宋內(nèi)燕

（大港油田第一采油廠，天津 300280）

老油田油氣集輸與降回壓工藝技術(shù)

宋內(nèi)燕

（大港油田第一采油廠，天津 300280）

油田生產(chǎn)進(jìn)入高含水期后，原油綜合含水逐年升高，普遍存在液量高、生產(chǎn)系統(tǒng)效率低、能耗及運行成本高、地面輸油管道回壓增高等問題。針對老油田的這些生產(chǎn)實際情況，通過優(yōu)化老油田的地面集輸管網(wǎng)、利用油氣混輸技術(shù)、降低集輸系統(tǒng)末端壓力等，降低了老油田開發(fā)過程中地面工藝系統(tǒng)出現(xiàn)的高回壓問題，以較小的投資取得了較好的經(jīng)濟(jì)效益。

油氣集輸；降回壓；工藝優(yōu)化；油氣混輸；節(jié)能降耗

大港油田是典型的斷塊油田，油田區(qū)塊零散，地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，各區(qū)塊、各油層原油物性差異較大；地面集輸、處理系統(tǒng)是隨著油田勘探開發(fā)而配套發(fā)展起來的。

但是，隨著油田進(jìn)入高含水生產(chǎn)期，原有的地面集輸工藝系統(tǒng)出現(xiàn)了一些與實際生產(chǎn)不相適應(yīng)的地方：部分油井存在生產(chǎn)回壓高、集輸系統(tǒng)能耗高的問題，由此增加了原油生產(chǎn)成本。為此采取了以下措施：

1 優(yōu)化系統(tǒng)集輸管網(wǎng)解決系統(tǒng)回壓高的問題

我們對地面集輸管網(wǎng)的現(xiàn)實情況進(jìn)行認(rèn)真的調(diào)查、分析后，認(rèn)為大港油田地面集輸管網(wǎng)的總集輸能力有較大富裕量；只是隨著滾動開發(fā)工作的進(jìn)行，部分老計量站輸送的油氣量有了較大的增加，導(dǎo)致原有的集輸管道不能滿足需要，造成井站生產(chǎn)回壓升高。

在分析現(xiàn)場實際情況及整體投資效益后，我們對部分集輸管道進(jìn)行了相應(yīng)的改造，將輸送負(fù)荷較重與較輕的集輸管道連通，充分發(fā)揮現(xiàn)有管網(wǎng)的潛力，以較小的投資激活了集輸系統(tǒng)的潛力，提高了系統(tǒng)基本功能的利用效率，取得了預(yù)期的效果。

例如：在大港油田港東23站所屬區(qū)域內(nèi)發(fā)現(xiàn)了新區(qū)塊油層，使該站的油氣產(chǎn)量大大高于初期，產(chǎn)液量增加了962 m3/d，產(chǎn)氣量增加了3萬m3/d，造成該站系統(tǒng)的生產(chǎn)回壓從原有的0.42 MPa上升至0.8 MPa。該站的外輸管道從港東5站處通過兩站，同屬一個生產(chǎn)系統(tǒng)，港東5站系統(tǒng)回壓只有0.38 MPa，管道的負(fù)荷較輕，于是在港東23站的外輸管道與港東5站的外輸管道之間增設(shè)了連通流程，對港東23站生產(chǎn)的油氣進(jìn)行分流，實現(xiàn)雙線外輸。實施后，港東23站系統(tǒng)回壓由0.8 MPa下降到0.6 MPa，增加油量4.9 t/d，改善了港東23站的生產(chǎn)條件。港東5站系統(tǒng)回壓少量上升，由0.38 MPa上升到0.45 MPa，產(chǎn)量變化不大。

2 利用油氣混輸技術(shù)解決系統(tǒng)回壓高的問題

近年來，出現(xiàn)了部分區(qū)塊距離聯(lián)合站遠(yuǎn)、規(guī)模小、油氣產(chǎn)量達(dá)不到建接轉(zhuǎn)站或上復(fù)線集輸要求的情況，依靠井口剩余壓力集輸，生產(chǎn)運行回壓又很高，影響油氣外輸及油井生產(chǎn)的計量。針對這種情況，我們安裝了油氣混輸泵，對油、氣、水等多相介質(zhì)實施增壓混輸，解決了生產(chǎn)運行及地面配套的難題，節(jié)約了投資及運行成本，提高了油井的油氣產(chǎn)量，減少了集輸過程中的能源消耗。至今已先后在7個計量站上應(yīng)用了油氣混輸工藝技術(shù)，運行效果都比較理想，見表1。

表1的計量站安裝油氣混輸泵后，系統(tǒng)運行壓力平均下降0.26 MPa；初期增產(chǎn)液量159.3 m3/d，增產(chǎn)油量24.02 m3/d，達(dá)到了預(yù)期的效果。

3 降低系統(tǒng)末端壓力解決油井生產(chǎn)回壓高的問題

充分合理地利用好現(xiàn)有的工藝、設(shè)備及閑置資產(chǎn)，進(jìn)行合理的改造及整合，提高系統(tǒng)運行的安全可靠性，降低計量站集輸干線進(jìn)脫水站的未端壓力，可起到降低油氣集輸全系統(tǒng)運行壓力的作用。通過對我廠地面集輸系統(tǒng)的全面調(diào)查、分析后，我們認(rèn)為我廠采油八隊、十隊的集輸系統(tǒng)末端工藝有很大的改造潛力。

表1 計量站實施油氣混輸工藝前后的生產(chǎn)運行情況

3.1 降低系統(tǒng)末端壓力工藝技術(shù)

通過對東三轉(zhuǎn)油站內(nèi)集輸工藝流程的調(diào)查，發(fā)現(xiàn)該站氣液兩相臥式油氣分離器的控制壓力高于天然氣外輸干線壓力，而外輸泵的輸送能力足夠，且外輸泵控制方式合理 （利用液位控制的閉環(huán)變頻調(diào)速控制系統(tǒng)），因而判斷是氣液兩相油氣分離器造成了計量站的進(jìn)站壓力上升，進(jìn)而使油井的回壓上升。

工藝流程的改造方案是：計量站來液不進(jìn)臥式兩相分離器而直接進(jìn)油氣分離緩沖罐，油氣分離緩沖罐的天然氣出口閥門全開，從而使油氣分離緩沖罐的控制壓力為最低 （基本與天然氣干線壓力持平）、計量站的進(jìn)站壓力為最低，使各計量站的外輸干線壓力大大下降。改造的工藝還具有許多優(yōu)點：

（1）分離器工作壓力降級有利于安全生產(chǎn)。

（2）油氣分離緩沖罐提高了工作壓力，有利于外輸泵吸入性能的提高，增強(qiáng)了現(xiàn)有設(shè)備的外輸能力。

（3）回收了油氣分離緩沖罐分離出的天然氣及其中的輕質(zhì)餾分，實現(xiàn)了真正的密閉集輸。

（4）降低采油系統(tǒng)回壓0.13 MPa，有利于油井的節(jié)能及增油工作。

（5）運行方式改變后，停用了原油氣兩相分離器的機(jī)械式浮子液位控制器，簡化了生產(chǎn)設(shè)備運行，減少了危險點源的控制，提高了東三轉(zhuǎn)油站安全運行的可靠性。

通過對現(xiàn)有工藝流程及設(shè)備的優(yōu)化簡化，完成了對采油八隊、十隊系統(tǒng)未端降回壓工藝的改造工作，采油八隊全系統(tǒng)生產(chǎn)回壓為0.12 MPa，采油十隊全系統(tǒng)生產(chǎn)回壓為0.25 MPa。

3.2 實施降低系統(tǒng)末端回壓產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益

利用現(xiàn)有工藝設(shè)備，并配套完善相應(yīng)的自動控制、保護(hù)系統(tǒng)，通過提升泵給兩隊輸至脫水站未端的經(jīng)過氣液分離后的高含水原油增壓，為下一級脫水設(shè)備提供了足夠的動力；充分利用現(xiàn)有工藝設(shè)備，用很小的投資，在脫水站內(nèi)為兩隊各建設(shè)了一套功能等同于轉(zhuǎn)油站的設(shè)施，從而實現(xiàn)了降低兩個采油隊全系統(tǒng)末端壓力的目的。

采油八隊的降回壓系統(tǒng)運行后，日平均增氣6 888 m3/d、增油28 m3/d。八隊全系統(tǒng)回壓下降0.12 MPa，安裝的提升泵平均日耗電168 kW·h。三項合計產(chǎn)生效益28×260+7 917×0.3-168×0.5=0.926 2（萬元/d）；年創(chuàng)效益349萬元，施工改造總資金為15萬元，因此純創(chuàng)效益334萬元，其經(jīng)濟(jì)效益是非?？捎^的。

采油十隊的降回壓系統(tǒng)運行后，日平均增氣2 000 m3/d、增油11.88 t。采油十隊全系統(tǒng)回壓下降0.25 MPa，停運了港東17、18兩座計量站的油氣混輸泵 （合計運行功率75 kW），扣除東二油站內(nèi)新增加的采油十隊系統(tǒng)降回壓變頻提升泵用電9 kW （電表實際測量值），平均日節(jié)電1 704 kW·h。三項合計產(chǎn)生效益：11.88×258+2 000×0.3+1 704×0.5=0.451 7（萬元）；年創(chuàng)效益164萬元。

[1]王立志，王鈺.如何實現(xiàn)輸油管道設(shè)計中泵的優(yōu)化組合[J].石油工程建設(shè)，2010，36（6）：26-29.

[2]王遠(yuǎn)寧.大慶油田薩中地區(qū)原油集輸系統(tǒng)優(yōu)化[J].油氣田地面工程，2009，28（12）：40-41.

[3]陳良.稠油不加熱集輸技術(shù)現(xiàn)狀與應(yīng)用探討[J].天然氣與石油，2010，28（1）：6-10.

[4]李振秦.油氣集輸工藝技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2007.

[5]油田油氣集輸設(shè)計技術(shù)手冊編寫組.油田油氣集輸設(shè)計技術(shù)手冊[M].北京：石油工業(yè)出版社，1995.

Process of Oil and Gas Gathering and Backpressure Reducing for Old Oilfield

SONG Nei-yan（Dagang Oilfield First Oil Production Plant,Tianjin 300280,China）

When oilfield production comes into the stage of containing high water content,the general water percentage in crude oil is increasing year by year.Hence the problems such as high liquid content,low production efficiency,high energy consumption,high operational cost and increasing backpressure of surface oil pipeline exist commonly.Some measures are taken to reduce the increased backpressure in surface process system of old oilfield,including optimizing surface gathering pipeline network,utilizing oil-gas mixed transportation technique and decreasing terminal pressure of gathering system.So that better economic effectiveness is gained with lower investment.

oil-gas gathering and transportation;backpressure;process optimization;oil-gas mixed transportation;energy-saving and consumption reducing

TE866

B

1001－2206（2011）03－0041－02

宋內(nèi)燕 （1964-），女，天津人，工程師，1990年畢業(yè)于中國石油大學(xué)，現(xiàn)從事原油集輸技術(shù)、油井開采技術(shù)培訓(xùn)工作。

2011-02-26