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摘要：随着蒸汽驱开发延长，油井产液量、产油量呈下降趋势，部分计转站因开井数减少，原油集输系统设计规模与目前实际生产能力差距较大，有9座采油站运行负荷率低，针对集输系统负荷率低和站内设备能耗大的问题，拟将部分负荷率低的计转站改为直输站生产。
关键词：站场负荷 直输 混掺
1背景
欢喜岭采油厂采油作业三区管理区块为齐40块，管理采油站20余座，油井700余口，开井500余口，日产液近万吨，日产油1200余吨，日掺油量300余吨，是。区块为蒸汽驱开发，地面工程采用井口-计量接转站-联合站的大二级布站形式，油气集输流程采用双管掺液流程，稀油由欢四联供给，回掺污水由站内分离缓冲罐就地脱出污水提供。在站内初分离后的高含硫伴生气通过管汇进入脱硫塔脱硫，然后管输至气体处理站（道博尔），经无害化处理后进行二次利用。
2 管理难度解析
2.1 站场负荷率低
随着蒸汽驱开发延长，油井产液量、产油量呈下降趋势，部分计转站因开井数减少，原油集输系统设计规模与目前实际生产能力差距较大，有7座采油站运行负荷率低。
2.2 站内在用设备多，管理难度大
采油站23座，缓冲罐44台，外输泵44台，掺水泵22台，生产分离器32台，空冷器22台，污油罐22台。各类设备需定期进行维护保养，安全阀、压力表等附件需要定期校验更换，冬季生产自产气管线易冻堵，要定期加药，管理难度大。
2.3 设备能耗大
工艺改造前，在用外输泵22台、掺水泵22台，能耗大，日耗电量6600度。
2.4 掺油低效
边部油井驱替受效差，地层供液能量不足，含水普遍较低，掺油量大，扣除日掺油量，油井负效生产。掺油量小，易结蜡堵塞掺油管线。
2.5稀油供需矛盾大
采油厂实施原油分质分销，作业区整体日掺油量由400吨下调至330吨，压缩掺油量70吨，存在一定的供需矛盾。
3 地面工藝改造
3.1 计量转接站改直输生产
针对集输系统负荷率低和站内设备能耗大的问题，拟将部分负荷率低的计转站改为直输站生产。
3.1.1初步筛选5座计转站进行试验
作业区从以上9座采油站中，筛选出5座采油站进行试验，停用外输泵直输生产，分别由3#站、31#站、8#站、21#站、9#站接收。
在试运过程中，35#站、22-31#站与接收站距离近，直输压力较低。29#站、4#站直输压力也可以维持正常生产。但32#站与接收站较远，外输压力与单井回压高，无法正常生产。将32#站外输炉点火运行，使外输压力降至0.35MPa，单井回压降至0.5MPa，保证了直输生产的正常运行。
3.2 油水混掺工艺改造
为解决稀油供需矛盾和凸显出的管理问题，分两步组织实施掺油井摸底调查和油井混掺试验。
3.2.1掺油井摸底调查
对作业区139口掺油井按照产液量、产油量、油井温度、含水、电流等方面重新进行梳理摸底，排查出掺油比值大、低效井有46口井。
3.2.2工艺改造，油水混掺
结合掺油和掺水在生产管理中的优缺点，设想能否通过工艺改造使掺油和掺水通过各自系统压力进行有效混合（稀油干线压力1.6MPa，掺水压力0.5MPa），解决上述存在的管理矛盾。基于这种理念，筛选出掺油比过大的2座采油站，通过工艺改造，实施油水混掺试验。
通过在计量间找一口空头井，在掺油表后改工艺连到计量间掺水管线上，利用该单井掺油表控制稀油量，实现油水定比例混合。
4 应用效果经济评价
目前7座采油站（32#站、30#站、29#站、4#站、33#站、35#站、22-31#站）实施了直输站改造，停用了外输泵14台、掺水泵7台、缓冲罐14台、生产分离器12台、空冷器7台、污油罐7台，对应6个接收站集输系统负荷率平均提升26.5%，其中5#站负荷率提升了56%。
7座直输站停用外输泵、掺水泵，每天节约用电2000余度，日节电费1700余元，年创造经济效益60余万元。停用自产气处理系统，每年节约甲醇5吨，节约成本2万元。
作业区对7座直输采油站中的6座进行了承包管理，承包后采油站人员由14-16人缩减至3-6人，减少人员60人。
通过油水混掺工艺改造的推广，作业区每日少掺稀油量近30吨，保证了作业区整体日掺油量在320吨水平。
5 应用前景及结论
随着产液量、产油量的逐渐下降，采油站负荷率会进一步下降，采油站直输生产的方式具有广泛的应用前景，面对原油价格的持续低迷，企业对成本的压缩，直输站在节电方面、设备损耗方面有着具大优势。
油水混掺管理方式达到了降低原油粘度的目的，有效防止管线结蜡，使边远低产井能够顺利过冬，保证了油井正常生产，减轻了员工劳动强度，有效的解决了油井负效问题，缓解了掺稀油量的供需矛盾。
辽河油田公司欢喜岭采油厂 辽宁 盘锦 124114
关键词：站场负荷 直输 混掺
1背景
欢喜岭采油厂采油作业三区管理区块为齐40块，管理采油站20余座，油井700余口，开井500余口，日产液近万吨，日产油1200余吨，日掺油量300余吨，是。区块为蒸汽驱开发，地面工程采用井口-计量接转站-联合站的大二级布站形式，油气集输流程采用双管掺液流程，稀油由欢四联供给，回掺污水由站内分离缓冲罐就地脱出污水提供。在站内初分离后的高含硫伴生气通过管汇进入脱硫塔脱硫，然后管输至气体处理站（道博尔），经无害化处理后进行二次利用。
2 管理难度解析
2.1 站场负荷率低
随着蒸汽驱开发延长，油井产液量、产油量呈下降趋势，部分计转站因开井数减少，原油集输系统设计规模与目前实际生产能力差距较大，有7座采油站运行负荷率低。
2.2 站内在用设备多，管理难度大
采油站23座，缓冲罐44台，外输泵44台，掺水泵22台，生产分离器32台，空冷器22台，污油罐22台。各类设备需定期进行维护保养，安全阀、压力表等附件需要定期校验更换，冬季生产自产气管线易冻堵，要定期加药，管理难度大。
2.3 设备能耗大
工艺改造前，在用外输泵22台、掺水泵22台，能耗大，日耗电量6600度。
2.4 掺油低效
边部油井驱替受效差，地层供液能量不足，含水普遍较低，掺油量大，扣除日掺油量，油井负效生产。掺油量小，易结蜡堵塞掺油管线。
2.5稀油供需矛盾大
采油厂实施原油分质分销，作业区整体日掺油量由400吨下调至330吨，压缩掺油量70吨，存在一定的供需矛盾。
3 地面工藝改造
3.1 计量转接站改直输生产
针对集输系统负荷率低和站内设备能耗大的问题，拟将部分负荷率低的计转站改为直输站生产。
3.1.1初步筛选5座计转站进行试验
作业区从以上9座采油站中，筛选出5座采油站进行试验，停用外输泵直输生产，分别由3#站、31#站、8#站、21#站、9#站接收。
在试运过程中，35#站、22-31#站与接收站距离近，直输压力较低。29#站、4#站直输压力也可以维持正常生产。但32#站与接收站较远，外输压力与单井回压高，无法正常生产。将32#站外输炉点火运行，使外输压力降至0.35MPa，单井回压降至0.5MPa，保证了直输生产的正常运行。
3.2 油水混掺工艺改造
为解决稀油供需矛盾和凸显出的管理问题，分两步组织实施掺油井摸底调查和油井混掺试验。
3.2.1掺油井摸底调查
对作业区139口掺油井按照产液量、产油量、油井温度、含水、电流等方面重新进行梳理摸底，排查出掺油比值大、低效井有46口井。
3.2.2工艺改造，油水混掺
结合掺油和掺水在生产管理中的优缺点，设想能否通过工艺改造使掺油和掺水通过各自系统压力进行有效混合（稀油干线压力1.6MPa，掺水压力0.5MPa），解决上述存在的管理矛盾。基于这种理念，筛选出掺油比过大的2座采油站，通过工艺改造，实施油水混掺试验。
通过在计量间找一口空头井，在掺油表后改工艺连到计量间掺水管线上，利用该单井掺油表控制稀油量，实现油水定比例混合。
4 应用效果经济评价
目前7座采油站（32#站、30#站、29#站、4#站、33#站、35#站、22-31#站）实施了直输站改造，停用了外输泵14台、掺水泵7台、缓冲罐14台、生产分离器12台、空冷器7台、污油罐7台，对应6个接收站集输系统负荷率平均提升26.5%，其中5#站负荷率提升了56%。
7座直输站停用外输泵、掺水泵，每天节约用电2000余度，日节电费1700余元，年创造经济效益60余万元。停用自产气处理系统，每年节约甲醇5吨，节约成本2万元。
作业区对7座直输采油站中的6座进行了承包管理，承包后采油站人员由14-16人缩减至3-6人，减少人员60人。
通过油水混掺工艺改造的推广，作业区每日少掺稀油量近30吨，保证了作业区整体日掺油量在320吨水平。
5 应用前景及结论
随着产液量、产油量的逐渐下降，采油站负荷率会进一步下降，采油站直输生产的方式具有广泛的应用前景，面对原油价格的持续低迷，企业对成本的压缩，直输站在节电方面、设备损耗方面有着具大优势。
油水混掺管理方式达到了降低原油粘度的目的，有效防止管线结蜡，使边远低产井能够顺利过冬，保证了油井正常生产，减轻了员工劳动强度，有效的解决了油井负效问题，缓解了掺稀油量的供需矛盾。
辽河油田公司欢喜岭采油厂 辽宁 盘锦 124114