单管冷输集油在葡北油田的应用

杨云 大庆油田有限责任公司规划计划部

单管冷输集油在葡北油田的应用

杨云 大庆油田有限责任公司规划计划部

针对葡北油田地面系统存在的集输半径不合理，地面设施腐蚀老化严重，运行能耗高及安全隐患突出等问题，在单管深埋冷输试验及配套技术研究的基础上，对葡北油田进行冷输工艺调整改造。对葡北油田已改造完成的4座转油站运行情况分析，单管深埋冷输工艺与单管环状掺水流程相比平均单井节省改造投资4.5万元，与双管掺水流程相比平均单井节省改造投资8.3万元，单井年节省运行费用达到2.65万元。

葡北油田；单管冷输；转油站；计量间；能耗

1 系统调整改造思路的确定

葡北油田于1979年投入开发，经过30年的开发建设，综合含水已达到90%以上。自1988年一次加密以来，已建成联合站2座、转油站13座、计量间87座，管辖油井1 099口、水井552口，单井产液量16.86 t/d、单井产油量1.55 t/d。截至2006年，地面系统未进行过大的改造。由于注采关系的调整，使得计量间辖井数不均衡，部分计量间辖井数仅2～3口，地面设施腐蚀老化严重，安全隐患突出，严重影响了油田的正常运行。另外双管掺水流程集输能耗较高，需外引气补充，这将增加油田运行成本。

2006年，为了探索葡北高含水油田地面系统的简化集输工艺，在葡北油田开展了井口出液温度普查、管线埋设地层温度监测、管输介质流动状态观测等现场试验研究，以及含水油视黏度与含水率的关系、井口回压与油井产液量变化关系及冷输管材选取等技术研究，并选取了葡北油田葡809计量间的7口油井进行了单管深埋冷输集油现场试验，取得了较好的运行效果。确定了葡北油田集油系统调整改造思路：总体规划、分年实施、优化布局、简化工艺，大幅度地降低投资和生产能耗。站外集油工艺以单管深埋冷输集油工艺为主，明确了单管树状挂接冷输集油界限：端点井产液量不小于18 t/d，含水率不小于80%，单井集油管线深埋-2 m不保温；单管串联冷输集油界限：端点井产液量不小于12 t/d，含水率不小于80%，集油管线深埋-2 m不保温。

2 系统调整改造及运行效果

自2007年起，经过4年时间，葡北油田已调整改造了葡北8#、9#、10#、12#共4座转油站，已投产油井218口，各站改造运行效果如下：

2.1 葡北10#、12#站地区

2007年，根据葡北油田系统调整总体规划安排，对葡北10#、12#站地区进行系统调整，两座转油站进行合并，站外统一布局，将原13座计量间合并成6座集油阀组间，采用单管树状挂接深埋冷输集油工艺，端点井产液量不小于18 t/d，其油井集油管线采用树状挂接的形式与端点井的集油管线连接，所有管线深埋-2 m，取消单井掺水。改造共涉及生产油井92口，共布集油链28个，每链辖井数2～6口，建设各种管道58 km。2008年9月15日投产，系统调整改造与采用环状掺水流程改造相比较，减少集油掺水管线27.7 km，节省一次性投资370.3万元。如按原工艺更新维修改造需投资6 218.8万元，系统调整改造比更新维修改造减少工程投资1 937.8万元。

油井平均回油温度基本保持在原油凝固点进站，油井平均回油压力为0.75 MPa，油井能够正常运行。葡北10#转油站改造前、后生产数据对比见表1。改造后日耗电减少1 745 kW·h，年减少掺水量49.36×104m3，年节电62.82×104kW·h，年节气120.38×104m3，吨油耗电下降5.5 kW·h，吨油耗气下降10.52 m3，年节约运行能耗费用156.7万元。

2.2 葡北8#站地区

2008年，结合葡北8#站地区产能建设，对该地区进行系统调整，原10座计量间合并成5座集油阀组间，集油流程采用单管串联深埋冷输集油工艺，端点井产液量不小于12 t/d，端点井的集油管线连接至该串每口油井井口，然后回输至阀组间，所有管线深埋-2 m，取消单井掺水。改造共涉及生产油井57口，共布21个集油串，每串辖井数2～5口，建设各种管道50.51 km。2008年11月10日投产，单井集油管线比更新维修改造减少53.04 km，方案优化节省一次性改造投资958.39万元。

表1 葡北10#转油站改造前、后生产数据对比

油井平均回油温度控制在原油凝固点进站，油井平均回油压力为0.86 MPa。葡北8#转油站改造前、后生产数据对比见表2。改造后日耗电减少2 596 kW·h，年减少掺水量35.28×104m3，年节电93.46×104kW·h，年节气量114.98×104m3，吨油耗电下降13.38 kW·h，吨油耗气下降16.46 m3，年节约运行能耗费用169.65万元。

表2 葡北8#转油站改造前、后生产数据对比

2.3 葡北9#站地区

2009年，实施了葡北9#站地区系统调整改造，为了减少征地，选择就地新建葡北9#转油站。结合“十二五”油田开发预测，新建转油站为今后产能预留1 000 t/d的处理能力，合并计量间3座。考虑油井多分布于康家围子泡中，根据井周边地理环境，站外集油系统采用单管串联深埋冷输与单管树状深埋冷输两种集油工艺。共调整油井65口，共布树状集油链10个、串联集油串14个，新建集油管道41.59 km，投资4 042.58万元。系统优化改造比按原计划系统更新维护减少一次性投资431.5万元。

葡北9#站系统改造于2010年9月20日投产，葡北9#转油站改造前、后生产数据对比见表3。改造后日耗电减少926 kW·h，预计年减少掺水量30.24×104m3，年节电33.34×104kW·h，年节气75.35×104m3，预计吨油耗电将下降7.94 kW·h，吨油耗气将下降17.94 m3，年节约运行能耗费用94.51万元。

3 结语

通过2年的生产运行证明，单管深埋冷输技术在外围高含水低产油田系统调整改造中应用是可行的。

（1）投资及成本降低。通过单管深埋冷输工艺的运行，有效降低了改造投资及生产能耗。对葡北油田已改造完成的4座转油站运行情况分析，单管深埋冷输工艺与单管环状掺水流程相比平均单井节省改造投资4.5万元，与双管掺水流程相比平均单井节省改造投资8.3万元，单井年节省运行费用达到2.65万元。

（2）参数界限。该工艺对外围高含水水驱，产液量不小于12 t/d，含水率不小于80%的油井比较适合。在改造中，集输半径达到2.75 km，回油温度降为原油凝固点进站，回油压力可提高至1.5 MPa，仍能保证油井正常生产。

（3）管道材质选择。在葡北油田单管深埋冷输系统调整中，选用了普通钢管、连续增强塑料复合管、内涂环氧粉末钢管及玻璃内衬钢管四种管材。根据不同管材投资对比可知，普通钢管的单位价格是最低的，最高的是玻璃内衬钢管。通过2年的运行发现，采用玻璃内衬钢管的油井井口平均回压最低，其次是普通钢管，最高的是内涂环氧粉末钢管。分析原因认为：在葡北8#、10#站系统调整中，应用了部分内涂熔解环氧粉末管道，在热洗车对管线清蜡过程中将温度提升至80℃以上后会使管线内涂层变形及脱落，对管线造成了堵塞，使得管道压力升高。通过分析得出，对于产液量及含水率都远远高于界限要求的油井，考虑进一步节省投资，可采用普通钢管进行冷输；对于产液量及含水率在界限上、下的油井，可考虑采用玻璃内衬钢管，以保证产出液的顺利输送。

10.3969/j.issn.1006-6896.2011.11.023

（栏目主持 张秀丽）