黃土塬地區油田油氣集輸技術

黃慧 張榮娟 董璐 王秋巖 白海濤

摘要：甘肅黃土塬地區地勢起伏較大，內部集輸系統建設、管理難度大。通過對該區油田集輸系統分析對比，提出以下建議：充分利用地勢高差合理布站，采用一級/二級/三級靈活的布站方式，降低井口回壓，簡化集油工藝。盡量采用井站合建、設備撬裝、站場標準化模塊化設計等方式，縮短建設周期、方便生產管理、降低工程投資；單井計量采用遠程在線計量、數據遠傳技術，實現井場無人值守。油氣集輸采用單管串接密閉混輸工藝，減少管線長度，降低能耗。

關鍵詞：黃土塬地區；油田；集輸；工藝；混輸

中圖分類號： TE862 文獻標識碼： A

某油田油區屬于黃土塬地貌，溝、梁、塬、峁縱橫交錯，地形復雜，地表起伏落差大，最大高差約300m；該區域人煙相對稀少，自然條件惡劣。該油區所產原油物性較好，屬于低含硫、輕質的常規原油。黃土塬地區自然條件及地勢對油區集輸系統設計、建設影響較大。布站方式、站址選擇、計量工藝、集輸工藝及管線走向受地形條件限制，因此黃土塬地區油田油氣集輸設計時需充分考慮該區域自然條件，做出比選[1]。

1、油氣集輸系統設計技術選擇

1.1站址選擇及布站方式

（1）站址選擇：井場采用叢式井組的布局方式（每座井場2～3口油井），各井區根據油水井數量，結合油區地形地貌情況，井場盡量沿連續梁峁布置，避免將井場布置在山梁的最端部和孤立處。增壓站/轉油站盡量與井組合建，布置在井組的集輸半徑中心、地勢平坦，交通方便的地方，同時考慮充分利用地勢高差，將增壓站/轉油站盡量布置在地勢較低處，擴大集油半徑，減少轉油站數量，降低投資。聯合站盡量布置在靠近交通主干道、地勢平坦、油區中心、交通方便的區域；

（2）布站方式：根據油區井位分布，結合集輸工藝、開發特點、油品物性、地形地貌等因素，兼顧近期與遠期滾動開發，合理布站并充分考慮利用地勢高差，降低井口回壓，簡化集油工藝，降低投資。集輸系統采用以聯合站為中心，轉油脫水站為骨架，增壓站為補充的格局，以適應油田自然地形特點和滿足滾動開發需要。采用“井組-聯合站”一級布站“井組－轉油脫水站－聯合站”二級布站和“井組－增壓站－轉油脫水站－聯合站”三級布站相結合的靈活布站方式。距離聯合站較近的油井直接進聯合站處理；邊遠井、低溫井或地勢較低井采用二級、三級布站方式；

1.2油井計量及集輸工藝

（1）油井計量方式：油田單井計量目前常用的方式有分離器計量工藝、多相流量計量、撬裝自動選井計量裝置以及功圖法在線量油等方式，結合油區地處黃土塬地貌，地形梁峁起伏交錯、溝壑縱橫，管理難度大等特點，本文重點對目前自動化程度較高的兩種單井計量方式：功圖法在線量油和撬裝自動選井計量技術進行對比。

①功圖法在線量油技術：該技術是采油工程技術、測試技術、通信技術和計算機技術相結合的綜合系統，具有油井自動監測和控制、實時數據采集、油井液量計量、油井工況診斷優化等功能，計量誤差一般5-10%。功圖法遠程在線計量技術將單井計量移至井口，改變傳統的單井計量模式，簡化井場集輸流程，取消計量站，減少占地面積，節省能耗，同時提高集輸系統的自動化與信息化管理水平，實現井場無人值守，便于人員的組織與管理。油井遠程監測計量系統原理如圖1.2-1所示。油井在線遠傳計量系統主要包括油井功圖數據測試模塊、油井數據采集終端（RTU采集器）、油井數據處理系統、應用終端等部分。每口井安裝1套功圖測試模塊、RTU數據采集器，數據傳輸可通過數傳電臺或CDMA、GPRS網絡或無限網橋和有線光纜傳輸等方式，推薦采用無限網橋傳輸方式。井組安裝監視探頭，在增壓站進行監視。移動物體進入井場自動報警，可進行語音警告，采油隊維保中心處置，實現無人值守。

圖1.2-1 油井遠程監測計量系統原理圖

②撬裝自動選井計量裝置計量技術：采出液自動選井計量裝置經過濾器進入油氣分離器，進入雙管液氣分離，再進行氣相分離，分離出的氣體經集氣管，進入氣體流量計，計量單井日產氣量，液體經集液管進入質量流量計，計量出單井日產液量、日產油量及含水，最后氣液經分管匯合進入油氣外輸管道。自動選井計量工藝流程見圖1.2-2所示。每個井場安裝自動選井計量裝置一套。由于冬季該地區環境溫度低，為方便單井計量，自動選井計量裝置要求室內溫度不低于10℃。

圖1.2-2 自動選井計量工藝流程圖

采用示功圖法計量技術自動化管理水平高，無須人工切換流程，井況在線連續監控，能夠反映油井的運行工況和趨勢，適應性強。撬裝自動選井計量技術不適合分布零散井和出油管線采用串接、插輸的采油井且對環境溫度有要求；根據對比并結合目前功圖法計量技術在多個油田實際應用情況，單井計量推薦采用功圖法計量工藝，與撬裝自動選井計量裝置相比，單井節省投資近3萬元。

（2）集輸工藝：在對相似油田集輸工藝分析研究的基礎上，結合油田現狀和國內集輸工藝的發展情況，集輸工藝通常采用井組加熱/不加熱單管密閉混輸流程。利用多相流軟件對油區液量進行了油氣混輸計算，模擬計算結果表明，油藏開采初期產量較大條件下，叢式井組（3口油井）不加熱集輸半徑約為4.5～5.1km；中期不加熱集輸半徑約為3～3.4km，；到后期液量減小后，不加熱集輸半徑僅為0.43～0.5km。根據單井計量推薦的示功圖計量工藝和集輸半徑計算分析結果，站外集輸工藝推薦采用單管密閉串接工藝，即井組/增壓站采用單管密閉混輸、串接工藝，所有井組初、中期采用不加熱集輸，后期產液量遞減至一定量，不能滿足熱力條件的遠端井組/增壓站采用天然氣加熱、單管密閉混輸，定期清蠟。該工藝與計量站放射狀集輸管網布置方式相比，減少集輸管道長度，降低投資約20%[2]。

1.3集輸管線材質及走向選擇

（1）管線材質選擇：目前集輸管道使用較多的管材主要有鋼管、玻璃鋼管、鋼骨架聚乙烯塑料復合管及柔性復合管。鋼管（含保溫）投資最小，應用最為成熟和廣泛；玻璃鋼管道（含保溫）投資最高，管道沿線環境地勢起伏大、濕陷性黃土，若使用玻璃鋼管線強度較低，易脆化、老化，抗沖擊能力差，管線易破損，施工與防護要求較高，并且集輸支干線分枝較多，管線開口較多，現場施工與維修難度大，質量難以保證；目前連續增強塑料復合管DN50～DN80小管徑管線應用的比較成熟；鋼骨架塑料復合管投資適中，具有一定的柔性、連接可靠，抗土壤沉降能力強，但管徑增大，承壓變小，應用范圍受限。因此，考慮站場（叢式井場、增壓站、轉油站和聯合站）管道開口多，盡量統一管材，集輸管道推薦采用鋼管。

（2）線路走向：油區屬于黃土塬地貌，溝、梁、塬、峁縱橫交錯，地表起伏高差大（100～300m），當地環境比較脆弱，為避免集輸管道施工過程及生產運行中破壞環境，造成水土流失，對山區管道（集輸管道、注水管道等）考慮沿線加固、防護與水土保護。區塊集輸干線穿越某河流，根據現場踏勘及結合本地地質情況，針對河流及支流季節性河流，穿越位置選擇在河道穩定不易變遷、河床平坦、兩岸岸坡較緩、地質條件較好的河段，采用施工工程量小、施工容易、工期短、投資少、便于維護管理等優點的圍堰導流、大開挖穿越方式。

1.4標準化、模塊化設計

叢式井場及增壓站按照加熱、不加熱分別進行標準化設計。各轉油站及聯合站根據來液量、來液溫度等不同，采用統一的標準化設計有一定難度，考慮根據功能進行分區，形成相應的模塊。轉油站分為進站閥組模塊、加熱模塊、脫水模塊、原油增壓模塊、天然氣增壓模塊等五個模塊。聯合站分為進站閥組模塊、加熱模塊、脫水模塊、罐區模塊、原油穩定模塊、裝卸車模塊等七個模塊。采用標準化設計站場是的工藝簡單、安全可靠，便于采購及施工安裝，縮短施工周期，同時提高站場的撬裝化、模塊化程度。

2、結論及建議

通過對黃土塬地區油田集輸技術進行對比，對黃土塬地區后續集輸的采用提出以下建議：①充分利用地勢高差合理布站，采用采用一級/二級/三級靈活的布站方式，降低井口回壓，簡化集油工藝。②盡量采用井站合建、設備簡短撬裝、站場標準化模塊化設計等方式，縮短建設周期、方便生產管理、降低工程投資；③單井計量采用遠程在線計量、數據遠傳技術，實現井場無人值守。④油氣集輸采用單管串接密閉混輸工藝，縮短管線長度、降低投資、減少能耗。

參考文獻

[1] 田景隆. 西峰油田油氣混輸技術應用情況及分析[J].科技創新導報，2011,24:57-58.

[2] 江奇俤，金光彬. 集輸系統優化調整方案[J].油氣田地面工程，2010,29（11）:39-40.

[3] 郭剛，夏政，張小龍，王榮敏. 長慶油田油氣混輸工藝研究與應用[J]. 石油工程建設，2013,39（3）：59-62.

作者簡介：黃慧（1986-），女，河南商丘人，助理工程師，2009年畢業于重慶科技學院，現從事油氣集輸設計工作。