油气集输系统十篇

油气集输系统 篇1

一、油田集输系统能量消耗分析

油田集输系统在工作的过程中, 涉及的设备多、消耗的能量大。通过对各个部分和环节能量消耗的分析, 可以有针对性的进行油田集输系统能量节能措施的研究。根据热力学的基本原理, 对油田集输系统的各个部分, 例如转油站、管道、脱水站等进行热力学的分析, 分析各个部分对于能量的使用和耗散情况, 并且给出每一个部分能量消耗的评价指标。首先油田集输系统能量消耗的一个重要部分, 就是集输管网的能量消耗。其他的能耗主要发生在集输系统的脱水站和转油站, 根据实际的工作状况分析, 得到油田集输系统各个部分能量消耗占到总能量消耗的比例, 从而为集输系统的节能和提高效率提供支持。集输管道的能量消耗主要分为两个部分, 一是转油站到油井之间的集输管线, 该部分的管线的能量耗散量可以通过测量管线入口和出口的温度差, 以及进出口的压力差来获得, 而另一部分是转油站和脱水站之间的集输管线, 该部分管线的能量耗散量可以通过计算管线进出口的能量差来得到。转油站能量的消耗是集输系统能耗的重要部分, 该部分的能耗主要由加热炉和采暖炉的能量消耗构成。转油站所消耗的能量的基本上都到集输的介质中。转油站在工作的过程中, 需要用到各种各样的泵, 例如输送泵、掺水泵等, 这些电泵消耗的电能包括在转油站的能量消耗中。脱水站的能量消耗包括电能的消耗和燃气的消耗, 脱水站电能的使用主要用各个泵和其他电动装置的工作, 消耗的燃气主要用于加热锅炉的加热。通过结合现场的实际, 对特定的采油厂集输系统的分析得到, 集输系统能耗主要存在从井口到转油站管网、转油站和脱水站管网、转油站三个部分, 其中转油站能量消耗较多是对燃气的消耗。因此要想有效的降低油田集输系统的能耗, 就重点解决这三个部分的能量消耗问题。通过利用不加热输送, 提高集输管线的保温性能, 提高加热锅炉的能效, 提高电机和泵的效率等措施, 可以有效的降低油田集输系统的能耗。

二、油田集输系统节能措施研究

通过油田集输系统能量消耗的综合分析, 可以得到相应的提高系统节能的措施。首先要结合具有采油厂的实际情况, 制定相应的有针对性的节能措施方案。根据油水井的注入和产液量、含油量等方面, 确定出最佳的单井掺水量。细化集输系统的每一个环节, 在掺水的温度设计方面, 根据环境的温度要进行实时的调节, 在温度高的夏季, 可以掺混常温水。加强油田集输系统保温节能的管理, 在采油厂设立相应的管理领导小组, 制定出科学合理的集输系统保温节能方案措施, 加强节能措施的管理和实施, 从而保证节能措施落实到位。在全厂要积极的进行节能意识的宣传, 提高全厂员工的节能意识, 认识到节能对于采油厂以及自身发展的重要性。定期的采集井口压力数据, 对于井口压力高的井, 要重点进行监控, 及时的发现的问题。对于情况特殊井, 要重点特殊对待。有计划的控制掺水的温度, 在集输的过程中, 如果一直采用常温集输, 就会导致井口回压的升高, 通过提高掺水温度的方法可以有效的降低井口的回压, 但是何时升高掺水的温度, 需要通过研究分析并结合现场实践来确定。严格控制集输掺水的水质, 定期的对现场集输介质进行抽样检查, 确定掺水的水质, 如果掺水的水质不达标, 会影响到集输管线和其他设备的正常运转, 出现问题要及时解决。为了能够最大限度的降低集输加热系统能量的消耗, 要对加热炉进行精细管理, 合理的控制加热炉的工作时间, 充分的利用现有的能量, 尽量的避免不必要的浪费。小锅炉的能效一般都很低, 通过集中加热的方式, 可以有效的提高加热的效率。充分利用热洗水的剩余能量, 利用剩余的热洗水进行管道的循环和清洗, 从而延长集输回压升高的时间。在转油站掺水环节, 在夏季温度较高时, 可以不进行掺水的作业, 停止掺水的时间可以根据实际的情况来确定。对于输送管线较长的井、边缘井和稠油井等, 可以利用热水定期冲洗的方法, 来提高系统的运行效率, 从而降低回压。对于特殊的井, 为了能够保证正常的生产运行, 可以通过提前热水清洗的方法, 可以降低井口回压上升的幅度。

结束语

油田集输系统是油田生产重要的一个部分, 集输系统设备多, 规模庞大, 所消耗的能量多。通过对油田集输系统各个环节的分析, 得到能量消耗较高的部分, 从而进行有针对性的提出相应的节能措施。集输管道的能量消耗分为两个部分, 一是转油站到油井之间的集输管线, 另一部分是转油站和脱水站之间的集输管线。转油站能量的能耗主要由加热炉和采暖炉的能量消耗构成。通过制定相应的有针对性的节能措施方案, 确定出最佳的单井掺水量, 设立相应的管理领导小组, 定期的对现场集输介质进行抽样检查, 充分利用热洗水的剩余能量等措施, 可以有效的降低油田集输系统能量的消耗, 降低油气集输的成本, 提升油田的效益。

参考文献

[1]陈会军, 赵力成, 王明信等.萨北油田节能降耗优化调整措施[J].石油规划设计, 2003, 7:11~13.

油气集输系统 篇2

原油脱水处理是集输系统的核心工作, 无论是纯化学脱水还是电化学脱水, 都要将原油温度提高到一定值, 才能达到较好的脱水效果。这是因为随温度的增高, 原油乳状液稳定性下降, 易于进行脱水处理。

原油乳状液温度升高, 稳定性下降, 原因有四:

(1) 原油中所含的天然乳化剂随温度的升高在原油中的溶解度增加, 减弱了内相颗粒界面膜的强度。水滴易于在互相碰撞时合并下沉;

(2) 加剧了内相颗粒的布朗运动。水滴互相碰撞、水滴互相碰撞、合并成大颗粒的几率增加;

(3) 油水体积膨胀系数不同, 随温度的增加, 油水密度差增大。水滴易于在油相中下沉;

(4) 原油粘度下降。水滴在油相中下降阻力减小。

2 热能消耗分析

油田生产具有连续性和长期性, 集输系统的燃料消耗主要是用于原油的加热升温。通过对集输系统进行分析, 确定主要原因有三:

(1) 油田开发进入高含水期后, 采出液含水率大幅上升, 大部分热能被污水带走;

(2) 系统热损失较大, 特别是高温原油在脱水过程中温降大;

(3) 部分老旧的陶纤毡加热炉热效率较低。

3 提高热能有效利用率的方式

3.1 生产参数优化

减少污水带走的热能降低无效损耗;降低原油脱水的一次沉降、二次沉降温度。

3.1.1 一次沉降温度的确定

在冬季生产中因采油来液进站温度较低, 每年的11月至次年4月一次加热炉运行近6个月的时间, 年消耗燃气量约占总量的45%, 但由于来液含水约90%以上, 一次炉温升仅有6℃左右。

决定因素:一次破乳效果;净水效果;对后端污水处理系统的影响;原油流动性的需求

一次沉降脱水模拟实验:模拟现场实际, 对各站采油来液加入不同浓度的破乳剂和现场浓度的预脱水剂在两个极端温度 (冬季、夏季) 下进行沉降脱水试验。将试验得到的原油含水率进行比较, 以此判断温度、破乳剂添加量对一次沉降效果的影响。

需要注意的是:一是当来液温度较低, 一次炉温升不足10℃的情况下, 此时原油乳状液稳定性高, 很难破乳。二是水溶性的破乳剂会随着大量游离水排除, 有效浓度非常低。

3.1.2 二次沉降温度的确定

原油乳状液二次沉降破乳的效果直接决定了联合站的生产态势, 是整个脱水系统运行中的核心控制点。影响原油乳状液破乳效果的主要有以下三个因素:

(1) 原油乳状液的性质:联合站无法控制, 随着采油开发的不断深入, 乳状液稳定性越来越高;

(2) 原油破乳剂的性质:目前破乳剂的发展已到瓶颈, 各厂家药剂性质相差无几;

(3) 外界脱水条件::温度 (重点确定) 、药剂浓度、脱水时间、动静态沉降方式、沉降罐结构及内部环境等。

二次沉降脱水模拟试验:

在外界脱水条件中, 有两个最重要的控制参数:温度和浓度。两者相辅相成, 如何合理匹配两者的运行参数, 找到最佳平衡点, 对联合站的生产和节能形势而言至关重要。

取一次沉降脱水后的上层油100ml, 用注射器向比色瓶中加入不同浓度的破乳剂, 旋紧瓶塞, 振荡50次。将比色瓶置于恒温水浴中静置沉降。每隔15min记录脱出的水量, 最终根据脱水率、油水界面和污水颜色等情况综合判断得出最佳的温度、浓度匹配值。

综合以上实验数据, 考虑加热炉至脱水罐管网以及二次沉降罐的热能损耗, 得出二次沉降脱水运行的最优参数。

3.2 工艺调整

降低系统热能损失;缩短原油在罐内的停留时间

系统的热损失越大, 热能利用率越低。系统的热损失主要是设备和管线的传热损失, 对联合站而言, 管线一般是地上多层保温敷设, 传热损失非常小, 而加热炉、原油储罐、脱水器等主要设备较大的热损失是决定热能利用率的关键点。

3.2.1 原油储罐保温技术

原油沉降罐是油田脱水的主要设备, 随着油田开发进入高含水开发期后, 一段脱水的负担日益加重, 除了可以考虑增加新的脱水设备外, 通过技术革新和技术改造, 充分挖掘现有沉降罐的潜力, 也可有效提高站的效率。

目前原油储罐保温结构设计中的大量固定和外露结构与罐体直接接触, 类似于散热片。加大了储罐的热量损失。部分储罐仅对侧壁进行了保温, 罐顶仅做防腐不做保温处理。加上防水檐设计不合理, 起不到罐体侧壁保温层的防水作用。致使罐壁腐蚀散热损失严重, 也加大了大罐的维护费用。

应对储罐结构进行调整。尽量采用无热桥或少热桥的保温结构, 以降低散热损失。使用具有隔热结构的支撑块代替钢制支撑块, 避免形成罐体与外护层间的热桥。尽可能对罐顶进行保温, 目前一些储罐罐顶没有进行保温, 在冬季时散热损失巨大。还可以对现有的防水檐进行重新设计, 彻底消除雨雪通过防水檐进入保温层的可能性。

3.2.2 提高加热炉热效率

加热炉可分为火筒式加热炉、水套炉、热油炉、真空相变加热炉等, 多为卧式炉, 在外输油管线输油站有少量立式炉。油田新建的加热炉效率已达80%以上, 但多数炉子因应用时间较长, 运行效率较低, 多数在70%左右, 存在提高运行效率的潜力。

分体式相变加热炉的被加热介质可达100%以上, 热效率能达到90%左右, 高于用水套炉13%左右。热负荷为1700kw的1台相变炉与常规的水套炉相比, 年节约燃料油约150吨左右, 若更换加热炉所需的投资回收期仅为2年左右。

提高加热炉效率的措施:

(1) 改进燃烧过程及系统装置, 选新型节能火嘴。

(2) 降低排烟温度或回收部分排烟热量都是提高加热炉效率的有效措施。

(3) 合理选用燃料及改善传热过程。

4 建议

(1) 加强对储罐保温新材料和新结构的研究。并对站内的原油储罐做罐顶保温, 进一步降低系统热损失。

(2) 可以考虑更换站内热效率较低的陶纤毡加热炉为火筒式加热炉。

油田开发进入高含水期后, 采出液含水率大幅度上升, 大部分的热能被污水带走, 无效能耗增大, 燃料消耗大幅增加, 热能有效利用率降低。目前高寒地区油田地面集输采用加热的方式进行集输, 它不仅增加开发建设投资还造成能源的浪费, 降低能源消耗迫在眉睫。

摘要：油气集输系统是将分散的油井产物进行计量、汇集, 然后处理成合格的原油、天然气、污水等产品, 经过储存、计量后, 输送到用户的全过程。在油田生产中我国油田尤其是大庆油田、辽河油田由于地理环境等因素, 油田油气水集输绝大部分是采用加热输送的方式以提高流体的流动性。目前低温集输工艺只有在原油粘度低、凝固点低、流动性能好的条件下才能采用低温集输系统。采用加热式油、气、水集输工程投资和运行费用均造成油田生产运行费用和操作成本的不断上升。当前油气田所面临的形势是如何降低生产运行成本, 提高生产综合经济效益。

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.

油气集输优化系统设计论文 篇4

1.老油田的油气集输系统中，在实际集输过程中，最初的油气设计与实际集输不匹配，并且在集输过程中会大量浪费能源，提升处理成本。

2.集输站内设备老旧，能耗较高，部分严重老化，降低了集输效率。

3.老油田中集输管道设备老化、腐蚀严重，易造成对环境的污染。

4.老油田的检测系统存在误报问题，对其使用效果造成严重影响，并使用户对其信任程度有所降低，同时无形之中增大了工作人员的工作强度。

二、对集输系统优化整治方案方法

1.对油气集输设计进行调整改造

在对老油田进行整治改革中，应重视对油气集输系统的设计与调整。在该方面，主要应重视以下三点：

（1）优化设计脱水系统结构，并对放水站的工艺进行适当改进。油田中脱水系统的主要任务是将其中的放水系统与油田的实际脱水相互结合，并注意外输系统的设备运行率及运行生产状况，将老油田中传统的脱水结构进行重新的合理设计，使其满足日常生产需要

（2）对于新型高科技的集输要大力推广应用，逐步实现脱水区域与外输系统的全面合理优化。在实际集输过程中，大部分油田要面对在生产高峰期后的系统运行效率大幅度降低和脱水系统负荷失衡问题。针对出现的该类具体问题，应及时对脱水处理系统进行适当调整和设计。为此，可通过以下方法进行整治：首先，要将前两段中脱水系统负荷较低的、不能维持正常运行的脱水站改为放水站，同时将管内原油输送到下一脱水站内进行脱水；其次，对于脱水站负荷不高只能将近维持运行的，要依据不同区域对原油装置的布局及输送方案，采用不同的化学处理手段对容器进行脱水处理。在区域内部，要以在脱水站进行稳定的原油结合得到最大的净化油量为最终目的。

（3）调整优化过渡性的集油外输系统，对集油管网重新合理规划设计，达到减级性布站目的。通过大量实践研究表明，对过渡性的布站进行合理的区域减级规划，对于老油井的集油半径适当增大，并提升井口回压，借此可将传统“三级站”升级为“两级站”，使其规模减小，维护费用及其运行成本大大降低。

2.具体优化措施

（1）混合泵的使用。相比双螺旋杆混合泵来说，单螺旋杆混合泵具有更多优点，如单螺旋杆混合泵的抗砂石和杂质的能力更强，在运行过程中，不需再安置其他的过滤器及除砂装置；单螺旋杆混合泵运行过程中所需较低电功率即可，运行费用低廉；混合泵轴封部位在低压区域，与出泵口压力相差不大，均为0.2Mp，密封可靠，不易泄漏。螺旋杆混合泵的投入使用可使流程简化，设备量减少，同时可是场地占地面积缩小，减少对厂房的投资，所以，在对外输设备进行选择时，单螺旋杆混合泵是最适宜的。

（2）集输系统中的节能方案。当前形势下，我国各油田和企业的主要任务即是研究调查目前国内油田集输系统高能耗的原因，并大力开发新技术，达到节能降耗的目的。在当前，大多数企业和油田开始采用的节能新技术主要有：利用热泵对污水进行余热的回收利用；对加热炉进行节能改造；对集油采用低温或不加热的方式进行。

其中热泵技术即是根据逆卡诺循环原理，促使载热物可从具有低温余热的物质中吸收热量，增加自身内能，同时可以在具有高温度区域释放自身热量的回收系统。因热泵可把处于低温处的热能变换成为高温处的热能，以此使能量利用效率得以提高，这时当前主要采取的一种余热回收方式。根据实际经验，部分油田采用压缩式热泵，还有一部分油田则主要采用吸收式的热泵，在对含油污水进行余热回收时，可将其出水温度升高20摄氏度左右，其节能的效果异常明显。加热炉是一个集油井脱水、掺水、供热采暖的重要设备，所受主要的影响因素即为炉体的散热损失、空气系数、燃烧器参数及排烟温度。为使加热炉能耗降低，应重点考虑如下几点：加热炉能否达到高效节能；新技术的采用是否有效，燃烧器的选择是否为优质产品，能否保证燃料充分燃烧，加热炉的维护能否定期进行等。为保证油气集输系统能够安全可靠的开展工作，通常采用双管掺水技术，传统的双管掺水技术具有可靠安全、方便管理的优点，但该技术往往需要以天然气和电量的大量消耗为代价，这在无形之中使系统的能耗有所增加。因此，为减少掺水耗气，常采用低温集输的方式。

（3）采用先进的计算机技术对其进行监视和控制，使事故发生几率降低，使得油气集输的自动化水平得以提高，在计算机的实时监控技术中，主要包括以下几方面内容：实时监测三相分离器的加热炉中干气压力及进口温度，对其变化情况要及时掌握，以此保证集输设备的运行安全有效不出故障；使用先进的雷达导波技术自动检测油罐内的原油液面的高度，防止因原油液面过高或过低导致冒罐和顶罐现象发生，在生产过程中，提高计算精度和安全性能，并使不必要的劳动力有所节省，减轻石油工作者的工作强度；在该技术运用过程中，可全天候的对外输油泵房、电脱水器及原油稳定塔等重要设备区进行监控，监视整个原油站的工作运行情况，同时使问题原因得到方便查找。

3.参考实例

61号集油区是新疆油田公司采油二厂早已开发的老油田区，它所辖包括六东区、六中区和七中区三个油田区。该油田集输系统存在较大的安全隐患，例如：系统适应性差、能耗高、生产瓶颈等。为了消除安全隐患，降低运行成本，该油田进了一系列改进。首先，对油气集输系统进行适应性分析，优化布站，使用单井两相流流量计，停止计量配水战的使用。其次调整地面油气集输网管布局，理顺集输流向，井口能量充分利用，在一部分的集输干线中安装混输泵，停止使用61号转油站。这些措施的应用，成功降低了伴生气放空量5×104m2/d，从而使天然气的销售收入增加，减少了油田老化的调整改早投资20%～30%，有效的控制了老油田的操作成本和生产能耗。

三、技术系统优化意义

对油田来说，提高集输系统的效率，主要以提高站库效率为主，尤其是对于其中的重要设施，如加热炉、转油泵、锅炉等单体效率的提高，形成的新型节能策略要以热能为主，动能次之，电能为辅；与此同时，要兼顾各管线的效率，做好管路保温工作。对新工艺、新技术要积极推广，并对高效设备要尝试使用。对集输系统开展效率调查研究，能促进油田事业的发展，并能够对油田进行二次开发起到积极促进作用。

油气集输系统 篇5

一、系统调研以及需求分析

1、

在安全监控系统的建设方面首先要对油气集输工作进行加热, 分离以及储存输送方面加以分析, 并通过所获得的相关数据和情况来辨别出工作区域内容易出现安全隐患的地点, 同时要对监控地点和报警点位置加以确认, 并对系统的构成、功能以及安全完整性能加以确定。

2、在安全生产信息管理方面, 要对与安全生产相关联的信息资源种类以及范围有所确定, 并掌握正确的信息采集方法。

其中包括对储罐分离装置以及长输管道等各种设施容易出现安全事故的源头进行分析, 同时要注意对其安全性能作出相应评价, 对设备的安全隐患加强排除工作。除此之外还应对设备加强安全检测和日常保养维护工作。并建立完善的规章制度, 对有关技术人员进行技术考核。做好安全监控预警、参数监控、视频监控等相关技术性工作。

3、参数监控的主要工作内容有:

原油的输送工作、原油加热工作、分离储存工作以及污水处理工作等。其主要监控设备包括原油储罐设施、三相分离装置、加热炉和锅炉以及各类型的动力泵与管道系统。主要检测的环境包括作业现场的温湿度和现场风向风力, 同时包括现场明火存在情况等。

4、视频监控的主要内容有:

对现场车辆的出入情况、室内三相分离装置, 以及一系列现场工作情况的现场图像信息采集等视频监视工作。并对现场出现的工况图像进行储存以便安全检查。该系统的总体目标是通过油气集输站的安全监控预警体系来保证油气集输站的安全生产并提搞生产效率和经济效益。

二、对系统的风险进行分析

在对安全完整性能与等级的选定时应对所需的风险降低水准加以确定, 并保证所需费用合理可行, 其等级确定如下图所示:

以估计应达到的目标为基础, 通过一个安全完整性能等级与类别的选定, 从而确定可接受的风险水平等级, 同时可以对风险程度加以衡量并降低, 将危险因素一一列举, 并能够在不同的的角度与情况对每一种状况进行检查。保证调式操作以及维护的模式下都能够对风险模式有清晰的描述, 同时能够对危险因素的变化情况进行检查, 根据风险的严重性与可行性来对风险进行分析, 对风险发生的几率进行评估工作, 并最后将安全事故的破坏程度和其发生频率进行有效地结合起来, 从而充分做好安全工作。

三、系统功能的开发

参数监控和视频监控系统主要实现监控数据与画面能够在油气集输站的监控中心于互联网上发布出来, 为相关的工作人员和部门提供有关的数据查询与信息分析平台, 提高系统整体数据采集的使用率。为现场安全事故的预防与应急措施提供了科学合理的依据。

1、实时参数监控数据。

其主要工作内容有:管理与采集数据;对系统进行手动控制;设置参数;自动控制系统及优化系统程序;系统运行情况的实时动态显示;数据的综合报表与运行趋势的显示任务;技术图表与统计;对用户权限进行安全管理;设备管理以及数据的档案管理;系统故障分析;基于WEB的远程监控管理。

2、分级别报警以及安全保护控制。

支持现场与远程报警设置功能, 并能进行分级报警, 当现场出现异常状况时, 该系统将会有预警信号提示并给出相应处理措施, 根据不同事故等级来启动相应的措施, 将整个系统保持在安全状态, 主要内容有:声光报警与紧急连锁;通过短信或邮件的方式来通知险情;对报警记录进行存档与备份工作;和有关系统之间形成联网控制。

3、智能诊断预警功能。

实现系统设备的自动监测与故障分析。对油气集输站的安全隐患与事故进行自动分析, 并能通过对事故类型的分析做出相应的措施。其主要内容有:对系统运行状态进行即时评价;系统设备的自动检查与故障定位功能;对系统故障进行智能分析与危险排除;对安全等级进行自动分析;提供有关的事故应急措施。

4、多媒体监控系统。

优化视频控制, 以实现油气站的出入口和油库区域的监测记录, 通过镜头的控制来实现现场周围环境的多角度多范围的监视巡查工作, 通过视频的报警与数据报警的方式, 使有关人员对问题能够及时发现, 主要内容有:移动监测;视频报警;本地远程监视以及网络远程监视;镜头控制;录像自动回放以及音频的调度和指挥。

结束语

油气集输站是对原油的协调收集处理和输送的重要场所, 容易因不安全因素的存在影响其自身的安全生产, 极易引起爆炸与火灾, 从而导致重大损失, 因此积极做好油气集输站的生产监控管理工作十分重要, 同时需要有关人员在工作的过程中对系统进行进一步探索。

摘要：随着当今经济的飞速发展, 油气集输站在国民经济发展中起到重要作用, 其安全检测系统也随之变得更加重要。本文主要提出油气集输站的安全检测系统工作的调研内容, 并对其调研需求进行分析。同时控制相关的安全系统风险流程。对实时参数监控、分级报警以及安全风险分析流程进行深入探讨。

关键词：油气集输站,安全监控预警,管理系统

参考文献

[1]方来华, 吴宗之, 刘骥, 关磊, 康荣学.油气集输站安全监控预警及管理信息系统的开发[J].中国安全科学学报, 2008, (02) .

[2]郑宏.天然气井场、集输站在线安全检测报警系统设计[J].计算机测量与控制.2005, (02) .

油气集输工艺技术研究 篇6

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.

油气集输系统 篇7

在但相关的流动中为了研究流体流动的时候的特征我们通常将流体的流动分成层流和湍流两种流态。不同的流态下, 流动参数和压降间有着不同的关系。流型主要说水平管流型和垂直管流型, 水平管流型为主要流型。

(1) 水平管流型。Alves是比较早提出流型划分的学者之一, 根据管内气液比从小到大, 将两相流的流型划分为气泡流、气团流、分层流、环状流、弥散流、段塞流和波浪流七种。气团流和段塞流的形状相似, 其主要的区别在于:气泡流中液体中没有细小的气泡但是段塞流中液体里含油很多很细小的被液塞卷起的小气泡。1976年, Taitel和Dukler根据气液界面的结构特征和管壁压力波动的功率频谱密度记录图的特征, 将气液两相流动分成三种基本流型即分离流、间歇流和分散流。分离流包括分层流、波浪流和环状流。分离流的主要特征是气液两相均为连续相, 并且管路中的压力相对是比较平稳的。间歇流包括气团流和段塞流。间歇流的主要特征为气相为分散相液相为连续相。分散流包括气泡流和弥散流。分散流的特征是一种流体以细小的颗粒分散于另一种流体内, 压力较平稳。上述的三种流型的物理模型是比较相似的便于我们建立相关的数学模型。

(2) 垂直管流型。垂直管流型主要用于海洋上油气的输送, 所以在陆地上的油田当中很少能见到垂直管流型, 在海洋开采石油时遇到的垂直管流型很多, 立管内油气两相流动产生的问题常常是制约海洋采油正常生产的难题, 所以在这里我们只提一下垂直管流型不做多的解释。

二、两相流的基本方程式

(1) 连续性方程。质量守恒、动量守恒和能量守恒定律既适合单向流体也适合气液两相多相流体, 先给出单相流体管路的基本方程。假设管路上一小段长度为dl的控制体, 管路界面面积为A。按照质量守恒定律质量流出率-质量流入率+控制体内质量变化率=0

(2) 动量方程。根据动量守恒定律动量流出率-动量流入率+控制体内动量变化率=作用于控制体的合力。

(3) 能量方程。按热力学第一定律:d Q=d E+d W, 即:

控制体吸收的热能=控制体内流体内能的增加率+流体对外界做的机械功。

若管路截面A沿管长不发生变化, 单位质量工质的吸热量为, 则:

三、多相泵

在生产过程中多项泵主要有以下三方面的优点: (1) 减少边缘井井口压力的回升, 增加油井的产量以及延长油井的使用寿命; (2) 对于储量和产量并不算太大的小型油田, 将开采出来的气液两相产品必须进行气液的分离之后才能输送进行储存和炼制, 气体得用压缩机, 液体得用泵来进行增压, 这样做的投资大, 所得到的效益很低有时候还是亏损的, 很不划算, 这就导致很多地方的小油田都不能很好的开采, 被迫放弃。但是若利用多项泵, 则没有以上的困难, 可以直接用多项泵将井口产物直接输送走, 成本低效益高很受各个油田的喜欢。 (3) 与常规的流程相比较采用多项泵进行作业占地面积小、生产流程简单、流程的密闭性也好。

四、结论

石油管道中的多相混流是现在比较常用的一种工业, 有缺点也有优点, 在实际运用当中要权衡利弊, 根据相应的地方条件和石油中气液两相体的气液比率选择适合自己的工业以达到更高的效率。本文主要讲了多相流的流型、多相流中的一些基本公式以及多项泵的一些优点, 旨在为以后更过运用多项泵提供些许的参考。

摘要：在油气混输管路中, 油和气的比例差别是很大的。在油气分离器的排液管路中, 流动的介质基本上都是液态的原油, 但是随着管线距离的增加管路中压力会逐渐的减小, 这样就会有少量的溶解气释放出来。在分离器的排气管路中流动的介质基本上都是天然气, 但在流动的过程当中又会有水和较重的烃类物质凝析出来。下面我主要从油气混输管路的流型、两相流基本方程式、多项泵这三个方面进行介绍。

关键词：油气混输,集输

参考文献

油气田集输管道管理新方案探究 篇8

集输管道是油气输送较安全与经济的一种运输方式, 虽然它与公路、铁路及其他的运输方式相比具有失效概率较小的特点, 但是由于管道服役的条件较恶劣, 而且随着管道的逐渐老化, 管道的失效事故也是不可避免的。另外, 油气作为管道输送的主要介质, 具有易燃、易爆及有毒的特性, 一旦发生管道事故, 必将会给周围大众及生态环境造成不可弥补的损失。所以多方面、多角度采取措施对集输管道进行维护和管理, 对于油气田的正常运行及油气传输具有非常重要的现实意义, 以便切实降低管道发生事故的频率和降低管道的损失程度, 使管道保持在一个安全、稳定的运行状态, 从而更好地满足政府、公众以及其自身安全的需要。

二、造成油气田集输管道安全事故的因素分析

一般说来, 造成油气田集输管道事故的原因, 大致可以分为以下四类:设计、腐蚀、第三方破坏和误操作。

1、设计

在进行油气田集输管道的设计时, 钢管的强度、系统的安全系数、抗疲劳因素、水击可能性、完整性检测以及地壳运动等, 任何一个环节出现问题都有可能形成集输管道的安全隐患。

2、腐蚀

集输管道裸露在外面的大气腐蚀、钢管的内部腐蚀、土壤腐蚀、防腐层的状况、阴极保护、电流干扰、金属埋设物的腐蚀以及内检测等方面出现问题, 均会加快管道的腐蚀速度。

3、第三方破坏

第三方破坏因素包括管道的埋深、活动水平、巡线频率及有效性检查、一次呼叫系统、地面裸管、管道伴行带的状况以及对公众的教育情况等。

4、误操作

发生误操作的步骤有:施工过程、设计、培训、规程、记录、安全系统、超压可能性、维护、通信等。

三、对油气田集输管道管理的新方案探讨

综合以上容易造成管道事故的因素, 为了切实避免油气集输管道的安全事故, 在实际的管理中需要从集输管道的设计施工等的质量安全管理以及运行安全管理即防腐蚀管理两方面进行集输管道的管理, 从而有效杜绝影响安全的各种因素, 将管道的危险事故控制到最低点, 从而保证管道的安全有效运行, 维护社会的长治久安。

1、对集输管道的质量管理

(1) 对工程质量进行风险评估。对工程质量的风险评估是指在质量事故发生之前或之后, 而事故未结束前对于该事故给工程质量、成本和工期等各个方面造成的负面影响以及损失的情况进行量化评估的工作。即质量风险评估能够解决三个基本问题:将会出现的问题是什么?出现问题的可能性有多大?问题会发生什么样的后果?从而在施工中加强质量管理以有效避免类似事故的发生。 (2) 对可能发生的质量风险进行有效控制。对于工程质量风险评估完成后, 应该由项目的工程技术人员针对评估结果结合项目施工规范、设计图纸的要求、工程现状以及施工经验等, 制定出相应的风险控制措施, 并在措施实施之前, 对于采取措施的有效性及是否会引入新的质量风险进行重新评价, 来判定获得的最后的风险降低程度是否在该工程可接受的范围内, 否则重新进行风险控制。 (3) 最后进行工程质量的审核。在工程结束前, 对于工程所涉及的质量管理决策的事件进行严格审核, 整理相关资料并建立相应的预防措施程序, 然后形成最终的文件资料。

2、对集输管道的运行安全管理

腐蚀失效是集输管道失效的主要形式之一, 据统计, 集输管道的失效事故中, 40%是由腐蚀问题引起的。所以, 对油气田集输管道的安全运行管理, 主要体现在防腐蚀管理上, 而且大量的集输管道运行多年, 管道腐蚀较严重, 大部分已经进入更新换代期。腐蚀不仅会大面积减薄管的壁厚, 而且会导致管道过度变形甚至爆管, 进而会导致管道穿孔, 引发油气泄露事故的发生。集输管道的腐蚀包括内部管道的腐蚀和裸露在外部分的腐蚀两种情况, 为了避免腐蚀的危害, 可以从加强管道防腐的技术管理、加药改变水性、改变集输工艺以、采取阴极保护以及绝缘防腐、电化学包括等方面着手进行。但是由于通常情况下, 一条管线很可能是部分或局部腐蚀严重, 不能全部更换, 为了造成不必要的危害及损失, 需要一套行之有效的管道检测方法技术。

四、总结

集输管道在国家的能源战略中发挥着不可替代、独一无二的作用, 对油气田的长输管道采取积极有效的管理措施, 以保证长输管道能够安全平稳运行, 并尽一切所能减少其对人民的生活和自然环境的影响。在日常对油气田的集输管道进行管理的过程中, 除了进行质量管理及安全运行管理外, 还需要对其进行其他方面的风险管理, 比如, 第三方破坏、误操作等, 必须严格对于管道的管理措施, 以使管道的事故风险降到最低点, 从而保障人民大众及周围生态环境的安全, 是集输管道发挥其应有的作用, 而减少不必要的负面影响。

摘要：油气田的集输管道是一种危险性的构筑物, 对于周围公众的安全和生态环境有着潜在的危险因素。近年来, 如何降低管道的危险性及采取多种措施对管道进行管理, 以有效避免管道所造成的危害等问题受到社会及企业的普遍关注。根据美国管道安全运输办公室 (OPS) 的统计数据:在美国, 管道的内部腐蚀造成了大约20%的传输管道的危险事故;又比如, 根据加拿大阿尔伯塔能源与公共设施委员会 (AEUB) 的报道:由集输管道的内部腐蚀问题所引发的集输管道故障的总数在过去的20年中已经超过了5000起, 平均下来几乎是每天一例。因此, 加强油气集输管道的防腐蚀管理成为了管道管理中的一项重要议题。本文从管道的施工质量的风险管理与安全运行管理即防腐蚀管理的角度作为油气集输管道管理的新方案进行了探讨。

关键词：油气集输管道,管理新方案,探究,防腐蚀管理,质量管理

参考文献

[1]潘红丽, 管道风险管理方法研究, 天然气与石油[J], 2006年第24卷第1期。[1]潘红丽, 管道风险管理方法研究, 天然气与石油[J], 2006年第24卷第1期。

[2]高峰、龙媛媛、夏力, 管道综合管理新方法[J], 石油石化节能, 2007年第9期。[2]高峰、龙媛媛、夏力, 管道综合管理新方法[J], 石油石化节能, 2007年第9期。

试论油气田地面集输工艺技术 篇9

关键词：油气集输行业,工艺技术现状,发展趋势

前言

油气集输时的生产工作与开采石油时的钻井、勘探、修井、测井以及采油等生产工艺过程都是有很大的不同的, 它的主要特点是生产时的油田点多, 面广并且线很长, 同时进行油田集输的生产作业是还伴随着高温高压、易燃易爆、有发生火灾的危险性、生产作业有很强的连续性以及工艺流程十分复杂的缺点, 所以随着油田开采技术的不断进步和发展, 人们也更加的重视油田集输的生产工作了, 同时油田集输工艺水平的高低对开发油田的整体的技术工艺水平也是有着至关重要的影响的。

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。

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 油气集输的流程方式

①按不同加热方式:不加热, 蒸汽伴随, 热水伴随, 井场加热, 掺稀油, 掺热水, 掺蒸汽, 掺活性水的集油流程;②按照通往油井管线的数目:三管、双管和单管的集油流程;③按照集油管网的形态:环型, 米字型, 串联管网, 树状的集油流程;④按照油气集输布站的级数:原油库和油井间集输的站场级数;⑤按照集输系统的密闭性:密闭和开放式的流程。

2.3 油气集输的设计原则

油气集输整个流程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;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。

3 油气集输行业的技术现状及发展趋势

3.1 油气多相混输工艺技术

长距离的油气混输工艺技术是一项较为先进的工艺技术, 目前也基本上被发达国家广泛使用, 从上个世纪八十年代开始, 欧洲的德国、英国以及法国等国家就开始对这些技术进行了大量的研究和分析, 要想真正的应用多相混输工艺技术, 就必须将其与电热技术相互配合, 如果真正的应用此技术, 在进行油气集输工作是也会大大降低工程的成本并且简化其工艺流程, 因此多相混输技术油气集输领域中比较有发展前景的一项技术。

3.2 原油集输工艺

在许多高凝原油以及高含蜡的油田中, 我国使用较为广泛的油气集输工艺主要是加热工艺、单井集中计量工艺、多级布站工艺、大站集中处理工艺以及单双管集油的工艺技术, 其中华北油田以及辽河油田就是比较有代表性的。

目前, 我国的油田已经逐步的走到高含水后期的阶段, 因此油气集输行业的发展趋势也是应利用高含水期原油具备很强的流变性的特点, 在不断简化集输工艺技术的同时, 在常温的状态或是低温的状态下进行输送工作。

3.3 原油脱水技术

在一些高含水性油田当中, 在两段进行脱水的技术是主要的油气集输技术, 集输第一段是进行游离脱水, 主要是利用大罐沉降和聚结脱水的方法脱水, 集输第二段是进行电脱水, 主要使用的方法是通过平挂电极与竖挂电极来进行直流电与交流电的复合方式脱水。在我国塔里木和胜利油田等含水性比较高但是粘性和凝性比较低的油田当中, 采用的主要脱水方式就是热化学脱水工艺。

在对原油进行脱水处理的研究上, 美国以及俄罗斯等国外的发达国家对其较为重视, 其不但在原油脱水中间过渡层的研究上面取得了一定的成果, 同时也研究出了专门的处理的技术措施。目前在对原油进行脱水处理方面的研究趋势是研制高效游离水脱除器, 这种仪器能够更好的利用原有高含水性的特点, 降低游离水脱除设备的成本的规模, 同时也提高了脱除游离水的工作效率。

4 油田生产公司的技术现状分析及攻关方向

4.1 油田生产公司集输工艺存在的主要问题

现阶段, 我国对油田的开发建设已经有了明显的进步, 现在我国很多的油田也都到了高含水的开发时期, 而且油田的挖潜效果也变得越来越差了, 使很多油田采油的成本变得越来越高, 然而产量却依然不够稳定, 并且, 一些老油田的采油设施已经十分老化了, 采油的效率也在逐步的下降, 而采油所需要的能耗一直在增加。而油田公司的集输系统也存在的一定的问题:①在油田资源的含水量很高的时候, 原油中油水的分离的特性就会产生变化, 这就导致了现阶段被广泛使用的游离水脱水工艺以及沉降时间等技术都出现了不适应性。而原油的特性出现的变化也导致了油气集输的工艺技术也与油田的节能要求产生不适应性。②如今, 油田产能的建设所带来的经济效益也不容乐观了, 所以降低投资规模和生产成本成为了很关键的一个问题了, 但是, 这也是比较困难的一个问题, 怎样才能通过利用现有设施进行工艺模式的简化, 并进行优化设计, 是目前所面临主要的问题之一。

4.2 油田生产公司集输工艺的攻关方向

我国油田的可持续发展仍是将来石油行业的发展趋势, 而从我国油田的实际情况来看, 内部研发攻关以及引进先进技术是下一个阶段的主要攻关方向, 油气集输行业的工作者应当认清形势, 明确方向, 同时相关部门应积极配合, 加大对科研工作的支持和投入, 这样才能真正提高油田的关键技术水平。因此油气集输行业的下一步攻关方向应为:简化集输的工艺。通过对新建成的产能井投资效果变差问题的研究, 充分发掘这些设施的潜力, 从而简化油气集输的工艺模式, 达到降低成本的目的;研究油水高效处理技术。我国目前的油气集输系统仍存在数量过多、体积过大、效率过低的问题, 因此必须研究更为高效的游离水脱离以及化学脱水技术, 这样才能真正的提高处理的效率, 改善油水的处理效果;探索节能的新途径。

5 结束语

油气集输系统 篇10

1 改造联合站油气处理工艺技术的方法

高含水期油气集输处理中存在的问题主要表现在两个方面, 第一是油气中的含水量高, 进液量大, 第二是油气集输系统一般运用不加热生产的方法, 进液量的温度比较低, 不能正确处理很可能增加原油设备的能耗。因此, 高含水期对联合站油气处理工艺技术进行改造势在必行。

1.1 密封原油生产流程

要解决高含水期油田生产中原油含水量高的问题, 首先需要进行原油预脱水[2]。技术改造过程应该尽量简化工作流程, 使用联合站中已有的设备, 以降低油气集输中的损耗, 保障在无泵无罐情况下原油生产完全密封。油田开采区集油干线中的油气进入联合站后, 直接接入高效油气水分离器中, 不需要加热, 通过三相分离器初步分离出油、气、水。然后将原油在污水处理站和天然气去气体处理厂进行二次处理, 并且通过电脱水器进行深度脱水, 直至符合标准送入负压稳定塔稳定, 等负压增加到一定程度后向外输送。

1.2 油气水三相分离器

高含水期油田生产密封工艺处理过程汇总的重要设备之一就是油气水三相分离器, 其技术设备的稳定性对于整个工艺过程的影响很大。联合站技术改造过程中, 可以研究一种全新的高效油气水三相分离器, 满足油气水分离的技术要求。这种分离器的处理能力远远高于普通的分离器, 经过分离后原油的含水量降低超过百分之二十, 污水中的含油率也在每升500毫克以下。

油气水三相分离器的主要结构包括分离筒、防冲装置和油水室等, 油气水混合物首先从进料口进入分离器中, 之后运用离心原理在分离筒中进行分离, 离心过程中气体会脱出平衡管, 与沉降室的气体混合在一起, 经过捕雾器被分离出来。而油水混合物会通过导液管进入沉降室, 原油被分离通过堰板进人油室排到分离器外, 水进入集水管流到分离器外, 沙土等杂质通过设备底部的排污口排出。

油气水三相分离器中应用气液预分离技术, 能够大大提高分离器的工作能力。油气水混合物进入分离筒后超过百分之九十的天然气会被分离出来, 减小了分离器中的气相压力, 提高了分离器的容积利用率, 起到了提高分离器处理能力的作用。在分离器中设置防冲设备, 可以延长设备的寿命。高含水期油田的产液量增大, 开采出原油的含沙量也增加, 但含沙对分离设备的损害很大。因此, 可以在三相分离器中设置防沙装置, 将装置凹面对着导液管口, 从导液管流出的混合物冲击防沙装置表面, 可以改变流体的速度和运动方向, 发挥转向器的功能。这样减少了流体的动能, 防治流体直接冲击分离筒下部, 避免沙土长期冲击腐蚀分离筒, 延长了设备的使用寿命, 也降低了设备成本。在分离器中加入水位调节装置, 能够保障设备运行的稳定性[3]。在分离器集水室中安装水位调节装置, 能够对沉降室的油水界面进行调节, 避免液量波动等干扰因素对油水分离的影响, 为分离器创造了一个稳定、良好的工作环境。

1.3 变频节能技术

高含水期油田含水量迅速升高, 产液量也不断增加, 产油量减少, 如果联合站存在泵管特性不匹配的问题, 容易出现外输泵功率过剩的情况。这时如果根据管道的特性要求, 适当调节泵管上的出口阀门, 控制泵管中的流量, 泵管中的流体损失严重, 也降低了设备的工作效率。遇到这种问题可以在设备中使用变频调速技术, 将变频调速设备的输出功率控制在一定的范围内, 调节泵管的排液量和转速, 让设备处于最佳工作状态, 有效降低电机运行中的损耗, 起到节电节能的目的, 通过这种方式最多可以节省40%的电能。

2 改造油气集输系统的方法

2.1 运用常温输送工艺

高含水期油田生产中的总含液量不断升高, 油水的比例相应增加, 井口的出油温度较高, 可以运用不加热的常温输送工艺。这时如果油气集输中依然运用加热的方法, 增加了油田生产过程中的燃料使用量, 增加了运营成本, 降低了经济效益。因此, 油气集输系统改造过程中可以去掉加热设备, 运用常温油气集输或者实现季节性不加热, 以此降低油田生产中的能源损耗, 降低运营成本。

2.2 在集输干线端点加药品

改变在联合站站进站阀组处加药品的方式, 变为根据不同干线的含液量、油气比、长度等, 在集输干线端点加上不同比例的缓蚀剂或者破乳剂, 让这些药品在管道中充分混合, 然后输送到联合站中, 起到管道破乳的目的, 提高破乳剂的利用效率, 节省破乳剂的用量, 并且延缓管道的腐蚀。这种方式也可以提高油气水分离质量, 保障污水处理系统的平稳运行[4]。

2.3 增强现场数据库建设力度

详细了解油田地面工程现状, 增强现场数据库建设力度, 能够有效提高油田生产效率。目前我国油田现场数据库建设在国内的普及范围比较广泛, 但应用的深度和广度还不够。在今后的数据库建设中, 油田管理人员应该运用全新的数据库技术, 建立油气集输管理系统, 将企业决策和服务生产综合在一起, 实现对油田地面工程的有效管理。

3 结语

高含水期处理好油气集输工程建设问题, 是油田运行中亟待解决的问题。在油田生产过程中应该不断扩大地面建设规模, 简化油气集输处理工艺, 优化生产布局, 积极推广新技术, 提高油田地面工程技术水平, 以此实现节能减排、提高经济效益的目的。

摘要：油气集输是油藏勘探、油田开发和开采后的一个重要环节, 主要是将分散的原料集中处理, 让他们变成油田产品。油田在高含水期进行生产时, 存在原油含液量高、能耗大以及系统效率低等问题。针对这些问题油田技术人员应该改进油田地面工程设施, 运用有效措施改善油气集输工艺, 解决油气集输困难的问题。本文对高含水期油气集输处理工艺技术进行了探讨, 为油田实现经济效益的最大化提供参考。

关键词：高含水期,油气集输,处理工艺

参考文献

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