油气集输知识读本教材文档格式.docx

1、第三节 乳状液第四节 原油脱水的基本方法第四章 原油稳定第一节 原油稳定目的和要求第二节 原油稳定的原理第五章 天然气脱水第一节 天然气脱水的方法第二节 固体吸附法第六章 油气输送第一节 油气混输第二节 原油输送第三节 天然气输送油气集输主要是指油、气田生产过程中原油及天然气的收集、加工和输送。对于石油企业来说，油藏工程是寻找原料，油田开发和采油工程是提供原料，油气集输则是把分散的原料集中，处理使之成为油田产品的过程。这过程从油井井口开始，将油井生产出来的原油、伴生天然气和其他产品，在集输站（油气处理站）进行集中、输送和必要的处理、初加工，将合格的原油和天然气通过长距离输油管线进行外输。油（气

2、）田开发包括油藏工程、钻采工程及油（气）田地面工程。油藏工程研究待开发油田的油藏类型、预测储量和产能、确定油田的生产规模和开发方式；钻采工程研究钻井、完井工艺及油田开采工艺；地面工程包括油气集输和油气矿场加工（以下简称油气集输）、油田采出水处理、供排水、注水（注气、注汽注聚）、供电、通讯、道路、消防等与油田生产密切相关的各个系统。在建设投资中，地面工程约占油田开发总投资的3040，占气田投资的6070。油气集输研究的对象是油、气田生产过程中油田内部原油及天然气的收集、油气加工处理和输送问题。油气集输系统的功能是：将分散在油田各处的油井产物加以收集，分离成原油、伴生天然气和采出水；进行必要的净化

3、、加工处理使之成为油田商品（原油、天然气、液化石油气和天然汽油）以及这些商品的储存和外输。同时油气集输系统还为油藏工程提供分析油藏动态的基础信息。如：各井油气水产量、气油比、气液比、井的油压和回压、井流温度等参数及随生产延续各种参数的变化情况等，使油藏工作者能加深对油藏的认识，适时调整油田开发设计和各油田的生产制度。因而油气集输系统不但将油井生产的原料集中、加工成油田产品，而且还为不断加深对油藏的认识、适时调整油藏开发设计方案、正确经济地开发油藏提供科学依据。一、油气生产工艺系统综述图11表示油气生产工艺系统的全部内容及其产品。油井生产的产物，经集中初步分离为油、气、水三种流体。含油污水在经处

4、理后，由注水井回注地层，以保持地层的能量。原油在经脱盐降低盐含量后，进行稳定或拔顶（从塔器顶部抽出轻质油蒸气），稳定后的原油作为油田产品送往炼厂。图11 油气生产工艺系统含H2S、CO2、H2O的酸性湿天然气进行初步脱水，以控制对设备和管道的腐蚀。然后脱除H2S和CO2，使酸性天然气变为“甜”天然气。从脱出的H2S内回收硫磺，为制酸工业提供原料。CO2或回注地层、或出售、或放空。“甜”天然气需进一步脱水，并和原油稳定单元来的拔顶气汇合，在烃液回收单元将气体内较重的烃液变成液体，这项工作称天然气凝液回收，或称轻烃回收。天然气凝液加工成液化石油气（C3、C4烷烃）和稳定轻烃（也称天然汽油或轻质石脑

5、油）。液化石油气作为油田产品外销，或供石油化工厂做原料。稳定轻烃外销。在凝液回收单元的不凝气中，主要为C1和部分C2，经管道送往用户，或部分气体供给液化天然气（LNG）厂。液化后的天然气，可供石油化工厂做原料，或再汽化为用户提供调峰天然气。由于油田所处的自然和社会环境不同，油藏类型、规模、原油与天然气组分和物理性质不同，因而各油田并非必须具备上述油气生产的全部工艺环节。例如，除各别特例外，我国所产原油盐含量较少，在矿场内一般不进行脱盐，脱盐工作放在炼厂。又如我国天然气脱酸气和脱水常集中在一个厂区内，不必进行天然气两次脱水。只有在海洋开采石油时，为减少平台面积，平台上只设脱水单元，防止海底油气输

6、送管道腐蚀，油气加工单元设在陆上，才需两次脱水。图11全面而直观地表示了油田所产油气水的流向、各种加工处理环节和产品。二、油气集输系统主要工作内容尽管因各油田的具体情况不同，构成了不同的符合各油田情况和特色的油气集输系统，但各油田的油气集输系统也存在一定的共性：接收油井流出的原料，生产出油田产品。除各别特殊油田外均有与图11类同的主要工作内容，我国石油工作者将油气集输归纳为图12所示的方框流程。按图12，油气集输的主要工作内容包括有11大项。1油井计量测出每口油井内原油、天然气、采出水的产量，作为分析油藏开发动态的依据。2集油将计量后的油井产物（油、气、水）或油水混合物集中，通过管线输送至有关

7、站场进行处理。3集气将油田内部一级油气分离器分出的天然气通过管线输送至气体处理厂进行净化和加工。4油气水分离将井流分离成原油、天然气、采出水。必要时，还需分离出井流中所含的固体杂质。井图12 油气集输系统的工作内容5原油处理（脱水）含水原油经破乳、沉降、分离，脱除游离水、乳化水和悬浮固体杂质，使商品原油含水率小于规定的质量标准。6原油稳定脱除原油内易挥发组分，使原油饱和蒸汽压等于或低于商品原油规定的标准。稳定过程中产生的呈气态的易挥发组分送气体处理厂回收凝液。7原油储存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。8天然气净化天然气净化包括脱出天然气中的饱和水和酸

8、性气体（H2S、CO2、）。通过脱水，使气体在管线输送时不析出液态水，以满足商品天然气对水露点的要求；或用冷凝法回收凝液时不析出液态水。商品天然气对酸性气体的含量也有严格规定，当原料气内酸性气含量超过规定值时，需要脱除硫化氢、二氧化碳等酸性气体。9天然气凝液回收油田伴生气中含有较多的、容易液化的丙烷和比丙烷重的烃类，回收天然气中重组分凝析液，可满足商品天然气对烃露点的要求。加工天然气凝液可获得各种轻烃产品（液化石油气、天然汽油），以提高油田的经济效益。10凝液储存将轻烃产品储存在压力储罐中，以调节生产和销售间的不平衡。11采出水处理将分离后的油田采出水进行除油、除机械杂质、除氧、杀菌等处理，使

9、处理后的水质符合回注油层或国家外排水质标准。油田开发和建设是分阶段实施的。油田开发面积和油井的数量会不断增加，因而油气集输系统也必须分期建设。同时已投产油区的生产又是动态的，随开采时间的延续，油井产物中的水含率、携沙量会逐渐增高。采油量、气油比逐年下降，原来的自喷井变为间歇自喷或改为抽油井，油井的采油层系也可能发生调整，有的生产井可能转为注水井等，这就要求油气集输系统做出相应的调整以适应油田生产的动态变化。收集油井产出的油、气、水混合物，按一定顺序通过管道，连续地进入各种设备和装置进行处理，获得符合质量标准的油气产品，并将这些产品输送到指定地点的全过程，称为工艺流程。油气集输流程是油气在油田内

10、部流向的总说明，图 11图12即为简单的油气集输方框流程。集输流程通常由油气收集、加工处理、输送和储存等环节组成。油田集中处理站的主要功能是将各井所产原油进行脱水、稳定、生产出商品原油的场地。从油井到集中处理站的流程称集油流程，从集中处理站到矿场油库的流程称输油流程。各油田的输油流程没有本质上的区别，因而讨论的重点是集油流程。某些西方国家所属油田，集中处理站上游部分归采油公司所有，下游部分归管道公司所有，管道公司的管道深入油田内部从各集中处理站获取商品原油，将其集中至输油干线首站输送至用户。这种深入油田内部从各集中处理站收油的管道，国外称为集油干管线。一、集油流程集油是收集、计量油井产物的过程

11、。国内外的集油流程大体分为三类。一类是产量特高的油井，每口井有单独的分离、计量设备，有时还有单独的油气处理设备，这种流程的经济性一般较差；第二类为计量站集油流程，每口油井有单独的出油管线（管线一般为50 mm 100mm）把油井产物送往（分井）计量站，在计量站内轮流计量每口油井的油气产量。此后与其他油井产物汇合后输往集中处理站，这种流程的使用最为广泛，见图13所示；第三类为多井串联集油流程，若干口井共用一根出油管线，将井流送往集中处理站进行气液分离，原油脱水和稳定，由设在各井场上的计量分离器对油井产量进行连续计量，或用移动式计量装置对各井进行周期性计量，见图14所示。我国油田采用的集油流程多为

12、第二类，少数为第三类流程。图13 计量站集油系统 图14 多井串联集油系统（一）集油流程的分类及命名根据各油田的具体情况，在应用计量站集油流程和多井串联集油流程时，我国石油界常按流程中最具特色的部分命名集油流程。 1按集油加热方式命名集油流程油井至计量站出油管线的加热方式有：不加热、在井场加热后井流进入出油管线、热伴随（热水、蒸汽）、掺输（掺热水、掺热油、掺蒸汽）等，相应将集油流程命名为不加热集油流程、井场加热集油流程、热水伴随集油流程、蒸汽伴随集油流程、掺热水集油流程、掺热油集油流程、产蒸汽集油流程等。2按集油管网形态命名集油流程集油管网形态分别有树枝状集油流程、辐射状集油流程、环状集油流程

13、和多井串联集油流程等。3按通往油井的管线数量命名集油流程按通往每口油井的管线数量，分别有单管集油流程、双管集油流程和三管集油流程等。4按集油系统的布站级数命名集油流程在油井井口到集中处理站之间有不同级数的站场，流程内只有集中处理站的称一级布站集油流程，有计量站和集中处理站的称二级布站集油流程，三级布站集油流程有计量站、接转站和集中处理站。近年来，随油田自动化水平的不断提高，出现了“一级半布站” 集油流程，也称选井点集油流程。所谓“一级半布站” 集油流程是在集中处理站之外，布置若干选井点，选井点仅设分井计量用的选井阀组，不设计量分离器和计量仪表。选井点有两条管线通往集中处理站，一条为油井计量用的

14、管线，与设在集中处理站的计量分离器相连；另一条为其他不计量油井井流的集油管线。5按流程的密闭性命名集油流程有开式集油流程和密闭集油流程之分。在集中处理站进行原油稳定工艺前，原油通过常压储罐（立式固定顶油罐），这种流程称为开式集油流程。因为常压储罐不能避免原油的工作损耗（大呼吸）、呼吸损耗（小呼吸）和闪蒸损耗，原油中大量易挥发组分将逸入大气。开式流程不仅污染环境还影响油田产品的数量和质量。故集油流程应采用密闭集油流程。事实上，各油田的具体流程常是上述几种流程的组合。（二）各集油流程的特点及适用条件以下简要介绍我国油田的典型集油流程。1不加热集油流程如图15所示，油井以单独的出油管线与计量站相连，

15、各井产物在计量站轮流计量，计量分离器将井流分成气液两相并分别计量气、液流量后，再次混合与其他油井产物汇合流至集中处理站。这种流程适用于油井井口剩余能量（压力、温度）较高、黏度和倾点低、流动性能好的原油，或单井产量大，原油含水率高的场合。当井口温度及管线输送终点温度均图15 单管不加热集油流程高于原油析蜡温度时，可采用不加热集油。在严寒地区井口及管线输送终点温度低于原油析腊温度、但高于脱气原油倾点时，为防止油井出油管线结蜡堵塞，应采用电加热解堵或定期清管防堵措施。当出油管沿线地温低于原油倾点时，需有解堵措施。与加热流程相比，这种流程节能、建设费用和运行费用都较低。2加热集油流程如图16所示，在井

16、场设加热炉提高油井井流温度后，沿出油管线流入计量站。被计量油井井流先经加热后进入计量分离器，在分离器内分成气、液两相并在计量后重新汇合。不计量油井井流在计量站管汇处混合后，经加热并和计量油井井流混合送往下游。井场加热炉除加热井流外，还可对油井井筒进行热油循环清蜡、供井场值班房采暖。图16 单管加热集油流程1井场加热炉；2计量分离器；3计量前加热炉；4集油管加热炉；5分离缓冲罐；6泵；7外输加热炉随油井生产的延续，原油含水率上升，井流温度提高，使加热集油逐步过渡到不加热集油流程。加热流程适用于倾点和黏度较高的石蜡基原油，有较高的单井油气产量，井口出油温度或管线输送温度低于原油倾点。当仅依靠油井井

17、口能量不能把要求数量的油井产物送往集中处理站时，在计量站和集中处理站中途应设增压接转站，如图16所示。计量站的井流进入分离缓冲罐，分成气液两相，气体进入集气管网（必要时也可设增压压缩机为气体增压）流向与集中处理站相邻的气体处理厂，生产合格的商品天然气、液化石油气和天然汽油；液相在经泵增压后送往集中处理站。分离缓冲罐有一定的缓冲容积，协调接转站来液量和排液量之间的不平衡，但缓冲容积有限，要求有较高的控制水平避免泵抽空或缓冲罐溢满。图16所示流程为密闭集油流程，集油系统的油气损耗约为0.30.5。若容器5为分离器，分出的液相进入常压储罐，靠储罐液位满足泵对吸入压头的要求，这种集油流程称开式流程。由

18、于分离器和常压储罐间有一定压降以及储罐不耐压，导致原油在储罐内析出大量溶解气并排入大气。开式集油系统的油气损耗率可高达23，但开式系统对自控要求较低。为节省能源，减小环境污染、提高油田经济效益，老油田的开式流程应改造为密闭流程；除极少数临时流程和特殊油藏的开采外，新油田应使用密闭流程。当将计量站和接转站合并、建在同一站场内时称为计量接转站。3掺热水（热油）集油流程如图17所示，油气水三相分离器分出的油井采出水（或热油）在供热站加热、增压后通过单独的管线送至计量站，经计量站阀组分配、输送到各井口。热水（油）由井口掺入油井出油管线。热水提高井流温度、降低液相黏度的同时也增加了输油管线的输量。从井口

19、到计量站有两条管线，一条是出油管线，一条是热水（油）管线，属双管流程。掺热水适用于油井产量较小、原油黏度大、井口出油温度较低的情况。当掺水（油）量调整合理时，生产安全可靠，操作管理方便。图17 双管掺水集油流程1计量分离器；2油、气、水三相分离器；3原油泵；4污水加热炉；5热水泵4热水、蒸汽伴热集油流程如图18所示，热水伴热集油流程与掺水流程类似，循环水泵自水罐吸水，增压、加热后，经阀组分配、经保温的热水管线送至各井口。回水管线与油井出油管线用保温层包扎在一起，通过热交换加热油井井流，达到安全集油的目的。在图18中部分热水还进入缓冲罐的加热盘管用于加热罐内含水原油。图18 三管热水伴热集油流程

20、1计量、生产分离器；2除油分离器；3缓冲罐；4输油泵；5、8加热炉；6缓冲水罐；7循水泵 由图还可知，缓冲罐为常压储罐，而流程为开式流程，若改为耐压的卧式缓冲罐，并提高自控水平则为密闭流程。热水伴热集油流程的优点是：通过管道换热，间接地为油井出油管线提供热能，流程的安全性较好；热水不掺入井口出油管线内，油井计量比较准确。缺点是：计量站（接转站）有三条管线（井流、热水和回水），投资大、钢材消耗多、热效率低。流程适用于掺热水（热油）可能影响油品性质、原油脱水困难、油井计量要求比较准确、油井出油管线又必须加热的油田。当采用蒸汽伴随集油流程时，锅炉设在计量站。蒸汽经管线送至井口，蒸汽管与油井出油管线共

21、同包扎，为出油管线伴热。蒸汽管线还可用于井口加热保温。废蒸汽和蒸汽冷凝水一般不回收。蒸汽伴热集油流程除具有热水伴热集油流程相同的优点外，还由于废蒸汽和冷凝水不回收，在计量站和井口间只有两条管线是双管流程，可节省部分钢材和建设投资。但由于不回收废蒸汽和冷凝水，使锅炉用水量增大、水处理费用上升、锅炉结垢严重、热效率低、寿命短以及蒸汽管线容易腐蚀穿孔等，使流程的建设和经营费用都较高。除非特殊需要，一般不推荐使用这种流程。5多井串联集油流程如图19所示，油井产物在井场加热、计量后进入共用的一字形出油管线，并经进油管线中部送至集中处理站。为提高井流的流动性，并补充输送过程中的热能损失，出油和集油管线上设

22、分气包为加热炉提供燃料，对油井产物加热。这种流程的钢材耗量少，建设速度和投资见效快。但流程的计量点、加热点多而分散，不便于操作管理和自动化的实施；多口油井串联于共用的变径集油管线上，随油井水含量的增加，端点井回压上升，甚至井流难以进入进油管线，即各井的的生产相互干扰，流程适应能力差并不便于调整和改造。流程也不适合地质条件复杂、断层多、各油井压力、产量相差较大的油田。6环形集油流程如图110所示，环形集油流程属多井串联集油流程，因此具有这种流程的全部图110 环形集油流程1分离缓冲罐；2油水增压泵；3加热缓冲水罐；4掺水泵优缺点。为减少串联井相互干扰的缺点，控制环路长度为2.53km，串联油井数

23、一般为4口。在环形管起点掺热水，改善井流的流动性。热水和井流返回站内分离缓冲罐，在气液分离后，液相经增压送往集中处理站。气体有集气管线送往气体处理厂。利用油井动液面法或示功图法进行油井计量。动液面法是采用井口回声记录仪测量油井在停产时及开井一段时间后油井油套环空内的液位高度。根据静液面和动液面的高差，求得单位时间内进入井内的产液量。示功图法是按抽油机示功图求出提升井筒内液体所耗的功能，进而算出油井产液量。流程适用于油井密度大，产量低，井流需要加热输送的低产油田。在电力供应比较充足的地方，上述流程演变为在环形管终点处引一条分支管线经多相泵增压、电加热器加热后引入环形管起点，改善环形管起点段的热力

24、条件，各口油井井流经电加热器加热，或将加热电缆放在环形管内以维持井流的流动性。7简易撬装集油流程有些油田的开发难度大、油井产量低、生产成本高，或处于边开发边生产阶段，可采用图111所示的简易撬装计量增压装置集油。测试油井的井流进入计量箱，液面达高位时自动开启电磁阀，原油自流进入储油箱，由电磁阀的开启次数计量油井产量。不计量的油井井流混合后经收油过滤网进入储油罐。图111 简易撬装集油流程1潜油泵；2储油箱；3计量箱；4加热盘管；5高低液位控制装置；6收球过滤网；7电磁阀油井出油管线可定期通球清扫，在收球过滤网处收球。由高低液位控制装置，控制潜油泵的开启和停运，间歇地向集中处理站输油。此装置不耐

25、压为开式流程，适合气油比小、产量小井区的集油工作。二、选择流程的依据和原则（一）选择依据1集输流程的选择应以确定的油气储量、油藏工程和采油工程方案为基础。应充分考虑油田面积、油藏构造类型、油气储量、生产规模、预计的油田含水变化情况、单井产液量、产气量以及油井油压和出油温度等。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，倾点和黏温关系等。天然气物性包括天然气组分和H2S、CO2等酸性气体的含量。3油田的布井方式、驱油方式和采油方式以及开采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

26、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。5已开发类似油田的成功经验和失败教训。（二）选择原则1满足油田开发和开采的要求。油气集输流程应根据油藏工程和采油工程的要求，保证油田开发生产的安全可靠、采输协调，按质按量地生产出合格的油气产品。2满足油田开发、开采设计调整的要求和适应油田生产动态变化的要求。所选集油流程应有较强的适应能力和进行调整的灵活性，尽量减少流程的改建工作量，流程局部调整时尽量不影响油田的正常生产。应能及时收集集油系统的各种生产信息，以便操作人员采取相应措施。3贯彻节约能源原则。集输流程应合理利用油井流体的压力能，减少油气的中途接转，降低动力消耗。同时应合理利用井

27、流的热能，做好设备和管线的保温，降低油气处理和输送温度。注意使用高效节能设备和节能技术，将单位油气产量的能耗和生产费用降到最低。4充分利用油气资源。提高井口到矿场油库或用户的密闭程度，使集输过程中的油气损耗降到最低。5贯彻“少投入，多产出”，提高经济效益的原则。油田油气集输工程设计的原则应与油藏工程、钻井工程、采油工程紧密结合，统筹考虑，根据油田分阶段开发的具体要求，全面规划、分期实施，做到地上、地下相结合，统一论证优化，保证油田开发建设取得好的整体经济效益。同时应遵守国家和行业规定的各项安全生产规范和设计规范。6注意保护生态环境。在确定油气集输流程方案时，要考虑消除污染、保护环境的工程措施，

28、在重大项目可行性研究阶段，要提出项目对环境影响的评价报告，报国家有关部门审批。三、油田类型和集油流程的关系我国石油工作者已经历了各类油藏、特别是一些特殊油藏的开发，积累了宝贵的经验。在各类油藏开发中，地面工程和油藏工程、采油工程结合，以经济效益为中心，设计出适应油藏和油藏所处地域特点的各种集油流程，并取得了较好的经济效益。（一）整装注水开发油田油藏完整并连片、面积较大的油田称整装油田，常采用注水开发。这种油田的油气集输系统应根据开发方案要求进行总体规划，配套建设。集油系统尽量采用计量站集油流程、一级半或二级布站，简化井场设施，增强集中处理站的功能，以利于操作管理、收集生产信息和实施自控。油井所

29、处油气在经计量站计量后，利用井口压力多相混输至集中处理站进行油气分离、原油脱水、原油稳定、天然气处理、轻烃回收、含油污水处理等作业。生产出符合质量要求的原油、天然气、轻烃和符合回注或排放水质要求的油田污水。整装油田的典型代表为大庆油田，开发初期采用多井串联集油流程，后调整为计量站集油流程。由于大庆地处高寒地区，原油倾点较高，采用双管掺活性水流程保持油井出油管线流体的流动性，在集中处理站完成油气水处理、生产出油田产品。（二）复杂断块和分散小油田复杂断块油田面积小、分散、投资开发风险大，一般采用边勘探、边生产的滚动开发建设方式。滚动开发也应做好油田地面建设总体规划，并在实施过程中适时进行调整。在油田地面一般先建简易设施，视试采情况再配套完善。在试采过程中，应根据不同的油田特点和不同的油气物性采用不同的集输流程或方式。对断块分散的小油田，一般先采用“单井拉油”或“几口井集中拉油”的方式试采。对产量低、间歇出油的油井，如华北或江苏油田的一些零散