地面工程方案内容介绍

地面工程方案内容介绍万世清胜利油田高级人才培训中心LNG：液化天然气CH4,部分C2；LPG：液化石油气C3、C4烷烃。1、油气集输在油气田开发中的地位和任务。2、油气集输系统的工作内容和建设特点。3、油气集输流程。4、气田集气系统。5、建设规模的确定6、油田类型和集输流程的关系7、集输设备的选择内容简介一、油气集输在油气田开发中的地位和任务1、油气集输在油田生产中的作用油气集输的作用：将油田生产的原油和天然气进行收集、计量、输送，进行初加工。油气集输在油田生产中的地位油气集输是实施油田开发手段的重要措施和中心环节，地面工程的“龙头”，地面工艺的“核心”。油气集输对油田开发生产的可靠性，建设水平、生产效益是至关重要的。在油田生产中，油气集输工程投资和运行费用均很大。我国许多油田已进入高含水开采的中、后期，近几年新探明的油藏大多属于低渗透、稠油及复杂岩层油藏，加上三次采油技术的推广应用和物价上涨等因素，地面工程建设投资增长迅速。在建设投资中，地面工程约占油田开发总投资的30~40%，占气田投资的60~70%。二、油气集输系统的工作内容和建设特点三、油气集输流程集油流程：从油井到集中处理站的流程。输油流程：从集中处理站到矿场原油库的流程。国内外的集油流程大体分为三类。第一类是产量特高的油井，每口井有单独的分离、计量设备，有时还有单独的油气处理设备，这种流程的经济性一般较差；第二类为计量站集油流程，每口油井有单独的出油管线(管径一般为50-100mm)把油井产物送往(分井)计量站，在计量站内轮流计量每口油井的油气产量，此后与其他油井产物汇合输往集中处理站，这种流程的使用最为广泛，见图3所示；第三类为多井串联集油流程，若干口井共用一根出油管线，将井流送往集中处理站进行气液分离、原油脱水和稳定，由设在各井场上的计量分离器对油井产量进行连续计量，或用移动式计量装置对各井进行周期性计量，见图4所示。我国油田采用的集油流程多数为第二类，少数为第三类流程。（一）集油流程的命名方式1．按集油加热方式油井至计量站出油管线的加热方式有：不加热、在井场加热后井流进入出油管线、热伴随(热水、蒸汽)、掺输(掺热水、掺热油、掺蒸汽)等，相应将集油流程命名为不加热集油流程、井场加热流程、热水伴热流程、蒸汽伴热流程、掺热水集油流程、掺热油集油流程、掺蒸汽集油流程等。2.按集油管网形态集油管网形态分别有树枝状集油流程、辐射状集油流程、环状集油流程和多井串联集油流程等。3.按通往油井的管线数量按通往每口油井的管线数量，分别有单管流程、双管流程和三管流程等。4．按集油系统的布站级数（1）在油井井口到集中处理站之间有不同级数的站场，流程内只有集中处理站的称一级布站。（2）有计量站和集中处理站的称二级布站，（3）三级布站有计量站、接转站(为井流液相增压的站场)和集中处理站。油井采出物单井管线计量站单井计量混输泵(旧流程：接转站)集中处理站(联合站)（4）“一级半布站”流程，也称选井点流程。所谓“一级半布站”是在集中处理站之外，布置若干选井点，选井点仅设分井计量用的选井阀组，不设计量分离器和计量仪表。选井点有两条管线通往集中处理站，一条为油井计量用的管线，与设在集中处理站的计量分离器相连；另一条为其他不计量油井井流的集油管线。如我国的宁海油田，苏丹的穆格兰得油田等都采用这种流程。5、按流程是否密闭（1）、密闭流程特点：1.集输过程中油气损耗（蒸发损耗）小；2.环境污染少；3.自动化程度高。油井计量站混输泵联合站图5油井到联合站密闭工艺流程图稳定塔大罐抽气大罐抽气污水罐污水外输分离器井排来液图6联合站密闭工艺流程图外输泵联合站密闭工艺流程图（2）、开式流程采用常压储罐存原油，原油、天然气与大气直接接触，即为开式流程。特点：1.油气蒸发损耗大；2.自动化程度低；3.环境污染大。上世纪30年代末至50年代（玉门油田）(二)各集油流程的特点及适用条件以下简要介绍我国油田的典型集油流程并进行一定深度的分析。1．不加热集油流程如图5所示，油井以单独的出油管线与计量站相连，各井产物在计量站轮流计量，计量分离器将井流分成气、液两相并分别计量气、液流量后，再次混合与其他油井产物汇合流至集中处理站。2．加热集油流程3．掺热水(热油)集油流程4．热水、蒸汽伴热集油流程5．多井串联集油流程大庆油田开发早期就采用了这种流程，故我国石油界称此流程为萨尔图集油流程，如图9所示。油井产物在井场加热、计量后进入共用的一字形出油管线，并经集油管线中部送至集中处理站。为提高井流的流动性并补充输送过程中的热能损失，出油和集油管线上设分气包为加热炉提供燃料，对油井产物加热。这种流程的钢材耗量少，建设速度和投产见效快，极适合大庆油田开发早期的国内条件。但流程的计量点、加热点多而分散，不便于操作管理和自动化的实施；多口油井串联于共用的变径集油管上，随油井水含量的增加，端点井回压上升很快，甚至井流难以进入集油管线，即各井的生产相互干扰、流程适应能力差并不便于调整和改造。流程也不适合地质条件复杂、断层多、各油井压力、产量相差较大的油田。6．环形集油流程如图10所示，环形集油流程属多井串联集油流程，为减少串联井相互干扰的缺点，控制环路长度为2．5～3km、串联油井数一般为4口。在环形管起点掺热水，改善井流的流动性。热水和井流一起返回站内分离缓冲罐，气液分离后，液相经增压送往集中处理站。气体由集气管线送往气体处理厂。流程适用于油井密度大，产量低，井流需要加热输送的低产油田。7．简易橇装集油流程有些油田的开发难度大、油井产量低、生产成本高，或处于边开发、边生产阶段，可采用图11所示的简易橇装计量增压装置集油。测试油井的井流进入计量箱，液面达高位时自动开启电磁阀，原油自流进入储油箱，由电磁阀的开启次数计量油井产量。不计量的油井井流混合后经收球过滤网进入储油罐。油井出油管线可定期通球清扫，在收球过滤网处收球。由高低液位控制装置控制潜油泵开启和停运。此装置为不耐压开式流程，适合气油比小、产量小井区的集油工作。1．选择依据(1)集输流程的选择应以确定的油气储量、油藏工程和采油工程方案为基础。应充分考虑油田面积、油藏构造类型、油气储量、生产规模、预计的油田含水变化情况、单井产油量、产气量以及油井油压和出油温度等。(2)油气物性。原油物性包括原油组分：蜡含量，胶含量，杂质含量，密度，倾点和粘温关系等。天然气物性包括天然气组分和H2S、CO2等酸性气体的含量。(三)选择流程的依据和原则(3)油田的布井方式、驱油方式和采油方式以及开发过程中预期的井网调整及驱油方式和采油工艺的变化等。(4)油田所处的地理位置、气象、水文、工程地质、地震烈度等自然条件以及油田所在地的工农业发展情况、交通运输、电力通讯、居民点和配套设施分布等社会条件。(5)已开发类似油田的成功经验和失败教训。2．选择原则(1)满足油田开发和开采的要求。油气集输流程应根据油藏工程和采油工程的要求，保证油田开发生产的安全可靠、采输协调，按质按量地生产出合格的油气产品。(2)满足油田开发、开采设计调整的要求和适应油田生产动态变化的要求。所选集油流程应有较强的适应能力和进行调整的灵活性，尽量减小流程的改建工作量，流程局部调整时尽量不影响油田的正常生产。应能及时收集集油系统的各种生产信息，以便操作人员采取相应的措施。油田开发的不同时期具有不同的特点。①原油含水率逐年上升，年产液量将上升，导致集输系统处理的液量也逐年增加，地面油气集输管网也需改造。例如，胜利油田年产原油2600万吨，按90％的含水率计算，集输系统处理的液量将达2.6亿吨。②原油的携砂量将会越来越多，分离器除砂的任务越来越重。③原油的物性、油气组成、气油比都会发生变化，要求集输系统不断地调整以适应上述的变化。油田油气集输工程的适用期一般为5～10年，按油田开发区规定的逐年产油量、产气量、油气比、含水率的变化，按10年中最大处理量确定生产规模。流程不断调整的原因(3)贯彻节约能源原则。集输流程应合理利用油井流体的压力能，减少油气的中途接转，降低动力消耗。同时应合理利用井流的热能，做好设备和管线的保温，降低油气处理和输送温度。注意使用高效节能设备和节能技术，将单位油气产量的能耗和生产费用降到最低。集输中可以利用的能量为：地层剩余压能和热能、水力机械和加热设备提供的能量、地形起伏造成的势能能量。①油井回压是集输系统可利用的起始压力。对于抽油井，若回压较高，可利用其输送油气。②当地形有起伏时，可利用地形的势能通过自流的方式把原油输送到目的地。例如：玉门油田。玉门油田地处祁连山北麓，最高海拔达2700多米，空气稀薄，地势南高北低，坡度较大，落差在600米以上。④胜利油田以后还要继续坚持源头控制、全程监督，积极采用新工艺、新技术，改烧水煤浆，开发利用地热能、太阳能等新能源替代原油，力争再有几个更大规模的地热资源利用项目投产。“十一五”期间，全油田要形成年替代自用油58万吨~62万吨的能力，“三废”综合利用率达到80%以上，努力在全油田形成健康文明、节约资源的发展模式。③胜利油田是我国产能大户，2005年全油田生产原油2694.5万吨，生产天然气8.8亿立方米。胜利油田既是产能大户，又是用能大户。目前每年总耗能量在500万吨标准煤左右，大约价值40亿元，仅能源消耗就占油田可变生产成本的28%以上。胜利油田从战略高度抓好节能降耗工作，努力建设资源节约型、环境友好型企业。“十五”期末，全油田企业总耗能量470万吨标准煤，比“九五”期末减少144万吨，减少能耗费用支出10亿多元；万元产值综合能耗由“九五”期末的6.13吨标煤降到“十五”期末的5.72吨标煤。(4)充分利用油气资源。提高井口到矿场油库或用户的密闭程度，使集输过程中的油气损耗降到最低。石油及其加工后的油品，在储存、运输过程中除了明显的漏失外，还有隐存的蒸发损耗，诸如储存时的“呼吸损耗”（温差引起蒸发损耗）；储油罐开口及附件不密封所造成的自然通风损耗；储油罐收发油过程中的蒸发损耗，亦称大呼吸损耗。此外，石油及油品在装卸过程中槽车、船罐口的蒸发损耗，以及加油站加油时的油气蒸发损耗。据1995年国际石油会议公布的美国油气蒸发损耗数量占美国当年原油产量的3％，即蒸发损耗量每年达1200万吨。若以全世界石油蒸发损耗量3％计，全世界每年损耗油量1．13亿吨（2001年全世界的产油量约37．8亿吨）。这个数字相当于我国陆上油田产油量的总合，可见蒸发损耗浪费了大量的石油资源。油品的蒸发直接危害人类的生存环境。蒸发出来的油气分子易燃、易爆，特别是在密闭状态下的油罐、油库、油船罐及槽车内，更易发生爆炸事故，直接造成财物及人体的伤损；排放到大气中的油气分子污染环境，既产生光化学烟雾，又破坏臭氧层。油品的蒸发又导致油品质量下降。当汽油蒸发损失达1％时，其辛烷值降低1个单位，蒸发温度亦上升，使汽油发动机工作性能变差，加速汽油氧化，增加汽油胶质。黄岛油库爆炸：1989年8月12日9时55分，山东黄岛油库5号罐雷击起火，之后引爆4号、1号、2号、3号罐，造成19人（消防官兵14人、油库职工5人）死亡、78人（消防官兵66人、油库职工11人）受伤，大火燃烧104小时，烧掉原油3.6万吨，烧毁油罐5座，直接经济损失3540万元。并因原油流入海洋使130公里海岸线受到污染，海产品损失和清理污染也需要数千万元。原因：雷击中罐内油蒸汽，引起爆炸起火。油田油气集输工程设计应与油藏工程、钻井工程、采油工程紧密结合，统筹考虑。根据油田分阶段开发的具体要求，全面规划、分期实施，做到地上、地下相结合，统一论证优化，保证油田开发建设取得较好的经济效益。(5)贯彻“少投入，多产出”，提高经济效益的原则。四、气田集气系统与油田集输系统类似，气田集输系统的功能是：收集各气井井流，并进行必要的净化、加工处理使之成为商品天然气及气田副产品(液化石油气、稳定轻烃、硫磺等)。同时气田集输系统还提供气藏动态基础信息，如：各井的压力、温度、天然气和凝析液产量、气体组分变化等，使气藏地质师能适时调整气田开发设计方案和各气井的生产制度。与油