大慶薩中油田低溫集輸工藝分析

韓國志（大慶油田有限責任公司第一采油廠）

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大慶薩中油田低溫集輸工藝分析

韓國志（大慶油田有限責任公司第一采油廠）

為了進一步開展低溫、常溫集輸，降低天然氣消耗，摸索低溫集輸的方法，采用分時段進行低溫和常溫混合集輸方式，改進站內站外的管線集輸流程，改進摻水泵變頻器的匹配及加藥破乳等方法進行低溫集輸，低溫、常溫集輸6個月，平均日節氣8.2×104m3，累計節氣2 992.4×104m3。

低溫集輸；流量計改進；變頻器改造；集輸工藝流程改造

1　油田集輸處理系統現狀

薩中油田原油集輸處理系統為計量間、轉油站、脫水站三級處理工藝流程。計量間設有玻璃管計量分離器或流量計量油方式；轉油站具有氣液分離，緩沖沉降，摻水、熱洗水加熱增壓，含水油增壓外輸，濕氣自壓外輸等功能；脫水站采用二段原油脫水工藝，即一段游離水沉降分離和二段電脫水工藝[1]。

原油集輸系統工藝采用雙管摻水流程、串接流程、環狀流程3種方式，其中在中區東部3次加密井產能建設中，站外集油系統采用串接流程和環狀流程相結合的集油工藝，其他均采用雙管摻水流程。

2　低溫、常溫集輸

2.1低溫集輸階段

每年從3月1日開始實施低溫集輸，分為2個階段，3月1日—20日，水驅轉油站摻水溫度控制在50℃，水驅過渡帶轉油站摻水溫度控制在55℃，聚驅轉油站摻水溫度控制在55℃；3月21日—4月30日，水驅轉油站摻水溫度控制在45℃，水驅過渡帶轉油站摻水溫度控制在50℃，聚驅轉油站摻水溫度控制在55℃。2014年實施低溫集輸與2013年同期相比提前20 d，轉油站外輸摻水溫度比去年同期降低5℃，同時聚驅轉油站低溫集輸。

在低溫集輸過程中，單井摻水量應使摻水后混合液含水率大于85%、產液大于20 m3/d、單井計量間回油溫度27～29℃（如果在該溫度范圍內無法滿足前2個條件，則溫度可適當提高，但最高不超過33℃）。2014年在低溫集輸期間全廠實施常年停摻53口井，實施降溫摻水井數4149口。

2.2常溫集輸階段

常溫集輸階段從每年5月1日開始，水驅轉油站全部停加熱爐，有熱洗時啟1臺熱洗爐，以滿足油井熱洗需求。

在常溫集輸過程中，單井摻水量應使摻水后混合液含水率大于85%、產液大于10 m3/d、單井計量間回油溫度25～27℃（如果在該溫度范圍內無法滿足前2個條件，則溫度可適當提高，但最高不應超過33℃）。單井摻水量控制在0.8 m3/h以內，如不摻水就可滿足含水率、回油溫度、產液量等要求條件，并且出油穩定，可實施停摻水集輸。2014年常溫集輸期間共實施停摻水加熱爐137臺，季節性停摻井638口、摻常溫水井2577口、摻低溫水井937口。

聚驅轉油站摻水溫度控制在55℃以下，未要求實施停爐，各聚驅轉油站根據實際情況運行1～2臺加熱爐（表1）。

2.3技術措施

2.3.1轉油站流程改造

早期薩中油田集輸工藝均采用轉油站摻水熱洗合一、站外雙管摻水集油流程，來滿足油井熱洗需要，轉油站摻水溫度需要保持在70～75℃，制約了常溫集輸的開展，造成天然氣的浪費[2]。為此，在原有工藝的基礎上對轉油站摻水工藝進行改造，把1臺摻水熱洗二合一的泵作為熱洗爐，新增熱洗爐出口管線，將1臺摻水泵改為熱洗泵，新建1套熱洗閥組，實現摻水熱洗分開。目前，全廠轉油站已全部改造完成，形成了特有的站內摻水熱洗分開、站外摻水熱洗合一工藝流程，實現了高溫熱洗、低溫摻水。

表1　轉油（放水）站低溫、常溫集輸摻水溫度

2.3.2摻水泵變頻技術改造

在低溫常溫集輸期間，由于部分井實施了停止摻水、減少摻水、降溫摻水等措施，轉油站實施了集中熱洗，摻水量受季節和運行方式的影響，變化幅度較大，造成摻水泵、熱洗泵能力不匹配、運行效率較低。針對這種問題，開展了摻水泵變頻技術改造，改造后節電率在15%左右，2013年在中217座轉油站實施摻水泵變頻技術改造，2014年對新建轉油站摻水泵也進行變頻技術改造。

2.3.3使用一體化可控摻水流量計

目前，全廠采用人工手動調節摻水閥門的方式調節摻水量，根據個人經驗控制摻水閥的開度，存在摻水量偏大的弊端；同時，隨夜晚外界溫度降低，回油溫度降低，而單井摻水量不能及時隨回油溫度動態調整，造成部分油井頻繁發生凍堵現象。2015年，在中207轉油站的2座計量間安裝4套一體化可控摻水流量計，把流量計、流量閥及控制器3部分集于一體，實現溫度設定、溫度顯示、流量顯示、手動控制流量或自動控制流量等功能，精確控制單井摻水量。

2.3.4藥劑破乳

低溫、常溫集油會導致進入轉油站、脫水站的采出液溫度低于目前正常溫度，為此需要加入破乳劑在低溫狀態下進行破乳。通過室內低溫破乳實驗研究，隨著溫度的降低，在用破乳劑的破乳效果出現變差的趨勢[3]。按照轉油站、脫水站的現場實際，加藥量8 mg/L，沉降30 min，采出液溫度在30℃、32℃、34℃時的油水分離效果均不好，水中含油量均在1000 mg/L以上。當采出液溫度在30℃、加藥濃度12 mg/L時，沉降2 h后分離出的水含油量小于500 mg/L，才能達到要求。

3　低溫集輸效果

在開展低溫、常溫集輸期間（6個月），與2013年同期對比平均日節氣8.2×104m3，累計節氣2 992.4×104m3。

3.1轉油站

低溫、常溫集油期間，各轉油站基本按照方案執行，而且運行平穩，在增加1座三元轉油站的情況下，日消耗天然氣量、噸液耗氣指標平均比去年同期下降8.2×104m3、0.8 m3/t，取得顯著的節氣效果。同時，由于降低了摻水爐的加熱溫度，縮短了運行時間，減少了加熱爐的損壞。

3.2脫水站

低溫集輸階段，脫水站來油溫度有所降低，平均為34.7℃，比實施前下降了2.2℃，游離水脫除器后油中含水平均為11.3%，水中含油平均為265.9 mg/L，與實施前相比，分別上升了0.3%和29.9 mg/L。電脫水器后的油中含水平均為0.13 mg/L，與實施前一致，沒有明顯變化，全站能夠保持平穩運行。

3.3污水站

低溫集輸期間，全廠含油污水處理站進站污水含油量平均為269.1 mg/L，懸浮物平均85.0 mg/L，與實施前相比含油量上升了14.1mg/L，懸浮物上升了9.9 mg/L，處理后外輸污水含油量平均為14.4 mg/L，懸浮物平均9.0 mg/L。深度處理水站實施前后數據持平，外輸污水含油量平均為3.9 mg/L，懸浮物平均3.5 mg/L，均在合格范圍之內。

常溫集輸初期，2014年5月1日—5日由于脫水站不能平穩運行，放水次數增加，去污水站水質有所下降，含油量平均301.1 mg/L，懸浮物含量平均129 mg/L，但通過提高加藥量至12 mg/L，階段性縮短反沖洗周期等措施，外輸指標均控制在合格范圍之內。從5月6日后，隨著脫水站平穩生產，各項指標均恢復到實施前水平。

4　存在的問題

4.1油井井口回壓升高

在2014年實施低溫集輸的4個月內，有47口、132井次油井井口回壓升高，需要高壓熱洗車加溫加壓沖洗管道，才能使壓力恢復正常。轉油站為了解決異常井回壓升高的問題，采取縮短整個計量站所有油井的熱洗周期的方式進行處理，而且異常井的摻水量也較大，平均為1.5 m3/h，增加了能源消耗。其原因為異常井管道運行年限長、結垢嚴重、集油半徑長、拐點多、保溫效果差。

4.2轉油站摻水流量計計量不準

目前，79座轉油站中有10座轉油站的外輸摻水流量計由于結垢問題，造成摻水流量計計量不準，無法準確掌握實際摻水量。另外，由于早期采用大站供水摻水流程，為了準確計量本站摻水量，部分轉油站摻水流量計安裝位置在三合一出口處，無法準確計量實際摻水量，不利于摻水量控制。

4.3計量間采暖溫度無法達到規范要求

在冬季實施低溫集輸后，部分轉油站所轄計量間距離較遠，由于摻水溫度較低，到計量間的摻水溫度在35℃左右，造成計量間值班室內溫度較低，影響崗位工人正常工作。2013年開展了低溫集輸計量間增加暖氣片，已經在207計量間實施。當冬季室外溫度為-25℃、計量站摻水溫度為45℃時，室內溫度可以達到22℃以上，能夠滿足需要。

目前，全廠有60座計量間存在上述問題，部分計量間冬季室內溫度只有10℃。

4.4脫水站運行不平穩

常溫集輸階段，脫水站來油溫度降低，平均為33.9℃，對脫水站造成一定影響，主要有：脫水站的來液匯管溫度在29～30℃時，發生游離水脫除器油出口管道及浮球凝堵的現象，脫水加熱爐爐效低，無法使脫水溫度難達到45℃，電脫水器的跳閘次數上升，通過電脫水器看窗放水發現油水沉降分離效果變差，油層、水層及過渡層交替存在。

5　結束語

通過對薩中油田低溫集輸工藝的分析，確定下一步攻關方向：

◇摸索冬季低溫集輸溫度界限；

◇推廣不加熱集輸工藝流程；

◇尋找單井個性化管理的方法；

◇摸索冬季低溫破乳藥劑和絮凝劑適時添加溫度及合理添加量；

◇確定聚驅、三元復合驅轉油站低溫常溫界限。

[1]杜久恒.特高含水期原油不加熱集輸技術研究與應用[C]//大慶油田有限責任公司2004年度油田地面工程技術研討會報告集（上冊）.大慶：大慶油田有限責任公司，2004：745-755.

[2]岳永會，王德喜.喇嘛甸油田不加熱集輸技術研究與試驗[C]//大慶油田有限責任公司2004年度油田地面工程技術研討會報告集（上冊）.大慶：大慶油田有限責任公司，2004年：762-777.

[3]劉學，杜久恒.特高含水期原油不加熱集輸技術[C]//大慶油田有限責任公司2004年度油田地面工程技術研討會報告集（上冊）.大慶：大慶油田有限責任公司，2004：777-792.

10.3969/j.issn.2095-1493.2016.03.002

2015-12-22

（編輯 莊景春）

韓國志，2011年7月畢業于大慶石油學院，從事安全環保工作，E-mail：13945992285@qq.com，地址：黑龍江省大慶油田有限責任公司第一采油廠第一油礦，163000。