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。
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%。
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。
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。
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。
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。
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。
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)。
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。
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5000~20000m。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。
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。
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)。

第四篇:油气集输工艺技术主要由

系部:石油工程系 班级:采气1231 姓名:杨鹏 学号:12031056
油气集输工艺技术主要由“原油输送、油田伴生气处理及轻烃回收、天然气集输”三部分内容组成,这里主要从生产工艺、生产管理、维护维修、关键设备等方面,介绍了国内外的技术水平,指出了我国的差距,并提出了研究与发展的方向。
1.我国与国外油气集输专业技术水平差距
总体来说,我国油气集输专业的整体技术水平与国外先进水平相比差距是明显的。 从生产工艺上来说,原油管道输送方面的差距最大,自50年代以来,世界上发达国家的输油管道基本上普及了密闭输送工艺流程,而我国输油工艺还普遍采用开式流程运行和加热输送工艺,能耗大。天然气和油田气处理工艺相差不大。油田伴生气的回收,则靠管道将联合站进行原油处理生产的伴生气汇集起来,由压缩机加压,然后进行轻烃回收。轻烃回收一般采取辅助浅冷和高压膨胀制冷凝液分馏生产工艺。天然气地面生产工艺比较简单,流程是:天然气经井口采气树后,首先进加热炉加热、然后由气嘴进行配产和节流降压、进集气站分离器分离出水、砂、油等杂质,最后经计量后外输。
从生产设备、管理和维护手段上来讲,差距更大。国外油田在生产上普遍采用了先进的自动化数据采集与控制技术,对生产工艺过程的实时监控已成为惯例,如输油管道采用SCADA系统,站内采用DCS系统,跟生产辅助的电力、通讯系统也实现了自动化。而我国特别是东部老油田在自动化方面还限于单件的自动化仪表的使用,除了少数生产设施外,自动化基本上处于起步阶段;加热炉、输油泵等生产设备陈旧落后,收发油计量误差大,能耗也较大。
我们认为,我国油气集输专业的技术水平与国外相比有相当大的差距,总体管理技术水平比发达国家落后10~20年左右,而且差距有继续拉大的趋势。 2. 我国油气集输专业技术发展方向与建议
“十五”期间,我国石油工业特别是东部老油田应该在油气集输工艺、生产数据采集与控制自动化、高效设备等方面进行攻关和试验,引进推广先进技术,加大科技投入,缩小差距,尽早实现现代化,提高经济效益,为石油工业的持续稳定发展作出贡献。
随着东部油田进入开发后期,各种生产设施、设备日趋老化,当年设计工况和现实不匹配,脱离,矛盾日益突出,我们应该面对落后的现实,认真借鉴国内外先进技术,脚踏实地,系统、全面、彻底地对油气集输生产系统进行改造,依靠科技进步,以经济效益为中心,以保障安全生产、节能降耗为重点,开展科技攻关,研究开发出先进、适用的新技术,引进推广新技术、新工艺,坚持用高新技术对传统行业进行技术改造,特别是要注意采用计算机技术、自动化技术、微电子技术、现代通信技术、地理信息系统、全球定位系统等,努力实现集输生产自动化、高效化,使老油田油气集输行业技术水平跨上一个新的台阶。
近期(今后10年内)发展目标:实现油气集输升级的自动化、信息化,建成数字化的网上生产管理系统,采用先进适用的生产工艺和管理手段,应用高效可靠的生产设备,掌握和配备各种安全保障技术和机具,达到安全生产、节能降耗、降低成本的目的。
3 天然气集输近中期从以下几个方面开展工作:
①在气井集输工艺上,为解除冻堵这一心腹之患,应研究新的生产工艺,如研究井口加醇(采用重力罐自动加注)、高压输送至集气站,再进行冷凝脱水(如气波制冷或膨胀制冷方式)对天然气脱水,并分离回收甲醇,分离器采用自动放水器实现自动放水。②对输气干线,实现“干输”,保持输气管道干燥,避免管道内腐蚀和水化物冻堵。
③在生产管理上,首先实现数据自动采集,然后逐步实现自动化控制,实现集气站无人职守,由工作人员巡回对气井、集气站进行维护、检查。
④研究应用气井、站、管网集输优化设计软件,在新建气井工程中,根据现有的集输管网和气井分布,设计最优的管网分布、管径组合和集气站位置,使其布局合理,投资费用最低。
4普及推广先进的设备故障诊断技术及仪器
在油气集输生产中使用的设备,如泵、压缩机、电机、阀门等,由于建设时间、单位的不同,其生产日期、单位以及技术标准多种多样,这就给设备的维护管理带来了困难,并且增加了维修的工作量。故障诊断技术是对事故采取预防为主的方针,减少生产故障、延长设备寿命,提高经济效益和减少维修费用的重要途径。
鉴于国外在设备管理上的先进经验,我们应该建立一支专业化的设备故障诊断队伍,大力推广普及简易诊断仪器,在提高覆盖率和确诊率的同时,发展精度诊断和精密诊断技术,培养故障检测分析技术人员,健全设备故障
诊断档案,从定期维修转变到检测维修上来,为生产的安全运行提供有利的保障。
21世纪,将是科学技术飞速发展的世纪,也将是企业管理模式发生巨大变革的世纪,石油科技也必然有也必将取得新的突破和重大进展。因此,科技创新将变得越来越重要。油田应该增加科技投入,营造有利于科技进步和技术创新的政策环境,吸引高科技人才,提高技术人员从事科技攻关的积极性,从而才能在今后激烈的市场竞争中立于不败之地,有光明的前景。

第五篇:油气集输

油气集输泵站是收集、储存和外输油品的重要场所,是易燃、易爆甲级消防重点保卫单位,是协调原油收集、处理和外输的纽带。油气集输泵站一旦发生火灾爆炸事故,其后果不堪设想,因此做好油气集输泵站的防火安全管理工作,防止火灾爆炸事故的发生,对保护国家及油区人民生命财产的安全是有十分重要意义。
中国石化集团胜利油田胜利采油厂自1965年元月建立第一座油气集输泵站至今,已连续建成7个油气集输泵站,总占地面积697549平方米,立式铁质油罐36座,原油储量215000立方米,日处理原油8600吨、天然气日处理300000立方米,是胜采消防中队辖区的防火重点保卫单位。40年以来,由于各级领导和消防主管部门的高度重视,严格把关,不折不扣地落实防火安全管理措施。油气集输泵站在40年的使用过程和多次技术改造涉及危险部位的上千次明火作业中,从未发生过任何火灾爆炸事故,确保了油库安全和正常的生产秩序,取得了较好经济效益和社会效益。实践证明,防火安全管理要做到万无一失,就必须严格执行各项制度和严格遵守安全操作规程。
但是,油气集输泵站要进一步提高消防安全管理水平,还必须解决好以下一些问题。
1、有形管理的协调和紧凑性有待加强
“明者远见于萌,而智者避免于无行”。胜利采油厂的油气集输泵站经历了近40年的运作,所建立的消防安全管理制度日臻完善,形成了有形管理模式。运用先进的HSE安全管理模式,以规章制度建立为基础的有形管理在一个单位中执行是有效的,但在两个以上单位共同完成的工程项目如何进行有效的管理则有待加强。随着改革的深化,对所有在油气集输泵站及厂区危险部位的动火项目审批,交由胜利采油厂安全科、滨北公安分局消防大队负责审批签署,由所在生产、施工单位把关。而对不属消防监督部门直接监控的项目,我们只进行抽查。在抽查过程中,我们发现项目的使用单位在消防安全管理上的协调性和紧凑性较欠缺。有的项目施工期限拖延,有的出现操作程序不规范现象,有些环节出现管理上的空白,每个细节该谁管、该谁负责不够清晰。这是需要纠正和加强管理的。1996年河口义和首站油罐爆炸火灾,就是在防范不严,措施不当,严重违反有关安全操作程序而造成特大火灾的发生,教训是非常深刻的。
解决这一问题的对策:一是施工前明确消防管理负责人,明确各自的职责,分清责任,落实防火安全责任制。二是坚持报告制度,逐级上报动火作业进度和完成情况,形成有效监督。三是若延误作业时间,不管是使用单位或施工单位都要做出解释,重新办理审批手续,以便实施有效的跟踪管理。只有通过强化管理,促使使用单位和施工单位搞好相互间的配合协调,使工作更加紧凑,才能达到有效的防火安全管理。
2、义务消防队伍素质有待提高
油气集输泵站均建有义务消防队伍,担负本单位的防火、初期火灾的扑救和及时地向所在辖区专职消防队报警,在油库防火安全管理上起到举足轻重的作用。因此、不断提高义务消防人员的消防意识和消防业务技能是不可忽视的一项重要工作。从目前掌握的一些情况看,有些义务消防队伍的人员数量严重缺编,日常训练消防业务技术程度简单,难度不够,标准不高,甚至满足于现状。有些义务消防员的年龄结构偏大,体质较差,难以适应运动量大的训练和担负起消防工作职责。