刘东 胡文超 文晓峰 雒鹏 李龙龙 程蕾 王艺成 段何鹏 李泽章 赵泽朝 白耀
摘要:通过对油田地面建设中集输系统工艺的完善措施的研究,不断提高油田油气集输系统的运行效率,降低油气集输处理的成本,提高油田生产的效率,满足油田开发后期的生产需要。针对油气集输系统工艺存在的问题,分析油气集输处理过程中的能量消耗,采取必要的节能降耗措施,降低油田地面工程项目的管理成本,提高系统的经济效益。
关键词:油田;集输工程系统;节能改造
加强对油气集输系统的自动化设备和设施的管理,提高地面工程的自控能力降低人工成本,及时发现安全隐患问题,避免发生安全事故。通过自控设备的应用,降低岗位员工的劳动强度,发挥自控设备的优越性,增加电子巡检的次数,提高了油田地面站的运行效率。
一、油田地面建设中集输系统工艺的完善措施
1高效油气分离技术的应用
应用高效的油气水三相分离技术措施,在油井的采出物进入分离器前,实施管道的热化学脱水作用,通过高效的分离器的分离处理,将高含水原油的含水率降低,使其变为低含水的原油,然后经过电脱水器的电化学脱水过程,将原油中的水分离出去,使分离后得到的原油的含水达到行业标准的规定,完成油气集输的生产任务。通过加药处理,提高油气水三相分离的速度,结合新工艺、新设备的应用,降低了油气集输系统的成本。利用斜板技术措施,降低液流的速度,提高油气水三相分离的效率。结合油田生产的实际情况,建立地面油气集输系统的自动控制和管理的模式,实施安全预警报警机制,及时发现安全隐患问题,通过连锁控制,实施远程的控制和管理,提高油气集输系统的自动化程度。对油气水三相分离的效果进行实时监测和管理,达到更好的处理效率。
2含油污水处理新技术
为了达到節能减排的效果,避免发生环境污染事故。对油田含油污水进行处理,处理合格的水作为油田注水的水源处理,达到水驱的开发效率,实现了油田废物的再利用。含油污水处理的新工艺技术措施的应用,使用气浮选技术措施,通过气泡在液体中总是上浮的原理,将含油污水中的油珠颗粒分离出去,经过回收油泵将其回收,作为油田产能的一部分,也能够成为油田产量的补充。微生物除油技术利用微生物的分解氧化作用,将含油污水中的浮油分离出去,达到含油污水的质量标准,降低含油污水处理的成本,提高污水处理的效率。而对含油污水的悬浮颗粒的处理,通过高效的过滤设备,优选最佳的过滤材料,使其达到水质标准。如双向过滤罐的使用,提高水质处理的效率,使注入水的水质达到设计的标准,满足油田水驱开发的技术要求。
3对油气集输系统工艺的完善
由于基础设施老化,影响到油气集输系统的安全。通过自动化仪器仪表的应用,实施报警机制,加强对油气集输设备的实时监测和管理,及时发现安全隐患问题,防止发生安全生产事故,提高油气集输系统的安全系数,保证油田油气集输生产的顺利进行。油田注水量的增多,提高了油田生产的成本,增加了各种动力的消耗,需要采取节能降耗的技术措施。不断完善注水系统的自动化程度,实施精细化注水,应用智能化的注水仪表,合理控制小层的注水量,满足油田配注的要求,对不同的储层实施分别定量注水,达到稳油控水的技术要求。合理控制高渗透层的注水量,加强对低渗透层的注水,才能提高水驱的开采效率。不断完善原油处理站的设备和设施,将陈旧的生产设备进行升级改造,提高设备的运行效率。如选择节能型的电动机作为驱动设备,并结合变频调速技术措施,减少电能的消耗。对油气集输工艺技术进行优化,降低设备的维护保养费用,提高油气集输系统的经济效益。
二、案例分析
1生产现状及存在问题
某油田现有3个开发区块,采用三级布站模式,即单井—计量站—转油站—联合站。目前共有油井391口,开井292口,地层日产液量9974m3,其中日产油1064t,日产水8910m3,日掺水量4304m3,地层含水85.5%。某油田经过多年的生产开发,主力区块已进入到高含水开发期,地下和地面生产情况发生了较大的变化,目前地面系统存在工艺不合理、运行成本高、安全环保隐患大等突出问题,主要体现在以下三方面:
1.1地面管网庞大,能耗高
由于采用三级布站、双管掺水工艺,地面管网庞大,现有各类管线314Km。传统的双管掺水伴热集油工艺,运行成本高,传统的高能耗双管掺水伴热集油工艺已不适应油田发展需要。
1.2工艺流程不适应生产变化,运行成本高
随着油田开发的深入,油井产液性质与开发初期相比发生了很大变化,地面工艺系统循环输送、重复处理问题较多。
1.3腐蚀老化严重,安全环保隐患大
由于部分管线投产时间长,腐蚀老化严重,造成系统维护工作量大,安全隐患多,管理难度大。严重影响了油田的安全生产、环境状况和生产经营乃至油田的整体形象。
2优化简化工程技术思路
某油田以系统、区域性的治理为对象,按照整体规划、分步实施的方的原则开展集油系统的优化工程:
(1)单井计量应用新型单井自动计量技术,实现油井自动监测和控制、实时示功图、压力、温度等数据采集、油井工况诊断、产液量计量等功能。
(2)单井集油工艺管线利用高液量、高含水油井作为源头井,将周边的油井串接、“T”接到系统干线生产,逐步取消计量站点的设置,以降低系统能耗。某新井采用串接、T接工艺。
(3)单井掺水原则上只对低液量源头井及地下伴掺生产井进行掺水伴热,力争取消掺水工艺,缩减地面管网,减少掺水规模。
(4)尽可能利用现有管线,对老化腐蚀漏失严重的管线进行更换。
(5)地面管网更新优选高质量的复合管线,并配套收发球装置。
(6)单井井口工艺流程:
(7)掺水系统停运后,油井如遇事故停井,对距离系统干线近的单独T接油井,利用压风机扫线。
3优化简化工程改造情况
根据某油田简化优化的整体部署和安排,在2、9、20站集油系统开展了先导试验,涉及油井30口,简化后安装单井自动计量装置30口;27口井通过T接或串接生产方式停掉掺水,有3口低液量油井仍采用双管伴掺生产,除9站掺水系统以外,停运了2、20站掺水系统管道、9站集油系统管道,缩减单井、系统管道22.3km,同时降低了地面管网的漏失频率,大大减少污染赔偿和维护费用。
通过对原油流变性、新型管材、工艺流程优化等技术措施的试验研究,我们初步形成了单管输送的技术界限(单管输送技术界限:当含水超过80%,集输温度超过原油凝点5℃以上时,可单管输送)和各类油井的优化条件,为解决和指导集输系统简化优化起到了重要的指导作用。理论问题解决之后,3个先导试验站29口油井的现场简化优化工程也顺利实施完成,先导试验取得圆满成功:计量误差为±7%,单井回压均值由0.75MPa下降到0.65MPa,管网长度由32.2km减少到9.9km,减少了69%。管网月漏失次数由29次/月降为1次/月,年减少掺水量8.2×104m3,年减少掺水运行费73.8万元。这也标志着油井自动计量技术、油井单管集输的简化技术在南部稠油油田取得突破性进展。
在先导试验取得成功的基础上,采油三厂按照“整体规划、分步实施”的实施原则,成立某油田系统简化项目组,有效推动某油田简化工程。
结语
油井在线远传计量系统的建设,实现了油井远程自动计量,撤消了计量间。地面系统形成了“油井-转油站-集中处理站”的地面建设新模式,缩短了管道输送距离,并将员工从繁重的管线挖漏、补漏工作中解脱出来,消除了因管线老化、腐蚀、穿孔等带来的环境污染和安全隐患。简化技术的应用提高了油水井资料采集的自动化程度,基本实现了信息化管理。
参考文献
[1]郭长会。原油预分水工艺参数的优化[J].油气田地面工程,2013,(06):38-39.
[2]杨文静。油田集输系统的腐蚀控制[J].石化技术,2015,22(8):145.
(作者单位:中国石油长庆油田分公司第六采油厂)