安塞油田高52井区地面集输工艺

郭 刚 高淑梅 张小龙 文红星 张 平

西安长庆科技工程有限责任公司，陕西 西安 710018

0 前言

安塞油田高52井区主要开发油藏为长10油藏，是长庆油田已开发油藏中层位最深的油藏。长10原油高含蜡、高析蜡点、高油气比的特点造成地面集输工艺困难；油区内自然条件恶劣，建设条件差，成本控制压力大。本工程通过二级布站、油气混输、投球清蜡等措施，解决了高52井区原油集输难题，降低了地面集输成本。其成功开发，为靖安、姬塬、西峰、华庆、白豹、合水等油田长10原油开发提供了强有力的技术支撑和经验积累，对长庆油田深层油藏地面工程建设技术的发展和创新具有重大意义。

1 原油物性

安塞油田高52井区长10原油是一种低粘、低凝、低密度、高油气比的轻质高含蜡原油，其析蜡点高、析蜡量大。随着油温降低，原油在41℃时开始析蜡，此后原油析蜡量逐渐增加，在30℃时进入析蜡高峰区，大量蜡晶析出，在18～30℃范围内，蜡晶的析出随温度的变化最敏感，在18℃时单位温度降的析蜡量达到最高，为0.37%。长10原油的物性参数见表1，不同温度下单位温降的析蜡量见图1。

表1 长10原油的物性参数

2 系统布局及油气集输工艺

2.1 系统布局

针对安塞油田高52井区开发埋藏深、低渗、低产、大井组、滚动开发、快速开发的特点，结合高52井区自然地形和集油工艺，地面集输工艺形成以大井组—增压点—联合站为主的二级布站模式。取消了工艺较复杂的接转站层级，将生产数据分为井场、小站、联合站三级管理，布站更为灵活，对调整变化有较强的适应性［1］。安塞油田高52井区集输系统总体布局见图2。

图1 长10原油在不同温度下单位温降的析蜡量

图2 安塞油田高52井区集输系统总体布局

2.2 油气集输工艺

2.2.1 丛式井单管不加热集油技术

根据长10原油物性特点、井场布置和油井计量工艺，推广采用丛式井单管不加热集油工艺，工艺流程见图3。

图3 丛式井单管不加热密闭集输布站流程

通过分析研究溶气原油流变性和计算不同液量、加热温度及保温条件下集油管道的沿程温降情况，得出：a）长庆原油具有良好的低温流动性，原油在井筒和出油管道中的流动，未经过重复加热和高速剪切，流变性无恶化，同时因油气的饱和状态，使溶气原油能够进一步改善低温流变性；b）集油管线流量、起点温度、保温情况对终点进站温度影响较小。此外，研究表明油中含水和井筒防蜡措施均利于低温流动性能的改善。出油管线在不同条件下沿程温降见图4。

该方法具有建设投资省、热耗低、管理方便等优点。缺点为：a）井口回压高，长庆油田井口回压一般控制在 2.5MPa 内［2］；b）不加热集输半径短，受外部环境影响大；c）必须定期进行投球清蜡，长距离、高回压井组出油管线通常进行每月2～3次热洗以保障冬季生产安全平稳运行。

2.2.2 油气混输技术

安塞油田高52井区丛式井组采用定压阀回收井场套管气，经出油管线油气混输至增压点或接转站，通过增压点油气混输或分输至联合站轻烃回收装置，充分回收利用伴生气。

油气混输采用混输泵输送油、气、水三相，采用一条外输管线，管内流态为多相流动［3］。油气分输采用技术成熟的高效离心泵输送油和水，通过站内密闭容器的自身压力实现气体单独输送，需敷设两条外输管线。两者技术原理不同，各有优劣，经过技术、经济等多方对比，长庆油田增压点外输工艺采用油气混输工艺。增压点油气混输和油气分输工艺对比见表2。

图4 出油管线在不同液量、温度、保温条件下的沿程温降曲线

表2 增压点油气混输和分输工艺对比表（以120m3 /d增压点为例）

增压点属于小型站点，位于黄土高原残塬地貌油区，规模较小。针对长庆复杂、破碎、多变的地形，对于偏远、地势较低和沿线高差起伏变化大的井组采用增压点增压输送，以降低井口回压，增加输送距离［4］。通过对增压点油气混输和油气分输方案比较，增压点推荐采用油气混输工艺。

3 配套技术

3.1 自动投球清蜡工艺

对于丛式井不加热集油，投球清蜡是保障集油管道安全平稳运行的关键［5］。为适应数字化无人值守井场需要，研制了自动投球装置，代替一线员工日常投球操作，实现每日自动定时投球。该工艺无需人工停井、倒流程、放空，简化了投球清蜡的工作程序，减轻了员工工作强度，实现了安全、环保操作，降低了劳动强度、提高了工作效率。自动投球装置原理及现场安装见图5。

3.2 电磁防蜡

图5 自动投球装置现场安装图

电磁防蜡是一种石油流动极化稳流系统，能使油流形成层流，让石蜡保持在油流中。当采出液流经电磁防蜡器后，由于电磁感应力的作用使石蜡分子电中性化，失去脱离溶液而附着到油管内壁上的能力。如果在油井井口附近装上该装置，油流极化会对来自井底的液体有一反作用力，其原因是它对碳钢管有强大的电磁感应力，可使碳钢管中的分子像油一样重新排齐，在油管长度方向上形成一个分子链，使石蜡分子悬浮在溶液中，实现防蜡目的。

由于安塞油田高52井区高含蜡量、高析蜡点，井筒、管道结蜡不可避免，为降低井筒及管道结蜡量、结蜡强度，维护生产平稳运行，有必要采取预防和清除措施。集输管线清防蜡措施优缺点对比见表3。

表3 清、防蜡措施优缺点对比

经各种清、防蜡措施对比分析，为解决安塞油田高52井区高含蜡原油集输过程析蜡问题，开展了井口电磁防蜡与自动投球清蜡相结合的清、防蜡工艺，取得了良好的效果。

4 结语

安塞油田高52井区地面产能建设工程克服了长10原油高含蜡量、高析蜡点、高油气比、原油集输困难、伴生气综合回收利用难度大、自然条件恶劣、建设条件差、外协难度大、安全环保要求高、成本控制压力大等困难，经分析测算，各项经济技术指标均达到国内外先进水平。

［1］宋中明，唐 鑫，薛建强，等.山区低渗透油田地面工程项目建设的几点做法［J］.天然气与石油，2003，21（1）：60-63.

［2］娄玉华，李杰训，徐 晶.浅谈《油气集输设计规范》中的几个技术问题［J］.石油规划设计，2004，15（4）：14-17.

［3］韩方勇，周 晶，班兴安.多起伏地形下油气混输管道的水力特性［J］.油气储运，2007，26（11）：23-26.

［4］刘利群，刘春江.安塞特低渗透油田集输工艺技术［J］.天然气与石油，1996，14（4）：10-13.

［5］刘利群，刘春江.长庆低渗透油田油气集输工艺技术发展综述［J］.石油工程建设，2008，34（2）：41-43.