1、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
2、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 23 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、
3、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
4、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。 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-
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
6、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 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
7、,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 4.55.1km
8、;中期不加热集输半径约为33.4km, ;到后期液量减小后,不加热集输半径仅为 0.430.5km。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)
9、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 DN50DN80 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
10、差大(100300m) ,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
11、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: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。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;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,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。