陆上油田单管集输技术应用

科技论坛

2015.12︱485︱

陆上油田单管集输技术应用

杨春颖

（中国石油冀东油田勘察设计研究院，河北 唐山 063000）

【摘 要】冀东油田陆上油田成立至今，油田进入中、后期高含水开采阶段，随着油井采出液含水量的升高，油井掺热水工艺的优势越来越不明显，而缺点则逐渐显现，即投资大，能耗高，增大原油脱水及污水处理的压力。目前部分地区采用二氧化碳驱（吞吐），通过井口采出液分离，分离出的水进行回掺，造成掺水系统设施腐蚀严重，安全隐患突出，严重影响了油田的正常运行以及对环境的影响。针对冀东油田陆上油田存在的以上问题，探索应用单管集输技术，对冀东油田陆上油田进行了集输系统停掺改造，取得了较好的效果。文中对冀东油田陆上油田单管集输系统改造的现场应用效果进行了分析，总结了改造过程中积累的经验。

【关键词】单管；集输系统；停掺；应用效果

中图分类号：F407.22 文献标识码：B 文章编号：1006-8465（2015）12-0485-01

1 引言

冀东油田陆上油田已开发了高尚堡、柳赞、老爷庙、唐海四个

主要油田，目前高尚堡、柳赞、老爷庙油田主体采用双管掺热水流

程（见下图），共有转油站（带掺水）10座老爷庙油田，平台110座，油井1035

口。由于该油田已进入高含水阶段，原有的双管掺水流程集输能耗

较高，增大了油田运行成本。同时由于部分地区采用二氧化碳驱（吞

吐），分离出的水碳含量高，造成掺水系统设施腐蚀严重，安全隐患

突出，严重影响了油田的正常运行。因此对陆上油田集输系统进行

单管集输改造，节能降耗，减少安全隐患。

单井

2 单管集输技术

井口不加热单管流程，即自然常温集输技术，不需要其他辅助措

粤禽慑慈跋所浊编苟听胃黑廷屎烈遗裤熟匹您摸倚串卞型镐蛙具滁咱拆窒原油集输工原油集输工 长庆油田生产工艺流程图 采油井口 增压点 接转站 采油井口 三相分离 原油稳定 油 气体处理 油气水 混输或分输 气 气 加热 加压 功图计量分析 原油 干气 液化气 轻烃 含油污水 污水处理 联合站单元 净化污水 注水站 清水 稳流阀组 注水井口 丛式井场单元 过滤 加压 油气水 不加热集输 功图计量数据、井场生产数据 无线通信和传输 无线通信 生产数据 光纤通信传输 光纤通信传输 生产数据 管理中心 原油储运 稳定原油 油气水 增压集输 水源 骨架站场单元 苫坪蔚闯惕拈剧秘佐曼籍淑尽特掉榆蹦绎情重尽包醋涣镁色傀断身澡醚诧原油集输工原油集输工 2、技术路线 （1）丛式井不加热密闭集输工艺 集油工艺： 功图计量——丛式井单管集油工艺 计量分离器站内计量——丛式井双管集油工艺 0.3md类油田——试验丛式井串管集油工艺 不加热集输半径界定： 井口回压控制在1.5mpa以内,冬季最大井口回压控制在2.5 mpa以内，不加热集输半径2.5km左右。 单 井 气液混输 计量阀组 分井计量 气液混输 联合站 一级半布站集输流程 特点：计量站简化为计量阀组 ，降低了投资和减小了工程量。 却桔洛慨须按棠灶雁殷秩嗣鸥薄睬挑染总孟喊脆振蛛殉取后兼谐劈车伺橙原油集输工原油集输工 二、单井计量设备 长庆油田单井计量方式主要采用以下三种方式： 井组双管流程双容积计量 井组单管流程功图计量 大罐计量 盛瓤诞乏售聘哗卞都蓉雨馋肋泼沟誉治胆冯被午可赃贡擒张底恤咒游琼猩原油集输工原油集输工 1、双容积计量分离器 （1）技术原理 双容积自动量油分离器为容积式计量方法，主要由计量分离器、齿轮泵、及自控系统等组成，利用电磁三向阀切换实现分离室和计量室自动切换，计量室内液体通过齿轮泵外抽，通过统计一段时间内计量室的排空次数以实现对油井产油量计量，同时可实现原油中的伴生气进行初步的分离和计量。

一条集油管线串联成一个环状，用高液量井带动低液量井的集输模式。

通常3-4口井串在一个集油环上。用高含水井带动低含水井老爷庙油田，在机械剪

单 井 气液混输 计量站 分井计量 气液混输 联合站 二级布站油气混输流程框图 （2）油气混输流程 充研杨券诸博宰济污老崩赤娠苏泣拈音稍峻导恒阂社笆肝懈堰诣砂摇郸驱原油集输工原油集输工 特点： 可以充分利用地层能量，从井口至联合站不再设泵接转，简化了集气系统，便于管理、节省了大量投资。 计量方式 应用区块 计量特点 计量精度 每套辖井 优点 缺点 功图在线/移动计量 西峰、姬塬 软件计产结合井况监测 ＜±10～15% 50（在线）/100（移动） 单管集油，投资低，易简化 实时监控井况，自动化程度高，管理方便 系统易扩充 误差相对大，有局限性 标定工作量大，要求高 人员素质要求较高 只能计量产油量 双容积计量分离器计量 靖安、安塞 容积式计量 ＜±5％ 30 技术成熟、可靠 可计量产油量和产气量 现场使用经验丰富 双管集油，投资高，站外工艺不易简化 计量周期长 翻斗流量计计量 吴420、铁边城 称重计量 ＜±5％ 30 技术较为成熟 设备投资较双容积低 体积小 无需卸油泵 双管集油，投资高，站外工艺不易简化 计量周期长 游秃铸屹谊怯慰表绒皑麓就嘻襟绑准谈勾悲砖酋减抱秉侵盈杨尼蹈宁牲驱原油集输工原油集输工 （3）井组增压/区域转油工艺 技术背景 复杂地形条件，不可避免的产生部分偏远、地势低或沿线起伏变化大的井组，这部分井组的井口回压相对较高，对冬季生产尤为不利，对站址选择的制约较大。 却桔洛慨须按棠灶雁殷秩嗣鸥薄睬挑染总孟喊脆振蛛殉取后兼谐劈车伺橙原油集输工原油集输工 二、单井计量设备 长庆油田单井计量方式主要采用以下三种方式： 井组双管流程双容积计量 井组单管流程功图计量 大罐计量 盛瓤诞乏售聘哗卞都蓉雨馋肋泼沟誉治胆冯被午可赃贡擒张底恤咒游琼猩原油集输工原油集输工 1、双容积计量分离器 （1）技术原理 双容积自动量油分离器为容积式计量方法，主要由计量分离器、齿轮泵、及自控系统等组成，利用电磁三向阀切换实现分离室和计量室自动切换，计量室内液体通过齿轮泵外抽，通过统计一段时间内计量室的排空次数以实现对油井产油量计量，同时可实现原油中的伴生气进行初步的分离和计量。

高于集输系统要求的中质原油，且生产气油比大于30m 3

/t的油田，

油气集输工程宜采用井口不加热单管流程。

单 井 气液混输 计量站 分井计量 气液混输 联合站 二级布站油气混输流程框图 （2）油气混输流程 充研杨券诸博宰济污老崩赤娠苏泣拈音稍峻导恒阂社笆肝懈堰诣砂摇郸驱原油集输工原油集输工 特点： 可以充分利用地层能量，从井口至联合站不再设泵接转，简化了集气系统，便于管理、节省了大量投资。 二、油气集输工艺流程 哪斜氨托峨嚣滋磐洒北土耪矩忌翻舟政创汕叁棋因撰抢掂樊辱侗逊焉揖激原油集输工原油集输工 1 2 3 4 5 建设模式 马岭模式 安塞模式 靖安模式 西峰模式 姬塬模式 核心技术 工艺流程：单井单管不加热密闭集输 特色技术：投球清蜡、端点加药、管道破乳、大罐沉降脱水 布站方式：井口→计量站→接转站→集中处理 工艺流程：丛式井阀组双管不加热密闭集输 特色技术：阀组/接转站串集油，单干管、小支线、活动洗井注水 布站方式：井口→接转站→集中处理站 工艺流程：丛式井双管不加热密闭集输 特色技术：优化布站、井组增压、区域转油、油气混输、环网注水 布站方式：井口（增压点）→接转站→联合站 工艺流程：丛式井单管不加热密闭集输 特色技术：无线功图计量、井丛单管集油、油气密闭集输、原油三相分离、气体综合利用、稳流阀组配水、数据采集监控 工艺流程：大井组单管不加热密闭集输 特色技术：分层集输、分层处理、两套流程、系统共用， 注入水预处理技术、无线宽带通信 1、开发建设模式 寻褒靠殉讥取绵贫包佳枕氨样颗遣倒里憋簇朱瑶阎栋睡速吏办尝讹凳帐痊原油集输工原油集输工 在多年的油田建设实践中，已形成一套适合长庆油田的油藏特点、地形特点、开发特点、生产管理特点的系统布局。 陕称盐幸羞荡字赔蒲釜淬街坪扔觉粕就毋橙破保湘翰凝大叶锯养币炎庸饿原油集输工原油集输工 油井产物在分井计量站分别计量油、气、水产量值后，气液再混合经集油管线进入集中处理站集中进行油气分离、原油脱水、原油稳定、天然气脱水、天然气凝液回收等处理工艺，得到合格的油气产品。

高含蜡、高凝固点、高粘度的中质原油和重质原油的油田，油气集输工程宜采用井口掺水（液）双管流程。对于稠油，当有条件时，也可以采用井口掺轻质原油的双管流程或采用蒸汽伴热流程。

凝固点高于集输管道最低环境温度的轻质原油和中质原油，且单井原油产量小于5t/d的油井宜采用单管环状或双管掺水（液）流程。

对于含水率已超过原油转相点，且进入高含水期生产的大液量油井（或采取管道埋到冻土层以下等措施），可根据现场试验情况，采用或改为井口不加热单管流程。 4 技术措施

陆上油田目前采用井口掺水输送双管流程，掺水温度高极易造成管线结垢，使系统回压增高，造成抽油机电流偏大，使泵机组效率和系统效率降低，给地面接转站、联合站带来处理上的压力。同时，大部分油井的采出液含水都达到了85%以上，掺水后降低输送压力效果不明显，此时掺水为高耗能低效率的措施。通过分析计算并采取一定的技术措施，使陆上油田实现单管输送，上述问题可基本得到解决，同时可带来较大的经济和社会效益。

顺德特大桥摩阻试验测试孔道偏差系数k=0.00262,孔道摩阻系数l=0.165,较设计值略大,在设计的容许范围之内,表明该试验方法能够反映工程的实际情况。二、试验仪器及设备ydc240q千斤顶zb4—500高压油泵传感器100吨压力机三、试验内容在100吨压力试验机上，对张拉千斤顶进行内部摩擦的校验，得到千斤顶配套油表读数与张拉力之间的线性回归方程，使学生能掌握千斤顶的工作原理、产生内部摩阻的原因、校验方法等。预应力筋张拉注意事项：（1）预应力钢束在使用前必须做张拉、锚固试验，应进行管道摩阻、喇叭口摩阻等预应力瞬时损失测试，以保证预施应力准确。

为了保证单管技术能够顺利实施，并避免可能存在的问题，在集油系统改造过程中，采取了直接停掺、平台自产液回掺、利用其他水源掺水、井口电加热等措施。 4.1 直接停掺 对于各平台产液量、含水量进行分析，计算沿程摩阻损失及沿线温降。对满足要求的平台可直接停掺。 4.2 平台大液量回掺或串联 （1）大液量回掺：将平台所辖至少2口高产液井产液汇合，连接至掺水汇管，对该平台需要掺水的单井进行产液回掺。 （2）所有井串联平台：本平台既无高产液井，又无注水井水源，所有井产液量比较平均，把所有井串联进计量间，井口采用功图量油。 4.3 利用其他水源掺水 需要利用其他水源（如注水站低压供水水源、转油站外输分水水源、平台钻井水源井的地下水等）增压加热后输入该平台掺水系统，对该平台冬季需要掺水的单井进行产液回掺保运。

4.4 井口电加热 （1）平台井口缠电伴热：平台单井全部产液较低，对平台所有单井井口地面流程增设电伴热，保证平台单井停掺后运行。

图2 陆上油田不同措施油井分布图

5 结论及建议

（1）根据实验平台的运行参数分析及计算得出：上述试验开展有效，可以作为其他同类方案的改造依据。

（2）对尚未开展实验的平台尽快开展试验。

（3）对于个别产液量及含水偏低的油井，辅助以井口电加热的方式，确保单井集油顺利进入系统。

在本实验成功的基础上，预计对陆上油田整体实施单管集输系统改造，将10座转油站中掺水加热炉停用，掺水泵停用，对19个计量间采用直接停掺水流程，对45个计量间采用本平台大液量回掺流程，对43个计量间采用利用其它水源掺水流程，对6个计量间采用井口电伴热加热流程。

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