热采产出液处理技术新方案

白洋（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤中作业区）

热采产出液处理技术新方案

白洋（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤中作业区）

南堡 35-2油田实施的多元热流体吞吐工艺导致油井放喷时产气量增大，产出气体主要成分为氮气，存在安全隐患。新工艺流程中增加了1台分液罐，而且在控制系统中新增了一些控制点，消除了大量氮气对燃气锅炉和火炬的影响，解决了放喷产出物处理难题，保障了平台作业的安全，同时环境影响也降低。

稠油热采 产出液处理 工艺优化 分液罐 安全

1 开采现状

2009 年 底 ， 中 国 海 上 已 发 现 原 油 地 质 储 量47× 108m3， 其 中 稠 油 达 到 32.9× 108m3。 目 前 渤 海油田地下原油黏度大于 400mPa·s的稠油探明地质储 量 达 2.3×108m3， 开 发 潜 力 巨 大 。 但 是 目 前 的 稠油 冷 采 方式整体 采 收 率 较 低，以南 堡 35-2 油 田 南区为例，采出程度不足 2%，寻求有效的稠油开采方式是稠油开发工作的重中之重。

南堡35-2油田B平台所实施的多元热流体吞吐工艺，导致油井放喷时产气量增大，同时产出气体主要成分为氮气。伴注的化学药剂、惰性气体在增加多元热流体体系稳定、增强驱油效果的同时，存在以下问题：

1）产 出 物影响 原 油破乳 脱 水效 果 ，造成 生 产水不达标，外输原油含水不合格，放喷期间生产水含油达到 21 ×10-6；返出气体中的大量氮气导致燃气锅炉无法以伴生气为燃料，以及火炬熄灭。

2）放 喷 初期日 产气量 最高达 到 16353m3（标态）左右，超出计量分离器的处理能力，无法准确计量，无法为后续吞吐作业提供有效的数据支持。

3）随 着 产液量 大 大增加 ， 产液 在 流程中 的 停留时间缩短，导致放喷气体中携带大量液体，造成冷放空气体携液，对环境造成影响。

4）放 喷 气体通 过 冷放空 时 由于 高 度不够 （冷放空高度 41m），气体可能聚集在平台周围，对平台 人 员 安 全 和 作 业 安 全 造 成 威 胁[1]。

针对应用现有流程进行多元热流体吞吐井放喷存在的风险及制约因素，为了降低安全风险和提高处理能效，解决放喷期间存在的种种问题和隐患，通过反复论证和优化，最终确定了改造方案。

热采放喷产出物经过新增放喷处理流程进行初步气液分离，气体通过钻机模块天车进行放空，产液进入原油处理流程，消除气体对燃气锅炉及火炬的影响；通过药剂优选及对比试验，提高原油处理效果，最终达到生产水及原油外输含水合格要求。实际应用过程中此放喷流程经过了热采放喷井的实际检验，解决了放喷产出物处理难题。

2 处理工艺方案设计

2.1简述

1）本 次 改 造 增 加 分 液 罐 1 台 ， 并 将 套 管 气 通过钻机模 块 分 液 罐 的 6in （1in=25.4mm）排 放 口 进行脱气处理。

2）每 口 多 元 热 流 体 吞 吐 井 套 管 出 口 增 加 2in管线去分液罐入口；分液罐入口管线将为后期调整井预留接口。

3）增 加 1台 分 液 罐 （位 于 下 甲 板 计 量 生 产 管汇 A/B处），分 液 罐 具 备 气相和液 相 计 量 功 能。

4）分液罐 液 相出口 管线与 闭 排系统 连 接， 并为进海管设置预留口。

5）分液罐 气 相出口 管线连 接 ：第一 段 分液 罐气相出口引入钻机模块修井机下部，第二段采用6in软管（修井机为移动设备，软管滑动托架），第三段主甲板至下甲板分液罐处。

2.2设计工艺处理流程(图1)

计量分离器气相新增管线至分液罐气相出口，可以满足2口多元热流体吞吐井同时放喷的需求，1口井利用新改造放喷流程，另 1口井利用计量分离器放喷。

新 流 程 中 ， 在 分 液 罐 的 入 口 安 有 1个 SDV， 当分液罐出现液位高高、低低或压力高高、低低时，此 SDV 将 会 关 闭[2]。

2.3新增工艺处理控制系统及安全设施

2.3.1 新增分液罐压力及液位控制

罐体液相出口选用质量流量计，将流量信号传到中控显示，并设有调节阀来控制罐体液位；罐体气相出口管线上选用带有温压补偿的孔板流量计得到气量数据，并有调节阀调节罐体压力。为保护罐体，设置2个并联的安全阀，一用一备，管线连接到 闭 排 管 汇[3]。

2.3.2 新增中控点

新 增 设 备 需 要 增 加 PCS系 统 的 AI点 6个 ，AO点 2个 ；ESD系 统 的 AI点 2个 ，DO 点 2个 。 所 有 点增加到中控室新增控制柜或卡件中。

2.3.3 新增设备电缆走向

经过现场调研，由于新增分液罐附近可利用电缆桥架空间有限，所以考虑在分液罐旁边加1个接线箱，将罐体上新增仪表设备的电缆接到接线箱，汇 集 成 1根10PR的HOFR缆 和 1根5PR的 FS缆 ， 可沿附近电缆桥架进入中控室。

2.3.4 安全

由于分液罐含有可燃气液等介质，建议增加水喷淋对其进行保护。分液罐位于平台最大火区 FZ-11内。经计算，增加分液罐后，火区所需水量373.7m3/h 较目前平台消防泵 365m3/h@1200kPa（G）多 了 8.7m3/h。 根 据 原 厂 家 的 消 防 泵 曲 线 图 ， 当 消防 泵 排 量 达 到 373.7m3/h 时 ， 泵 扬 程 和 效 率 下 降 很小，变化不大，仍然在优先工作区内，因此，原平台消防泵可以满足改造后水量要求；同时保护该区域 的 雨 淋 阀 DV-6002 及 管 线 也 可 满 足 改 造 水 量 要求。因此，只须在雨淋阀 DV-6002后增加相应的管线 及 喷 头 保 护 分 液 罐[4]。

2.4分液罐

分 液 罐 橇 块 极 限 尺 寸 为 2000mm×2000mm× 4500mm， 分 液 罐 选 用 立 式 结 构 ， 罐 体 尺 寸 为ID1200mm×2800mm。此种结构的优点是占用空间小，满足空间布置要求。利用高压软管连接解决了钻机模块钻修井过程中井架移动影响放空的问题。

分液罐设计条件：

◇ 气体 流 量 ：10×104m3/d （标 态）

◇ 液体流量：520m3/d

◇ 工作压力：1800kPa（G）

◇ 工作温度：90℃

◇流动气体密度：大部分气体为氮气（相对分子质量：28，在此温度和压力下密度为 18.0kg/m3）。

◇ 流动液体密度：液体密度为 900kg/m3。

按 API规范 12J 《油气分离器规范》，考虑液体流 量 ， 取 罐 体 直 径 1.2m； 实 际 设 计 中 取 罐 体 总 高度 2.8m， 满 足 分 离要求。

结合液体停留时间及所选用的丝网除沫器，分液罐每天气体处理量为 55793m3。

3 流程改造及药剂评选解决的问题

3.1增加放喷流程机动性

新流程在放喷时可以和计量分离器互为备用。当分液罐由于某种原因暂停使用时，放喷可以通过计量分离器进行，这样保证了放喷作业的连续性。如果2口井同时放喷，可以满足2口多元热流体吞吐井同时放喷的需求，1口井利用新改造放喷流程，另1口井利用计量分离器放喷。

图1 改造后的处理流程

3.2提高计量准确度

在没有进行放喷流程改造之前，多元热流体吞吐井放喷时通过平台计量分离器计量，由于大量气体的冲击影响，计量液位不容易稳定，计量结果也不精确，放喷井通过计量分离器读取的产量数据和闭排罐检尺的核实产量相差较大。目前可以实现二次计量，提高了计量的精度，即放喷井液从分液罐液相出口出来后进入计量管汇，再利用计量分离器计量一次。此时因为大量的气体已经通过分液罐脱出，所以计量分离器计量数值的准确性大大提高。

表1 是 B29m 井 放 喷 时 直 接 进 计 量 分 离 器 液 相读取的计量数据和闭排罐检尺数据，可以看出检尺的平均产量为计量分离器读取数据的 80%，最大误差时可达70%。

表1 B29m井放喷计量数据对比

B27H 井放喷产液加入消泡剂在新增分液罐沉降一段时间，然后再进入计量分离器进行二次计量，由于药剂充分混合发生作用，气体的影响被大大降低。从表2可以看出，经过分液罐后进行的二次计量，误差较小。

表2 B27H井放喷计量数据对比

3.3解决原流程放喷存在的问题

1）大 量 惰性气 体 在模块 天 车上 直 接排放 ， 不再通过海管进入CEP平台，这保证了CEP燃气锅炉的安全运行。

2）放 喷 气体通 过 分液罐 气 液分 离 后排空 ， 减少了气体对混输海管中液相的冲击乳化作用，减轻了CEP平台的流程处理负担。

3）新增分 液 罐流程 提高了 放 喷产气 量 的计 量精度，改造前放喷气体远远超过了计量分离器的设计处理能力，无法计量气体产量。准确的计量数据有利于稠油多元热流体吞吐的效果分析和总结。

4）新增放 喷 流程， 使分液 罐 和计量 分 离器 互为备用，提高了多元热流体吞吐井计量的机动性，可以满足两口井同时放喷作业的需求。

4 结语

截 至 目 前 ， 南 堡 35-2 油 田 WHPB 平 台 共 进 行多 元 热 流 体 吞 吐 八 井 次 ， 分 别 是 B14m、 B2s、B28h、B29m、B27H、B33H、B36M、B37H 井。 截至 2012 年 1 月 21 日 ， 热 采 井 累 计 产 油 52378.12 m3。另外，由于热采放喷流程改造收到预期效果，放喷期间CEP锅炉不必切换成柴油模式运行（柴油模 式 日 耗 柴 油 5m3）， 以 每 口 放 喷 井 放 喷 20 天 计算， 锅 炉 节 省 柴油 100m3/井 ，2012 年 热 采 放 喷 3 口井总 计 节 省 柴 油 420m3。

与此同时南堡35-2WHPB平台录取了热采井大量宝贵数据，并总结出适合热采作业的经验和安全管理制度，为多元热流体吞吐提供了珍贵的第一手资料，为今后的油井热采吞吐作业打下了坚实的技术基础。

[1]姚亦华,蒋官澄,韩海彬.注聚驱产出液处理技术研究[J].油气储运,2009,28(5):32-36.

[2]刘文业.聚合物驱油井产出液中聚合物浓度的准确测定方法[J].油气地质与采收率,2006(2):91-92,99.

[3]王海峰.稠油污水回用于热采锅炉处理技术研究[D].青岛:中国海洋大学,2009.

[4]郭耘,彭森,李景全,等.油田产出液一剂化处理技术[J].西安石油大学学报(自然科学版),2007,22(3):70-73,138.

10.3969/j.issn.2095-1493.2013.012.006

2013-07-09）

白洋，工程师，2000年毕业于江汉石油学院，从事海上石 油 生 产 工 艺 管 理 工 作 ， E-mail： 393409196@qq.com， 地 址 ： 天 津市 塘 沽 区 保 税 区 海 滨 十 五 路 199 号 航 运 服 务 区 4 号 楼 B2107房 间 ，300461。