大慶薩中油田低溫集輸工藝分析

韓國(guó)志（大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠）

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大慶薩中油田低溫集輸工藝分析

韓國(guó)志（大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠）

為了進(jìn)一步開展低溫、常溫集輸，降低天然氣消耗，摸索低溫集輸?shù)姆椒?，采用分時(shí)段進(jìn)行低溫和常溫混合集輸方式，改進(jìn)站內(nèi)站外的管線集輸流程，改進(jìn)摻水泵變頻器的匹配及加藥破乳等方法進(jìn)行低溫集輸，低溫、常溫集輸6個(gè)月，平均日節(jié)氣8.2×104m3，累計(jì)節(jié)氣2 992.4×104m3。

低溫集輸；流量計(jì)改進(jìn)；變頻器改造；集輸工藝流程改造

1　油田集輸處理系統(tǒng)現(xiàn)狀

薩中油田原油集輸處理系統(tǒng)為計(jì)量間、轉(zhuǎn)油站、脫水站三級(jí)處理工藝流程。計(jì)量間設(shè)有玻璃管計(jì)量分離器或流量計(jì)量油方式；轉(zhuǎn)油站具有氣液分離，緩沖沉降，摻水、熱洗水加熱增壓，含水油增壓外輸，濕氣自壓外輸?shù)裙δ?；脫水站采用二段原油脫水工藝，即一段游離水沉降分離和二段電脫水工藝[1]。

原油集輸系統(tǒng)工藝采用雙管摻水流程、串接流程、環(huán)狀流程3種方式，其中在中區(qū)東部3次加密井產(chǎn)能建設(shè)中，站外集油系統(tǒng)采用串接流程和環(huán)狀流程相結(jié)合的集油工藝，其他均采用雙管摻水流程。

2　低溫、常溫集輸

2.1低溫集輸階段

每年從3月1日開始實(shí)施低溫集輸，分為2個(gè)階段，3月1日—20日，水驅(qū)轉(zhuǎn)油站摻水溫度控制在50℃，水驅(qū)過渡帶轉(zhuǎn)油站摻水溫度控制在55℃，聚驅(qū)轉(zhuǎn)油站摻水溫度控制在55℃；3月21日—4月30日，水驅(qū)轉(zhuǎn)油站摻水溫度控制在45℃，水驅(qū)過渡帶轉(zhuǎn)油站摻水溫度控制在50℃，聚驅(qū)轉(zhuǎn)油站摻水溫度控制在55℃。2014年實(shí)施低溫集輸與2013年同期相比提前20 d，轉(zhuǎn)油站外輸摻水溫度比去年同期降低5℃，同時(shí)聚驅(qū)轉(zhuǎn)油站低溫集輸。

在低溫集輸過程中，單井摻水量應(yīng)使摻水后混合液含水率大于85%、產(chǎn)液大于20 m3/d、單井計(jì)量間回油溫度27～29℃（如果在該溫度范圍內(nèi)無法滿足前2個(gè)條件，則溫度可適當(dāng)提高，但最高不超過33℃）。2014年在低溫集輸期間全廠實(shí)施常年停摻53口井，實(shí)施降溫?fù)剿當(dāng)?shù)4149口。

2.2常溫集輸階段

常溫集輸階段從每年5月1日開始，水驅(qū)轉(zhuǎn)油站全部停加熱爐，有熱洗時(shí)啟1臺(tái)熱洗爐，以滿足油井熱洗需求。

在常溫集輸過程中，單井摻水量應(yīng)使摻水后混合液含水率大于85%、產(chǎn)液大于10 m3/d、單井計(jì)量間回油溫度25～27℃（如果在該溫度范圍內(nèi)無法滿足前2個(gè)條件，則溫度可適當(dāng)提高，但最高不應(yīng)超過33℃）。單井摻水量控制在0.8 m3/h以內(nèi)，如不摻水就可滿足含水率、回油溫度、產(chǎn)液量等要求條件，并且出油穩(wěn)定，可實(shí)施停摻水集輸。2014年常溫集輸期間共實(shí)施停摻水加熱爐137臺(tái)，季節(jié)性停摻井638口、摻常溫水井2577口、摻低溫水井937口。

聚驅(qū)轉(zhuǎn)油站摻水溫度控制在55℃以下，未要求實(shí)施停爐，各聚驅(qū)轉(zhuǎn)油站根據(jù)實(shí)際情況運(yùn)行1～2臺(tái)加熱爐（表1）。

2.3技術(shù)措施

2.3.1轉(zhuǎn)油站流程改造

早期薩中油田集輸工藝均采用轉(zhuǎn)油站摻水熱洗合一、站外雙管摻水集油流程，來滿足油井熱洗需要，轉(zhuǎn)油站摻水溫度需要保持在70～75℃，制約了常溫集輸?shù)拈_展，造成天然氣的浪費(fèi)[2]。為此，在原有工藝的基礎(chǔ)上對(duì)轉(zhuǎn)油站摻水工藝進(jìn)行改造，把1臺(tái)摻水熱洗二合一的泵作為熱洗爐，新增熱洗爐出口管線，將1臺(tái)摻水泵改為熱洗泵，新建1套熱洗閥組，實(shí)現(xiàn)摻水熱洗分開。目前，全廠轉(zhuǎn)油站已全部改造完成，形成了特有的站內(nèi)摻水熱洗分開、站外摻水熱洗合一工藝流程，實(shí)現(xiàn)了高溫?zé)嵯?、低溫?fù)剿?/p>

表1　轉(zhuǎn)油（放水）站低溫、常溫集輸摻水溫度

2.3.2摻水泵變頻技術(shù)改造

在低溫常溫集輸期間，由于部分井實(shí)施了停止摻水、減少摻水、降溫?fù)剿却胧?，轉(zhuǎn)油站實(shí)施了集中熱洗，摻水量受季節(jié)和運(yùn)行方式的影響，變化幅度較大，造成摻水泵、熱洗泵能力不匹配、運(yùn)行效率較低。針對(duì)這種問題，開展了摻水泵變頻技術(shù)改造，改造后節(jié)電率在15%左右，2013年在中217座轉(zhuǎn)油站實(shí)施摻水泵變頻技術(shù)改造，2014年對(duì)新建轉(zhuǎn)油站摻水泵也進(jìn)行變頻技術(shù)改造。

2.3.3使用一體化可控?fù)剿髁坑?jì)

目前，全廠采用人工手動(dòng)調(diào)節(jié)摻水閥門的方式調(diào)節(jié)摻水量，根據(jù)個(gè)人經(jīng)驗(yàn)控制摻水閥的開度，存在摻水量偏大的弊端；同時(shí)，隨夜晚外界溫度降低，回油溫度降低，而單井摻水量不能及時(shí)隨回油溫度動(dòng)態(tài)調(diào)整，造成部分油井頻繁發(fā)生凍堵現(xiàn)象。2015年，在中207轉(zhuǎn)油站的2座計(jì)量間安裝4套一體化可控?fù)剿髁坑?jì)，把流量計(jì)、流量閥及控制器3部分集于一體，實(shí)現(xiàn)溫度設(shè)定、溫度顯示、流量顯示、手動(dòng)控制流量或自動(dòng)控制流量等功能，精確控制單井摻水量。

2.3.4藥劑破乳

低溫、常溫集油會(huì)導(dǎo)致進(jìn)入轉(zhuǎn)油站、脫水站的采出液溫度低于目前正常溫度，為此需要加入破乳劑在低溫狀態(tài)下進(jìn)行破乳。通過室內(nèi)低溫破乳實(shí)驗(yàn)研究，隨著溫度的降低，在用破乳劑的破乳效果出現(xiàn)變差的趨勢(shì)[3]。按照轉(zhuǎn)油站、脫水站的現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際，加藥量8 mg/L，沉降30 min，采出液溫度在30℃、32℃、34℃時(shí)的油水分離效果均不好，水中含油量均在1000 mg/L以上。當(dāng)采出液溫度在30℃、加藥濃度12 mg/L時(shí)，沉降2 h后分離出的水含油量小于500 mg/L，才能達(dá)到要求。

3　低溫集輸效果

在開展低溫、常溫集輸期間（6個(gè)月），與2013年同期對(duì)比平均日節(jié)氣8.2×104m3，累計(jì)節(jié)氣2 992.4×104m3。

3.1轉(zhuǎn)油站

低溫、常溫集油期間，各轉(zhuǎn)油站基本按照方案執(zhí)行，而且運(yùn)行平穩(wěn)，在增加1座三元轉(zhuǎn)油站的情況下，日消耗天然氣量、噸液耗氣指標(biāo)平均比去年同期下降8.2×104m3、0.8 m3/t，取得顯著的節(jié)氣效果。同時(shí)，由于降低了摻水爐的加熱溫度，縮短了運(yùn)行時(shí)間，減少了加熱爐的損壞。

3.2脫水站

低溫集輸階段，脫水站來油溫度有所降低，平均為34.7℃，比實(shí)施前下降了2.2℃，游離水脫除器后油中含水平均為11.3%，水中含油平均為265.9 mg/L，與實(shí)施前相比，分別上升了0.3%和29.9 mg/L。電脫水器后的油中含水平均為0.13 mg/L，與實(shí)施前一致，沒有明顯變化，全站能夠保持平穩(wěn)運(yùn)行。

3.3污水站

低溫集輸期間，全廠含油污水處理站進(jìn)站污水含油量平均為269.1 mg/L，懸浮物平均85.0 mg/L，與實(shí)施前相比含油量上升了14.1mg/L，懸浮物上升了9.9 mg/L，處理后外輸污水含油量平均為14.4 mg/L，懸浮物平均9.0 mg/L。深度處理水站實(shí)施前后數(shù)據(jù)持平，外輸污水含油量平均為3.9 mg/L，懸浮物平均3.5 mg/L，均在合格范圍之內(nèi)。

常溫集輸初期，2014年5月1日—5日由于脫水站不能平穩(wěn)運(yùn)行，放水次數(shù)增加，去污水站水質(zhì)有所下降，含油量平均301.1 mg/L，懸浮物含量平均129 mg/L，但通過提高加藥量至12 mg/L，階段性縮短反沖洗周期等措施，外輸指標(biāo)均控制在合格范圍之內(nèi)。從5月6日后，隨著脫水站平穩(wěn)生產(chǎn)，各項(xiàng)指標(biāo)均恢復(fù)到實(shí)施前水平。

4　存在的問題

4.1油井井口回壓升高

在2014年實(shí)施低溫集輸?shù)?個(gè)月內(nèi)，有47口、132井次油井井口回壓升高，需要高壓熱洗車加溫加壓沖洗管道，才能使壓力恢復(fù)正常。轉(zhuǎn)油站為了解決異常井回壓升高的問題，采取縮短整個(gè)計(jì)量站所有油井的熱洗周期的方式進(jìn)行處理，而且異常井的摻水量也較大，平均為1.5 m3/h，增加了能源消耗。其原因?yàn)楫惓＞艿肋\(yùn)行年限長(zhǎng)、結(jié)垢嚴(yán)重、集油半徑長(zhǎng)、拐點(diǎn)多、保溫效果差。

4.2轉(zhuǎn)油站摻水流量計(jì)計(jì)量不準(zhǔn)

目前，79座轉(zhuǎn)油站中有10座轉(zhuǎn)油站的外輸摻水流量計(jì)由于結(jié)垢問題，造成摻水流量計(jì)計(jì)量不準(zhǔn)，無法準(zhǔn)確掌握實(shí)際摻水量。另外，由于早期采用大站供水摻水流程，為了準(zhǔn)確計(jì)量本站摻水量，部分轉(zhuǎn)油站摻水流量計(jì)安裝位置在三合一出口處，無法準(zhǔn)確計(jì)量實(shí)際摻水量，不利于摻水量控制。

4.3計(jì)量間采暖溫度無法達(dá)到規(guī)范要求

在冬季實(shí)施低溫集輸后，部分轉(zhuǎn)油站所轄計(jì)量間距離較遠(yuǎn)，由于摻水溫度較低，到計(jì)量間的摻水溫度在35℃左右，造成計(jì)量間值班室內(nèi)溫度較低，影響崗位工人正常工作。2013年開展了低溫集輸計(jì)量間增加暖氣片，已經(jīng)在207計(jì)量間實(shí)施。當(dāng)冬季室外溫度為-25℃、計(jì)量站摻水溫度為45℃時(shí)，室內(nèi)溫度可以達(dá)到22℃以上，能夠滿足需要。

目前，全廠有60座計(jì)量間存在上述問題，部分計(jì)量間冬季室內(nèi)溫度只有10℃。

4.4脫水站運(yùn)行不平穩(wěn)

常溫集輸階段，脫水站來油溫度降低，平均為33.9℃，對(duì)脫水站造成一定影響，主要有：脫水站的來液匯管溫度在29～30℃時(shí)，發(fā)生游離水脫除器油出口管道及浮球凝堵的現(xiàn)象，脫水加熱爐爐效低，無法使脫水溫度難達(dá)到45℃，電脫水器的跳閘次數(shù)上升，通過電脫水器看窗放水發(fā)現(xiàn)油水沉降分離效果變差，油層、水層及過渡層交替存在。

5　結(jié)束語

通過對(duì)薩中油田低溫集輸工藝的分析，確定下一步攻關(guān)方向：

◇摸索冬季低溫集輸溫度界限；

◇推廣不加熱集輸工藝流程；

◇尋找單井個(gè)性化管理的方法；

◇摸索冬季低溫破乳藥劑和絮凝劑適時(shí)添加溫度及合理添加量；

◇確定聚驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)轉(zhuǎn)油站低溫常溫界限。

[1]杜久恒.特高含水期原油不加熱集輸技術(shù)研究與應(yīng)用[C]//大慶油田有限責(zé)任公司2004年度油田地面工程技術(shù)研討會(huì)報(bào)告集（上冊(cè)）.大慶：大慶油田有限責(zé)任公司，2004：745-755.

[2]岳永會(huì)，王德喜.喇嘛甸油田不加熱集輸技術(shù)研究與試驗(yàn)[C]//大慶油田有限責(zé)任公司2004年度油田地面工程技術(shù)研討會(huì)報(bào)告集（上冊(cè)）.大慶：大慶油田有限責(zé)任公司，2004年：762-777.

[3]劉學(xué)，杜久恒.特高含水期原油不加熱集輸技術(shù)[C]//大慶油田有限責(zé)任公司2004年度油田地面工程技術(shù)研討會(huì)報(bào)告集（上冊(cè)）.大慶：大慶油田有限責(zé)任公司，2004：777-792.

10.3969/j.issn.2095-1493.2016.03.002

2015-12-22

（編輯 莊景春）

韓國(guó)志，2011年7月畢業(yè)于大慶石油學(xué)院，從事安全環(huán)保工作，E-mail：13945992285@qq.com，地址：黑龍江省大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠第一油礦，163000。