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如何提升老油田节能降耗水平

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摘要:本文以油田综合改造工程为例,从低产老油田出发借助优化简化等诸多措施强化其节能降耗水平。先就其工程概况作基本概述,而后针对设计难点以及设计特点展开探析,以期为推进油田改造建设、强化节能效果做出贡献。

关键词:老油田;节能改造;优化简化油田因经济以及科技推动而发展迅速,当前部分老油田在节能降耗层面较为低下,很难契合社会以及环境要求。因此,必须依靠相应的优化简化措施来强化其节能效果,确保油田开采契合环境要求,借助精心设计以及流程简化来推进油田建设。

1工程概况

本工程地处东北区域,其环境均温为5℃,有时气温可低至-40℃,其冻土深度能够达到1.8m,并且以西南风居多,地面极为复杂。该油田在石油地质储量层较为丰富,多借助三管伴随及三级布站等形式生产。油田也因井网持续完善,产能持续提升。同时,油田在生产层面存有不适应,必须实施综合改造来契合环保要求。该工程需要从原油脱水能力出发加以改善,需要进行80×104t/a规格处理站的构建,同时还需要对240×104t/a的放水站予以改造与简化。于原地建设3座集输液量为90×104t/a规格的接转站,还需要针对污水处理站以及注水站加以完善与扩展。此外,需要进行多座采油井口的建设等诸多内容。

2工程设计相关难点

该油田因为运行较久,必须实施立体化形式的改造。其中较多工程处在城市境内,因此从该油田出发实施立体改造显得极为困难。下面就其设计难点展开剖析。

2.1不加热集输该油田位于高寒区域,其最低温可达-40℃,并且冻土深度能够达到1.8m,对于不加热集输而言极为困难。同时,其单井产量并不理想,平均产量没有>3t/d;其出油温度也不高,多是在9~15℃间,位于凝固点之下,原油流动多呈现出凝固形态,极易造成凝管。依靠现场以及室内试验,并对产液量、集输半径等诸多问题予以考虑,最终明确65%井依靠不加热集输,而35%则借助季节性掺输。但由于油田在产量以及含水层面为动态变量,必须确保施工图落实至各口井,使得工程设计愈加困难。此外,若站外借助不加热模式的集输,进站时温度为25℃,于该温度下脱水以及污水处理并无经验可供借鉴,不管是流程设计还是设备选取均很困难。

2.2新老系统间的衔接该工程大致为1座中心处理站、5转接站以及2放水站,并且此类工程均是从原站出发实施改造与扩建,并未提升征地面积。除了保障旧系统运行外,还应针对新系统展开设计,需要确保管线高架契合安全防火以及美观性等诸多要求,保证新老系统实现高效衔接。

2.3站外管线相应走向该油田在市区、工业园区以及居民区等均有分布,同时地形地貌等也相对复杂,不仅要从防火防爆出发对其安全距离予以考虑,还应综合施工条件,并且重视巡线以及后续维修等,使得管线走向设计愈加困难。对于市区内伴有的阀组间而言,除了契合“抽稀”要求外,还应与不加热集输对应的半径相应契合,并且需要符合进出管线对应的敷设要求,并对占比面积等加以有效把控。诸如单井计量等也应得到切实考虑,站外借助串井不加热以及环状季节性掺输流程,并且油井升举还应涵盖抽油机以及螺杆泵等诸多设备,导致单井计量极为困难。

3工程设计特点

3.1节能降耗,实现不加热集输推动老油田向着节能降耗方向推进,需要推动串井不加热集输以及环状季节性掺输加以融合,并以不加热集输为核心,依靠季节性掺输予以辅助。对于集油单井来说,其管线则应借助玻璃衬里形式的无缝钢管构造,而端点井对应的掺水管线则应依靠无缝钢管予以构造。由于玻璃在亲水性层面极为理想,并且表面光滑,因此可把玻璃衬于内表面来进行集输。当含水油于钢管内依靠水包油乳状液的形式流动时,水则会把油以及管壁进行隔开,避免原油在管壁上产生沉积。同时水还可于内表面构成水膜,进而对沉积进行阻止和减缓,确保油品更富流动性,进而达成不加热集输目的。此外,集输效果还会受地温影响,为对地温影响予以把控,前期需要展开现场试验,依靠数据总结以及分析来明确其管线埋设2m最佳,此时产液伴有的水并不会冻住,并且可带油流动,在避免管线散热的同时,还可对管线施工量加以把控。此外,对于端点井来说,其实施季节性掺水时对应的管线埋深也应为2m,若后续含水率提升无法契合不加热集输便可中断掺水,为高效集输夯实基础。

3.2统筹全局,针对总体布局予以优化该油田不论是占地范围还是井数均较大,其东西宽可达18km,南北长则是16km,因此必须从总体布局出发予以优化,将3座联合站向着1座进行合并,对中间站场实施“抽稀”处理,确保接转站等得到切实简化。推动总体布局向着中心处理站为中心,放水站是重点,接转站作为基础,而集油干线看做骨架的重要布局形式。对于油田西区来说,可设置成一级半布站,而中区以及东区则为二级形式的半布站,并将其放水站和接转站进行结合,推动设施使用向着高效化推进。从而把全部站外井带入到系统之中,确保整体布局更富系统性。

3.3因陋就简,确保站内平面、流程等得以切实优化对于中心处理站、接转站等诸多站点来说,需要以原站点为基础加以建设。同时站内厂房、设备等,若通过检测则可再次使用,否则需要拆除另建。同时对于站内的平面布置而言,不应以方正为导向,而需要借助站内空地或者是建构筑物等展开布置,从而突破以往以专业为导向的划分形式,确保各类管线以及电力线等得以切实进出。此外,还应对新老系统对应的衔接问题加以重视,在保障衔接顺利的同时,还应做到精心设计以及灵活布置。若新征地相对欠缺,则因从原站出发实施改造或者是扩建,确保可用空间得到切实利用,从而对建设投资进行把控。而站内借助改造也可强化脱水效果,为油田高效运转夯实基础。接转站经改造是依靠一段密闭形式的集输技术,其设备呈现三合一状态,外输泵可以依靠变频装置、“三合一”等做到连续、密闭化地输油,从而对油气损耗加以把控。对于放水站以及中心处理站来说,则采取了低温化的脱水技术。原油进站时相应温度是25℃,与凝固点较为接近,因此原油破乳脱水较难。此时便可借助大罐低温沉降,针对油水界面做到高效调节,并对进液分配空等进行设置,确保游离水可于不加热时有效脱除。

3.4降低占地,推动干线阀池以及集油配水间实现融合为确保占地得到切实减少,需要对管理点加以把控,并从干线布局出发予以把控,推动站外对应的干线阀池以及集油配水间进行融合,从而降低独立阀池的数量。此外,对于集油配水间而言,需要多对老计量间予以运用,同时应确保房屋等得以切实利用。若不能用的则应于原地重建或者是于废井场重建。

3.5改善燃料,实现以气代油该油田存有的伴生气无法契合加热炉需求,必须依靠整体天然气网络,并将其向着油田进行延伸。此外,还应采用部分限制的外输油管线以及气管线等做到联动使用,确保油田加热伴有足够燃气保障,并推动燃气利用向着高效化推进。当然,还需要对低温污水处理加以重视。因为技术系统依靠不加热流程实现,因此站外产液在温度层面相对较低,分离一段需要借助不加热进行分离,确保游离水脱除时是低温水。而二段脱水则应是少量热水以及较多低温水。

4总结

总之,为推动油田建设向着绿色环保化发展,油田企业必须推进节能建设,确保其诸项流程得以切实简化。油田企业应明确老油田生产伴有的诸多问题,以油田实际为导向切实优化简化生产,为强化油田企业相应的经济利润以及社会效益夯实基础。

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作者:韩光甫 单位:辽河油田曙光采油厂

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