油气集输工艺技术分析

油气集输工艺技术分析Analysis on Oil and Gas Gathering and Transportation Technology摘要在我国石油事业的建设中，油气集输是非常重要的一项工作，其主要将我们日常油田开采工作中所采集的石油以及天然气等资源进行一系列的加工、收集。

在本文中，将就我国的油气集输工艺技术进行一定的分析与探讨华北油田采油五厂的油藏具有“三高”特点，油气集输工艺多采用三管伴热方式集油，耗能高、管理难度大。

针对现场实际情况，分别从集油工艺、地热资源利用及发电余热回收等方面出发，采用了常温集输、双管掺水、高温地热井的开发利用和发电余热回收等油气集输技术，全面实施节能降耗措施，取得了显著的经济效益和社会效益。

截至2014年底，累计节约燃油达8500 t。

华北油田第五采油厂位于冀中南部地区，油田分布在河北省的 3个地区、8个县市，具有点多、线长、面广的特点。

开采的油藏具有“三高”特点，即原油黏度高、含蜡高、凝固点高，原油物性差，属中高黏度油藏。

全厂共有 579口油井、251口水井和 85.37 km 输油管线和93.4 km 输气管网。

油井地面集输工艺多为三管伴热集油模式，油田生产中耗能高、管理难度大。

自 2011年以来，针对不同的油田和区块不同的油品物性及现场实际情况，分别从集油工艺、地热资源利用及发电余热回收等方面出发，全面实施节能降耗措施，取得了显著的经济效益和社会效益，4年累计节约燃油达8500 t。

1 双管掺水集油工艺深南油田共包括泽70、泽10和深南3个断块油田，有油井110口，开井81口。

原油经8座计量站计量后集中在深一联合站处理。

深一联的日处理液量1235 t，日处理油量495 t，水量740 t。

油田生产的主要特点：1）原油物性较差，黏度高，属稠油油藏。

2）该地区地表水较浅（仅为 80 cm），易对管线造成腐蚀。

3）单井集油方式全部采用三管伴热集油工艺。

4）站内脱水采用电脱水处理工艺。

生产中存在的主要问题：1）管线自投产以来腐蚀比较严重，穿孔现象频繁发生，严重影响了深南油田的正常生产。

2）单井集油管线采用常规的三管伴热保温方式，散热较大，而且因为深南油田地表水较浅，热水管线的大部分热量被地表水吸收，热能损失大。

单井的热能损耗达1.9×105kJ/h，深一联每年的燃油量高达3650 t。

3）随着油田的滚动开发，油井含水越来越高，矿化度高达14 000～15 000 mg/L，造成的腐蚀愈加严重，腐蚀速度为 0.105 3～0.148 9 mm/a，每年造成高达50万元的损失。

为解决能耗高、腐蚀严重的问题，在对深南油田原油物性和生产现状进行详细分析论证的基础上，对深南油田的地面集输工艺进行了简化优化。

1）单管常温输送工艺：对含水在 85%以上油品物性较好的油井，充分利用原来的三管伴热管线，根据季节的不同，适时采用单管常温输送工艺进行生产，达到节能降耗的目的。

2）双管掺水集油工艺：对于含水较低，油品物性较差，黏度大、凝固点高的油井采用双管掺水集油工艺，降低井口回压，降低能耗。

3）充分利用污水余热，将其加热后掺入单井产出液，提高进站温度。

4）由于污水中含有的大量破乳剂没有完全发挥作用，通过将污水掺入油井产出液，可以充分发挥破乳剂的破乳效果，降低加药量，节约生产成本。

5）单井量油采取示功图量油。

6）采用耐腐蚀的复合塑钢管线，可以避免因为管线腐蚀穿孔造成的管线更换费用。

7）采用高效保温的新型复合塑钢材料，保温效果比钢管线好。

8）用污水代替清水给油井产液提高温度，降低了清水的使用量，节能的同时又减少了投资。

通过前期方案论证、室内实验，深南油田实施双管掺水集油工艺改造，大大提高了热能利用效率。

截至2014年12月底，深南油田8座计量间110口油井上实施了双管掺水集油工艺；并根据季节变化调整掺水量、掺水温度等运行参数，做到低能耗运行。

4年累计节约燃油4000 t。

2 单管掺水集油新工艺在稠油油藏成功实施双管掺水集油工艺的基础上，针对中质油品，逐步摒弃原来的三管伴热集油工艺，使用单管掺水集油新工艺，充分利用分离出来的污水余热为油井提供热量，带动全油田的单井产液回站。

这种工艺可以灵活调整掺水量，冬季可根据生产情况适时掺水，夏季可以停止掺水，直接将油井产出液送回站内处理，以保证油田的安全正常生产。

目前有 68口油井采用新工艺，不仅节约了大量的建设成本，而且提高了热能利用率。

3年节约燃油800 t。

3 常温输送工艺为实现油田公司提出的“低成本开发”战略目标，从每一个节能环节做起，减少能源的损耗。

在单井集油工艺上，结合季节变化，分析不同区块不同单井的原油物性，针对不同的油井，对于凝固点较低、油品物性较好的中质原油，分别采用单管通球、常温输送和季节性常温输送的集油工艺。

根据油井的实际生产数据，每年5月份全厂的部分单井停运伴热水，实施季节性常温输送，至9月份地温最高时全厂实施常温输送的单井达160余口。

通过实施常温输送技术，降低了燃料油的用量。

4年累计节约原油1000 t。

4 充分利用地热资源华北油田地处华北平原腹地，地下有丰富的地热资源，而采油五厂部分老井由于开发时间较长，目前含水已达99%，产油量较低，但产出液的温度较高，比如晋古 2-4、泽 43-7等井井口温度高达110 ℃。

合理利用产出液的高温余热，将晋古 2-4的油井产出液首先为外输原油换热，再与其他区块的来液混合脱水，不仅提高了来液进站的温度，节约了燃料油的用量，而且通过换热，降低了高温地热水对管线的腐蚀结垢；而泽 43-7井的来液则是通过为站内生产及生活换热后与其他单井一起进三相分离器脱水，节约了脱水换热器的建设成本，也保证了脱水工作的顺利进行。

通过对地热水的多级利用，使地热水热能充分释放，利用地热实现对单井伴热和油水分离的升温，利用地热资源替代燃油热能。

3年累计节约燃油1500 t。

5 充分回收发电站的余热采油五厂在有伴生气的区块实施天然气发电工程，为油田内部供电。

目前共有天然气发电机 21台，均安装了发电机余热和烟道余热回收装置，在充分利用油田伴生气的同时，每台发电机回收的高温余热高达 4600 kW/h。

该工程实现了油田伴生气的有效利用，为单井伴热和三相分离器升温及生活用热节约了大量热能。

3年累计节约燃油1200 t。

当今油气集输工艺在我国不断发展，其工艺技术较复杂，生产工艺的特点相比于石油开采过程当中的勘探和钻井，修井、测井和采油的是有极大的区别。

在油田的开发技术中，油田集输工艺技术的高低决定着整体的发展方向，对油田整体技术工艺至关重要，油气集输在生产时不仅分布的面很广，线很长，油田的点数多，而且在生产的过程中，易燃易爆和高温高压的环境使其有一定的危险性，作业中的连续性以及工艺技术十分复杂等不利因素。

因此，油田开采的增多，推动尤其集输发展，使社会国家更加对油气集输技术的重视。

一、油气集输处理工艺的发展现状及前景1.原油脱水技术在整个油气集输工艺技术中，最为重要的环节是原油脱水技术。

在对原油脱水过渡层的处理时，要达到有效快速的处理，整个程序较为复杂。

国际上大多数国家的处理方法是先把原油排除，然后再处理。

我国的油田开采也是采用此种方法。

我国的油气集输处理工艺相对来说是比较落后的，因为在我国油气集输处理工艺技术开始的较为晚，而且早期在油田开采过程时对这过程没有足够重视。

之后就造成原油脱水过渡层也没有得到关注，技术也相对较落后[1]。

而今原油脱水技术中的游离水脱除器的应用慢慢正在兴起，但其也有自身不足之处：游离水脱除器不能充分利用高含水原油，结构过于简单。

由此使油气集输工艺技术较滞后，随着油气田的增多发展，我国研究力度加大，对游离水脱除器深入改进，加强对原油脱水技术的公关投资，使游离水脱除器的使用性能达到理想状态。

2.原油集输工艺目前，油气集输工艺需要不断发展，一方面是油田在处于高含水期阶段，另一方面油田开采的项目一直持续增多，对技术有高要求，所以应对原油集输技术在原油高含水期的应用要不断研究和改进。

在高含水期，可以针对原油的流动性，把油气集输工艺做一定改变，即让原油被开采出来后降低其在运输中的温度。

油田所在的地域环境，也会影响油田集输工艺。

而在油田集输处理工作时，对原油中含蜡低时应采用的输送方式为单管集输，而且在其过程中不要加热集油的工艺，这在我国新疆和国外都普遍采用；对于原油中含蜡高时必须采用单管集输，而且可以采用加热的方法，也可以利用化学药剂降凝降粘的方法，在加拿大和美国就采用的这种方式[2]。

3.油气水多相混输技术油气水多相混输技术是当今油气集输处理工艺中使用较好的，技术的水准也较高。

发达国家使用的范围较为广，油气水相混输技术是上个世纪八十年代开始的，随着不断的使用和深入研究，其已经占据了国际高科技的油气集输处理技术的领域。

而在这项技术的使用过程中，电热技术必须加入其中才能达到明显的效果。

油气水多项混输技术不但使油气集输处理工艺得到高效，而且能减少油气开发的资金。

二、油气集输工艺存在的问题和需要面对的挑战一是地形复杂，成本提高，低产低品油气田开发困难增大。

对于地形复杂的地区，油气田的地面工程开发难度会更高，尤其以国家西部地区最为恶劣，大多处于荒漠、沙漠或黄土塬等不利地段，对油气集输工艺的要求更高，在油气的运送、供水供电和道路上的难度大成本高，使开发较难。

同时我国资源消耗增加，油气开发的深度也越来越大，未开发的油气田多为低产低渗的低品的油气资源，整个工程产量低，而且压降速率快，使油气田经济开发困难。

二是油气集输工艺绿色、安全、环保等方面对工艺技术挑战较大。

国际社会倡导绿色环保，我国对“碳减排”的要求，以及环保法律法规的完善，使油气集输工艺技术接受的挑战加大，同时也对整个油气开发工程系统的各项排放提出了更高要求。

三是油气集输工艺以及配套技术急需统一规范化。

在国内非常规地面的油气集输工艺和工艺的配套技术要进一步的研究完善。

在页岩气田和煤层气田的开发利用上，地面的集输工艺技术类别太多，而且投资的差异也较大，需要建立一定的行业的规范，让开发能够有标准可依，同时要把一些开发效率差，处理能力低的排除，减少对非常规油气田的经济开发的影响[3]。

四是在油气开发的老区，油气集输工艺的设备老化，污染程度加大，设备的能耗及腐蚀严重。

设备的老化使污水增加，污水的成分发生变化，以往的污水处理不再适应，重建和处理成本较高。

同时高含水油田的油气集输工艺进入了维修和更新换代的时期，成本逐年增大。

所以，油气集输工程的更新改造标准的设定，不断简化优化高含水油田集输工艺系统，减少成本，都是油气集输工艺要面对的长期挑战。

三、油气集输工艺技术的发展方向在不同方向油气集输工艺技术也要有不一样的发展，对于高含水油田的开发利用，要发展新型一体化的除油技术，使其既能强化除油又可以使预分水出水含油指标降低到合理的指标。