油气集输与处理基础知识

1姚全敏2油气集输与处理基础知识一、油气集输、处理概况二、原油集输三、原油处理四、原油稳定33一油气集输与处理概况油气井作为油气田开发的基本单元，星罗棋布在油气田的各个区域，开发一个油气田需要少则几十口，多则成百上千口油气井。单井采出的油、气需要收集起来，油气集输工程的任务就是对油气进行收集和处理，作为产品销售出去。从大的范围上讲，油田地面工程和油气藏工程、钻采工程都属于油气田开发这个庞大的系统工程，而油气集输与处理又是油田地面工程系统中最重要的子系统，见图1-1。2020/2/64一油气集输与处理概况1号3号11-9号新建集油计量配汽站已建接转站已建集油计量配汽站新建接转站2号D219×6集中换热及无盐水处理站新增集油计量配汽站11座。新增接转站2座。2010年布站及集输管网1号特稠油处理联合站13-11号已建集油管道（D273×7）SAGD计量注汽站14-12号12-10号55石油产业链油气藏地质勘探（上游）油气田开发（中游）炼油和石油化工（下游）油气藏工程油气田地面工程钻采工程油气集输与处理含油污水处理系统供排水系统注水（注汽、注聚）供配电系统道路系统供热、采暖、通风系统消防系统原油集输天然气集输原油处理原油稳定天然气处理图1-1油气集输工程所包含的范围一油气集输与处理概况66油气集输的工作内容：根据地质开发资料，确定油井产出物的集输方案，确定集输流程；按照确定的集输流程，结合最终产品流向、社会及自然环境确定总体布局、系统的生产能力和站场建设规模；确定油井产出物计量、分离、净化、稳定等过程的单元工艺实施方案，设计或选择实现这些过程的设备，并配置管网；确定符合输送要求的石油及天然气储存能力，适应矿场产销地波动变化。油气集输系统由不同功能的工艺单元组成，各单元相互关系见图1-2。一油气集输与处理概况77分井计量油气水分离原油脱水原油稳定原油储存原油计量天然气脱水轻烃回收轻烃储存计量计量计量采出水处理井产物油气水混合物含水原油集油脱水原油出矿原油出矿原油输油用户用户用户用户回注采出水脱出水脱出水含油污水分离气天然气冷凝轻烃产品管道输送车、船运输塔顶不凝气罐底水罐底水干天然气拔出轻烃图1-2油气集输各单元功能关系方框图一油气集输与处理概况88油气田开发的目标是采用经济有效的方法，以尽可能低的成本，获取尽可能高的采收率。而开发目标的实现是经过包括油气藏、钻井、完井、采油（气）和地面工程在内的各方面共同努力的结果。油气集输系统的总体布局应根据油气藏构造形态；5-10年油气藏产量变化预测；生产井分布及自然条件等情况；统筹考虑注水、采出水处理、给排水及消防、供配电、通讯、道路等专业，经技术、经济综合对比后合理确定。油气集输工艺流程应根据油气藏工程和采油采气工程方案、油气物理性质和化学组成、产品方案、地面自然条件等具体情况，本着产品合格、节能降耗、流程简化的精神合理安排。一油气集输与处理概况2020/2/69油气集输与处理基础知识一、油气集输、处理概况二、原油集输三、原油处理四、原油稳定10二原油集输1、原油的密度标准密度单位体积的物体质量称为物体的密度。我国规定20℃时的密度为原油的标准密度，以ρ20表示。《油田地面工程建设规划设计规范》（SY/T0049-2006）按原油密度、粘度、凝点等条件将原油分为五类，见表2-1。（一）原油的主要物性11二原油集输分类判别条件轻质原油ρ20≤0.8650g/cm3中质原油ρ20为0.8651～0.9160g/cm3重质原油ρ20为0.9161～0.9960g/cm3稠油ρ20＞0.9160g/cm3；50℃时的动力粘度（η50）＞400mPa.s普通稠油400mPa.s＜η50≤10000mPa.s特稠油1000mPa.s＜η50≤50000mPa.s超稠油η50＞50000mPa.s高凝原油凝点高于35℃，且含蜡量大于30%的原油表2-1原油分类表（一）原油的主要物性12二原油集输相对密度原油的相对密度是原油密度与规定温度下水的密度之比，常用d204表示。ρ20与d204在数值上是相等的，但物理意义不同。原油的相对密度主要取决于其化学组成，一般说饱和烃含量高的原油相对密度小；溶解气量多，相对密度小；在其他条件不变时，相对密度随温度升高而减小，随压力增大而增大；石油的相对密度随地层深度的增加而变小；氧化程度越严重，原油的相对密度也越大。（一）原油的主要物性1、原油的密度13二原油集输2、原油的粘度粘度是表示液体流动时由于分子摩擦而产生阻力的大小。粘度是评价原油流动性的一个重要指标，大小主要取决于其化学组成。分子量小的烷烃、环烷烃含量多，原油粘度就低；石蜡、胶质、沥青质含量高，粘度就高；粘度随温度升高、溶解气量增加而降低；粘度分为动力粘度、运动粘度和相对粘度。动力粘度又称绝对粘度，在国际单位制SI中,动力粘度单位为帕秒Pa.s。运动粘度是动力粘度ηt与同温度、同压力下液体密度ρt之比值，运动粘度的单位为m2/s。相对粘度又称恩氏粘度，指油品在某温度下，从恩氏粘度计中流出200ml所需要的时间与在同样条件下流出200ml、20℃蒸馏水所需时间的比值。（一）原油的主要物性14二原油集输3、原油的比热容单位质量的物质，在温度升高1℃时所需要的热量，称为比热容，单位为kJ/(kg·℃)。比热容常用来表示各物质间的吸热或放热的能力。比热容越大的物质，在相同质量下，升高同样温度时，所需热量也越多。4、原油的热导率热导率又称导热系数，反映的是物质的热传导能力。指在稳定传热条件下，材料在单位长度上温度降低1℃时，在单位时间内通过单位面积所传递的热量，单位为W/(m·℃)。热导率受温度的影响很大，热导率越大，表明该材料的热传导性能越好。（一）原油的主要物性15二原油集输5、原油的凝点和倾点原油在刚刚失去流动性时的温度称为凝点。所谓凝点，是指石油产品从标准型式的容器中流出的最低温度，通常认为凝点加上2.8℃就是倾点。倾点越低，油品的低温流动性越好。6、原油的初馏点初馏点是在给油品进行馏程测定时所确定的。测定过程是：将100mmL（20℃下）油品放入标准的蒸馏瓶中，按规定的速度进行加热，馏出第一滴冷凝液时的气相温度称为初馏点；依次记下馏出液达10ml、20ml直至90ml时的气相温度，称为10%，20%，…，90%馏出温度。当气相温度升高到一定数值后，它就不再上升反而回落，这个最高的气相温度称为干点或终馏点。初馏点到终馏点这一温度范围称为馏程。根据馏程可以判断油品组分的轻重，确定其加工和调和的方案，控制油品的质量和使用性能。（一）原油的主要物性2020/2/616定义：从集中处理站或联合站到矿场油库的流程。功能：净化油的存储和输送。输送介质：净化油。负责部门：从事储运的输油公或管道公司。输油二原油集输（二）集油与输油的区别定义：从井口开始到集油站或联合站的流程。功能：收集、计量、处理油井产出物。输送介质：油、气、水多相混和物。负责部门：油田内部从事开发的采油厂、作业区。集油17二原油集输按集输布站方式，原油集输流程可分为：1、一级布站集油流程：井口与原油库之间只有集中处理站。2、一级半布站流程：在井口和联合站之间只设计量阀组，数组计量阀组共用一套计量装置。计量阀组采用巡检制，不设计量岗位，可自动顺序倒井或人为倒井，自动计量。计量结果由RTU上传至中控室。（三）集油工艺单井联合站实现：油气分离；原油脱水和稳定；天然气脱水；天然气凝液回收；污水处理；净化天然气稳定轻烃液化石油气合格原油合格污水气液混输单井计量阀组分井计量联合站实现：油气分离；原油脱水和稳定；天然气脱水；天然气凝液回收；污水处理；净化天然气稳定轻烃液化石油气合格原油合格污水气液混输气液混输18二原油集输3、二级布站油气混输流程：在单井和联合站之间有计量站，单井产出物在计量站经气、液分别计量后，气液再混合经集油管线进入处理站，集中进行再处理。4、三级布站：在井口和联合站之间有计量站和接转站。三级布站是在二级布站的基础上发展起来的。采油井口的剩余压力不能满足设计流量下的油气集输系统压力降的要求；另外，部分小油田产量较少、油品性质较好，单独建设原油稳定，天然气回收装置又不够经济，需要输至附近油田进行集中处理，这就产生了中间过渡站即接转站。（三）集油工艺单井计量站分井计量联合站实现：油气分离；原油脱水和稳定；天然气脱水；天然气凝液回收；污水处理；净化天然气稳定轻烃液化石油气合格原油合格污水气液混输气液混输19接转站的目的是实现油气分离、管道增压、原油预脱水、污水处理和注水、将原油及天然气输送至联合站作进一步处理。按加热、输送方式，原油集输流程可分为井口不加热单管集油流程、井口加热单管集油流程、井口掺液双管集油流程、三管热水伴热保温集油流程、萨尔图集油流程、环状集油流程。二原油集输（三）集油工艺单井计量站分井计量联合站实现：油气分离；原油脱水和稳定；天然气脱水；天然气凝液回收；污水处理；净化天然气稳定轻烃液化石油气合格原油合格污水气液混输气液混输接转站实现：增压；油气分离；原油预脱水；污水处理；污水回注；输送原油输送天然气4、三级布站20二原油集输1、井口不加热单管集油流程每口油井产出物通过单管混合集中到计量站内，完成计量后的液、气再度混合与其它产出物汇合进入集油管线出站。（三）集油工艺图2-1井口不加热单管集油流程21二原油集输1、井口不加热单管集油流程井口不加热集油流程适应于相对密度d204≤0.86、粘度ηt≤20mPa·s、凝点≤35℃的稀油；单井产液量在40t/d及以上，并且井口油温≥50℃；井口温度下的粘度ηt≤100mPa·s、凝点≤5℃；单井产液量在5t/d以上、气油比在20m3/t以上、集油半径小于1km；原油含水率已达到转相点（一般在50～90%之间）；油田所处地区最低气温与原油凝点与原油凝点接近或略低3～5℃。达到以上任一条件，均可考虑采用井口不加热集油流程。（三）集油工艺2、井口加热单管集油流程单管加热集油流程是指在井口加热一条集油管道，油气混输进计量站的集油工艺。2020/2/622二原油集输（三）集油工艺图2-2井口加热单管集油流程该流程适用于任何物性的原油，目前主要应用于凝点和粘度较高的石蜡基原油。随着油井生产的延续，原油含水率超过原油乳状液转相点时，加热集油可逐步过渡到不加热集油工艺。23二原油集输3、井口掺热水（热油）双管集油流程井口所掺热水一般为常温水、热水、活性水、油田产出水和稀油等，从井口到计量站有两条管线，一条是从井口到计量站的出油管线，一条是从计量站配热阀组到井口的热水管线。流程示意如图2-3。（三）集油工艺图2-3井口掺热水（热油）双管集油流程24二原油集输在计量站计量得到的产液量包括油层水和掺入的活性水，需测定总含水率，计量活性水的掺入量，最后通过计算得出本井的产油量和产水量。该流程主要适用于高含蜡、高凝点、高粘度的中质油、重质油、稠油油田。优点:①解决了高粘原油的开采问题，并且投产容易，停产简单，管理方便、生产安全；②井场及管线不设加热炉，节约燃料；③能有效地降低回压，可适当扩大集油半径。缺点:①流程复杂，投资高；②生产难度较大，掺入各井的水量不易稳定控制，产量无法直接计量，给油田动态分析造成一定困难；③掺入水循环使用，加大了管线腐蚀、结垢的速度。（三）集油工艺3、井口掺热水（热油）双管集油流程25二原油集输4、三管热水（蒸汽）伴热集油流程三管热水（蒸汽）伴热集油流程主要是对单井出油管线采取了伴热保温措施，伴热管线介质有两种，一种为热水，一种为蒸汽。流程示意见图2-4。该流程的优点是通过管道换热，间接地为出油管线提供热能，流程的安全性较好；热水不掺入出油管线内，油井计量比较准确。缺点是系统复杂、投资大、钢材消耗大、生产费用高。（三）集油工艺图2-4三管热水伴热集油流程26二原油集输5、萨尔图流程流程采用多井“串联”，油气水混相进站模式。（三）集油工艺图2-5萨尔图集油流程27二原油集输（三）集油工艺萨尔图流程适应于油层压力高、单井产量较大、油