塔中I號氣田采出水就地分離回注應(yīng)用實(shí)踐

王吉福 胡豫吉 徐綺涵（中國石油塔里木油田分公司）

塔中I 號氣田位于沙漠腹地，屬縫洞型碳酸鹽巖油氣藏，區(qū)塊東西長220 km、寬20～40 km，地域廣闊[1-2]?，F(xiàn)有生產(chǎn)井400余口，生產(chǎn)井產(chǎn)出液通過地面集輸管網(wǎng)管輸?shù)骄徒穆?lián)合站進(jìn)行處理，偏遠(yuǎn)區(qū)塊生產(chǎn)井產(chǎn)出液則通過罐車?yán)\(yùn)的方式拉運(yùn)至卸油臺再泵輸?shù)铰?lián)合站。產(chǎn)出液在聯(lián)合站內(nèi)先進(jìn)行油水分離，分離出的采出水經(jīng)處理后再用于注水替油或減排回注[3]。

隨著油氣田的不斷開發(fā)，塔中I 號氣田日產(chǎn)水量逐漸增加，預(yù)測峰值產(chǎn)水量約3 000 m3/d，目前平均日產(chǎn)水量約1 250 m3，超過聯(lián)合站采出水處理系統(tǒng)設(shè)計(jì)處理能力。另外，塔二聯(lián)、塔三聯(lián)站外曬水池長期高液位運(yùn)行存在較大的安全環(huán)保風(fēng)險。塔中I 號氣田生產(chǎn)井中見水井逐步增多，需排水采氣的井也越來越多，油氣田產(chǎn)水量增加也制約著排水采氣措施的實(shí)施，部分高含水的井被迫關(guān)井，不利于油氣田的高效開發(fā)，油氣田采出水治理迫在眉睫。

1 油氣田采出水現(xiàn)狀

塔中I 號氣田產(chǎn)出液主要通過“單井、集氣站（或集油站）-聯(lián)合站”的布站方式集輸進(jìn)站處理[4-5]，塔二聯(lián)站外集氣站4 座、集油站1 座，塔三聯(lián)站外集氣站5座，集油站2座，塔中I號氣田主要站點(diǎn)水量分析見表1。在目前生產(chǎn)狀況下，塔二聯(lián)、塔三聯(lián)兩座聯(lián)合站水處理系統(tǒng)均超負(fù)荷運(yùn)行，分別超出水處理系統(tǒng)設(shè)計(jì)能力60 m3/d、110 m3/d，而峰值產(chǎn)水量時則遠(yuǎn)超過聯(lián)合站水處理能力。

表1 塔中I號氣田主要站點(diǎn)水量分析

2 采出水治理情況

2.1 治理思路

根據(jù)塔中I 號氣田地面集輸配套流程和碳酸鹽巖油氣藏儲層特征及開發(fā)生產(chǎn)特點(diǎn)，經(jīng)分析認(rèn)為可以在塔二聯(lián)、塔三聯(lián)站外各集氣站或集油站氣液兩相分離后先在集氣站或集油站進(jìn)行一次初步的油氣水三相分離，通過三相分離器分離出的原油進(jìn)一步輸送到聯(lián)合站處理，閃蒸出的天然氣則根據(jù)氣量大小和周邊配套CNG回收站情況進(jìn)行回收或放空火炬燃燒，分離出的水則進(jìn)入注水罐沉降、緩沖，再通過注水泵就近回注到周邊減排回注井或注水替油井，不用輸送到聯(lián)合站再處理后回注。

2.2 可行性分析

按照國家要求及行業(yè)規(guī)范，油氣田采出水必須經(jīng)處理合格后才能回注到地層。因此，如果要按照上述思路進(jìn)行采出水治理，分離出的油氣田采出水經(jīng)注水罐沉降后須達(dá)到水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)。碳酸鹽巖注入水和回注水水質(zhì)指標(biāo)如表2所示。

表2 碳酸鹽巖注入水和回注水水質(zhì)指標(biāo)

選擇水量較大的5#集氣站，在分離器液相出口取水樣化驗(yàn)，分析懸浮物和含油量兩項(xiàng)指標(biāo)，連續(xù)取樣化驗(yàn)5天，2017年11月5#集氣站水樣水質(zhì)分析見表3。由分析數(shù)據(jù)可知，分離出的水相中平均懸浮物含量47.36 mg/L，平均含油量24.26 mg/L，滿足水質(zhì)控制指標(biāo)要求。

表3 2017年11月5#集氣站水樣水質(zhì)分析

3 采出水就地分離回注實(shí)施方案及效果

結(jié)合現(xiàn)場生產(chǎn)實(shí)際情況，在塔二聯(lián)、塔三聯(lián)站外各選擇1座水量較大的集氣站優(yōu)先實(shí)施油氣田采出水就地分離回注。

3.1 就地分離回注方案

1）T26-2 集氣站目前日產(chǎn)液500 t，日產(chǎn)水量425 m3，全部集輸?shù)剿?lián)處理后再回注。在集氣站內(nèi)新建1臺三相分離器，分離出的采出水先進(jìn)入注水緩沖罐進(jìn)行緩沖沉降，再通過注水泵加壓輸送到TZ74 井回注，分離出的油相進(jìn)入閃蒸罐外輸?shù)剿?lián)，少量氣相及安全放空接至火炬。集氣站站內(nèi)流程改造需新增1臺三相分離器、2座50 m3注水罐，新建2 臺注水泵且2 臺泵同時運(yùn)行，其中1 臺工頻運(yùn)行另外1 臺變頻運(yùn)行，每臺泵設(shè)計(jì)注水量200 m3/d、設(shè)計(jì)注水壓力25 MPa，站外新建1 條2 100 m 單井注水管線，可滿足日注水400 m3需求，T26-2集氣站采出水就地分離回注流程改造示意圖如圖1所示（紅色線框內(nèi)為主要流程改造部分）。

圖1 T26-2集氣站采出水就地分離回注流程改造示意圖

2）塔中5#集氣站目前日產(chǎn)液量800 t，日產(chǎn)水440 t，全部集輸?shù)剿?lián)處理后再回注到周邊需注水替油的井或回注井。在5#集氣站低壓生產(chǎn)系統(tǒng)新建1臺三相分離器，分離出的采出水進(jìn)入2座50 m3注水緩沖罐進(jìn)行緩沖沉降，再通過注水泵加壓利用生產(chǎn)井現(xiàn)有的集輸管線返輸?shù)骄诨刈?，分離出的油相進(jìn)入高架罐再泵輸?shù)剿?lián)，氣相進(jìn)入CNG回收站進(jìn)行回收利用。集氣站站內(nèi)流程改造需新增1 臺三相分離器、2座50 m3注水罐，新建2臺注水泵且2 臺泵同時運(yùn)行，其中1 臺工頻運(yùn)行另外1臺變頻運(yùn)行，每臺泵設(shè)計(jì)注水量300 m3/d、設(shè)計(jì)注水壓力10 MPa，可滿足日注水600 m3需求。根據(jù)生產(chǎn)需要，集氣站三相分離器分離出的采出水既可以用于碳酸鹽巖生產(chǎn)井注水替油也可以進(jìn)行回注，可用于注水的井有Z43-7、Z43-1、Z45-H5 等，5#集氣站采出水就地分離回注流程改造示意圖如圖2所示（紅色線框內(nèi)為主要流程改造部分）。

圖2 5#集氣站采出水就地分離回注流程改造示意圖

3.2 實(shí)施效果

油氣田采出水就地分離回注實(shí)施后，2 口注水井注水壓力、注水量均相對穩(wěn)定，運(yùn)行平穩(wěn)，極大的緩解了聯(lián)合站水處理系統(tǒng)的運(yùn)行負(fù)荷。其中，TZ74 井注水壓力約6.5 MPa，平均日回注水量約250 m3，Z43-7井注水壓力約0.5 MPa，平均日注水量約350 m3。每天減少進(jìn)站處理水量近600 m3，聯(lián)合站水處理量均在設(shè)計(jì)處理能力范圍內(nèi)。

4 效益分析

T26-2 集氣站及5#集氣站油氣田采出水就地分離回注項(xiàng)目實(shí)施后成效明顯，不僅解決了油氣田采出水治理問題，還取得良好的經(jīng)濟(jì)效益和安全環(huán)保效益，并極具推廣應(yīng)用價值。

4.1 經(jīng)濟(jì)效益

減少聯(lián)合站水處理系統(tǒng)處理水量600 t/d，降低水處理成本74.24萬元/a；減少碳酸鹽巖油氣田撬裝注水量600 m3/d，降低撬裝注水成本277.04 萬元/a；Z102-6X、Z111-H3、Z29-1 等排水采氣井可正常組織生產(chǎn)，增加原油產(chǎn)量0.59×104t/a、增加天然氣產(chǎn)量0.12×108m3/a，年經(jīng)濟(jì)效益合計(jì)為3875.2萬元，T26-2 集氣站、5#集氣站油氣田采出水就地分離回注項(xiàng)目合計(jì)投資926.08 萬元，當(dāng)年即可收回投入成本。

4.2 安全環(huán)保效益

1）減少塔二聯(lián)、塔三聯(lián)進(jìn)站處理水量，避免水處理系統(tǒng)超負(fù)荷運(yùn)行，保證水處理及凝析油處理系統(tǒng)安全平穩(wěn)運(yùn)行。

2）降低塔二聯(lián)、塔三聯(lián)站外曬水池液位，避免曬水池垮塌或油氣田采出水外溢引起污染環(huán)境。

3）在油氣田偏遠(yuǎn)集中試采點(diǎn)進(jìn)行采出水就地分離回注可降低試采點(diǎn)罐車?yán)\(yùn)頻次，減輕試采點(diǎn)裝車工作量，降低工作強(qiáng)度，同時還可以降低罐車?yán)\(yùn)途中的交通安全風(fēng)險。

4.3 推廣應(yīng)用

T26-2 集氣站、5#集氣站油氣田采出水就地分離回注項(xiàng)目的成功實(shí)施，為塔中I 號氣田采出水治理提供參考借鑒，可以推廣應(yīng)用到2#集氣站、3#集氣站、ZG15 集油站、Z433C 集油站、Z7 集油站等產(chǎn)水量較多的站點(diǎn)，預(yù)計(jì)可盤活22 口長關(guān)井、高含水井，每年增加原油產(chǎn)量0.67×104t、天然氣2 700×104m3，年經(jīng)濟(jì)效益可達(dá)到9 608.5萬元。

5 結(jié)論

1）利用塔中I 號氣田縫洞型、裂縫-孔隙型油氣藏對注入水水質(zhì)要求不高，采出水經(jīng)簡單沉降處理后即可達(dá)標(biāo)回注的特點(diǎn)，“油氣田采出水就地分離回注”打破采出水先進(jìn)聯(lián)合站處理再進(jìn)行回注的傳統(tǒng)處理模式，創(chuàng)新性的將采出水處理節(jié)點(diǎn)前移，在站外集氣站或集油站內(nèi)將采出水分離、處理、回注，不用再進(jìn)聯(lián)合站，把采出水由“末端處理”變更為“前端處理”，為油氣田采出水治理提供新思路。

2）塔二聯(lián)、塔三聯(lián)進(jìn)站處理水量減少，避免水處理系統(tǒng)超負(fù)荷運(yùn)行，并且有利于塔二聯(lián)、塔三聯(lián)凝析油處理系統(tǒng)穩(wěn)定性，確保站內(nèi)采出水處理系統(tǒng)及凝析油處理系統(tǒng)安全平穩(wěn)運(yùn)行。

3）一方面減少原油拉運(yùn)、采出水處理、撬裝注水等生產(chǎn)成本，另一方面有利于碳酸鹽巖生產(chǎn)井實(shí)施排水采氣，增加原油及天然氣產(chǎn)量，年經(jīng)濟(jì)效益合計(jì)為3 875.2萬元。