油气集输工艺原则
第二章油气集输与处理工艺
第一节油气集输工艺原则
将油田生产的原油和天然气进行收集、计量、输送和初加工的工艺流程为集输流程。一个合理的集输流程必须立足于油田的具体情况，如油、气、水的性质、开发方案、采油工程方案、自然环境等。特别是在大庆西部外围油田，由于油藏储量丰度低，地质条件复杂，动用风险大；同时由于地面条件差，很多油田区块小，分布偏远零散，与已建系统依托性差，建设难度大，导致了部分油田开发经济效益差，甚至面临无法动用的局面。为此，根据“整体部署、分步实施、跟踪研究、及时调整、逐步完善”的开发部署，强化地下、地面一体化优化工作，总结出一种适合大庆西部外围油田发展的地面建设模式。
一、总体布局
油田内井、站、库、厂、线的布置，应根据本身及相邻企业和实施的火灾危险性、地形和风向等条件进行合理布局。
(1)油气生产站场宜布置在城镇和居民区的最小风频风向上风侧，并在通风良好的地段。
(2)油气站场的位置应靠近道路、电源、水源、通信线的节点，并且应布置在有利于排除地面雨水的地方。
(3)油气集输各类站场按输油、输气的用户方向确定集输方向，尽力避免流向迂回，以节约能量。
(4)生产井与计量站间的出油管线呈辐射状布置，计量站位于中心，可以使出油管线线路最短。
(5)在总平面分区布置的基础上，油气及热力管线、供水及排水管线、电力及电信线路应尽量缩短长度。在满足水力、热力计算条件的情况下，线路布置应力求整齐划一、美观大方。
(6)各种管道、线路靠近道路，形成管廊带。工程设施集中建设，以减少占地，方便施工和生产管理。
(7)满足开发方案、采油工程方案对地面工程的要求，积极采用新工艺、新技术，简化地面工艺，降低工程投资和生产能耗。
(8)为保护环境、减少污染，油、气、水集输及处理应满足环境保护标准，做到不排放污油、废气和污水。
总之，为了提高油田开发建设的综合经济效益，需要根据油田实际情况进行合理布站。通常采用三种布站方式：计量站一中转站一脱水站三级布站；阀组间一中转站一脱水站两级半布站；阀组问(带混输泵)一脱水站一级半布站。
二、集输流程
将油气集输各单元工艺合理组合，即成为油气集输系统工艺流程。其中各工艺单元可以分为：站外集油工艺、转油站处理工艺、脱水站处理工艺，以及输油工艺等。其中集油工艺中常见的流程有：三管伴热流程、双管掺水流程、环状掺水流程、树状电加热流程，以及单井拉油流程。转油站处理工艺有：三合一转油站流程、四合一转油站流程、混输转油站流程和脱水转油站流程。脱水站处理工艺有：两段脱水(三相分离器加电脱水器)流程和五合一(分离、沉降、缓冲、加热、脱水)流程。
第二节集油工艺
一、集油流程
(一)三管伴热流程
三管伴热流程是用1根管线由中转站供热水至计量间，通过分配阀组分配到各井口，其回水管线与集输管线包在一起对集输油气伴随保温。由于其热效率低，管线长，散热量大，目前油田已不采用。
(二)双管掺水流程双管掺水流程，每El油井有单独的出油管线和掺水管线(管径一般为50～lOOmm)。为了实现把油井产液送往计量站，利用掺水管线将热水在井口掺入，然后和油井产液一起管输至计量站。计量站内设计量分离器1台，轮流计量每VI油井的油气产量，然后与其他油井产液汇合输往转油站或集中处理站，见图2—1。每个计量站一般管辖油井不超过20口，有11井式、16井式、18井式计量站，每个转油站管辖井数不等，大约100口井左右。
对于水驱集油系统不宜设固定热水洗井设施，可以采用机械、化学或其他清、防蜡措施。对于聚合物驱集油系统、三元驱集油系统，可以设固定热水洗井设施。
(三)环状掺水流程
环状掺水流程也就是多井串联集油流程，首先从集油阀组间输送掺水到第一口井，然后到若干口井，共用一根管线，将油井产液和掺水输回到集油阀组间，再送往转油站或集中处理站，油井计量采用软件量油仪。每座集油阀组间管辖油井一般不超过30口，每座阀组问管辖集油环不宜超过6个，每个集油环管辖油井一般为3～5口，见图2—2。
(四)树状电加热流程
对自产液不能满足集油需要的区块，可以采用电加热单管集油方式。这种流程一般不设集油阀组间，油井产液在井12I经过电加热器升温，再利用电热管道保温。各油井支线分别挂到于线上，通过几条干线把油井产液集输至转油站或集中处理站。树状电加热流程见图2—3。
(五)单井拉油流程
对于零散井也可以采用单井拉油集油工艺，这种流程采用九合一多功能处理器，油井产出的油气水直接进入多功能处理器进行分离、沉降、储存，达到一定数量后，利用自分离的天然气加热，装入罐车，拉运到卸油点，见图2—4。
二、集油工艺相关技术及设备
(一)单井计量
1．计量车
单井计量车由计量系统(由一次表和二次表组成)、配电系统、扫线及油压模拟系统、加热保温防腐系统及拖动系统五部分组成。其工作流程为：计量时先接通电源，打开显示开关，打开空气压缩机进行井口压力模拟，当压力读数与井口回压相同时，让油井产出液进入计量罐，进液稳定后，开始记录二次表读数(计量前质量)和时间，计量完成后再记录时间和质量，然后再打开空气压缩机，将计量罐内液体压入环管线，计量过程结束其工作原理见图2—5。单井计量车测量的是一定时问内油井的产液量，根据测量时间，折算为24h产液量。
计量车适用于平稳出油井，可以模拟井口油压，较为真实地反映产量波动情况。对于气量大、压力高的井，量油时安全阀易启动，模拟压力下降，使量油值波动较大，对间歇出油井更不适合。计量车量油与分离器量油相比平均误差为2．1％。从现场应用看，计量车的最佳测量范围是3—30t／d，产量过高则人工模拟回压的精确度下降，增加了人为误差，对于产量过低的油井及大部分间歇出油井计量误差较高。
2．翻斗计量
井口产液由计量装置的进口管线进入罐体内，油、气、水分离，形成气在上部。油水混合液进入翻斗内，翻斗上有一调节平衡的平衡块，翻斗的重心由其内液体与平衡块的位置决定。计量时将平衡块调好，确定每斗自然下翻时的产液，当液体进入一个翻斗并达到自然下翻量时翻斗下翻，另一斗开始进液，如此连续记录在一段时间内翻斗所翻落的次数和每斗的质量，可以折算出日产液量。翻斗计量装置工作原理见图2—6。
翻斗计量装置具有体积小、流程简单、方便管理、计量准确、投资少等特点，能够很好地解决泵况不正常、气液比高的油井计量困难的问题，并且能够连续量油，适合间歇出油井。由于该装置采用电磁原理计数，与声控元件相比，不受噪声干扰，只与磁场变化有关，量油精度高，通过现场人工记录与计数器记录对比，数据完全符合。从应用效果来看，生产管理方便，计量精度能够满足开发需求，使用效果良好。但是该装置只适于单井计量，如果每口井都安装，工程投资成本较大。
3．软件量油
软件量油主要有示功图测试和动液面测试两种方式，由于动液面测试需要时间比较长，因此目前主要采用示功图测试。其工作原理是：载荷、位移二合一传感器将光杆载荷、位移的数值转变为电压信号，送至载荷位移放大板的12位A／D转换电路，转换的数字信号经无线方式传输给仪器主机。仪器主机自动判断抽油井工作周期的上死点、下死点，计算冲次，然后采集一个完整周期的载荷和位移数据，采集完毕后将示功图显示在屏幕上，同时储存在仪器中。载荷、位移等数据以二进制数据格式存在仪器电路板数据存储区内。
随着技术的不断进步，这种计量方式的精确度在不断提高，而且由于工程投资少，目前在新建产能区块应用较多。
(二)井口工艺
1．井口保温(电热带保温、组合阀掺水保温)
在大庆西部外围油田，油井产量低，井口温度低，出口温度在10。C左右，在严寒的冬季，为了防止原油在井口出现冻凝现象，需要对井口进行保温。目前常用的保温方法有：碳纤维电加热带保温和组合阀掺水保温。
碳纤维电加热带保温：主要由井口变压器提供电源，管外缠绕电加热带层，电加热带为
外围包覆耐高温绝缘层的碳纤维电热线和纤维编织带，在电加热带层外有阻燃保温层，保温层外为护层。这种保温形式结构紧凑，使用方便，伴热效果好，但是一旦破坏很难维修，给使用单位带来一定的困难。
组合阀掺水保温：针对目前采油井口散装阀组占地面积大、工艺安装量大、保温困难、防盗性能差等技术问题，研制了一种环状流程井口组合阀。这种组合阀集多阀于一体，将环管线引到组合装置中与出油管线一起保温，内部阀体、生产管、套压管、定压放气管等易冻部位全部保温，彻底解决防冻问题。这种组合阀不仅适应连续生产的油井，而且也能解决间歇出油或间抽的油井井口保温问题，因此这种组合阀在环状集油流程中得到广泛应用。
2．套管气回收技术
西部外围油田有着丰富的伴生气资源，如果将这部分伴生气放空，不仅造成能源浪费，而且污染环境。针对这种情况，采用多种方式对伴生气进行回收。最初使用的是一种油井套管气回收阀，包括挡销、单流阀、阀罩等，结构简单，体积小，价格低，动作灵敏，便于安装、拆卸和冬季保温，使用中能够最大限度地合理回收套管中的伴生气，同时能够可靠地防止出油管线内液体向套管倒流。目前，随着组合装置的推广应用，单体的套管气回收阀逐渐被井口组合阀所代替。组合阀靠定压放气阀将套管气放人出油管线进入集油系统，输送到处理站进行分离、处理、使用，使套管气得到回收利用。
3．井口防盗
外围油田地处偏远，很多油井靠近村屯，偷油现象时有发生，特别是目前油价居高不下，使偷油现象更加猖獗。这种情况仅仅依靠油田保卫力量远远不能制止，因此井口防盗装置显得尤其重要。从最开始的井口防盗取样器，到井口防盗房，到目前使用的井口组合阀，管理部门用尽各种办法来保证油田的安全生产。
(1)井口防盗取样器。
井口防盗取样器属于对防冻取样器的改进，去掉原取样器作为开关用的操作手轮，使丝杆末端隐蔽在取样器内，开关必须使用专用工具。这种井口防盗取样器可以解决从井口取样器上随意放走原油的问题。
(2)井口防盗房。
采用井口防盗取样器后虽然不能从井口取样器上偷油，但是其他阀门照样可以被放油，因此设计了一种井口防盗房。这种房子比较大，将整个井口装置都罩在其内，采油工人依靠厂家配置的防盗门钥匙，打开防盗门进行日常巡回检查。这种井口防盗房彻底杜绝了偷油现象，但是通风设施不完善，仍存在安全隐患，同时由于造价高、油井作业不方便等因素，没有得到全面推广。
(3)井口组合阀。
井口组合阀是针对目前采油井口散装阀组占地面积大、工艺安装量大、保温困难、防盗性能差等技术问题而研制的。由于所有的阀门都不带手轮，没有专用的工具无法打开，并且所有阀门都隐蔽在组合装置壳内，因而有效地防止了偷油现象的发生。
第三节油气处理工艺
一、转油站处理工艺
油井产出液通过集油管网并依靠机械举升剩余压能及外界补充的热能流入转油站，进行处理。转油站起接转的作用，主要作用就是将油气水混合物进行初步分离，伴生气用于自耗，油升温提压外输。根据西部外围油田实际情况及工艺流程，转油站有组合转油站、混输转油站、脱水转油站三种。
(一)转油站流程
1．三合一转油站
该种模式转油站内主要分离设备为具有分离、缓冲、游离水脱除装置，即三合一组合装置。另外还有掺水加热炉、外输炉等加热设备及天然气除油器、天然气干燥器等气体处理设备。转油站工艺流程见图2—7。
三合一装置由于其内部设有加热盘管，运行温度在40％以上后，操作压力0．25—0．3MPa；外输系统温度在50一60℃，掺水系统压力2．0～2．2MPa，掺水温度65～70℃。气系统压力由0．25～0．3MPa调节降至0．1MPa，以满足站内加热设备油气压力要求。
三合一转油站设计规模及其设备参数的确定。确定转油站的规模，首先要确定该站管辖区域内的产液量，对于新建的产能区块，应为lO年开发指标中最大产液量年的产量，其次要根据站外管辖油井数及管网布局，粗略估算或计算出集油系统掺水量。产液量与掺水量之和即为该站的最大处理液量。根据最大处理液量来选择三合一装置或重新设计三合一装置。掺水加热炉的操作压力为2．0～2．2MPa，其设计压力为2．5MPa，其额定热负荷根据站外掺水量、加热炉进出口温差来确定，一般按出口温度为75％、进口温度为38。C 考虑。外输炉温度及压力根据外输管道的热力水力计算结果最终确定。
2．四合一转油站该种模式转油站内主要设备为缓冲、分离、加热、沉降组合装置，即四合一装置，集油气水分离、外输加热、掺水加热于一体，见图2—8。
四合一转油站运行参数设计：站外来液进站温度一般为35—38℃(凝固点温度)，进站压力0．20—0．25MPa，四合一装置操作压力0．20—0．25MPa；外输系统温度在65～70℃，掺水温度65～70。C，掺水系统压力2．0～2．2MPa，气系统压力由0．25～0．3MPa调节降至0．1MPa，以满足站内加热设备油气压力要求。
四合一装置处理液量的确定与三合一装置相同，但同时还要考虑到热负荷，由于它是一个合一设备，外输和掺水负荷之和即为四合一装置的热负荷。根据加热负荷的不同，采油九厂常用的四合一装置分2．OMW、2．5MW两种，规格为64m×16m、64In×20m。外输泵的排量和扬程、掺水泵的排量结合生产情况或开发指标，根据热力水力计算结果来确定。
确定转油站的规模首先要确定该站管辖区域内的产液量，对于新建的产能区块，应为lO年开发指标中最大产液量年的产量，其次要根据站外管辖油井数及管网布局，粗略估算或计算出集油系统掺水量。产液量与掺水量之和即为该站的最大处理液量。根据最大处理液量来选择四合一装置或重新设计四合一装置。掺水加热炉的操作压力为2．0～2．2MPa，其设计压力为2．5MPa，其额定热负荷根据站外掺水量和加热炉进出口温差来确定，一般按出口温度为75℃，进口温度为38℃考虑。外输炉温度及压力根据外输管道的热力水力计算结果最终确定。
3．混输转油站
该种转油站是将该区块产物进行简单油气分离后，将含水油和伴生气经一条外输管道输至联合站。混输转油站主要设备为立式油气分离器、混输泵、加热炉。油井来液经集油阀组汇管进入立式油气分离器，进行油水初步分离，分离出少量气体供站内加热炉和生活用气，含气的油水混合物经外输泵增压、外输炉升温后外输至联合站。
站外来液压力为0．2～0．4MPa，压力越高越有利于提高外输泵的含气率，一般控制在0．35MPa。混输转油站的规模较小，处理液量为区块的产液量。混输泵排量、扬程都要考虑外输含气的影响。
4．脱水转油站
脱水转油站除接收本站所辖区块的油气水混合物外，还接收其他转油站来的油水混合液。站内分别采用三相分离器和游离水脱除器来处理脱气原油，工艺流程见图2—9。
(二)特点及适应性
三合一转油站工艺适用于油区面积较大，油井分布密集，油井产量较高，转油站与脱
水站距离较近的油田。如采油九厂三合一转油站有3座，龙一转油站，龙四转油站，敖二转油站。
四合一转油站由于装置合一，流程较老式的三合一流程简单，因此具有设备少、占地面积少、操作点少、投资少的特点。该种转油站工艺比较适用于油区相对独立、距已建脱水站较远、外输温度与掺水温度较接近的转油站。如新二转油站、新三转油站、敖南二转油站、葡西二转油站等均采用该种流程。
混输转油站适用于油气比高，除满足生产生活用气外气体有剩余，且油田区块距已建可依托油田较远的情况，如英一、敖南一等转油站采用了该流程。
随着油田的不断开发，油田产量递减较快，部分区块出现大量捞油井，系统处理液量大大减少，已建转油站高能耗运行，转油站面临调整改造，如采油九厂敖古拉油田敖一联合站转为了转油站，敖二转油站取消后改建为集油混输阀组间，取消了龙四转油站，其管辖油井通过管网调整归其他转油站管辖。
二、脱水站处理工艺
(一)工艺流程
联合站脱水站共有四大系统，即：油系统、脱水系统、气系统及污水系统。外围油田脱水装置采用五合一组合装置，脱水站的主要工艺流程如下。
掺水站的主要技术参数：来液进站压力为0．15—0．25MPa，阀组间(转油站)来油温度为38。C；掺水出站温度70℃，掺水出站压力为2．OMPa；净化油含水率小于等于0．3％。
(二)脱水站规模、主要设备的参数选择
1．脱水站规模的确定
脱水站规模主要是根据油田开发部门提供的油田开发预测指标，即最大日产液量、最大日产油量、最大FI来气量、最大日污水量等参数来确定。
2．主要设备的参数
选择外输泵的选择：根据最大外输油量和最小外输量确定泵的排量及台数。
污水沉降罐的选择：按沉降时间2h、最大污水量、储存系数为0．85计算确定污水沉降罐规格及数量。
污水泵的选择：根据最大污水量和最小污水量确定污水泵的排量及台数。
天然气除油器的选择：根据最大来气量考虑天然气除油器台数。
(三)特点及适应性
组合装置的应用，减少和简化了矿场脱水设施，使地面建设方案整体优化，降低了地面建设投资。广泛适用于外围低产、规模较小的低渗透油田。
三、油气处理设备
为了适应油田开发生产发展的需要，在引进、消化、吸收国内外先进技术的基础上，使一批成熟可靠的新工艺、新技术、新材料、新设备在油田得到广泛应用。例如，热化学脱水工艺，主要用于杏西联；多功能合一装置处理工艺，主要用于新站油田、新肇油田和敖南油田；高效油气分离设备，主要用于葡西联。
(一)高效三相分离器油田开发的中、后期，油井出油含水逐步上升，所含水中有相当一部分是以游离水的状态出现的，在进行原油深度净化(脱水)之前，就必须将这部分游离水脱出。通常采用三相分离器，在脱除天然气的同时分出游离水。由于三相分离器分离出来的原油含游离水较少，因而大大降低了原油热化学脱水和原油电脱水前的热负荷。
1．三相分离器的结构
三相分离器有立式和卧式两种，其结构原理见图2—10和图2—11。
由图结构所示，油气水混合物进入分离器后，进口分流器把混合物分成气液两相，其结构和原理与两相分离器相同。油水分离部分根据油和水的密度差采用了重力沉降原理。三相分离器集液部分应有足够的沉降空间，使游离水沉降至底部形成水层，上部是原油和油水乳化层。三相分离器的关键部分是对油水界面的控制。
2．三相分离器的油水界面控制
(1)油水界面可调的三相分离器(图2—10)。油气水混合物进入分离器后，进口分流器将气体和液体分开，气体越过挡板，通过梳流板、捕雾网从集气包中排出。液体沿分流器散开向下流，进入分离器集液部分，游离水沉降，形成水层。水层上部的乳化原油层由堰板溢流到集油腔，集油腔的油面由浮子连杆机构操纵的出油阀控制，下层水则通过设在分离器外部的水位调节器进入集水腔。集水腔的水面是通过另一套浮子连杆机构操纵的出水阀控制。水位调节器有内筒，内筒由上部手柄带动上下升降，从而达到调节油水界面的目的。
分离器的压力由气出口阀门控制，卧式三相分离器的油气界面高度一般在其直径的3／4附近。
(2)油水界面不可调的三相分离器(图2—11)。油气水混合物经油气进口进入气液分离筒，
沿圆筒的切线方向旋流，由原来的直线运动变为圆周运动，在离心力的作用下，进行气液分离。液体依靠重力进入油水降液管，到底部通过布油管进入油水分离段。由于油水的密度差，游离水下沉到分离器底部形成水层，通过溢水夹套和溢水立管进入集水腔。原油乳化液则在油水分离段上升，自油溢流堰板溢到集油腔中，集油腔和集水腔的液面均由浮子连杆机构操作的出油阀控制。气体在分离筒中上升，从排气孔出来再进入分离伞筒中，捕雾后进入气系统。分离器油水界面的高低由固定的油溢流堰板和溢水立管两者的高差及油水密度决定。油水界面的高度、油面高度与溢水立管高度之间存在以下关系：
式(2—1)中，h1+h2：是原油溢流堰板的高度，为一固定不变数值。h3的变化将引起原油层h，的变化。当h3增大时，h2变大；h3减小时，h2变小。为了使原油乳化液有一定的停留时间，其高度应适度。应保证油层有一定的厚度，使油中的游离水能尽量多地沉降到分离器的底部。原油和水混合液在分离器中的停留时间，应根据实验数据确定。在三相分离器的设计中，一般沉降时间取5—30min。
(3)油水界面检测。控制油水界面的关键是对油水界面的检测。目前检测方法较多，实践中应根据油水的性质来选用。
①电阻法。电阻法是利用原油和水的导电性不同，将金属电极插入油水界面附近，当原油和电极接触时，原油的电阻高不导电，电极与水接触时，水的电阻低导电，通过电阻大小变化来操纵排水阀的开度，控制油水界面相对恒定。
优点：可以准确地控制水位变化，外来干扰少。
缺点：由于原油所含污水矿化度高，致使电极腐蚀、结垢，电极挂油后易造成阀误动作。
②电容法。将外包绝缘材料的金属电极插入三相分离器油水界面处电极与水面构成电容，当界面升降时，电容发生变化，显示水面高低，由此操作出水阀的开度。
电容法的优缺点同电阻法。
③微差压法。微差压法就是利用差压计接受油水界面变化所引起原油和水的静水压差的变化来操纵出水阀的开度，实现油水界面的控制。
优点：克服了电极接触油水介质造成的腐蚀、结垢的影响，无论油水界面是否明显，都能够正常地工作。
缺点：要求油水的相对密度差大于0．1，否则微差压计不能正常工作。
④短波吸收法。短波吸收法是将电能以电磁波的形式传到油水介质中，根据油、水吸收电能的差异来测量两种介质的量，从而控制油水界面。
优点：克服了电极易腐蚀、结垢、挂油等现象，界面控制稳定可靠。
缺点：成本高，需要有专门的仪表维修工进行仪表的维护保养。
以上介绍的四种油水界面检测方法都是目前国内常用的方法，四种检测方法都存在着各种不同的优缺点。由于电极易结垢，易造成测量误差，现在电阻法和电容法已很少使用。微
差压法对油水密度差要求大于0．1以上，在测量仪表压差低于490Pa以下很难制作，加之三相分离器来油的油品性质差异很大，密度差也会产生变化，仪表量程难以选定，所以微差压法的推广和应用受到了限制，尤其在一些原油密度大于0．9t／m3的油田，根本不能使用。
短波吸收法是近几年来发展起来的新技术，在引进和消化国外产品的基础上，针对油田实际情况，对变送器进行了适当的改进和提高。目前在油田采用比较多的DBJ油水界面变送器，能消除低频干扰，适用不同工况下介质的使用。变送器采用射频信号发生器，产生稳定的等幅射频信号，并通过天线发射。不同导电率的介质对射频的吸收能量不同，而原油含水量的多少影响导电率的高低，这一能量吸收的差异信号，经检测电路及信号转换线路进行处理，输出4～20mA标准直流信号，使之能与电动型仪表组成控制系统，调节三相分离器中的油水界面。为了防止天线导杆结垢，影响测量精度，在设计变送器时可以安装切断阀，可以在三相分离器工作状态下带压拆装变送器探头，设备照常运转。目前短波吸收法已在界面检测中得到了广泛的运用。
(二)四合一装置
1．四合一装置工作原理
油气混合液从进液管进入气液分离筒，进行一级分离，被分离出的天然气通过天然气连通管进入壳体，从左向右流动，在这个过程中气液进行二次分离，液滴在重力作用下与天然气分离向下沉降，而天然气则流向右面，流经捕雾器再分离一次后，由天然气出口管排至天然气管线。进入到气液分离筒中的油水混合液被分离出来，通过进油分配管进到壳体底部，均匀地从管内流出，绕流火管和烟管，吸热升温后通过隔板上部空间进到沉降缓冲段。从加热段到沉降段的油水混合液由二于二其密度不同，经过一段时间停留后，其中大部分游离水在重力作用下与原油分离沉降到壳体底部，在沉降段形成一个1．8m左右的界面。水从隔板底部进入到水室，从水出口放出。油经隔板上部进入油室，靠余压压进油罐。
2．操作规程
(1)四合一装置投产前的准备：
①确认内部无人后封好人孔。
②安全阀定压应在0．4MPa。
③设备和仪表正常，达到投产要求。
④检查加热段，达到运行条件，做点炉升温准备。
⑤掺水泵达到启动要求。
⑥关闭出口阀、放水阀、排污阀、气出口阀。
⑦检查准备完后做好记录。
(2)四合一装置投产操作：
①打开进口阀，打开气出口阀。
②当油室液位达到1．Om，水室液位达到2．5m时，关闭气出口阀，稳压5min确认无渗漏。打开气出口阀放气，使液位继续上升。
③当水室液位达到3．Om时，打开放水阀，排空水出口管线内的气，按离心泵操作规程启动掺水泵。当油室液位达到1．5m时，打开油出口阀门，向油罐进油。
④按加热炉操作规程点燃加热炉，缓慢升温到60—70。C。
⑤投产正常后，水室液位控制在3．0～3．5m之间，油室液位控制在1．0～2．Om之间。
⑥投产完后做好记录。
(3)四合一装置正常运行操作：
①做到“三勤”、“四平稳”，即：勤检查，勤调整，勤分析；排量平稳，压力平稳，温
度平稳，水位平稳。
②根据不同季节温度控制在50—70。C。
③处理后的原油含水控制在10％以下，污水含油控制在300mg／L。
④按时检查，取全取准资料，做好记录。
(4)四合一装置停产检修操作：
①按加热炉停产操作规程停掉四合一装置炉火。
②逐步降低处理量。关闭进、出口阀和放水阀，同时调整好运行压力、排量。
③打开排污阀扫空装置内液体，扫完后打开放气阀放气。
④用热水或蒸汽清洗装置，然后放掉冷凝水，打开人孔进行强制通风。用可燃气体检测仪检测可燃气体浓度，其浓度应在允许范围内。
⑤清除污物，检查隔板、火管，做好记录。
⑥检修完毕后，达到投产要求，按操作规程投产。
注意事项：
(1)控制好容器的液位，防止抽空。
(2)控制好出口温度，防止气化。
(3)加强烧火间检查，防止出现燃料泄漏引起火灾。设备用途：对油田来液进行缓冲、加热、沉降、分离，经过处理的油含水能达到10％。
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生产工艺流程图及说明
（1）电解 本项目电解铝生产采用熔盐电解法：其主要生产设备为预焙阳极电解槽,项目设计采用大面六点进电SY350型预焙阳极电解槽。铝电解生产所需的主要原材料为氧化铝、氟化铝和冰晶石，原料按工艺配料比例加入350KA 预焙阳极电解槽中，通入强大的直流电，在945－955℃温度下，将一定量砂状氧化铝及吸附了电解烟气中氟化物的载氟氧化铝原料溶解于电解质中，通过炭素材料电极导入直流电，使熔融状态的电解质中呈离子状态的冰晶石和氧化铝在两极上发生电化学反应，氧化铝不断分解还原出金属铝——在阴极(电解槽的底部)析出液态的金属铝。 电解槽中发生的电化学反应式如下： 2323497094032CO Al C O Al +?-+℃ ℃直流电 在阴极(电解槽的底部)析出液态的金属铝定期用真空抬包抽出送往铸造车间经混合炉除渣后由铸造机浇铸成铝锭。电解过程中析出的O 2同阳极炭素发生反应生成以CO 2为主的阳极气体，这些阳极气体与氟化盐水解产生的含氟废气、粉尘等含氟烟气经电解槽顶部的密闭集气罩收集后送到以Al 2O 3为吸附剂的干法净化系统处理，净化后烟气排入大气。被消耗的阳极定期进行更换，并将残极运回生产厂家进行回收处置。吸附了含氟气体的截氟氧化铝返回电解槽进行电解。 电解槽是在高温、强磁场条件下连续生产作业，项目设计采用大面六点进电SY350型预焙阳极电解槽，是目前我国较先进的生产设备。电解槽为6点下料，交叉工作，整个工艺过程均自动控制。电解槽阳极作业均由电解多功能机组完成。多功能机组的主要功能为更换阳极、吊运出铝抬包出铝、定期提升阳极母线、打壳加覆盖料等其它作业。 （2）氧化铝及氟化盐贮运供料系统 氧化铝及氟化盐贮运系统的主要任务是贮存由外购到厂的氧化铝和氟化盐 ，并按需要及时将其送到电解车间的电解槽上料箱内。
油气集输课程设计
重庆科技学院 《油气集输工程》 课程设计报告 学院:__石油与天然气工程学院_ 专业班级:油气储运工程09-3 学生姓名:刘畅学号: 2009441727____ 设计地点（单位）_ 石油与安全科技大楼K706____设计题目:_某分子筛吸附脱水工艺设计——工艺流程及平面布置设计 完成日期：2012-6-19 指导教师评语:_______________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________ 成绩（五级记分制）:______ __________ 指导教师（签字）:________ ________
摘要 本设计中原料气压力为3MPa，温度40℃，设计规模为15万方/天，要求脱水到1ppm 以下。根据同组同学分离器设计、吸附塔设计、再生气换热器设计以及管道设计设计并绘制双塔吸附脱水工艺流程图。其中分离器采用立式重力型分离器，吸附塔采用4A型分子筛，换热器使用套管式塔设备。依据工艺流程设计，考虑天然气走向及当地风向，参考《GB50350-2005 油气集输设计规范》以及当地地势等相关条件，设计出符合《石油与天然气防火规范》、《建筑设计防火规范》、《工业企业噪声控制规范》等有关规定的平面布置图。 关键词：分子筛吸附塔平面布置工艺流程
油气集输研究进展
油气集输研究进展 摘要：油气集输是油田地面工程处理中重要的生产阶段，在油气开展中不可忽视的重要环节，需要我们对其进行更深层次的探讨，切实地提高油气集输处理工艺技术。本文通过大量的调研文献综述了国内外在油气集输方面的研究成果，然后分析了我国油气集输工艺所面临的挑战以及今后的研究方向，这可以为我国油气集输的发展提供一定的方向和理论基础。 关键词：油气集输油田开发采油原油天然气集输 一﹑引言 油气集输是将油田采出的原油和天然气进行输送、储存、收集和进行一系列加工处理使其达到输出标准的工艺流程。其主要包括将从采出物中分离出来的天然气输送到天然气处理厂进行净化处理处理和将原油进行脱水等处理后把合格的原油输送到油田原油库进行储备。同时，还必须将压气站和原油库里的能源物质经过再次处理后以不同的方式外输给用户。油气收集处理工艺具有很多独特的特点主要是覆盖线长、油田点多、覆盖面广的生产特性，然而正由于这些特性导致集输工艺十分复杂，容易发生易燃易爆等事故。近年来生产连的不断深入，油气集输处理工艺将面临着更加严峻的挑战，生产越来越受到大家的重视，油气集输工艺与油田企业的经济效应挂钩，可以说是直接影响到整个油田的生产运输流程，一个好的集输工艺流程必然带来良好的经济效应。所以研究油气集输工艺流程提升油气集输的效益对于我们石油事业的发展具有很重要的意义。 二﹑国内外油气集输工艺 （一）原油集输技术 在低渗透率、断块小的油田开发上，国内油田企业在油气集输方面十分注重集输系统的高效、节能的研究与应用，我国大部分的集输流程都通过简化优化工艺流程，在整个集输系统中尽量采用不加热集输技术和串联管网集输工艺，这样不仅降低了原油生产能耗也保证了集输系统的高效运行。目前我国原油集输与处理技术正向着低投资、低能耗方向发展，而且逐步向上、下游两头延伸慢慢渗透整个生产流程；上游的钻井开采与采油工程相互渗透，下游的净化处理正与炼油技术相互融合。其主要包括如下方面： 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，改变传统的计量站模式，不仅节约了能源资源并可降低投资。 2.稠油集输工艺。稠油集输工艺主要包括六个环节：掺水、掺稀、改质降黏、
水厂工艺流程设计
水质工程学（一）课程设计说明书 学院：程学院系名： 专业：给水排水姓名： 学号：班级： 指导教师：指导教师： 2012年 6月 15 日
目录 第一章设计基本资料和设计任务 (2) 设计基本资料 (2) 设计任务 (3) 第二章水厂设计规模的确定 (4) 第三章水厂工艺方案的确定 (6) 第四章水厂各个构筑物的设计计算 (8) 一级泵站 (8) 混凝剂的选择和投加 (8) 管式静态混合器 (11) 机械搅拌澄清池 (11) V型滤池 (17) 消毒 (23) 清水池 (24) 二级泵站 (25) 附属构筑物 (26) 第五章水厂平面和高程布置 (27) 平面布置 (27) 高程布置 (27) 附：参考文献 (29)
第一章设计基本资料和设计任务 设计基本资料 设计水量 水厂设计流量根据本人学号确定： 一班同学的设计水量：（学号后两位数值）m3万/d 二班同学的设计水量：（学号后两位数值+）m3万/d 原水水质及水文地质资料 (1)原水水质情况 (2)水文地质及气象资料 a.河流水文特征 位于厂址北侧的河流作为取水水源，河流洪水位:,最河流枯水位: m,常年水位: m b.气象资料 最热月平均气温:°C，最冷月平均气温:°C 风向:冬季主导风向为西北风，夏季主导风向为西南风。
c.地形地质 水厂规划用地面积满足水厂用地指标要求，用地形状自定，地形图如下： 出厂水质、水压要求 出水达到国家生活饮用水卫生标准（GB5749-2006），二泵站出水扬程要求为28米。 设计任务 1.方案选择：根据原水水质水量和处理后水质要求选择并确定给水厂工艺流程。 2.通过经济技术比较选择并确定各水处理构筑物类型。 3.对水厂构筑物进行设计计算,并附有必要的单线草图。 4．确定辅助构筑物尺寸和位置，进行水厂平面布置并绘制水厂 平面布置图 5.计算各净水构筑物和连接管忠的水头损失，考虑水厂地形，确定各净水构筑物的标高，绘制水厂高程布置图。 第二章水厂设计规模的确定 1.近期规模 设计规模为 (29+=万m3 /d（ m3/s），制水能力Q=×=万m3 /d=13152m3 /h，其中水厂自用水5%～10%，取7%。 近期规模万m3 /d.水处理构筑物按照近期处理规模进行设计.水厂的主要构筑物分为8组，每组构筑物类型相同,每组处理规模为万m3 /d(1644m3 /h)。
油气集输课程设计工艺流程与平面布置
重庆科技学院 课程设计报告 院（系）:_石油与天然气工程学院专业班级:油储07 学生姓名: xxxx 学号: 2007440xxx 设计地点（单位）___ 人文社科大楼G304_____ _ __ 设计题目:_ 广安2#低温集气站工艺设计 ——工艺流程与平面布置 完成日期：2010 年 7 月 1 日 指导教师评语: _______________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________ __________ _ 成绩（五级记分制）:______ __________ 指导教师（签字）:________ ________
摘要 通过广安2#低温集气站的基础资料以及数据，分析得到该集气站的天然气中含有凝析油和硫，因而需要对其进行脱硫和凝析油的稳定处理。除此之外，还需要有天然气的分离设备抑制剂注入器以及计量装置由此得到该低温集气站相应的工艺流程。画出该集气站的工艺流程图，根据相关的要求和根据画出平面布置图。并对流程图以及其平面布置图做出设计说明和阐述。分析各类设备的选型和选择理由，以及平面布置图的安全规范说明。 关键词：工艺流程平面布置分离计量抑制剂节流阀
关于油气集输处理技术的探讨
关于油气集输处理技术的探讨 摘要：随着我国经济的飞速发展，社会对能源的需求日益增大，使得油气田开 采项目不断增多，人们对油气集输处理工艺提出了更高的要求。油气集输是继油 田开发、油藏勘探、采油工程之后的很重要的生产阶段，在油气开展中不可忽视 的重要环节，需要我们对其进行更深层次的探讨，切实地提高油气集输处理工艺 水平。主要是对油气集输处理工艺发展现状进行相关阐述，并提出自己的观点。 关键词：油气集输；处理；策略 引言 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、油气集输分类与设计原则 1.1分类 （1）按加热方式。油气集输流程按加热方式可分为八类，分别为不加热流程与井场加热流程、热水伴随流程与蒸汽伴随流程、掺蒸汽流程与掺活性水流程、 掺热水流程与掺稀油流程。（2）按管线数目。可分为单管集油流程、双管集油 流程、三管集油流程。（3）按管网形态。分为四种形态，分别为串联型管网流程、米字型管网流程、树形官网流程和环形管网流程。（4）按系统步站级数。 按系统步战级数，可分为一级、二级、三级步战流程。一级步战流程中只有集中 处理站，二级步战流程有计量站和集中处理站，三级步战流程在二级步战流程基 础上，有增压转接站。（5）按密闭程度。分为密闭式集油流程与开放式集油流程。 1.2设计原则 油气集输的方案，受油田内蕴含的油气的化学、物理性质差异、经济价值和 利用方式、地理条件的限制影响，不同的条件和情况下，会有不同的设计流程。 在整个油气集输的过程中，要尽量封闭，这样可以减少在运输过程中油气的损耗。在开发过程中，将油气资源尽可能地全部收集，在应用上，也尽可能地将油气加 工为符合标准的相关产品。同时，要充分利用矿井中的液体压力和内部的运作压力，尽可能扩大输出半径，减少中间环节，避免中间环节过多而造成油气损耗。 要做好系统内部的温度控制，充分利用系统中的热量，减少运输中，热能的过度 消耗。最好要选择性价比最高的设计流程，以便提高整体的效率。 2、油气技术处理技术 油气集输处理技术涉及到原油集输处理和油气水多相混输以及原油脱水技术，这些技术都是油气集输技术的重要组成部分，不同的技术所发挥的作用也是不同的。我国油气资源在长期的开采过程中进入到高含水油水气开发发展阶段，对油 气集输处理的要求更高。对于高含水环节要不断地从技术上进行完善，油气开发 高含水环节原油流变出现的变化，油气集输技术应用中，就需要调整流变过程， 将不同原油以及天然气产区特征作为重要参考依据，含蜡高的油气田产区在应用 单管集输油气集输处理技术时，添加化学药剂进行热加工处理，这样就能提高处 理的效果。对于低含蜡就要通过单管不加热处理方式。 原油脱水技术也是重要技术内容，这是油气集输处理技术当中关键技术，实 际的技术应用主要是在原油脱水方面发挥重要作用。高含水原油油田生产中，通
油气集输处理工艺及工艺流程
油气集输处理工艺及工艺流程 学院：延安职业技术学院 系部：石油工程系 专业：油田化学3班 姓名：王华乔 学号：52
油气集输处理工艺及工艺流程 摘要：油气集输工程要根据油田开发设计、油气物性、产品方案和自然条 件等进行设计和建设。油气集输工艺流程要求做到：①合理利用油井压力，尽量减少接转增压次数,减少能耗；②综合考虑各工艺环节的热力条件,减少重复加热次数，进行热平衡，降低燃料消耗；③流程密闭，减少油气损耗；④充分收集和利用油气资源，生产合格产品，净化原油，净化油田气、液化气、天然汽油和净化污水（符合回注油层或排放要求）；⑤技术先进，经济合理，安全适用。 油气集输，作为油田生产油气整体过程中的一个环节，在整体操作过程中，有着 极其重要的作用。油气集输主要负责的任务有四个方面：（1）将开采出来的石 油气、液混合物传输到处理站，将油气进行分离以及脱水，使原油达到国家要求 标准；（2）将合格的原油通过管道输送到原油储存库进行储存；（3）将分离出 来的天然气输送到再加工车间，进行进一步的脱水，脱酸，脱氢等处理；（4） 分别把经过处理，可以使用的原油和天然气输送给客户。由于油气集输涉及到整 个油田的各户钻井，因此相较于其它环节，油气集输铺设范围广，注意部位多等 诸多相关难题，因此，一个油田油气集输环节技术水平的高低，可能会直接波及 到整个油田的整体开发水平和能力。下面笔者对油气集输进行相关介绍，希望对 读者有所帮助。 一、油气收集包括集输管网设置、油井产物计量、气液分离、接转增压和油罐烃蒸气回收等，全过程密闭进行。 1、集输管网用钢管、管件和阀件连接油井井口至各种集输油气站的站外 管网系统（图1）。管线一般敷设在地下，并经防腐蚀处理。 油田油气集输集输管网系统的布局须根据油田面积和形状，油田地面的地形和地物，油井的产品和产能等条件。一般面积大的油田，可分片建立若干个既独立而又有联系的系统；面积小的油田，建立一个系统。系统内从各油井井口到计量站为出油管线；从若干座计量站到接转站为集油管线。在这两种管线中，油、气、水三相介质在同一管线内混相输送。在接转站，气、液经分离后，油水混合物密闭地泵送到原油脱水站，或集中处理站。脱水原油继续输送到矿场油库或外输站。从接转站经原油脱水站（或集中处理站）到矿场油库（或外输站）的原油输送管线为输油管线。利用接转站上分离缓冲罐的压力，把油田气输送到集中处理站或压气
油田油气集输与处理工艺技术
油田油气集输与处理工艺技术 发表时间：2019-08-13T09:12:28.407Z 来源：《防护工程》2019年10期作者：陈辉 [导读] 通过不断对油田油气技术工艺进行研究发展，可以更好地确保所开采出来油气质量。 中国石油新疆油田分公司新港公司新疆克拉玛依 834000 摘要:当前阶段，我国油田事业飞速发展，在对油田进行开采过程中，不断进行油田油气技术可以很好地将油田企业的经济效益提升上去，确保企业可以持续发展。通过不断对油田油气技术工艺进行研究发展，可以更好地确保所开采出来油气质量。 关键词：油田油气；集输；处理工艺 1油气集输技术分析 1.1原油脱水技术 原油的脱水技术在油气集输工艺技术中尤为重要，可以说是最为关键的一个环节。原油脱水技术繁琐复杂，一般由两大部分组成。第一部分是使用大罐沉降技术将游离水脱除，第二部分是利用平挂电极与竖挂电极交直流复合电脱水技术对其进行处理。在大罐中由于油水的密度不同，互相不会融合，利用重力和浮力双重作用使得油水分离，在分离之后收油装置会收集分离沉降后的原油。再利用平挂电极与竖挂电极之间的复合电极形成高压电磁场，水珠在高压下不断变形，同时在电场力的作用下快速的实现聚结，再次有效沉降。对于不同种类的油来说要适当变通处理方法。稠油的油水密度相差较小且粘度较大，用传统的脱水技术耗资较大，效果也不尽如人意，因此在利用多次大罐沉降技术之后可以通过高温加热的方法提升温度，加快沉降的速度以此来有效提高稠油的分离效果。 1.2原油集输技术 当前阶段，我国更多的是对低渗透以及小断块油田进行开发，通过对原油集输技术进行研究，可以很好地降低原油开采过程中原油的损耗。在进行原油集输过程中，我国目前所采用的技术就是对相应的运输流程进行简化，具体就是通过将管网进行串联，以将原油的运输效率进行提升，并且降低原油在运输过程中所出现的损耗。此外，在集输上，对采油企业以及原油加工企业采取并行化处理的方式，目的就是为了将两者进行有效融合，使得原油的生产、加工和销售呈现出一体化状态，从而可以更好地保证原油生产企业的经济效益。关于稠油集输技术方面，将稠油原油六道加工技术工艺进行有效的融合，从而可以对传统稠油加工技术进行改善，在输送过程中采取集输化方式，避免稠油在运输过程中出现的高损耗现象，确保稠油的运输效率以及运输质量。当前我国在对高含水原油集输工艺进行改善的过程中，所采取的方式就是对其进行预处理，在对高含水量原油进行处理过程中，通过对三相分离器进行应用可以很好地对原油和水分进行分离，真正将原油的质量提升上去。但是需要特别注意的是，目前所采用的工艺还很难将原油当中的大部分水分去掉，只能去掉一部分水分，并且同国外高含水量原油预分离技术还是存在比较大的差距。 1.3油气水多相混输技术 由于油气集输路线较长，采取混合集输的技术能够使集输效果更明显，该技术现发展迅速，应用广泛，效果良好，是目前使用最多的一种新型技术。油气水多相混输技术是将两种技术相结合，同时发挥其优势，弥补各自的不足。不仅优化了运输技术、提高了运输效果，也减少了经济成本的投入，有效节省了人力物力，避免了资源的浪费。在此基础上为了更好地发展油气水多相混输技术，还应当不断深入研究电热技术，多次检验混合输技术的效果，更好的为石油事业做出贡献。相比于其他国家的成果我们应当继续努力，不断进步。 2油气集输处理工艺 油田产物是油气水三相的混合物，经过油气水的初步分离，降低了混合物的含水率，之后，对原油和水进行彻底的分离，将原油中的游离水和乳化水分离除去。分离获得的天然气经过除油净化处理，计量后用于加热炉作为燃料进行燃烧，剩余的天然气通过压缩机系统输送给天然气处理场所，实施进一步的净化处理，获得的商品天然气外输。分离出来的含油污水经过深度污水处理，除去其中的油和悬浮颗粒，使其达到注入水的水质标准后，经过注水泵加压，输送至注水干线，经过配水间进入注水井，达到水驱的开发效率。油气水三相分离的工艺技术措施，主要依靠油气水的密度差异，利用重力沉降分离的原理，获得油气水三相的初步分离结果。为了提高原油破乳脱水的效果，应加强对破乳剂的研制，选择高效的原油破乳剂，通过管道的热化学脱水和电化学脱水技术措施，将原油中的乳化水脱除，促使外输原油的含水达到标准的规定。对含油污水的处理工艺进行优化，设计含油污水的除油技术措施，通过气浮选等技术，将含油污水中的浮油分离出来，经过收油处理，使其作为油田产物的一部分，作为油田产量的补充。而含油污水中的悬浮颗粒，通过过滤设备的作用，选择最佳的过滤材料，保证悬浮颗粒的含量达标，对含油污水处理后的水质进行化验分析，达到水质标准后，方可注入到油层。 3油气集输储运工艺设计要点 3.1 站外油气集输储运工程设计重点 站外油气集输储运工程设计要选择适合的模式，例如单井集油模式，这种模式下，要做好单井计量方法选择，科学布置阀组间，选择适合的集输管材。其次，要做好工艺计算。工艺计算包括热力计算、水力计算、强度计算，以计算结果为参考实施标准化设计。做好地面工程建设规模和工艺流程的优化和简化，将机械技术、电气技术、信息技术进行有机结合，根据目标进行配置功能，进而实现中小型站场或大型站场中多个生产单元同时运行的目的。 3.2站内油气集输设计重点 油气处理主要包括油气分离与脱水等环节，石油企业要结合油品性质，采取相应的油气分离技术与脱水技术，优化工艺流程，本着“大型模块化、小型一体化”的原则建站，将传统油田地面建设转变为“搭积木”式的快速建设，建设周期短，成本低，安全可靠。对于油气分离可以建立一体化集成装置，原油通过来液阀组进行收集和计量，进入缓冲罐在通过增压泵加压进入一级分离器，油气水分离后原油进入储油罐，天然气进入加热原油，再次进入二级分离器，分离器要配置加药口，分离后还要科学处理污水。 3.3 外输工艺设计 油气集输储运过程中原油外输工程设计占据重要的地位，要科学设定建设规模，选择适合的管材，优化外输管线设计。外输管线的设计首先要确定参数，包括水力计算、热力计算和强度计算，科学计算出外输管线的外径，合理设置中间站。外输管线线路设计要注意走向，铺设方式也要选择最适合的，管线防腐蚀维护也要注意，科学设置热力补偿区，确定固定墩位置。输油管道要设置清管设备，设置清
浅谈油气集输工艺技术探讨
浅谈油气集输工艺技术探讨 发表时间：2018-05-02T15:19:02.710Z 来源：《建筑学研究前沿》2017年第33期作者：黄海军牛锋刘勇刘冲[导读] 本文对油气集输工艺技术和油气集输工艺发展现状以及集输工艺的发展进行深入的探讨。 新疆油田公司石西油田作业区新疆克拉玛依 834000 摘要：油气集输要经过原油和天然气的开发、输送、加工和处理等过程，此种工艺技术在原油生产中的应用能够对生产的汽液进行分离和脱水处理、原油运输和为用户提供方便等。并且油气集输工艺技术的应用，能够利用各种技术进行气液混合物的处理和油气的含水脱离等，从而使原油的品质与国家的生产标准相吻合，由此可见油气集输工艺技术在原油生产中的重要性和复杂性。因此，本文对油气集输工艺技术和油气集输工艺发展现状以及集输工艺的发展进行深入的探讨。关键词：油气集输；工艺技术；原油集输 1导言 油气集输工艺技术在油气开采和生产中具有十分重要的地位，其直接关系着油田开发建设综合水平的提高，对我国的经济建设和综合国力的提升均具有重要的意义。油气集输工艺技术在应用的过程中具有油田点多、面积广和线路长等特点，并且在作业过程中面临着爆炸和火灾等危险隐患，这也导致油气集输工艺技术具有开发难和连续性低等特点，所以油气集输工艺技术受到了极高的重视，这也表示出了油气集输工艺技术的重要性。 2油气集输类型 2.1按是否需要加热 按是否需要加热分为不加热工程、热水浴工程、活性水参与工程、井场加热工程、水蒸气蒸馏工程以及掺蒸馏水工程和掺热水工程。 2.2按管线多少 依据油井管线多少大致可分为单管线、双管线、多管线集油工程。 2.3按管网分布状态 按管网分布形式大致可分为掺半油工程、掺活性水工程、掺水蒸气工程和不加热工程以及井场加热工程。 2.4按系统步站级数 系统的步战级数可以分为三个流程，分为一级二级三级流程，一级流程含有处理站，二级有计量站和集中处理站，三级除有二级的基础上还有增压接转站。 3油气集输工艺技术的发展现状目前，我国油气集输工艺技术主要有以下几种形式： 3.1原油集输工艺 目前我国含蜡量和凝固性较强的原油开发，多采用多级布站、加热处理、单井计量、大站处理等集油工艺，在我国的辽河地区和华北地区的原油开发中已经使用了此种工艺技术。而在美国和西方的发达国家通常用化学药剂的添加来降低原油的凝固点和含蜡量，然后进行单管集输，一般不会采用加热的处理工艺。油田采油有含水期，进入含水期之后原油的流变性会因此增强，所以油气集输工艺技术应该逐渐实现输送温度的降低，或者进行常温的油气输送。胜利油田在油气集输工艺上占有一定的优势，而且表现的也十分的出色，其工艺技术一直处于世界的领先水平，但是由于油气资源的特殊性，导致其在开采和储存中存在的问题复杂且多，这也就使得我国原油开采经常出现高含水的现象。原油高含水现象的出现以及高含水油田的开发是当前我国正在解决的技术性问题，所以在发展常温输送和低温输送的基础上，也应该进一步简化油气集输工艺的步骤，优化工艺技术，推动油气集输工艺技术的不断发展。 3.2原油脱水工艺 对高含水量原油的开发通常采用的是两阶段的脱水工艺。第一阶段使用的脱水技术是用大罐沉降、聚结脱水等方法进行原油的脱水处理；第二个阶段主要采用是平挂和竖挂电极交直流混合电脱水进行原油脱水处理。而对于含水量高、凝固点和粘性低等原油则多采用的是热化学脱水工艺。 3.3油气水混合工艺 石油和天然气是当前社会发展中使用的较为普遍的能源资源，但是受路途和距离的影响，油气集输对原油需求量的要求也在不断的扩大，所以油气水混合工艺在上个世纪80年代就已经被各国应用了，至今此项工艺技术仍然是当前原油开发中的前沿技术，西方国家和我国对此都进行了很多的研究，在目前的应用过程中此项工艺与电热技术的配合应用，能够将集输工艺进行科学的简化，降低油气集输工程的生产和投资成本，提高原油生产的效率和质量。可见，此种工艺在未来的原油生产和开采中具有很大的潜力和远景。但是此种工艺技术在应用的过程中，受旅途运输等多种因素的影响，集输运用的费用也在不断的增多。 4油气集输工艺技术措施 4.1原油集输工艺 原油集输工艺属于原油的收集工艺过程，油田生产过程中，单井的油流，井排的有利以及转油站、联合站的油流，必须经过收集，才能进行进一步的处理，得到需要的产品。油井的产物物油气水三相的混合物，必须经过一系列的处理过程，才能得到合格的产品。为了达到油田生产节能降耗的技术要求，应用高效的油气水三相分离器，达到最佳的分离效果，并采用节能的工艺流程，达到油气集输的目的。 油气集输工艺是油田生产的基础，通过对油田生产产物的初步处理，得到需要的产品，促进油田生产的快速发展。应用先进的工艺技术和优化的节能设备，进行油气水的分离和处理，精简工艺流程，选择最优的处理工艺流程，避免过多的流道而损失能量，将油气集输过程归结为一个统一的水力学系统，应用高效的处理技术，得到合格的油、合格的气以及合格的水，将分离出来的含油污水进行再利用，保证油田生产各个环节的连续，同时避免造成环境污染。使油田生产达到健康、安全和环保的要求，提高油田生产的经济效益。 4.2原油脱水工艺
油气集输流程
《油气集输》课程是油气储运工程专业主干课程之一，是学生学习了高等数学、流体力学、工程热力学和物理化学等基础知识后开设的一门专业课。该课程奠定了油气储运工程专业学生的专业理论基础，在本专业课程体系中具有举足轻重的地位。 该课程较全面地介绍了油气集输系统的任务、研究对象和油气集输流程以及各主要工艺环节的设计原则和计算方法。课程的主要内容包括油气集输研究对象、流程及发展；油气性质、烃系的相特性、相平衡计算；油气混输管路的参数和术语、混输管路的特点以及气液两相管路的压降计算，分离方式、分离级数和分离压力的选择、油气两相分离器的类型、结构和工作原理、分离器设计的工艺计算方法、油气水三相分离器的结构、原理和界面控制；原油乳状液的定义、生成机理和其性质、原油脱水各方法的原理、所用容器设备的结构以及影响脱水效果的因素；原油稳定的原理、方法和原理流程、原油稳定深度以及工艺方案的确定、比较和选择。使学生掌握油气集输的基本内容和工艺流程以及设计的基本方法，培养学生分析问题和解决问题的能力。 通过油气集输的课程学习，学生可以系统掌握油气集输系统各工艺环节的设计与管理的基本知识，能够较快地承担油田油气集输系统的设计和管理工作，提高自身科学素质。 本章主要讲述油气集输的研究对象和在油田建设中的地位、油气集输的工作任务和工作内容、油田主要产品及其质量指标、油田生产对集输系统的要求、油气集输流程以及油气集输设计的评价标准等问题，以期使学生通过本章的学习，对油气集输这门课有一个全新的了解，并且对油田油气集输所涉及的内容有较全面的认识。本章的重点为油气集输的工作内容、油田产品及其质量指标和油气集输流程等部分的知识。 一、油气集输的研究对象和在油田生产中的地位 1、研究对象由石油院校的院系构成和专业设置以及课程安排可以了解油气集输的研究对象。 资源勘查工程专业（地球资源与信息学院）：主要任务是寻找石油资源石油工程专业（石油工程学院）：主要任务是通过钻井，采出石油，使石油由地下流至地面上来，这时流出的石油包含了水、砂、硫、盐等杂质；同时油气储运工程专业（储运与建筑工程学院）还开设了《油库设计》、《输油管道设计与管理》、《输气管道设计与管理》等课程，它们所涉及到的理论是为储存和运输商品原油、天然气以及石油产品服务的。 因此说油气集输（也叫作油气田地面工程）是继石油工程之后的一个很重要的阶段，它把油田中分散的油、气进行集中、输送和必要的处理加工，使之成为石油产品，即商品原油和天然气。 由此可以看出，油气集输研究的主要对象是油、气田生产过程中原油及天然气的收集、加工和输送问题。 2、地位油田的工业开采价值被确定后，在油田地面上需要建设各种生产设施、辅助生产设施和附属设 施，以
油气集输工艺
油气集输概述 摘要油气集输流程是油田地面工程的中心环节。本文对油气集输概念以及工艺流程进行简单叙述，举例介绍了地面油气集输各个工作站的作用，以及加热设备、油气水分离设备的工作原理及作用。 关键词：油气集输油气水分离加热设备 一、油气集输的概念及任务 油气集输是将油田开采出来的原油和天然气进行收集、储存、输送和初步加工、处理的生产工艺过程。油气集输生产不同于油田物探、钻井、测井、修井作业及采油等生产作业。它既有油田点多、线长、面广的生产特性，又具有化工炼制企业高温高压、易燃易爆、工艺复杂、压力容器集中、生产连续性强、火灾危险性大的生产特点。 油气集输，作为油田生产油气整体过程中的一个环节，在整体操作过程中，有着极其重要的作用。油气集输主要负责的任务有四个方面：1）将开采出来的石油气、液混合物传输到处理站，将油气进行分离以及脱水，使原油达到国家要求标准；（2）将合格的原油通过管道输送到原油储存库进行储存；（3）将分离出来的天然气输送到再加工车间，进行进一步的脱水，脱酸，脱氢等处理；（4）分别把经过处理，可以使用的原油和天然气输送给客户。由于油气集输涉及到整个油田的各户钻井，因此，随着油田开发的逐渐深入，油气集输生产越来越受到大家的重视，而且，一个油田的油气集输工艺技术水平的高低，在很大程度上影响着其开发建设的整体技术水平。 二、油气集输的工艺流程设计原则 油气集输的一般全过程是 油气井产出的油气，从井口到达外输站的全过程，要经过一系列的设备进行保温、分离、计量和净化工作，这些工作的先后顺序、衔接组合不同就构成了不同的矿场集输流程。但是油气集输的整个流程，会因为油田内蕴含的油气物理及化学性质的差异，地理自然条件的制约，经济利用价值和方式的不同，采取不同的油气集输方案。通过相互对比，得出性价比相对最高的一种设计流程。尤其技术流程设计所遵循的基本原则如下： 1、整个油气集输流程，尽量全程封闭，以减少油气在运输的过程中产生不必要的损耗。 2、最大限度地收集油田中所出产的油气资源，把油气资源最大限度地生产加工成为符合使用标准的原油、天然气等相关产品。 3、充分利用油田矿井中的流体压力，适当提高并控制整个流程系统内部的运作压力，以逐步扩大输出半径，减少中转环节，以避免中转环节造成的油气损耗。 4、合理利用系统中的热量，做好对整个油气集输流程的温度的整体控制，做好保温控制的同时，减少运输过程中的热耗。 5、在同等条件限制下，采用相对性能较高，整体工艺及操作较为简便的系统，以提高整体效率。
油气集输工艺分析优选稿
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油气集输工艺分析摘要：在我国石油事业的建设中，油气集输是非常重要的一项工作，其主要将我们日常油田开采工作中所采集的石油以及天然气等资源进行一系列的加工、收集。在本文中，将就我国的油气集输工艺技术进行一定的分析与探讨。 Abstract：IntheconstructionofChina'soilindustry，oilandgasgatheringandtransportationisaveryimportantjob.Itrefers toaseriesofprocessingandgatheringworkofoilandgasresourcescollec tedbydailyoilexplorationwork.Thisarticleanalyzesanddiscussesthe oilandgasgatheringandtransportationtechnologyinChina. 关键词：油气集输；工艺；技术 Keywords：oilandgasgatheringandtransportation；process；technology 0引言
近年来，我国的油田事业得到了较大程度的发展，而油气集输则是其中非常关键的一项工作。对于油气集输来说，其所具有的特点同我们日常石油开采过程中的勘探、钻井以及采油等一系列工艺存在较大的不同，其面线广、油田点多，且我们在对其进行生产时还会不同程度地存在着易燃易爆以及高温高压等隐患，无论是工艺流程还是生产作业都存在一定的难度。对此，就需要我们在实际油气开采的过程中能够对油气的集输工作引起充分的重视，并努力提升油田的油气集输水平。 1我国目前油气集输行业的现状 1.1原油脱水技术 在油气集输这项工作中，其中最为关键、也是最为重要的一个环节就是对于原油的脱水技术。在我们对原油脱水过渡层进行处理时，不但具有非常繁杂的流程，而且还必须使我们能够具有良好的处理效率，进而获得更好的处理效果。在其它国家，目前对其处理的方式主要有将原油首先进行排除之后再对其进行处理，虽然我国也使用了这种处理方式，但是由于我国无论是技术上还是经验上对于该项技术的应用都存在一定的不足，在对其实际处理时对于过渡层的处理效果不是非常令人满意。同时，我国在原油脱水方面所使用的另一种方式就是借助游离水脱除器的应用，虽然其能够在一定程度上起到原油脱水的效果，但是其也由于不能够对高含水油进行充分的利用，以及自身结构方面的问题而使我们能
浅析油气集输工艺流程
浅析油气集输工艺流程 郑伟 长城钻探钻具公司辽宁盘锦124010 【摘要】本文介绍了油气集输的发展历史，通过油气集输方法介绍和对比研究，深入分析各种方式的优缺点，根据各地的不同特点，总结出最适合自己的油气集输方案，在油田的开发中，能够最大化地利用资源，并油田的发展和国家建设提供强有力的能源支持。 【关键词】油气集输工艺采油技术设计原则 1 油气集输地位与历史 油气集输即将各油井生产的原油和天然气进行收集、计量、输送和初加工的全过程的顺序。 1.1 油气集输的地位 当油气的开采价值和地点确定下来，在油田地面上需建设各种生产设施、辅助生产设施和附属设施，以满足油气开采和储运的要求。建设工程量和投资一般占整个地面工程的40%-50%，是整个地面工程的核心和龙头。它能保持油气开采与销售之间的平衡，使原油、天然气、液化石油气、天然汽油产品质量合格。油田所采用的油气集输流程及工程建设规模及总体布局，都会对油田的可靠生产、建设水平、生产效益起到关键性的作用。 1.2 发展历史 油气集输和储运技术随着油气的开发应运而生。早在中国汉代，蜀中人民就采用当地盛产的竹子为原料，去节打通，外用麻布缠绕涂以桐油，连接成“笕”，就是我们现在铺设的输气管线。到了19世纪中叶以后，四川地区的这些管线总长达二三百里，专门从事管道建设的工人就有一万多人。在当时的自流井地区，绵延交织的管线翻越丘陵，穿过沟涧，形成输气网络，使天然气的应用从井的附近延伸到远距离的盐灶，推动了气田的开发，使当时的天然气年产达到7000多万立方米。直到20世纪末期，各油田相继进入高含水采油期，各油田在开采的同时开始注意节能降耗的问题，一批世界先进水平的高效节能油气集输工艺流程相继研发成功，使我国在油气集输方面进入了高效时期。 2 油气集输系统的工作内容与分类： 2.1 油气集输工作步骤 （1）油井计量； （2）集油、集气； （3）将井流分离成原油、天然气、采出水； （4）脱除原油内易挥发成分，使原油饱和蒸汽压等于或低于商品原油规定的标准；将符合商品原油标准的原油储存在矿场原油库中，以调节原油生产和销售间的不平衡； （5）天然气净化，对分离出的天然气进行进一步的脱水，脱酸，脱氢等处理。使其符合商品天然气中含量指标的严格规定； （6）含油污水处理
油气集输工艺原则
第二章油气集输与处理工艺 第一节油气集输工艺原则 将油田生产的原油和天然气进行收集、计量、输送和初加工的工艺流程为集输流程。一个合理的集输流程必须立足于油田的具体情况，如油、气、水的性质、开发方案、采油工程方案、自然环境等。特别是在大庆西部外围油田，由于油藏储量丰度低，地质条件复杂，动用风险大；同时由于地面条件差，很多油田区块小，分布偏远零散，与已建系统依托性差，建设难度大，导致了部分油田开发经济效益差，甚至面临无法动用的局面。为此，根据“整体部署、分步实施、跟踪研究、及时调整、逐步完善”的开发部署，强化地下、地面一体化优化工作，总结出一种适合大庆西部外围油田发展的地面建设模式。 一、总体布局 油田内井、站、库、厂、线的布置，应根据本身及相邻企业和实施的火灾危险性、地形和风向等条件进行合理布局。 (1)油气生产站场宜布置在城镇和居民区的最小风频风向上风侧，并在通风良好的地段。 (2)油气站场的位置应靠近道路、电源、水源、通信线的节点，并且应布置在有利于排除地面雨水的地方。 (3)油气集输各类站场按输油、输气的用户方向确定集输方向，尽力避免流向迂回，以节约能量。 (4)生产井与计量站间的出油管线呈辐射状布置，计量站位于中心，可以使出油管线线路最短。 (5)在总平面分区布置的基础上，油气及热力管线、供水及排水管线、电力及电信线路应尽量缩短长度。在满足水力、热力计算条件的情况下，线路布置应力求整齐划一、美观大方。 (6)各种管道、线路靠近道路，形成管廊带。工程设施集中建设，以减少占地，方便施工和生产管理。 (7)满足开发方案、采油工程方案对地面工程的要求，积极采用新工艺、新技术，简化地面工艺，降低工程投资和生产能耗。 (8)为保护环境、减少污染，油、气、水集输及处理应满足环境保护标准，做到不排放污油、废气和污水。 总之，为了提高油田开发建设的综合经济效益，需要根据油田实际情况进行合理布站。通常采用三种布站方式：计量站一中转站一脱水站三级布站；阀组间一中转站一脱水站两级半布站；阀组问(带混输泵)一脱水站一级半布站。 二、集输流程 将油气集输各单元工艺合理组合，即成为油气集输系统工艺流程。其中各工艺单元可以分为：站外集油工艺、转油站处理工艺、脱水站处理工艺，以及输油工艺等。其中集油工艺中常见的流程有：三管伴热流程、双管掺水流程、环状掺水流程、树状电加热流程，以及单井拉油流程。转油站处理工艺有：三合一转油站流程、四合一转油站流程、混输转油站流程和脱水转油站流程。脱水站处理工艺有：两段脱水(三相分离器加电脱水器)流程和五合一(分离、沉降、缓冲、加热、脱水)流程。 第二节集油工艺 一、集油流程 (一)三管伴热流程
油气集输工艺分析通用版
解决方案编号：YTO-FS-PD708 油气集输工艺分析通用版 The Problems, Defects, Requirements, Etc. That Have Been Reflected Or Can Be Expected, And A Solution Proposed T o Solve The Overall Problem Can Ensure The Rapid And Effective Implementation. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards
编写人：xxxxx 审核人：xxxxx 油气集输工艺分析通用版 使用提示：本解决方案文件可用于已经体现出的，或者可以预期的问题、不足、缺陷、需求等等，所提出的一个解决整体问题的方案（建议书、计划表），同时能够确保加以快速有效的执行。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。 摘要：在我国石油事业的建设中，油气集输是非常重要的一项工作，其主要将我们日常油田开采工作中所采集的石油以及天然气等资源进行一系列的加工、收集。在本文中，将就我国的油气集输工艺技术进行一定的分析与探讨。 Abstract：In the construction of China's oil industry，oil and gas gathering and transportation is a very important job. It refers to a series of processing and gathering work of oil and gas resources collected by daily oil exploration work. This article analyzes and discusses the oil and gas gathering and transportation technology in China. 关键词：油气集输；工艺；技术 Key words：oil and gas gathering and transportation；process；technology 0 引言
浅谈油气集输工艺技术现状与发展趋势
浅谈油气集输工艺技术现状与发展趋势 摘要：油田集输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及发展趋势以及油田生产公司的技术现状分析及攻关方向两个方面的内容进行了详细的分析和探讨，从而详细的论述了油气集输行业的相关工艺技术。 关键词：油气集输行业工艺技术现状发展趋势 油气集输时的生产工作与开采石油时的钻井、勘探、修井、测井以及采油等生产工艺过程都是有很大的不同的，它的主要特点是生产时的油田点多，面广并且线很长，同时进行油田集输的生产作业是还伴随着高温高压、易燃易爆、有发生火灾的危险性、生产作业有很强的连续性以及工艺流程十分复杂的缺点，所以随着油田开采技术的不断进步和发展，人们也更加的重视油田集输的生产工作了，同时油田集输工艺水平的高低对开发油田的整体的技术工艺水平也是有着至关重要的影响的。 一、油气集输行业的技术现状及发展趋势 1.油气水多相混输工艺技术 长距离的油气混输工艺技术是一项较为先进的工艺技术，目前也基本上被发达国家广泛使用，从上个世纪八十年代开始，欧洲的德国、英国以及法国等国家就开始对这些技术进行了大量的研究和分析，要想真正的应用多相混输工艺技术，就必须将其与电热技术相互配合，如果真正的应用此技术，在进行油气集输工作是也会大大降低工程的成本并且简化其工艺流程，因此多相混输技术油气集输领域中比较有发展前景的一项技术。 大庆油田是我国在油气集输行业中技术最为先进的油田，但是其混输工艺的技术以及其在集输设备的研发中与欧美的先进国家仍是有着不小的差距的。 2.原油集输工艺 在许多高凝原油以及高含蜡的油田中，我国使用较为广泛的油气集输工艺主要是加热工艺、单井集中计量工艺、多级布站工艺、大站集中处理工艺以及单双管集油的工艺技术，其中华北油田以及辽河油田就是比较有代表性的。 大庆油田是我国各项技术都处理领先地位的油田，因此在集输工艺集输方面大庆油田也要更加的先进于其他的油田。目前，我国的油田已经逐步的走到高含水后期的阶段，因此油气集输行业的发展趋势也是应利用高含水期原油具备很强的流变性的特点，在不断简化集输工艺技术的同时，在常温的状态或是低温的状态下进行输送工作。