原油集输工艺

第一节长庆油田油气集输流程的创立与发展第二节原油集输地面工艺流程模式第三节采出水处理工艺第四节原油集输地面主要设备第五节原油集输新工艺、新技术第六节油气集输系统地面设计相关计算第七节原油集输工艺技术指标及管理制度第八节原油集输常用仪器仪表的管理维护与标定目录原油集输：把油井生产的油气收集、输送和处理成合格原油的过程。油气集输的工作范围：指以油井为起点，矿场原油库或输油、输气管线首站为终点的矿场业务。油气集输工艺流程：包括了对原油、天然气等混合物进行收集、传输、分离、计量、净化、稳定及其它的相关处理，直至生产合格的油、气产品的全部工艺过程。油井油井油井计量站罐车拉运接转站联合站输油首站原油集输示意图长庆油田经过三十多年的建设，现已是生产千万吨原油的大型油田。在三十多年的油田生产历程中，油气集输工艺流程也经历了从无到有，创造了国内少有的不加热密闭油气集输流程，再经过研究创新，不断完善，形成适应长庆油田多种开发类型要求的油气集输工艺流程。长庆油田多种开发类型油气集输工艺流程简况序号集输流程接转站密闭输油技术布站级数集油流程差异备注1单管不加热密闭集输流程压力缓冲罐出油阀单浮瓢控制液面密闭连续输油三级单井、油井在计量站、接转站计量2单管不加热密闭集输流程分离缓冲罐三通旋转阀单浮瓢控制液面密闭连续输油三级马岭油田、王窑油田1975~1990３双管不加热密闭集输流程分离缓冲罐双浮瓢控制液面间歇输油二级单井、阀组接转站计量王窑油田1991~19924双管不加热密闭集输流程＂二级丛式井、油井接转站计量王窑及其它油田、19925单管不加热密闭集输流程＂二级丛式井、油井功图计量西峰油田2004一、油气集输工艺流程试验时期（1970～1975）1970年--在鄂尔多斯盆地大规模地进行石油勘探会战。1971年--在马岭油田中区正式进行油井试采和地面生产工艺流程的试验。1974年底--在甘肃陇东地区探明了马岭、城壕、华池等油田；在陕北地区探明了吴旗、下寺湾、直罗等油田。发展历程二、单管不加热油气集输工艺流程的应用及完善（1975～1985）（一）马岭油田油气集输工艺流程的确定1、适用条件：(1)适应于凝固点低、粘度低、密度低的轻质原油。(2)集油管线埋深必须在冻土线以下，地温应是3度左右。(3)集油管线必须定时清蜡。2、特点：(1)单管、不加热工艺流程节省管材和热量。(2)工艺流程简单，安全可靠，便于管理。(3)适应低凝固点、低粘度的轻质原油。适应低产量的油田。(4)适应的条件严格，管线施工要求严格。（二）油气集输工艺流程的完善1改进清蜡球发送装置和接收装置。2分离缓冲罐改造。3研制成功“三通旋转阀”。4立式油罐(大罐)溢流沉降低温脱水工艺的研究及应用。5研究设计了立式油罐抽气装置。三、长庆油田油气集输工艺流程的创新与发展(1985～1995)1阀组的创立，将单管不加热集输工艺流程，三级布站改变为单管加双管不加热工艺流程，二级布站。2一条管线，多站插入输油工艺技术。3接转站密闭输油技术的改进。4高回压井井口增压技术的研究应用。5阀组、丛式井双管不加热密闭集输半径、井口回压合理值界定的研究及论证。四、长庆油田地面油气集输工艺流程走向多元化（1995～2007）（一）靖安油田和靖绥油田的油气集输工艺流程1丛式井双管不加热集输工艺流程。2对难进站的油井采用加压后进站。3对伴生气集输没有与原油集输同步进行。4接转站输油中采用插入串管输油工艺技术。5进行油、气混输工艺技术的试验研究6部分分散区块建设小型联合站，净化原油输送到原油外输站，净化后的污水就地回注。（二）西峰油田的油气集输工艺流程1采用“功图法”计量油井产量，将丛式井双管不加热流程改为单管不加热集输流程，这是长庆油田集输流程又一新的创立。2原油脱水采用三相分离装置。3增压点由90年代开式输油，改成密闭输油。（三）姬塬油田的油气集输工艺流程姬塬油田特点：不同油层在同一井场分井采油、不同区块不同油层采油的现状。工艺流程：一座站有两套集输流程。流程仍然采用丛式井双管（或单管）不加热密闭集输工艺流程。以增压点为辅助措施来解决高回压井难进站的问题。五、长庆油田地面油气集输工艺流程定型化（2008～至今）统一平面布局统一工艺流程统一设备材料统一建设标准统一安装尺寸平面布局标准化工艺流程通用化工艺设备定型化设备材料国产化安装预配模块化三维视图可视化设计规模系列化建设标准统一化安全设计人性化生产管理数字化全面借鉴苏里格气田”五统一”的成功做法1、设计标准化设备材料国产化功能布局标准化接口方位定型化配管标准统一化制定了配管统一规定，统一应用标准体系，对管线、管件、阀门、法兰的规格及安装要求均统一了标准，易于替换和维修离心输油泵（标准设备）真空加热炉（非标设备）2、设备定型化模块分解：根据工艺流程分解为不同功能模块模块定型：橇装化、组装化和预制化相结合对于小型的相关联的设备的设备、仪表、电气及管道等按橇装式设计，遵循“流动使用、重复利用、功能合并、整体采购”的基本原则，做到结构紧凑、功能相对完整，如总机关、加药装置、热水循环泵橇等。对于重量和体积较大、配管较简单的设备，如加热炉、缓冲罐等，橇装化后一方面增加了成本，又不便于操作和运输，因此对其配管安装、基础等进行规范定型，以实现工厂预配/预制、现场组装/组焊。模块的系列化和替换：每一设计模块均实现系列化设计，同一系列模块功能和布局标准化，构成和外部接口均固定不变，可随意替换。模块组合：以标准化平面布局为基本框架，工艺模块和综合管网间采取无缝拼接的组合方式。对于合建站场以及个别特例，需结合实际地形情况进行平面和管网设计，但其各工艺模块基本维持不变或简单调整（镜像或旋转）。3、工艺模块化深度预配：通过努力提高工厂预制化程度，采用先进的施工和检测工艺，确保质量。现场组装：施工工序深度交叉，协同作业，加快工程建设进度，把现场施工工程量降低到最低限度，确保项目计划和成本得到有效控制4、施工组装化第二节原油集输地面工艺流程模式一、集输流程的布站形式根据各区块的实际情况和油品性质，采用不同的原油集输工艺。油气集输工艺流程按油气集输系统的布站形式可分为一级半（或一级）布站集输流程二级布站集输流程三级布站集输流程。1、一级半（或一级）布站流程一级半布站的集输流程可看作由“井口-计量站-联合站”的二级布站流程简化而来的，即在各个计量站的位置只设计量阀门（包括几十口井或一个油区）共用一套计量装置。单井气液混输计量阀组分井计量气液混输联合站一级半布站集输流程特点：计量站简化为计量阀组，降低了投资和减小了工程量。2、二级布站流程（1）油气分输流程原油经出油管线到分井计量站，经气液分离后，分别对单井油、气和水的产量值进行测量，在油气水分离器出口之后的油气分别输送至联合站。单井气液混输计量站分井计量油气分离气液混输联合站油气分离二级布站油气分输流程框图特点单井进站。分井集中周期性计量。简化了井场设备，对于不同的油、气分别处理。出油、集油、集气管线采用不同的输送工艺。适用条件油气比较大、井口压力不高的油田，可以减低井口回压、提高计量站到联合站的输送能力。油井产物在分井计量站分别计量油、气、水产量值后，气液再混合经集油管线进入集中处理站集中进行油气分离、原油脱水、原油稳定、天然气脱水、天然气凝液回收等处理工艺，得到合格的油气产品。单井气液混输计量站分井计量气液混输联合站二级布站油气混输流程框图（2）油气混输流程特点：可以充分利用地层能量，从井口至联合站不再设泵接转，简化了集气系统，便于管理、节省了大量投资。缺点：原油稳定、天然气凝液回收装置在处理变化幅度大时适应性较差。3、三级布站流程原因：油田集输半径增大，采出水量增加。如果还是采用两级布站，大量的采出水需要返输处理后回注，投资、管理难度大。部分小油田产量少，油品较好，但单独为其建原油稳定、轻烃回收装置又不经济。三级布站流程：在两级布站的基础上产生了中间过度站，即转油站（实现油气分离、原油脱水、污水处理和注水，采出水就地处理，将原油及天然气输送到联合站进一步处理）。单井气液混输联合站气液混输转油站天然气计量站油气计量原油三级布站油气混输流程框图特点：避免了建设处理合格采出水的管网，可建设规模较大的原油稳定和天然气凝液回收装置。密闭集输流程和开式流程相比，具有以下几个方面优点：（1）原油在集输过程中损耗低，产品质量高，减少对大气的污染；（2）结构简单，减少了原油和水的接触时间提高了脱水质量并降低了脱水成本；（3）减少了加热炉和锅炉的热负荷，提高了整个油气集输系统的热效率；（4）有利于提高自动化程度，提高管理水平；（5）工艺流程简单、紧凑、投资少。在长庆油田的开发过程中，地面建设工艺技术不断发展、完善，形成了独具长庆特色的一整套地面工艺技术，并形成了马岭、安塞、靖安、西峰、姬塬等地面建设模式。长庆油田地面工艺针对特地渗透油田特点，贯彻“三从一新”的原则，采用了短流程的工艺，突出体现了“低、短、小、简、优”的技术特点，即低成本、短流程、小设施、简化工艺、优化系统。二、油气集输工艺流程建设模式核心技术1马岭模式工艺流程：单井单管不加热密闭集输特色技术：投球清蜡、端点加药、管道破乳、大罐沉降脱水布站方式：井口→计量站→接转站→集中处理2安塞模式工艺流程：丛式井阀组双管不加热密闭集输特色技术：阀组/接转站串集油，单干管、小支线、活动洗井注水布站方式：井口→接转站→集中处理站3靖安模式工艺流程：丛式井双管不加热密闭集输特色技术：优化布站、井组增压、区域转油、油气混输、环网注水布站方式：井口（增压点）→接转站→联合站4西峰模式工艺流程：丛式井单管不加热密闭集输特色技术：无线功图计量、井丛单管集油、油气密闭集输、原油三相分离、气体综合利用、稳流阀组配水、数据采集监控5姬塬模式工艺流程：大井组单管不加热密闭集输特色技术：分层集输、分层处理、两套流程、系统共用，注入水预处理技术、无线宽带通信1、开发建设模式在多年的油田建设实践中，已形成一套适合长庆油田的油藏特点、地形特点、开发特点、生产管理特点的系统布局。介绍如下：•集输系统：采用联合站为核心、接转站为骨架、增压点为补充，树枝状管网串接集（输）油的布局模式；•注水系统：采用注水站为骨架、干线环网连通、支线延伸扩边、橇装站为补充、井场稳流阀组配水的布局模式；•供水系统：采用水源井直供和供水站增压供水的模式，即分散与集中相结合的供水模式；•线路走廊：沿油藏主体带方向布置，油、气、水、电、信、路各系统线路联合布置，形成线路走廊带；•矿建系统：按满足生产、方便生活原则进行配套。全面推行井区化、扁平化管理模式，采用前指（作业区）大倒班、井区小倒班的制度，在井区内相对集中住宿，除大井组和偏远井组外，井场不住人职守，分班轮巡。•站场合建：为便于集中管理，站场尽量合建，辅助系统公用。长庆油田生产工艺流程图采油井口增压点接转站采油井口三相分离原油稳定油气体处理油气水混输或分输气气加热加压功图计量分析原油干气液化气轻烃含油污水污水处理联合站单元净化污水注水站清水稳流阀组注水井口丛式井场单元过滤加压油气水不加热集输功图计量数据、井场生产数据无线通信和传输无线通信生产数据光纤通信传输光纤通信传输生产数据管理中心原油储运稳定原油油气水增压集输水源骨架站场单元2、技术路线（1）丛式井不加热密闭集输工艺•集油工艺：功图计量——丛式井单管集油工艺计量分离器站内计量——丛式井双管集油工艺0.3mD类油田——试验丛式井串管集油工艺•不加热集输半径界定：井口回压控制在1.5MPa以内,冬季最大井口回压控制在2.5MPa以内，不加热集输半径2.5km左右。•清蜡工艺：采用定期热洗管线、投球清蜡工艺，冬季投球清蜡周期宜为1次/1天。在标准化设计中，坚持“安全、适用、经济、先进”的指导思想，在满足低成本开发要求的基础上，加强和优化简化、管理方式及数字化油田建设相结合，对生产中应用成熟可靠的工艺技术进行推广和完善，并兼顾技术发展方向，逐步补充完善。主要技术确定