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摘 要：葡北油田已经开发建设了30余年，经过几次开发调整，注采关系发生了变化，使得计量间的辖井数减少。目前地面设施腐蚀老化严重，安全隐患突出，严重影响了油田的正常运行。此外，原有的双管掺水流程集输能耗较高，需外引气补充，增大了油田运行成本。针对葡北油田存在的以上问题，探索应用不掺水单管冷输集油技术对葡北油田进行了系统调整改造，取得了较好的效果。文中对葡北油田不掺水单管冷输集油系统调整改造的现场应用效果进行了分析，总结了改造过程中积累的经验。
关键词：冷输；集输系统；调整；应用效果
前 言
葡北油田位于大庆长垣南部，1979年投入开发。在过去30多年，葡北油田经历了多次综合调整，注采关系发生了很大变化，使各计量间辖井极不均衡，部分计量间辖井数仅2～3口，造成生产运行成本分配不合理，同时大量地面设施已经严重腐蚀老化，安全隐患突出，严重影响了油田的正常生产运行。另外，原有的双管掺水集油流程能耗较高，需外引气补充，运行成本较高，已不能适应油田节能减排的需要。为此，我厂开展了单管深埋冷输集油工艺，取得了较好的应用效果。
1. 单管冷输集油模式
我矿自2008年开始应用不掺水单管冷输集油工艺，陆续对葡北10#站、葡北9#站以及葡北11#站进行了系统调整改造。
1.1 站内模式
葡北9#站系统优化流程改造，将原有的两台“四合一”、一台“三合一”及两台高效炉流程改为统一的“四合一”流程：集油间来液通过分离加热缓冲沉降组合装置加热并进行油气水分离，加热分离后的含水油经外输泵直接输送到葡二联；梯度加热后分离的污水经掺水泵掺至集油间。
葡北10#站系统优化流程改造，将原有的一台“四合一”一台“三合一”以及两台“二合一”流程改为统一的“三合一”流程：集油间来液通过分离缓冲沉降组合装置进行油气水分离后，再由加热炉加热分离后的含水油经外输泵输送到葡二联；加热后分离的污水经掺水泵掺至集油间 。
1.2 站外模式
葡北9#、10#及11#站地区系统优化改造后，将原有双管掺水流程调整为单管多井树状冷输流程、多井串联冷输流程与单管环状掺水流程相结合的集油模式，图1～图3给出了各流程示意图。
图1 单管多井串联不加热集油流程示意图
图2 单管多井树状不加热集油流程示意图
图3 单管多井树状不加热集油流程示意图
2. 保证措施
为了保证单管冷输集油模式能够顺利实施，并避免可能存在的问题，在集油系统改造过程中，采取了以下措施：
（1）掺水到阀组间，保证原油进站温度不低于凝固点；
（2）单管多井树状冷输流程采取管线深埋2m；
（3）井口配套应用了油井出液保温立管，取代了油井井口电热保温的形式，保证油井在故障停井后立管不冻；
（4）阀组间每个串安装可视观测窗1个，可直接观察油井出液状况。
3. 方案实施情況及效果
单管冷输集油系统调整改造中将26座计量间合并为17座集油间，对30个集油串采用单管串联不加热流程，对39个集油串采用单管树状不加热流程，对33个集油环采用单管环状掺水流程。
首先与2008年投产葡北10#站，停运12#转油站，原13座计量间优化为6座集油阀组间，当时集油系统100口油井中的15口低产、低含水油井采用环状流程共布3个集油环，85口油井采用单管多井树状冷输流程，共布24个集油串。随着新井投产，目前10#站共7座集油阀组间，共159口油井，其中42口井采用环状流程共布13个环，117口油井采用单管树状冷输流程，共布35个串。与2007年11月同期相比2008年改造后效果明显，目前10#站地区共增加油井59口，但对比同期日减少掺水量627m3/d，日耗气量减少3325m3，日耗电减少780kw·h。
葡北9#站2010年投产，将原7座计量间优化为5座集油阀组间，集油系统109生产油井中47口井采用环状流程，共布9个环，62口油井采用单管多井树状冷输流程，共布23个集油串。2011年与投产前同期对比日减少掺水量793m3/d，日耗气量减少3475m3，日耗电减少214kw·h。
葡北11#站外网于2011年开始改造，将原6座计量间2座阀组间优化为5座集油阀组间，集油系统89生产油井中44口井采用环状流程，共布11个环，45口油井采用单管多井树状冷输流程，共布11个集油串。与2009年同期相比日减少掺水量250m3/d，日减少耗气量914m3，日减少耗电1150kw·h。
4. 遇到的问题及对策
单管冷输集油模式能够顺利实施过程中，有6个串17口井，回压超过设计压力，且上升较快，通过分析以及以往的经验，发现、回压高的各串存在以下几个问题
（1）计量间截流
目前集油阀组间集油串进间回油管线均为DN50mm，而集油串进间管线规格有DN50mm、DN65mm、DN80mm三种规格，对于产液量较高，集油管径较大的集油串就会造成截流，导致油井回压上升非常快。
（2）新井产能高于设计产能
1#阀组间新建6串目前回压高，该串共3口井，均为新井，整个串管径均为Φ60*3.5，该串刚投产后产液为60.1t/d，目前产液42.8t/d，严重超过设计的单井9t/d。
（3）串连井数太多
4#阀组间2串，在加入新井前一直很正常，后在该串加入了4口新井，井数太多，而且大多数都是产量较高的井，其主干线管径Φ76*4.5，各井支线管径为Φ60*3.5，出现四口井回压高，上升快。
针对以上问题，采取了相应的措施。针对回压较高上升慢的井适当降低生产参数；对回压上升快的井应用热油车打干线降回压；同时进行了必要的流程改造，使回压过高问题得到基本解决。
5. 结论及建议
（1）用产液量高的油井作为首端，带动产液量低的油井，实现低产液井的不掺水单管冷输集输，降低能耗。
（2）投产新的冷输流程，要对设计产能做最大的估计来布管网，以免影响正常生产。
（3）对于回油温度低，油井产液量及含水均较低的油井，采用单管环状掺水工艺，以少量掺水保证多口油井的集输。
（4）对于个别产液量及含水偏低的油井，辅助以井口电加热的方式，确保单井集油顺利进入系统。
（5）阀组间回油管线管径应大于或等于该阀组间单串最大管径。
参考文献
[1]刘兴泽. 海塔油田原油集输处理工艺的简化[J]. 油气田地面工程， 2011，30（4）：1246～48.
[2]刘扬，赵洪激，王平等. 环形掺热水集输系统优化设计及分析[J]. 石油学报，1999，20（1）：77～81.
[3]栾庆. 萨中油田原油集输系统优化简化技术措施[J]. 石油规划设计， 2007，18（3）：12～16.
[4]高明霞，豆力，王美燕等. 中原文留油田集输系统优化措施及效果[J]. 石油规划设计， 2008，19（3）：24～25
作者简介：王亚平，男，学士，现任大庆油田有限责任公司第七采油厂第二油矿712队技术员。
关键词：冷输；集输系统；调整；应用效果
前 言
葡北油田位于大庆长垣南部，1979年投入开发。在过去30多年，葡北油田经历了多次综合调整，注采关系发生了很大变化，使各计量间辖井极不均衡，部分计量间辖井数仅2～3口，造成生产运行成本分配不合理，同时大量地面设施已经严重腐蚀老化，安全隐患突出，严重影响了油田的正常生产运行。另外，原有的双管掺水集油流程能耗较高，需外引气补充，运行成本较高，已不能适应油田节能减排的需要。为此，我厂开展了单管深埋冷输集油工艺，取得了较好的应用效果。
1. 单管冷输集油模式
我矿自2008年开始应用不掺水单管冷输集油工艺，陆续对葡北10#站、葡北9#站以及葡北11#站进行了系统调整改造。
1.1 站内模式
葡北9#站系统优化流程改造，将原有的两台“四合一”、一台“三合一”及两台高效炉流程改为统一的“四合一”流程：集油间来液通过分离加热缓冲沉降组合装置加热并进行油气水分离，加热分离后的含水油经外输泵直接输送到葡二联；梯度加热后分离的污水经掺水泵掺至集油间。
葡北10#站系统优化流程改造，将原有的一台“四合一”一台“三合一”以及两台“二合一”流程改为统一的“三合一”流程：集油间来液通过分离缓冲沉降组合装置进行油气水分离后，再由加热炉加热分离后的含水油经外输泵输送到葡二联；加热后分离的污水经掺水泵掺至集油间 。
1.2 站外模式
葡北9#、10#及11#站地区系统优化改造后，将原有双管掺水流程调整为单管多井树状冷输流程、多井串联冷输流程与单管环状掺水流程相结合的集油模式，图1～图3给出了各流程示意图。
图1 单管多井串联不加热集油流程示意图
图2 单管多井树状不加热集油流程示意图
图3 单管多井树状不加热集油流程示意图
2. 保证措施
为了保证单管冷输集油模式能够顺利实施，并避免可能存在的问题，在集油系统改造过程中，采取了以下措施：
（1）掺水到阀组间，保证原油进站温度不低于凝固点；
（2）单管多井树状冷输流程采取管线深埋2m；
（3）井口配套应用了油井出液保温立管，取代了油井井口电热保温的形式，保证油井在故障停井后立管不冻；
（4）阀组间每个串安装可视观测窗1个，可直接观察油井出液状况。
3. 方案实施情況及效果
单管冷输集油系统调整改造中将26座计量间合并为17座集油间，对30个集油串采用单管串联不加热流程，对39个集油串采用单管树状不加热流程，对33个集油环采用单管环状掺水流程。
首先与2008年投产葡北10#站，停运12#转油站，原13座计量间优化为6座集油阀组间，当时集油系统100口油井中的15口低产、低含水油井采用环状流程共布3个集油环，85口油井采用单管多井树状冷输流程，共布24个集油串。随着新井投产，目前10#站共7座集油阀组间，共159口油井，其中42口井采用环状流程共布13个环，117口油井采用单管树状冷输流程，共布35个串。与2007年11月同期相比2008年改造后效果明显，目前10#站地区共增加油井59口，但对比同期日减少掺水量627m3/d，日耗气量减少3325m3，日耗电减少780kw·h。
葡北9#站2010年投产，将原7座计量间优化为5座集油阀组间，集油系统109生产油井中47口井采用环状流程，共布9个环，62口油井采用单管多井树状冷输流程，共布23个集油串。2011年与投产前同期对比日减少掺水量793m3/d，日耗气量减少3475m3，日耗电减少214kw·h。
葡北11#站外网于2011年开始改造，将原6座计量间2座阀组间优化为5座集油阀组间，集油系统89生产油井中44口井采用环状流程，共布11个环，45口油井采用单管多井树状冷输流程，共布11个集油串。与2009年同期相比日减少掺水量250m3/d，日减少耗气量914m3，日减少耗电1150kw·h。
4. 遇到的问题及对策
单管冷输集油模式能够顺利实施过程中，有6个串17口井，回压超过设计压力，且上升较快，通过分析以及以往的经验，发现、回压高的各串存在以下几个问题
（1）计量间截流
目前集油阀组间集油串进间回油管线均为DN50mm，而集油串进间管线规格有DN50mm、DN65mm、DN80mm三种规格，对于产液量较高，集油管径较大的集油串就会造成截流，导致油井回压上升非常快。
（2）新井产能高于设计产能
1#阀组间新建6串目前回压高，该串共3口井，均为新井，整个串管径均为Φ60*3.5，该串刚投产后产液为60.1t/d，目前产液42.8t/d，严重超过设计的单井9t/d。
（3）串连井数太多
4#阀组间2串，在加入新井前一直很正常，后在该串加入了4口新井，井数太多，而且大多数都是产量较高的井，其主干线管径Φ76*4.5，各井支线管径为Φ60*3.5，出现四口井回压高，上升快。
针对以上问题，采取了相应的措施。针对回压较高上升慢的井适当降低生产参数；对回压上升快的井应用热油车打干线降回压；同时进行了必要的流程改造，使回压过高问题得到基本解决。
5. 结论及建议
（1）用产液量高的油井作为首端，带动产液量低的油井，实现低产液井的不掺水单管冷输集输，降低能耗。
（2）投产新的冷输流程，要对设计产能做最大的估计来布管网，以免影响正常生产。
（3）对于回油温度低，油井产液量及含水均较低的油井，采用单管环状掺水工艺，以少量掺水保证多口油井的集输。
（4）对于个别产液量及含水偏低的油井，辅助以井口电加热的方式，确保单井集油顺利进入系统。
（5）阀组间回油管线管径应大于或等于该阀组间单串最大管径。
参考文献
[1]刘兴泽. 海塔油田原油集输处理工艺的简化[J]. 油气田地面工程， 2011，30（4）：1246～48.
[2]刘扬，赵洪激，王平等. 环形掺热水集输系统优化设计及分析[J]. 石油学报，1999，20（1）：77～81.
[3]栾庆. 萨中油田原油集输系统优化简化技术措施[J]. 石油规划设计， 2007，18（3）：12～16.
[4]高明霞，豆力，王美燕等. 中原文留油田集输系统优化措施及效果[J]. 石油规划设计， 2008，19（3）：24～25
作者简介：王亚平，男，学士，现任大庆油田有限责任公司第七采油厂第二油矿712队技术员。