油气集输工艺技术探讨

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1、油气集输工艺技术探讨油气集输工艺技术探讨【摘要】木文针对油气集输系统的技术发展历程进行了简要回顾，同时就目前的国内外油气集输先进工艺进行了简要介绍：并根据萨南油田的开发状况及日前油气集输系统存在的矛盾和不适应性，探讨了今后油气集输工艺技术的科研攻关方向。【关键词】油气集输多相混输三次采油1前言油气集输是将油田开采出来的原油和天然气进行收集、储存、输送和初步加工、处理的生产工艺过程。它主要担负三个方面的任务：一是负责将油井采出的石油气、液混合物经过管道输入油气处理站进行气、液分离和脱水，使处理后的原油能够符合国

2、家的标准；二是由油气处理站把合榕的原油输送到油［□原油库进行储备，将分离出的天然气输送到天然气处理厂进行再次脱水、脱红和脱酸处理或深加工；三是南油田原油库、天然气压气站以不同的方式将处理合格的原油、天然气外输给用油气集输生产不同于油田物探、钻井、测井、修井作业及采油等生产作业。它既有油叫点多、线长、面广的生产特性，又具有化工炼制企业高温高、易燃易爆、工艺复杂、压力容器集中、生产连续性强、火灾危险性大的生产特点。因此，随着油出开发的逐渐深人，油气集输牛产越来越受到大家的重视，而且，一个油田的油气集输工艺技术水平

3、的高低。在很大程度上影响着其开发建设的整体技术水平。2目前，国内外油气集输的主要工艺技术有：一原油集输工艺高含蜡高凝原油的油田.围内外普遍采用加热工艺、多级布站、单井集中计量、单管与双管集油、大站集中处理工艺。如我围的河、华北等油hl国外对高含蜡原油，除采用加热方法外，主要采用加化学药剂降凝降粘的方法实行单管集输，如美国、加拿大等。对低含蜡低凝点原油的油，国内外普遍采用单管不加热集油工艺如我国新瞩等。集输工艺方面，大庆汕田与国内外其它汕田相比较，处于先进水平。随着汕田逐步进入高含水后期集输工艺的发展趋势也趋向

4、于利川高含水期的原油流变特性，降低输送温度或常温输送，同时集输工艺进一步简化。二、油气水多相混输技术长距离油气混输工艺技术是一项国际前沿技术，自二十世纪八十年代以来，英国、法国、德国等发达国家对油气水多相混输技术进行大量的研究。由于多相混输技术与电热技术配合.对于简化工艺、降低工程投资具有重要意义，因此该项技术也是油气集输领域中较有发展潜力的技术。大庆油田在混输工艺技术与其关键设备的自主开发与研制落后于欧美国家。三、原油脱水技术对于高含水原油，国内外主要采用两段脱水工艺。其中，一段游离水脱除主要釆用大罐沉降和

5、聚结脫水.二段电脱水主要采用平挂电极和竖挂电极交直流复合电脱水技术。对低凝低粘原油和特高含水原油，国内外较多地采用热化学脱水工艺。如我国胜利、塔里木等油田以及美国、法国等国。国内外油田在原油脱水工艺方而都进行了大量的研究。尤其是在原油脱水中间过渡层的处理方面，国外一直很重视，并采取了专门的排出和处理技术措施。如美国、俄罗斯等。而我们在过渡层的处理问题上还不够重视。目前，原油脱水趋向于研制高效游离水脱除器。现行的游离水脱除器采用卧式结构.其实际沉降时间大都在30-40min.而水驱采出液沉降15〜20min即可

6、满足脱水要求，聚驱也仅仅需耍30mino因此，为充分利用高含水原油特点，降低游离水脱除设备的规模.进行高效游离水脱除器的研制是很有必要的。目前，设计院正在进行高效仰角式游离水脱除器的研制3油田公司和目前本专业领域现状分析（一）建设现状萨南油田开发面积182.85km。.自1964年开发建设以来.伴随着国家经济及大庆油田的快速发展.采汕二厂的发展变化尤为显著。生产规模逐年扩大，企业改革稳步推进，管理体制不断完善，科学技术飞速发展，保持了油气产量在千万吨水平的持续高产稳产。截止到2005年底，全区已投产油水井86

7、66口.其中注水井3182口.采油井5484口。地面工程系统已建成各类站所207座、计量间487座。我厂地面工程油气集输系统的建设模式基本上与汕田公司其它老区的建设模式相同，地面集汕流程主要采用的是单井进站、集中计量、油气混输三级布站方式的双管掺水工艺，原油脱水主要釆用两段电化学脱水流程。生产井与计量间之I'可的集油管线呈辐射状布置，计量间处于中心位置。该集油工艺能够较好地满足生产运行管理要求。从实际应用效果来看，南于广泛应用在老油区，有较多的生产管理经验，且对于不同的地质情况以及不同油井的产量变化均有较好的

8、适应性，但是却存在着基础建设投资较大，生产运行费用比较高的问题。（二）存在的主耍矛盾和问题随着油［□开发建设的深入，主要产油区目前己进入高含水开发阶段，主力油［□挖潜效果变差，稳产难度加大，采油成本上升.同吋已建设施不仅老化严重，而且负荷率逐年下滑，系统效率进一步降低，能耗逐年上升。地面工程油气集输系统因此面临着诸多的矛盾和不适应性：(1)油田进入特高含水期.其含水原油的油水分离特性发生变化.现行的