浅析低渗透油田的地面工程调整改造论文.docx

浅析低渗透油田的地面工程调整改造论文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＞