呂旭 朱洪征 郭發(fā)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(fā)國家工程實驗室5長慶油田公司油田開發(fā)處

安塞油田集輸工藝的優(yōu)化

呂旭1;2朱洪征3;4郭發(fā)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(fā)國家工程實驗室5長慶油田公司油田開發(fā)處

針對新區(qū)需要降低產(chǎn)建投資、老區(qū)安全環(huán)保風險大和計量系統(tǒng)不能滿足生產(chǎn)需要等問題，安塞油田開展了集輸工藝的優(yōu)化研究。應用示功圖計量和數(shù)字化監(jiān)控技術，開展了產(chǎn)建集油工藝的優(yōu)化；應用多種管網(wǎng)優(yōu)化技術，開展了環(huán)境敏感區(qū)域輸油系統(tǒng)優(yōu)化和集輸管網(wǎng)整體優(yōu)化，高回壓和拉油井組集油工藝優(yōu)化；應用多種計量新技術，開展了單井計量系統(tǒng)優(yōu)化和站點三級產(chǎn)量監(jiān)控體系建設。

安塞油田；集輸工藝；安全環(huán)保；管網(wǎng)；計量系統(tǒng)；優(yōu)化

1 集輸工藝概況

安塞油田是全國最早投入開發(fā)的低滲透油田之一。生產(chǎn)區(qū)域位于溝壑縱橫、梁峁交錯的黃土高原腹地、“四河二庫”的環(huán)境敏感區(qū)，地面建設難度大、投資大。通過持續(xù)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(xiàn)了經(jīng)濟高效開發(fā)。經(jīng)過20多年的勘探開發(fā)，形成了年產(chǎn)300萬噸的生產(chǎn)規(guī)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(xiàn)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(qū)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(nèi)集中計量的流程，采用二級布站與三級布站相結(jié)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(wěn)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(fā)區(qū)域儲層平均滲透率0.49 mD，未來開發(fā)區(qū)域主要是滲透率0.3 mD的超低滲區(qū)塊，為了滿足經(jīng)濟開發(fā)需要，需要進一步優(yōu)化簡化集輸工藝，降低地面建設投資和生產(chǎn)運行成本。

（2）安塞油田1989年大規(guī)模投入開發(fā)，老集輸系統(tǒng)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(huán)境敏感區(qū)。老集輸系統(tǒng)布局不盡合理，沿河、跨河管線多，存在較大的安全環(huán)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(xiàn)高回壓問題，造成集油管線頻繁堵塞甚至油井停產(chǎn)；100多個井組拉油生產(chǎn)，生產(chǎn)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(tǒng)只能計量外輸液量，不能準確掌握產(chǎn)油量情況，不能及時為生產(chǎn)決策提供準確的指導。

2 工藝的優(yōu)化

2.1 集油工藝

集油工藝優(yōu)化的關鍵是單井計量工藝優(yōu)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(nèi)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(xiàn)多井組串管集油進站。

安塞油田示功圖法計量與監(jiān)測系統(tǒng)，按10～15 min間隔實時采集抽油機井載荷、位移、電流、電壓等數(shù)據(jù)，并用無線傳輸方式在增壓點（轉(zhuǎn)油站）集中顯示，應用長慶油氣工藝研究院研發(fā)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(nèi)。此外利用示功圖法計量通訊平臺，實現(xiàn)井場監(jiān)控、抽油機遠程啟停、注水井壓力及流量監(jiān)測等擴展數(shù)字化監(jiān)控功能。

2009年安塞油田產(chǎn)建新區(qū)按照數(shù)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(guī)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(shù)字化監(jiān)控管理功能，可實現(xiàn)井場無人值守管理，有效控制用工總量，優(yōu)化了勞動組織結(jié)構[3]，降低了成本。

2.2 老集輸系統(tǒng)

安塞油田在老集輸系統(tǒng)改造過程中，通過輸油管網(wǎng)優(yōu)化、站點和管網(wǎng)布局整體優(yōu)化，避免管線沿河、穿河，從根本上削減環(huán)境敏感區(qū)原油泄漏污染的風險，同時兼顧節(jié)約投資的效果。及時根據(jù)站點和管網(wǎng)條件的變化，因地制宜地開展集油管線優(yōu)化，有效治理井組高回壓和拉油生產(chǎn)的安全、環(huán)保隱患。

2.2.1 輸油系統(tǒng)優(yōu)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(diào)整歸屬站點，改進其他輸油系統(tǒng)，達到避免穿、跨越河流，削減環(huán)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(shù)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(zhuǎn)—王二轉(zhuǎn)輸油系統(tǒng)老化腐蝕嚴重，2009年對其進行改造。賀一轉(zhuǎn)及塞218站外輸系統(tǒng)改進為王十八轉(zhuǎn)集中處理站，王二轉(zhuǎn)輸油管線改向沿山敷設，見圖1。改線后塞218站至王十八轉(zhuǎn)站管線長14.2 km，比原賀一轉(zhuǎn)至王二轉(zhuǎn)14.6 km管線節(jié)省0.4 km，并消除了管線沿河運行的安全、環(huán)保風險。

圖1 塞218站—賀一轉(zhuǎn)—王二轉(zhuǎn)輸油系統(tǒng)優(yōu)化

2.2.2 集輸系統(tǒng)整體優(yōu)化

老集輸系統(tǒng)改造中，依據(jù)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(yōu)化集油管網(wǎng)，調(diào)整下游歸屬站點優(yōu)化輸油管網(wǎng)，使整個集輸管網(wǎng)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(tǒng)調(diào)整示意圖見圖2。

圖2 中山川水庫流域集輸系統(tǒng)調(diào)整示意圖

中山川水庫為子長縣居民飲用水源，流域內(nèi)有注采河、團莊河、橋岔河等三大支流。安塞油田在該流域內(nèi)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(chǎn)液量通過坪四轉(zhuǎn)及坪六轉(zhuǎn)外輸至坪橋集輸站。該集輸系統(tǒng)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(tǒng)隱患治理改造過程中，開展了整體優(yōu)化：

（1）站點隱患治理。坪五轉(zhuǎn)油站和坪十二計量接轉(zhuǎn)站為流域內(nèi)最大的站點，同時位于主河道周邊。關閉了坪五轉(zhuǎn)油站和坪十二計量接轉(zhuǎn)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(wǎng)調(diào)整。新建坪十二增，將原屬坪十二轉(zhuǎn)的5個井組改進坪十二增，2個井組改進坪七轉(zhuǎn)；將原屬坪四轉(zhuǎn)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(wǎng)調(diào)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(zhuǎn)，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(shù)字化建設。坪十二增、坪七轉(zhuǎn)和坪六轉(zhuǎn)3座站及所轄井組配套數(shù)字化建設。與常規(guī)改造相比，在投資減少的情況下，實現(xiàn)跨越總數(shù)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(xiàn)了數(shù)字化管理。

2.3 高回壓及拉油生產(chǎn)井組

高回壓導致油井產(chǎn)量下降，甚至導致集油管線頻繁堵塞，不得不拉油生產(chǎn)。油井拉油生產(chǎn)費用高、能耗高，同時油區(qū)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(qū)域，通過建小型增壓橇可以實現(xiàn)近流程生產(chǎn)；高回壓井組可以通過管線加熱、投球或者優(yōu)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(zhuǎn)集油管線長4.0 km，于2002年11月投產(chǎn)，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(chǎn)原油約200 t，年實現(xiàn)經(jīng)濟效益約60萬元。

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

3 計量系統(tǒng)的優(yōu)化

（1）油井計量系統(tǒng)優(yōu)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(nèi)。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(nèi)移動計量，具有運行成本低、使用范圍廣等優(yōu)點。適合在油井數(shù)量大、分布面積廣、地形復雜的低滲透區(qū)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(chǎn)量監(jiān)控體系建設。安塞油田含水原油站點外輸計量系統(tǒng)僅能計量產(chǎn)液量，不能計量產(chǎn)油量和遠程傳輸。當區(qū)塊生產(chǎn)動態(tài)發(fā)生變化時，需要在大轉(zhuǎn)油站管轄區(qū)域內(nèi)開展產(chǎn)量排查，工作量巨大。為了滿足大油田生產(chǎn)管理的需要，縮小排查區(qū)域至增壓點，開展了三級產(chǎn)量監(jiān)控體系建設。在各站點建立產(chǎn)油量計量及遠程傳送設施，監(jiān)控各站點產(chǎn)液量和產(chǎn)油量變化，實現(xiàn)廠—作業(yè)區(qū)—井區(qū)的三級監(jiān)控。三級產(chǎn)量監(jiān)控體系充分利用了油田內(nèi)部網(wǎng)絡，關鍵技術是外輸管線含水分析儀的優(yōu)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(qū)塊分別應用射線法測試系統(tǒng)、電容和微波法測試系統(tǒng)、三相流量計進行現(xiàn)場應用試驗。結(jié)果表明，F(xiàn)GH型射線法測試系統(tǒng)效果較好、HSC-I型電容和微波法測試系統(tǒng)含水分析效果最好?，F(xiàn)場監(jiān)測與人工化驗對比平均誤差約為1.5%，可以滿足增壓點、轉(zhuǎn)油站等站點低含氣，中、高含水原油的在線監(jiān)測。

4 結(jié)語

（1）在安塞油田產(chǎn)建新區(qū)應用示功圖計量與監(jiān)測技術，實現(xiàn)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(jiān)測系統(tǒng)擴展的數(shù)字化監(jiān)控管理功能，減少了住井員工數(shù)量，降低了人工成本。

（2）在安塞油田老集輸系統(tǒng)改造中，通過輸油管線走向優(yōu)化和歸屬站點調(diào)整、集輸站點和管網(wǎng)布局整體優(yōu)化，有效消減了敏感區(qū)域集輸系統(tǒng)穿、跨越河流的隱患，同時節(jié)約了維護改造投資。集油管線歸屬站點調(diào)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(chǎn)的安全環(huán)保隱患。

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

[1]胡文瑞．鄂爾多斯盆地油氣勘探開發(fā)理論與技術[M]．北京：石油工業(yè)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(fā)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(xiàn)狀與發(fā)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(yè)于中國地質(zhì)大學(武漢)石油工程專業(yè)，西安石油大學石油天然氣工程專業(yè)在讀碩士。現(xiàn)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(fā)工作。

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（欄目主持 張秀麗）