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。