集输管控体系主要包括地面工程建设规划、地面工程项目管理和项目运行管理3个子模块，12个环节，42项业务功能。

2.3.1 地面工程建设规划

地面工程建设规划子模块中分4个环节，15个工作项目，每个项目制定工作程序，确定主体组织单位，每个环节制定工作标准与工作目标，通过分环节、分目标实施实施确保地面工程建设目标的实现。地面工程建设规划是一项专业的系统工程，是一套从系统规划、选项、立项到设计的科学严格的工作程序。它是油气集输管理的源头，规划的系统性及前瞻性、选项的准确性、可研报告的深入程度与设计的适应性决定了建成后的站场管理是否安全、平稳、经济、高效。

系统规划是在油气集输系统充分调查研究的基础上，结合油藏工程、采油工程，根据油田开发分阶段的具体要求统筹规划，拿出中长期的整体规划，从中提炼出具体的新、改、扩建项目，分步实施，贯彻系统规划的意图。

项目选定后，首先进行项目前期准备，组织现场踏勘和基础资料收集，理清项目思路，组织有关人员对新（扩）建项目进行初步思路进行讨论与研究，确定大体方向，编制初审方案，组织专业组成员对设计规划方案进行初步审查，通过广泛讨论与交流，整合相关意见和建议，形成初审意见，将修改后的初审方案提交专家组进行综合评审，对方案最终完善提供科学权威的意见与建议。

项目建议后是工程项目的具体化，是项目得以成立的书面文本，其主要申述项目应对申报的理由和主要依据，油田建设需求，生产建设条件及简单经济效益与社会效益，可行性研究报告给项目决策提供依据，在项目建议书审查通过后，组织各方面专家和实际工作者对项目进行科学的详细论证，报告规定了项目的主要内容及其标准，充分论证项目建设必要性、技术先进性和经济合理性，最后完成项目评估与审批。

接到项目任务书后，设计单位须先深入现场进行认真调查与勘察测量，然后进行设计，需要变更设计的，应办理相关设计变更手续，按要求完成项目初步设计与施工图设计，同时编制施工蓝图预算。

2.3.2 地面工程项目管理

地面工程项目管理模块中分4个环节，19个工作项目，每个项目制定工作程序，确定主体组织单位，每个环节制定工作标准与工作目标，通过分环节、分目标实施确保地面工程项目管理目标实现。工程项目管理是按客观经济规律对工程项目建设全过程进行有效地计划、组织、控制、协调的系统管理工作活动。从内容上看，它是工程项目建设全过程的管理，即从项目建议书、可行性研究设计、工程设计、工程施工到竣工投产全过程的管理。从性质上看，项目管理是固定资产投资管理的微观基础、其性质属于投资管理范畴。工程项目建设是利用投资完成具有一定生产能力或使用功能的建筑产品的过程，是国民经济发展计划的具体化，是固定资产再生产的一种具体形式，它通过项目的建成投产使垫付出去的资金回收并获得增值。地面工程项目管理是指在有限的资源约束下，运用系统的观点、方法和理论，对项目涉及的全部工作进行有效地管理。即从项目的投资决策开始到项目结束的全过程进行计划、组织、指挥、协调、控制和评价，以确保地面工程项目按合同约定的安全、质量、工期、投资等控制目标的实现。

项目管理总体职责是通过组织协调、调整控制、检查验收，确保工程项目按合同约定的安全、质量、工期、投资等控制目标的实现，项目前期工作职责是贯彻落实相关文件政策，做好方案设计的审核、变更、技术把关和论证工作，对工程材料的优选、采购及进入现场安装前的质量验收把关。

2.3.3 地面工程项目运行管理

地面工程项目运行管理模块中分4个环节，8个工作项目，每个项目制定工作程序，确定主体组织单位，每个环节制定工作标准与工作目标，通过分环节、分目标实施确保地面工程项目运行管理目标实现，达到油气集输工程优质、高效、绿色、低碳、环保运行的目的。

3 应用情况及应用效果

3.1 应用情况

该油气集输管控体系于2021年在某油田某采油厂投入现场应用。该采油厂经过40多年的开发建设，油气地面系统点多、线长、面广，现有油井2 980口，水井913口，建成计量站145座、接转站7座、5座联合站和5座采出水处理站，全厂输油管线里程长达345 km，年生产原油211×104t，日采出液达13×104m3，形成了完善而庞大的地面工程系统。目前，采油厂5座联合站均有富余，实际处理量均远低于设计能力，5座联合站的平均原油处理负荷率51%，有的甚至不足20%，导致原油在系统中停留时间长、温度降幅大、热损耗大，偏离了联合站最经济运行工况。管网输送也存在能力过剩问题。采油厂北部油区原油外输距离远、管径大，由于管网输送能力和实际输送量不匹配，为保证管线正常输送，普遍需要二次加热或采出水伴输。

通过实施采油厂油气集输管控体系的建立与应用，对原地面油气集输系统进行优化简化和重新规划，实施停运了采油厂联合站2座，接转站2座、计量站30座、减少油水管线28条共计194 km，偏远区块的接转站实行升级改造，采出水就地分离、就地处理，原油就近进入兄弟单位的联合站，联合站就近接入油田原油库输油干线，减少液量输送里程，降低系统能耗。采油厂油气集输管控体系应用前后能耗对比见表1。

表1 采油厂油气集输管控体系应用前后能耗对比Tab.1 Comparison of energy consumption before and after the application of oil and gas gathering and transportation management and control system in oil production plant

通过实施采油厂油气集输管控体系的建立与应用，采油厂油气集输系统联合站负荷率提升39%，变压器容量下降了4 380 kVA，油气集输系统效率由原来的30.8%提升到56.7%，上升了25.9%，油气集输系统日耗电减少了21.9×104kWh，日耗气量减少了2 164 m3，能源日消耗量降低了50%，人员优化减少了40%，节能增效效果明显。

3.2 应用效果评价分析

1）油气集输流程由长变短，实现了工艺流程简短化。通过实施采油厂油气集输管控体系的建立与应用，对原地面油气集输系统进行优化简化和重新规划，根据新规划，实施停运了采油厂联合站2座，接转站2座、计量站30座、减少油水管线28条共计194 km，偏远区块的接转站实行升级改造，采出水就地分离、就地处理，原油就近进入兄弟单位的联合站，联合站就近接入油田原油库输油干线，减少液量输送里程，降低系统能耗。

2）节能减排效果明显，油气集输系统运行效率得到极大提升。实施采油厂油气集输管控体系的建立与应用后，系统日耗量减少21.9×104kWh，则年实现节电为7 993.5×104kWh。若每千瓦时按0.623 1元价格计算，则每年可产生直接节电效益为1 846.5万元。

油气集输系统日耗气量减少2 164 m3，则每年可节省天然气为78.986×104m3，每立方米天然气按原4.6元节能效益计算，则每年可节省燃料费用为363.3万元。

上述两项合计，则每年可产生直接节能效益为2 209.8万元。

3）变压器减器效益。实施采油厂油气集输管控体系的建立与应用后，采油厂油气集输系统变压器容量减少了4 380 kVA，按变压器每月容量费用15元计算，则每年可产生变压器减容量费用为6.57万元。

4 结束语

实践证明，开展油气集输管控体系建设是建设现代化企业制度，提升油田生产经营质量，加强油气集输系统能源管理工作一种创新管理模式，具有良好的节能减排效果。该油气集输管控体系地面工程建设规划、地面工程项目管理和项目运行管理3个子模块，12个环节，42项业务功能完全能满足油田油气集输管控工作需要。它的应用建立起了油田集约高效的集输管控体系，实现地面工程流程简化优化，大循环变为小循环，长流程变短流程，简装置、短流程、撬装化，原油处理由分布式变集中式、管网运输由长输变短接、采出水回注由远调变近注，促进了采油厂油气集输管理模式转变，实现了消除部分管网输送能力剩、外输距离过长、管径过大等问题，减少管网里程和地面站库，降低地面站库安全生产风险，实现了油藏经营价值最大化，具有良好的推广应用价值。