一、技术来源
鄂尔多斯盆地长7页岩油资源量40.5亿吨，目前动用储量2.95亿吨，是长庆油田二次加快发展的现实接替资源。由于长庆油田页岩油区采用大平台、立体式水平井、体积压裂准自然能量开发+注水吞吐补充能量的开发方式，具有单井产液量高(50m3/d～252m3/d)、伴生气含量高(地面气油比432m3/t～49m3/t)的特点，常规的低渗透油田油气集输工艺技术无法适应长7页岩油地面工程的需要。
在此背景下针对页岩油油气集输工艺的技术研究，历时3年多，形成了“套管集气、油气分输、返排液处理、就地回用、橇装建设”的油气集输工艺，建成了国内首个百万吨页岩油示范区。
二、工艺过程
该专有技术采用“套管集气、油气分输、返排液处理、就地回用、橇装建设”的油气集输工艺，主要工艺流程如下：
1、井场采用套管集气、油气分输工艺，集气系统采用一级分离工艺或者定期清管工艺保障集气管道运行安全。
采出液出井口后进入井口油管线，多个井口的油管线依次汇集至井场出油管线。每座井场出油汇管末端设投球装置，定期投加清管球，油流推动清管球进入井组出油管线。
伴生气出套管后依次汇集至井场集气汇管，并输至下游站场。针对地形高差大、气管线内易产生积液，采用两种不同工艺降低伴生气中带液，一是井场设置伴生气分液器，进行气液分离，凝液增压后输送至出油管线，脱液后的伴生气进入集气管线外输;二是在伴生气集气管线上设置清管器，根据积液周期定期清管防止管线冻堵。
2、采用井场返排液处理一体化集成装置，对返排阶段采出液进行预脱水处理。
针对返排阶段采出液含水率高(含水率>50%)的特点，研发井场返排液处理一体化集成装置，该装置由三相分离器、进口减压阀、调压阀组及配套管路、控制系统构成，对返排液进行预脱水，将含水率降至35%以下进入缓冲增压一体化装置增压后进入集输系统，脱出采出水至就近井场压裂回用。
3、各类站场全橇装化建设，提高装置使用效率。
页岩油初期产液量大，但递减较快，地面工程采用油气分输一体化集成装置、原油接转一体化集成装置、集油收球加药一体化集成装置、原油缓冲一体化集成装置、原油外输计量一体化集成装置，形成井场、增压站、接转站、联合站等集输系统各类站场全橇装建设，便于搬迁重复利用，适应页岩油开发特点。
三、技术特点与技术水平
1、创新形成了页岩油套管集气、油气分输工艺，井场首次采用了伴生气一级分离或定期清管工艺，提高了伴生气集气效率。
2、创新了返排液就地处理技术，首次研发了井场返排液处理装置，压裂返排采出水100%回用。
3、创新采用全橇装化建设，缩短建设周期，提高装置的重复利用率。
该项技术是国内首个针对页岩油开发集输技术，处于领先水平。
四、技术应用条件
页岩油地面工艺技术适用于采用体积压裂方式开发的油藏地面建设。
五、应用实例
该工艺在长庆油田页岩油开发区已建成137.2万吨/年产能，进行推广应用已建成联合站1座、接转站2座、增压装置16座、35kV变电站1座、标准化井场60座，2020年产量96.4万吨，收集伴生气10.8×104Nm³/d，提高了伴生气资源的回收效率。
采用页岩油工艺技术，万吨产能投资较常规降低130万元，节约投资1.638亿元。页岩油区内所有站点及生活区均以伴生气作为燃料，年节约燃油4351吨、燃煤1645吨，总计节约燃料费3400万元。页岩油区内轻烃处理厂生产轻油6t/d、液化气19t/d，实现利润2967万元。累计经济效益达2.3亿元。
六、应用前景
随着加大国内勘探开发力度的持续推进，非常规油气资源的开发呈现规模增长的趋势，页岩油将成为保障国家能源安全的重要组成部分。系统科学的油气集输工艺、安全环保的地面工程是保障页岩油高效开发的重要手段，为后续页岩油的规模开发提供了强有力的技术支撑，也具有广阔的应用前景。
(来源：中国石油和化工勘察设计协会) |
