CN101852075A - 海上边际油田的油气集输处理工艺 - Google Patents

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林国锋
刘培林
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Offshore Oil Engineering Co Ltd
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Abstract

本发明提供一种海上边际油田的油气集输处理工艺，其依序包括生产井采出液加热、加热后的生产井采出液进行三相分离、经三相分离的原油再加热、加热原油进行二级分离、经二级分离的待储存原油送入换热器进行热交换以及经过热交换后的待储存原油输送储存步骤；工艺流程合理简单、设备少、操控方便、能耗低、投资小并易于建造施工，适应边际油田开发的需要。

Description

海上边际油田的油气集输处理工艺
技术领域
本发明涉及一种海上边际油田的油气集输处理工艺。
背景技术
随着石油资源需求的不断上涨，边际油田的开发日益得到能源公司的重视。海上边际油田由于其油气储量有限，或者因地处偏远海域远离现有设施，如果沿用常规的海上开发油气集输处理工艺，需要投建常规的生产平台、铺设海底管道，这样一次性投资大，资金回报周期长，往往由于开发成本高而失去商业开发价值。另外，常规的油气集输处理工艺存在设备多、工艺流程长以及成本高等缺陷，不能适应当前边际油田开发的需要。
发明内容
本发明的主要目的在于克服现有产品存在的上述缺点，而提供一种海上边际油田的油气集输处理工艺，其工艺流程合理简单、设备少、操控方便、能耗低、投资小并易于建造施工，适应边际油田开发的需要。
本发明的目的是由以下技术方案实现的。
本发明海上边际油田的油气集输处理工艺，其特征在于，依序包括生产井采出液加热、加热后的生产井采出液进行三相分离、经三相分离的原油再加热、加热原油进行二级分离、经二级分离的待储存原油送入换热器进行热交换以及经过热交换后的待储存原油输送储存步骤。
前述的海上边际油田的油气集输处理工艺，其中：所述生产井采出液加热步骤是通过井底压力将生产井采出液经油嘴和管道送入换热器内与待储存的原油进行换热，使采出液利用处理后的待储存原油进行加热，使采出液温度达到30至90℃，并使待储存原油温度达到储存温度范围，该储存温度范围为30至90℃；所述经换热加热后的生产井采出液利用井口剩余压力进入三相分离器进行油、气、水三相分离；该三相分离器的操作压力为50至1000kPaG，操作温度为30至90℃；将原油粘度小于40cP、比重小于0.90、凝固点小于40℃的采出液送入三相分离器内，经过三相分离器的预脱气、活性水洗以及高效聚结分离过程，使分离出的气体放空或者收集使用，分离出的水中含油率小于1000mg/l，作为污水进行排放或下一步处理，分离出的原油进入下一处理步骤，该分离出原油的含水率小于或等于1％，三相分离器采用压力液位联合控制和油水界面控制技术，并对进入分离器内的采出液进行预脱气、活性水洗以及高效聚结分离过程，使采出液中的油、水、气分离开并分别达到分离指标，该三相分离器为市售产品；所述经三相分离的原油再加热步骤是将经过油、气、水三相分离后的原油通过三相分离器内的剩余压力送入加热器内，使原油温度达到60至100℃；所述加热原油进行二级分离步骤是将经过加热器加热至60至100℃的原油通过加热器内的剩余压力送入二级分离器内进行油、气两相分离，分离出的气体排空或者收集使用，分离出的原油的饱和蒸汽压小于当地大气压的0.7倍，作为待储存原油；所述经二级分离的待储存原油送入换热器进行热交换是将经二级分离器分离出的待储存原油利用外输泵送入换热器与采出液进行热交换，使采出液温度达到30至90℃，并使待储存原油温度达到储存温度范围，该储存温度范围为30至90℃，该外输泵的操作压力范围为100至700kPaG；所述将经过热交换后的待储存原油输送储存步骤是将在换热器内与生产井采出液进行换热后且温度为30至90℃的待储存原油通过换热器内的剩余压力送到穿梭油轮或浮式生产、储油及外输油轮内储存。
前述的海上边际油田的油气集输处理工艺，其中换热器为管壳式换热器或板式换热器。
前述的海上边际油田的油气集输处理工艺，其中三相分离器操作压力为50至1000kPaG，操作温度为30至90℃。
前述的海上边际油田的油气集输处理工艺，其中二级分离器为气液柱状分离器或一般分离器，其操作压力为10至200kPaG，操作温度为60至100℃。
前述的海上边际油田的油气集输处理工艺，其中电加热器是利用平台上或者穿梭油轮或者浮式生产、储油及外输油轮上的电力作为加热源。
前述的海上边际油田的油气集输处理工艺，其中外输泵为离心泵，泵的出口压力范围为100至700kPaG。
本发明海上边际油田的油气集输处理工艺的有益效果，其工艺流程合理简单、设备少、操控方便、能耗低、投资小并易于建造施工，适应边际油田开发的需要。该工艺与现有平台+海管的集输工艺比较，设备量少，不需要大量铺设海底管道，因此可以降低海管的采购建造成本；该工艺与现有两级分离+电脱水器+油轮的集输工艺比较，能够减少平台上的处理设备，降低能耗；该工艺与现有水下井口+油轮的集输方式比较，能够节省水下井口模块的投资成本，且操控方便；再者，该工艺采出液和原油进入工艺流程的压力低，可减少井下电潜泵能耗，而且电加热器本身负荷不大，可以利用穿梭油轮的剩余电力，因而能够减少加热和供油设备，节省能源。
附图说明：
图1为本发明海上边际油田的油气集输处理工艺流程图。
图中主要标号说明：1生产井、2油嘴、3换热器、4三相分离器、5电加热器、6二级分离器、7外输泵、8船、V-气体放空、W-污水排放。
具体实施方式
如图1所示，本发明海上边际油田的油气集输处理工艺，其依序包括生产井采出液加热、加热后的生产井采出液进行三相分离、经三相分离的原油再加热、加热原油进行二级分离、经二级分离的待储存原油送入换热器进行热交换以及经过热交换后的待储存原油输送储存步骤。
如图1所示，本发明海上边际油田的油气集输处理工艺，其中：所述生产井采出液加热步骤是通过井底压力将生产井1采出液经油嘴2和管道送入换热器3内与待储存的原油进行换热，使采出液利用处理后的待储存原油进行加热，使采出液温度达到30至90℃，并使待储存原油温度达到储存温度范围，该储存温度范围为30至90℃；所述经换热加热后的生产井采出液利用井口剩余压力进入三相分离器4进行油、气、水三相分离；该三相分离器4的操作压力为50至1000kPaG，操作温度为30至90℃；将原油粘度小于40cP、比重小于0.90、凝同点小于40℃的采出液送入三相分离器4内，经过三相分离器4的预脱气、活性水洗以及高效聚结分离过程，使分离出的气体(V)放空或者收集使用，分离出的水中含油率小于1000mg/l，作为污水(W)进行排放，分离出的原油进入下一处理步骤，该分离出原油的含水率小于或等于1％，三相分离器4采用压力液位联合控制和油水界面控制技术，并对进入分离器内的采出液进行预脱气、活性水洗以及高效聚结分离过程，使采出液中的油、水、气分离开并分别达到分离指标，该三相分离器为市售产品；所述经三相分离的原油再加热步骤是将经过油、气、水三相分离后的原油通过三相分离器4内的剩余压力送入加热器5内，使原油温度达到60至100℃；所述加热原油进行二级分离步骤是将经过加热器5加热至60至100℃的原油通过加热器内的剩余压力送入二级分离器6内进行油、气两相分离，分离出的气体(V)排空或者收集使用，分离出的原油的饱和蒸汽压小于当地大气压的0.7倍，作为待储存原油；所述经二级分离的待储存原油送入换热器3进行热交换是将经二级分离器6分离出的待储存原油利用外输泵7送入换热器2与采出液进行热交换，使采出液温度达到30至90℃，并使待储存原油温度达到储存温度范围，该储存温度范围为30至70℃，该外输泵7的操作压力范围为100至700kPaG；所述将经过热交换后的待储存原油输送储存步骤是将在换热器2内与生产井采出液进行换热后且温度为30至90℃的待储存原油通过换热器3内的剩余压力送到穿梭油轮或者浮式生产、储油及外输油轮8内储存；该换热器2为管壳式换热器或板式换热器；该三相分离器4操作压力为50至1000kPaG，操作温度为30至90℃；该二级分离器6为气液柱状分离器(GLCC)，其操作压力为10至200kPaG，操作温度为60至100℃；该电加热器5是利用穿梭油轮或者浮式生产、储油及外输油轮上的电力作为加热源；该外输泵7为离心泵，泵的出口压力范围为100至700kPaG。
参阅图1所示，本发明海上边际油田的油气集输处理工艺的实施：
在某边际油田，该油田产油800m3/天，采出液的汽油比为50，原油凝固点为-15℃，粘度为50cP@50℃，含蜡量2％，沥青质含量2％，胶质含量9％。采出液经过井下电潜泵提升压力到井口，然后进入本发明的油气集输处理工艺流程；井口流压为400kPaG，操作温度为45℃，采出液从生产井1井口出来后依靠井底压力通过油嘴2和管道进入换热器与待存储原油进行换热，换热后采出液温度达到55±2℃，待储存原油温度达到55±2℃；将温度达到55±2℃的采出液通过井口剩余的200kPaG左右压力送入三相分离器4内，分离器的操作压力控制在200kPaG左右，采出液在三相分离器4内通过压力液位联合控制和油水界面控制方式并经过预脱气、活性水洗以及高效聚结过程实现油、水、气的三相分离，达到分离指标，分离出的少量气体放空(V)，分离出的水中含油率小于1000mg/l，作为污水进行下一步处理或排放(W)，分离出的原油含水率小于1％；将含水率小于1％的原油利用三相分离器4内的剩余压力200kPaG送入电加热器5内，进行再加热，使原油温度达到85±2℃左右后，通过电加热器5内剩余压力送入二级分离器6内进行油、气两相分离，该二级分离器6采用市售的气液柱状分离器，操作压力控制在100kPaG左右，操作温度控制在85±2℃左右，分离出的少量气体排空，分离出原油在70±5℃的饱和蒸汽压为70kPaA，达到《原油稳定设计技术规定》(SY/T0069-2000)中要求的原油处理稳定后的饱和蒸汽压在其最高储存温度下的设计值不宜超过当地大气压的0.7倍的指标，作为待储存原油；分离后的待储存原油送入换热器进行热交换是将经二级分离器分离出的待储存原油经过外输泵7升压后进入换热器3与采出液进行热交换，使采出液温度达到55±5℃，并使待储存原油温度达到储存温度范围，该储存温度范围为小于70℃；将经过热交换后的待储存原油通过换热器3内的剩余压力送到穿梭油轮8或者浮式生产、储油及外输油轮内储存，外输泵的压力为700kPaG。
本实施例中使用的换热器为市售产品，其功率为360kw；电加热器为市售产品，其功率为380kw；三相分离器为市售产品，其操作压力为50至1000kPaG，操作温度为30至90℃；二级分离器为气液柱状分离器(GLCC)，其操作压力为10至200kPaG，操作温度为60至100℃。本实施例中未进行说明的内容为现有技术，故不再进行赘述。
本发明海上边际油田的油气集输处理工艺的优点：首先，该工艺与原工艺的换热器+一级分离器+一级加热器+二级分离器+二级加热器+电脱水进料泵+电脱水器+外输泵+冷却器+穿梭油轮相比，本工艺采用换热器+一级三相分离器+电加热器+二级分离器+外输泵+穿梭油轮，其设备量少，流程简化，通过使用一级三相分离器+气液柱状分离器替代了一级分离器+二级分离器+电脱水器，节省设备用量，使平台面积减小；其次，采出液和原油进入工艺流程的压力可以降低，现有工艺流程中井口压力需要450kPaG，本发明工艺流程中井口压力为300kPaG，减少了井下电潜泵的能耗；再者，本发明工艺流程不需要电脱水进料泵和电脱水器，也就不需要提供额外的电力给原油脱水处理，既节省设备又降低能耗；另外，电加热器因其负荷不大，可以采用穿梭油轮上的剩余电力，因而能够减少一套加热系统和供油系统，也节省设备和能源；所以本发明海上边际油田的油气集输处理工艺设备用量少，工艺流程简化，可以实现便于操作、投资少、易于建造施工的效果，适应边际油田开发的需要。
本发明海上边际油田的油气集输处理工艺，其采出液首先进入换热器3和待储存的原油进行换热，一方面可以满足一级三相分离器4操作温度的需要，提高分离效果，另一方面可以降低待储存原油进船舱的温度，在节省工艺流程的同时也合理利用热能，降低能耗；经过换热后的采出液进入三相分离器4，该三相分离器4是市售产品，其运用压力液位联合控制和油水界面控制并对进入分离器4内的采出液进行预脱气、活性水洗以及高效聚结过程，有效达到油、气、水的三相分离，分离出的生产污水经过污水处理系统处理后，能够达到标准排放或注入水处置井，分离出的少量天然气放空处理或者收集后供船上发电使用，分离出的原油再经过电加热器5进行加热，然后进入二级分离器6进行油、气分离，可以最大限度地满足外输原油在储存温度下的饱和蒸汽压指标。
本发明工艺中使用的二级分离器6是一种气液柱状两相分离器，没有运动部件，与重力式分离设备相比，设备尺寸大大降低，同时可以减少物流的停留时间并提高了分离效率，经过二级分离器6分离出的少量天然气放空处理，脱气后的原油经过外输泵7提升后进入换热器3与采出液进行换热后，送入海上穿梭油轮或外输油轮8进行储存、输送。储存原油在储存温度下的饱和蒸汽压控制小于当地大气压，该指标是通过优化一级三相分离器和二级气液柱状两相分离器操作压力而实现。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，凡是依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (7)

1.一种海上边际油田的油气集输处理工艺，其特征在于，依序包括生产井采出液加热、加热后的生产井采出液进行三相分离、经三相分离的原油再加热、加热原油进行二级分离、经二级分离的待储存原油送入换热器进行热交换以及经过热交换后的待储存原油输送储存步骤。
2.根据权利要求1所述的海上边际油田的油气集输处理工艺，其特征在于：
所述生产井采出液加热步骤是通过井底压力将生产井采出液经油嘴和管道送入换热器内与待储存的原油进行换热，使采出液利用处理后的待储存原油进行加热，使采出液温度达到30至90℃，并使待储存原油温度达到储存温度范围，该储存温度范围为30至90℃；
所述经换热加热后的生产井采出液利用井口剩余压力进入三相分离器进行油、气、水三相分离；该三相分离器的操作压力为50至1000kPaG，操作温度为30至90℃；将原油粘度小于40cP、比重小于0.90、凝固点小于40℃的采出液送入三相分离器内，经过三相分离器的预脱气、活性水洗以及高效聚结分离过程，使分离出的气体放空或者收集使用，分离出的水中含油率小于1000mg/l，作为污水进行排放或下一步处理，分离出的原油进入下一处理步骤，该分离出原油的含水率小于或等于1％；
所述经三相分离的原油再加热步骤是将经过油、气、水三相分离后的原油通过三相分离器内的剩余压力送入加热器内加热，使原油的温度达到60至100℃；
所述加热原油进行二级分离步骤是将经过加热器加热至60至100℃的原油通过加热器内的剩余压力送入二级分离器内进行油、气两相分离，分离出的气体排空或者收集使用，分离出的原油的饱和蒸汽压小于当地大气压的0.7倍，作为待储存原油；
所述经二级分离的待储存原油送入换热器进行热交换是将经二级分离器分离出的待储存原油通过外输泵送入换热器与采出液进行热交换，使采出液温度达到30至90℃，并使待储存原油温度达到储存温度范围，该储存温度范围为30至90℃，该外输泵的操作压力范围为100至700kPaG；
所述将经过热交换后的待储存原油输送储存步骤是将在换热器内与生产井采出液进行换热后且温度为30至90℃的待储存原油通过换热器内的剩余压力送到穿梭油轮或者浮式生产、储油及外输油轮内储存。
3.根据权利要求2所述的海上边际油田的油气集输处理工艺，其特征在于：所述换热器为管壳式换热器或板式换热器。
4.根据权利要求2所述的海上边际油田的油气集输处理工艺，其特征在于：所述三相分离器操作压力为50至1000kPaG，操作温度为30至90℃。
5.根据权利要求2所述的海上边际油田的油气集输处理工艺，其特征在于：所述二级分离器为气液柱状分离器或一般分离器，其操作压力为10至200kPaG，操作温度为60至100℃。
6.根据权利要求2所述的海上边际油田的油气集输处理工艺，其特征在于：所述电加热器是利用平台上或者穿梭油轮或者浮式生产、储油及外输油轮上的电力作为加热源。
7.根据权利要求2所述的海上边际油田的油气集输处理工艺，其特征在于：所述外输泵为离心泵，泵的出口压力范围为100至700kPaG。
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