马岭油田地面工艺系统优化简化技术应用实践

2023-01-07

马岭油田地面工艺系统采用三级或四级布站, 经历了原油生产低含水至中高含水的过程。期间, 由于综合含水上升及无效油井关停等原因, 导致地面工艺系统效率下降、运行成本上升。结合油田生产实际, 通过在马岭油田配套新工艺新技术, 地面建设成本、系统运行能耗大幅度降低, 人力资源进一步优化。因此, 采用成熟的地面工艺技术, 持续不断的优化简化老油田地面工艺流程, 是降低地面建设投资、提高工艺技术水平, 走低成本、效益化开发的必经之路。

一、基本概况

马岭油田位于甘肃省庆城县境内, 油田分马岭北、马岭中、马岭南、上里塬四个含油区, 探明含油面积192.86Km2, 地质储量7952.1×104t。1971年开始试采, 最高年产油达到80×104t。截止2014年5月, 油井开井380口, 井口日产液水平3374t, 井口日产油水平699t, 综合含水79.3%, 年产油量25×104t。

马岭油田位于黄土高原上, 沟壑纵横, 站点分散, 地面建设成本高, 采用井口不加热单管集油流程和“井口—计量站—转油站—联合站”的三级或四级布站方式, 适应了当时的地面建设配套需要。目前管辖站点28座, 其中, 联合站3座, 转油站3座, 增压站9座 (数字化增压橇8座) , 拉油站12座, 卸油站1座。管辖注水站21座 (注水橇6座) , 其中11座注水站与集输站点合建。

二、存在的问题

随着开发时间的延长, 老油田地面工艺系统逐渐暴露出一系列问题, 生产运行成本逐年升高, 安全环保压力逐年加大。主要表现在以下几个方面:

1. 效率低, 能耗高, 用工数量大

由于原油含水的不断上升, 产水量和注水量增大, 产出液输送能耗及处理费用增高。部分计量站或转油站由于部分油井关停, 存在“大马拉小车”现象, 因产出液中富含成垢、腐蚀离子, 集输管网、设备设施腐蚀严重, 维护成本高。依照前期生产运行方式, 一座计量站平均需员工5人, 转油站需员工10人, 且配水间需人员长期住守, 用工数量达到4800人/百万吨。

2. 脱出水未得到有效利用

原油脱出水主要在集中处理站处理、回注, 上游注水开发区块仍以注清水为主。该地区清水资源较匮乏, 脱出水若替代清水有效回注油层, 将节约宝贵的清水资源和购买成本。截止2012年底, 马岭油田采出水有效回注率仅为54.5%, 二次利用空间较大。

3. 新工艺新技术应用较少

随着长庆油田公司数字化油田的规模建设, 井口功图计量、稳流阀组配水、数字化增压橇等新工艺新技术在西峰、华庆等油田成功推广应用, 马岭油田原有地面工艺配套技术和运行管理方式明显落伍。

因此, 为了进一步提高老油田地面工艺系统运行效率, 降低生产成本, 需要对地面系统进行简化, 实施“流程再造”, 满足新时期现代化油田管理的需要。

三、优化简化配套思路

1. 工作思路

以优化劳动力、提高经济效益为目的, 本着“立足生产, 满足运行, 精简流程, 提高效率”的原则, 开展老油田地面工艺系统优化简化。在实施过程中, 注重“四个结合”, 即与油田开发相结合、与生产运行相结合、与更新维护相结合、与工艺技术相结合。简化老油田的生产运行和管理环节, 减少运行成本, 提高工作效率, 努力探索老油田管理增效的新途径。

2. 技术配套

(1) 将油井计量方式从计量站站内前移至井口, 实现单井在线计量。

(2) 推行阀组加温自压输油工艺, 关停自压输油的计量站。

(3) 推广应用稳流配水阀组, 实现无人值守并达到平稳注水, 减轻劳动强度。

(4) 配套数字化增压撬, 实现自控变频连续输油, 降低生产成本。

(5) 实施站点数字化配套, 实现井站重要生产参数的自动采集、监测与控制, 提高工作效率。

(6) 采用柔性复合管等防腐管材, 减少因管网腐蚀破漏对油区环境的污染。

通过以上六项成熟技术的应用, 实施关停并转、水力越站, 简化管理环节, 降低运行成本, 提高经济效益, 老油田逐步向新油田地面工艺靠拢。

四、现场应用实践

近两年, 结合老油田数字化配套建设, 在马岭油田推广应用成熟的工艺技术, 因地制宜地进行数字化改造, 降低生产成本投入, 优化人力资源, 提高地面集输系统效率, 通过各种方法解决老油田出现的问题。

1. 关停低产区块, 降低运行成本

随着开发时间的延长, 马岭油田有5个区块日产油量低于5t, 用工人数76人, 年投入成本840万元。根据油藏及油水井关停情况, 先后对北一区、中二区等5个低效区块实施整体关停, 关停站点10座。

2. 选用成熟工艺, 关停计量站点

通过配套功图计量技术[1], 将油井计量前移至井口, 并能实时监控油井生产工况;配套电磁加热装置, 对站点所汇集液量进行加热后外输;配套稳流配水阀组[2], 实现注水井流量自动配注, 并可将数据远传至站点控制平台[3], 通过以上技术配套, 原计量站、配水间功能全部实现。截止目前, 先后对中18计、中19计等8座站点实施关停, 减少用工39人, 年降低运行成本210万元。

3. 优化集输流程, 合理利用资源

南一区为马岭油田的一个生产区块, 已建集输站点4座, 注水站1座。2013年该区日产液量990m3, 日产油量60t, 综合含水92.9%。南102转已于2005年改造为具有脱水功能的集中处理站, 低含水油外输至南联站, 外输液量390m3/d。经现场论证, 在南102转新建拉油栈桥, 净化油拉运至卸油台, 停用外输线;脱出水外输至南一注有效回注。新增采出水回注水量200m3/d;外输管线运行、维护费用减少100万元/年。

4. 配套数字化橇, 替代转油站点

转油站主要功能为收集上游站点液量, 经计量、加热后增压外输, 当油井计量通过功图计量前移至井口后, 转油站仅负责加热和增压外输。借鉴数字化增压橇在西峰油田的成功应用[4], 将数字化增压橇应用于转油站, 其主要工艺流程为单井产出液经总机关混合、过滤器过滤后, 通过混输泵增压外输;变频装置可根据上游来液大小自动调整泵的转速;通过远程终端控制系统, 将增压、自控等多功能高度集成, 由电动阀门切换, 满足多种工艺流程。缓冲分离的伴生气可供装置燃烧加热, 无伴生气的站点依托原转油站加热系统。截止目前, 已在马岭油田的8座站点配套应用, 减少用工30人, 年降低运行成本150万元。

5. 采用防腐管线, 确保平稳集输

马岭油田采出液中CO2的含量较高, 硫酸盐还原菌、腐生菌处于严重超标状态, 造成集输、注水管线腐蚀严重。鉴于非金属管材良好的防腐性能, 在集输、注水系统上使用柔性复合管、塑料合金管、玻璃钢管等三大类共计105km管线。防腐管线安装和维护便捷, 解决了前期钢质管网腐蚀、使用寿命短的问题。

6. 监控生产参数, 提高工作效率

在井场配套功图计量、稳流配水阀组、视频监控系统、抽油机远程启停和自动投球装置, 现场大量的人工巡检转变为电子巡护、智能管理, 削减了人员、交通等安全风险。在联合站、转油站配套DCS监控系统, 配套静压液位计, 气体含量检测仪, 温度、压力变送器、视频监控等自动化设备和装置, 实现油气集输、采出水处理、供热、供电、消防等系统重要生产参数的自动采集、监测与控制[5], 减少站点值班人员, 降低员工劳动强度。

五、成果与认识

1. 通过实施老油田关停并转、优化简化工艺流程, 达到了降低生产运行成本的目的, 投资效益高。

近两年共关停站点18座, 优化人员145人, 年降低运行成本1300万元。

2. 数字化油田的建设, 实现了从人工巡检式管理到预警式、接警式管理的转变, 提高了生产效率和技术管理水平。

岗位员工从简单、重复的操作工作中解脱出来, 从事数字化技术操作和管理, 确保了员工由技能操作型向技术管理型的转变。

3.

消减了安全隐患, 数字化系列技术替代了大量人工现场操作, 人防变技防, 实现了生产过程的智能监控, 解决了老油田由于设备设施老化、工艺管网腐蚀严重和因地形地貌复杂潜在的安全隐患。

4.

马岭油田地面工艺系统优化简化的成功实践, 为同类型老油田地面工艺系统调整改造提供了很好的借鉴经验。

摘要：马岭油田经过四十余年的开发, 原有地面工艺系统存在能耗大、用人多、维护成本高等问题, 严重影响到油田的效益开发。结合数字化油田的建设, 在老油田优化简化过程中通过不断的研究、应用, 采用功图计量、稳流配水、数字化增压橇、耐腐蚀管线等工艺技术, 实现了老油田经济、高效、环保运行和伴生资源的高效利用。

关键词：马岭油田,地面工艺,优化简化,应用