專利名稱：氣舉高凝點(diǎn)原油常溫集輸系統(tǒng)的制作方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本實(shí)用新型屬于油氣采集領(lǐng)域，具體涉及一種通過氣舉工藝對(duì)高凝點(diǎn)原油進(jìn)行常溫集輸?shù)南到y(tǒng)。
背景技術(shù)：
通常把凝固點(diǎn)在40°C以上，含蠟量高的原油叫高凝原油。高凝原油含蠟量高，凝固點(diǎn)高，常溫下為不流動(dòng)狀態(tài)，原油集輸十分困難，并且由于很多高凝原油流動(dòng)性復(fù)雜，往往采用一種手段達(dá)不到降凝、降粘的效果。高凝原油的集輸通常采用加熱法、摻稀油降凝法及注入降凝劑法。加熱法是世界各國(guó)實(shí)施最早、應(yīng)用最廣的一種高凝油集輸方法，也是一種技術(shù)上比較成熟、行之有效的方法。就加熱方式來說，有直接加熱和間接加熱(利用熱媒)兩種。但加熱系統(tǒng)設(shè)施復(fù)雜，需長(zhǎng)期提供燃料或能源，能耗大。采用摻稀油降凝是高凝油集輸?shù)挠忠怀Ｓ梅椒?，但往往摻入量大而受到油源限制。降凝劑改善高凝點(diǎn)原油的流動(dòng)性也被受關(guān)注，但目前還沒有好的降凝劑可以完全改善高凝油的流動(dòng)能力，且采用加藥工藝，則需要建發(fā)電系統(tǒng)為各加藥裝置供電，地面設(shè)施復(fù)雜。因此繼續(xù)開發(fā)出新的降凝劑實(shí)現(xiàn)管線冷輸，提高高凝油開發(fā)效果，降低能耗，是當(dāng)今世界攻關(guān)的難題。

實(shí)用新型內(nèi)容本實(shí)用新型要解決的技術(shù)問題是:提供一種投資少、節(jié)能降耗的氣舉高凝點(diǎn)原油常溫集輸系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)高凝原油(凝點(diǎn)40°C 50°C )，常溫環(huán)境下，不加藥、不摻稀常溫輸送，能夠大幅簡(jiǎn)化高凝點(diǎn)原油集輸工藝。為解決上述技術(shù)問題，本實(shí)用新型采用如下技術(shù)方案:氣舉高凝點(diǎn)原油常溫集輸系統(tǒng)，布置于油井、計(jì)量站和油氣處理站之間；其特征在于主要包括:位于計(jì)量站處的原油匯管和氣舉氣匯管、位于油氣處理站處的油氣分離設(shè)備、氣舉壓縮機(jī)、凝液分離罐；各油井均通過單獨(dú)的單井管線與原油匯管連通；從原油匯管通過原油干線與油氣分離設(shè)備連接；油氣分離設(shè)備分別連接單相原油管線和分離氣體管線；分離氣體管線和天然氣/伴生氣管線均與氣舉壓縮機(jī)連接；氣舉壓縮機(jī)依次通過凝液分離罐、氣舉氣干線與氣舉氣匯管連接；氣舉氣匯管上連接的各氣舉單井管線連接在各油井上；各氣舉單井管線上設(shè)置緊急切斷閥。按上述技術(shù)方案，多個(gè)油井位于同一井網(wǎng)中。按上述技術(shù)方案，所述的氣舉氣干線、氣舉氣匯管和各氣舉單井管線均埋地設(shè)置并設(shè)置防腐保溫層。外部氣源提供的天然氣經(jīng)壓縮機(jī)壓縮至10-12MPag，通過氣舉管道輸送至氣舉井口，高壓天然氣被注入井下與地下原油形成混相流體，高含氣的高凝原油流動(dòng)性得到改善，可在常溫條件下輸送至處理站。含氣原油經(jīng)油氣分離后回收的天然氣可循環(huán)利用于氣舉高凝原油集輸，降低能耗。保證氣舉井口溫度不低于原油傾點(diǎn)，和保證氣舉氣不至于串入集油管道而致使集油管道爆裂的安全措施，是實(shí)施常溫集輸?shù)幕颈ＷC。要滿足氣舉井口溫度不低于原油傾點(diǎn)的要求，通常采用保溫或提高氣舉氣的來氣溫度，對(duì)于提高氣舉氣溫度受到壓縮機(jī)出口溫度和氣舉管道埋地防腐的限制，壓縮機(jī)出口通常低于142°C，同時(shí)埋地管道內(nèi)氣體溫度高于110°C，防腐保溫材料投資會(huì)增加10-15%，因此，井口氣舉氣溫度控制范圍在原油傾點(diǎn)之上。針對(duì)距離較遠(yuǎn)的油井采用保溫措施。氣舉管道設(shè)置緊急切斷閥，保護(hù)集油管道壓力安全。氣體與高凝點(diǎn)原油混合后，流動(dòng)性得到改善，從而實(shí)現(xiàn)常溫輸送。氣體與原油混合比例及混合流體在集輸管道中的流速對(duì)常溫輸送的效果起關(guān)鍵作用。
氣體與原油混合比例一般如下確定:氣液混合物的粘度與氣液比成反比，基本上等于液體的粘度除以工作狀況下氣液比。即:Um=U1ZG其中:Un1-氣液混合物的動(dòng)力粘度；U1 -液體動(dòng)力粘度；G-氣體與液體的混合比(工作狀態(tài)下)，m3/m3 ；氣液混合物油氣混輸流速模型如下:最好滿足Um5 彡[4Qm(316gRLa3°2)2]/ π起碼滿足um5> [4Qm (0.lgRL-104516) 2] / π限制油氣混輸流速V=F X C/ ( P J 1/2其中:RL=QL/Qm ;Qffl=QL+Qq ;J1-圓周率；Un1-氣液混合物的動(dòng)力粘度；Qm -混合物工作狀態(tài)體積流量m3/s ；Ql_液相體積流量m3/s ;Ql -氣相工作狀態(tài)體積流量m3/s ；Rl-體積含液率；F-修正系數(shù)；不含砂情況下，F(xiàn)=I ;含砂情況下，F(xiàn)=0.8;P m-混合物密度，lb/ft3;C-常數(shù)；正常流態(tài)下C=IOO ;V-油氣混輸流速，ft/s。氣液混合物油氣混輸流速V越大，氣液混合越好，越有利于流動(dòng)，速度最好大于10m/s;但速度越大，對(duì)管道的沖蝕和環(huán)烷酸腐蝕越大，最好將油氣混輸流速限制在12m/s以內(nèi)；不能低于2.2m/s.[0039]相對(duì)于現(xiàn)有技術(shù)，本實(shí)用新型的有益效果是:[0040]利用氣舉產(chǎn)生的伴生氣及合理的混合流速，改善原油流動(dòng)性，實(shí)現(xiàn)高凝原油(凝點(diǎn)40°C 50°C)，常溫環(huán)境下，不加藥、不摻稀常溫輸送。不需在井口采用加熱、加藥或摻稀等措施，即可實(shí)現(xiàn)常溫集輸。使高凝原油集輸?shù)牧鞒碳芭涮自O(shè)施的建設(shè)得以簡(jiǎn)化，減少投資，操作、管理簡(jiǎn)捷，勞動(dòng)強(qiáng)度小。且氣舉產(chǎn)生的“伴生氣”在處理站經(jīng)過油氣分離處理回收之后可循環(huán)利用于氣舉工藝，節(jié)能降耗。
以下結(jié)合附圖和各實(shí)施例對(duì)本實(shí)用新型作進(jìn)一步說明:

圖1為根據(jù)本實(shí)用新型實(shí)施的氣舉高凝點(diǎn)原油常溫集輸系統(tǒng)示意圖；1-油井；2_單井管線(介質(zhì)為高含氣原油)；3_原油匯管；4_原油干線；5_油氣分離設(shè)備；6_單相原油管線；7_天然氣/伴生氣管線；8_氣舉壓縮機(jī)；9_凝液分離罐；10-氣舉氣干線；11-氣舉氣匯管；12-氣舉單井管線；13-緊急切斷閥；14-計(jì)量站；15-油氣處理站。
具體實(shí)施方式
以下結(jié)合附圖和實(shí)例對(duì)本實(shí)用新型作進(jìn)一步詳細(xì)的說明。根據(jù)本實(shí)用新型實(shí)施的氣舉高凝點(diǎn)原油常溫集輸系統(tǒng)，布置于油井1、計(jì)量站14和油氣處理站15之間；其特征在于主要包括:位于計(jì)量站14處的原油匯管3和氣舉氣匯管11、位于油氣處理站15處的油氣分離設(shè)備5、氣舉壓縮機(jī)8、凝液分離罐9 ;各油井I均通過單獨(dú)的單井管線2連接在原油匯管3上；從原油匯管3出來的高含氣原油通過原油干線4進(jìn)入油氣分離設(shè)備5 ;油氣分離設(shè)備5分離出的原油經(jīng)過單相原油管線進(jìn)入原油處理和儲(chǔ)存環(huán)節(jié)，分離出的氣體或外部氣源提供的天然氣通過天然氣/伴生氣管線7進(jìn)入氣舉壓縮機(jī)8，然后進(jìn)入凝液分離罐9，除去凝液的壓縮氣體經(jīng)過氣舉氣干線10進(jìn)入氣舉氣匯管11 ；隨后，氣舉氣匯管11中的氣舉氣經(jīng)過各氣舉單井管線12進(jìn)入各油井I。各氣舉單井管線12上設(shè)置緊急切斷閥13，保護(hù)集油管道壓力安全。多個(gè)油井I位于同一井網(wǎng)中。氣舉氣干線10、氣舉氣匯管11和各氣舉單井管線12均埋地設(shè)置并設(shè)置防腐保溫層。本實(shí)用新型的系統(tǒng)根據(jù)含氣原油在適當(dāng)?shù)臈l件下流動(dòng)性會(huì)得到較大改善的原理，采用氣舉的方法使高凝點(diǎn)原油在常溫下進(jìn)行輸送。外部氣源提供的天然氣7經(jīng)氣舉壓縮機(jī)8壓縮至10_12MPag，通過氣舉管道10，12輸送至氣舉井口 1，高壓天然氣被注入井下與地下原油形成混相流體，高含氣的高凝原油流動(dòng)性得到改善，可在常溫條件下輸送至處理站15。含氣原油經(jīng)油氣分離設(shè)備5后回收的天然氣7可循環(huán)利用于氣舉工藝，降低能耗。保證氣舉井口溫度不低于原油傾點(diǎn)，和保證氣舉氣不至于串入集油管道而致使集油管道爆裂的安全措施，是實(shí)施常溫集輸?shù)幕颈ＷC。要滿足氣舉井口溫度不低于原油傾點(diǎn)的要求，通常采用保溫或提高氣舉氣的來氣溫度，對(duì)于提高氣舉氣溫度受到壓縮機(jī)出口溫度和氣舉管道埋地防腐的限制，壓縮機(jī)出口通常低于142°C，同時(shí)埋地管道內(nèi)氣體溫度高于110°C，防腐保溫材料投資會(huì)增加10-15%，因此，井口氣舉氣溫度控制范圍在原油傾點(diǎn)之上。針對(duì)距離較遠(yuǎn)的油井采用保溫措施。[0051]采用本系統(tǒng)，將油氣混輸流速限制在12m/s以內(nèi)；不能低于2.2m/s ;利用氣舉產(chǎn)生的伴生氣及合理的混合流速，改善了原油流動(dòng)性，實(shí)現(xiàn)了高凝原油在常溫環(huán)境下油氣集輸密閉率100%，天然氣回收利用率100%?？梢宰畲笙薅群?jiǎn)化油田地面設(shè)施，節(jié)省投資。該系統(tǒng)在蘇丹六區(qū)三期的油田開發(fā)中進(jìn)行了應(yīng)用。蘇丹六區(qū)三期的JAKE油田為高凝點(diǎn)原油(33-50°C)，最高凝點(diǎn)達(dá)到50°C，井口溫度36°C _50°C。氣舉采油在Jake油田的應(yīng)用非常成功。該油田設(shè)計(jì)規(guī)模75萬噸/年，生產(chǎn)油井17 口。采用不加劑、不摻油常溫集輸工藝，與常規(guī)加藥方案相比，節(jié)省投資68.76萬美金，操作費(fèi)用節(jié)省41.66萬美金/年。
權(quán)利要求1.氣舉高凝點(diǎn)原油常溫集輸系統(tǒng)，布置于油井、計(jì)量站和油氣處理站之間；其特征在于主要包括:位于計(jì)量站處的原油匯管和氣舉氣匯管、位于油氣處理站處的油氣分離設(shè)備、氣舉壓縮機(jī)、凝液分離罐；各油井均通過單獨(dú)的單井管線與原油匯管連通；從原油匯管通過原油干線與油氣分離設(shè)備連接；油氣分離設(shè)備分別連接單相原油管線和分離氣體管線；分離氣體管線和天然氣/伴生氣管線均與氣舉壓縮機(jī)連接；氣舉壓縮機(jī)依次通過凝液分離罐、氣舉氣干線與氣舉氣匯管連接；氣舉氣匯管上連接的各氣舉單井管線連接在各油井上；各氣舉單井管線上設(shè)置緊急切斷閥。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的氣舉高凝點(diǎn)原油常溫集輸系統(tǒng)，其特征在于:多個(gè)油井位于同一井網(wǎng)中。
3.根據(jù)權(quán)利要求1或2所述的氣舉高凝點(diǎn)原油常溫集輸系統(tǒng)，其特征在于:所述的氣舉氣干線、氣舉氣匯管和各氣舉單井管線均埋地設(shè)置并設(shè)置防腐保溫層。
專利摘要本實(shí)用新型涉及氣舉高凝點(diǎn)原油常溫集輸系統(tǒng)，布置于油井、計(jì)量站和油氣處理站之間；主要包括位于計(jì)量站處的原油匯管和氣舉氣匯管、位于油氣處理站處的油氣分離設(shè)備、氣舉壓縮機(jī)、凝液分離罐；各油井均通過單獨(dú)的單井管線與原油匯管連通；從原油匯管通過原油干線與油氣分離設(shè)備連接；油氣分離設(shè)備分別連接單相原油管線和分離氣體管線；分離氣體管線和天然氣/伴生氣管線均與氣舉壓縮機(jī)連接；氣舉壓縮機(jī)依次通過凝液分離罐、氣舉氣干線與氣舉氣匯管連接；氣舉氣匯管上連接的各氣舉單井管線連接在各油井上；各氣舉單井管線上設(shè)置緊急切斷閥。實(shí)現(xiàn)高凝原油常溫環(huán)境下，不加藥、不摻稀常溫輸送，能夠大幅簡(jiǎn)化高凝點(diǎn)原油集輸工藝。
文檔編號(hào)F17D1/17GK202946927SQ20122064224
公開日2013年5月22日 申請(qǐng)日期2012年11月29日 優(yōu)先權(quán)日2012年11月29日
發(fā)明者楊芳圃, 謝成杰 申請(qǐng)人:中國(guó)石化集團(tuán)江漢石油管理局勘察設(shè)計(jì)研究院