單3塊沙一段稠油集輸?shù)孛婀こ萄芯?/h1>
2018-04-29 00:00:00王余寶楊光輝
河南科技 2018年25期
摘 要：根據(jù)油藏開發(fā)方案提供的產(chǎn)能預(yù)測數(shù)據(jù)，對單家寺油田單3塊沙一段的21口新油井的地面工程進行方案設(shè)計，集輸方式采用單管密閉不加熱輸送工藝。以實際生產(chǎn)情況對關(guān)鍵參數(shù)進行分析，探討稠油不加熱集輸技術(shù)的應(yīng)用條件，為稠油的經(jīng)濟、安全輸送提供有益的借鑒。
關(guān)鍵詞：地面工程;集輸方式;設(shè)計方案;單管
中圖分類號：TE868 文獻標識碼：A 文章編號：1003-5168（2018）25-0142-02
1 油氣地面集輸工藝簡介
油氣集輸工藝是將油田開采出的原油和天然氣進行收集、儲存、輸送和初步加工、處理的復(fù)雜生產(chǎn)工藝過程[1]。在地面集輸流程中，按照降黏方式可以分為以下幾種。
1.1 加熱集輸流程
對輕質(zhì)原油及低凝固點、低黏度的原油，常采用加熱輸送。
特點：井口加熱，計量站分離計量，再加熱混輸至接轉(zhuǎn)站或集中處理站。加熱集輸流程是目前我國油田應(yīng)用較普遍的一種集輸流程。
1.2 伴熱集輸流程
伴熱集輸流程是一種用熱介質(zhì)對集輸管線進行伴熱的集輸流程。
特點：流程簡單，適用于低壓、低產(chǎn)、原油流動性差的油區(qū)集輸，但需有蒸汽產(chǎn)生設(shè)備或循環(huán)水加熱爐，一次性投資大，運行中熱損失大，熱效率較低。
1.3 摻和集輸流程
摻和集輸流程是將具有降黏作用的介質(zhì)摻入井口出油管線中，以達到降低油品黏度，實現(xiàn)安全輸送的目的。
特點：將熱活性水從井口摻入油井的出油管線中，使原油形成水包油型的乳狀液，使原來油與油、油與管壁間的摩擦變?yōu)樗c水、水與管壁間的摩擦，以達到降低油品黏度的目的。
1.4 井口不加熱集輸流程
油田開采進入中、后期，油井產(chǎn)液中含水不斷增加，溫度提高，輸送阻力減小，可以采用為井口不加熱流程。
2 開發(fā)方案及地面工程現(xiàn)狀
2.1 油氣儲量及開發(fā)方案
單家寺油田單3塊沙一段動用含油面積1.35km2，地質(zhì)儲量181.9×104t，剩余儲量172.5×104t。
采用先吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)方式開發(fā)，吞吐階段共部署新油井21口，其中水平井14口，側(cè)分支水平井7口，利用老井9口（5口生產(chǎn)，4口監(jiān)測），第4年進入汽驅(qū)階段，有5口油井轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū);第5年又有6口油井轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)。
新鉆油井共計21口，2井式叢式井臺5座，其余均為單井。
2.2 地面工程現(xiàn)狀
單家寺油田單3塊已建集輸工藝采用單管密閉不加熱集輸工藝。油氣集輸系統(tǒng)距離最近的首站約1.5km。
區(qū)塊附近建有8座計量站，分別為4#、6#、15#、16#、17#、48#、49#及50#計量站，原油輸至首站處理。
首站投建于1988年，目前處理液量能力為17 000m3/d，外輸能力5 500m3/d，原油輸至稠油末站，外輸原油含水≤2%。目前進站液量14 500m3/d，外輸油量4 700m3/d，進站溫度55℃，進站壓力0.25MPa。
3 方案設(shè)計
3.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)
3.1.1 原油物性。①原油密度（20℃），0.968 5～0.995 8g/cm3。②原油黏度（50℃），8 940～43 000mPa·s。根據(jù)單39-5井黏溫曲線，單39-5井原油黏溫關(guān)系敏感。特別是當(dāng)溫度由50℃上升到75℃時，黏度急劇下降，對稠油集輸有利。③凝固點，24～26℃。
3.1.2 開發(fā)鉆采基本數(shù)據(jù)。①新鉆油井，21口;②新井單井平均最大產(chǎn)油量，18.4t/d;③新井單井平均最大產(chǎn)液量，114.68m3/d;④新井單井平均最小產(chǎn)液量，22.32m3/d;⑤井口溫度，65～75℃。
3.2 方案
3.2.1 油氣集輸工藝。隨著油田開采進入中、后期，由于油井產(chǎn)液中含水量增高，一方面使采出液的溫度有所提高，另一方面使采出液可能形成水包油型乳狀液，從而輸送阻力大為減小，為井口不加熱，油井產(chǎn)物在井口溫度和壓力下直接混輸至計量站創(chuàng)造條件[2]。
方案設(shè)計根據(jù)單39-5井黏溫變化情況，在井口溫度約65～75℃下原油黏度約1 000～2 700mPa·s，同時結(jié)合已建油氣集輸工藝，本次單井仍采用單管不加熱密閉集輸方式。
3.2.2 管線管徑計算。根據(jù)水力、熱力計算結(jié)果及集輸管網(wǎng)布置方案，與計量站距離<500m單井選擇Φ89×4管線，與計量站距離≥500m的同臺井2井串聯(lián)進已建計量站，管線選擇Φ114×4管線，新建計量站至首站外輸管線規(guī)格為Φ159×6，以上管線計算最高單井井口回壓為1.177MPa;新井投產(chǎn)后首站進站溫度61～62℃，遠高于凝固點。
3.3 計量方式選擇
對比目前國內(nèi)常用的單井計量方式。
3.3.1 量油分離器。油氣混合物經(jīng)油管線進入分離器后，噴灑在散油帽上，擴散后的油靠重力沿管壁下滑到分離器的下部，經(jīng)排油管排出。同時，氣體因密度小而上升，經(jīng)分離傘集中向上改變流動方向，將氣體中的小油滴黏附在傘壁上，聚集后附壁而下，脫油后的氣體經(jīng)分離器頂部出氣管進入管線進行測氣。
3.3.2 翻斗計量分離器。翻斗計量的原理是應(yīng)用兩斗式翻斗分離器工作原理，隨著正在計量的工作斗的液面逐漸升高，整個翻斗系統(tǒng)重心也逐漸偏移，當(dāng)液體進入其中的一個計量翻斗時，隨著進入流體的不斷增加，這個翻斗的力矩不斷增加，當(dāng)達到了翻斗翻轉(zhuǎn)的條件，系統(tǒng)重心偏移過軸的中心以后，原有平衡將被打破，計量翻斗自動翻倒，將斗內(nèi)液體傾倒在罐內(nèi)，同時另一個工作斗開始工作。
3.3.3 旋流分離多相計量裝置。旋流分離多相計量裝置通過氣液兩相分離器對單井產(chǎn)出液進行氣液分離，分離器氣相出口設(shè)天然氣流量計進行計量，液相出口設(shè)質(zhì)量流量計進行計量，計量數(shù)據(jù)均可遠傳至計算機系統(tǒng)實現(xiàn)數(shù)據(jù)自動統(tǒng)計。
3.3.4 活動計量車。對于管輸串接而無法采用常規(guī)計量的油井，常采用活動計量車計量。該種計量方式靈活、簡便，但是勞動強度大，受天氣條件的影響比較大。
3.4 節(jié)能措施
①單井集油采用密閉集輸工藝流程，減少油氣損耗;②主要油氣設(shè)備和管線均采取保溫措施，減少了熱能損失;③主要電氣設(shè)備和材料，均采用國家推薦的節(jié)能型產(chǎn)品。
4 結(jié)論及建議
在采用不加熱集輸工藝時，要密切注意影響集輸工藝的因素：凝固點、原油中的雜質(zhì)、管線老化粗糙度、單井管線長度等，前3種因素在設(shè)計中均難以控制，而單井管線的長度在設(shè)計中是可控項，也是采用地面不加熱集輸工藝的關(guān)鍵參數(shù)之一，應(yīng)加以控制;對于稠油不加熱集輸工藝，在冬季對溫度尤其敏感，應(yīng)加強對油井的管理，及時處理防止管線凍、堵、凝的發(fā)生。
參考文獻：
[1]李碩.單管不加熱集油工藝適用性淺析[J].內(nèi)蒙古石油化工，2014（12）：47.
[2]王光然.油氣集輸[M].北京：石油工業(yè)出版社，2006.
摘 要：根據(jù)油藏開發(fā)方案提供的產(chǎn)能預(yù)測數(shù)據(jù)，對單家寺油田單3塊沙一段的21口新油井的地面工程進行方案設(shè)計，集輸方式采用單管密閉不加熱輸送工藝。以實際生產(chǎn)情況對關(guān)鍵參數(shù)進行分析，探討稠油不加熱集輸技術(shù)的應(yīng)用條件，為稠油的經(jīng)濟、安全輸送提供有益的借鑒。
關(guān)鍵詞：地面工程;集輸方式;設(shè)計方案;單管
中圖分類號：TE868 文獻標識碼：A 文章編號：1003-5168（2018）25-0142-02
1 油氣地面集輸工藝簡介
油氣集輸工藝是將油田開采出的原油和天然氣進行收集、儲存、輸送和初步加工、處理的復(fù)雜生產(chǎn)工藝過程[1]。在地面集輸流程中，按照降黏方式可以分為以下幾種。
1.1 加熱集輸流程
對輕質(zhì)原油及低凝固點、低黏度的原油，常采用加熱輸送。
特點：井口加熱，計量站分離計量，再加熱混輸至接轉(zhuǎn)站或集中處理站。加熱集輸流程是目前我國油田應(yīng)用較普遍的一種集輸流程。
1.2 伴熱集輸流程
伴熱集輸流程是一種用熱介質(zhì)對集輸管線進行伴熱的集輸流程。
特點：流程簡單，適用于低壓、低產(chǎn)、原油流動性差的油區(qū)集輸，但需有蒸汽產(chǎn)生設(shè)備或循環(huán)水加熱爐，一次性投資大，運行中熱損失大，熱效率較低。
1.3 摻和集輸流程
摻和集輸流程是將具有降黏作用的介質(zhì)摻入井口出油管線中，以達到降低油品黏度，實現(xiàn)安全輸送的目的。
特點：將熱活性水從井口摻入油井的出油管線中，使原油形成水包油型的乳狀液，使原來油與油、油與管壁間的摩擦變?yōu)樗c水、水與管壁間的摩擦，以達到降低油品黏度的目的。
1.4 井口不加熱集輸流程
油田開采進入中、后期，油井產(chǎn)液中含水不斷增加，溫度提高，輸送阻力減小，可以采用為井口不加熱流程。
2 開發(fā)方案及地面工程現(xiàn)狀
2.1 油氣儲量及開發(fā)方案
單家寺油田單3塊沙一段動用含油面積1.35km2，地質(zhì)儲量181.9×104t，剩余儲量172.5×104t。
采用先吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)方式開發(fā)，吞吐階段共部署新油井21口，其中水平井14口，側(cè)分支水平井7口，利用老井9口（5口生產(chǎn)，4口監(jiān)測），第4年進入汽驅(qū)階段，有5口油井轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū);第5年又有6口油井轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)。
新鉆油井共計21口，2井式叢式井臺5座，其余均為單井。
2.2 地面工程現(xiàn)狀
單家寺油田單3塊已建集輸工藝采用單管密閉不加熱集輸工藝。油氣集輸系統(tǒng)距離最近的首站約1.5km。
區(qū)塊附近建有8座計量站，分別為4#、6#、15#、16#、17#、48#、49#及50#計量站，原油輸至首站處理。
首站投建于1988年，目前處理液量能力為17 000m3/d，外輸能力5 500m3/d，原油輸至稠油末站，外輸原油含水≤2%。目前進站液量14 500m3/d，外輸油量4 700m3/d，進站溫度55℃，進站壓力0.25MPa。
3 方案設(shè)計
3.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)
3.1.1 原油物性。①原油密度（20℃），0.968 5～0.995 8g/cm3。②原油黏度（50℃），8 940～43 000mPa·s。根據(jù)單39-5井黏溫曲線，單39-5井原油黏溫關(guān)系敏感。特別是當(dāng)溫度由50℃上升到75℃時，黏度急劇下降，對稠油集輸有利。③凝固點，24～26℃。
3.1.2 開發(fā)鉆采基本數(shù)據(jù)。①新鉆油井，21口;②新井單井平均最大產(chǎn)油量，18.4t/d;③新井單井平均最大產(chǎn)液量，114.68m3/d;④新井單井平均最小產(chǎn)液量，22.32m3/d;⑤井口溫度，65～75℃。
3.2 方案
3.2.1 油氣集輸工藝。隨著油田開采進入中、后期，由于油井產(chǎn)液中含水量增高，一方面使采出液的溫度有所提高，另一方面使采出液可能形成水包油型乳狀液，從而輸送阻力大為減小，為井口不加熱，油井產(chǎn)物在井口溫度和壓力下直接混輸至計量站創(chuàng)造條件[2]。
方案設(shè)計根據(jù)單39-5井黏溫變化情況，在井口溫度約65～75℃下原油黏度約1 000～2 700mPa·s，同時結(jié)合已建油氣集輸工藝，本次單井仍采用單管不加熱密閉集輸方式。
3.2.2 管線管徑計算。根據(jù)水力、熱力計算結(jié)果及集輸管網(wǎng)布置方案，與計量站距離<500m單井選擇Φ89×4管線，與計量站距離≥500m的同臺井2井串聯(lián)進已建計量站，管線選擇Φ114×4管線，新建計量站至首站外輸管線規(guī)格為Φ159×6，以上管線計算最高單井井口回壓為1.177MPa;新井投產(chǎn)后首站進站溫度61～62℃，遠高于凝固點。
3.3 計量方式選擇
對比目前國內(nèi)常用的單井計量方式。
3.3.1 量油分離器。油氣混合物經(jīng)油管線進入分離器后，噴灑在散油帽上，擴散后的油靠重力沿管壁下滑到分離器的下部，經(jīng)排油管排出。同時，氣體因密度小而上升，經(jīng)分離傘集中向上改變流動方向，將氣體中的小油滴黏附在傘壁上，聚集后附壁而下，脫油后的氣體經(jīng)分離器頂部出氣管進入管線進行測氣。
3.3.2 翻斗計量分離器。翻斗計量的原理是應(yīng)用兩斗式翻斗分離器工作原理，隨著正在計量的工作斗的液面逐漸升高，整個翻斗系統(tǒng)重心也逐漸偏移，當(dāng)液體進入其中的一個計量翻斗時，隨著進入流體的不斷增加，這個翻斗的力矩不斷增加，當(dāng)達到了翻斗翻轉(zhuǎn)的條件，系統(tǒng)重心偏移過軸的中心以后，原有平衡將被打破，計量翻斗自動翻倒，將斗內(nèi)液體傾倒在罐內(nèi)，同時另一個工作斗開始工作。
3.3.3 旋流分離多相計量裝置。旋流分離多相計量裝置通過氣液兩相分離器對單井產(chǎn)出液進行氣液分離，分離器氣相出口設(shè)天然氣流量計進行計量，液相出口設(shè)質(zhì)量流量計進行計量，計量數(shù)據(jù)均可遠傳至計算機系統(tǒng)實現(xiàn)數(shù)據(jù)自動統(tǒng)計。
3.3.4 活動計量車。對于管輸串接而無法采用常規(guī)計量的油井，常采用活動計量車計量。該種計量方式靈活、簡便，但是勞動強度大，受天氣條件的影響比較大。
3.4 節(jié)能措施
①單井集油采用密閉集輸工藝流程，減少油氣損耗;②主要油氣設(shè)備和管線均采取保溫措施，減少了熱能損失;③主要電氣設(shè)備和材料，均采用國家推薦的節(jié)能型產(chǎn)品。
4 結(jié)論及建議
在采用不加熱集輸工藝時，要密切注意影響集輸工藝的因素：凝固點、原油中的雜質(zhì)、管線老化粗糙度、單井管線長度等，前3種因素在設(shè)計中均難以控制，而單井管線的長度在設(shè)計中是可控項，也是采用地面不加熱集輸工藝的關(guān)鍵參數(shù)之一，應(yīng)加以控制;對于稠油不加熱集輸工藝，在冬季對溫度尤其敏感，應(yīng)加強對油井的管理，及時處理防止管線凍、堵、凝的發(fā)生。
參考文獻：
[1]李碩.單管不加熱集油工藝適用性淺析[J].內(nèi)蒙古石油化工，2014（12）：47.
[2]王光然.油氣集輸[M].北京：石油工業(yè)出版社，2006.
