油田集输工程系统节能改造

刘东 胡文超 文晓峰 雒鹏 李龙龙 程蕾 王艺成 段何鹏 李泽章 赵泽朝 白耀

摘要：通过对油田地面建设中集输系统工艺的完善措施的研究，不断提高油田油气集输系统的运行效率，降低油气集输处理的成本，提高油田生产的效率，满足油田开发后期的生产需要。针对油气集输系统工艺存在的问题，分析油气集输处理过程中的能量消耗，采取必要的节能降耗措施，降低油田地面工程项目的管理成本，提高系统的经济效益。

关键词：油田；集输工程系统；节能改造

加强对油气集输系统的自动化设备和设施的管理，提高地面工程的自控能力降低人工成本，及时发现安全隐患问题，避免发生安全事故。通过自控设备的应用，降低岗位员工的劳动强度，发挥自控设备的优越性，增加电子巡检的次数，提高了油田地面站的运行效率。

一、油田地面建设中集输系统工艺的完善措施

1高效油气分离技术的应用

应用高效的油气水三相分离技术措施，在油井的采出物进入分离器前，实施管道的热化学脱水作用，通过高效的分离器的分离处理，将高含水原油的含水率降低，使其变为低含水的原油，然后经过电脱水器的电化学脱水过程，将原油中的水分离出去，使分离后得到的原油的含水达到行业标准的规定，完成油气集输的生产任务。通过加药处理，提高油气水三相分离的速度，结合新工艺、新设备的应用，降低了油气集输系统的成本。利用斜板技术措施，降低液流的速度，提高油气水三相分离的效率。结合油田生产的实际情况，建立地面油气集输系统的自动控制和管理的模式，实施安全预警报警机制，及时发现安全隐患问题，通过连锁控制，实施远程的控制和管理，提高油气集输系统的自动化程度。对油气水三相分离的效果进行实时监测和管理，达到更好的处理效率。

2含油污水处理新技术

为了达到節能减排的效果，避免发生环境污染事故。对油田含油污水进行处理，处理合格的水作为油田注水的水源处理，达到水驱的开发效率，实现了油田废物的再利用。含油污水处理的新工艺技术措施的应用，使用气浮选技术措施，通过气泡在液体中总是上浮的原理，将含油污水中的油珠颗粒分离出去，经过回收油泵将其回收，作为油田产能的一部分，也能够成为油田产量的补充。微生物除油技术利用微生物的分解氧化作用，将含油污水中的浮油分离出去，达到含油污水的质量标准，降低含油污水处理的成本，提高污水处理的效率。而对含油污水的悬浮颗粒的处理，通过高效的过滤设备，优选最佳的过滤材料，使其达到水质标准。如双向过滤罐的使用，提高水质处理的效率，使注入水的水质达到设计的标准，满足油田水驱开发的技术要求。

3对油气集输系统工艺的完善

由于基础设施老化，影响到油气集输系统的安全。通过自动化仪器仪表的应用，实施报警机制，加强对油气集输设备的实时监测和管理，及时发现安全隐患问题，防止发生安全生产事故，提高油气集输系统的安全系数，保证油田油气集输生产的顺利进行。油田注水量的增多，提高了油田生产的成本，增加了各种动力的消耗，需要采取节能降耗的技术措施。不断完善注水系统的自动化程度，实施精细化注水，应用智能化的注水仪表，合理控制小层的注水量，满足油田配注的要求，对不同的储层实施分别定量注水，达到稳油控水的技术要求。合理控制高渗透层的注水量，加强对低渗透层的注水，才能提高水驱的开采效率。不断完善原油处理站的设备和设施，将陈旧的生产设备进行升级改造，提高设备的运行效率。如选择节能型的电动机作为驱动设备，并结合变频调速技术措施，减少电能的消耗。对油气集输工艺技术进行优化，降低设备的维护保养费用，提高油气集输系统的经济效益。

二、案例分析

1生产现状及存在问题

某油田现有3个开发区块，采用三级布站模式，即单井—计量站—转油站—联合站。目前共有油井391口，开井292口，地层日产液量9974m3，其中日产油1064t，日产水8910m3，日掺水量4304m3，地层含水85.5%。某油田经过多年的生产开发，主力区块已进入到高含水开发期，地下和地面生产情况发生了较大的变化，目前地面系统存在工艺不合理、运行成本高、安全环保隐患大等突出问题，主要体现在以下三方面：

1.1地面管网庞大，能耗高

由于采用三级布站、双管掺水工艺，地面管网庞大，现有各类管线314Km。传统的双管掺水伴热集油工艺，运行成本高，传统的高能耗双管掺水伴热集油工艺已不适应油田发展需要。

1.2工艺流程不适应生产变化，运行成本高

随着油田开发的深入，油井产液性质与开发初期相比发生了很大变化，地面工艺系统循环输送、重复处理问题较多。

1.3腐蚀老化严重，安全环保隐患大

由于部分管线投产时间长，腐蚀老化严重，造成系统维护工作量大，安全隐患多，管理难度大。严重影响了油田的安全生产、环境状况和生产经营乃至油田的整体形象。

2优化简化工程技术思路

某油田以系统、区域性的治理为对象，按照整体规划、分步实施的方的原则开展集油系统的优化工程：

（1）单井计量应用新型单井自动计量技术，实现油井自动监测和控制、实时示功图、压力、温度等数据采集、油井工况诊断、产液量计量等功能。

（2）单井集油工艺管线利用高液量、高含水油井作为源头井，将周边的油井串接、“T”接到系统干线生产，逐步取消计量站点的设置，以降低系统能耗。某新井采用串接、T接工艺。

（3）单井掺水原则上只对低液量源头井及地下伴掺生产井进行掺水伴热，力争取消掺水工艺，缩减地面管网，减少掺水规模。

（4）尽可能利用现有管线，对老化腐蚀漏失严重的管线进行更换。

（5）地面管网更新优选高质量的复合管线，并配套收发球装置。

（6）单井井口工艺流程：

（7）掺水系统停运后，油井如遇事故停井，对距离系统干线近的单独T接油井，利用压风机扫线。

3优化简化工程改造情况

根据某油田简化优化的整体部署和安排，在2、9、20站集油系统开展了先导试验，涉及油井30口，简化后安装单井自动计量装置30口；27口井通过T接或串接生产方式停掉掺水，有3口低液量油井仍采用双管伴掺生产，除9站掺水系统以外，停运了2、20站掺水系统管道、9站集油系统管道，缩减单井、系统管道22.3km，同时降低了地面管网的漏失频率，大大减少污染赔偿和维护费用。

通过对原油流变性、新型管材、工艺流程优化等技术措施的试验研究，我们初步形成了单管输送的技术界限（单管输送技术界限：当含水超过80%，集输温度超过原油凝点5℃以上时，可单管输送）和各类油井的优化条件，为解决和指导集输系统简化优化起到了重要的指导作用。理论问题解决之后，3个先导试验站29口油井的现场简化优化工程也顺利实施完成，先导试验取得圆满成功：计量误差为±7%，单井回压均值由0.75MPa下降到0.65MPa，管网长度由32.2km减少到9.9km，减少了69%。管网月漏失次数由29次/月降为1次/月，年减少掺水量8.2×104m3，年减少掺水运行费73.8万元。这也标志着油井自动计量技术、油井单管集输的简化技术在南部稠油油田取得突破性进展。

在先导试验取得成功的基础上，采油三厂按照“整体规划、分步实施”的实施原则，成立某油田系统简化项目组，有效推动某油田简化工程。

结语

油井在线远传计量系统的建设，实现了油井远程自动计量，撤消了计量间。地面系统形成了“油井-转油站-集中处理站”的地面建设新模式，缩短了管道输送距离，并将员工从繁重的管线挖漏、补漏工作中解脱出来，消除了因管线老化、腐蚀、穿孔等带来的环境污染和安全隐患。简化技术的应用提高了油水井资料采集的自动化程度，基本实现了信息化管理。

参考文献

[1]郭长会。原油预分水工艺参数的优化[J].油气田地面工程，2013，（06）：38-39.

[2]杨文静。油田集输系统的腐蚀控制[J].石化技术，2015，22（8）：145.

（作者单位：中国石油长庆油田分公司第六采油厂）