安塞油田集输工艺的优化

吕旭 朱洪征 郭发荣

1西安石油大学石油工程学院；2长庆油田公司采油一厂3长庆油田公司油气工艺研究院；4低渗透油气田勘探开发国家工程实验室5长庆油田公司油田开发处

安塞油田集输工艺的优化

吕旭1;2朱洪征3;4郭发荣5

1西安石油大学石油工程学院；2长庆油田公司采油一厂3长庆油田公司油气工艺研究院；4低渗透油气田勘探开发国家工程实验室5长庆油田公司油田开发处

针对新区需要降低产建投资、老区安全环保风险大和计量系统不能满足生产需要等问题，安塞油田开展了集输工艺的优化研究。应用示功图计量和数字化监控技术，开展了产建集油工艺的优化；应用多种管网优化技术，开展了环境敏感区域输油系统优化和集输管网整体优化，高回压和拉油井组集油工艺优化；应用多种计量新技术，开展了单井计量系统优化和站点三级产量监控体系建设。

安塞油田；集输工艺；安全环保；管网；计量系统；优化

1 集输工艺概况

安塞油田是全国最早投入开发的低渗透油田之一。生产区域位于沟壑纵横、梁峁交错的黄土高原腹地、“四河二库”的环境敏感区，地面建设难度大、投资大。通过持续的试验研究，形成了以“单、短、简、小、串”为主要特色的地面建设模式[1]，实现了经济高效开发。经过20多年的勘探开发，形成了年产300万吨的生产规模，有油井4 800多口，各类站点205座，各类集输管线约3 600 km。

1.1 现状

钻井采用定向井及大位移井技术，井组一般为6～8口以上的大井组。老区主要采用双管密闭集油流程，单井计量采用井组单量管线与站内集中计量的流程，采用二级布站与三级布站相结合的布站技术。增压点采用缓冲罐油气分离、小型茶炉加温和螺杆泵输油工艺。集中处理站采用沉降罐热化学脱水，除油、过滤和加药等多级采出水处理，微正压闪蒸原油稳定，中压浅冷轻烃处理等集输工艺。

1.2 存在的问题

（1）安塞油田目前开发区域储层平均渗透率0.49 mD，未来开发区域主要是渗透率0.3 mD的超低渗区块，为了满足经济开发需要，需要进一步优化简化集输工艺，降低地面建设投资和生产运行成本。

（2）安塞油田1989年大规模投入开发，老集输系统运行时间长，腐蚀老化严重，且大部分位于延河、杏子河、坪桥川和长尾河等“四河”以及王窑水库、中山川水库等“二库”的环境敏感区。老集输系统布局不尽合理，沿河、跨河管线多，存在较大的安全环保隐患。

（3）受井组液量低、冬季气温低、地形复杂等条件限制，安塞油田100多个井组冬季出现高回压问题，造成集油管线频繁堵塞甚至油井停产；100多个井组拉油生产，生产费用高，受雨雪天气及道路条件影响，存在交通安全风险。

（4）安塞油田200多口油井由于采用单管流程导致无法单井计量，此外受井组液量低、冬季气温低等影响导致400多口油井冬季无法计量。站点外输计量系统只能计量外输液量，不能准确掌握产油量情况，不能及时为生产决策提供准确的指导。

2 工艺的优化

2.1 集油工艺

集油工艺优化的关键是单井计量工艺优化。采用示功图计量工艺一方面避免了冬季因液量低、气温低而无法计量问题，另一方面通过示功图计量装置取代单量管线和站内计量装置，使单量和混进的双管集油流程简化为混进的单管流程，并实现多井组串管集油进站。

安塞油田示功图法计量与监测系统，按10～15 min间隔实时采集抽油机井载荷、位移、电流、电压等数据，并用无线传输方式在增压点（转油站）集中显示，应用长庆油气工艺研究院研发的示功图计量软件进行计算[2]，测试各类油井平均误差在15%以内。此外利用示功图法计量通讯平台，实现井场监控、抽油机远程启停、注水井压力及流量监测等扩展数字化监控功能。

2009年安塞油田产建新区按照数字化建设要求，全面推广示功图计量、单管集油工艺。按照每个井组8口油井，每个增压点5个井组，集油半径1.6 km计算，采用常规流程单井计量投资2.5万元，采用新流程单井计量投资仅1.5万元。由示功图法计量通讯平台扩展的数字化监控管理功能，可实现井场无人值守管理，有效控制用工总量，优化了劳动组织结构[3]，降低了成本。

2.2 老集输系统

安塞油田在老集输系统改造过程中，通过输油管网优化、站点和管网布局整体优化，避免管线沿河、穿河，从根本上削减环境敏感区原油泄漏污染的风险，同时兼顾节约投资的效果。及时根据站点和管网条件的变化，因地制宜地开展集油管线优化，有效治理井组高回压和拉油生产的安全、环保隐患。

2.2.1 输油系统优化

在输油管线腐蚀老化隐患治理改造过程中，改变以往沿河敷设的方式，改向沿山敷设，或者调整归属站点，改进其他输油系统，达到避免穿、跨越河流，削减环保隐患的目的。

2008年，张渠站至杏河站d=159 mm×6 mm、长15 mm管线因硫化氢腐蚀严重进行改造，改造时管线走向由沿河敷设改为沿山敷设，跨越总数量从15处减少到7处，同时管线长度从15 km减少到12.5 km。

塞218站—贺一转—王二转输油系统老化腐蚀严重，2009年对其进行改造。贺一转及塞218站外输系统改进为王十八转集中处理站，王二转输油管线改向沿山敷设，见图1。改线后塞218站至王十八转站管线长14.2 km，比原贺一转至王二转14.6 km管线节省0.4 km，并消除了管线沿河运行的安全、环保风险。

图1 塞218站—贺一转—王二转输油系统优化

2.2.2 集输系统整体优化

老集输系统改造中，依据地形及井组分布情况，关停沿河大站大库。通过关停和新建增压点优化集油管网，调整下游归属站点优化输油管网，使整个集输管网避免沿河、跨河，从源头上消除隐患。中山川水库流域集输系统调整示意图见图2。

图2 中山川水库流域集输系统调整示意图

中山川水库为子长县居民饮用水源，流域内有注采河、团庄河、桥岔河等三大支流。安塞油田在该流域内有各类集输油站点14个，井场81座，油井265口，水井113口，集输管线189 km，该流域所有产液量通过坪四转及坪六转外输至坪桥集输站。该集输系统运行时间超过15年，老化腐蚀严重。2009年在中山川流域老集输系统隐患治理改造过程中，开展了整体优化：

（1）站点隐患治理。坪五转油站和坪十二计量接转站为流域内最大的站点，同时位于主河道周边。关闭了坪五转油站和坪十二计量接转站，消除了这2个站点及外输管线泄漏污染的风险。

（2）集油管网调整。新建坪十二增，将原属坪十二转的5个井组改进坪十二增，2个井组改进坪七转；将原属坪四转的4个井组改进坪六输，2个井组改进坪十二增。

（3）输油管网调整。坪四增外输改进坪28-40增，坪28-40增和坪27-38增改进坪七转，坪十二增进坪六拉，使流域大部分站点外输管线均避开流域河道。

（4）数字化建设。坪十二增、坪七转和坪六转3座站及所辖井组配套数字化建设。与常规改造相比，在投资减少的情况下，实现跨越总数从12处减少到2处，使2座大站，5条输油管线，17个井组管线避免沿河、跨河敷设，提高了4个站运行效率30.5%，实现了数字化管理。

2.3 高回压及拉油生产井组

高回压导致油井产量下降，甚至导致集油管线频繁堵塞，不得不拉油生产。油井拉油生产费用高、能耗高，同时油区道路复杂，受雨雪天气影响，存在交通安全风险。

在拉油井组集中区域，通过建小型增压橇可以实现近流程生产；高回压井组可以通过管线加热、投球或者优化管线走向的方法进行治理。对于受初期建站条件限制导致的高回压或拉油井组，通过及时改进后期其他站点，或者插输至站点外输管线的方式进行治理。

杏13-33井组至杏十转集油管线长4.0 km，于2002年11月投产，冬季回压4.0 MPa。2007年杏二增建设后，改向敷设杏13-33至杏二增的集油管线仅2.0 km。改线后杏13-33井组冬季回压下降到1.5 MPa，预计单井日减少泵漏失量0.4 m3，抽油机耗电量下降10%以上，年增产原油约200 t，年实现经济效益约60万元。

东34-20井组日产液20 m3，原为拉油生产。2008年建设了东34-20井组插输至张一转外输管线的集油流程。张一转外输管线15 km，外输压力1.0 MPa，插输点位于张一转出站8 km处，目前东34-20井组生产正常，冬季回压1.8 MPa。建设外输管线后年节约拉油费用约15万元，2年内即收回管线建设投资。

3 计量系统的优化

（1）油井计量系统优化。安塞油田应用的多相流计量装置计量范围一般为液相1～2 m3/h，气相0～0.2×104m3/d，标定误差在3%以内。多相流计量装置可以安装在井组取代单量管线，集油半径1.5 km时，单井投资降低30%左右。将多相流计量装置小型化，固定在卡车上，进出口安装中压连接软管，成为活动计量车，在井组之间2～4 km的距离内移动计量，具有运行成本低、使用范围广等优点。适合在油井数量大、分布面积广、地形复杂的低渗透区块使用。截至2009年底，安塞油田安装活动计量装置24套，基本解决了200多口单串管流程井、400多口冬季无法计量的油井计量问题，同时还可以对500多口示功图计量装置进行标定。

（2）站点三级产量监控体系建设。安塞油田含水原油站点外输计量系统仅能计量产液量，不能计量产油量和远程传输。当区块生产动态发生变化时，需要在大转油站管辖区域内开展产量排查，工作量巨大。为了满足大油田生产管理的需要，缩小排查区域至增压点，开展了三级产量监控体系建设。在各站点建立产油量计量及远程传送设施，监控各站点产液量和产油量变化，实现厂—作业区—井区的三级监控。三级产量监控体系充分利用了油田内部网络，关键技术是外输管线含水分析仪的优选。常用的含水分析方法可分为射频法、微波法、电容法和射线法。应用射线法或多传感器信息融合技术精度较高[4]。2009年在杏河、杏北、杏南区块分别应用射线法测试系统、电容和微波法测试系统、三相流量计进行现场应用试验。结果表明，FGH型射线法测试系统效果较好、HSC-I型电容和微波法测试系统含水分析效果最好。现场监测与人工化验对比平均误差约为1.5%，可以满足增压点、转油站等站点低含气，中、高含水原油的在线监测。

4 结语

（1）在安塞油田产建新区应用示功图计量与监测技术，实现单管集油和串管流程，大幅降低了单井计量投资。利用示功图法计量与监测系统扩展的数字化监控管理功能，减少了住井员工数量，降低了人工成本。

（2）在安塞油田老集输系统改造中，通过输油管线走向优化和归属站点调整、集输站点和管网布局整体优化，有效消减了敏感区域集输系统穿、跨越河流的隐患，同时节约了维护改造投资。集油管线归属站点调整和建设插输站点输油管线流程，有效治理了井组高回压和拉油生产的安全环保隐患。

（3）应用多相流活动计量技术，实现了安塞油田单管流程井、冬季低产井的油井计量，还可以实现示功图计量装置的有效标定，成为数字化管理系统的有效补充。以应用HSC-I型电容和微波法测试系统为重点，建设三级产量监控体系，可以满足大油田生产管理需要。

[1]胡文瑞．鄂尔多斯盆地油气勘探开发理论与技术[M]．北京：石油工业出版社，2000．

[2]杨瑞，黄伟．功图法油井计量技术在长庆油田的应用[J]．油气田地面工程，2010，29（2）：55-57．

[3]张箭啸，夏政，辛宏，等．长庆油田超低渗油藏开发地面设计探讨[J]．石油工程建设，2010（4）：80-85．

[4]吴国忠，张永攀，李栋，等．多相混输原油在线含水检测研究现状与发展趋势[J]．油气田地面工程，2008，27（5）：30-31．

10.3969/j.issn.1006-6896.2011.5.020

吕旭：工程师，2003年毕业于中国地质大学(武汉)石油工程专业，西安石油大学石油天然气工程专业在读硕士。现在长庆油田公司第一采油厂采油工艺研究所从事油气田开发工作。

（029）86504261、lxu_cq@petrochina.com.cn

（栏目主持 张秀丽）