黄土塬地区油田油气集输技术

摘要：甘肃黄土塬地区地势起伏较大，内部集输系统建设、管理难度大。通过对该区油田集输系统分析对比，提出以下建议：充分利用地势高差合理布站，采用一级/二级/三级灵活的布站方式，降低井口回压，简化集油工艺。尽量采用井站合建、设备撬装、站场标准化模块化设计等方式，缩短建设周期、方便生产管理、降低工程投资；单井计量采用远程在线计量、数据远传技术，实现井场无人值守。油气集输采用单管串接密闭混输工艺，减少管线长度，降低能耗。

关键词：黄土塬地区；油田；集输；工艺；混输

中图分类号： TE862 文献标识码： A

某油田油区属于黄土塬地貌，沟、梁、塬、峁纵横交错，地形复杂，地表起伏落差大，最大高差约300m；该区域人烟相对稀少，自然条件恶劣。该油区所产原油物性较好，属于低含硫、轻质的常规原油。黄土塬地区自然条件及地势对油区集输系统设计、建设影响较大。布站方式、站址选择、计量工艺、集输工艺及管线走向受地形条件限制，因此黄土塬地区油田油气集输设计时需充分考虑该区域自然条件，做出比选[1]。

1、油气集输系统设计技术选择

1.1站址选择及布站方式

（1）站址选择：井场采用丛式井组的布局方式（每座井场2～3口油井），各井区根据油水井数量，结合油区地形地貌情况，井场尽量沿连续梁峁布置，避免将井场布置在山梁的最端部和孤立处。增压站/转油站尽量与井组合建，布置在井组的集输半径中心、地势平坦，交通方便的地方，同时考虑充分利用地势高差，将增压站/转油站尽量布置在地势较低处，扩大集油半径，减少转油站数量，降低投资。联合站尽量布置在靠近交通主干道、地势平坦、油区中心、交通方便的区域；

（2）布站方式：根据油区井位分布，结合集输工艺、开发特点、油品物性、地形地貌等因素，兼顾近期与远期滚动开发，合理布站并充分考虑利用地势高差，降低井口回压，简化集油工艺，降低投资。集输系统采用以联合站为中心，转油脱水站为骨架，增压站为补充的格局，以适应油田自然地形特点和满足滚动开发需要。采用“井组-联合站”一级布站“井组－转油脱水站－联合站”二级布站和“井组－增压站－转油脱水站－联合站”三级布站相结合的灵活布站方式。距离联合站较近的油井直接进联合站处理；边远井、低温井或地势较低井采用二级、三级布站方式；

1.2油井计量及集输工艺

（1）油井计量方式：油田单井计量目前常用的方式有分离器计量工艺、多相流量计量、撬装自动选井计量装置以及功图法在线量油等方式，结合油区地处黄土塬地貌，地形梁峁起伏交错、沟壑纵横，管理难度大等特点，本文重点对目前自动化程度较高的两种单井计量方式：功图法在线量油和撬装自动选井计量技术进行对比。

①功图法在线量油技术：该技术是采油工程技术、测试技术、通信技术和计算机技术相结合的综合系统，具有油井自动监测和控制、实时数据采集、油井液量计量、油井工况诊断优化等功能，计量误差一般5-10%。功图法远程在线计量技术将单井计量移至井口，改变传统的单井计量模式，简化井场集输流程，取消计量站，减少占地面积，节省能耗，同时提高集输系统的自动化与信息化管理水平，实现井场无人值守，便于人员的组织与管理。油井远程监测计量系统原理如图1.2-1所示。油井在线远传计量系统主要包括油井功图数据测试模块、油井数据采集终端（RTU采集器）、油井数据处理系统、应用终端等部分。每口井安装1套功图测试模块、RTU数据采集器，数据传输可通过数传电台或CDMA、GPRS网络或无限网桥和有线光缆传输等方式，推荐采用无限网桥传输方式。井组安装监视探头，在增压站进行监视。移动物体进入井场自动报警，可进行语音警告，采油队维保中心处置，实现无人值守。

图1.2-1 油井远程监测计量系统原理图

②撬装自动选井计量装置计量技术：采出液自动选井计量装置经过滤器进入油气分离器，进入双管液气分离，再进行气相分离，分离出的气体经集气管，进入气体流量计，计量单井日产气量，液体经集液管进入质量流量计，计量出单井日产液量、日产油量及含水，最后气液经分管汇合进入油气外输管道。自动选井计量工艺流程见图1.2-2所示。每个井场安装自动选井计量装置一套。由于冬季该地区环境温度低，为方便单井计量，自动选井计量装置要求室内温度不低于10℃。

图1.2-2 自动选井计量工艺流程图

采用示功图法计量技术自动化管理水平高，无须人工切换流程，井况在线连续监控，能够反映油井的运行工况和趋势，适应性强。撬装自动选井计量技术不适合分布零散井和出油管线采用串接、插输的采油井且对环境温度有要求；根据对比并结合目前功图法计量技术在多个油田实际应用情况，单井计量推荐采用功图法计量工艺，与撬装自动选井计量装置相比，单井节省投资近3万元。

（2）集输工艺：在对相似油田集输工艺分析研究的基础上，结合油田现状和国内集输工艺的发展情况，集输工艺通常采用井组加热/不加热单管密闭混输流程。利用多相流软件对油区液量进行了油气混输计算，模拟计算结果表明，油藏开采初期产量较大条件下，丛式井组（3口油井）不加热集输半径约为4.5～5.1km；中期不加热集输半径约为3～3.4km，；到后期液量减小后，不加热集输半径仅为0.43～0.5km。根据单井计量推荐的示功图计量工艺和集输半径计算分析结果，站外集输工艺推荐采用单管密闭串接工艺，即井组/增压站采用单管密闭混输、串接工艺，所有井组初、中期采用不加热集输，后期产液量递减至一定量，不能满足热力条件的远端井组/增压站采用天然气加热、单管密闭混输，定期清蜡。该工艺与计量站放射状集输管网布置方式相比，减少集输管道长度，降低投资约20%[2]。

1.3集输管线材质及走向选择

（1）管线材质选择：目前集输管道使用较多的管材主要有钢管、玻璃钢管、钢骨架聚乙烯塑料复合管及柔性复合管。钢管（含保温）投资最小，应用最为成熟和广泛；玻璃钢管道（含保温）投资最高，管道沿线环境地势起伏大、湿陷性黄土，若使用玻璃钢管线强度较低，易脆化、老化，抗冲击能力差，管线易破损，施工与防护要求较高，并且集输支干线分枝较多，管线开口较多，现场施工与维修难度大，质量难以保证；目前连续增强塑料复合管DN50～DN80小管径管线应用的比较成熟；钢骨架塑料复合管投资适中，具有一定的柔性、连接可靠，抗土壤沉降能力强，但管径增大，承压变小，应用范围受限。因此，考虑站场（丛式井场、增压站、转油站和联合站）管道开口多，尽量统一管材，集输管道推荐采用钢管。

（2）线路走向：油区属于黄土塬地貌，沟、梁、塬、峁纵横交错，地表起伏高差大（100～300m），当地环境比较脆弱，为避免集输管道施工过程及生产运行中破坏环境，造成水土流失，对山区管道（集输管道、注水管道等）考虑沿线加固、防护与水土保护。区块集输干线穿越某河流，根据现场踏勘及结合本地地质情况，针对河流及支流季节性河流，穿越位置选择在河道稳定不易变迁、河床平坦、两岸岸坡较缓、地质条件较好的河段，采用施工工程量小、施工容易、工期短、投资少、便于维护管理等优点的围堰导流、大开挖穿越方式。

1.4标准化、模块化设计

丛式井场及增压站按照加热、不加热分别进行标准化设计。各转油站及联合站根据来液量、来液温度等不同，采用统一的标准化设计有一定难度，考虑根据功能进行分区，形成相应的模块。转油站分为进站阀组模块、加热模块、脱水模块、原油增压模块、天然气增压模块等五个模块。联合站分为进站阀组模块、加热模块、脱水模块、罐区模块、原油稳定模块、装卸车模块等七个模块。采用标准化设计站场是的工艺简单、安全可靠，便于采购及施工安装，缩短施工周期，同时提高站场的撬装化、模块化程度。

2、结论及建议

通过对黄土塬地区油田集输技术进行对比，对黄土塬地区后续集输的采用提出以下建议：①充分利用地势高差合理布站，采用采用一级/二级/三级灵活的布站方式，降低井口回压，简化集油工艺。②尽量采用井站合建、设备简短撬装、站场标准化模块化设计等方式，缩短建设周期、方便生产管理、降低工程投资；③单井计量采用远程在线计量、数据远传技术，实现井场无人值守。④油气集输采用单管串接密闭混输工艺，缩短管线长度、降低投资、减少能耗。

参考文献

[1] 田景隆. 西峰油田油气混输技术应用情况及分析[J].科技创新导报，2011,24:57-58.

[2] 江奇俤，金光彬. 集输系统优化调整方案[J].油气田地面工程，2010,29（11）:39-40.

[3] 郭刚，夏政，张小龙，王荣敏. 长庆油田油气混输工艺研究与应用[J]. 石油工程建设，2013,39（3）：59-62.

作者简介：黄慧（1986-），女，河南商丘人，助理工程师，2009年毕业于重庆科技学院，现从事油气集输设计工作。