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站，经处理后外输。
从接转站到集中处理站或压气站的油田气输送管线为集气管线。
从抽油井回收的套管气，和从油罐回收的烃蒸气，可纳入集气管线。
集气管线要采取防冻措施。
集输管线热力条件的选择根据中国多数油田生产“三高”原油（含蜡量高、凝固点高、粘度高）的具体情况,为使集输过程中油、气、水不凝，作到低粘度,安全输送，从油井井口至计量站或接转站间，一般采用加热集输。
主要方法有：①井口设置水套加热炉，并在管线上配置加热炉，加热油气；②井口和出油管线用蒸汽或热水伴热；③从井口掺入热水或热油等。
不加热集输是近几年发展起来的一项技术，能获得很好的技术经济效益。
除油井产物有足够的温度或含水率，已具备不需加热的有利条件外，还应根据情况，选用以下技术措施：①周期性地从井口向出油管线、集油管线投橡胶球或化学剂球清蜡,同时,管线须深埋或进行保温；②选择一部分含水油井从井口加入化学剂，以便在管线内破乳、减摩阻、降粘；③连续地从井口掺入常温水（可含少量化学剂）集输。
在接转站以后，一般均需加热输送。
集输管线的路径选择要求：①根据井、站位置；②线路尽可能短而直，设置必要的穿跨越工程；③综合考虑沿线地形、地物以及同其他管线的关系；④满足工艺需要，并设置相应的清扫管线和处理事故的设施。
集输管线的管径和壁厚，以及保温措施等，要通过水力计算、热力计算和强度计算确定。
2、油井产物计量是为了掌握油井生产动态，一般在计量站上进行。
每座计量站管辖油井 5～10口或更多一些，对每口油井生产的油、气、水日产量要定期、定时、轮换进行计量。
气、液在计量分离器中分离并进行分别计量后，再混合进入集油管线（图2）。
计量分离器分两相和三相两类。
两相分离器把油井产物分为气体和液体；三相分离器把高含水的油井产物分为气体、游离水和乳化油；然后用流量仪表分别计量出体积流量。
含水油的体积流量须换算为原油质量流量。
油井油、气、水计量允许误差为±10％。
油田油气集输气液分离为了满足油气处理、贮存和外输的需要，气、液混合物要进行分离。
气、液分离工艺与油气组分、压力、温度有关。
高压油井产物宜采用多级分离工艺。
生产分离器也有两相和三相两类。
因油、气、水比重不同，可采用重力、离心等方法将油、气、水分离。
分离器结构型式有立式和卧式；有高、中、低不同的压力等级。
分离器的型式和大小应按处理气、液量和压力大小等选定。
处理量较大的分离器采用卧式结构。
分离后的气、液分别进入不同的管线。
3、接转增压当油井产物不能靠自身压力继续输送时，需接转增压,继续输送。
一般气、液分离后分别增压:液体用油泵增压；气体用油田气压缩机增压。
为保证平稳、安全运行和达到必要的工艺要求，液体增压站上必须有分离缓冲罐。
4、油罐烃蒸气回收将原油罐内气相压力保持在微正压下，用真空压缩机回收罐顶排出的烃蒸气（图2）。
油罐和压缩机必须配有可靠的自控仪表，确保安全运行。
5、油气处理在集中处理站、原油脱水站或压气站对原油和油田气进行处理。
生产符合外输标准的油气产品的工艺过程。
包括原油脱水、原油稳定、液烃回收以及油田气脱硫、脱水等工艺。
6、原油脱水脱除原油中的游离水和乳化水，达到外输原油含水量不大于0.5％的标准。
脱水方法根据原油物理性质、含水率、乳化程度、化学破乳剂性能等，通过试验确定。
一般采用热化学沉降法脱除游离水和电化学法脱除乳化水的工艺。
油中含有的盐分和携带的砂子，一般随水脱出。
化学沉降脱水应尽量与管道内的原油破乳相配合。
脱水器为密闭的立式或卧式容器，一般内装多层电极，自动控制油、水界面和输入电压，使操作平稳，脱出的污水进入污水处理场处理后回注油层。
中国在化学破乳剂合成、筛选和脱水设备研制方面取得成就。
7、原油稳定脱除原油中溶解的甲烷、乙烷、丙烷等烃类气体组分,防止它们在挥发时带走大量液烃,从而降低原油在贮运过程中的蒸发损耗。
稳定后的原油饱和蒸气压不超过最高贮存温度下当地的大气压。
在稳定过程中，还可获得液化气和天然汽油。
原油稳定可采用负压脱气、加热闪蒸和分馏等方法。
以负压脱气法为例，稳定工艺过程是：脱水后的原油进入稳定塔，用真空压缩机将原油中的气体抽出，送往油田气处理装置。
经过稳定的原油从塔底流出，进入贮油罐。
原油稳定与油气组分含量、原油物理性质、稳定深度要求等因素有关，由各油田根据具体情况选择合适的方法。
8、油田气处理油田气脱硫、脱水、液烃回收等工艺与天然气处理工艺基本相同（见天然气集气和处理）。
二、油气贮输(运)将符合外输标准的原油贮存、计量后外输（外运）和油田气加压计量后外输的过程。
1、原油贮存为了保证油田均衡、安全生产，外输站或矿场油库必须有满足一定贮存周期的油罐。
贮油罐的数量和总容量应根据油田产量、工艺要求、输送特点（铁道、水道、管道运输等不同方式）确定。
油罐一般为钢质立式圆筒形，有固定顶和浮顶两种型式，单座油罐容量一般为5000～20000m3。
油罐外壁设有保温包覆层,为减少热损失，易凝原油罐内设加热盘管，以保持罐内的原油温度，油罐上应设有消防和安全设施。
2、外输油气计量是油田产品进行内外交接时经济核算的依据。
计量要求有连续性，仪表精度高。
外输原油采用高精度的流量仪表连续计量出体积流量，乘以密度，减去含水量,求出质量流量,综合计量误差±0.35％。
原油流量仪表用相应精度等级的标准体积管进行定期标定。
另外也有用油罐检尺(量油)方法计算外输原油体积，再换算成原油质量流量。
外输油田气的计量，一般由节流装置和差压计构成的差压流量计，并附有压力和温度补偿，求出体积流量，综合计量误差±3％。
孔板节流装置用“干检验法”（由几何尺寸直接确定仪表精度）标定，也可用相应精度等级的音速喷嘴（临界流喷嘴）进行定期标定。
3、原油外输(运) 原油集输系统的最后一个环节。
管道输送是用油泵将原油从外输站直接向外输送，具有输油成本低、密闭连续运行等优点，是最主要的原油外输方法。
也有采用装铁路油罐车的运输方法，还有采用装油船(驳)的水道运输方法。
用铁路油罐车或油船(驳)向外运油时，需配备相应的装油栈桥和装油码头。
边远或零散的小油田也有采用油罐汽车的公路运输方法，相应地设有汽车装油站（点）。
四、结论由于石油开采在不同时期所含有的伴生物大不相同，所以在石油开采方面，油田开发者应时刻注意油田开采伴生物的变化，根据不同地理位置和不同环境下，对不同伴生物原油进行规划不同的油气集输工艺流程，找到最适合自己的油气集输工艺，不断完善和发展，使油田开采可以做到资源的最大化利用，为国家的发展和建设提供强有力的能源支持。
同时应该鼓励开发和利用新型能源，做到逐步替代矿石能源，在新能源开发领域走在世界的前沿，使自己不受能源的制约，以促进自身的发展。
