论文部分内容阅读
【摘 要】随着油气开采行业的不断发展 ，新开发油田数量增加，对生态安全的要求变得更加严格，使得油气水的开采、输送和处理必须采用更加完善的工艺体系。油田高含水期集输系统主要存在地面系统与油气集输工艺两方面的问题。为此， 应加强集输与处理工艺技术研究， 推广应用新技术、新设备及新工艺。
【关键词】油气集输与处理工艺；高含水原油；集输；稠油；脱水
1.油气集输工艺存在的问题
1.1传统的计量方式是制约了集输工艺的发展
油气集输是把分散的原料集中、处理使之成为油田产品的过程，是继油藏勘探，油田开发、采油工程之后的重要生产阶段，工程建设技术要求高，综合性强，工程投资大，对于集输管网系统，成功的设计必须是技术与经济的和谐统一体，其中技术是工程的基础与手段而经济效益是工程的核心与目的。目前，国内许多油田的科研人员对油气集输系统进行了广泛深入的研究，油田地面集输工艺有了很大的发展。
传统的量油分离器计量需人工进行量油操作、 液位计读数、 取样化验等。因此，需在计量站内进行油井计量；称重翻斗计量装置虽然减少了部分人工操作程序，自动化程度得到提高，但很多采油厂，都紧邻村庄，人为破坏非常严重，计量站仍不能放弃。
1.2高耗低效运行是影响生产成本的关键所在
由于原油含水的不断上升，产液量和产水量增加，输送能耗及处理费用逐年增加。随着单井产油量降低，百万吨产量需要的油水井数不断增加，使机采系统和集油系统的热力及动力消耗增加。另外，部分高耗能、低效率设备的在线运转，部分早期建成的各种站场在流程或布局上不适应油田的生产和发展，站内设备多、工艺流程复杂，维护工作量大。这些因素导致了油田生产单位能耗上升速度加快，控制难度增大。目前，效率要求逐年上升，如何简化流程、选择高效低耗能设备、优化系统，降低单位能耗指标是设计中面临的难题。
2.对策与思路
针对目前集输系统存在问题及现状，在以后编制产能建设方案的过程中，新技术、新设备及新工艺应该被推广，做好地面工程的简化、优化工作，降低工程投资，节能降耗，可主要在以下几个方面开展工作。
2.1优化地面集输系统流程
传统的单井计量技术是简化集输流程的一大障碍。目前“油井在线远传计量技术”已解决了这一问题。该技术依据油井深井泵工作状态与油井液量变化关系，建立抽油杆、油管、泵功图的力学和数学模型， 通过获取示功图数据，计量油井产液量。功图法油井计量技术具有以下特点：通过实时测得多个功图计算的产量叠加获得油井全天产量， 避免了双容积以数小时量油折算日产量带来的系统误差；能够实时采集处理数据、监控油井工况；自动化程度高，每个数据处理点可管理油井40口，现场无须人工操作；系统扩展性优良，通过增加控制模块，可实现抽油机远程监测、启停控制、节能运行等功能，有利于提高油井生产自动化和信息化管理水平。这一技术改变了油井液量需管输至计量站才能实现单井计量的传统计量模式，使油区内的各油井集输管道实现串接，解决了简化集输流程的障碍。
2.2高效设备的专项调研与应用
针对油田部分现有设备效率低、能耗高、老化严重等现实情况，为了给油田提供高效率、低能耗的适应油田发展的新型设备，分别对加热炉、分水器、高黏原油输送设备、脱水器及换热器等设备进行专项调研。在调研、分析国内外先进技术的基础上，结合油田产能的实际需要，筛选出适合各个油田油品性质的高效、节能设备。
2.2.1高效三相分离器
高效三相分离器是油田采出液高效处理设备，采用来液旋流预脱气、水洗破乳、高效聚结和油水界面控制等数项技术，使含水原油经一次处理即达到合格原油的标准。工作原理：油、气、水混合液进入预分离筒，在离心力作用下分出大量的伴生气；油水混合液（夹带少量气体）通过预分离筒下部分配器进入分离器，经过整流板整流和在含有破乳剂的活性水层内洗涤破乳，流入沉降分离室沉降分离，脱水原油进入油室， 水相靠压力平衡经导管进入室气体进入上部气体空间。
2.2.2多功能组合处理装置
该装置适合于难动用板块油田分散、单井产量低和产品性质差的特点。装置由油气分离、沉降、加热、电脱水和缓冲5个部分组成，简称“五合一”装置。
多功能组合处理装置原理结构多功能合一装置的应用大幅度简化了站内原油处理工艺，使脱水站的单一多台设备的功能集为一体， 适应外围小区块低产油田的脱水处理。该装置的设备规格可根据处理站来液量的需要进行设计。
2.2.3新型高效加热炉
新型高效加热炉是最新一代油田加热设备。该设备通过应用高效烟管强化传热、优选添加剂、整体结构优化、实现了油田加热炉的高效化和小型化。
该高效加热炉与常规加热炉相比，热效率由83%提高到90%以上， 钢材耗量由14t/MW降低到6t/MW 左右，综合性能指标达到国际先进水平。该项技术的推广应用，不但可以降低工程造价，而且可以大幅度降低加热炉的运行成本，自控系统完备，具有广阔的市场应用前景。
2.3稠油降黏输送技术的研究
选择稠油集输方式，虽然粘度是首要决定因素，但是油藏特性、开发方案、采油工艺、油品其他物性、地理环境等因素也需考虑。因此，选择何种集输方式，必须经技术经济论证确定。稠油的集输方式主要有如下几种：
2.3.1局部加热集输
这种集输方式就是对油井产出液中不掺入其他热介质（例如热水、稀油、蒸汽等），而是在井口等地方设置加热设施，集油管道采取适当放大管径、低流速集输，一般称之为单管热输。
2.3.2掺液集输
常用的掺液有稀油、活性水、脱出污水。掺液的作用：一是使稠油降黏，满足集输过程中的水力条件；二是借助掺液的热量，提高稠油的温度，满足集输过程中的热力条件。
2.3.3掺蒸汽集输
在井口油嘴后向稠油中通入蒸汽，提高稠油温度， 使稠油黏度降低，满足集输过程中水力、热力条件的要求。
2.3.4稠油改质集输
稠油改质是利用加氢、减黏裂化等工艺技术， 将稠油变成稀油的一种新技术。适用于黏度较高（10Pa·s以上），又不能进行热采，周围又没有可供回掺的稀油资源等情况的稠油油田。
2.4进一步对稠油脱水工艺技术的研究
由于稠油具有较小水油密度差、高黏度的性质，水滴在稠油中的沉降速度比一般原油要小得多，极不利于油水分离。目前国内针对稠油脱水没有特别有效的技术，大多综合采用传统的原油脱水方法，如重力沉降脱水、离心力脱水、化学破乳剂脱水、电脱水等。电脱水常作为稠油脱水的首选方法或脱水的最后环节，以满足脱水标准的要求。这些脱水方法综合运用会大大增加设备的投资及运行费用，而且由于稠油的高电导率，也会大大降低电脱水器的效率，无疑增大了电能的损耗。
3.结论
油田开发建设经历了从“地上”服从“地下”转变到“地上”、“地下” 相结合、共同服从经济效益的过程。今后地面工程在系统优化调整过程中，在对建设及运行现状与油藏工程相结合的研究基础上，要确定既能满足油田产量接替需要，又有利于地面工程系统优化调整的开发建设方案。要使“地上”、“地下”反复结合，不断调整地面建设规模，优化布局，简化工艺， 推广新技术，积极开展科研攻关及现场试验，将新成果在系统优化调整中进行应用，使系统优化调整后的地面工程和工艺更加优化，不断提高地面工程的术水平，以实现油田优化简化、节能降耗、减少投资、降低运行成本的目标。 [科]
【参考文献】
[1]冯叔初.油气集输[M].东营：石油大学出版社，1988.
[2]刘扬.石油工程优化设计理论和方法[M].北京：石油工业出版社，1994.
[3]王晓瑜.浅谈油气集输管网的优化设计[J].油氣田地面工程，2004，23（7）：44.
[4]刘利群，刘春江.长庆低渗透油田油气集输发展工艺技术发展综述[J].石油工程建设，2008，34（2）：41-45.
【关键词】油气集输与处理工艺；高含水原油；集输；稠油；脱水
1.油气集输工艺存在的问题
1.1传统的计量方式是制约了集输工艺的发展
油气集输是把分散的原料集中、处理使之成为油田产品的过程，是继油藏勘探，油田开发、采油工程之后的重要生产阶段，工程建设技术要求高，综合性强，工程投资大，对于集输管网系统，成功的设计必须是技术与经济的和谐统一体，其中技术是工程的基础与手段而经济效益是工程的核心与目的。目前，国内许多油田的科研人员对油气集输系统进行了广泛深入的研究，油田地面集输工艺有了很大的发展。
传统的量油分离器计量需人工进行量油操作、 液位计读数、 取样化验等。因此，需在计量站内进行油井计量；称重翻斗计量装置虽然减少了部分人工操作程序，自动化程度得到提高，但很多采油厂，都紧邻村庄，人为破坏非常严重，计量站仍不能放弃。
1.2高耗低效运行是影响生产成本的关键所在
由于原油含水的不断上升，产液量和产水量增加，输送能耗及处理费用逐年增加。随着单井产油量降低，百万吨产量需要的油水井数不断增加，使机采系统和集油系统的热力及动力消耗增加。另外，部分高耗能、低效率设备的在线运转，部分早期建成的各种站场在流程或布局上不适应油田的生产和发展，站内设备多、工艺流程复杂，维护工作量大。这些因素导致了油田生产单位能耗上升速度加快，控制难度增大。目前，效率要求逐年上升，如何简化流程、选择高效低耗能设备、优化系统，降低单位能耗指标是设计中面临的难题。
2.对策与思路
针对目前集输系统存在问题及现状，在以后编制产能建设方案的过程中，新技术、新设备及新工艺应该被推广，做好地面工程的简化、优化工作，降低工程投资，节能降耗，可主要在以下几个方面开展工作。
2.1优化地面集输系统流程
传统的单井计量技术是简化集输流程的一大障碍。目前“油井在线远传计量技术”已解决了这一问题。该技术依据油井深井泵工作状态与油井液量变化关系，建立抽油杆、油管、泵功图的力学和数学模型， 通过获取示功图数据，计量油井产液量。功图法油井计量技术具有以下特点：通过实时测得多个功图计算的产量叠加获得油井全天产量， 避免了双容积以数小时量油折算日产量带来的系统误差；能够实时采集处理数据、监控油井工况；自动化程度高，每个数据处理点可管理油井40口，现场无须人工操作；系统扩展性优良，通过增加控制模块，可实现抽油机远程监测、启停控制、节能运行等功能，有利于提高油井生产自动化和信息化管理水平。这一技术改变了油井液量需管输至计量站才能实现单井计量的传统计量模式，使油区内的各油井集输管道实现串接，解决了简化集输流程的障碍。
2.2高效设备的专项调研与应用
针对油田部分现有设备效率低、能耗高、老化严重等现实情况，为了给油田提供高效率、低能耗的适应油田发展的新型设备，分别对加热炉、分水器、高黏原油输送设备、脱水器及换热器等设备进行专项调研。在调研、分析国内外先进技术的基础上，结合油田产能的实际需要，筛选出适合各个油田油品性质的高效、节能设备。
2.2.1高效三相分离器
高效三相分离器是油田采出液高效处理设备，采用来液旋流预脱气、水洗破乳、高效聚结和油水界面控制等数项技术，使含水原油经一次处理即达到合格原油的标准。工作原理：油、气、水混合液进入预分离筒，在离心力作用下分出大量的伴生气；油水混合液（夹带少量气体）通过预分离筒下部分配器进入分离器，经过整流板整流和在含有破乳剂的活性水层内洗涤破乳，流入沉降分离室沉降分离，脱水原油进入油室， 水相靠压力平衡经导管进入室气体进入上部气体空间。
2.2.2多功能组合处理装置
该装置适合于难动用板块油田分散、单井产量低和产品性质差的特点。装置由油气分离、沉降、加热、电脱水和缓冲5个部分组成，简称“五合一”装置。
多功能组合处理装置原理结构多功能合一装置的应用大幅度简化了站内原油处理工艺，使脱水站的单一多台设备的功能集为一体， 适应外围小区块低产油田的脱水处理。该装置的设备规格可根据处理站来液量的需要进行设计。
2.2.3新型高效加热炉
新型高效加热炉是最新一代油田加热设备。该设备通过应用高效烟管强化传热、优选添加剂、整体结构优化、实现了油田加热炉的高效化和小型化。
该高效加热炉与常规加热炉相比，热效率由83%提高到90%以上， 钢材耗量由14t/MW降低到6t/MW 左右，综合性能指标达到国际先进水平。该项技术的推广应用，不但可以降低工程造价，而且可以大幅度降低加热炉的运行成本，自控系统完备，具有广阔的市场应用前景。
2.3稠油降黏输送技术的研究
选择稠油集输方式，虽然粘度是首要决定因素，但是油藏特性、开发方案、采油工艺、油品其他物性、地理环境等因素也需考虑。因此，选择何种集输方式，必须经技术经济论证确定。稠油的集输方式主要有如下几种：
2.3.1局部加热集输
这种集输方式就是对油井产出液中不掺入其他热介质（例如热水、稀油、蒸汽等），而是在井口等地方设置加热设施，集油管道采取适当放大管径、低流速集输，一般称之为单管热输。
2.3.2掺液集输
常用的掺液有稀油、活性水、脱出污水。掺液的作用：一是使稠油降黏，满足集输过程中的水力条件；二是借助掺液的热量，提高稠油的温度，满足集输过程中的热力条件。
2.3.3掺蒸汽集输
在井口油嘴后向稠油中通入蒸汽，提高稠油温度， 使稠油黏度降低，满足集输过程中水力、热力条件的要求。
2.3.4稠油改质集输
稠油改质是利用加氢、减黏裂化等工艺技术， 将稠油变成稀油的一种新技术。适用于黏度较高（10Pa·s以上），又不能进行热采，周围又没有可供回掺的稀油资源等情况的稠油油田。
2.4进一步对稠油脱水工艺技术的研究
由于稠油具有较小水油密度差、高黏度的性质，水滴在稠油中的沉降速度比一般原油要小得多，极不利于油水分离。目前国内针对稠油脱水没有特别有效的技术，大多综合采用传统的原油脱水方法，如重力沉降脱水、离心力脱水、化学破乳剂脱水、电脱水等。电脱水常作为稠油脱水的首选方法或脱水的最后环节，以满足脱水标准的要求。这些脱水方法综合运用会大大增加设备的投资及运行费用，而且由于稠油的高电导率，也会大大降低电脱水器的效率，无疑增大了电能的损耗。
3.结论
油田开发建设经历了从“地上”服从“地下”转变到“地上”、“地下” 相结合、共同服从经济效益的过程。今后地面工程在系统优化调整过程中，在对建设及运行现状与油藏工程相结合的研究基础上，要确定既能满足油田产量接替需要，又有利于地面工程系统优化调整的开发建设方案。要使“地上”、“地下”反复结合，不断调整地面建设规模，优化布局，简化工艺， 推广新技术，积极开展科研攻关及现场试验，将新成果在系统优化调整中进行应用，使系统优化调整后的地面工程和工艺更加优化，不断提高地面工程的术水平，以实现油田优化简化、节能降耗、减少投资、降低运行成本的目标。 [科]
【参考文献】
[1]冯叔初.油气集输[M].东营：石油大学出版社，1988.
[2]刘扬.石油工程优化设计理论和方法[M].北京：石油工业出版社，1994.
[3]王晓瑜.浅谈油气集输管网的优化设计[J].油氣田地面工程，2004，23（7）：44.
[4]刘利群，刘春江.长庆低渗透油田油气集输发展工艺技术发展综述[J].石油工程建设，2008，34（2）：41-45.