转油（放水）站优化改造的思路及认识

2015-02-10

油气田地面工程 2015年6期

大庆油田工程有限公司

转油（放水）站优化改造的思路及认识

寇秋涣

大庆油田工程有限公司

喇嘛甸油田在不同开发时期建成了不同规模、性质的转油（放水）站，在特高含水开发后期，站库出现水聚驱负荷不均、布局不合理、设施老化及能耗高等问题。通过区域优化与更新改造相结合，在产能建设和老区改造中实施剩余能力挖潜、区域优化调整、技术整合、功能转换、升级改造等一系列优化措施，适时更新了老化的转油（放水）站，有效控制了建站数量和规模，提高了分离转液系统负荷率，降低了生产能耗及运行成本。

转油站；优化调整；负荷率；集输系统

1 建设历程及存在的问题

喇嘛甸油田地面工程建设紧紧围绕油田开发需要，在水驱开发持续高产阶段(1980-1990年)，为适应大规模采出液处理需要，集中建设分离转液、注水、污水处理系统，共建成转油站45座；在聚驱开发阶段(1995—1999年)，按照水、聚驱产液独立处理原则，集中建设聚合物配注、聚驱分离转液、聚驱污水处理系统，共建成聚驱转油（放水）站6座；在二类油层上返、高浓度聚驱开发阶段(2006—2013年)，由于采出液含聚浓度高，普通聚驱处理工艺难以适应，地面系统在充分利旧聚驱剩余能力的同时，独立建设了高浓度聚驱分离转液、污水处理系统，目前共建成高浓度聚驱转油（放水）站5座。

油田进入特高含水开发后期，由于分离转液系统是在不同开发阶段建设而成，且随着各个阶段产量高峰期的滑落，分离转液系统存在各区块水（聚）驱站库布局不合理、水（聚）驱负荷不均衡的问题。水驱站库建于油田开采初期，分布相对密集、规模小且负荷较低；聚驱站库为开发中期建成，分布相对稀少、规模大且负荷波动较大；同时大部分转油（放水）站面临设施严重老化、工艺繁琐、设备匹配不合理及生产能耗高等实际问题。

2 优化调整改造思路及方法

“十五”期间，集输系统通过调整合并和优化改造相结合，合并水驱转油站5座，改造水驱转油站9座，到2005年底，该油田转油站数量由“十五”初期的53座减少到48座，分离转液负荷率由60.3%提高到64.5%。

“十一五”以来，该油田连续开展了规模化产量接替开发，新增产能区块13个，新增油水井3626口，占全厂总井数的43.6%。为使分离转液能力满足新增开发要求，地面集输系统通过区域优化与更新改造相结合，在产能建设和老区改造中实施了一系列优化调整改造措施，有效控制了转油（放水）站的建设数量和规模。

（1）挖潜已建转油站剩余能力，控制站库数量，提高系统负荷率。在南中西二区过渡带三次加密产能中，通过利旧区域内已建计量间5座、转油站3座，仅新建4座计量间，满足了78口新建油井的集输、处理任务，区域分离转液系统负荷率由59.9%提高到75.62%。

（2）对相距较近且面临改造的低负荷转油站实施合并。如喇561、喇570转油站均运行20年以上，设施腐蚀老化问题比较突出，两站相距300m且位于油田边部，在2006年北北块一区三次加密产能中，取消喇561，在该位置新建喇570转油站，喇570、喇561转油站及部分三次加密井产能新井负荷调至新喇570转油站，核减水驱处理能力0.3×104m3/d，调后新喇570辖井120口，负荷率为83.5%。

（3）对不能整体合并的转油站，通过系统调整将其所辖计量间拆分到临近转油站。如喇661、喇631转油站位于油田最北端过渡带地区，两站均运行接近30年，设施腐蚀老化严重，亟待更新改造。而两站均存在辖井少（61口、30口）、负荷率低（53%、62%）、规模小(均为5000t/d)、集输半径大（2.44km、1.9km）等特点，若将其中任意一座转油站合并到另一座站，都存在集输半径过大、站间布局不合理等问题，为此将喇631所辖4座计量间通过系统调整拆分至附近的喇661、喇641两座转油站，取消喇631站，可取消并节省1座转油站的改造资金投入，提高了区域内系统负荷率。

（4）对负荷较低或工艺适应性差的水驱站实施功能转换，包括转油放水站改转油站、水驱站转聚驱站等。如喇290转油放水站采用分队计量工艺，流程繁琐、能耗高，设备老化生产困难，老改中取消该站放水、分队计量功能，改为转油站，停运了污水站，简化了流程，提高了设备利用率。喇380水驱转油站原辖水驱井28口，辖井少、负荷低，2006年北东块一区聚驱产能中，接纳附近46口聚驱新井，为降低聚驱产液对脱水站、污水处理站的影响，按照聚驱标准改造该站工艺设备，转为聚驱转油站，调整进入聚驱转油放水站放水。

（5）对处理不同性质采出液的转油（放水）站进行整合，适时改造为双流程转油站。如2013年老区改造中，喇231水驱转油站辖井少（59口）、负荷率低（39%）且老化破损严重，而毗邻建设的喇230聚驱转油站辖井多（214口）、掺水热洗能力不足、负荷率高（95%）、机泵老化故障频繁，通过调整部分后续水驱井至水驱系统，平衡水聚驱负荷，拆除喇231转油站，利用该位置将喇230聚驱转油站改造为水聚驱双流程转油站，一定程度上缓解了聚驱高负荷、辖井多带来的采出液处理和掺水、热洗方面的压力；另外，水（聚）驱设施集中布置，优化了布局，减少了占地面积，且部分设施互为备用，有效控制了设备数量。

（6）对无法实施优化但腐蚀老化严重的转油站实施工艺优化改造。近年来共改造这类转油站6座，如喇641、211、401转油站等，20世纪80年代早期投产的转油站在工艺流程、布局及规模上都比较类似，多采用浮球调节外输工艺、二合一炉升温掺水（泵前炉）、高效炉二次提温热洗工艺。生产方面多存在负荷降低、设施腐蚀老化，二合一炉炉体及内部构件渗漏、变形、超期服役的问题；工艺方面存在外输流程繁琐、节流损失大，二合一炉升温慢、效率低、烟火管易结垢鼓包，液量降低引起外输泵匹配不合理等问题。通过适当缩减规模、更新或大修容器设备、合理匹配外输泵并设变频调节工艺、“泵前炉”改“泵后炉”、“单泵双洗”改“单泵单洗”等技术升级改造，优化并简化了掺水、热洗及外输工艺，提高了运行效率，节约了生产能耗，消除了设施老化存在的生产隐患。

3 优化效果

通过以上措施，该油田自“十一五”以来，共取消水驱转油站5座，水驱转聚驱1座，水驱改建三元站1座，放水站改为转油站1座，改“水、聚驱”双流程转油站3座，聚驱改为“后续水驱、高浓度聚驱”双流程1座；为满足聚驱开发需求，新建高浓度聚驱转油放水站3座，现有转油（放水）站46座（其中水驱31座，聚驱10座，水聚驱双流程4座，三元1座）。截至2013年底，核减水驱处理能力3.56×104m3/d，水驱转为聚驱处理能力1.9×104m3/d，新增聚驱能力3.62×104m3/d。集输系统分离转液负荷率为80.1%，比“十五”末提高了15.6%，其中水驱负荷率81.8%，聚驱负荷率77.4%，分别比“十五”末提高了18.8%、26.1%，水、聚驱负荷率趋于平衡。在满足新增13个产能区块3600余口油水井的条件下，较“十五”末减少转油站2座，有效控制了转油（放水）站的建设数量和规模，提高了分离转液系统整体负荷率。