油气集输工艺技术分析

油气集输工艺技术分析（精选十篇）

油气集输工艺技术分析 篇1

(一)油气集输流程分类

1. 按加热方式。

按加热方式可分为不加热流程、热水伴随流程、井场加热流程、蒸汽伴随流程、掺热水流程、掺稀油流程、掺活性水流程以及掺蒸汽流程。

2. 按管线数目。

按油井管线数目可分为单管、双管和三管集油流程。

3. 按管网形态。

按管网分布形态可分为米字形管网流程、环形管网流程、树形管网流程以及串联式管网流程。

4. 按系统步站级数。

按着整个油气集输系统的步站级数可分为一级步站流程、二级步站流程和三级步站流程。其中一级流程中只含有集中处理站,二级流程有集中处理站和计量站,三级流程除了拥有集中处理站、计算站外,还拥有增压接转站。

5. 按密闭程度。

按着系统密闭程度可分为开放式和密闭式集油流程。

(二)油气集输流程设计原则

油气集输的整个流程,会因为油田内蕴含的油气物理及化学性质的差异,地理自然条件的制约,经济利用价值和方式的不同,采取不同的油气集输方案。通过相互对比,得出性价比相对最高的一种设计流程。尤其技术流程设计所遵循的基本原则如下:

1. 整个油气集输流程,尽量全程封闭,以减少油气在运输的过程中产生不必要的损耗。

2. 最大限度地收集油田中所出产的油气资源,把油气资源最大限度地生产加工成为符合使用标准的原油、天然气等相关产品。

3. 充分利用油田矿井中的流体压力,适当提高并控制整个流程系统内部的运作压力,以逐步扩大输出半径,减少中转环节,以避免中转环节造成的油气损耗。

4. 合理利用系统中的热量,做好对整个油气集输流程的温度的整体控制,做好保温控制的同时,减少运输过程中的热耗。

5. 在同等条件限制下,采用相对性能较高,整体工艺及操作较为简便的系统,以提高整体效率。

二、国内外在油气集输流程上的现状

(一)原油集输工艺

在含蜡量过高,高凝聚油田中,国际上包括我国,普遍应用的是加热集输工艺,并在集输线路上多级布站,单井计量,单双管协调集油,最后经由大站对原油集中处理的联合工艺系统。由于石油开采储备问题,现在油田的开采一开始进入高含水阶段,由于原油含水量的增加,开采时的原油特性有所改变,向着常温或低温集输工艺发展,并进一步简化整个集输工艺流程。

(二)多项资源混合技术

由于现在生活对石油和天然气的依赖,长距离的油气集输必然要得到应用,同时也是一项世界前沿科技,从20世纪80年代开始,各国就已经对此项工艺流程进行开发研究。现今流行的工艺流程为多相混合油气集输技术,同时与电热技术配合,对于长距离油气集输有着重要的意义,经过多年的开发与研究,现在工艺流程在不断地简化和自动化,加强了油气集输的距离和集输过程的保护。

(三)原油脱水工艺流程

对于含水量过高的原油集输,国内外通常采取两段式脱水工艺流程。其中,一段为脱出游离水,主要措施有大罐沉降和凝结脱水两项措施。二段脱水加装电机,交直流变电式复合脱水法进行脱水。对于一些含蜡量少,凝点较低的高含水型原油,主要采取热化学反应脱水工艺流程。目前,在集输原油脱水方面,各国都在开发研制高效的游离水脱除器。因此,根据原油开采状况,研制并使用高效率游离水脱除器是很有必要也是很有效的一种原油脱水工艺。

三、我国在油气集输流程上的发展

(一)单井集油阶段

单井集油,即在油田的开发过程中,多数使用的是单井集油,单井加工的操作流程,只要石油,不收集天然气。原油的加工也仅限于沉降法来脱水以及除沙,属于最简单的工艺流程,这种工艺流程浪费较大,原油加工较为粗糙。

(二)密闭集油阶段

新中国建立以后,特别是进入60年代全国工业大发展进程加快,相继开发出了一大批储量丰富,质量过硬的大型油田。这类油田在开发的过程中,逐渐形成了以封闭式为主,多种集油流程共存的油气集输系统。这种系统先后开创了单管密闭,井网排状流程,后来又发展成井网“米”字形流程。这种流程由单管输出,通过计量站和集油站进行分离、脱水等相关处理。这套流程在油气的集中环节,做到了初步的密闭式收集,但进行脱水阶段,还是开放式的,有一定的油气损耗。

(三)油气高效集输技术阶段

从20世纪90年代开始,我国各大油田相继进入高含水采油期,各大油田都把节能降耗作为开采过程中的重点问题来对待。特别是“十一五”计划以来,节能减排成为了我国各产业发展的主要目标,近年来更是变为硬性指标。各大油田在为了响应国家号召,在油气集输工艺流程方面,突出了高效节能问题,研发出了一批具有世界领先水平的高效节能油气集输工艺流程,使我国在油气集输方面进入了高效时期,并在世界处于相对领先地位。

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。

摘要：本文首先对国内外采油技术的发展做了相应的回顾,然后对油气集输进行了介绍和对比研究,掌握各种方式的优缺点,根据各地的不同特点,总结出最适合自己的油气集输方案,以提高我国油气集输工艺方面整体的实力。

关键词：油气集输,采油技术,集输工艺

参考文献

[1]黄耀达,吴涛,关克明.浅谈油气集输工艺过程及流程选用[J].石油和化工设备.2009(12)

[2]成庆林,孟令德,袁永惠.油气集输系统的节能潜力分析[J].应用能源技术.2010(01)

[3]刘万丰.油气集输系统生产运行方案优化方法[J].油气田地面工程.2010(02)

油气集输工艺技术主要由 篇2

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。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。

油气集输系统自动化控制技术研究 篇3

关键词： 油气集愉；自控系统；自动化控制

前 言

随着科学技术的不断进步，工业控制技术也越来越朝着先进趋势迈进，进而使企业中的生产效率明显提高。工业自动化控制从通俗意义上来说，就是在工业生产过程中尽可能的减少消耗人力资源的次数，而充分利用机器等除动物以外的能源或者动力来进行生产，也可以说是一种能够让工业流程不消耗人力，自动生产的一种过程。作为现代企业最重要的一种技术，自动化在现代企业发挥着重要作用。随着第三次科技革命的到来，计算机、微电子、纳米等技术不断更新，自动化技术也在不断发展，各国开始认识到研究工业自动化控制技术的必要性，在这样的背景下使工业自动化控制技术得到了空前绝后的发展。当前工业自动化技术在社会各个领域应用十分广泛，经常可以在机械制造、建筑、计算机等行业领域中发现自动化技术的影子。本文论述了当前油气集输自动化控制系统及发展情况。

1 自动化控制技术

到目前为止，中国的工业自动化进程发展依旧迅速，“PLC，变频器，触摸屏”等产品都被广泛应用到了工业控制的各国领域，为中国的现代化工业生产做出了巨大贡献。（1）PLC。

PLC 是一种电子系统，通俗来说，是一种可以编辑程序的逻辑控制器，通过运用数字计算的操作过程，可以控制设备的生产。这种技术依赖于计算机技术，而随着计算机技术不断发展与革新，会出现容量更大、速度更快的产品不断出现。可以说这种控制器在工业控制领域属于核心位置。（2）DCS。DCS 在我国自动控制行业又被称作是集散控制系统，它运用了

计算机 4C 技术，具有较高的实用性、灵动性和通透性。它的特点是相对集中管理与分散控制，有利于人们日常操作与管理。（3）工业 PC。工业 PC 包括了 IPC 工控机和 CompactPCI工控机以及它们的变形机器。由于现在的 IPC 难以满足现代工业 PC 运行的要求，在不久的将来会慢慢被淘汰。不同种类的 IPC 机器可以同时作为服务器和客户机使用，形成一种系统性网络，可以被工作人员同时控制和管理，就像一种综合系统来实现企业内部信息数据的转变和交流。

2 油气集输工艺

油气集输是一个多步骤的生产工艺过程，主要包括：收集原油和天然气、储存、初步加工等过程。它承担三个方面的任务：一是将从油井开采出的石油气、液的混合物经过运输管道进人油气处理站进行气体、液体分离和进一步脱水处理，目的是使处理后的原油达到国家的初步标准；二是把检测合格的原油运输到原油库进行贮存，而且要把初步分离出的天然气运输进天然气处置厂，进行数次的脱氢、脱酸的处理，如果纯度很低，就要进行深加工处理；三是原油库以及天然气的提纯站以多种方式将多次处理达标的原油和天然气传输给居民。油气集输生产与钻井、修井等作业不同。首先，它具有油田分布广、路线长的生产特点。其次，又具有易燃易爆、生产阶段性强、易发生火灾等生产特点。所以，随着开发油田项目的展开，石油气集输生产这个步骤更加受到人们的重视，还有，一个国家整体开发建设油田的技术水准，主要取决于油气集输工艺的技术水平，集输工艺的最主要的步骤就是提纯。原油主要按蜡的质量分数分为两种：一种是高含蜡原油，一种是低含蜡原油。对高含蜡这种原油除采用加热这一办法，还采用了加化学药品的方法实行单个管运输的办法，如美国、法国、西班牙等国家。我国低含蜡原油的提纯技术较高，主要采用单个管不加热这种工艺。

3油气集输自动化系统

1）应用专业的检测仪表。检测仪表是实现自动化控制的基础，因为计算机自动化控制过程中，数据的采集，都需要检测仪表进行数据检测。近几年，检测仪表的精确度不断提高，最主要的原因是科学技术的发展。智能化仪表还具有自动数据存储以及自动化数据处理功能，每一个检测仪表成为一个独立的自动化控制单元。高性能的变送器刚刚上市，就被探测油田的专业人士应用在油田开采、收集、生产的过程，并且得到很多油田企业的广泛运用。2）油气集输自动化系统。油气集输自动是以计算机技术为依托，在油气集输过程中，利用计算机控制软件，对各设备进行计算机控制，将生产工艺过程自动化，保证了工艺生产的高效化与安全化发展。

4自动化系统的发展

l）油气集输过程自动化工艺的发展。研究油气集输这一重理碧工艺，提高现有工艺水平，运用系统理论和整体工程方法分析油田集输自动化系统，开发适应运输特点的进步工艺，大致包括以下几个方面：（l）开采出来的原油初步处理，研究高速率提纯技术；（2）研究油气和水的混合物分离技术，发明对应的计算设备，简化复杂的流程；（3）研究油和气的混合运输技术，减少分离次数，降低分离成本；（4）检测油和气运输道路的故障、评估运输技术，尽可能地延长管道使用时间；（5）改进节能工艺，提高节约能源的综合技艺；（6）增进与国外集输技术专家的交流，提升管理水平和素养。2）提高自动化水平需要的条件。首先，专业技术人员的投人是成功实施自动化集输工艺运作的条件。其次，应该加强自动化工艺对油田采集的作用。为了使油气集输过程成为自动化的过程，需要注意以下几个环节：首先，使工艺流程尽可能的简单，这需要技术人员设计合理而且可实行的控制方案；还有，提高技术人员的培训水平，整体提高工作人员的职业素养。3）自动化系统的不断发展。未来几年，油田自动化的发展大致体现在这样几个方面：首先，使用現有的科学技术不断地提高集输系统中各个相互联系的子系统之间的控制方案，这个方案需要具有合理性和可实行性的特点，这样就可以更快地实现过程全部自动化；其次，将电脑管理系统用在油气集输过程中，提升这个过程的全面自动化水平。

总之，集输自动化控制技术是通过丰富的科学理论基础作为支撑力量，其发展离不开计算机、通讯、微电子等技术，需要多种科学技术的共同开发，进而实现自身的发展。

参考文献：

1. 刘萍，刘华印.塔中油田集输系统中的几个问题 [J].石油规划设计，1995（4）.

2. 马彦红.工业自动化的发展现状及其应用[J].硅谷，2010（14）：40.

油气管道集输储运技术分析 篇4

1 油气管道集输储运

1.1 集输系统

油气集输指的是在油气田上收集各井产出的原油、天然气及其伴生物, 经过分离、计量后汇集输送至处理站。然后, 经过油气水分离与净化后, 将达到规范标准的原油、天然气进行外运。在这过程中, 涉及到了原油稳定、轻烃回收、含油污水处理等工艺。

油气管道集输一般采用三级、二级、一级布站方式, 若采用三级布站方式, 可以分别设置计量站、接转战、集中处理站。集输管网中的油气输送过程、流向确定以油气田地质特征、油气物性、采油工艺和建设条件等为依据。油气管道集输系统设计时, 一般按照油气田开发区规定的逐渐产油量、产气量及十年中最大处理量等参数来确定生产规模, 使用年限为5~10年。

1.2 储运系统

油气管道储运系统是油气生产、加工与使用的桥梁, 只有做好了油气储存工作才能奠定油气使用基础。油气储存主要是油气田的处理站场, 具体包括原油、成品油储存和天然气储存两个方面。

原油、成品油储存可以采用油库, 储油方式以地上金属罐储油、地下岩穴等方式为主。其中, 地上金属罐储油方式最为常用, 且立式圆柱形的金属油罐比较多。天然气储存方式有地下储气库、天然气储罐等。地下储气库与地上初期设施相比, 具有容量大、安全度高、适应性强、经济性好、占地面积少等优点, 与天然气战略储备相适应。

油库是油气集输与储运中的关键节点, 其设计与选址有着多样性要求, 具体如下:第一, 根据油气田和外运实际条件, 合理选择油库地址, 并做好立面布置工作, 确保防火等设施符合相关规范规定。第二, 根据油气的性质与总储存量确定储存方式、储罐类型、储罐数量等。第三, 按照油气田集输与外运的具体方式设计集输工艺流程, 选用适当的设备装置, 并根据具体设计绘制完整的工艺流程图和设备安装图, 指导工作人员操作, 避免出现失误, 影响油气正常的集输与储运。

2 油气管道集输与储运的相关技术

2.1 原油稳定技术

油气中一般含有C2、C3等组分, 进罐或装车中有一定量的蒸发损耗。为降低原油损耗、减少回收油气资源, 需要采用原油稳定技术, 进行脱气稳定处理, 使原油中的轻烃较完全地挥发出来, 从而降低原油在常温下的蒸汽压。根据《油气集输集输设计规范》要求, 常温下稳定原油的蒸汽压不易超过当地大气压的0.7倍。进行脱气稳定处理时, 可采用微正压闪蒸稳定、负压闪蒸稳定、分馏稳定等技术手段。以微正压闪蒸稳定技术为例, 先使被稳定矿场中的原油进入稳定塔, 将稳定塔气体调整到微正压条件下, 然后进行一次闪蒸, 挥发掉原油中的轻烃。

2.2 轻烃回收技术

在油气生产过程中会产生一些伴生气, 如轻烃等, 这些伴生气具有易燃易爆性质, 若没有完全回收, 将对油气安全生产造成一定隐患。为贯彻绿色生产理念, 避免发生燃烧、爆炸等事故, 保护操作人员身体健康, 应当采用轻烃回收技术。轻烃回收技术的具体方式很多, 其设计必须符合油气生产实际需要, 选用适用的设备。从其他油气项目实践情况来看, 采用的轻烃回收技术方案有冷凝分馏法、轻油循环吸收法等。具体工作中, 应根据油气生产特点和要求进行优选, 从中选择比较适合的技术方案。

2.3 原油脱水技术

在一些含水量较高的油田生产中, 为提高原油质量, 需要采用原油脱水技术。具体工艺操作分为两步:第一步, 游离脱水。采用聚结脱水或大罐沉降脱水方法;第二步, 电脱水。采用交流电与直流电相结合的复合方式。在原油脱水处理上, 设备仪器的技术含量越来越高, 如高效率游离水脱除器, 运用这种设备对游离水进行处理, 极大提高了原有脱水工作效率。

2.4 腐蚀控制技术

油气管道集输储运中, 管道腐蚀虽是一种常见现象, 但若不采取相应的预防措施, 控制腐蚀问题, 管道使用一段时间后, 将会出现裂缝等问题, 不仅危及油气集输与储存质量, 也会降低油气质量。为此, 油气集输管道可以采用内防腐技术, 用于预防管道腐蚀问题。

2.5 失效控制技术

所谓的失效控制就是针对油气管道集输储运系统的失效模式、失效原因等进行分析判断, 针对具体模式与原因制定相应的技术方案, 控制油气管道失效。失效控制技术的具体方法有基于故障树、贝叶斯网络的定性、定量分析法。以上两种方法都可以较好描述事件状态的逻辑性和多态性, 能够实现对风险的有效识别和判断, 确保了失效控制有效性。

3 油气管道集输储运技术困境及应对

3.1 困境

从实际情况看, 国内油气管道集输储运技术实施面临的困境有以下几个方面:第一, 我国多蜡原油产量较多, 通常采用加热输送方式。可是实践中加热产生了较高的能耗, 造成能源浪费。如果多蜡原油集输中, 热力条件满足不了管道输送要求, 就会引起凝管问题。为避免凝管, 又要采用正反运输交替方式, 二次产生能耗。如何解决多蜡原油输送中的能耗问题是当前油气集输储运中面临的一大技术课题。第二, 在原油含水量很高的情况下, 原油中的油水分离特性会产生相应的变化, 使游离水脱水和沉降等工艺操作表现出不适应性, 产生较大的能耗, 造成集输工艺技术不能适应节能要求。

3.2 建议

第一, 原油输送中的问题可借鉴国外先进技术工艺, 也可参照国内成功做法。比如马惠宁输油管线采用加剂综合处理输送原油管道, 夏季进行常温输送, 春秋进行热处理输送, 冬季加入降凝剂进行输送, 解决了管道凝管问题。第二, 针对原油脱水处理问题, 应当积极研究高效脱水处理工艺, 提高原油脱水处理效率, 降低能耗, 复合生产要求。

4 结语

综上所述, 油气管道集输储运系统是油田上用来接收、储存、发放原油和天然气的主要系统, 具有周转频繁、储存油品单一的特点。为保证油气田运输与生产正常, 必须选用适当的油气管道集输储运技术, 科学设计相关工艺, 合理选用油库, 使油气的收集、储存与运输复合生产需要。与此同时, 研究当前油气技术储运技术面临的困境, 积极进行技术创新, 提高油气技术储运技术水平, 适应油气的收集、储存、运输工作的实际情况。

摘要：油气管道集输储运是油气田建设中的最主要工作, 建设质量的好坏直接决定着油气田生产效益与安全。鉴于油气集输与储运的重要性, 本文从发展角度入手, 对油气管道集输与储运技术进行了探讨, 并注重探讨了当前油气集输与储运集输技术实施中的问题, 加强与完善油气管道技术与储运集输, 切实落实油气管道生产操作, 保证油气管道集输与储运工艺操作质量, 确保生产效益与安全。

关键词：油气管道,集输,储运,油气库设计

参考文献

[1]张劲军, 何利民, 宫敬, 李玉星, 宇波, 刘刚.油气储运理论与技术进展[J].中国石油大学学报 (自然科学版) , 2013, 05:151~162.

[2]周惠灵.中国石油管道集输储运技术分析[J].中国新技术新产品, 2014, 01:61.

[3]孙今朝.管道公司油气储运技术服务项目中的组织机构设置及人员配置研究[D].中国科学院大学 (工程管理与信息技术学院) , 2013.

高效油气集输与原油处理工艺探讨 篇5

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

油田集输系统节能技术分析 篇6

[关键词] 脱水；注水；污水处理；地面防腐

【中图分类号】 TE86 【文献标识码】 A 【文章编号】 1007-4244（2014）03-191-1

一、地面系统主要表露出来的问题

1.油气集输和处理系统负荷增大，现有的工艺流程复杂，系统能力不能满足开发后期的生产要求。各油田现有设备主要是针对开发中期的特点而设计配套的，进入开发后期后，采出液的乳化特性、介质特性都有较大变化，原油集输方式、设备结构不能适应这一变化的需要。

2.污水处理系统主要是处理量的增加和水质标准的提高，现有流程和设备落后，按常规的处理方式已不能满足生产要求。

3.进入开发后期，为了进一步提高采收率，各油田都在进行三次采油矿场试验，有的已进入工业性推广应用阶段，如大庆、大港、河南等油田。由于驱注液对原油乳化液特性有较大的影响，为地面处理工艺带来了新的课题。

4.注水系统由于注入量的增加，电力负荷急剧增长，注水井洗井次数增多，造成洗井能耗和污水处理系统的负担增大。

5.油田开发后期防腐问题日益突出。由于东部油田开发建设较早，地面工艺管线设备运行时间长，防腐措施破坏严重，经常性的管线穿孔、设备腐蚀已严重影响了油田的正常生产运行。

针对油田开发后期的生产特点，通过地面工艺的系统配套攻关，研制能耗低、效益高、投资省的工艺设备和合适的节能降耗工艺技术，使开发后期原油集输处理、污水处理，三次采油工艺、注水工艺及油田防腐工艺技术达到一个新水平。从而达到实现油田地面工艺在开发后期的技术改造投资省、效益高的目的。

二、地面系统问题的分析与解决

（一）污水处理工艺方面。国内外含油污水处理工艺是基本相同的，主要分为除油和过滤两级处理，处理污水进行回注。根据注水地层的地质特性，确定处理深度标准、选择净化工艺和设备。对渗透性好的地层，一般污水经除油和一段过滤后即进行回注；而对低渗透地层，则要进行二级或三级过滤。在设备方面，国外开发应用的设备有许多不同类型，其处理效率都较高，如使用较广泛的气浮选装置就有立式罐和卧式槽型，除油效率达98%以上。精细过滤设备对悬浮物的控制含量<1mg/l，颗粒直径<1μm。同时，开发了精细过滤器，PE、PEC微孔过滤器等，对2μm颗粒的控制能力在85～95%，基本满足了各种地层的注水水质要求。从初步应用来看，旋流分离器具有体积小，处理量大等特点，分离效率一般在50—80%，目前陆上部分油田已应用于污水处理中。

（二）注水工艺方面在注水工艺方面，我国注水流程一般采用二级流程。由于注水系统效率较低和采用了落后的固定洗井工艺，使得注水系统能耗较高。进入开发后期，由于注水量和洗井工作量的增加，注水系统用电将继续增长，如何采用新工艺、新技术，降低注水能耗和洗井费用将是新的研究课题。

（三）三次采油工艺方面三次采油工艺地面部分主要包括注入工艺和产出液的处理工艺。在注入工艺中，国内外主要考虑的是如何防止聚合物降解的问题，因此一般均采用除氧、杀菌、除铁后的清水作为混配介质，注入流程为单泵对单井。设计院研制出DJQ型聚合物驱低剪切流量控制器，使聚合物溶液的粘度保留率达到96%以上，实现了一泵对多站和一泵对多井的工艺流程，已得到较好的应用。随着三次采油大规模的实施，完全采用清水配注，将造成油田污水无法回注，采用单泵对单井流程由于工程投资高，给三次采油推广造成了困难。因此有必要开发污水混配和新的注入工艺研究，以期使三次采油技术得到较好的应用。

（四）防腐涂料主要有煤焦油、沥青、石蜡、预制薄膜和热敷涂层等五大类，据文献报道煤焦油层寿命可达50年以上。内防腐涂料主要有煤焦油环氧、催化环氧聚合物、纤维玻璃加强聚脂等。近年来又开发了高密度聚乙烯（HDPE）外涂料，其温度范围-45℃～80℃，在寒冷和沙漠地区寿命可达30年。 国内油田埋地管线普遍采用石油沥青涂层，一般50～80℃的油气水管线采用专用沥青，防腐等级分为普通绝缘、加强绝缘和特加强绝缘三级。近年来，各油田又根据需要相继开发了环氧粉未涂料，防水防腐型涂料等。相比之下，我国在防腐材料种类、施工技术、补口工艺方面与国外存在一定差距。油田开发后期，污水闭路循环，水质进一步恶化，我国东部油田大部分又建于二十世纪六、七十年代，针对这些地下地面设施面临着的重新防腐的问题，防腐技术的发展趋势将是系统防腐技术研究和新型防腐涂料的研制。

三、结束语

油田开发后期集输系统改造与节能降耗是一项系统工程，既要有针对性地解决关键问题，又要较全面地把握和研究各系统环节技术的特点和规律；既要积极借鉴国外的经验和技术，又要研发具有本国特色的拳头产品，如河南油田研发成功的移动洗井车（专利产品），在多个油田得到了较好的应用效果就是最好的例证。只有这样，才能较好地解决我国油田开发后期所面临的一系列难题，从而达到油田开发经济与效益俱佳。

参考文献：

[1]朱益飞.胜利油田油气集输系统现状及能耗控制对策[J].石油工业技术监督，2008，（01）.

[2]张奎文.原油集输及处理系统节能对策[J].油气田地面工程，2007，（08）.

[3]李建，梁婷，刘伟，吴艳.老油田集输系统现状及改进策略[J].油气田地面工程，2010，（01）.

油气集输工艺技术分析 篇7

1 目前油气集输系统中节能降耗的现状

由于原油中的综合率含水量较高、耗能设备的效率较低以及原油脱水加热, 因此, 造成油气集输系统的耗能相对较高。近年来, 我国先后使用了一些先进技术及新设备, 并取得了很好的效果, 例如当前被广泛使用的常温游离水雨脱出技术, 此技术是将规定剂量的破乳剂放入含水较高的采出液中, 在不用加热的情况下就可以使游离水分离, 具有较好的净水作用。自然不加热集输设备的应用可以在油田产液的含水量超过60%时, 将油包水型乳化液转化为水包油型乳化液, 从而减少流动阻力, 增加液含水, 当产液温度达到原油凝点时, 可以在不加热的情况下直接输送。油气集输系统作为极其复杂的系统, 其中动力、热力以及分离设备的效率至关重要。油气集输系统中的热力设备就是平时人们的熟知的加热炉, 其作用是提供能量。要想使热力设备的热效率有所提高, 必须结合热力学第一定律进行科学分析, 并对其中存在的问题进行及时地解决。在油气集输系统的动力设备中, 泵的作用极其关键, 应该以理论泵的知识原理为参考, 完成新泵的设计, 从而提高效率。分离设备中分离器是至关重要的, 可以在原油的分离器上进行加以改进和创新, 使工作效率有所提高。

2 目前油气集输系统中节能降耗技术存在的问题

油气集输系统在实际运行中, 由于采出液中的含水量不断增长, 给油气集输系统中的系统效率的提高、节能降耗以及油水处理等工作带来了较大的难度。此外, 一些偏远地区小规模的油田开发带来了新的难题, 其中包括油水处理过程中耗能过高以及计算混乱等问题, 这些问题的出现严重影响了正常的油水处理工作, 并且部分设施存在较大的问题, 必须加以重视进行相应的改造。由于在油气开发的过程中, 能量被大量的挥发, 从而造成油气损耗的增长, 要解决这一问题, 必须加以重视密闭运行系统的状况, 并进行必要的改造。计量混乱情况的发生, 直接影响了分队计量系统的正常运行, 造成众多采油厂无法对个体采油队以及产水、产气进行单独的计量, 因此, 这一问题必须及时地进行处理。在油气集输系统中存在能耗问题较为复杂, 其中包括由于开发工艺的不断更新, 对油水的性质造成了较大的改变, 从而造成原油集输无法适应以及由于油水比例发生了较大的变化, 从而造成无法适应原有的技术、设施等。

3 节能降耗技术在油气集输系统中的应用效果

3.1 信息技术的应用, 使运行程序得以完善

近年来, 随着我国信息技术的不断发展, 油田开采中逐渐实现了信息化管理。而油气集输系统可以同时完成对数据的采集、分析和传输, 并能对相关部门管理人员的决策及时地提供准确的信息。通过对进站油气水以及原油外输计量系统的完善, 可以严格的控制高效加热以及机泵变频闭环, 并实现了对管线、污水、储罐、用电量、加热炉、以及燃料油气自动计量分离器的实时监控。从而在完善运行程序的同时大大提高了油气集输系统的工作效率。

3.2 油水泵变频技术的运用, 使机泵运行效率得以提高

由于在石油开采过程中含水量的增加, 使处理原油的机泵数量也随之增加, 因此, 使电耗量有了明显的增长。为了解决这一问题, 近年来, 油水泵变频技术在油田开采中得到了广泛的应用, 在提高机泵运行效率的同时, 可以有效地节省电量。此外, 通过自动监测系统和变频调速的结合, 可以实现闭环的自动控制。此外, 通过不断地加大对油水泵的改造, 合理的选择泵的型号, 并对系统的运行参数进行合理的配置, 从而在很大程度上提高了油水泵的工作效率。

3.3 无功动态自动补偿技术的应用, 使系统损耗大大降低

由于油田生产能力的不断变化, 油气集输泵站的实际处理能力和实际产量存在较大的差距, 众多设备的运行效率较低, 使机泵无法在高效区运行, 从而使系统效率大大降低, 针对这一情况, 并结合油田个采油厂的配电室用电负荷根据生产需要而变化的具体情况, 提出运用无功动态自动补偿技术, 通过对其实施进行实施动态补偿应用试验, 取得了较为理想的实际应用效果。不但大大提高了油田电网运行的功率因数, 降低了系统损耗, 也有效地提高了电力能效的综合利用效率, 节能效果比较明显。

4 结论

综上所述, 油气集输系统作为油田生产过程中的重要组成部分, 其能耗的高低是影响油田的运行成本和经济效益的关键因素, 因此, 必须充分利用节能降耗技术, 以减少油气的消耗, 提高油气集输系统的运行效率, 从而在降低运行成本的同时提高油田开发的经济效益。

参考文献

[1]扬庚桂, 朱继红, 高云峰, 康矿生.油田开发后期集输系统优化调整技术研究与实践[J].中外能源.2007.12 (5) :66-67

[2]胡博仲, 李昌连, 宋承毅.大庆高寒地区不加热集油回顾与展望[J].石油规划设计, 1995, 10 (2) .32-33

[3]宋承毅.论高原油不加热集油的影响因素[J].油气田地面工程, 1995, 14 (1) :9-12

[4]罗升荣, 杨建展, 季寞, 等.大庆萨南油田不加热集油技术的实践与认识[J].应用能源技术, 2001, 71 (5) :3—5

油气集输工艺技术研究 篇8

1.1 原油集输工艺

很多油田原油高含蜡高凝, 加热加工工艺和多级布站、单井集中计量、单管道和双管集油等处理工艺比较常见, 我国的辽河以及华北油田就采用这种工艺方法。

国外处理高含蜡原油主要采用加热方法, 加入化学药剂降低粘度, 单管集输方式应用也比较广泛, 在美国和加拿大等国家工艺发展比较成熟。低含蜡和低凝点原油主要采用单管不加热的集输工艺, 如新疆油田。

在技术工艺方面, 国内的大庆油田起步较早, 对比国内其他油田有着一定的技术基础优势, 大庆油田经过过年开采, 逐渐进入高含水后期, 集输工艺逐渐向利用高含水原油流变特性降低输送温度, 实现常规输送, 简化集输工艺。

1.2 长距离多相混合工艺

长距离混输工艺是油气集输的尖端技术, 从上世纪80年代开始, 西方发达国家就针对油气水多相混合技术进行了大量的实验研究, 多相混输配合电热技术, 能够实现油气集输工艺进一步简化, 并有效降低工程成本, 是一项有着巨大发展潜力的技术, 在这方面, 国内的工艺水平和自主研发设备都落后于西方国家。

1.3 原油脱水

油田开采后期, 原油中含水量逐渐上升, 如何降低原油含水率成为了必须关注的问题。世界范围内, 原油脱水的主流技术是两段脱水。一段脱水使用大罐沉降和聚结脱水脱出游离水, 二段拖回采用平挂电极和竖挂电极交直流复合电脱水技术, 含水量过高的低凝低粘原油更多额采用热化学工艺脱水, 我国的塔里木油田以及美国和法国等都采用这种方式。

1.4 自控系统

油田集输工艺自动控制技术的应用能够通过工艺流程面, 让工作人员提高对工艺流程的熟练程度, 能够实时掌握油田生产动态, 特别是自控系统在分离岗位中的应用, 能够实现对油田集输系统的有效监控, 避免了事故的发生, 并提高了油气分离的质量和效率, 实现了油田集输系统的现代化管理。

自控系统在油气集输系统中有着广阔的应用前景, 但是在既有集输系统中实现自动控制, 需要对当前油气集输系统中的各种硬件条件充分利用, 对油气集输各个子过程进行综合优化, 提高控制系统的自动化水平。油田的自动控制系统进一步发展应该重点研究油气集输子系统和管理自动化与过程自动化的结合, 并建立完善的故障在线诊断系统, 实现集输系统的智能化。

2. 滚动开发油田油气集输工艺

研究滚动开发油田油气集输工艺, 解决开发边缘区块原油集输问题, 在满足生产需要的同时降低工程量, 提高工艺技术能够, 是降低滚动开发油田工程量, 提高工艺技术水平, 维持运行成本的有效措施。

2.1 选址

滚动开发油田中有完善的已建设施, 新建工程需要对已建设施充分利用, 简化工艺, 有效降低建设工程量, 节省投资。选址要充分利用已征土地, 减少耕地面积占用, 降低征地费用, 污水处理、电、水等工程可充分利用已建工程, 降低配套工程量。

2.2 工艺方案优化

油井至接转站单管密闭集输, 在端点站加破乳剂, 接转站内进行油气处理, 前端工程新建, 后段工程可依托已建工程完成。为了转接站原油稳定塔在不设置压缩机的情况下产生负压, 需要计算管路沿程损失, 依据连接管路摩擦阻力计算数据, 合理组织安装方案, 降低管道内摩擦。

2.3 新型高效油气水三相分离器

新型设备充分利用流体压力能, 形成离心力场, 提高分离速度, 混合液进入分离器之前就能够脱出90%以上的天然气, 实现气液初步分离。之后使用活性水、水洗破乳技术, 提高破乳剂效果, 配合缓冲蒸馏、聚结填料强制破乳, 减小沉降需要时间, 提高处理质量, 设计聚结填料的波纹为上大下小结构, 避免出现泥沙堵塞。除此之外, 新型的三相分离器还设置了防冲机构, 减少了混合液下落对筒体造成的砂磨损和点蚀, 分离器使用寿命得到了很大提高。

2.4 高效水套加热炉

高效水套加热炉使用了自编水套加热炉热力和阻力计算软件, 计算了加热炉燃烧系统和热盘管, 获得更加合理的燃烧系统和热盘管尺寸与结构。高效水套加热炉使用了螺旋槽管, 在加热炉对流段使用螺旋槽管, 近壁面流体和管壁间相对流动速度更快, 边界层厚度更薄, 热阻更小, 传热膜系数更高, 总传热系数提高到了原来的1.5倍。

新型加热炉还采用了新型全自动微正压燃烧器, 作为一种大气式燃烧器, 现场操作十分方便, 安全性更高, 能够实现自动点火, 并配备了熄火自动保护装饰, 燃料燃烧更加充分, 提高了燃烧效率。

2.5 端点加药技术

原油脱水工艺中通常都选择添加化学破乳剂, 能够有效抑制混合液在输送中发生乳化。在端点加药能够节省药量的1/2。

2.6 磁处理原油脱水器

管道磁式原油脱水器是比较常见的脱水技术, 能够系拿住改善水和水溶液的结构特征, 有效减少石蜡成分分子间力, 抑制蜡晶生产聚结, 并能够显著改善原油凝点、黏度和集电环电压, 易于实现油水分离。

3. 结语

油气集输不同于油田物探、钻井、测井、采油作业, 油田点多, 线长面广表, 而且高温高压, 易燃易爆, 工艺比较复杂, 压力容器量大并且集中, 连续生产, 危险性很高, 想要提高油田生产的整体技术水平, 加大油气集输工艺的研发投入是十分必要的。

参考文献

[1]丁玲.油气集输工艺技术探讨[J].中国高新技术企业, 2012.

油气集输处理技术的探讨 篇9

1 油气集输处理技术分析

1.1 原油集输处理技术

在油气资源需求不断增长下, 油气资源开发不断增长, 经过较长时间的开采, 我国的油气资源开发已经进入到了高含水阶段, 在高含水阶段对油气集输处理技术具有更高的要求, 因此对高含水开发时期的油气集输处理技术进行改进提高是当前需要重点研究的问题。高含水阶段, 原油的流变发生变化, 这就需要原油集输处理技术做出相应的调整。此外, 还要针对不同油气田产区的不同特点, 采取不同的油气集输处理技术。例如, 对含蜡高的原油在集输处理技术上就要采用单管集输方式, 还要加入化学药剂同时进行加热处理;对含蜡低的原油需要采取单管集输, 却无需加入任何药剂也无需加热。

1.2 油气水多相混输技术

油气水多相混输技术是油气集输技术中较为复杂的一项技术, 该技术早在上个世纪就在国外发达国家有所研究应用, 到目前为止该技术已经发展的相对成熟, 在油气田的开发开采中也起着重要的作用。多相混输技术的应用离不开高效三相分离器的应用, 高效三相分离器是油田采油处理重要设备, 是对含水原油的处理符合原油标准的重要设备。高效三相分离器的工作原理如图1所示, 该设备对油气水混合液具有高效的分离能力, 是油气水多相混输技术的重要处理环节。该设备具有较高的自动化水平, 并且成本小、耗能少, 具有广泛推广的应用价值。在我国的胜利油田、塔里木油田以及海洋油田中都应用了该设备和技术, 效果极为显著。

2 油气集输处理技术的发展趋势

2.1 转变为现代生产管理模式

在油气开发逐渐大规模发展的趋势下, 油气集输处理技术也要随之不断提高和进步, 实现这一目的需要在管理模式上向着现代化方向转变。管理模式的滞后会对油气集输处理技术的进步产生负面限制, 因此转变生产管理模式对于实现系统化生产和技术应用以及避免操作中的各种失误都具有积极的意义。管理上的改进还包括对人员的管理, 要制定科学合理的管理制度, 为员工日常工作进行规范指导;完善的管理制度还包括对生产设备的检查、对生产运行的检查, 确保生产过程中的参数符合标准, 才能保证安全高效的生产, 对设备的全面检测才能及时发现问题进行检修, 避免生产受阻和损失加大, 保障油气集输处理工作的稳定。

2.2 原油稳定技术

随着科技水平的提高, 油气集输处理技术也得到了长足的发展, 油气集输技术中的原油稳定技术作为关键技术也得到了一定的发展。原有稳定技术主要用于气化后的原油溶解出大原油和天然气的分离, 并降低原油中蒸汽压, 分离出原油中的溶解天然气。原油稳定技术中最常用也是最关键的技术就是闪蒸方法, 此种方法能够进行多级分离的原油处理。

原油稳定技术的重要作用在于减少油气的损耗, 稳定运输中的原油以及储存中的原油, 提高油气集输处理的水平, 同时减少对生态环境的不利影响和破坏。

2.3 节能技术

进入21世纪, 节能环保的意识渐渐深入人心, 也被越来越多的行业和领域在生产服务中所秉承, 油气生产企业是能源型企业, 节能技术的应用对油气企业、油气行业乃至一国的国民经济和社会利益都是具有积极的意义的。我国的众多油气生产企业对节能技术的应用也逐渐重视起来, 在科学技术的带动下, 节能技术也逐渐应用到了各行各业的生产中。油气生产企业应用节能技术不但可以降低企业的生产成本, 为提高经济效益提供技术支撑, 也是降低能耗, 实现可持续发展的重要内容。

传统的油气集输处理技术存在着能源消耗上的缺陷, 集输系统工作效率不高, 油气集输处理技术的功能也无法得到全面的发挥, 技术提高后应用也存在着障碍, 对油气企业的发展形成阻碍。近年来, 油气集输处理技术研究中融入了更多的节能技术, 经过节能技术的融入后油气集输系统得到了更加全面的优化改进, 改进后的油气集输处理技术在降低企业生产成本上展现了更加显著的效果, 在油水处理效果上也更为高效。节能技术是降低油气田生产企业能源消耗的关键技术, 也是确保油气田企业稳定生产的关键技术。今后我们还要对油气集输处理技术进行进一步的研究和创新改进, 从而有效提高油气企业的生产能力和经济效益。

3 结语

随着经济的发展和人们生活水平的提高, 各行各业的生产以及人们的生活都对油气资源有了更多的需求, 因此油气资源开发也逐渐加大规模和速度。油气集输处理技术在油气生产中具有关键性的作用, 提高油气集输处理技术也是当前油气生产企业的重点问题。油气集输处理技术的提高对提高油气生产企业的生产效率, 提高企业的经济效益具有至关重要的作用, 因此, 要加强对油气集输处理技术的研究, 促进技术革新与进步, 为提高油气集输水平提供可靠的技术支持。

摘要：在经济发展的促进下, 油气行业发展迅猛, 在油气集输建设上也有了长足的进步。随着我国油气资源开发进程的深入, 已经逐渐进入到了高含水开发阶段, 在高含水开发阶段, 油气集输系统需要重点关注地面系统与油气集输技术两方面的问题, 对此, 应当加强对油气集输处理技术的研究, 并在实践应用中逐渐推广新技术工艺, 促进在高含水开发阶段油气开发的高效顺利进行, 笔者在本文中对油气集输处理技术进行了详细的分析探讨, 旨在促进该技术的进步, 为油气田开发做出更多的贡献。

关键词：油气集输,高含水,现状

参考文献

[1]丁玲.油气集输工艺技术探讨[J].中国高新技术企业, 2008 (22) .

浅析油气集输工艺流程 篇10

油气集输即将各油井生产的原油和天然气进行收集、计量、输送和初加工的全过程的顺序。

1.1 油气集输的地位

当油气的开采价值和地点确定下来, 在油田地面上需建设各种生产设施、辅助生产设施和附属设施, 以满足油气开采和储运的要求。建设工程量和投资一般占整个地面工程的40%-50%, 是整个地面工程的核心和龙头。它能保持油气开采与销售之间的平衡, 使原油、天然气、液化石油气、天然汽油产品质量合格。油田所采用的油气集输流程及工程建设规模及总体布局, 都会对油田的可靠生产、建设水平、生产效益起到关键性的作用。

1.2 发展历史

油气集输和储运技术随着油气的开发应运而生。早在中国汉代, 蜀中人民就采用当地盛产的竹子为原料, 去节打通, 外用麻布缠绕涂以桐油, 连接成“笕”, 就是我们现在铺设的输气管线。到了19世纪中叶以后, 四川地区的这些管线总长达二三百里, 专门从事管道建设的工人就有一万多人。在当时的自流井地区, 绵延交织的管线翻越丘陵, 穿过沟涧, 形成输气网络, 使天然气的应用从井的附近延伸到远距离的盐灶, 推动了气田的开发, 使当时的天然气年产达到7000多万立方米。直到20世纪末期, 各油田相继进入高含水采油期, 各油田在开采的同时开始注意节能降耗的问题, 一批世界先进水平的高效节能油气集输工艺流程相继研发成功, 使我国在油气集输方面进入了高效时期。

2 油气集输系统的工作内容与分类:

2.1 油气集输工作步骤

(1) 油井计量;

(2) 集油、集气;

(3) 将井流分离成原油、天然气、采出水;

(4) 脱除原油内易挥发成分, 使原油饱和蒸汽压等于或低于商品原油规定的标准;将符合商品原油标准的原油储存在矿场原油库中, 以调节原油生产和销售间的不平衡;

(5) 天然气净化, 对分离出的天然气进行进一步的脱水, 脱酸, 脱氢等处理。使其符合商品天然气中含量指标的严格规定;

(6) 含油污水处理

2.2 油气集输流程分类

(1) 按不同加热方式:不加热、井场加热、热水伴随、蒸汽伴随、掺稀油、掺热水、掺活性水、掺蒸汽集油流程。

(2) 按通往油井的管线数目:单管、双管和三管集油流程。

(3) 按集油管网形态:米字型、环型、树状和串联管网集油流程。

(4) 按油气集输系统布站级数:油井和原油库之间集输站场级数;

一级布站集油流程:只有集中处理站;

二级布站集油流程:计量站和集中处理站;

三级布站集油流程:计量站、接转站 (增压) 和集中处理站;

(5) 集输系统密闭程度:开式和密闭流程

3 油气集输流程设计原则

油气集输整个流程的设计工艺的影响因素很多, 例如:油田开发的特征、油气物性、产品方案和井场实际条件。通过优化选择, 得出性价比相对最高的一种生产工艺设计。其相关原则如下:

(1) 根据不同油田的油气特质和实际地质特征, 采取适当工艺措施, 适度提高并控制整个流程系统内部的运作压力, 尽量减少采油的中间环节, 以此来减少中间环节的能耗。

(2) 努力维持整个生产系统的的采输平衡, 定期检查保证集输泵站和储油库的储油能力。

(3) 流程密闭, 最大化利用地层能量, 降低在运输的过程中产生不必要的油气损耗;

(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) 便于管理, 实现自动化, 在生产环节中减少人工操作环节, 减轻工人劳动强度。

(6) 合理布局生产工艺流程, 能够满足“三脱”、“三回收”等要求。

4 国内外在油气输送流程上的现状

4.1 加热集输

由于中国多数油田目前产油为“三高”原油 (含蜡量高、凝固点高、粘度高) , 为使集输过程中油、气、水不凝, 达到低粘度, 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, 加热油气或者用蒸汽或热水伴热;

(2) 从井口掺入热水或热油等;

但加热输送缺点是:一是低输量受到热力条件的制约, 二是一旦发生事故停输, 必须立即抢修, 及时恢复运行, 较长时间的停输会酿成凝管事故。

4.2 不加热集输

北美国家的输油管道多是输送低凝点、低粘度的原油, 所以多为不加热输送。

通过对原油流变性的研究, 在一些油田集输管道中添加化学降凝剂后使用常温输送技术。因为实际生产需要和常温输送的工艺优越性, 促使此项技术日趋成熟。近年来, 我国有部分管道应用此技术, 取得的技术成果和经济效益是十分明显的。

4.3 密闭输送工艺

现代社会对石油和天然气等能源的依赖, 使长距离的油气集输成为必然, 目前常用的有两种:

(1) 旁接油罐:优点是有缓冲过程, 允许调节的时间长, 对自动化水平要求低。

(2) 从泵到泵:不再使用中间站进旁接罐的开式运行方式, 而把全线制造成一个水力系统, 可以充分利用上站压力, 节约能耗和中间站储运设备投资, 而且也避免了油气蒸发损耗。密闭输油工艺取决于设备的可靠性、自动化水平和水击问题的解决。

4.4 优化运行技术

优化运行技术是国外多采取的运行方式, 在SCADA (数字采集与监控系统) 中基本上都装有优化运行控制软件, 它可在不考虑调速的基础上, 对管道的运行方案进行优化, 使管道在最经济的状态下运行, 减小低输量时的不匹配性, 减少乃至消除节流损失。

5 结论

油气矿场的开采集输工艺流程的选择是一项系统工程, 如何合理优化调整地面工程的各个系统, 提高各系统的负荷率及运行效率是当前油田所面临的关键, 利用已建设施的现状进行合理的优化整合;并且能够使用成熟的节能新工艺、新技术是油田节能降耗、挖潜增效、降低生产成本的重要手段。合适的集输工艺流程可以提高我国油气集输方面整体实力, 为我国工业发展和整体国力的提高做贡献。

摘要：本文介绍了油气集输的发展历史, 通过油气集输方法介绍和对比研究, 深入分析各种方式的优缺点, 根据各地的不同特点, 总结出最适合自己的油气集输方案, 在油田的开发中, 能够最大化地利用资源, 并油田的发展和国家建设提供强有力的能源支持。

关键词：油气集输工艺,采油技术,设计原则

参考文献

[1]袁宗明.天然气集输管网系统最优规划研究[D].西南石油学院, 2002[1]袁宗明.天然气集输管网系统最优规划研究[D].西南石油学院, 2002