浅析低渗透油田的地面工程调整改造论文
在改造中，坚持“优化简化、标准化、控本增效”、“安全第一、环保优先、以人为本”的工作思路，以“优化布局、简化流程、节约投资、降低成本、节能降耗、安全环保”为指导思想。根据油田自身特点简化地面系统，即“短、简、串”，“短”为合理布站，短流程；“简”是简化计量及集输处理流程；“串”是油井之间、平台井之间、集油配水间之间串联。通过对运行或布局不合理的接转站、计量站实施关、停、并、转、改等措施，调整已建系统的井站关系，对地面建设布局进行整体优化调整；停运部分闲置设备，提高系统运行负荷率，提高运行设备的效率，更新腐蚀、老化严重的集输管道，降低生产运行及维护费用；在管网调整时，根据不同油井生产参数及生产特点，选择单井集输模式，以满足不同生产条件油井的集输需要。
优化简化关键工艺技术
1优化总体布局
（1）场站布局
扶余油田范围较大，井数较多。按照“抽稀、整合、优化”的原则，在适当增加井口回压、增大集输半径的前提下，合理调整场站规模和位置。西区南北长10km、东西宽7km，辖井1444口，采用一级半布站。集油干线由9条减少为5条，除2-E干线外，其余4条干线最远井距联合站集输半径均超过5km，其中2-C干线达到8km。因此，在2-C干线上保留1座增压站，其他接转站和增压站、加热站均取消。中区位于松原城区内，经优化布局，接转站由10座减少为3座，且改为密闭流程；站外集油干线改造为2条。东区南北长14km、东西宽8km，采用一级半布站与二级半布站混合方式，接转站由9座减少为3座，且改为密闭流程；站外集油干线改造为3条。改造后，3个采油厂的联合站改造为2个放水站（东区放水站和中区放水站）、1个中心处理站（西区中心处理站）。扶余油田原油外输口由3个改为1个，即西区中心处理站外输口。东区放水站和中区放水站负责本作业区产液的简易脱水，低含水油外输至西区中心处理站；西区中心处理站负责西区产液的油气分离及一段脱水，将东区、中区外输来的含水油与本站低含水油共同进行二段热化学沉降脱水，脱水后，净化油外输至销售公司油库。原21座接转站调整为集油掺水增压站1座、接转站6座。采出水处理站和注水站仍设在原3个采油厂的联合站内，处理规模和能力满足未来开发的需要，只进行改造，不需扩建。注水管网三网联通，注水水源以处理后的采出水为主，不足部分用清水补充。调改后，扶余油田地面工程总体布局为：中心处理站1座，放水站2座，接转站6座，油气混输增压站1座，污水处理站3座，注水站3座，采油井4115口，注水井1446口，集输管道1243km，注水管道233km。担负着整个扶余油田的全部油水井的集输、脱水、外输、污水处理、注水等。
（2）计量站布局
改造后，站外集输系统采用常温集油和端点掺水流程，采用“抽稀”的方式调整计量站管辖范围，增加计量站的管辖井数，对辖井过少的计量站实施关、停、并等措施，原321座计量站调改为203座，取消计量站内计量分离器，将计量站改造为阀组间；单井产液计量改为采用井口计量方式，以液面恢复法或功图法计量为主，以活动计量车计量为辅。
（3集输、供热管网布局
打破现有站队界限，根据输油干线情况、站场位置以及处理液量情况，对集油干线进行优化调整。调整后，扶余油田集油干线由原来的23条减少为10条；干线阀池与集油配水间合建，共减少独立阀池48座。实施串井、串间后，支干线由射状管网改为枝状管网。掺输用热采用以联合站集中供热为主、接转站分散供热为辅的供热格局。
2串井常温集输工艺技术
油气集输系统是地面工程的核心，其投资占地面工程的30%～40%，能耗占总能耗的60%～80%，且主要是热能消耗，占集输能耗的90%～97%。若集输过程采用常温集输流程，将会产生良好的经济效益，而常温集油技术的关键在于边界条件的确定。
（1）常温集油技术界限研究
影响常温集油技术界限的因素很多，应根据油品物性、油井产量、含水率、井口出油温度、集输距离、气油比以及管材等具体条件来确定合适的常温集输边界条件。通过大量的常温集油试验和PIPESIM软件验证，总结出了各种常温集油工艺技术的适应条件与范围。
原油凝固点和黏温性质是决定原油集输工艺的重要参数。一般而言，原油流动性随黏度增加而降低。扶余原油的凝固点为20～24℃，且黏温性质较好，适宜常温输送。选择具有代表性的能较全面反映试验结果的区块进行试验，试验结果表明：产液量＜3m3/d的油井，由于流速慢，造成管道沿程温降较大，析蜡严重，含水率＞90%的油井每100m平均压降为0.2MPa，压降较大造成井口回压升高；单井产液量在3～5m3/d的油井，管输压降和温降比＜3m3/d油井有较好的改善；产液量在5～15m3/d的油井，大部分油井管道每100m压降＜0.1MPa，井口回压较低，适宜于常温集油；产液量＞15m3/d的油井，大部分油井管道每100m压降＞0.17MPa，井口回压较高，但是，由于流速大且含水高，堵管的可能性较小，具备全部实施常温集油的可能性。试验表明，扶余油田原油含水率为20%～60%时，随含水率增加，黏度增加缓慢；含水率为60%～65%时，随含水率增加，黏度急剧加大，含水率达到65%时黏度最大；含水率为65%～70%时，随含水率增加黏度急剧下降，此时连续相和分散相发生转换，即由油包水型转换为水包油型乳状液。由此可以看出，常温集油的.含水率要大于转相点附近的含水率。另外，含水率与管壁结蜡量也有关，原油含水率在65%以下时，随着含水率的上升结蜡量降低缓慢；当原油含水率达到65%以上时，随着含水率的上升结蜡量降低较快。通常，井口出油温度不但与井深有关，还随着产液量增加、含水率上升而升高，而温度越高越有利于黏度降低、结蜡量减少、流动性改善。单井集油管道越长，尤其是超过600m以上，管道沿程阻力越大，井口回压越容易升高；单井集油管道在300～600m时，沿程摩阻较小；单井管道长度小于300m时，沿程摩阻最小，最有利于油井生产，井口回压最低。试验结果表明，产液量高、气油比大的油井，其井口回压较低；产液量低、气油比小的油井，井口回压较高。由此可见，气油比高对井口回压降低是有利的。对玻璃衬里无缝钢管、高压玻璃纤维增强复合管和无缝钢管3种管材进行了现场试验，结果表明：采用无缝钢管的油井，由于内壁粗糙，易结蜡，油井产液流动阻力大，造成井口回压较高。因此，无缝钢管不适用于不加热集油井；玻璃衬里钢管同玻璃纤维增强复合管比，内壁具有较强的亲水特性，表面光滑，油品流动性好，有利于实现常温输送。
（2）“扶余模式”常温集油技术
针对扶余油田井浅（500m）、单井产量低（产液6.7t/d、产油0.5t/d）、井口出油温度低（10℃）、气油比低（17m3/t）、冬季气温低（最低-36.6℃）的特点，根据“常温集油技术边界研究”的结论，在4115口已建和新建油井中，确定有70%的油井采用常温集油，其他油井实施季节性掺输。因此，形成了扶余模式常温集油，即采用串井常温集输和环状端点井季节性掺输相结合的工艺，以常温集油为主，季节性掺输为辅。具体如下：一是，多井串联、单管深埋的常温集油模式。按照油井产量和所允许的井口回压，以某一油井为端点井，约3～5口井串联在一起。在条件允许的情况下，尽可能以高产液量、高含水油井作为端点井，以带动产液量较少、出油温度稍低、甚至间歇出油的油井。二是，多井环行串联、端点井季节性掺水集输模式。多井实施串联，在集油阀组间和串联端点井之间建设掺水管道，形成多井串联、环状掺水模式，平均每口井掺水量为3m3/d。常温集油技术应用关键点：一是，充分利用机采能量，适当延长单井集油半径，应以井口回压控制在1.0MPa以内，最大不超过1.5MPa为条件；二是，单井集油管道采用玻璃衬里无缝钢管，不保温，埋深在冻土层以下，保证产液中水不冻，可带动油流动；三是，采用常温集输的单井，地面采油树以下2m的立管设电热带保温，可有效解决立管冻堵的问题；四是，多井串联可改善流动状况，减少管道长度。对含水率低于转相点的油井，应尽早接入串管系统，在混合含水率满足所推荐的常温集油条件时，可以常温集油，否则应采用掺水输送；五是，部分油井采用掺水集输流程，可季节性掺水，在天气比较暖和的季节，不需要掺水即可正常生产。因此，应较好地把握掺水时机。
3简化优化站内流程
在没有新增地的情况下，在原站内改造、扩建了10座站场。改造后，各站系统负荷率大大提高。增压站位于西区8＃站，采用油气混输增压技术，延长了集输半径，降低了井口回压0.5～0.9MPa，少建设接转站1座。改造后，中区和东区各设接转站3座，具有集油、掺水、增压和供热功能。采用一段密闭集输技术，主要设备为“三合一”装置，外输泵通过变频装置与“三合一”液位联锁，可实现连续密闭输油，大大降低了油气损耗和用电量。改造后，中区和东区各设放水站1座。放水站接收二级半布站接转站的产液，与二级布站的产液汇集，采用一段低温脱水流程，低含水油输送至西区中心处理站统一脱水净化。该站负责西区油井产液的气液分离以及站外热水掺输等任务，还接收东区和中区放水站输送来的低含水油，与本站产液统一脱水后，净化油外输。中心处理站采用一段大罐低温沉降脱水与二段热化学沉降脱水相结合的“二段脱水”工艺。
4低温脱水工艺技术
由于站外采用常温集输工艺，站内的一段脱水温度在20～30℃。为了适应低温脱水、节能降耗，开展了一段低温脱水、二段降温脱水工艺技术研究。2.4.1一段低温脱水工艺扶余油田原油为石蜡基，蜡含量超过6%，低温下蜡的大量析出增加了原油黏度，降低了采出液的流动性，且阻碍了水珠聚并，从而导致破乳困难。为此，确定了破乳剂的攻关方向，即在极性界面膜上吸附、具有分支结构、HLB（亲水亲油平衡值）值在8～11之间、具有一定油溶性、能够迅速渗透到油水界面的破乳剂。成功研制了低温破乳剂R151，同时，为使破乳剂迅速扩散、渗透，筛选出了效果较好的助剂JWRH-MM。试验结果表明，在15～20℃范围内，破乳剂对脱水效果影响不大，但是，只要高于凝固点温度，破乳剂R151的低温破乳效果明显优于其他破乳剂，且加药量对破乳效果的影响较大。25℃时，基本可以达到残余含水20%～30%的要求，水中含油≤1000mg/L，与助剂JWRH-MM进行合理比例的复配还可提高破乳脱水效果，28℃时，一段脱水后原油含水率为18.4%。目前，破乳剂R151及其改进破乳剂已在吉林老油田改造中广泛应用，均能达到理想的破乳脱水效果。2.4.2二段降温脱水工艺一段脱水温度低，若二段脱水温度仍为常规的65～70℃范围内，势必要增加燃料消耗量。因此，根据实际需要，成功研制了降温脱水破乳剂KD-1，其具有低温脱水性能良好的适应性以及稳定性。现场应用期间，扶余和红岗联合站脱水炉出口温度由70℃降低至55℃，外输原油含水≤0.5%。目前，二段降温脱水技术正逐步在吉林油田12座联合站上推广应用。
5低温污水处理工艺技术
由于集输系统采用不加热流程及低温脱水工艺，造成污水处理系统接收的原水平均温度只有25℃，污水温度低，黏度大，油珠浮生速度缓慢，处理难度加大。结合实际情况，采用了压力式除油—二级过滤工艺流程，实现了低温污水处理合格。
6注水系统三网联通，注水井采用井口计量技术
根据扶余油田油藏条件和注水压力相同、系统设计相同等实际情况，在3座注水站对应的注水管网干线之间增设连通管道，将3座注水站连通，使其注水能力相互补充，减少了注水泵的回流，有利于节能降耗、减少运行费用。部分串联注水井或平台井采用井口计量技术，该计量方式是2～3口注水井由1条注水管道供水，计量和调节全部在井口进行，减少配水间的面积、减少了单井管道的长度。
改造效果及推广应用
1改造效果
2003年至2006年，扶余油田完成了二次开发地面工程整体调整改造。通过优化简化，实施常温集油和低温脱水，降低了工程投资和运行费用，确保了油田安全、环保、低能耗生产，经济效益和社会效益均取得较好的效果。一是，能耗水平有所降低。改造后，系统达到密闭，油气损耗降低，井口至联合站基本实现了油气密闭混输，油气损耗国内先进水平为1.2%，而扶余油田达到1.0%；吨油生产能耗由原来的4029MJ/t降至1548MJ/t；注水系统效率由原来的37.2%提高到50.0%。二是，集输系统技术指标有所提高。优化集输系统总体布局，简化放水站功能，集中脱水；调整集输半径，减少中间站场数量；简化井口计量方式，计量间“抽稀”，改造为集油阀组间。应用高含水原油常温集输技术，简化工艺、缩短流程，降低能耗，节约了生产成本，实现了集输处理的高效益。表1为改造后扶余油田集输系统主要技术指标。三是，提高设备利用率，降低了维护成本。通过对地面建设布局进行优化调整，对场站实施关、停、并、转、改等措施，地面设施规模减小，提高了设备的利用率，系统维护费用大大降低。四是，管理和操作人员大幅度减少。由于集输系统改造带来的优化简化，改变了生产工艺和作业制度。因此，减少了操作工人和维修工人，改造后较改造前减少800人。
2“扶余模式”在红岗油田老区的应用
扶余油田改造取得的经验成功地应用于红岗油田，并且对“扶余模式”有了进一步的发展，形成了“红岗模式”常温集油技术。红岗油田单井产量较高（产液量19.5t/d、产油量1.4t/d）、井口出油温度低（20℃）、气油比较高（106.6m3/t）、冬季温度低（最低-36℃）。根据常温集输边界条件的研究结论以及“扶余模式”的成功经验，形成了红岗常温集油模式——单管串井常温集输模式。即单井集油管道和集油支干线全部采用常温输送流程，单井管道不保温，井串井、间串间、支干线串支干线，改善流动状况，减少管道工程量，实现了从井口到站的单管常温密闭串联集输流程，简化了集输工艺。集输系统全面实施不加热输送和油气密闭集输处理，节省了油气集输自耗气，降低了单位能耗，吨油能耗由改造前的2352.3MJ/t下降至822.2MJ/t，油气损耗率由2.3%降至0.5%。改造后，红岗油田老区地面工程水平大大提高，从根本上解决了工艺流程落后，运行费用高，管道及设备腐蚀、漏失严重等各种生产运行问题。常温输送技术已在吉林油田7个采油厂推广应用，其中，扶余、红岗和前大采油厂应用较为广泛，常温输送油井所占比例均超过60%；英台、新立、乾安和长春采油厂常温输送油井所占的比例均低于25%，有较大的挖潜空间。
取得的几点认识
1老油田调改原则
一是，坚持系统优化调整与已建设施更新维护相结合的原则。通过关停、合并低负荷、腐蚀老化严重的站及设施，降低更新维护费用、提高系统运行负荷、降低生产运行能耗及成本。二是，坚持系统优化调整与科技进步相结合的原则。只有大力推广新工艺、新技术，才能取得最大的节能降耗效果，如，采用不加热集输工艺、高效的合一设备等。三是，坚持系统优化调整与中长期规划方案相结合的原则。地面系统的优化调整要充分与油藏开发部门结合，并随着油田开发方案的变化进行适时调整。四是，常温集输等新技术的推广，坚持先现场试验摸索边界条件，后规模化推广应用的原则。
2常温集油运行管理经验
常温输送流程与热水伴热及掺水流程相比，油井采出液以段塞流形式输送，井口回压会有上升，运行温度低，易凝管。因此，要从井口回压和运行温度两方面加强运行管理。一是，根据井口回压变化情况，对常温输送油井进行压力分级管理：井口回压低于1.0MPa，并能长期保持稳定的井进行正常管理；井口回压范围在1.0～2.0MPa的油井，监测其含水、产液量变化情况，制定吹扫管道制度。要注意季节性掺输水质的处理，控制结垢速度，降低油井回压。二是，运行温度控制方面，施工时间尽量避开上冻期，防止因冻土使管沟回填不实、增加冻土层深度，造成常温输送困难；加强井口电热带保温的管理，保证油井再启动时井口保温完好；对以季节性掺输为条件的常温输送油井，要根据油井生产参数的动态变化，对达到常温输送界限的井通过现场实践进行。
3不断拓展和完善常温集油工艺
经过十几年的不断探索和试验研究，吉林油田实现了“三不”常温集油，即井口不加药、不通球、不加热，靠井口回压将油井产液全部输送至接转站，极大地丰富了常温集油理论和实践经验，推动了该项技术的发展。但是，对于地处高寒地区且蜡含量和凝点都比较高的原油，低产液量、低含水率油井采用常温集油的难度仍然很大，需要继续攻关，开展通球、加流动改性剂、掺常温水、井口加热等辅助措施来拓展常温集油应用范围。（本文作者：李涛、孙锐艳 单位：吉林油田公司勘察设计院）
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