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    油田集輸系統(tǒng)區(qū)域優(yōu)化對策探討

    2021-03-02 11:29:04
    石油工程建設(shè) 2021年1期
    關(guān)鍵詞:外輸液量采油廠

    李 佳

    中國石化勝利油田河口采油廠,山東東營 257200

    在油田開發(fā)的中后期階段,隨著采油技術(shù)的不斷更新,一些難動用、低品位區(qū)塊的開采程度不斷加深,加之一些提液開采措施的應(yīng)用,各油區(qū)呈現(xiàn)出含水高、液量大、油品差等特點。以勝利油田某采油廠為例:在部分中、低滲及稀油區(qū)塊,集輸站/庫(以下簡稱集輸站)的平均含水率超過75%;在部分高滲稠油、超稠油區(qū)塊,平均含水率甚至超過97%。集輸站進站液量大、含水高,往往造成區(qū)域產(chǎn)液量分布不均、處理能力不匹配、產(chǎn)液重復(fù)處理等問題;因此,結(jié)合現(xiàn)場實際,組織開展油田集輸系統(tǒng)區(qū)域優(yōu)化運行研究,實現(xiàn)區(qū)域能力匹配、集輸處理質(zhì)量和效率提高,是今后油田生產(chǎn)面臨的重要課題。本文以勝利油田某采油廠生產(chǎn)運行為例,開展集輸系統(tǒng)區(qū)域優(yōu)化運行模式探討。

    1 集輸系統(tǒng)主要工藝

    勝利油田某采油廠,由于油區(qū)布局較分散,整體面積較大,主要采取“計量站→聯(lián)合站”的二級布站或“計量站→接轉(zhuǎn)站→聯(lián)合站”的三級布站運行模式[1]。各區(qū)域計量站、接轉(zhuǎn)站將采出液轉(zhuǎn)輸至聯(lián)合站;各聯(lián)合站處理合格的采出水回注,分離后的原油經(jīng)管道轉(zhuǎn)輸至下一站點;原油集中至首站處理后外輸交接點。該采油廠主要集輸站的布局如圖1所示。

    圖1 某采油廠主要集輸站/庫布局

    由圖1可看出,該采油廠主要產(chǎn)油區(qū)域間跨度遠(yuǎn),轉(zhuǎn)輸距離長。其中,處在下游的部分聯(lián)合站既要擔(dān)負(fù)上游站庫來油處理轉(zhuǎn)輸任務(wù),又要承擔(dān)本區(qū)域油田產(chǎn)液處理任務(wù)。

    2 區(qū)域集輸系統(tǒng)主要矛盾

    隨著油田開發(fā)進入中后期,產(chǎn)液量逐漸增加,含水率不斷升高,原油產(chǎn)量逐步下降,區(qū)域內(nèi)集輸站的處理能力、處理工藝將逐步顯現(xiàn)不匹配、不適應(yīng)等情況,需要對存在問題進行分析,提出針對性的優(yōu)化調(diào)整方案。本文以某采油廠為例,對油田開發(fā)中后期區(qū)域集輸系統(tǒng)的主要矛盾進行分析。

    2.1 區(qū)域產(chǎn)液處理布局不合理

    在油田開發(fā)過程中,通常采取“先易后難、逐步擴展”的方式進行,各集輸站的建設(shè)則圍繞油田開發(fā)現(xiàn)狀布局,并根據(jù)適當(dāng)?shù)囊?guī)劃確定處理規(guī)模。隨著區(qū)塊開發(fā)的深入以及新區(qū)塊的發(fā)現(xiàn)與開發(fā),地面集輸站也隨之增加或改擴建。由于地面集輸系統(tǒng)建設(shè)的相對滯后,在油田區(qū)域內(nèi)部集輸系統(tǒng)會出現(xiàn)運行能力不匹配、“舍近求遠(yuǎn)”等問題,既不利于保障站庫的處理效果,又增加了系統(tǒng)能耗。

    以該采油廠南部區(qū)域一油田為例,該油田區(qū)域內(nèi)目前共建有2座接轉(zhuǎn)站、2座聯(lián)合站以及2座注水站。該油田區(qū)域內(nèi)主要集輸與注水站庫布局關(guān)系如圖2所示。

    圖2 某采油廠南部油田主要集輸與注水站庫布局關(guān)系

    該油田屬稠油油田,采取“先易后難”的開發(fā)思路,初期主要以聯(lián)合站7所在的油田北部區(qū)域(油品性質(zhì)相對較好)為主,隨著“三采”技術(shù)的應(yīng)用和難動用儲量的開發(fā),油田逐步向南部擴展,開發(fā)規(guī)模不斷增加。隨著油田的不斷開發(fā),集輸站隨之建設(shè),其建設(shè)由早期至晚期按先后的順序為聯(lián)合站7→接轉(zhuǎn)站2→聯(lián)合站8→接轉(zhuǎn)站1。因此,形成了如圖2中所示的“舍近求遠(yuǎn)”問題:即接轉(zhuǎn)站2、聯(lián)合站8距所在的該油田南部區(qū)域距離較近,但是接轉(zhuǎn)站2產(chǎn)液卻遠(yuǎn)距離輸送至聯(lián)合站7處理,處理后采出水在其附近的注水站1回注,造成接轉(zhuǎn)站轉(zhuǎn)輸能耗較高。

    隨著油田開發(fā)不斷深入,該油田的產(chǎn)液量逐步增加,目前聯(lián)合站7進站液量(約19 000 m3/d)超過其設(shè)計處理能力(18 000 m3/d),導(dǎo)致該站處理設(shè)備超負(fù)荷運轉(zhuǎn),外輸水質(zhì)不穩(wěn)定。

    由于注水站2附近注水壓力為10.1 MPa,低于注水站1附近的注水壓力13.9 MPa,接轉(zhuǎn)站2附近產(chǎn)水轉(zhuǎn)至陳莊注水站1回注,也造成了回注水運行不經(jīng)濟,單耗高等問題。

    2.2 區(qū)域來液存在重復(fù)處理

    為保證整體交油質(zhì)量指標(biāo)合格,對各級聯(lián)合站的外輸指標(biāo)均制定控制標(biāo)準(zhǔn),一般對下一級聯(lián)合站的外輸指標(biāo)控制較上一級聯(lián)合站要求更為嚴(yán)格。為保障外輸油質(zhì)量合格,在下游站庫的處理工藝上,一般對上級站庫來油與本站來液同時處理,存在著一定的重復(fù)處理問題,不利于區(qū)域整體的處理成本降低和效率提升。

    以某采油廠北部一油區(qū)為例,該油區(qū)內(nèi)有聯(lián)合站1、聯(lián)合站2等2座聯(lián)合站,其布局如圖1所示。在該油區(qū)內(nèi),聯(lián)合站1處理后的凈化油轉(zhuǎn)輸至聯(lián)合站2,聯(lián)合站2接收聯(lián)合站1來油及周邊計量站來液,一同處理后的凈化油再轉(zhuǎn)輸至聯(lián)合站3進行下步處理及轉(zhuǎn)輸。該油田區(qū)域內(nèi)站庫的主要處理參數(shù)如表1所示。

    表1 某采油廠北部油區(qū)站庫主要處理參數(shù)

    由于含蠟較高,聯(lián)合站2外輸油的析蠟點為40℃,且該站外輸油管道長度超過31 km(管徑DN200),在18.2 km處設(shè)置中間加熱點一處,溫升約5~10℃。經(jīng)水力熱力計算,結(jié)合生產(chǎn)運行實際,冬季聯(lián)合站2外輸液量不應(yīng)低于950 m3/d。隨著油區(qū)產(chǎn)能的逐步降低,為保證聯(lián)合站2的長距離外輸管道平穩(wěn)運行,防止凍凝事故發(fā)生,常常需要對凈化油再摻水外輸,一般采取分時段油水切換外輸或連續(xù)摻水外輸兩種模式。

    摻水后再外輸?shù)哪J綄?dǎo)致外輸油進入下游站庫后,還需要再進行脫水處理,造成油氣處理資源浪費、處理成本升高,同時上游站庫仍需保留完善的處理工藝設(shè)施及相應(yīng)的崗位工作人員,增加設(shè)備設(shè)施的維護費用及人力資源。

    3 集輸系統(tǒng)區(qū)域優(yōu)化運行對策

    針對上述集輸系統(tǒng)主要矛盾,應(yīng)根據(jù)油田區(qū)域內(nèi)部及油田間集輸站的處理能力、工藝等實際情況,從整體出發(fā)統(tǒng)籌考慮,制定合理的優(yōu)化對策。一是注重“注、采、輸”通盤考慮,合理優(yōu)化區(qū)域集輸布局,降低系統(tǒng)總體能耗;二是突出“油集中、水分區(qū)”總體思路,合理優(yōu)化各級站庫的處理工藝及成本投入重點,減少重復(fù)處理液量,降低整體處理成本。

    3.1 優(yōu)化區(qū)域集輸系統(tǒng)總體布局

    優(yōu)化區(qū)域集輸系統(tǒng)總體布局就是通過合理分配站庫處理液量,保證集輸站采出液處理設(shè)計規(guī)模與實際處理能力相匹配,同時選取最優(yōu)集輸路由,實現(xiàn)站場利用率最大化、內(nèi)部輸送能耗最小化[2]。

    仍以圖2所示某采油廠南部油田為例,聯(lián)合站8設(shè)計處理能力為24 000 m3/d,目前處理量為8 100 m3/d;接轉(zhuǎn)站2設(shè)計處理能力為4 000 m3/d,目前進站液量為2100m3/d,外輸液量為1 200 m3/d,周邊區(qū)塊集油系統(tǒng)摻水量900 m3/d;聯(lián)合站7進站液量超設(shè)計處理規(guī)模約1 000 m3/d。

    目前,接轉(zhuǎn)站2與聯(lián)合站8之間已建有6座計量站(總產(chǎn)液量1 700 m3/d),集油管道進入聯(lián)合站8,集油布局見圖3。結(jié)合聯(lián)合站8周邊產(chǎn)液規(guī)模預(yù)測,并對現(xiàn)有集油干線(管徑DN200)進行水力、熱力計算校核,進而采取新建接轉(zhuǎn)站2至計量站2之間的集油干線(如圖3中虛線所示,管徑DN200),連通接轉(zhuǎn)站2至聯(lián)合站8集油流程,將接轉(zhuǎn)站2外輸液量轉(zhuǎn)輸至聯(lián)合站8處理,增加的采出水由聯(lián)合站8附近的注水站2回注。

    圖3 聯(lián)合站8周邊集油系統(tǒng)布局

    經(jīng)過改造,聯(lián)合站7處理液量降至17800m3/d,聯(lián)合站8處理液量上升至9 300 m3/d,兩座聯(lián)合站的設(shè)計處理規(guī)模均能保障穩(wěn)定生產(chǎn),實現(xiàn)區(qū)域采出液與處理能力平衡。

    在經(jīng)濟效益方面,由于接轉(zhuǎn)站2外輸距離變短,沿程的壓力損失降低,管道輸送起點壓力由1.24 MPa降至1.03 MPa,每年可節(jié)約輸送電力消耗4.5×104kW·h。注水壓力由注水站1的13.9 MPa降至注水站2的10.1 MPa,每年可節(jié)約注水耗電71.24×104kW·h。

    另外,管道的距離縮短,可有效節(jié)約管道的運行維護費用,管道的運行管理難度也進一步降低。

    3.2 優(yōu)化簡化上游站庫處理工藝

    優(yōu)化簡化部分站庫的處理工藝就是結(jié)合油田開發(fā)中后期含水升高、油量降低等因素,通過適當(dāng)減少上游站庫的原油處理設(shè)施,簡化工藝流程,實現(xiàn)原油的區(qū)域集中精細(xì)處理,實現(xiàn)規(guī)?;膬r值,進一步降低整體處理成本。

    以某采油廠北部油區(qū)為例(圖1中聯(lián)合站1、聯(lián)合站2、聯(lián)合站3所在區(qū)域),由于進入開發(fā)中后期,聯(lián)合站2除去聯(lián)合站1來油外,本區(qū)域采出液含水已超過83%,聯(lián)合站1采出液含水也超過77%,由于沒有新增開發(fā)區(qū)塊,總體產(chǎn)油量也在逐年下降。

    三座聯(lián)合站均采用“三相分離器分離+大罐熱化學(xué)(藥劑)沉降”原油處理工藝,其中:

    聯(lián)合站1原油的主要處理工藝為:井排來液→一級三相分離器→二級三相分離器→外輸緩沖罐→外輸。

    聯(lián)合站2原油的主要處理工藝為:井排來液→三相分離器→一級沉降罐→凈化油罐→外輸。

    聯(lián)合站3原油主要處理工藝為:井排來液→三相分離器→(混合聯(lián)合站2來油)一級沉降罐→二級沉降罐→凈化油罐→外輸。

    三座站庫均具有相應(yīng)的采出水處理工藝,滿足本區(qū)域采出水回注指標(biāo)。

    結(jié)合聯(lián)合站2至聯(lián)合站3輸油管道運行情況,在輸量1 000 m3/d的情況下,外輸含水率約為18%。由于是稀油站庫,聯(lián)合站2三相分離器出油含水率一般為10%~20%。因此,可對聯(lián)合站2原油處理流程進一步優(yōu)化簡化,減少沉降罐的使用,三相分離器出油可直接進入外輸緩沖罐外輸運行,原油集中在聯(lián)合站3進行進一步精細(xì)化處理[3]。

    改造后,聯(lián)合站2在保證管道平穩(wěn)運行的情況下,可減少一級處理設(shè)備,運行工藝改為:井排來液→三相分離器→外輸緩沖罐→外輸[4]。每年可減少破乳劑用量21.6 t,節(jié)約了運行成本。

    同時,借助工業(yè)自動化、信息化技術(shù)的應(yīng)用,在今后的生產(chǎn)優(yōu)化過程中,可對部分聯(lián)合站的原油處理部分進一步優(yōu)化,探索部分上游站庫原油處理“零庫存、全自動”運行模式,進一步簡化處理工藝,減少人工成本。

    例如,可在有條件的站庫嘗試取消沉降罐,僅保留事故罐,將運行流程改為“三相分離器分離+外輸”模式,通過液位、界面、壓力、溫度等自控儀表及工業(yè)自動控制系統(tǒng),實現(xiàn)原油處理工藝的全自動運行且工藝流程全密閉[5]。這種運行模式具有原油站庫安全風(fēng)險低、環(huán)保零排放、精準(zhǔn)化自動控制等優(yōu)點,甚至能夠?qū)崿F(xiàn)原油處理過程無人值守,進一步降低集輸站的安全環(huán)保風(fēng)險和整體能耗水平。

    4 結(jié)論

    油田進入開發(fā)中后期時,通過對區(qū)域集輸系統(tǒng)所遇到的不平衡、不節(jié)能等矛盾問題進行分析,說明要著眼全局,從區(qū)域整體的能耗分析上進行優(yōu)化改進。通過合理優(yōu)化區(qū)域集輸系統(tǒng)布局,優(yōu)化簡化上游站庫的原油處理工藝,深化自動化、信息化技術(shù)的應(yīng)用,可有效保障區(qū)域集輸系統(tǒng)處理能力的平衡,有效降低“注、采、輸”整體運行能耗,對降低油田高含水期開發(fā)成本具有一定的指導(dǎo)意義。

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