[实用新型]气举高凝点原油常温集输系统

说明书

技术领域

本实用新型属于油气采集领域，具体涉及一种通过气举工艺对高凝点原油进行常温集输的系统。

背景技术

通常把凝固点在40℃以上，含蜡量高的原油叫高凝原油。高凝原油含蜡量高，凝固点高，常温下为不流动状态，原油集输十分困难，并且由于很多高凝原油流动性复杂，往往采用一种手段达不到降凝、降粘的效果。高凝原油的集输通常采用加热法、掺稀油降凝法及注入降凝剂法。

加热法是世界各国实施最早、应用最广的一种高凝油集输方法,也是一种技术上比较成熟、行之有效的方法。就加热方式来说,有直接加热和间接加热(利用热媒)两种。但加热系统设施复杂，需长期提供燃料或能源，能耗大。

采用掺稀油降凝是高凝油集输的又一常用方法，但往往掺入量大而受到油源限制。

降凝剂改善高凝点原油的流动性也被受关注，但目前还没有好的降凝剂可以完全改善高凝油的流动能力，且采用加药工艺，则需要建发电系统为各加药装置供电，地面设施复杂。因此继续开发出新的降凝剂实现管线冷输，提高高凝油开发效果，降低能耗，是当今世界攻关的难题。

实用新型内容

本实用新型要解决的技术问题是：提供一种投资少、节能降耗的气举高凝点原油常温集输系统，实现高凝原油（凝点40℃～50℃），常温环境下，不加药、不掺稀常温输送，能够大幅简化高凝点原油集输工艺。

为解决上述技术问题，本实用新型采用如下技术方案：

气举高凝点原油常温集输系统，布置于油井、计量站和油气处理站之间；其特征在于主要包括：位于计量站处的原油汇管和气举气汇管、位于油气处理站处的油气分离设备、气举压缩机、凝液分离罐；各油井均通过单独的单井管线与原油汇管连通；从原油汇管通过原油干线与油气分离设备连接；油气分离设备分别连接单相原油管线和分离气体管线；分离气体管线和天然气/伴生气管线均与气举压缩机连接；气举压缩机依次通过凝液分离罐、气举气干线与气举气汇管连接；气举气汇管上连接的各气举单井管线连接在各油井上；各气举单井管线上设置紧急切断阀。

按上述技术方案，多个油井位于同一井网中。

按上述技术方案，所述的气举气干线、气举气汇管和各气举单井管线均埋地设置并设置防腐保温层。

外部气源提供的天然气经压缩机压缩至10-12MPag，通过气举管道输送至气举井口，高压天然气被注入井下与地下原油形成混相流体，高含气的高凝原油流动性得到改善，可在常温条件下输送至处理站。含气原油经油气分离后回收的天然气可循环利用于气举高凝原油集输，降低能耗。

保证气举井口温度不低于原油倾点，和保证气举气不至于串入集油管道而致使集油管道爆裂的安全措施，是实施常温集输的基本保证。

要满足气举井口温度不低于原油倾点的要求，通常采用保温或提高气举气的来气温度，对于提高气举气温度受到压缩机出口温度和气举管道埋地防腐的限制，压缩机出口通常低于142℃，同时埋地管道内气体温度高于110℃，防腐保温材料投资会增加10-15%，因此，井口气举气温度控制范围在原油倾点之上。针对距离较远的油井采用保温措施。气举管道设置紧急切断阀，保护集油管道压力安全。

气体与高凝点原油混合后，流动性得到改善，从而实现常温输送。气体与原油混合比例及混合流体在集输管道中的流速对常温输送的效果起关键作用。

气体与原油混合比例一般如下确定：

气液混合物的粘度与气液比成反比,基本上等于液体的粘度除以工作状况下气液比。即:

u_m=u₁/G

其中:

u_m–气液混合物的动力粘度；

u₁–液体动力粘度；

G-气体与液体的混合比（工作状态下），m³/m³；

气液混合物油气混输流速模型如下：

最好满足u_m⁵≥[4Q_m(316gR_L^0.302)²]/π

起码满足u_m⁵>[4Q_m(0.1gR_L^-104516)²]/π

限制油气混输流速V=F×C/(ρ_m)^1/2

其中：