红河油田地面工程建设成绩与不足探讨

邹明华

摘要：红河油田是华北分公司第一个规模开发的区块，许多新的集输工艺与原油处理、新型材料等都是首次应用。经过两年时间的建设，初步形成了适应复杂地形、沟壑交错的黄土塬地貌的红河油田混熟密闭集输工艺。但建设过程中也有不足之处，通过总结，为今后油田地面工程标准化建设及其他油田的规模建设提供了宝贵的经验。

关键词：红河油田；密闭混输；地面工程；集输系统

中图分类号：TB

文献标识码：A

文章编号：1672—3198（2014）21—0189—02

1地面工程构成

红河油田的地面工程主要由两大系统构成：油气生产系统与配套附属系统。其中油气生产系统包括：井场、增压站、转油脱水站、联合站等各种集输站场与集输干支线、注水干支线等各种管线。而附属配套系统包括供配电与通信、道路、消防站、作业废液处理、压裂液配液等生产配套系统与综合服务基地、采油队点等生活辅助系统。

（1）一个中心。

形成了以红一联和综合服务基地为站群的生产生活中心。

（2）两个支撑。

形成了以红一转、红四转为依托的油气生产支撑系统。

（3）三纵道路。

形成了贯穿油区、方便生产生活三纵道路系统。

（4）四条干线。

形成了连接油区井场、增压站、转油站至红一联四条输油动脉。

2地面工程工艺技术

根据红河油田百万吨产能建设整体规划，以分期实施、技术集成、先进适用、利用地势，因地制宜、科学决策、有序建设为设计依据，形成了适应复杂地形、沟壑交错黄土塬地貌，从单井至联合站的单管密闭集输工艺。

2.1单井采用功图在线计量技术

单井采用井口示功图法在线计量技术和多参数综合诊断监测技术。RTU将数据远传到数据处理中心，对油井采油过程进行自动监测和控制、实时数据采集、产液计量、油井工况综合诊断。单井在线计量技术的应用，升级了油井管理水平，提高了采油时率。

2.2套管气回收利用技术

红河油田采油了油井套管气回收利用工艺，不加热油井套管气进入集油管道；远端加热井场的套管气作为加热炉燃料气，气量不足时由煤补充。实现了套管气回收综合利用，安全环保。

2.3单管密闭混输串接工艺

油气集输采用单管密闭混输串接工艺。对于边远不能满足热力条件的井场，采用伴生气加热，定期清管防蜡。

2.4就地脱水回注、就地脱气加热技术

为了避免产出水返输造成电能浪费，及返输天然气造成投资增加，对距离联合站较远的区块，采用了污水就地脱水回注、原油就地脱气加热技术。

2.5联合站一段热化学脱水工艺技术

原油脱水采用一段三相分离器热化学脱水工艺，短流程、低降耗，脱水后的原油含水率低于0.5%，符合原油外输要求。

2.6原油稳定余热利用技术

原油稳定工艺与后续的原油外输工艺结合，原油外输时充分利用稳定热量。稳定后的合格原油直接密闭外输，避免稳定原油重新进罐，造成热能损耗，实现了“一热多用”。

2.7新材料新设备应用技术

在本工程建设过程中，采用了玻璃钢管材，耐腐蚀性能好，使用寿命长，导热系数小，保温性能好。彩钢板保温防护层、单螺杆泵、高效分离器、高效注水泵、煤气两用加热炉、高效螺旋板换热器等新设备在红河油田也都是首次应用。

2.8湿陷性黄土地基处理技术

水土保护措施采取了砌体结构与灰土处理相结合的方法，满足不同湿陷等级的地基基础的功能需要。

（1）地基湿陷等级Ⅲ级。

地基处理采用灰土挤密桩法。

（2）地基湿陷等级Ⅱ级。

重要建构筑物地基处理采用灰土挤密桩法，一般建构筑物采用垫层法。

（3）道路基层。

采用灰土处置法。

3标准化设计

3.1工艺流程标准化

采用适用的标准化工艺流程，满足安全、高效、节能要求，降低工程投入，提高整体开发效益。

3.2设备选型标准化

各类站场同类设备选型一致，设备规格精简，便于规模采购，节约成本。

3.3设备安装标准化

各类站场同类设备安装方式统一，便于现场快速安装，加快施工进度。

3.4建筑风格标准化

各类站场形象统一、标示统一，所有站场形成整齐统一的建筑风格。

3.5站场布置标准化

同类站场占地大小统一，分区布局统一，建设标准统一，方便现场快速组合施工。

4存在问题、原因分析及解决建议

4.1原油泵伴生气不足的问题

自2012年12月3日集输系统投运以来，联合站站内分离器脱出的天然气始终不能满足增压站、联合站站内加热与各站供暖的需要，只能依靠外购LNG补充锅炉用气。因锅炉的燃料气不足，给集输系统正常运行带来很大影响。如红一转的天然气压缩装置、联合站内的原油稳定装置均等因气源不足无法使用。

引起此问题的原因主要有两个：一是因红河油田采用的是滚动开发模式，联合站与各增压站投产时间不同步，导致联合站内可用的燃料气不足；二是规格设计时采用的气油比与实际值相差较大。

4.2增压站外输压力超压问题

红四增增压泵出口设计压力3.6MPa，目前正常运行压力4.2-4.4MPa。红七增、红九增和红十增的实际出站压力均比设计压力高。说明增压泵压力等级偏小，已超负荷运行，存在安全隐患。另外，因红河油田地形起伏较大，设计中未考虑地形起伏对两相管路的流型的影响，导致原油大量聚积在低洼和上坡管段内，使气体的流通面积减小，流速增大，造成较大的摩擦损失和滑脱损失。整个管线由于高程变化所引起的附加压降为0-5.3MPa。

建议集输管线的选线尽量避开地势起伏较大路段。必须经过起伏路段时，水力计算或泵选型时应考虑管线附加压力的影响。

4.3各增压站除油器的净化效果问题

现场生产人员反映除油器排污口处水和凝析油较多且凝析油颜色发黑，锅炉烟囱冒水蒸气。这是由于分离器容量太小，原油的缓冲时间短，导致大量的水份进入除油器。不仅影响锅炉使用的寿命，也给分离器的液位控制带来了很多困难。建议在以后的设计中加大分离器的尺寸或在分离器后加装一个缓冲罐。

4.4计量问题

（1）采油厂将地域相近的站场归属同一个采油队，以便管理。在实际生产中，以已投产的增压站与转油站为例，很难将通过同一条集输干线输至联合站的各站的流量分别计量，达到分队计量的目的。详见表1。

表1各站的计量情况

序号站名集输干线所属采油队备注

1红七增集输干线一采油一队

2红十增能实现分队计量

3红四增

4红九增

5红一增集输干线三采油二队不能实现分队计量

6红一转采油一队

7红二增

8红十三增

9红三增单独进站能实现分队计量

10红八增集输干线四采油二队能实现分队计量

11红十二增

12红四转

13红六增集输干线二采油二队不能实现分队计量

14红十一增采油一队

建议在红一增、红六增和红十一增站内加装流量计，以实现分队计量的目的。

（2）联合站内的计量问题。设计中每个干线进不同的分离器，由分离器的油水室出口上的流量计计量油水量。但是实际施工过程中将干线一（红四增、红九增、红七增和红十增）和干线二（红六增和红十一增）及红三增的来液混合接入了两台分离器，无法计量各干线的液量，实现不了分队计量。

4.5增压泵的选型问题

每个增压站设置3台螺杆泵，2用1备，每台泵理论排量基本为60m3/h，采用变频调节。转油站的增压泵为多级离心泵，理论排量45m3/h，采用变频调节。但实际生产过程中发现泵的效率过低。详细参数见表2。

表2各站内泵效率一览表

序号站名称含气总液量（m3/d）增压泵数量及排量总排量（m3/d）泵效率

（%）

1红三增1603台60m328806

2红四增3002台35m3，1台70m3方168018

3红六增403台60m328801

4红七增3423台60m3288012

5红九增2303台60m328808

6红十增2613台60m328809

7红一转4502台45m3216021

8红11增3002台45m3216014

增压站（转油站）来液量是根据最近各油井产液量之和求得，每个增压站（转油站）的理论总排量是两台增压泵每天的理论排量之和。则泵的效率为：泵效率（%）=增压站的来液量（m3/d）/两台泵的理论排量之和（m3/d）×100%。

计算结果显示，各站泵效率1%-21%不等。利用率偏低，造成了设备投资的浪费，也增加了闲置设备维护保养费用。因此，建议在根据泵排量选择泵时采用级差选型，利用不同排量泵之间的合理搭配来满足生产，从而提高泵效。

4.6管线标示及阀池存在问题

新建管网已投入使用，在使用过程中发现很多设计不合理之处。从现场使用和管理角度来看对以后新建管网应做以下几个方面的调整：

（1）阀池盖板标高应与地面持平或高于地面，能达到出现紧急情况及时关停阀门的目的。

（2）做好新增管线和阀池标识，便于以后的巡线工作。

（3）减小阀池和盖板尺寸。

（4）阀池尽量设置在路边，便于维护作业。

4.7预收油罐的收油装置问题

联合站预收油罐采用了浮动收油装置。在实际运行过程中收油效果并不好。因罐体封闭，若收油装置故障，检修和更换都会是巨大的难题。若收油装置瘫痪，则整个污水处理系统的处理指标将无法达到要求。因此建议预收油罐的收油装置采用溢油槽。

5经验与建议

通过本项目的建设，初步形成了适应复杂地形、沟壑交错的黄土塬地貌的红河油田混熟密闭集输工艺，为今后油田地面工程标准化建设及其他油田的规模建设积累了经验。但同时也应该注意大会战的节奏步伐。因红河油田属于低孔、超低渗、低丰度、低产的低品位油田，在滚动开发的开发模式下，应坚持稳健原则，地面工程系统建设应略微滞后于钻采工程，从而能有效降低建设投资的风险。