一、技術來源

　　鄂爾多斯盆地長7頁巖油資源量40.5億噸，目前動用儲量2.95億噸，是長慶油田二次加快發展的現實接替資源。由于長慶油田頁巖油區采用大平臺、立體式水平井、體積壓裂準自然能量開發+注水吞吐補充能量的開發方式，具有單井產液量高(50m3/d～252m3/d)、伴生氣含量高(地面氣油比432m3/t～49m3/t)的特點，常規的低滲透油田油氣集輸工藝技術無法適應長7頁巖油地面工程的需要。

　　在此背景下針對頁巖油油氣集輸工藝的技術研究，歷時3年多，形成了“套管集氣、油氣分輸、返排液處理、就地回用、橇裝建設”的油氣集輸工藝，建成了國內首個百萬噸頁巖油示范區。

　　二、工藝過程

　　該專有技術采用“套管集氣、油氣分輸、返排液處理、就地回用、橇裝建設”的油氣集輸工藝，主要工藝流程如下：

　　1、井場采用套管集氣、油氣分輸工藝，集氣系統采用一級分離工藝或者定期清管工藝保障集氣管道運行安全。

　　采出液出井口后進入井口油管線，多個井口的油管線依次匯集至井場出油管線。每座井場出油匯管末端設投球裝置，定期投加清管球，油流推動清管球進入井組出油管線。

　　伴生氣出套管后依次匯集至井場集氣匯管，并輸至下游站場。針對地形高差大、氣管線內易產生積液，采用兩種不同工藝降低伴生氣中帶液，一是井場設置伴生氣分液器，進行氣液分離，凝液增壓后輸送至出油管線，脫液后的伴生氣進入集氣管線外輸;二是在伴生氣集氣管線上設置清管器，根據積液周期定期清管防止管線凍堵。

　　2、采用井場返排液處理一體化集成裝置，對返排階段采出液進行預脫水處理。

　　針對返排階段采出液含水率高(含水率>50%)的特點，研發井場返排液處理一體化集成裝置，該裝置由三相分離器、進口減壓閥、調壓閥組及配套管路、控制系統構成，對返排液進行預脫水，將含水率降至35%以下進入緩沖增壓一體化裝置增壓后進入集輸系統，脫出采出水至就近井場壓裂回用。

　　3、各類站場全橇裝化建設，提高裝置使用效率。

　　頁巖油初期產液量大，但遞減較快，地面工程采用油氣分輸一體化集成裝置、原油接轉一體化集成裝置、集油收球加藥一體化集成裝置、原油緩沖一體化集成裝置、原油外輸計量一體化集成裝置，形成井場、增壓站、接轉站、聯合站等集輸系統各類站場全橇裝建設，便于搬遷重復利用，適應頁巖油開發特點。

　　三、技術特點與技術水平

　　1、創新形成了頁巖油套管集氣、油氣分輸工藝，井場首次采用了伴生氣一級分離或定期清管工藝，提高了伴生氣集氣效率。

　　2、創新了返排液就地處理技術，首次研發了井場返排液處理裝置，壓裂返排采出水100%回用。

　　3、創新采用全橇裝化建設，縮短建設周期，提高裝置的重復利用率。

　　該項技術是國內首個針對頁巖油開發集輸技術，處于領先水平。

　　四、技術應用條件

　　頁巖油地面工藝技術適用于采用體積壓裂方式開發的油藏地面建設。

　　五、應用實例

　　該工藝在長慶油田頁巖油開發區已建成137.2萬噸/年產能，進行推廣應用已建成聯合站1座、接轉站2座、增壓裝置16座、35kV變電站1座、標準化井場60座，2020年產量96.4萬噸，收集伴生氣10.8×104Nm³/d，提高了伴生氣資源的回收效率。

　　采用頁巖油工藝技術，萬噸產能投資較常規降低130萬元，節約投資1.638億元。頁巖油區內所有站點及生活區均以伴生氣作為燃料，年節約燃油4351噸、燃煤1645噸，總計節約燃料費3400萬元。頁巖油區內輕烴處理廠生產輕油6t/d、液化氣19t/d，實現利潤2967萬元。累計經濟效益達2.3億元。

　　六、應用前景

　　隨著加大國內勘探開發力度的持續推進，非常規油氣資源的開發呈現規模增長的趨勢，頁巖油將成為保障國家能源安全的重要組成部分。系統科學的油氣集輸工藝、安全環保的地面工程是保障頁巖油高效開發的重要手段，為后續頁巖油的規模開發提供了強有力的技術支撐，也具有廣闊的應用前景。

　　(來源：中國石油和化工勘察設計協會)