零散区块高含水采出液现状及节能对策

杨 蕾，宋 奇，罗江涛，郭 鹏

（中国石化江苏油田分公司工程技术研究院，江苏扬州 225009）

目前油田投入的开发单元约350个，其中边远零散区块有134个，对应的拉油点83个，该类区块普遍存在储量规模小，远离已建注水系统，大多数区块采用天然能量开采，地层压力下降快。同时大部分区块已进入高含水阶段，产出液经拉油车长距离拉运至中转站或联合站集中处理，不仅浪费了加热拉运费用，而且产出污水利用率低。本文首先介绍了零散区块生产现状，针对现状，进行了预分水潜力分析，最后提出了两套预分水装置的设计思路，为后续高含水零散区块污水就地回注提供了指导依据。

1 零散区块生产现状

通过对134个零散区块地质及来液情况进行分析，这类区块普遍具有以下几个特点：（1）断块分布零散，不成片且远离主力区块；（2）含油面积小，储量规模小，难以进行整体开发。油田大的面积2.8×103m2，小的面积只有20 m2，地质储量在几十万吨至几百万吨；（3）储层变化大，物性普遍较差，多数为低渗透油藏；（4）单井产量低，平均单井日产液水平11.1 t，平均单井日产油水平1.9 t。

同时从开发现状来看，区块在开发中存在以下三方面问题：

（1）多数区块采用天然能量开采，采出程度严重偏低。134个零散区块中未注水区块94个，这些未注水区块中采出程度≤10%的区块有80个，占比达85.1%，由于天然开采，地层能量不足，从而导致了采出程度严重偏低。

表1 日产水量≥20 m3拉油点加热费用情况

图1 串联式水力旋流器预分水流程

（2）高含水拉油点多，无效拉水费用高。对83个拉油点含水率进行统计，含水率≥60%的拉油点共47个，占比达56.6%，高含水拉油点较多，主要分布在YX、GJ、FM、SL、HZ、L7 等油田。83 个拉油点日拉液量约1 960 m3（油760 m3，水1 200 m3），年拉液运费高达1 400余万元，其中62%的费用皆为无效拉水费用。

（3）储油罐内污水加热费用高。区块来液进入储油罐后，来液需提温5℃～8℃后，再经拉油车拉走，对日产水量≥20 m3的拉油点进行统计（见表1）。

从表1可知，日产水量≥20 m3的拉油点共有13个，这13个拉油点的年加热污水费用约105.6万元，污水无效加热耗能大。

2 零散区块脱水节能对策

如果能在采出液加热前，将大部分污水提前分离出来，分离出来的污水直接处理后就地回注，低含水原油再进入储油罐内加热运走，则能有效降低无效的污水加热&拉运费用。经过初步统计，如果能将日产水量≥20 m3的拉油点中50%污水在加热前提前分离出来，则年可节省加热能耗和运输费用约287.6万元。

调研了目前国内外常用的预分水装置，有串联式旋流器、仰角式预分水器、多功能一体化分离器三类，具体介绍如下。

2.1 串联式旋流器

该类装置是将预分水旋流器与污水除油旋流器串联，合二为一，依靠离心力实现油水分离，由于装置结构小，分离时间短，常用在海上及接转站流程改造（见图1）。该类装置主要在大庆和胜利油田应用较多，但也存在一定的弊端，动力消耗大，设备极易磨损，尤其在进液口处，且出水波动大。2010年陈德海等[1]设计了两级高效旋流分离装置，通过室内模拟实验、现场中试和大规模现场应用研究。在油田中转站实现采出液预分离，含水率85%左右的采出液经水力旋流器一级处理后，油中含水率可降到30%左右，水中含油质量浓度降到2 000 mg/L以下；水出口再经一级旋流处理后，含油质量浓度可降到1 000 mg/L以下。同常规工艺流程相比，采用旋流分离设备实现中转站提前放水，每年可节约大量的耗电费用，该技术成果在大庆油田的7座中转站获得推广应用，每年处理采出液的规模达1 150万吨，累计为油田创造经济效益6 000余万元。

图2 仰角式油水分离器结构

表2 仰角式预分水装置结构设计

2.2 仰角式预分水器

仰角式预分水器由支架、分离罐、油出口、水出口、进液口、填料部等部分组成，其工作原理是油水混合物进入设备后，由于油水密度差，油滴上浮至分离罐上部，水则沉降在分离罐下部。与常规三相分离器相比，该设备放置时与水平面呈一定的角度，增加了油滴的浮升面积，增大了排水口和油水界面的距离，减少了沉降时间。此设备多在俄罗斯、美国等国外应用较多，在国内主要处于研究阶段，现场应用较少，仅在大庆油田、大港油田得到初步应用。黄坤等[2，3]利用FLUENT仿真模拟软件对其结构进行优化设计，结合正交试验方法，设计了一套仰角式装置，其结构（见图2、表2）。按照该设计方法，加工了一台φ0.44×7.78 m的仰角式预分水器，并安装在某油田437区块20#计量站，对放置倾角（0°、9°、12°、15°）和停留时间（5 min～10 min）进行了现场试验。试验结果表明，倾角为12°时油水分离效果最好，分离效率可达96.84%，且最佳停留时间为7 min。该装置也存在一定的弊端，入口分液管处的速度分布不均匀，存在不同程度的旋流，易造成油水两相在分界面处的掺混；出水含油量高。

2.3 多功能一体化分离器

三相分离器综合应用了集气液分离、预分水、原油加热、电脱水、油水缓冲等多功能于一体，在国内应用较为普遍，各油田将三相分离器改造为预分水器进行预分水，目前胜利、大庆油田应用较广泛[4-8]。胜利油田坨三站进站液量3.5×104m3/d，将前期原两相油气分离器改为三相高效分水器后，分离器出油含水由95%降低至15%，加热液量下降90%，年节约燃料油1 068 t（见图3）。

胜利油田针对稠油及化学驱采出液乳化程度高，游离水脱除难度较大，研发了高频聚结油水分离装置，装置通过高频技术在油层建立稳定的电场，将高频电场空间聚结与机械聚结材料（填料）表面物理聚结相结合，提升油水分离效率，有效缩短了高含水采出液的处理流程。其中高频电场与工频电场相比，通过调整高频脉冲输出，使脉冲输出时间小于短路击穿时间，从而能建立稳定的电场（见图4）。2013年3月在河口采油厂埕东联合站开展了现场应用，取得了良好的应用效果。该类装置分离效果较好，但装置安装复杂，投资及运行成本也较高。

3 高效预分水装置设计思路

图3 坨三站脱水处理流程

从上述调研的情况来看，预分水装置逐渐往多功能一体化、低成本方向发展。但在实际生产中，上述装置虽然能满足预分水要求，但总体分水效果差（出水含油指标500 mg/L～1 000 mg/L），且造价高等，因此需要针对零散区块现状，因地制宜，研发结构简单、投资及运行成本低、高效率的预分水装置。结合零散区块现状及调研情况，提出了两种高效预分水装置设计思路。

图4 高频聚结分离器装置示意图

3.1 利用水力旋流器作为预分水装置

水力旋流器分水速度快，占地面积小，易于安装与维护，且造价低，流程（见图5）。其工作原理是：来液进入预分水旋流器后，利用旋流向心力和油水密度差原理，进行油水分离，分离后的原油进入储油罐内，而污水则直接进入撬装化污水回注处理装置，处理达标后直接注入注水井中。

3.2 利用简易的管式预分水装置

该装置的工作原理是：来液进入一级旋流管，进行固液气三相分离后，油水混合物进入集水管，由于油水密度差，油通过分支管进入上部集油道，而水仍旧在集水管道，通过气泡发生装置引入微气泡，对集水管道污水中细小的油滴进行聚结上浮，处理后的油通过输油管道进入储油罐，污水再经过二级旋流管进行油水分离后，水直接注入注水井。该装置结构简单，易于安装与维护，且整体造价低（见图6）。

图5 水力旋流器分水流程

图6 管式分水流程