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摘 要:大港油田采油三厂作业三区管理三站站距较远,油井掺水管线较长造成油井掺水压降大、温降大,同时管线老化频繁漏失影响油井的正常生产。为避免这些因素对生产的影响,对站内现有设备进行改造,实现油井自产液油水分离后切水回掺,维护油井正常生产、节约能源、降低产油成本。
关键词:油井 自产液 回掺 降成本
一、现状
1.我站位于采油三厂作业三区管理三站,共有油井36口,由官一联合站提供掺水。掺水系统管道投产于2004年12月,管线规格为DN100钢丝网同骨架增强塑料复合保温管。日输送掺水量夏季140m3/d,冬季350m3/d。由于管道质量问题,进入2006年1月份就开始漏失,且随着使用时间的加长,漏失加剧,2007年漏失15次,2008年漏失36次,2009年漏失25次,2010年漏失45次,从开始投产至停运,累计漏失130次,严重影响了我站油井的正常生产。如更换全程掺水管线,需要投资近100万元。
2.从官一联合站到我站掺水管线长度共计5.38Km,再由我站掺水阀组分水到各单井由此造成:官一联合站掺水泵出口压力在1.45-1.5MPa,到达我站掺水阀组压力降低到1.3~1.35MPa,再到达各单井掺水压力降为1.1~1.2MPa;掺水温降大:官一联合站出来到我站掺水温度由76℃降到40℃,温降降达35℃,造成大量的热量散失,能耗損失大。
二、采用油井自产液就地切水回掺工艺
针对掺水管线频繁漏失和掺水能耗大的问题,利用原有设施进行改造,实现油井自产液就地切水回掺。改造方法:对现有两个外输1#、2#缓冲罐流程进行局部改造,实现油井产液油、水、气分离,分离出的油通过外输管道输至官一联合站;分离出的污水经过1#、2#缓冲罐连通的底部进入掺水泵,利用油井自产液体热量,不用加热系统,提压后对油井进行回掺;分离出的气仍输送至发电机组进行发电。改造方案:
1.对官8站外输1#、2#缓冲罐进行清砂、改造,完善相应工艺流程。1)首先实现1#缓冲罐液体的单进、单出,停运2#缓冲罐,对2#缓冲罐进行清砂;2#罐清砂后,去掉2#罐底排污DN150闸门,并在DN150闸门法兰内插入∮89*6mm钢质管道,进入1#缓冲罐体内部30cm,同时把DN150闸门法兰和∮89*6mm钢管重合处焊接密封 ,并安装DN80PN25闸门控制;同时完善2#缓冲罐液位计及配套设施,实现1、2#缓冲罐单独计量。
2.对外输2#缓冲罐投产,实现2#缓冲罐液体的单进、单出,停运1#缓冲罐,对1#缓冲罐进行清砂;1#缓冲罐清砂后,去掉1#缓冲罐底排污DN100闸门,并在DN100闸门法兰内插入∮89*6mm钢质管道,进入1#缓冲罐体内部30cm,同时把DN100闸门法兰和∮89*6mm钢管重合处焊接密封,并安装DN80PN25闸门控制。
3.完善15m3/d掺水泵两台,额定泵压2.5MPa,一用一备,完善相关电力及流程。回掺系统完工后于2012年3月19日投入运行,采用1#缓冲罐单独进液,用变频器控制液位,液位高度设定为1.5m;实行1#缓冲罐进、出口全部打开,2#缓冲罐进口关闭,出口打开的生产模式;1#、2#缓冲罐底部DN200闸门连通常开;掺水用水采用2#缓冲罐底部DN80闸门释放的底水;掺水泵变频设定压力1.35MPa。
三、油井自产液掺水回掺流程使用效果
1.我站就地切水回掺系统投产前后参数对比
在整改后掺水系统投产后,以及掺水量逐渐变化的情况下,对油井没有造成大的影响。从油井的井口油压以及功图的运行情况来看,在新建掺水系统运行前后,油井生产正常平稳。源头井、偏远井跟踪,如:到官9站的官34~69KH井口掺水温度为40℃,官12站的官33~53井口掺水温度为39℃,官10站的官H27-65口掺水温度为40 ℃,油井生产基本平稳。
原掺水系统生产模式
油井自产液就地回切后生产模式
四、经济效益
就地切水回掺系统投产后,取得了较好的经济效益:切水系统投产后,年减少官一联输送掺水8.8×104m3/N,年减少掺水费用47.3万元;停运官8站掺水系统后,月减少掺水系统管道漏失5次/月,年减少管道补漏费用近10万元;节支管道更换成本100万元;日减少官大站处理液体240m3/d,年减少官一联处理费用8.8万元。共计年创效益166.1万元。 本项目投资在12万元,投入产出比为1:13.8。
五、结论
利用原有设备进行改造后,实现了油井自产液就地切水回掺,改变了传统的地面集输生产中由联合站集中供掺的生产模式,摒弃了高能耗的系统掺水管道及加热的中间环节、实现了简单、高效、节能的生产模式。
关键词:油井 自产液 回掺 降成本
一、现状
1.我站位于采油三厂作业三区管理三站,共有油井36口,由官一联合站提供掺水。掺水系统管道投产于2004年12月,管线规格为DN100钢丝网同骨架增强塑料复合保温管。日输送掺水量夏季140m3/d,冬季350m3/d。由于管道质量问题,进入2006年1月份就开始漏失,且随着使用时间的加长,漏失加剧,2007年漏失15次,2008年漏失36次,2009年漏失25次,2010年漏失45次,从开始投产至停运,累计漏失130次,严重影响了我站油井的正常生产。如更换全程掺水管线,需要投资近100万元。
2.从官一联合站到我站掺水管线长度共计5.38Km,再由我站掺水阀组分水到各单井由此造成:官一联合站掺水泵出口压力在1.45-1.5MPa,到达我站掺水阀组压力降低到1.3~1.35MPa,再到达各单井掺水压力降为1.1~1.2MPa;掺水温降大:官一联合站出来到我站掺水温度由76℃降到40℃,温降降达35℃,造成大量的热量散失,能耗損失大。
二、采用油井自产液就地切水回掺工艺
针对掺水管线频繁漏失和掺水能耗大的问题,利用原有设施进行改造,实现油井自产液就地切水回掺。改造方法:对现有两个外输1#、2#缓冲罐流程进行局部改造,实现油井产液油、水、气分离,分离出的油通过外输管道输至官一联合站;分离出的污水经过1#、2#缓冲罐连通的底部进入掺水泵,利用油井自产液体热量,不用加热系统,提压后对油井进行回掺;分离出的气仍输送至发电机组进行发电。改造方案:
1.对官8站外输1#、2#缓冲罐进行清砂、改造,完善相应工艺流程。1)首先实现1#缓冲罐液体的单进、单出,停运2#缓冲罐,对2#缓冲罐进行清砂;2#罐清砂后,去掉2#罐底排污DN150闸门,并在DN150闸门法兰内插入∮89*6mm钢质管道,进入1#缓冲罐体内部30cm,同时把DN150闸门法兰和∮89*6mm钢管重合处焊接密封 ,并安装DN80PN25闸门控制;同时完善2#缓冲罐液位计及配套设施,实现1、2#缓冲罐单独计量。
2.对外输2#缓冲罐投产,实现2#缓冲罐液体的单进、单出,停运1#缓冲罐,对1#缓冲罐进行清砂;1#缓冲罐清砂后,去掉1#缓冲罐底排污DN100闸门,并在DN100闸门法兰内插入∮89*6mm钢质管道,进入1#缓冲罐体内部30cm,同时把DN100闸门法兰和∮89*6mm钢管重合处焊接密封,并安装DN80PN25闸门控制。
3.完善15m3/d掺水泵两台,额定泵压2.5MPa,一用一备,完善相关电力及流程。回掺系统完工后于2012年3月19日投入运行,采用1#缓冲罐单独进液,用变频器控制液位,液位高度设定为1.5m;实行1#缓冲罐进、出口全部打开,2#缓冲罐进口关闭,出口打开的生产模式;1#、2#缓冲罐底部DN200闸门连通常开;掺水用水采用2#缓冲罐底部DN80闸门释放的底水;掺水泵变频设定压力1.35MPa。
三、油井自产液掺水回掺流程使用效果
1.我站就地切水回掺系统投产前后参数对比
在整改后掺水系统投产后,以及掺水量逐渐变化的情况下,对油井没有造成大的影响。从油井的井口油压以及功图的运行情况来看,在新建掺水系统运行前后,油井生产正常平稳。源头井、偏远井跟踪,如:到官9站的官34~69KH井口掺水温度为40℃,官12站的官33~53井口掺水温度为39℃,官10站的官H27-65口掺水温度为40 ℃,油井生产基本平稳。
原掺水系统生产模式
油井自产液就地回切后生产模式
四、经济效益
就地切水回掺系统投产后,取得了较好的经济效益:切水系统投产后,年减少官一联输送掺水8.8×104m3/N,年减少掺水费用47.3万元;停运官8站掺水系统后,月减少掺水系统管道漏失5次/月,年减少管道补漏费用近10万元;节支管道更换成本100万元;日减少官大站处理液体240m3/d,年减少官一联处理费用8.8万元。共计年创效益166.1万元。 本项目投资在12万元,投入产出比为1:13.8。
五、结论
利用原有设备进行改造后,实现了油井自产液就地切水回掺,改变了传统的地面集输生产中由联合站集中供掺的生产模式,摒弃了高能耗的系统掺水管道及加热的中间环节、实现了简单、高效、节能的生产模式。