昔日，每天1.8万立方米的采出液进入胜利采油厂坨六联合站，经过6道工艺，采出液被处理成合格原油;如今，坨六联合站停运了一个原油脱水罐，采出液只需“粗加工”成低含水原油，再被输送到两公里外的坨四区域中心联合站统一处理成达标原油。

　　长工艺变短工艺，长流程变短流程，大循环变小循环，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，油田建立集约高效的集输管控体系，实现局部“减量”、全系统“瘦身”，改变了集输系统“大马拉小车”的现象，提升了集输系统的运行质量效率。

　　大循环变小循环

　　停运一个原油脱水罐，简化了工艺流程，缩短了采出液在联合站的旅途。以前，1.8万立方米的采出液在坨六联合站一趟流程下来需要耗时5天，工艺流程“瘦身”后，现在只需要三四天。

　　坨六联合站进口采出液含水高达96%，按照标准，出口原油含水必须控制在1.2%内。胜利采油厂油气集输管理中心副经理刘炜说，采出液从油井采出，需经计量站、接转站、联合站等复杂处理过程。在“输送—处理—回注”这个大循环中，每一步都消耗电和热。偏远的计量站，甚至还需增设接转站为过路液量加温增压输送。

　　坨六联合站终点站变中间站，工艺流程简化优化，优化整合区域联合站，打造区域中心联合站，让原油处理由分布式变为集中式，吨油综合能耗由4.21千克标煤/吨，降至1.21千克标煤/吨，年减少蒸汽加热费和电费200余万元。

　　和坨六联合站相反，在优化中有的中间站变成了终点站。现河采油厂官7接转站和官114接转站每天接收计量站5000吨的采出液，采出液在接转站简单进行油水分离后，含水高达91%以上的液体“长途跋涉”31公里抵达现河首站集中进行油水分离，中途接转站还需对过路采出液进行一次加热提温。

　　2021年，按照集约高效的原则，现河采油厂将停运长距离的原油输送管线，对接转站进行升级改造，新建一台集分离、沉降、加热、回注于一体的撬装化油水分离装置，采出水就地分离、就地处理、就地回注，原油就地外销，避免“长途旅行”。

　　目前，油田74座接转站中有55座实现就地分水、处理、回注，日分水近12万立方米，累计缩短输送里程870公里，年节约往返输送等运行成本7340万元。

　　回归最佳经济运行工况

　　坨六联合站设计原油处理能力为1300立方米/日，实际处理原油量只有570立方米/日，系统负荷率仅44%。

　　“大马拉小车”，实际处理量远低于设计能力，是油田部分联合站的真实写照。据统计，油田62座联合站的平均原油处理负荷率为51%，有的甚至不足20%，偏离了联合站最佳经济运行工况。

　　胜利采油厂7座联合站平均负荷率27%，导致原油在系统中停留时间被延长，温降大，热损耗增加。据统计，胜采厂联合站每天的热量损失高达70.7吉焦。

　　不只是联合站，管网输送也存在能力过剩问题。

　　现河厂史南联合站外输原油管网设计输送能力为3600立方米，而实际输送原油量大约只有580立方米。由于管径大，无法满足管线最小起输量，脱水原油输出时伴水外输。伴输水完成“邮差”任务后，再次被回调至史南注水站回注地层，不得不增加调水管线14.6千米。

　　这还不算最远的。王岗联外输管线里程长达29千米，实际输量为设计输送能力的25%。现河采油厂油气集输管理中心经理李海说，由于路程长，输送过程中需两次加热，每天消耗天然气2880立方米。

　　2021年，现河采油厂将停运两个联合站的外输原油管线，采出液就地处理后，就近输入兄弟单位的联合站，每天减少油水输送里程67公里、天然气消耗2480立方米，年减少运行成本185万元。

　　据了解，坨四联合站和坨六联合站优化整合后，原油处理系统负荷率提升17个百分点，吨油综合能耗下降13个百分点。

　　隐患少了 风险降了

　　相比短工艺流程带来的经济效益，李海更看重的是风险隐患的消减。

　　现河厂3座郊区联合站的集油干线均流向现河首站，管线穿过村庄、铁路、河流，由郊区向城区延伸、从人口低密度区向高密度区流动、从低风险区向高风险区聚集，无形之中增大了集输系统的安全环保管控风险。

　　南邻排涝沟、北邻水源地的郝现联合站外输管线是李海的“心头大患”。“管线越长，风险点越多。”停运了郝现联外输线，李海的烦恼迎刃而解。原本输送至现河首站的原油就近接入东营原油库外输干线，减少原油迂回输送路程17.6千米。

　　根据规划，2021年，现河采油厂整体关停现河首站，减少15条、123.6千米油水管线，年降本增效4235万元，地面集输系统由高风险区向低风险区转移。

　　简化优化永无止境。未来，油田62座联合站只保留23座区域中心联合站，其他联合站被彻底改变，降级为分水站或被撤销，接转站改为增压点，进一步减少地面布站和缩短管网里程，降低地面站库风险，实现能耗降低50%、人员优化60%、效益提升70%。