許振洪

摘要：針對油田生產(chǎn)的自然遞減情況，結(jié)合現(xiàn)場生產(chǎn)實(shí)際需要，集油工藝不斷進(jìn)行改進(jìn)與完善，現(xiàn)綜合采油廠現(xiàn)場管線壽命、管徑選取、集油工藝的改進(jìn)等，優(yōu)選最適合目前采油系統(tǒng)集油、計(jì)量生產(chǎn)的方式，達(dá)到保障生產(chǎn)的目的。

關(guān)鍵詞：集油；管徑；計(jì)量

中圖分類號(hào)：TB 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：B 文章編碼：1674-3520（2014）-02-00193-01

一、集油系統(tǒng)概況

（一）采油廠基本生產(chǎn)現(xiàn)狀

采油廠現(xiàn)有總井2657口，日開井1590口，日產(chǎn)液30266噸，日產(chǎn)油2304噸，平均單井日產(chǎn)液19噸、日產(chǎn)油1.45噸。

（二）管線現(xiàn)狀

現(xiàn)有單井集油管線644千米，經(jīng)調(diào)查統(tǒng)計(jì)，運(yùn)行15年以上的管線占65%，運(yùn)行20年以上的占50%。根據(jù)《SH3059-2001-石油化工管道設(shè)計(jì)器材選用通則》標(biāo)準(zhǔn)，管道設(shè)計(jì)壽命宜為15年。

（三）單井計(jì)量現(xiàn)狀

建廠初期，平均單井日產(chǎn)液50噸以上，均鋪設(shè)D89管進(jìn)站，利用玻璃管計(jì)量分離器計(jì)量，目前采油廠生產(chǎn)現(xiàn)狀，單井平均日產(chǎn)19噸，平均日產(chǎn)10噸以下的井已超過30%。

二、工藝改進(jìn)

根據(jù)我廠集油管線現(xiàn)狀，更換單井管線不是明智之舉。

（一）平臺(tái)計(jì)量閥組的應(yīng)用

1、現(xiàn)場實(shí)施。在平臺(tái)井增建計(jì)量閥組1個(gè)，一根D108匯管混輸進(jìn)站，一根D89計(jì)量管線線，正常時(shí)油井全部混輸進(jìn)站，計(jì)量時(shí)倒進(jìn)計(jì)量管線量油，改變了以前一口油井一條進(jìn)站管線的模式。增建計(jì)量閥組相當(dāng)于把計(jì)量間閥組前置，集油半徑減小，降低了回壓，有益于提高產(chǎn)量；管線的減少，降低巡檢難度，減少防腐保溫費(fèi)用。2、效益情況。以采二組織情況為例，9個(gè)平臺(tái)共計(jì)匯集39口井的進(jìn)站。若更換單井管線需D89管線9900米，需投資396萬元；實(shí)際改造用D159管線150米，D108管線600米，D89管線2000米，閥組9個(gè)，共花費(fèi)144萬元，一次性節(jié)約費(fèi)用252萬元，平均每個(gè)閥組可節(jié)約28萬元。

（二）自動(dòng)計(jì)量罐的應(yīng)用

1、現(xiàn)場實(shí)施。在井場內(nèi)增建自動(dòng)計(jì)量罐1臺(tái)，使周邊油井（一般為11口井）經(jīng)自動(dòng)計(jì)量后統(tǒng)一進(jìn)站，以采油59#站為例（見圖2）。安裝計(jì)量罐縮短集油半徑，降低輸油回壓，降低長管線的凍堵幾率，同時(shí)起到增油效果；實(shí)現(xiàn)自動(dòng)量油，提高量油準(zhǔn)確度，有效指導(dǎo)生產(chǎn)；解放員工勞動(dòng)力。此外，借助自動(dòng)計(jì)量罐，可實(shí)現(xiàn)自然站停泵直輸，實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗、系統(tǒng)優(yōu)化。2、效益情況。以采油91#站增置計(jì)量罐為例說明，若更換單井進(jìn)站管線（僅計(jì)算必須更換部分）D89泡夾管共計(jì)9850m，綜合征地、施工等費(fèi)用，投資估算246萬元。若增置計(jì)量罐，需D159管線400m，D89管線600m，共計(jì)投資額103萬元，節(jié)約投資143萬元。此外，安裝計(jì)量罐優(yōu)化進(jìn)站路徑、巡檢路線，杜絕污染事故的發(fā)生。

（三）下步工作方向

1、集油管線的選擇。（1）流速核算。按照《油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范—GB50350-2005》要求，油田內(nèi)部稠油集輸管道的液體流速一般為0.3-1.2m/s。DN80的進(jìn)站管線，按照最低流速0.3m/s的要求，可日輸液量130噸，即平均至少有84%的輸液負(fù)荷浪費(fèi)掉。（2）溫降核算。按照《油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范—GB50350-2005》，集輸油管道的沿程溫降可按下式計(jì)算：

tx=t0+（t1-t0）e-ax

式中：tx——管道沿線任意點(diǎn)的流體溫度（℃）；

t0——管外環(huán)境溫度（℃）

t1——管道計(jì)算段起點(diǎn)的流體溫度（℃）；

e——自然對數(shù)底數(shù)，宜按2.718取值；

a——系數(shù)；

x——管道計(jì)算段起點(diǎn)至沿線任意點(diǎn)的長度（m）。

系數(shù)a按下式計(jì)算：

式中：K——總傳熱系數(shù)[W/（m2·℃）]；

D——管道外徑（m）；

qm——原油的質(zhì)量流量（kg/s）；

C——原油比熱容[J/（kg·℃）]

以日產(chǎn)10噸，含水90%，進(jìn)站管線長度1000m，管徑DN80的井舉例計(jì)算。K值按照設(shè)計(jì)院測試參考值，取1.28 W/（m2·℃）；90%含水的進(jìn)站液C值為3980 J/（kg·℃）；選取冬季環(huán)境溫度為-20℃；井口加熱爐出口溫度為60℃。

綜合以上數(shù)據(jù)，可得進(jìn)站時(shí)溫度19.8℃，溫降達(dá)到40.2℃。

（3）管徑選取結(jié)論。按照流速核算，應(yīng)選取低于DN80的進(jìn)站管線。按照溫降核算，產(chǎn)量越低、進(jìn)站管線越長、冬季井口加熱爐加熱溫度低，均容易導(dǎo)致凝管，凍堵管線，而選取小管徑的輸油管線，溫降可減小，上述條件下選取DN65的管，溫降在30℃左右。但也不可再減小管徑，低于DN65的管線，稠油容易掛壁、凝管，造成回壓上升，甚至堵管線。價(jià)格方面，D89管線38元/m，D76管線32元/m，由此，每千米管線可節(jié)約6000元。因此，目前生產(chǎn)條件下，稠油井生產(chǎn)建議選取DN65的進(jìn)站管線。

（二）單井自動(dòng)計(jì)量器的引入。單井計(jì)量器安裝在井場內(nèi)，可實(shí)現(xiàn)自動(dòng)計(jì)量功能，并且將結(jié)果遠(yuǎn)傳至接收端。

1、現(xiàn)場使用計(jì)劃。以63#站100#平臺(tái)為例，該平臺(tái)現(xiàn)有生產(chǎn)井4口：11-134、12-134、11-154、10-101，老式工藝為雙管流程，單條管線長度1.5km。因腐蝕嚴(yán)重，目前只有2根進(jìn)站、1根摻油管線運(yùn)行，致使計(jì)量不準(zhǔn)確，冬季摻液存在較大困難。為正確指導(dǎo)生產(chǎn)，保證計(jì)量準(zhǔn)確，正常情況下需重新鋪設(shè)D89進(jìn)站管線2條；為減輕冬季摻液管理難度，至少需鋪設(shè)D60摻油管線1條。則需鋪設(shè)D89管線3km，D60管線1.5km，投資估算180萬元。經(jīng)查閱， 11-134日產(chǎn)液14.8t、12-134日產(chǎn)液10.3t、11-154日產(chǎn)液13t、10-101日產(chǎn)液15.1t，共計(jì)日產(chǎn)液53.2t，利舊D89管線進(jìn)站無問題。若在平臺(tái)內(nèi)增置單井計(jì)量裝置1套，加裝閥組1套。利舊1條D89進(jìn)站管線做混輸，利舊另一條D89進(jìn)站管線做摻水管線。估算資金，單井計(jì)量裝置1套5.8萬元， 8個(gè)3寸閥門的閥組，及30m左右的D89泡夾管，共計(jì)估算資金7萬元，節(jié)約173萬元。

2、站內(nèi)使用計(jì)劃

站內(nèi)檢測不合格或其他原因已不能使用的計(jì)量分離器，主要解決方式是利舊。針對承包站無人看管的情況，建議增置單井計(jì)量器1臺(tái)，代替玻璃管量油，解放計(jì)量員，閑置的計(jì)量分離器亦可使用，可周期性校準(zhǔn)單井計(jì)量器。隨著油田自動(dòng)化程度的逐步提高，單井計(jì)量器可完全代替玻璃管量油，徹底解放計(jì)量員，減少人員配置。