王吉福 胡豫吉 徐綺涵（中國石油塔里木油田分公司）

塔中I 號氣田位于沙漠腹地，屬縫洞型碳酸鹽巖油氣藏，區(qū)塊東西長220 km、寬20～40 km，地域廣闊[1-2]?，F(xiàn)有生產井400余口，生產井產出液通過地面集輸管網(wǎng)管輸?shù)骄徒穆?lián)合站進行處理，偏遠區(qū)塊生產井產出液則通過罐車拉運的方式拉運至卸油臺再泵輸?shù)铰?lián)合站。產出液在聯(lián)合站內先進行油水分離，分離出的采出水經處理后再用于注水替油或減排回注[3]。

隨著油氣田的不斷開發(fā)，塔中I 號氣田日產水量逐漸增加，預測峰值產水量約3 000 m3/d，目前平均日產水量約1 250 m3，超過聯(lián)合站采出水處理系統(tǒng)設計處理能力。另外，塔二聯(lián)、塔三聯(lián)站外曬水池長期高液位運行存在較大的安全環(huán)保風險。塔中I 號氣田生產井中見水井逐步增多，需排水采氣的井也越來越多，油氣田產水量增加也制約著排水采氣措施的實施，部分高含水的井被迫關井，不利于油氣田的高效開發(fā)，油氣田采出水治理迫在眉睫。

1 油氣田采出水現(xiàn)狀

塔中I 號氣田產出液主要通過“單井、集氣站（或集油站）-聯(lián)合站”的布站方式集輸進站處理[4-5]，塔二聯(lián)站外集氣站4 座、集油站1 座，塔三聯(lián)站外集氣站5座，集油站2座，塔中I號氣田主要站點水量分析見表1。在目前生產狀況下，塔二聯(lián)、塔三聯(lián)兩座聯(lián)合站水處理系統(tǒng)均超負荷運行，分別超出水處理系統(tǒng)設計能力60 m3/d、110 m3/d，而峰值產水量時則遠超過聯(lián)合站水處理能力。

表1 塔中I號氣田主要站點水量分析

2 采出水治理情況

2.1 治理思路

根據(jù)塔中I 號氣田地面集輸配套流程和碳酸鹽巖油氣藏儲層特征及開發(fā)生產特點，經分析認為可以在塔二聯(lián)、塔三聯(lián)站外各集氣站或集油站氣液兩相分離后先在集氣站或集油站進行一次初步的油氣水三相分離，通過三相分離器分離出的原油進一步輸送到聯(lián)合站處理，閃蒸出的天然氣則根據(jù)氣量大小和周邊配套CNG回收站情況進行回收或放空火炬燃燒，分離出的水則進入注水罐沉降、緩沖，再通過注水泵就近回注到周邊減排回注井或注水替油井，不用輸送到聯(lián)合站再處理后回注。

2.2 可行性分析

按照國家要求及行業(yè)規(guī)范，油氣田采出水必須經處理合格后才能回注到地層。因此，如果要按照上述思路進行采出水治理，分離出的油氣田采出水經注水罐沉降后須達到水質標準。碳酸鹽巖注入水和回注水水質指標如表2所示。

表2 碳酸鹽巖注入水和回注水水質指標

選擇水量較大的5#集氣站，在分離器液相出口取水樣化驗，分析懸浮物和含油量兩項指標，連續(xù)取樣化驗5天，2017年11月5#集氣站水樣水質分析見表3。由分析數(shù)據(jù)可知，分離出的水相中平均懸浮物含量47.36 mg/L，平均含油量24.26 mg/L，滿足水質控制指標要求。

表3 2017年11月5#集氣站水樣水質分析

3 采出水就地分離回注實施方案及效果

結合現(xiàn)場生產實際情況，在塔二聯(lián)、塔三聯(lián)站外各選擇1座水量較大的集氣站優(yōu)先實施油氣田采出水就地分離回注。

3.1 就地分離回注方案

1）T26-2 集氣站目前日產液500 t，日產水量425 m3，全部集輸?shù)剿?lián)處理后再回注。在集氣站內新建1臺三相分離器，分離出的采出水先進入注水緩沖罐進行緩沖沉降，再通過注水泵加壓輸送到TZ74 井回注，分離出的油相進入閃蒸罐外輸?shù)剿?lián)，少量氣相及安全放空接至火炬。集氣站站內流程改造需新增1臺三相分離器、2座50 m3注水罐，新建2 臺注水泵且2 臺泵同時運行，其中1 臺工頻運行另外1 臺變頻運行，每臺泵設計注水量200 m3/d、設計注水壓力25 MPa，站外新建1 條2 100 m 單井注水管線，可滿足日注水400 m3需求，T26-2集氣站采出水就地分離回注流程改造示意圖如圖1所示（紅色線框內為主要流程改造部分）。

圖1 T26-2集氣站采出水就地分離回注流程改造示意圖

2）塔中5#集氣站目前日產液量800 t，日產水440 t，全部集輸?shù)剿?lián)處理后再回注到周邊需注水替油的井或回注井。在5#集氣站低壓生產系統(tǒng)新建1臺三相分離器，分離出的采出水進入2座50 m3注水緩沖罐進行緩沖沉降，再通過注水泵加壓利用生產井現(xiàn)有的集輸管線返輸?shù)骄诨刈?，分離出的油相進入高架罐再泵輸?shù)剿?lián)，氣相進入CNG回收站進行回收利用。集氣站站內流程改造需新增1 臺三相分離器、2座50 m3注水罐，新建2臺注水泵且2 臺泵同時運行，其中1 臺工頻運行另外1臺變頻運行，每臺泵設計注水量300 m3/d、設計注水壓力10 MPa，可滿足日注水600 m3需求。根據(jù)生產需要，集氣站三相分離器分離出的采出水既可以用于碳酸鹽巖生產井注水替油也可以進行回注，可用于注水的井有Z43-7、Z43-1、Z45-H5 等，5#集氣站采出水就地分離回注流程改造示意圖如圖2所示（紅色線框內為主要流程改造部分）。

圖2 5#集氣站采出水就地分離回注流程改造示意圖

3.2 實施效果

油氣田采出水就地分離回注實施后，2 口注水井注水壓力、注水量均相對穩(wěn)定，運行平穩(wěn)，極大的緩解了聯(lián)合站水處理系統(tǒng)的運行負荷。其中，TZ74 井注水壓力約6.5 MPa，平均日回注水量約250 m3，Z43-7井注水壓力約0.5 MPa，平均日注水量約350 m3。每天減少進站處理水量近600 m3，聯(lián)合站水處理量均在設計處理能力范圍內。

4 效益分析

T26-2 集氣站及5#集氣站油氣田采出水就地分離回注項目實施后成效明顯，不僅解決了油氣田采出水治理問題，還取得良好的經濟效益和安全環(huán)保效益，并極具推廣應用價值。

4.1 經濟效益

減少聯(lián)合站水處理系統(tǒng)處理水量600 t/d，降低水處理成本74.24萬元/a；減少碳酸鹽巖油氣田撬裝注水量600 m3/d，降低撬裝注水成本277.04 萬元/a；Z102-6X、Z111-H3、Z29-1 等排水采氣井可正常組織生產，增加原油產量0.59×104t/a、增加天然氣產量0.12×108m3/a，年經濟效益合計為3875.2萬元，T26-2 集氣站、5#集氣站油氣田采出水就地分離回注項目合計投資926.08 萬元，當年即可收回投入成本。

4.2 安全環(huán)保效益

1）減少塔二聯(lián)、塔三聯(lián)進站處理水量，避免水處理系統(tǒng)超負荷運行，保證水處理及凝析油處理系統(tǒng)安全平穩(wěn)運行。

2）降低塔二聯(lián)、塔三聯(lián)站外曬水池液位，避免曬水池垮塌或油氣田采出水外溢引起污染環(huán)境。

3）在油氣田偏遠集中試采點進行采出水就地分離回注可降低試采點罐車拉運頻次，減輕試采點裝車工作量，降低工作強度，同時還可以降低罐車拉運途中的交通安全風險。

4.3 推廣應用

T26-2 集氣站、5#集氣站油氣田采出水就地分離回注項目的成功實施，為塔中I 號氣田采出水治理提供參考借鑒，可以推廣應用到2#集氣站、3#集氣站、ZG15 集油站、Z433C 集油站、Z7 集油站等產水量較多的站點，預計可盤活22 口長關井、高含水井，每年增加原油產量0.67×104t、天然氣2 700×104m3，年經濟效益可達到9 608.5萬元。

5 結論

1）利用塔中I 號氣田縫洞型、裂縫-孔隙型油氣藏對注入水水質要求不高，采出水經簡單沉降處理后即可達標回注的特點，“油氣田采出水就地分離回注”打破采出水先進聯(lián)合站處理再進行回注的傳統(tǒng)處理模式，創(chuàng)新性的將采出水處理節(jié)點前移，在站外集氣站或集油站內將采出水分離、處理、回注，不用再進聯(lián)合站，把采出水由“末端處理”變更為“前端處理”，為油氣田采出水治理提供新思路。

2）塔二聯(lián)、塔三聯(lián)進站處理水量減少，避免水處理系統(tǒng)超負荷運行，并且有利于塔二聯(lián)、塔三聯(lián)凝析油處理系統(tǒng)穩(wěn)定性，確保站內采出水處理系統(tǒng)及凝析油處理系統(tǒng)安全平穩(wěn)運行。

3）一方面減少原油拉運、采出水處理、撬裝注水等生產成本，另一方面有利于碳酸鹽巖生產井實施排水采氣，增加原油及天然氣產量，年經濟效益合計為3 875.2萬元。