油气萃取计量增压混输装置研制及应用

程世英 卜晓慧 韩磊 高磊 黄俊虎 徐建军 程雨晴

1陕西星辰石油科技有限责任公司

2青海油田信息服务中心物联网络部

3长庆油田第十采油厂

4长庆油田第十二采油厂

5长庆油田第二采油厂

长庆油田大部分区域地形沟壑纵横、梁茆连绵、地表高差较大（150～550 m）[1]，主力开发油藏原始气油比均在100 m3/t 以上，初期生产气油比在200～500 m3/t，属于超低渗、页岩油油藏，均采用大规模体积压裂水平井开发，具有初期产液量高、产气量大、稳定后产液量和产气量递减大等特点。由于目前主要采用页岩油平台开发模式，水平井水平段较长（平均超过1 km），导致区域内平台与平台之间及部分平台与站点之间距离较远（超过3 km），受区域地形沟壑影响导致平台井组自压冷输回压较高，通常超过3.0 MPa，影响油井产量[2]。同时，受生产过程中结蜡等因素影响，回压会进一步增加，导致扫线频繁且存在安全隐患（井口及管线设计工作压力为4 MPa）[3]；由于油压较高，导致目前采用的井口定压集气混输工艺要求设定的套压值较高，超过油井生产合理流压，进而严重影响原油产量[4]。

目前，油田使用较成熟的数字化增压橇（油气混输）单座最小处理规模为120 m3/d，投资超过100万，油气混输存在增压低，设备庞大，占地面积大、成本高，以及频繁维修等问题[5]，部分井场伴生气处于就地火炬燃烧状态[6]。对于高产气量井组需要新增伴生气增压机组及输气管线[7]，尤其对于大量的2～4口井页岩油平台（产液量50～100 m3/d）应用成本较高。

为此，针对长庆油田开发地面集输工艺存在的问题，研发了油气萃取计量增压混输装置。

1 油气增压集输技术

该油气萃取计量增压混输装置通过对单井原油气液分离和油水萃取分离[8]，经过油、气、水计量后与井组原油气液涡旋分离后的油水与气混合，分别通过密闭（油、气、水）计量增压进行油气混输或油气分输，实现了井口（井组）—联合站集输流程的全过程密闭，最大程度地降低了油气损耗，形成了以“井组—油气萃取计量增压混输装置—集输站”的一级半油井地面储运工艺技术模式。该模式不但解决了油井计量、套气回收问题，而且降低了油井井口回压，提高了油井产量。集输站中的伴生气除满足集输站场加热炉用气（对原油外输升温）、站内用热外，剩余伴生气输往轻烃处理厂进行集中处理[9]。

同时，该设备的使用可替代原有的“井组—增压站—集输站”二级油井地面工艺，简化了地面工艺流程，实现了油气计量增压密闭输送，减少了地面设备、土地、人员的大量投入，避免了部分低产量油井因间歇排放造成的外输管线冻堵现象，实现了数字化井场无人值守，较原有工艺增压站建设费用降低25%，每座站平均节约用地900 m2，有效缩短建设周期35 天。其适应长庆油田的伴生气回收及油气计量增压密闭工艺技术，对高效地开发长庆油田的超低渗透油藏具有重要的现实意义[10]。

2 机构组成及工作原理

油气萃取计量增压混输装置主要由油气萃取分离计量、油水与气增压、数据检测智能控制及远程安全控制四个部分组成（图1）。其中油气萃取分离计量部分包括原油、套管气进口，过滤器、萃取缓冲罐（内置萃取分离机），伴生气以及油水混合液出口连接、流量计、阀等；油水与气增压部分包括气液平衡装置，多级气体、负压射流和液体增压泵等；数据检测智能控制部分包括液体流量变送器、气体流量计、温度和压力传感器、数据处理系统、参数设定显示智能控制系统等；远程安全控制部分包括压力、温度、气体各种信息处理，远传控制及防爆保护控制箱[11]。

图1 部分油气萃取计量增压混输装置工艺流程Fig.2 Part of the process flow of oil and gas extraction metering pressurized mixed transportation device

井组原油计量增压过程：油井（井组）原油与油井套管气通过过滤器后，进入萃取缓冲罐中的分离罐内进行油气离心、隔离、吸附分离后[12]，油水通过液体流量计量，经增压泵增压到外输管线中；伴生气经过气液平衡装置，通过气体流量仪计量，在增压器的多级增压下，伴生气通过负压射流后均匀地进入外输气管线或者进入油气混输外输管线中[13]。

井组某口油井油气水计量过程：通过改变井组工艺流程，使这口油井的出液（油气水）通过过滤器进入萃取缓冲罐内部中的萃取分离机内[14]，经过气液分离后，伴生气引出到萃取缓冲罐上部连接的流量仪计量后导入萃取缓冲罐内上部室，油水采用萃取（液-液混合与分离）分离。其工作原理是利用电动机带动转鼓高速转动，密度不同且互不相容的油水液体（加入一定比例的破乳剂）在转鼓与浆叶旋转产生的剪切力的作用下完成混合传值，又在转鼓高速旋转产生的离心力作用下迅速分离。利用萃取分离机的方法可快速解除油包水（水包油）的问题，达到快速油水分离的目的。分离后的油水分别引出到萃取缓冲罐中部连接的液体流量计计量，再次导入萃取缓冲罐内下部，完成对井组和单井原油同时进行计量和增压。

控制系统通过检测装置中压力、温度、流量、液位传感器输出信号及设定值，智能控制增压装置的各种运行状态，按照预设的报警参数自动改变流程。同时，装置所有运行数据可就地显示和远传，设备远程控制、排量自动调整的功能，能够实现无人值守。其工艺流程如图2所示。

图2 油气萃取计量增压混输装置结构及实物图Fig.2 Structure and real picture of oil and gas extraction metering pressurized mixed transportation device

3 技术特点

（1）采用萃取分离机工艺技术进行油气水计量，并且对流量计采用液位自校正技术，计量准确，满足油田数字化建设对油井的油、气、水参数要求，与油田目前使用的含水分析仪相比使用成本低。

（2）装置单座处理量范围广（30～300 m3/d），最高增压达6.3 MPa，设备投资30～45 万元，具有占地面积少、辅助配套少、成本低、能耗小的特点；能够有效解决高回压井组降回压和套管气回收的问题，具有常温密闭油气集输功能，可以实现高回压井组的全密闭生产。

（3）解决了高产气量井组需要新增伴生气增压机组及输气管线问题，也解决了对于大量的2～4口井页岩油平台（产液量50～100 m3/d）需要建设增压站等地面投资成本较高问题。

（4）智能控制系统对设备内液面、温度、排量、压力等技术参数自动智能控制和就地显示，并通过RTU 以太网实时传输到厂监控系统，实现数据远程监控。具有超高压、超高温自动停泵保护的功能，自动故障流程切换流程功能，防盗、防冻、防爆功能，可实现集输计量、增压过程的无人操作，数字智能管理。

（5）整套设备一体化橇装结构安装方便，具有智能加热保温、防腐、防爆功能，可适用于露天低温的特殊环境要求。也可以采用橇装彩钢房组合结构，整体吊装运输，安装使用方便。

4 应用效果

2020年6月，装置分别在长庆油田采油十二厂宁H7 平台及固平40-63 输油点进行现场安装使用，其中，宁H7 平台（井组）现场使用数据统计：安装前，该井组产液量35 m3/d，产油量15 t/d，产气量2 000 m3/d，井组井口回压3.8 MPa，井口套压3.5 MPa。安装投入使用后，该井组井口回压降到0.2 MPa，井口套压降到0.1 MPa，井组产量增加到51 m3/d，平均井组增加产量11 m3/d，能 耗19.2 kWh/m3。已应用累计时间超1 年多，截至目前设备平稳运行。

2021年2月以后相继在长庆油田采油二厂、采油三厂和采油十二厂的珠18 增压站、盐273 井组、40-63增压站、78-72增压点、121增压点7个增压站进行了使用。平均降低生产压差20%，可回收油井伴生气，提高输油压力2 MPa，达到油井增产、伴生气密闭输送的目的。现场安装前后使用效果数据见表1。

表1 油气萃取计量增压混输装置现场使用效果分析数据Tab.1 Analysis data of on-site application effect of oil and gas extraction metering pressurized mixed transportation device

5 经济效益预测

（1）直接投产效益。依据安装1套（处理液量200 m3/d、伴生气量1 000 m3/d）该油气萃取计量增压混输装置，与同等处理能力的常规增压站对比分析可知，常规增压站直接投资约200万元，使用该设备直接投资35 万元，占地面积减少60%以上，建设投资节约160 万元/座，设备运行费用年节约24万元。同时，可采用油气混输工艺技术，省去1条集气管道，具有占地少、能耗小的特点。

（2）直接经济效益。按照每天回收伴生气1 000 m3，每立方米伴生气0.6 元计算，每年可直接产生经济效益大约43.2万元；按照每个井组降低井口回压到0.3 MPa计算，增加油井产量5%，经济效益可观。

（3）间接经济效益。安装该设备可同时停用常规增压站内加热炉、缓冲罐、气液分离器等特种设施，设备无人值守，降低安全风险，减少现场人员费用，提高了油田数字化智能管理水平。

6 结束语

（1）油气萃取计量增压混输装置不但具有对油井进行油气混输或油气分输增压功能，而且具有对油井进行油、气、水计量功能，解决了高产气量井组需要新增伴生气增压机组及输气管线问题，可广泛使用于油田大量的2～4口井页岩油平台。

（2）该装置具有占地面积少、辅助配套少、成本低、能耗小的特点；能够有效解决高回压井组降回压和套管气回收的问题，具有常温密闭油气集输功能，实现高回压井组的全密闭生产。

（3）油井计量增压一体化橇结构，数字化程度高，无人值守，满足现场实际需求，可减少大量地面、人员投资。