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油气集输工艺技术探讨
文／丁玲
【摘要】
本文针对油气集输系统的工艺技术发展历程进行了简要回顾，同时就目前的国内外油气集输先
进工艺进行了简要介绍。并根据萨南油田的开发状况及目前油气集输系统存在的矛盾和不适应性，探讨了今后油气集输工艺技术的科研攻关方向。【关键词】油气集输
多相混输
三次采油
国内外油田在原油脱水工艺方面都进行了大量的研究。尤其是在原油脱水中间过渡层的处理方面，国外一直很重视，并采取了专门的排出和处理技术措施。如美国、俄罗斯等。而我们在过渡层的处理问题上还不够重视。
目前，原油脱水趋向于研制高效游离水脱除器。现行的游离水脱除器采用卧式结构，其实际沉降时间大都在30～40min，而水驱采出液沉降15～20min即可满足脱水要求，聚驱也仅仅需要30min。因此，为充分利用高含水原油特点，降低游离水脱除设备的规模，进行高效游离水脱除器的研制是很有必要的。目前，设计院正在进行高效仰角式游离水脱除器的研制。
1前言
油气集输是将油田开采出来的原油和天然气进行收集、储存、输送和初步加工、处理的生产工艺过程。它主要担负三个方面的任务：一是负责将油井采出的石油气、液混合物经过管道输入油气处理站进行气、液分离和脱水，使处理后的原油能够符合国家的标准；二是由油气处理站把合格的原油输送到油田原油库进行储备，将分离出的天然气输送到天然气处理厂进行再次脱水、脱氢和脱酸处理或深加工；三是由油田原油库、天然气压气站以不同的方式将处理合格的原油、天然气外输给用户。
油气集输生产不同于油田物探、钻井、测井、修井作业及采油等生产作业。它既有油田点多、线长、面广的生产特性，又具有化工炼制企业高温高压、易燃易爆、工艺复杂、压力容器集中、生产连续性强、火灾危险性大的生产特点。因此，随着油田开发的逐渐深入，油气集输生产越来越受到大家的重视，而且，一个油田的油气集输工艺技术水平的高低，在很大程度上影响着其开发建设的整体技术水平。
3油田公司和我厂目前本专业领域现状分析（一）建设现状
萨南油田开发面积182.85km2，自1964年开发建设以来，伴随着国家经济及大庆油田的快速发展，采油二厂的发展变化尤为显著。生产规模逐年扩大，企业改革稳步推进，管理体制不断完善，科学技术飞速发展，保持了油气产量在千万吨水平的持续高产稳产。截止到2005年底，全区已投产油水井8666口，其中注水井3182口，采油井5484口。地面工程系统已建成各类站所207座、计量间487座。
我厂地面工程油气集输系统的建设模式基本上与油田公司其它老区的建设模式相同，地面集油流程主要采用的是单井进站、集中计量、油气混输三级布站方式的双管掺水工艺，原油脱水主要采用两段电化学脱水流程。生产井与计量间之间的集油管线呈辐射状布置，计量间处于中心位置。该集油工艺能够较好地满足生产运行管理要求。从实际应用效果来看，由于广泛应用在老油区，有较多的生产管理经验，且对于不同的地质情况以及不同油井的产量变化均有较好的适应性，但是却存在着基础建设投资较大，生产运行费用比较高的问题。
（二）存在的主要矛盾和问题
随着油田开发建设的深入，主要产油区目前已进入高含水开发阶段，主力油田挖潜效果变差，稳产难度加大，采油成本上升，同时已建设施不仅老化严重，而且负荷率逐年下滑，系统效率进一步降低，能耗逐年上升。地面工程油气集输系统因此面临着诸多的矛盾和不适应性：
2本专业领域国内外技术现状及发展趋势目前，国内外油气集输的主要工艺技术有：一、原油集输工艺
高含蜡高凝原油的油田，国内外普遍采用加热工艺、多级布站、单井集中计量、单管与双管集油、大站集中处理工艺。如我国的辽河、华北等油田。
国外对高含蜡原油，除采用加热方法外，主要采用加化学药剂降凝降粘的方法实行单管集输，如美国、加拿大等。
对低含蜡低凝点原油的油田，国内外普遍采用单管不加热集油工艺。如我国新疆等。
集输工艺方面，大庆油田与国内外其它油田相比较，处于先进水平。随着油田逐步进入高含水后期，集输工艺的发展趋势也趋向于利用高含水期的原油流变特性，降低输送温度或常温输送，同时集输工艺进一步简化。
二、油气水多相混输工艺技术
长距离油气混输工艺技术是一项国际前沿技术，自二十世纪八十年代以来，英国、法国、德国等发达国家对油气水多相混输技术进行了大量的研究。由于多相混输技术与电热技术配合，对于简化工艺、降低工程投资具有重要意义，因此该项技术也是油气集输领域中较有发展潜力的技术。
大庆油田在混输工艺技术与其关键设备的自主开发与研制落后于欧美国家。
三、原油脱水技术
对于高含水原油，国内外主要采用两段脱水工艺。其中，一段游离水脱除主要采用大罐沉降和聚结脱水，二段电脱水主要采用平挂电极和竖挂电极交直流复合电脱水技术。对低凝低粘原油和特高含水原油，国内外较多地采用热化学脱水工艺。如我国胜利、塔里木等油田以及美国、法国等国。
⑴油田进入特高含水期，其含水原油的油水分离特性发生变化，现行的游离水的沉降时间、沉降温度以及原油脱水工艺等方面的技术界限均出现了一定的不适应性。同时由于原油的特性发生了一系列变化，现有的集输油工艺已不适应油田节能降耗的需要，需要进一步改进，以探索新时期节能降耗新途径。
油气集输与处理能耗占原油生产能耗30％，油气集输流程分为集油、脱水、稳定、储运四个阶段。集油部分能耗占60％～80％，其中
90％～97％是热能消耗，动力(电)的消耗占3％～10％，因此，如何降低集油段热能消耗，即采用不加热集输是集输流程节能关键。
喇萨杏油田通过近几年试验研究，结合各采油厂的油品物性，初
(下转114页)
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级处理的絮凝体有利于气浮分离处理；三是一级处理的悬浮物含量在35mg/L，如果采用过滤设备进行处理，滤料对悬浮物的截留会很快达到饱和。二次处理宜采用气浮，利用微气泡辅助悬浮物上浮并分离。
365.6mg/L降到了10.4mg/L，出水水质达到了中高渗透层注水水质标准（含油量≤20mg/L，悬浮物含量≤10mg/L）。
4．结论
4.1集成了高效混凝技术和高效固液分离技术的两级气浮设备处理洗井水是可行的从试验结果来看，二级气浮出水已经与两级过滤的效果类似，通过调整运行参数，完全可以替代常规过滤工艺。
3.3现场洗井水气浮处理试验
试验采取两级气浮串联运行，一级气浮为橇装式气浮装置，设计处理能力25m3/h；二级气浮为集装箱式的成套装置，设计处理能力5m/h，可以实现独立运行，全自动控制。
3
4.2攻关内容
开展洗井车相关设计时，使用电力替代车载动力，是减轻车辆重量、降低设备价格及运行成本的攻关方向。
对现场试验数据分析可知，二级处理后悬浮物和油的含量明显降低，其中含油量从3298.77mg/L降到了0.14mg/L，悬浮物从
(作者单位系大庆油田第二采油厂第一作业区)
2000年10月28—30日，我们参照APIRP1119《液体石油管道压力试验》标准，仅用48小时就用原油完成了4.2MPa压力等级的管道强度试压和3.0Mpa的严密性试压，然后用天然气加封隔器对原油进行了置换。为了保证安全，在天然气投运后，又用天然气对全线进行了3.0MPa压力等级的严密性试压。避免了用压缩空气试压工期长、费用高、不安全、可靠性差等弊端。
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(上接110页)管段和加外套加强。
（3）对穿、跨越河流管段，按设计规范进行了改造。
（4）对经过人口较为密集的三、四类地区的M和M*中度腐蚀点及L和L*轻度腐蚀点，因管道距三、四类地区的安全距离不够进行了改线。
（5）更换了泵站内及围墙外的200m范围内管段，以保证生产设施的安全。
（6）其它。对该管道沿线的PIT麻坑点进行了除锈和重新防腐，对PTCH大补丁点进行了更换和补强；对SCOR异常点进行了超声波探伤和处理。
8、运行现状
呼—克输气管道自2000年11月16日投产以来，运行工况良好。目前日输量达112×104Nm3，起点压力在2.5—2.9Mpa，终点压力在1.6—1.9Mpa。实践证明，克乌复线输油改输气是正确的决策，成功的尝试。
(上接111页)
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行。因此该方法对于锅炉的吹灰过程的优化管理具有指导意义。我厂锅炉自2003年正式投用后，锅炉省煤器烟气出口温度稳定，排烟温度保持在250度左右，检修时发现受热面积灰较少，锅炉蒸发量稳定，有效地提高了锅炉的热效率。参考文献
由于锅炉烟道尺寸较大，对于烟气参数的测量应采用网格法多点布置传感器，以其平均值作为测量值参与运算。
7、试压及投产(作者单位系新疆三叶管道技术有限责任公司)
4结束语
省煤器的积灰在线监测模型中，需要实时测量的参数均为常规的热工参数，通过选配适当的传感器和变送器很容易实现在线测量。利用计算机强大的数据采集和数据处理及数据传输功能，配合提出的监测模型能够完成对省煤器的积灰状况的实时监测，若加入状态判断及输出驱动功能，系统可实现省煤器吹灰过程的优化运
[1]《试井手册》编写组，试井手册。北京：石油工业出版社，1991：261-325。
[2]胜利油田地质科学研究院，组装式石英谐振传感器（P）。中国专利，96248211.998-07-30。关方向是：
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步确定了不加热集油的技术界限，即含水80%以上、产液量30t/d以上的油井，可以实现常年不加热集油。而对于产量和含水偏低的油井还需继续开展低温集输试验，优化掺水参数和流程。
通过对老油田实施低能耗集油技术，一方面可以节省油田气，另一方面可以减缓新建油井对转油站掺水供热系统的压力，因此，有较高的经济效益。初步计算结果表明，对采油一厂～十厂基本具备条件的25000多口油井实施低能耗集油技术，年节气量将达到1×
⑴探索节能新途径
利用特高含水期采出液的特性，继续加大不加热集油技术的研究力度，科学确定技术界限，不断扩大
低温集油实施规模，努力实现节气效益最大化。
⑵三次采油配套技术研究开展三元复合驱等三次采油技术的采出液集输处理技术研究，做好技术储备，尤其还需要在如下两方面做更深入的研究：一是需要加强机理研究，促进破乳剂攻关，解决采出液乳化程度高的技术难题。二是要结合采出液的特点，从采出液处理工艺和设备上进行研究攻关，尤其是游离水脱除技术、电脱水供电技术、电脱水极板结构形式及大罐沉降脱水技术的研究，从而研究出更适合三元复合驱采出液处理的工艺和设备。
108m以上。
⑵三元复合驱等三次采油的发展和扩大，对地面技术提出了新课题，三次采油的聚合物配注及采出液处理工艺技术问题已基本得到解决，处于国际先进水平。但工艺流程复杂、工程量大、造价高以及三元复合驱等新工艺带来的技术问题急需解决。
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⑶简化集输工艺
针对新建产能井投资效果变差的实际问题，研究利用已建设施的潜力，研发简化的集输工艺模式，以达到降投资、降成本的目的。
⑶产能建设开发效益日益变差，降投资降成本更加迫切，也更加困难。如何利用已建设施能力，开展地面工艺技术方案研究，优化规划设计，简化现有工艺模式，进一步降低地面建设投资和生产运行费用，是我们面临的新课题。
⑷油水高效处理技术
为改善油水处理效果，提高处理效率，解决目前集输处理系统中容器体积庞大、数量过多、效率偏低的问题，研究高效的游离水脱除、电脱水及化学脱水技术。
4下步攻关方向
针对制约油田持续高效发展的关键问题，根据油田生产实际情况，从引进国内先进技术和内部科研攻关两方面同时入手，认清形势，明确方向，加大科技投入，提高油田关键技术水平。下步主要攻
(作者单位系大庆油田有限责任公司第二采油厂第一作业区)
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