针对油田存在的产油量下降、系统负荷率低、设备设施腐蚀老化严重、运行能耗高等问题，大庆油田第十采油厂对集输油系统进行了优化调整。在优化调整的过程中，通过与产能建设工程相结合，积极采用新技术、新工艺，采取集油管网的优化和计量站、转油站、脱水站的“关、停、并、转”等措施，取得了较好的效果。

　　1 管道计量站脱水站转油站工艺设备

　　1.1 油田是受断层、构造、岩性多种因素控制的复合型特低渗透油藏，平均空气渗透率在20×10-3μm2以下，地层原始压力为8.7MPa，自然产能低；原油物性差，50℃时平均黏度为27.8mPa・s、平均凝固点35.4℃、蜡含量23％。1997年以后老油田区块原油产量逐渐递减，开发成本逐年上升，2000年底的集输吨油综合能耗上升到155.31kg标煤/t。为了保证油田可持续发展，从2001年开始，油田对油田状况进行了全面调查研究，在积极引进各种新技术、新产品的同时，对老油田系统进行优化调整，取得了较好的效果。

　　2 集输油系统存在的问题

　　2.1 系统负荷率低，原油单位生产成本较高油田平均单井产量低，随着油田的开发和油井产量的递减，部分计量站、转油站、联合站的负荷率降低，备用设备增多，增加了额外的维修费用；有些设备（三合一、电脱水器等）备用时需要考虑冬季防冻问题，输油管道负荷率低时需要考虑起点加热问题，使能耗增加；由于是站库管理，无论其负荷率高低，都需要配备一定数量的值班人员，造成了人力的浪费。因此，系统负荷率低直接导致了原油单位生产成本的升高。油田集输油系统负荷率见表1。

表1  2000年油田集输油系统负荷率

　　2.2 部分地面工艺技术已不适应油田开发的需要，系统运行能耗高 在油田开发初期，由于油井含水率低，转油站采用的三合一设备放水困难，建成投产的18座转油站均采用了大站供水流程，冬季各站平均最大供水量为330m3/d。随着综合含水的上升，转油站完全可以实现就地放水回掺，若继续应用大站供水流程，将是对热力和动力的浪费。 另外，第十采油厂早期投产的联合站、转油站均采用三合一和二合一设备组成的多段流程，设备多，占地面积大、工艺流程复杂，相对于采用的合一设备的转油站，能耗高和维护工作量大。

　　3  油田集输油系统的优化调整

　　3.1  生产设施腐蚀老化严重，生产故障率高至2001年底，第十采油厂集输油系统共建成投产各类机泵351台、加热炉107台、容器95台、管道4693km，运行时间在10年以上的机泵为335台、加热炉为101台、容器为91台、管道为2357km。随着运行时间的延长，这些地面设施腐蚀老化日趋严重，维修维护费用逐年增加。虽每年都安排了维修，但由于腐蚀结垢数量较大，更新力度不足，影响了油田的安全生产。

　　4 集输油系统优化调整的主要措施

　　4.1  将低产油井由抽油机采油改为提捞采油油田从1995年开始就致力于提捞采油技术的研究，目前已形成了一整套从井下工艺设备到提捞车、运油罐车及提捞油收油点的工艺设备和流程。这些工艺、技术和设备适用于在产量低、液面恢复慢的油井进行采油。根据国际原油价格波动情况，目前第十采油厂将提捞采油的经济界限由最初的1t/d下调到0.7t/d。 截止到2007年8月底，油田共改造497口抽油机井为提捞采油井，45口低产能新井直接用提捞采油。与抽油机采油相比，已累计节约操作成本3353.5万元。地面系统共配套建设了5座卸油点，均匀分布在油区，减少了罐车的拉运距离，提高了效率，节约了运行成本。

　　5  简化集油工艺，加强集油系统参数管理

　　5.1  将双管掺水油井改为环状掺水油井1995年以前，油田投产的油井均采用双管掺水流程。与环状流程井相比，双管掺水流程掺水量大、能耗高；管道运行时间较长，腐蚀、穿孔频繁，管内结蜡、结垢严重，严重影响了原油的正常生产。从2004年起，在进行加密井网、调整注采系统、更换管道等工程时，尽可能将新、老油井统一考虑，统一布环，既可解决老管道的腐蚀问题，又可避免新井单独布环造成的管网交叉、距离远、需增建阀组间等问题，节能、降低投资的效果明显。几年来，共改造169口双管掺水井为环状掺水井，可减少掺水用量37×104m3/a，节气120×104m3/a。

　　5.2  简化井口工艺安装，降低基建投资

　　 从2000年开始，逐年安排将常规集油井口改造为组合阀井口，共改造了560口井，给生产管理带来了方便。早期投产的环状掺水流程井口至集油环的设计长度为3m，采用电热带保温。在实际生产中，电热带及其供电线路容易出现故障或受到人为破坏，间歇出油井的井口立管经常冻堵，冬季处理事故困难。将井口集油环提升到地面，井口至集油环的距离缩短到0.8m，同时对井口组合阀进行改造，热水可以进入到阀体内循环一周，在取消电热带的情况下，完全解决了井口立管冻堵和冬季组合阀不能取样的问题。该项改造可降低单井基建投资0.6万元，节省维护、运行等费用750元/a。

　　5.3  加强集油系统参数管理，推广降温集油技术根据油田单井产液量低、综合含水低的实际情况，从2004年开始，每年4月～10月，在集输油系统开展季节性降温集油。掺水温度由70℃降至60℃，计量间单井回油温度控制在38℃以下，环井回油温度控制在42℃以下，获得了较好的节气效果。

　　5.3  取消低效计量站对所辖出油井数较少，产液量较低的17座低效计量站进行改造，取消其集油阀组间；对于注配间，根据开发方案，若需要保留，则将原掺水采暖改为电采暖。站外系统采用关闭不出油井，对低产井采用提捞采油方式，对高产井采用依托附近已建计量站就近调头的方式进行改造；改造时，充分利用了抽油机井井口回压提升余地较大的优势，将井口回压最大提升到1.0MPa，解决了油井调头距离偏远的问题。对超远距离的孤立井点，适当放宽提捞采油的经济界限。该项目共改造油井124口，老油田区块计量站总数由1997年的164座下降到2006年的147座，转油站掺水加热炉、掺水泵的负荷下降，可节约经营成本1108万元/a。

　　5.4  优化调整转油站系统对转油站系统进行了优化调整改造，主要是取消建设时间较长、负荷率低、布局不合理、设备设施腐蚀老化严重、急需更新改造的转油站。取消的前提条件是集输油系统附近有已建集油系统可作为依托，能满足改造后水力和热力条件的需要。几年来，共取消转油站3座。该项改造共节约天然气428.9×104m3/a，节电522.5×104kW・h/a，节约设备维修费60万元/a。

　　5.5  改造转油站外输系统2002年以来，对综合含水超过30％的5座转油站外输系统进行了改造，取消了大站供水流程。根据水力和热力计算，在5座站都增建了外输加热炉（均采用热效率较高的真空加热炉），第8转油站的外输管道的管径缩小了1倍。改造后，5座站合计减少循环供水量1450m3/d，可节气95×104m3/a、节电85.8×104kW・h/a，节约运行费用129万元/a。 2.6 优化调整脱水站系统 2003年至2004年间，对朝一联合站进行了全面的更新维护，为脱水系统的调整改造创造了条件。2004年，将低负荷运行的朝二・四脱水站改造为朝一联合站的一座集油阀组间，原朝二・四所辖3座转油站的原油直接进朝一联合站进行分离脱水；朝一联合站一段脱水负荷率提高到64.6％，二段脱水负荷率提高到65％，改造前后朝一联合站负荷变化情况见表2。该项改造共节约天然气12.9×104m3/a，节电10.7×104W・・h/a，节约设备维修费33万元/a。

　　6 集输油系统优化调整的效果

　　6.1 通过系统优化调整，脱水、转油站负荷率相对提高，有效控制了油田开发成本的上升。在产量下降，综合含水逐年上升，油水井数逐年增加的条件下，油田能耗的各项指标均呈下降趋势；吨油综合能耗由2000年的155.31kg标煤/t下降至2006年的148.03kg标煤/t；吨油综合耗电由2000年的164.9 kW・h/t下降至2006年的159.29kW・h/t；集输吨油自耗气由2000年的52.3m3/t下降到2006年的47.65m3/t。几点认识通过对油田集输油系统优化调整的实践，认识到必须坚持以下原则，才能保证系统优化调整的顺利实施，提高老区改造投资的经济效益。 4.1  坚持系统优化调整与已建设施更新维护相结合的原则坚持系统优化调整与老油田更新维护相结合的原则，在已建设施能满足开发需要的前提下，通过采取适当关停、合并低负荷、腐蚀老化严重的站及设施等改造措施，可降低更新维护费用，提高系统运行负荷，降低生产运行能耗及成本。

　　6.2 坚持系统优化调整与科技进步相结合的原则在系统优化调整改造过程中，只有大力推广新工艺、新技术，才能取得最大的节能降耗效果，如使用热效率较高的真空加热炉；采用完善的环状集油工艺等技术。这样，一方面能达到节能降耗的目的；另一方面也方便了生产管理，为系统优化调整方案的顺利实施及达到预期效果提供了保证。

　　6.3  坚持系统优化调整与中长期规划方案相结合的原则低效计量站、转油站的关、停、并、转，可提高已建地面系统的负荷率，有效降低原油生产成本和设备维修费用。由于油田开发在一定程度上具有不确定性，油田开发方案随着技术的发展可能改变，因此地面系统的优化调整也应随油田开发方案的变化进行适时调整。