港中油田地面原油集輸和計量優(yōu)化工藝應用及效果分析

宋內(nèi)燕，張龍江

（大港油田第一采油廠，天津 300280）

港中油田地面原油集輸和計量優(yōu)化工藝應用及效果分析

宋內(nèi)燕，張龍江

（大港油田第一采油廠，天津 300280）

文章主要對港中油田原油集輸管道地面系統(tǒng)優(yōu)化、簡化技術在油田生產(chǎn)中應用的情況進行闡述，包括地面系統(tǒng)優(yōu)化簡化的調(diào)整、應用效果分析以及存在問題和改進方法，同時對與之配套的油井遠程計量技術的地面工藝、計量方式、應用效果及優(yōu)缺點等進行了分析評價，為下一步大港其他油田地面系統(tǒng)改造提供新思路、新模式。

地面工藝；優(yōu)化；油井遠程計量；示功圖；效果分析

0 引言

隨著油田開發(fā)時間的延續(xù)，油田地面原油集輸管道日趨復雜和老化腐蝕，已不適應生產(chǎn)需要，在油田開發(fā)中實施地面系統(tǒng)優(yōu)化、簡化和油井遠程計量工藝技術，是提高經(jīng)濟效益、節(jié)約投資成本的重要發(fā)展方向。近幾年，通過對港中地區(qū)產(chǎn)能區(qū)塊地面系統(tǒng)優(yōu)化、簡化技術應用，從工藝動態(tài)指標的變化來看，取得了良好的效果，實現(xiàn)了油井遠程計量監(jiān)控，改善了油水井生產(chǎn)狀況，由原來的三級布站工藝減為一級或兩級布站工藝，大幅縮短了單井管道長度，使得油井回壓均得到不同程度的下降，平均單井回壓下降0.05 MPa，單井注水壓力也得到不同程度的提升。

1 地面系統(tǒng)優(yōu)化、簡化技術應用

地面系統(tǒng)優(yōu)化、簡化技術在港中油田進行了先導性試驗，具體實施情況介紹如下。

1.1 港中油田生產(chǎn)及地面工藝系統(tǒng)優(yōu)化、簡化前狀況

港中油田是我廠最老的油田之一，有油井39口，開井16口，地產(chǎn)液量345 m3/d，地產(chǎn)油量85 t/d，地產(chǎn)天然氣2.4萬m3/d；有注水井16口，開井6口，注水量535 m3/d。站點分布現(xiàn)狀：計量站5座，接轉(zhuǎn)站1座，注水站2座，配水間2座。

輸油系統(tǒng)。各個計量站采取油氣混輸形式，將油氣混輸?shù)綖I六轉(zhuǎn)，經(jīng)濱六轉(zhuǎn)初步分離后，天然氣輸送到一區(qū)交氣點。液輸送到馬西七站，最終輸送至東二站。

注水系統(tǒng)。中二注：來自東二污的精細過濾污水，經(jīng)柱塞泵加壓后，為濱3、濱12站注水；濱二注：來自馬西污的精細過濾污水，經(jīng)柱塞泵加壓后，為濱13站的單井注水。

摻水系統(tǒng)。在中二注有兩臺摻水泵，用中二注的低壓水，為濱1、濱3、濱12站的油井摻水；在濱六轉(zhuǎn)有兩臺摻水泵，用馬西污供濱二注的低壓水，為濱13站的油井摻水。

1.2 地面系統(tǒng)優(yōu)化、簡化調(diào)整方案

地面輸油系統(tǒng)。將地面原油輸油管道由原來油井生產(chǎn)原油進采油計量站計量，改為直接調(diào)頭進入油氣集輸大站生產(chǎn)，取消了一些轉(zhuǎn)油站和采油計量站。例如：將濱1站、濱3站、濱12站調(diào)頭進東22站生產(chǎn)，停用濱六轉(zhuǎn)，具體改造情況見圖1。

地面水系統(tǒng)。中二注的摻水與注水系統(tǒng)的功能不變；停用濱六摻水站，在濱二注增加摻水功能，為濱13站的單井摻水，此功能作為備用。

1.3 實施后效果

該方案實施后各隊及計量站的生產(chǎn)參數(shù)均有變化，例如：采油一隊液量2 729 t/d，其中油量319 t/d、氣量8.5萬m3/d；采油七隊液量1 952 t/d，其中油量351 t/d，氣量10.8萬m3/d。 而且消除了原油管道由于使用年限較長、自然腐蝕嚴重造成原油漏失的安全隱患；停用濱六轉(zhuǎn)外輸泵37 kW，年節(jié)電費16.2萬元；停用摻水泵37 kW，年節(jié)電費7.5萬元；兩項共節(jié)電23.7萬元。

地面系統(tǒng)改造前后的參數(shù)對比見表1。

表1 地面系統(tǒng)優(yōu)化實施效果

從表1可以看出：改造后的回壓明顯升高0.1～0.2 MPa。

1.4 實施后存在的問題及解決方案

（1）存在問題：外輸管道長，系統(tǒng)回壓高（1.0 MPa），導致各單井的回壓升高，嚴重影響油井的正常生產(chǎn)，同時也容易造成管道穿孔事故；由于管道長，站外輸液量低，外輸溫度受外界影響嚴重，末端溫度與環(huán)境溫度相同，影響冬季生產(chǎn)。

（2）改進方案：將馬西19站和濱3站外輸管道在濱3站收球 （管道清蠟球）裝置處直接與馬西七接轉(zhuǎn)站至東二聯(lián)合站的外輸管道搭接，將馬西8站收球裝置移到搭接位置，在原馬西19站至馬西七站外輸管道上加切斷閘門，在兩個收球裝置之間的管道上加切斷閘門。改造后將濱3站和馬西19站外輸液量同時進馬西七站至東二聯(lián)合站外輸管道，也可以起到濱3站、馬西19站分流的作用，最終解決濱3站外輸系統(tǒng)壓力高的問題，確保集輸系統(tǒng)平穩(wěn)。具體改造方案見圖2。

1.5 輸送方式進一步改造的效果比較

流程改造后實現(xiàn)了濱3站和馬西19站雙向輸送功能，為確定最佳的輸送流向，對改造后的流程分以下三種輸送方式進行對比試驗。

（1）濱3站外輸進馬西七接轉(zhuǎn)站，馬西19站外輸進港東聯(lián)合站。表2為2009年9月29日倒流程后的壓力及產(chǎn)液量統(tǒng)計。

表2 濱3輸馬西七、馬西19輸港東聯(lián)的分開輸送效果對比

（2）濱3站及馬西19站共同進港東聯(lián)合站。表3為2009年10月9日倒流程后的壓力及產(chǎn)液量統(tǒng)計。

從調(diào)查可以看出，好學生和差學生詞匯學習策略的運用情況差別很大。作為授課教師，應該在深入了解學生的基礎上，根據(jù)學生不同的學習水平，制定不同的教學進度和教學方法，有針對性地教授學生。差學生雖然在觀念上不贊同死記硬背的方法，但是在實際學習中，還是會無意識地用機械重復的方法來學習詞匯，導致效率低下，學習效果很差。教師應該在教學中有的放矢地引導差學生逐步學會運用各種學習策略，提高學習詞匯的效率。

表3濱3站和馬西19站共同進港東聯(lián)合站效果對比

（3）濱3站外輸進港東聯(lián)合站，馬西19站外輸進馬西七轉(zhuǎn)油站。表4為2009年10月11日倒流程后的壓力及產(chǎn)液量統(tǒng)計。

從以上三種輸送方式對比結果看，濱3站和馬西19站分開輸送效果較理想，兩個站的輸送方向相同時效果較差。效果最好的是將濱3站外輸導向馬西七轉(zhuǎn)油站，馬西19站外輸導向港東聯(lián)合站，濱3站外輸壓力由0.9 MPa下降到0.65 MPa，下降了0.25 MPa，這種輸送方式不但降低了濱3站的外輸壓力，同時也沒有影響到其他相關站的壓力。

表4 濱3輸港東聯(lián)、馬西19輸馬西七的分開輸送效果對比

2 油井遠程計量、監(jiān)控系統(tǒng)

2.1 油井遠程計量工藝

港淺8-6井區(qū)是新改造勘探開發(fā)的區(qū)塊，布置的開發(fā)井5口，利用老井2口，其中采油井5口，注水井2口，形成2注5采的注采井網(wǎng)格局。在地面及計量工藝配套上，工程人員并沒有沿用原來的從單井到計量站，再從計量站到集輸站的建設模式，而是取消了計量站這個中間環(huán)節(jié)，采用從單井直接到集輸站。 在地面工藝實施上，采用了樹狀管道集輸方式，即多個單井用D 76 mm的管道匯集到D 114 mm的分支匯管上，兩個或更多的D 114 mm分支管道再匯集到D 159 mm的母管上，然后延伸到集輸站。

2.2 油井遠程計量的方式

在油井產(chǎn)量計量上，采用YDSM油水井遠程控制系統(tǒng)。它集監(jiān)控、液量計量及分析優(yōu)化于一體，形成以測試技術、通訊技術和計算機技術、采油工藝技術相結合的系統(tǒng)。該系統(tǒng)主要由YDSM的油井無線工況數(shù)據(jù)監(jiān)控子系統(tǒng)、YSJL油水井液量計量及分析優(yōu)化子系統(tǒng)、無線網(wǎng)絡視頻監(jiān)控子系統(tǒng)和網(wǎng)絡瀏覽子系統(tǒng)4個子系統(tǒng)組成。也就是說，在抽油機井口、游梁支架、游梁、配電箱上安裝CAN模塊、通訊模塊、監(jiān)控箱、位移傳感器、負荷傳感器、紅外雙監(jiān)傳感器、數(shù)字溫度傳感器等設備，油井生產(chǎn)時，CAN模塊、負荷傳感器和位移傳感器將電壓、電流、載荷、角位移、深井泵工作狀況 （示功圖）等生產(chǎn)參數(shù)傳遞到監(jiān)控箱，通過通訊模塊傳遞到中央控制室，在計算機上調(diào)用各種數(shù)據(jù)、曲線，根據(jù)示功圖數(shù)據(jù)和相關的公式，可隨時計算出油井24 h內(nèi)的產(chǎn)液量；再根據(jù)井口取樣化驗出的含水量，計算出產(chǎn)油量。這樣可以較準確掌握油井生產(chǎn)的變化情況和深井泵的工作狀況。同時，在油田局域網(wǎng)內(nèi)用戶可進行實時瀏覽、查詢工況數(shù)據(jù)，隨時掌握油井的生產(chǎn)狀況，制訂有效護理措施，避免了數(shù)據(jù)錄入、傳輸?shù)氖д`和麻煩。

與以往工藝相比，該系統(tǒng)改變了傳統(tǒng)的人工手動分離器計量的計量方法，不但簡化了地面集輸工藝流程，而且簡化了地面計量工藝流程。

2.3 油井遠程計量系統(tǒng)應用的效果對比分析

2.3.1 YDSM系統(tǒng)示功圖量油數(shù)據(jù)與標準罐車量油數(shù)據(jù)的對比

我們在港淺8-6井區(qū)，用YDSM系統(tǒng)示功圖量油和現(xiàn)場標準罐車量油進行了對比，具體數(shù)據(jù)見表 5、 表 6。

由于在2009年10月18日和21日對油井的運行參數(shù)進行了改變，所以表中有些數(shù)據(jù)的前后變化

表5 8-6井區(qū)罐車標定各井數(shù)據(jù)/（t/d）

港淺9-6 港淺9-7 港淺9-8 港淺10-2 港淺10-4 合計液量 油量 液量 油量 液量 油量 液量 油量 液量 油量 總液量 總油量10.21 14.8 9.7 24.3 1.7 28.9 15.4 62.8 18.5 18.3 16.6 149.1 61.9 10.22 15.6 10.3 22.0 1.5 23.3 15.8 62.8 18.5 16.6 16.3 140.3 62.4 10.23 16.5 11.17 21.6 5.44 23.7 15.64 61.0 16.71 17.6 16.26 140.4 65.22三天平均 15.63 10.39 22.63 2.88 25.30 15.61 62.20 17.90 17.50 16.39 143.27 63.17日期（2009）

表6 8-6井區(qū)示功圖量油各井數(shù)據(jù)/（t/d）較大，但總體上YDSM系統(tǒng)示功圖量油數(shù)據(jù)與標準罐車量油數(shù)據(jù)是比較一致的。油井的運行參數(shù)變化后，我們又對YDSM系統(tǒng)示功圖量油的系統(tǒng)進行了調(diào)試，調(diào)試后又重新用罐車進行了標定，結果見表7。

表7 罐車標定與YDSM系統(tǒng)量油對比

從表7可以看出，港淺9-8井數(shù)據(jù)的誤差較大，主要是由于調(diào)參后的數(shù)據(jù)錄取有誤所致。在隨后的標定中，YDSM系統(tǒng)示功圖量油數(shù)據(jù)與實際液量數(shù)據(jù)相差很小，都沒有超過5 m3/d。

2.3.2 YDSM系統(tǒng)示功圖量油與MD-2油水密度測量儀的量油對比

我們在8-6井區(qū)的總集輸管道上安裝了一臺MD-2油水密度測量儀，它可以在流體有沙、伴生氣的情況下測得液量、含水量和原油量。通過大量數(shù)據(jù)采集對比，YDSM示功圖量油系統(tǒng)與MD-2油水密度測量儀計量的結果數(shù)據(jù)基本吻合，證明我們的YDSM示功圖量油系統(tǒng)可以代替?zhèn)鹘y(tǒng)的分離器量油系統(tǒng)。

2.4 油井遠程計量監(jiān)控系統(tǒng)的優(yōu)缺點

與傳統(tǒng)的建立計量站系統(tǒng)相比較，YDSM示功圖量油系統(tǒng)具有明顯的優(yōu)點：

（1）節(jié)約資金。建造一座傳統(tǒng)的計量站需要資金200萬元，而港淺8-6井區(qū)的YDSM示功圖量油系統(tǒng)需要資金80萬元。

（2）減少了人工的投入，降低了員工的勞動強度。傳統(tǒng)的計量站至少需要配備一名專職量油工，每天計量各井產(chǎn)量，而且每月還要由專職示功圖測試人員去每口井手工測試示功圖。而YDSM示功圖量油系統(tǒng)的量油結果和示功圖都是直接顯示在計算機里，所以再無須專職人員量油測試。

（3）操作方便簡單，差錯率小。YDSM示功圖量油系統(tǒng)操作簡單方便，只需點動鼠標，量油數(shù)據(jù)示功圖就會顯示于屏幕，減少了傳統(tǒng)的計量站人工計算報表的差錯。

（4）可全天監(jiān)控油井生產(chǎn)，快捷高效。傳統(tǒng)的計量站模式只能在白天有效的幾小時對油井進行監(jiān)控；而YDSM示功圖量油系統(tǒng)則可以24 h對油井進行監(jiān)控。傳統(tǒng)的計量站模式計量一口井的液量需要較長的時間，在井數(shù)量多的站，每天無法對每口井進行量油，要知道一口井的工作狀況，需要兩個測試人員去這口井的現(xiàn)場，停抽油機測試，要花費大量的人力物力，且需要很長的時間；而YDSM示功圖量油系統(tǒng)則只需輕點鼠標就可立即獲取所有油井的功圖測試和液量計量數(shù)據(jù)，而且數(shù)據(jù)可以網(wǎng)絡共享。

不足之處：這些儀器設備在使用過程中由于受氣候環(huán)境、生產(chǎn)現(xiàn)場、技術管理、特殊井液量等因素影響，易發(fā)生故障，如果處理不及時，會影響液量計量的準確性和監(jiān)控真實性，因此油井遠程計量監(jiān)控系統(tǒng)在生產(chǎn)運行中還需要進一步完善。

3 結束語

港中油田改進后的地面集輸和油井遠程計量系統(tǒng)，滿足了當前地面系統(tǒng)優(yōu)化、簡化的生產(chǎn)需要。不僅可減少生產(chǎn)管理人員的勞動強度，降低油田開發(fā)資金，更重要是提高油田科學化管理水平和油井的系統(tǒng)效率，而且為下一步其他油田開發(fā)區(qū)塊地面原油集輸管道改造提供了新思路。

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Application and Practical Effects of Optimized Surface Grude Oil Gathering Process and Measaring Technology in Gangzhong Oilfield

SONG Nei-yan（First Oil Production Plant of Dagang Oilfield,Tianjin 300280,China）,ZHANG Longjiang

This paper describes application of optimized and simplified surface system process technology in the crude oil gathering and transportation pipelines of Gangzhong Oilfield,including adjustment of process technology,application effect analysis,existing problems and improvement methods.In addition,it analyzes and assesses the surface process of corresponding oil well remote measuring technique,measuring modes and application effects as well as the advantages and disadvantages.It will offer new thoughts and new model for other surface system alteration in Dagang Oilfield.

surface process;optimization;well remote measuring;dynamometer diagram;effect analysis

TE863

B

1001－2206（2011）04－0030－04

宋內(nèi)燕 （1964-），女，天津人，工程師，1990年畢業(yè)于中國石油大學，從事員工技術培訓工作。

2011-05-03；

2011-05-26