采油一厂边缘油井节能降耗技术在集输工艺中的应用

开篇：润墨网以专业的文秘视角，为您筛选了一篇采油一厂边缘油井节能降耗技术在集输工艺中的应用范文，如需获取更多写作素材，在线客服老师一对一协助。欢迎您的阅读与分享！

摘要： 随着滚动开发的不断深入，老区地质调整能力降低，采油一厂的开发重点逐步转向边沿、偏远、零散区块，实施滚动扩边后，新区块离主力区块较远，地面系统不完善，单拉井点逐年增加，使单拉成本逐年增加，天然气外排资源浪费严重，安全、环保隐患突出，针对上述边缘区块油井集输存在着严重问题，研究出四种主要节能集输技术，解决了气大低产井进系统生产困难的难题，增油增气效果显著。

Abstract： With the deepening of the scrolling development， old geological adjustment ability is reduced， the development focus of the first oil extraction plant gradually turned to the edge， remote and scattered blocks. After rolling extension， the new blocks are farther away from the main blocks， the ground system is imperfect， single well point increases year by year， all of this makes the single well cost increase year by year. The natual gas excretion resource waste is severe， and the hidden danger of security and environmental protection is outstanding. Aiming at the serious problems of gathering and transportation process of marginal oil wells， we study four main gathering and transportation technologies， solve the difficult problems of well system producing difficultly， the effect of enhancing oil and natual gas is remarkable.

关键词： 边缘油井；集输工艺；节能

Key words： marginal oil wells；gathering and transportation process；energy saving

中图分类号：TE866 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2013）28-0051-03

1 低产低能油井生产现状及存在问题

中原油田采油一厂开发中后期开采难度越来越大，问题越来越多，低产低能的边缘断块离主力区块越来越远，低产低能（边缘）油井产出的原油只能利用罐车拉运至文一联卸油台处理，伴生天然气外排点燃的工艺技术生产，该工艺造成车辆拉运费用、人员看护费用和原油处理费用增加很大，天然气浪费污染严重，已违背了国家的节能减排政策。既要满足当前生产工艺又要符合当前政策是解决两者相互矛盾的关键问题，为了满足生产需要，解决目前天然气资源浪费，空气严重污染等问题，通过深入研究、分析，研究出了四种适应中原油田采油一厂低产低能、高油气比油井的天然气回收利用工艺节能技术，解决了液体单拉、天然气进系统回收利用和小断块油井集中生产的难题，通过近几年来的现场应用，增油节气效果显著。

2 主要工艺节能技术

2.1 低产低能单拉油井液进罐、多余外排伴生气供加热设备使用的集输节能工艺技术

2.1.1 工艺使用条件：①油稠、含水低，无法进站生产，进站回压较高（井口回压>1.3MPa），只能靠进多功能罐降低回压才能满足生产的单拉油井。②天然气量相对较多，多功能罐分离的伴生气自身加温使用不完，又无法进系统外输的单拉油井。③能够满足附近水套炉或其它加热设备使用的天然气气量，一般多功能罐安全阀每天天然气外排在500-1000m3左右单拉油井。

2.1.2 工艺原理：①主要设备：0.3Mpa多功能罐一台及连通管线，多功能罐安装在油井井场附近。②工艺原理：低产低能单拉油井产出液体利用罐车拉运至文一联卸油台处理，分离出伴生气由多功能罐自身加温使用，使用不完的伴生气利用原有的进站管线或附近的回水管线作为连通管线输送到计量站，经分气包和干燥器分离干燥后，直接供水套炉和其他加热设备使用。③工艺流程：生产井口产出气液多功能罐液体单拉。多余的伴生气连通管线计量站水套炉。

2.1.3 节能技术创新点：①多功能罐多余外排气供临近计量站水套炉使用，节约了天然气，减少天然气浪费，降低了环境污染。②解决了计量站外输分气包气液分离不彻底，水套炉天然气供气管线气中带油，造成“油走气路”堵塞水套炉火嘴的问题，杜绝了水套炉炉膛进油熄火外输温度降低油水分离不彻底的现象，消除了水套炉烟道冒油着火事故发生的安全隐患，减轻了计量站工人的劳动强度。

2.1.4 经济效益：

①应用效果：共实施三口油井：文25-侧79井、文15-92井和文215-3井，多余伴生气供三座计量站（7#计量站、9#计量站和14#计量站）的水套炉、两处用气单位和一口单井加热炉使用天然气，该技术降低了单井回压，增油节气效果显著。1）文25-侧79井年节约天然气40.15×104m3；2）文15-92井年节约天然气21.9×104m3；③文215-3井年节约天然气5.48×104m3；合计年节约天然气67.53×104m3。

②投入费用：共实施三口油井，主要工作量：1）文25-侧79井新上多功能罐一台；？椎25×3mm连通管线200米。2）文15-92井新上多功能罐一台，利用原管线作为连通管线。3）文215-3井新上多功能罐一台，？椎76×4.5mm连通管线150米；总计投入费用28.5万元。

③投入产出比：总投入28.5万元，每年的直接经济效益为81.03万元（1m3天然气按1.2元计算），投入产出比为：1：2.85。

④投资回收期：五个月。

2.2 计量站低产低能油井井组利用进罐阀组集中进罐生产，伴生气供计量站水套炉使用的节能工艺技术

2.2.1 工艺使用条件：计量站站内的部分油井因低产低能或间歇出油，造成单井进站回压较高或进站外输系统后生产能力下降幅度较大的油井井组。

①低产低能，进站外输系统影响产量，采用多功能罐生产降低单井回压的计量站井组油井。②井组气量可以满足多功能罐自身加温外输和计量站水套炉使用。

2.2.2 工艺原理：①主要设备：0.3Mpa多功能罐一台；进罐阀组一套；打油泵一台及连通管线，安装地点在计量站附近。②工艺原理：在计量站站内集油阀组后面并联安装一套简易进罐阀组，实现低产低能的油井井组进罐降低单井回压的方式生产，多功能罐分离的液体利用增压泵（离心泵）增压外输，分离出的天然气供计量站水套炉或其它加热设备使用，实现增油节气。③工艺流程（见图1）：低产低能油井井组产出气液进罐阀组多功能罐液体打油泵外输系统。多余的天然气连通管线计量站水套炉。

2.2.3 节能技术创新点：①低产低能或间歇出油的油井降低了单井回压，延长了单井管线及井下管柱的使用寿命，增油节气效果显著。②实现了罐与外输系统流程的相互互倒，保障了计量站站内和外输支干线的施工时不用停井作业的集输工艺应急措施。

2.2.4 经济效益：

①应用效果：共实施三座计量站：1#计量站、27#计量站和8#计量站。三座计量站的水套炉都使用多功能罐分离的多余伴生气，该技术降低了计量站低产低能油井井组单井回压，保证了正常生产，增油节气效果显著。

1）1#计量站年增油276吨，年节约天然气12.4×104m3；2）27#计量站年增油117吨，年节约天然气9.5×104m3；3）8#计量站年增油163吨，年节约天然气11.97×104m3。合计年增油556吨，年节约天然气33.87×104m3。

②投入费用：共实施三座计量站，主要工作量：

1）1#计量站新上多功能罐一台；进罐阀组一套；？椎76×4.5mm连通管线300米，合计17.2万元。2）27#计量站新上多功能罐一台费用8.5万元；进罐阀组一套费用5万元；？椎76×4.5mm连通管线200米费用2.4万元，合计16万元。3）8#计量站新上多功能罐一台费用8.5万元；进罐阀组一套费用5万元；？椎76×4.5mm连通管线250米费用3万元，合计16.5万元。 总计投入费用49.7万元。

③投入产出比：总投入49.7万元，年增油556吨，年节约天然气33.87×104m3，每年的直接经济效益为263万元（1吨原油按照4000元，1m3天然气按1.2元计算），投入产出比为：1：5.2。

④投资回收期：三个月。

2.3 边缘高油气比油井液进罐、伴生气利用多功能罐进外输系统的集输节能工艺技术

2.3.1 工艺使用条件：因油稠、含水低、粘度高、物性较差且气量较大，气液混输无法进系统或进系统生产回压较高，天然气外排污染严重的边缘油井。①气液混输进站回压较高（井口回压≥1.3MPa），无法正常生产，只能靠进多功能罐降低回压才能满足生产的边缘油井。②边缘单拉油井天然气量相对较多，多功能罐分离的天然气自身加温使用不完，日外排天然气气量在1000m3以上。③边缘单拉油井具有可以利用进站管线（或单井回收管线），分离的天然气压力高于近邻的外输系统压力。

2.3.2 工艺原理：①主要设备：1.6Mpa多功能罐一台及连通管线，设备安装在油井井场附近。②工艺原理：主要是针对含水低、油稠、气量较大、油气水混输无法进系统的边缘油井，采用特制1.6Mpa多功能罐进行气液分离，分离出液体靠罐车拉运至文一联合站处理，天然气靠自身压力输送到近邻计量站外输系统生产。③工艺流程（见图2）：边缘油井产出油气混合液特制1.6Mpa多功能罐液体罐车文一联卸油台。天然气连通管线计量站外输系统，为防止计量站外输倒流，在多功能罐出口安装了单流阀。

2.3.3 节能技术创新点：解决了气量大、原油粘度高、含水低、物性较差，气液混输无法进系统的生产的单井或位置相对比较集中（3-5口）多井生产难题，采用了油井利用特制设备液体进罐单拉，天然气进临近计量站中压系统（0.8MPa-1.4MPa生产系统压力）两种压力等级的生产集输工艺模式，增油节气效果显著。

2.3.4 经济效益：

①应用效果：共实施一个井组和三口单井：文15-110油井井组、文203-42井、濮深18井和文212井。利用该技术实现了边缘油井原油单拉至文一联卸油台处理，天然气靠特制设备自身压力输送到临近计量站外输模式，保障了边缘油井的正常生产，减少了天然气浪费，增油节气效果显著。1）文15-110油井井组至目前为止运行七个月，累计节约天然气22.4×104m3；2）文203-42井至目前为止运行三个月，累计节约天然气8.4×104m3；3）濮深18井至目前为止运行十个月，累计节约天然气14.7×104m3；4）文212井至目前为止运行五个月，累计节约天然气16.8×104m3。合计累计节约天然气62.3×104m3。

②投入费用：共实施一个井组和三口单井，主要工作量：1）文15-110油井井组新上多功能罐一台费用8.5万元；特制分离器一台费用9万元；？椎76×4.5mm连通管线50米费用0.6万元，合计18.1万元。2）文203-42井新上多功能罐一台费用8.5万元；特制分离器一台费用9万元；连通管线为原有管线，合计17.5万元。3）濮深18井新上多功能罐一台费用8.5万元；特制分离器一台费用9万元；连通管线250米费用3万元，合计20.5万元。4）文212井新上特制1.6Mpa多功能罐一台费用17.5万元；？椎76×4.5mm连通管线150米费用1.8万元，合计19.3万元。总计投入费用75.4万元。

③投入产出比：总投入75.4万元，累计节约天然气62.3×104m3，折合年节约天然气129.96×104m3，折合年的直接经济效益为155.95万元（1m3天然气按1.2元计算），投入产出比为：1：2.07。

④投资回收期：六个月。

2.4 边缘区块油井井组油气混输、高温高产携带低温低产油井集中集输节能工艺技术

2.4.1 工艺使用条件：边缘区块的油井井组有一定的生产规模，但地层能量相对较弱，能力下降较快，距相邻计量站又较远，不符合新建计量站条件，如果每口油井铺设管线进站生产造成井口回压偏高，每口油井进罐生产造成天然气浪费严重，建站、铺设单井管线和井口进罐生产存在相互矛盾的油井井组。

①距近邻计量站距离较远，单井新上管线超过1.4km，单井生产回压较高，井口回压≥1.5Mpa，造成建站或铺设管线成本浪费、集输困难的边缘区块油井。②边缘区块油井之间相对集中，具备一定的生产能力，油井数量一定规模（一般有3-7口油井），液量和气量相对较高（日产液量≥80m3，日产气量≥1000m3），不适合上多功能罐单拉油井井组。③边缘区块注采不合理，无法满足合理的配注，底层能力递减速度较快，产量下降迅速，油井可能出现间歇出油甚至不出油现象，不符合建站条件的油井井组。

2.4.2 工艺原理：①主要设备：简易计量阀组一套；计量设备一套；水套炉一台；外输分气包一台及连通管线，设备安装在油井井场附近。②工艺原理：拆除单井井口加热炉，每口单井管线按照“辐射状”铺设到相对中心位置的一个单井井场，实现单井井场计量，油气集中加温外输，利用高温高产油井液体携带低温低产油井液体的生产节能工艺技术，提高单井外输温度，降低单井井口回压，减少天然气浪费，达到增油节气的效果。具体方案为在该区块相对的中心位置的井场上新建简易阀组1套，负责该区块油井来液的汇合、计量流程的切换；在单井和外输管线新上250kw水套炉和计量设备各1台，水套炉负责外输和计量加温，计量设备负责单井的油气计量；利用到相邻计量站单井管线规格为Ф76×4.5mm作为油气混合外输管线，实现在边缘区块油井井组混输、单井井场量油测气的功能。③工作流程（见图3）：边缘油井井组产出气液简易阀组水套炉计量装置计量站连通管线。

2.4.3 节能技术创新点：①增油节气效果显著：拆除井口加热炉，利用高温携带低温油井，集中加温外输，减低单井回压，减少天然气使用，达到增油节气的效果。②工艺简单、投资少：仅在井场上新建部分主要设备，就可实现正规计量站加温、量油测气的主要功能。③工艺合理、精度高、误差小：在线监测计量装置为称重法计量，避免了传统的DN800卧式分离器浮球连杆控制液位不稳，造成液走气路、气走油路现象。避免了传统的DN1200立式分离器内有泡沫造成假液位的现象，计量检测、精确度高，误差≤2%。

2.4.4 经济效益：

①应用效果：共实施二个边缘井组：文25-侧96油井井组、文65-113油井井组。利用高温高产油井携带低产低能油井外输，减少单井井口加热设备，降低单井回压，实现了单井计量，保障了边缘油井的正常生产，减少了天然气浪费，增油节气效果显著。1）文25-侧96油井井累计增油237吨，累计节约天然气24.45×104m3。2）文65-113油井井组累计增油271吨，年节约天然气28.83×104m3。合计累计增油508吨，累计节约天然气53.28×104m3。

②投入费用：共实施二个边缘井组，主要工作量：1）文25-侧96油井井组新上简易计量阀组一套费用3万元；计量设备一套16.5万元；加热水套炉一台费用8.5万元，？椎76×4.5mm连通管线利用原管线，合计28万元。2）文65-113油井井组新上简易计量阀组一套费用3万元；计量设备一套16.5万元；？椎76×4.5mm连通管线70米费用0.8万元，合计20.3万元。总计投入费用48.3万元。

③投入产出比：总投入48.3万元，年增油508吨，年节约天然气53.28×104m3，每年的直接经济效益为267.13万元（1吨原油按照4000元，1m3天然气按1.2元计算），投入产出比为：1：5.5。

④投资回收期：三个月。

3 结论

通过目前低产低能（边缘）油井四种集输工艺节能技术的应用，提高了低产低能油井的油气产量，减少天然气外排浪费，降低了环境污染，消除了天然气外排的安全隐患，满足了低产低能（边缘）油井生产需要，确保了油气集输系统安全、平稳、经济、高效下运行，下步逐步对采油一厂低产低能、回压较高、含水低油稠进系统困难的油井或井组，结合该区块生产和管理实际情况，选用合适的集输工艺节能技术，完善系统配套，节能降耗，提高系统效率，实现边缘油井集输工艺“优质、高效、低耗”的高水平。

参考文献：

[1]陈军.XYH-1油田缓蚀剂的研究开发[J].新疆石油学院学报，2001（02）.

[2]李璐.抽油机节能的有效手段[J].科技创新导报，2009（25）.

[3]李士富.长庆油田油气集输技术的发展[J].油气田地面工程，1994（01）.