李 佳
中国石化胜利油田河口采油厂,山东东营 257200
在油田开发的中后期阶段,随着采油技术的不断更新,一些难动用、低品位区块的开采程度不断加深,加之一些提液开采措施的应用,各油区呈现出含水高、液量大、油品差等特点。以胜利油田某采油厂为例:在部分中、低渗及稀油区块,集输站/库(以下简称集输站)的平均含水率超过75%;在部分高渗稠油、超稠油区块,平均含水率甚至超过97%。集输站进站液量大、含水高,往往造成区域产液量分布不均、处理能力不匹配、产液重复处理等问题;因此,结合现场实际,组织开展油田集输系统区域优化运行研究,实现区域能力匹配、集输处理质量和效率提高,是今后油田生产面临的重要课题。本文以胜利油田某采油厂生产运行为例,开展集输系统区域优化运行模式探讨。
胜利油田某采油厂,由于油区布局较分散,整体面积较大,主要采取“计量站→联合站”的二级布站或“计量站→接转站→联合站”的三级布站运行模式[1]。各区域计量站、接转站将采出液转输至联合站;各联合站处理合格的采出水回注,分离后的原油经管道转输至下一站点;原油集中至首站处理后外输交接点。该采油厂主要集输站的布局如图1所示。
图1 某采油厂主要集输站/库布局
由图1可看出,该采油厂主要产油区域间跨度远,转输距离长。其中,处在下游的部分联合站既要担负上游站库来油处理转输任务,又要承担本区域油田产液处理任务。
随着油田开发进入中后期,产液量逐渐增加,含水率不断升高,原油产量逐步下降,区域内集输站的处理能力、处理工艺将逐步显现不匹配、不适应等情况,需要对存在问题进行分析,提出针对性的优化调整方案。本文以某采油厂为例,对油田开发中后期区域集输系统的主要矛盾进行分析。
在油田开发过程中,通常采取“先易后难、逐步扩展”的方式进行,各集输站的建设则围绕油田开发现状布局,并根据适当的规划确定处理规模。随着区块开发的深入以及新区块的发现与开发,地面集输站也随之增加或改扩建。由于地面集输系统建设的相对滞后,在油田区域内部集输系统会出现运行能力不匹配、“舍近求远”等问题,既不利于保障站库的处理效果,又增加了系统能耗。
以该采油厂南部区域一油田为例,该油田区域内目前共建有2座接转站、2座联合站以及2座注水站。该油田区域内主要集输与注水站库布局关系如图2所示。
图2 某采油厂南部油田主要集输与注水站库布局关系
该油田属稠油油田,采取“先易后难”的开发思路,初期主要以联合站7所在的油田北部区域(油品性质相对较好)为主,随着“三采”技术的应用和难动用储量的开发,油田逐步向南部扩展,开发规模不断增加。随着油田的不断开发,集输站随之建设,其建设由早期至晚期按先后的顺序为联合站7→接转站2→联合站8→接转站1。因此,形成了如图2中所示的“舍近求远”问题:即接转站2、联合站8距所在的该油田南部区域距离较近,但是接转站2产液却远距离输送至联合站7处理,处理后采出水在其附近的注水站1回注,造成接转站转输能耗较高。
随着油田开发不断深入,该油田的产液量逐步增加,目前联合站7进站液量(约19 000 m3/d)超过其设计处理能力(18 000 m3/d),导致该站处理设备超负荷运转,外输水质不稳定。
由于注水站2附近注水压力为10.1 MPa,低于注水站1附近的注水压力13.9 MPa,接转站2附近产水转至陈庄注水站1回注,也造成了回注水运行不经济,单耗高等问题。
为保证整体交油质量指标合格,对各级联合站的外输指标均制定控制标准,一般对下一级联合站的外输指标控制较上一级联合站要求更为严格。为保障外输油质量合格,在下游站库的处理工艺上,一般对上级站库来油与本站来液同时处理,存在着一定的重复处理问题,不利于区域整体的处理成本降低和效率提升。
以某采油厂北部一油区为例,该油区内有联合站1、联合站2等2座联合站,其布局如图1所示。在该油区内,联合站1处理后的净化油转输至联合站2,联合站2接收联合站1来油及周边计量站来液,一同处理后的净化油再转输至联合站3进行下步处理及转输。该油田区域内站库的主要处理参数如表1所示。
表1 某采油厂北部油区站库主要处理参数
由于含蜡较高,联合站2外输油的析蜡点为40℃,且该站外输油管道长度超过31 km(管径DN200),在18.2 km处设置中间加热点一处,温升约5~10℃。经水力热力计算,结合生产运行实际,冬季联合站2外输液量不应低于950 m3/d。随着油区产能的逐步降低,为保证联合站2的长距离外输管道平稳运行,防止冻凝事故发生,常常需要对净化油再掺水外输,一般采取分时段油水切换外输或连续掺水外输两种模式。
掺水后再外输的模式导致外输油进入下游站库后,还需要再进行脱水处理,造成油气处理资源浪费、处理成本升高,同时上游站库仍需保留完善的处理工艺设施及相应的岗位工作人员,增加设备设施的维护费用及人力资源。
针对上述集输系统主要矛盾,应根据油田区域内部及油田间集输站的处理能力、工艺等实际情况,从整体出发统筹考虑,制定合理的优化对策。一是注重“注、采、输”通盘考虑,合理优化区域集输布局,降低系统总体能耗;二是突出“油集中、水分区”总体思路,合理优化各级站库的处理工艺及成本投入重点,减少重复处理液量,降低整体处理成本。
优化区域集输系统总体布局就是通过合理分配站库处理液量,保证集输站采出液处理设计规模与实际处理能力相匹配,同时选取最优集输路由,实现站场利用率最大化、内部输送能耗最小化[2]。
仍以图2所示某采油厂南部油田为例,联合站8设计处理能力为24 000 m3/d,目前处理量为8 100 m3/d;接转站2设计处理能力为4 000 m3/d,目前进站液量为2100m3/d,外输液量为1 200 m3/d,周边区块集油系统掺水量900 m3/d;联合站7进站液量超设计处理规模约1 000 m3/d。
目前,接转站2与联合站8之间已建有6座计量站(总产液量1 700 m3/d),集油管道进入联合站8,集油布局见图3。结合联合站8周边产液规模预测,并对现有集油干线(管径DN200)进行水力、热力计算校核,进而采取新建接转站2至计量站2之间的集油干线(如图3中虚线所示,管径DN200),连通接转站2至联合站8集油流程,将接转站2外输液量转输至联合站8处理,增加的采出水由联合站8附近的注水站2回注。
图3 联合站8周边集油系统布局
经过改造,联合站7处理液量降至17800m3/d,联合站8处理液量上升至9 300 m3/d,两座联合站的设计处理规模均能保障稳定生产,实现区域采出液与处理能力平衡。
在经济效益方面,由于接转站2外输距离变短,沿程的压力损失降低,管道输送起点压力由1.24 MPa降至1.03 MPa,每年可节约输送电力消耗4.5×104kW·h。注水压力由注水站1的13.9 MPa降至注水站2的10.1 MPa,每年可节约注水耗电71.24×104kW·h。
另外,管道的距离缩短,可有效节约管道的运行维护费用,管道的运行管理难度也进一步降低。
优化简化部分站库的处理工艺就是结合油田开发中后期含水升高、油量降低等因素,通过适当减少上游站库的原油处理设施,简化工艺流程,实现原油的区域集中精细处理,实现规模化的价值,进一步降低整体处理成本。
以某采油厂北部油区为例(图1中联合站1、联合站2、联合站3所在区域),由于进入开发中后期,联合站2除去联合站1来油外,本区域采出液含水已超过83%,联合站1采出液含水也超过77%,由于没有新增开发区块,总体产油量也在逐年下降。
三座联合站均采用“三相分离器分离+大罐热化学(药剂)沉降”原油处理工艺,其中:
联合站1原油的主要处理工艺为:井排来液→一级三相分离器→二级三相分离器→外输缓冲罐→外输。
联合站2原油的主要处理工艺为:井排来液→三相分离器→一级沉降罐→净化油罐→外输。
联合站3原油主要处理工艺为:井排来液→三相分离器→(混合联合站2来油)一级沉降罐→二级沉降罐→净化油罐→外输。
三座站库均具有相应的采出水处理工艺,满足本区域采出水回注指标。
结合联合站2至联合站3输油管道运行情况,在输量1 000 m3/d的情况下,外输含水率约为18%。由于是稀油站库,联合站2三相分离器出油含水率一般为10%~20%。因此,可对联合站2原油处理流程进一步优化简化,减少沉降罐的使用,三相分离器出油可直接进入外输缓冲罐外输运行,原油集中在联合站3进行进一步精细化处理[3]。
改造后,联合站2在保证管道平稳运行的情况下,可减少一级处理设备,运行工艺改为:井排来液→三相分离器→外输缓冲罐→外输[4]。每年可减少破乳剂用量21.6 t,节约了运行成本。
同时,借助工业自动化、信息化技术的应用,在今后的生产优化过程中,可对部分联合站的原油处理部分进一步优化,探索部分上游站库原油处理“零库存、全自动”运行模式,进一步简化处理工艺,减少人工成本。
例如,可在有条件的站库尝试取消沉降罐,仅保留事故罐,将运行流程改为“三相分离器分离+外输”模式,通过液位、界面、压力、温度等自控仪表及工业自动控制系统,实现原油处理工艺的全自动运行且工艺流程全密闭[5]。这种运行模式具有原油站库安全风险低、环保零排放、精准化自动控制等优点,甚至能够实现原油处理过程无人值守,进一步降低集输站的安全环保风险和整体能耗水平。
油田进入开发中后期时,通过对区域集输系统所遇到的不平衡、不节能等矛盾问题进行分析,说明要着眼全局,从区域整体的能耗分析上进行优化改进。通过合理优化区域集输系统布局,优化简化上游站库的原油处理工艺,深化自动化、信息化技术的应用,可有效保障区域集输系统处理能力的平衡,有效降低“注、采、输”整体运行能耗,对降低油田高含水期开发成本具有一定的指导意义。