第46卷第11期2018年6月广摇州摇化摇工
GuangzhouChemicalIndustry
Vol郾46No郾11Jun郾2018
生产技术渤海区域海洋采油平台高含水
开发期的“水冶问题
王丽梅
(新奥环保技术有限公司,河北摇廊坊摇065001)
摘摇要:渤海区域数座油田经过十几年的注水开发,普遍进入高含水开发期。海洋平台产液增加,原油脱水、采出水处理、
净化水回注地层的矛盾日益突出,“水冶成了平台上部组块研究的主要对象。结合案例重点阐述了渤海区域海洋平台上部组块原油脱水系统、采出水处理系统及注水系统的改造,达到海洋平台节能降耗、降本增效、安全环保的目的。
关键词:海洋采油平台;高含水期;原油脱水系统;采出水处理;注水系统摇
中图分类号:X55
摇文献标志码:A
文章编号:1001-9677(2018)11-0091-02
“Water冶ProblemofBohaiGulfOffshoreOilPlatformduringHighWater-cutStage
WANGLi-mei
(ENNEnvirotechCo郾,Ltd郾,HebeiLangfang065001,China)
Abstract:Aftermorethantenyearsofwaterinjectiondevelopment,severaloilfieldsinBohairegionhavegenerallyenteredhighwater-cutdevelopmentstage郾Thecontradictionsofincreasingliquidproductioninoffshoreplatforms,dehydrationofcrudeoil,treatmentofproducedwaterandpurificationofwaterbackintothestrataArebecomingincreasinglyprominent郾“Water冶hasbeenthemainproblemforthetopside郾Themodificationsofthecrudeoildehydrationsystem,theproductionwatertreatmentsystemandwaterinjectionsysteminBohaiGulfoffshoreoilplatformwereespeciallyexpounded,soastoachievethepurposeofenergy-savingandconsumption-reducing,cost-decreasingandbenefit-increasing,andsafetyandenvironmentalprotection郾
Keywords:offshoreoilplatform;highwater-cutstage;crudeoildehydrationsystem;productionwatertreatmentsystem;waterinjectionsystem
渤海区域数座油田经过十几年的注水开发,经历了无水采油阶段、中低含水阶段,目前含水率大部分处于90%左右,进入高含水开发期。为进一步增加油田可采储量和提高采收率,业主一般采取加密补充钻井、强化注水采液及周期注水等技术措施。海洋平台产液进一步增加,导致上部设施原油脱水系统、采出水处理及回注系统能力不足,原油脱水、采出水处理、净化水回注地层的矛盾日益突出。
2摇高含水期油田集输系统调整改造
高含水期海洋平台集输系统的主要矛盾是“水冶,考虑如何脱水、采出水处理及回注。
根据油田预测配产数据,校核海洋平台现有油气集输系统能力,特别是一级分离器的脱水能力。在整个油田开发生命周期内,若仅有少数年份超过一级分离器的液相处理能力,可改造分离器内部构件,提高液相分离出水的能力;或者研制高效脱水破乳剂,使其在不加热条件下实现高效油水分离;或者改造一级分离器内部构件与研制高效脱水破乳剂同时运用[3-4]。为完成油田产量目标,若产出液超过一级分离器的液相处理能力很多或者需要新建产能,则一般在新建平台上建立原油预脱水系统,一般采用游离水脱除器,一定含水率的原油(含水一般不超过30%)进入现有平台原油处理系统处理,脱出的采出水在新建平台处理达到回注标准,然后由注水系统回注地层。
渤海曹妃甸油田,一期开发西部区块,设置一座集输平台、两座井口平台,井口平台油气水混合液通过各自海底管道输送至集输平台,混合后通过海底管道经过单点系泊系统(SPM)输送至浮式生产储油轮(FPSO)上进行油气水处理,合格油品外输,合格采出水通过海底管道回注地层,天然气用于
1摇高含水期油田特点
油田进入高含水期后,原油含水量上升,井口产液温度升高,并且高含水原油黏度明显降低。井口产出液温度若接近或高于原油凝固点,只要做好集线保温,适当采用有利于降粘、降凝的学药剂,那么产液流动性能大为改善,有利于降低井口回压、降低集输管路热耗及电潜泵能耗,达到原油集输系统节能降耗的目的[1-2]。
井口产液大幅度增加,由于平台上部设施一般按照含水60%设计的,其负荷已经超过设计能力,原油脱水系统、采出水处理及回注系统需要较大扩建。对于渤海内的海洋平台,处理合格的采出水需要全部回注地层,导致注水系统能耗增加明显,从而增加了平台整体能耗。
摇摇摇摇摇摇摇摇摇摇摇摇摇
作者简介:王丽梅(1983-),女,硕士研究生,工程师,汉族,主要从事工业水处理技术研究。
摇92广摇州摇化摇工2018年6月
FPSO主电站发电。二期开发东部区块,平台设置情况及油气水处理流程同一期开发方案。至此,该油田设置两座集输平台、四座井口平台,一艘FPSO,一个SPM。经过十多年的开发,油田进入高含水期开发,为维持目标产量,井口产液量大幅增加,为使液量不超过FPSO的处理能力,减少对SPM、FPSO的改造,需新建平台用于原油预脱水,将井口混合液含水率降至30%,然后通过海底管道输送至FPSO进一步处理,脱出的采出水在新建平台处理达到回注标准后回注地层。
4摇高含水期注水系统调整改造
水处理到300mg/L;第二级设备选择气浮选器,该设备可将含油200mg/L的来水处理到100mg/L以下;第三级设备选择气浮选器,该设备可将含油100mg/L的来水处理到30mg/L以下;第四级设备选择双介质过滤器,出水水质满足标准要求(悬浮物臆5郾0mg/L,含油臆15mg/L,粒径中值臆3滋m)[5]。
3摇高含水期采出水处理系统
注水开发能有效补充地层能量、保持地层压力,对提高采油速度和采收率起到了重要作用,尤其对于进入中高含水期的渤海的海洋平台由于目前国家禁止含油污水排海,上部组块原油系统分离出来的采出水需全部处理合格后回注地层。地质油藏专业根据注水地层的地质特性,按照《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2012)确定注水水质标准。水处理专业根据原油系统来水水质、注水水质、污水流量确定处理深度标准、选择采出水处理工艺和设备,主要包括除油和过滤两个方面,处理后的污水进行回注。
原水水质主要考虑因素包括油滴的密度、粒径及原水的密度、粘度,由斯托克斯公式可知:油滴分离速度与油滴粒径的平方成正比、与油水密度差成正比、与加速度成正比、与水的粘度成反比。对于密度较小的轻质油,在设备选择上以选用水力旋流器、旋流气浮等高效设备,有利于节省占地面积,减少平台尺寸;对于密度较大的偏重油或重油,在设备选择上应以保证足够停留时间的传统设备为主,有利于保证污水处理水质达标。
悬浮固体是引起油层堵塞的重要因素,当颗粒直径大于孔隙喉道直径的1/2时易引起桥架堵塞,颗粒直径大于油层喉道直径时更容易引起堵塞,因此,悬浮固体是采出水处理的主要对象。气浮除油的过程也是去除悬浮固体的过程,通过水中产生的微气泡使得粒径较大的乳化油、分散油和悬浮固体黏附在气泡上,随气体一起上浮至水面,从而达到除油、除悬浮固体的目的。通常为了强化气浮选效果,需要加入浮选剂、混凝剂等化学药剂。浮选净化后的水质一般仅能满足高渗透性注入层对水质的要求,为满足中、低渗透性注入层对水质的要求,一般还需要过滤处理,甚至需要精细过滤处理。
渤海曹妃甸某平台所产原油密度为0郾88g/cm3质原油污水,注水目的层渗透性较差,要求处理后水质要达到,属于含轻含油量不大于30mg/L、悬浮固体含量不大于10mg/L,选择三级处理设备,前两级可以选择高效设备,第三级选用过滤器。第一级设备选择水力旋流器,要求水力旋流器增加入口导流设计,经平台现场测试,加入入口导流设计的水力旋流器可将含油(CFU),1000mg/L的来水处理到200mg/L;第二级选择旋流气浮右;第三级选用核桃壳过滤器该设备可将含油200,mg可使最终出水含油达到/L的来水处理到8030mgmg//L左L、悬浮固体含量不大于10mg/L。
渤海曹妃甸另一平台所产原油密度为0郾935g/cm3含中质偏重原油污水,注水目的层渗透性较好,要求处理后水,属于质要达到含油量不大于50mg/L、悬浮固体含量不大于30mg/L,在设备选择上应以保证足够停留时间的传统设备为主。第一级设备选择立式斜板除油器,此设备可将含油1000mg/L的来水处理到200mg200mg/L;第二级选择气浮选机,该渤海绥中某一平台所产原油密度为/L的来水处理到50mg/L以下。
设备可将含油0郾946~0郾992g/cm3属于含稠油污水,注水目的层渗透性差,要求处理后水质要达,到含油量不大于15mg/L、悬浮固体含量不大于5mg/L,在设备选择上应以保证足够停留时间的传统设备为主。第一级设备选择卧式斜板除油器,此设备可将含油1500~2000mg/L的来
老油田。高含水期海洋平台产液量大增,由于渤海海域禁止排放含油污水,采出水处理系统出水满足注水水质要求,需全部回注地层。注水系统是海上油田的耗能大户,占到了海上油田总能耗的30%~40%[2]注水系统能耗比例进一步增大,对于高含水期,一般面临电站系统电力不足限、特高含水期的油田,制,如何解决电力与注水系统能耗之间矛盾?
目前海洋平台注水系统习惯于配备同型号、同压力等级的注水泵,增压后采用同一套注水管汇分配至井口。由于各井口需要的压力是不同的,为保证最高压力井的注入,其余各井需要节流降压后注入,造成了注入环节的大量浪费。为了响应国家对节能减排的严格要求,同时为了解决注水系统高能耗与电站能力不足的实际问题,建议将海洋平台不同压力等级的注水井分开,分别由高压和中压注水系统进行注水。对渤海某平台注水井进行调研,井口最大注水压力14MPa,据统计84%的注水量是在16%相对于传统的一级注水系统。以1010MPaMPa以下注入井口的为界,将注水系统分为高压,超过10MPa的注水量仅占,其能耗降低幅度达到、中压注水系统24%[6]5摇结摇论
。
,渤海区域数座油田经过十几年的注水开发,已进入高含水开发期,为维持海洋平台原油产量,其产液大大增加,改造平台上部设施原油脱水系统,增大其液相处理能力;若有新产能接入,则在新建平台新建游离水脱除器,一定含水率的原油进入现有平台原油处理系统。若污水含有轻质原油,采出水处理系统一般选用水力旋流器、紧凑高效浮选器等高效污水处理设备;若污水含有重质原油,采出水处理系统一般选用斜板除油器、卧式浮选器等保证足够停留时间的传统污水处理设备。为防止水中悬浮固体阻塞地层,一般需要对除油后的污水进行过滤处理,对于低渗透地层则需精细过滤处理。
总之,高含水期海洋平台的调整及改造需根据油田预测配产数据,进行油气水处理能力匹配,尽量减少改造工作量、减少新建平台工作量,降低生产能耗、降低运行成本,达到海洋平台节能降耗、降本增效、安全环保的目的。
[1]摇李虞庚郾高含水期的油田地面工艺技术改造参考文献
[J]郾油田地面建设,
[2]摇1983,2(1):1-7郾
陈刚,卢建国,郝志清郾油田高含水期地面工艺技术[3]摇设计张威,1997(5):4-6郾
[J]郾石油规划
,黄斌[4]摇[J]。,王莹莹,等郾三元复合驱采出水处理技术研究进展
徐洪君化工环保郾提高三元采出水含油去除率的有效途径,2017(2):152-158郾
[J]郾石油石化节
[5]摇能周长武,2013(1):53-54郾
[6]摇艺研究,管虹翔[J]郾张振友石油和化工设备,黄海龙,等郾海洋石油平台含聚生产污水处理工
分析[J]郾,谭杨钻采工艺,李海津,2012,15(5):66-68郾
,2014,37(5):53-55郾
,等郾海上注水油田多压力注水系统可行性
