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和设备构
2、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.出四种合格产品:符和出矿标准的原
3、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 节省钢材,因为只有一条集油管线.d
4、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
5、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-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
6、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: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
7、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
8、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：
9、=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-mgA,m,与流态有关层流时：A=64 m=1
10、 =128/gh=256QL/2gd4=4.15QL/d4或p=128QL/d4=32L/d2h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/s2Q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
11、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187mPs;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
12、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(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
13、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)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
14、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
15、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
16、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
17、;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+t2)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
18、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=0.06m,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
19、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
20、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
21、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
22、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
23、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
24、，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输原油，应采用
25、自稳定塔底直接外输；或经过缓冲罐密闭调节与控制外 输；采用浮顶油罐转输。如脱水原油进稳定塔需泵增压，则也应采用密闭缓冲罐密闭调控转输。,“小呼吸”损耗：由昼夜温差变化引起的储存原 油的蒸发损耗 敞口罐的“小呼吸”损耗按下式估算Gm=0.015GotQt固定顶罐的“小呼吸”损耗 按下式估算：Gm“小呼吸”损耗，kg/d;Co油罐呼出的油气浓度,一般可0.250.3kg/m3;t环境昼夜温差,C；Qt油罐上部油气空间，m3.,不同油罐大小呼吸损耗实测值,2 全密闭集输流程的效益(1)密闭集输，降低油气损耗据损耗调查，中间接转站的油气损耗在0.4%0.6%左右，联合站每一沉降开口损耗约0.2%,这两
26、个环节可降低损耗0.6%0.8%，未稳定原油进油罐的蒸发与携带损耗为0.7%，原油稳定后可显著将低损耗。（2）资源回收利用,河南油田密闭输送工艺,国外油田普遍采用的矿场自动密闭输送装置(LACT),原油稳定装置运行情况（1995年）,续表,轻烃回收装置运行情况（1995年）,续表,续表,按全国各油田实际分析，比较合理的天然气 综合处理率为90%，全国已开发油田还应建约 600万m3/d的油田气处理装置，相应的轻烃回收 潜力约40期间m3/a.,七 矿场流程举例,1 孤东油田油气集输流程,2 兴一联改造前油田流程,3 兴一联改造后油田流程,4.大港油田双管掺水集输与处理流程,5.大庆油田典型的集输与处理流程,6.濮阳油田集输与处理流程,7.胜利油田集输与处理流程,8.胜利油田水利旋流器油水处理流程,9.英国北海海域平台1油、气、水分离流程,10.英国北海海域平台1油、气、水分离流程,11.钟市油田油气处理流程,12.钟市油田油气处理流程,13.西德克萨斯油田油气处理流程,13.巴林Awali油田油气处理流程,14.英国北海海域平台2油、气、水分离流程,15.英国北海海域平台2油、气、水分离流程,
