淺析低滲透油田的地面工程調(diào)整改造論文
在改造中，堅持“優(yōu)化簡化、標準化、控本增效”、“安全第一、環(huán)保優(yōu)先、以人為本”的工作思路，以“優(yōu)化布局、簡化流程、節(jié)約投資、降低成本、節(jié)能降耗、安全環(huán)�！睘橹笇枷�。根據(jù)油田自身特點簡化地面系統(tǒng)，即“短、簡、串”，“短”為合理布站，短流程；“簡”是簡化計量及集輸處理流程；“串”是油井之間、平臺井之間、集油配水間之間串聯(lián)。通過對運行或布局不合理的接轉站、計量站實施關、停、并、轉、改等措施，調(diào)整已建系統(tǒng)的井站關系，對地面建設布局進行整體優(yōu)化調(diào)整；停運部分閑置設備，提高系統(tǒng)運行負荷率，提高運行設備的效率，更新腐蝕、老化嚴重的集輸管道，降低生產(chǎn)運行及維護費用；在管網(wǎng)調(diào)整時，根據(jù)不同油井生產(chǎn)參數(shù)及生產(chǎn)特點，選擇單井集輸模式，以滿足不同生產(chǎn)條件油井的集輸需要。
優(yōu)化簡化關鍵工藝技術
1優(yōu)化總體布局
�。�1）場站布局
扶余油田范圍較大，井數(shù)較多。按照“抽稀、整合、優(yōu)化”的原則，在適當增加井口回壓、增大集輸半徑的前提下，合理調(diào)整場站規(guī)模和位置。西區(qū)南北長10km、東西寬7km，轄井1444口，采用一級半布站。集油干線由9條減少為5條，除2-E干線外，其余4條干線最遠井距聯(lián)合站集輸半徑均超過5km，其中2-C干線達到8km。因此，在2-C干線上保留1座增壓站，其他接轉站和增壓站、加熱站均取消。中區(qū)位于松原城區(qū)內(nèi)，經(jīng)優(yōu)化布局，接轉站由10座減少為3座，且改為密閉流程；站外集油干線改造為2條。東區(qū)南北長14km、東西寬8km，采用一級半布站與二級半布站混合方式，接轉站由9座減少為3座，且改為密閉流程；站外集油干線改造為3條。改造后，3個采油廠的聯(lián)合站改造為2個放水站（東區(qū)放水站和中區(qū)放水站）、1個中心處理站（西區(qū)中心處理站）。扶余油田原油外輸口由3個改為1個，即西區(qū)中心處理站外輸口。東區(qū)放水站和中區(qū)放水站負責本作業(yè)區(qū)產(chǎn)液的簡易脫水，低含水油外輸至西區(qū)中心處理站；西區(qū)中心處理站負責西區(qū)產(chǎn)液的油氣分離及一段脫水，將東區(qū)、中區(qū)外輸來的含水油與本站低含水油共同進行二段熱化學沉降脫水，脫水后，凈化油外輸至銷售公司油庫。原21座接轉站調(diào)整為集油摻水增壓站1座、接轉站6座。采出水處理站和注水站仍設在原3個采油廠的聯(lián)合站內(nèi)，處理規(guī)模和能力滿足未來開發(fā)的需要，只進行改造，不需擴建。注水管網(wǎng)三網(wǎng)聯(lián)通，注水水源以處理后的采出水為主，不足部分用清水補充。調(diào)改后，扶余油田地面工程總體布局為：中心處理站1座，放水站2座，接轉站6座，油氣混輸增壓站1座，污水處理站3座，注水站3座，采油井4115口，注水井1446口，集輸管道1243km，注水管道233km。擔負著整個扶余油田的全部油水井的集輸、脫水、外輸、污水處理、注水等。
�。�2）計量站布局
改造后，站外集輸系統(tǒng)采用常溫集油和端點摻水流程，采用“抽稀”的方式調(diào)整計量站管轄范圍，增加計量站的管轄井數(shù)，對轄井過少的計量站實施關、停、并等措施，原321座計量站調(diào)改為203座，取消計量站內(nèi)計量分離器，將計量站改造為閥組間；單井產(chǎn)液計量改為采用井口計量方式，以液面恢復法或功圖法計量為主，以活動計量車計量為輔。
�。�3集輸、供熱管網(wǎng)布局
打破現(xiàn)有站隊界限，根據(jù)輸油干線情況、站場位置以及處理液量情況，對集油干線進行優(yōu)化調(diào)整。調(diào)整后，扶余油田集油干線由原來的23條減少為10條；干線閥池與集油配水間合建，共減少獨立閥池48座。實施串井、串間后，支干線由射狀管網(wǎng)改為枝狀管網(wǎng)。摻輸用熱采用以聯(lián)合站集中供熱為主、接轉站分散供熱為輔的供熱格局。
2串井常溫集輸工藝技術
油氣集輸系統(tǒng)是地面工程的核心，其投資占地面工程的30%～40%，能耗占總能耗的60%～80%，且主要是熱能消耗，占集輸能耗的90%～97%。若集輸過程采用常溫集輸流程，將會產(chǎn)生良好的經(jīng)濟效益，而常溫集油技術的關鍵在于邊界條件的確定。
（1）常溫集油技術界限研究
影響常溫集油技術界限的因素很多，應根據(jù)油品物性、油井產(chǎn)量、含水率、井口出油溫度、集輸距離、氣油比以及管材等具體條件來確定合適的常溫集輸邊界條件。通過大量的常溫集油試驗和PIPESIM軟件驗證，總結出了各種常溫集油工藝技術的適應條件與范圍。
原油凝固點和黏溫性質是決定原油集輸工藝的重要參數(shù)。一般而言，原油流動性隨黏度增加而降低。扶余原油的凝固點為20～24℃，且黏溫性質較好，適宜常溫輸送。選擇具有代表性的能較全面反映試驗結果的區(qū)塊進行試驗，試驗結果表明：產(chǎn)液量＜3m3/d的油井，由于流速慢，造成管道沿程溫降較大，析蠟嚴重，含水率＞90%的油井每100m平均壓降為0.2MPa，壓降較大造成井口回壓升高；單井產(chǎn)液量在3～5m3/d的油井，管輸壓降和溫降比＜3m3/d油井有較好的改善；產(chǎn)液量在5～15m3/d的油井，大部分油井管道每100m壓降＜0.1MPa，井口回壓較低，適宜于常溫集油；產(chǎn)液量＞15m3/d的油井，大部分油井管道每100m壓降＞0.17MPa，井口回壓較高，但是，由于流速大且含水高，堵管的可能性較小，具備全部實施常溫集油的可能性。試驗表明，扶余油田原油含水率為20%～60%時，隨含水率增加，黏度增加緩慢；含水率為60%～65%時，隨含水率增加，黏度急劇加大，含水率達到65%時黏度最大；含水率為65%～70%時，隨含水率增加黏度急劇下降，此時連續(xù)相和分散相發(fā)生轉換，即由油包水型轉換為水包油型乳狀液。由此可以看出，常溫集油的.含水率要大于轉相點附近的含水率。另外，含水率與管壁結蠟量也有關，原油含水率在65%以下時，隨著含水率的上升結蠟量降低緩慢；當原油含水率達到65%以上時，隨著含水率的上升結蠟量降低較快。通常，井口出油溫度不但與井深有關，還隨著產(chǎn)液量增加、含水率上升而升高，而溫度越高越有利于黏度降低、結蠟量減少、流動性改善。單井集油管道越長，尤其是超過600m以上，管道沿程阻力越大，井口回壓越容易升高；單井集油管道在300～600m時，沿程摩阻較��；單井管道長度小于300m時，沿程摩阻最小，最有利于油井生產(chǎn)，井口回壓最低。試驗結果表明，產(chǎn)液量高、氣油比大的油井，其井口回壓較低；產(chǎn)液量低、氣油比小的油井，井口回壓較高。由此可見，氣油比高對井口回壓降低是有利的。對玻璃襯里無縫鋼管、高壓玻璃纖維增強復合管和無縫鋼管3種管材進行了現(xiàn)場試驗，結果表明：采用無縫鋼管的油井，由于內(nèi)壁粗糙，易結蠟，油井產(chǎn)液流動阻力大，造成井口回壓較高。因此，無縫鋼管不適用于不加熱集油井；玻璃襯里鋼管同玻璃纖維增強復合管比，內(nèi)壁具有較強的親水特性，表面光滑，油品流動性好，有利于實現(xiàn)常溫輸送。
（2）“扶余模式”常溫集油技術
針對扶余油田井淺（500m）、單井產(chǎn)量低（產(chǎn)液6.7t/d、產(chǎn)油0.5t/d）、井口出油溫度低（10℃）、氣油比低（17m3/t）、冬季氣溫低（最低-36.6℃）的特點，根據(jù)“常溫集油技術邊界研究”的結論，在4115口已建和新建油井中，確定有70%的油井采用常溫集油，其他油井實施季節(jié)性摻輸。因此，形成了扶余模式常溫集油，即采用串井常溫集輸和環(huán)狀端點井季節(jié)性摻輸相結合的工藝，以常溫集油為主，季節(jié)性摻輸為輔。具體如下：一是，多井串聯(lián)、單管深埋的常溫集油模式。按照油井產(chǎn)量和所允許的井口回壓，以某一油井為端點井，約3～5口井串聯(lián)在一起。在條件允許的情況下，盡可能以高產(chǎn)液量、高含水油井作為端點井，以帶動產(chǎn)液量較少、出油溫度稍低、甚至間歇出油的油井。二是，多井環(huán)行串聯(lián)、端點井季節(jié)性摻水集輸模式。多井實施串聯(lián)，在集油閥組間和串聯(lián)端點井之間建設摻水管道，形成多井串聯(lián)、環(huán)狀摻水模式，平均每口井摻水量為3m3/d。常溫集油技術應用關鍵點：一是，充分利用機采能量，適當延長單井集油半徑，應以井口回壓控制在1.0MPa以內(nèi)，最大不超過1.5MPa為條件；二是，單井集油管道采用玻璃襯里無縫鋼管，不保溫，埋深在凍土層以下，保證產(chǎn)液中水不凍，可帶動油流動；三是，采用常溫集輸?shù)膯尉�，地面采油樹以�?m的立管設電熱帶保溫，可有效解決立管凍堵的問題；四是，多井串聯(lián)可改善流動狀況，減少管道長度。對含水率低于轉相點的油井，應盡早接入串管系統(tǒng)，在混合含水率滿足所推薦的常溫集油條件時，可以常溫集油，否則應采用摻水輸送；五是，部分油井采用摻水集輸流程，可季節(jié)性摻水，在天氣比較暖和的季節(jié)，不需要摻水即可正常生產(chǎn)。因此，應較好地把握摻水時機。
3簡化優(yōu)化站內(nèi)流程
在沒有新增地的情況下，在原站內(nèi)改造、擴建了10座站場。改造后，各站系統(tǒng)負荷率大大提高。增壓站位于西區(qū)8＃站，采用油氣混輸增壓技術，延長了集輸半徑，降低了井口回壓0.5～0.9MPa，少建設接轉站1座。改造后，中區(qū)和東區(qū)各設接轉站3座，具有集油、摻水、增壓和供熱功能。采用一段密閉集輸技術，主要設備為“三合一”裝置，外輸泵通過變頻裝置與“三合一”液位聯(lián)鎖，可實現(xiàn)連續(xù)密閉輸油，大大降低了油氣損耗和用電量。改造后，中區(qū)和東區(qū)各設放水站1座。放水站接收二級半布站接轉站的產(chǎn)液，與二級布站的產(chǎn)液匯集，采用一段低溫脫水流程，低含水油輸送至西區(qū)中心處理站統(tǒng)一脫水凈化。該站負責西區(qū)油井產(chǎn)液的氣液分離以及站外熱水摻輸?shù)热蝿�，還接收東區(qū)和中區(qū)放水站輸送來的低含水油，與本站產(chǎn)液統(tǒng)一脫水后，凈化油外輸。中心處理站采用一段大罐低溫沉降脫水與二段熱化學沉降脫水相結合的“二段脫水”工藝。
4低溫脫水工藝技術
由于站外采用常溫集輸工藝，站內(nèi)的一段脫水溫度在20～30℃。為了適應低溫脫水、節(jié)能降耗，開展了一段低溫脫水、二段降溫脫水工藝技術研究。2.4.1一段低溫脫水工藝扶余油田原油為石蠟基，蠟含量超過6%，低溫下蠟的大量析出增加了原油黏度，降低了采出液的流動性，且阻礙了水珠聚并，從而導致破乳困難。為此，確定了破乳劑的攻關方向，即在極性界面膜上吸附、具有分支結構、HLB（親水親油平衡值）值在8～11之間、具有一定油溶性、能夠迅速滲透到油水界面的破乳劑。成功研制了低溫破乳劑R151，同時，為使破乳劑迅速擴散、滲透，篩選出了效果較好的助劑JWRH-MM。試驗結果表明，在15～20℃范圍內(nèi)，破乳劑對脫水效果影響不大，但是，只要高于凝固點溫度，破乳劑R151的低溫破乳效果明顯優(yōu)于其他破乳劑，且加藥量對破乳效果的影響較大。25℃時，基本可以達到殘余含水20%～30%的要求，水中含油≤1000mg/L，與助劑JWRH-MM進行合理比例的復配還可提高破乳脫水效果，28℃時，一段脫水后原油含水率為18.4%。目前，破乳劑R151及其改進破乳劑已在吉林老油田改造中廣泛應用，均能達到理想的破乳脫水效果。2.4.2二段降溫脫水工藝一段脫水溫度低，若二段脫水溫度仍為常規(guī)的65～70℃范圍內(nèi)，勢必要增加燃料消耗量。因此，根據(jù)實際需要，成功研制了降溫脫水破乳劑KD-1，其具有低溫脫水性能良好的適應性以及穩(wěn)定性�，F(xiàn)場應用期間，扶余和紅崗聯(lián)合站脫水爐出口溫度由70℃降低至55℃，外輸原油含水≤0.5%。目前，二段降溫脫水技術正逐步在吉林油田12座聯(lián)合站上推廣應用。
5低溫污水處理工藝技術
由于集輸系統(tǒng)采用不加熱流程及低溫脫水工藝，造成污水處理系統(tǒng)接收的原水平均溫度只有25℃，污水溫度低，黏度大，油珠浮生速度緩慢，處理難度加大。結合實際情況，采用了壓力式除油—二級過濾工藝流程，實現(xiàn)了低溫污水處理合格。
6注水系統(tǒng)三網(wǎng)聯(lián)通，注水井采用井口計量技術
根據(jù)扶余油田油藏條件和注水壓力相同、系統(tǒng)設計相同等實際情況，在3座注水站對應的注水管網(wǎng)干線之間增設連通管道，將3座注水站連通，使其注水能力相互補充，減少了注水泵的回流，有利于節(jié)能降耗、減少運行費用。部分串聯(lián)注水井或平臺井采用井口計量技術，該計量方式是2～3口注水井由1條注水管道供水，計量和調(diào)節(jié)全部在井口進行，減少配水間的面積、減少了單井管道的長度。
改造效果及推廣應用
1改造效果
2003年至2006年，扶余油田完成了二次開發(fā)地面工程整體調(diào)整改造。通過優(yōu)化簡化，實施常溫集油和低溫脫水，降低了工程投資和運行費用，確保了油田安全、環(huán)保、低能耗生產(chǎn)，經(jīng)濟效益和社會效益均取得較好的效果。一是，能耗水平有所降低。改造后，系統(tǒng)達到密閉，油氣損耗降低，井口至聯(lián)合站基本實現(xiàn)了油氣密閉混輸，油氣損耗國內(nèi)先進水平為1.2%，而扶余油田達到1.0%；噸油生產(chǎn)能耗由原來的4029MJ/t降至1548MJ/t；注水系統(tǒng)效率由原來的37.2%提高到50.0%。二是，集輸系統(tǒng)技術指標有所提高。優(yōu)化集輸系統(tǒng)總體布局，簡化放水站功能，集中脫水；調(diào)整集輸半徑，減少中間站場數(shù)量；簡化井口計量方式，計量間“抽稀”，改造為集油閥組間。應用高含水原油常溫集輸技術，簡化工藝、縮短流程，降低能耗，節(jié)約了生產(chǎn)成本，實現(xiàn)了集輸處理的高效益。表1為改造后扶余油田集輸系統(tǒng)主要技術指標。三是，提高設備利用率，降低了維護成本。通過對地面建設布局進行優(yōu)化調(diào)整，對場站實施關、停、并、轉、改等措施，地面設施規(guī)模減小，提高了設備的利用率，系統(tǒng)維護費用大大降低。四是，管理和操作人員大幅度減少。由于集輸系統(tǒng)改造帶來的優(yōu)化簡化，改變了生產(chǎn)工藝和作業(yè)制度。因此，減少了操作工人和維修工人，改造后較改造前減少800人。
2“扶余模式”在紅崗油田老區(qū)的應用
扶余油田改造取得的經(jīng)驗成功地應用于紅崗油田，并且對“扶余模式”有了進一步的發(fā)展，形成了“紅崗模式”常溫集油技術。紅崗油田單井產(chǎn)量較高（產(chǎn)液量19.5t/d、產(chǎn)油量1.4t/d）、井口出油溫度低（20℃）、氣油比較高（106.6m3/t）、冬季溫度低（最低-36℃）。根據(jù)常溫集輸邊界條件的研究結論以及“扶余模式”的成功經(jīng)驗，形成了紅崗常溫集油模式——單管串井常溫集輸模式。即單井集油管道和集油支干線全部采用常溫輸送流程，單井管道不保溫，井串井、間串間、支干線串支干線，改善流動狀況，減少管道工程量，實現(xiàn)了從井口到站的單管常溫密閉串聯(lián)集輸流程，簡化了集輸工藝。集輸系統(tǒng)全面實施不加熱輸送和油氣密閉集輸處理，節(jié)省了油氣集輸自耗氣，降低了單位能耗，噸油能耗由改造前的2352.3MJ/t下降至822.2MJ/t，油氣損耗率由2.3%降至0.5%。改造后，紅崗油田老區(qū)地面工程水平大大提高，從根本上解決了工藝流程落后，運行費用高，管道及設備腐蝕、漏失嚴重等各種生產(chǎn)運行問題。常溫輸送技術已在吉林油田7個采油廠推廣應用，其中，扶余、紅崗和前大采油廠應用較為廣泛，常溫輸送油井所占比例均超過60%；英臺、新立、乾安和長春采油廠常溫輸送油井所占的比例均低于25%，有較大的挖潛空間。
取得的幾點認識
1老油田調(diào)改原則
一是，堅持系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整與已建設施更新維護相結合的原則。通過關停、合并低負荷、腐蝕老化嚴重的站及設施，降低更新維護費用、提高系統(tǒng)運行負荷、降低生產(chǎn)運行能耗及成本。二是，堅持系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整與科技進步相結合的原則。只有大力推廣新工藝、新技術，才能取得最大的節(jié)能降耗效果，如，采用不加熱集輸工藝、高效的合一設備等。三是，堅持系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整與中長期規(guī)劃方案相結合的原則。地面系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)整要充分與油藏開發(fā)部門結合，并隨著油田開發(fā)方案的變化進行適時調(diào)整。四是，常溫集輸?shù)刃录夹g的推廣，堅持先現(xiàn)場試驗摸索邊界條件，后規(guī)�；茝V應用的原則。
2常溫集油運行管理經(jīng)驗
常溫輸送流程與熱水伴熱及摻水流程相比，油井采出液以段塞流形式輸送，井口回壓會有上升，運行溫度低，易凝管。因此，要從井口回壓和運行溫度兩方面加強運行管理。一是，根據(jù)井口回壓變化情況，對常溫輸送油井進行壓力分級管理：井口回壓低于1.0MPa，并能長期保持穩(wěn)定的井進行正常管理；井口回壓范圍在1.0～2.0MPa的油井，監(jiān)測其含水、產(chǎn)液量變化情況，制定吹掃管道制度。要注意季節(jié)性摻輸水質的處理，控制結垢速度，降低油井回壓。二是，運行溫度控制方面，施工時間盡量避開上凍期，防止因凍土使管溝回填不實、增加凍土層深度，造成常溫輸送困難；加強井口電熱帶保溫的管理，保證油井再啟動時井口保溫完好；對以季節(jié)性摻輸為條件的常溫輸送油井，要根據(jù)油井生產(chǎn)參數(shù)的動態(tài)變化，對達到常溫輸送界限的井通過現(xiàn)場實踐進行。
3不斷拓展和完善常溫集油工藝
經(jīng)過十幾年的不斷探索和試驗研究，吉林油田實現(xiàn)了“三不”常溫集油，即井口不加藥、不通球、不加熱，靠井口回壓將油井產(chǎn)液全部輸送至接轉站，極大地豐富了常溫集油理論和實踐經(jīng)驗，推動了該項技術的發(fā)展。但是，對于地處高寒地區(qū)且蠟含量和凝點都比較高的原油，低產(chǎn)液量、低含水率油井采用常溫集油的難度仍然很大，需要繼續(xù)攻關，開展通球、加流動改性劑、摻常溫水、井口加熱等輔助措施來拓展常溫集油應用范圍。（本文作者：李濤、孫銳艷 單位：吉林油田公司勘察設計院）
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