油气集输工艺技术分析

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1、油气集输工艺技术分析AnalysisonOilandGasGatheringandTransportationTechnology摘要在我国石油事业的建设中，油气集输是非常重要的一项工作，其主要将我们日常油田开采工作中所采集的石油以及天然气等资源进行一系列的加工、收集。在本文中，将就我国的油气集输工艺技术进行一定的分析与探讨华北油田采油五厂的油藏具有“三高”特点，油气集输工艺多采用三管伴热方式集油，耗能高、管理难度大。针对现场实际情况，分别从集油工艺、地热资源利用及发电余热回收等方面出发，采用了常温集输、双管掺水、高温地热井的开发利用和发电余热回收等油气集输技术，全面实施

2、节能降耗措施，取得了显著的经济效益和社会效益。截至2014年底，累计节约燃油达8500to华北油田第五采油厂位于冀中南部地区，油田分布在河北省的3个地区、8个县市，具有点多、线长、面广的特点。开采的油藏具有“三高”特点，即原油黏度高、含蜡高、凝固点高，原油物性差，属中高黏度油藏。全厂共有579口油井、251口水井和85.37km输油管线和93.4km输气管网。油井地面集输工艺多为三管伴热集油模式，油田生产中耗能高、管理难度大。自2011年以来，针对不同的油田和区块不同的油品物性及现场实际情况，分别从集油工艺、地热资源利用及发电余热回收等方面出发，全面实施节能降耗措施，取得

3、了显著的经济效益和社会效益，4年累计节约燃油达8500to1双管掺水集油工艺深南油田共包括泽70、泽10和深南3个断块油田，有油井门0口，开井81口。原油经8座计量站计量后集中在深一联合站处理。深一联的日处理液量1235t,日处理油量495t,水量740t。油田生产的主要特点：1）原油物性较差，黏度高，属稠油油藏。2）该地区地表水较浅（仅为80cm）,易对管线造成腐蚀。3）单井集油方式全部采用三管伴热集油工艺。4）站内脱水采用电脱水处理工艺。生产中存在的主要问题：1）管线自投产以来腐蚀比较严重，穿孔现象频繁发生，严重影响了深南油田的正常生产。2）单井集油管线采用常规的三管

4、伴热保温方式，散热较大，而且因为深南油田地表水较浅，热水管线的大部分热量被地表水吸收，热能损失大。单井的热能损耗达1.9X105kJ/h,深一联每年的燃油量高达3650to3）随着油田的滚动开发，油井含水越来越高，矿化度高达14000〜15000mg/L,造成的腐蚀愈加严重，腐蚀速度为0.1053〜0.1489mm/a,每年造成高达50万元的损失。为解决能耗高、腐蚀严重的问题，在对深南油田原油物性和生产现状进行详细分析论证的基础上，对深南油田的地面集输工艺进行了简化优化。1）单管常温输送工艺：对含水在85%以上油品物性较好的油井，充分利用原来的三管伴热管线，根据季节的不同

5、，适时采用单管常温输送工艺进行生产，达到节能降耗的目的。2）取管掺水集油工艺：对于含水较低，油品物性较差，黏度大、凝固点高的油井采用双管掺水集油工艺，降低井口回压，降低能耗。3）充分利用污水余热，将其加热后掺入单井产出液，提高进站温度。4）由于污水中含有的大量破乳剂没有完全发挥作用，通过将污水掺入油井产出液，可以充分发挥破乳剂的破乳效果，降低加药量，节约生产成本。5）单井量油采取示功图量油。6）采用耐腐蚀的复合塑钢管线，可以避免因为管线腐蚀穿孔造成的管线更换费用。7）采用高效保温的新型复合塑钢材料，保温效果比钢管线好。8）用污水代替清水给油井产液提高温度，降低了清水的使用

6、量，节能的同时又减少了投资。通过前期方案论证、室内实验，深南油田实施双管掺水集油工艺改造，大大提高了热能利用效率。截至2014年12月底,深南油田8座计量间110口油井上实施了双管掺水集油工艺；并根据季节变化调整掺水量、掺水温度等运行参数，做到低能耗运行。4年累计节约燃油4000t。2单管摻水集油新工艺在稠油油藏成功实施双管掺水集油工艺的基础上，针对中质油品，逐步摒弃原来的三管伴热集油工艺，使用单管掺水集油新工艺，充分利用分离出来的污水余热为油井提供热量，带动全油田的单井产液回站。这种工艺可以灵活调整扌参水量，冬季可根据生产情况适时掺水，夏季可以停止掺水，直接将油井产出液

7、送回站内处理，以保证油田的安全正常生产。目前有68口油井采用新工艺，不仅节约了大量的建设成本，而且提高了热能利用率。3年节约燃油800t。3常温输送工艺为实现油田公司提出的“低成本开发”战略目标，从每一个节能环节做起，减少能源的损耗。在单井集油工艺上，结合季节变化，分析不同区块不同单井的原油物性，针对不同的油井，对于凝固点较低、油品物性较好的中质原油，分别采用单管通球、常温输送和季节性常温输送的集油工艺。根据油井的实际生产数据，每年5月份全厂的部分单井停运伴热水，实施季节性常温输送，至9月份地温最高时全厂实施常温输送的单井达1