單管冷輸集油在葡北油田的應(yīng)用

楊云 大慶油田有限責(zé)任公司規(guī)劃計劃部

單管冷輸集油在葡北油田的應(yīng)用

楊云 大慶油田有限責(zé)任公司規(guī)劃計劃部

針對葡北油田地面系統(tǒng)存在的集輸半徑不合理，地面設(shè)施腐蝕老化嚴(yán)重，運行能耗高及安全隱患突出等問題，在單管深埋冷輸試驗及配套技術(shù)研究的基礎(chǔ)上，對葡北油田進(jìn)行冷輸工藝調(diào)整改造。對葡北油田已改造完成的4座轉(zhuǎn)油站運行情況分析，單管深埋冷輸工藝與單管環(huán)狀摻水流程相比平均單井節(jié)省改造投資4.5萬元，與雙管摻水流程相比平均單井節(jié)省改造投資8.3萬元，單井年節(jié)省運行費用達(dá)到2.65萬元。

葡北油田；單管冷輸；轉(zhuǎn)油站；計量間；能耗

1 系統(tǒng)調(diào)整改造思路的確定

葡北油田于1979年投入開發(fā)，經(jīng)過30年的開發(fā)建設(shè)，綜合含水已達(dá)到90%以上。自1988年一次加密以來，已建成聯(lián)合站2座、轉(zhuǎn)油站13座、計量間87座，管轄油井1 099口、水井552口，單井產(chǎn)液量16.86 t/d、單井產(chǎn)油量1.55 t/d。截至2006年，地面系統(tǒng)未進(jìn)行過大的改造。由于注采關(guān)系的調(diào)整，使得計量間轄井?dāng)?shù)不均衡，部分計量間轄井?dāng)?shù)僅2～3口，地面設(shè)施腐蝕老化嚴(yán)重，安全隱患突出，嚴(yán)重影響了油田的正常運行。另外雙管摻水流程集輸能耗較高，需外引氣補充，這將增加油田運行成本。

2006年，為了探索葡北高含水油田地面系統(tǒng)的簡化集輸工藝，在葡北油田開展了井口出液溫度普查、管線埋設(shè)地層溫度監(jiān)測、管輸介質(zhì)流動狀態(tài)觀測等現(xiàn)場試驗研究，以及含水油視黏度與含水率的關(guān)系、井口回壓與油井產(chǎn)液量變化關(guān)系及冷輸管材選取等技術(shù)研究，并選取了葡北油田葡809計量間的7口油井進(jìn)行了單管深埋冷輸集油現(xiàn)場試驗，取得了較好的運行效果。確定了葡北油田集油系統(tǒng)調(diào)整改造思路：總體規(guī)劃、分年實施、優(yōu)化布局、簡化工藝，大幅度地降低投資和生產(chǎn)能耗。站外集油工藝以單管深埋冷輸集油工藝為主，明確了單管樹狀掛接冷輸集油界限：端點井產(chǎn)液量不小于18 t/d，含水率不小于80%，單井集油管線深埋-2 m不保溫；單管串聯(lián)冷輸集油界限：端點井產(chǎn)液量不小于12 t/d，含水率不小于80%，集油管線深埋-2 m不保溫。

2 系統(tǒng)調(diào)整改造及運行效果

自2007年起，經(jīng)過4年時間，葡北油田已調(diào)整改造了葡北8#、9#、10#、12#共4座轉(zhuǎn)油站，已投產(chǎn)油井218口，各站改造運行效果如下：

2.1 葡北10#、12#站地區(qū)

2007年，根據(jù)葡北油田系統(tǒng)調(diào)整總體規(guī)劃安排，對葡北10#、12#站地區(qū)進(jìn)行系統(tǒng)調(diào)整，兩座轉(zhuǎn)油站進(jìn)行合并，站外統(tǒng)一布局，將原13座計量間合并成6座集油閥組間，采用單管樹狀掛接深埋冷輸集油工藝，端點井產(chǎn)液量不小于18 t/d，其油井集油管線采用樹狀掛接的形式與端點井的集油管線連接，所有管線深埋-2 m，取消單井摻水。改造共涉及生產(chǎn)油井92口，共布集油鏈28個，每鏈轄井?dāng)?shù)2～6口，建設(shè)各種管道58 km。2008年9月15日投產(chǎn)，系統(tǒng)調(diào)整改造與采用環(huán)狀摻水流程改造相比較，減少集油摻水管線27.7 km，節(jié)省一次性投資370.3萬元。如按原工藝更新維修改造需投資6 218.8萬元，系統(tǒng)調(diào)整改造比更新維修改造減少工程投資1 937.8萬元。

油井平均回油溫度基本保持在原油凝固點進(jìn)站，油井平均回油壓力為0.75 MPa，油井能夠正常運行。葡北10#轉(zhuǎn)油站改造前、后生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比見表1。改造后日耗電減少1 745 kW·h，年減少摻水量49.36×104m3，年節(jié)電62.82×104kW·h，年節(jié)氣120.38×104m3，噸油耗電下降5.5 kW·h，噸油耗氣下降10.52 m3，年節(jié)約運行能耗費用156.7萬元。

2.2 葡北8#站地區(qū)

2008年，結(jié)合葡北8#站地區(qū)產(chǎn)能建設(shè)，對該地區(qū)進(jìn)行系統(tǒng)調(diào)整，原10座計量間合并成5座集油閥組間，集油流程采用單管串聯(lián)深埋冷輸集油工藝，端點井產(chǎn)液量不小于12 t/d，端點井的集油管線連接至該串每口油井井口，然后回輸至閥組間，所有管線深埋-2 m，取消單井摻水。改造共涉及生產(chǎn)油井57口，共布21個集油串，每串轄井?dāng)?shù)2～5口，建設(shè)各種管道50.51 km。2008年11月10日投產(chǎn)，單井集油管線比更新維修改造減少53.04 km，方案優(yōu)化節(jié)省一次性改造投資958.39萬元。

表1 葡北10#轉(zhuǎn)油站改造前、后生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比

油井平均回油溫度控制在原油凝固點進(jìn)站，油井平均回油壓力為0.86 MPa。葡北8#轉(zhuǎn)油站改造前、后生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比見表2。改造后日耗電減少2 596 kW·h，年減少摻水量35.28×104m3，年節(jié)電93.46×104kW·h，年節(jié)氣量114.98×104m3，噸油耗電下降13.38 kW·h，噸油耗氣下降16.46 m3，年節(jié)約運行能耗費用169.65萬元。

表2 葡北8#轉(zhuǎn)油站改造前、后生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比

2.3 葡北9#站地區(qū)

2009年，實施了葡北9#站地區(qū)系統(tǒng)調(diào)整改造，為了減少征地，選擇就地新建葡北9#轉(zhuǎn)油站。結(jié)合“十二五”油田開發(fā)預(yù)測，新建轉(zhuǎn)油站為今后產(chǎn)能預(yù)留1 000 t/d的處理能力，合并計量間3座?？紤]油井多分布于康家圍子泡中，根據(jù)井周邊地理環(huán)境，站外集油系統(tǒng)采用單管串聯(lián)深埋冷輸與單管樹狀深埋冷輸兩種集油工藝。共調(diào)整油井65口，共布樹狀集油鏈10個、串聯(lián)集油串14個，新建集油管道41.59 km，投資4 042.58萬元。系統(tǒng)優(yōu)化改造比按原計劃系統(tǒng)更新維護(hù)減少一次性投資431.5萬元。

葡北9#站系統(tǒng)改造于2010年9月20日投產(chǎn)，葡北9#轉(zhuǎn)油站改造前、后生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比見表3。改造后日耗電減少926 kW·h，預(yù)計年減少摻水量30.24×104m3，年節(jié)電33.34×104kW·h，年節(jié)氣75.35×104m3，預(yù)計噸油耗電將下降7.94 kW·h，噸油耗氣將下降17.94 m3，年節(jié)約運行能耗費用94.51萬元。

3 結(jié)語

通過2年的生產(chǎn)運行證明，單管深埋冷輸技術(shù)在外圍高含水低產(chǎn)油田系統(tǒng)調(diào)整改造中應(yīng)用是可行的。

（1）投資及成本降低。通過單管深埋冷輸工藝的運行，有效降低了改造投資及生產(chǎn)能耗。對葡北油田已改造完成的4座轉(zhuǎn)油站運行情況分析，單管深埋冷輸工藝與單管環(huán)狀摻水流程相比平均單井節(jié)省改造投資4.5萬元，與雙管摻水流程相比平均單井節(jié)省改造投資8.3萬元，單井年節(jié)省運行費用達(dá)到2.65萬元。

（2）參數(shù)界限。該工藝對外圍高含水水驅(qū)，產(chǎn)液量不小于12 t/d，含水率不小于80%的油井比較適合。在改造中，集輸半徑達(dá)到2.75 km，回油溫度降為原油凝固點進(jìn)站，回油壓力可提高至1.5 MPa，仍能保證油井正常生產(chǎn)。

（3）管道材質(zhì)選擇。在葡北油田單管深埋冷輸系統(tǒng)調(diào)整中，選用了普通鋼管、連續(xù)增強塑料復(fù)合管、內(nèi)涂環(huán)氧粉末鋼管及玻璃內(nèi)襯鋼管四種管材。根據(jù)不同管材投資對比可知，普通鋼管的單位價格是最低的，最高的是玻璃內(nèi)襯鋼管。通過2年的運行發(fā)現(xiàn)，采用玻璃內(nèi)襯鋼管的油井井口平均回壓最低，其次是普通鋼管，最高的是內(nèi)涂環(huán)氧粉末鋼管。分析原因認(rèn)為：在葡北8#、10#站系統(tǒng)調(diào)整中，應(yīng)用了部分內(nèi)涂熔解環(huán)氧粉末管道，在熱洗車對管線清蠟過程中將溫度提升至80℃以上后會使管線內(nèi)涂層變形及脫落，對管線造成了堵塞，使得管道壓力升高。通過分析得出，對于產(chǎn)液量及含水率都遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于界限要求的油井，考慮進(jìn)一步節(jié)省投資，可采用普通鋼管進(jìn)行冷輸；對于產(chǎn)液量及含水率在界限上、下的油井，可考慮采用玻璃內(nèi)襯鋼管，以保證產(chǎn)出液的順利輸送。

10.3969/j.issn.1006-6896.2011.11.023

（欄目主持 張秀麗）