海拉尔油田地面系统优化调整效果分析

计鹏 由丹 辛亚玲 鲁永强

1大庆油田呼伦贝尔分公司

2大庆油田有限责任公司

海拉尔油田地处草原深处，南北跨度100 km，冬季严寒，区块零散，无社会依托，地面系统在大庆老区成熟工艺基础上不断优化、改进、创新，形成了适合海拉尔油田的地面工艺技术。现有联合站5 座、转油站4 座，区块间有输送管道，基本满足生产需要[1]。近几年，面对新建产能区块评价效益差、已建系统运行效率低以及安全环保要求越来越严格的实际情况[2]，地面工程坚持优化简化、效益建产的方针，同时并采取“降、停、并、调”的措施对已建地面系统进行综合优化调整[3]，努力控制新增规模、提升地面系统运行效率。

1 坚持效益建产

面对复杂的地质环境、紧迫的投产时间、严格的效益界限、严峻的环保形势，地面工程系统以“效益建产”为核心，以“规划方案最优、设计质量最高、建设投资最低、施工周期最短、运行参数最佳”为目标，通过优化建设模式[4]、地上地下一体化、加强方案优选、加大设施利旧等措施，14项产能项目效益全部评价达标，顺利实施。

1.1 优化建设模式

近两年产能区块以加密外扩和零散小区块为主，为控制规模、降低投资、规避开发风险，地面工程按照“加密外扩就近挂接、零散区块集中拉油”模式建设，仅建设井场、工艺管道、电力线路、变压器及道路等最基本设施，实现建投227 口油水井“零”建站。

1.2 优化地面工艺

（1）地上地下一体化。加强地面工程与油藏工程结合，加大丛式井平台推广力度，92 口油水井布置丛式平台33 座，占新建开发井的40.5%，合建工艺管道、电加热器、电力线路、变压器、道路等，节省建设投资1 218 万元的同时减少了对草原的破坏。

（2）集油工艺优化。海参4 区块为2022 年规模最大、时间最紧、确定方案最晚的产能区块，为快速建产，优选建设投资低、施工周期短的电加热集油工艺，对比掺水集油工艺，减少建设掺水炉1 座、阀组间2 座、管道16.67 km，节省投资430 万元。同时减少能耗797 t/a(标煤)、碳排放2073 t/a，努力实现效益、环保双赢。

（3）输油工艺优化。贝X4105 区块相对独立，与德二联和呼一联距离相当，综合考虑介质流向、投资及10 年运行费用现值、建设周期等因素，优选集中拉油工艺，与电加热挂接方式相比，减少建设管道11.96 km，节省投资421 万元。投产方便灵活，同时规避了开发调整导致输油管道低效运行的风险。

（4）供注水工艺优化。为充分利用德二联注水站注水能力，贝X4105 产能项目中同时比选新建注配间和利用系统注水两种工艺，综合考虑新建工程量、投资及10 年运行费用现值、管理难易程度后，优选利用现有系统注水工艺，减少建设管道5.4 km，节省投资440 万元，德二联注水站负荷率提高4.36%，现有系统容量大，方便后期注水动态调整。

1.3 优化利用设备

为减少新建工程量、节省投资、提高开发效益，近2 年工程项目中利旧抽油机、电机、变压器、电加热器、单井罐、井口房、管线等90 台套，节省投资1 356 万元。

2 系统提效运行

为适应开发生产变化，采取“降、停、并、调”的措施，对海拉尔油田地面系统进行综合优化调整，在提高地面系统运行效率的同时有效降低运维成本[5]。

2.1 脱水站优化降级

海拉尔油田各作业区之间的输油管道均需掺水输送，德一联、呼一联、德二联和乌东联加热炉燃油管线引自净化油输油管线，为保证正常生产，4 座脱水站产液都在本站脱水后再输送，回油温度高且重复加药破乳，集输系统运行能耗高。对4 座脱水站进行优化改造，建设燃油沉降罐及燃油缓冲罐，输油计量调整为质量流量计量，4 座脱水站降级，集输系统密闭运行。站内储油罐挥发性有机物（VOCs）治理改造，节省投资1 200 万元；密闭集输减少损耗1.5%，可增油5 000 t；降级运行后回油温度降低10 ℃，减少燃油1 390 t/a。

2.2 污水站停运、注水站合并

由于滚动开发，呼一联和德一联均建有2 座注水站，不方便管理及数字化油田实施，统筹规划德一联、德二联、呼一联区域注水及污水处理系统优化改造。停运德一联污水站，产出污水输至德二联集中处理，在德二联处理后返输德一联回注地下，减少岗位人员8 人，实现减员降本；合并呼一联新、老注水站，整合德一联站内、外注水站，注水单耗分别降低0.3 kWh/m3和0.25 kWh/m3，年节省电费7.2 万元，减少管理点2 处。

2.3 集油管网优化

由于油井转注、转提捞、报废更新及低产关井等，部分集油环、集油干线、阀组间低效运行，结合开发预测对集油管网进行优化调整，共对240 口井的集油管网进行优化调整。停运阀组间3 座、集油环5 个、掺水集油管道106.5 km，减少掺水40.75×104m3/a，减少燃料油消耗360 t/a，空出集油阀组可用于新建产能建设，缩短建产周期；停运电加热集油管道6.33 km，年节省电费36.55 万元；33 口拉油井接入已建系统，回收伴生气81.95×104m3/a，减少燃料油消耗819.5 t。

2.4 利用掺水系统输送富余污水

德一联产液上升，不能通过现有集输管线全部输送，剩余污水由罐车拉运至德二联，成本高，难度大。通过对比、论证，建设德1～5#阀组间至德二联下辖贝14～4#计量间管线1.5 km，利用掺水系统输送富余污水，德一联污水全部管输，年节省拉运费用65 万元。

3 下步优化调整措施

“十四五”后三年，油田产能区块仍以加密、外扩为主，有较完整的地面系统依托[6]，油水井就近接入已建系统快速建产，油气处理、供注水及供配电能力均有较大剩余，无需扩建。地面系统已完成一轮次综合优化调整，短期内再次进行大规模优化调整空间有限。下步地面工程以区域优化、提效运行为重点开展工作，解决运行效率低、能耗高、不平衡的问题。

3.1 转油站优化降级

贝14 转油站距德二联仅2.0 km，为保证CO2混相驱与水驱的分开管理，于2015 年建成投产。2021 年CO2试验结束，采出液中CO2浓度降低，贝14 转油站“四合一”单台检修时的设备负荷率为57.6%，处于低负荷运行状态，转油站除必要的生产消耗外，还需人员管理及维护，运维成本高。

优化思路：转油站降为集油间，功能上移至德二联。减少管理点1 处，减少岗位人员14 人，提高德二联处理设备负荷的利用率，闲置场地可规划建设光伏发电。

3.2 能源结构优化调整

海拉尔油田耗电和燃油占总能耗的77.15%，燃气占比不足，能源结构不合理。多措并举，“降”“替”结合，优化能源结构。通过及时优化调整集油管网、更新高能耗设施等持续为油田“瘦身”，减少能耗；推广应用光伏发电、电热炉以及煤层气资源等优化能源结构。

3.3 继续开展降温集输

集油系统凝固点回油已纳入设计文件，大庆老区已开始尝试黏壁温度回油，海拉尔油田继续开展降温集输工作。2023 年，控制掺水温度，初步实现集油系统凝固点回油；2024 年，继续调整回油温度，计划实现凝固点下3～5 ℃回油；2025 年，夏季常温掺水集油，冬季低温掺水集油，有效降低集油系统能耗。

4 认识及建议

（1）新建产能通过优化简化达到了控制新建工程量、节省投资、快速建产的目的，在充分利用已建设施能力的同时产能项目评价全部达标，实现了“效益建产”[7-8]。

（2）已建系统通过综合优化调整实现了减员降本、节能降耗和安全环保的目标[9]，油田进一步“瘦身”，为下步优化能源结构及无人值守改造提供了基础，实现了“提效运行”。

（3）地面系统综合优化调整硬件工程已基本完成，下步应推进降温集输和输油运行参数优化调整，通过加强技术管理，进一步优化系统运行能耗。

（4）优化简化是一项系统工程，不可能一蹴而就，应随开发生产形势变化而持续开展，提高油田开发效益，促进高质量发展[10]。

5 结束语

通过不断优化、改进、创新，海拉尔油田已形成了一套适合自身特点的地面工艺技术，采用“加密外扩就近挂接、零散区块集中拉油”建设模式、加大丛式井平台推广力度、优选电加热集油与集中拉油工艺、充分利旧设备等多种行之有效的优化调整手段。面对地面系统低效运行、污水产注不平衡以及能源结构不合理等问题，提出脱水站优化降级运行以减少集输损耗与能源消耗，停运低负荷污水站并集中处理污水实现减员降本，合并注水站降低运行能耗，优化停运低效冗余集油管道以减少能源消耗，利用掺水系统输送污水以减少拉运费用等措施。多项针对性措施的应用完善了海拉尔油田地面工程系统，优化调整手段的总结与对策的提出可为油田零散区块中长期地面规划提供具体的参考意见。