第一章油气集输流程
第一节集输流程设计
油气集输流程是油、气在油田内部流向的总说明，即从生产油井井口起直到外输、外运的矿场站库，油井产品经过若干工艺环节最后成为合格油、气产品全过程的总说明。每个工艺环节的功能和任务、技术要求和指标、工作条件和生产参数、各工艺环节的相互关系，以及连结它们的管路特点等，都要在集输流程中给以明确的规定。显然，集输流程是每个工艺环节及其连结管路的设计依据和原则。在这个原则指导下，各工艺环节内部的油气流向则由这个工艺环节的局部流程加以规定。
设计油气集输流程，一般要收集、研究并综合考虑以下几个基本条件。
第一，油气集输系统是构成油田生产总系统的分系统，因而集输流程设计是以确定的油气储量为基础，以油藏工程和采油工程的方案和措施为前提的。在集输流程设计过程中应充分收集和分析勘探成果所提供的油藏面积、构造类型、油藏性质、油气储量、油气物性等必要的基础资料，对于油藏工程和采油工程提出的开采设计和工艺措施，如井网设计、开发方式、井身设计、开采特点、采油方式、稳产年限等，以及油井含水变化、递减规律、井下作业特点、井内液面变化规律、从油层到井口的压力分布等，都应该予以认真考虑并且与之相适应。这样做的目的是保证油田处在最佳的开发状态和取得最好的开发效果；同时也是为了恰当地确定集输流程的建设规模和适应能力，避免出现由于规模过小或过大而出现集输地面系统连年不断地扩建或投资积压浪费的现象。正因为这样，要按照一个油田总体设计的要求，把构成油田生产的油藏工程、钻井工程、试油工程、测井工程、采油工程、油气集输工程和地面各系统配套工程，看做是相互联系、相互依赖、相互制约、相互作用的统一整体，既要保证它们各自的特殊要求，更要强调它们之间的横向关系，用系统工程的思想对每项工程的方案进行综合比选，从而产生油田开发建设总体设计的最佳方案。
第二，按照集输流程配置集输系统的地面工程，因而油田所处的地理位置、气象条件、地形地物、水文和工程地质、地震烈度等自然条件，和油田所在地区的工业基础、农林牧渔发展状况、动力来源、交通运输、居民区及其配套设施布局等社会条件，都将直接影响集输流程设计和工程布局。了解、研究并充分考虑这些自然条件和社会条件，扬长避短，权衡利弊，对提高集输流程设计水平和使工程布局更加合理是十分重要的。
第三，就油田地面工程而言，集输系统中各项工程是集输流程的工程保证和具体体现，而集输系统与地面其他系统之间又是主体工程和配套工程的关系。由此看来，集输流程的设计带有总体设计的性质，它对油田地面工程的布局有着举足轻重的作用。从事集输流程设计首先要掌握本系统各工艺环节的基本特点、工艺要求和工艺过程，处理好集输流程和各工艺环节局部流程的相互关系；同时还要了解地面工程中其他配套系统的生产特点和布局的特殊要求，协调好各专业之间的配合关系。
第四，要加强技术储备和技术情报信息的交流与消化吸收。注意技术资料的积累，特别是收集、分析和研究国内外同类型油田所选集输流程的特点和发展过程，他们对每个工艺环节处理的原则，以及所选择的工艺流程给油田生产带来的经济效益和社会效益。借鉴他人的经验，积极稳妥地引进国内外先进的工艺技术，解决本油田当前或将要出现的技术难题，无疑是一条捷径。针对本油田集输流程中的特殊问题、普遍问题和长远问题，有必要列出专题，开展应用技术研究工作，同时要组织好这些专题的技术配套，使得这些问题解决之后整个集输流程能够全面地提高到一个新的水平。
第二节 集输流程的基本内容
为了更好地进行具体油田的集输流程设计，有必要把已有流程进行概括，认识其本质和共性，用以指导新油田流程的研究、设计。分析集输作业各工艺环节，不外是油气计量、油气分离、油气净化、油气加压等几项。流程是这些工艺环节间的关系及其管路特点的说明，诸如规模的确定、能量的使用、集输流程的集中或分散程度、系统的密闭程度、管网情况等，这些都是任何集输流程都要遇到和需要解决的普遍问题。这些问题将在下面逐一讨论。
一、建设规模的确定
设计集输流程遇到的第一个问题是确定流程的建设规模。这是因为一经确定了流程中的管径、容器、设备等，就只能在一定的产液量范围内工作，而油田开发和开采的特殊性决定了各油田产液量上升速度差别很大。如果流程的一次规模定得太大，将长期达不到设计能力，发挥不了应有的投资效益，甚至可能因热力条件不够而不能正常运行；反之，如果一次规模定得太小，而产液量上升速度又太快，流程的水力工况不能适应生产要求，必然在短时间内就要改建、扩建，同样给国家造成损失，给生产带来影响。
同时，流程中管道、容器、设备等都有一定的使用年限，在此期间它们有一个从新到旧直至完全报废的过程。确定流程的建设规模，要本着物尽其用、充分发挥投资效益的原则，在固定资产报废之前的使用年限内充分发挥它们的作用，超过这一年限后再进行改建、扩建去适应新的规模，这种做法才是经济的。我国规定油(气)井和注水井折旧年限为5年，油 (气)田地面建设的固定设施为15年，油(气)田储运设施为8年。由此看来，集输系统中各项设施的适应年限按5—10年来考虑是做到了物尽其用的。
综合上面的分析，如果油田投产初期不含水，则流程建设规模G 可用下式计算： ()011w
G G ττυ=-- 式中 Go ——开发设计提出的产油量，吨／日；
1τ——开发设计提出的无水采油年限，年；
τ——集输设施的使用年限，年； w τ——开发设计提出的年平均含水率上升速度，％／年；
G ——流程适应的液量，吨／日。
如果油田投产初期含水，则流程建设规模G 可用下式计算：
()01w G G B τυ=-+
式中 B ——油田投产时含水率，
流程的建设规模确定以后，集输流程的设计就可以进入定量的设计计算和设备的设计选型了。
二、能量利用问题
油井产物从井口流到油库，总要依靠某种形式的压能和热能来完成，集输中可以利用的能量有：地层剩余压能和热能、水力机械和加热设备提供的能量、地形起伏造成的势能能量。这里着重研究压能的利用问题。
地层剩余压能是自喷井把油气混合物送到井口后还剩余的能量，这能量中的一部分可以用
于集输系统。其合理利用问题将在后面专题讨论。集输采输中可供利用的水力机械能量，有抽油井的抽油机、潜油泵、地面泵和压缩机提供的能量。当自喷井和抽油井的可利用能量消耗殆尽，就只能靠地面泵和压缩机补充的能量把油气转输到目的地。
当油区地形有起伏时，如果各工艺环节的位置安排适当，可以利用地形的势能通过自流的方式把原油转送到目的地，象玉门油矿就比较充分地利用了这部分能量。
(一)自喷井剩余压及其应用
油气流向井底的量是和地层压力与井底压力之差成函数关系的。在开发的某一阶段内，地层压力可以认为是不变的，因此油井产量只是井底压力的函数，其关系如图1—1中地层工作曲线1所示。在一定时期内它是一条固定的曲线。
油气从井底通过油管、油嘴和地面管线，最后进入油罐。当油罐为常压罐，通过油管、油嘴和地面管线的流量则是井底压力的函数，其关系如图1—1中管线系统工作曲线2，3所示。改变油管、油嘴或集输管路的直径，都会改变管线系统工作曲线的形状。图1—1中曲线2，3就是使用不同油嘴时的情况。
从地层到地面油罐是一个统一的水力系统，所以地层工作曲线和管线系统工作曲线的交点就是油井的工作点，交点对应的流量是油井的实际产量，对应的压力是实际的井底压力。
为了获得油田最大采收率，经常要避免溶解气驱采油，所以总要求井底流动压力保持在饱和压力以上。另一方面，为使油井能发挥最大的生产能力，井底压力又不宜过高，一般总是保持在饱和压力附近。
井底压能消耗在以下几个方面：首先是把油井产物举升到井口采油树，这部分压能消耗在井筒。油管直径不变情况下，油井产量越大消耗越大；当含水率上升或油管结蜡时，消耗也会变大。表现在采油树上的剩余压力称为油管压力。其次是消耗在油嘴上，部分压降在油嘴直径和流量一定情况下很难发生变化。油嘴直径可以更换，用以调节产量从而调整井底压力在饱和压力附近。这是因为随着开采时间的延续，地层压力逐渐下降，地层工作曲线发生变化，或者随含水上升，油管中液柱压降变大，改变了管线系统工作曲线，这些都靠更换油嘴来调整。通常把油嘴以后的剩余压力称作回压，它是驱使油气在集输管路流动的动力。再次，回压消耗在井口油嘴以后的地面集输管线上。这部分压力降受外界影响较大，温度变化，结蜡程度以及几口油井管线汇在一起流量发生波动等，都会造成并口回压的变化。最后是消耗在油罐的液面高度上。
可见，集输系统充分利用地层能量的起点是井口回压。如果由于某些原因使回压过高而导致油井产量下降，就应当更换适当的油嘴，减少油嘴部分的压力降；当油管压力相当高，而回压相对值不十分大时，回压的波动对产量的影响很小。一般认为，油压与回压之比大于2以上时，回压的变化不会影响油井产量。由于种种原因，我国以往对自喷井的井口回压控制较低，严格限制在0.4-0.6兆帕(表压)。应该注意，若干油井并联到同一管网中去，会互相影响到井口压，这对低压、低产油井的生产干扰较大，要慎重对待。
（二）抽油井剩余压力及其应用
开发自喷能力较低和不能自喷的油田，或者某些油田的生产逐渐进入中、后期。抽油机的应用会愈来愈多。只要回压的增高不致加剧井下泵的内漏而影响其效率和检修周期，抽油井的产量基本上不受回压的影响，而且回压在一定范围内变化也不会大幅度地增加抽油机的电耗。抽油井的这些特点为提高集输系统的压力创造了条件。
但抽油井的回压也有一定的限度，回压太高会使抽油机磨损、抽油杆密封部分憋漏，增加维修工作量，也会降低井下泵效，增加电耗。提高集输系统压力，系统的阀门、管线和分离器等压力等级都要相应提高，增加了钢材和投资的消耗。所以我国目前控制抽油井回压不高于1.5兆帕(表压)。
国内外大量的生产实践表明，提高集输系统压力具有明显的优越性：可使伴生气更多地溶
解在原油中，减少气量，降低原油粘度，进而减少管线的水力损失和提高油气分离效率，可采用多级分离工艺，使原油和大部分伴生气自压输送，增加分离后原油的稳定程度并增加油、气的采收率；为不加热输送创造条件，可减少油田的自耗燃料。因此，合理确定集输系统的压力是一个复杂的技术经济问题，要根据油田开采方式、油气物性和油气预处理及轻烃回收的要求等做出比较才能确定。
三、集输流程的分散和集中程度
集输流程的分散和集中程度主要表现在量油和分离两个环节上。对每口油井单独进行油、气产量的计算，目的是为油藏工程和采油工程提供资料，以观测油井的开发动态和采油曲线对比，判断油井和地层的变化。除了间歇出油井需要专用计量分离器以外，轮流计量一般可以满足开发和开采的要求。油气混合输送还是分别输送是以分离环节为分界点的，分离环节设在什么位置根据集输系统压能大小而定。油井产物较早地分别输送，一定的井口回压可输送较长的距离，但集输管网比较复杂。油气混合输送管网显得简单，但输送距离相对变短。在自喷井口系统中井口回压可利用的程度有限，所以流程分散和集中问题更应慎重对待。这里就这种系统中的单井计量、单井分离，集中计量、集中分离和单井计量、集中分离的典型流程加以介绍。
(一)单井计量、单井分离
这种情况是指每口油井都装有量油、生产分离器，计量和分离工作都在井场上进行。油气分离器兼做计量和分离使用。分离后，油、气分别进入集油管线和集气管线，如图l-2所示。
分离器控制压力主要取决于集输管网的压力和对油气分离的质量要求，靠气体出口的压力控制阀控制。井场上的分离器可设一台，也可以设两台，这取决于油井产油量、产气量和允许的最高回压。采用二级分离时，更要注意二级分离器的压力比集油管压力要高，否则不仅排不出油还可能使原油送入集气管。
(二)集中计量、集中分离
这种情况是指把一个区域中若干油井的计量和分离工作集中在计量分离站进行，由一台生产分离器承担几口井的生产分离工作，把几口井的产物一并分离，并计量；另一台专做单井计量分离器用，各井轮流计量。分离以后的油、气分别进入站外的集油、集气管线，如图1-3所示。
在同一区域内有压力悬殊较大的油井时，可根据油井压力把井分为两组或几组，进行计量和分离。
油井产物在进入计量分离站前，各井分别有一条混相输送管线进站；分离出站以后，所有各井原油共用一条集油管，而天然气则根据情况，可以采用不同压力系统的两条(或三条)集气管，也可以把气相压力均衡以后进一条集气管。
油井分组分离，一方面是避免各不同压力油井之间的干扰而影响低压井的产量，同时也是为了采油资料中要求有不同油层的产量记录。
同组的生产分离器和计量分离器的一级压力一定要保持相等，否则当油井产物由生产分离器改进计量分离器进行计量时，由于两者压力不同，必然引起管路中压力和输量的突变，因而计量就不可能准确。
在制定流程方案时，集中计量、集中分离流程也可能演变成另一种形式：即集中计量设在集中计量站上进行，计量站的位置设在距离儿口井适中的地方并兼顾其中的一口井的管理，这样从油井到计量站的距离较短，混相输送管线的热力工况较好，也便于对所辖油井的管理，站内设一台或两台分离器做单井和多井的计量用。计量以后的油气仍混相输送到集中分离站，在分离站上集中分离。这样做的好处是流程管线比较简单，不同性质的岗位分工明确，但混相输送的管线长，压降大，从而使井口回压升高，因此是否选用这种方案要根据客观条件的允许程
度，予以综合考虑。
(三)单井计量、集中分离
这种情况是指计量工作在各井井场上进行，分离工作集中到分离站上进行、各油井产物分别在井场上计量以后，油、气再进入同一条混相输送的管路，到集中分离站，如图1—4所示。
井场上的分离计量装置可以是固定的，也可以是车载活动的。采用活动计量装置时，要求油田道路状况要好，而且到井场的道路要配套；活动装置与井场流程管线连接要简便；计量完毕以后整套装置要方便吹扫，以避免局部残油凝固。分离站的工作是把集油管送来的井产物按组进行油气分离、计量，并记录其总产量。
这种流程节约管路，但要注意进入同一集油管的各油井的回压问题，各井回压会因距分离站远近、管径、液量、气油比等不同而变化。各油井根据采油曲线和油压情况，所要求的回压不同，油压高的油井回压可以适当高些。压力不同的油井进入同一管路，结果使回压平衡在某一个中间压力值上，致使油压高的油井有多余的地层剩余能量未充分利用，而要求回压低的油井会因此达不到规定的产量。对油压较低因回压影响产量的油井，可以更换油嘴使其既达到规定产量又适应这一水力系统。如果油嘴再无更换余地，则应降低分离器压力或使用较大的管径，或调整油井分组。采用哪种方法，需从全面考虑再做决定。
以上几种分离和计量流程各有特点，应采用哪种，须按具体情况，如井距、油井产量、油压、管理等因素综合考虑，分析比较才能决定。应该说明的是上述只是几种典型的流程，并不是集输流程的固定模式，实际上我国各油田采用的流程彼此并不完全相同，都是根据那里的具体情况制定的，或是为着解决某些具体的特殊问题，做了一些颇具特点的安排。有的油田根据其开发状况的变化，对原有的流程做了大规模的变更和调整，这也是应该的。
决定了分离和计量流程，事实上就确定了一系列问题。如集油管网敷设形式，第二种流程总是辐射形的，第一、第三种流程大多数情况是成排的，也有环状的。确定分离站的位置也就确定了哪一段是油气混合输送，哪一段是油、气分别输送。实际上，计量、分离流程的确定和它们建设地点的布局，要考虑管网敷设、输送方式、系统压力降的分布、各油井对回压的要求等因素，还要权衡管理上的利弊并做出技术经济比较之后才能确定。一般倾向采用集中计量、集中分离的流程。
原油需要加热时，加热方式一般是根据流程所规定的管路状态而选定的。热力条件最不利的地方一般在井口和井口到计量分离站这段管线(第二种流程)，或集油管中液量最少的端点井部分(第一、第三种流程)。
四、系统的密闭程度
在油气集输过程中，利用地层能量阶段必须是密闭的。当地层剩余能量消耗殆尽，为了完成集输流程中规定的工艺内容，液体需用泵送设备补给能量，这一环节称为转油或接转。然而，由于一般的泵送设备对含气液体不能很好地工作，所以经常使原油进入分离系统的最后一级，即常压油罐，进行彻底的脱气，这样原油与大气相通，就出现了流程中的非密闭点，蒸发损耗相继发生。
目前，我国各油田蒸发损耗的情况不一，集输流程密闭和原油稳定工艺配套的，蒸发损耗串已经降到0.3％-0.5％，具有国际先进水平；也有一部分油田流程不密闭，稳定工艺不配套，蒸发损耗率为1％-3％。后者急需对集输流程进行以降低蒸发损耗为核心的技术改造。
可以认为转油或接转环节是流程密闭与否的关键环节。为此，一方面应该尽量减少流程中的接转环节，一方面还应在必要的接转环节上加强密闭，减少原油损耗的可能性。
减少接转环节要从地层能量的合理利用和转油(接转)站的布局来解决。这里仅就转油站密闭和降低损耗问题提出两个特殊措施。
第一是从转输油泵的性能来解决，选用或研制适合于油田工作特点的自吸能力较强的可以
输送混气原油的泵。这样，在转油站上，分离器中的原油可以直接进泵，没有必要在常压罐中进行彻底脱气。转油站的原油计量可在转油泵出口通过计量仪表进行。在高于分离压力状态下原油中不会因游离气体而影响仪表的计量准确性。
第二是减少含气原油进入油罐时的携带效应及进行原油稳定。
为了减少进入油罐的气体量，实际上都不在油罐中进行最后一级分离，而在油罐附近设置油气分离器，尽量除去自由气体。但这不是根本解决问题的办法，因为油罐的液柱高度要求，再加上进罐管线的阻力，分离器压力最低不能低于0.1兆帕(表压)，因而进罐原油中仍含有部分气体，并在油罐脱气过程中产生剧烈的搅动，气体的携带效应比在分离器中更为严重。分离器控制压力越高，这种携带效应越严重。油罐逸出的气体中，多数是在常温下呈气态的1C 、2C 、3C 等轻烃，同时携带走5C 、6C 等较重的烃类，损失掉宝贵的轻馏分。
原油稳定的目的就是从分离以后的原油中尽可能多地脱除1C 一4C 组分，使原油在常温、常压下储存时没有产生携带效应的机会，因而保持稳定状态。原油稳定的方法有多级分离、负压脱气、加热闪蒸、加热精馏等。原油的稳定深度和稳定方法要根据原油中轻组分含量的多少，经过技术经济比较才能确定。如果原油经油气分离后，1C 一4C 的质量含量小于0.5％时，一般可不需稳定。
我国目前规定，稳定后的原油饱和蒸气压，在最高储存温度下应不超过当地的大气压；采用铁路或水路运输的原油饱和蒸气压还应略低一些。原油稳定深度，应控制6C 组分脱出量不超过稳定前原油中6C 总含量的5％，以免影响炼油厂的汽油收率。
原油稳定产生的气体一般随油田伴生气进轻烃回收装置。油田伴生气除含有大量的甲烷以外，还含有不少2C 一6C 的烃类，它们是宝贵的化工原料和液化气燃料，因而世界各国都很重视从油田气中回收轻烃。回收的方法随油田伴生气的组分、产量及要回收的产品种类不同而有所不同。主要采用冷冻分离的方法。由于回收轻烃的组分和多少不同，冷冻的深度也不同。如主要回收3C 以上的轻烃，只需要冷到 -20 ~ - 40℃，一般就能见到效果，这种冷冻称之为浅冷。如要回收2C 以上的轻烃，则要冷到-100℃，乃至更低，这种冷冻称之为深冷。浅冷法工艺较简单，但伴生气中的丙烷只能回收20％一50％。深冷法工艺较复杂，但效果较好，可回收70％一90％的乙烷，95％以上的丙烷，和几乎全部的丁烷以上的组分。
五、管网
油矿的管网是根据其输送介质的品种和压力级别划分的，主要分为液体、气体和气液混相三类。一般来说，井口到分离接转站之间为混相，分离接转站与脱水站之间为气体和液体(含水原油)，脱水站与矿场油库或外输油、气首站之间也是气体和液体(纯油)。在矿场内部含水油和净化油是严格分输的。不同油藏所生产的原油，如果其组分、性质差异很悬殊，根据它们加工方向的要求，有时也采用不同的管网分别输送。
就压力而言，一般油矿的管网有高压和低压两套，也有的设中压管网。高、中、低压是相对的，以不互相干扰生产又能自成压力系统为前提。
输送同类介质，在同一压力系统下工作的管网称为一套管网，管网的套数及其状况在很大程度上能够说明集输流程的工作。
管网的安排主要决定于系统的集中和分散的情况，它在地面建设中占投资的比例很大。管网布置同流程中每个工艺环节有关，同油田所在地区的自然条件和社会条件有关，同油田生产系统的总体布局有关，因此需要认真推敲，仔细研究。
六、自动化问题
集输系统的自动化程度对集输流程的安排有很大影响，近年来集输自动化在一些国家发展很快。由于油田工作地区范围广、操作分散，自动化对于减少操作管理人员，减少经营管理费用，稳定生产过程和产品质量，减轻操作工人的劳动强度和改善劳动条件等都有其优越之处。
目前国外在集输系统中积极采用的是在精确计量下进行输转的矿场集输自动控制。这种自动控制系统不仅自动输转和计量，而且能进行仪表校验，测量温度以及对密度进行温度补偿，还能记录出原油中水和杂质的含量。
应该注意。集输系统的自动化一定要同整个油田的自动化水平相适应，同采油过程的自动化控制相配合，着力于提高采、输一体的自动化水平。同时还要加强自动化仪表的维护和管理，以及仪表维修系统的配套建设，提高操作人员的技术素质和技术水平。
第三节矿场油气集输流程选例
一、萨尔图油气集输流程
萨尔图流程是在大庆会战初期，根据油田早期横切割内部注水开发方案和油田具体情况创造出来的。它的特点是单井计量、多井串联、油气混输、集中处理。如图1-5所示。
这种流程在井场(自喷井或抽油井)上设有计量分离器和水套加热炉联合装置，为本井油、气计量和加热保温用。加热炉的燃料取自分气包分出的天然气。水套加热炉中的热水用做井场管线伴热、井口房保温、采油树油嘴和防喷管保温。利用热水和回水的密度差促成自然循环，使回水回到水套加热炉中。油气计量前经水套加热炉加热后进入计量分离器，油、分别计量后再度混合进入井排集油管线。井排集油管线串联若干口井，并隔一定距离设有分气包和干线加热炉，就地利用伴生气为本集油管线分段加热。
混相输送的集油管线进入转油站，在这里进行油气分离，原油脱水净化，天然气脱水。脱水后的净化油泵输到装车外运油库或管线外输首站。脱水的天然气送往压气站或用户。
这是一种典型的单井计量、集中分离的流程，它适用于油层压力高而且保持比较好，单井产量高而且能量差别小，采用横切割注水的行列式开发井网。
它的优点是：
(1)同双管、三管流程相比，本流程省钢材，省投资，施工速度快，投产见效早；
(2)多井串联、成排进站，每个转油站所辖井数多，泵站显著少；节省大量机、泵、炉，便于集中处理。
它的缺点是：
(1)对于地质复杂、断层多、油井压力变化大的区块，由于各井生产能力差别较大，流程中各井相互干扰严重，甚至端点井进不了集油管线；
(2)计量点、加热点过多而且分散，不便于操作管理；
(3)随着含水上升、产液量增加，适应能力差，而且不便于改造。
二、单井进站、集中计量、油气混输、集中分离流程
这种流程又叫做小站流程，是将计量站布置在8-10口井的适当位置上，每口井单管油气混
输集中到计量站内。单井来的油气先经过水套式加热炉加热，之后进计量分离器分别对油、气计量，完成计量后的油、气再度混合进集油管线出站。不做单井计量的油井，一般是将油气混输到计量站，经总机关阀组切换，直接进入出站集油管线。也有的在出站之前进入生产分离器，对油、气的总量分别计量，之后再次混合进集油管线出站，如图1-6所示。
计量站以后，视地层(或抽油井)剩余能量的消耗情况，有的直接进分离脱水转油站进行油、气集中分离、脱水净化。脱水后的天然气输至天然气处理站，回收其中的轻烃，而脱水后的原油进稳定装置做稳定处理。为了便于管理，有时把原油稳定和天然气轻烃回收都安排在转油站内，这样有利于热能和动力的集中使用，这样的转油站工艺内容较多，称做集中处理站。处理以后的原油输至矿场油库或外输首站，干气输至矿场压气站增压外输到化工厂或其他用户。矿场上把计量站、集中处理站的布局称作两级布站，它密闭程度较高，油气损耗较小，能量利用合理，便于集中管理，是比较好的布局方法。
有时集输的范围比较广，单靠地层(或抽油井)的剩余能量不能完成两级布站，在集输流程上增加一个接转站环节。即计量站以后的集油管线进分离接转站，油、气分离以后，天然气经过计量进入集气管网，以便集中处理，原油靠转轴泵补给能量，经计量输送转油站或集中处理站。这种包括计量站、接转站、集中处理站的布局称为三级布站。显然它多了一个管理环节，而且在混气原油泵输问题未解决之前，往往分离以后的原油进入常压罐脱气，造成流程上的开口，破坏了集中处理站以前的密闭，增加了油、气损耗。而且，这样的原油再进行稳定处理就失去了意义。因此，集输流程的设计一般不采用三级布站．实在因客观条件限制定要设接转站时，也要采取措施既使原油不进常压罐脱气又能使转输泵正常工作，保证接转这一环节的密闭程度。大庆油田在这方面就有比较成熟的经验。
这种流程的优点：
(1)井场上一般都设有水套加热炉，它除用来加热油井产物外，还可用来实现热油循环清蜡：
(2)计量站设备简单；
(3)节省钢材，因为只有一条集油管线；
(4)对地质条件复杂的油井适应性较强。
它的缺点是：
(1)井场上的水套加热炉给管理带来不便，也难于实现自动化；
(2)停井或作业时需要清扫管线，否则会堵塞管线；
(3)对无气或少气的油井，有时井场水套炉需要另敷设供气管线。
三、单井进站、伴热保温、集中计量、油气混输、集中分离流程
显然，这类流程比“小站流程”多了一项伴热保温措施，它尤其适用于低压、低产、低气油比而原油流动性又很差的油田这类流程又可分为：
(一)蒸汽伴随流程(二管流程)
蒸汽锅炉设在计量站，蒸汽经管线送至井口，对单井进站管线和井口伴随加热保温。因为计量站多了锅炉及其给水设备，成为一个较大的管理环节。一般把这样的计量站与接转站合在一起，成为集中计量、集中分离的类型，如图1-7所示。
它的优点是：
(1)对集输困难的油井适应性较强；
(2)井场简化、集中计量、集中管理，便于实现油井集中控制和自动化；
(3)停井和作业方便，不会堵塞管线。
它的缺点是：
(1)蒸汽耗量大，一般为250~300公斤／公里(大庆地区)，冷凝水不回收，热量损失大，需要配套建设供水管线系统；
(2)锅炉结垢严重，热效率低，寿命短，蒸汽管线易腐蚀穿孔；
(3)一次投资和经营费用都比较高。
除非特殊需要，一般不采用这种流程。
(二)热水伴随流程(三管流程)
计量站设水罐、水泵、热水炉，经升温后的热水由站内总机关阀组分配到各油井。去油井的热水管线单独保温并对井口装置伴随加热。回水管线与油井出油管线共同保温在一起，在进站的沿途对油管线加热，回水在总机关阀组处汇合进入站内水罐，循环使用。为了集中管理，有时把这样的计量站和接转站结合在一起成为集中计量、集中分离流程，如图1-8所示。也有的油、气计量后，直接混相进入干线到集中处理站分离。
热水出口温度一般为110~120℃，回水温度60℃左右，循环水量为1.2~1.6吨／(公里小时)，油气混合物进站温度一般不低于40℃。
它的优点：
(1)对集输困难的油井适应性较强；
(2)井场简化、集中计量、集中管理，便于实现油井集中控制和自动化；
(3)停井和作业方便，不会堵塞管线；
(4)比掺水、掺油流程计量方便而准确。
它的缺点是：
(1)一次投资、钢材消耗和施工工作量较大；
(2)计量站流程显得复杂，不便于生产管理。
四、掺水降粘流程
我国有许多高粘油田，如辽河的高升油田，大港的羊三木、王官屯、孔店油田，胜利的孤岛油田等，原油的粘度在1000毫帕·秒以上。由于原油的粘度高，油井回压高，抽油机负荷重，抽油井不能正常生产。为了降低这种原油的表观粘度，在稠油中掺入一定数量、一定浓度的活性剂水溶液，使稠油形成水包油型乳状液，使原来油与油、油与管壁之间的摩擦，变成水与水、水与管壁的摩擦，使表观粘度大大降低。将活性水注入井中经井下泵作用也能减少稠油在井筒中的流动阻力，改善了稠油的流动特性。
这种流程一般表现为双管流程，如图1-9所示。
一般在大站配制活性水，或者利用脱水以后经过处理的含油污水(含有一定浓度的活性剂)，把它泵送到计量站的配水阀组，通过掺水管线送到井口。用水嘴按规定的流量注入套管，经过井下泵作用，水包油型乳状液出井到计量站。气液两相分离、计量以后，混相输送到大站。油井停抽时，打开井口循环阀门，用活性水顶替出油管线中的稠油，并保持适量的循环，以防活性水冻结。
在计量站计量得到的产液量，其中包括油层水和掺入的活性水，需测定总含水率，计量活性水的掺入量，最后通过计算得出本井的产油量和产水量。
这个流程的优点是：
(1)解决了高粘度原油的开采问题；
(2)投产容易，停产简单，管理方便，生产安全：
(3)井场、干线不设加热炉，节约燃料；
(4)有效地降低回压，可适当扩大泵站的集油范围，特别在原油含水率处在转相阶段，更有利于降粘和脱水；
(5)井场设备少，有利于实行自动化管理。
它的缺点是:
(1)掺入各井的活性水量不易稳定控制，掺入水、地下水、产油量无法分别直接计量，给油
田动态分析造成一定的困难；
(2)污水循环使用，管线腐蚀、结垢严重。
五、密闭集输流程
为了减少油气损耗，提高管理水平，近年来各油田都在逐步推广密闭集输流程。有两种密闭流程型式。
(一)加热密闭流程
根据客观条件，密闭流程可以是加热的，如图1-10所示。
如果油井产量低、含蜡高、粘度高、含水少或者当地气温低，为了保证油井出油管线正常生产和计量分离器正常工作，可以在井场、计量站设加热炉。计量以后的油、气混合输送进入集中处理站，集中分离，分别处理。当集输范围太大，必须设接转站时，接转站应该在油、气分离以后，液体进压力分离缓冲罐，使液体在缓冲罐中进一步分离脱气，油、气两相尽量接近相态平衡，以保证转输泵正常工作。为使进泵前不因压力降低而再次脱气，在工程上常常采取增加进泵的灌注头、放大进泵管径、缩短泵与罐间的距离等办法。更重要的措施是要创造条件使缓冲罐中的相平衡状态更加稳定，尽量消除原油中的悬浮气泡。为此常常加大缓冲罐的容积即延长原油的停留时间，使悬浮气泡有充分的机会上浮并进入气相空间；也可以提高原油的温度即降低原油的粘度，使悬浮气泡上升过程中遇到阻力较小，加快上浮和进入气相空间的速度。
然而，这种流程也不是一成不变的。随着油田开发进入中、高含水期，油井采液量增加，含水上升，出液温度也随之升高，油井出油管线和计量分离器的热力工况会越来越好。有的油田根据这一情况，逐步取消了井口和计量站的加热设备。
(二)不加热密闭流程
这种流程往往是已开发的老油田处在中、高含水期，经过技术改造后的流程，如图1-11所示。
它以一个集中处理站为核心，着眼于集中处理站所辖范围内所有油井、计量站、接转站的不加热密闭集输。
把流程改造为不加热密闭流程时，一般要注意以下几个问题：
首先，要分析井口产液量的温度。随着油田处在中、高含水期，如油井产油量保持初期产量，则产液量将成倍增加，一般井口温度都有所提高。如果这一温度高于析蜡温度，说明油井不再需要热油清蜡；如果高于原油凝固点，说明地面集输管线可以利用这一热能而不需要在井口设加热设备。事实上，除我国高寒地区以外，大部分油田油井原油含水率在40％~60％时，井口温度一般都高于凝固点10~20℃，这就为井口到计量站之间实现不加热输送创造了条件。计量站和大站之间，油井汇合的数量越多，液量也越大，集油管线的热力条件会越好，一般不需设干线加热炉。
如果管线采用外防水的硬聚酸脂泡沫塑料防腐保温材料，管线的热力条件会更好。
其次，关于油井停井再启动问题，如果属于作业、检修等计划停业，应事先做好安排，停井之前须将管线扫空。实践证明空管再启动最高回压不会超过规定值的1.2倍，而且时间较短，一般抽油机都能承受。对于突然停井(如故障停电)，高含水油井有较好的适应性，管线停输后虽有油水分层，因水的比热大约是油的2倍，而且管线中水量大于油量，再启动的水力、热力条件不会严重恶化。当然，停井超过8小时需采取扫线措施。低含水油井应该考虑突然停井问题，一般采用井口加活性水，通过管道破乳使之在正常生产中出现连续相的水，改善介质与管壁之间水力摩擦关系。实践证明对于这种油井的停电再启动，最高井口回压不超过规定值的2倍。
再次，关于降低井口回压问题，通常采用系统加活性剂，通过管道破乳、防蜡、减阻，降低系统的水力损失，从而降低系统中的井口回压。具体做法是在集中处理站所辖范围内，寻找
本系统最远的端点井，原油含水最低、原油物性最差的油井，在井口出油管线连续加入活性水，在改善这些油井管线流动状态的同时，也改善了这些油井进入的集油管线的流动状态。这样，凡进入这条集油管线的其他油井都将受益，因而不必每口井都加药剂，以减少管理工作的难度。由于系统的水力工况得到改善，原来运行的接转站可以相继停运。也可以放大接转站以后的集油管径或采用集中分离，油、气分输的办法，以达到取消接转站的目的。
最后，关于集中处理工艺问题．集中处理站以前实现了不加热密闭集输，那么在站内集中处理工艺上亦应该加强密闭。经过管道破乳，大量的游离水应该在压力密闭条件下脱出利用，以减少脱水加热的热负荷。含乳化水的原油应该在压力缓冲罐内密闭脱气，以保证脱水泵能正常工作。加热、脱水以后的净化油应直接进入原油稳定系统，经过稳定工艺处理过的原油才能进入常压的净化油储油罐。在上述密闭处理过程中，要处理好不同压力条件下天然气的集中回收和脱水处理问题，以便送往天然气净化站，集中进行冷冻净化。
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
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 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 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 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 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》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。
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
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
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
第二章长距离输油管道输送工艺技术 1. 概述 长距离输油管道通常是指距离长、管径大、输量高的原油管道，输送压力高而且平稳。由输油站和管路两部分组成，输油站分为首站、若干中间加压站、若干中间加热站及末站，其任务是供给油流一定的压力能和热能，将原油安全、经济地输送给用户；管路上每隔一定距离设有为减少事故危害、便于抢修，可紧急关闭的若干截断阀室以及阴极保护站。 输送原油的粘度和凝固点比较低，可以采用不加热直接输送的方式，但是具有较高凝固点和粘度的原油，就需要经过加热后输送，或者经过改性，采用不加热的常温输送方式。北美国家的输油管道多是输送低凝点、低粘度原油，所以多为不加热输送。对于凝点和粘度较高的原油均采用加热输送（如美国全美管道和科林加管道）。随着原油流变性的研究，原油添加化学降凝剂后常温输送技术也应用于一些原油管道运行管理中。由于实际生产需要和常温输送的工艺优越性，促使此项技术日趋成熟。近20年来，我国有10多条原油管道试验研究了添加化学降凝剂输送技术，取得的技术成果和经济效益是十分明显的。 1.1 高凝点、高粘原油的输送 我国生产的原油多属高含蜡、高凝固点、高粘度原油，对于凝固点、粘度较高的原油来说，输送工艺可分为两种类型，一是加热输送，另一是常温输送。我们在加热输送高凝、高粘原油方面积累了丰富非经验，但加热输送有其弱点，一
是低输量受到热力条件的制约，二是一旦发生事故停输，必须立即抢修，及时恢复运行，否则，较长时间的停输会酿成凝管事故。 1.1.1 加热输送工艺 加热输送是指将原油加热后进入管道加压输送，通过提高原油输送温度降低其粘度，来减少管路摩阻损失。原油管道加热输送存在两方面的能量损失，散热损失和摩阻损失。热油向下站输送过程中，由于其温度高于管路周围的环境温度，存在径向温差，热油携带的热能将不断地往管外散失，因而使油流温度在向前输送过程中逐渐降低，引起轴向散热损失，油流温度下降，粘度上升，单位长度管路的压降逐渐增大。需要重视的是油流温度接近凝固点时，单位长度管路的压降会急剧上升，容易出现管道事故。我国原油大多具有粘度大、凝固点高的性质，加热输送工艺是国内原油管道常用的一种输送工艺。 还有两种不常用的加热方式，一是以阿拉斯加管道为代表，该各管线原油流速达3.13m/s,原油在高速下摩擦所产生的热能足以弥补沿程热损失，这种方式一般来说不经济，只能在特定场合下使用。另一种是利用电集肤效应加热，以印尼贝鲁克到米那斯管线为代表，长114km。 1.1.2 常温输送工艺 对于高含蜡原油管道输送，通常采用化学添加剂（降凝剂或流动改进剂、蜡晶抑制剂）、进行热处理、用轻烃馏份稀释原油、用水作成乳化液或形成水环等方式。
油气集输与处理工艺技术探讨 【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
( 安全论文 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 油气集输工艺分析(通用版) Safety is inseparable from production and efficiency. Only when safety is good can we ensure better production. Pay attention to safety at all times.
油气集输工艺分析(通用版) 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.Itr eferstoaseriesofprocessingandgatheringworkofoilandgasresou rcescollectedbydailyoilexplorationwork.Thisarticleanalyzes anddiscussestheoilandgasgatheringandtransportationtechnolo gyinChina. 关键词：油气集输；工艺；技术 Keywords：oilandgasgatheringandtransportation；process；
油气集输工艺流程优化 发表时间：2019-05-17T09:42:03.163Z 来源：《电力设备》2018年第33期作者： 1杜景田 2杨晶 3金广军 [导读] 摘要：随着我国经济的快速发展，社会在不断的进步，油田生产过程中，油井产物是油气水三相的混合物，经过分离处理，才能获得最佳的石油和天然气，满足油田生产的技术要求。 (1大庆油田有限责任公司第八采油厂第三油矿;2大庆油田有限责任公司第八采油厂第二油矿;3大庆油田有限责任公司第二采油厂第五作业区) 摘要：随着我国经济的快速发展，社会在不断的进步，油田生产过程中，油井产物是油气水三相的混合物，经过分离处理，才能获得最佳的石油和天然气，满足油田生产的技术要求。对油气集输的工艺流程进行优化，降低油气集输处理过程中的资金投入，提高油田油气集输处理的经济效益，促进油田生产健康发展。 关键词：油气集输；工艺流程；优化 引言 油气集输的流程就是油气在集输管网中的流动方向及生产过程，依据油田的生产实际，优选合适的油气集输工艺流程，达到降本增效的状态。合理的开采石油和天然气，不断提高油田生产企业的经济效益。 1油气集输工艺流程的概述 油气集输工艺是油田建设中的重要形式，对油田的生产具有重要的影响。科学化的油气集输工艺流程能够使油田建设更加平稳，使原油的开采和销售处于相对平衡的状态下，以此来提高原油和天然气产品的质量。油气集输工艺流程在油气建设中的应用，可以对工艺流程进行整体上的布局和工艺建设，为油田生产提供便利，也为此提升油田的生产效益。油井在生产石油和伴生天然气时是分散的，想要保证其正常的使用，就要通过各种有利的流程进行加工和处理，而将质量优良的原油和天然气送到炼油厂和天然气终端，这一过程就叫油气集输工艺。此种工艺流程能够通过单井管线将油井中排出的多种混合区进行气液分离。在分离之后，液体要进行脱水处理，脱水之后的原油可以送至油库进行暂时的保存，如果条件允许可以将其在送至回收装置中进行再次处理，以此来实现污水和泥沙的彻底处理。在进行气液分离中，天然气要通过脱硫进行处理，然后将气体进行液化石油和干气等产品的延伸，以此来保证干气在短时间内输送到首站位置，质量稍差的原油则可以进行直接销毁。 2油气集输工艺流程优化 2.1油气集输流程设计的管理 为了优化油气集输的工艺流程，确定最佳的流程走向，使其满足油田油气集输的技术要求。油气集输流程的设计和使用，尽可能利用油井本身所具有的能量，降低能量的消耗，从而减少油田油气集输过程中的投资。油气集输工艺流程尽可能密闭，避免油气的损耗。最大限度地收集油田生产的油气水的混合物，降低泄漏的几率，合理控制油田生产的各个环节，同时避免发生环境污染事故。将油气资源充分利用起来，生产出更多的合格的油气，为油田生产创造最佳的经济效益。合理控制油气集输工艺流程中的压力，减少泵输的环节，降低泵机组的电能消耗。扩大油气的集输半径，尽可能减少中间环节，降低设备的维护成本。避免各种蒸发损耗的情况发生，减少油气的损耗量。更好地利用油气集输系统的热能，降低油品的热能损失，避免温度降低，而导致的结蜡现象，克服油流的阻力，提高油流的集输效率。做好温度的整体控制，尤其冬季生产，做好冬防保温工作，减少热能的散失，保证油流的正常集输，达到预期的油气集输目的。在相同的生产工艺条件下，选择输送效率高的油气集输流程，对油气集输流程的维护管理方便，流程的故障率低，保证油田生产的顺利实施，达到预期的油气水分离处理效果。更好地完成油气集输处理生产任务，保证油田的计量站的计量效果，对油气分离器进行优选，使其达到最佳的量油测气的状态，获得精准的产液和产气数据资料，为油田的动态分析提供详实的数据。合理控制转油站的生产设备及工艺，在转油站中实施节能降耗的技术措施，降低各种能量的消耗，提高转油站运行的效率。针对联合站的油气水彻底分离处理，含油污水的净化处理以及注入水的加压等工序，加强密闭集输流程的管理，避免发生跑冒滴漏的现象，提高联合站处理的效率，满足油田生产的需要。 2.2密闭集输工艺流程的优化 密闭集输的工艺流程，是通过一个统一的水力学系统，将单井生产出来的油气水进行收集、处理的工艺流程。在整个流程中，没有任何一个敞口的大罐，降低了油气的损耗量，而且能够达到自动控制和管理的效果。对油气密闭技术工艺流程进行设计和管理，优选自控系统的设备和设施，提高油气集输系统的自动化程度，降低岗位员工的劳动强度，相应地降低油气集输的成本，才能提高油田生产的经济效益。为了达到密闭集输的技术要求，优选最佳的油气集输设备，应用油气水三相分离器，实现油气水三相的分离。而如果选择的是油气分离器，只能实现液相和气相的分离，液相中的油和水，需要经过沉降罐进一步沉积分离，增加了油气集输设备的投资和管理成本，因此，优化油气水三相分离器，达到最优化的油气集输设备的选择状态。在本采油厂的改造中就淘汰了气液分离器和陶粒脱水器等设备，根据油田开发阶段和各管理区实际情况实现了以三相分离器和电脱水器为主，沉降罐为辅的工艺从而达到了优化流程、节能减排的目的。 2.3含油污水处理流程优化 对于油田的含油污水，经转油站的三相分离器分离出来的含油污水，通过掺水泵或热洗泵加压后，输送给计量站，对油井的进行掺水或者热洗，达到降低油流黏度，提高油气集输效率的目的。更多的含油污水经过联合站的含油污水处理工艺流程，经过除油和除去悬浮物的处理，使水质达到注入水的水质标准，输送给注水站。含油污水处理的关键设备是除油器，也可利用浮选机，更好地除去含油污水中的油，利用收油泵将其回收，作为油田产量的一部分。去除悬浮颗粒的方式就是过滤，应用各级过滤材料，使其悬浮颗粒的含量达到水质标准。注水泵站内经过高压注水泵升压处理，再通过配水间分配给每口注水井，依据油田配注要求，将其注入到油层，实现水驱开发效果。油田开发进入中后期，合理控制注水压力和注水量，不断提高油田的产能。 2.4油气集输工艺流程的发展趋势 随着数字化油田管理的不断深入，现代化的管理手段不断涌现，一批新的工艺技术措施应用于油田生产实际中。加强对油气集输工艺流程的优化，建立实时监控系统，实现远程的监控管理，对油气集输的各个环节进行自动控制，合理控制压力容器的液位和压力，实施报警预警管理机制，避免发生安全事故，保证油田生产的安全。研究和应用自动化的仪器仪表设备，实时采集油田生产数据，对油气集输工艺流程进行实时监控管理，及时发现流程中存在的安全隐患问题，采取应急的处理措施，避免发生大量油气泄漏事故，提高油气集输处理的安全系数。应用现代化管理的手段，降低岗位员工的劳动强度，发挥人工智能的优势，提高电子巡检的频次，及时发现集输流程出现的