楊云 大慶油田有限責任公司規(guī)劃計劃部

單管冷輸集油在葡北油田的應用

楊云 大慶油田有限責任公司規(guī)劃計劃部

針對葡北油田地面系統存在的集輸半徑不合理，地面設施腐蝕老化嚴重，運行能耗高及安全隱患突出等問題，在單管深埋冷輸試驗及配套技術研究的基礎上，對葡北油田進行冷輸工藝調整改造。對葡北油田已改造完成的4座轉油站運行情況分析，單管深埋冷輸工藝與單管環(huán)狀摻水流程相比平均單井節(jié)省改造投資4.5萬元，與雙管摻水流程相比平均單井節(jié)省改造投資8.3萬元，單井年節(jié)省運行費用達到2.65萬元。

葡北油田；單管冷輸；轉油站；計量間；能耗

1 系統調整改造思路的確定

葡北油田于1979年投入開發(fā)，經過30年的開發(fā)建設，綜合含水已達到90%以上。自1988年一次加密以來，已建成聯合站2座、轉油站13座、計量間87座，管轄油井1 099口、水井552口，單井產液量16.86 t/d、單井產油量1.55 t/d。截至2006年，地面系統未進行過大的改造。由于注采關系的調整，使得計量間轄井數不均衡，部分計量間轄井數僅2～3口，地面設施腐蝕老化嚴重，安全隱患突出，嚴重影響了油田的正常運行。另外雙管摻水流程集輸能耗較高，需外引氣補充，這將增加油田運行成本。

2006年，為了探索葡北高含水油田地面系統的簡化集輸工藝，在葡北油田開展了井口出液溫度普查、管線埋設地層溫度監(jiān)測、管輸介質流動狀態(tài)觀測等現場試驗研究，以及含水油視黏度與含水率的關系、井口回壓與油井產液量變化關系及冷輸管材選取等技術研究，并選取了葡北油田葡809計量間的7口油井進行了單管深埋冷輸集油現場試驗，取得了較好的運行效果。確定了葡北油田集油系統調整改造思路：總體規(guī)劃、分年實施、優(yōu)化布局、簡化工藝，大幅度地降低投資和生產能耗。站外集油工藝以單管深埋冷輸集油工藝為主，明確了單管樹狀掛接冷輸集油界限：端點井產液量不小于18 t/d，含水率不小于80%，單井集油管線深埋-2 m不保溫；單管串聯冷輸集油界限：端點井產液量不小于12 t/d，含水率不小于80%，集油管線深埋-2 m不保溫。

2 系統調整改造及運行效果

自2007年起，經過4年時間，葡北油田已調整改造了葡北8#、9#、10#、12#共4座轉油站，已投產油井218口，各站改造運行效果如下：

2.1 葡北10#、12#站地區(qū)

2007年，根據葡北油田系統調整總體規(guī)劃安排，對葡北10#、12#站地區(qū)進行系統調整，兩座轉油站進行合并，站外統一布局，將原13座計量間合并成6座集油閥組間，采用單管樹狀掛接深埋冷輸集油工藝，端點井產液量不小于18 t/d，其油井集油管線采用樹狀掛接的形式與端點井的集油管線連接，所有管線深埋-2 m，取消單井摻水。改造共涉及生產油井92口，共布集油鏈28個，每鏈轄井數2～6口，建設各種管道58 km。2008年9月15日投產，系統調整改造與采用環(huán)狀摻水流程改造相比較，減少集油摻水管線27.7 km，節(jié)省一次性投資370.3萬元。如按原工藝更新維修改造需投資6 218.8萬元，系統調整改造比更新維修改造減少工程投資1 937.8萬元。

油井平均回油溫度基本保持在原油凝固點進站，油井平均回油壓力為0.75 MPa，油井能夠正常運行。葡北10#轉油站改造前、后生產數據對比見表1。改造后日耗電減少1 745 kW·h，年減少摻水量49.36×104m3，年節(jié)電62.82×104kW·h，年節(jié)氣120.38×104m3，噸油耗電下降5.5 kW·h，噸油耗氣下降10.52 m3，年節(jié)約運行能耗費用156.7萬元。

2.2 葡北8#站地區(qū)

2008年，結合葡北8#站地區(qū)產能建設，對該地區(qū)進行系統調整，原10座計量間合并成5座集油閥組間，集油流程采用單管串聯深埋冷輸集油工藝，端點井產液量不小于12 t/d，端點井的集油管線連接至該串每口油井井口，然后回輸至閥組間，所有管線深埋-2 m，取消單井摻水。改造共涉及生產油井57口，共布21個集油串，每串轄井數2～5口，建設各種管道50.51 km。2008年11月10日投產，單井集油管線比更新維修改造減少53.04 km，方案優(yōu)化節(jié)省一次性改造投資958.39萬元。

表1 葡北10#轉油站改造前、后生產數據對比

油井平均回油溫度控制在原油凝固點進站，油井平均回油壓力為0.86 MPa。葡北8#轉油站改造前、后生產數據對比見表2。改造后日耗電減少2 596 kW·h，年減少摻水量35.28×104m3，年節(jié)電93.46×104kW·h，年節(jié)氣量114.98×104m3，噸油耗電下降13.38 kW·h，噸油耗氣下降16.46 m3，年節(jié)約運行能耗費用169.65萬元。

表2 葡北8#轉油站改造前、后生產數據對比

2.3 葡北9#站地區(qū)

2009年，實施了葡北9#站地區(qū)系統調整改造，為了減少征地，選擇就地新建葡北9#轉油站。結合“十二五”油田開發(fā)預測，新建轉油站為今后產能預留1 000 t/d的處理能力，合并計量間3座?？紤]油井多分布于康家圍子泡中，根據井周邊地理環(huán)境，站外集油系統采用單管串聯深埋冷輸與單管樹狀深埋冷輸兩種集油工藝。共調整油井65口，共布樹狀集油鏈10個、串聯集油串14個，新建集油管道41.59 km，投資4 042.58萬元。系統優(yōu)化改造比按原計劃系統更新維護減少一次性投資431.5萬元。

葡北9#站系統改造于2010年9月20日投產，葡北9#轉油站改造前、后生產數據對比見表3。改造后日耗電減少926 kW·h，預計年減少摻水量30.24×104m3，年節(jié)電33.34×104kW·h，年節(jié)氣75.35×104m3，預計噸油耗電將下降7.94 kW·h，噸油耗氣將下降17.94 m3，年節(jié)約運行能耗費用94.51萬元。

3 結語

通過2年的生產運行證明，單管深埋冷輸技術在外圍高含水低產油田系統調整改造中應用是可行的。

（1）投資及成本降低。通過單管深埋冷輸工藝的運行，有效降低了改造投資及生產能耗。對葡北油田已改造完成的4座轉油站運行情況分析，單管深埋冷輸工藝與單管環(huán)狀摻水流程相比平均單井節(jié)省改造投資4.5萬元，與雙管摻水流程相比平均單井節(jié)省改造投資8.3萬元，單井年節(jié)省運行費用達到2.65萬元。

（2）參數界限。該工藝對外圍高含水水驅，產液量不小于12 t/d，含水率不小于80%的油井比較適合。在改造中，集輸半徑達到2.75 km，回油溫度降為原油凝固點進站，回油壓力可提高至1.5 MPa，仍能保證油井正常生產。

（3）管道材質選擇。在葡北油田單管深埋冷輸系統調整中，選用了普通鋼管、連續(xù)增強塑料復合管、內涂環(huán)氧粉末鋼管及玻璃內襯鋼管四種管材。根據不同管材投資對比可知，普通鋼管的單位價格是最低的，最高的是玻璃內襯鋼管。通過2年的運行發(fā)現，采用玻璃內襯鋼管的油井井口平均回壓最低，其次是普通鋼管，最高的是內涂環(huán)氧粉末鋼管。分析原因認為：在葡北8#、10#站系統調整中，應用了部分內涂熔解環(huán)氧粉末管道，在熱洗車對管線清蠟過程中將溫度提升至80℃以上后會使管線內涂層變形及脫落，對管線造成了堵塞，使得管道壓力升高。通過分析得出，對于產液量及含水率都遠遠高于界限要求的油井，考慮進一步節(jié)省投資，可采用普通鋼管進行冷輸；對于產液量及含水率在界限上、下的油井，可考慮采用玻璃內襯鋼管，以保證產出液的順利輸送。

10.3969/j.issn.1006-6896.2011.11.023

（欄目主持 張秀麗）