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大庆油田地面工程建设回顾及发展方向

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大庆油田 地面 工程 建设 回顾 发展方向
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油气田开发技术专辑 石油规划设计 2005 年 1 月 15 * 李杰训,男, 1968 年生,高级工程师。 1991 年毕业于石油大学(华东)油气储运专业。现任大庆油田有限责任公司副总设计师。多次获市局级、省部级科研成果、规划设计和优秀论文奖,发表论文多篇,编著和出版了《聚合物驱油工程技 术问答》一书。通信地址:黑龙江大庆市大庆油田有限责任公司经理办, 163453 大庆油田地面工程建设回顾及发展方向 李杰训等 . 大庆油田地面工程建设回顾及发展方向 . 石油规划设计, 2005 , 16 ( 1 ): 15 ~ 21 摘 要 大庆油田近几年在地面工程建设中采用了许多新工艺、新技术。在聚合物驱方面,采用了无专用储罐配制母液的“短流程”、“一管两站”工艺以及可搬迁注入站,并研制了新设备、新药剂,提出了大规模开展聚合物驱地面工程总体布局设计的新思路和新方法。在污水处理方面,采用了横向流聚结除油器、射流曝氧技术、穿孔管排泥工艺以及化学杀菌法、物理杀菌法。同时,在外围油田和老油田的三次采油及节能降耗方面采用了新工艺、新技术。文 章总结了前几年在建设模式、经营模式以及工艺和技术创新的情况,针对油田开发形势的变化,提出了今后几年大庆油田地面工程建设中技术发展的新思路。 关键词 油气田 地面工程 聚合物驱 水驱 低渗透油田 三次采油 污水处理 节能工艺 技术 经济评价 大庆油田十五以来,随着原油含水的持续上升、聚合物驱油(以下简称聚驱)规模的不断扩大和外围三低油田的进一步开发,地面建设难度不断增大,给地面工程带来了新的问题,提出了更高的要求。大庆油田针对地面工程面临的形势及存在的问题,积极开展科研攻关,努力搞好优 化简化,形成了满足油田多种开发方式需要的地面工程配套技术,取得了降低工程投资,控制成本上升的成果。 聚驱地面工程的新工艺 大庆油田聚驱地面工程建设的特点:一是规模大,到 2003 年底,注聚区块 27 个,开发面积 ,油水井总数 5 603 口;二是注入聚合物的种类较多,目前有中分子、高分子、超高分子普通聚合物和高分子、超高分子抗盐聚合物 5 种类型;三是聚合物配制、注入及采出液处理工艺复杂,建设投资高,生产成本高。为了节约投资、控制成本,地面工程各专业依靠科技进步,聚合物配制、注入及采出液处理工艺不断完 善简化,形成了适应整装油田大规模聚合物驱的地面工艺技术系列。 1 通过不断改进配制、输送流程和注入站设计,进一步简化了聚合物溶液配注工艺 采用没有专用储罐的母液配制“短流程”,节约总罐容约 50% ,省去了转输泵,简化了配制站工艺,降低建设投资约 15 %。采用大排量、高压力的单螺杆泵和低剪切的流量调节器,母液外输泵加装变频调速器实现闭环控制,使聚合物母液输送工艺由“一 管单站”简化为“一管两站”。例如,萨南 1 号配制站系统中 8 座注入站两两串联, 减少了母液管道 37 为了减少清水用量,搞好污水产注 平衡,安排部分区块注抗盐聚合物,采用污水配注,抗盐聚合物熟化时间从 2 h 延长到 4 h 。为此,试验研制了螺旋推进式搅拌器,使熟化时间缩短了 1 h ,减少了熟化装置的扩建,降低了配制站的改造投资。针对聚合物粒度不均匀和母液中气泡量较多的问题,研制李杰训 * 李效姝 周大新 大庆油田有限责任公司 16 石油规划设计 第 1 6 卷第 1 期 油气田开发技术专辑 了能够满足各类聚合物配制需要的新型水粉混和器,熟化的母液密度提高了 ,提高聚合物母液配制质量。 为了进一步提高注入站主体设施的利用率,设计开发了可搬迁注入站,其特点:一是采用流量调节器,实现一泵多井注入,减少柱塞泵的数量及日常维护工作量;二是采用组合电器,集变压器、 低压盘、自控仪表盘及控制台于一体,将双电源简化为单电源,实现了自动控制;三是采用橇装化模式,主体设施可搬迁重复利用。每座可搬迁注入站可减少占地面积 2 400 m 2 ,搬迁一次可节省投资 276 万元,是新建站投资的约 30 % 。 2 根据聚驱采出液的油水分离特性,研制高效脱水设备,解决含聚合物原油脱水难的问题 聚驱采出液处理难度较水驱采出液大,在与水驱处理温度、压力相同的条件下,沉降时间从 20 0 当采出液聚合物浓度达到 450 时,极易造成电脱水器电流骤增,烧坏电器设备的问题。因此,开 发研制了适应聚驱采出液脱水的高效游离水脱除器和竖挂电极电脱水器。 高效游离水脱除器在结构上做了改进,增设的进液分布器可形成一个较平稳的沉降分离条件;初分离段设整流板,减少液流的不均匀流动对油、水分离的影响;使用新型波纹板聚结器,改善油水分离效果;改进收油、收水结构,增大了设备的有效处理空间。竖挂电极电脱水器的电极是由钢板等距竖挂组成。板状电极间形成的电场场强由下至上逐渐增大,呈水平方向分布,极间电场内乳化原油所受的电场力方向与重力方向垂直。在同一电压下运行时,平均场强是平挂网状电极的 以上,破乳能力强 ,更适合含聚合物乳化原油的处理。 3 大规模开展聚驱地面工程总体布局设计的思路和方法 聚驱与水驱相比,地面工程增加了聚合物配制、注入部分,采出液处理的难度增大。每个注聚区块的注聚时间一般为 3 ~ 4 年,生产周期一般为 8 ~ 10年。针对聚驱采油的特点,总结出了一套适应整装油田大规模开展聚驱需要的地面工程总体布局设计的思路和方法。 ( 1 )通过现场试验和生产实践,形成了“集中配制、分散注入”的配注工艺。以 6 母液输送半径,采用集中配制、分散注入的聚合物配注系统工艺。一座配制站可以同时满足多座注入站的供液要求,不 仅能减少配制部分的建设,减少工程投资,还可避免油田开发区块周期性注入聚合物带来的设备闲置或搬迁问题,具有十分显著的技术经济效益。 ( 2 )采取“地面地下一体化”优化措施,减少了配制站的建设规模。如果几个相邻区块注聚时间重叠,配制站需满足最大注入量,造成建设规模大、投资高,而且使用时间短。 通过采取 地面工程与油藏工程结合 的一体化优化措施, 合理调整开发方案,大庆油田少建配制站 1 座, 10 4 t /a 。同时,由于聚驱高峰产油量时间错开,避免了 相应的采出液、采出水处理设施 的扩建 。 ( 3 )竖挂电极 电脱水器研制成功后,对已建水驱系统的电脱水器电极进行改造,就可适应含聚合物采出液脱水要求。因此,聚驱原油脱水工艺采用“一段分、二段合”的工艺模式,即在电脱水之前聚驱与水驱采出液分开处理,电脱水部分混合处理;一段及二段脱除的含油污水混合进入含聚合物污水处理站处理。 ( 4 )确定了以“两级沉降除油、两级压力过滤”或“横向流压力除油、两级压力过滤”为主的聚驱污水处理工艺,核定了处理工艺参数。由于原水含聚合物增加了污水黏度,降低了油珠浮升速度,增加了水膜强度,阻碍油珠聚并,使聚驱含油污水处理难度增大。通过对聚驱采出液 含聚合物高峰及产液高峰规律的探索,以及对含聚合物污水混凝特性、化学药剂的科研攻关和现场试验,将两级沉降时间由 h 缩短为 12 h ,使沉降罐容积明显减小,配套系统的投资降低,并节约了占地。同时开发研制了横向流聚结除油器,应用于聚驱含油污水处理。 老区三次加密井工艺 老区三次加密井的特点:一是单井产量低,产油量在 t/d 以下;二是井网密度大,与老井之间的井距在 75 ~ 100 m ,有的甚至更近。通过简化工艺, 形成了适应老油田开发后期水驱加密调整需要的地面工艺技术; 总结出了“两就近”的集油注水工艺,即油井 就近进入已建计量站,就近与老井挂接;注水井就近与已建注水干线或老井挂接。油井与老井挂接可形成两种流程,一是与老井串联形成环状掺水流程;二是与老井并联形成双管掺水流程,其挂接方式如图 1 所示。 “两就近”工艺的技术关键是在计量方式上采 油气田开发技术专辑 石油 规划设计 2005 年 1 月 17 用了 软件量油和计量标定车标 定。功图法量油系统由功图量液仪、抽油机泵体、负荷传感器、位移传感器和计算机等组成。功图量液仪可储存 32 口抽油机井的计量及功图数据,适用于产量低、气油比低的抽油机井的产量计量,计量准确度误差为± 15% 。计量标定 车 即车 载活动式油井计量装置 , 主要由卧式两相分离器 、液体流量计、滑片泵、气体流量计、计算机 、 带有快速接头的高压橡胶软管等组成 , 安装在 t 越野汽车上 。 适用于偏远、分散、低产抽油机井的产量计量 , 计量 准确度误差 为 ±8% ; 用于抽油机井功图量液仪的在线比对校验 , 计量 准确度误差 为 ±。 外围油田地面工艺技术 大庆外围油田多为油层渗透率低、储量丰度低、产油量低、油层深度较深、原油物性差、建设环境差、气候条件差的油田。十五以来,对外围油田建设进行简化优化, 形成了适应严寒地区“三低”油田开发需要的地面工艺技术系列。 对零散区块突破了整装建设、系统配套、功能齐全的建 设模式,总结并形成了“提捞采油、单井拉油”的大榆树模式、“先拉后输、先采后注、先简易后正式”的新店模式和“先简单后复杂、先单井后系统”的古 68模式。 在创新地面工程建设模式的同时,对地面工程各系统的工艺进行了不断的简化,集油系统总结形成了“环、单、捞、拉、混、软、串” 7 项技术。“环”即环状掺水集油工艺,该工艺在大庆外围油田已普遍采用;“单”即采用电热管或连续塑料复合管的单管集油工艺,高西、杏西等油田采用了这种工艺;“捞”即提捞采油,在高台子、葡南、朝阳沟等油田采用;“拉”即拉油,包括单井拉油和集中拉油两种 模式,在外围产量低、无依托、不具备外输条件的区块采用较多;“混”即采用螺杆泵进行油气混输,在敖包塔油田的距离转油站远的计量站采用,少建 1 座转油站,在永乐油田的阀组间也采用了混输泵;“软”即软件计量,是在采用环状集油流程区块采用的一种计量方式;“串”即多个集油阀组串联集油,芳深 908 区块、徐家围子等油田采用了两座集油阀组间的集油或掺水管道串联进站。 在站外布局上以集油阀组间取代了计量间。在站内处理工艺上, 研制 推广了多功能组合装置(五合一装置)。 该 装置集气液分离、游离水脱除、原油加热、电脱水、油水缓冲等 5 项功能 于一体,取代了常规流程中的三相分离器、加热炉、电脱水器、掺水炉、缓冲罐等设备;实现了小型化、多功能,大大简化了工艺流程,减少占地 50% 以上,减少建筑面积约 4 0% ,节省投资约 3 5 % 。 含油污水处理采用重力或压力除油、两级压力过滤流程。注水系统根据水井的分布情况,形成了集中注水、分散注水、集中与分散注水相结合、零散井活动注水等多种注水工艺 。 污水处理技术 目前,大庆油田水处理系统的特点:一是原水复杂,有含油污水、含聚合物含油污水、地下水、地表水和地面污水;二是回注井网地层条件不同,所要求的回注水质标准不同;三是 原水水质变差,水驱污水含聚合物,喇萨杏油田水驱污水处理站有71 座含聚合物,占总站数的 , 193 。污水中硫酸盐还原菌数量增多,高出标准 4 个数量级;污水中的悬浮物颗粒增多,颗粒更细小。 1995 年 50 L 污水中颗粒总数为 8 × 10 4 ~10 × 10 4 个, 2002 年为 20 × 10 4 ~ 45 × 10 4 个,上升了 150% ~ 350% 。 针对油田开发后期含油污水水质的复杂情况,形成了适应不同水质处理及回注需要的污水处理技术 。 1 水质处理新设备、新工艺 横向流聚结除油器由聚结板区、分离板区及聚结元件 区 3 部分组成;主要用于含油污水处理的油水分离,可取代目前油田普遍应用的体积庞大的自然沉降除油罐和混凝沉降除油罐。由于采用压力除油,节省了过滤缓冲水罐及过滤提升泵等设施。在进行油、水、泥三相分离过程中,不需要进行反冲洗,聚结板组及分离板组安装方便,不易破损。与采用沉降处理工艺相比,采用横向流处理工艺可节断开 已建集油管道 已建掺水 管道 新井与老井串联挂接形成环状掺水流程 新井就近进 已建计 量站 新井与老井并联挂接形成双管掺水流程 新井 老井 图 1 三次加密“两就近”集油工艺示意 18 石油规划设计 第 1 6 卷第 1 期 油气田开发技术专辑 省工程投资约 20 %,节省占地约 14 %,节省年运行费用约 80 %。 用含油污水稀释聚合物母液时,为避免水中的厌氧菌对聚合物降解导致黏度降低,需要对含油污水充分曝氧。通过试验,选用了射流曝氧技术。该技术曝氧效果好,充 氧量 /h ;工艺简单,与加压曝氧相比,减少了空气压缩机、气体稳压罐、压力溶气罐等设备,能耗低、投资少。生产实践表明,曝氧后的污水氧含量能够满足稀释后超高分子聚合物目的液黏度 50 m s 的注聚要求,而且还有效地消化了含油污水。 2 含油污泥处理技术 重力式污水沉降罐排泥分为负压吸盘式排泥器排泥和穿孔管排泥两种工艺。大庆油田研制的穿孔管排泥工艺,是在沉降罐底部加装中密度聚乙烯穿孔管,依靠罐自身静压水头排泥,工艺简单,不需助排液,改造投资低。卧式除油设备利用余压,将底部污泥压至污泥浓缩罐 中,操作简单,无需停产。对于新建的污水回收池,在池内分别设置集水坑和集泥坑,回收水泵采用螺杆泵;根据反冲洗水先混后清的特性,采用分期回收的方法,前期进污泥浓缩罐,后期进回收水池,或前期进回收水池的集泥坑,后期回收水进集水坑。 在污水处理系统各段产生的污泥进入污泥浓缩罐的同时,投加污泥浓缩剂,然后进行搅拌、沉降浓缩,采用箱式压滤机进行脱水;分离出的污水进污水回收池,脱水后的泥饼外运。经浓缩、脱水后的泥饼,含水率≤ 70% 。 3 控制水中有害菌的技术 在注水开发中,对油田地面系统危害最大的是硫酸盐还原菌( 。它不仅会对金属罐壁和管壁产生腐蚀,而且其腐蚀产物会导致污水发黑,悬浮固体含量增加,严重污染滤料,降低水处理设备的处理效率。这种硫化物稳定性好,极易富集在油水界面形成稳定的油水乳化层,导致脱水难度增加,致使电脱水器不稳,甚至垮电场。大庆油田经过研究和试验目前应用于现场的杀菌技术主要为化学杀菌和物理杀菌方法。 ( 1 )化学杀菌法 采用化学杀菌方法,投加杀菌剂能够杀灭流水中及设备壁上的附着细菌,有效地控制细菌繁殖。为此,研制了适于含聚合物污水特点的杀菌剂 2001 ,当加药浓度≥ 30 时,在横向流来水处一点加药,能够控制直到注水井井口处 B 3 种细菌的含量。同时,使站内硫化物含量显著降低,说明细菌造成的危害得到有效控制。 ( 2 )物理杀菌法 为了解决化学杀菌运行费用高的问题,开展了物理杀菌试验。 紫外线杀 菌现场试验, 杀菌率达到95 % 以上。 变频电磁杀菌试验,杀菌率约在 90% 。物理杀菌运行费用较低,低于 /m 3 ;改造投资也较低,每座站投资约 200 万元。 2004 年在 5 座污水站进行变频电磁杀菌与紫外线杀菌的联合杀菌试验,变频杀菌器安装在污水处理站的滤前,对上游的污水处理系统进行细菌控制;紫外 线杀菌装置安装在污水处理站的滤后,对下游的过滤出水进行细菌杀灭,以确保污水中细菌含量达标,使污水处理系统中硫化物的产生及腐蚀得到有效控制。 系统配套的节能降耗技术 1 节气技术的现场试验与技术改造 ( 1 )低能耗集输的现场试验及推广 油田开发进入特高含水期后,单井产油量低,产液量高,井口的出油温度升高,采出液流变性发生了变化,为低能耗集输提供了良好条件。到 2003年底,全油田共有降温掺水井 5 067 口、季节性停掺井 4 965 口、全年停掺井 1 697 口,可节气 9 646× 10 4 m 3 /a 。为了达到大规模推广低 温集输的目的,喇嘛甸及萨北油田在 2 座联合站的 9 座转油站、 71座计量站、 630 口油井上,进行联合站系统原油低温集输处理和油井不加热集油技术试验。 ( 2 )大站供水流程改造 在油田开发初期,因为含水较低,为了确保集油供热和满足回掺水量的需要,建设了从脱水站向转油站供回掺水的大站供水流程。这种流程动力和热力消耗较高,结合老油田调整改造和产能建设,十五前 3 年安排 12 座站进行大站供水流程改造,实现了转油站就地放水回掺。改造后,减少了污水的往返输送,节电约 600 × 10 4 h/a ,节气约 1 380× 10 4 m 3 /a 。 ( 3 )热泵技术的推广应用 在南七联、萨西二转油站、葡三联等地采用了6 套热泵,替代燃气锅炉。南七联应用热泵技术后,节气 10 4 m 3 /a ,运行成本降低了 59% 。 ( 4 )微正压加热缓冲装置的研制及推广 该装置与负压加热缓冲装置相比,热效率从 油气田开发技术专辑 石油 规划设计 2005 年 1 月 19 85% 提高到 90% 以上。该装置采用斜锥体结构,减少了加热炉的体积,节省了钢材,投资及运行费都有所降低。以 热炉为例,单台炉较原火筒式加热炉节省钢材 30 %,节省投资 元,可节省运行费用 10 4 元 /a 。 2 节电技术的推广应用 ( 1 )注水 系统优化运行 针对油田注水系统泵管压差大、系统效率低、注水用电单耗高等问题,通过注水系统能量最优利 用、注水泵运行优化、注水站微机巡控、注水泵优化设计和大功率高压变频调速等技术的应用,取得了明显节电效果。如杏南油田通过注水系统优化运行,使注水单耗从 h/m 3 降为 h/m 3 ;南二联的 1 10 4 h /a ,注水单耗下降了 h/m 3 ,投资回收期为 。 ( 2 )燃气发电 对剩余气量无法进入油田气系统的区块,应采用小型燃气发电机组发 电。如呼伦贝尔油田贝 301区块的 3 套燃气发电机组投资 509 万元,税后财务内部收益率 ,投资回收期 ,经济效益十分显著。采油九厂共应用燃气发电机组 14 套,累计发电 1 700 × 10 4 h ,节省电费 756 万元。 ( 3 )节电技术改造规划 围绕油气生产用电总量 3 年不增的目标,编制了全油田的节电技术改造规划,分机采、集输、注水、供配电 4 个系统对节电目标、节电技术措施和节电项目进行了总体安排。资金上重点保障注水系统优化运行及柱塞泵、原油外输泵、污水站反冲洗泵等的变频调速技术和电网无功优化补偿等技术 的应用,以及高耗能变压器、电机等设备的更新改造。机采系统形成了以节能型抽油机、节能电机、节能配电箱机配套的系列节电措施。 地面工程面临的挑战 1 聚驱配注工艺将更加复杂 为了适应不同油层注聚合物和污水平衡 及将来油田推广“两三结合”的开发方式,聚合物配制注入要满足不同分子量及不同抗盐聚合物同时注入的需要;对工艺的要求更为复杂,现有的地面配注工艺很难满足需要。十一五期间油田注聚合物规模将达到 10 × 10 4 t /a (干粉),原来按 8 × 10 4 t /a 规模总体规划的地面配注设施能力不能满足生产需要。 2 水质处理技 术有待进一步完善 油田开发后期原水水质的变化,使 水质处理难度加大。尤其是硫酸盐还原菌的影响越来越严重,给油田生产带来了严重的影响;油田开发精细注水,外围低渗透层及特低渗透层的进一步开发,对水质要求更加严格;按照环境保护要求,排放的污水要达标;设备老化影响水质处理效果,连续运行 10年以上未检修的沉降罐和过滤罐,和 。 3 油田生产能耗将持续上升 根据预测, 2005 年吨油耗电和吨油耗气与 2001年相比将明显上升。预计十一五期间油田将 增加 2 × 10 4 多口新井,这些井与十五期间的 新井相比,单井产量更低,百万吨产能井数增加。因此,控制能耗上升幅度,将是油田生产中一项更为重要的工作。 4 老油田系统优化调整的任务依然艰巨 预计十一五末,喇萨杏油田综 合含水将达到 92 %。老油田产液量上升,产油量下降,油水井数增多,油田已建设施的规模、布局、工艺不适应及区域性负荷不平衡的矛盾将更加突出。 5 外 围“三低”油田开发建设的难度越来越 大 十一五期间,油田新 增产能除老油田部分区块的聚合物驱和 3 次加密外,主要集中在外围油田,预计其新井数将占全油田新井数的 54 %以上。由于开发对象、建设环境变差, 油田开发综合经济效益较差,地面工艺技术简化和建设方案优化的难度将更大。 6 油田地面设施腐蚀老化,影响安全生产的问题依然很严重 运行 10 年以上的大型站库和各种管道,分别占总数的 和 。各种设备和管道一般运行10 年以上就会出现效率降低、腐蚀老化、保温层脱落、罐壁、管壁变薄穿孔等问题;这样的生产设施,严重影响着油田的安全生产。此外,一些在用设施存在安全隐患。 今后地面工程的技术发展思路 今后一段时期,油田地面工程系统的总体思路是紧密围绕“持续有效发展,创建百年油田”的开发方针;坚持以经济效益为 中心,坚持以科研试验为先导;强化观念创新、技术创新和管理创新;搞好地面与地下相结合;当前与长远相结合;投资控20 石油规划设计 第 1 6 卷第 1 期 油气田开发技术专辑 制与成本控制相结合;技术与管理相结合。到十一五末,努力实现地面工程总规模、地面建设平均单井投资、油田生产总能耗得到有效控制,油田生产环境得到有效改善,地面技术达到国内同类油田领先水平 5 项目标。 1 针对新油田开发建设难度大的问题,探索研究新的建设思路及模式,努力提高开发建设效益 ( 1 )外围油田产能建设总体上要坚持“四个结合”的原则,即在一体化工作上要坚持地面与地下相结合;在建设模式上要坚持固定与活动 相结合;在工程技术上要坚持简化与引进相结合;在提高效益上要坚持技术与机制相结合。 ( 2 )继续坚持“地面地下一体化”原则。在产能建设方案规划过程中,与油藏工程、钻井工程、采油工程紧密结合,共同优化;在布井方式上采用钻直井、斜井和 丛式井 相结合的方式,努力控制产能建设平均单井投资;实现外围“三低”油田的有效开发。 ( 3 )简化地面建设工艺,优化布局。继续推广应用单管环状集油流程、软件计量、高效多功能处理装置、提捞采油等工艺技术;开展长距离混输技术试验,加大电热管和连续塑料复合管单管集油试验力度。供水、水处理及注水系 统采用就地水源井供水、低压供水、分散或集中注水工艺以及小型含油污水处理装置等。 ( 4 )针对难采储量扩大动用后,出现更低产、更零散的小油田开发问题,鼓励个性化设计,解放思想,推进观念创新和设计创新。在建设模式上针对不同区块特点应有所不同。对于地质储量较大、建成产能高、井位集中、滚动开发潜力清楚的区块,应集中并尽快建设地面骨架工程;对于储量规模不确定、井位分散、滚动开发潜力认识不清的区块,初期不宜建固定流程,应先拉油,后建设;对于地质储量较小、单井预测产量较低、分布较为零散的区块,不宜建固定、配套的地面集输处理 系统,应以单井拉油或捞油方式进行生产。 2 针对老油田特高含水开发期地面系统存在的问题,加大老油田系统优化调整的研究力度,搞好老油田的建设和改造工作 ( 1 )继续加强老油田系统优化调整研究,坚持“四个结合、四适应”的原则,采用“关、停、并、转、抽、换、优、用、管”的措施,探索系统优化调整的新思路和新对策,解决油田区域负荷不平衡及能耗高的问题。 ( 2 )油田老区在新增产能建设工程中,要充分利用已建设施剩余能力,控制新增规模。要做好“四改、四利用”,即改造工艺流程,充分利用系统剩余潜力;改造设备结构,充分利用已建 设备资产;改用新型药剂,充分利用现有处理能力;改用新的参数,充分利用原油物性特点。三次加密井地面建设要继续推广简化的集油注水配套工艺,充分利用已建地面设施能力,降低建设投资。 ( 3 ) 针对老油田设施腐蚀老化、安全隐患较多的实际情况,在老油田调整改造中,加大老油田更新维护和安全改造力度。对原油库、天然气处理装置等油气集中和注水系统等高压运行的重点场所,要首先集中资金,消除隐患,确保油田安全生产。 3 进一步简化聚驱配注工艺,加强科研及现场试验力度,研究“两三结合”注聚工艺,储备多元复合驱工艺技术 ( 1 )随着各 种新型聚合物的出现, 在多种分子量同时注入、二类油层上返、注入速度和注入时间多变的情况下,应根据区块具体情况优选 “集中配制、分散注入 ”或 “配注合一 ”的聚合物母液配注系统工艺 。 总体上要做到“ 四个结合 ” , 即 聚合物母液配制要做到 集中配制与活动配制相结合; 母液管输要做到 单管单站与一管两站相结合; 注入站建设要做到 固定安装与活动 撬 装相结合; 油气集输处理要做到适当 新建与挖潜利用相结合。 ( 2 )为适应油田注入多种聚合物及进行“两三结合”注聚的需要,开展聚合物配注工艺完善和简化试验研究。继续评价含聚合物含油污水降低矿化度配制聚 合物的效果,进一步完善新型简化配制工艺。进一步改进聚合物熟化搅拌器,力争使抗盐聚合物的熟化时间不超过 140 研究“两三结合”开发方式聚合物配注的适用工艺和简化问题。进一步研究总结注入站建设的模式,简化注入站工艺和建设标准。 ( 3 )加快多元复合驱地面配套技术的研究步伐,做好复合驱地面配套技术储备。一是跟上油藏工程的研究步伐, 针对配方体系中 化学助 剂类型的变化,搞好地面系统配套工艺技术研究;二是 对 于已经开展 现场试验 的区块要搞好跟踪研究, 优化装置结构 ,优化设计参数 ,研究适宜的 化学 药 剂 ;三是根据现场试验结果, 研究已建地面系统对多元驱开发生产 油气田开发技术专辑 石油 规划设计 2005 年 1 月 21 的适应性和对策措施。 4 针对油田原水成分复杂、处理难度大的问题,继续开展水处理工艺研究,努力实现注入水水质合格 ( 1 )在油田老区污水处理站建设改造中, 对大罐沉降、气浮选和横向流聚结 3 种 除油工艺 ,双层滤料、核桃壳和改性纤维球 3 种过滤工艺,通过技术经济 评价 择优选用 。 为了适应特低渗透油田开发的需要,根据扶扬油层对注水水质的要求,试验研究特低渗透层注水水质处理工艺技术。 ( 2 )继续探索物理杀菌和化学杀菌的最优组合方式,进一步加快物理杀菌的试验工作 ; 逐步推广以物理杀菌为主,化学杀菌 为辅的杀菌工艺技术。同时,为了更好地认识细菌对地面系统的影响, 要针对 群的 繁殖 规律 和 分布规律、管壁和罐壁的 定方法、控制 措施 等 问题 , 开展 深入研究 ,解决污水杀菌问题。 ( 3 )推广行之有效的滤料反冲洗再生,反冲洗变频控制和排泥技术。在污水系统排泥技术方面,要进一步研究污水系统中泥的产生规律,摸索总结已建排泥设施的生产操作规律。 5 继续推广应用节能降耗技术,提高地面工艺技术水平,降低油田生产运行能耗 ( 1 )积极搞好低温集输试验,进一步扩大低温集输的推广应用规模。根据各油田不同的原油物性,试验、总结 、确定,与产液量、含水出油温度、掺水温度、回油温度和单井回压变化相匹配的不同的技术界限;解决联合站低温脱水、低温污水处理的技术问题,搞好低温破乳剂和助洗剂的研究及筛选试验。 ( 2 )推广应用热泵采暖技术、高效加热炉、高效燃烧器等节能技术。针对外围部分气油比较高,自耗后有剩余伴生气无法外输或外输没有效益的油田,推广采用燃气发电技术。 ( 3 )推广变频调速技术。 低压变频调速技术成熟,随着变频 装置 价格的下降,节电效益越来 越好; 尤其是在负荷波动大、需要进行液量调节控 制的环节安装效果更 好 。高压变频调速技术应用于 注水系统和 原油 外输系统在技术 经济 上是 可行 的,尤其是 在 注水系统 ,要 结合区域系统优化 运行进行应用。 ( 4 )供配电系统通过配电网的建模技术、潮流分布计算方法、重构技术和节能降耗评价技术等研究,采用优化无功补偿的技术 措施, 做到有重点、有目的地进行补偿, 使无功补偿更加科学 合理 。 6 加强加快气田开发建设的前期研究工作,搞好气田试采时性和今后的开发建设 气田开发 建设 要加强前期研究工作, 搞好气田勘探、开发和地面建设的有机结合;搞 清气田资源和 开发 趋势, 做到整体认识,滚动开发, 积极探索适合大庆 气田 特点的 开发建设模式和工艺技术。 地面 建 设要做到总体规划,分期实施, 有序建设;要以勘探、开发资料为依据,确定气田远、近期建设的总体方案;在试采阶段就要考虑好今后干线管网的系统布局。 7 加强调研,搞好十一五地面建设改造规划研究、编制和实施 为编制好十一五地面工程建设改造规划,应开展地面系统大调查工作,核定地面工程各系统能力,对地面工艺技术进行综合评价。在大调查工作的基础上,要完成好 5 个方面的专题研究工作:一是开展地面各系统潜力分析;二是开展十一五地面系统发展思路和发展目标的研究;三是开展控制投资及提高投资回报率途径和措施的研究;四是开展油田已建 系统优化调整思路和对策的研究;五是开展地面工程技术攻关方向及重大技术攻关方案的研究。在此基础上,确定十一五期间地面建设改造和技术发展的指导思想和规划思路,全面完成十一五规划的编制工作。 收稿日期: 2004 - 09 - 10 编辑 : 马三佳 2005 49 he of in of in in of is to of of in is by in in is to of in et In in of of In to to of on of on of i et in of In of is is in In of In of of
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本文标题:大庆油田地面工程建设回顾及发展方向
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