梁 霄

(東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163000)

大慶外圍低滲透油田集輸系統(tǒng)優(yōu)化

梁 霄

(東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163000)

目前低滲透油田的開(kāi)發(fā)難度越來(lái)越大，新區(qū)塊單井控制儲(chǔ)量低、滲透率低，單井產(chǎn)量低，遞減速度快。為了減少工程投資，降低噸油成本，需要在地面建設(shè)中對(duì)油氣集輸系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。以大慶外圍油田為例，針對(duì)低滲透油田的特點(diǎn)，初步確定了單管電熱油氣混輸流程與單管環(huán)狀摻水油氣分輸流程兩種工藝方案，并分別確定每種方案的設(shè)計(jì)參數(shù)和工藝流程。在此基礎(chǔ)上對(duì)兩種方案的一次性投資、運(yùn)行費(fèi)用和土地費(fèi)用等進(jìn)行了綜合技術(shù)經(jīng)濟(jì)對(duì)比，最終確定單管電熱油氣混輸流程為最優(yōu)方案。

低滲透油田 油氣集輸 電熱集油流程 優(yōu)化

國(guó)內(nèi)油田的典型集輸流程主要包括：不加熱集油流程，加熱集油流程，摻熱水集油流程，熱水伴熱集油流程，多井串聯(lián)集油流程，環(huán)形集油流程和簡(jiǎn)易撬裝集油流程。近年來(lái)，大慶油田隨著周邊低產(chǎn)小油田即將投入開(kāi)發(fā)，這些油田或區(qū)塊分布比較零散，單井產(chǎn)量低，遠(yuǎn)離老區(qū)已建的地面系統(tǒng)，依托條件差，油氣輸送距離較遠(yuǎn)[1]。相對(duì)于雙管或環(huán)狀摻水、三級(jí)布站的老式開(kāi)發(fā)建設(shè)模式，采用電熱集油管道技術(shù)，開(kāi)發(fā)與利用油氣混輸技術(shù)是近年來(lái)發(fā)展起來(lái)的一種高效經(jīng)濟(jì)的油田開(kāi)采方式[2]，它利用井口剩余壓力或一臺(tái)油氣混輸泵代替輸液泵和壓縮機(jī)，通過(guò)一條管道將油、氣、水混合物直接輸送到附近有剩余能力的轉(zhuǎn)油站或脫水站，實(shí)現(xiàn)新開(kāi)發(fā)區(qū)塊不建處理站或轉(zhuǎn)油站，從而簡(jiǎn)化工藝流程，降低基建投資和管理費(fèi)用。

1 低滲透油田集輸工藝設(shè)計(jì)基礎(chǔ)

為解決工程一次性投資大和運(yùn)行能耗高的問(wèn)題，響應(yīng)中石油股份公司提出的提高井口回壓(控制在1.3 MPa)，簡(jiǎn)化工藝流程，控制工程一次性投資和降低噸油成本的要求，結(jié)合大慶外圍油田開(kāi)發(fā)布井方案，確定了兩種工藝方案進(jìn)行優(yōu)選。

1.1 單管電熱集油流程油氣混輸工藝

根據(jù)開(kāi)發(fā)布井方案，油田北部區(qū)塊新建油井244口，布置轉(zhuǎn)油站1座(轉(zhuǎn)油站A)，工藝流程見(jiàn)圖1。

圖1 單管電熱集油流程油氣混輸工藝流程

全部油井采用單管電熱集油流程。該轉(zhuǎn)油站采用立式油氣分離器進(jìn)行油井產(chǎn)出物的氣液分離，分離的部分伴生氣作為站內(nèi)采暖、外輸加熱爐燃料，多余的氣與油井產(chǎn)液經(jīng)過(guò)混輸泵增壓、加熱爐升溫后輸至放水站。

1.1.1 油氣混輸系統(tǒng)流程(見(jiàn)圖2)

站外油井→電加熱集油管→站內(nèi)油閥組匯管→立式油氣分離器→外輸泵→外輸爐→發(fā)球筒→氣液混輸管道→放水站

圖2 油氣混輸系統(tǒng)流程

1.1.2 燃料氣流程

立式油氣分離器→調(diào)壓→干燥器→自耗氣計(jì)量→站內(nèi)燃料用氣。

1.2 單管環(huán)狀摻水流程油氣分輸工藝

油田南部區(qū)塊新建油井206口，布置集油閥組間4座，轉(zhuǎn)油站1座(轉(zhuǎn)油站B)，采用單管環(huán)狀摻水流程油氣分輸工藝，工藝流程見(jiàn)圖3。

圖3 單管環(huán)狀摻水流程油氣分輸工藝流程

轉(zhuǎn)油站采用就地放水加熱回?fù)焦に?。油井產(chǎn)出物經(jīng)氣液分離后，伴生氣一部分作為本站采暖、工藝管道伴熱、作業(yè)區(qū)及消防站采暖、站外摻水以及含水油外輸加熱燃料用氣，剩余氣與油田產(chǎn)液分輸至放水站。工藝流程見(jiàn)圖4。

圖4 轉(zhuǎn)油站工藝流程

1.2.1 油系統(tǒng)流程

集油閥組間來(lái)液→站內(nèi)閥組匯管→分離加熱緩沖沉降組合裝置→外輸泵→流量計(jì)→發(fā)球筒→外輸油管道→放水站

1.2.2 氣系統(tǒng)

分離加熱緩沖沉降組合裝置→出天然氣→流量計(jì)→天然氣除油器→干燥器→流量計(jì)→站內(nèi)燃料用氣→外輸氣管道

1.2.3 摻水系統(tǒng)

加熱分離緩沖沉降組合裝置→出含油污水→摻水泵→流量計(jì)→摻水閥組→集油閥組間→井口

2 設(shè)計(jì)參數(shù)的選擇

來(lái)液進(jìn)站壓力：根據(jù)《大慶油田地面工程建設(shè)設(shè)計(jì)規(guī)定》Q/SYDQ0639-2002的規(guī)定，轉(zhuǎn)油站來(lái)液進(jìn)站壓力按0.25～0.35 MPa設(shè)計(jì)。

來(lái)液進(jìn)站溫度：原油凝點(diǎn)為32 ℃。根據(jù)規(guī)定，油井產(chǎn)液進(jìn)站溫度要高于凝固點(diǎn)3～5 ℃，轉(zhuǎn)油站A站外集油系統(tǒng)采用電熱管集油流程，來(lái)液進(jìn)站溫度按35 ℃設(shè)計(jì)。轉(zhuǎn)油站B站外集油系統(tǒng)采用單管摻水集油流程，按照初期平均單井產(chǎn)油量1.8 t/d，綜合含水率10%，摻水0.25 m3/h計(jì)算，集油管道內(nèi)產(chǎn)液的含水率已達(dá)80%以上，進(jìn)站溫度按32 ℃設(shè)計(jì)。

摻水壓力、摻水溫度和摻水量：為保證摻水工藝的實(shí)現(xiàn)，摻水壓力需高于集油環(huán)端點(diǎn)井井口的最高回壓和管道摩阻損失的和[3]，通過(guò)計(jì)算，出站壓力為2.0 MPa較適宜。由PIPEPHASE計(jì)算結(jié)果得知，由于摻水溫度的變化導(dǎo)致?lián)剿康淖兓瑥亩绊懙郊拖到y(tǒng)管道規(guī)模大小和站內(nèi)設(shè)備的選擇，直接影響到一次性建設(shè)投資費(fèi)用。摻水溫度定在70 ℃，摻水量定在0.25 m3/h比較適宜[4]。

油井最高允許回壓：根據(jù)油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范中4.1.3的規(guī)定，機(jī)械采油井的最高允許回壓宜為1.0～1.5 MPa[5]。

外輸油出站壓力：根據(jù)PIPEPHASE計(jì)算結(jié)果確定，轉(zhuǎn)油站A氣液混輸最高出站壓力按1.3 MPa設(shè)計(jì)，轉(zhuǎn)油站B外輸油出站壓力按1.5 MPa設(shè)計(jì)。

外輸油出站溫度：轉(zhuǎn)油站A外輸油溫度根據(jù)PIPEPHASE計(jì)算最終確定為43 ℃，轉(zhuǎn)油站B來(lái)液進(jìn)分離加熱緩沖沉降組合裝置處理，升溫至摻水所需溫度70 ℃，滿足管道沿程溫降和系統(tǒng)終點(diǎn)進(jìn)站溫度要求。

3 油氣集輸系統(tǒng)方案比選

3.1 一次性投資對(duì)比

轉(zhuǎn)油站A采用單管支枝狀電加熱管道集油工藝，與環(huán)狀摻水流程相比，簡(jiǎn)化集油工藝，減少站內(nèi)設(shè)備規(guī)模及管道數(shù)量。電伴熱集油流程與環(huán)狀摻水流程相比，減少閥組間4座，集油管道79.4 km，節(jié)省管道60%。

從圖5和圖6可以得出，若轉(zhuǎn)油站A外輸系統(tǒng)按常規(guī)的油氣分輸模式建設(shè)，需建兩條外輸管線，一套輸油管線及一條輸氣管線，不僅投資高，且管理點(diǎn)較多。因此采用了油氣混輸工藝，減少設(shè)備及維護(hù)費(fèi)用，少建一條5.4 km的外輸管線，節(jié)省一次性投資77.6萬(wàn)元。

圖5 油氣混輸外輸系統(tǒng)工藝流程

圖6 油氣分輸外輸系統(tǒng)工藝流程

轉(zhuǎn)油站A采用油氣混輸結(jié)合電加熱集油流程與轉(zhuǎn)油站B采用油氣分輸摻水流程一次性投資對(duì)比見(jiàn)表1。

表1 一次性投資對(duì)比

3.2 運(yùn)行費(fèi)用對(duì)比

轉(zhuǎn)油站A井口共設(shè)電加熱器83臺(tái)，加熱功率642 kW。設(shè)計(jì)加熱裝機(jī)功率1 650 kW。井口回油溫度29 ℃，實(shí)測(cè)耗電量，日平均耗電7 800 kW·h，夏季耗電為冬季的一半，年耗電213.53×104kW·h。

轉(zhuǎn)油站B每口井摻水量按0.25 m3/h，每座閥組件按1.0 m3/h。主要消耗為摻水泵耗電，分離加熱緩沖沉降組合裝置摻水耗氣，摻水日耗電2 160 kW·h，全年運(yùn)行冬夏兩季，各180 d，夏季摻水耗電量為冬季的一半，年耗電59.13×104kW·h，電費(fèi)32.36萬(wàn)元/a。全年耗氣199.84×104m3。站外主要消耗見(jiàn)表2。

表2 站外主要消耗對(duì)比

轉(zhuǎn)油站A外輸采取混輸，平均日耗電1 080 kW·h，年耗電39.42×104kW·h，全年耗氣29.2×104m3。

轉(zhuǎn)油站B采取分輸，日耗電888 kW·h，年耗電32.41×104kW·h，全年耗氣51.1×104m3。站內(nèi)主要消耗見(jiàn)表3。

表3 站內(nèi)主要消耗對(duì)比

通過(guò)表2，3主要消耗對(duì)比，轉(zhuǎn)油站A與B相比，單井年節(jié)省運(yùn)行費(fèi)用0.54萬(wàn)元。

油氣混輸、電加熱集油流程與摻水流程運(yùn)行費(fèi)用和十年現(xiàn)值對(duì)比見(jiàn)表4。

表4 運(yùn)行費(fèi)用與十年現(xiàn)值對(duì)比

通過(guò)表4運(yùn)行費(fèi)用和十年現(xiàn)值對(duì)比可以看出，轉(zhuǎn)油站A比B的平均單井投資降低4.63萬(wàn)元，平均單井年運(yùn)行費(fèi)用降低0.65萬(wàn)元，降低了27.8%，單井十年現(xiàn)值降低了8.31萬(wàn)元。

3.3 土地費(fèi)用對(duì)比

轉(zhuǎn)油站A與轉(zhuǎn)油站B相比，站外減少閥組間4座，相應(yīng)減少永久占地1 864 m2，站外減少集油管線79.4 km，相應(yīng)減少臨時(shí)占地425 600 m2；站內(nèi)減少了分離加熱緩沖沉降組合裝置以及摻水等相關(guān)設(shè)施，相應(yīng)減少永久占地2 089 m2，共節(jié)省土地費(fèi)127.62萬(wàn)元。

3.4 管理工作量對(duì)比

電熱管道有全線加熱功能，可以實(shí)現(xiàn)集油管道長(zhǎng)時(shí)間停運(yùn)后的自解堵。管道上的各組加熱線并聯(lián)在供電電纜上，相互不受干擾，當(dāng)一組電熱線發(fā)生故障時(shí)，其他各組仍可正常工作。一方面便于管道的連續(xù)運(yùn)行，另一方面便于局部管道維修。因此，電加熱管對(duì)回油溫度的控制相對(duì)簡(jiǎn)單，不像摻水流程需要對(duì)摻水量進(jìn)行精確控制和分配，減少了管理難度；站內(nèi)減少了分離加熱緩沖沉降組合裝置以及摻水等相關(guān)設(shè)施，少建一條外輸氣管線，可以大幅度減輕工人的勞動(dòng)強(qiáng)度。

4 結(jié)論

(1)枝狀電熱集油支線接入干線時(shí)設(shè)截?cái)嚅y，同時(shí)主干線分段設(shè)截?cái)嚅y，當(dāng)發(fā)生故障時(shí)，可以分段進(jìn)行維修，而不需要整個(gè)停產(chǎn)。

(2)對(duì)于偏遠(yuǎn)的低滲透油田區(qū)塊，電熱管油氣混輸技術(shù)是建設(shè)油氣集輸系統(tǒng)的發(fā)展方向之一。

(3)在新開(kāi)發(fā)小區(qū)快附近的已建集中處理站尚有剩余能力，采用長(zhǎng)距離多相混輸方式可較大幅度簡(jiǎn)化新區(qū)塊的集輸處理工藝，減小建站規(guī)模，降低工程投資。

[1] 陳玉慶.大慶油田原油集輸系統(tǒng)能耗分析與能量最優(yōu)利用研究[D].中國(guó)石油大學(xué),2008.

[2] 朱海軍.海拉爾油田電熱管集油混輸工藝[J].油氣田地面工程,2013,01:63.

[3] 張寬慧.摻水溫度對(duì)集油系統(tǒng)能耗損失的影響[J].內(nèi)蒙古石油化工,2011,06:74-76.

[4] 劉曉燕,毛前軍,劉立君，等.大慶外圍油田的安全混輸溫度界限研究[J].科學(xué)技術(shù)與工程,2009,9(20)：6163-6166．

[5] 馮叔初.油氣集輸與礦場(chǎng)加工[M].北京:中國(guó)石油大學(xué)出版社,2003,6:7-13.

[5] 靳玲，張本書(shū)，蘇桂芝，等．相干試驗(yàn)參數(shù)的選取[J].斷塊油氣田，2005，12(2)：24-27．

(編輯 謝 葵)

Optimization of gathering and transportation system of peripheral oilfield with low permeability in Daqing

Liang Xiao

(CollegeofPetroleumEngineering,NortheastPetroleumUniversity，Daqing163000，China)

At present,the development of peripheral oilfield with low permeability in Daqing are becoming more and more difficult.There are low permeability of oil reservoir,low single well controlled reserves,low single well production,and fast production decline in new blocks.In order to reduce project investment and production cost per ton oil,the design for oil-gas gathering and transferring system need be optimized in surface engineering.Peripheral oilfield in Daqing was taken as an example.According to the features of low permeability oilfield,two kinds of transportation schemes are considered,which are single pipe oil and gas mixing transportation process by electrothermal heating and single pipe ringlike oil and gas separated transportation process by blending water.And then the design parameters and technological process for two kinds of transportation schemes are determined,respectively.On the above base,one-time investment,operating cost and land cost were comprehensively compared in economy and technology.As a result,the single pipe oil and gas mixing transportation process by electrothermal heating was determined as the optimization scheme.

low permeability oilfield;oil-gas gathering and transferring;electrothermal oil gathering proces;optimization

10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.01.016

2016-09-30；改回日期：2016-11-16。

梁霄(1992—)，女，在讀研究生。電話：18645295569，E-mail：2439624184@qq.com。

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