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老油田地面系统优化与环境保护

时间:2017-11-14 11:46:00   来源:本网   添加人:admin

  长庆油田地处陕、甘、宁、蒙、晋五省境内,油区分布广,跨度大,属于干旱的黄土高原地区,生态环境脆弱,植被贫乏,环境自我修复能力差,油区内分布有大量的饮用水水源保护区、自然保护区、河流冲沟等环境敏感区。一旦产生污染事故,损失大、影响广、恢复难。

  近年来长庆油田响应国家节能减排的总体要求,采取地面工艺优化简化、数字化升级改造、伴生气综合利用、应用“四新”(新技术、新工艺、新材料、新设备)技术等举措,对老油田进行综合改造,完成多项隐患治理工程,提高了老油田系统效率,突出隐患得到了有效治理,油区整体生态环境有了明显改善。

  1“关、停、并、转、换”与环境保护结合随着老油田滚动开发、扩边及区块内产液量、含水等采油参数的不断变化,部分站点的能力与生产需要不协调,通过“关、停、并、转、换”等措施,对地面工艺进行优化简化,提高站点的利用率,合理分配资源,达到节能减排的目的。

  低,需要加热点给周边井组油井加热以完成原油的集输工作,随着油田的开发,所采原油产液量及含水都有增加,不需要进行原油加热,故将这部分站点关闭。部分增压点管辖油井随着含水的上升,原油黏度下降,无需增压也能输到下游站,可将这部分增压点关闭。

  进行原油的计量工作,随着油田数字化建设的推广,逐步对老油田进行数字化升级改造,改造后油井计量改为功图法自动计量,停用原有的计量站或增压点、接转站等站内的计量功能。

  严重急需更新改造的相邻两座站合二为一或合并新建。如于66-27、于64-24两个增压点,由于白于山区块采用超前注水开发,初期产液量高、含水低、集输半径较小,需要配置多个增压点,后期产液量逐渐降低,含水慢慢升高,集输半径逐步放大,可以将两个增压点范围内的井组集中到一个增压点,即将两个增压点合并。

  为增压点,或改为脱水站,增压点、拉油点改为脱水拉油点等。对于部分超前注水造成的初期产液量较高的区块,随着时间的推移,建设的接转站能力远远超出生产需要,将流程简化,把接转站转为橇装增压点。

  随着油田的开发,油田采出水增多,站点负荷加大,通过优化脱水点、脱水环节,在接转站等站点增加脱水工艺,脱出水就地回注,净化原油外输或拉运,可显著降低各站的运行负荷,实现节能减排,同时减少了清水注入量,降低供、注清水的负荷与运行费用,减少清水的采集,有效保护了环境。

  动方式)、加热炉,开展集输系统站点加热燃烧系统改造、提高集输站场输油系统运行效率的工作。

  部分区块产液量逐年降低,外输泵能力过剩,通过更换小泵和使用变频技术,改变输油泵的转速,进行不同的工况调节,消除因泵管压差而产生的节流损失,节约了电能,改善工艺,保证了安全生产。加热系统改造主要针对加热炉的炉型进行改造。长庆油田张江,2003毕业于辽宁石油化工大学油气储运专业,现在西安长庆科技工程有限责任公司从事油气集输设计工作。通信地址:陕西省西安市未央区凤城四路长庆大厦1004,710018 2002年引进真空相变加热炉,与蒸汽锅炉或水套加热炉相比,真空相变加热炉优点明显。

  通过对长庆油田集输系统进行优化运行和改造,使全油田集输系统效率提高1%2%,能耗降低5%8%,2010年全油田集输系统平均运行效率达到40%以上。

  站场负荷率,同时还降低了人员驻守的生活、物资供给等成本,减少生活及生产废物的排放点,优化油区环境。

  2数字化升级改造老油田大部分采油作业区数字化程度低,在增压点、接转站等进行计量、增压工作,注水、供水等系统也都以人工看护为主。对老油田进行数字化升级改造,围绕井、站、管线等组成的基本生产单元的过程管理,以生产过程监控为主,完成数据采集、过程监控、动态分析,实现电子巡井,达到“井场保生产,站场保安全”为油田生产和环境保护保驾护航。

  对井场进行改造,主要增加井场RTU(远程终端控制系统)、油井示功图参数采集、抽油机运行监测与控制、抽油机三相电参、自动投球装置、井场集油管线压力检测变送器、井场视频监视设备、井场无线通信设备等。

  对站点改造主要包括:增加泵的变频,实现连续输油;采集收球筒压力,污油箱高低液位启停泵,输油泵进出口压力监测,热炉出口温度监测,罐区液位监测,监测外输流量、压力、温度;增加站控PLC(可编程逻辑控制器)系统;见频监视系统等。

  作业区改造作为各采油厂/处的生产管理单元,其功能以监视、调度、生产管理为主,实现井组、油藏的重点管理。

  采油厂/低渗项目部作为数字化管理单元,以生产管理、安全管理、优化分析为主。在各厂/处生产管理中心,设置完整的生产数据库和应用数据库,为全厂生产运行指挥调度和应用提供数据平台,同时将数据传至长庆油气田数字化生产指挥中心。

  通过对老油田井、站、作业区、采油厂的逐级升级改造,形成了以“视频监控、实时运行、远程控制、自动报警、信息查询”为主要内容的安全环保数字化监控系统,实现自上而下多级、越级监控,形成“多级监控、层级预警、远程控制”的预警网络。

  2010―2011年的实践证明,通过采集生产过程中的数据,充分利用信息技术实现智能判识、过程监控,达到生产过程的安全、高效、平稳运行。通过数字化的生产运行管理和安全生产管理,改善了员工工作条件,提高工作效率、降低劳动强度,提升了站场安防水平,为环境保护提供了有力保障。

  3伴生气综合利用长庆油田伴生气资源量丰富,由于老油田建设初期伴生气回收工艺不发达,伴生气资源除自用外,只能放空燃烧。对井站进行伴生气回收的工艺改造,充分利用伴生气资源,实现油田高效开发、安全生产以及环境保护的目的。

  在井口安装定压阀或同步回转混输装置将井场套管气回收,通过油气混输工艺输至联合站,进行轻烃回收工作。产生的干气用于油田其他区块生产或者进行罐装销售,实现节能减排。

  长庆油田多为丛式井场,靖安、安塞油田等老区采用双管流程,即丛式井组采用单混双线集输到站点,一条管线作为混输管线,另一条单走一口井产液,在站点上利用双容积分离器等进行计量。株罗系油藏伴生气资源匮乏,井口使用燃煤加热,站点加热采用燃煤或燃油。三叠系油藏伴生气资源丰富,部分站点伴生气自用后燃烧放空,将伴生气整合、共享,充分利用资源。

  数字化升级改造后,油井计量改为功图法自动计量,井场至站点只需要一条管线,将空余的管线作为周围区块伴生气或干气的输气管线,进行流程改造。

  2011年在采油三厂郝坨梁作业区进行试点,作业区内三叠系与株罗系井站互有交错,油区将空闲的出油管线改为供气管线,新铺部分供气管线,将三叠系油藏产出伴生气引致株罗系各站场管网,除5座偏远拉油点外,各井站摆脱了对燃煤或燃油的依赖,消除了粉尘污染,提高了伴生气的利用率,在节能减排的同时,净化了油区环境。

  4“四新”技术应用与环境保护结合科学技术是第一生产力,积极推广“新技术、新工艺、新材料、新设备”,在系统优化调整中积极应用“四新”技术,优化各站点功能,降低操作工人劳动强度,节能减排,同时加强对环境的保护。列举如下应用于老油田地面系统优化的“四新”技术。

  功图法计量技术采用功图法量油,主要功能及特点是:在线油井工况判断;异常预警;在线油井产液计量;数据快速查询与统计;数据服务与共享。该技术提高了老油田的数字化管理水平,降低了员工的劳动强度,同时为老油田的地面工艺优化简化提供了技术支撑,是老油田实行“关、停、并、转、换”及煤改气等工程的先决条件。

  一体化橇装技术的应用橇装设备,如增压橇、自动收球装置等,具有投产周期短,占地面积小,自动化水平高,一次性投资少等优势。在对老油田进行“关、停、并、转、换”改造的时候尽量应用橇装装置,可实现无人值守,减少生活垃圾对环境的破坏。

  自动投球清管装置每个井组安装一套自动投球装置,一次可充装清管球10只,根据管线流量和结蜡状况,设定投球间隔,通过特殊球阀自动发球清管,无需人工停井、倒流程、放空,实现了安全操作、环保操作,为无人值守创造条件。

  使用井口电加热器、电磁防蜡器等新工艺设备减少了油田废物的排放,降低了管线冻堵等事故的发生率,降低了环境保护的压力。

  进行串管等工艺改造降低了河流穿跨越处的风险,并缩短抢险时间。传统输油工艺为多个井组汇至增压点等站点,各井组在同一处穿跨越河流,夏季暴雨频发,一旦发生山洪等自然灾害,导致管线断裂后,抢险工作量大,周期长,原油漏失量大。进行串管改造,穿跨越处的管线大幅度减少,造成的危害大幅度井组为例,四个井组都输至盘3增压点,同时穿过周团沟,改造前在穿越处有出油管线8条,进行数字化升级改造及串管工艺改造后,穿越管线仅为1条,抢修时间与原油的漏失量都将降低80%以上。

  治理频繁破损的含水输油管线、污水管线开发中后期,油田综合含水上升,单井管线、注水管线因使用年限久,腐蚀破损频繁,多次造成污染,影响周边居民生活。

  以长庆油田第三采油厂油房庄作业区为例,2006年更换油水井管线共计10.5km,2007年共更换14.7km,2008年共计更换15.4km,更换油水井管线数量逐年增加。现有的防腐涂层只注重防腐性能,在力学性(上接第66页)域水资源保护有着更重要的意义,对全国的生态环境建设,环境友好型社会的构建都将起到一定的推动和示范作用。