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长庆油田油气集输与处理系统节能降耗研究

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油气集输 系统能流分析 集输工艺 地面工程
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48 第23卷第1期 石油规划设计 2012年1月 何毅 王春辉 郭刚 王萌 王昌尧 (西安长庆科技工程有限责任公司) 何毅等.长庆油田油气集输与处理系统节能降耗研究.石油规划设计,2,23(1) 48~5O 摘要针对长庆油田部分老区块资源未得到充分利用、地面工程效率低下的现状,研究油气 集输与处理工艺各个环节的节能降耗技术措施。指出不仅要减少油气集输的动力、热力消耗和原 油脱水工艺的能耗,而且要采取油气密闭集输、原油稳定、轻烃回收等一系列工艺技术,减少油 气集输过程中的油气损耗。针对油气集输长距离、高回压的丛式井组,积极探索降回压工艺和伴 生气利用工艺技术,最终达到节约能源、降低能耗、提高资源利用率、提高经济效益、保护环境 的目的。 关键词 长庆油田;油气集输与处理;节能降耗;新节能技术 中图分类号:献标识码:A 文章编号:1004—2970(2012)0卜0048—03 1 节能技术适应性评价 长庆油田经过30多年的开发生产,老区块产量 逐年递减。生产系统经长期运行,部分油气站场接 收处理的液量减少,由于站场规模相对较大,出现 了“大马拉小车”的现象。部分站场现有燃烧系统 配置较老、燃料燃烧不充分,或者是没有充分利用 周围可利用资源、造成了资源的浪费;部分井场仍 存在伴生气利用率低、随意火炬放空等现象。这些 都需要通过节能降耗研究,采取改进措施,以达到 提高资源利用率,节约能源,减少能源损耗的目的。 1.1 减少油气集输能耗 1.1.1 减少油气集输动力消耗 结合油藏特点和油藏形态、地形地貌、工艺流 程以及建设现状,根据油田滚动开发特点,合理确 定项目规模,优化系统布局,总体规划,分期建设, 进行集输站场布局,形成二级布站格局,简化工艺 流程,界定经济合理的集输半径,减少油气增压次 数,提高系统运行效率。根据《油气集输设计规范》 的有关规定,低产油田的机械采油井采用管道集输 时,井口回压可为1.0 2.5加热集输半径基 本控制在2.5残塬地貌的出油管道需考 虑爬坡带来的附加压降。 以安塞油田为例,集输]_艺存在丛式井单管不加 热、丛式井阀组双管不加热两种工艺,在安塞长10 高凝点、高含蜡原油的开发中,采取了电磁防蜡和机 械清蜡相结合的预防和清除措施。 原油脱水采用增压点加药、管道破乳、油气水 三相分离脱水工艺。由于管道破乳把油包水型乳状 液转化为水包油型,或者是分出部分游离水润湿管 壁,可以降低管道压降,从而达到节能的目的。 集输站点原油加热采用立式水套炉或真空加热 炉,利用炉体内的热盘管对原油进行加热,原油流 经管根据站场液体流量、加热负荷、采暖负荷与油 水加热负荷比例进行设计,确保加热效果好、压降 小,效率达87%~93%。 增压点采用高效油气混输工艺,联合站选择无 泄漏的、效率大于70%的高效离心泵。选择混输工 何毅,男,助理工程师。2006年毕业于西南石油学院油气储运专业,获学士学位。现在西安长庆科技工程有限责任公司,从事油田地面。地址:陕西省西安市未央区风城四路长庆大厦1011室,710018。26.23卷第1期 石油规划设计 49 艺时,考虑油气比高及井口来液量、来气量不均匀, 油气混输泵配套变频调速装置,确保混输泵安全、 平稳、高效、连续运行。以某接转站为例进行经济 分析:站场设计规模840m。/d,实际生产液量为 21 d,对外输泵增加变频器,变频器型号与外输 泵功率相配套(外输泵功率为75未增加变频 器时,外输泵年耗电量65.7×10 kW·h;增加变频 器后,外输泵年耗电量26.28×10 kW·h。为输油泵 增加变频设备,增加投资8.9万元,但是,电费每 年由40.73万元下降为16.29万元,投资当年可回收, 具有明显的经济效益。 1.1.2减少油气集输的热耗 井口采取保温及加药措施,充分利用井口回压、 原油的地层余热,采用丛式井单管不加热密闭集输 工艺,进行单井集油,节约井口加热能耗。对于产 液量大、超过集输半径的井组,可采用黄夹克保温 不加热集输,最大限度地利用原始地热能,相对不 加热集输,减缓了管道沿程温降,减小了井口回压, 降低了能耗。 根据油田土壤湿度及地下水位特点,管道均采 用沟埋敷设方式,埋设深度在冰冻线以下200对于热油管道,采用聚乙烯泡沫塑料黄夹克保温技 术,减少管输原油散热损失。管道保温运行比不保 温运行能耗大大降低,一般约在1年就可收回投入 的保温投资。 油气站点的加热及换热设备、储存设备,以及 输送热介质的原油管道、热媒管道、热水管道等均 进行保温绝热。地上设备及管道外部采用镀锌铁皮, 埋地设备及管道外部采用聚乙烯胶带进行保护,保 温层表面散热小于18%。 确定加热炉台数和单台负荷时,根据工艺计算 的冬季高峰耗热量配置加热炉总负荷;按照夏季停 运1台加热炉进行检修的原则,选用单台加热炉负 荷,确保加热炉的负荷率高于80%。 1.1.3 降低原油脱水的能耗 原油集中于联合站进行脱水,脱水采用油气水 三相分离器,利用增压点来油余压直接进入三相分 离器,不设专门的脱水泵。联合站含水油升温至脱 水温度后,进入三相分离器脱水,实现一段脱水达 到净化油标准。超低渗原油含水率低,且原油脱水 后马上进行稳定,脱水升温的热量能得到有效利用。 1.2减少油气损耗 1.2.1 油气密闭集输 对于部分油气比较高、达到采取一定的措施,合理回收和利用伴生气资源。 一是,井场套管气回收。主要采用定压阀回收 套管气,即在井场采用密闭油井套管,安装定压放 气阀回收套管伴生气。该方法回收气量的大小直接 受油井回压高低的限制,油井回压过高将会导致油 套环形空间气压上升。一方面会使回收气量减少; 另一方面会使沉没度降低,深井泵气体影响加剧。 根据第三采油厂现场试验情况,初步确定回压 1.5二是,增压点密闭混输技术。增压点属于小型 站点,一般位于残塬地貌油区,规模较小。针对长 庆油田复杂、破碎、多变的地形,对于偏远、地势 较低和沿线高差起伏变化大的井组采用增压点增压 输送,以降低井口回压,增加输送距离。根据经验, 伴生气递减速度较快。为避免几年后气量递减速度 过快造成管道闲置,增压点集输工艺建议采用混输 流程。 三是,油气水三相分离工艺。联合站选用的油 气水高效三相分离器,是依靠油、气、水之间的互 不相容及各相间存在的密度差进行分离的装置,通 过优化设备内部结构、流场和聚结材料,使油气水 达到高效分离的目的。三相分离工艺设备与传统大 罐沉降工艺设备相比,脱水流程密闭,避免了油气 损耗,热损失小,原油脱水后马上进行稳定,脱水 升温的热量能得到有效利用。开发后期,油田含水 上升、需要二段沉降脱水时,可根据需要将流程调 整为二段三相分离脱水流程或三相分离、溢流沉降 二段脱水流程。目前,长庆油田的大、中型联合站 均采用油气水三相分离工艺。 四是,原油储存。由于超低渗原油闪点低,原 油经过稳定后选用浮顶罐进行储存,同时,在储罐 上安装阻火器和呼吸阀。另外,浮顶罐的浮顶边缘 密封,在一次密封的基础上增加二次密封结构,减 少呼吸损耗。原油的储存温度一般为30℃,比油品 凝固点仅高出7℃,储罐内设置必要的保温用加热 盘管,储罐罐体设置保温层,防止热量散失。 五是,大罐抽气管道的设置。为了防止油气散 失到大气中,脱水站或联合站利用大罐抽气技术回 收油罐挥发气,可将储存同类油品的油罐用管道将 气体空间连通,构成一个密闭的集气系统。大罐闪 蒸气和油井伴生气去轻烃回收装置。 1.2.2 原油稳定 原油稳定是一项节能项目,既回收了宝贵的轻 烃组分,又降低了原油在储运过程中的挥发损耗,大 50 何毅等:长庆油田油气集输与处理系统节能降耗研究 201 2年1月 大提高了储运过程中的安全性。原油稳定装置与原 油脱水及外输统筹,优化换热流程,合理利用能量。 经过三相分离后的原油直接进入常压油罐时, 由于压力降低,会有大量气体析出,呼吸损耗很大。 因此,三相分离器出口净化油直接进行原油稳定, 稳定后原油再进罐储存,可有效减少油气损耗。伴 生气与稳定气经原油稳定装置分离后,干气作为燃 料,液化气、稳定轻油外销。目前,长庆油田已经 建成约15套原油稳定装置。 1.2.3 轻烃回收 根据原料气压力、组成,轻烃回收需加压及制 冷,目的是为了回收C,及更重的烃类。根据相关要 求,c 收率宜为60%~90%。通过工艺计算,轻烃 回收工艺采用改进型冷油吸收工艺可满足要求。 轻烃回收装置的干气供联合站加热炉用气外, 剩余伴生气可建钻机及附近燃油站场用 气置换原油或柴油等,也可以作商品气外销。 1.2.4减少伴生气放空 采用多种集气工艺技术,将油田伴生气输送至 联合站集中处理,油气集输系统设计油气密闭率 100%。轻烃回收生产的干气除一部分供联合站、增 压点及倒班点作为燃料气外,剩余干气可以进一步 利用,如作为燃气发电机组燃料或建加气站。自 2001年起,长庆油田第三采油厂开始在盘古梁油田 以每年增加3台的速度逐步推广、应用燃气发电机, 5年创造经济效益617万元。因此,正常情况下干 气产供基本保持平衡,只有在装置检修、生产事故 等情况下进行放空。 2 新节能技术试验 长庆油田普遍采用不加热集输工艺,由于地形 环境的限制,长距离、高回压井组是难以避免的。 目前,此类井组多采用简易热水炉加热、富余伴生 气放空方式,存在一定安全和环保问题。针对长距 离、高回压井组,开展节能技术方面的研究。 2.1 研究长距离、高回压井组降回压工艺 降回压工艺包括加热、增压、管材等方面。如 数字化增压集成装置的研制,主要由装置本体、混 输泵、控制系统、阀门、配管及橇座等组成,将油 气混合物的过滤、加热、增压、控制、分离、缓冲 等功能集成,通过智能控制系统可实现多种工艺流 程切换,适用于长庆低渗透油田油气混合物的混输 站场。相比油田原有增压点节约占地面积约60%, 缩短设计和建设周期约50%,增压点设备、材料投 资降低约20%。目前,该装置在长庆油田各采油厂 已使用约25套,效果良好,可以使井口回压降到 0.3一个日产液30m 的井组,井口回 压降低1出液可增加0.2%。在冬季,如果 该井组在5.3用该装置可使该井组多产 液0_3%,直接经济效益可观。 2.2研究高回压井组伴生气就地利用工艺 高回压井组伴生气就地利用工艺主要包括燃气 发电等工艺。因地制宜,推广井组发电、适当集中发 电,型橇装 模为1 X d,投资约为300万元,可节约燃料原 油10t/d,以实现伴生气的有效回收或利用,同时可 使井口回压有效降低,达到综合节能的目的。 2.3新节能技术试验项目 针对长距离、高回压井组降回压工艺,一是, 筛选适合长庆油田的低温破乳剂,试验确定最佳的 破乳剂加入点,以降低热耗,并达到最佳的脱水效 果;二是,在井场试验研究加热对回压的影响,确 定集输半径、最佳加热原油温度及能耗;三是,在 井场试验研究不同管径的不加热保温集输管道集输 半径,与不保温、加热方式比较;四是,在井场试 验不同管材对井口回压、结蜡等的影响,分析其优 缺点。通过对以上方式不同组合并进行比较,分析 导致高回压的影响因素,筛选出最优、最经济的降 回压工艺。 针对高回压井组伴生气的就地利用工艺,一是, 对于低回压油井采用定压阀回收套管气,对于高回 压油井试验其他多种方式(如采用压缩机等);二 是,试验研制井场发电、集中发电的小型橇装装置 和余热回收装置。 参考文献: [1] 中国石油天然气总公司编.石油地面工程设计手册 (第二册,油田地面工程设计)[M].北京:石油大学 出版社,1994. [2] 巴黎.浅析油气集输系统存在问题以及节能降耗技 术[J].中国科技博览,29(23):255. [3] 赵立春.原油集输系统储运过程节能技术探讨[J]. 科技与生活,29(9):143. 收稿日期:201 1—04辑:郜婕、赵晖
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