油气集输工艺
油气集输工艺流程
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人生无常 心安便是归处
目录 CONTENTS
油田地面工程工艺流程 油气集输工艺流程
ppt课件
2
一 油田地面工程工艺流程
ppt课件
3
油气田开发
地面工程
采油工程 钻井工程
油藏工程
地质工程
ppt课件
4
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5
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6
二 油气集输工艺流程
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7
集输布站方式
一级布站集输流程 二级布站集输流程 三级布站集输流程
(2)油气物性。 原油物性包括原油组分：蜡含量，胶含量，杂质含量，密 度，倾点和粘温关系等。
ppt课件
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(3)油田的布井方式、驱油方式和采油方式以及开发过 程中预期的井网调整及驱油方式和采油工艺的变化等。
(4)油田所处的地理位置、气象、水文、工程地质、地 震烈度等自然条件以及油田所在地的工农业发展情况、交通 运输、电力通讯、居民点和配套设施分布等社会条件。
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ppt课件
15
ppt课件
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适应性强，适用于自喷井、抽油机井、低压和低产井；井场简单，集 中计量、集中管理、易于实现自动化。
由于油井到计量站有三根管线，各站也需供水设施，所以耗钢材量大， 投资高；热水管线结垢、腐蚀严重，维修工作量大，热效率低。
ppt课件
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❖ 1、油气混合物从油井中出来在集输、中转、脱水、净化等过程中， 所用的都是密闭的管道输送，而不是用油罐车等其它不能保证密闭 的方法输送。
ppt课件
18
l—油井；2—三相分离器；3—四合一装置；4—二合一装置；5—发球筒；
6—输油泵；7—掺水泵；8—收球筒；9、20—加热炉；10—沉降罐；11、13、
油气集输新技术、新工艺、新设备
第一部分油气混输技术一、多相流输送工艺在自然条件十分恶劣的沙漠油田和海洋油田开发建设过程中，油气集输系统的建设投资和运行管理费用要比常规的陆上油田开发高得多。
由于两相或多相混输，省去了一条管线，可节省开发工程投资和操作费用，另外还可使恶劣地域（或海域）内的油气田得到开发。
据预测，利用这种技术可使开发工程投资减少10~40%。
发达国家对这类油田已有采用长距离油气混输工艺技术的，并已取得了较好的经济效益（见表1）。
到目前为止，世界上的长距离混输管线已超过200条，其中大部分集中在北海、美国、澳大利亚、加勒比海，但这些混输管线多属于天然气－凝析液管道。
据报道北海Troll气田到Oseberg油田的混输管线长50Km，所输流体是未经处理的井流体，是油、气、水、砂等的混合物。
进入九十年代，随着我国海洋石油的开发，先后在渤海铺设了锦州20-2天然气/凝析液混输管线和东海平湖天然气/凝析液混输管线。
锦州20-2海底管道全长51km，水下部分约48.57km，采用12英寸管线，外敷5mm煤焦油瓷漆防腐层，50mm混凝土加重层。
管材为X52，立管区管材X56。
海管为开沟敷设，覆土高度2m以上，采用自然覆土法，只在离着陆点4km范围内采用局部覆土。
海管的最大水深为15.425m，每10个焊口设牺牲阳极一个，管道着陆点处有绝缘接头。
海管于92年5~10月施工，年底投产。
平均输气量为1.0×106m3 /d，凝析油为600m3/d，管道起点压力为6.0~6.5MPa，压降大约为1.0~1.3MPa。
平湖油气田位于东海大陆架西湖凹陷西斜坡，水深约87.5m。
处理过的天然气通过东海平湖凝析天然气管道从海上平台输送到陆上的油气处理场。
平湖油气田包括一座钻井采油平台及两条海底管线和陆上油气处理厂。
其中一条海管是长为386.14km，管子外径为355.6mm 的气管线，从平台至南汇嘴；另一条为长约305.8km，管子外径为254mm的油管线，从平台至岱山岛；陆上处理厂位于上海市的南汇嘴。
油气集输工艺流程PPT课件
井场
联合站
原油库
井场
计量 阀组 计量站
联合站
原油库
井场
计量站
转油站.
联合站
原油库 9
布管形式
单管集输流程 双管集输流程 三管集输流程
.
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布管形式
.
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.
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适用于原油凝点高、单井产量大于10t/d，
生产气油比大于30m3/t，
且采油井能连续生产的油田. 。
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适应性强，适用于自喷井、抽油机井、低压和低产井；井场简单，集 中计量、集中管理、易于实现自动化。
❖ 3、原油要经过稳定处理，天然气要脱除轻油和水，并且将轻质油 和污水回收。由于从含水油中脱除和沉降出来的污水中还有一定的 原油，因而要将污水中的原油回收处理成合格的原油。在生产过程 中排放的污油、污水、天然气等全部回收处理，中间不开口。
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l—油井；2—三相分离器；3—四合一装置；4—二合一装置；5—发球筒；
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人生无常 心安便是归处
目录 CONTENTS
油田地面工程工艺流程 油气集输工艺流程
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一 油田地面工程工艺流程
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3
油气田开发
地面工程
采油工程 钻井工程
油藏工程
地质工程
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二 油气集输工艺流程
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集输布站方式
一级布站集输流程 二级布站集输流程 三级布站集输流程
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集输布站方式
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(3)油田的布井方式、驱油方式和采油方式以及开发过 程中预期的井网调整及驱油方式和采油工艺的变化等。
油气集输的工艺流程及处理工艺分析
油气集输的工艺流程及处理工艺分析摘要：在油田的加工过程中，原油和天然气是一种混合物，只有经过有效的分离，才能得到标准的原油和天然气。
通过对该工艺的不断优化，在油气集输过程中，我们应尽量降低投资，提高其处理效益，推动油田的平稳发展。
关键词：油气集输；工艺流程；处理方法前言为提高原油产量，优化原油集输、处理工艺，使原油水分的分离得到更好的利用。
通过优化油气集输工艺技术，可以充分利用高效油气水分离技术的优点，改善石油天然气水处理的质量，确保油气集输工艺的顺利实施，实现油田的最优输出。
一、油气集输的相关介绍（一）原油脱水从油井中提取出来的石油一般都有一定的湿气，如果含水量过高，就会影响到储运工作，造成很大的浪费，而且会消耗更多的设备;从含水量的角度来看，大多数是含盐的，这样会对设备和容器造成更大的腐蚀。
在炼油过程中，将水和原油一起加热，会引起水的蒸发和膨胀，使其压力增大，对正常的生产和产品质量都会有很大的影响，甚至会发生爆炸。
因此，在进行原油外运前，我们必须进行脱水操作。
（二）原油脱气通过下面的两个装置，即分离机和稳定器，将轻烃成分分离出来，这个过程就是原油的脱气。
符合有关规定的原油，经纯化后，含水量不能超过0.5%，1吨含气的原油不能超过1立方米。
当原油靠近井口的时候，随着压力和温度的变化，会形成一种气体和液体。
为了满足多个操作的要求，例如加工和储存，需要用不同的管道将气体和液体分开，这个过程称为物理和机械分离。
它是石油和天然气分离的高效装置。
即使是对于石油、天然气和泥沙，也能起到很好的作用。
按其形状，又可分为许多种，例如比较常用的垂直型分离机。
使气体产生汽化现象，使之与原油分离，就叫做原油稳定，使之与高压力组分分离，降低压力，从而达到原油的稳定性。
通常，它是最后一道加工工艺，当它达到了稳定状态，才能生产出商品油。
从国内原油的稳定性角度来看，主要是从C1到C4的分离，在稳定后，原油的蒸汽压力要低于这一区域的0.7倍，约0.071 MPa。
油气集输工艺(PPT 88页)
油田生产对集输系统的要求
3、节约能源、防止污染、保护环境
a.充分利用自喷井、抽油井的能量，减少转油环节， 在有条件的油田提高第一级的分离压力，减少动力消耗；
b.流程密闭，降低损耗； c.充分收集和利用油气资源，生产稳定原油、干气、 液化石油气、天然汽油等产品，减少油田生产的自耗气量； d.采用先进高效的处理设备，如高效分水设备、高效 注水泵等。
集输系统要满足提高经济效益的原则。具有经济性， 满足国家标准或有关规定，并且与供排水、供电、道路、 通讯、土建等密切配合，协调一致。
海上油气田生产辅助设施有别于陆上油田，考虑到海 上设施远离陆地，海上运输的困难，需要设置相应生产辅 助系统。
海上生产辅助系统包括：⑴安全系统；⑵中央控制系 统；⑶发电／配电系统；⑷仪表风／工厂风系统；⑸柴油、 海水和淡水系统；⑹供热系统；⑺空调与通风系统；⑻起 重设备；⑼生活住房系统；⑽排放系统；⑾放空系统；⑿ 通信系统；⒀化学药剂系统。
油井
支 线 集 气 管 道 油气混输管道
干线集气管道
集油管道
输
计量站
油
管
道
输气总站 原油处理站
外输 外输(运)
油库
油气集输工作任务与范围
油气集输的工作任务是将分散的油井产物、分别 测得各单井的原油、天然气和采出水的产量值后， 汇集、处理成出矿原油、天然气、液化石油气及 天然汽油，经储存、计量后输送给用户的的油田 生产过程。 油气集输的工作范围是指以油井为起点，矿场原 油库或输油、输气管线首站为终点的矿场业务。
油气集输工艺
张丽萍
油田油气集输与处理工艺
油田油气集输与处理工艺摘要：随着全球能源需求的不断增长，油田油气集输与处理工艺成为研究的热点。
本文旨在探讨油田油气集输与处理工艺的关键步骤，以提高油气生产效率和质量，同时满足环保要求。
本文分析井口生产与处理工艺、油气输送工艺、油气储存与调节工艺、油气分离与净化工艺以及气体处理与利用工艺等方面的重要内容。
通过对各个环节的深入研究，可以更好地理解和应用这些工艺步骤，以实现油田油气的高效、安全和可持续开发利用。
关键词：井口生产；油气输送；油气储存；油气处理前言：油田油气集输与处理工艺是石油工业中至关重要的环节，涉及从油井开采到最终产品输送的一系列工艺步骤。
随着全球对能源的需求不断增长，油田油气的高效开发和处理变得尤为重要。
有效的集输与处理工艺可以提高生产效率、优化资源利用、确保产品质量并减少对环境的不良影响。
本文旨在全面介绍油田油气集输与处理工艺的关键步骤，实现油田油气的可持续开发和利用，在提高产品纯度基础上更好满足环境保护提出的工艺处理需求。
一、井口生产与处理工艺一是根据油气井的特点和产量需求，选择适当的井口装置。
常见的井口装置包括油气分离器、调节阀、沉积池和油气计量装置等。
这些装置的选择应考虑井口条件、流体性质和操作要求等因素。
二是初步液体处理。
在油气从井口流出后，通常伴随着大量的液体，包括水和油液。
初步液体处理的目标是分离和去除这些液体，使得油气能更纯净地进入输送系统。
常见的处理方法包括重力分离、离心分离和过滤等。
三是根据油气的压力变化和输送要求，进行适当的压力调节与控制。
这可以通过调节阀、压力容器和压力传感器等设备来实现，以确保油气在输送过程中保持稳定的压力。
四是在初步液体处理后，进一步进行气液分离，将油、气和水分开。
常见的气液分离设备包括分离器和旋流器等。
通过这些设备，能有效地将气体和液体分离，以便后续的处理和运输。
五是油液计量。
为准确计量油液的产量，需安装油液计量装置。
这些装置通常使用流量计和压力传感器等设备，通过测量流体的体积和压力来计算油液的产量。
油气集输工艺
04
油气集输工艺流程：包括油气分
离、计量、净化、输送等环节
工艺流程
油气开采：通过钻
1
井、采油、采气等
方式获取油气资源
油气分离：将油气
2
混合物进行分离，
得到纯净的油气
油气输送：通过管
3
道、车辆等方式将
油气输送到加工处
理厂
油气加工处理：对
4
油气进行净化、分
离、提纯等处理，
得到成品油和天然
气
油气储存：将成品
2 高生产效率和降低
人工成本
3
智能决策：利用大
数据和人工智能技
术，实现智能决策
和优化生产过程
绿色低碳
01 减少碳排放：通过优化工艺流程，降低能 源消耗，减少碳排放
02 提高能源利用效率：通过技术创新，提高 能源利用效率，降低能源消耗
03 发展可再生能源：利用太阳能、风能等可 再生能源，降低对化石能源的依赖
03 油气输送技术：将油气输送到 下游加工厂
04 油气储存技术：将油气储存在 储罐中，以备后续使用
3
提高效率
自动化：采用自动 化设备，降低人工
操作成本
优化设计：优化工 艺设计，提高设备 利用率和生产效率
优化流程：减少不 必要的环节，提高
整体效率
节能减排：采用节 能技术，降低能耗，
减少排放
降低成本
5
油和天然气储存在
储罐中，等待销售
或运输
油气销售：将成品
6
油和天然气销售给
终端用户，完成整
个工艺流程
主要设备
STEP1
STEP2
STEP3
STEP4
油气分离器： 用于分离油 气混合物中 的油和气
油气集输工艺简介
油气集输工艺简介1. 概述油气集输工艺是指将油气田产出的原油、天然气等能源从井口输送至加工厂或储罐等目的地的过程。
在这个过程中，包括采集、处理、储存、输送等一系列工艺环节。
2. 油气采集油气采集是指将油气从产油井、气井等井口采集出来的过程。
这里主要涉及到以下几个环节：•注水/注气：注水/注气是为了维持井内压力，以提高采油采气效率。
注入的水或气体可以压制井底的水压，从而推动油气向井口流动。
•人工举升：对于一些老旧的油气井来说，常常需要通过人工举升的方式将油气采集出来。
这种方式主要依靠机械或电动驱动的杆/泵来提升井底的油气。
•电泵抽采：电泵抽采是一种常用的油气采集方式。
通过电动泵在井口提供一定压力，将油气由井底抽上来。
3. 油气处理油气处理是指将采集到的原油、天然气等进行处理，以去除其中的杂质和不纯物质，确保油气达到一定的质量标准。
油气处理的过程包括以下几个环节：•沉淀和过滤：通过沉淀和过滤的方式，将原油中的悬浮物和固体杂质去除。
•分离：采用物理或化学方法将油气中的水分、硫化物等有害物质分离出来。
这个过程中常常使用分离器、沉淀罐等设备。
•脱酸/脱硫：对于高硫原油或天然气来说，脱酸/脱硫是必要的工艺环节。
通过添加脱除剂，将原油或天然气中的硫化物去除。
4. 油气储存油气储存是指将处理后的原油、天然气等能源暂时存放在储罐、气罐等设备中，以备后续输送或利用。
这个过程中主要考虑以下几个因素：•储罐设计：储罐的设计需要考虑储存的油气类型、储存量、压力等因素。
根据不同的需要，可采用钢制、玻璃钢等材料进行储罐的建造。
•防火措施：储罐应采取防火措施，防止火灾事故的发生。
常见的防火措施包括安装防火灭火设备、划定防火区域、保持储罐周围的清洁等。
5. 油气输送油气输送是指将处理和储存后的油气从产油地或气田运送到加工厂、终端用户等目的地的过程。
常用的油气输送方式有以下几种：•管道输送：利用管道输送是一种常见的油气运输方式。
具有输送量大、输送距离远、安全可靠等优点。
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原油密闭率
原油密闭率：指从生产井口至进原油稳定装置前 这一段流程中，在完全密闭条件下的原油量，与 进入流程的原油总量之比值。
原油密闭率
已密闭原油量 (t) 进入流程原油总量 (t)
100 %
原油密闭率
密闭天数 流程运行天数
100 %
原油稳定率：指原油井稳定装置实际处理量与要求稳定原油总 产量之比。
油气集输工艺
目录
油田地面处理工艺技术 原油损耗与密闭技术 生产实践中常见问题分析
原油的性质和分类
分类方法
分类
轻质原油
分类依据 ＜0.87g/cm3
按其密度 按其粘度 按其凝固点
中质原油 重质原油 超重质原油 常规油 稠油 特稠油 超特稠油或称沥青 高凝油 常规油 低凝油
≥0.87～0.92g/cm3 ≥0.92～1.0g/cm3 ≥1.0g/cm3 ＜100mPa·s 100～10 000mPa·s 10 000～50 000mPa·s ＞50 000mPa·s ≥40℃ -10～40℃ ＜-10℃
e、含
来液量
a、来液温度低
b、来液量增大
操作原因
a、沉降罐油厚过薄、沉降时间短 b、操作不平稳、油水界面变 化过大 c、好油罐放水不及时
特殊原因: 溢流管线穿孔
影响系统效率指标要因分析
泵与运行工况是否匹配 泵效低，应选适合介质的的高效泵 电机效率低 泵是否在高效区内运行，排量应在额定流量附近、避免低
72.1 47.8 7 98.65 96.9
离心泵与管路的联合工作
确定泵站与管路的工作点（即流量、泵站扬程）的方法 有两种，即图解法和解析法。
H
图解法： HA
泵站总特性曲线
A
管路总特性曲线
QA
Q
影响原油脱水指标 要因分析
破乳剂
a、破乳剂不配伍 b、破乳剂质量不合格 c、加药浓度不足
油品性质
a、含稠油 b、含酸液 c、含降粘剂 d、含氮 老化油 f、含其他化学助剂 g、新开发区块
效区运行 是否有节能设备的使用，如变频器、电容补偿器 设备维护保养情况、润滑是否良好 是否存在小流量运行或高压运行 输送介质的粘度变化，粘度大则泵效降低
影响产量及盘库的因素分析
采油队方面的因素 1.1各区块产量自然递减
区块的产能下降及综合含水的上升会带来产量的自然 递减，特别是新开发或作业后的高产井递减较快； 1.2油井开井时率的影响 采油队停电停井、部分井上作业、设备检修、维护保养、 换皮带，换盘根、刷漆等操作会影响开井时率；停高 含水、高液量电泵井等操作会导致采油队外输线含水 降低，管线内存油，从而引起产量不同程度的波动；
%
100
100
100
3 天然气处理率
%
100
85.6
90
பைடு நூலகம்
4 天然气利用率
%
100
95
100
5 原油损耗率
%
0.5
0.3～0.5
0.17～0.32
6 原油集输自耗气
m3/t
5～10 4.17
6.3～8.3
7 加热炉运行效率
%
78～80 85～90
79
8 集输系统热能利用率 %
60～70
68.7
9 输油泵运行效率
外输
净化油罐
污水处理系统流程示意图
含油污水
除硫剂 杀菌剂 PAC PAM 缓蚀剂 杀菌剂
B1级
2x3000m3 一次除油
罐 （已建）
2x1000m3 二次除油
罐 （新建）
2x500m3 缓冲罐 （已建）
2台
4台
4台
提升泵 核桃壳过滤器 纤维球过滤器
（更换） （扩建）
（扩建）
2x200m3 缓冲罐
3台 外输泵
密闭系统包括稳定和常压油罐烃蒸气回收装置。
油罐烃蒸汽回收（大罐抽气）
对不宜采用闪蒸、分馏稳定方法的场合可以采用简易的油罐烃蒸气回 收工艺。采用该工艺仅仅作为一种降低油品蒸发损耗、回收部分易挥 发烃蒸气手段，一般情况下它不能达到稳定原油的效果。
原油损耗
原油损耗是从油井采出直至运出油田的整个集 输、储运、原油稳定、污水处理等工艺过程中 损失而不能回收的油的损耗。
密闭流程：是从井口到处理站稳定前中间不开口，原油管 道全部采用泵密闭流程。
开式流程：稳定前有开口的流程。
开式集输流程的缺点是：1) 油罐油气损耗严重；2) 加药 点不合理；3) 流程长，设备多，工艺复杂，能耗大，原 油处理成本高；4) 集输管网内腐蚀严重，穿孔跑油事故 频繁发生。
流程密闭的方式大致分为两种：一种为压力罐密闭集输， 另一种为常压罐密闭集输。
油田生产概述
油气集输：在油气田内，将采出的原油、天然气 和污水汇集、处理和输送的全过程。
油田生产的主要工艺流程 井口
计量分离器
油气分离器
一次罐
二次罐
外输泵
好油罐
去污水罐 脱水器
去污水罐 脱水加热炉
原油脱水站及其主要工艺流程
天然气
井排 破乳剂
油气分离器
一次 沉降罐
二次 沉降罐
污水站
脱水泵
加热炉
电脱水器
影响产量及盘库的因素分析
采油队方面的因素 1.3采油队管线穿孔：采油队井多、管线多，且跨度大、分布
面广，随着使用年限的增长，管线腐蚀穿孔越来越频繁
1.4油区治安影响： 采油队周边环境复杂，油区治安问题一 直无法根治，大到罐车盗油、小到偷袋子油，均对原油生 产构成了影响。在液量监控上大的问题容易发现，而小的 则很难察觉。
原油稳定
原油稳定是为了降低原油在集输过程中的蒸发损耗， 采用合适的原油稳定方法将原油中易挥发的轻烃脱除，降 低原油的蒸汽压、使稳定后原油在最高储运温度下的饱和 蒸气压不超过当地大气压，一般应小于0.7倍的当地大气压。 拔出轻组分(C1～C4)经加工后，成为重要的化工原料液态 烃。但重质原油或原油中C1～C4蒸发损失低于总原油量0.5 ％(重量)，可以不处理。
%
63～65 68～73
65.4
10 输油系统动力利用率 %
40
46.5
其它相关系统：
1 注水泵运行效率
%
75～78 80～85
78
2 注水系统效率
%
50
60.5
3 注水用电单耗
kW·h/t 5～6 6
6.15
4 含油污水回注率
%
100
100
5 含油污水处理率
%
100
100
100
国内平均水平
62.1 59.88 57.4 82.45 0.95 17.9 70 ～55 64.9 ～33
原油损耗率计算公式
式中：
o
mom moi
100
ηo—原油损耗率，%； mom—测试系统损耗原油总质量，106g； moi—测试系统原油输入总质量，106g。
国内外油气集输及处理系统指标对比
序 指标名称
号
单 高效系 国外平均水平 国内先进水平
位 统要求
1 油气集输密闭率
%
100
100
100
2 原油稳定率