黃慧 張榮娟 董璐 王秋巖 白海濤

摘要：甘肅黃土塬地區(qū)地勢(shì)起伏較大，內(nèi)部集輸系統(tǒng)建設(shè)、管理難度大。通過(guò)對(duì)該區(qū)油田集輸系統(tǒng)分析對(duì)比，提出以下建議：充分利用地勢(shì)高差合理布站，采用一級(jí)/二級(jí)/三級(jí)靈活的布站方式，降低井口回壓，簡(jiǎn)化集油工藝。盡量采用井站合建、設(shè)備撬裝、站場(chǎng)標(biāo)準(zhǔn)化模塊化設(shè)計(jì)等方式，縮短建設(shè)周期、方便生產(chǎn)管理、降低工程投資；單井計(jì)量采用遠(yuǎn)程在線計(jì)量、數(shù)據(jù)遠(yuǎn)傳技術(shù)，實(shí)現(xiàn)井場(chǎng)無(wú)人值守。油氣集輸采用單管串接密閉混輸工藝，減少管線長(zhǎng)度，降低能耗。

關(guān)鍵詞：黃土塬地區(qū)；油田；集輸；工藝；混輸

中圖分類號(hào)： TE862 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A

某油田油區(qū)屬于黃土塬地貌，溝、梁、塬、峁縱橫交錯(cuò)，地形復(fù)雜，地表起伏落差大，最大高差約300m；該區(qū)域人煙相對(duì)稀少，自然條件惡劣。該油區(qū)所產(chǎn)原油物性較好，屬于低含硫、輕質(zhì)的常規(guī)原油。黃土塬地區(qū)自然條件及地勢(shì)對(duì)油區(qū)集輸系統(tǒng)設(shè)計(jì)、建設(shè)影響較大。布站方式、站址選擇、計(jì)量工藝、集輸工藝及管線走向受地形條件限制，因此黃土塬地區(qū)油田油氣集輸設(shè)計(jì)時(shí)需充分考慮該區(qū)域自然條件，做出比選[1]。

1、油氣集輸系統(tǒng)設(shè)計(jì)技術(shù)選擇

1.1站址選擇及布站方式

（1）站址選擇：井場(chǎng)采用叢式井組的布局方式（每座井場(chǎng)2～3口油井），各井區(qū)根據(jù)油水井?dāng)?shù)量，結(jié)合油區(qū)地形地貌情況，井場(chǎng)盡量沿連續(xù)梁峁布置，避免將井場(chǎng)布置在山梁的最端部和孤立處。增壓站/轉(zhuǎn)油站盡量與井組合建，布置在井組的集輸半徑中心、地勢(shì)平坦，交通方便的地方，同時(shí)考慮充分利用地勢(shì)高差，將增壓站/轉(zhuǎn)油站盡量布置在地勢(shì)較低處，擴(kuò)大集油半徑，減少轉(zhuǎn)油站數(shù)量，降低投資。聯(lián)合站盡量布置在靠近交通主干道、地勢(shì)平坦、油區(qū)中心、交通方便的區(qū)域；

（2）布站方式：根據(jù)油區(qū)井位分布，結(jié)合集輸工藝、開(kāi)發(fā)特點(diǎn)、油品物性、地形地貌等因素，兼顧近期與遠(yuǎn)期滾動(dòng)開(kāi)發(fā)，合理布站并充分考慮利用地勢(shì)高差，降低井口回壓，簡(jiǎn)化集油工藝，降低投資。集輸系統(tǒng)采用以聯(lián)合站為中心，轉(zhuǎn)油脫水站為骨架，增壓站為補(bǔ)充的格局，以適應(yīng)油田自然地形特點(diǎn)和滿足滾動(dòng)開(kāi)發(fā)需要。采用“井組-聯(lián)合站”一級(jí)布站“井組－轉(zhuǎn)油脫水站－聯(lián)合站”二級(jí)布站和“井組－增壓站－轉(zhuǎn)油脫水站－聯(lián)合站”三級(jí)布站相結(jié)合的靈活布站方式。距離聯(lián)合站較近的油井直接進(jìn)聯(lián)合站處理；邊遠(yuǎn)井、低溫井或地勢(shì)較低井采用二級(jí)、三級(jí)布站方式；

1.2油井計(jì)量及集輸工藝

（1）油井計(jì)量方式：油田單井計(jì)量目前常用的方式有分離器計(jì)量工藝、多相流量計(jì)量、撬裝自動(dòng)選井計(jì)量裝置以及功圖法在線量油等方式，結(jié)合油區(qū)地處黃土塬地貌，地形梁峁起伏交錯(cuò)、溝壑縱橫，管理難度大等特點(diǎn)，本文重點(diǎn)對(duì)目前自動(dòng)化程度較高的兩種單井計(jì)量方式：功圖法在線量油和撬裝自動(dòng)選井計(jì)量技術(shù)進(jìn)行對(duì)比。

①功圖法在線量油技術(shù)：該技術(shù)是采油工程技術(shù)、測(cè)試技術(shù)、通信技術(shù)和計(jì)算機(jī)技術(shù)相結(jié)合的綜合系統(tǒng)，具有油井自動(dòng)監(jiān)測(cè)和控制、實(shí)時(shí)數(shù)據(jù)采集、油井液量計(jì)量、油井工況診斷優(yōu)化等功能，計(jì)量誤差一般5-10%。功圖法遠(yuǎn)程在線計(jì)量技術(shù)將單井計(jì)量移至井口，改變傳統(tǒng)的單井計(jì)量模式，簡(jiǎn)化井場(chǎng)集輸流程，取消計(jì)量站，減少占地面積，節(jié)省能耗，同時(shí)提高集輸系統(tǒng)的自動(dòng)化與信息化管理水平，實(shí)現(xiàn)井場(chǎng)無(wú)人值守，便于人員的組織與管理。油井遠(yuǎn)程監(jiān)測(cè)計(jì)量系統(tǒng)原理如圖1.2-1所示。油井在線遠(yuǎn)傳計(jì)量系統(tǒng)主要包括油井功圖數(shù)據(jù)測(cè)試模塊、油井?dāng)?shù)據(jù)采集終端（RTU采集器）、油井?dāng)?shù)據(jù)處理系統(tǒng)、應(yīng)用終端等部分。每口井安裝1套功圖測(cè)試模塊、RTU數(shù)據(jù)采集器，數(shù)據(jù)傳輸可通過(guò)數(shù)傳電臺(tái)或CDMA、GPRS網(wǎng)絡(luò)或無(wú)限網(wǎng)橋和有線光纜傳輸?shù)确绞剑扑]采用無(wú)限網(wǎng)橋傳輸方式。井組安裝監(jiān)視探頭，在增壓站進(jìn)行監(jiān)視。移動(dòng)物體進(jìn)入井場(chǎng)自動(dòng)報(bào)警，可進(jìn)行語(yǔ)音警告，采油隊(duì)維保中心處置，實(shí)現(xiàn)無(wú)人值守。

圖1.2-1 油井遠(yuǎn)程監(jiān)測(cè)計(jì)量系統(tǒng)原理圖

②撬裝自動(dòng)選井計(jì)量裝置計(jì)量技術(shù)：采出液自動(dòng)選井計(jì)量裝置經(jīng)過(guò)濾器進(jìn)入油氣分離器，進(jìn)入雙管液氣分離，再進(jìn)行氣相分離，分離出的氣體經(jīng)集氣管，進(jìn)入氣體流量計(jì)，計(jì)量單井日產(chǎn)氣量，液體經(jīng)集液管進(jìn)入質(zhì)量流量計(jì)，計(jì)量出單井日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量及含水，最后氣液經(jīng)分管匯合進(jìn)入油氣外輸管道。自動(dòng)選井計(jì)量工藝流程見(jiàn)圖1.2-2所示。每個(gè)井場(chǎng)安裝自動(dòng)選井計(jì)量裝置一套。由于冬季該地區(qū)環(huán)境溫度低，為方便單井計(jì)量，自動(dòng)選井計(jì)量裝置要求室內(nèi)溫度不低于10℃。

圖1.2-2 自動(dòng)選井計(jì)量工藝流程圖

采用示功圖法計(jì)量技術(shù)自動(dòng)化管理水平高，無(wú)須人工切換流程，井況在線連續(xù)監(jiān)控，能夠反映油井的運(yùn)行工況和趨勢(shì)，適應(yīng)性強(qiáng)。撬裝自動(dòng)選井計(jì)量技術(shù)不適合分布零散井和出油管線采用串接、插輸?shù)牟捎途覍?duì)環(huán)境溫度有要求；根據(jù)對(duì)比并結(jié)合目前功圖法計(jì)量技術(shù)在多個(gè)油田實(shí)際應(yīng)用情況，單井計(jì)量推薦采用功圖法計(jì)量工藝，與撬裝自動(dòng)選井計(jì)量裝置相比，單井節(jié)省投資近3萬(wàn)元。

（2）集輸工藝：在對(duì)相似油田集輸工藝分析研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合油田現(xiàn)狀和國(guó)內(nèi)集輸工藝的發(fā)展情況，集輸工藝通常采用井組加熱/不加熱單管密閉混輸流程。利用多相流軟件對(duì)油區(qū)液量進(jìn)行了油氣混輸計(jì)算，模擬計(jì)算結(jié)果表明，油藏開(kāi)采初期產(chǎn)量較大條件下，叢式井組（3口油井）不加熱集輸半徑約為4.5～5.1km；中期不加熱集輸半徑約為3～3.4km，；到后期液量減小后，不加熱集輸半徑僅為0.43～0.5km。根據(jù)單井計(jì)量推薦的示功圖計(jì)量工藝和集輸半徑計(jì)算分析結(jié)果，站外集輸工藝推薦采用單管密閉串接工藝，即井組/增壓站采用單管密閉混輸、串接工藝，所有井組初、中期采用不加熱集輸，后期產(chǎn)液量遞減至一定量，不能滿足熱力條件的遠(yuǎn)端井組/增壓站采用天然氣加熱、單管密閉混輸，定期清蠟。該工藝與計(jì)量站放射狀集輸管網(wǎng)布置方式相比，減少集輸管道長(zhǎng)度，降低投資約20%[2]。

1.3集輸管線材質(zhì)及走向選擇

（1）管線材質(zhì)選擇：目前集輸管道使用較多的管材主要有鋼管、玻璃鋼管、鋼骨架聚乙烯塑料復(fù)合管及柔性復(fù)合管。鋼管（含保溫）投資最小，應(yīng)用最為成熟和廣泛；玻璃鋼管道（含保溫）投資最高，管道沿線環(huán)境地勢(shì)起伏大、濕陷性黃土，若使用玻璃鋼管線強(qiáng)度較低，易脆化、老化，抗沖擊能力差，管線易破損，施工與防護(hù)要求較高，并且集輸支干線分枝較多，管線開(kāi)口較多，現(xiàn)場(chǎng)施工與維修難度大，質(zhì)量難以保證；目前連續(xù)增強(qiáng)塑料復(fù)合管DN50～DN80小管徑管線應(yīng)用的比較成熟；鋼骨架塑料復(fù)合管投資適中，具有一定的柔性、連接可靠，抗土壤沉降能力強(qiáng)，但管徑增大，承壓變小，應(yīng)用范圍受限。因此，考慮站場(chǎng)（叢式井場(chǎng)、增壓站、轉(zhuǎn)油站和聯(lián)合站）管道開(kāi)口多，盡量統(tǒng)一管材，集輸管道推薦采用鋼管。

（2）線路走向：油區(qū)屬于黃土塬地貌，溝、梁、塬、峁縱橫交錯(cuò)，地表起伏高差大（100～300m），當(dāng)?shù)丨h(huán)境比較脆弱，為避免集輸管道施工過(guò)程及生產(chǎn)運(yùn)行中破壞環(huán)境，造成水土流失，對(duì)山區(qū)管道（集輸管道、注水管道等）考慮沿線加固、防護(hù)與水土保護(hù)。區(qū)塊集輸干線穿越某河流，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)踏勘及結(jié)合本地地質(zhì)情況，針對(duì)河流及支流季節(jié)性河流，穿越位置選擇在河道穩(wěn)定不易變遷、河床平坦、兩岸岸坡較緩、地質(zhì)條件較好的河段，采用施工工程量小、施工容易、工期短、投資少、便于維護(hù)管理等優(yōu)點(diǎn)的圍堰導(dǎo)流、大開(kāi)挖穿越方式。

1.4標(biāo)準(zhǔn)化、模塊化設(shè)計(jì)

叢式井場(chǎng)及增壓站按照加熱、不加熱分別進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)。各轉(zhuǎn)油站及聯(lián)合站根據(jù)來(lái)液量、來(lái)液溫度等不同，采用統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)有一定難度，考慮根據(jù)功能進(jìn)行分區(qū)，形成相應(yīng)的模塊。轉(zhuǎn)油站分為進(jìn)站閥組模塊、加熱模塊、脫水模塊、原油增壓模塊、天然氣增壓模塊等五個(gè)模塊。聯(lián)合站分為進(jìn)站閥組模塊、加熱模塊、脫水模塊、罐區(qū)模塊、原油穩(wěn)定模塊、裝卸車(chē)模塊等七個(gè)模塊。采用標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)站場(chǎng)是的工藝簡(jiǎn)單、安全可靠，便于采購(gòu)及施工安裝，縮短施工周期，同時(shí)提高站場(chǎng)的撬裝化、模塊化程度。

2、結(jié)論及建議

通過(guò)對(duì)黃土塬地區(qū)油田集輸技術(shù)進(jìn)行對(duì)比，對(duì)黃土塬地區(qū)后續(xù)集輸?shù)牟捎锰岢鲆韵陆ㄗh：①充分利用地勢(shì)高差合理布站，采用采用一級(jí)/二級(jí)/三級(jí)靈活的布站方式，降低井口回壓，簡(jiǎn)化集油工藝。②盡量采用井站合建、設(shè)備簡(jiǎn)短撬裝、站場(chǎng)標(biāo)準(zhǔn)化模塊化設(shè)計(jì)等方式，縮短建設(shè)周期、方便生產(chǎn)管理、降低工程投資；③單井計(jì)量采用遠(yuǎn)程在線計(jì)量、數(shù)據(jù)遠(yuǎn)傳技術(shù)，實(shí)現(xiàn)井場(chǎng)無(wú)人值守。④油氣集輸采用單管串接密閉混輸工藝，縮短管線長(zhǎng)度、降低投資、減少能耗。

參考文獻(xiàn)

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作者簡(jiǎn)介：黃慧（1986-），女，河南商丘人，助理工程師，2009年畢業(yè)于重慶科技學(xué)院，現(xiàn)從事油氣集輸設(shè)計(jì)工作。