南三区东部产能建设集输系统优化简化方案研究

田万顷

摘要：文章主要介绍了2008年萨南油田南三区东部二类油层聚合物驱产能建设工程的基本概况、集输系统采用的主要工艺技术及设计参数，对集输系统双管掺水流程、新建三座站和打破矿界，新建一座站的两个规划方案进行了简单的介绍，通过方案各自的优缺点及经济效益优选出最佳的建设方案，并对优选方案优化简化的特点加以分析，为今后产能建设及系统优化调整提供借鉴。

关键词：南三东；产能建设；集输系统；规划方案；优化简化

中图分类号：TE866 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）03-0103-03

1 南三区东部基本概况

1.1 开发概况

2008年南三区东部二类油层聚合物驱产能建设工程基建油水井493口，其中油井263口，注水井230口，建成产能23.67×104t/a。

1.2 地面概况

南三区东部在2008年之前已进行了水驱和聚驱的开发建设，聚驱产能新井多数分布在采油二厂的第六作业区，少数井分布在第一作业区，集输系统涉及已建脱水站2座（南八联、南2-1联）；聚驱放水站2座（聚南八、聚南2-1放水站）；增压站1座（南八增压站）；聚驱计量站14座，管辖老油井128口，计量站空头41个；聚驱转油站4座（聚南2-12、南2-15、聚南3-7、南3-4），其中南2-15及南3-4为水驱聚驱合建转油站，聚驱集油系统在电脱水器之前与水驱系统分开处理、自成系统；聚南2-12、南2-15两座站属于第一作业区，聚驱含水油首先在聚南八放水站一段脱水后，再输至南八联二段脱水；聚南3-7、南3-4两座站属于第六作业区，聚驱含水油首先在聚南2-1放水站一段脱水后，再输至南2-1联二段脱水。

2 集输系统采用的工艺技术及设计参数

2.1 集油工艺

采用双管掺水热洗分开集油工艺，计量站内单井量油。原理流程见图1：

图1 双管掺水热洗分开集油工艺示意图

2.2 转油站工艺

“分离缓冲游离水脱除”处理工艺即油井采出液自压进站，经“分离缓冲游离水脱除”装置进行气液分离、游离水沉降、缓冲，沉降出的污水经加热、掺水泵升压后掺入站外系统，含水油输至脱水站进行脱水处理，工艺流程见图2：

图2 “分离缓冲游离水脱除”工艺流程示意图

2.3 转油放水站工艺

计量站及转油站来液进三相分离器，脱水后，含水20%～30%的含水油泵输至脱水站，一部分含油污水加热升温后输至计量站掺水或热洗，另一部分含油污水输至污水处理站处理回注，工艺流程见图3：

2.4 脱水站工艺

原油净化处理采用热化学一段脱水，电-化学二段脱水的两段脱水工艺。

2.5 集油系统设计参数

3 规划方案简介及优化简化特点

3.1 规划方案

根据新井的分布情况，在第一作业区分布新井约85口，第六作业区分布新井约178口，新增产能后，计量站、转油站、放水站能力严重不足，扩建已无法满足新增产能的需要，需新建能力，因此，在充分利用已建系统剩余能力的前提下，不足部分新建。站外集油系统充分利用已建计量站的剩余空头，不足部分扩建或新建计量站，共新建计量站14座（1号～14号），扩建已建计量站2座（P30401、P30403）。

根据新井的分布情况，编制方案如下：

方案一：双管掺水流程，新建三座站方案

以矿界为分界线，第一作业区新建转油站1座（聚南2-18），第六作业区东西两侧分别新建聚南3-9转油放水站及南3-8转油站。

聚南2-18转油站的产出液输至聚南八放水站，含水小于20%的液量输至南八脱水站进行二段脱水处理。

为了节省建设投资，新建的南3-8聚合物转油站与水驱更新站南3-6合建，聚驱产出液输至聚南2-1放水站及南2-1脱水站脱水处理；水驱产出液输至南2-1脱水站脱水处理。

为了避免聚南2-1放水站的扩建，同时使布局更为合理，已建聚3-7转油站调至新建的聚南3-9转油放水站处理。聚南3-9转油放水站产出液输至南2-1脱水站进一步脱水处理。

方案一的平面布局见图4：

方案二：双管掺水流程，新建两座站方案

打破矿界，在第六作业区地区东西两侧分别新建聚南3-9转油放水站、南3-8转油站，第一作业区不新建转油站，为避免老站扩建，第一作业区的2座新建计量站（1号、3号）就近接入到第六作业区新建的南3-8、聚南3-9，为了便于作业区开发管理（包括储量计算、采出程度、采油速度等开发指标计算），对第一作业区产量单独计量。

方案二的平面布局见图5：

两个方案均在充分利用已建系统剩余能力的基础上，最大限度地减少了新建工程量，同时，新建工程是在优化布局，优选了集油管径、优选了设计参数及集输处理工艺，最大限度地减少了生产运行能耗。

方案一的优点是便于分矿管理，缺点是新建及扩建工程量大，能耗高，建设投资及能耗最大。

方案二：布局上打破矿界，又可以实现分矿计产，布局合理，避免了聚南八放水站扩建，减少了新建站数量，优选管径及设计参数，新建及扩建工程量适中，投资及运行费用现值较小，比方案一的投资及十年费用现值节省1691万元。

经综合对比分析，建设方案选用方案二。

3.2 方案优化简化的主要特点

2008年萨南油田南三区东部聚驱产能建设工程集输系统规划方案经过多方案论证，最大限度的降低投入、降低能耗，确定最佳的建设方案。该方案主要有以下特点：

3.2.1 打破矿界，优化系统布局，降低产能投资。系统布局上打破矿界，减少了新建站数量，同时又可以实现分矿计产，避免了聚南八放水站扩建；为了避免聚南2-1放水站的扩建，对聚南3-7转油站外输方向进行调整，将其外输液调至新建的聚南3-9转油放水站处理；为节省建设投资，将聚南3-8转油站与南3-6转油站合并建站。由于系统的布局更为合理，仅地面建设投资就节省了4376万元，年节电669×104kWh，年节气340×104m3。

3.2.2 优化集输参数，降低能耗。集油系统按照凝固点温度进站，通过精细规划，布局优化，优选管径。将掺水出站温度由常规设计的70℃将为55℃，使新井设计平均单井掺水量降到0.4m3/h左右，较老区最大掺水量0.7m3/h降低了43%，供热负荷降低了51%，年节气445×104m3。

3.2.3 大力采用先进工艺、设备，降低投资及运行费用。采用“两就近流程”，可以节省管道建设投资20%～30%，节省集输耗热及掺水耗电19%～20%；加热炉采用高效节能型加热炉（真空炉），炉效在90%以上，降低燃料气消耗，平均每年节气489×104m3；采用非金属管道，降低了集输单耗、延长了管道使用寿命、减少了集输摩阻损失；集输及处理均采用密闭工艺，有效的减少油气损耗。

3.2.4 积极开展电热管单管集油试验，简化集油工艺。对P391计量站20口井进行电热管单管集油试验，计量站单井计量，玻璃管量油，单井至计量站为单井单根进计量站，计量站至转油站输油管道为单根电热管，活动热洗设备。该试验简化了集油工艺，缩小了油气处理规模，大幅度减少了集油管道数量并缩小了集油管径，适当减少新建工程的投资，为今后集油工艺方式开辟了新途径。

4 结语

以上是对2008年萨南油田南三区东部聚驱产能建设工程集输系统规划方案简单的介绍，通过研究可知，针对产能区块的开发，我们必须打破常规，转变观念，一个整体开发区块，应进一步打破分矿、分队界限，地面工程成系统建设，最大程度地降低分割带来的额外工程量，从而降低系统工程投资；大力推广新工艺、新技术及新设备，降低日后生产管理过程中的运行费用；根据区块特点，进行适时、适用、适应的工艺参数优化，系统的工艺流程简化，节省投资效果最为显著，能取得事半功倍的效果。