《集输流程》PPT课件.ppt

1、第二章 集输流程,第一节 油气集输流程 油气集输流程:反映自井口产出油气经过集输,分离,计量,脱水,稳定及其它处理,生产出合格的油气产品的全部工艺过程,它是油气集输系统的骨干和代表.,一.集输流程发展历史 1.单井集油阶段(10-30年代初) 油田开发基本上是单井集油，单井拉油,处理工艺简单:油气仅进行简单分离,要油不要气,原油采用沉降脱水除砂,这个阶段为不成系统的简单工艺. 2.选油站阶段(30年代末-50年代末) 特点:随着玉门油田开发,地面工程开始形成比较完整的系统:数口油井产物一起收集到一个站（选油站）进行油气分离，原油在开式罐中沉降脱水后，泵输到集油站装车外运，油田油气收集处理以管线

2、和设备构成了一个开式流程,选油站流程（巴鲁宁流程）年代开发的克拉玛依油田也基本采用这一种流程 密闭收集流程（年代年代初） 随着大庆油田开发实践创造了单管密闭排状井网“串型”流程萨尔图流程。以后，胜利，辽河，大港等油田相继开发，并结合各自油田实际情况，开发采用了各种类型的“米”字型井网，“小站流程”。即单井进站，联合站集中计量，分离，脱水处理的集输流程。特点是油井产物密闭混输到联合站，属于密闭集输，但到联合站的脱水处理是开式的。,4.“三脱三回收”流程(70年代中80年代末） 三脱:原油脱水,脱气,天然气(伴生气)脱轻烃. 三回收:回收天然气中轻烃,处理后的采出水, 污水中的原油. 出四种合格产

3、品:符和出矿标准的原油,天然 气,轻烃,采出水.,5高效油气集输(90年代 目前) 进入90年代以来,我国已开发的主要油田都已进入高含水,节能降耗成为油田开发生产中至关重要的问题.油气集输流程和油气集输处理工艺,设备,更为突出强调高效节能.,二.油气集输流程分类 1.按集输布局方式对集输流程分类 （1）.单井进站,集中计量,联合站集中处理程.(小 站流程) 特点:由若干组辐射状管网楼构成,油气混合集输, 在大站集中生产出油,气等产品. 布局方式:计量站接转站联合站 计量站联合站,优点: a 井场上一般都设有水套加热炉,它除用 来加油井产物外,还可用来实现热油循 环. b 计量站设备简单. c

4、节省钢材,因为只有一条集油管线. d 对地质条件复杂的油井适应性较强. 缺点: a 井场上的水套加热炉给管理带来不便, 也难于实现自动化. b 停井或作业时需要清扫管线,否则会 堵塞管线. c 对无气或少气的油井,有时井场水套 炉需要另敷设供气管线.,(2). 选油站流程. 即单井进站,选油站油气分离,油气分别集中处理 流程. 特点:以选油站为中心辐射状管网,油气较早分离成单相分别集输,是开式的油气分输流程.,(3).串形流程 单井计量，集中混输到大站进行分离和处理萨尔图流程。 特点：各井组成串形排状井网，油气混输，计量在各井，在大站集中处理.,2.按集输加热保温方式分类 (1).单管流程 即

5、单井加热保温，小站集中计量,大站集中处理流程. 特点:在井设加热炉,必要时在计量站和集输干线上设炉加热.,(2).双管流程 即双管掺液(水或油)加热保温流程 特点:井口到计量站有两根管线,一根输油气,一根输送热液(油或水),热油掺入井口.保证必要集输温度,所掺液体可由大站或接转站输向计量站再分配到各井.,(3).三管流程 即三管热力伴随流程. 特点:井口到计量站有三根管线,一根输送气,一根输送热水，另一根即热回水管,对油气管线伴热保温,伴随用的热水由大站或接转站供至计量站再分配到各井.,三.油气集输流程的基本内容 1.建设规模的确定 如果投产初期不含水,则流程规模为: G=Go/ 1-（t1-

6、t）vw G流程适应的液量 吨/日 Go开发设计提出的产油量 吨/日 t1集输设施使用年限 年 t开发设计提出的无水采油期 年 vw开发设计提出的年平均含水率上 升速度 %/年,如果油田投产初期含水，则油田建设规模为： G=Go/1-（t1vw+B） 式中 B油田投产时含水率 % 2.能量利用问题 能量来源:地层剩余的压能和热能;水力机械 和加热设备提供的能量; 地层起伏造成的势能能量. 3.集输流程的分散和集中问题 (1).单井计量,单井分离.,(2).集中计量,集中分离.,(3).单井计量,集中分离.,4. 系统的密闭问题 措施:从转输油泵的性能来解决原油稳定. 5.管网 根据输送的介质:

7、输液管,输气管,混输管. 根据输送压力: 高压管,低压管,中压管. .系统的自动问题,第二节 高效油气集输流程,一.推广高效油气集输流程的意义. 1.油田开发成本越来越高,面临水，电,气所需能源紧缺局面,影响油田开发. 2.随着油田开发难度的逐年提高及物价上涨 因素,建成一定产能的油田建设投资逐年提高。 二.高效油气集输与处理系统原则,原则两低两高,即低能耗,低投资,高效益,高水 平. 三.高效油气集输与处理系统的总体目标 总体目标三全，两配套，一化。 三全：油气水系统全密闭 油气水产物全处理 油气水质量全合格 两配套：配套高效低耗工艺和高效节能设备 一化：生产管理自动化,四.油气集输流程能耗

8、 油气集输与处理能耗占原油生产能耗的 30%40%.油气集输流程分为集油,脱水,稳定,储运四段.,五.含蜡原油流变特性及不加热集输的基本 出发点 我国原油都是三高原油,即高含蜡,高凝点, 高粘度的原油. 我国主要油田原油物性如下表,集油部分能耗占60%80%,其中90%97%是热能消耗,动力(电)的消耗占3%10%, 因而,如何降低集油段热能消耗,即采用不加热集输是集输流程节能关键.,1.含蜡原油流变特性 (1). 牛顿流体和非牛顿流体 牛顿流体剪切应力与剪切速率呈线性关系的流体. =dw/dr (1) 液体动力粘度,其大小只与温度有关,与剪切速度大小无关.,非牛顿流体剪切应力与剪切速率不符合

9、牛顿内摩擦定律的流体。 有时效的非牛顿流体 非牛顿流体 无时效的非牛顿流体,无时效非牛顿流体：塑性体（宾汗姆塑性体） 假塑性流体 蟛胀性流体 塑性体： =y+Bdw/dr (2) y屈服值 B塑性粘度 表观粘度剪切应力与剪切速率比值 p=y /(dw/dr)+B (3),假塑性流体的流变方程为： k(dw/dr)n (4) k稠度系数，表示流体粘稠程度。 n流变行为指数，指流体偏离牛顿流体程度。 pk(dw/dr)(n-1) (5) 屈服假塑性流体流变方程： y+k(dw/dr)n (6),(2).高含蜡原油在不同温度下流变特性 在较高温度下牛顿流体 含蜡原油的粘温曲线,牛顿流体在管道中流动阻

10、力用达西或列宾宗公式 计算： 达西公式：h=L2/2gd (7) 列宾宗公式：h=Q2-mmL/d5-m (8) 式中=8A/4m2-mg A,m,与流态有关 层流时：A=64 m=1 =128/g h=256QL/2gd4=4.15QL/d4 或p=128QL/d4=32L/d2 h管道水利阻力损失 m p管道压降 pa,L管道长度 m d管道直径 m 原油平均流速 m/s2 Q体积流量 m3/s 运动粘度 m2/s =/ 动力粘度 pa.s 原油密度 kg/m3 在较低的温度下非牛顿流体 反常点由牛顿流体转为非牛顿流体的那一点，对应 的温度叫反常温度(一般高于凝固点515C)。 流体刚进入

11、反常点时假塑性流体 流体接近或低于凝固点时塑性体或屈服假塑性体。,三种流体在管路中流动阻力计算如下（层流时）： 式中 为管内壁处剪切阻力，对于牛顿流体 其中 即流体在管内壁处的剪切速率。对于非牛顿流体，可按其流变特性，选择下列公式计算： 当为假朔性流体时,当为屈服假塑性体时， 式中 当为宾汉姆塑性体时，,2.不加热集输的基本出发点 改变流体在低温下流动性 (1).低温下集输管线压降过大,井口回压过高, 不能 正常集输. 例如:塔里木油田混合原油,密度(20C)858Kg/m3,凝 点-2.3C,粘度在30C时为12.5mPas,流变指数n=1;20C 为反常点,n=0.998,年度为187mP

12、s;当温度降到5C时,n=0.72,粘度为301mPs;剪切应力1.06Pa,屈服值8.98Pa;温度30C 降到5C,粘度增加24倍,而这是如用605mm的管道集输2km,(输量100t/d),压5.3MP(在30C时压降0.2MPa),(2).采取措施,改善低温流动性,降低摩阻压降 通过采取适当措施,延缓正常集输低温下石蜡的析出,改变石蜡的结晶形式使其不能形成大片网络,改变原油在管路中流动的边界条件,是指容易流动,并表现较小的流动阻力,这时,原油或者不能形成非牛顿流体,形成以牛顿流体为连续相,以非牛顿流体为非连续相的流体 从而达到不加热到高温即可降低回压,保证的目的.,六、高效集输流程举例

13、 (一)、不加热集输流程,单管不加热集输流程,1.单管不加热集输加热措施 (1).井口加药降粘不加热集输 药:降粘剂或破乳剂 作用:改变原油中石蜡结晶形式,阻止其形成大片网络;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;原油含水时,加入的药有破乳和转相的作用(w/o转化为o/w),降粘减阻更为明显. 条件:这种流程适用范围广,井口出油温度低(比原 油凝点低10C以上),原油凝点较高(36C下), 粘度较高(50为100 200mpas以下)原油含水 不太高(20%以下)的油田。,(2).管线保温,投球清蜡不加热集输 对管线保温(一般用优质保温材料如聚氨酯泡沫塑料)

14、可以减少流体与管壁温差;定期由井口向集输 管线投球(一般是重复使用的塑料球或一次性的可溶化学球)以除去部分结蜡,保持原油正常流动. 应用条件:适用于含水较低或不含水,井口出油温度 较低(低于原油凝点510 C),凝点和粘 度不太高,(50小于100mpa s )的油田.原 油在高于凝点1015C开始析蜡,510C 结蜡最严重,低于凝固点不结蜡. (3).自然不加热集输 条件:油田进入高含水,油井产液一般在含水60%左右开始由w/o型乳状液转化为 o/w型乳状液,我国各油田转相点一般在55%70%,大庆原油65%左右,中原油田62%左右. 原油含水达到或超过转相点以后,油井产液随含水的增加,井口

15、出液温度上升,有的油田低含水时15C 20C,高含水时可达 30C.,由管线的散热平衡知,从热力上保证管线正常集输 的条件是: KDL(tav-t0)GC(t1-t2) t1, t2 ,tav分别为集油管线的起点, 终点, 平均温度,C; D管径,m; L管线长,m; G产液量,kg/s; K总传热系数,W/(m2C); C比热容, J/(kgC). 设管线埋深处地温t0近似0C,则可推导出,通常集输油进站温度控制在原油凝点以上35C,我国各油田一般为t2=30 35C,则上简化为 G22(KDL/C) G油（液）量，kg/s. 如G以t/d表示，则有 G1900KDL/C 例:管线采用黄夹克

16、泡沫保温,K=1.163W/(m2C), D=0.06m,L=1000m,C=2355J/(kgC)(含水50%）则求 出G56t/d；如果集油管线长L=700m,其他参数不变，则G39t/d. 一般情况下，保温集油管线，含水50%左右，当单井产液量超过39 50t/d时，井口可不必加热，实现不加热集输。,2.双管掺水不加热集输流程 这种流程是由双管掺热水流程改掺由油井产液脱出的长温水，或其他活性水。 P30页,应用条件：适用范围广，应用比较普遍，尤其对于 高粘原油（200mpas),凝点较高，含水 低或单井产液低，用单管不加热集输措 施难以实现不加热集输的，都可以采用 这种掺活性水的办法实现

17、不加热集输。 3. 两种流程散热比较 单管流程: Q1=K1D1L1(tav1-t0) 双管流程: Q2=K1D1L1(tav2-t0)+K2DwLw(twa-t0) 式中： D1, L 1,tav1单管流程集油管线管径，m; 长度 ,m和平均温度，C； D2,L2, tav2双管流程集油管线的管径，m; 管长，m和平均温度，C;,Dw,Lw,twa双管流程掺水管线的管径，m;长度，m 和平均温度，C； k1 ,k2集油管线和掺水管线的总散热系数w/(m2C). 为了便于比较，设t0=0C; K1=K2=K; L1=L2=Lw=L; D1=D2=D; Dw=0.5D; tav=0.5(t1+t

18、2)计算，则有 Q1=KDLtav1=KDL0.5(t1+t2) 式中 t1 , t2 集油管线起点（油井），终点 （进站）的温度，C. 双管流程的热源主要是掺入的热水携带的热量，根据热平衡关系有： Q2=GwCw(tw1-tw2) Gw,Cw掺入水的掺入量，kg/s;比热容，J/(kgC)。 tw2掺入水终点（进站）温度，即tw2=t2 , C. t w1掺入水起点温度，C.,应用舒霍夫公式及欧拉展开式，最后得： G= 这就是双管流程耗热与单管相等的条件，即当 集油量小于此值时，单管流程耗热比双管高，而集油 流量高于此值时，单管流程耗热比双管低 。 例 K=1.163 W/(m2C),D=0

19、.06m,Dw=0.032m L=1000m, 应用以上公式得G=9.1t/d。既在此种条件 下，单井产量低于此值时，采用单管流程比双管流程 耗热高。 通过以上分析 ，从耗热的观点来看，单井产量比较低时，采用双管流程为好；而在产量较高时，则尽量采用单管，包括单管不加热流程；产量很低且不含水油井采用双管掺水，包括产常温水掺活性水的方式更有优越性。,此外，双管流程操作灵活，但计量误差较大，且与 单管系统相比多一根管线，建设投资较高，新建油田 推广不加热集输，首先应着眼于单管不加热集输，其 次才是双管掺活性水；对已经采用双管掺热水流程的 老油田，可以通过试验摸索操作条件，降低掺水温度， 实现双管不加

20、热集输。 4.不加热集输的效果 (1) 节能效果分析,单管流程集油热耗分项表,双管流程集油耗热分项表,集油段热耗主要是管线散热，其与管线和外界 差成正比，例如，管线加热到50C集输，不加热集输 一般为20C,管线散热降低60%，同时也降低了液体带 走的热量，集油段的能耗占集输总能耗的70%75%， 因此，采用不加热集输，可节省集输总热耗49%53% 如果加热集输的温度更高，节能效果更显著。 （2）应用实例 濮阳油田 辽河牛居青龙台油田 大庆萨南油田 河南双河油田 吐哈鄯善油田,（二）、中压多级分离流程,1.适当提高集输压力 我国较早开发的油田多采用低压集输流程，井口 回压多在.Mpa,进联合站

21、压力约0. Mpa,油气经一级分离后分别进行处理 根据新的设计规范要求，自喷井油井回压应提高 到Mpa左右，机械采油井井口回压提高到1.5Mpa,对 于自喷井，当回压与油压之比不超过0.5时，产量只与 油压有关，与回压无关；而对于机采井,（三）无泵无罐流程 p45,.实施条件 集输压力提高到1.5Mpa以上, 进联合站能保证 0.50.6Mpa, 则可不必接转增压，脱水增压而维持脱 水压力在0.2Mpa以上 如果井口回压由于实际生产比允许提高，则也 可采取适当放大集油管径的办法，降低集输压力或 设法低脱水加热设备的阻力，都有利于取消增压泵 实施不用敞口灌的措施是一律采用密闭压力沉 降，脱水，缓

22、冲环节，使集输处理过程是密闭的 2.流程特点 (1)简化工艺过程，减少了工程 量 不用泵压，减少增压环节。增压设备和工程量 。 降低工程投资。,(2).节省动力消耗 由于适当提高回压或其他措施而不设泵增压 环 节，大大节约动力消耗，如果不用中间接转 站，即 省掉两次加压。 (3).降低油气损耗 集输处理环节中每一敞口灌由于 蒸发和携带作 用将损耗原油，不设便杜绝了油气损耗的出口，形成 密闭流程 ，降低油气损耗。,（四）一级半流程 二级布站流程简化，即在各计量站的位置只设 计量阀组，数座计量阀组共用一套计量装置。,1.应用条件 每座计量装置的适用范围可按下式确定： nw= nw开发区需设的计量装

23、置数，座； 开发区总油井数，口； 油井计量周期，天； t 每口油井一次连续计量的时间，小时 2.应用效果 优点：流程简单，便于实现油田自动控制，从 而便于油田管理；工程量大幅度减少；工程投资 显著降低；,（五)全密闭集输流程 全密闭集输流程是指油气从井口到外输站的集输处理和外输的全过程不开口,流程特点: 油 气经计量站计量后，在接转站密闭 加压转输，在联合站也于密闭条件下 分离 脱水，原油经稳定后密闭转输到储罐 主要技术环节: 油气密闭技术工艺，原油密闭净 化处理工艺，净化原油的密闭输送工艺,同时还应配 套原油稳定和天然气净化 处理及回收轻烃 主要技术措施 (1). 油气密闭集输 油气自井口到

24、联合站的密闭集输的关键是中间 接转站的密闭接转,a. 提高集输压力，即按“二级布站”实施， b. 采用压力分离缓冲罐或分离沉降缓冲“合一”装置做到不开口，并用启动浮球自动调节器，旋 转出油阀或其他液面调节措施与转油泵的出口 阀门“连锁调控”，实现密闭转输 (2). 原有密闭净化处理 在联合站密闭的首要环节是原有密闭沉降脱水,用压力密闭沉降罐，并用油水界面控制器调控放水 和出油阀门，取代敞口沉降罐做到密闭脱水，这 种方法已被各油田普遍采用 （3）原油稳定和轻烃回收 轻烃（C1 C4)含量在0.5%以上的原油，都要进行稳定处理。 伴生气脱轻烃处理是资源合理利用、降低油气损耗的重要措施。 （4）原油密闭输送和储存 通常稳定原油进储油罐储存并由转输油泵自 罐中抽出外输，在储罐储存和转输过程中，要产 生油气蒸发损耗。蒸发损耗包括大、小呼吸损耗,“大呼吸”损耗：原油进出油罐时产生的油气损耗敞口罐 和固定顶罐的“大呼吸”损耗，可按下式估算: G3CGt 式中 G“大呼吸”损耗量，kg; Gt转输油量，m3; C油罐呼出气的轻烃浓度，kg/m3或%(质量) 降低“大呼吸”损耗的措施： 应尽量避免用敞口罐或固定顶罐转