超低渗透油田地面集输工艺技术分析通用版Word文档格式.docx
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摘要：
所谓超低渗透油田的全密闭集输工艺就是借鉴已有的相关工艺流程，融进新研发的新设备、新工艺、新技术，如自控技术的应用，地面流程的简化优化。
实现油田集输成套的输送工艺模式，这样减少了因地面建设而进行的资金投入，完成了油气集输的全密闭，另外，提高了生气的利用水平。
关键词:
长庆油田;
超低渗透;
全密闭;
集输工艺;
研究应用
如今的超低渗透油田均采用了全密闭的集输工艺，充分利用了现有工艺流程，对新型设备进行相关的研发，引进了技术尖端的自控技术，强化安保制度，用数字化的管理系统进行控制，从而实现了最大程度优化以及简化，打造出一套能够适合低渗透油田进行集输站场泵到且密闭泵输送的全新的工艺模式形态，从而有效降低了工程建设的投资数量，达到油气的密闭式输送，解决了油气在输送过程中出现的污染以及挥发难题。
1油田概况
因某低渗油田的单井产量偏低，多数井产能为万吨油水混合物，具有较大的投资压力。
所以，对地面站场的征地面积进行了最大限度的规定，要求地面工程尽可能的缩短工期以及科学的进行调整，现有的地面集输工艺还需要继续优化和简化，为今后大规模的快速开发做好基础工作。
2工艺技术的研究
（1）使油气密闭分离装置和混输泵连锁变频以及超限保护技术进行紧密的结合，能够实现井口的增压点和外输油气混输泵，将原油密闭式输送。
现阶段使用的油气密闭分离装置，配置了段塞捕集以及补液调节的先进功能，输量和补液量受到变频闭环装置的控制，从而能够准确的进行超限保护、电气检测、压力以及温度的控制，以此解决混输泵出现段塞来液工况的自动恢复、平稳的连续性的供油。
而常规的增压点则利用油气密闭分离装置和变频调速以及超限保护技术，并使之进行有机的结合，让段塞流问题得到有效的解决，圆满完成了抽油机深井泵到增压点混输泵以及密闭泵输送的任务，充分的将增压橇集加热、分离、缓冲变频混输、以及自动控制多个功能结合在一起，又利用超限保护、变频调速以及简体缓冲的融合，不但解决了段塞流问题，而且，完成了抽油机深井泵的增压橇混输泵进行全密闭输送。
而过去的增压点一般会采用缓冲罐来消除段塞流产生的出的生气现象，进而进行放空处理，采用密闭缓冲很好的杜绝了放空油气现象，这样不但将生气资源节约下来，而且减少了对空气的污染。
（2）对相关的接转站的密闭缓冲装置和外输泵连锁变频以及超限保护技术进行全面升级，取缔事故罐，运用全封闭式模式进行输油。
接转站原流程:
增压点、井场来油→总机关→收球装置
事故油罐
→水套加热炉→分离缓冲罐→外输泵→外输
这种旁接油罐的输油工艺具有较为庞大的占地面积，且造成了大量的油气挥发。
优化后的流程:
→水套加热炉→密闭分离的缓冲装置→外输泵→外输。
优化后的工艺融进了密闭式缓冲装置和外输泵形成统一的连锁变频以及超限保护，使全密闭输油模式形成。
其中重要的是对缓冲装置的高低液位进行了有效的停泵控制，并且形成了与外输泵的连锁变频，如此一来，来油就可以经缓冲装置直接进入到泵里，取消了开式流程，清除了事故油罐，只备用一个体积为30立方米的事故备用油箱，通过这样的改造既节省了用地面积，同时又减少了油气挥发，经过计算，修建一座接转站，若采用新工艺，则单占地面积就减少624平方米，将建设工期可以缩短15个工作日，节省资金为81万元左右，产生了较大的经济效益。
项目
改进前
改进后
降低比率
占地面积
2544㎡
1920㎡
减少24%
建设周期
60天
45天
缩短25%
建设投资
532万元
485万元
降低9%
年运营成本
85万元
79万元
降低7%
费用现值
1012万元
931万元
降低8%
表1接转站优化前后情况对比600m⊃;
/d
（3）分离缓冲装置采用新型的两室分离技术，输送流程得到了创新式改良，即经过两级分离和缓冲、在第一级时就就进行了脱水处理，而且脱水和输油均在密闭状态进行，拆除了沉降罐和净化管。
新型的两室缓冲装置具有三种功能：
外输缓冲、油气预分离和来油稳定，把两室分离缓冲罐其中的一室当做含水油来液的缓冲，具有液位连续监测、超过规定液位时进行报警的功能；
而另外的那个室作为外输的净化油的缓冲，不再需要净化罐的变频装置，保持入口的压力恒定，将高低液位起停泵控制装置和三相分离器联合进行布置，且需要与输油泵变频器进行联锁变频，目的是改善脱水站的工艺流程，形成一及脱水以及密闭式输油的良好局面。
下面就以某脱水站为例进行说明，其型号为15X104
t/a，若用旧流程：
经过三道沉降罐进行脱水、接着进入净油灌、然后由输油泵进行外输，此种工艺由于储存容器均在常温下，因而出现较大量的油气损耗，且具有较大的占地面积。
但优化后的流程就不同了，其将脱水站的原流程进行了简化和优化，合理的调整设备应用，且实现了输油过程的全密闭。
以下的数据更能说明问题，经过流程的优化，节省占地面积：
1542平方米，节省率为23%，工期提前了25天，缩短了33%，节省资金351万元，降低了16%。
（4）通过对套管气增压装置和同步回转油气混输装置的应用，完成了布站模式的顺利升级，从而实现了密闭式简化流程。
由气缸以及与之相切的两个柱形转子体组成了同步回转油气混输装置，此装置能够大比例的混输油气，且能够自动平衡压力，具有占地面积小、易损机件少、施工简便、操作简便等优点，能够适应复杂的工作环境，如应用在≥1.5MPa的高回压从式井组。
现就井组回压介于1.0-1.5MPa的工况，进行套管气井口增压装置的研发。
此装置一般安装在抽油机的游梁之上，通过抽油机的循环运动，吸出并压缩套管内的气体，然后壮压缩后的气体注入集油管线，从而回收及利用了油田的伴生气。
加之，此装置的使用寿命以及运行效果都表现良好。
通过研发和应用套管气增压装置和同步回转油气混输装置，形成了井组到联合站，最后到达级布站模式，这样就实现了全密闭式油气输送，将二级布站工艺中相应的增压点环节进行省略，系统中增加了从式大井组新型定压阀的回收，对同步回转油气混输装置进行增压措施。
其优点：
流程缩短、简化层级、布站方式得到了优化、集输半径有效延长、井口的回压得到降底、得到了现场生产条件的优化，布站级别上升为一级，油气的集输密闭率达到全值。
（5）管理系统实现数字化，井场实现：
联合站水力系统的运行具有预警、报警、超限保护以及连锁反应，以此作为建设智能化油田的技术依赖。
引进长输管道水击保护系统的设计理念，实现油气集输全流程的水利系统的超限保护、连锁反应、以及预警和报警，凭借管理系统的数字化程度，将作业区作为中心，进行集中监控，发挥远程操作的优势，需要提前在系统中设定科学的工况运行，保持系统间的联系畅通，控制中心会智能化的匹配各工况，实现多级和智能化的监控，反应快捷，随时进行调度，从而保证智能化油田建设的技术需要。
（6）采用树枝状串管进行集油，以及高油气比多相混输技术，能够有效延长冷输的半径。
对高油气比溶气原油进行混合输送技术的应用，有效降低了原油的凝固点问题，使全油区不加热输送成为现实。
另外溶气原油的勃度较低，因而降低了管线的阻塞现象，使集输距离得到延长，能耗得到了降低。
对树枝状串接集油的采用，使集油干管需要敷设在沿井组周围，这样一方面能够保证干管的流量，另一方面减缓了油气温度的下降速度，实现了不用加热输送，还可以减少管线的工程量，显著降低工程建设的投资量。
（7）建议回收轻烃，利用干气进行发电，从而达到伴生气的循环利用。
通常采用自主研发的冷油吸收技术进行轻烃的回收，其优点：
工艺简单、投资量小、操作简便、且不易冻堵。
使用的吸收剂为国产的稳定轻油，进行吸收时多采用饱和措施加辅冷系统，使用后温度会降低，一般对C3的收率能够达到90%左右。
对剩余的干气可进行发电且升压上网，使伴生气资源得到了全部的利用，从而确保了油气区的生产安全，同时伴生气还得到了循环的利用。
3应用的效果
3.1产生的经济效益
（1）进行脱水点、接转站、增压点的简化和优化之后，到2012年，资金累计节约16284万元，集输站场优化后，节省的土地投资为75万元。
（2）密闭输送后，单伴生气的回收就增加了10%左右，每一个轻烃厂单日多收轻油24吨，液化气为285吨，年均多收入46800万元。
3.2示范的效应
（1）低渗透油藏得到大规模的滚动开发，通过工艺的优化、简化大大降低建设和运行方面资本投入。
（2）经过优化的地面布局，使管网形式和站场层级得到简化，优化了系统的运行能力。
（3）全封闭式的工艺流程，增加了伴生气资源的回收，同时能耗得到了降低，环境避免了污染。
4结语
对集输站场进行全密闭式输送技术的使用，具有节能减排的优点，是油气开发首选的技术。
作为老油田的改造需要借鉴这些新工艺、新技术进行相应的改进，在长庆油田的浅油层区域建议扩大此技术的全面应用，从而实现长庆油田建设的清洁式发展方向。
参考文献：
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