维普资讯 http://www.cqvip.com ２６ 油气田地面工程第２６卷第Ｊ２期（２００７．Ｊ２） 老化油回收方法的优选 黄家孝（大庆油田建设集团工程公司工程一处） 任艳杰 李华 王丽莉 黄勇智（大庆油田采油一厂） 摘要：对于老化油影响脱水的问题一直 （３）针对原油的油品差采取的措施。原油的 油品差主要是胶态的硫化压亚铁（ＦｅＳ）影响老化 是人们研究的课题，到目前还没有一个快速 的、彻底的解决办法。通过对生产操作过程 精心摸索，采用不‘同的收油方法，进行精细研 究，总结经验，运用数理统计分析原理优选出 一油的破乳，对于硫化亚铁影响脱水电场的问题曾用 不同的方法进行研究，中七联采取的收油措施为改 造加药流程，使用化学药物、改造收油流程，间接 回收老化油、按比例控制排量，回收老化油。 种按比例控制排量回收老化油的方法：即 老化油与外输净化油的配比≤ｌｌ％。运用这 种收油方法后脱水器电场稳定，外输含水不 超标，脱水效果好，其操作方法方便可行。 ３ 回收老化油方案的对比 （１）改造加药流程，使用化学药物。为了驱 除老化油中的ＦｅＳ以利于回收老化油，中七联配合 设计院从２００５年２月２５日一２００５年３月２５日进 行老化油回收实验，实验方案如图１所示。 关键词：老化油；脱水器电场；含水 １ 关于老化油回收方法的探讨 （１）老化油的来源。回收的老化油主要来自 以下三个渠道：一是污水站斜板罐内回收的老化 －－ ——＿— 去含水油缓冲罐 油；二是矿回收点从各地回收的落地原油；三是污 水沉降罐内的含水污油。 （２）老化油影响脱水电场的原因。从大庆油 田采油一厂聚４１３站收油记录、矿化油点收油记 录、中七联外输岗收油记录来看，每当回收这些老 化油时，经常出现脱水电场分离不好、含水超标、 脱水器进口 脱水器电流上升及频繁放电，最终导致电场瘫痪的 现象。从实际生产操作及监测看，人为操作的因素 完全可以排除，脱水电场不稳、脱水效果不好的主 要原因是进入电场的老化油没有破乳造成的。没有 破乳的原因有三方面：一是温度低；二是破乳剂用 量低；三是原油的油品差。 图Ｊ 老化油田回收方案 在２ 罐加油水分离剂，在１ 罐加ＦｅＳ驱除剂， 加药后观察含水超标及外输水质情况。 ２ 应对措施 （Ｉ）针对温度低采取措施。提高脱水温度， （２）改造收油流程间接回收老化油。为解决 老化油的回收、缓解中七联罐存，３月２６日从中 七联外输岗收油泵出口接一条去聚４１３队２ 计量间 出口干线，使回收的老化油进入聚４１３站，如图２ 所示。 由５２℃提高到５５．７℃，但脱水效果没得到好转。 （２）针对乳剂用量低采取措施。增加破乳剂 用量，药量由２００ ｋｇ／ｄ增加到５５０ ｋｇ／ｄ，采取措 施后没收到好效果。温度从５２℃提升到５５ ｃ《二没有 起绝对作用，药量从２００ ｋｇ／ｄ增加到５５０ ｋｇ／ｄ也 没起绝对作用，说明目前的温度、药量不是影响脱 水电场的主要因素，影响脱水电场的主要因素是原 油的油品差。 该流程３月２６ １３开始运行，由于初期没有掌 握好合适的收油量，使去聚４１３站收油量过大，导 致４１ ３站收油次数多、瞬时量过大，致使中七联多 次垮电场，外输含水多次超标。仅４月份就收油 ｌ９次，收油３ ７６０ ｔ，平均每次收油１９８ ｔ，该流程 维普资讯 http://www.cqvip.com 山气田地面工程第２６卷第１ ２期（２００７．１２） ２７ 在初期阶段没有达到预期目的。 常收油时的数据进行分析研究，确定出合理的收油 量，同时找到老化油与净化油的合理配比，按照配 比进行控制收油量，实施后效果很好（见表１）。 从实际收油统计表及收油量、电场、含水之间 的关系曲线上分析，当净化油与老化油的比例为小 于或等于ｌｌ％时，电场比较平稳，脱水效果较好。 当收油时间短、瞬时量大，净化油与老化油的比例 大于ｌｌ％时，含水高。正常生产时加药量为３５０ ｋｇ／ｄ，加药比０．５／１０万，收油时加药量可以增加 图２改造后的收油流程 到４００～５００ ｋｇ／ｄ，加药比０．７～０．８／１０万时电场 （３）按比例控制排量，回收老化油。从以上 探讨的各种方法中，总结失败的教训，收集整理正 稳定，脱水效果好。当各单位在同一时间集中收油 瞬时量过大时，电场不稳，脱水效果不好。 表１实际收油统计结果 ４结论 对影响脱水电场稳定的各项原因进行分析后， 黜 嚣监视外输仪表的 瞬时排量，及时凋整，使老化油进入油系统的比例 维普资讯 http://www.cqvip.com
２８ 油气田地面工程第２６卷第ｌ２期（２００７．１２） 井问互联排水气举恢复产能 何光智 王卫东 金鸿弼（华北油Ｈ］采油四厂） 李新萍 张斌（塔里木油田分公司开发事业部） 摘要：针对苏桥潜山气田苏４９气藏气 井含水上升、气井产量锐减的开发形势，开发 ｌ 技术原理与流程 了井间互联气举排水采气恢复气井产能的工 （１）技术原理。井间互联气举排水采气工艺 艺技术原理与工艺流程。重点介绍了苏４９ 技术的基本原理是把两口或多口需相邻气井的井口 气藏实施井问互联气举排水采气恢复气井产 间用高压管线相连，选择压力高、产气量大、生产 能的工程实践情况和效果，总结了技术特点， 正常的高压气井或排水采气井完毕转入正常的生产 为同类气藏实施高效低耗的排水采气增产稳 排水气井作为气源井，不经过加压直接为一口或多 产工艺技术提供了一个典型的工程实例。 口需要排水的气井提供气举排水回复生产的高压气 关键词：井间互联；排水采气；产能 源，排水井生产正常后可以为其他需要排水采气的 气井提供气举气源。气源井可以是正常生产的高压 气井，实现“一对一”或“一对多”地进行气举 苏桥潜山气田承担了向北京日常供气与应急供 排水采气恢复生产，也可以用恢复正常生产后的气 气的任务，苏４９气藏是苏桥潜山气藏的主力气藏 井，利用“多对一”的方式来对目标井进行气举 之一。由于单井的采气强度较高，气藏整体的采气 排水采气恢复产能。 速度较快，直接导致了气藏潜山底水的活动加剧， （２）工艺流程简介。井间互联气举排水采气 气井含水上升，气井产量锐减的局势，稳产形势严 的工艺技术在工程设计中只需要把单井间用高压输 峻。在此形势下，开展了对国内外各类排水采气工 气管线相连接，在管线上安装高压气液分离器，把 艺的调研，以求延长气藏稳产时间，改善气藏开发 气源井产出的液相分离出去，留下干净的天然气作 效果。在广泛调研与充分论证的基础上，提出了井 气举排水采气的气源，为防止天然气在管线中形成 间互联气举排水采气工艺技术。 水化物造成管线堵塞，在管线上安装注醇系统以满 不超过１１．１％。 收油时加４００—４５０ ｋｇ／ｄ，平均每次少加１５０ ｋｇ／ｄ， （２）各单位收油时间尽量错开，以免同时收 每月按１５次加药可节约２．２５ ｔ。每吨药按８ ０００元 油，造成老化油瞬时量过多。 计算，每月节约折合人民币１．８万元，每年药量节 （３）根据老化油的收油量适当增加加药量。 约２１．６万元。 正常生产时加药比为０．５／１０万，当收油时加药比 （２）避免净化油量的损失。电场不稳，外输油 可以增加到０．７—０．８／１０万。 不合格，平均每年回罐１５次，平均每次回罐２２５ 经紧密与４１３站、收油点联系，协商将泵排量 ｔ／ｈ，回收率只有９０％，每年将损失３３８ ｔ净化油。 控制在３０ ｒｌｌ ／ｈ以下（２５ ｔ／ｈ），错开收油时间， 每吨净化油按８００元计算，将挽回损失２７万元。 收到较好效果，脱水电场平稳、含水不超标。 （３）节约能耗。少回罐也避免重复收油，平均 ５ 经济效益评价 每次回罐按２２５ ｔ／ｈ计算。用牧油泵回收时问至少 １０ ｈ，每小时耗电８．４ ｋＷ・ｈ，每次收油耗电８４ 采用定量控制方法回收老化油，既方便又经 ｋＷ・ｈ，每度电按０．５元计算每年可节约６３０元。 济，方便是指根据来油量大小随时调解收油量，保 因此采用定量控制、合理配比回收老化油是一 证配比小于或等于１１％。 种非常实用的创效方法。 （１）节约加药量。经济是指不用机械的增加 药量。此前分离不好时最高加药量５５０ ｋｇ／ｄ，目前 （栏闷主持畅军） 正常生产时来液量７０ ０００ ｔ／ｄ，加药量３５０ ｋｇ／ｄ，
