联合站原油集输、污水处理工艺(讲课)2

联合站原油集输工艺
2016年4月
提纲: 一、地面集输系统 二、原油处理系统 三、污水处理 四、消防系统
一、地面集输系统
1.1常温集输工艺简介 油气集输典型流程 根据加热保温方式的不同，油田油气收集的基本流 程宜采用以下五种典型流程： (1)井口不加热单管流程 (2)井口加热单管流程 (3)井口掺液输送双管流程 (4)单管环状掺水流程 (5)伴热输送三管流程
50-CD-0101-1.6A1-HI
50-CD-0103-1.6A1-HI
106
TIC M 65-PG-0106-1.6A1 FA06
102
102 M
105 105 100-SOW-0101-1.6A1-HI
104
104 M
108 108
200-CR-0131-2.5A1-HI
200-CR-0128-2.5A1-HI
200-CR-0128-2.5A1-HI
106
106 M FO
106 106 65-PG-0102-1.6A1
50-RV-0103-1.6A1
65-PG-0101-1.6A1
250-CR-0120-2.5A1-HI
续接图油0909-1/3
150-CR-0114-2.5A1-HI
150-CR-0116-2.5A1-HI
表1-1 常温输送工艺对比
常输工艺 优点 缺点 1.工艺简单、投资低、能耗低。 1. 只适用于粘度不太高的低含 蜡原油。 2. 冬季井口回压高、造成产液 量下降。 3. 集输半径小。 1. 温降小，集输半径大。 2. 冬季井口回压低、产液量变 化不大。 1.适用于高粘度井、边远井的 输送。 2.操作简单。 1.适用于高粘度井、边远井的 输送。 1.掺水系统投资高，运行费用高。
40-LS-0102-1.6A1-HI 25-SCW-0102-1.6A1-HI
P-102/2
25-CD-0106-1.6A1-HI 污水至排污总管
M-101
50-SCW-0103-1.6A1-HI
50-SCW-0104-1.6A1-HI 110 200-CR-0123-2.5A1-HI
112 114 200-CR-0126-2.5A1-HI
106 M
111 111 100-SOW-0103-1.6A1-HI 150-CR-0132-2.5A1-HI
100-CD-0104-1.6A1-HI 污水至污水处理场 80-PG-0105-1.6A1
100-CD-0104-1.6A1-HI 150-SOW-0104-1.6A1-HI 200-CR-0134-2.5A1-HI 150-SOW-0104-1.6A1-HI 200-CR-0133-2.5A1-HI
250-CR-0118-2.5A1-HI 100-PG-0104-1.6A1 PIC 105 PY 105 M FO FIQ 103 103
50-RV-0102-1.6A1
200-CR-0129-2.5A1-HI 100-PG-0104-1.6A1
200-CR-0130-2.5A1-HI
100-PG-0104-1.6A1
1.2 常温输送工艺简介 针对不同的原油物性、技术条 件，需采用不同的集输工艺，以适 应不同油藏条件下的开发要求。 常温输送工艺主要有：单管不 加热工艺、掺水工艺、电伴热工艺、 破乳降粘工艺。
单管不加热工艺：端点井选用高含水油井，串 联、环状连接油井后进入转油站或总站。 掺水工艺：对距离较远的低含水、低产量的油 井掺入常温水，实现管线高含水、高液量，集 输管道铺设的距离可以较远，这样可以有更多 的油井进入常温输送系统。 电伴热工艺：采用新型管线材料，内部有电加 热丝，用来补偿管线热损失适用于高粘度油井。 破乳降粘工艺：对于产液为油包水型的高粘度 油井，采用破乳降粘工艺进入集输管网。
100-SOW-0101-1.6A1-HI
200-CR-0121-2.5A1-HI
出油
102
102 M
105 105 100-SOW-0101-1.6A1-HI
排污
出水
站内工艺流程图
250-CR-0118-2.5A1-HI TW 加热炉橇块 250-CR-0112-2.5A1-HI TE
250-CR-0119-2.5A1-HI 50-RV-0101-1.6A1
含水原油
F-101/2
TIC
去三相分离器
M FA07
150-CR-0115-2.5A1-HI
放空
65-RV-0104-1.6A1 LO LC LO
65-PG-0107-1.6A1
TW
TE
F-101/1
气 排污
PI 104 100-PG-0104-1.6A1
D-101
PG 105
TIC M 65-PG-0106-1.6A1 FA06
107
107 M 65-PG-1.6A1
109 109
PSV01 LO LO
65-PG-0103-1.6A1
PSV02 LO LO
含水原油自计量间来
TIC
F-101/2
PSV03 LO
LC PT 105 TE 115 TI 108 107
LC 106 116 109
M FA07
150-CR-0115-2.5A1-HI 65-PG-0107-1.6A1
106 PI 104 PG 105
D-101
P-102/1
109 50-CL-0102-1.6A1-HI 108
E-101/1
E-101/2
100-PG-0104-1.6A1
原油至吹扫罐 40-CD-0105-1.6A1 PI 103 PG 104 100-LS-0101-1.6A1-HI 50-SCW-0101-1.6A1-HI TI 103 TE 103
PG 106
108
LO
LC 107 117 110 105
103
100-PG-0104-1.6A1
101
D-102/1
102 102
101
101
D-102/2
103 104 104 103 107 103
D-102/3
106
105 105 106 105 110 110
TW
150-CR-0117-2.5A1-HI
TY 106 M FC TW 107 TE 109 TW 109
200-CR-0124-2.5A1-HI
破乳剂
TIC 106
200-CR-0128-2.5A1-HI
TY 107 M 200-CR-0125-2.5A1-HI 100-LS-0104-1.6A1-HI FC TW 111 TV07
TIC 107 TE 113 TW 113
1.3油田常见布站模式
一级布站：
油井 二级布站：
总站
油井 三级布站：
计量站 (接转站)
总站
油井
计量站
接转站
总站
1.4集输管网设计流程
常温集输系统按一级布站设计，井口产液直 输新总站。东山保留1 #中转站汽车卸油点，西山 保留E15汽车卸油点。 单井原油进入串联、环状支线，离集输干线较 近的支线直接进入干线；较远的支线采用电伴热 保温非金属管进入集输干线。低产井及边远井汽 车拉油至卸油点，原油增压后进入常输管网。 4 # 转油泵房和28 # 转油泵房安装油气混输泵， 当集输管网油井回压过高时开启混输泵增压。
1.5常温集输管线走向
老君庙油田地理特征是沟壑纵横，整体 为南高北低、沟向为南北向。管线东西向 铺设则增加了施工工作量和管线长度、提 高了工程投资。 设计考虑集输支线（干线）沿南北向沟 底铺设，支线呈树枝状汇总到干线。管线 铺设利用整体地形走势和高差、尽量减少 东西向铺设，降低投资、减少集输能耗。
老君庙集输管网走向示意图
庙总站
二、原油处理
2.1新总站原有流程 各作业队原油进入总站含水原油罐。 原油脱水采用一段沉降脱水，加入破乳 剂后 二段电化学脱水工艺。计量采用脱 水后大罐检尺计量。 向炼化总厂输原采用输油泵间歇式输送， 输送完成后采用空气吹扫。
2..2改造后工艺
含水原油经集输管网，在计量间汇合后 进真空加热炉，出加热炉进入Ⅰ级三相分 离器切除60～70%水；Ⅰ级脱水后的原油与 Ⅱ段破乳剂通过静态混合器混合，进入换 热器，加热后的原油进Ⅱ级三相分离器； 脱水原油进成品油罐 (10#、11#、12#罐)， 经外输泵增压后输送至炼化总厂。分离出 的污水，经污水处理系统处理后，返输4#注 水站。
原油脱水流程
2 含水原油 吹扫罐来油 5 6
D-101
F-101/1、2
D-102/1
T-101/1、2 事故罐
转油泵
3
4
8
7
加药装置 9 原油至炼厂 T-102/1、2、3 原油产品罐 10 外输油泵 凝结水 蒸汽 破乳剂
M
D-102/3
E-101/1、2
11 污水至处理厂
一段加热炉流程
TW 加热炉橇块 250-CR-0112-2.5A1-HI TE 150-CR-0114-2.5A1-HI
50-RV-0102-1.6A1
安全阀放空
PSV02
PIC 105
PY 105 M FO
FIQ 103 103
出气
TI 108
进油
LO PG 106
LO LC PT 105 TE 115
101
D-102/1
102 102
101
101
101 LV01 M
104 104
50-CD-0101-1.6A1-HI
计量橇块
150-CR-0104-2.5A1-HI 二队28 #转油站 150-CR-0105-2.5A1-HI 气液 TI 控制器 102 FIQ 101 H2O
夹片总线
150-CR-0106-2.5A1-HI 100-CR-0107-2.5A1-HI
AI 101
五队总线
150-CR-0108-2.5A1-HI 250-CR-0109-2.5A1-HI 250-CR-0110-2.5A1-HI
污水至污水处理厂 原油至成品油罐 续接图百度文库0909-1/5
清水自生水线来 40-FW-0101-1.6A1 200-CR-0121-2.5A1-HI
200-CR-0127-2.5A1-HI
65-RV-0104-1.6A1 放空至T-101/1罐顶 LO LC LO
103
M
MI-101
110 50-CL-0101-1.6A1-HI 100-LS-0103-1.6A1-HI
40-CD-0105-1.6A1
一段三相分离器脱水流程
二段换热器加热流程
200-CR-0127-2.5A1-HI
TY 107 M TV07 TW 111
TIC 107 TE 113 TW 113
出油
蒸汽
FC
E-101/2
凝结水
112 114 200-CR-0126-2.5A1-HI
进油
二段三相分离器脱水流程
101 LV01 M
100-SOW-0101-1.6A1-HI
104 M 104
100-SOW-0102-1.6A1-HI 50-CD-0102-1.6A1-HI
TE
107 M
100-SOW-0103-1.6A1-HI
F-101/1
200-CR-0131-2.5A1-HI
200-CR-0121-2.5A1-HI
进站计量流程
PG PI 101 101 TG 101 250-CR-0112-2.5A1-HI 三队总线 250-CR-0101-2.5A1-HI 250-CR-0102-2.5A1-HI # 四队7 转油站 150-CR-0103-2.5A1-HI 250-CR-0111-2.5A1-HI FIQ 102 PG 103 250-CR-0113-2.5A1-HI 含水原油至F-101
分离器： 三相分离器出来的原油设置取 样口定期对原油含水进行取样分析。 三相分离器分离出的气体(0.30MPa)排 入真空加热炉，作为真空加热炉燃料气。 三相分离器分离出的含油污水进老君庙 污水处理厂 ，处理后全部回注，实现污水 零排放。 2#、3#两具罐为事故罐，10#～12#罐 为成品油罐，
加药流程 破乳剂人工加入配药罐,破乳剂与原清 水罐排放的水在配药罐中通过搅拌器搅拌 均匀混合，静置1～2个小时后经过加药泵 增压，与进站的原油经静态混合器混合后 进入三相分离器。 事故流程 如果原油脱水系统出现故障，进站原 油可直接进事故罐1、2(5000m3)，采用两具； 事故罐中的原油通过管道泵增压后进入三 相分离器。
不加热工艺
掺水工艺
1.管线投资高、运行成本高。
电伴热工艺
破乳降粘工 艺
1.定期加破乳剂、增加了现场工 作量。 2.对于低产量油井使用破乳剂成 本高，经济上不划算。
由上表看出，国内油田地面简化改造方 案有以下特点： (1)常输系统以不加热工艺为主，掺水、增压 为辅助工艺。 (2)取消了计量间，采用功图计量、区块计量 等方案。 (3)各油田根据现场情况，实现了一级半或两 级布站。