大庆萨中油田低温集输工艺分析

2016-09-06韩国志大庆油田有限责任公司第一采油厂

石油石化节能 2016年3期

韩国志（大庆油田有限责任公司第一采油厂）

大庆萨中油田低温集输工艺分析

韩国志（大庆油田有限责任公司第一采油厂）

为了进一步开展低温、常温集输，降低天然气消耗，摸索低温集输的方法，采用分时段进行低温和常温混合集输方式，改进站内站外的管线集输流程，改进掺水泵变频器的匹配及加药破乳等方法进行低温集输，低温、常温集输6个月，平均日节气8.2×104m3，累计节气2 992.4×104m3。

低温集输；流量计改进；变频器改造；集输工艺流程改造

1　油田集输处理系统现状

萨中油田原油集输处理系统为计量间、转油站、脱水站三级处理工艺流程。计量间设有玻璃管计量分离器或流量计量油方式；转油站具有气液分离，缓冲沉降，掺水、热洗水加热增压，含水油增压外输，湿气自压外输等功能；脱水站采用二段原油脱水工艺，即一段游离水沉降分离和二段电脱水工艺[1]。

原油集输系统工艺采用双管掺水流程、串接流程、环状流程3种方式，其中在中区东部3次加密井产能建设中，站外集油系统采用串接流程和环状流程相结合的集油工艺，其他均采用双管掺水流程。

2　低温、常温集输

2.1低温集输阶段

每年从3月1日开始实施低温集输，分为2个阶段，3月1日—20日，水驱转油站掺水温度控制在50℃，水驱过渡带转油站掺水温度控制在55℃，聚驱转油站掺水温度控制在55℃；3月21日—4月30日，水驱转油站掺水温度控制在45℃，水驱过渡带转油站掺水温度控制在50℃，聚驱转油站掺水温度控制在55℃。2014年实施低温集输与2013年同期相比提前20 d，转油站外输掺水温度比去年同期降低5℃，同时聚驱转油站低温集输。

在低温集输过程中，单井掺水量应使掺水后混合液含水率大于85%、产液大于20 m3/d、单井计量间回油温度27～29℃（如果在该温度范围内无法满足前2个条件，则温度可适当提高，但最高不超过33℃）。2014年在低温集输期间全厂实施常年停掺53口井，实施降温掺水井数4149口。

2.2常温集输阶段

常温集输阶段从每年5月1日开始，水驱转油站全部停加热炉，有热洗时启1台热洗炉，以满足油井热洗需求。

在常温集输过程中，单井掺水量应使掺水后混合液含水率大于85%、产液大于10 m3/d、单井计量间回油温度25～27℃（如果在该温度范围内无法满足前2个条件，则温度可适当提高，但最高不应超过33℃）。单井掺水量控制在0.8 m3/h以内，如不掺水就可满足含水率、回油温度、产液量等要求条件，并且出油稳定，可实施停掺水集输。2014年常温集输期间共实施停掺水加热炉137台，季节性停掺井638口、掺常温水井2577口、掺低温水井937口。

聚驱转油站掺水温度控制在55℃以下，未要求实施停炉，各聚驱转油站根据实际情况运行1～2台加热炉（表1）。

2.3技术措施

2.3.1转油站流程改造

早期萨中油田集输工艺均采用转油站掺水热洗合一、站外双管掺水集油流程，来满足油井热洗需要，转油站掺水温度需要保持在70～75℃，制约了常温集输的开展，造成天然气的浪费[2]。为此，在原有工艺的基础上对转油站掺水工艺进行改造，把1台掺水热洗二合一的泵作为热洗炉，新增热洗炉出口管线，将1台掺水泵改为热洗泵，新建1套热洗阀组，实现掺水热洗分开。目前，全厂转油站已全部改造完成，形成了特有的站内掺水热洗分开、站外掺水热洗合一工艺流程，实现了高温热洗、低温掺水。

表1　转油（放水）站低温、常温集输掺水温度

2.3.2掺水泵变频技术改造

在低温常温集输期间，由于部分井实施了停止掺水、减少掺水、降温掺水等措施，转油站实施了集中热洗，掺水量受季节和运行方式的影响，变化幅度较大，造成掺水泵、热洗泵能力不匹配、运行效率较低。针对这种问题，开展了掺水泵变频技术改造，改造后节电率在15%左右，2013年在中217座转油站实施掺水泵变频技术改造，2014年对新建转油站掺水泵也进行变频技术改造。

2.3.3使用一体化可控掺水流量计

目前，全厂采用人工手动调节掺水阀门的方式调节掺水量，根据个人经验控制掺水阀的开度，存在掺水量偏大的弊端；同时，随夜晚外界温度降低，回油温度降低，而单井掺水量不能及时随回油温度动态调整，造成部分油井频繁发生冻堵现象。2015年，在中207转油站的2座计量间安装4套一体化可控掺水流量计，把流量计、流量阀及控制器3部分集于一体，实现温度设定、温度显示、流量显示、手动控制流量或自动控制流量等功能，精确控制单井掺水量。

2.3.4药剂破乳

低温、常温集油会导致进入转油站、脱水站的采出液温度低于目前正常温度，为此需要加入破乳剂在低温状态下进行破乳。通过室内低温破乳实验研究，随着温度的降低，在用破乳剂的破乳效果出现变差的趋势[3]。按照转油站、脱水站的现场实际，加药量8 mg/L，沉降30 min，采出液温度在30℃、32℃、34℃时的油水分离效果均不好，水中含油量均在1000 mg/L以上。当采出液温度在30℃、加药浓度12 mg/L时，沉降2 h后分离出的水含油量小于500 mg/L，才能达到要求。

3　低温集输效果

在开展低温、常温集输期间（6个月），与2013年同期对比平均日节气8.2×104m3，累计节气2 992.4×104m3。

3.1转油站

低温、常温集油期间，各转油站基本按照方案执行，而且运行平稳，在增加1座三元转油站的情况下，日消耗天然气量、吨液耗气指标平均比去年同期下降8.2×104m3、0.8 m3/t，取得显著的节气效果。同时，由于降低了掺水炉的加热温度，缩短了运行时间，减少了加热炉的损坏。

3.2脱水站

低温集输阶段，脱水站来油温度有所降低，平均为34.7℃，比实施前下降了2.2℃，游离水脱除器后油中含水平均为11.3%，水中含油平均为265.9 mg/L，与实施前相比，分别上升了0.3%和29.9 mg/L。电脱水器后的油中含水平均为0.13 mg/L，与实施前一致，没有明显变化，全站能够保持平稳运行。

3.3污水站

低温集输期间，全厂含油污水处理站进站污水含油量平均为269.1 mg/L，悬浮物平均85.0 mg/L，与实施前相比含油量上升了14.1mg/L，悬浮物上升了9.9 mg/L，处理后外输污水含油量平均为14.4 mg/L，悬浮物平均9.0 mg/L。深度处理水站实施前后数据持平，外输污水含油量平均为3.9 mg/L，悬浮物平均3.5 mg/L，均在合格范围之内。

常温集输初期，2014年5月1日—5日由于脱水站不能平稳运行，放水次数增加，去污水站水质有所下降，含油量平均301.1 mg/L，悬浮物含量平均129 mg/L，但通过提高加药量至12 mg/L，阶段性缩短反冲洗周期等措施，外输指标均控制在合格范围之内。从5月6日后，随着脱水站平稳生产，各项指标均恢复到实施前水平。

4　存在的问题

4.1油井井口回压升高

在2014年实施低温集输的4个月内，有47口、132井次油井井口回压升高，需要高压热洗车加温加压冲洗管道，才能使压力恢复正常。转油站为了解决异常井回压升高的问题，采取缩短整个计量站所有油井的热洗周期的方式进行处理，而且异常井的掺水量也较大，平均为1.5 m3/h，增加了能源消耗。其原因为异常井管道运行年限长、结垢严重、集油半径长、拐点多、保温效果差。

4.2转油站掺水流量计计量不准

目前，79座转油站中有10座转油站的外输掺水流量计由于结垢问题，造成掺水流量计计量不准，无法准确掌握实际掺水量。另外，由于早期采用大站供水掺水流程，为了准确计量本站掺水量，部分转油站掺水流量计安装位置在三合一出口处，无法准确计量实际掺水量，不利于掺水量控制。

4.3计量间采暖温度无法达到规范要求

在冬季实施低温集输后，部分转油站所辖计量间距离较远，由于掺水温度较低，到计量间的掺水温度在35℃左右，造成计量间值班室内温度较低，影响岗位工人正常工作。2013年开展了低温集输计量间增加暖气片，已经在207计量间实施。当冬季室外温度为-25℃、计量站掺水温度为45℃时，室内温度可以达到22℃以上，能够满足需要。

目前，全厂有60座计量间存在上述问题，部分计量间冬季室内温度只有10℃。

4.4脱水站运行不平稳

常温集输阶段，脱水站来油温度降低，平均为33.9℃，对脱水站造成一定影响，主要有：脱水站的来液汇管温度在29～30℃时，发生游离水脱除器油出口管道及浮球凝堵的现象，脱水加热炉炉效低，无法使脱水温度难达到45℃，电脱水器的跳闸次数上升，通过电脱水器看窗放水发现油水沉降分离效果变差，油层、水层及过渡层交替存在。