原油集输PPT资料.ppt

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适应低产量的油田。

（4）适应的条件严格，管线施工要求严格。

第一节长庆油田油气集输流程的创立与发展,

（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。

第一节长庆油田油气集输流程的创立与发展,三、长庆油田油气集输工艺流程的创新与发展（19851995）,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。

第一节长庆油田油气集输流程的创立与发展,四、长庆油田地面油气集输工艺流程走向多元化（19952007）,

（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。

第一节长庆油田油气集输流程的创立与发展,

（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。

第一节长庆油田油气集输流程的创立与发展,（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。

第一节长庆油田油气集输流程的创立与发展,第一节长庆油田油气集输流程的创立与发展,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,第一节长庆油田油气集输流程的创立与发展,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,第一节长庆油田油气集输流程的创立与发展,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,第一节长庆油田油气集输流程的创立与发展,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。

第二节原油集输地面工艺流程模式,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。

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。

第二节原油集输地面工艺流程模式,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。

二级布站油气分输流程框图,第二节原油集输地面工艺流程模式,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。

第二节原油集输地面工艺流程模式,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。

二级布站油气混输流程框图,

（2）油气混输流程,第二节原油集输地面工艺流程模式,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。

第二节原油集输地面工艺流程模式,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）。

第二节原油集输地面工艺流程模式,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。

第二节原油集输地面工艺流程模式,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。

第二节原油集输地面工艺流程模式,第二节原油集输地面工艺流程模式,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,第二节原油集输地面工艺流程模式,1、开发建设模式,第二节原油集输地面工艺流程模式,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。

第二节原油集输地面工艺流程模式,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。

主要技术确定如下：

（2）单井产量计量推广采用功图计量工艺计量目的：

油井产量计量是油气集输的重要环节，目的是掌握油井的开发动态，判断油井和地层的变化，以及时的采取相应措施。

计量误差：

油井产量计量的最大允许误差应在10以内，低产油井采用软件计量时最大允许误差宜在15以内。

翻斗计量分离器,双容积计量分离器,功图软件计量,应用范围：

在新区建设和大规模扩边区块（如杏河）优先采用功图计量方式，其它区块根据采油厂的生产习惯和已有计量方式采用双容积计量或翻斗计量。

（3）井组增压/区域转油工艺技术背景复杂地形条件，不可避免的产生部分偏远、地势低或沿线起伏变化大的井组，这部分井组的井口回压相对较高，对冬季生产尤为不利，对站址选择的制约较大。

滚动建产方式，站点扩建频繁。

技术原理：

井组增压对单一井组进行计量、增压转输区域转油对是多个井组实行集中计量和转输应用情况：

近年来，随着油田大规模滚动开发建设，转油点和增压点的界限逐渐弱化，都统称为“增压点”，对于单井组增压点多采用橇装增压设备。

通过多年的建设实践证明，井组增压技术和区域转油技术能有效地突破黄土塬的复杂地形条件的限制，适应滚动建产、开发调整对全系统的影响，实现系统优化，节约建设投资，是实现高效开发低产低渗透油田的技术切入口。

（4）套管气定压阀回收工艺技术原理：

油井套管气回收采用定压阀回收，进入集油管线油气混输至站场。

应用情况：

该工艺适用于井口回压不大于1.5MPa油井，对于高回压油井，目前尚无经济有效的集气工艺，多以就地利用为主。

（5）缓冲罐油气密闭分输/混输工艺应用范围：

小站或低气油比（40Nm3/t）时宜采用油气混输工艺。

油气分输：

利用缓冲罐进行来液缓冲和油气分离，油通过缓冲罐高低液位控制输油泵输量或间歇输油，缓冲时间1020min，伴生气利用分离缓冲罐压能自压（表压0.6MPa）输送，输气管线和热油管线同沟敷设，充分利用了热油管线温度场，防止水化物冻堵管道。

该工艺工艺简单，运行方便，能耗低。

油气混输：

当采用油气混输工艺时，更换一台输油泵为油气混输泵，除站内用气外，富余伴生气和原油统一通过混输泵外输。

混输泵利用变频调速（或电磁调速）控制输量，并利用缓冲罐实现段塞流的抑制。

该混输泵价格较贵，能耗较大，但避免了输气管线容易积液的问题，也避免了输气管线的投资风险。

（6）接转站加药、管路破乳工艺技术原理：

通过端点加药，能充分发挥破乳剂的性能，提高联合站油水分离效果，同时对输油管道也起到减阻降粘的作用。

加药点：

优选在骨架接转站，联合站进行补充加药。

加药浓度：

100ppm,（7）稳流阀组配注工艺技术特点：

该工艺实现注水系统一级布站，配水环节在井口完成，取消了配水间环节，十分适合丛式注水井场的特点，节省了单井注水管线。

稳流配水阀组采用智能型流量自控仪，流量自动调节，实现了无人值守，且具有关键生产数据地自动采集和监测功能。

采用树枝状注水管网，多站联网注水，实现注水管网的最优化，提高注水系统效率。

智能稳流配水阀组技术参数：

单井额定流量范围：

1070m3/d稳流压差要求：

0.3P4MPa稳流精度：

5,（8）树枝状单干管、环网注水工艺注水站选在油区负荷中心位置，站外管网采用最简化的树枝状注水管网，站间以干线连通，形成环状或枝状网络，实现水量共享、相互调剂，减少了注水站回流损耗，提高注水系统效率，实现注水管网的最优化。

通过对一座站注水泵进行变频调速即可实现整个注水系统的零回流，即降低变频器的配置数量，又实现了系统效率提高。

（9）活动洗井工艺洗井利用稳流配水阀组一次性供给的洗井水，由活动洗井车过滤系统再生循环处理洗井，无需建设了洗井管线。

洗一口井需要34h。

（10）水罐隔氧密闭技术注水系统从水源井至注水井全过程密闭。

注水罐采用饼式气囊隔氧装置密闭，密闭隔氧气囊由高分子材料制作而成，运行平稳可靠，成本低。

（11）精细过滤水处理工艺技术原理：

清水处理采用PE烧结管精细过滤工艺，该工艺过滤精度高，可满足悬浮物粒径中值直径2.0um，悬浮物含量2.0mg/L的要求，适合低渗透油田的注水要求（A3级）。

对于水源井水质较差（悬浮物含量较高）的区块，在精细过滤前采用一级高效纤维球过滤器进行预处理。

（12）生物接触氧化小型生活污水处理工艺技术原理：

生活污水管道汇集经过化粪池、组合式污水处理装置处理、消毒，出水水质达到杂用水水质标准（生活杂用水水质标准CJ25.1-89）后作为浇洒道路、绿化用水。

采用的主要处理流程：

生活污水化粪池调节池初次沉淀池生物接触氧化混凝过滤消毒泵提升后回用。

（13）光纤通信技术技术特点：

以光纤为传输介质，以多种业务复用设备为载体，与丰富的接口种类相匹配，组成油田通信系统高速信息平台，具有灵活的话音业务接入和数据及其他业务的接入与混传功能，达到了通信程控化，数据数字化，传输网络化，办公自动化等多功能综合业务。

（14）GSM网无线接入固话技术技术特点：

可以提供一定程度的终端移动性，开设速度快，投资省。

（15）无线宽带接入技术技术特点：

无线宽带接入网是使用公用频段，网络稳定性好，抗干扰性强，具有建设周期短、投资省、话音质量高、网络覆盖范围大等特点，满足了数据采集、办公自动化、视频监控等应用对带宽的需求。

（16）自动控制技术,增压点,接转站,井场,RTU系统功图参数井口回压抽油机状态抽油机电压电流稳流阀配注量稳流阀后压力套管压力井场图象监控远程关井抽油机间开或变频控制无线传输,RTUC系统可燃气体监测缓冲罐液位监测收球筒温度控制（混输）泵变频控制预留上传功能,联合站,PLC系统对各生产单元进行全面的控制对关键部位的工艺等参数的自动采集和监控调节主生产流程自动切换和控制生产要害部位图像监测、报警生产数据上传光纤通信,RTUC系统可燃气体监测缓冲罐液位监测收球筒温度控制事故油罐液位报警外输参数监测（流量/温度/压力）接收井场数据计算功图产（混输）泵变频控制生产数据上传光纤通信,注水站、供水站等采用常规仪表、就地控制。

第三节采出水处理工艺,一、国内油田采出水处理技术及现状,采出水处理工艺技术，近年来各油田都进行了大量的试验、研究，处理技术有了长足的进步，初步形成了适合各油田特点的采出水处理工艺流程和适用有效的处理设备，并在不断的试验研究中改进、完善，使采出水处理后水质接近或符合本油田回注水水质要求，污水的资源效益、环境效益、油田开发效益得到进一步提升。

第三节采出水处理工艺,根据碎屑岩油藏注水水质推荐指标SY/T0006-1999的要求，注水水质主要控制指标为：

悬浮固体含量、悬浮物颗粒直径中值、含油量、平均腐蚀率、细菌总数。

根据油藏物性的不同、采出液物性的不同、区块分布的不同及油田开采的有效性、经济性，对油田采出水回注水质提出了不同的要求：

针对采出液物性的不同，开发了不同的原油脱水及污水处理方法；

针对油田区块分布的不同，建立了集中或分散的处理方式，其目的均在于对油田有效、经济开采。

第三节采出水处理工艺,以自然沉降罐、混凝沉降罐除油、压力滤罐过滤除机杂。

加混凝剂,采出水,去排泥池,杀菌剂,冲洗系统,立式除油罐,混凝沉降罐,单向滤罐,缓冲罐,加压泵,油田采出水处理重力过滤流程,1、重力过滤流程,第三节采出水处理工艺,2、压力过滤流程,以立式除油罐、压力粗粒化除油器除油，压力斜板混凝沉降罐、压力滤罐过滤除机杂。

第三节采出水处理工艺,采出水,杀菌剂,排泥,立式除油罐,缓冲罐,提升泵,排泥,排泥,压力过滤罐,压力粗粒化除油装置,压力斜板混凝沉降罐,冲洗,去注水站,加压泵,缓蚀剂,防垢剂,油田采出水处理压力过滤流程,缓冲罐,第三节采出水处理工艺,3、浮选过滤流程,沉降除油后，采用气浮选除油，双滤料滤罐过滤除杂质。

第三节采出水处理工艺,采出水,沉降罐,叶轮式气浮装置,泵,泵,熔气式浮选机,双螺杆泵,沉降罐,缓冲罐,去注水站,双滤料过滤器,滤芯过滤器,油田采出水水处理浮选过滤流程,斜板除油罐,洗井水,第三节采出水处理工艺,4、纤维球精细过滤流程,以立式除油罐除油，核桃壳过滤器初滤，改性纤维球精滤除机杂。

第三节采出水处理工艺,缓蚀剂除垢剂,采出水,立式除油罐,调节水罐,泵,核桃壳过滤器,纤维球过滤器,净化水罐,油田采出水处理纤维球精细过滤流程,去注水系统,排泥,杀菌剂,第三节采出水处理工艺,5、旋流过滤流程,以旋流离心分离除油，滤罐过滤除杂质为核心。

第三节采出水处理工艺,杀菌剂,去污水站,泵,缓冲罐,滤罐,旋流除油器,泵,采出水,油田采出水处理旋流过滤流程,第三节采出水处理工艺,除油罐是20世纪60年代以来油田采出水处理中应用最广、数量最多的除油设备。

有自然沉降除油罐和混凝沉降除油罐，根据油水比重差进行自然沉降分离或混凝沉降分离，能除去水中颗粒较大的分散油粒和悬浮固体颗粒；

投加混凝剂后可将水中的乳化油或胶体物质絮凝成较大的絮凝体上浮或下沉。

其缺点是处理水停留时间长、容积大、耗费钢材较多。

核心设备,1、除油罐,第三节采出水处理工艺,2、压力除油设备,该设备综合采用斜管（板）分离技术、聚结技术及化学混凝除油技术，提高了除油效率，总停留时间由重力流程的6h减少到1.5h。

但容器壁厚较大，而且对药剂、来液温度都有较高的要求，使用条件苛刻。

第三节采出水处理工艺,3、气浮分离装置,气浮是利用高度分散的微气泡吸附悬浮颗粒，使其成为视密度小于液体介质的复合体而上浮到悬浮液表面，实现两相分离的目的。

国内常用设备为叶轮式气浮选装置和溶气式浮选机，气源为空气或天然气。

第三节采出水处理工艺,天然气的主要成分为甲烷、乙烷、二氧化碳和氮气，优点是无氧运作，缺点是甲烷、乙烷为爆炸下限10的气体，安全隐患多；

氧是油田采出水中3种主要溶解气体（氧气、二氧化碳、硫化氢）内最有害的一种气体，在浓度非常低的情况下（1mg/L），它也能引起设备严重腐蚀，同时有利于细菌的繁殖，不利于油田注水。

目前仅在辽河、胜利、中原、新疆、大庆有少量使用。

4、气浮分离装置,第三节采出水处理工艺,5、液-液旋流分离设备,液-液旋流除油器能在十几秒甚至几秒钟内迅速将油水分离，具有体积小、重量轻、占地少、安装方便、易于清洗、应用范围广、操作方便的优点，但要求来液液量、水质平稳、含砂量低，有足够的压力（0.30.4MPa）。

在进口含油浓度200800mg/L时，出口含油可控制在40mg/L左右。

第三节采出水处理工艺,1、石英砂过滤器,作为传统的过滤设备，结构简单，处理精度高，能满足中、低渗透层注水水质标准。

但滤速低、反洗困难。

过滤处理设备,第三节采出水处理工艺,2、核桃壳过滤器,核桃壳过滤器是20世纪80年代推出的典型轻质滤料过滤器，滤料采用野生山核桃壳经脱脂、研磨等工艺处理，具有较强的机械强度及吸附能力，与石英砂过滤器相比，具有滤速高、截污能力强、反洗辅助以机械动力（如机械搅拌、体外搓洗）易于反洗，不用气体参与反洗，并减轻了腐蚀。

但该种过滤器过滤精度相对不高，对悬浮固体的去除率有限，不能作为低渗透地层的最后把关设备。

第三节采出水处理工艺,纤维球滤料具有可压缩性，可以形成理想的空隙分布，是去除悬浮固体的理想材料，但由于其表面具有极强的亲油性，使得反洗困难。

经化学改性处理后，使它具有了亲水疏油的特性，作为油田采出水精细过滤的新产品，具有过滤精度高、过滤速度快、易反洗的优点，目前在大港、吐哈、新疆、冀东、吉林等油田得到推广应用。

3、改性纤维球精细过滤器,第三节采出水处理工艺,国内20世纪80年代初开发，是针对清水注水的一种聚乙烯材料烧结管，过滤精度高，但其再生采用7的盐酸溶液化学再生，对人体有害，且再生废液需处理后方可排放。

用于油田采出水处理易堵塞、再生效率较低。

目前仅在百色油田、延长油矿少量使用。

4、PE、PEC微孔过滤器,第三节采出水处理工艺,二、长庆油田采出水处理技术及现状,长庆油田属低渗透、特低渗透油田，区块分散、含水率较低，集中处理站、联合站、集油站的污水量多在10002000m3/d。

采出水来自大罐溢流沉降脱出的含油污水，含油量大多在200mg/L以下，经处理后全部回注。

第三节采出水处理工艺,长庆油田污水回注控制指标,第三节采出水处理工艺,三十多年来根据油田实际，长庆油田采出水处理工艺流程主要采用了：

重力式过滤流程压力式过滤流程精细过滤流程,第三节采出水处理工艺,20世纪70年代末至80年代中期建站主要采用该流程，以自然沉降罐、混凝沉降罐除油、压力滤罐过滤除机杂。

加混凝剂