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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