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油气集输与处理工艺技术论文【摘要】油田集输与处理工艺技术是很复杂的过程，对其进行相关的技术探讨也是十分必要的。本文便对油气集输行业的技术现状与发展趋势及攻关方向两个方面的内容进行了分析和探讨，从而详细的论述了油气集输行业的相关工艺技术。【关键词】油气集输;处理;工艺技术油气集输是油田建设中的主要生产设施，在油田生产中起着主导作用，使油田生产平稳，保持原油开采及销售之间的平衡，并使原油、天然气、液化石油气和天然汽油等产品的质量合格。采用的油气集输工艺流程、确定的工程建设规模及总体布局，将对油田的可靠生产、建设水平和生产效益起着关键性的作用。1、油气集输集输发展趋势1.1原油集输技术原油集输技术在集输工艺方面，尤其在低渗透、小断块油田开发上，国内油田企业注重高效、节能油气集输配套技术的研究与应用，通过简化优化流程，采用不加热集输技术和串联管网集输工艺等，降低了原油生产能耗。原油集输与处理技术的发展趋势一是向低投资、低能耗方向发展，二是向上、下游两头延伸;上游与采油工程相互渗透，下游与炼油技术相互融合。(1)串联管网集输工艺。串联管网集输工艺核心是采用功图量油技术，实现管网的串联布局，简化流程，改变传统的计量站模式，节能、节地，并可降低投资。应用该工艺单井投资节省约2～3万元，集输系统工程投资节省约25%～30%。(2)稠油集输工艺。稠油集输工艺包括加热、掺稀、掺水、乳化降黏、改质降黏、低黏液环等6种。通过集输工艺优化，采用全密闭集中掺稀输送工艺流程，可实现吨油集输燃料油耗由7.8kg降至5.88kg，吨油集输电耗由2.7kW・h降至0.98kW・h。(3)高含水油田原油预分水技术。国内高含水油田主要采用三相分离器进行预分水，在一定程度上起到了效果，但在实际运行中水中含油量偏高，一般在500～1000mg/L之间，污水后续处理系统投资、占地和运行费用均较高。国外原油预分水技术起步早、水平较高。俄罗斯主要采用末端分相管和斜管预分水器等设备，可以脱除80%左右的游离水，并使脱出污水达到低渗透油层回注标准。转油站采用高效预脱水工艺可降低地面工程总投资的24%～40%。1.2天然气集输及净化处理技术(1)低压、低产气田地面集输技术。在低渗、低压、低产的致密天然气藏中，采用以井下节流工艺为核心的井口不加热、不注醇、井间串接、带液计量、中低压集气、常温分离、二级增压、集中处理的地面集输工艺流程。(2)煤层气田地面集输技术。美国、加拿大、澳大利亚煤层气地面工程技术比较成熟，集输工艺主要采用低压集气、井口分流、集气集水、集中处理、增压脱水、干气外输、污水回注流程。我国煤层气资源丰富，但是商业性开发正处于起步阶段。中石油沁水盆地煤层气田，借鉴苏里格气田等“三低”气田开发经验，采用低压集气、单井简易计量、多井单管串接、二次增压、集中处理的集输流程。中联煤潘河先导性试验项目采用了井间串接、枝上枝二次增压、集中处理的集输流程。2、集输工艺存在的主要问题现阶段，我国对油田的开发建设已经有了明显的进步，我国的大部分的产油区也都已经到了高含水的开发阶段，而主力油田的挖潜效果都已经逐渐变差，导致了采油成本越来越高，但是却没有达到想要稳产的效果，同时以建设的采油的设施也有了老化的趋势，因此采油的效率越来越低，耗能却在逐年的提高。(1)油田进入特高含水期，其含水原油的油水分离特性发生变化，现行的游离水的沉降时间、沉降温度以及原油脱水工艺等方面的技术界限均出现了一定的不适应性。同时由于原油的特性发生了一系列变化，现有的集输油工艺已不适应油田节能降耗的需要，需要进一步改进，以探索新时期节能降耗新途径。油气集输与处理能耗占原油生产能耗30%，油气集输流程分为集油、脱水、稳定、储运四个阶段。集油部分能耗占60%～80%，其中90%～97%是热能消耗，动力(电)的消耗占3%～10%，因此，如何降低集油段热能消耗，即采用不加热集输是集输流程节能关键。(2)油田的产能建设所产生的效益也越来越差了，因此降低生产成本和投资规模就显得很关键了，但这也是很困难的，如何利用现有的设施简化工艺模式，并且优化规划设计，也是当前面临的主要问题。(3)目前三元复合驱等三次采油技术已经不断的发展，这也对地面技术提出了更高的`要求。虽然我国的三次采油聚合物配注以及采出液处理技术是出于世界领先地位的，但是其工程量大、成本高、工艺复杂以及新工艺的需求仍是存在的主要问题。3、油气集输处理工艺发展方向方向针对制约油田持续高效发展的关键问题，根据油田生产实际情况，从引进国内先进技术和内部科研攻关两方面同时入手，认清形势，明确方向，加大科技投入，提高油田关键技术水平。主要发展方向是：⑴探索节能新途径利用特高含水期采出液的特性，继续加大不加热集油技术的研究力度，科学确定技术界限，不断扩大低温集油实施规模，努力实现节气