黄土塬地区油田油气集输技术

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1、黄土塬地区油田油气集输技术　　摘要：甘肃黄土塬地区地势起伏较大，内部集输系统建设、管理难度大。通过对该区油田集输系统分析对比，提出以下建议：充分利用地势高差合理布站，采用一级/二级/三级灵活的布站方式，降低井口回压，简化集油工艺。尽量采用井站合建、设备撬装、站场标准化模块化设计等方式，缩短建设周期、方便生产管理、降低工程投资；单井计量采用远程在线计量、数据远传技术，实现井场无人值守。油气集输采用单管串接密闭混输工艺，减少管线长度，降低能耗。关键词：黄土塬地区；油田；集输；工艺；混输中图分类号：TE862文献标识码：A某油田

2、油区属于黄土塬地貌，沟、梁、塬、峁纵横交错，地形复杂，地表起伏落差大，最大高差约300m；该区域人烟相对稀少，自然条件恶劣。该油区所产原油物性较好，属于低含硫、轻质的常规原油。黄土塬地区自然条件及地势对油区集输系统设计、建设影响较大。布站方式、站址选择、计量工艺、集输工艺及管线走向受地形条件限制，因此黄土塬地区油田油气集输设计时需充分考虑该区域自然条件，做出比选[1]。1、油气集输系统设计技术选择71.1站址选择及布站方式（1）站址选择：井场采用丛式井组的布局方式（每座井场2～3口油井），各井区根据油水井数量，结合油区地形

3、地貌情况，井场尽量沿连续梁峁布置，避免将井场布置在山梁的最端部和孤立处。增压站/转油站尽量与井组合建，布置在井组的集输半径中心、地势平坦，交通方便的地方，同时考虑充分利用地势高差，将增压站/转油站尽量布置在地势较低处，扩大集油半径，减少转油站数量，降低投资。联合站尽量布置在靠近交通主干道、地势平坦、油区中心、交通方便的区域；（2）布站方式：根据油区井位分布，结合集输工艺、开发特点、油品物性、地形地貌等因素，兼顾近期与远期滚动开发，合理布站并充分考虑利用地势高差，降低井口回压，简化集油工艺，降低投资。集输系统采用以联合站为中

4、心，转油脱水站为骨架，增压站为补充的格局，以适应油田自然地形特点和满足滚动开发需要。采用“井组-联合站”一级布站“井组－转油脱水站－联合站”二级布站和“井组－增压站－转油脱水站－联合站”三级布站相结合的灵活布站方式。距离联合站较近的油井直接进联合站处理；边远井、低温井或地势较低井采用二级、三级布站方式；1.2油井计量及集输工艺7（1）油井计量方式：油田单井计量目前常用的方式有分离器计量工艺、多相流量计量、撬装自动选井计量装置以及功图法在线量油等方式，结合油区地处黄土塬地貌，地形梁峁起伏交错、沟壑纵横，管理难度大等特点，本文

5、重点对目前自动化程度较高的两种单井计量方式：功图法在线量油和撬装自动选井计量技术进行对比。①功图法在线量油技术：该技术是采油工程技术、测试技术、通信技术和计算机技术相结合的综合系统，具有油井自动监测和控制、实时数据采集、油井液量计量、油井工况诊断优化等功能，计量误差一般5-10%。功图法远程在线计量技术将单井计量移至井口，改变传统的单井计量模式，简化井场集输流程，取消计量站，减少占地面积，节省能耗，同时提高集输系统的自动化与信息化管理水平，实现井场无人值守，便于人员的组织与管理。油井远程监测计量系统原理如图1.2-1所示。

6、油井在线远传计量系统主要包括油井功图数据测试模块、油井数据采集终端（RTU采集器）、油井数据处理系统、应用终端等部分。每口井安装1套功图测试模块、RTU数据采集器，数据传输可通过数传电台或CDMA、GPRS网络或无限网桥和有线光缆传输等方式，推荐采用无限网桥传输方式。井组安装监视探头，在增压站进行监视。移动物体进入井场自动报警，可进行语音警告，采油队维保中心处置，实现无人值守。图1.2-1油井远程监测计量系统原理图7②撬装自动选井计量装置计量技术：采出液自动选井计量装置经过滤器进入油气分离器，进入双管液气分离，再进行气相分

7、离，分离出的气体经集气管，进入气体流量计，计量单井日产气量，液体经集液管进入质量流量计，计量出单井日产液量、日产油量及含水，最后气液经分管汇合进入油气外输管道。自动选井计量工艺流程见图1.2-2所示。每个井场安装自动选井计量装置一套。由于冬季该地区环境温度低，为方便单井计量，自动选井计量装置要求室内温度不低于10℃。图1.2-2自动选井计量工艺流程图采用示功图法计量技术自动化管理水平高，无须人工切换流程，井况在线连续监控，能够反映油井的运行工况和趋势，适应性强。撬装自动选井计量技术不适合分布零散井和出油管线采用串接、插输的

8、采油井且对环境温度有要求；根据对比并结合目前功图法计量技术在多个油田实际应用情况，单井计量推荐采用功图法计量工艺，与撬装自动选井计量装置相比，单井节省投资近3万元。7（2）集输工艺：在对相似油田集输工艺分析研究的基础上，结合油田现状和国内集输工艺的发展情况，集输工艺通常采用井组加热/不加热单管密闭混输流