鄒明華

摘要：紅河油田是華北分公司第一個規(guī)模開發(fā)的區(qū)塊，許多新的集輸工藝與原油處理、新型材料等都是首次應(yīng)用。經(jīng)過兩年時間的建設(shè)，初步形成了適應(yīng)復(fù)雜地形、溝壑交錯的黃土塬地貌的紅河油田混熟密閉集輸工藝。但建設(shè)過程中也有不足之處，通過總結(jié)，為今后油田地面工程標(biāo)準(zhǔn)化建設(shè)及其他油田的規(guī)模建設(shè)提供了寶貴的經(jīng)驗(yàn)。

關(guān)鍵詞：紅河油田；密閉混輸；地面工程；集輸系統(tǒng)

中圖分類號：TB

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

文章編號：1672—3198（2014）21—0189—02

1地面工程構(gòu)成

紅河油田的地面工程主要由兩大系統(tǒng)構(gòu)成：油氣生產(chǎn)系統(tǒng)與配套附屬系統(tǒng)。其中油氣生產(chǎn)系統(tǒng)包括：井場、增壓站、轉(zhuǎn)油脫水站、聯(lián)合站等各種集輸站場與集輸干支線、注水干支線等各種管線。而附屬配套系統(tǒng)包括供配電與通信、道路、消防站、作業(yè)廢液處理、壓裂液配液等生產(chǎn)配套系統(tǒng)與綜合服務(wù)基地、采油隊(duì)點(diǎn)等生活輔助系統(tǒng)。

（1）一個中心。

形成了以紅一聯(lián)和綜合服務(wù)基地為站群的生產(chǎn)生活中心。

（2）兩個支撐。

形成了以紅一轉(zhuǎn)、紅四轉(zhuǎn)為依托的油氣生產(chǎn)支撐系統(tǒng)。

（3）三縱道路。

形成了貫穿油區(qū)、方便生產(chǎn)生活三縱道路系統(tǒng)。

（4）四條干線。

形成了連接油區(qū)井場、增壓站、轉(zhuǎn)油站至紅一聯(lián)四條輸油動脈。

2地面工程工藝技術(shù)

根據(jù)紅河油田百萬噸產(chǎn)能建設(shè)整體規(guī)劃，以分期實(shí)施、技術(shù)集成、先進(jìn)適用、利用地勢，因地制宜、科學(xué)決策、有序建設(shè)為設(shè)計(jì)依據(jù)，形成了適應(yīng)復(fù)雜地形、溝壑交錯黃土塬地貌，從單井至聯(lián)合站的單管密閉集輸工藝。

2.1單井采用功圖在線計(jì)量技術(shù)

單井采用井口示功圖法在線計(jì)量技術(shù)和多參數(shù)綜合診斷監(jiān)測技術(shù)。RTU將數(shù)據(jù)遠(yuǎn)傳到數(shù)據(jù)處理中心，對油井采油過程進(jìn)行自動監(jiān)測和控制、實(shí)時數(shù)據(jù)采集、產(chǎn)液計(jì)量、油井工況綜合診斷。單井在線計(jì)量技術(shù)的應(yīng)用，升級了油井管理水平，提高了采油時率。

2.2套管氣回收利用技術(shù)

紅河油田采油了油井套管氣回收利用工藝，不加熱油井套管氣進(jìn)入集油管道；遠(yuǎn)端加熱井場的套管氣作為加熱爐燃料氣，氣量不足時由煤補(bǔ)充。實(shí)現(xiàn)了套管氣回收綜合利用，安全環(huán)保。

2.3單管密閉混輸串接工藝

油氣集輸采用單管密閉混輸串接工藝。對于邊遠(yuǎn)不能滿足熱力條件的井場，采用伴生氣加熱，定期清管防蠟。

2.4就地脫水回注、就地脫氣加熱技術(shù)

為了避免產(chǎn)出水返輸造成電能浪費(fèi)，及返輸天然氣造成投資增加，對距離聯(lián)合站較遠(yuǎn)的區(qū)塊，采用了污水就地脫水回注、原油就地脫氣加熱技術(shù)。

2.5聯(lián)合站一段熱化學(xué)脫水工藝技術(shù)

原油脫水采用一段三相分離器熱化學(xué)脫水工藝，短流程、低降耗，脫水后的原油含水率低于0.5%，符合原油外輸要求。

2.6原油穩(wěn)定余熱利用技術(shù)

原油穩(wěn)定工藝與后續(xù)的原油外輸工藝結(jié)合，原油外輸時充分利用穩(wěn)定熱量。穩(wěn)定后的合格原油直接密閉外輸，避免穩(wěn)定原油重新進(jìn)罐，造成熱能損耗，實(shí)現(xiàn)了“一熱多用”。

2.7新材料新設(shè)備應(yīng)用技術(shù)

在本工程建設(shè)過程中，采用了玻璃鋼管材，耐腐蝕性能好，使用壽命長，導(dǎo)熱系數(shù)小，保溫性能好。彩鋼板保溫防護(hù)層、單螺桿泵、高效分離器、高效注水泵、煤氣兩用加熱爐、高效螺旋板換熱器等新設(shè)備在紅河油田也都是首次應(yīng)用。

2.8濕陷性黃土地基處理技術(shù)

水土保護(hù)措施采取了砌體結(jié)構(gòu)與灰土處理相結(jié)合的方法，滿足不同濕陷等級的地基基礎(chǔ)的功能需要。

（1）地基濕陷等級Ⅲ級。

地基處理采用灰土擠密樁法。

（2）地基濕陷等級Ⅱ級。

重要建構(gòu)筑物地基處理采用灰土擠密樁法，一般建構(gòu)筑物采用墊層法。

（3）道路基層。

采用灰土處置法。

3標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)

3.1工藝流程標(biāo)準(zhǔn)化

采用適用的標(biāo)準(zhǔn)化工藝流程，滿足安全、高效、節(jié)能要求，降低工程投入，提高整體開發(fā)效益。

3.2設(shè)備選型標(biāo)準(zhǔn)化

各類站場同類設(shè)備選型一致，設(shè)備規(guī)格精簡，便于規(guī)模采購，節(jié)約成本。

3.3設(shè)備安裝標(biāo)準(zhǔn)化

各類站場同類設(shè)備安裝方式統(tǒng)一，便于現(xiàn)場快速安裝，加快施工進(jìn)度。

3.4建筑風(fēng)格標(biāo)準(zhǔn)化

各類站場形象統(tǒng)一、標(biāo)示統(tǒng)一，所有站場形成整齊統(tǒng)一的建筑風(fēng)格。

3.5站場布置標(biāo)準(zhǔn)化

同類站場占地大小統(tǒng)一，分區(qū)布局統(tǒng)一，建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)統(tǒng)一，方便現(xiàn)場快速組合施工。

4存在問題、原因分析及解決建議

4.1原油泵伴生氣不足的問題

自2012年12月3日集輸系統(tǒng)投運(yùn)以來，聯(lián)合站站內(nèi)分離器脫出的天然氣始終不能滿足增壓站、聯(lián)合站站內(nèi)加熱與各站供暖的需要，只能依靠外購LNG補(bǔ)充鍋爐用氣。因鍋爐的燃料氣不足，給集輸系統(tǒng)正常運(yùn)行帶來很大影響。如紅一轉(zhuǎn)的天然氣壓縮裝置、聯(lián)合站內(nèi)的原油穩(wěn)定裝置均等因氣源不足無法使用。

引起此問題的原因主要有兩個：一是因紅河油田采用的是滾動開發(fā)模式，聯(lián)合站與各增壓站投產(chǎn)時間不同步，導(dǎo)致聯(lián)合站內(nèi)可用的燃料氣不足；二是規(guī)格設(shè)計(jì)時采用的氣油比與實(shí)際值相差較大。

4.2增壓站外輸壓力超壓問題

紅四增增壓泵出口設(shè)計(jì)壓力3.6MPa，目前正常運(yùn)行壓力4.2-4.4MPa。紅七增、紅九增和紅十增的實(shí)際出站壓力均比設(shè)計(jì)壓力高。說明增壓泵壓力等級偏小，已超負(fù)荷運(yùn)行，存在安全隱患。另外，因紅河油田地形起伏較大，設(shè)計(jì)中未考慮地形起伏對兩相管路的流型的影響，導(dǎo)致原油大量聚積在低洼和上坡管段內(nèi)，使氣體的流通面積減小，流速增大，造成較大的摩擦損失和滑脫損失。整個管線由于高程變化所引起的附加壓降為0-5.3MPa。

建議集輸管線的選線盡量避開地勢起伏較大路段。必須經(jīng)過起伏路段時，水力計(jì)算或泵選型時應(yīng)考慮管線附加壓力的影響。

4.3各增壓站除油器的凈化效果問題

現(xiàn)場生產(chǎn)人員反映除油器排污口處水和凝析油較多且凝析油顏色發(fā)黑，鍋爐煙囪冒水蒸氣。這是由于分離器容量太小，原油的緩沖時間短，導(dǎo)致大量的水份進(jìn)入除油器。不僅影響鍋爐使用的壽命，也給分離器的液位控制帶來了很多困難。建議在以后的設(shè)計(jì)中加大分離器的尺寸或在分離器后加裝一個緩沖罐。

4.4計(jì)量問題

（1）采油廠將地域相近的站場歸屬同一個采油隊(duì)，以便管理。在實(shí)際生產(chǎn)中，以已投產(chǎn)的增壓站與轉(zhuǎn)油站為例，很難將通過同一條集輸干線輸至聯(lián)合站的各站的流量分別計(jì)量，達(dá)到分隊(duì)計(jì)量的目的。詳見表1。

表1各站的計(jì)量情況

序號站名集輸干線所屬采油隊(duì)備注

1紅七增集輸干線一采油一隊(duì)

2紅十增能實(shí)現(xiàn)分隊(duì)計(jì)量

3紅四增

4紅九增

5紅一增集輸干線三采油二隊(duì)不能實(shí)現(xiàn)分隊(duì)計(jì)量

6紅一轉(zhuǎn)采油一隊(duì)

7紅二增

8紅十三增

9紅三增單獨(dú)進(jìn)站能實(shí)現(xiàn)分隊(duì)計(jì)量

10紅八增集輸干線四采油二隊(duì)能實(shí)現(xiàn)分隊(duì)計(jì)量

11紅十二增

12紅四轉(zhuǎn)

13紅六增集輸干線二采油二隊(duì)不能實(shí)現(xiàn)分隊(duì)計(jì)量

14紅十一增采油一隊(duì)

建議在紅一增、紅六增和紅十一增站內(nèi)加裝流量計(jì)，以實(shí)現(xiàn)分隊(duì)計(jì)量的目的。

（2）聯(lián)合站內(nèi)的計(jì)量問題。設(shè)計(jì)中每個干線進(jìn)不同的分離器，由分離器的油水室出口上的流量計(jì)計(jì)量油水量。但是實(shí)際施工過程中將干線一（紅四增、紅九增、紅七增和紅十增）和干線二（紅六增和紅十一增）及紅三增的來液混合接入了兩臺分離器，無法計(jì)量各干線的液量，實(shí)現(xiàn)不了分隊(duì)計(jì)量。

4.5增壓泵的選型問題

每個增壓站設(shè)置3臺螺桿泵，2用1備，每臺泵理論排量基本為60m3/h，采用變頻調(diào)節(jié)。轉(zhuǎn)油站的增壓泵為多級離心泵，理論排量45m3/h，采用變頻調(diào)節(jié)。但實(shí)際生產(chǎn)過程中發(fā)現(xiàn)泵的效率過低。詳細(xì)參數(shù)見表2。

表2各站內(nèi)泵效率一覽表

序號站名稱含氣總液量（m3/d）增壓泵數(shù)量及排量總排量（m3/d）泵效率

（%）

1紅三增1603臺60m328806

2紅四增3002臺35m3，1臺70m3方168018

3紅六增403臺60m328801

4紅七增3423臺60m3288012

5紅九增2303臺60m328808

6紅十增2613臺60m328809

7紅一轉(zhuǎn)4502臺45m3216021

8紅11增3002臺45m3216014

增壓站（轉(zhuǎn)油站）來液量是根據(jù)最近各油井產(chǎn)液量之和求得，每個增壓站（轉(zhuǎn)油站）的理論總排量是兩臺增壓泵每天的理論排量之和。則泵的效率為：泵效率（%）=增壓站的來液量（m3/d）/兩臺泵的理論排量之和（m3/d）×100%。

計(jì)算結(jié)果顯示，各站泵效率1%-21%不等。利用率偏低，造成了設(shè)備投資的浪費(fèi)，也增加了閑置設(shè)備維護(hù)保養(yǎng)費(fèi)用。因此，建議在根據(jù)泵排量選擇泵時采用級差選型，利用不同排量泵之間的合理搭配來滿足生產(chǎn)，從而提高泵效。

4.6管線標(biāo)示及閥池存在問題

新建管網(wǎng)已投入使用，在使用過程中發(fā)現(xiàn)很多設(shè)計(jì)不合理之處。從現(xiàn)場使用和管理角度來看對以后新建管網(wǎng)應(yīng)做以下幾個方面的調(diào)整：

（1）閥池蓋板標(biāo)高應(yīng)與地面持平或高于地面，能達(dá)到出現(xiàn)緊急情況及時關(guān)停閥門的目的。

（2）做好新增管線和閥池標(biāo)識，便于以后的巡線工作。

（3）減小閥池和蓋板尺寸。

（4）閥池盡量設(shè)置在路邊，便于維護(hù)作業(yè)。

4.7預(yù)收油罐的收油裝置問題

聯(lián)合站預(yù)收油罐采用了浮動收油裝置。在實(shí)際運(yùn)行過程中收油效果并不好。因罐體封閉，若收油裝置故障，檢修和更換都會是巨大的難題。若收油裝置癱瘓，則整個污水處理系統(tǒng)的處理指標(biāo)將無法達(dá)到要求。因此建議預(yù)收油罐的收油裝置采用溢油槽。

5經(jīng)驗(yàn)與建議

通過本項(xiàng)目的建設(shè)，初步形成了適應(yīng)復(fù)雜地形、溝壑交錯的黃土塬地貌的紅河油田混熟密閉集輸工藝，為今后油田地面工程標(biāo)準(zhǔn)化建設(shè)及其他油田的規(guī)模建設(shè)積累了經(jīng)驗(yàn)。但同時也應(yīng)該注意大會戰(zhàn)的節(jié)奏步伐。因紅河油田屬于低孔、超低滲、低豐度、低產(chǎn)的低品位油田，在滾動開發(fā)的開發(fā)模式下，應(yīng)堅(jiān)持穩(wěn)健原則，地面工程系統(tǒng)建設(shè)應(yīng)略微滯后于鉆采工程，從而能有效降低建設(shè)投資的風(fēng)險。