油气储运第三章

1，3油气集输系统，2，3.1原油集输系统，3.1.1油气集输系统。油田油气集输系统包括：油井计量、集油、集气、油气水分离、原油脱水、原油稳定、原油储存、天然气脱水、天然气凝析油回收、凝析油储存和含油污水处理。以上工作内容及对应关系见图3-1。图3-1油气集输系统3的工作内容。油田各油井产出的原油、天然气和其他混合物的收集、输送、分离、计量、净化、稳定和其他处理，直至生产出合格的油气产品的全过程统称为油气集输工艺流程。中国的油田分布广泛。每个油田位于不同的自然和社会环境中。油藏的性质、油藏的能量、开发和部署、原油的物理性质以及油气的组成都是非常不同的。为了逐步集中分散在各油田的油气，根据各地区的具体情况，将有不同的集输方案和相应的工艺流程。4、3.1.2集输工艺的分布要求根据各区块的实际情况和油品性质，采用不同的原油集输工艺，以集中油田各单井的油气进行输送、计量和处理，从而充分利用油气资源、地层压力、节能降耗、便于管理。根据油气集输系统的站场分布形式，油气集输工艺流程可分为一级半(或一级)、二级和三级站场分布和输送流程。5，1。一级站和二级站的集输过程可以看作是“井口计量站联合站”的二级站分布过程的简化，即每个计量站的位置只设计计量阀组，几个计量阀组(包括几十口井或一个油区)共用一个计量装置。流程图如图3-2所示。图3-2一级半配站集输流程，图6由“井口计量站联合站”组成的二级配站流程。计量站用于油气分离和油井的油、气、水计量。联合站用于原油脱水稳定、天然气脱水和天然气凝析油回收、污水处理，以获得合格的商品原油和天然气。一般每8 12口油井设置一个计量站。如果油井的计量周期适当延长，每口井的计量时间缩短，计量装置的应用范围就会扩大。计量阀组范围内的几口油井共用一个计量装置。计量装置可放置在联合站内，一套计量装置在油区共用，形成一级半配送站的集输流程。也没有必要设计另一个计量阀组。每口油井可通过安装在联合站的计量装置直接计量，形成一个在联合站计量的油区，从而形成一级站分配过程。由于大多数计量站被简化为计量阀组，计量阀组与计量装置通过计量管道连接。因此，集输流程大大简化。与二级站配送流程相比，一级站和半站配送流程的工程量大大减少，工程投资也显著降低。7、2、2级站场分布过程2级站场分布过程是指由“井口计量站联合站”组成的站场分布过程形式。根据油气运输的不同形式，可分为二级配气站油气分布流和二级配气站油气混合流。(1)油气分布过程中的油井产品其缺点是油气分配和集气系统复杂，需要多次分散露点处理，并消耗大量的工作、设备、钢材和投资。该工艺适用于油气较大、井口压力较低的油田。使用这种分配流程可以降低井口回压，提高计量站到联合站(或集中处理站)的输送能力。(2)二级配气站油气混输过程的单井产品在子井计量站分别测量油、气、水的数值后，气液混合物通过集油管道进入集中处理站，进行油气分离、原油脱水、原油稳定、天然气脱水、天然气凝析油回收等集中处理技术，获得合格的油气产品。采出水经集中处理后回注。油气混输流程图如图3-4所示。图3-4二级配气站油气混合输送流程框图。10、3和3个配电站的流量是在二次配电站流量的基础上开发的。随着油田区块向外延伸，集输半径越来越大，油田总产量越来越大，生产水量也越来越大。生产水一般在污水处理后回注或回注。当集输半径较大时，如果仍采用两级站场分布，需要回输大量生产水，从投资、管理和运行成本来看，这显然是不合理的。此外，一些小油田产量较少，石油性质较好，但单独为它们建造原油稳定和轻烃回收装置并不经济。因此，需要将其运输到附近的油田进行集中处理。这样，就创建了一个“中间过渡站”，即中转站。11岁。输油站的目的是实现油气分离、原油脱水(原油含水部分的脱水)、污水处理和注水，使生产水可以就地处理，原油和天然气可以输送到设有原油脱水、原油稳定、天然气脱水和天然气凝析油回收的联合站进行进一步处理。站场三级分布框图见图3-5。图3-5三阶段站场分布过程框图。这种三级站分配工艺避免了处理合格采出水的管网建设，并可建造大型原油稳定和天然气凝析油回收装置。12、3.1.3油气集输工艺流程根据油井集输过程中不同的加热保温方式，一般可分为单管流程、双管流程和三管流程。1。单管集输流程单管集输流程包括井口加热单管流程和井口非加热单管流程。(1)井口加热单管流井口加热单管流是在8-10口井的适当位置设置计量站，每口井采用一条管线将油气混合输送集中到计量站。单井来的油气先经水套加热炉加热，然后进入计量分离器分别计量油气，计量后的油气再次混合进入集油管路排出。对于不进行单井计量的油井，油气一般混合到计量站，由总公司阀组切换，直接进入外输集油管道。其他人在离开站前进入生产分离器，分别测量油气总量，然后再混合到集油管路离开站，如图3-6所示。13、图3-6井口加热单管工艺1-水套加热炉；2-计量分离器；3-计量前的水套加热炉；4-主加热炉；5-油气分离器；6-缓冲油箱；7-外部输油泵；8-出口加热炉，14。油气输送到计量站后，根据地层(或抽油井)中剩余能量的消耗，有些直接进入dehy2)井场水套加热炉给管理带来不便，难以实现自动化。在关井或作业期间，管道需要清洗，否则管道将被堵塞。对于很少或没有天然气的油井，有时井场夹套炉需要配备另一条供气管道。3)井口加热单管集输工艺主要适用于原油凝点高于油气集输管道环境温度的轻、中原油、单井原油产量大于10t/d、油气产量比大于30m3/t的油田以及能够连续生产的采油井。16、(2)无单管工艺井口加热无单管工艺井口加热是在单管加热过程中取消集输干线上的井口加热炉、计量站和加热炉，使井口油气产品依靠自身温度保持良好的流动性，集中在联合站进行处理，如图3-7所示。井口不加热单管工艺主要有以下三种不同的集输措施。图3-7井口未加热单管集输工艺。17.1)井口加药降粘不加热集输井口加入少量破乳剂或降粘剂。它的功能是改变从原油中沉淀出来的石蜡的结晶形式，防止它连接成一个大的网络。药物在管壁上形成光滑的薄膜，防止石蜡沉积在管壁上，形成阻力小的流动层。当油中含有水时，加入的药物具有破乳和反相作用(从“油包水”乳状液到“水包油”乳状液)，降粘和减阻效果更加明显。由于化学物质的作用，原油在低温下的流动阻力相对较低，保证了油气的正常集输。在一些油田，井口加药和强磁防蜡也有很好的降阻效果。强磁性的作用是改变石蜡的结晶形式，防止石蜡沉积在管壁上。该工艺适用于井口油温相对较低(原油凝固点低于10)、原油凝固点相对较高(低于36)、粘度相对较高(50低于100 200兆帕)、原油含水率相对较低(低于20%)的油田。含水量较高时效果更好。18、2)管道收集运输的原油将在低温下流动，保温、抛球、清蜡，不加热。沉淀的石蜡很容易沉积在管壁上。石蜡的沉积会减小管道的实际流径，并迅速增加阻力，导致管道堵塞。管道隔热可以降低流体和管壁之间的温差，从而减缓石蜡的沉积。定期将球从井口抛向集油管，以清除管壁上的一些蜡，并保持原油的正常流动。通常，除蜡周期根据蜡沉积程度确定。井口和计量站之间的球放入井口，由计量站取出。在计量站和联合站之间，计量站输入，联合站取出。球可以通过自动投球装置或手动装置投掷。该工艺适用于含水率低或无含水率、井口油温低(5 10)、凝固点低、粘度低(50小于100兆帕)的油田。实践证明，这种方法不需要加热就可以收集和输送低粘度含蜡原油。由于原油通常在冰点以上10 15开始结蜡，所以在冰点以上5 10结蜡最严重，在冰点以下几乎不结蜡。从这个意义上说，当温度低于凝点时，更有利于收集和运输。19、3)当凝点低于集输管道埋深的土壤温度时，井口自然不加热集输对轻质原油具有良好的流动性。一般情况下，不会发生冻结和堵塞事故。因此，井口这一过程意味着从油井到计量站(或中转站)有两条管道：一条是从油井到计量站的油气集输管道；另一种是混合液体(或伴热)管道。(1)蒸汽沿井口集输管道从井中出来，进入双管工艺油气计量站。计量站中的油、气和水是分开的。计量后的原油输送至脱水中转站进行净化处理，然后加热输送至油库外输。从井口到计量站(或转运站)的原油加热和保温都依赖于蒸汽管道的伴随。计量站(或转运站)至脱水转运站的加热取决于加热炉。天然气从计量站分离器出来后，通过管道输送到脱水中转站进行净化处理，然后输出。蒸汽从计量站(或脱水中转站)的锅炉出来，通过管道输送到井口。流程图如图3-8所示。图3-8蒸汽伴行双管流程图1-井场；2-生产分离器和计量分离器；3-油气分离器；4-缓冲油箱；5-外部输油泵；6-出口加热炉；7-锅炉；8-游泳池，22。该工艺的主要特点是：1)井场简化，计量集中，管理方便，易于实现集中控制和自动化；对高粘度、低产油井和地质条件复杂的油田有较好的适应性，也能适应间歇生产的井，生产可靠，启动方便。在不堵塞管道的情况下，停修油井很方便。2)蒸汽消耗量大，一般为250 300 kg/(kmh)，热损失大，效率低；用水量大，需要专门的供水系统，水质需要进一步处理，否则锅炉结垢快。投资和运营成本相对较高。除特殊需要外，一般不采用这种工艺。(2)我国许多油田生产的双管掺水降粘工艺原油粘度高。由于原油粘度高，油井回压高，抽油机负荷重，无法实现抽油机井的正常生产。为了降低原油的粘度，将一定量的一定浓度的活性剂水溶液混入原油中，形成水包油乳液，将原来的油与油、油与管壁之间的摩擦变成水与水、水与管壁之间的摩擦，从而大大降低油水混合物的粘度。通过井下泵向井中注入活性水也可以降低原油在井筒中的流动阻力，改善原油的流动特性。图3-9显示了混合活性水的双管过程，图3-9显示了混合水的双管过程。一般情况下，活性水在输油脱水站制备，或者将处理后的含油污水(含一定浓度的活性剂)直接作为活性水，活性水通过计量站配水阀组、配水管道和井场水嘴以规定的流量泵入套管。在井下泵的作用下，形成水包油乳液，并从井口流向计量站。气液分离计量后，混合输送至输油脱水站。油井关闭时，可以打开井口循环阀，用活性水替换出油管线中的原油，保持正常循环，防止管线冻结。除了原油和伴随产生的储层水，计量站获得的液体体积中也有混合活性水。因此，有必要测量每口井中活性水的混合量，以获得油井的产油量和产水量。该工艺的主要特点是：1)能较好地解决高粘度原油开采问题；易于投产，停产简单，管理方便，生产安全；井场和管道上没有加热炉，节省燃料，有利于集中控制和自动化管理。有效降低油井回压可以适当扩大sta下油井的数量和范围对于重油，当轻质原油可用时，轻质原油也可以混合运输。例如，辽河沈北油田的重油与轻质原油混合运输。对于需要加热和输送的原油，可以采用在井口混合热水的双管工艺。然而，双管掺水工艺的计量问题相对复杂，因此对于单井产量低、间歇采油的油井，不宜采用双管掺水工艺。27，3。井口热水伴热三管工艺。井口热水伴热三管流程如图3-10所示。三管流是指从油井到计量站的三条管道，一条是从油井到计量站的输油管道。一个是从计量站到油井的热水管道。另一条是从油井到计量站的回流管线。热水管道单独保温，井口装置一起加热。回水管道和出油管道连接在一起。计量站配有水箱、水泵和加热