海上热采稠油集输处理工艺包的制作方法

1.本实用新型涉及一种海上热采稠油集输处理工艺包，属于海上热采稠油开发工程技术领域。


背景技术：

2.稠油粘度高、密度大，在开发时常常采用蒸汽吞吐、蒸汽驱等开发方式，即向地层注入高温高压的水蒸气，通过加热降低地层原油粘度，将稠油从地层中采出。稠油从地层中采出后，进行工艺处理主要存在三方面的问题，一方面，由于稠油粘度高、油水密度差小，稠油脱水非常困难；另一方面，稠油热采通常分为注热、焖井、放喷等一系列过程，采出流体气液量变化大、温度变化大，特别是放喷期这一阶段，变化尤为剧烈；此外，稠油含砂量高，容易造成设备及海管损坏，也由于稠油粘度高，针对稠油直接采用旋流除砂器除砂效果不佳。海上平台的面积非常有限，难以采用陆上的大罐沉降、缓冲等工艺，为了能使稠油热采集输处理工艺在海上顺利实施，需要研发针对性工艺，应对这些问题。


技术实现要素：

3.本实用新型的目的是提供一种海上热采稠油集输处理工艺包，应用于海上稠油热采开发工程技术领域。
4.本实用新型所提供的海上热采稠油集输处理工艺包，包括计量管汇、放喷管汇、生产管汇、放喷罐、合格原油/含水原油换热器、静电聚结一级分离器、静电聚结二级分离器和电脱水器；
5.所述计量管汇、所述放喷管汇和所述生产管汇均与热采井口采油树相连，其中，所述计量管汇经计量加热器与计量分离器相连，所述放喷管汇与防喷罐相连，所述计量分离器的液相出口、所述放喷罐的液相出口和所述生产管汇均与所述合格原油/含水原油换热器的冷流入口相连；
6.所述合格原油/含水原油换热器的冷流出口依次连接第一生产加热器、所述静电聚结一级分离器、第二生产加热器和所述静电聚结二级分离器；所述静电聚结二级分离器的油相出口依次连接电脱泵前过滤器和电脱增压泵，所述电脱增压泵的出口与电脱水器入口相连，所述电脱水器的水相出口与旋流除砂器入口相连，油相出口与所述合格原油/含水原油换热器的热流入口相连，所述合格原油/含水原油换热器的热流出口所产合格原油通过泵外输或者经冷却后储存；
7.所述静电聚结一级分离器、所述静电聚结二级分离器和所述电脱水器的水相出口连接旋流除砂器后去水处理系统。
8.具体地，所述静电聚结一级分离器和所述电脱水器的水相出口直接与所述旋流除砂器的入口相连；
9.所述静电聚结二级分离器的水相出口依次连接二级回掺泵前过滤器和二级回掺泵后与所述旋流除砂器的入口相连，所述旋流除砂器入口压力需大于等于200kpag。
10.具体地，所述旋流除砂器的液相出口与生产水缓冲罐的入口相连，所述旋流除砂器的固相出口与砂处理系统的入口相连；
11.所述生产水缓冲罐的出口分出三支，一支经生产水回掺泵入口过滤器与生产水回掺泵相连，所述生产水回掺泵的出口与所述第一生产加热器的入口相连；另一支经动力液增压泵入口过滤器与动力液增压泵的入口相连，所述动力液增压泵的出口与动力液注入泵的入口相连，所述动力液注入泵的出口与动力液注入管汇的入口相连，所述动力液注入管汇的出口与热采井口采油树相连；第三支与水处理系统的入口相连。
12.具体地，所述放喷罐、所述静电聚结一级分离器和所述静电聚结二级分离器的气相出口通过压力控制阀分别与冷放空管线和氮气维压管线连接，两压力控制阀共同控制罐内压力，保证罐内压力稳定。
13.具体地，所述计量分离器的气相出口管线与液相出口管线汇合后去往所述合格原油/含水原油换热器，同时气相出口也与氮气维压管线相连，且气相出口与所述氮气维压管线和液相出口的连接处均设置压力控制阀，两压力控制阀共同控制所述计量分离器罐内压力。
14.具体地，所述静电聚结一级分离器内的液位由水出口管线的控制阀控制，油水界位由所述第二生产加热器出口的控制阀控制；
15.所述静电聚结二级分离器内的液位由二级回掺泵出口控制阀控制，油水界位通过变频器调节电脱增压泵转速控制。
16.具体地，所述生产水缓冲罐的液位由水源井补水管线控制阀及生产水回掺泵出口控制阀共同控制，所述动力液注入泵的出口流量通过回流生产水缓冲罐实现流量调节。
17.具体地，所述静电聚结一级分离器和所述静电聚结二级分离器进行油气水三相分离，其中液相区域设置有绝缘电极，通过电场作用促进油水分离，所述静电聚结一级分离器的油出口含水在50％～60％左右，所述静电聚结二级分离压力操作较低，一般为20kpag～200kpag左右；
18.所述电脱水器的内部电极为裸电极，为保证所述电脱水器的正常运行，进口含水不超过30％，出口原油含水2％以下，达到重质稠油的合格原油标准；
19.所述电脱水器内的压力通过所述合格原油/含水原油换热器的冷流出口的控制阀进控制，油水界位通过所述电脱水器的水相出口控制阀控制；
20.所述静电聚结一级分离器、所述静电聚结二级分离器和所述电脱水器的底部均设有冲砂管线。
21.具体地，所述放喷罐和所述计量分离器均采用立式罐体，内部设有翻斗计量装置，进行液相的流量计量；
22.所述计量分离器通过一旁通管线与所述计量管汇连接，当流体温度较高时，流体不经所述计量加热器加热直接进入所述计量分离器；
23.所述放喷罐和所述计量分离器的液相出口设置控制阀位，控制罐内液位。
24.具体地，所述热采井口采油树的出口与防腐剂注入管线连接；
25.所述计量管汇、所述放喷管汇和所述生产管汇的出口均与防垢剂注入管线、破乳剂注入管线和消泡剂注入管线连接。
26.本实用新型系统中，所述二级回掺泵一般为离心泵，所述电脱增压泵一般为螺杆
泵，泵前均设置过滤器保护，泵与过滤器均需设置备用。
27.所述生产水回掺泵及所述动力液增压泵一般采用离心泵，泵前均设置过滤器，动力液注入泵多采用柱塞泵，泵与过滤器均需设置备用。
28.利用本实用新型系统进行海上热采稠油集输处理时，通过回掺生产水及水源井补水，所述静电聚结一级分离器入口含水达到80％及以上，水源井掺水点位于生产水缓冲罐入口。
29.所述生产水缓冲罐的出口水中含油小于3000～4000ppm；
30.所述动力注入管汇出口动力液含砂粒径小于等于40目。
31.本实用新型可根据油品性质及采油方式进行调整，当油品粘度低、密度小时，可去掉静电聚结一级分离器中的静电聚结绝缘电极，不再施加电场；当油井采油采用电潜泵，而非射流泵时，去掉动力液增压泵前过滤器、动力液增压泵、动力液注入泵、动力液注入管汇。
32.由于采取以上技术方案，本实用新型具有以下优点：
33.1、本实用新型采用静电聚结分离器作为井流的第一级和第二级分离器，通过电场作用提高油水分离效率，保证稠油与水的高效分离。
34.2、本实用新型设置单独的放喷管汇、计量管汇、放喷罐、计量分离器，放喷罐及计量分离器内设置翻斗计量装置，能够适应稠油热采各个开发时期的计量需求。
35.3、本实用新型通过掺水洗砂、在生产水中分离除砂，解决了海上稠油脱砂难题。
36.4、本实用新型设置了动力液循环注入工艺流程，采用射流泵采油时可实现动力液的循环利用。
37.5、本实用新型产出的原油含水率能达到合格原油的要求，实现海上稠油的全流程处理。
38.6、本实用新型利用高效处理设备，缩短油气水分离的停留时间，降低罐体尺寸，适合在海上应用。
39.因此，本实用新型可以广泛应用于海上稠油热采开发工程技术领域中。
附图说明
40.图1为本实用新型海上热采稠油集输处理工艺包的示意图。
具体实施方式
41.下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
42.下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
43.下面以渤海某稠油油田开发工艺包为例对本实用新型进行说明，该工艺包的油处理能力为1909m3/d，采用射流泵进行采油。
44.如图1所示，为本实用新型提供的一种稠油集输处理工艺包的示意图，包括：计量管汇1、放喷管汇2、生产管汇3、放喷罐4、计量加热器5、计量分离器6、合格原油/含水原油换热器7、第一生产加热器8、静电聚结一级分离器9、第二生产加热器10、静电聚结二级分离器11、电脱水器12、电脱泵前过滤器13、电脱增压泵14、二级回掺泵前过滤器15、二级回掺泵16、旋流除砂器17、生产水缓冲罐18、生产水回掺泵前过滤器19、生产水回掺泵20、动力液增压泵前过滤器21、动力液增压泵22、动力液注入泵23、动力液注入管汇24。
45.其中，计量管汇1、放喷管汇2、生产管汇3入口均与热采井口采油树相连，计量管汇1出口与计量加热器5入口相连，计量加热器5出口与计量分离器6入口相连，放喷管汇2与放喷罐4入口相连，放喷罐4和计量分离器6液出口、生产管汇3均与合格原油/含水原油换热器7冷流入口相连，合格原油/含水原油换热器7冷流出口与第一生产加热器8冷流入口相连，第一生产加热器8冷流出口与静电聚结一级分离器9入口相连，静电聚结一级分离器9油出口与第二生产加热器10冷流入口相连，第二生产加热器10冷流出口与静电聚结二级分离器11入口相连，静电聚结二级分离器 11油出口与电脱泵前过滤器13入口相连，电脱泵前过滤器13出口与电脱增压泵14 入口相连，电脱增压泵14出口与电脱水器12入口相连，电脱水器12油出口与合格原油/含水原油换热器7热流入口相连，合格原油/含水原油换热器7热流出口流体去往外输泵或经冷却后储存。
46.进一步地，本实施例中放喷罐可承受1～4口井同时放喷，操作温度64～121℃，操作压力750kpag；计量分离器内部设置翻斗计量装置，操作温度70～89.8℃，操作压力750kpag。
47.进一步地，放喷罐4、静电聚结一级分离器9、静电聚结二级分离器11的气出口均与维压氮气管线及冷放空管线相连，放喷罐4、静电聚结一级分离器9、静电聚结二级分离器11的罐内压力均由气出口与氮气维压管线、冷放空管线连接处的两个压力控制阀共同控制。
48.进一步地，计量分离器6的气出口与维压氮气管线及液出口相连，计量分离器6 罐内压力由气出口与氮气维压管线、液出口管线连接处的两个压力控制阀共同控制。
49.进一步地，在本实施例中，静电聚结一级分离器9的操作温度为80℃，操作压力550kpag，液相停留时间40分钟，液相出口含水率50％；静电聚结二级分离器11 的操作温度为110℃，操作压力140kpag，液相停留时间40分钟，出口含水率30％；电脱水器操作温度110℃，操作压力550kpag，液相停留时间60分钟，出口原油的质量含水率≤2％，达到合格重质稠油的相关含水率要求。
50.进一步地，静电聚结一级分离器9水出口与旋流除砂器17入口相连，静电聚结二级分离器11水出口与二级回掺泵前过滤器15入口相连，二级回掺泵前过滤器15 出口与二级回掺泵16入口相连，二级回掺泵16出口与旋流除砂器17入口相连，电脱水器12水出口与旋流除砂器17入口相连。旋流除砂器17液相出口与生产水缓冲罐18入口相连，生产水缓冲罐18出口分三路，一路与水处理系统入口相连；一路与生产水回掺泵前过滤器19入口相连，生产水回掺泵前过滤器19出口与生产水回掺泵 20入口相连，生产水回掺泵20出口与生产加热器8入口相连；最后一路与动力液增压泵前过滤器21相连，动力液增压泵前过滤器21出口与动力液增压泵22入口相连，动力液增压泵22出口与动力液注入泵23入口相连，动力液注入泵23出口与动力液注入管汇24入口相连，动力液注入管汇24出口与热采井口采油树相连。旋流除砂器 17固相出口与砂处理系统入口相连。
51.进一步地，本实施例中动力液注入泵23采用4用1备，单台流量40方/小时；生产水回掺水泵2用1备，单台排量85方/小时，经掺水后进入静电聚结一级分离器 9的原油含水可以达到80％及以上。
52.进一步地，静电聚结一级分离器9水出口控制阀控制罐内液位，二级加热器10 出口控制阀控制罐内油水界位。二级回掺泵16出口控制阀控制静电聚结二级分离器 11罐内液位，静电聚结二级分离器11罐内界位通过变频器由电脱增压泵14控制。电脱水器12罐内
压力由合格原油/含水原油换热器7热流出口控制阀控制，油水界位由水出口控制阀控制。
53.进一步地，生产水缓冲罐18入口设置水源井补水管线，生产水缓冲罐18液位由水源井补水管线控制阀及生产水回掺泵20出口控制阀共同控制。动力液注入泵23出口流量通过回流生产水缓冲罐18进行调节。
54.进一步地，井口处注入防腐剂，计量管汇1、放喷管汇2、生产管汇3出口处注入防垢剂、破乳剂、消泡剂。
55.进一步地，静电聚结一级分离器9、静电聚结二级分离器11、电脱水器12的底部均设置冲砂管线。
56.当采用电潜泵进行采油时，则不需要设置动力液增压泵前过滤器21、动力液增压泵22、动力液注入泵23、动力液注入管汇24，同时去除生产水缓冲罐18出口去往动力液增压泵前过滤器21的管线。
57.上述各实施例仅用于说明本实用新型，其中各部件的结构、连接方式和制作工艺等都是可以有所变化的，凡是在本实用新型技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本实用新型的保护范围之外。