安塞油田集輸工藝的優化

呂旭 朱洪征 郭發榮

1西安石油大學石油工程學院；2長慶油田公司采油一廠3長慶油田公司油氣工藝研究院；4低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室5長慶油田公司油田開發處

安塞油田集輸工藝的優化

呂旭1;2朱洪征3;4郭發榮5

1西安石油大學石油工程學院；2長慶油田公司采油一廠3長慶油田公司油氣工藝研究院；4低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室5長慶油田公司油田開發處

針對新區需要降低產建投資、老區安全環保風險大和計量系統不能滿足生產需要等問題，安塞油田開展了集輸工藝的優化研究。應用示功圖計量和數字化監控技術，開展了產建集油工藝的優化；應用多種管網優化技術，開展了環境敏感區域輸油系統優化和集輸管網整體優化，高回壓和拉油井組集油工藝優化；應用多種計量新技術，開展了單井計量系統優化和站點三級產量監控體系建設。

安塞油田；集輸工藝；安全環保；管網；計量系統；優化

1 集輸工藝概況

安塞油田是全國最早投入開發的低滲透油田之一。生產區域位于溝壑縱橫、梁峁交錯的黃土高原腹地、“四河二庫”的環境敏感區，地面建設難度大、投資大。通過持續的試驗研究，形成了以“單、短、簡、小、串”為主要特色的地面建設模式[1]，實現了經濟高效開發。經過20多年的勘探開發，形成了年產300萬噸的生產規模，有油井4 800多口，各類站點205座，各類集輸管線約3 600 km。

1.1 現狀

鉆井采用定向井及大位移井技術，井組一般為6～8口以上的大井組。老區主要采用雙管密閉集油流程，單井計量采用井組單量管線與站內集中計量的流程，采用二級布站與三級布站相結合的布站技術。增壓點采用緩沖罐油氣分離、小型茶爐加溫和螺桿泵輸油工藝。集中處理站采用沉降罐熱化學脫水，除油、過濾和加藥等多級采出水處理，微正壓閃蒸原油穩定，中壓淺冷輕烴處理等集輸工藝。

1.2 存在的問題

（1）安塞油田目前開發區域儲層平均滲透率0.49 mD，未來開發區域主要是滲透率0.3 mD的超低滲區塊，為了滿足經濟開發需要，需要進一步優化簡化集輸工藝，降低地面建設投資和生產運行成本。

（2）安塞油田1989年大規模投入開發，老集輸系統運行時間長，腐蝕老化嚴重，且大部分位于延河、杏子河、坪橋川和長尾河等“四河”以及王窯水庫、中山川水庫等“二庫”的環境敏感區。老集輸系統布局不盡合理，沿河、跨河管線多，存在較大的安全環保隱患。

（3）受井組液量低、冬季氣溫低、地形復雜等條件限制，安塞油田100多個井組冬季出現高回壓問題，造成集油管線頻繁堵塞甚至油井停產；100多個井組拉油生產，生產費用高，受雨雪天氣及道路條件影響，存在交通安全風險。

（4）安塞油田200多口油井由于采用單管流程導致無法單井計量，此外受井組液量低、冬季氣溫低等影響導致400多口油井冬季無法計量。站點外輸計量系統只能計量外輸液量，不能準確掌握產油量情況，不能及時為生產決策提供準確的指導。

2 工藝的優化

2.1 集油工藝

集油工藝優化的關鍵是單井計量工藝優化。采用示功圖計量工藝一方面避免了冬季因液量低、氣溫低而無法計量問題，另一方面通過示功圖計量裝置取代單量管線和站內計量裝置，使單量和混進的雙管集油流程簡化為混進的單管流程，并實現多井組串管集油進站。

安塞油田示功圖法計量與監測系統，按10～15 min間隔實時采集抽油機井載荷、位移、電流、電壓等數據，并用無線傳輸方式在增壓點（轉油站）集中顯示，應用長慶油氣工藝研究院研發的示功圖計量軟件進行計算[2]，測試各類油井平均誤差在15%以內。此外利用示功圖法計量通訊平臺，實現井場監控、抽油機遠程啟停、注水井壓力及流量監測等擴展數字化監控功能。

2009年安塞油田產建新區按照數字化建設要求，全面推廣示功圖計量、單管集油工藝。按照每個井組8口油井，每個增壓點5個井組，集油半徑1.6 km計算，采用常規流程單井計量投資2.5萬元，采用新流程單井計量投資僅1.5萬元。由示功圖法計量通訊平臺擴展的數字化監控管理功能，可實現井場無人值守管理，有效控制用工總量，優化了勞動組織結構[3]，降低了成本。

2.2 老集輸系統

安塞油田在老集輸系統改造過程中，通過輸油管網優化、站點和管網布局整體優化，避免管線沿河、穿河，從根本上削減環境敏感區原油泄漏污染的風險，同時兼顧節約投資的效果。及時根據站點和管網條件的變化，因地制宜地開展集油管線優化，有效治理井組高回壓和拉油生產的安全、環保隱患。

2.2.1 輸油系統優化

在輸油管線腐蝕老化隱患治理改造過程中，改變以往沿河敷設的方式，改向沿山敷設，或者調整歸屬站點，改進其他輸油系統，達到避免穿、跨越河流，削減環保隱患的目的。

2008年，張渠站至杏河站d=159 mm×6 mm、長15 mm管線因硫化氫腐蝕嚴重進行改造，改造時管線走向由沿河敷設改為沿山敷設，跨越總數量從15處減少到7處，同時管線長度從15 km減少到12.5 km。

塞218站—賀一轉—王二轉輸油系統老化腐蝕嚴重，2009年對其進行改造。賀一轉及塞218站外輸系統改進為王十八轉集中處理站，王二轉輸油管線改向沿山敷設，見圖1。改線后塞218站至王十八轉站管線長14.2 km，比原賀一轉至王二轉14.6 km管線節省0.4 km，并消除了管線沿河運行的安全、環保風險。

圖1 塞218站—賀一轉—王二轉輸油系統優化

2.2.2 集輸系統整體優化

老集輸系統改造中，依據地形及井組分布情況，關停沿河大站大庫。通過關停和新建增壓點優化集油管網，調整下游歸屬站點優化輸油管網，使整個集輸管網避免沿河、跨河，從源頭上消除隱患。中山川水庫流域集輸系統調整示意圖見圖2。

圖2 中山川水庫流域集輸系統調整示意圖

中山川水庫為子長縣居民飲用水源，流域內有注采河、團莊河、橋岔河等三大支流。安塞油田在該流域內有各類集輸油站點14個，井場81座，油井265口，水井113口，集輸管線189 km，該流域所有產液量通過坪四轉及坪六轉外輸至坪橋集輸站。該集輸系統運行時間超過15年，老化腐蝕嚴重。2009年在中山川流域老集輸系統隱患治理改造過程中，開展了整體優化：

（1）站點隱患治理。坪五轉油站和坪十二計量接轉站為流域內最大的站點，同時位于主河道周邊。關閉了坪五轉油站和坪十二計量接轉站，消除了這2個站點及外輸管線泄漏污染的風險。

（2）集油管網調整。新建坪十二增，將原屬坪十二轉的5個井組改進坪十二增，2個井組改進坪七轉；將原屬坪四轉的4個井組改進坪六輸，2個井組改進坪十二增。

（3）輸油管網調整。坪四增外輸改進坪28-40增，坪28-40增和坪27-38增改進坪七轉，坪十二增進坪六拉，使流域大部分站點外輸管線均避開流域河道。

（4）數字化建設。坪十二增、坪七轉和坪六轉3座站及所轄井組配套數字化建設。與常規改造相比，在投資減少的情況下，實現跨越總數從12處減少到2處，使2座大站，5條輸油管線，17個井組管線避免沿河、跨河敷設，提高了4個站運行效率30.5%，實現了數字化管理。

2.3 高回壓及拉油生產井組

高回壓導致油井產量下降，甚至導致集油管線頻繁堵塞，不得不拉油生產。油井拉油生產費用高、能耗高，同時油區道路復雜，受雨雪天氣影響，存在交通安全風險。

在拉油井組集中區域，通過建小型增壓橇可以實現近流程生產；高回壓井組可以通過管線加熱、投球或者優化管線走向的方法進行治理。對于受初期建站條件限制導致的高回壓或拉油井組，通過及時改進后期其他站點，或者插輸至站點外輸管線的方式進行治理。

杏13-33井組至杏十轉集油管線長4.0 km，于2002年11月投產，冬季回壓4.0 MPa。2007年杏二增建設后，改向敷設杏13-33至杏二增的集油管線僅2.0 km。改線后杏13-33井組冬季回壓下降到1.5 MPa，預計單井日減少泵漏失量0.4 m3，抽油機耗電量下降10%以上，年增產原油約200 t，年實現經濟效益約60萬元。

東34-20井組日產液20 m3，原為拉油生產。2008年建設了東34-20井組插輸至張一轉外輸管線的集油流程。張一轉外輸管線15 km，外輸壓力1.0 MPa，插輸點位于張一轉出站8 km處，目前東34-20井組生產正常，冬季回壓1.8 MPa。建設外輸管線后年節約拉油費用約15萬元，2年內即收回管線建設投資。

3 計量系統的優化

（1）油井計量系統優化。安塞油田應用的多相流計量裝置計量范圍一般為液相1～2 m3/h，氣相0～0.2×104m3/d，標定誤差在3%以內。多相流計量裝置可以安裝在井組取代單量管線，集油半徑1.5 km時，單井投資降低30%左右。將多相流計量裝置小型化，固定在卡車上，進出口安裝中壓連接軟管，成為活動計量車，在井組之間2～4 km的距離內移動計量，具有運行成本低、使用范圍廣等優點。適合在油井數量大、分布面積廣、地形復雜的低滲透區塊使用。截至2009年底，安塞油田安裝活動計量裝置24套，基本解決了200多口單串管流程井、400多口冬季無法計量的油井計量問題，同時還可以對500多口示功圖計量裝置進行標定。

（2）站點三級產量監控體系建設。安塞油田含水原油站點外輸計量系統僅能計量產液量，不能計量產油量和遠程傳輸。當區塊生產動態發生變化時，需要在大轉油站管轄區域內開展產量排查，工作量巨大。為了滿足大油田生產管理的需要，縮小排查區域至增壓點，開展了三級產量監控體系建設。在各站點建立產油量計量及遠程傳送設施，監控各站點產液量和產油量變化，實現廠—作業區—井區的三級監控。三級產量監控體系充分利用了油田內部網絡，關鍵技術是外輸管線含水分析儀的優選。常用的含水分析方法可分為射頻法、微波法、電容法和射線法。應用射線法或多傳感器信息融合技術精度較高[4]。2009年在杏河、杏北、杏南區塊分別應用射線法測試系統、電容和微波法測試系統、三相流量計進行現場應用試驗。結果表明，FGH型射線法測試系統效果較好、HSC-I型電容和微波法測試系統含水分析效果最好。現場監測與人工化驗對比平均誤差約為1.5%，可以滿足增壓點、轉油站等站點低含氣，中、高含水原油的在線監測。

4 結語

（1）在安塞油田產建新區應用示功圖計量與監測技術，實現單管集油和串管流程，大幅降低了單井計量投資。利用示功圖法計量與監測系統擴展的數字化監控管理功能，減少了住井員工數量，降低了人工成本。

（2）在安塞油田老集輸系統改造中，通過輸油管線走向優化和歸屬站點調整、集輸站點和管網布局整體優化，有效消減了敏感區域集輸系統穿、跨越河流的隱患，同時節約了維護改造投資。集油管線歸屬站點調整和建設插輸站點輸油管線流程，有效治理了井組高回壓和拉油生產的安全環保隱患。

（3）應用多相流活動計量技術，實現了安塞油田單管流程井、冬季低產井的油井計量，還可以實現示功圖計量裝置的有效標定，成為數字化管理系統的有效補充。以應用HSC-I型電容和微波法測試系統為重點，建設三級產量監控體系，可以滿足大油田生產管理需要。

[1]胡文瑞．鄂爾多斯盆地油氣勘探開發理論與技術[M]．北京：石油工業出版社，2000．

[2]楊瑞，黃偉．功圖法油井計量技術在長慶油田的應用[J]．油氣田地面工程，2010，29（2）：55-57．

[3]張箭嘯，夏政，辛宏，等．長慶油田超低滲油藏開發地面設計探討[J]．石油工程建設，2010（4）：80-85．

[4]吳國忠，張永攀，李棟，等．多相混輸原油在線含水檢測研究現狀與發展趨勢[J]．油氣田地面工程，2008，27（5）：30-31．

10.3969/j.issn.1006-6896.2011.5.020

呂旭：工程師，2003年畢業于中國地質大學(武漢)石油工程專業，西安石油大學石油天然氣工程專業在讀碩士。現在長慶油田公司第一采油廠采油工藝研究所從事油氣田開發工作。

（029）86504261、lxu_cq@petrochina.com.cn

（欄目主持 張秀麗）