安塞油田高52井區(qū)地面集輸工藝

郭 剛 高淑梅 張小龍 文紅星 張 平

西安長慶科技工程有限責(zé)任公司，陜西 西安 710018

0 前言

安塞油田高52井區(qū)主要開發(fā)油藏為長10油藏，是長慶油田已開發(fā)油藏中層位最深的油藏。長10原油高含蠟、高析蠟點、高油氣比的特點造成地面集輸工藝困難；油區(qū)內(nèi)自然條件惡劣，建設(shè)條件差，成本控制壓力大。本工程通過二級布站、油氣混輸、投球清蠟等措施，解決了高52井區(qū)原油集輸難題，降低了地面集輸成本。其成功開發(fā)，為靖安、姬塬、西峰、華慶、白豹、合水等油田長10原油開發(fā)提供了強有力的技術(shù)支撐和經(jīng)驗積累，對長慶油田深層油藏地面工程建設(shè)技術(shù)的發(fā)展和創(chuàng)新具有重大意義。

1 原油物性

安塞油田高52井區(qū)長10原油是一種低粘、低凝、低密度、高油氣比的輕質(zhì)高含蠟原油，其析蠟點高、析蠟量大。隨著油溫降低，原油在41℃時開始析蠟，此后原油析蠟量逐漸增加，在30℃時進入析蠟高峰區(qū)，大量蠟晶析出，在18～30℃范圍內(nèi)，蠟晶的析出隨溫度的變化最敏感，在18℃時單位溫度降的析蠟量達到最高，為0.37%。長10原油的物性參數(shù)見表1，不同溫度下單位溫降的析蠟量見圖1。

表1 長10原油的物性參數(shù)

2 系統(tǒng)布局及油氣集輸工藝

2.1 系統(tǒng)布局

針對安塞油田高52井區(qū)開發(fā)埋藏深、低滲、低產(chǎn)、大井組、滾動開發(fā)、快速開發(fā)的特點，結(jié)合高52井區(qū)自然地形和集油工藝，地面集輸工藝形成以大井組—增壓點—聯(lián)合站為主的二級布站模式。取消了工藝較復(fù)雜的接轉(zhuǎn)站層級，將生產(chǎn)數(shù)據(jù)分為井場、小站、聯(lián)合站三級管理，布站更為靈活，對調(diào)整變化有較強的適應(yīng)性［1］。安塞油田高52井區(qū)集輸系統(tǒng)總體布局見圖2。

圖1 長10原油在不同溫度下單位溫降的析蠟量

圖2 安塞油田高52井區(qū)集輸系統(tǒng)總體布局

2.2 油氣集輸工藝

2.2.1 叢式井單管不加熱集油技術(shù)

根據(jù)長10原油物性特點、井場布置和油井計量工藝，推廣采用叢式井單管不加熱集油工藝，工藝流程見圖3。

圖3 叢式井單管不加熱密閉集輸布站流程

通過分析研究溶氣原油流變性和計算不同液量、加熱溫度及保溫條件下集油管道的沿程溫降情況，得出：a）長慶原油具有良好的低溫流動性，原油在井筒和出油管道中的流動，未經(jīng)過重復(fù)加熱和高速剪切，流變性無惡化，同時因油氣的飽和狀態(tài)，使溶氣原油能夠進一步改善低溫流變性；b）集油管線流量、起點溫度、保溫情況對終點進站溫度影響較小。此外，研究表明油中含水和井筒防蠟措施均利于低溫流動性能的改善。出油管線在不同條件下沿程溫降見圖4。

該方法具有建設(shè)投資省、熱耗低、管理方便等優(yōu)點。缺點為：a）井口回壓高，長慶油田井口回壓一般控制在 2.5MPa 內(nèi)［2］；b）不加熱集輸半徑短，受外部環(huán)境影響大；c）必須定期進行投球清蠟，長距離、高回壓井組出油管線通常進行每月2～3次熱洗以保障冬季生產(chǎn)安全平穩(wěn)運行。

2.2.2 油氣混輸技術(shù)

安塞油田高52井區(qū)叢式井組采用定壓閥回收井場套管氣，經(jīng)出油管線油氣混輸至增壓點或接轉(zhuǎn)站，通過增壓點油氣混輸或分輸至聯(lián)合站輕烴回收裝置，充分回收利用伴生氣。

油氣混輸采用混輸泵輸送油、氣、水三相，采用一條外輸管線，管內(nèi)流態(tài)為多相流動［3］。油氣分輸采用技術(shù)成熟的高效離心泵輸送油和水，通過站內(nèi)密閉容器的自身壓力實現(xiàn)氣體單獨輸送，需敷設(shè)兩條外輸管線。兩者技術(shù)原理不同，各有優(yōu)劣，經(jīng)過技術(shù)、經(jīng)濟等多方對比，長慶油田增壓點外輸工藝采用油氣混輸工藝。增壓點油氣混輸和油氣分輸工藝對比見表2。

圖4 出油管線在不同液量、溫度、保溫條件下的沿程溫降曲線

表2 增壓點油氣混輸和分輸工藝對比表（以120m3 /d增壓點為例）

增壓點屬于小型站點，位于黃土高原殘塬地貌油區(qū)，規(guī)模較小。針對長慶復(fù)雜、破碎、多變的地形，對于偏遠、地勢較低和沿線高差起伏變化大的井組采用增壓點增壓輸送，以降低井口回壓，增加輸送距離［4］。通過對增壓點油氣混輸和油氣分輸方案比較，增壓點推薦采用油氣混輸工藝。

3 配套技術(shù)

3.1 自動投球清蠟工藝

對于叢式井不加熱集油，投球清蠟是保障集油管道安全平穩(wěn)運行的關(guān)鍵［5］。為適應(yīng)數(shù)字化無人值守井場需要，研制了自動投球裝置，代替一線員工日常投球操作，實現(xiàn)每日自動定時投球。該工藝無需人工停井、倒流程、放空，簡化了投球清蠟的工作程序，減輕了員工工作強度，實現(xiàn)了安全、環(huán)保操作，降低了勞動強度、提高了工作效率。自動投球裝置原理及現(xiàn)場安裝見圖5。

3.2 電磁防蠟

圖5 自動投球裝置現(xiàn)場安裝圖

電磁防蠟是一種石油流動極化穩(wěn)流系統(tǒng)，能使油流形成層流，讓石蠟保持在油流中。當(dāng)采出液流經(jīng)電磁防蠟器后，由于電磁感應(yīng)力的作用使石蠟分子電中性化，失去脫離溶液而附著到油管內(nèi)壁上的能力。如果在油井井口附近裝上該裝置，油流極化會對來自井底的液體有一反作用力，其原因是它對碳鋼管有強大的電磁感應(yīng)力，可使碳鋼管中的分子像油一樣重新排齊，在油管長度方向上形成一個分子鏈，使石蠟分子懸浮在溶液中，實現(xiàn)防蠟?zāi)康摹?/p>

由于安塞油田高52井區(qū)高含蠟量、高析蠟點，井筒、管道結(jié)蠟不可避免，為降低井筒及管道結(jié)蠟量、結(jié)蠟強度，維護生產(chǎn)平穩(wěn)運行，有必要采取預(yù)防和清除措施。集輸管線清防蠟措施優(yōu)缺點對比見表3。

表3 清、防蠟措施優(yōu)缺點對比

經(jīng)各種清、防蠟措施對比分析，為解決安塞油田高52井區(qū)高含蠟原油集輸過程析蠟問題，開展了井口電磁防蠟與自動投球清蠟相結(jié)合的清、防蠟工藝，取得了良好的效果。

4 結(jié)語

安塞油田高52井區(qū)地面產(chǎn)能建設(shè)工程克服了長10原油高含蠟量、高析蠟點、高油氣比、原油集輸困難、伴生氣綜合回收利用難度大、自然條件惡劣、建設(shè)條件差、外協(xié)難度大、安全環(huán)保要求高、成本控制壓力大等困難，經(jīng)分析測算，各項經(jīng)濟技術(shù)指標(biāo)均達到國內(nèi)外先進水平。

［1］宋中明，唐 鑫，薛建強，等.山區(qū)低滲透油田地面工程項目建設(shè)的幾點做法［J］.天然氣與石油，2003，21（1）：60-63.

［2］婁玉華，李杰訓(xùn)，徐 晶.淺談《油氣集輸設(shè)計規(guī)范》中的幾個技術(shù)問題［J］.石油規(guī)劃設(shè)計，2004，15（4）：14-17.

［3］韓方勇，周 晶，班興安.多起伏地形下油氣混輸管道的水力特性［J］.油氣儲運，2007，26（11）：23-26.

［4］劉利群，劉春江.安塞特低滲透油田集輸工藝技術(shù)［J］.天然氣與石油，1996，14（4）：10-13.

［5］劉利群，劉春江.長慶低滲透油田油氣集輸工藝技術(shù)發(fā)展綜述［J］.石油工程建設(shè)，2008，34（2）：41-43.