油田集輸系統前端就地分水優化設計

郭斌

山東萊克工程設計有限公司 山東東營 257026

1 概述

某油田開發建設采取滾動開發方式，開采初期含水率較低，地面集輸系統主要采用摻水伴輸流程；隨著油田開發進入后期，采出液含水急劇升高，部分區域含水高達98%，含水率遠超集輸要求。經過50 多年開發已建立了比較完善的地面集輸及處理系統，采出水和原油一同輸送至聯合站進行分水處理后，根據注采平衡要求，大多采出水又返輸回原區塊進行回注。地面集輸系統主要流程：井場-計量站-接轉站-聯合站的三級布站模式；地面注水系統主要流程：聯合站-注水站-配水間-注水井模式。

2 存在問題

該油田為滾動開發，雖然整體布局及工藝在當時的條件下是正確先進的，但隨著客觀條件的變化，如原油產量降低、采出水量增大、采出水回注指標嚴苛等，造成系統來回調水能耗高、高含水液增加導致運行成本增加、不同區塊污水混合處理難度大、回注水配伍性差不達標等問題，具體表現在：

2.1 采出液含水急劇升高，調水能耗大，采出液加熱能耗急劇增加

目前油田集輸系統采出水大多未實現“三就地”，即：就地分水、就地處理、就地回注，而采用高含水全液外輸至較遠的接轉站、聯合站處理后采出水回調回注的建設模式，由于聯合站、接轉站、注水站間距離遠，采出水采出與回注循環，往返輸送，能耗高。如某接轉站，距最近聯合站達21km，噸水往返輸送電耗高達2-3 度，折合1-1.5 元/噸。采出液含水升高，導致采出水的無效加熱增多，且由于水的比熱為油的兩倍，采出液加熱能耗急劇增加，采出液加熱能耗趨勢見圖1。

圖1 采出液加熱能耗趨勢圖

2.2 油水處理環節多，處理難度增大，處理費用增多

采出液集輸距離長，處理環節多，剪切、攪動次數多，加劇了油珠乳化，增加油水分離難度，儲罐容積需求大，破乳劑用量大；污水在系統內停留時間長，導致細菌滋生，腐蝕加劇，“三防”藥劑用量大[1]。

2.3 不同開發單元污水配伍性差，混合處理難度大，回注水與油藏配伍性差

不同開發單元水型各異，如區塊1 水型為NaCO3型，區塊2水型為CaCl2型，兩區塊采出水混合后，極易形成CaCO3，生成沉淀物，分離、處理難度加大，且生成新水型的采出水返輸回兩個區塊后，與區塊油藏配伍性差，影響原油生產。

3 優化設計

采用就地分水、處理、回注短流程，降低調水能耗，降低處理成本，提高回注水配伍性

在油氣集輸系統的前端（計量站點）設置一體化就地分水處理回注裝置，對采出液進行常溫預分水，對分出污水進行高效處理，實現計量站就地分水處理，采出水就地回注，減少采出水輸送距離，節能降耗；減少采出液集輸、處理環節，降低乳化程度，降低分離難度，從而減小沉降容積和破乳劑用量。避免不同區塊不同水型采出水混合，降低采出水處理難度，提高各區塊回注水配伍性程度，提高注水井的供水壓力和水量、水質，實現注足水、注好水的目標。

國內目前常用的分水裝置主要有：水力旋流器、腔筒分離器、斜管預分水器、三相分離器、多功能原油處理組合裝置等，這些技術的主要控制指標是原油含水，對分出水中含油則限制較少，造成分出污水含油高達1000mg/L 左右，在目前環保要求越來越高的形勢下，分出采出水中含油量和懸浮物指標很難滿足各區塊回注要求。

本次設計一體化就地分水處理回注橇裝化設備采用集成度高、自動化水平高的橇裝組合形式，在高效預分水的同時，強化污水除油、除懸浮物功能，改善出水水質，使出水含油、含懸浮物均降到50mg/L 以下，從而簡化聯合站處理工藝。一體化就地分水處理回注橇裝化設備分為預處理單元、分水單元、污水處理單元、注水單元及自動控制單元等五個功能模塊單元。預處理單元主要采用常規重力沉降，實現兩個功能：①分出采出液中的伴生氣，減小氣體對后端單元的擾動；②采出液除砂，減少裝置摩損，降低污水懸浮固體含量。分水單元主要采用旋流+網格板，實現油水分離，將一定量較低含油的污水從采出液中分離出來。污水處理單元采用高效氣浮裝置+纖維聚結除油+斜板除懸浮物，進一步處理預分的污水，除去污水中油和懸浮固體，達到回注標準。注水單元主要采用高壓柱塞泵，將裝置處理后污水通過增壓泵回注至指定系統。自動控制單元考慮來液變化、分水系統與原油系統的匹配，對一體化就地分水處理回注橇裝化設備運行參數自動檢測、調節、控制，實現平穩安全運行和無人值守。

4 結語

對于開發后期含水量較高的油田，采出水“三就地”一般來說是比較經濟的運行模式，在節能降耗的同時，可以避免多個油區采出水混合、處理后再回調造成的水質污染，對油藏開發有利。

降低能耗，降低運行成本，提高經濟效益是油田地面系統未來發展的必然要求，未來油田地面系統發展必將以核心技術為依托，結合短流程、橇裝化、自動化等輔助技術，為打造綠色化、數字化、智能化油田奠定基礎。