油气集输与处理工艺技术论文

油气集输与处理工艺技术论文（精选6篇）

篇1：油气集输与处理工艺技术论文

【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

(1)低压、低产气田地面集输技术。

在低渗、低压、低产的致密天然气藏中，采用以井下节流工艺为核心的井口不加热、不注醇、井间串接、带液计量、中低压集气、常温分离、二级增压、集中处理的地面集输工艺流程。

(2)煤层气田地面集输技术。

美国、加拿大、澳大利亚煤层气地面工程技术比较成熟，集输工艺主要采用低压集气、井口分流、集气集水、集中处理、增压脱水、干气外输、污水回注流程。

我国煤层气资源丰富，但是商业性开发正处于起步阶段。

中石油沁水盆地煤层气田，借鉴苏里格气田等“三低”气田开发经验，采用低压集气、单井简易计量、多井单管串接、二次增压、集中处理的集输流程。

中联煤潘河先导性试验项目采用了井间串接、枝上枝二次增压、集中处理的集输流程。

2、集输工艺存在的主要问题

现阶段，我国对油田的开发建设已经有了明显的进步，我国的大部分的产油区也都已经到了高含水的开发阶段，而主力油田的挖潜效果都已经逐渐变差，导致了采油成本越来越高，但是却没有达到想要稳产的效果，同时以建设的采油的设施也有了老化的趋势，因此采油的效率越来越低，耗能却在逐年的提高。

(1)油田进入特高含水期，其含水原油的油水分离特性发生变化，现行的游离水的沉降时间、沉降温度以及原油脱水工艺等方面的技术界限均出现了一定的不适应性。

同时由于原油的特性发生了一系列变化，现有的集输油工艺已不适应油田节能降耗的需要，需要进一步改进，以探索新时期节能降耗新途径。

油气集输与处理能耗占原油生产能耗30%，油气集输流程分为集油、脱水、稳定、储运四个阶段。

集油部分能耗占60%～80%，其中90%～97%是热能消耗，动力(电)的消耗占3%～10%，因此，如何降低集油段热能消耗，即采用不加热集输是集输流程节能关键。

(2)油田的产能建设所产生的效益也越来越差了，因此降低生产成本和投资规模就显得很关键了，但这也是很困难的，如何利用现有的设施简化工艺模式，并且优化规划设计，也是当前面临的主要问题。

(3)目前三元复合驱等三次采油技术已经不断的发展，这也对地面技术提出了更高的要求。

虽然我国的.三次采油聚合物配注以及采出液处理技术是出于世界领先地位的，但是其工程量大、成本高、工艺复杂以及新工艺的需求仍是存在的主要问题。

3、油气集输处理工艺发展方向

方向针对制约油田持续高效发展的关键问题，根据油田生产实际情况，从引进国内先进技术和内部科研攻关两方面同时入手，认清形势，明确方向，加大科技投入，提高油田关键技术水平。

主要发展方向是：⑴探索节能新途径利用特高含水期采出液的特性，继续加大不加热集油技术的研究力度，科学确定技术界限，不断扩大低温集油实施规模，努力实现节气效益最大化。

⑵三次采油配套技术研究开展三元复合驱等三次采油技术的采出液集输处理技术研究，做好技术储备，尤其还需要在如下两方面做更深入的研究：一是需要加强机理研究，促进破乳剂攻关，解决采出液乳化程度高的技术难题。

二是要结合采出 液的特点，从采出液处理工艺和设备上进行研究攻关，尤其是游离水脱除技术、电脱水供电技术、电脱水极板结构形式及大罐沉降脱水技术的研究，从而研究出更适合三元复合驱采出液处理的工艺和设备。

⑶简化集输工艺针对新建产能井投资效果变差的实际问题，研究利用已建设施的潜力，研发简化的集输工艺模式，以达到降投资、降成本的目的。

⑷油水高效处理技术为改善油水处理效果，提高处理效率，解决目前集输处理系统中容器体积庞大、数量过多、效率偏低的问题，研究高效的游离水脱除、电脱水及化学脱水技术。

4、结语

我国的油气技术行业的工艺技术是存在着一定的问题的，石油行业的所有工作者必须明确研究的方向，通过引进先进技术以及内部研发攻关等措施积极的解决问题，只有这样才能真正的确保石油行业的可持续发展，油气集输行业也才能更好的发展起来。

篇2：油气集输与处理工艺技术论文

以此为基础，明确油气集输与处理工艺发展方向，并从对油气处理工艺地面系统进行优化改造、油气集输工艺优化改造、采用现代科技和数据库技术等三个方面提出改造技术，完善集输与处理工艺。

关键词：油田 高含水期 油气集输

篇3：油气集输与处理工艺技术论文

1.1 油气集输流程分类

1.1.1 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。

1.1.2 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。

1.1.3 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。

1.1.4 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。

1.1.5 按密闭程度

分为密闭式集油流程与开放式集油流程。

1.2 油气集输流程设计原则

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 目前国内外油气集输的主要工艺技术

2.1 油气水多相混输工艺技术

从上个世纪80年代开始, 英国、法国以及德国等很多国家就已经对油气混输工艺进行了研究和分析, 目前, 油气混输工艺是一项非常先进的工艺技术, 在众多发达国家中有很高的应用。混输工艺必须同电热技术相配合, 在应用上可以大大的减少工程的成本并且可以简化工艺流程。虽然目前我国也应用了油气混输工艺技术, 但是技术的成熟程度较欧美先进国家还是有一定差距的。

2.2 原油集输工艺

目前, 加热工艺、步战集中处理工艺、单井集中计量工艺、单双管集油工艺以及多级步战工艺是目前我国在高含蜡、高凝原油的油田中, 应用比较广泛的原油集输工艺, 华北和辽河地区是应用集中的地区。我国新疆等地的油田, 一般都属于低含蜡、低凝点的油田, 在集输应用上, 一般都采用单管不加热的集油工艺。而对于国外美国或者加拿大等国家, 在高含蜡的油田中, 为了降低原油的粘度与凝聚性, 一般在加热工艺基础上添加一定的化学药剂, 对油气进行单管集输。

2.3 原油脱水技术

在一些高含水性的油田中, 主要运用两段脱水工艺。第一段脱水工艺是游离脱水, 主要运用聚结脱水、大罐沉降的方式, 第二段是电脱水的脱水过程, 利用竖挂电极与平挂电极之间产生的交流电、直流电进行脱水。在我国一些高含水性但低粘性、低凝性的油田中, 应用的脱水方式一般是热化学脱水工艺。国外一些国家对于脱水工艺比较重视, 研究的成果也较为成功, 不但在原油脱水中过渡层上取得了成果, 同时还研制出了专业的处理的技术措施。

3 油田生产公司的技术现状及发展

3.1 油田生产公司集输工艺存在的主要问题

目前我国油田的开发建设越发进步, 但是主力油田落后的开发效果却使采油成本逐渐增加, 也一直没有达到稳产, 一些采油设施也逐渐老化, 耗能越来越高的同时效率越来越低。

当油田进入高含水阶段时, 原油的油水分离的特性就会变化, 从而导致脱水工艺等技术的不适应, 而原油发生的变化直接影响了油气集输的工艺与油田的节能要求。油田开发过程中, 想要节约开发成本就面临着优化规划设计、如何利用现在的工艺技术的难题, 随着采油技术的不断发展, 集输工艺中面临的问题急需解决。

3.2 油田生产公司集输工艺的发展

3.2.1 探索节能新途径

在油田开采过程中, 加大对集油技术的研究力度, 通过不断的研究进一步扩大低温集油的实施规模, 将油气集输的效益实现最大化。

3.2.2 三次采油配套技术研究

3.2.3 简化集输工艺

通过对油气集输工艺的研发和简化, 从而解决产能效率差的问题, 并且达到降低投资与成本的目的。

3.2.4 油水高效处理技术

研制出高效节能的电脱水、游离水脱离和化学脱水的技术, 从而改善油水的处理效果, 提高油水处理的效率, 解决在集输技术中, 存在容器体积过于庞大而效率过低的问题。

4 结语

综上所述, 油气集输的工艺技术对于油田开发建设具有重要意义, 对于油气集输工艺技术的加强与改善, 已经迫在眉睫, 如何提高油气集输工艺的水平是目前最重要的战略任务, 只有提高了技术水平, 我国油气的开采才能提高效率, 从而提高我国油气技术工艺的整体技术水平, 为我国带来更多的经济效益。

参考文献

[1]段忠军.当前油气集输处理工艺发展现状及前景分析[J].工业技术.2013. (04) :108.

[2]向异.油气集输工艺技术探讨[J].科技创新与应用.2012, 10:95.

篇4：油气集输与处理工艺技术论文

【关键词】油气集输与处理工艺；高含水原油；集输；稠油；脱水

1.油气集输工艺存在的问题

1.1传统的计量方式是制约了集输工艺的发展

油气集输是把分散的原料集中、处理使之成为油田产品的过程，是继油藏勘探，油田开发、采油工程之后的重要生产阶段，工程建设技术要求高，综合性强，工程投资大，对于集输管网系统，成功的设计必须是技术与经济的和谐统一体，其中技术是工程的基础与手段而经济效益是工程的核心与目的。目前，国内许多油田的科研人员对油气集输系统进行了广泛深入的研究，油田地面集输工艺有了很大的发展。

传统的量油分离器计量需人工进行量油操作、 液位计读数、 取样化验等。因此，需在计量站内进行油井计量；称重翻斗计量装置虽然减少了部分人工操作程序，自动化程度得到提高，但很多采油厂，都紧邻村庄，人为破坏非常严重，计量站仍不能放弃。

1.2高耗低效运行是影响生产成本的关键所在

由于原油含水的不断上升，产液量和产水量增加，输送能耗及处理费用逐年增加。随着单井产油量降低，百万吨产量需要的油水井数不断增加，使机采系统和集油系统的热力及动力消耗增加。另外，部分高耗能、低效率设备的在线运转，部分早期建成的各种站场在流程或布局上不适应油田的生产和发展，站内设备多、工艺流程复杂，维护工作量大。这些因素导致了油田生产单位能耗上升速度加快，控制难度增大。目前，效率要求逐年上升，如何简化流程、选择高效低耗能设备、优化系统，降低单位能耗指标是设计中面临的难题。

2.对策与思路

针对目前集输系统存在问题及现状，在以后编制产能建设方案的过程中，新技术、新设备及新工艺应该被推广，做好地面工程的简化、优化工作，降低工程投资，节能降耗，可主要在以下几个方面开展工作。

2.1优化地面集输系统流程

传统的单井计量技术是简化集输流程的一大障碍。目前“油井在线远传计量技术”已解决了这一问题。该技术依据油井深井泵工作状态与油井液量变化关系，建立抽油杆、油管、泵功图的力学和数学模型， 通过获取示功图数据，计量油井产液量。功图法油井计量技术具有以下特点：通过实时测得多个功图计算的产量叠加获得油井全天产量， 避免了双容积以数小时量油折算日产量带来的系统误差；能够实时采集处理数据、监控油井工况；自动化程度高，每个数据处理点可管理油井40口，现场无须人工操作；系统扩展性优良，通过增加控制模块，可实现抽油机远程监测、启停控制、节能运行等功能，有利于提高油井生产自动化和信息化管理水平。这一技术改变了油井液量需管输至计量站才能实现单井计量的传统计量模式，使油区内的各油井集输管道实现串接，解决了简化集输流程的障碍。

2.2高效设备的专项调研与应用

针对油田部分现有设备效率低、能耗高、老化严重等现实情况，为了给油田提供高效率、低能耗的适应油田发展的新型设备，分别对加热炉、分水器、高黏原油输送设备、脱水器及换热器等设备进行专项调研。在调研、分析国内外先进技术的基础上，结合油田产能的实际需要，筛选出适合各个油田油品性质的高效、节能设备。

2.2.1高效三相分离器

高效三相分离器是油田采出液高效处理设备，采用来液旋流预脱气、水洗破乳、高效聚结和油水界面控制等数项技术，使含水原油经一次处理即达到合格原油的标准。工作原理：油、气、水混合液进入预分离筒，在离心力作用下分出大量的伴生气；油水混合液（夹带少量气体）通过预分离筒下部分配器进入分离器，经过整流板整流和在含有破乳剂的活性水层内洗涤破乳，流入沉降分离室沉降分离，脱水原油进入油室， 水相靠压力平衡经导管进入室气体进入上部气体空间。

2.2.2多功能组合处理装置

该装置适合于难动用板块油田分散、单井产量低和产品性质差的特点。装置由油气分离、沉降、加热、电脱水和缓冲5个部分组成，简称“五合一”装置。

多功能组合处理装置原理结构多功能合一装置的应用大幅度简化了站内原油处理工艺，使脱水站的单一多台设备的功能集为一体， 适应外围小区块低产油田的脱水处理。该装置的设备规格可根据处理站来液量的需要进行设计。

2.2.3新型高效加热炉

新型高效加热炉是最新一代油田加热设备。该设备通过应用高效烟管强化传热、优选添加剂、整体结构优化、实现了油田加热炉的高效化和小型化。

该高效加热炉与常规加热炉相比，热效率由83%提高到90%以上， 钢材耗量由14t/MW降低到6t/MW 左右，综合性能指标达到国际先进水平。该项技术的推广应用，不但可以降低工程造价，而且可以大幅度降低加热炉的运行成本，自控系统完备，具有广阔的市场应用前景。

2.3稠油降黏输送技术的研究

选择稠油集输方式，虽然粘度是首要决定因素，但是油藏特性、开发方案、采油工艺、油品其他物性、地理环境等因素也需考虑。因此，选择何种集输方式，必须经技术经济论证确定。稠油的集输方式主要有如下几种：

2.3.1局部加热集输

这种集输方式就是对油井产出液中不掺入其他热介质（例如热水、稀油、蒸汽等），而是在井口等地方设置加热设施，集油管道采取适当放大管径、低流速集输，一般称之为单管热输。

2.3.2掺液集输

常用的掺液有稀油、活性水、脱出污水。掺液的作用：一是使稠油降黏，满足集输过程中的水力条件；二是借助掺液的热量，提高稠油的温度，满足集输过程中的热力条件。

2.3.3掺蒸汽集输

在井口油嘴后向稠油中通入蒸汽，提高稠油温度， 使稠油黏度降低，满足集输过程中水力、热力条件的要求。

2.3.4稠油改质集输

稠油改质是利用加氢、减黏裂化等工艺技术， 将稠油变成稀油的一种新技术。适用于黏度较高（10Pa·s以上），又不能进行热采，周围又没有可供回掺的稀油资源等情况的稠油油田。

2.4进一步对稠油脱水工艺技术的研究

由于稠油具有较小水油密度差、高黏度的性质，水滴在稠油中的沉降速度比一般原油要小得多，极不利于油水分离。目前国内针对稠油脱水没有特别有效的技术，大多综合采用传统的原油脱水方法，如重力沉降脱水、离心力脱水、化学破乳剂脱水、电脱水等。电脱水常作为稠油脱水的首选方法或脱水的最后环节，以满足脱水标准的要求。这些脱水方法综合运用会大大增加设备的投资及运行费用，而且由于稠油的高电导率，也会大大降低电脱水器的效率，无疑增大了电能的损耗。

3.结论

油田开发建设经历了从“地上”服从“地下”转变到“地上”、“地下” 相结合、共同服从经济效益的过程。今后地面工程在系统优化调整过程中，在对建设及运行现状与油藏工程相结合的研究基础上，要确定既能满足油田产量接替需要，又有利于地面工程系统优化调整的开发建设方案。要使“地上”、“地下”反复结合，不断调整地面建设规模，优化布局，简化工艺， 推广新技术，积极开展科研攻关及现场试验，将新成果在系统优化调整中进行应用，使系统优化调整后的地面工程和工艺更加优化，不断提高地面工程的术水平，以实现油田优化简化、节能降耗、减少投资、降低运行成本的目标。 [科]

【参考文献】

[1]冯叔初.油气集输[M].东营：石油大学出版社，1988.

[2]刘扬.石油工程优化设计理论和方法[M].北京：石油工业出版社，1994.

[3]王晓瑜.浅谈油气集输管网的优化设计[J].油氣田地面工程，2004，23（7）：44.

篇5：油田油气集输工艺简介

将油田各油井生产的原油和油田气进行收集、处理，并分别输送至矿场油库或外输站和压气站的过程。中国古代使用人力和马车集油，14世纪初，陕西延长、永坪、宜君等地所产石油均存入延安的“延丰油库”（见《元一统志》），20世纪40年代初期，玉门油田将井喷原油引入小山沟，筑坝储集，油田气全部放空；原油再经砖砌渠道，利用地形高差，流进输油总站（外输站）。40年代中期以后，开始敷设出油管线，用蒸汽管伴热，在选油站进行油气分离、油罐计量原油和储存，油田气经计量后，部分通过供气管线，作为工业和民用燃料，部分就地放空。50年代以后，随着新油田的不断出现，集输管网、油井产物计量、分离、接转，原油脱水和原油储存等工艺技术亦相应发展。到了70年代，集输工艺不断完善，不加热（常温）集输、油罐烃蒸气回收、原油稳定、油田气处理和外输油气计量等技术都有所发展。

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。

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。

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％。

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。

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。

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。

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。

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。

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）。

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。

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5000～20000m。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。

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。

原油外输(运)

篇6：油气集输与处理工艺技术论文

关键词：油气集输系统；节能降耗；技术应用

石油能源的发现和运用促进了世界的进步与发展，对人类文明的衍生起到了关键性推动作用。随着我国经济的快速发展，对石油能源的依赖日益强烈。加快对油气田的绿色开发，优化油气田技术系统，加深油气田集输系统的节能降耗，是该行业的未来良性发展的重要基石。

1油气集输系统高能耗运行原因及分析

油气田集输系统作为油气开采的基础关键阶段，通过油气比例计量、原油脱水、油气分离和污水处理等主要工艺实现油气到油气产品的转变。我国现在油气开发面临高能耗的局面，很大一部分原因在于工艺落后和管理混乱。例如很多中小型企业无法正确进行油气比计量导致的后续工艺中供能大于所需导致能源的浪费。随着油气田的开发进入中后期，原油油质改变，含水量的增多导致后续脱水过程的能耗进一步加大。油气生产中的动力热力设备都属于高能耗的，如果不能形成完整封闭的操作系统很容易造成能源浪费。比如说油气废水排出温度高，而这部分热能并没有得到充分利用，如果有一个完善的换热网络，就可以减少能量的浪费。同时设备的老化与落后也是造成能耗加大的重要因素，老化的设备无法持续高效运行，导致了运行资源的浪费。其次，由于油气开采的逐步深入，油气含水量加大，导致设备的不适用，比如说原油机泵，随着油气中含水量的增加，原来的设备数量需要增加，耗电量增加的同时设备运行效率降低了，这就说明了已有的旧设备无法满足现行开采状况。除却开采过程中巨大能耗，因为工艺技术落后和设备老旧也导致油气开发水平低，大量资源浪费。

2油气集输系统的节能降耗技术分析

（1）在科技高度发展的大局势下，计算机技术、信息技术也应逐步应用于油气集输系统中，在生产、加工、输送的全过程进行实时监控，不仅可以有效进行运行的管理控制，同时通过对集输系统数据的采集、整理、分析，对整个集输系统进行能量供求考证，防止能源浪费的同时对整个集输系统进行优化，达到最佳运行效率。（2）通过改进革新油气集输系统工艺降低能耗。目前工艺上的突破有以下几点。采用低温、常温集油技术。随着油气开发进程发展，现在的油质发生了很大的变化，重点表现在含水量的增加。可以通过添加常温水或低温水对油温进行控制，同时促进原油转向实现低温集油，或者通过添加化学试剂增加液体粘稠度来实现无加热集油，添加的化学试剂用量大，可通过添加破溶剂的方式进一步降低用料及能耗。采用无功动态补偿技术。目前油气的实际开采量与油气集输系统的功能处理量不相符合，这就造成了大量能源的浪费，明确集输系统能量供需比。对实际集油温度有清楚的认识和把控，明确集油脱水技术界限。通过严格的计算和科学论证实现能量的合理高效利用。采用油气混输技术。油气混输技术即未经加工从原油开采口将油气水混合输送至利用端。作为一种新兴的技术为节能降耗提供了更多的可能性，同时，在运行过程中需要对能量损耗做出准确判断并加以控制，实现节能降耗。（3）通过设备革新降低油气集输系统能耗。设备损耗主要在于加热器和各种机泵。针对机泵，目前的技术改革体现在油水泵变频技术和热泵回收余热技术。面对现在日益复杂的开采局面，单一频率的机泵不但无法持续进行高效运转同时还会造成巨大的能量流失。油水泵变频技术不仅可以通过生产实际情况进行调频控速还可进行实时检测方便管理控制。面对含油废水的能量流失，热泵回收余热系统利用逆卡诺循环的原理实现了低热能到高热能的自由转换，通过吸收废水中的热量而降低系统能耗。针对加热器，可以从多方面进行改良。增强保温性能，减少热量流失。采用新式燃烧器实现能源的高效利用。通过控制烟气排出温度降低能量损失，通过合理控制空气供量实现能源的高效利用等。在局部改进的同时加强系统的集成优化，实现能量的最大化利用。

3结语

本文通过对现阶段油气田集输系统的降耗节能技术方面的探究，结合目前油气田集输系统的能耗情况，针对性的提出了适合我国油气田集输系统的降耗节能技术，助力油气行业的可持续发展。日益严重的全球环境变暖要求各行各业进行的转型升级，不仅是对环境日益恶化的危机应对，也是企业为获得未来发展的基石而做的努力。在油气田开发项目中，对油气田集输系统进行优化升级，在开采技术中灌入节能降耗理念，对油气田集输系统节能降耗技术的优化升级，降低油气集输过程中的损耗率，将多种节能降耗技术糅合引发新的技术革命，在新时代背景下对油气行业的发展大有益处。

参考文献：