浅谈高含水期油田地面工程改造方向

摘 要： 本文结合中原油田情况，对油田高含水期生产特点、改造依据进行了合理的分析，并结合已建或改建工程实际运行效果及集油干线端点计量站加药辅助配套工艺的应用，实现了集输系统计量站不加热计量、不加热集输，联合站实现了“三无”油气压力密闭处理工艺，在此基础上，提出了高含水期油田地面工程的改造方向。

关键词： 高含水期； 油气密闭集输； 简化工艺； 技术改造

中图分类号： TE41 文献标识码： A 文章编号： 1009-8631（2011）03-0037-02

中原油田系注水开发的断块油田，在进入中后期生产阶段时，原油含水大幅度上升。地面工程在水量大幅度增加的情况下，如何解决好油气集输处理工艺问题，以便在尽可能少的投资和能耗尽可能低的情况下，较好地完成高含水期的原油生产，也就是说使现有的地面设施经过尽可能少的改造，使油田生产仍能保持较低的能耗和运行成本，以获得较高的经济效益，这是所有注水油田面临的共同问题。目前，中原油田主要产油区都已进入高含水期生产，含水率上升到90%以上，预计到2015年，某些油区的综合含水率将达到95%以上。显然，集输和处理这样多的液量，依靠现有地面集输处理设施是不能满足生产要求的。因此集输系统必须进行技术改造。现就如何解决好高含水期的油气集输及处理工艺作一粗浅探讨。

一、改造依据及效果

1.采用不加热计量、集输工艺

油田进入高含水期生产，总液量不断上升，而油气集输系统仍采用常规的加热计量、加热集输工艺，使油田燃料自耗大幅度增加。造成运行成本高，经济效益差。油气集输系统采用不加热计量、集输，则减少了燃料消耗和管输的热损失，从而降低油田生产成本。油田高含水期生产的特点为实现不加热计量、集输提供了有利条件。

（1）井口出液温度随产液量的增加而升高

大庆油田曾对870口油井的出液温度做过调查，油田开发初期，井口出液温度一般为18～22℃，随着原油含水率的上升，单井原油含水率达到60%时，井口出液温度高于投产初期的占95%以上，出油温度高于30℃的占统计井数的73.5%。在870口油井实测数据中，取出产油量20t/d的40口油井的数据，整理出不同含水与井口出液温度的关系；含水率低于60%时，含水每增加10%，出液温度升高1.5℃；当含水率高于60%时，含水每增加10%，出液温度升高2℃。同时，井口出液温度还与油层的深度有关，油层越深，井口出液温度也越高。中原油田油层深度一般都在2200～3200m,随着含水的增加，井口出液温度显著升高。为了合理利用这些条件，我们对中原油田的部分油井出液温度作了调查，某油区部分油井井口的实测数据见下表。

（2）高含水原油粘度低

各油田均对含水原油的含水率与粘度的关系做了测定。原油在低、中含水时，一般形成油包水型乳化液，这时其粘度均大于纯油的粘度。随含水率上升，乳状液粘度增加，当含水率增加到一定限度时，水不能完全被油包住，此时开始出现游离水，当游离水增加成了连续相时，则形成水漂乳状液或水漂油时，流体的表观粘度急剧降低。含水原油粘度变化的这一规律，为高含水原油不加热计量、集输提供了必要条件。由于各油田的油品性质不同和其它因素影响，粘度曲线的转折点也不同，但从各油田的实测数据来看，转折点大致在50～70%之间。含水高于此值时，粘度急剧下降。油水乳状液的粘度接近或低于纯油的粘度，加上井口出液温度升高，大大改善了原油的流动性，实施不加热计量、集输是完全可行的。这在中原油田开发较早的区块已经得到了证实。

2.实施原油密闭和常温脱水

高含水期生产给原油净化处理带来的问题是进站液量增大，不加热集输进站混合物的温度偏低。处理这些低温高含水原油，关键是解决原油脱水问题。即力求在原油升温之前，将原油含水率脱至20%左右或更低。这样即可在不增加原油电脱水器或不使用电脱水器的情况下达到净化原油质量标准。

中原油田各联合站在新建和改建中全部采用原油压力密闭净化处理工艺。其原理流程见附图。进站高含水原油经油气水三相分离器分离出游离水和相当一部分乳化水后，进入电脱水器进行深度脱水，脱水原油经加热升温后到稳定塔进行稳定，最后密闭外输。该系统立足于密闭，脱水立足于常温。几年的生产实践表明，只要选择合适的低温破乳剂，确定合适的破乳剂注入位置，脱水设备结构合理，完全可以实现密闭输送和常温脱水。且部分联合站通过三相分离器一次化学沉降脱水达到了出口原油含水小于0.5%、脱出污水含油小于500mg/L净化原油质量标准，联合站实现了无脱水泵、无高低含水沉降罐、无电脱水器的“三无”脱水流程。整个集输系统实现了从油井井口经计量站到联合站直至原油稳定塔，既不经过任何敞口容器，也不用任何泵增压，分离脱水常温进行；原油自始至终靠油井提供的能量在管道和压力容器中连续流动和接受处理。这不仅充分利用了油井能量，而且减少了设备、简化了工艺、减少了集输处理过程中的能耗和油气损耗。为确保常温脱水和压力密闭集输处理工艺的正常运行，应注意以下四点：

（1）在井口或端点计量站注入破乳剂，在管道中进行破乳，这样有利于降低含水原油的粘度，以减小井口回压；另一方面，可使进入脱水装置的乳化液含量相对下降，游离水比例增加，有利于实现快速沉降脱水，提高设备处理能力。

（2）自地下采出的油水混合物中都含有不同程度的泥砂、岩屑等机械杂质。在脱水过程中，可用水洗的方式将泥砂快速沉降于水中。由于水的粘度远小于油的粘度，砂不仅消除的干净，且砂粒带油也很少。

（3）含油污水处理后的含油率、机械杂质、所含化学药剂的品种与数量等都直接影响着回注后的驱油效果。这些指标的好坏又直接受原油脱出水质量的影响。脱出水质量好，污水容易处理，指标也高；反之给污水处理增加难度，处理后污水的指标也难以提高。因此，在原油脱水中选择破乳剂时，必须兼顾污水处理。

（4）压力沉降脱水设备的结构应有利于改善和加快油水沉降分离，促使水滴聚结以提高压力沉降设备的脱水效果。例如用一些材料的亲水憎油性质，加速水滴合并；或利用“浅层”理论缩短水滴的沉降距离，增加沉降面积的办法，采用原油声波和微波破乳技术等都可有效地提高沉降脱水效果和处理能力。

二、改造方向

原油含水是油田生产的正常状态和普遍现象。但原油含水的上升，不仅增加了输送、计量、储存和预处理过程中设备的负荷，而且引起油井原油计量误差增大，加热燃料消耗上升；水中含有的盐类引起管道和设备的严重腐蚀。从某种程度上说，原有地面工程已满足不了生产要求，油田地面工程的技术改造是必然的。

1.计量站

计量站由原油含水高、进站液量大而引起的问题是原油计量精度低，站内摩阻大而使井口回压升高。为了解决这一问题，计量站的改造应考虑以下方向：

（1）选择高效、智能三相分离计量装置是计量高含水原油的一个出路。三相分离器可以将油气水三相混合物初步分离，将油分离为低含水乳化油，然后对油、气、水单独进行计量。这样就克服了高含水原油测含水时造成的误差，从而达到提高原油计量精度的目的。采用三相分离计量装置，在线含水分析仪测原油含水率时，其原油计量误差小于5%。

（2）为了降低井口回压，计量站分离器由定压控制改为变压自动平衡控制，计量站取消加热炉。

（3）积极探索应用不分离在线计量和井口“示功图”计量法，力争原油计量误差在满足规范要求的前提下，对已建计量站逐步实施“关停并转”，集输管网串接、数据集中采集，减少布站级数，简化集输工艺，提高系统效率。

（4）边远区块计量站增加油气混输泵，降低井口回压，提高抽油机效率和减少抽油机维修工作量，将气液混合物纳入集输系统，最大限度的回收天然气资源。

2.联合站

联合站总的改造方向是提高设备运行效率、简化油气处理工艺、解决高含水原油在压力密闭流程中的脱水和不停产清砂技术。进一步降低油气损耗，节约能源，提高轻烃收率。使工艺流程全部实现无泵无罐无电脱压力密闭生产，采取的主要措施：

（1）积极开发研究高效四相分离器（油、气、水、砂）、仰角式三相分离器，着重研究原油声波和微波破乳技术和沉降脱水设备水垫层深度，充分利用活性水洗涤技术。省去游离水在油中的沉降过程，缩短油水分离时间，提高分离效率。

（2）研究相、量平衡分配，用波消除器减少气液混合物的波动，使进入分离器的气液混合物均匀分配，为沉降分离创造良好的环境，提高设备处理能力。

（3）研制和筛选效果好、用量少、价格合理的低温破乳剂。

（4）开发研制高效燃烧器和强化传热元件，提高加热装置的运行热效率，节能减排降低燃料消耗。

（5）探索联合站合理的原油稳定温度和深度，提高原油稳定装置的运行效率和运行周期，降低储存和运输过程中的油气损耗。

（6）高含水期油田地面工程改造与实施，应按照“智能化、组合式、小型化、非介入式、设备高效、工艺简捷”的模式思路，开发应用“新工艺、新技术、新设备、新材料”，不断优化设计，提高工艺技术水平。

综上所述，改造依据、改造方向是非常粗浅的。工程实施还需要根据各油田的生产现状、原油物性、工艺特点等做深入细致的工作，结合本油田特点进行改造，才能使工艺流程操作具有高度的可靠性和在特殊情况下的灵活性，使整个改造后的高含水期油气集输系统能够安全、稳妥地运行在最佳状态。

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