程世英 卜曉慧 韓磊 高磊 黃俊虎 徐建軍 程雨晴

1陜西星辰石油科技有限責(zé)任公司

2青海油田信息服務(wù)中心物聯(lián)網(wǎng)絡(luò)部

3長慶油田第十采油廠

4長慶油田第十二采油廠

5長慶油田第二采油廠

長慶油田大部分區(qū)域地形溝壑縱橫、梁茆連綿、地表高差較大（150～550 m）[1]，主力開發(fā)油藏原始?xì)庥捅染?00 m3/t 以上，初期生產(chǎn)氣油比在200～500 m3/t，屬于超低滲、頁巖油油藏，均采用大規(guī)模體積壓裂水平井開發(fā)，具有初期產(chǎn)液量高、產(chǎn)氣量大、穩(wěn)定后產(chǎn)液量和產(chǎn)氣量遞減大等特點(diǎn)。由于目前主要采用頁巖油平臺(tái)開發(fā)模式，水平井水平段較長（平均超過1 km），導(dǎo)致區(qū)域內(nèi)平臺(tái)與平臺(tái)之間及部分平臺(tái)與站點(diǎn)之間距離較遠(yuǎn)（超過3 km），受區(qū)域地形溝壑影響導(dǎo)致平臺(tái)井組自壓冷輸回壓較高，通常超過3.0 MPa，影響油井產(chǎn)量[2]。同時(shí)，受生產(chǎn)過程中結(jié)蠟等因素影響，回壓會(huì)進(jìn)一步增加，導(dǎo)致掃線頻繁且存在安全隱患（井口及管線設(shè)計(jì)工作壓力為4 MPa）[3]；由于油壓較高，導(dǎo)致目前采用的井口定壓集氣混輸工藝要求設(shè)定的套壓值較高，超過油井生產(chǎn)合理流壓，進(jìn)而嚴(yán)重影響原油產(chǎn)量[4]。

目前，油田使用較成熟的數(shù)字化增壓橇（油氣混輸）單座最小處理規(guī)模為120 m3/d，投資超過100萬，油氣混輸存在增壓低，設(shè)備龐大，占地面積大、成本高，以及頻繁維修等問題[5]，部分井場伴生氣處于就地火炬燃燒狀態(tài)[6]。對于高產(chǎn)氣量井組需要新增伴生氣增壓機(jī)組及輸氣管線[7]，尤其對于大量的2～4口井頁巖油平臺(tái)（產(chǎn)液量50～100 m3/d）應(yīng)用成本較高。

為此，針對長慶油田開發(fā)地面集輸工藝存在的問題，研發(fā)了油氣萃取計(jì)量增壓混輸裝置。

1 油氣增壓集輸技術(shù)

該油氣萃取計(jì)量增壓混輸裝置通過對單井原油氣液分離和油水萃取分離[8]，經(jīng)過油、氣、水計(jì)量后與井組原油氣液渦旋分離后的油水與氣混合，分別通過密閉（油、氣、水）計(jì)量增壓進(jìn)行油氣混輸或油氣分輸，實(shí)現(xiàn)了井口（井組）—聯(lián)合站集輸流程的全過程密閉，最大程度地降低了油氣損耗，形成了以“井組—油氣萃取計(jì)量增壓混輸裝置—集輸站”的一級(jí)半油井地面儲(chǔ)運(yùn)工藝技術(shù)模式。該模式不但解決了油井計(jì)量、套氣回收問題，而且降低了油井井口回壓，提高了油井產(chǎn)量。集輸站中的伴生氣除滿足集輸站場加熱爐用氣（對原油外輸升溫）、站內(nèi)用熱外，剩余伴生氣輸往輕烴處理廠進(jìn)行集中處理[9]。

同時(shí)，該設(shè)備的使用可替代原有的“井組—增壓站—集輸站”二級(jí)油井地面工藝，簡化了地面工藝流程，實(shí)現(xiàn)了油氣計(jì)量增壓密閉輸送，減少了地面設(shè)備、土地、人員的大量投入，避免了部分低產(chǎn)量油井因間歇排放造成的外輸管線凍堵現(xiàn)象，實(shí)現(xiàn)了數(shù)字化井場無人值守，較原有工藝增壓站建設(shè)費(fèi)用降低25%，每座站平均節(jié)約用地900 m2，有效縮短建設(shè)周期35 天。其適應(yīng)長慶油田的伴生氣回收及油氣計(jì)量增壓密閉工藝技術(shù)，對高效地開發(fā)長慶油田的超低滲透油藏具有重要的現(xiàn)實(shí)意義[10]。

2 機(jī)構(gòu)組成及工作原理

油氣萃取計(jì)量增壓混輸裝置主要由油氣萃取分離計(jì)量、油水與氣增壓、數(shù)據(jù)檢測智能控制及遠(yuǎn)程安全控制四個(gè)部分組成（圖1）。其中油氣萃取分離計(jì)量部分包括原油、套管氣進(jìn)口，過濾器、萃取緩沖罐（內(nèi)置萃取分離機(jī)），伴生氣以及油水混合液出口連接、流量計(jì)、閥等；油水與氣增壓部分包括氣液平衡裝置，多級(jí)氣體、負(fù)壓射流和液體增壓泵等；數(shù)據(jù)檢測智能控制部分包括液體流量變送器、氣體流量計(jì)、溫度和壓力傳感器、數(shù)據(jù)處理系統(tǒng)、參數(shù)設(shè)定顯示智能控制系統(tǒng)等；遠(yuǎn)程安全控制部分包括壓力、溫度、氣體各種信息處理，遠(yuǎn)傳控制及防爆保護(hù)控制箱[11]。

圖1 部分油氣萃取計(jì)量增壓混輸裝置工藝流程Fig.2 Part of the process flow of oil and gas extraction metering pressurized mixed transportation device

井組原油計(jì)量增壓過程：油井（井組）原油與油井套管氣通過過濾器后，進(jìn)入萃取緩沖罐中的分離罐內(nèi)進(jìn)行油氣離心、隔離、吸附分離后[12]，油水通過液體流量計(jì)量，經(jīng)增壓泵增壓到外輸管線中；伴生氣經(jīng)過氣液平衡裝置，通過氣體流量儀計(jì)量，在增壓器的多級(jí)增壓下，伴生氣通過負(fù)壓射流后均勻地進(jìn)入外輸氣管線或者進(jìn)入油氣混輸外輸管線中[13]。

井組某口油井油氣水計(jì)量過程：通過改變井組工藝流程，使這口油井的出液（油氣水）通過過濾器進(jìn)入萃取緩沖罐內(nèi)部中的萃取分離機(jī)內(nèi)[14]，經(jīng)過氣液分離后，伴生氣引出到萃取緩沖罐上部連接的流量儀計(jì)量后導(dǎo)入萃取緩沖罐內(nèi)上部室，油水采用萃?。ㄒ?液混合與分離）分離。其工作原理是利用電動(dòng)機(jī)帶動(dòng)轉(zhuǎn)鼓高速轉(zhuǎn)動(dòng)，密度不同且互不相容的油水液體（加入一定比例的破乳劑）在轉(zhuǎn)鼓與漿葉旋轉(zhuǎn)產(chǎn)生的剪切力的作用下完成混合傳值，又在轉(zhuǎn)鼓高速旋轉(zhuǎn)產(chǎn)生的離心力作用下迅速分離。利用萃取分離機(jī)的方法可快速解除油包水（水包油）的問題，達(dá)到快速油水分離的目的。分離后的油水分別引出到萃取緩沖罐中部連接的液體流量計(jì)計(jì)量，再次導(dǎo)入萃取緩沖罐內(nèi)下部，完成對井組和單井原油同時(shí)進(jìn)行計(jì)量和增壓。

控制系統(tǒng)通過檢測裝置中壓力、溫度、流量、液位傳感器輸出信號(hào)及設(shè)定值，智能控制增壓裝置的各種運(yùn)行狀態(tài)，按照預(yù)設(shè)的報(bào)警參數(shù)自動(dòng)改變流程。同時(shí)，裝置所有運(yùn)行數(shù)據(jù)可就地顯示和遠(yuǎn)傳，設(shè)備遠(yuǎn)程控制、排量自動(dòng)調(diào)整的功能，能夠?qū)崿F(xiàn)無人值守。其工藝流程如圖2所示。

圖2 油氣萃取計(jì)量增壓混輸裝置結(jié)構(gòu)及實(shí)物圖Fig.2 Structure and real picture of oil and gas extraction metering pressurized mixed transportation device

3 技術(shù)特點(diǎn)

（1）采用萃取分離機(jī)工藝技術(shù)進(jìn)行油氣水計(jì)量，并且對流量計(jì)采用液位自校正技術(shù)，計(jì)量準(zhǔn)確，滿足油田數(shù)字化建設(shè)對油井的油、氣、水參數(shù)要求，與油田目前使用的含水分析儀相比使用成本低。

（2）裝置單座處理量范圍廣（30～300 m3/d），最高增壓達(dá)6.3 MPa，設(shè)備投資30～45 萬元，具有占地面積少、輔助配套少、成本低、能耗小的特點(diǎn)；能夠有效解決高回壓井組降回壓和套管氣回收的問題，具有常溫密閉油氣集輸功能，可以實(shí)現(xiàn)高回壓井組的全密閉生產(chǎn)。

（3）解決了高產(chǎn)氣量井組需要新增伴生氣增壓機(jī)組及輸氣管線問題，也解決了對于大量的2～4口井頁巖油平臺(tái)（產(chǎn)液量50～100 m3/d）需要建設(shè)增壓站等地面投資成本較高問題。

（4）智能控制系統(tǒng)對設(shè)備內(nèi)液面、溫度、排量、壓力等技術(shù)參數(shù)自動(dòng)智能控制和就地顯示，并通過RTU 以太網(wǎng)實(shí)時(shí)傳輸?shù)綇S監(jiān)控系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)數(shù)據(jù)遠(yuǎn)程監(jiān)控。具有超高壓、超高溫自動(dòng)停泵保護(hù)的功能，自動(dòng)故障流程切換流程功能，防盜、防凍、防爆功能，可實(shí)現(xiàn)集輸計(jì)量、增壓過程的無人操作，數(shù)字智能管理。

（5）整套設(shè)備一體化橇裝結(jié)構(gòu)安裝方便，具有智能加熱保溫、防腐、防爆功能，可適用于露天低溫的特殊環(huán)境要求。也可以采用橇裝彩鋼房組合結(jié)構(gòu)，整體吊裝運(yùn)輸，安裝使用方便。

4 應(yīng)用效果

2020年6月，裝置分別在長慶油田采油十二廠寧H7 平臺(tái)及固平40-63 輸油點(diǎn)進(jìn)行現(xiàn)場安裝使用，其中，寧H7 平臺(tái)（井組）現(xiàn)場使用數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)：安裝前，該井組產(chǎn)液量35 m3/d，產(chǎn)油量15 t/d，產(chǎn)氣量2 000 m3/d，井組井口回壓3.8 MPa，井口套壓3.5 MPa。安裝投入使用后，該井組井口回壓降到0.2 MPa，井口套壓降到0.1 MPa，井組產(chǎn)量增加到51 m3/d，平均井組增加產(chǎn)量11 m3/d，能 耗19.2 kWh/m3。已應(yīng)用累計(jì)時(shí)間超1 年多，截至目前設(shè)備平穩(wěn)運(yùn)行。

2021年2月以后相繼在長慶油田采油二廠、采油三廠和采油十二廠的珠18 增壓站、鹽273 井組、40-63增壓站、78-72增壓點(diǎn)、121增壓點(diǎn)7個(gè)增壓站進(jìn)行了使用。平均降低生產(chǎn)壓差20%，可回收油井伴生氣，提高輸油壓力2 MPa，達(dá)到油井增產(chǎn)、伴生氣密閉輸送的目的?，F(xiàn)場安裝前后使用效果數(shù)據(jù)見表1。

表1 油氣萃取計(jì)量增壓混輸裝置現(xiàn)場使用效果分析數(shù)據(jù)Tab.1 Analysis data of on-site application effect of oil and gas extraction metering pressurized mixed transportation device

5 經(jīng)濟(jì)效益預(yù)測

（1）直接投產(chǎn)效益。依據(jù)安裝1套（處理液量200 m3/d、伴生氣量1 000 m3/d）該油氣萃取計(jì)量增壓混輸裝置，與同等處理能力的常規(guī)增壓站對比分析可知，常規(guī)增壓站直接投資約200萬元，使用該設(shè)備直接投資35 萬元，占地面積減少60%以上，建設(shè)投資節(jié)約160 萬元/座，設(shè)備運(yùn)行費(fèi)用年節(jié)約24萬元。同時(shí)，可采用油氣混輸工藝技術(shù)，省去1條集氣管道，具有占地少、能耗小的特點(diǎn)。

（2）直接經(jīng)濟(jì)效益。按照每天回收伴生氣1 000 m3，每立方米伴生氣0.6 元計(jì)算，每年可直接產(chǎn)生經(jīng)濟(jì)效益大約43.2萬元；按照每個(gè)井組降低井口回壓到0.3 MPa計(jì)算，增加油井產(chǎn)量5%，經(jīng)濟(jì)效益可觀。

（3）間接經(jīng)濟(jì)效益。安裝該設(shè)備可同時(shí)停用常規(guī)增壓站內(nèi)加熱爐、緩沖罐、氣液分離器等特種設(shè)施，設(shè)備無人值守，降低安全風(fēng)險(xiǎn)，減少現(xiàn)場人員費(fèi)用，提高了油田數(shù)字化智能管理水平。

6 結(jié)束語

（1）油氣萃取計(jì)量增壓混輸裝置不但具有對油井進(jìn)行油氣混輸或油氣分輸增壓功能，而且具有對油井進(jìn)行油、氣、水計(jì)量功能，解決了高產(chǎn)氣量井組需要新增伴生氣增壓機(jī)組及輸氣管線問題，可廣泛使用于油田大量的2～4口井頁巖油平臺(tái)。

（2）該裝置具有占地面積少、輔助配套少、成本低、能耗小的特點(diǎn)；能夠有效解決高回壓井組降回壓和套管氣回收的問題，具有常溫密閉油氣集輸功能，實(shí)現(xiàn)高回壓井組的全密閉生產(chǎn)。

（3）油井計(jì)量增壓一體化橇結(jié)構(gòu)，數(shù)字化程度高，無人值守，滿足現(xiàn)場實(shí)際需求，可減少大量地面、人員投資。