油气工艺系统

油气工艺系统（共8篇）

油气工艺系统 篇1

1 前言

油气集输是指将分散于油田各处的油井产物加以收集、输送;将混合物分离成原油、天然气以及采出水;进行必要的净化、加工处理使其成为油田商品并向外输出的整体过程。油气集输系统主要具有三大功能:首先, 将油井采出来的油井混合物经过油气管道进行输送, 将其运送到油气处理站, 进行油气分离以及脱水, 使处理后的产品符合相关的国家质量标准;其次, 油井混合物在经过油气处理站处理后, 分离成为合格的原油通过管道输送到原油库进行储备, 而分离出的天然气则运送到天然气厂进行二次处理:脱水、脱氢、脱酸等处理深加工;最后, 将原油库中的原油、天然气站的天然气进行最后处理成为适合用户使用的产品并向外输送给相应的用户。

油气集输系统, 与油田的勘探、钻井、测井、修井以及采油等生产作业相比, 是一个涉及面广、工艺复杂的工程设施。由于其具有油田点多、线长、面广等生产特性, 以及高温高压、生产连续性强、危险系数大等特点而成为石油企业重点维护对象。加之近年来, 我国的经济高速发展, 对油气的需求量也逐年增大, 迫使我国的油气开发利用加速发展, 油气集输生产也就越来越受到大家的重视。鉴于油气集输系统在石油行业中的重要地位, 可以认为很大程度上, 一个油田的油气集输系统的工艺技术的先进与否, 直接影响着油田采油的整体水平, 是一个影响油田发展的重要因素。

2 我国油田的油气集输系统工艺现状

由于我国的油气开发起步较晚, 油气集输工艺远落后于西方发达国家。目前, 我国的油气集输工艺主要表现在:

(1) 对于高含蜡高凝的原油, 主要采用的工艺有:管道加热工艺、大型油站集中处理工艺、多级布站工艺、单井集中计量以及单管、双管集油工艺等;

(2) 对于低含蜡低凝点的原油, 采用单管不加热工艺;

(3) 对于高含水原油, 主要采用两段脱水处理工艺, 即先对游离水进行脱除 (通过大罐沉降和聚结脱水) , 再进行电脱水 (通过平挂和竖挂的方式利用交直流点进行脱水) 。

3 我国油田的油气集输系统工艺存的主要问题

随着我国油田建设开发的不断深入, 目前各主要产出油田均出现一系列问题, 其主要表现在:

(1) 油田原油进入高含水期, 油气处理设计能力与实际生产严重不匹配, 能源浪费严重, 油气处理成本高昂。

(2) 油气站储备库投产时间长, 设备老化严重, 能耗高、效率低下。

(3) 油气集输管道网络损耗严重, 输送管道腐蚀穿孔现象频繁出现, 油气损失严重, 安全隐患越来越大。

4 我国油田的油气集输系统的完善措施探讨

(1) 优化油气处理区域, 集中处理, 针对油田的实际情况, 制定合理的处理工艺方案, 同时, 缩短处理的工艺流程, 缩减处理规模, 降低成本。将生产能力作为方案设计的重要考虑因素, 务必强调生产能力与生产设备相匹配, 同时, 针对油田不同阶段原油含水量的特点, 制定相关的处理方案, 优化油气处理区域, 集中处理, 简化油气处理工艺流程, 缩减处理规模, 最大限度的减少能耗, 降低生产成本。

(2) 引进国外先进技术, 采用高效节能设备, 提高设备运行效率。油气集输系统装置是油气开采的耗能大户, 其中像锅炉、加热炉、负压螺杆压缩机、外输油气泵等便是主要的耗能设备。通过引进国外先进技术, 并配合当地油田的具体情况, 改造老化陈旧设备, 彻底解决设备能耗高、效率低等问题。另外, 需要重点说明的是针对锅炉的改进方案, 在保证节能和高效的同时, 要确保其具有运行安全可靠、结构紧凑、安装方便、符合适应性强以及自控程度高等特点。在保证不影响其他设备的正常运转下, 整体性的提高设备的运行效率。

(3) 选用油气混输泵, 解决输油泵气蚀问题。对油气泵进行必要的升级改进, 在条件允许的情况下大力引进油气混输泵, 来解决管道的气蚀问题。

(4) 应用先进的计算机控制技术和视频监控技术, 提高油站的自动化管理水平。由于油气集输系统中的管道以及储罐是高危设备, 日常监测必不可少。通过引进先进的计算机与视频监控技术, 可以有效的提高计量的精度以及安全系数, 减轻人工劳动强度。同时, 通过计算机软件进行安全系数分析, 可以有效的规避一系列危险问题, 有效的提高油气集输系统的安全性能和工作效率。

(5) 选用高规格的耐腐蚀管材, 具体分析管道的腐蚀原因, 制定相应的防腐方案, 提高防腐性能, 最大化延长管道的使用寿命。随着今年来我国管材工艺技术的大力发展, 充分引进高规格防腐管材。另外, 仔细勘察分析管道所处环境类型以及腐蚀成因, 制定相应的防腐方案。对腐蚀严重、穿孔现象频繁、油气损失大、安全隐患高的油气管道网络进行重点改进更换, 同时对于未设置保温措施的管道, 进行保温设备设置配置升级, 减少管道的热量损失, 从而有效降低油气集输成本。

5 结束语

我国的油气开发使用起步较晚, 工艺技术水平有限, 油气集输系统工艺相对落后。随着我国经济的高速发展, 油气开发的逐渐深入, 油气的开采的一系列问题日益突出, 这也就对油气集输系统工艺提出了更高的要求。为了适应经济增长, 时代的发展, 应大力发展油气集输工艺, 学习国外的先进经验, 同时配合国内油田的具体情况, 制定出相应的改进方案, 进一步提高油田的整体工艺水平, 为我国的经济腾飞添砖加瓦。

摘要：油气集输系统是将油井中采出的石油混合物进行一系列的加工处理, 分离输送, 使其成为满足最终用户要求的合格产品的全过程。其在石油行业有着不可替代的重要地位, 是油田工业整体工艺水平的重要体现。本文概述了我国油气集输系统的现状以及各大油田中普遍存在的问题, 经过理论分析探讨, 提出相应的完善措施, 为相应的工作者提供理论参考。

关键词：油气集输,系统,措施,工艺

参考文献

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[6]宋新虹, 李涛, 郑友林, 路平.稠油油田油气集输系统配套技术研究[J].石油规划设计, 2006, (07)

油气工艺系统 篇2

油气集输工艺流程论文【1】

【摘要】本文介绍了油气集输的发展历史，通过油气集输方法介绍和对比研究，深入分析各种方式的优缺点，根据各地的不同特点，总结出最适合自己的油气集输方案，在油田的开发中，能够最大化地利用资源，并油田的发展和国家建设提供强有力的能源支持。

【关键词】油气集输工艺 采油技术 设计原则

1 油气集输地位与历史

油气集输即将各油井生产的原油和天然气进行收集、计量、输送和初加工的全过程的顺序。

1.1 油气集输的地位

当油气的开采价值和地点确定下来，在油田地面上需建设各种生产设施、辅助生产设施和附属设施，以满足油气开采和储运的要求。建设工程量和投资一般占整个地面工程的40%-50%，是整个地面工程的核心和龙头。

它能保持油气开采与销售之间的平衡，使原油、天然气、液化石油气、天然汽油产品质量合格。油田所采用的油气集输流程及工程建设规模及总体布局，都会对油田的可靠生产、建设水平、生产效益起到关键性的作用。

1.2 发展历史

油气集输和储运技术随着油气的开发应运而生。早在中国汉代，蜀中人民就采用当地盛产的竹子为原料，去节打通，外用麻布缠绕涂以桐油，连接成“笕”，就是我们现在铺设的输气管线。到了19世纪中叶以后，四川地区的这些管线总长达二三百里，专门从事管道建设的工人就有一万多人。

在当时的自流井地区，绵延交织的管线翻越丘陵，穿过沟涧，形成输气网络，使天然气的应用从井的附近延伸到远距离的盐灶，推动了气田的开发，使当时的天然气年产达到7000多万立方米。

直到20世纪末期，各油田相继进入高含水采油期，各油田在开采的同时开始注意节能降耗的问题，一批世界先进水平的高效节能油气集输工艺流程相继研发成功，使我国在油气集输方面进入了高效时期。

2 油气集输系统的工作内容与分类：

2.1 油气集输工作步骤

(1) 油井计量;

(2)集油、集气;

(3)将井流分离成原油、天然气、采出水;

(4)脱除原油内易挥发成分，使原油饱和蒸汽压等于或低于商品原油规定的标准;将符合商品原油标准的原油储存在矿场原油库中，以调节原油生产和销售间的不平衡;

(5)天然气净化，对分离出的天然气进行进一步的脱水，脱酸，脱氢等处理。使其符合商品天然气中含量指标的严格规定;

(6)含油污水处理

2.2 油气集输流程分类

(1)按不同加热方式：不加热、井场加热、热水伴随、蒸汽伴随、掺稀油、掺热水、掺活性水、掺蒸汽集油流程。

(2)按通往油井的管线数目：单管、双管和三管集油流程。

(3)按集油管网形态：米字型、环型、树状和串联管网集油流程。

(4)按油气集输系统布站级数：油井和原油库之间集输站场级数;

一级布站集油流程：只有集中处理站;

二级布站集油流程：计量站和集中处理站;

三级布站集油流程：计量站、接转站(增压)和集中处理站;

(5)集输系统密闭程度：开式和密闭流程

3 油气集输流程设计原则

油气集输整个流程的设计工艺的影响因素很多，例如：油田开发的特征、油气物性、产品方案和井场实际条件。通过优化选择，得出性价比相对最高的一种生产工艺设计。其相关原则如下：

(1)根据不同油田的油气特质和实际地质特征，采取适当工艺措施，适度提高并控制整个流程系统内部的运作压力，尽量减少采油的中间环节，以此来减少中间环节的能耗。

(2)努力维持整个生产系统的的采输平衡，定期检查保证集输泵站和储油库的储油能力。

(3)流程密闭，最大化利用地层能量，降低在运输的过程中产生不必要的油气损耗;

(4)充分收集和利用油气资源，生产合格产品，净化原油，净化油田气、液化气、天然汽油和净化污水(符合回注油层或排放要求);

(5)便于管理，实现自动化，在生产环节中减少人工操作环节，减轻工人劳动强度。

(6)合理布局生产工艺流程，能够满足“三脱”、“三回收”等要求。

4 国内外在油气输送流程上的现状

4.1 加热集输

由于中国多数油田目前产油为“三高”原油(含蜡量高、凝固点高、粘度高)，为使集输过程中油、气、水不凝，达到低粘度，安全输送，从油井井口至计量站或接转站间，一般采用加热集输。主要方法有：

(1)井口设置水套加热炉，加热油气或者用蒸汽或热水伴热;

(2)从井口掺入热水或热油等;

但加热输送缺点是：一是低输量受到热力条件的制约，二是一旦发生事故停输，必须立即抢修，及时恢复运行，较长时间的停输会酿成凝管事故。

4.2 不加热集输

北美国家的输油管道多是输送低凝点、低粘度的原油，所以多为不加热输送。

通过对原油流变性的研究，在一些油田集输管道中添加化学降凝剂后使用常温输送技术。因为实际生产需要和常温输送的工艺优越性，促使此项技术日趋成熟。近年来，我国有部分管道应用此技术，取得的技术成果和经济效益是十分明显的。

4.3 密闭输送工艺

现代社会对石油和天然气等能源的依赖，使长距离的油气集输成为必然，目前常用的有两种：

(1)旁接油罐：优点是有缓冲过程，允许调节的时间长，对自动化水平要求低。

(2)从泵到泵：不再使用中间站进旁接罐的开式运行方式，而把全线制造成一个水力系统，可以充分利用上站压力，节约能耗和中间站储运设备投资，而且也避免了油气蒸发损耗。密闭输油工艺取决于设备的可靠性、自动化水平和水击问题的解决。

4.4 优化运行技术

优化运行技术是国外多采取的运行方式，在SCADA(数字采集与监控系统)中基本上都装有优化运行控制软件，它可在不考虑调速的基础上，对管道的运行方案进行优化，使管道在最经济的状态下运行，减小低输量时的不匹配性，减少乃至消除节流损失。

5 结论

油气矿场的开采集输工艺流程的选择是一项系统工程，如何合理优化调整地面工程的各个系统，提高各系统的负荷率及运行效率是当前油田所面临的关键，利用已建设施的现状进行合理的优化整合;并且能够使用成熟的节能新工艺、新技术是油田节能降耗、挖潜增效、降低生产成本的重要手段。

合适的集输工艺流程可以提高我国油气集输方面整体实力，为我国工业发展和整体国力的提高做贡献。

参考文献

[1] 袁宗明.天然气集输管网系统最优规划研究[D].西南石油学院，2002

[2] 刘瑞，苗放，叶成名.基于数字地球平台的油气工程技术应用[J].成都理工大学学报(自然科学版)，2009(02)

油气集输工艺流程研究【2】

摘要：文章首先对国内外采油技术的发展做了相应的回顾，然后对油气集输进行了介绍和对比研究，使读者了解其中的细节，掌握各种方式的优缺点，根据各地的不同特点，总结出最适合自己的油气集输方案，以提高我国油气集输方面整体实力，为我国工业发展和整体国力的提高做贡献。

关键词：油气集输;采油技术;原油集输工艺;原油脱水

油气集输，作为油田生产油气整体过程中的一个环节，在整体操作过程中，有着极其重要的作用。油气集输主要负责的任务有四个方面：

(1)将开采出来的石油气、液混合物传输到处理站，将油气进行分离以及脱水，使原油达到国家要求标准;(2)将合格的原油通过管道输送到原油储存库进行储存;(3)将分离出来的天然气输送到再加工车间，进行进一步的脱水，脱酸，脱氢等处理;

(4)分别把经过处理，可以使用的原油和天然气输送给客户。由于油气集输涉及到整个油田的各户钻井，因此相较于其它环节，油气集输铺设范围广，注意部位多等诸多相关难题，因此，一个油田油气集输环节技术水平的高低，可能会直接波及到整个油田的整体开发水平和能力。下面笔者对油气集输进行相关介绍，希望对读者有所帮助。

一、油气集输分类及设计原则

(一)油气集输流程分类

1.按加热方式。按加热方式可分为不加热流程、热水伴随流程、井场加热流程、蒸汽伴随流程、掺热水流程、掺稀油流程、掺活性水流程以及掺蒸汽流程。

2.按管线数目。按油井管线数目可分为单管、双管和三管集油流程。

除砂工艺在油气集输系统中的应用 篇3

关键词：原油,除砂器,分离器,集输流程,地面集输

1 油井出砂的危害及原因

油井出砂可以给集输系统造成很大危害:

(l) 在用于控制液位报警的油水界面浮子上若有砂沉积可以造成操作和控制失灵。在加热装置的表面沉积有砂能够影响热传导, 甚至可以造成局部过热, 引起穿孔。

(2) 含砂流体可以引起容器内壁、阀门及管道金属表面迅速腐蚀, 而且还可以造成机泵的泵壳、盘根和叶轮等的磨损。沉积在管道和设备中的砂, 不仅降低设备处理的能力, 甚至容易造成工艺设备和管道的堵塞。

(3) 油井出砂增加集输站场工艺处理操作流程, 浪费投资, 对环境也会造成严重污染。油井出砂是由于井底附近的地带岩层结构遭到破坏和开采方法不当而造成的。即使在开采过程中对油井采取可井下固砂、阻砂等很多措施, 但油水还是会将细砂通过油层带到地面上, 危害集输系统。在油田地面集输系统中, 国内目前大多采用大罐沉降除砂, 但该方法属于不密闭除砂, 造成油气损耗较大, 故油田地面集输系统的除砂和清砂, 已成为迫切解决的问题。

2 集输系统除砂工艺

2.1 密闭除砂工艺

在集输过程中, 从井口到计量站或接转站过程中, 油井采出液中的泥砂首先应除掉, 避免下游的工艺设备受到危害。采用密闭集输旋流器除砂工艺的流程可参见大港油田港西地区流程, 见图1。

1—脱气器;2—旋流除砂器;3—缓冲罐;4—外输泵;5—砂脱水器;6—排砂斗;7—运砂车;8—砂泵;9—洗砂槽;10—储砂斗;11—污油回收泵

油井来液进脱气器进行气液分离后, 含砂的液体从脱气器下部进入旋流除砂器进行除砂, 含水油除砂后进入缓冲罐, 经外输泵增压后外输。分离出的含油泥砂, 从旋流除砂器下部进入储砂斗, 然后进入洗砂槽内, 经4 0℃左右的回掺热水洗砂后, 砂泵将其泵入砂脱水器进行脱水, 砂子从脱水器底部流到排砂斗内, 定期经运砂车外运, 由脱水器脱出的水返回洗砂槽。当原油含水率在百分之六十以上时, 除砂率可达到百分之九十以上, 排出砂的含油量仅为十万分之六, 整个除砂系统运行安全可靠、维修方便、压力损失较小。

旋流除砂器的基本原理为离心沉降。根据砂粒和流体的密度不同, 在离心力场的作用下, 砂粒和液体进行分离, 砂粒沉降到旋流除砂器的底部, 液体从上部溢口流出, 对于在重力场中不能有效分离的微粒和乳浊液效果更好。

2.2 大罐沉降除砂工艺

不停产水力机械清砂即大罐沉降除砂的工艺流程可见图2.2-1。系统来液经两相分离器将气分离后, 固液两相进入大罐进行沉降分离, 由于油、水、砂的密度不同, 经过足够长的时间, 密度大的泥砂沉于罐底, 油层分离在上层, 实现油、水、砂分离。

沉降罐底部铺设有排砂管和冲砂管, 排砂管上开有多个排砂口, 冲砂管装有多个水力喷嘴或开有小口。沉降罐的下层污水通过冲砂泵形成高速水流从冲砂管喷出, 使罐底沉的砂与水混合后经排砂管排出, 再经排砂泵增压进入旋流除砂器进行污水和砂分离, 污水从旋流除砂器顶部返回罐内, 砂从底部被排出, 干砂定期经砂车外运。

2.3 多相分离器除砂工艺

在集输系统的站场中大多采用多相分离器进行油、气、水、砂三相分离, 采用多相分离器除砂工艺的流程可参见大港油田马西一站流程。

多相分离器的除砂原理是重力沉降分离加水洗技术。当液流流速较低时, 利用油、水、砂的密度差一部分油砂将从油水液中沉降分离出来, 为了能够加快分离沉降速度加入热活性水进行水洗加快砂粒沉降分离。

2.4 过滤除砂工艺能够

含砂的油、水或天然气经筛网过滤时, 气相或液相可以通过, 而固体砂等杂质被阻隔、沉淀, 最终达到过滤除砂分离目的。

2.4.1 筛网除砂过滤器

油、气、水、砂三相从筛网除砂器下部进入, 气、液两相碰撞斜隔板后向上流动, 经过上部筛网时, 经过滤通过筛网的油、水、气由过滤器顶部出口流出, 大于筛网孔径的砂被阻隔, 落入集砂槽并最终排出。筛网的目数可根据实际过滤的砂粒大小来进行确定。

2.4.2 过滤除砂分离器

含液低和含气量高的情况可选用过滤除砂分离器进行过滤除砂。分离器内设有滤管, 当砂粒通过滤管时被阻止, 同时气体中的雾状液体也能够被滤管吸附、聚结成较大液滴, 在分离器末端还设有叶片等除雾元件, 也可以去除聚结的液滴, 最终液滴吸附、聚结后经管线流入分离器底部的液体罐。该分离器可以将液流中大于2µm的砂粒全部脱除。

2.5 离心除砂分离器

油井来液从中心降液管进入分离器转鼓, 含砂的液相在转鼓中靠离心力进行分离, 水、砂从转鼓底部的开口处甩出, 油经环形空间向上从油出口流出。水进入敞口储罐从水出口流出, 泥砂沉积在储水罐底从沉渣排放口排出。该分离器具有分离效率高的特点, 即使来液的流量或油水比变化较大, 仍具有较高的分离效率。

3 除砂方案的分析与确定

油田地面除砂属于固液分离的过程, 即从油、水液相中将砂粒除掉。目前国内外油田地面的除砂主要有过滤、离心分离、重力沉降等方法, 下面进行分析和对比。

3.1 过滤除砂和沉降除砂的对比

过滤是使含有固体颗粒的液体通过能截留固体颗粒的过滤介质时, 固液进行分离, 液体中的固体颗粒被去除的过程。在实际生产中滤网、滤层等过滤介质需要定期进行反冲洗, 去除滤饼, 使之再生, 所以过滤不适用于连续性生产运行, 而油田生产都是连续性生产作业, 应尽可能选用连续运行的设备。沉降分离是将悬浮液中悬浮的固体颗粒根据液、固密度不同而被分离的一种方法。液、固两相密度差是沉降分离的唯一动力, 沉降设备适用于连续性生产运行, 且能够实现较高自动化水平。

3.2 离心沉降和重力沉降的对比

重力沉降设备不能分出细小颗粒, 而离心沉降设备可以对悬浮液进行细分离, 离心沉降设备依赖离心力作用将固液进行分离的, 具有悬浮液停留时间短, 效率高的优点, 缺点是对多相混合物分离效果欠佳。对于油井采出的油、气、水、砂四相混合物的除砂, 可以分出气体后, 先使用重力沉降设备初步分离砂粒, 然后再用离心沉降设备进行细分离。

3.3 离心机和水力旋流器的对比

离心机与水力旋流器的流场不同, 离心机的固液分离是靠转鼓带动液体旋转产生的离心力而实现的, 越靠近壁面处液体速度越高, 液体内部无明显剪切作用, 不会使固体颗粒破碎, 分离效率较高, 但离心机的生产和操作要求较高, 由于有高速运动部件, 需要考虑动平衡和相应的减振措施, 而水力旋流器不需要考虑, 其结构简单, 设备较小, 无运动部件, 便于操作和维护。

4 大罐除砂自动处理装置设计计算

结合以上的几种除砂工艺方法对比, 以及各种除砂工艺的适用情况, 根据罐内砂粒物性分析数据, 对大罐沉降和旋流除砂二级流程设计计算过程如下。大罐除砂自动处理装置分为罐内和罐外两部分, 包括大罐除砂自动清理装置、旋流除砂装置和密闭金属清砂道三部分。

1-沉降罐;2-旋流除砂装置;3-10ZX-70泥砂泵;4-沉砂池;5-冲砂水泵;6-排砂管;7-冲砂水管

大罐内设有冲砂管线和冲砂喷嘴, 在冲砂水流的作用下罐内沉砂呈悬浮状态, 经排砂支管汇入排砂汇管流入密闭清砂道, 再进入沉砂池, 通过泥砂泵进入旋流除砂装置, 砂从底部被排出, 干砂定期经砂车外运。

4.1 大罐沉降计算

(l) 根据进液口离罐底高度和大罐液体停留时间等参数可得出沉降最小颗粒粒径。砂粒径大于此值时, 表明在沉降时间内, 砂粒能够沉降在罐底。

(2) 根据每日的进料含砂浓度、进液量、砂粒自然沉降密度、大罐直径、砂粒真实密度可得出积砂厚度, 每日积砂厚度用下式计算:

式中:H——每日积砂厚度, m;

V——每日来液量, m3/d;

D——油罐直径, m;

ρs——砂的真实密度, kg/m3;

ρz——砂自然沉降密度, kg/m3;

C——含砂体积浓度。

4.2 冲砂水力计算

以一根冲砂水管为例进行计算。假设喷嘴沿冲砂水管均匀布置, 冲砂喷嘴大小相等, 冲砂水管起点压力h1, 流量为Q1, 终点压力h2, 管长L0液体沿管线均匀向管外流, 单位长度流向管外的流量q0为简化推导, 做如下假设:

(l) 管内液体为不可压缩、粘性液体;

(2) 冲砂水管是水平安装的等径管, 管内径为d0

离冲砂水管起点x处, 液体流速为w, 压力为h, 在x+d x处, 流速为w+d w, 压力为h+dh, 管段山内, 液体的平均速度为w+dw/2, 液体的加速度为dw/dt, 则dx管段内液体的一元不稳定流动的能量方程为

将上式展开后忽略高阶无穷小量, 得

选定冲砂水管起点压力、内径和冲砂喷嘴直径等参数后, 根据上式编程计算, 压力沿管线平稳分布, 在该压力分布下冲砂喷嘴射流均匀, 不会使沉降罐内存在强烈翻转扰动, 确保流化砂粒悬浮起来顺利流出罐外。

4.3 清砂周期及冲砂喷嘴个数的计算

根据文献可知, 流化系数F是确定砂层流化的重要参数, 对于不同的冲砂系统, 流化都发生于临界流化系数处。当F值达到临界值时, 冲洗效率不再随F值的增加而增加, 且当采用的F值高于临界值时, 在沉降罐中存在较强搅拌作用, 大罐底部的砂子能够被带到上部, 从而产生危害。根据油砂物性分析, 确定一个接近一常数的流化系数, 流化系数确定后可用于对喷嘴的设计计算。

(l) 所需的喷嘴数目的计算式如下:

式中:n——喷嘴数目;

D——沉降罐直径, m;

Hl——沉砂高度, m;

ρl——液体密度, kg/m3;

g——重力加速度, m/s2;

△p——旋流器压降, 105Pa;

dl——冲砂喷嘴直径, m。

(2) 清砂周期的确定由于喷嘴个数的选取

为了使罐内沉砂冲出罐外, 要求喷嘴个数不小于计算喷嘴数目, 且与沉降罐积砂厚度有关。假设冲砂喷嘴数目, 根据沉降罐底部油砂积累的高度, 进行清砂周期反算。在沉降罐底部砂粒积累高度小于限定值时进行冲砂, 才能确保冲洗液穿透沉砂层。

4.4 密闭清砂道

设置有一定斜度的金属管线连接大罐罐清砂人孔与沉砂池间, 从而使大罐冲出的水砂能够顺利排入沉砂池。防止泥砂堵塞清砂道, 可以沿着清砂道铺设水管, 在喷嘴喷出的水流作用下砂粒等杂质能够快速进入沉砂池中, 从而完成整个冲砂过程。

4.5 水力旋流器工艺计算

水力旋流器是除砂的关键设备, 其工艺计算关键参数是直径DC, 低来料浓度的DC计算公式如下:

式中:Q——单台旋流器的流量, m3/s;

△p——旋流器压降, 105Pa;

µ——水粘度, 10-3Pa·s;

ρ——水密度, 1000kg/m3;

Kp, np——常数, 选用B r a d l e y旋流器, np=0.323, Kp=446.5。

5 总结

(1) 油、气、水、砂四相混合物一般是油井的产出物, 应先分气再从固液中除砂。过滤、旋流离心沉降、重力沉降等分法均是除砂的常用方法。重力场中不能沉降分离的微粒和乳浊液可用旋流器除砂, 除砂效率可达95%以上。大罐重力沉降除砂一般不密闭、油气损耗大。

(2) 当油井出砂量高时, 可采用集油系统密闭除砂工艺。

(3) 可以通过内部部件倾斜加速砂滑落, 底部铺设排砂管、冲砂管和水力喷嘴等措施来避免容器类的设备底部积砂。

(4) 据资料介绍, 含砂原油管线的流速约1.37~1.52m/s时较合理。流速过高, 对管线会产生冲刷腐蚀;流速过低, 砂会沉积在管线中。

油气集输工艺流程研究 篇4

1 油气集输工艺流程

油田集输工艺主要指油井产出的多相混合物在单井管线的作用下混合输至集中处理站 (也可以称之为油气集输联合站) , 在联合站内进行气液分离;把分离后的液体进行油水分离, 也可以叫做原油脱水, 脱水后的原油在站内进行稳定脱水, 之后把原油输送到矿场油库暂时的储存, 也可以直接输送到长输管道的首站, 稳定后的石油气送到轻烃回收装置开展进一步的处理, 把含油污水及泥砂从脱水混合物中脱出, 并且融入到联合站内, 并且对污水进行处理。处理方法包括除油、杂质、脱氧等一系列环节, 达到油田回注以及环境保护的标准, 根据实际情况, 回注到地层或者对外排放, 气液分离中得到的天然气, 通过干燥、脱硫等相关的净化处理环节后, 再进行轻烃的回收处理, 气体可以分割成液化石油以及干气等衍生分割类产品, 干气能够输送到管道的首站, 轻质的油等产品可以直接外销。

2 油气集输流程的发展现状

2.1 原油集输工艺发展现状

原油集输主要是运用加热集输工艺, 在含蜡量高的高凝聚油田中, 集输线路上多项布站, 运用单管和双管的协调集油, 经过大站后集中处理原油, 开展联合工艺系统。因为很多大型油田的进入高含水开采阶段, 原油的含水量增大, 导致原油的很多特性也发生变化, 所以原油集输要朝着常温以及低温的状态发展, 并简化集输工艺流程的操作步骤[1]。

2.2 多项资源混合技术发展现状

现在生活中石油和天然气使用较为广泛, 因而长距离的油气集输也得到广泛应用, 这是一项世界前沿技术, 从80年代开始, 各国对这项工艺流程不断开发研究, 多项混合油气集输技术是和电热技术相配合, 发展中过程和流程也不断简化, 加强运输距离和运输中安全。

2.3 原油脱水工作流程发展现状

在集输中含水量比较高, 主要运用的脱水工艺有两类, 意识脱出游离水, 实行的措施由大罐的沉降和凝结脱水;二是电机脱水, 运用交直流的变电式脱水法脱水;有些原油含蜡量少, 并且凝固点比较低, 这类原油都是采用化学反应取热的脱水工艺[2]。

3 设计原则

在整个油气集输的流程中, 因为不同的油田其所蕴含的物理及化学性质有所不同, 加上自然地理条件的限制, 所以有不同的经济利用价值, 并有相对应的集输方案, 在对比中, 找到性价比相对比较高的设计流程, 并总结出相对应的基本原则。

油气集输流程中运用全程封闭的运输方式, 目的是尽量保证油气的送达, 防止不必要的损失。

让油田中产出的油气资源得到最大限度的运用, 因为油气资源一旦接触空气就会迅速挥发, 如果不能及时的收集就会造成资源的浪费, 加上油气资源一旦接触明火容易引发自然爆炸和其他的安全事故, 当收集结束以后, 要把收集到的油气资源加工成符合标准的原油、天然气等相关应用列产品, 迅速的应用于生活和生产中。

因为矿井中的流体压力, 所以在油田施工的时候要控制整个流程系统的内部运作压力, 加大输出半径的距离, 有效的减少中转环节, 在中转中要注意细节工作流程, 防止中转的过程中出现的油气损耗。

对系统中的热量进行系统应用, 控制整个油气集输流程的温度, 在保温控制的同时, 减少运输的热耗。

在相同条件下, 运用性能比较高, 工艺以及操作流程简便的系统, 提高工作整体效率。

4 油田集输流程发展

4.1 单井集油阶段

现在油田开发和使用过程中运用的大多数是单井集油, 因为单井的操作和加工流程比较简单, 只需要收集油气, 不用收集天然气。并且原油的加工中也只是使用沉降法进行脱水以及除沙, 在施工中属于简单工作流程, 但是这种工艺流程缺点是浪费比较大, 并且在原油加工上工艺粗糙, 浪费现较严重。

4.2 密闭集油阶段

新中国在建立后, 尤其在60年代进入到全国工业化发展大趋势中, 一些储量比较丰富的大型油田相继出现, 这些油田在开采过程中, 不断发展成封闭式为主的多种集流的综合性油气集输系统。这类系统有单管密封、井网排状, 井网米自流程。在单管输送过程中, 通过计量站和集油站进行分离、脱水等处理方式, 工作流程是把油气集中到一个环节内, 密封收集, 进行一系列的操作, 但也有其弊端在脱水开放的阶段, 油气会有一定的损耗。

4.3 油气高效集输阶段

经过几十年的开采, 我国很多大型油田都进入高含水采油期, 加之世界资源能源的短缺, 能源的可再生能力较低, 所以各个油田把节能作为油田开采的重点。我国现今产业发展的主要目标也是节能减排, 所以油气集输工艺流程, 突出高效节能的理念, 并且我国自主研发出世界范围内的高效节能集输流程, 推动我国的油气集输进入新的发展阶段, 处在世界的领先地位。

5 结语

油气在不同的开采环境和阶段都有不同的伴生物存在, 所以在开采进程中要根据阶段和环境的不同, 变化集输工艺流程, 找到合适于自己的集输工艺, 完善和发展中, 让油田开采资源最大化应用于生产和生活中, 为我国的资源和能源发展提供技术支持, 并开发和研究新型能源, 这样在发展中不受到资源和能源的限制, 提升我国在世界能源领域中的地位。

参考文献

[1]薛二丽.油气集输工艺流程探讨.[J].中国高新技术企业, 2012 (12) :3-5.

油气集输工艺技术分析 篇5

近年来, 我国的油田事业得到了较大程度的发展, 而油气集输则是其中非常关键的一项工作。对于油气集输来说, 其所具有的特点同我们日常石油开采过程中的勘探、钻井以及采油等一系列工艺存在较大的不同, 其面线广、油田点多, 且我们在对其进行生产时还会不同程度地存在着易燃易爆以及高温高压等隐患, 无论是工艺流程还是生产作业都存在一定的难度。对此, 就需要我们在实际油气开采的过程中能够对油气的集输工作引起充分的重视, 并努力提升油田的油气集输水平。

1 我国目前油气集输行业的现状

1.1 原油脱水技术

在油气集输这项工作中, 其中最为关键、也是最为重要的一个环节就是对于原油的脱水技术。在我们对原油脱水过渡层进行处理时, 不但具有非常繁杂的流程, 而且还必须使我们能够具有良好的处理效率, 进而获得更好的处理效果。在其它国家, 目前对其处理的方式主要有将原油首先进行排除之后再对其进行处理, 虽然我国也使用了这种处理方式, 但是由于我国无论是技术上还是经验上对于该项技术的应用都存在一定的不足, 在对其实际处理时对于过渡层的处理效果不是非常令人满意。同时, 我国在原油脱水方面所使用的另一种方式就是借助游离水脱除器的应用, 虽然其能够在一定程度上起到原油脱水的效果, 但是其也由于不能够对高含水油进行充分的利用, 以及自身结构方面的问题而使我们能够获得的效果也较为有限。目前, 我国对这种设备也正处于一个积极的研发阶段, 并不断提升该设备的作用效果。

1.2 原油集输工艺

近年来, 油气集输工艺在我国油田开采中所具有的地位以及重要性在不断升高, 对于这种情况的出现, 不但是因为我国近年来关于油田开采项目无论是规模上还是数量上都得到了很大的提升, 而且我国的很多油田也处于一个高含水期的阶段, 而这就使得我国目前的油田开采技术对于油气集输工艺具有了更高的需求。对此, 我们就非常有必要能够对我国目前的油气集输技术进行不断的改进与研究。在高含水期, 我们可以根据原油所具有的流动性而对油气技术工艺进行一定的改进, 即在原油在被我们开采出之后, 通过一定方式的运用使其在运输过程中所具有的温度得到降低。同时, 对于油田开采环境以及地质条件的不同也会对我们所使用的油气集输工艺产生一定的影响。对此, 我们则需要在面对不同情况时选择不同的集输方式:对于原油中蜡含量较低的情况应当以单管集输的方式对其输送, 且在运输的过程中不需要对其进行加热;而当原油中蜡含量较高时, 我们则可以通过单管集输以及运输加热、或者是通过降凝降粘类型化学药剂的使用来获得更好的油气集输效果。

1.3 油气水多相混输技术

油气水多相混输技术可以说是当今世界范围内技术性最强、最新, 也是油气集输效果最好的一种技术, 目前在发达国家得到了较为广泛的使用。在该项技术中, 最为关键的就是其原油集输方式中加入了电热技术, 并以此来获得了更为高效的集输效果。同时, 这种方式的应用还能够较大程度地降低处理成本。

2 未来我国油气集输技术的发展分析

2.1在我国目前的石油开采工作中, 其开采的地形条件愈发复杂, 且具有着油气田开发难度增大以及开发成本提高的趋势。尤其是对于我国山区等地形非常复杂的区域来说, 其所具有的开采难度将随着当地油田开采进度的发展而不断增加, 而我国西部位于沙漠以及荒漠等地段的油田来说更是如此。同时, 其所具有的恶劣环境也会使我们对于油气运送的效率、难度以及资源供应的难度都得到了很大的提升, 使我们的开发工作面临着很大的困难。另外, 随着我国近年来油气资源消耗速度的加快, 使得我国油气开发的幅度以及深度也在不断扩大, 在这部分较易开发的油田之后, 没有被开采的油田更多的是具有低产以及低渗性质的油气资源, 不但具有压降速度快的特点, 也会使油田工程的产量也得到降低。

2.2在我国油气开采工作开展的同时, 我国目前也更加提倡油气集输工作的安全性以及绿色性。这种来自国际以及我国环保部门对于碳减排以及绿色发展的需求, 以及我国关于环保一系列措施的完善, 都使得我国油气集输工艺所面临的难度得到了前所未有的增加, 且对于我国油气集输工作带来了更大的挑战以及难度, 而这也是我国未来油气集输工作发展中需要重点考虑的。

2.3我国油气集输以及其配套工艺还面临着急需统一的需求。目前, 我国非常规地面的油气集输工艺及其配套集输都面临着进一步的研究与完善, 而在我国煤层气田以及页岩气田的开发利用方面, 我国在地面的油气集输技术也存在着非常多的类别, 且其所具有的投资差异也是非常的大, 使实际油气集输工作往往会面临到意想不到的难题。面对此种情况, 就需要我国能够及时建立起一套科学完善的行业规范, 从而使我国相关的石油开采企业能够在实际开发时有据可依, 并在根据规章制度工作的基础上能够逐步的排除处理能力以及开发效率较差的技术。

3 我国油气集输工艺未来发展需求

未来我国需要能够在不同方向的油气集输工作中, 根据技术的不同而制定不同的发展方向。对于高含水油田的开发来说, 需要我们能够研究出一种新型、具有一体化特点的技术, 从而使其不但能够强化油气中的除油效果, 而且还能够保证预分水中的出水含油指标能够被降到合理的指标范围之中。对于低压低渗特点且地形地貌情况非常复杂的油田来说, 我们则应当对原有的油气技术工艺进行不断的优化, 从而在保证地下、地面一体化的基础上推进其标准化建设。

而在超稠油的油气集输技术方面, 我们则要重点把握低黏液环输送、改质、乳化降黏、催化裂化等方面的研究, 并大力发展煤层气田开发的油气集输工艺地面配套技术, 使集输工艺优化简化, 同时提高针对煤层气特点的集输技术, 研究煤层气综合利用技术并制定相关标准。在此过程中不断地拓宽可再生能源在油气集输工艺上的应用, 例如太阳能、风能等, 对风、光、电一体化的能源的利用的研究, 并研究油田污水和固体废弃物处理及综合利用技术, 从而使我国的油气集输工艺向着更为绿色、环保以及高效的方向发展。

4 结束语

总的来说, 油气集输工艺是我国目前油田开采工作中非常重要的一个环节, 需要我们能够对其引起充分的重视。在上文中, 我们对于我国油气技术工艺技术的类型、目前情况以及未来的发展方向进行了一定的分析与研究, 而在未来工作当中, 也需要我们能够在不断提升技术水平的基础上保证我国油气集输工作的高效运行。

参考文献

[1]刘扬, 司明林, 魏立新, 王志华.低温集输管道沉积速率及热洗周期的确定与分析[J].科学技术与工程, 2010 (10) :2456-2458.

[2]陈由旺, 余绩庆, 林冉, 朱英如, 刘飞军.油气田节能技术发展现状与展望[J].中外能源, 2009 (09) :88-94.

[3]梁根生, 代维, 杨刚, 李亚光, 庞守红.雅克拉凝析气田单井集输管道腐蚀因素分析及治理对策[J].中外能源, 2011 (04) :65-68.

提高吸附-吸收工艺油气回收效率 篇6

关键词：吸附-吸收工艺,油气,回收效率

车用汽油的成分比较复杂, 主要是烷烃, 从碳四到碳十二, 以碳五到碳九为主, 其中的轻组分具有很强的挥发性, 油品灌装过程中, 一部分轻烃组分汽化挥发至大气中, 将油品灌装过程中挥发的油气进行回收, 不仅可以减少油品数量损失和环境污染, 还能消除安全隐患。

1. 吸附-吸收工艺简介

吸附-吸收工艺包括油气收集和油气处理两个过程:油气回收鹤管对密闭油罐中挥发油气进行收集属于收集阶段;收集的油气通过管线经气液分离罐进入吸附罐和喷淋塔, 油气经过吸附、解析和吸收属于处理阶段。

吸附-吸收工艺是利用吸附剂将油气中的烃类组份吸附在其表面, 将烃类组份与空气分离, 当吸附剂吸附饱和后通过降压解析进行再生, 利用真空泵对吸附罐抽真空, 吸附罐压力下降时吸附剂失去吸附能力 (真空度越低, 吸附剂吸附能力越差) , 此时烃类组份脱离活性炭表面, 雾状烃类组份在喷淋塔中用车用汽油进行吸收, 从而将烃类组份回收, 具体流程如图所示。

2. 影响回收效率的因素

吸附剂的选用、活性炭吸附油气数量、活性炭吸附次数、活性炭温度、吸附罐真空度等因素对整个装置的回收效率都有重要的影响。

(1) 吸附剂的选用

本装置使用的吸附剂是活性炭, 活性炭的特性是表面积很大, 因此具有很强的吸附作用, 与其它吸附剂相比, 它主要具有以下三个优点:

①因为它具有很大的表面积, 因此可以吸附更多的烃类分子。②对热量的吸附强度一般要低于其它吸附剂, 因而比较容易解析, 使用的能耗也较低。③活性炭吸附法能够吸收低浓度的油气, 使油气浓度控制范围较大, 满足不同数量货位同时灌装油品。

(2) 活性炭吸附油气数量

每次活性炭吸附油气数量越少, 油气在活性炭滞留时间也就越长, 油气的吸附效果亦越高;反之, 吸附效果越低。

(3) 活性炭吸附次数

活性炭吸附率随吸附循环次数增加而降低, 原因有以下几点:

①吸附的油气中所生成的高分子物质在活性炭中不断蓄积, 在吸附热的作用下, 吸附物质通过化学反应, 活性炭中的有效孔隙被堵塞, 活性炭吸附表面积逐渐减少。

②吸附解析过程中不能将所有油气解析出来, 随着循环使用次数的增多, 活性炭将不断聚积烃类组份, 使得活性碳吸附功能不断下降。

(4) 活性炭温度

油气进入吸附罐后, 油气中烃组分被活性炭吸附的过程是一个放热的过程。因为在灌装过程中排放的油气体积较大, 而活性炭的导热能力比较低, 这样吸附热使热量不断蓄积致使吸附床层温度剧烈上升。吸附热对油气回收装置的不利影响有二:

①碳床温度上升对活性炭的吸附性能的影响是直接的, 造成吸附率下降, 直接使活性炭使用寿命缩短。20℃时活性炭的油气吸附率为34%, 活性炭在30℃时其吸附率却只有30%。②当活性炭床温度不断上升至活性炭的自燃点时, 则有发生爆炸引起火灾事故的可能。所以必须降低吸附罐进气温度, 提高活性炭床的吸附效率和安全性。

(5) 吸附罐真空度

吸附罐真空度越高, 活性炭的吸附能力越低, 活性炭的再生效果越好, 油气的吸附效率越高;但不能为了提高吸附效果, 将真空度一直提高, 本装置使用的真空泵运行20min可使吸附罐压力降至3KPa, 但将吸附罐压力降至2KPa需用80min, 虽然提高了吸附效果, 但吸附效率大幅降低。

3. 提高回收效率方案

(1) 油气在碳床的停留时间建议在10s以上, 本装置设定吸附罐单次吸附油气混合物为140m3, 保证回收效果的同时, 也不会影响回收速率。

(2) 定期进行深度解析, 即用真空泵对吸附罐进行长时间抽真空, 单个吸附罐深度解析时间不少于90min, 目的是为了将活性炭中聚积烃类组份全部解析, 本装置每月进行一次深度解析。

(3) 活性炭在使用前进行钝化处理, 活性炭通过48小时不间断进行吸附-再生操作, 经过钝化处理后活性炭活性降低, 在正常吸附过程中碳床不再产生较高的吸附热, 防止堵塞活性炭中的有效孔隙。

(4) 在满足生产运行的前提下, 尽可能增加真空泵运行时间, 本装置真空泵运行时间为25min。

4. 效果检查

(1) 装置回收油量统计

小组在对2016年1月-3月油气回收装置回收油量统计汇总的基础上, 将油气损失进行分类, 并绘制油气损失排列图。

小组对2017年7-9月份油气回收装置回收油量统计及柱状图如下:

从7-9月回收油量统计情况来看, 油气回收装置平均每次脱附回收油量由8.1Kg提高至13.8Kg。

(2) 装置出口油气浓度对比

2015年与2016年油气回收装置出口油气浓度检测数据对比:

从第三方检测机构的测试数据可以看出, 装置出口油气浓度2016年较2015年有明显下降。

5. 存在的不足

(1) 活性炭每次吸附解析的时候, 活性炭都会大量粉化并有大量活性炭孔隙被堵塞死亡, 初期使用活性炭油气回收装置时排放的尾放均能合格达标, 但是中后期由于以上原因尾气便会超标。

(2) 活性炭其机械强度低、制造费用大、填充难度大且填充设备体积大。

(3) 装置使用真空泵等很多泵阀操控, 日常维护费用高。

(4) 只采用活性炭吸附-吸收作为油气回收方式, 装置运行的开始阶段尾气排放可以达标, 但是中后期由于各种原因尾气排放会超标, 所以从环保角度出发需要对装置尾气浓度进行定期检测。

(5) 吸附法一般用于油气浓度较低的油气回收, 较小流量的混合气体处理, 而从油罐车回收的混合气体的由气体积分数最大可达到50%, 如果流量较大时活性炭吸附能力下降, 因此, 在无法改变装置工作的情况下, 需降低活性炭吸附油气数量。

6. 结束语

油气回收工艺是一项新兴的工艺, 现在环保要求较高, 环保达标压力较大, 油品储运企业必须认真选择适合的油气回收工艺, 吸附-吸收工艺是一种技术成熟的油气回收工艺理应得到大力推广运用。在工艺操作过程中找到装置运行的平衡点极其重要, 油品储运企业要不断探索装置的运行规律, 总结出适合本单位的操作方法, 以提高吸收效率、延长装置使用寿命。

参考文献

[1]黄维秋.油气回收基础理论及其应用[M].北京:中国石化出版社2011:11~15.

[2]何月.石油企业油气回收实施方案的研究[D].北京:北京交通大学, 2008.

[3]彭星来.吸附法轻烃回收系统研究[D].山东:山东大学, 2007.

[4]张宏, 孙禾.活性炭吸附法油气回收系统在石油库的应用[J].安全、健康和环境, 2004, 4 (7) :14-15.

[5]段剑锋.活性炭吸附法油气回收系统研究[D].山东:中国石油大学.2007.

[6]黄维秋, 吕爱华, 钟璩.活性炭吸附回收高含量油气的研究[J].环境工程学报, 2007, 1 (2) :73-77.

油气工艺系统 篇7

1 油气分离工艺简介

油气分离是原油处理工艺中一个重要的环节。油气分离效果与油气组分、压力、温度有直接关系。委内瑞拉MPE-3 项目油气分离站主要包括四大系统:油气分离系统、加药系统、原油储存与外输系统、火炬系统。

1.1 油气分离系统:

油井产物通过长输管线输送到油气分离站后, 采用多级分离的方式将原油伴生气脱除。首先经原油汇管进入生产分离器, 将绝大部分伴生气脱除。由于委内瑞拉原油的高粘度, 经分离后的原油中仍然夹杂着一些气体。在被送往常压储罐时, 随着操作压力的降低, 原油中部分轻组分会不断析出, 气量的不断增加会对常压罐的操作产生不利影响。因此在进罐前需要利用脱气器将这部分气体脱除, 从而保证原油储存的稳定性。另一方面, 需要利用除油器脱除分离后气体中少量的油滴, 以提高分离精度。

1.2 加药系统:

1.2.1 消泡剂的注入

消泡剂是一种能够改变气泡表面张力的表面活性剂。由于油井产物在输送过程中极易形成泡沫, 当其进入生产分离器后, 会在气液界面形成泡沫层, 严重影响油气分离效果。为了提高分离效果, 需要在油井产物进分离器前注入消泡剂, 以达到最佳分离效果。

1.2.2 破乳剂的注入

液粘度大大增加, 迫使系统加大推动力及提高输运温度, 导致集输能耗加大。

破乳剂的注入能够使油包水或水包油型乳状液油水分离。破乳剂宜在长输管线起始处注入, 从而利用输送的时间更好地破乳以提高原油脱水效果。

2 油气分离器工艺设计

2.1 油气分离器简介

油气分离器作为油气分离站的核心设备, 其分离效果直接影响到出矿原油的油品性质。按结构型式有立式和卧式分离器;按功能有两相和三相分离器;按工作原理有重力式和旋风分离器。

重力分离器适用于分离液粒直径大于100 μ m的沫和液滴。由于MPE-3 项目油气处理量较大, 采用卧式重力分离器。为提高分离效率, 应避免直接在重力分离器前设置阀件、加料及引起物料的转向。

2.2 卧式重力分离器分离过程

分离器主要分离过程: (1) 完成油和气的基本“相”的分离。 (2) 脱除气相中所夹带的液沫。 (3) 脱除液相中所包含的气泡。 (4) 从分离器内分别引走分离出来的气相和液相, 不允许它们有彼此重新夹带掺混的机会。

2.3 油气分离器工艺计算

以MPE-3项目生产分离器为例进行的设备尺寸计算。

水力计算:

已知:a) 正常工况下, 液位占1/2D. b) 液相停留时间t=10min. c) 液相流量ql=17523.23 ft3/h d) 由于生产分离器的操作压力P=60psi, 即0 <P ≤ 250 psig, 故L/D = 3.5. (L为生产分离器长度, D为直径。)

单个生产分离器的容积

得V=5841.08 ft3;由得:D=12.86 ft, L=45.01 ft.

(2) 按油气分离器油气分离能力计算分离直径Dg

已知:a) 最小液滴的直径为100μm, 即Dp=100μm.b) 液相停留时间t=10min.c) Re:雷诺数.d) f:阻力系数.f) ρG:气相密度.e) ρL:液相密度.e) μG:气相粘度.f) K2:气体空间占有空间面积分率.g) K3:气体空间占有高度分率.h) Z:气体压缩因子Z=0.99.i) qv:气相流量.e) 操作温度T=100°F.经查GB50350-2005规范附录A取值:K2=0.5, K3=0.5,

液滴沉降时, 阻力系数

液滴沉降速度 (W0) 计算., 得:W0=0.98ft/s

油气进行彻底分离, 所需直径Dg计算, 得: Dg=3.15 ft由于D (12.86ft) >Dg (3.15ft)

综上所述, 选择二者之间最大值为生产分离器的直径, 故其设计尺寸为:D=13 ft L=45.5 ft

3 结语

常用的油气分离方式有一次分离、连续分离、多级分离三种。其中多级分离是指油气两相在保持接触的条件下, 压力降至某一数值时, 将溢出的气体排出, 如此反复, 直至系统压力降至常压, 产品进入储罐为止。对于委内瑞拉原油, 由于油气比较低, 且进分离器压力低于102Psi, 宜采用二级分离经济效益较好。选用卧式重力分离器可以增加气液接触面积, 从而在停留时间内析出更多的气体, 提高分离效果。

摘要：本文结合委内瑞拉MPE-3项目, 主要探讨油气分离工艺及常见的重力式分离器工艺设计。重力式分离器工作原理是利用油滴和气体的密度差来实现两相分离。

关键词：油气分离,卧式两相分离器,工艺计算

参考文献

油气田地面工艺及技术发展 篇8

关键词：油气田,地面工艺,技术发展方向

引言

“十五”召开以后, 以“丛式井单管不加热密闭集输”与“油气水三相分离”为核心的地面工程技术得到了业界的极度赞赏;但是从目前的形势来看, 许多新鲜的技术还不是很成熟, 需要进一步的完善与发展。

一、集输工艺

1. 丛式井单干管不加热集油工艺

这项技术的基本单位是丛式井组, 通过使用单干管不加热集油的方法将井组与计量站进行连接, 将用于运输的管道深埋在冻土层, 以期达到管道可以自压集油进站的目的。这项工艺的科学依据是溶气原油具有降凝降黏的特性以及原油在低温时可以流动的特性, 此技术改变了人们传统认知里的意识形态, 实现了在井口不需加热、运输管线无需保温条件下的集油运输。这项技术的出现使站场规模的缩减与技术工艺的简化变为可能, 极大地节约了集油运输系统的投资资本, 为中国的可持续发展战略创造了条件。

2. 油气水三相分离工艺技术

在油气田的开采与收集过程中, 油气水三相分离工艺技术实现了油气集输工艺的进步, 使脱水流程密闭变为可能, 在根本上取代了传统的大罐溢流沉降工艺, 从而减少了对于油气的成本损耗与散热损耗, 进而攻克了油气水三相不易分离的历史性难题, 也在同时达到了伴生气回收利用和环境保护的目的。

3. 同步回转油气混输装置输油工艺

同步回转油气混输装置是进行这项技术的主要设备, 同步回转油气混输装置所运用的是同步回转压缩机, 它可以以任意的比例对液体和气体两种状态的流体进行输送。它的结构相对比较简单, 主要的配件是气缸与两个与之相切的柱形体, 同步回转油气混输装置在进行通电工作的时, 电机会带动转子一起转动, 转子随即通过滑块带动气缸围绕各自的圆心转动。由此一来, 气缸与转子之间会由滑块分割成容积不断变化的吸入腔和压缩腔两个腔体, 这两个不同的腔体实现了介质被连续不断吸入与压缩排出的过程。根据它的特点可以看出, 它更适用于高气液化、高排压下的油气混输的情况。这项技术到目前为止已经取得了良好的技术支持, 通过不断地进行试验与推广, 该机组已经首次在中国的长庆油田得到应用。

4. 串型井常温集输工艺

对于石油这个行业来说, 常温集油工艺并不陌生, 因为它是一项被业界公认的较难技术, 对于常温集油来说, 影响它的因素有很多, 它技术的关键所在是对于边界条件的确定。比如说, 在选择合适的常温输油方式时要根据油品的物性、含水率、井口出油温度的不同来选择不同的边界条件。经过近几年科学家们的不断思索, 本着以简化优化、节能降耗的目的, 深入研究了此项技术的界限, 已经取得了初步性的时效。

从上文可以看出, 油气田地面工艺已经取得了相当大的成就, 为中国的石油石化工程做出了巨大的贡献;但是经过翻阅大量的参考资料发现, 中国的油气田地面工艺技术还不够系统化、成熟化, 许多的技术还要向西方的发达国家学习, 下面就主要来介绍一下未来油气田地面工艺的技术发展方向。

二、油气田地面工艺的技术发展方向

1. 集油新工艺

(1) 单管串联通球集油工艺

这是一项比较前卫的集油工艺, 它主要是应用在三次采油井中, 它的结构比较复杂, 它可以通过通球对集油管道进行清蜡工作, 进而在功能上起到了对于高浓度聚驱和三元复合驱动井的防堵防垢功能。它主要用于高寒地区, 极度地满足了对于含水率较高、粘度较大的三次采油井的集输油需求, 它在能源的节约上有着绝对的优势, 大大地节省了集油管道与建设的投资, 也减少了在整个生产运行过程中的能量消耗。这是一项新型的集油工艺, 也是未来集油工艺的发展方向。

(2) 电热管集油工艺

并不是所有的油井都有着得天独厚的地理优势, 有的油井处在边远的山区, 它的可依托性较差, 产量也比较低, 这时候就需要推广单管枝状电加热集油工艺。它所采用的是单井或多井串联进站的方式, 它的集油管道呈现枝状。所谓的电热管集油工艺就是需要在每个独立油井或丛式井场配备一个电加热器件, 用于给水油升温, 经过温控系统将节点与节点之间的温度控制好, 进而通过自压的方式将油水压入集油站。

2. 加强科研攻关

地面工程在今后的发展工程中仍然需要进一步的科研攻关, 使用技术先进的工艺, 进而推动油气田地面工程技术发展。以后的工作重点是要大力开展软件计量、稳流配水、井下节流的工艺技术, 不断进行科研研究, 扩大它的应用范围;二是要继续努力深化油气田的安全技术性研究, 安全是生产的重要前提, 它是一切工作的基础, 在以后的技术发展中要确保好油气田的安全生产管理, 利用新鲜工艺合理确定建设标准, 控制建设投资。

结语

从近几年的形势来看, 中国的油气田地面工程技术取得了较大的进步, 地面工程的建设质量也得到了大幅度的提高, 为中国的油气田生产提供了良好的条件。随着全世界石油建设进程的不断推进, 机遇与挑战会同时出现在中国地面工程的建设中, 新中国要在充分发挥油田以往技术工艺优势, 同时近一步加强科技创新, 着眼世界、着眼未来, 全面提升油田地面工程的整体技术水平。

参考文献

[1]李秋忙, 李庆云等.油气田地面工程标准化设计历程回顾及成果[J].石油规划设计, 2012, 23 (3) :4-6, 39.

[2]吴树鹏, 熊化平.油田开发数据挖掘技术的实现与应用[J].大庆石油地质与开发, 2005.