楊 琨

(遼河油田設(shè)計院 油氣儲運(yùn)所,遼寧 盤錦 124010)

興古7塊地面工藝方案設(shè)計與研究

楊 琨

(遼河油田設(shè)計院 油氣儲運(yùn)所,遼寧 盤錦 124010)

根據(jù)前期試驗成果,對興古7塊油田總體布局、油氣集輸系統(tǒng)、油氣分離處理系統(tǒng)等幾個方面進(jìn)行了方案優(yōu)化,合理地確定了油田地面工程工藝方案,確保了油田開發(fā)的整體經(jīng)濟(jì)效益·

總體布局;油氣集輸;油氣分離;油氣處理

興古7塊位于遼寧省盤錦市市區(qū),隸屬于興隆臺油田,油區(qū)含油面積5.22 km2,地質(zhì)儲油量1 923×104t,可采儲量404.6×104t·該區(qū)塊為稀油區(qū)塊,油品密度(20℃)為0.819 4 g/cm3,油品黏度(50 ℃)為 2.384 MPa·s,凝固點(diǎn)為 14～28℃·興隆臺采油廠在2008年開始對該區(qū)塊進(jìn)行了大規(guī)模開發(fā),預(yù)計興古7塊將建成原油產(chǎn)能規(guī)模65×104t/a·

目前,興古 7塊新井原油總產(chǎn)量已達(dá)到1 000 t/d,油氣集輸系統(tǒng)為三級布站,單井油氣經(jīng)計量站混輸至興一轉(zhuǎn),進(jìn)行油氣分離,分離的天然氣輸往興隆臺輕烴回收廠處理,分離出的含水原油輸往興一聯(lián)處理[1]·興一聯(lián)原油脫水系統(tǒng)的設(shè)計處理能力為30×104t/a,目前實(shí)際處理量已達(dá)到45×104t/a左右,嚴(yán)重超負(fù)荷運(yùn)行,而興一聯(lián)周邊又無擴(kuò)建位置·因此,本文設(shè)計興古7塊油氣集輸系統(tǒng)采用二級布站,從而緩解興一聯(lián)原油脫水系統(tǒng)超負(fù)荷運(yùn)行的現(xiàn)狀,確保油田安全生產(chǎn)·

1 總體布局

通過對興古7塊產(chǎn)能建設(shè)的可行性研究,篩選出技術(shù)先進(jìn)、經(jīng)濟(jì)合理的油氣集輸、處理方案,使油田開發(fā)建設(shè)取得較好的整體經(jīng)濟(jì)效益,確保興隆臺采油廠原油產(chǎn)量要重上百萬噸戰(zhàn)略目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)[2]·

1.1 油氣集輸系統(tǒng)方案

綜合考慮井位分布情況及油區(qū)現(xiàn)有的可依托條件,確定本期工程油氣集輸系統(tǒng)采用二級布站·分別在興古7-H5井、興古7-H304Z井、興古7-20-26井附近建興60計量站、興61計量站、興62計量站·油氣分離及處理系統(tǒng)依托油區(qū)現(xiàn)有條件,在興一轉(zhuǎn)擴(kuò)建原油脫水系統(tǒng)·

1.2 單井集油方案

由于興古7塊原油凝固點(diǎn)較高(14～28℃),井口出油溫度較低(30～40℃),因而本工程單井集油采用單管加熱集輸工藝·為防止節(jié)流降溫造成管線凍堵,需將加熱爐設(shè)在節(jié)流調(diào)壓閥前,因此本工程采用高壓單井加熱爐·

1.3 集油工藝流程

單井油氣經(jīng)單井加熱爐加熱至50℃左右,節(jié)流降壓至1.6 MPa以下,進(jìn)入出油管道混輸至計量站,經(jīng)單井輪換計量后,再進(jìn)入集油管道混輸至興一脫水轉(zhuǎn)油站·計量站單井產(chǎn)油量采用翻斗計量裝置計量·

1.4 主要工藝運(yùn)行參數(shù)的確定

采用PIPEPHASE 9.0計算軟件對油氣集輸過程進(jìn)行工藝計算,確定各主要節(jié)點(diǎn)的工藝參數(shù),詳見表1·

計量站來的油氣在興一脫水轉(zhuǎn)油站進(jìn)行油氣分離及原油脫水·凈化原油輸至渤海裝車站外銷,天然氣進(jìn)入已建外輸管道輸往興隆臺輕烴回收廠,含油污水通過新建污水外輸管道輸往興一聯(lián)合站處理·

總流程框圖見圖1·

表1 油氣集輸工藝參數(shù)表

圖1 總流程框圖

2 油氣集輸系統(tǒng)

根據(jù)總體布局,本期工程油氣集輸系統(tǒng)采用二級布站,單井集油采用單管加熱集輸工藝·井口油氣經(jīng)加熱、節(jié)流后經(jīng)出油管道集至計量站,計量后經(jīng)集油管道混輸至興一轉(zhuǎn)處理·計量站單井產(chǎn)油量采用翻斗分離器稱重計量,單井產(chǎn)氣量采用旋進(jìn)旋渦流量計計量[3]·

工藝流程見圖2·

圖2 油氣集輸系統(tǒng)工藝流程示意圖

3 油氣處理系統(tǒng)

油氣處理系統(tǒng)的核心問題是原油脫水,有關(guān)部門對興古7塊含水原油進(jìn)行了脫水試驗,所得數(shù)據(jù)均為實(shí)地測量及精確計算的結(jié)果,試驗結(jié)論如下·

預(yù)脫水(含水體積分?jǐn)?shù)48%→25%):在溫度為35℃、選用適宜的預(yù)脫水劑、加藥質(zhì)量濃度為20～25 mg/L的條件下,預(yù)脫水沉降時間為20 min·

二段脫水(含水體積分?jǐn)?shù)25%→≯0.5%):選用適宜的破乳劑,在脫水溫度為54℃、加藥質(zhì)量濃度為50 mg/L的條件下,脫水沉降時間為90～150 min·

二段脫水(含水體積分?jǐn)?shù)25%→≯0.5%):選用適宜的破乳劑,在脫水溫度為50℃、加藥質(zhì)量濃度為70 mg/L的條件下,脫水沉降時間為150 min·

根據(jù)脫水試驗結(jié)論,結(jié)合興一轉(zhuǎn)生產(chǎn)現(xiàn)狀,考慮2種工藝方案進(jìn)行了優(yōu)化比選[4]·

3.1 方案一:一段壓力沉降預(yù)脫水+二段常壓沉降脫水

各計量站來的總液量為130×104t/a,綜合含水體積分?jǐn)?shù)為50%,平均溫度為35℃的油氣加入25 mg/L的預(yù)脫水劑,經(jīng)靜態(tài)混相器混合后,進(jìn)入三相分離器進(jìn)行油、氣、水分離沉降·經(jīng)過20 min沉降,86.7×104t/a,含水體積分?jǐn)?shù)為25%的低含水原油加入70 mg/L的水溶性破乳劑,經(jīng)靜態(tài)混相器混合后,進(jìn)入脫水加熱爐升溫至55℃,再進(jìn)入3 000 m3熱化學(xué)沉降罐進(jìn)行二段脫水·經(jīng)過12 h沉降,綜合含水體積分?jǐn)?shù)≯0.5%,65×104t/a的凈化原油進(jìn)入1 000 m3原油緩沖罐,經(jīng)外輸泵增壓輸往渤海裝車站·三相分離器分離出的天然氣經(jīng)旋流除油器除油后,輸往興隆臺輕烴回收廠·三相分離器及3 000 m3熱化學(xué)沉降罐排出的含油污水,經(jīng)污水緩沖罐除油后進(jìn)入污水外輸泵增壓輸往興一聯(lián)·站內(nèi)設(shè)有油罐烴蒸氣回收裝置,對各原油罐中的烴蒸氣進(jìn)行回收·

圖3 方案一油氣處理系統(tǒng)工藝流程示意圖

工藝流程見圖3·

核心設(shè)備:三相分離器(0.6-3 600×12 000)2臺、3 000 m3熱化學(xué)沉降罐1座·工程投資:3 657.36萬元·噸油處理成本:11元·

主要優(yōu)點(diǎn):①工藝成熟,運(yùn)行穩(wěn)定性高;②流程簡單,方便管理;③原油進(jìn)站壓力低,井口回壓低·

主要缺點(diǎn):①新建工程對已建工程影響大;②原油進(jìn)凈化油罐需要提升泵增壓,耗電量略大;③噸油處理成本高;④工程投資高·

3.2 方案二:兩段壓力沉降脫水

各計量站來的總液量為130×104t/a,綜合含水體積分?jǐn)?shù)為50%,平均溫度為35℃的油氣加入25 mg/L的預(yù)脫水劑,經(jīng)靜態(tài)混相器混合后,進(jìn)入三相分離器進(jìn)行油、氣、水分離沉降·經(jīng)過20 min沉降,86.7×104t/a,含水體積分?jǐn)?shù)為25%的低含水原油加入70 mg/L的水溶性破乳劑,經(jīng)靜態(tài)混相器混合后,進(jìn)入脫水加熱爐升溫至55℃,再進(jìn)入二段三相分離器進(jìn)行分離沉降·經(jīng)過3 h沉降,綜合含水≯0.5%,65×104t/a的凈化原油進(jìn)入5 000 m3凈化油罐,經(jīng)外輸泵增壓輸往渤海裝車站·兩段三相分離器分離出的天然氣經(jīng)除油器除油后,輸往興隆臺輕烴回收廠·兩段三相分離器排出的含油污水,經(jīng)污水緩沖罐進(jìn)入污水外輸泵增壓輸往興一聯(lián)·站內(nèi)設(shè)有油罐烴蒸氣回收裝置,對各原油罐中的烴蒸氣進(jìn)行回收[5]·

工藝流程見圖4·

核心設(shè)備:一段三相分離器(0.6-3 600×12 000)2臺、二段三相分離器(0.6-3 600×14 400)3臺·

工程投資:3 498.71萬元·

噸油處理成本:9.75元·

主要優(yōu)點(diǎn):①原油進(jìn)凈化油罐不需要提升泵增壓,耗電量小;②新建工程對已建工程影響小;③噸油處理成本低;④工程投資低·

主要缺點(diǎn):①脫水系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定性不如方案一;②流程相對復(fù)雜,自控水平要求高;③原油進(jìn)站壓力較高,井口回壓略高·

3.3 推薦方案

方案設(shè)計的目的是為了滿足原油生產(chǎn)的工作需要,并最大限度地節(jié)約投資成本·通過技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較,方案二較方案一工程投資節(jié)省158.65萬元,噸油處理成本低1.25元,因此推薦此方案·

圖4 方案二油氣處理系統(tǒng)工藝流程示意圖

4 結(jié) 論

綜上所述,為緩解興一聯(lián)原油脫水系統(tǒng)超負(fù)荷運(yùn)行的現(xiàn)狀,確保油田安全生產(chǎn),在總體布局方面,采取二級布站,在興一轉(zhuǎn)擴(kuò)建原油脫水系統(tǒng);另外,針對興古7塊原油凝固點(diǎn)較高、井口出油溫度較低的實(shí)際情況,單井集油采用單管加熱集輸工藝·單井產(chǎn)油量采用翻斗分離器稱重計量,單井產(chǎn)氣量采用旋進(jìn)旋渦流量計計量;而且由于興一轉(zhuǎn)原油脫水系統(tǒng)采用兩段壓力沉降脫水工藝,節(jié)約了開發(fā)成本150多萬元,保證了本次設(shè)計的整體經(jīng)濟(jì)效益·

本次設(shè)計所選擇的方案二,將徹底解決興古7塊原油脫水的問題,對實(shí)現(xiàn)興隆臺采油廠原油產(chǎn)量重上百萬噸目標(biāo)具有重要的戰(zhàn)略意義·方案二采用先進(jìn)、成熟、可靠的工藝技術(shù)和設(shè)備,實(shí)現(xiàn)了油氣集輸與處理過程的全密閉,既節(jié)省了能源,又保護(hù)了環(huán)境,同時提高了系統(tǒng)的安全性和可靠性·工程技術(shù)水平達(dá)到國內(nèi)同類工程的先進(jìn)水平·

[1] 楊筱蘅.輸油管道設(shè)計與管理[M].東營:中國石油大學(xué)出版社,2006:316-326.

[2] 馮叔初.油氣集輸與礦場加工[M].東營:中國石油大學(xué)出版社,2005:40-75.

[3] 中國石油天然氣集團(tuán)公司.GB 50350—2005 油氣集輸設(shè)計規(guī)范[S].北京:中國計劃出版社,2005:10-25,52-55.

[4] 中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院.GB 50183—2004石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范[S].北京:中國計劃出版社,2004:24-39.

[5] 中國石油天然氣集團(tuán)公司.GB 50253—2003 輸油管道工程設(shè)計規(guī)范(2006年版)[S].北京:中國計劃出版社,2007:30-55.

Designing and Research on Surface Engineering Technology Program of Xinggu 7 Oilfield

YAN G Kun
(Station of Gas Storage and Transportation,Design Institute of Liaohe Oilfield,Panjin 124010,China)

According to the preliminary results of test,overall layout,oil and gas gathering system,gas separation system,and several other aspects of treatment optimization of the oilfield of Xinggu 7 are carried out.The oilfield surface engineering technology programs is determined reasonably.The overall economic benefits of the development of the oilfield are ensured.

overall layout;oil and gas gathering;gas separation;gas treatment

TE 86;TE 41

A

1008-9225(2011)03-0004-04

2011-01-11

楊 琨(1981-),女,遼寧盤錦人,遼河油田設(shè)計院(中油遼河工程有限公司)油氣儲運(yùn)所助理工程師·

【責(zé)任編輯:劉乃義】