新民油田地面系统的优化、简化

2014-03-21王淑平吉林油田公司新民采油厂

油气田地面工程 2014年1期

王淑平吉林油田公司新民采油厂

新民油田地面系统的优化、简化

王淑平吉林油田公司新民采油厂

新民油田随着开发时间延长，产油量下降，产液量、注水量及综合含水持续上升，油田地面工程系统及区域负荷不平衡，已建地面工艺不能完全适应新的开发阶段的需要，地面设施不断腐蚀老化，运行能耗不断上升，生产运行成本控制难度增大。通过系统优化调整，既解决了负荷不平衡、高负荷地区或系统需新增能力以及能耗增高的问题，又减少了更新维护工程量，同时通过简化工艺，推广应用新技术，达到了节能降耗及提高工艺技术水平的目的。

油田开发；腐蚀老化；生产成本；简化工艺；节能降耗

1 地面工程概况及存在的问题

1.1 地面工程概况

新民西南井区在吉林省松原市伯都乡境内，是新民油田最西南的油区中心，控制面积21.93 km2。区域内多为耕地、水田，部分为鱼池，西部临松花江，地形相对复杂，油井开发方式为单井、水平井及大平台井等多种方式。

区域开发建设于1992年，共分为2个区块开发。区域内有接转站2座，分别为6#站、7#站，共有油井282口，计量间23座，支干管线97.6 km，单井管线270.2 km，产液量796.7 t，产油量455.2 t，综合含水率45%，站外均为三管伴随流程。

1.2 存在的问题

新民油田随着开发时间延长，产油量下降，产液量、注水量及综合含水持续上升，油田地面工程系统及区域负荷不平衡，已建地面工艺不能完全适应新的开发阶段的需要，地面设施不断腐蚀老化，运行能耗不断上升，生产运行成本控制难度增大。

（1）站外采用三管伴随流程生产，能耗高。目前站外平均每座计量间辖井9.9口，个别计量间辖井只有1个平台。各计量间至接转站的集油热回水干线均为射状布局，系统能耗大，热损失大。

（2）站外管线腐蚀严重，需要逐年更新。新民油田油井管线均为1990～1992年建设，至2005年，大部分管线使用时间达到了10～15年，新民地区腐蚀较强，管线经常漏失，存在安全隐患。

（3）站内设施老化，效率低，能耗大。新民油田站内采用开式流程生产，流程落后，油气损耗大；设施不完善；设备老化，除热水泵外，机泵未做更新，效率低、故障率高、维护费用高；加热炉一半为建站以来一直使用的低效炉，腐蚀、结垢严重，难以继续运行。

2 优化简化技术

（1）优化总体布局，选定合理的布站方式。重新进行了总体布局，站外油井全部由6#接转站辖带；重新布局支干线，将24条支干线合并为4条；将带井较少的计量间抽稀，将23座计量间合并取缔为12座计量间。

（2）优化站外流程。本次工程对集油模式进行优化，取消单井罐及三管伴随生产模式。结合目前较先进的集油流程——小环状掺输流程，根据新民油田的具体特点，引进中环掺输及大环状掺输流程，将环状扩大，由3～5口扩大至5～15口，最多可达到18口。经过上述集油模式的优化，生产井的站外集输方式的改变，站外伴随热水由三管伴随的1.2～1.5 m3/(d·口)，调整为0.3～0.62 m3/(d·口)。实现了最终由1个接转站辖带全部油井的总体布局目标。

（3）优化站内流程。接转站站内流程为双系统运行，系统负荷大。由于站外系统的调整，降低了热负荷，因此需完善站内掺输系统，将6#、7#原有的开式流程彻底打倒，减少了油气损耗。站内采用全密闭集输流程，这种流程应用了国内较先进的超声波液位控制技术，使三合一的液位与外输泵的变频联锁。

（4）优化站内平面。在满足防火要求的前题下，依据生产、施工、检修方便的原则，选择经济实用的平面布置方案；站内管网在满足工艺流程要求的前提下，尽量缩短距离，以减少管线长度；在不影响生产能力的前提下，尽量利用已建的厂房，计量阀组间与联合泵房合建，减少建筑面积的同时达到节约占地的目的；三合一装置区采用露天安装形式，以减少建筑面积。

3 优化简化取得的主要成果

3.1 系统节能降耗

改造前后工程量对比见表1，系统能耗指标对比见表2。

表1 改造前后工程量对比

表2 改造前后能耗指标对比

3.2 现场应用情况

（1）站外管网掺水量易于调节，运行可靠，节能效果明显，降低噪音明显，可有效改善工人的工作环境，能够满足油田生产需要。

（2）接转站运行安全、平稳，易于操作，方便管理，设备先进，减少了工人的劳动强度。由于平面布置紧凑，简化了集输工艺，深受生产单位欢迎。

（3）接转站内通过绿化、优化后，环境优美，为职工营造出良好的工作环境。

4 技术创新点

（1）多种管材组合应用技术。掺水管线选用高压玻璃钢管，保证了防腐蚀性能，保温性能好，水力摩阻小，使用寿命长，减少管线维修工程量，并且便于管理与施工安装。集油管线采用玻璃衬里无缝钢管，玻璃衬里钢管利用玻璃的亲水不亲油的特性，非常有利于未来冷输流程的实施。由于支干线管径大，多数为沿路肩敷设，利用了地势条件；采用无缝钢管、黄夹克保温，有效地节省了投资和施工工期。

（2）掺输热水多级调控技术。站外阀池热水掺输调节一直是掺输流程站外操作中的难点和重点。由于管网压力的变化，集油配水间内噪音大，站外掺输调节采用掺输热水多级调控技术，有效地降低了热水水流压差，缓解了计量间的噪音危害，同时便于支干线水量的调节。

（3）站外流程配套应用技术。站外流程打破了以往常规的一个区块一种流程的常规流程，根据井位部署的不同及地域的差别，在新民使用了多种成熟站外流程：在新民西垒南的泄洪区内，采用了大环状掺输技术，平均每环带井12～15口，最多带井18口；在原7#站附近单井产液低，井口条状分布的区域，采用了中环掺输的工艺，将井口数量控制在7～10口；在原6#站区域则采用小环状掺输工艺，将井口数量控制在3～5口。站外流程的配套应用技术，有效地调节了产液集输模式，同时也利用于掺输水量的调节。

（4）集油配水间串联递增技术。集油配水间串联递增技术能调整干线布局，站外采用了干线阀池与集油配水间相结合，采用枝状管网，分散的布局的方式，达到了集配性好，简化站外流程，减少投资，扩大了集输半径。

（5）组合式一体化除油技术。组合式一体化除油技术的主体是空冷净化一体化装置，它具备除油器、干燥两种功能，同时解决干燥器凝液的密闭回收问题。

（6）接替调整改造技术。新民西南井区优化、简化研究是对老系统进行综合调整、节能降耗。为了减少占地，减少建筑面积，节约投资，所有的改造均在站内完成，在已建建筑内完成。改造通过连接临时流程，在不影响系统运行生产的情况下完成了全部的调整改造。