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第一篇:油气集输处理工艺及工艺流程

油气集输处理工艺及工艺流程
学院:延安职业技术学院
系部:石油工程系
专业:油田化学3班
姓名:王华乔
学号:52
油气集输处理工艺及工艺流程
摘要:油气集输工程要根据油田开发设计、油气物性、产品方案和自然条件等进行设计和建设。油气集输工艺流程要求做到:①合理利用油井压力,尽量减少接转增压次数,减少能耗;②综合考虑各工艺环节的热力条件,减少重复加热次数,进行热平衡,降低燃料消耗;③流程密闭,减少油气损耗;④充分收集和利用油气资源,生产合格产品,净化原油,净化油田气、液化气、天然汽油和净化污水(符合回注油层或排放要求);⑤技术先进,经济合理,安全适用。 油气集输,作为油田生产油气整体过程中的一个环节,在整体操作过程中,有着极其重要的作用。油气集输主要负责的任务有四个方面:(1)将开采出来的石油气、液混合物传输到处理站,将油气进行分离以及脱水,使原油达到国家要求标准;(2)将合格的原油通过管道输送到原油储存库进行储存;(3)将分离出来的天然气输送到再加工车间,进行进一步的脱水,脱酸,脱氢等处理;(4)分别把经过处理,可以使用的原油和天然气输送给客户。由于油气集输涉及到整个油田的各户钻井,因此相较于其它环节,油气集输铺设范围广,注意部位多等诸多相关难题,因此,一个油田油气集输环节技术水平的高低,可能会直接波及到整个油田的整体开发水平和能力。下面笔者对油气集输进行相关介绍,希望对读者有所帮助。
一、油气收集
包括集输管网设置、油井产物计量、气液分离、接转增压和油罐烃蒸气回收等,全过程密闭进行。
1、集输管网 用钢管、管件和阀件连接油井井口至各种集输油气站的站外管网系统(图1)。管线一般敷设在地下,并经防腐蚀处理。
油田油气集输
集输管网系统的布局 须根据油田面积和形状,油田地面的地形和地物,油井的产品和产能等条件。一般面积大的油田,可分片建立若干个既独立而又有联系的系统;面积小的油田,建立一个系统。系统内从各油井井口到计量站为出油管线;从若干座计量站到接转站为集油管线。在这两种管线中,油、气、水三相介质在同一管线内混相输送。在接转站,气、液经分离后,油水混合物密闭地泵送到原油脱水站,或集中处理站。脱水原油继续输送到矿场油库或外输站。从接转站经原油脱水站(或集中处理站)到矿场油库(或外输站)的原油输送管线为输油管线。利用接转站上分离缓冲罐的压力,把油田气输送到集中处理站或压气站,经处理后外输。从接转站到集中处理站或压气站的油田气输送管线为集气管线。从抽油井回收的套管气,和从油罐回收的烃蒸气,可纳入集气管线。集气管线要采取防冻措施。
集输管线热力条件的选择 根据中国多数油田生产“三高”原油(含蜡量高、凝固点高、粘度高)的具体情况,为使集输过程中油、气、水不凝,作到低粘度,安全输送,从油井井口至计量站或接转站间,一般采用加热集输。主要方法有:①井口设置水套加热炉,并在管线上配置加热炉,加热油气;②井口和出油管线用蒸汽或热水伴热;③从井口掺入热水或热油等。不加热集输是近几年发展起来的一项技术,能获得很好的技术经济效益。除油井产物有足够的温度或含水率,已具备不需加热的有利条件外,还应根据情况,选用以下技术措施:①周期性地从井口向出油管线、集油管线投橡胶球或化学剂球清蜡,同时,管线须深埋或进行保温;②选择一部分含水油井从井口加入化学剂,以便在管线内破乳、减摩阻、降粘;③连续地从井口掺入常温水(可含少量化学剂)集输。在接转站以后,一般均需加热输送。
集输管线的路径选择要求:①根据井、站位置;②线路尽可能短而直,设置必要的穿跨越工程;③综合考虑沿线地形、地物以及同其他管线的关系;④满足工艺需要,并设置相应的清扫管线和处理事故的设施。
集输管线的管径和壁厚,以及保温措施等,要通过水力计算、热力计算和强度计算确定。
2、油井产物计量 是为了掌握油井生产动态,一般在计量站上进行。每座计量站管辖油井 5~10口或更多一些,对每口油井生产的油、气、水日产量要定期、定时、轮换进行计量。气、液在计量分离器中分离并进行分别计量后,再混合进入集油管线(图2)。计量分离器分两相和三相两类。两相分离器把油井产物分为气体和液体;三相分离器把高含水的油井产物分为气体、游离水和乳化油;然后用流量仪表分别计量出体积流量。含水油的体积流量须换算为原油质量流量。油井油、气、水计量允许误差为±10%。
油田油气集输
气液分离 为了满足油气处理、贮存和外输的需要,气、液混合物要进行分离。气、液分离工艺与油气组分、压力、温度有关。高压油井产物宜采用多级分离工艺。生产分离器也有两相和三相两类。因油、气、水比重不同,可采用重力、离心等方法将油、气、水分离。分离器结构型式有立式和卧式;有高、中、低不同的压力等级。分离器的型式和大小应按处理气、液量和压力大小等选定。处理量较大的分离器采用卧式结构。分离后的气、液分别进入不同的管线。
3、接转增压 当油井产物不能靠自身压力继续输送时,需接转增压,继续输送。一般气、液分离后分别增压:液体用油泵增压;气体用油田气压缩机增压。为保证平稳、安全运行和达到必要的工艺要求,液体增压站上必须有分离缓冲罐。
4、油罐烃蒸气回收 将原油罐内气相压力保持在微正压下,用真空压缩机回收罐顶排出的烃蒸气(图2)。油罐和压缩机必须配有可靠的自控仪表,确保安全运行。
5、油气处理 在集中处理站、原油脱水站或压气站对原油和油田气进行处理。生产符合外输标准的油气产品的工艺过程。包括原油脱水、原油稳定、液烃回收以及油田气脱硫、脱水等工艺。
6、原油脱水 脱除原油中的游离水和乳化水,达到外输原油含水量不大于 0.5%的标准。脱水方法根据原油物理性质、含水率、乳化程度、化学破乳剂性能等,通过试验确定。一般采用热化学沉降法脱除游离水和电化学法脱除乳化水的工艺。油中含有的盐分和携带的砂子,一般随水脱出。化学沉降脱水应尽量与管道内的原油破乳相配合。脱水器为密闭的立式或卧式容器,一般内装多层电极,自动控制油、水界面和输入电压,使操作平稳,脱出的污水进入污水处理场处理后回注油层。中国在化学破乳剂合成、筛选和脱水设备研制方面取得成就。
7、原油稳定 脱除原油中溶解的甲烷、乙烷、丙烷等烃类气体组分,防止它们在挥发时带走大量液烃,从而降低原油在贮运过程中的蒸发损耗。稳定后的原油饱和蒸气压不超过最高贮存温度下当地的大气压。在稳定过程中,还可获得液化气和天然汽油。原油稳定可采用负压脱气、加热闪蒸和分馏等方法。以负压脱气法为例,稳定工艺过程是:脱水后的原油进入稳定塔,用真空压缩机将原油中的气体抽出,送往油田气处理装置。经过稳定的原油从塔底流出,进入贮油罐。原油稳定与油气组分含量、原油物理性质、稳定深度要求等因素有关,由各油田根据具体情况选择合适的方法。
8、油田气处理 油田气脱硫、脱水、液烃回收等工艺与天然气处理工艺基本相同(见天然气集气和处理)。
二、油气贮输(运)
将符合外输标准的原油贮存、计量后外输(外运)和油田气加压计量后外输的过程。
1、原油贮存 为了保证油田均衡、安全生产,外输站或矿场油库必须有满足一定贮存周期的油罐。贮油罐的数量和总容量应根据油田产量、工艺要求、输送特点(铁道、水道、管道运输等不同方式)确定。油罐一般为钢质立式圆筒形,有固定顶和浮顶两种型式,单座油罐容量一般为5000~20000m3。油罐外壁设有保温包覆层,为减少热损失,易凝原油罐内设加热盘管,以保持罐内的原油温度,油罐上应设有消防和安全设施。
2、外输油气计量 是油田产品进行内外交接时经济核算的依据。计量要求有连续性,仪表精度高。外输原油采用高精度的流量仪表连续计量出体积流量,乘以密度,减去含水量,求出质量流量,综合计量误差±0.35%。原油流量仪表用相应精度等级的标准体积管进行定期标定。另外也有用油罐检尺(量油)方法计算外输原油体积,再换算成原油质量流量。外输油田气的计量,一般由节流装置和差压计构成的差压流量计,并附有压力和温度补偿,求出体积流量,综合计量误差 ±3%。孔板节流装置用“干检验法”(由几何尺寸直接确定仪表精度)标定,也可用相应精度等级的音速喷嘴(临界流喷嘴)进行定期标定。
3、原油外输(运) 原油集输系统的最后一个环节。管道输送是用油泵将原油从外输站直接向外输送,具有输油成本低、密闭连续运行等优点,是最主要的原油外输方法。也有采用装铁路油罐车的运输方法,还有采用装油船(驳)的水道运输方法。用铁路油罐车或油船(驳)向外运油时,需配备相应的装油栈桥和装油码头。边远或零散的小油田也有采用油罐汽车的公路运输方法,相应地设有汽车装油站(点)。
四、结论
由于石油开采在不同时期所含有的伴生物大不相同,所以在石油开采方面,油田开发者应时刻注意油田开采伴生物的变化,根据不同地理位置和不同环境下,对不同伴生物原油进行规划不同的油气集输工艺流程,找到最适合自己的油气集输工艺,不断完善和发展,使油田开采可以做到资源的最大化利用,为国家的发展和建设提供强有力的能源支持。同时应该鼓励开发和利用新型能源,做到逐步替代矿石能源,在新能源开发领域走在世界的前沿,使自己不受能源的制约,以促进自身的发展。

第二篇:高效油气集输与原油处理工艺探讨

高效油气集输与原油处理工艺探讨
摘要:油气集输与处理系统是将油气田生产的油气产物加以收集、处理直至输送到用户的全过程的主体体现,主要包括以下六个方面的内容:油气收集与输送、油水气分离、原油脱水、原油稳定、轻烃回收、油气计量。影响集输系统效率的因素也很多。
关键词:油气集输;处理;高效;探讨
中图分类号:P2 文献标识码: A
油气田地面工程所采用的油气集输工艺技术和所确定的工程建设规模,对油气田开发生产的稳定性、建设水平、提高油气田的开发效益起着十分重要的作用。
一、高效油气集输工艺现状
油气集输与原油处理的工艺和应用设备,是构成油气田地面工程的主体和技术主流,是油气田建设中的主要地面生产设施。油气田地面工程所采用的油气集输工艺技术和所确定的工程建设规模,对油气田开发生产的稳定性、建设水平、提高油气田的开发效益起着十分重要的作用。
油气收集与输送:将各油气井产物用管道汇集到计量站,通过单井计量后输送到综合处理站处理到相对达标后再外输至用户。油水气分离:将油气井生产的油、气、水在一定条件下分离开并分别进一步处理。原油脱水:将乳化原油破乳并分离出水。原油稳定:将原油中的易挥发的轻组分脱除,降低原油在储存条件下的损耗。轻烃回收:通过制冷、膨化等手段脱除天然气中的液烃。油气计量:单井油、气、水的计量与管道油、气、水的计量。
工艺流程繁琐曲折、压力损失大、耗能增加。流程设计未能简捷实用,流体通过设备设施的压差偏大,导致油井回压偏高,提升泵负载增加。破乳药剂主要为水溶性药剂,加药量大、效果变差。油田开发已处于高含水开发后期,A油田综合含水87.6%,B油田综合含水81.2%,C油田综合含水89.2%,水溶性破乳剂加药浓度达到180~200ppm,加药量与液量的增加成正比,水分离后残留药剂被浪费。目前集输工艺中各项设施设备的运行参数均是靠经验和条件确定,未经科学的计算、认真地评价,导致设施的低效运行和能量的浪费。
油田的集输半径差异大,地面环境复杂。由于A联合站非油田中心位置,致使西南部集输线路太长,且含气量大,集输负担重,干扰破坏多,端点回压高。
二、提高油气集输系统效益探讨
(一)集输工艺
自然不加热集输是利用油井进入高含水采油后期对油气集输十分有利的条件,基本上不采用额外的措施即可实现不加热集输。根据乳化液理论和油田实践,油井产液一般在含水60%开始由油包水型转化为水包油型乳化液,使流动阻力骤然下降,开始转相的含水率称为“转相点”。中原原油转相点62%左右。
原油含水即使未达到转相点,当含水和油井产液高到一定程度,使井口出油温度高于允许的最低集输温度值时即可采用不加热集输。
不加热集输降低了集油管线的集油温度,大大减少了集油管线包括掺水管线的散热量,也减少了油(液)带走的热量。由于散热与温差成正比,如加热集输平均油(液)温50℃,考虑管线埋地处为0℃,则温差为50℃,不加热油(液)平均温度按20℃计,则温差降低了60%,即散热损失减少60%;这时因外界不加热,油(液)不带走外界加入的热量,可视为全部节省下来,这样总共可节省集油热耗的70%~75%。由于集油热耗一般约占集输处理系统总热耗的70%以上,故不加热集输可节省集输总热耗的49%~53%左右[4]。这是最低的预测节能数字。如果加热流程的平均温度更高,则节能效果更显著。
原油在低温下流动,析出的石蜡极易沉积在管壁 上,石蜡的沉积使管线实际流动口径变小,阻力迅速增加,最后导至堵管[5]。对管线保温(一般采用优质保温材料如聚氨酯泡沫塑料)可减少流体与管壁的温差,从而减缓石蜡的沉积。对于回压周期性升高油井,可摸索压力升高规律定期扫线、掺水,维持正常回压生产。
井口加入少量的破乳剂或降粘剂,其作用是可改变原油中析出石蜡的结晶形式,阻止其连成大片网络;药剂在管壁形成一层光滑的薄膜,阻止石蜡向管壁沉积,并形成阻力很小的流动层;当油中含水时,加入的药有破乳、转相作用(油包水型“乳化液转为”水包油型乳化液),降粘减阻作用更为明显[6]。由于药剂的作用,使原油在低温下的流动阻力比较低,保证油气的正常集输。文明寨油田冬季高回压井采用该项措施取得显著效益。
(二)原油破乳
目前现场采用两段破乳脱水工艺,即干线加药和电场脱水,应作如下改进。
在去年引进美国强品公司油溶性破乳剂试验成功的基础上,今年与采油工艺研究所合作开展了ZB-006型油溶性破乳剂的研制和现场应用[10]。在B二线试验的数据表明,与水溶性破乳剂比较,加药量减少了60%,一级分离放水含油量小于500ppm,原油含水率小于5%。虽与美国破乳剂有一定差距,但技术水平已达到国内先进。另外,油溶性破乳剂对温度的要求不高,正好适应不加热集输工艺。全厂推广油溶性破乳剂,不仅可提高原油处理工艺水平,且可以节约费用30~50万元/年。
先进的集输处理工艺已经实现了无泵无罐无电脱的三无流程。电脱水既需要提升压力,又需要提升温度,是联合站能耗的重要组成部分。在应用高效低温油溶性破乳剂前提下,采用高效聚结沉降设备(如陶粒沉降聚结沉降器),适当提高低含水油温度等实现自然沉降达标。目前B联合站已实现无电脱沉降。
游离水脱除器的界面高度和压力这两个参数目前基本上是采取PID给定点控制方式,而明一联合站由于干扰变化频繁及多变量系统等因素,这种控制方式效果并不理想,必须从控制方案上加以改进。我们可采用多变量状态反馈单值预测控制法,基本思想是利用模型来监测输出和相应的偏差求得最优控制,同时将放水管出口高度作为变量可以调节,以达到最好的油水分离效果。
(三)原油处理工艺
根据国内权威部门进行的损耗调查,稳定前原油敝口损耗为0.4%~0.6%,稳后原油敝口损耗为0.1%~0.2%,敝口储罐由于蒸发和携带作用将损耗原油0.5%~0.8%。近几年该厂已基本实现了油气密闭集输,密闭率达到90%以上。

第三篇:油田油气集输工艺简介

油田油气集输工艺简介
将油田各油井生产的原油和油田气进行收集、处理,并分别输送至矿场油库或外输站和压气站的过程。中国古代使用人力和马车集油,14世纪初,陕西延长、永坪、宜君等地所产石油均存入延安的“延丰油库”(见《元一统志》),20世纪40年代初期,玉门油田将井喷原油引入小山沟,筑坝储集,油田气全部放空;原油再经砖砌渠道,利用地形高差,流进输油总站(外输站)。40年代中期以后,开始敷设出油管线,用蒸汽管伴热,在选油站进行油气分离、油罐计量原油和储存,油田气经计量后,部分通过供气管线,作为工业和民用燃料,部分就地放空。50年代以后,随着新油田的不断出现,集输管网、油井产物计量、分离、接转,原油脱水和原油储存等工艺技术亦相应发展。到了70年代,集输工艺不断完善,不加热(常温)集输、油罐烃蒸气回收、原油稳定、油田气处理和外输油气计量等技术都有所发展。