中國石化河南油田分公司采油二廠
稠油區塊計量站的設計
方海濤中國石化河南油田分公司采油二廠
古城油田BQ 33稠油開發區塊擬建計量站5座。由于該油區原油相對密度、黏度、瀝青膠質含量高,含臘量、凝固點低,原油對溫度反應敏感,因此集輸系統和計量站的工藝流程的設計、計量站的合理布局是該方案設計的要點與難點。考慮該油區原油物性差,為降低井口回壓,在5#計量站增加降壓泵;油井采用計量站集中配電方式。
稠油區塊;計量站;工藝流程;降壓泵;設備配置
古城油田BQ33區蒸汽吞吐開發基建96口井,采用100m×141m井距。該稠油開發區塊采用三級布站方式:單井→計量站→集油站→聯合站。站外采用摻活性水降黏集輸流程。集油站集輸系統采用立式罐沉砂、脫摻水工藝流程,含水油輸往稠聯統一進行原油脫水、污水處理。集油站主要將各計量站的來液匯集,進行沉砂,脫出部分污水用于摻水且閉路循環,以實現熱能重復利用。注汽系統采用注汽干線至各注汽井的串接流程,單井注汽量采用井場活動蒸汽計量裝置及配套設施。稠油單井原油計量目前有常壓罐量油計量、儀表計量和稱重式油井計量等三種,由于稠油含砂量較大,對儀表磨損嚴重,另外熱采油井產出物易起泡,儀表計量精度也達不到,不宜采用。應用較多的主要是常壓罐量油計量方式,隨著近幾年來計量技術的進步,稱重式油井計量裝置在油田單井計量中逐步推廣應用。稱重式油井計量方式較常壓罐量油計量有如下優點:一是計量精度高;二是能夠實現油井自動轉換、連續計量;三是取消單井計量提升泵。因此,單井計量推薦采用稱重式油井計量裝置。其主要工程內容:BQ33區基建油井96口,建集油注汽站1座,計量站5座;集油站集輸部分建設2座300m3沉砂、脫水及外輸緩沖罐;注汽部分安裝10MPa的23 t/h和9.2 t/h注汽鍋爐各1臺,配套水處理及燃料油供給系統等。其配套系統包括建1座200m3儲水罐,2 t/h燃煤蒸汽鍋爐2臺,架設35 kV供電線路7.6 km,修建干線路與井場路16.7 km等。
由于該油區原油相對密度、黏度、瀝青膠質含量高,含臘量、凝固點低(地面原油相對密度0.956~0.978,膠質瀝青含量31.98%~38.99%,含臘量9.61%~11.5%,凝固點4~14℃左右),原油對溫度反應敏感。集輸系統和計量站的工藝流程的設計、計量站的合理布局是該方案設計的要點之一,因為它關乎是否節能、是否能降低工程投資等。因此探討稠油區塊計量站的設計方案具有重要的作用與意義。
古城油田BQ33油區擬建計量站5座:2座24井式計量站(1#、2#)、BQ45區建2座24井式計量站(3#、4#)、BQ46區建1座16井式計量站(5#)。計量站集輸管線相對位置示意圖見圖1。1#、2#、3#、4#計量站外輸直接進12#計量站,工藝流程見圖2。5#距擬建12#集油注汽站2.4 km,單井接近3 km,考慮該油區原油物性差,為降低井口回壓,在5#計量站增加降壓泵,其工藝流程見圖3。

圖1 計量站集輸管線相對位置示意

圖2 計量站工藝流程

圖3 增壓計量站(5#)工藝流程
(1)設備配置方案。古城油田BQ33油區計量站設備配置方案如下:24井式稱重式計量裝置4座;16井式稱重式計量裝置1座;螺桿泵G70—2(Q=10~15m3/h、H=120~150m、N=15 kW)2臺。
(2)供配電配置方案。油井采用計量站集中配電方式。在1#~4#計量站內各設24回路集中控制配電裝置1套(帶無功補償),5#計量站內設16回路集中控制配電裝置1套(帶無功補償),站外各安裝柱設變壓器1臺套(S13—200/35 200 kVA 35/ 1.14 kV)。在計量站進行集中補償,以減少電能損耗。計量站集中配電裝置至井口采用低壓電纜直埋。
(1)計量站及油井井口僅設溫度、壓力現場檢測儀表即可;液位就地指示采用浮標式液位指示儀;摻水采用電磁流量計;外輸流量計量采用彈性刮板流量計;可燃氣體濃度報警選用國產可燃氣體報警裝置,同時配套儀表橋架等輔料。
(2)古城油田BQ33稠油區塊集輸系統采用摻水降黏集輸流程,與伴熱集輸流程相比,單井可減少熱耗26 kW。而且集輸系統采用摻熱水(污水回摻)降黏工藝流程,簡化了工藝流程及設備,這樣可降低運行能耗;外輸泵配變頻調速裝置可提高其運行平穩性并減少電力消耗。
(3)噪聲主要來自輸油泵房、摻水泵房及燃油高壓注汽鍋爐和燃煤低壓蒸汽鍋爐風機等。建議對泵房進行隔音降噪處理(墻體采用隔音材料,屋頂采用隔音材料吊頂),噪聲應控制在二類地區標準。
(4)壓力容器及壓力管道的設計、施工等均遵循壓力管道有關規范和標準,以確保壓力容器、管道的運行安全。
(5)站內油氣區必須設可燃氣體報警裝置。易燙傷設備及管道均應考慮保溫及防護措施。工程中應重視建設防雷接地設施。
10.3969/j.issn.1006-6896.2015.1.015