集约化建井地面工艺技术研究与应用

＊王国锋 马占恒 汪忠宝

（1.中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司 吉林 138000 2.中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司勘察设计院 吉林 138000）

引言

近年来吉林油田大力推广集约化建井开发模式，若地面系统按照传统模式进行设计和建设，将无法满足油田效益开发的理念，因此地面系统迫切需要采取优化简化设计方法，按照“降低产能建设投资，降低运行费用”的双降原则，开展科技攻关，通过地上地下紧密结合，形成集约化建井地面配套工艺技术，实现了优化简化和节能降耗，提升了地面系统整体建设水平和运行水平。新立大平台通过地面地下紧密结合，优化了产能建设方案，降低了百万吨建设投资。

1.取得的技术成果

(1)各专业紧密结合，地上地下一体化协同设计

集约化建井地面工程需与油藏、钻井和采油工程紧密结合，通过各专业方案统筹优化设计，最终合理确定平台的放井位置，平台内的油水井数量，平台内油水井布井方式，井场征地面积等关键参数，达到百万吨产能投资最省，后期运行成本低，管理方便。

(2)优化井场平面布置，力求简洁美观，满足生产需求

大平台井场内新建一体化气液缓冲分离加热增压装置、橇装集油配水间、仪表值班室、箱式变电站、视频监控、照明、污水回收池、一体化油井热洗集成装置、太阳能光伏板等设施，充分考虑站场附近交通设施、防火规范及生产作业需求，井场平面布置形成标准化模式，力求简洁美观，满足生产需求，如图1新立1#大平台井场平面布置鸟瞰图所示。

图1 新立1#大平台井场平面布置鸟瞰图

(3)高寒地区、低产、低含水和高凝原油实现常温输送

吉林油田地理位置位于东北高寒地区，冬季环境温度低（-35℃）、单井产液量低（2-5t/d）、气油比低（35m³/t）、井口出油温度低(16-20℃)，通过分析影响常温集输原油的粘温曲线、凝固点、流变特性、转相点和温降曲线，结合室内管道试验模型、软件分析等手段，进行室内模拟分析研究，拟合产液量、含水、气油比和输送长度等影响参数，确定采出液在集油过程中温度、压力的变化规律，形成试验型常温输送边界条件，通过现场大范围应用验证、修正常温输送边界条件。

通过科学研究，攻克了高寒地区低产高凝含水原油常温集输技术，扩展了常温集输应用边界条件，实现了大部分平台单井不加热输送，大胆尝试支干线常温集输并取得技术突破。通过应用多井串联常温输送技术，实现了含水原油低于原油凝固点进计量间，摸索出支干线常温集输技术边界条件并规模推广应用，实现“热不出站”，节约了一次工程投资，大幅度降低了集输能耗，集输自耗气达到10m³/t，接近国内先进水平。

目前吉林油田原油常温集输技术边界条件已经由特高含水（≥90%）向高含水前期拓展（80%），由低凝固点 （17℃）向高凝固点（30℃）拓展，由高液量（20t/d）向低液量（3t/d）拓展，单井集输半径由短距离（500m）向长距离（1000m）拓展，管材由单一向多种材质拓展，可应用玻璃衬里无缝钢管、玻璃钢管和连续增强塑料复合管，应用条件更加宽泛。

(4)攻克一体化气液缓冲加热增压集成工艺技术，研发出成套系列化设备

根据吉林油田凝固点、粘度等原油物性特点，结合大平台的产液量、含水率、气油比等生产参数，集气液缓冲、分离、加热和增压等功能于一体，实现设备撬装化设计、工厂化预制，现场快速连接投产，配合物联网系统，整套装置可实现无人值守，功能高度集成，整体橇装，方便工厂化预制，现场快速组装投产，节省工程投资，缩短建设周期，一体化气液缓冲加热增压装置已形成I型、II型和III型产品，处理规模分为120t/d、240t/d、360t/d、480t/d和600t/d合计5种系列化产品，满足不同大平台生产需求，可完全代替小型接转站。一体化设备可使平台井地面建设时间缩短50%，投资降低35%。

(5)橇装模块化接转站替代中型接转站，实现少人值守

根据吉林油田凝固点、粘度等原油物性特点，开展橇装模块化接转站工艺研究，依据常规接转站功能划分，将接转站划分为进站管汇橇、计量橇、空冷净化橇、综合泵橇、加热炉橇、储罐橇、加药橇及药品储存等撬块，配合物联网系统，整体装置可实现少人值守，功能高度集成，整体橇装，方便工厂化预制，现场快速组装投产。模块化接转站可使站场建设时间缩短50%，投资降低30%。

(6)计量配水间实现橇装设计

打破常规建设模式，计量间由传统砖混计量间→彩钢计量间→橇装计量间逐步优化，目前已设计出橇装集装箱式计量间，满足工厂化预制，整体搬运，现场快速连接投产的生产需求。橇装计量间打破“人进屋操作”的常规模式，采用室外大开门设计，工人室外开门操作，管理方便，建筑面积及造价仅相当于传统砖混计量间的35%左右，满足生产需求，降低了工程投资，具有推广意义，如表1不同形式计量间综合对比表所示。

表1 不同形式计量间综合对比表

(7)应用新技术实现油井便捷准确计量

平台井油井数量≤8口：不单独考虑站外计量流程，单环产液集中进计量间轮换计量，单井产液通过井口物联网系统中的电参折产。

9口≤平台井油井数量≤14口：井场设称重式小翻斗分离器，可实时计量井场总产液，或通过井场倒阀门方式计量单井产液量，实现井口压力、出液温度和液量就地显示或远传。

14口≤平台井油井数量：井场设橇装计量间，利用多通阀+称重式油井计量器对单环或单井进行轮换计量，可实时计量单环总产液，可通过井口物联网系统中的电参折产计算单井产液，也可通过井场倒阀门方式计量单井产液量，实现井口压力、出液温度和液量就地显示或远传。

(8)一体化油井热洗集成装置满足井场洗井需求

装置集缓冲、加热和增压功能于一体，单井罐工作原理，装置具有超温报警、高低液位报警、橇装设计、基础简易、与井口软管连接等优点，成本低，易实现自动控制。装置利用井场水源井提供清水，井口伴生气做燃料气，清水在罐内升温至70℃～80℃后通过扬程为250m离心泵增压，输至油井套管注入井下，实现热水就地生产就地洗井，替代传统站场生产热水，罐车拉热水至各油井洗井方式，降低工人劳动强度，节省操作运行成本。

(9)稳流配水装置实现注水量自动控制

大平台注水井应用稳流配水装置，该装置集稳流配水、计量、调节等功能为一体，具有流量自动检测和配注量自动控制等功能，可以实现就地与远传流量设置，智能控制流量，具有设置简便，控制精度高等优点，减轻工人劳动强度，现场应用效果良好。

(10)应用物联网技术提高自动化水平

大平台物联网整体采用具有吉林油田特色的简单适用低成本的建设模式，增加科学实用智能化的自动控制功能。采油井场应用吉林油田自主研发的井场三件套（停井报警仪、测控仪和电子眼），停井报警仪实现抽油机停井自动报警，测控仪自动监测抽油机电机运行参数，并能实现抽油机远程启停，电子眼实现井场画面定时自动抓拍，井场采集的参数实现4G无线上传至通信公司后台服务器。计量间内温度压力实现温度、压力和计量设备参数自动采集，配水间实现压力和流量参数自动采集，实现井口和计量间参数采集，采集的信号输至RTU后统一通过4G无线上传至通信公司后台服务器。利用吉林油田建设的云平台，实现增井增产不增人，助力大平台模式降本增效的力度。

(11)结合钻井供电需求，合理优化供电线路

地下、地上一体化，统筹设计，前期电打钻供电与后期地面建设用电相结合，采用同杆双回路,避免因重复建设浪费投资。井场采用箱式变电站集中供电，提高供电质量，降低运行费用。

(12)采油井场应用电控一体化装置

为解决大平台井场仪表、通信和配电专业间功能重叠融合度差的问题，首次在采油井场应用电控一体化装置，形成油气站场动力控制的核心，将油田站场的控制部分和执行部分集成在一起，更有利于实现油田站场的数字化和智能化，现场视觉形象美观大方。电控一体化集成装置实现标准化设计、规模化采购、模块化预制，大幅度缩短了设计、采购和施工周期，加快工程建设速度，降低工程建设投资。

(13)井场闲置空地应用光伏发电，实现绿电清洁能源替代

根据采油井场现场实际情况布置，遵循以不影响采油设施正常运行和维护维修、节约用地的原则，将光伏组件布置在采油井场征地范围内，设计光伏阵列在井场周边安装，以南北侧为主。光伏组件采用单晶445W，14-19块组件为一串，布置倾角为38°，单个支架组件采用竖二排布方式，组件方位角控制在0-15°之间，共计布置502件光伏组件。采用0.4kV并网，光伏所发电量自用为主，为井场内各抽油机提供电能。当0.4kV系统不能完全消耗时，通过井场已建配电系统及配电变压器，上行至6-10kV井排线路，再由井排所带其它油田负荷消耗。同时在谐波、电压偏差、电压不平衡度、电压波动和闪变等方面应满足相关国家标准。其中新立1#大平台平台装机容量224kW，系统发电效率按82.9%测算，年均发电量为31万度。

2.集约化建井地面配套工艺技术应用情况

2019-2020年吉林油田合计部署大平台175座，合计881口油井。高寒地区低产高凝油井串联常温集输技术应用660口油井，一体化气液缓冲加热增压装置应用6套替代小型站场，橇装模块化接转站应用1套替代中型站场，与常规建设模式相比节约投资30%，节约运行费40%，减少建设周期40%，解决了地面系统建设投资高、后期运行费用高等生产难题，达到了优化简化和节能降耗的目标，提升了地面系统整体建设水平和运行水平。

3.经济效益

2019-2020年合计节约一次性工程投资9600万元，节约运行费用1248万元。其中660口油井应用高寒地区低产高凝油井串联常温集输技术，节约一次性工程投资7500万元，2019年节约运行费用468万元，2020年节约运行费用780万。应用一体化气液缓冲加热增压装置6套，合计节约一次性工程投资1500万元。应用橇装模块化接转站1座，节约一次性工程投资600万元。

4.取得的认识

（1）各专业紧密结合，地上地下一体化协同设计是降低产能建设总体投资和降低后期运行成本的关键。

（2）应用高寒地区低产高凝油井串联常温集输技术是降低站外集输系统能耗的关键，支干线常温输送技术是后期攻关的主要方向。

（3）橇装化生产设施和模块化站场有利于实现标准化设计、规模化采购和工厂化预制。

5.结束语

总而言之，为了能够使经济利用效率得到有效提升，吉林油田大力推广集约化建井开发模式，不断创新与完善这一模式在油田开发中的运用，通过不断改变传统的油田开采方式与工艺设计理念，在集约化建井；油井产液常温输送；一体化气液缓冲分离加热增压装置；模块化接转站等多个方面进行设计与研究，并在不断实践的过程中取得了较好的成绩，这一研究的发展，不仅让油田开采技术得到进一步发展，也让开采工作成本得到控制，在很大程度上提升了吉林油田的经济效益。