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摘要：随着油田不断开发生产，部分油田老区原有集输流程已经出现能耗高、工艺流程不合理等情况。特别是面临着实施加密井和补充井投产的老区，原有布局已经不能满足生产需求。在布局调整论述中，首先分析了集输系统中存在的不足：系统总体布局不合理，生产耗能高，不适应油田进一步开发的需要。针对这些不足，进行了方案设计。改造原则是以经济效益为中心，根据地面运行动态数据和布局特点，对现有布局进行整体优化调整。对该布局调整进行了经济效益评价，保证低投资的情况下合理布局，降低能耗运行。有必要进行老区布局调整，可以使老区集输系统布局合理、能耗低、效率高、适应性强。
关键词：老区布局；必要性；效益评价
【分类号】：TE863
0 引言
部分油田老区现有集输流程不能满足目前的生产能需求。主要原因是建设初期设计产能低或者是新井产能建设，导致产量高于初期设计产能，集输液量超过原有设备、管线的设计能力。可能会出现管线外输压力高、机泵运行能耗高等现象。对老区进行合理的布局调整，可以改善这一现状。
1 现有集输系统存在问题
1.1 布局不合理
原有布局是A站和B站共用一条管线外输至联合站，外输互相影响。在实际生产运行中，A站最高外输液量2434m3/d，最高外输回压2.32MPa，B站外输液量670 m3/d，最高外输回压1.92 MPa。一号、B站外输液量最高时的运行情况见表1。
A站到B站的外输管线为φ159，长度为3.3km，B站到一联的外输管线为φ219，长度为4.8km，改造前泵压、回压已经远远超过外输管线所能承受的压力范围，存在一定的安全隐患，已经满足不了外输需求。
1.2 耗能高
由于两站外输相互影响，导致外输回压过高，1#站需要启双泵外输才能保证外输，存在能耗高、管理难度大的问题。B站由于液量少，该站已建设备负荷率较低，外输泵的负荷率为29.4%，掺水泵的负荷率仅为34.6%，资源存在浪费。而吨液耗电高达2.57kWh/t，增加了油田生产运行的成本。
1.3 不适应油田开发的需要
根据油田开发需要，2013年对一工区进行产能新建。A站有78口新建油井进入该站，新建集油阀组间1座，共管辖新老油井235口及计量（阀组）间8座，根据地质预测，产能新建将新增液量312t，A站外输液量最高可达2746t/d，理论上外输泵的负荷率高达95%。因为一号、B站外输互相干扰，回压将进一步升高，新井投产后将有部分液量打不出去，影响正常生产。B站有3口新建油井进入，该站共管辖新老油井64口及计量（阀组）间3座，外输液量达到682t/d，外输回压也将进一步升高，外输泵的负荷率为30.9%。预计产能新建后A站、B站的运行情况如表2所示。
2 合理布局方案设计
利用一工区80口井投产的契机，对一工区集输系统进行优化布局调整。为了解决外输回压高的问题，将一号、B站外输管线分开，A站外输管线利旧原一联到B站的净化油外输管线。原一联净化油外输管线规格为φ273，管壁厚度为6.54mm，可以利旧使用。B站用原管线外输到一联。同时将①计量间、①计量间调头进入B站，A站到①计量间距离1.4km，①计量间到B站距离是2.0km，压力不会损失太大。主要工作量：新建掺水集油管线各2.0km，管径为φ114和φ159。优化后减少A站老井进站液量并降低设备负荷率，为A站地区新井正常投产创造条件，实现A站集输单耗降低。同时提高了B站外输、掺水负荷率，单耗明显下降，运行状况更为合理。
3 布局调整效果及效益评价
3.1 布局调整效果
A站、B站外输分开，同時将①计量间、①计量间阀组间调入B站后，两个站的吨液耗电、泵压均有所下降，平衡了A站、B站外输泵的负荷率，解决了中转站能耗高的问题（见表3）。
二组新井全部投产后，新增液量375t/d。从目前运行情况看，站内设备均能满足需求，外输负荷率合理（见表4），A站不需要采取换泵和关停老井措施就可以满足外输需要，为全矿完成生产任务奠定了坚实基础。证明了此次优化调整的合理性，并且产生了巨大的经济效益。
3.2 效益评价
⑴ 能耗降低：对比A站、B站分开前后运行情况，吨液耗电分别降低0.36、0.62kWh/t，回压分别下降0.99、0.75 MPa，投运后日节电737kWh/d，估算年节电26.9×104kWh，按电价0.6381元/kWh计算，年节约电费17.16万元，并均衡了A站、B站外输泵负荷率，使得A站、B站外输困难问题得到了解决。
⑵ 利旧管线节约成本：A站需新建外输管线5.2km，利旧原一联净化油外输管线长度为4.8km，仅需新建管线0.3km，新建管线投资为7.9万元。如果全部新建φ219管线需投资215.7万元，因此管线利旧共节约207.8万元。
⑶ 管线优化后满足了生产需求：优化后，A站设备负荷率降低，在不进行站内设备改造的情况下，也较好地满足了新井生产要求。B站虽然设备负荷率增高，但单耗明显下降，运行状况更为合理。
4 结论
⑴ 有必要针对老区开展地面系统降低运行能耗潜力研究。
⑵ 可以适当对老区布局进行优化调整，降低运行能耗，适应油田开发的需要。
⑶ 老区布局调整应尽量依托已建流程和设施，可以减少投资，提高经济效益。
关键词：老区布局；必要性；效益评价
【分类号】：TE863
0 引言
部分油田老区现有集输流程不能满足目前的生产能需求。主要原因是建设初期设计产能低或者是新井产能建设，导致产量高于初期设计产能，集输液量超过原有设备、管线的设计能力。可能会出现管线外输压力高、机泵运行能耗高等现象。对老区进行合理的布局调整，可以改善这一现状。
1 现有集输系统存在问题
1.1 布局不合理
原有布局是A站和B站共用一条管线外输至联合站，外输互相影响。在实际生产运行中，A站最高外输液量2434m3/d，最高外输回压2.32MPa，B站外输液量670 m3/d，最高外输回压1.92 MPa。一号、B站外输液量最高时的运行情况见表1。
A站到B站的外输管线为φ159，长度为3.3km，B站到一联的外输管线为φ219，长度为4.8km，改造前泵压、回压已经远远超过外输管线所能承受的压力范围，存在一定的安全隐患，已经满足不了外输需求。
1.2 耗能高
由于两站外输相互影响，导致外输回压过高，1#站需要启双泵外输才能保证外输，存在能耗高、管理难度大的问题。B站由于液量少，该站已建设备负荷率较低，外输泵的负荷率为29.4%，掺水泵的负荷率仅为34.6%，资源存在浪费。而吨液耗电高达2.57kWh/t，增加了油田生产运行的成本。
1.3 不适应油田开发的需要
根据油田开发需要，2013年对一工区进行产能新建。A站有78口新建油井进入该站，新建集油阀组间1座，共管辖新老油井235口及计量（阀组）间8座，根据地质预测，产能新建将新增液量312t，A站外输液量最高可达2746t/d，理论上外输泵的负荷率高达95%。因为一号、B站外输互相干扰，回压将进一步升高，新井投产后将有部分液量打不出去，影响正常生产。B站有3口新建油井进入，该站共管辖新老油井64口及计量（阀组）间3座，外输液量达到682t/d，外输回压也将进一步升高，外输泵的负荷率为30.9%。预计产能新建后A站、B站的运行情况如表2所示。
2 合理布局方案设计
利用一工区80口井投产的契机，对一工区集输系统进行优化布局调整。为了解决外输回压高的问题，将一号、B站外输管线分开，A站外输管线利旧原一联到B站的净化油外输管线。原一联净化油外输管线规格为φ273，管壁厚度为6.54mm，可以利旧使用。B站用原管线外输到一联。同时将①计量间、①计量间调头进入B站，A站到①计量间距离1.4km，①计量间到B站距离是2.0km，压力不会损失太大。主要工作量：新建掺水集油管线各2.0km，管径为φ114和φ159。优化后减少A站老井进站液量并降低设备负荷率，为A站地区新井正常投产创造条件，实现A站集输单耗降低。同时提高了B站外输、掺水负荷率，单耗明显下降，运行状况更为合理。
3 布局调整效果及效益评价
3.1 布局调整效果
A站、B站外输分开，同時将①计量间、①计量间阀组间调入B站后，两个站的吨液耗电、泵压均有所下降，平衡了A站、B站外输泵的负荷率，解决了中转站能耗高的问题（见表3）。
二组新井全部投产后，新增液量375t/d。从目前运行情况看，站内设备均能满足需求，外输负荷率合理（见表4），A站不需要采取换泵和关停老井措施就可以满足外输需要，为全矿完成生产任务奠定了坚实基础。证明了此次优化调整的合理性，并且产生了巨大的经济效益。
3.2 效益评价
⑴ 能耗降低：对比A站、B站分开前后运行情况，吨液耗电分别降低0.36、0.62kWh/t，回压分别下降0.99、0.75 MPa，投运后日节电737kWh/d，估算年节电26.9×104kWh，按电价0.6381元/kWh计算，年节约电费17.16万元，并均衡了A站、B站外输泵负荷率，使得A站、B站外输困难问题得到了解决。
⑵ 利旧管线节约成本：A站需新建外输管线5.2km，利旧原一联净化油外输管线长度为4.8km，仅需新建管线0.3km，新建管线投资为7.9万元。如果全部新建φ219管线需投资215.7万元，因此管线利旧共节约207.8万元。
⑶ 管线优化后满足了生产需求：优化后，A站设备负荷率降低，在不进行站内设备改造的情况下，也较好地满足了新井生产要求。B站虽然设备负荷率增高，但单耗明显下降，运行状况更为合理。
4 结论
⑴ 有必要针对老区开展地面系统降低运行能耗潜力研究。
⑵ 可以适当对老区布局进行优化调整，降低运行能耗，适应油田开发的需要。
⑶ 老区布局调整应尽量依托已建流程和设施，可以减少投资，提高经济效益。