油田集输系统前端就地分水优化设计

郭斌

山东莱克工程设计有限公司 山东东营 257026

1 概述

某油田开发建设采取滚动开发方式，开采初期含水率较低，地面集输系统主要采用掺水伴输流程；随着油田开发进入后期，采出液含水急剧升高，部分区域含水高达98%，含水率远超集输要求。经过50 多年开发已建立了比较完善的地面集输及处理系统，采出水和原油一同输送至联合站进行分水处理后，根据注采平衡要求，大多采出水又返输回原区块进行回注。地面集输系统主要流程：井场-计量站-接转站-联合站的三级布站模式；地面注水系统主要流程：联合站-注水站-配水间-注水井模式。

2 存在问题

该油田为滚动开发，虽然整体布局及工艺在当时的条件下是正确先进的，但随着客观条件的变化，如原油产量降低、采出水量增大、采出水回注指标严苛等，造成系统来回调水能耗高、高含水液增加导致运行成本增加、不同区块污水混合处理难度大、回注水配伍性差不达标等问题，具体表现在：

2.1 采出液含水急剧升高，调水能耗大，采出液加热能耗急剧增加

目前油田集输系统采出水大多未实现“三就地”，即：就地分水、就地处理、就地回注，而采用高含水全液外输至较远的接转站、联合站处理后采出水回调回注的建设模式，由于联合站、接转站、注水站间距离远，采出水采出与回注循环，往返输送，能耗高。如某接转站，距最近联合站达21km，吨水往返输送电耗高达2-3 度，折合1-1.5 元/吨。采出液含水升高，导致采出水的无效加热增多，且由于水的比热为油的两倍，采出液加热能耗急剧增加，采出液加热能耗趋势见图1。

图1 采出液加热能耗趋势图

2.2 油水处理环节多，处理难度增大，处理费用增多

采出液集输距离长，处理环节多，剪切、搅动次数多，加剧了油珠乳化，增加油水分离难度，储罐容积需求大，破乳剂用量大；污水在系统内停留时间长，导致细菌滋生，腐蚀加剧，“三防”药剂用量大[1]。

2.3 不同开发单元污水配伍性差，混合处理难度大，回注水与油藏配伍性差

不同开发单元水型各异，如区块1 水型为NaCO3型，区块2水型为CaCl2型，两区块采出水混合后，极易形成CaCO3，生成沉淀物，分离、处理难度加大，且生成新水型的采出水返输回两个区块后，与区块油藏配伍性差，影响原油生产。

3 优化设计

采用就地分水、处理、回注短流程，降低调水能耗，降低处理成本，提高回注水配伍性

在油气集输系统的前端（计量站点）设置一体化就地分水处理回注装置，对采出液进行常温预分水，对分出污水进行高效处理，实现计量站就地分水处理，采出水就地回注，减少采出水输送距离，节能降耗；减少采出液集输、处理环节，降低乳化程度，降低分离难度，从而减小沉降容积和破乳剂用量。避免不同区块不同水型采出水混合，降低采出水处理难度，提高各区块回注水配伍性程度，提高注水井的供水压力和水量、水质，实现注足水、注好水的目标。

国内目前常用的分水装置主要有：水力旋流器、腔筒分离器、斜管预分水器、三相分离器、多功能原油处理组合装置等，这些技术的主要控制指标是原油含水，对分出水中含油则限制较少，造成分出污水含油高达1000mg/L 左右，在目前环保要求越来越高的形势下，分出采出水中含油量和悬浮物指标很难满足各区块回注要求。

本次设计一体化就地分水处理回注橇装化设备采用集成度高、自动化水平高的橇装组合形式，在高效预分水的同时，强化污水除油、除悬浮物功能，改善出水水质，使出水含油、含悬浮物均降到50mg/L 以下，从而简化联合站处理工艺。一体化就地分水处理回注橇装化设备分为预处理单元、分水单元、污水处理单元、注水单元及自动控制单元等五个功能模块单元。预处理单元主要采用常规重力沉降，实现两个功能：①分出采出液中的伴生气，减小气体对后端单元的扰动；②采出液除砂，减少装置摩损，降低污水悬浮固体含量。分水单元主要采用旋流+网格板，实现油水分离，将一定量较低含油的污水从采出液中分离出来。污水处理单元采用高效气浮装置+纤维聚结除油+斜板除悬浮物，进一步处理预分的污水，除去污水中油和悬浮固体，达到回注标准。注水单元主要采用高压柱塞泵，将装置处理后污水通过增压泵回注至指定系统。自动控制单元考虑来液变化、分水系统与原油系统的匹配，对一体化就地分水处理回注橇装化设备运行参数自动检测、调节、控制，实现平稳安全运行和无人值守。

4 结语

对于开发后期含水量较高的油田，采出水“三就地”一般来说是比较经济的运行模式，在节能降耗的同时，可以避免多个油区采出水混合、处理后再回调造成的水质污染，对油藏开发有利。

降低能耗，降低运行成本，提高经济效益是油田地面系统未来发展的必然要求，未来油田地面系统发展必将以核心技术为依托，结合短流程、橇装化、自动化等辅助技术，为打造绿色化、数字化、智能化油田奠定基础。