计量掺液一体化集成装置在辽河油田的应用

浅谈计量掺液一体化集成装置在辽河油田的应用

【摘要】辽河油田油品性质多样，既有稀油、稠油，又有高凝油和天然气，是全国最大的稠油和高凝油开采基地。掺液（稀油）降粘是稠油集输的常用工艺，辽河油田稠油区块普遍采用此工艺，配套地面设施为计量接转站内设置的稠油掺稀油计量间及计量分离器，采油单井进站使用计量分离器玻璃管量油，稀油经掺稀油计量间集中分配，并经独立掺稀油管线送至井口。

【关键词】稠油掺油（水）计量计量掺液一体化集成装置

1 前言

2008年以来，辽河油田公司深入贯彻股份公司标准化设设计工作要求，积极开展一体化集成装置的研发与应用、站场视觉形象标准化和数字化油田建设等为重点的标准化设计工作，研发应用了一批技术先进、集成度、自动化程度较高、经济效益好的集成、撬装装置。本文针对辽河油田计量掺液一体化集成装置的应用进行阐述。辽河油田稠油产量占总产量的70%～80%，从上世纪八十年代就成功采用稠油掺稀油（水）大二级布站集输模式。地面设施为计量接转站内设置稠油单井进站、掺稀油外输计量间及稠油计量分离器，采油单井进站使用计量分离器玻璃管量油，稀油经掺稀油计量间集中分配，并经独立掺稀油管线输至井口。该流程井站管网密集，计量接转站内计量、掺液设施多，占地面积大。

计量掺液一体化集成装置的成功应用，彻底改变了稠油集输建站模式。

功能集成，该装置能够实现多通阀自动选井，连续测量每个单井的产量，自动检测记录、显示、打印各单井的生产运行参数，并具有远程控制选井计量、远程设定、调整单井掺液量的功能。

管理数字化、操作智能化，现场无人值守。自动化操作，通过远程终端控制系统，实时数据采集、分析、上传等数字化管理功能，对装置生产情况进行实时监测和日常管理，接受上级指令，实现远程控制，同时具备自我安全保护功能。

降低建设和运行成本，减少安装管线及配套，降低了现场操作与维护工作量。

节约占地，无需单独征地建站，与井场合建，占地面积大大减少，此外撬装设备能够在工厂实现预制，缩短了建设工期。

3 工艺流程

单井产出液从11进口进入计量器，经多路阀自动选井计量后进入生产汇管；通过手动阀组可选择单井放喷；

热稀油、热水经多路集成掺液装置自动分配计量去井口。

流程图如下图1所示：图1 流程图

4 系列及技术参数

11井式计量掺液一体化集成装置，油管线设计压力2.5mpa，掺油（水）管线设计压力2.5mpa，原油温度70℃，掺（油）水温度70℃，平均处理单井产液量30m3/d；单井掺油（水）量3m3/d。

5 应用范围

计量掺液一体化集成装置可设置在丛式井场，取消计量接转站内

计量间和计量分离器。

称重计量器代替原计量接转站内的计量间和计量分离器，由人工玻璃管量油改为多通阀自动选井，连续测量每个单井的产量，自动检记录、显示、打印各单井的生产运行参数，取代了计量间的全部功能；智能掺液装置代替掺液（水）间，具有远程控制选井计量、远程设定、调整单井掺液量。

6 装置组成

计量掺液一体化集成装置由油井称重计量器和智能掺液装置合理集成，并配套远程智能终端控制系统。见图1。

7 装置应用情况及效果

辽河油田大多采用的各井所产油气通过井站集输管线输至计量接转站内计量间进行单井计量，掺油水管线自站内计量间计量分配后管输至各单井井口的生产方式，造成井站集输管线繁多，计量接转站较多的生产现状。

采用计量掺液集成装置同传统稠油计量接转站内相同功能单元相比，工程投资、建设工期、生产管理等方面均有明显的进步。以一套11井式计量掺液一体化集成装置为例，地面建设工程中的集油和掺油管线将由22条减少为2条，单井进站管线长度按300米计算，单套装置将节约集输管线6000米，节省投资近百万元；设计工期和施工工期分别缩短20%和30%；在生产管理方面，减轻了工人劳动强度，同时减少量油工2人，节省采油生产单位劳动成本非常可观。

从2010年开始，该装置已在稠油油田新建产能和老区调整改造工程中广泛应用。 8 结束语

辽河油田公司地面工程建设系统不断加大技术创新和技术攻关力度，大力破除产能建设地面工程大而全、小而全的建设观念，提高信息化、自动化水平，提高设备装置的集成化、撬装化程度，实现节省建设投资，减少操作用工，降低生产成本的目标。积极与科研院所和设备生产厂家联合攻关，结合生产实际需求，在油田地面工程成功研发一批技术先进、集成度和自动化程度较高的一体化装置，通过实际应用，均取得了较好的效果，展现了较好经济效益和广阔应用前景。

作者简介

周丽洋，2008年毕业于辽宁石油化工大学油气储运专业。