乌尔禾油田地面建设工程设计特点分析

2011-01-04雷鸣

油气与新能源 2011年1期

关键词：集输油气计量

雷鸣＊

（中国石油新疆石油勘察设计研究院）

乌尔禾油田地面建设工程设计特点分析

雷鸣＊

（中国石油新疆石油勘察设计研究院）

介绍了乌尔禾油田地面建设工程概况，分析了该工程地面建设原油集输方式、单井计量装置、油气混输站、原油处理工艺技术、油田注水设备、环境保护等方面的设计特点，其工艺流程较为成熟可靠，能够满足生产需要。通过生产实践表明：该工程建设既降低了能耗、又保护了环境，取得了较好的经济效益和社会效益。对今后此类油田地面建设的设计工作具有一定的借鉴意义。

乌尔禾油田；地面建设工程；设计；油气集输；油气混输；环境保护

2008年，新疆油田公司对探明储量控制程度较高的乌33井区克下组油藏和乌36井区百口泉组油藏进行开发。根据批准的设计方案，最终在乌尔禾油田新建乌33、乌36集油区，设计产能31.69万t/a。项目总投资28 145万元。2个油区新建产能井268口、计量管汇点21座、油气混输站及注水站2座、80万t/a稀油处理站1座。该工程原油集输采用常温集输工艺；原油处理采用成熟的大罐热化学沉降二段脱水工艺；注水采用低压供水、集中升压的流程。

1 地面建设工程设计特点

1.1 集油区集输

乌尔禾油田地面建设工程主要设计指标见表1。

原油集输及处理工艺流程见图1。

图1 原油集输及处理工艺流程示意

1.1.1 采用12井式多通阀与计量橇管汇相结合

计量点容积计量方式是8～10口油井集中设置12井式多通阀管汇橇及计量橇，采用标准化、橇装化、模块化设计。需要计量的单井通过多通阀自动选井管汇进计量橇，定时计量单井的产液量、产气量。不需要计量的单井通过密闭集输管道直接输往混输站。

表1 乌尔禾油田地面建设工程主要设计指标

12井式多通阀选用MCP12-PN2.5型，一共11个进油口、2个出油口（其中一个是进计量装置的计量口，一个是进混输管汇的管汇口）。正常工作时，11个进油口的来油有一个通过计量口进入分离器，另外10个进油口的来油则通过管汇口进入混输管汇。通过手动或自动方式选择某口油井的来油进入计量装置，用来计量产量，其余正常外输。集输计量装置实质上起到了替代多井三通阀的作用，并且简化了管汇流程。

1.1.2 单井计量采用LES系列橇装双容积计量装置

LES系列橇装双容积计量装置主要由立式双容积计量分离器、工艺配管、防爆现场仪表（液位计、电动球阀、流量计）、控制系统（RTU控制箱、多通阀控制箱）、配电及照明系统、冬季保温系统及彩板房等组成。

该计量装置与多通阀配套使用，由多通阀选井而来的油气混合物首先进入双容积计量分离器的分离室，进行气液分离。分离出的天然气经过气体流量计进入缓冲室，再由缓冲室经其底部出口进入集油干线；分离出的液体向下自动流入计量室（此时排液电动球阀处于关闭状态），液体在圆柱形计量室内随着时间推移不断上升，根据U形管原理，液位计内的水位也随之上升。当水位（H）上升至计量下限（H1）时开始计时（t1），当水位上升至计量上限（H2）时停止计时（t2）。此时，计下水位变化量（ΔH）所对应的时间变化量（Δt），根据Δt、ΔH 及有关计量参数即可计算出单井产液量：

式中：Q——产液量，t/d；C——计量参数，C=ρ×ΔH（ S1+S2），t；ΔH——计量高度，ΔH=H2-H1，m；Δt——计量有效时间，Δt=t2-t1，s；ρ——水的密度，取值1 000，kg/m3；S1——分离器横截面积，m2；S2——液位计横截面积，m2。

1.1.3 LES系列双容积计量装置功能及特点

一是，适应低油气比的稀油计量。液量计量范围为2～50t/d，计量精度≤±7%；气量计量范围为960～18 000Nm3/d，计量精度≤±5%；压力设计等级为1.6MPa；计量压力损失≤0.02MPa；二是，实现了控制1台多通阀对10口井的计量；加通信模块后，可实现数据单向上传，实现单井自动计量或多井排序自动计量；三是，采用16位机的小型一体化RTU；操作简单方便，运行操作及参数设置可通过RTU触摸屏进行；四是，排油时缓冲排油，计量时气推排油，排油效果较好；五是，橇装化设计，整体结构较简单，易于安装、运输、迁移，节省了投资，缩短了工期，减少了工程管理的工作量。

1.2 油气混输站

1.2.1 油气混输站特点及工艺流程

考虑该油区远离输气管道，且油气混输技术在油田应用较成熟。因此，在乌33、乌36油区分别设置油气混输站，降低了能耗。且混输站与注水站合建，减少了占地，方便生产管理。

油区采用油气混输泵增压技术，即油区来油气通过混输泵增压转输至乌尔禾原油处理站。考虑临时投产及事故流程的需要，站区设置多项存储收集器。橇装多项储集器单台容积40m3，自带加热装置及装车鹤管，在正常生产时不用该装置，在事故状态时可将混输站气液导入储集器，经储集器简单分离，天然气紧急放空，原油装车外运。另外，该装置还可用于油田开发前期系统未建成时的临时投产，由于是橇装设备可根据需要灵活搬运。油气混输工艺流程见图2。

图2 油气混输工艺流程示意

通过优化简化，该混输站与传统的接转站相比取消了分离器、除油器、缓冲罐、事故罐等设施，共节约投资约750万元。

1.2.2 混输站设备选择

一是油气混输泵的选型。根据油区油气产量预测数据，选择油气混输泵2台，采用1用1备运行，单泵排量为175m3/h，泵压等级为二级导程，混输泵进口压力为0.25～0.6MPa、出口压力为1.6MPa，配套防爆电机功率为90kW，以及恒压变频控制系统。混输泵安装方式为室外罩棚；二是多项存储收集器的选择确定。按最大来液量870m3/d计算，选用4座多项存储收集器（单座容积为40m3，压力为0.35MPa）；三是站内转输配套设置事故情况下的放空火炬等设施。

1.3 注水系统

1.3.1 注水站设备选择

一是注水罐选择。乌33、乌36混输注水系统设计规模为1 000m3/d，根据注水规模，在保证6～8h停留时间，以及后期乌35井区新增水量的需要，新建了2座500m3注水罐，注水罐作内、外防腐处理，并配套隔氧装置；二是注水泵选择。乌33接转注水系统设计规模为1 000m3/d，经计算，注水泵选用3台压力为18MPa、流量为23m3/h的高效柱塞泵，电机功率为160kW，并配套变频控制系统，进行闭环控制，消除回流和节流损失。正常生产2用1备；三是防膨剂加药设备选择。由于油区地层具有强水敏性，需加注防膨剂。防膨剂设计加药浓度为0.5%～0.8%；加药泵选择2台单级离心泵（流量为6～10m3/h、扬程为30m、功率为2.2kW），1用1备；加药搅拌罐选择2座溶药搅拌罐，1用1备。

1.3.2 注水工艺流程特点

一是油田注水优先采用处理后的净化水，当处理后的净化水不能满足需要时才考虑采用水源井清水。油田产出水回注率为100%；二是采用低压供水、在注水站集中升压注水流程，降低了能耗。注水站控制半径不大于3km；三是新建注水系统采用单干管单井配水流程，简化了注水工艺。在单井上设置恒流计量调节装置和仪表，进行水量调节和在线计量。

1.4 原油处理站

1.4.1 原油脱水工艺流程

来自油区的油气水三相混合物进入新建的两相分离器进行气液分离，分离出的伴生天然气经计量后去天然气脱水增压装置；分出的高含水原油进2×2 000m3一段沉降罐沉降脱水，脱出的游离水去含油污水处理装置。脱出的低含水油进2×500m3立式缓冲罐，缓冲后进提升泵，低含水油提升后进2×3 000kW相变加热炉，升温至50℃，进6×2 000m3净化油罐，进行热化学沉降脱水。沉降合格后的净化原油经管道外输，净化油罐底水经回掺泵回掺至一段沉降罐，重新处理。原油（稀油）处理站的工艺设计参数见表2。

表2 稀油处理站工艺设计参数

1.4.2 破乳剂加药流程

在处理站设置加药装置，对分离器进口及相变炉进口原油进行加药，使破乳剂与含水原油充分混合，提高破乳剂药效，增强脱水效果。

1.4.3 原油处理设计特点

一是原油处理采用成熟的大罐沉降二段脱水工艺，方便生产和管理，净化油含水率可达到0.02%；二是选用相变炉，站区采暖与原油加热统一考虑，减少了设备，降低了能耗；三是新处理站的水处理及消防利用已建设施，节约了投资，缩短了工期。

1.5 环境保护

本次开发的乌33、乌36油区，为保护景区环境，减少对周围地貌的破坏，工程采取了一系列保护环境的有效措施：一是采油井场采用丛式井场，地面统一设置井口排污池，并设置围栏及盖板，以减少环境污染；二是为保护景区的公路、集油、电力、通讯等路线采用同一廊带平行布设，节省了工程占地，方便了后期生产管理；三是乌36、乌33至原油处理站管道穿越白杨河时，为避免事故发生，在枯水期时采取大开挖穿越方式，管道埋深4m以下（河床以下2.5m），并且在管道外加钢质套管两端封堵，管道在河道两端设紧急切断阀，最大限度降低管道事故发生的可能性；四是油区中，靠近景区的低压配电线路采用电缆埋地敷设，远离景区的采用架空线路，以减小对景区景观的影响。