兴古7块地面工艺方案设计与研究

杨 琨

(辽河油田设计院 油气储运所,辽宁 盘锦 124010)

兴古7块地面工艺方案设计与研究

杨 琨

(辽河油田设计院 油气储运所,辽宁 盘锦 124010)

根据前期试验成果,对兴古7块油田总体布局、油气集输系统、油气分离处理系统等几个方面进行了方案优化,合理地确定了油田地面工程工艺方案,确保了油田开发的整体经济效益·

总体布局;油气集输;油气分离;油气处理

兴古7块位于辽宁省盘锦市市区,隶属于兴隆台油田,油区含油面积5.22 km2,地质储油量1 923×104t,可采储量404.6×104t·该区块为稀油区块,油品密度(20℃)为0.819 4 g/cm3,油品黏度(50 ℃)为 2.384 MPa·s,凝固点为 14～28℃·兴隆台采油厂在2008年开始对该区块进行了大规模开发,预计兴古7块将建成原油产能规模65×104t/a·

目前,兴古 7块新井原油总产量已达到1 000 t/d,油气集输系统为三级布站,单井油气经计量站混输至兴一转,进行油气分离,分离的天然气输往兴隆台轻烃回收厂处理,分离出的含水原油输往兴一联处理[1]·兴一联原油脱水系统的设计处理能力为30×104t/a,目前实际处理量已达到45×104t/a左右,严重超负荷运行,而兴一联周边又无扩建位置·因此,本文设计兴古7块油气集输系统采用二级布站,从而缓解兴一联原油脱水系统超负荷运行的现状,确保油田安全生产·

1 总体布局

通过对兴古7块产能建设的可行性研究,筛选出技术先进、经济合理的油气集输、处理方案,使油田开发建设取得较好的整体经济效益,确保兴隆台采油厂原油产量要重上百万吨战略目标的实现[2]·

1.1 油气集输系统方案

综合考虑井位分布情况及油区现有的可依托条件,确定本期工程油气集输系统采用二级布站·分别在兴古7-H5井、兴古7-H304Z井、兴古7-20-26井附近建兴60计量站、兴61计量站、兴62计量站·油气分离及处理系统依托油区现有条件,在兴一转扩建原油脱水系统·

1.2 单井集油方案

由于兴古7块原油凝固点较高(14～28℃),井口出油温度较低(30～40℃),因而本工程单井集油采用单管加热集输工艺·为防止节流降温造成管线冻堵,需将加热炉设在节流调压阀前,因此本工程采用高压单井加热炉·

1.3 集油工艺流程

单井油气经单井加热炉加热至50℃左右,节流降压至1.6 MPa以下,进入出油管道混输至计量站,经单井轮换计量后,再进入集油管道混输至兴一脱水转油站·计量站单井产油量采用翻斗计量装置计量·

1.4 主要工艺运行参数的确定

采用PIPEPHASE 9.0计算软件对油气集输过程进行工艺计算,确定各主要节点的工艺参数,详见表1·

计量站来的油气在兴一脱水转油站进行油气分离及原油脱水·净化原油输至渤海装车站外销,天然气进入已建外输管道输往兴隆台轻烃回收厂,含油污水通过新建污水外输管道输往兴一联合站处理·

总流程框图见图1·

表1 油气集输工艺参数表

图1 总流程框图

2 油气集输系统

根据总体布局,本期工程油气集输系统采用二级布站,单井集油采用单管加热集输工艺·井口油气经加热、节流后经出油管道集至计量站,计量后经集油管道混输至兴一转处理·计量站单井产油量采用翻斗分离器称重计量,单井产气量采用旋进旋涡流量计计量[3]·

工艺流程见图2·

图2 油气集输系统工艺流程示意图

3 油气处理系统

油气处理系统的核心问题是原油脱水,有关部门对兴古7块含水原油进行了脱水试验,所得数据均为实地测量及精确计算的结果,试验结论如下·

预脱水(含水体积分数48%→25%):在温度为35℃、选用适宜的预脱水剂、加药质量浓度为20～25 mg/L的条件下,预脱水沉降时间为20 min·

二段脱水(含水体积分数25%→≯0.5%):选用适宜的破乳剂,在脱水温度为54℃、加药质量浓度为50 mg/L的条件下,脱水沉降时间为90～150 min·

二段脱水(含水体积分数25%→≯0.5%):选用适宜的破乳剂,在脱水温度为50℃、加药质量浓度为70 mg/L的条件下,脱水沉降时间为150 min·

根据脱水试验结论,结合兴一转生产现状,考虑2种工艺方案进行了优化比选[4]·

3.1 方案一:一段压力沉降预脱水+二段常压沉降脱水

各计量站来的总液量为130×104t/a,综合含水体积分数为50%,平均温度为35℃的油气加入25 mg/L的预脱水剂,经静态混相器混合后,进入三相分离器进行油、气、水分离沉降·经过20 min沉降,86.7×104t/a,含水体积分数为25%的低含水原油加入70 mg/L的水溶性破乳剂,经静态混相器混合后,进入脱水加热炉升温至55℃,再进入3 000 m3热化学沉降罐进行二段脱水·经过12 h沉降,综合含水体积分数≯0.5%,65×104t/a的净化原油进入1 000 m3原油缓冲罐,经外输泵增压输往渤海装车站·三相分离器分离出的天然气经旋流除油器除油后,输往兴隆台轻烃回收厂·三相分离器及3 000 m3热化学沉降罐排出的含油污水,经污水缓冲罐除油后进入污水外输泵增压输往兴一联·站内设有油罐烃蒸气回收装置,对各原油罐中的烃蒸气进行回收·

图3 方案一油气处理系统工艺流程示意图

工艺流程见图3·

核心设备:三相分离器(0.6-3 600×12 000)2台、3 000 m3热化学沉降罐1座·工程投资:3 657.36万元·吨油处理成本:11元·

主要优点:①工艺成熟,运行稳定性高;②流程简单,方便管理;③原油进站压力低,井口回压低·

主要缺点:①新建工程对已建工程影响大;②原油进净化油罐需要提升泵增压,耗电量略大;③吨油处理成本高;④工程投资高·

3.2 方案二:两段压力沉降脱水

各计量站来的总液量为130×104t/a,综合含水体积分数为50%,平均温度为35℃的油气加入25 mg/L的预脱水剂,经静态混相器混合后,进入三相分离器进行油、气、水分离沉降·经过20 min沉降,86.7×104t/a,含水体积分数为25%的低含水原油加入70 mg/L的水溶性破乳剂,经静态混相器混合后,进入脱水加热炉升温至55℃,再进入二段三相分离器进行分离沉降·经过3 h沉降,综合含水≯0.5%,65×104t/a的净化原油进入5 000 m3净化油罐,经外输泵增压输往渤海装车站·两段三相分离器分离出的天然气经除油器除油后,输往兴隆台轻烃回收厂·两段三相分离器排出的含油污水,经污水缓冲罐进入污水外输泵增压输往兴一联·站内设有油罐烃蒸气回收装置,对各原油罐中的烃蒸气进行回收[5]·

工艺流程见图4·

核心设备:一段三相分离器(0.6-3 600×12 000)2台、二段三相分离器(0.6-3 600×14 400)3台·

工程投资:3 498.71万元·

吨油处理成本:9.75元·

主要优点:①原油进净化油罐不需要提升泵增压,耗电量小;②新建工程对已建工程影响小;③吨油处理成本低;④工程投资低·

主要缺点:①脱水系统运行稳定性不如方案一;②流程相对复杂,自控水平要求高;③原油进站压力较高,井口回压略高·

3.3 推荐方案

方案设计的目的是为了满足原油生产的工作需要,并最大限度地节约投资成本·通过技术经济比较,方案二较方案一工程投资节省158.65万元,吨油处理成本低1.25元,因此推荐此方案·

图4 方案二油气处理系统工艺流程示意图

4 结 论

综上所述,为缓解兴一联原油脱水系统超负荷运行的现状,确保油田安全生产,在总体布局方面,采取二级布站,在兴一转扩建原油脱水系统;另外,针对兴古7块原油凝固点较高、井口出油温度较低的实际情况,单井集油采用单管加热集输工艺·单井产油量采用翻斗分离器称重计量,单井产气量采用旋进旋涡流量计计量;而且由于兴一转原油脱水系统采用两段压力沉降脱水工艺,节约了开发成本150多万元,保证了本次设计的整体经济效益·

本次设计所选择的方案二,将彻底解决兴古7块原油脱水的问题,对实现兴隆台采油厂原油产量重上百万吨目标具有重要的战略意义·方案二采用先进、成熟、可靠的工艺技术和设备,实现了油气集输与处理过程的全密闭,既节省了能源,又保护了环境,同时提高了系统的安全性和可靠性·工程技术水平达到国内同类工程的先进水平·

[1] 杨筱蘅.输油管道设计与管理[M].东营:中国石油大学出版社,2006:316-326.

[2] 冯叔初.油气集输与矿场加工[M].东营:中国石油大学出版社,2005:40-75.

[3] 中国石油天然气集团公司.GB 50350—2005 油气集输设计规范[S].北京:中国计划出版社,2005:10-25,52-55.

[4] 中国石油天然气股份有限公司规划总院.GB 50183—2004石油天然气工程设计防火规范[S].北京:中国计划出版社,2004:24-39.

[5] 中国石油天然气集团公司.GB 50253—2003 输油管道工程设计规范(2006年版)[S].北京:中国计划出版社,2007:30-55.

Designing and Research on Surface Engineering Technology Program of Xinggu 7 Oilfield

YAN G Kun
(Station of Gas Storage and Transportation,Design Institute of Liaohe Oilfield,Panjin 124010,China)

According to the preliminary results of test,overall layout,oil and gas gathering system,gas separation system,and several other aspects of treatment optimization of the oilfield of Xinggu 7 are carried out.The oilfield surface engineering technology programs is determined reasonably.The overall economic benefits of the development of the oilfield are ensured.

overall layout;oil and gas gathering;gas separation;gas treatment

TE 86;TE 41

A

1008-9225(2011)03-0004-04

2011-01-11

杨 琨(1981-),女,辽宁盘锦人,辽河油田设计院(中油辽河工程有限公司)油气储运所助理工程师·

【责任编辑:刘乃义】