进站工艺改造的研究与应用

娄维宁

摘 要：近年来，我厂低产低效井比例不断增加，稠油更为严峻，平均单井日产液13.9吨，日产油0.9吨，冬季生产管理难度大，单井进站模式已不符合现场生产要求，面对严峻形势，进站工艺优化改造势在必行，必须减少管线铺设，也要考虑老管线利用，同时要保证计量，为此，我们研制了“鱼刺状”一根汇管进站，结合目前现场应用的平台计量阀组，使两者优势互补，大面积优化现场进站工艺官网。

关键词：低效、管线、计量、工艺

建厂初期，我厂单井平均日产液50吨以上，每口井均铺设D89管近年来，我厂低产低效井比例不断增加，我厂现有总井2703口，日开井1623口，日产液28223吨，日产油2235吨，平均单井日产液17.4吨、日产油1.38吨，日产液10吨以下的井已超过35%。稠油更为严峻，平均单井日产液13.9吨，日产油0.9吨，冬季生产管理难度大，单井进站模式已不符合现场生产要求。我厂现有单井集油管线644千米，根据《SH3059-2001-石油化工管道设计器材选用通则》标准，管道设计寿命宜为15年，但经调查统计，运行15年以上的管线占65%，运行20年以上的占50%，一半以上管线超期服役。加之我厂辖区濒临渤海，锦16、锦612等区块位于大凌河河套内，锦45块内涝，管线水淹严重等，致使集油管网腐蚀迅速，穿孔事件频发，存在重大环保隐患，若单纯更换进站管线，工程量繁重，耗资巨大。

1、前言

2、工作原理和主要研究内容

2.1、工作原理

近年来，我厂研究使用了“平台井增建计量阀组”，即一条D108汇管混输进站，一条D89计量管线进站，利用玻璃管计量分离器计量，相当于把计量间阀组前置于井场，改变了一口井一条进站管线的模式。

以2008年在采二实施效果为例，9个平台共计汇集39口井的进站。若更换单井管线需D89管线9900m，需投资396万元；实际改造用D159管線150m，D108管线600m，D89管线2000m，阀组9个，共花费144万元，一次性节约费用252万元，平均每个阀组可节约28万元。

由于国内单井计量设备的研制成功，“鱼刺状”一根汇管进站得以实现，结合目前现场应用的平台计量阀组，使两者优势互补，大面积优化现场进站工艺官网。

2.2主要研究内容

由于单井日产液的降低，对输油管径的选择进行了研究对比：

①流速核算：

按照《油气集输设计规范—GB50350-2005》要求，油田内部稠油集输管道的液体流速一般为0.3-1.2m/s。

D89的进站管线，按照最低流速0.3m/s的要求，可日输液量130吨，即平均至少有84%的输液负荷浪费掉。

以油井日产液10吨，含水90%，D89管线进站，架桩铺设1000m计算。K值按照设计院测试参考值，取1.28 W/（m2？℃）；90%含水的进站液C值为3980 J/（kg？℃）；选取冬季环境温度为-20℃；井口加热炉出口温度为60℃。

综合以上数据，可得按以上条件进站时温度16.8℃，温降达到43.2℃！

②管径选取结论

按照流速核算，应选取低于D89的进站管线。按照温降核算，产量越低、进站管线越长、冬季井口加热炉加热温度低，均容易导致凝管，冻堵管线，而选取小管径的输油管线，温降可减小，上述条件下选取D76的管，温降在30℃左右。但也不能再减小管径，低于D76的管线，稠油容易挂壁、凝管，造成回压上升，甚至堵管线。价格方面，D89管线38元/m，D76管线32元/m，每千米管线可节约0.6万元，按每年更换管线30km计算，每年至少节约18万元。

因此，目前生产条件下，稠油井生产建议选取D76的进站管线。

以63#站100平台管线改造为例，该平台现有生产井4口：11-134、12-134、11-154、10-101，老式工艺为双管流程，单条管线长度1.5km。因腐蚀严重，目前只有2条进站、1条掺油管线运行，致使计量不准确，冬季掺液存在较大困难。

若在平台内增置单井计量器1套，加装阀组1个。

利旧1条D89进站管线做混输，利旧另一条D89进站管线做掺水管线。

需要费用：单井计量装置1套5.8万元， 阀组1个，单流阀一个，以及30m的D76泡夹管，共计资金7万元，相比单纯的更换管线，可节约173万元！

此外， 站内检测不合格或其他原因已不能使用的计量分离器逐渐增多，尤其针对承包站无人看管的情况，建议增置单井计量器1台，代替玻璃管量油。

3、现场应用及经济效益

3.1现场应用

2014年，在采二95#站进行方案实施，实现了锦25-32-26、锦25-30-30、锦25-H5、锦632CH共计4口井的统一进站，实现了预初目的。

3.2经济效益分析

减少新井锦25-H5、锦632CH新铺管线共计D89泡夹管4km，综合材料、工程及征地费用，按60万元/km（来自辽河油田设计院）估算，节约费用240万元，实现1座偏远计量平台的自动计量，极大减小管理难度，保证油井按时计量，减少了1名计量员配备，节约人工成本10万元/年。同时治理1台计量分离器隐患，节约更换成本20万元。

参考文献

〔1〕朱益飞。单井三相分离计量连续装置[ J] 工业计量， 1998（ 5） ：

39- 41

〔2〕郭长会 。浅谈分离器液面和压力的控制 [ J] 油气 田地面工程，1999（ 6） ： 51- 52

〔3〕郭长会。油井计量技术现状及发展趋势[]石油规划设计，

2001（5）： 74-77.