集输方案（精选九篇）
集输方案 篇1
1 我国油气集输系统生产运行过程中存在的问题分析
1.1 我国油气集输系统生产运行现状分析
随着现阶段我国经济实力的不断发展和增强, 我国油田的产油量和产液量都有了很大的提高。但是, 在这中经济发展和产量增加的背后是生产运行设备的老化和功能的日益不能满足需求而导致的效率低下。
在我国油田发展初期设计的油气集输系统生产运行方案, 也存在着一些不合理的情况, 主要存在于管网的拓扑布局和设计参数这两项重要指标上。在这两者中的一些子问题, 例如星式集输管网的拓扑优化问题, 都被证实成为影响油田进一步发展的新难题。
1.2 我国油气集输系统生产运行过程中存在的问题分析
油气集输系统的生产运行中存在着诸多问题, 像油气的浪费程度非常高、相应的能源消耗度也非常高, 甚至于油气计量的标准和方式方法都存在着混乱的问题。
对于油气集输过程中的能源消耗主要集中在对油水进行处理的过程, 在该过程中存在着非常明显的能源消耗问题。愿意就是我国目前对于油水的处理技术和工艺流程上都相对落后, 现有的设备尚且无法满足正常的需求。
相比较能源的消耗, 我国油气集输过程中对于油气的消耗, 主要存在于工艺的不完善, 技术的相对落后和操作管理的失误等方面。整个对于油气处理的过程, 综合上面三个因素, 就非常容易导致了油气的挥发等情况, 造成油气不必要的消耗。
计量混乱则相对好理解, 主要是指计量的标准在执行过程中是否能够完全一致, 计量的方式方法是否得当等, 极易造成油气计量方面的混乱。面对这样的问题, 在某些特殊情形下, 不得不用单独计量的方式, 来对油气进行计量, 这样效率非常低下, 也徒增了油气消耗的可能。
2 我国油气集输系统生产运行过程中的问题把控
我国油田的油气集输系统的生产运行和优化改造过程中, 都应该对这几类问题进行准确的把控。
首先, 目前我国油气集输过程中, 存在着实际输油需求与设计不相符合不相匹配的情况。这种设计与现实情况的无法匹配, 是造成整个系统运行效率低下的重点所在, 这将会影响效率的同时造成极大的油气消耗。
其次, 我国目前的几大油田都属于老油田, 设备已经处于老化维修阶段。设备的明显老化, 导致了本就不高的油气集输效率出现了各种中断、浪费的可能, 这样的问题同应该在优化改革过程中得到重视。
还有, 设备管道的老化, 不是一个油气集输系统的个别现象, 而是整个油田管道都存在的普遍问题。这就使得我们在研究油气集输系统优化方案的过程中不得不把眼光放大, 放长远, 这样才能整体上进行把控问题, 寻找最佳解决方案。
最后, 对于整个系统的运行、检测、监督等人为参与的环节, 因为人的因素, 也增加了系统效率和运行安全性的因素。因此在整个系统的优化过程中, 人的因素也是非常重要的问题之一。[1]
3 油气集输系统生产运行方案优化方法
明确了问题所在, 对症下药, 往往才能起到事半功倍的效果。针对我国油气集输系统生产现状分析, 和其所存在的问题分析和把控, 我们在对整个系统的优化改造过程, 可以从以下几个方面深入展开。
3.1 改造脱水结构
油气中水含量的问题, 是整个油气生产中必须解决的重大问题。在对油气集输系统生产运行方案进行优化改造中, 可以从改造脱水结构入手, 优化脱水放水工艺。
在这个过程中, 主要需要注意的就是二者的相互良好结合, 即将油气脱水和油气放水两个不同但某些方面相近的环节进行结合。优化二者的设计工艺和操作流程, 在工作开展的过程中, 可以通过简单的观察就能够明确设备的运行是否正常, 这将对油气集输效率的提高产生非常明显的帮助。这时就需要对系统的脱水结构进行改造。
3.2 高新技术的引进
科学技术的进步, 是推动整个社会向前发展的一大动力。在油田事业的发展过程中, 更加离不开高新技术的引进和使用。
新技术新设备的引进, 带来的不仅仅是技术、设备上的更新, 更是整个系统科学管理科学运行的更新, 同时也是管理理念和操作技能技巧方面的更新。例如在油气的脱水环节, 高新技术的引进就使得整个环节流畅迅速高效的多。
为解决一些油田在生产高峰过后脱水系统负荷失衡效率降低的问题, 整个系统优化过程中就需要将已经失去作用的脱水站变成水站, 将原油输送到下个脱水站进行脱水, 对尚且还能发挥作用的水站加入新的技术和新的设备进行高效的脱水处理。[2]
4 结语
对于油气集输系统生产运行方案的优化和改造, 不是一朝一夕能够完成的。这是一个长期且持续不断的过程。在这其中需要我们不断的分析现状, 找出问题, 针对性的提出相关解决办法, 才能尽可能的达到我们最理想的预期效果。
参考文献
[1]米卫涛, 赵涛, 李雄飞.浅析油气集输系统优化[J].中国石油和化工标准与质量.2011 (09) :55-60.
集输工实习总结 篇2
姓 名： **** 工 种： 集 输 工
申报级别： 技 师 单 位：**** 时 间：*** 技 结
技术工作总结
我是一名来自****的集输工人，自****年参加工作，一直干着我喜爱的集输工作，参加工作这么多年，不断的学习提高自己的专业知识和实际操作水平。在实际工作中我发现大站集输生产需要平稳，高效。
我站在*****，肩负着*****区块来油来水的处理工作。一原油储罐的含水控制 1我站的现状
我站每天产出气量在24000方左右，水量在9500方左右，产油在1100左右。主要由两具三相分离器承担。原油集输中原油外输含水尤为重要，原油储罐各个层面的含水控制，原油外输有两种方式静态输油和动态输油，我站主要是动态输油。由于我站接受的是游离水很高的来由，在动态输油中，控制储罐的含水是很复杂的，使得控制分离器压力很难控制，经常会造成储罐含水超标的出现，出现后我经常采取了以下措施。2首先是分离器的平稳控制。
分离器主要接受各个油井的产物，油井产物多是油、气、水、沙等多形态的物质产物，为了得到合格的石油产品，油气集输的首要任务就是进行气液分离。由于水和砂等物质均不溶于油，属于液相及固相，所以气液分离主要是原油与天然气分离，通常也称为油气分离。三相分离器它适用于含水量较高，特别是含有大量油离水的油井产物的处理。从分离器出来的油含有一定的乳化水进入储油罐，由于
油水的密度差还要继续沉降分离。
根据原油和天然气的主要成分是烃类化合物，油井产物从油层到地面，以致在以后的集输过程各环节中，随着压力逐渐降低，溶于原油中的天然气将不断的逸出这一原理。
在控制分离器调节中，天然气的压力控制的很高，能够影响到进入油罐的原油含水的高低，为什么这么说呢，压力高了天然气不会很好的在分离内会随原油逸出从而进入储油罐，我站油罐是常压的，压力比分离器低，天然气会很好的渗出，气量大了，会搅动油罐，使油罐内的含有水的原油不能有效的从油中分离出来，会造成储罐含水超标，从而影响到原油外输的含水走高。所以原油进入分离器时要把压力控制在可控压力范围内（0.18mpa—0.20mpa），让天然气在分离器内尽可能的逸出，这样才能不让多余的天然气跟随原油进入储油罐。3其次要及时的降低储罐的底水和高度
控制压力平稳的运行后，这样进入储油罐的油才能更好的进一步沉降剩余的游离水，还要每天定时的把储油罐中沉降出来的水抽出来，还可以同时降低油罐的液位高度（储油罐内油含水状况是从液位上层至底层是逐渐上升的趋势）。在高出口输油时，使外输泵能刚好的抽到上面含水更低的原油。
4、控制上站来液量和适时增加加药量
我站还接受*****的来油，当外输含水较高时，还可以联系上站暂时降低来油量，减轻分离器的处理量，让油气能更好分离，来降低进入油罐的气量，降低天然气影响储油罐内游离水的分离程度。*****来液有水有油，是分时段向我站输油，平常我们是早晨8点钟加药（加药量是l20kg），******一般是早9点钟向我站输油，大约是4小时后油头到达我站，也就是下午13点钟到达，我发现后主动与我对领导联系，当油头到达时在加药，增加它的药量使药量在有效的时间内发挥它最好的效果，来降低乳化水进入油罐。
这样的效果是我站每天添加药量100kg比以前每天节省了20kg的药量。
总之物的状态还需要人为的去发现工作中的弊端，在动态输油中，分离器压力的大小，油罐的生产的液位高度，罐内底水是否在合理的范围内，上站来液的大小，及破乳剂的加药量的调整都是在实际工作中常用的调节手段，它们之间好比是蜘蛛网相互联系着，都是调整储罐含水的常用发法。
二、对外供水泵进行改造 1．生产现状 ******站污水处理系统，担负着*************三个注水站的污水处理和外供任务。在2010年底至2011年初进行了部分工艺和设备改造，改造完成后日处理水量由6000m3/d提高到9000m3/d。
在这次改造中，“多功能污水处理装置”的应用取代了之前的核
桃壳过滤器和相配套的反冲洗工艺，两台反冲洗机泵和反冲洗变频控制柜成了闲置设施。
污水站供水泵房共有5台外供水泵，其中3#、4#、5#泵给*****注水站供水，外供水压力0.18mpa，运行方式为一台变频运行，两台备用，（泵型号：sohi150-100-250，扬程50m,排量200m3/h，功率45kw）。系统改造后，由于*****注水站注水量增加，使一台变频泵供水不能满足供水量要求，需启两台泵（1工频1变频）供水，造成耗电量和单耗上升。
面对电量的增长，怎样在不影响生产参数的情况下降低外供水泵的能耗成了我们挖潜方向，通过研究发现：供水泵为流量200m3/h，扬程50米，功率45kw，管压0.18mpa，污水改造时替换下来的反冲洗泵，流量200m3/h，扬程32米，功率30kw。通过利用闲置的两台反冲洗泵对3台外供水泵中的两台进行改型，可以达到节电的目的。2．措施实施
在反复论证后，我们决定对4#、5#供水泵进行换泵，在不影响生产和安全措施符合要求的情况下，我们先对5#泵进行了更换，并重新连接了流程，然后经过试运，改造前后生产数据如下：篇二：集输工新员工心得 光阴似箭，转眼间2014年即将过去，2015年的脚步也大踏步的向我们走来。不知不觉我已经离开温暖的校园，走进采油三厂一矿204队，并成为这里的新员工2个月了。回顾过去的一年，我的人生又一次发生天翻地覆的转折，新的生活和工作让我重新意识到大庆油田的新的发展与征程中，已经有我们90后的身影。而作为90后的我，满怀信心的带着年青人应有的朝气和为油田奉献一切的热情，也愿意在204队书记赵洪涛和队长赵春文的领导下，完成好上级交代给我的每项任务。
初到204队，说实话真的感觉自己非诚幸运，同时也为自己担心，担心自己的专业技能不够过硬，不能胜任新的工作岗位要求，让领导失望。深知204队是刚刚成立的新队，书记和队长非常重视我们这批新员工的发展，为了能让我们对新的工作岗位充满信心，书记和队长给我们提供了干净整洁的生活和工作环境，并且在工作中循循善诱，生活中温切关怀，让我发自内心的感觉到单位就像我们的家，而领导和师傅就是我们这个大家庭里的长辈和亲人。
机会总是留给有准备的人，当面临人生的每一个转折时，年轻人，你准备好了吗？
刚刚接触采油工工作，我心里一直在打鼓，我是学集输的，这和我在学校学的专业不一样啊！这可怎么办？什么是驴头？什么是毛辫子？什么是变速箱？怎么换皮带？怎么加盘根？一堆一堆的问号出现在我眼前。说实话我有点迷茫和彷徨了，还好我的师傅看出我的疑问和顾虑，亲自带着我们去场地，实地讲解，一遍一遍耐心细致的告
诉我们采油工的的工作流程，让我们了解自己岗位工作的责任和义务。而师傅跟我们说的最多的就是安全。现在的我已经可以独立的完成好领导交给我们的任务了。书记和队长为了解决我们寻井难，给我们配备了电动车，为了保证饭菜质量，领导多次跟后勤沟通必须保证菜品新鲜，有时就餐人数多，书记亲自为我们员工打饭，并且放弃去机关食堂而和我们员工一起在食堂就餐。有时一些寻井员工回来晚的，领导一再叮嘱食堂留饭，并且保证让员工无论何时回到队里都能吃上热乎的饭菜，想必父母能给与我们的爱也不过如此吧！204队，又一次重新定位了我的人生，在这个大家庭里我感觉到无比的温暖，在这个充满新的机遇的时代里我们应该用年轻人应有的朝气和热情去迎接一个又一个新的挑战。204队，我们来了！我们年青的一代以为油田的发展准备好了！我们将和你一起续写大庆油田的辉煌！篇三：集输工技术文件 2014年采油厂技能竞赛（集输工）技术文件
一、理论知识考试（占总成绩30%）
以《石油石化职业技能鉴定试题集集输工》（中国石油天然气集团公司职业技能鉴定指导中心主编，石油工业出版社2008年6月出版）为参考书目，结合生产实际命制试题。采用微机方式进行，考试时间60分钟。题型、题量及其分值分配如下：
二、操作项目（占总成绩70%）共设置4个操作项目，项目一is离心泵的二级保养占30%，项目二集输运行操作占30%，项目三绘制三视图占20%，项目一计算机操作占20%，项目一： is离心泵的二级保养 1.技术要求
按操作规程停泵，关闭出、入口阀门，断开联轴器，挪开电动机，拆开泵体和中间架的连接螺栓，将泵转子移至检修平台上，对泵转子解体，清洗检查泵件；检查配合尺寸；拆下中间支架和悬架支架等，拆开下轴和轴承。检修完毕，制作密封垫片按相反的顺序装配，试运。
2.考核时间
（1）正式操作时间：20分钟。
（2）操作时间计时从领取工具、材料开始至交回工具、材料为止。（3）规定时间到即停止操作。3.材料、设备 4．评分细则
5、安全风险点：
（1）零部件表面毛刺发生刮伤；
（2）联轴器、叶轮等零部件掉落发生砸伤；
（3）扳手、撬杠打滑和榔头掉头等工具使用不规范，发生人身伤害。
项目二：集输运行操作 1.考核内容
熟悉xx站工艺流程示意图；按倒泵操作规程倒泵；按倒罐操作规程倒罐，回收工、用具。2.技术要求
（1）以流程图和已知条件为依据进行操作。
（2）按操作规程和油气集输操作原则逐步顺序进行。（3）运行时泵机油油位调节到看窗的1/3～1/2；泵密封填料漏失量应控制在10～30滴/分钟；电机温度不超过70℃，轴承温度不超过65℃；机组工作电流不能超过额定电篇四：实习报告
实习类型
实习类型
实习起止时间__年__月__日至____年_月_日
指导教师
所在院（系）应用化学
班 级 学生姓名
学 号
年 月 日
化学化工学院应用化学系实习报告
一、实习时间：2014年7月7日至2014年7月25日
二、实习地点：大庆石油科技馆、大庆油田第三采油厂实验大队（试验大队中心化验室、北二西试验队、北十八聚合物配制站、北三五聚合物要配制站）
三、实习目的：生产实习是三年级学生在完成大部分专业课后的重要实践性教学环节，通过实习使学生接触生产实际，理论与实践相结合，加强对专业知识的进一步理解。生产实习也是本科教学计划中非常重要的实践性教学环节，通过实习使学生在掌握基本原理的基础上，了解基础知识与化学化工生产实际的联系，加深对理论知识的理解和掌握，培养学生理论联系实际及解决实际问题的意识和能力，为后续专业课程的学习打下基础。
四、实习内容
（一）大庆石油科技馆
1、实习地点简介
大庆石油科技馆位于让胡路区创业大道东侧、世纪大道南侧500米处，与大庆油田有限责任公司主楼遥相呼应。主体建筑面积5.4万平方米，展示面积3.5万平方米，平面设计与广场水池成中国石油徽标造型。内部主要由阳光大厅、序厅、8个常设展厅和1个临时展厅构成。重点展示大庆油田发现50年来的科技创新发展历程，勘探与开发技术进步及配套工程技术。主体突出、动静结合、功能完善，是一座反映石油科技题材的大型现代化专业科技馆。
2、去科技馆的收获：
（1）石油又称原油，是从地下深处开采的棕黑色可燃粘稠液体。石油是古代海洋或湖泊中的生物经过漫长的演化形成的混合物，与煤一样属于化石燃料。石油的性质因产地而异，密度为0.8-1.0g/cm，粘度范围很宽凝，固点差别很大（30-60℃），沸点范围为常温到500℃以上。组成石油的化学元素主要是碳（83%-87%）、氢（11%-14%），其余为硫（0.06%-0.8%）、氮（0.02%-1.7%）、氧（0.08%-1.82%）及微量金属元素（镍、钒、铁等）。不同产地的石油中，各种烃类的结构和所占比例相差很大，但主要属于烷烃、环烷烃、芳香烃三类。通常以烷烃为主的石油称为石蜡基石油；以环烷烃、芳香烃为主的称环烃基石油；介于二者之间的称中间基石油。我国主要原油的特点是含蜡较多，凝固点高，硫含量低，镍、氮含量中等，钒含量极少。除个别油田外，原油中汽油馏分较少，渣油占1/3。大庆原油的主要特点是含蜡量高，凝点高，硫含量低，属低硫石蜡基原油。3（2）目前就石油的成因有两种说法：无机论（石油是在基性岩浆中形成的）和有机论（各种有机物如动物、植物、特别是低等的动植物像藻类、细菌、蚌壳、鱼类等死后埋藏在不断下沉缺氧的海湾、泻湖、三角洲、湖泊等地经过许多物理化学作用，最后逐渐形成为石油）。
（3）油气田勘探是以石油地质学中的油气生成、油气藏形成、油气田分布规律理论为基础，通过采用科学的勘探程序、利用合适的技术方法、实施先进的勘探管理，以达到经济、有效的、高速地寻找、发现油气田，探明油气储量并查明油气田的基本情况，得到开发油气田所需数据，为油气田全面开发做好准备的一项系统工程。油气勘探具有区域性、循序性、综合性等特点。地球勘探的方法包括地面测量法、油气资源遥感、地球化学勘探、地球物理勘探等方法。
（4）石油的开采：石油开采技术包括测井工程、钻井工程、采油工程、油气集输工程。①测井工程即在井筒中应用地球物理方法，把钻过的岩层和油气藏中的原始状况和发生变化的信息，特别是油、气、水在油藏中分布情况及其变化的信息，通过电缆传到地面,据以综合判断,确定应采取的技术措施。②钻井工程在油气田开发中，有着十分重要的地位，在建设一个油气田中，钻井工程往往要占总投资的50％以上。一个油气田的开发，往往要打几百口甚至几千口或更多的井。对用于开采、观察和控制等不同目的的井（如生产井、注入井、观察井以及专为检查水洗油效果的检查井等）有不同的技术要求。应保证钻出的井对油气层的污染最少，固井质量高，能经受开采几十年中的各种井下作业的影响。③采油工程是把油、气在油井中从井底举升到井口的整个过程的工艺技术。油气的上升可以依靠地层的能量自喷，也可以依靠抽油泵、气举等人工增补的能量举出。各种有效的修井措施，能排除油井经常出现的结蜡、出水、出砂等故障，保证油井正常生产。水力压裂或酸化等增产措施，能提高因油层渗透率太低，或因钻井技术措施不当污染、损害油气层而降低的产能。对注入井来说，则是提高注入能力。④油气集输工程是在油田上建设完整的油气收集、分离、处理、计量和储存、输送的工艺技术。使井中采出的油、气、水等混合流体，在矿场进行分离和初步处理，获得尽可能多的油、气产品。水可回注或加以利用，以防止污染环境。减少无效损耗。
（二）大庆油田第三采油厂实验大队
1、实习地点简介
大庆油田有限责任公司第三采油厂成立于1966年5月，所辖萨北开发区位于大庆长垣萨尔图油田的北部，南与萨中开发区相接，北、东到油田过渡带，西到喇、萨油田储量分界线。全区东西平均长12.7公里，南北宽9.5公里，管理油田面积118.8平方公里，地质储量6.129亿吨，可采储量2.728亿吨，是大庆油田重要油气生产基地之一。从1972年开始第三采油厂已连续32年实现原油生产500万吨以上，1984年原油年产量跃升到830万吨，达到历史最高水平。曾经连续6年被石油部评为高产稳产采油厂；1986年被石油工业部授予老老实实埋头苦干、十年稳产成绩卓著光荣称号；1965年最先开展了小井距注水全过程试验，八五期间在全局率先进行了二次加密调整试验，在全国第一家全面开展聚合物大面积工业性开采；1990年，萨北油田被石油天然气总公司评为高效开发油田；篇五：2015集输工中级 2015年职业技能鉴定操作技能考核项目
集输工
中
级
中国石油大庆职业技能鉴定中心
集输工中级试题目录
试题
一、倒电源运行操作（操 作 设 备35%）试题
二、测算离心泵效率
（操 作 设 备35%）试题
三、制作更换法兰垫片（操 作 设 备35%）试题
四、绘制岗位工艺流程图（维护保养设备35%）试题
五、更换离心泵密封填料（维护保养设备35%）试题
六、清理加热炉火咀（维护保养设备35%）试题
七、使用万用表测量直流电流、电压（使用仪器仪表30%）试题
八、使用外径千分尺测量工件（使用仪器仪表30%）
试题
九、进行油罐人工检尺（使用仪器仪表30%）
试题一：倒电源运行操作
1准备要求
2、操作程序的规定及说明（1）操作程序说明 1）准备工作； 2）停泵； 3）断开电源； 4）断开隔离开关； 5）合母联； 6）启泵前检查操作； 7）启泵及检查； 8）清理场地。
（2）考核规定说明： 1）如操作违章或未按操作程序执行操作，将停止考核； 2）考核采用百分制，考核项目得分按鉴定比重进行折算。（3）考核方式说明：该项目为实际操作（过程型），考核过程按评分标准及操作过程进行评分。（4）测量技能说明：本项目主要测量考生对倒电源运行操作掌握的熟练程度。
3、考核时限
（1）准备时间：1 min（不计入考核时间）；（2）正式操作时间：15min；
（3）提前完成操作不加分，到时停止操作考核。
4、评分记录表
中国石油天然气集团公司职业技能鉴定统一试卷
集输工中级操作技能考核评分记录表
现场号 工位号 性别______ 编码：80010000-jl-24 试题二：测算离心泵效率
1、准备要求
2、操作考核规定及说明（1）操作程序说明 1）计算有效功率； 2）计算轴功率；
3）计算离心泵效率； 4）计算平均值。（2）考核规定及说明 1）如考场违纪，将停止考核； 2）考核采用百分制，考核项目得分按鉴定比重进行折算。
（3）考核方式说明：该项目为技能笔试，根据评分标准，以卷面内容进行评分。（4）测量技能说明：本项目主要测量考生对测算离心泵效率掌握的熟练程度。
3、考核时限
（1）准备时间：1 min（不计入考核时间）。（2）正式笔试时间：20min。
油气集输系统规划方案优化计算探索 篇3
1油气集输系统分析
2 油气集输系统优化设计方案
首先, 在优化方面, 包括系统优化、拓扑优化、参数优化三大方面。具体来看, 所谓的系统优化主要是通过对专家意见的采纳, 然后利用综合指标方面所设置的目标函数, 进行一些数量方面调整, 重点在于对站数量的确定, 各级别站位置向量的优化迭代等;拓扑优化借用网络构建中的思维, 确定网络最低级别点集合、集合各点的几何位置向量, 然后在此特定情况下, 进行网络是优拓扑形式的寻找, 实际上就是在子集合表示集合时所体现出来的相关节点中连接关系点的集合, 然后利用这种构建的模型加以表述或者是通过建立数学模型来实现分配问题的分析, 一般会采用降维规划法来解决模型中的参数计算问题。在参数优化方面, 需要以拓扑优化作为基础, 然后进行系维化的参数最优运行方案设置;通常可以以树状双管掺水集油工艺流程为主;在这方面实际上是对于上文中所说的油气集输网络的整体上的一个优化与调整。当运用这三种方法进行了优化之后, 就可以根据优化的结果的比较, 来实现方案判别, 然后得到所需的数值或调整。另一方面, 需要说明的是在这种集输模式之下, 上面所说的树状双管掺热水集油工艺流程在回收周期方面往往也需要较长时间, 按照一般的经验来看, 以十年作为一个周期, 所以, 在这种情况下, 对于原油集输网络的设计一定要具备分级优化的能力。
3 结语
总之, 在新的时代就要用符合时代精神的理念去指导现实实践;从目前的油气集输工程方面来看, 系统规划方案仍然需要不断的进行有效规划与合理的优化;一方面这是时代发展与技术更新所带来的必然推动, 另一方面, 也是在资源能源利用与节能方面必不可少的考虑因素, 所以, 为了更好的使油气能源得到合理的集输与更高效的利用, 就应该积极增加对方案及参数计算的优化, 利用新技术、新方法, 构建新模型, 创新新系统, 从而提升油气集输工程向着更理性的方向转型与发展。
参考文献
[1]梁法春, 陈婧, 刘德绪等.地面集输系统油气水多相取样计量技术研究[J].西安石油大学学报, 2012 (5) .
[2]魏立新, 刘扬.油气集输系统障碍拓扑布局优化设计方法[J].石油学报, 2015 (6) .
[3]吕宇玲, 何利民, 牛殿国等.海洋油气集输系统中强烈段塞流压力波动特性[J].中国石油大学学报, 2014 (6) .
油田油气集输工艺简介 篇4
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。
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。
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。
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)
集输方案 篇5
1 吉7井区稠油物性
吉7井区稠油物性分析依照的标准为GB/T0604—2000《原油和石油产品密度测定法U型振动管法》、GB/T 8929—2006《原油水含量的测定蒸馏法》、SY/T 7550—2004《原油中蜡、胶质、沥青质含量测定法》、SY/T 0541-2009《原油凝点测定法》和SY/T 0520—2008《原油黏度测定旋转黏度计平衡法》。吉7井区稠油物性数据如表1所示。
通过乳化剂室内筛选实验,确定了吉7井区稠油集输使用的乳化降黏剂及使用条件:乳化剂为OP-10,最佳加剂量0.75%,乳化温度50℃,掺水量30%。乳化降黏后的吉7稠油黏度曲线如图1所示。随着掺水量的变化,不同含水率稠油有不同的黏温曲线。吉7井区不同含水率稠油黏温曲线如图2所示。
2 集输方案分析
根据吉7井区开发概况,初选出两套集输候选方案:掺热水集输方案和乳化降黏集输方案。通过方案分析明确各自应用特点,作为吉7井区集输方案选择的基础。
2.1 掺热水集输方案
掺热水集输指在稠油中掺入热水,使稠油的综合含水率达到60%～80%(一般高出反相点10%～20%),含水稠油实现从W/O型乳状液向O/W型乳状液的转变。当稠油反相为O/W型乳状液时,乳状液的表观黏度会急剧减小,一般情况在1 000 mPa·s以下,可以进行管道输送。掺热水降黏技术的适用条件为:稠油的相对密度为0.943 6～1.018 0 g/cm3,50℃的表观黏度为794～187 000 mPa·s,凝固点为2～34℃[4]。河南油田、胜利油田等都有成功应用掺热水降黏集输稠油的实例。掺热水集输流程示意图如图3所示。
掺热水降黏集输工艺的显著优点为适应性好。国内油田处于开采后期时,原油含水率均较高,此工艺能得到普遍的应用。掺入介质为热值较高的水,可进行中长距离的输送,但掺热水降黏集输工艺有明显的不足——能耗高。在油田开采初期原油含水率低,所需掺水量大、集输温度较高,将水加热到适合集输的温度会消耗大量热源;同时,掺入水也增加了原油脱水处理的能耗,还会出现管线腐蚀穿孔等情况[5]。
2.2 乳化降黏集输方案
乳化降黏集输是在一定温度下,将一定浓度的表面活性剂水溶液与一定体积的原油充分混合,并经搅拌作用形成低黏度的O/W乳状液,该油水分散体系的黏度明显低于纯油的黏度。其原理为通过加入的乳化剂使稠油以小液滴的形式分散于水中,水相为连续相,从而使分散体系的黏度降低;同时,由于乳化剂对管壁的润湿作用,使得管壁与输送介质之间的摩擦减小,管输摩阻显著减小。稠油乳化降黏分2个阶段进行,第1阶段是破乳降黏,第2阶段是乳化降黏,起主导作用的是乳化降黏阶段[6,7]。乳化降黏集输工艺主要用于50℃表观黏度小于10 000 mPa·s的稠油集输。乳化降黏集输方案流程示意图如图4所示。
近几年来,应用表面活性剂乳化降黏来开采和集输被认为是最有前途和潜力的方法之一,在大港、胜利、辽河等油田均有成功的应用。乳化降黏法可减少动力消耗,降低系统压力[8]。从能耗上看,乳化降黏技术使用的表面活性剂可减少掺水量,降低集输温度,从而控制集输能耗。另外,其掺入介质水主要为油田采出的地层水,水源充足,投产容易。此工艺存在的主要问题为乳化降黏剂的伍配性较差,只对特定的某种稠油有效,因此需要进行大量的室内筛选实验;乳化降黏剂的加入在一定程度上增加了乳状液的稳定性,原油脱水涉及破乳工艺,增加了处理难度。
3 吉7井区稠油集输方案对比
在吉7井区稠油候选集输方案分析的基础上,主要对方案的集输安全距离和集输系统能耗进行计算和对比,筛选出适合吉7井区井口部署同时集输系统能耗较小的方案。
3.1 集输安全距离对比
集输安全距离为在指定的井口回压和进站压力下,稠油乳状液能够保持流动性的最远集输距离。利用PIPEPHASE软件模拟计算吉7井区两套稠油候选集输方案的集输安全距离。吉7井区单井设计产能为5 t/d;输油管道埋地敷设,埋地深度为1.8m,管道规格为D60mm×3.5mm;保温层采用聚氨酯硬质泡沫塑料,其厚度为50 mm;油气体积比为27.51。吉7井区稠油掺热水集输安全距离模拟结果如表2所示。吉7井区稠油乳化降黏集输安全距离模拟结果如表3所示。
由表2可知,当掺水量小于50%时,稠油乳状液的进站黏度均大于1 000 mPa·s,此黏度表示在实际管道输送中稠油乳状液已经丧失流动性,不能正常管输;而当掺水量达到60%以上时,稠油乳状液进站黏度小于300 mPa·s,具有较好的流动性;但掺水量的增加导致管道输液总量增加,在管径不变的情况下井口回压上升较快,输送距离减小。综合表2计算结果可确定吉7井区掺热水降黏集输工艺的最佳掺水量为60%。
由表3可知,在相同的井口加热温度下,乳化降黏集输工艺的安全集输距离可达2 216 m,相比于掺热水集输工艺明显增长;稠油乳状液的进站黏度为496 mPa·s,仍保持了良好的流动性,可正常管输。因此,单从集输安全距离上讲,乳化降黏集输工艺优于掺热水集输工艺。
3.2 集输能耗对比
在节能减排的大环境下,集输系统能耗也是确定集输方案时需要考察的重点内容。吉7井区计划共部署200口生产井,分别计算两套方案应用于吉7井区集输时各自的集输系统能耗。掺热水集输方案:各单井掺水量为60%,井口掺入水温为80℃。乳化降黏集输方案:各单井掺水量为30%,井口掺入水温为65℃。吉7井区稠油集输工艺系统能耗计算结果如表4所示。
由表4可知,掺热水集输系统单位综合能耗为150.6 MJ/t,乳化降黏集输系统单位综合能耗为41.7 MJ/t。相比掺热水集输方案,乳化降黏集输方案可节约集输系统能耗达72.3%。
4 结论
通过对吉7井区掺热水集输方案和乳化降黏集输方案的分析与对比得出结论:
1)乳化降黏集输方案的安全集输距离明显长于掺热水集输方案,达到2 216 m,更适合应用于吉7井区稠油集输系统;同时,稠油乳状液的进站表观黏度为496mPa·s,仍保持了较好的流动性。
2)通过减少掺水量和降低掺水温度的方式,乳化降黏集输方案的系统能耗比掺热水集输系统节约了72.3%,节能效果显著。
3)乳化降黏集输方案满足吉7井区降低集输能耗、解决稠油集输困难的开发要求,适于在吉7井区稠油集输中应用。
注:新鲜水年耗量为总水耗量的2.5%,1年按360天计算,标煤800元/
参考文献
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[3]陈良,张庆,蒋宇.稠油不加热集输技术现状与应用探讨[J].天然气与石油,2010,28(1):6-9.
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[5]王建成,傅绍斌.稠油集输降黏方法概述[J].安徽化工, 2005,1 34(2):1 5-1 8.
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[7]龚秋红,王红松,孙翔,等.八面河油田稠油掺水减黏集输技术[J].天然气与石油,2011,29(5):1 5-17.
集输方案 篇6
(1) 《塔河12区伴生气集输及脱硫工程可行性研究报告》中石化专家组审查意见;
(2) 关于西北油田分公司塔河12区伴生气集输及脱硫工程可行性研究报告的批复;
(3) 西北油田分公司《塔河12区伴生气集输及脱硫工程——硫磺回收装置方案》审查会议纪要;
(4) 西北油田分公司《塔河油田12区伴生气集输及脱硫工程 (络合铁工艺) 》审查会议纪要。
2 项目概况
塔河油田12区奥陶系油藏开发储量纵向上主要分布在T 7 4以下0~6 0 m范围内, 储量为12015.13×104t, 占总储量的76.78%;其次是T74以下60-120m, 储量为2787.33×104t, 占17.81%, T74以下120~180m储量为846.79×104t, 储量只占5.41%。
随着塔河油田12区、10区的滚动开发, 12区、10区 (东北) 目前新建计转站 (12-1计转 (掺稀) 站、12-4计转 (掺稀) 站、10-4计转 (掺稀) 站、10-5计转 (掺稀) 站) 油气分离后伴生气均进入放空火炬烧掉, 由于该区块H2S含量较高, 长期进行放空, 造成了环境污染。另外油田伴生气中含有较多的重烃组分, 可以生产高附加值的液化气和稳定轻烃, 目前放空焚烧的现状, 造成了资源浪费。
目前二号联轻烃站处理6区、7区伴生气, 轻烃站压缩机已基本上满负荷运行 (压缩机1用1备, 预留1台位置) , 随着12区来油进入二号联合站, 大罐挥发气及原油气提脱硫后的混合气因硫化氢含量较高不能进入轻烃站进行处理 (二号联轻烃站干法脱硫设计处理H2S<335mg/m3) 。因此, 急需对二号联大罐抽气、原油脱硫气提后混合气进行回收处理。
3 编制原则
(1) 遵照塔河油田开发建设“安全、环保、效益、科学、实用”的指导思想, 地面工程适应勘探开发一体化, 地上地下统筹优化, 以取得油田开发最优方案, 获得最大效益;
(2) 结合附近油田的勘探成果以及中长期规划, 合理确定油田地面建设各系统规模, 工艺流程及设施具有良好的适应性和灵活性, 做到近期和远期相结合, 整体设计, 分期实施;
(3) 充分利用已建的生产设施, 盘活固定资产, 降低建设投资, 提高油田开发建设的整体经济效益;
(4) 充分利用塔河油田的地理优势, 在满足自用天然气的需求后, 天然气尽量输送进入塔河天然气管网;
(5) 适应人烟稀少的沙漠地区特点, 尽量考虑站、线、路结合, 方便站场及线路设施的监控、维护和管理;
(6) 充分考虑环境保护、水土保持和节约能源;
(7) 根据国家的有关规定要求, 在设计中工业污染的治理、劳动安全卫生、水土保持和节约能源等方面都达到国家及项目建设所在地政府要求。同时考虑防震等有关规定。
4 调整的必要性
4.1 酸气处理工艺调整必要性
4.1.1 原可研处理工艺
原上报可研的处理工艺方案为:将塔河12区及二号联合站的伴生气输送至二号联轻烃处理站, 在二号联轻烃处理站新建1套MDEA脱硫+克劳斯硫磺回收工艺装置进行脱硫处理, 处理后的伴生气分别输送至二号联轻烃处理和三号联轻烃处理站进行脱水及轻烃回收。MDEA脱硫工艺对伴生气含量及硫化氢含量波动适应性较好, 克劳斯硫磺回收操作及运行成本低, 参照原二号联轻烃处理站气量, 其比较平稳, 因此, 原可研选择MDEA+克劳斯硫磺回收工艺。
4.1.2 调整原因
(1) 伴生气产量波动大
随着塔河12区各个站场的陆续投产, 2010年对塔河12区各站的运行参数进行了调研, 发现伴生气产量波动较大。经过分析, 造成伴生气产量波动的主要原因是由于12区有相当一部分单井开始采用注水闷井间隙采油方式, 造成闷井及开井时伴生气产量有较大的波动。表1统计了2010年6月份每天各站伴生气产量, 折算硫化氢总量在3365kg/d~4569kg/d之间波动, 幅度达到35.8%。
(2) 硫化氢含量波动大
近期对二号联大罐抽气、新区原油脱硫气提气、老区原油脱硫气提气进行了硫化氢含量检测, 大罐抽气及新扩建装置区原油脱硫气提气硫化氢的含量波动较大, 波动达到2~3倍。
(3) 气量和硫化氢含量波动对处理工艺的影响
根据近期调研情况, 12区伴生气产量及H2S含量均波动较大, 随之将影响MDEA脱硫再生气产量和H2S含量。克劳斯硫磺回收工艺对MDEA再生塔出来的酸气气量、H2S含量平稳性要求较高, 这种波动将直接造成克劳斯硫磺回收装置的酸气的配风比变化、转化炉的炉温波动、反应器温度波动及反应速度变化, 从而使整个克劳斯硫磺回收装置无法平稳运行, 运行难度大, 会频繁停产与开车, 造成整套装置操作难度大, 甚至无法平稳运行。通过以上实际生产情况能够看出, 12区伴生气产量递减速度也较快 (12月份比6月份递减了将近1.61×104Nm3/d) 。
4.2 集输管道材质调整必要性
原可研集输管道材质选择玻璃钢管材, 由于12区伴生气硫化氢含量较高, 选择管材时咨询了较多的国内外玻璃钢厂家, 采用玻璃钢管道必须在玻璃管道内衬环氧树脂, 另外由于玻璃钢管道的各种优点, 因此, 原可研选择玻璃钢管道。
国产玻璃钢管道质量参差不齐, 如果选择国外玻璃钢管道, 管道价格较高 (国产价格的1.5~3倍) , 另外其施工周期长 (在塔河施工过1.5km国外玻璃钢管道, 管道连接的施工周期就将近1个月时间) 。
另外, 玻璃钢管道抗外部冲击能力较弱, 一旦发生外力破坏 (挖断、压断) 情况, 由于玻璃钢的脆性, 瞬间将泄漏点扩大几倍甚至几十倍, 出现泄漏将无法进行有效的控制。
5 研究结论
5.1 调整结论
调整内容包括两个方面:
(1) 原可研脱硫后的酸气处理工艺克劳斯硫磺回收工艺调整为南化院络合铁脱硫工艺。
(2) 将原可研伴生气集输管道管材调整为抗硫化氢钢管 (L245NCS) +缓蚀剂。
5.2 调整后处理规模
塔河油田二号联轻烃处理站扩建天然气脱硫系统1套, 并配套酸气处理系统, 处理规模为40×104m3/d。
5.3 伴生气处理
二号联轻烃站扩建1套40×104m3/d伴生气的MDEA脱硫处理装置, 伴生气进入站内经增压后进入MDEA脱硫系统进行脱硫。脱完H2S的伴生气20×104m3/d伴生气进入二号联轻烃站进行回收处理, 剩余伴生气17.87×104m3/d外输三号联轻烃站进行轻烃处理。
摘要：塔河油田12区奥陶系油藏开发储量纵向上主要分布在T74以下060m范围内, 储量为12015.13×104t, 占总储量的76.78%;其次是T74以下60-120m, 储量为2787.33×104t, 占17.81%, T74以下120180m储量为846.79×104t, 储量只占5.41%。随着塔河油田12区、10区的滚动开发, 12区、10区 (东北) 目前新建计转站 (12-1计转 (掺稀) 站、12-4计转 (掺稀) 站、10-4计转 (掺稀) 站、10-5计转 (掺稀) 站) 油气分离后伴生气均进入放空火炬烧掉, 由于该区块H2S含量较高, 长期进行放空, 造成了环境污染。另外油田伴生气中含有较多的重烃组分, 可以生产高附加值的液化气和稳定轻烃, 目前放空焚烧的现状, 造成了资源浪费。
稠油集输技术研究 篇7
在油田稠油、超稠油生产中, 使用较多的稠油泵主要有双螺杆泵和凸轮转子泵, 下面对双螺杆泵与凸轮转子泵的各项性能进行对比研究, 最终选择出最优的稠油输送泵。
(1) 、脉动与振动
双螺杆泵是利用相互啮合的螺杆在轴向上形成的封闭空间的移动不断地吸入和泵出液体的一种回转正排量泵。由于液体在泵中是匀速移动的, 其流量与压力变化量很小, 运转平稳, 低噪音, 振动小, 压力脉动很小, 约为1.5-3%。
凸轮转子泵是利用密闭容积的变化来对稠油进行吞吐的一种回转容积泵。在容积增减过程中易出现容积闭死的状况, 不可避免地引起脉动, 特别是在排出压力高于1兆帕时, 有着明显的脉动, 伴随着很大的噪声, 其压力脉动达到了4-8%。
(2) 、流量与压力范围
双螺杆泵的流量决定于螺杆的导程和直径两个参数, 通过改变螺杆的导程和直径即可使流量与压力发生改变, 对压力的调节可以达到较大的范围。
凸轮转子泵的流量与转子外圆直径成正比, 但是转子直径增大会产生汽蚀, 从而要求降低转速, 增大了泵的径向力, 使得排除压力难以达到高值。
(3) 、吸入性能
双螺杆泵输送流体是沿轴向方向, 具有较小的轴流速度, 吸入能力很强。
凸轮转子泵中液体要在转子带动下做圆周运动, 具有较大的绝对速度, 吸入效果不是很理想。
(4) 、效率和使用成本
双螺杆泵液体输送的速度比较小, 其效率受液体粘度影响很小。另外双螺杆泵属于双吸结构, 螺杆不受轴向外力作用。单杆受的轴向液压力也可通过一定的措施达到平衡, 运动副接触面之间的磨损较小, 使用寿命很长。
凸轮转子泵采用的是一级线密封, 容易受到转子外圆磨损的影响而导致密封遭到破坏而失效, 从而大大降低了容积效率;另外凸轮转子泵存在着全方位的磨损, 难以进行有效维修, 需更换新泵, 这样就大大提高了使用成本。
综合来看, 双螺杆泵工作时运行平稳, 振动及噪声都较小, 压力脉动只有1.5-3%, 流量与压力可调范围大, 排出压力可达到6.4兆帕, 效率在70%以上, 耐压性强;凸轮转子泵工作时有很大的噪声, 压力脉动在4-8%之间, 吸入性能不理想, 排出压力才4兆帕, 效率不到65%, 维修不便, 成本较高。故而, 在超稠油集输作业中, 首选泵型是双螺杆泵。
二、双螺杆泵工作特性受稠油粘度影响分析
(1) 、流量
在螺杆泵正常运作时, 由两螺杆与衬套间的空间形成密封腔, 螺杆转动就带着密封腔里的液体在轴向上移动, 螺杆正转一周即带动密封腔和液体从进口向出口移动一个身位, 同时进口处吸入一个密封腔的液体, 出口处排出一个密封腔的液体。故而双螺杆泵理论上的流量等于密封腔容积与转速的乘积:
式中:K-修正系数, 由螺杆结构决定;B-螺杆外圆直径 (m) ;L-螺杆导程 (m) ;n-螺杆转速 (r/min) 。
由于泵的结构与密封性能的制约, 在实际工作中, 泵的泄漏是无法避免的, 其实际流量必然要比理论流量小, 液体的泄漏量用表示, 则有。液体泄漏量的影响因素主要包括:密封腔容积大小、密封腔的密封效果、液体的粘度以及泵的进口与出口间的压差值等, 而在同一台泵中, 密封腔的容积和密封效果是相同的, 故而泄漏量是一个由液体粘度和泵的进出口压差构成的函数, 可表示为:。
由以上分析可知, 对于同一台泵在一定的转速和进出口压差情况下, 泵的实际流量随着液体粘度的增加而增大, 当粘度增大到一定值后, 实际流量变化趋于平缓, 最终趋近于理论流量。
(2) 、轴功率
双螺杆泵的轴功率由三部分组成, 分别是:有效功率、容积损失功率以及机械损失功率。有效功率是泵对输送液体对象做的有用功, 其等于压差与实际流量的乘积;容积损失功率决定于泵中液体的泄漏量, 容积损失功率与有效功率两者之和是与压差和理论流量的乘积相等的;机械损失功率主要包括两个方面, 一是轴承、螺杆等做机械传动运动时所耗费的功率, 这部分功率与进出口压差相关联;二是泵轴之间以及螺杆与衬套之间的摩擦作用而消耗的功率, 这部分功率主要与液体的粘度相关, 随着粘度的增大而增大。
所以, 双螺杆泵的轴功率。由以上分析可知, 泵的轴功率在进出口压差一定时, 随着液体粘度的增大而增大。
(3) 、效率
当泵的进出口压差和转速不变时, 泵的轴功率及实际流量都将随着液体粘度的增大而增大, 所以泵的效率由泵的轴功率和实际流量随液体粘度的变化趋势决定。
在液体粘度比较小时, 机械损失效率随粘度增大而减小的量较小, 同时实际流量增大, 因此泵的效率是增大的;当液体粘度增大到一定值后, 泵的泄漏量变化非常小, 可以忽略不计, 泵内的摩擦随着粘度增大而增大, 从而导致泵的效率减小。在同一台泵中进出口压差和转速不变的情况下, 泵的效率和粘度的关系曲线如下图:
由图可知, 泵工作时的最佳工作状态处在曲线的最高点上, 对于不同的螺杆泵, 其最佳工作状态时对应的粘度不尽相同。所以实际工作中选择螺杆泵时, 必须要考虑到液体粘度对泵的影响关系, 尽量让泵处在其最佳工作点区域工作。
三、结束语
煤层气田地面集输工艺 篇8
煤层气是赋存在煤层中, 以甲烷 (98%以上) 为主要成分并吸附在煤基质颗粒表面的烃类气体, 俗称瓦斯, 是一种新的洁净能源。在以往的煤矿开采中, 煤层气直接排入大气, 造成资源浪费的同时, 也释放了大量的温室气体。在“和谐、低碳、节能”的发展主题下, 国家出台了一系列促进煤层气开发利用的政策, 对煤矿开采实施“先抽后采”的战略, 既可以减少瓦斯爆炸事故的发生, 又可以满足中国对能源需求量的日益增加, 还可以减少环保压力。
煤层气是一个低收益的行业, 为了使煤层气开发进入商业化运营, 便需要对煤层气田的工艺流程、设备材料选择、地面工程的建设方式等方面进行研究, 使得在发挥社会效益的同时, 又能保证开发企业的经济效益。
1 煤层气田的开发特点
1.1 煤层气田的开发方式
甲烷分子以吸附态赋存于煤层中, 煤含气量在3.0~16.07m3/t之间。煤层气为不饱和储层, 气体本身没有压力, 因此储层有效压力系统主要由静水压力和地应力组成, 储层压力为2.39~2.80M P a, 煤层深350~1000m, 储层温度为22~26℃。
经过多年的研究, 形成“解吸—扩散—渗流, 排水—降压—采气”的煤层气开发理论。煤层气的临界解吸压力为1.35~1.38MPa。这就需要将煤层中的水合理的采出地面, 在降低煤储层压力后, 煤层气从煤基质颗粒中解吸出来, 再通过煤层压力, 将煤层气送至地面。
1.2 煤层气田的生产特点
煤层气的存在形式决定了与常规天然气田不同的开发方式。煤层气井的生产具有以下几个特点:
(1) 排水采气。煤层气井在压裂后, 水在抽油机的作用下, 通过油管被抽油机举升到地面, 煤层气通过气井套管上升到地面。在正常生产过程中, 通过控制煤层内水的液位, 保证平稳产气。煤层气井压裂后, 需要在半个月内对气井实施排采, 否则该井有报废的危险。这就需要井场地面工程建设及时开展, 满足排采要求。在排采初期, 随着煤层中的水不断排出, 气井产量逐渐上升, 并达到稳定值, 排采期通常需要6~24个月。开始排采的气井, 不能关井, 也不能长时间停止排采, 否则会破坏煤层, 煤层气停止解吸, 导致废井。
(2) 井数多, 低压、低产。煤层气井井距为300~400m, 且煤层气田多位于山区, 井场分散, 这便加大了地面工程的建设难度, 也是造成建设成本偏高的重要原因之一。煤层气临界解吸压力为1.35~1.38M P a, 为保证产量, 需要更多的降低煤层压力, 煤层气到达井口的压力仅为0.2MPa。煤层气吸附量和解吸速度均有限, 导致煤层气产量低, 直井产气量为2500m3/d, 水平井产气量为17000m3/d。
(3) 煤层气组分简单, 气质较好。煤层气中CH4含量在98%以上, 另外还有少量的C2H6, CO2和N2。煤层气组分简单有利于简化地面工程的工艺流程。
2 韩城煤层气田地面集输工艺
韩城煤层气田位于陕西韩城地区, 一期工程产能建设为1×108m3/a, 二期工程产能建设为5×108m3/a, 最终产能将达到20×108m3/a, 目前一期和二期均已实施, 形成了煤层气田特有的集输模式。
2.1 井间串接工艺、低压集气、集中增压工艺
针对井场多、井口压力波动小的特点, 取消常规气田的集气站和集气阀组, 在井口设置流量计直接进行单井计量, 各井之间相互串接, 汇入采气干线, 然后从不同方向进入集气增压站, 最终减少集气阀组27个, 减少采气管线13.6%, 约43km
2.2 抽油机采用燃气发动机驱动
煤层气田位于山区, 需要从20km外引高压电力线, 另外气田地形复杂, 井场分散, 电力线施工周期估计为1a。在抽油机采取燃气发动机驱动后, 完全可以解决因电力线施工周期长不能给井场及时供电的问题。燃气驱动机在汽车发动机的基础上加以改进, 通过皮带传动驱动抽油机工作, 采取一对一的驱动模式, 燃料气就近取自井口产出气, 可以实现压裂1口井, 排采1口井。单台发动机标称功率为8k W, 耗气量为36~40m3/d。
2.3 采用非金属管材
韩城地区地形复杂, 采气管道拐点多, 平均每26m便有一个拐点。结合煤层气低压的特点, 对于管径不大于DN200的管道, 选用燃气用埋地聚乙烯 (PE) 管道。该管道内壁粗糙度小, 压降减少23%, 增加输量7.8%;易于弯曲, 线路弯头减少量在90%以上;管道焊接方便, DN200管线焊口施工时间不到10min;管道质量轻, 在山区可实现人工搬运。采用非金属管后, 施工速度提高50%, 工程费用减少20%以上。
2.4 煤粉预防措施
在煤层气开采过程中, 会不定期的出现煤粉, 进入压缩机气缸后, 将造成气缸损坏。针对此情况, 选用配置高级聚结滤芯的分离器, 其体积为重力分离器的1/3, 分离精度达到1μm, 压力降仅为0.01MPa, 在保证压缩机的安全运行的同时, 也为采气系统提供更多的压力降, 减小采气管径。
2.5 数据传输模式
针对煤层气井场数据量少、瞬间数据重要性小的特点, 井场数据采用GPRS数据通信模块, 并配合中国移动基站, 将数据传输至增压站, 利用移动电话卡实现无线传输, 其电源直接由抽油机的驱动机提供。
2.6 采用标准化设计
井场采用标准化设计, 按功能将井场划分成燃料气模块、抽油机模块、放空管模块、计量模块, 实现各井场的模块均一致, 实现批量化采购和工厂化预制, 井场安装时间缩短至1~2d。
3 结论
韩城煤层气项目于2010年1月投产, 整个项目运行平稳, 表明“井口计量、井间串接、低压集气、非金属管集输、集中增压”等技术符合煤层气田低成本开发战略。
采用井间串接、集中增压、燃气驱动抽油机等技术后, 单位能耗为1.49M J/m3, 低于以往煤层气田的1.52M J/m3。韩城煤层气项目地面工程折合单井工程投资63.5×104元, 气体单位建设成本为0.72元/m3, 低于以往煤层气田的0.93元/m3, 取得了较好的效果。
参考文献
[1]李五忠, 等.中国煤层气开发与利用[M].北京:石油工业出版社, 2008.[1]李五忠, 等.中国煤层气开发与利用[M].北京:石油工业出版社, 2008.
[2]冯叔初, 等.油气集输[M].东营:石油大学出版社, 1988.[2]冯叔初, 等.油气集输[M].东营:石油大学出版社, 1988.
油田集输系统节能研究 篇9
1 油田集输系统能耗状况
油气损耗高与能耗高是当今油田集输系统存在的两大问题。油气集输环节中挥发、耗费严重是油气损耗高的表现, 所以需要在增强密闭运行系统改造方面更进一步。油水处理损耗严重是能耗高的表现, 其原因主要是新问题不时产生, 然而当前的处理工艺、设施状况不能解决这些新问题, 因此需要在加强改造方面加大投入。
2 油田集输系统能耗原因
(1) 原来的集输设施不适应油水比例的变化越来越严重。当今, 生产有时未实现正常运行, 主要是因为许多工艺与集输系统设施之间不适应、运行能力不相配。因为特殊油藏与全新开发工艺得到开发, 导致油水在性质上改变幅度较高, 原油集输技术的不适应现象日趋严重。同时由于采油技术得到广泛应用, 这加大了地面集输系统的沉降、油水分离、污水处理和脱水方面的难度。
(2) 油气集输系统负荷比较高, 而且有些设备产生老化现象, 又未能依照相关规定对其进行定期检查与修护。一般情况是在没有瘫痪的情况下就不进行维修、在没有产生事故的时候就不停产, 从而使设备在近年中时常发生破裂事故。
(3) 油田集输系统管线防腐方面的问题。如果油田地面集输管线设备工作时间太长, 防腐措施受到严重破坏, 经常性的管线穿孔、设备腐蚀就将严重影响油田集输系统的正常工作, 并最终对油田生产产生不利影响。
3 油田集输系统节能研究进展
迄今为止, 很多学者在油田集输系统节能降耗的分析研究方面做了大量的工作, 取得了很好的应用效果。
(1) 对各种用能设备进行实地测试, 对油田联合站的能耗数据进行分析, 采用热力学和传热学有关知识进行计算分析, 发现了油田进入高含水阶段后联合站能耗大量上升的因素:加热炉热效率不高;一次沉降油罐不保温造成大量热能消耗;加热原油脱水工艺不合理;原油外输泵、脱水泵等系统工作效率低下。在此基础上发现了对原油脱水工艺进行改进、对沉降罐采取保温措施和在油、水泵上使用变频调速设备等节能降耗技术, 推动了节能降耗目标的实现。
(2) 把油气集输系统当作研究对象, 经由建立系统火用平衡模型, 对集输系统进行火用平衡研究, 同时对用能现状进行评价, 发现系统耗能的不合理环节, 找出了对应的节能方法, 为集输系统的节能改造打下了基础。
(3) 把油气集输系统当作研究对象, 建立起能量平衡模型, 对集输系统的用能进行评价计算, 找出了系统用能的薄弱环节, 同时依据结果制定出提高集输系统能量利用率的方法, 在理论上支持了集输系统的节能改造。
(4) 研究了热泵余热回收工艺的一般原理, 具体分析了应用热泵技术的条件与产生节能和经济效益的计算方法。针对典型的热泵余热回收系统与集输系统余热热泵回收工艺, 具体研究了余热回收利用的措施, 系统论述了应用中产生的关键问题, 显示出热泵技术的良好应用前景。
(5) 运用污水换热器, 回收再利用油田联合站污水的热能, 研究结果显示联合站污水余热具备极高的回收利用价值, 可用其采暖用水进行预热、对生活用水进行加热, 这不仅节约燃料, 而且有利于保护环境。
4 油田集输系统节能降耗新技术
4.1 优化调整二合一加热炉
(1) 用真空加热炉等先进工艺, 替换现有的二合一加热炉;采取科研攻关与引进技术等方法, 跟踪、研发新型加热炉, 缓解加热炉烟火管结垢与腐蚀状况, 使加热炉的大修周期延长。
(2) 技术与管理措施相融合, 控制加热炉的工作状况, 缓解加热炉的损坏状况, 深入挖掘技术与生产管理潜能, 严格管控掺水量与掺水温度, 增加停掺与掺低温水的井数, 降低加热炉的运行台数与工作时间, 降低工作温度, 缓解二合一加热炉的损坏难题。
4.2 应用节能降耗配套技术
(1) 采用大罐气体回收设备, 实现联合站油气集输全密闭。可以在联合站油罐安装大罐气体回收装置, 回收的天然气作为加热炉燃料。逐步取消一批单井拉油罐, 更换为密闭输送, 让油田的油气集输达到全密闭。
(2) 采用节能异型抽油机, 提高单井节能。节能异型抽油机节电效果显著, 主要由于它具备冲程长、动载小、工作平稳的优点。
(3) 工况输送取代集输管线, 增大热能利用率。合理地调节抽油机井伴热管网的工作工况, 在液量正常输送得到满足的情况下, 可以合理降低伴热水温, 使以降低热能单耗。
4.3 采用降温集油
当含水率超过转相点然而产液量低于100 t/d或者处于转相点周围的油井可以采用降温集油方法。可采用的技术措施有:
(1) 不加流动改进剂, 运用掺常温水方法, 增大油井总含水率, 推动转相, 改善流动条件, 达到常年降温集油。
(2) 通过增加流动改进剂达到降温集油与不加热集油。流动改进剂对集油温度具有明显影响, 随着加药量的提高, 集油温度显著下降, 同时其影响跟着产液量与含水率的增加而上升。该变化主要是由流动改进剂对含水原油勃度和乳状液形态的改变而引起的。测试结果显示, 当含水率是50%时, 加50 g/t流动改进剂, 含水油勃度 (450C) 就由54 m Pa·s下降至20 m Pa·s。此时, 原来的油包水型乳状液变为水包油型, 转相点下降了15-20℃。
(3) 对含水率已经超过转相点而产液量较低的油井, 因为液流已经不受勃一温关系的影响, 可使集油温度下降至接近凝固点甚至低于凝固点。具体措施为降低掺水温度, 但要依照集油系统条件, 根据集油参数优化与生产实践确定合适的集油温度范围。
4.4 增大常温集输的规模
含水率越高, 油珠聚并温度、管壁结蜡量与转相点所对应的乳状液温度越低, 这对实现常温集输有利。当含水率达到百分之九十后, 温度对视勃度影响不大。现场试验结果显示, 产液30 t/d以上、含水率达高于80%的油井均可以达到季节性停掺, 其中产液高于60 t/d, 含水率高于90%的油井可以实现全年停掺。
5 总结
油田集输系统节能降耗工作对于油田的发展意义重大, 不仅需要有针对性地解决关键问题, 而且需要全面地分析各个系统环节技术的特点与规律;不但要求借鉴国外的经验与技术, 同时需要开发具备本国特色的优势产品, 从而使油田集输系统节能降耗工程步入更高的台阶。
参考文献
[1]靳辛, 成庆林, 师祥洪.用能系统节能分析方法[M].北京:石油工业出版社, 2008:164