摘要：针对文13地面集输存在的单井产量低、系统依托性不强、盗油频发、征地难、补偿费用高以及油物性差、地面情况复杂等一系列问题，文章从确定集输方式和接转站位置、集输方案选择等逐一入手，深入研究、分析和对比，优选出新建掺水计量站、翻斗计量和三级布站的设计方案，对系统优化，解决了技术难题，最大限度地降低了投资，提高了经济效益。
关键词：集输；布站；计量；优化；
一、工程概况
中原油田文13区块位于河南濮阳县文留，采油一厂东部，2.41km2的开发面积，约400万t的可动用石油储量，生产能力约86200t/a。根据生产工艺要求，油井采用空心杆掺水，掺水量25~30m3/口，采出液综合含水率≥83%，井口3~3.5MPa掺水压。虽然区块内地势平坦，交通便利，但①单井9t/d，产量低，基本不含气；②系统依托差，原集输系统已报废，区块中心距最近联合站约8km，周围无依托。③周围村庄多，打孔盗油严重；④油区多良田，征地难费用高（10万元/亩）。加之原油物性差：0.998~1.01g/cm3高密度；50℃时，47，000-70，000mPa·S高粘度；54.5%高胶质沥青质含量；30℃高凝固点。况且村落多、各类高压通讯线、河渠密，地面十分复杂。
因此，优化集输系统，最大限度降低投资，提高经济效益是首要考虑问题。
二、集输方式确定
文13油质密度大、粘度高、流动差，结合采油工艺，油井全采用空心杆掺水；考虑该区村落多，盗油严重，拟采用掺活性水双管集输工艺。
掺水加热采用燃气加热炉在掺水接转站集中加热方式，将污水温度升至85℃，然后输送至井口满足掺水要求。
三、接转站位置确定
若选在区块中心附近，单井及集油管短，利于集输，但中心为良田，征地困难；接转站计划征地13.5亩，征地费昂贵，约135万（10万/亩）。综合各因素，从经济合理角度考虑，接转站利用已废3#接转站位置，不用征地，省投资。
四、集输方案研究
随着油气集输新技术发展，油井计量方式不断创新，综合各因素，拟研究两方案：
4.1、方案一：取消计量站，单井远传在线计量、二级布站
该方案不设计量站，改变传统计量方式，采用井口功图计量。
单井远传计量依据油井泵工作状态与液量变化，建力学和数学模型，通过获取示功图数据，计量产液量。特点：实时测多个功图产量，累加知全天量，避免误差（双容积以数小时量油折算日产量）；实现实时数据采集、井状态监控；无须人工操作，自动化程度高；系统可增加模块，实现远程监测、启停、节能运行等，扩展性强。
恒定Q控制掺水：传统掺水工艺一般人工在掺水间控制。功图法计量，取消掺水间，将计量移到井口，采用恒定Q技术控制，再通过远传与计量软件结合，计算掺水量、井口液量及油井采出液。
掺水管网为接转站来高温污水，树枝状流程送至掺水井口。井口设恒Q控制阀。软件计算：选φ114×4掺水干线，φ89×4掺水支线，φ48×3.5单井管。
集输管网油井采用树枝状集油工艺，串接或T接集油干线，直接进接转站。软件计算，集油汇管选φ219×6，集油支管选φ159×5，单井集油管选φ89×3.5。
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4.2、方案二：新建掺水计量站，翻斗计量，三级布站
新建3座掺水计量站，全自动翻斗计量单井，掺水间设定量调节阀&水表，可任意时间调节每座站掺水量。
翻斗计量：应两斗式翻斗分离原理，随工作斗液面升高，翻斗重心逐渐偏移，当达到翻转条件，翻斗自动翻，将液体倾倒在罐内，同时另一个开始工作。
根据井位，设3座10井式掺水计量站（1座用原7#站站，新建2座），内设1套全自动翻斗计量装置，掺水间1栋等；3座站液量串接进接转站。
掺水管网为掺水接转站来高温污水送至各站，站内计量后分配到各掺水井口。软件计算，掺水干线φ114×4，支线φ89×4，φ48×3.5单井掺水管线，可满足井口掺水3-3.5MPa压力要求。
4.3 方案比选
①简化集输工艺，投资节省：由于采用恒定流量控制和新型单井计量技术，原站功能完全被取代。原三级布站简化为二级，简化后集油和掺水流程形成以集油和掺水干线为主线，各单井管线直接连干线的树状网络。优化后，减少单井管线7.2km，增加干线0.8km，节省管线费约142万元；计量站取消，节省工程费约232万元。
实施在线远传计量后，井口安26套在线远传计量设施，采油矿或接转站配套2台数据存储器；配套计量检验、恒定流量控制装置1套等，费用约180万。
采用常规建站集输管网费约950万元；采用在线远传计量技术节省率约21%。
3座计量站取消，1座不需征地，站占地3亩，按10万元/亩计算，节省投资30万元。同时管线缩短，青苗赔偿费减少，约节省30万元。传统方式建站，投资约2960万元，在线远传计量技术投资约2550万元，可节省投资约410万元，占总投资约13.9%
②降维护运行费：远传计量装置为无线传输，每口20元/月，则总运行费6000元/年，极低。缩短管线约43%，降维护管理费。计量站取消，定员减15人，按每人3万/年，节省人工费45万元/年。
③提自动化水平：新型单井计量采用以功图法、恒Q控制技术，自动化水平提升，自动录取油井远程数据，减轻劳动强度。
④降掺水压力及井口回压：传统方式出站4.01MPa；计量站取消，在线远传计量，出站3.98MPa，出站压降0.03MPa。传统方式，最远井口回压1.5MPa，取消计量站，最远井口回压1.42MPa，降0.02MPa。
⑤缩工期：流程简化、计量站取消，集油及掺水管分别缩6.4km，施工周期缩短，新井提前投产和高效开发产能区块。
⑥难维护管理：枝状集油及掺水工艺，须在各节点设单向阀和紧急关断阀，周围村庄密集，打孔盗油严重，管理点多，维护难。
以上因素分析：推荐方案二（单井在线计量远传，计量站取消，二级布站投资省、流程简化、运行费低）。
五、结论
1、计量站取消，原三级布站改二级，流程大大简化；
2、用地少，投资省，征地困难地区单井远传在线计量优势大；
3、应用单井远传在线计量，操作员大幅减少，少运行费；工程量减少，建设工期短。
4、针对村庄密集，打孔盗油现象严重区，在井取样点及管网节点设单向阀和紧急关断阀处需加强防范，防人为破坏。
5、在线远传计量无法计量单井产气量，只能在接转站用流量计计量。若需计量单井气量，需进一步研究计量方法。
作者简介：
许世芹：女，1976年生，高级工程师，现工作于中石化中原石油工程设计有限公司
论文作者:许世芹,任重海
论文发表刊物:《基层建设》2018年第13期
论文发表时间:2018/7/10
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