王官屯油田地面系统优化简化改造项目后评价

2015-01-03大港油田采油工艺研究院

油气田地面工程 2015年12期

　大港油田采油工艺研究院

陈倩岚陈忻夏敏敏大港油田采油工艺研究院

王官屯油田通过实施地面系统优化简化，以一、二级布站取代原有的二、三级布站模式，采用油水井生产信息自动采集技术和串、“T”接工艺流程，取消了原有计量站和配水间，缩减了地面管网规模；在流变性分析基础上，通过以高产液带低产液井、高含水带低含水井的方式，取消联合站掺水系统，实现90%的掺水井停掺；应用“泵到泵”、高低压分离等工艺对供注水系统进行优化，缩短了工艺流程，减少了水质的二次污染，有效降低了系统能耗。项目实施后，缩小了地面系统规模，有效降低了系统运行成本，提高了系统运行效率，优化了劳动组织方式，提升了油田地面系统的自动化程度和管理水平，增强了系统整体的保障能力，取得了显著的经济效益和社会效益。

王官屯油田；优化简化；先导试验；实施效果；评价

王官屯油田位于河北省沧州市南30km处，是大港油田主力产区之一。2008年，对王官屯油田部分区块地面系统优化简化进行了先导试验，改造油井48口（包括掺水井34口），关停计量间4座。在降低能耗、提高系统适应性等方面均取得了良好的效果。在此基础上，2010年在王官屯油田全面推广实施地面工程系统的优化简化。

1　系统改造

王官屯油田实施优化简化改造前，共有生产油井137口（包括掺水井95口），注水井87口，地面系统包括计量站15座，接转站3座，联合处理站1座，注水站4座，配水间14座，主要采用双管掺热活性水集油工艺，所需掺水由联合站统一供应，油井产液计量后到接转站进行气液分离，气供给站内发电机，液集中至联合站处理，处理后低含水原油外输，脱出水处理合格后回注。

在2008年先导试验基础上，2010年对剩余未实施改造系统进行全面优化简化，关停计量站11座，配套89口油井生产信息采集设施，井口产物直接输至接转站或联合站处理；取消联合站掺水系统，停掺油井55口，对不能取消掺水的油井新建就地切水回掺系统；关停配水间14座，配套87口注水井在线远传计量监测装置，水源由污水站直接向注水站提供，再由注水站通过注水干线供至各单井。

2　工艺技术评价

2.1布站方式

采用一、二级布站取代原有的二、三级布站模式，简化了工艺流程，单井管道直接“T”接到系统干线，有效降低了系统的温压力损失，提高了效率，其中集油系统简化后油井回压平均下降0.1MPa，管线进站温度平均升高7℃，同时也有效减少了新建产能配套工作量，缩短了建设周期，新建产能井当年贡献率提高了5%。

2.2工艺流程

2.2.1集油工艺

王官屯油田产出原油具有高凝高黏特性，为了保证地面集输系统的生产运行，集油工艺一直采用双管掺水工艺，经过40多年的开发，原油含水逐步上升，地层综合含水平均为88.63%。结合室内实验和生产实际，在对不同含水原油、不同温度条件的流变性分析的基础上，确定不同性质原油实现单管集输的技术界限，如表1所示，通过配套串接、“T”接等枝状流程以及化学降黏等技术，以高产液带低产液井、高含水带低含水井，实现90%的掺水井停掺，减少了掺水工艺造成的热能浪费和电能消耗，降低了生产成本。

表1　王官屯油田集输界限

2.2.2供、注水工艺

通过取消喂水泵、储水罐，用供水泵直接为注水泵供水，减少了一级压力提升，降低了供水能耗，避免了因在储水罐内长时间滞留造成的水质二次污染，提高了注水水质；此外，对注水压力系统进行优化，对部分较低压力系统即可满足注水需要的区块实施分压力等级注水，有效降低了注水系统能耗，注水综合能耗降低5.6%。

2.3计量技术

通过在井口安装信息采集设施，实现对油井的软件在线计量和生产信息的实时远传，取代了原有的计量分离器，提高了计量精度，计量误差可控制在10%之内；通过低电压大扭矩电机技术、光伏供电低功耗技术、阀优选与改进技术以及节能控制优化等技术研究，实现了注水井恒流注水、自动控制、远程调控、数据计量和信息采集，取代了原有的配水间配水模式，日注水量控制在日配注量±3%以内，实现了精细注水，同时减轻了员工的劳动强度，提高了注水井的管理水平。

3　实施效果及评价

2010年王官屯油田改造项目实施后，不仅解决了生产中存在的设施腐蚀老化严重，系统运行能耗较高等问题，同时，通过简化、缩短工艺流程，缩小了地面系统规模，降低了系统运行成本，提高了系统运行效率，项目实施效果对比见表2[1]。

表2　项目实施前后效果对比

项目实施前，油田生产系统年耗电量为323× 104kW·h，年耗气量为476×104m3；项目实施后，年耗电量为112×104kW·h，年耗气量为300×104m3。王官屯油田通过实施优化简化项目，关停11座计量间、14座配水间，取消掺水系统，可年节约用电211×104kW·h，节约天然气176× 104m3，按照油田生产用电0.81元/（kW·h）、生产用气1.8元/m3计算，生产系统将年节约电费38万元，年节约燃气费317万元[2]。项目实施前，油田地面系统建共有计量站15座（已改造4座），接转站3座，联合处理站1座，注水站4座，配水间14座；项目实施后，关停计量站11座，配水间14座，减少各类管道78.1km，年节约维护费用245万元。

2010年王官屯油田实施改造项目，优化了区块的地面系统布局，有效缩短了新老区产能建设周期，减少了地面配套设施，降低了工程投资，提高了新井产能贡献率；油水井生产信息采集与管理平台的建立，提高了生产的自动化程度和生产管理的水平；地面系统的缩减，减少了地面系统的节点，消除了安全隐患，地面系统本质安全得到明显提升；优化了生产能耗系统，停运加热炉，减少了二氧化碳的排放，具有较好的环境和社会效益；取消计量间、配水间值守人员等基层班组，优化了劳动组织方式，缓解了一线用工紧张的局面，节约了用工成本[3]。