油气集输流程.docx
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油气集输流程
《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。
§1绪 论
课程内容
分配学时
主要内容
重点
难点
第一节 概述
共3学时
1、油气集输系统的任务、地位及主要工艺环节；
2、油田主要产品及其质量指标；
3、油气集输流程。
1、油田产品及其质量指标
2、油气集输流程
概述：
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，以满足油气开采和储运的要求。
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。
二、油气集输的工作任务和工作内容
1、工作任务
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。
合格的原油送往长距离输油管线首站外输，或者送往矿场油库经其它运输方式送到炼油厂或转运码头；合格的天然气集中到输气管线首站，再送往石油化工厂、液化气厂或其它用户。
所以概括地说油气集输的工作范围是以油井为起点，矿场原油库或输油、输气管线首站为终点的矿场业务。
下图即为油气生产工艺系统的全部内容及其产品，同时也体现了油气集输的工作任务。
图 油气生产工艺系统
2、工作内容
我国的油田虽然所处的自然环境、社会环境不同，油藏的性质、油藏能量、开发部署、工艺条件、油井产品构成、原油物理性质，油气组分等等都有很大差别，所使用的集输流程和设施也不尽相同，但一般都要经历以下几个基本环节，使所开采出来的油、气附合国家质量指标要求。
（1）气液分离：
将油井产品中的液体和气体分开才能进行相对精确的产量计量，并且便于处理、加工和运输；
（2）原油处理：
原油中往往含有水、盐、砂或其它固体杂质，这些杂质对原油的运输和炼制加工过程有较大的影响，因此必须脱除原油中所含这些杂质
（3）原油稳定：
分离器和脱水器分离出的原油中C1～C4的组分含量高，使原油的饱和蒸汽压升高，造成原油的大量蒸发损耗，这样的原油在油田上称为不稳定原油。
不稳定原油变成稳定原油的过程，称为原油稳定。
稳定后的原油蒸汽压降低，原油的蒸发损耗少；
（4）天然气净化：
天然气中往往含有H2O、H2S和CO2等杂质气体，这些杂质对天然气的处理、加工和运输有较大的影响，因此必须脱除天然气中所含的H2O、H2S和CO2等杂质气体，使天然气在管道输送或冷却处理时不生成水化物，减少管线摩阻，并可减缓对管道和容器的腐蚀，以利于管道输送和天然气的进一步加工；
（5）轻烃回收：
脱除天然气中的烃液，使其在管线输送时不析出，这样可以保证管输增压时压缩机的正常工作；或专门回收天然气烃液，再进一步分离成单一或混合组分作为产品，这样可以提高油田的生产效益；
（6）水处理（污水处理＋注入水处理）：
水处理系统包括含油污水处理系统和注水系统。
常规的含油污水处理流程为：
从三相分离器、电脱水器和沉降罐中分离出来的含油污水首先进入斜板隔油器中进行油水分离，然后进入混凝沉降罐进行分离，最后经过压力滤罐排放或回注。
下图为油气集输系统的工作内容示意框图。
图油气集输系统的工作内容
三、油田产品及其质量指标
归纳起来油田生产的商品有原油、天然气、液化石油气、稳定轻烃（也称天然汽油或轻质石脑油）和净化污水等。
1、原油
a．质量含水率：
合格原油含水率不大于1%，优质原油含水率不大于0.5%。
对于凝析油和稠油有不同的质量含水率要求；
b．饱和蒸汽压：
最高储存温度（或60℃）下原油的饱和蒸汽压不大于当地气压；
c．含盐量：
不大于50g/m3。
2、天然气
a．露点：
最高输送压力下天然气的露点应低于输气管埋深处最低环境温度5℃；
b．硫化氢含量：
不大于20mg/m3；
c．C5+含量：
不大于10g/Nm3；
d．有机硫（CS2和COS）含量：
不大于250mg/m3。
3、液化石油气
上面讲过，液化石油气主要成分为C3和C4，其组成要求为：
a．C1+C1含量：
不大于3%（分子百分数）；
b．C5+含量：
不大于2%（分子百分数）；
c．饱和蒸汽压：
38℃时的饱和蒸汽压不大于15个大气压（绝对）；
－10℃时的饱和蒸汽压大于3个大气压（绝对）；
d．体积含水量：
不大于0.5%。
4、稳定轻烃
国标GB9053－1998规定了稳定轻烃（轻油）的技术要求，其中指标分为1号轻油和2号轻油，1号产品作为石油化工原料，2号产品可作石油化工原料也可用作车用汽油调和原料，下表列出了稳定轻烃的技术要求。
表1 稳定轻烃的技术要求
项目
质量指标
试验方法
1号
2号
饱和蒸气压，kPa
74～200
夏<74
冬<88
（1）
GB8017－87
馏程：
10%蒸发温度，℃
90%蒸发温度，℃不高于
终馏点，℃ 不高于
60℃蒸发率，%
135
190
实测
35
150
190
GB6536－1997
硫含量，% 不大于
0.05
0.1
SH/T0253－92
机械杂质及水分
无
无
目测
（2）
铜片腐蚀 不大于
1
1
GB5096－85（91）
颜色，赛波特色号 不小于
+25
0.1
GB3555－92
（1）冬季指9月1日至第二年2月29日间；
（2）将油样注入100mL的玻璃量筒中观察，应当透明，没有悬浮与沉淀的机械杂质和游离水
5、净化污水
对于净化污水有两个标准，分别为回注标准和排放标准，对其所含杂质的要求不同。
对回注的污水水质要求是：
达到本油田规定的注水水质标准，特别关注回注污水与地层配伍性，包括悬浮物浓度大小、含油浓度及细菌含量。
下表为碎屑岩油藏注水水质推荐指标。
表2 碎屑岩油藏注水水质推荐指标（1999）
注入层平均空气渗透率（μm2）
＜0.1
0.1～0.6
＞0.6
标准分级
A1
A2
A3
B1
B2
B3
C1
C1
C3
控
制
指
标
悬浮固体浓度（mg/L）
≤1.0
≤2.0
≤3.0
≤3.0
≤4.0
≤5.0
≤5.0
≤7.0
≤10.0
悬浮物颗粒直径中值（μm）
≤1.0
≤1.5
≤2.0
≤2.0
≤2.5
≤3.0
≤3.0
≤3.5
≤4.0
含油量（mg/L）
≤5.0
≤6.0
≤8.0
≤8.0
≤10.0
≤15.0
≤15.0
≤20.0
≤30.0
平均腐蚀率（mm/a）
＜0.076
点腐蚀
A1、B1、C1级：
试片各面都无点腐蚀；
A2、B2、C2级：
试片有轻微点蚀；
A3、B3、C3级：
试片有明显点蚀；
SRB菌（个/mL）
0
＜10
＜25
0
＜10
＜25
0
≤20.0
≤30.0
铁细菌（个/mL）
n×102
n×103
n×104
腐生菌（个/mL）
n×102
n×103
n×104
1．1＜n＜10；
2．清水水质指标中去掉含油量。
地上污水排放水质含油低于5mg/L；对海上排放污水水质要求是，渤海海域排放污水含油量小于30mg/L；南海海域为小于50mg/L。
下表为石油开发工业水污染物最高允许排放浓度。
表3 石油开发工业水污染物最高允许排放浓度
序号
项目
排放浓度mg/L
备注
1
PH值
6～9
2
石油类
10
3
悬浮物
100
4
挥发酚
0.5
5
硫化物
1
以S2－计
6
化学需氧量（CODCr）
100
重铬酸钾法分析
7
汞及其无机化合物
0.05
以Hg计
8
镉及其无机化合物
0.1
以Cd计
9
六价铬化合物
0.5
以Cr+6计
10
砷及其无机化合物
0.5
以As计
11
铅及其无机化合物
1.0
以Pb计
四、油田生产对集输系统的要求
油田生产是由开发、开采和集输构成的。
因此，油气集输是油田生产中很重要的生产阶段，无论新油田的开发建设，还是已开发油田的调整改造，油气集输必须适应油田生产全局的需要，满足以下几点要求：
1、满足油田开发和开采的要求
油田生产的特点是连续的、又是不均衡的，主要原因在于：
（1）油井数量增加，含水量上升，产液量增加；
（2）自喷井间歇自喷或改抽；
（3）个别抽油井改为注水井；
（4）生产层系调整，油品物性发生变化。
2、集输系统能够反映油田开发和开采的动态
油田开发和开采的变化，反映到地面集输系统中就是：
油、气、水产量、出砂量、气油比、气液比、井的油压和回压、井流温度、压力等参数的变化。
油田的这一生产特点要求油气集输系统的工程设施随之做出相应的调整，要考虑能以地面设施的少量变化去适用油田开发不同时期，不同阶段的要求。
3、节约能源、防止污染、保护环境
节约能源主要体现在以下几个方面。
（1）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。
（2）流程密闭，降低损耗。
密闭流程的油气损耗量一般为0.3~0.5%，而开式流程由于存在常压罐，其损耗量一般为2%左右。
（3）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。
（4）采用高效的设备。
4、集输系统应安全可靠，并有一定的灵活性
集输系统的生产运行是连续的，无论哪一个环节发生故障都会或多或少地对全局生产产生影响；另外，油田地域大，点多、面广、线长，抢修困难，这就要求集输系统简单、可靠、安全。
一旦发生异常情况，要有调整的余地。
5、与辅助系统协调一致，要有经济性
集输系统要满足提高经济效益的原则，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。
五、油气集输流程
1、建设规模
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的产液量上升速度差别很大。
如果流程的一次规模定的太大，将长期达不到设计能力，造成了资金的积压，发挥不了应有的投资效益，还可能因为热力条件不够而不能正常运行。
如果一次规模定得太小，而产液量上升速度太快，流程的水力工况不能适用生产要求，必然在短时间内改建、扩建，同样会造成经济损失，并影响油田生产。
同时，流程中管道、容器、设备等都有一定的使用年限，如果在使用年限内充分发挥它们的作用，超过这一年限再进行改建、扩建，那么这样就很经济能充分发挥投资效益。
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用年限按5～15年来考虑是做到了物尽其用。
综合以上分析，由地层储量和开发设计方案确定的油气集输系统的建设规模可以如下确定：
（1）如果油田投产初期不含水，则流程建设规模可用下式计算：
式中，Go—开发设计提出的产油量，吨/日；
1—开发设计提出的无水采油年限，年；
—集输设施的使用年限，年；
vw—开发设计提出的年平均含水率的上升速度，%/年；
G—流程适用的液量，吨/日。
（2）如果油田投产初期含水，则流程建设规模可用下式计算：
式中：
B—油田投产时含水率，%。
流程的建设规模确定以后，集输流程的设计可以进入定量的设计计算和设备的设计选型了。
2、集输系统的压力
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。
地层的剩余能量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。
集输采输中可供利用的水力机械能量，有抽油井的抽油机、电潜泵、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。
（1）自喷井
集输系统的回压是地面集输系统对油气井的背压（即油嘴后的压力，油嘴前的压力称为油压），也是集输系统的起点压力，是集输系统强度设计的重要依据。
油井的回压＝集输管线的摩阻＋分离器的控制压力
因此说，集输系统能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，所以中华人民共和国国家标准GB50350－2005《油气集输设计规范》规定：
自喷井、气举井的回压为工程适应期间最低油管压力的0.4～0.5倍，但不宜低于0.4MPa（表压）。
我国对自喷井的井口回压控制较低,严格限制在0.4～0.6MPa（表压）。
对于油井开采后期，由于含水率上升，流量增大，管线摩阻增加，造成油井回压升高，有可能会影响油井的产量。
同时注意：
能量不同的自喷井连接在一起，高压高产井不会增产，而对低压低产井的干扰较大。
（2）抽油井
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；提高集输系统的压力，系统的阀门、管线和分离器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1.5MPa（表压），而高于4.5Kg/cm2。
抽油井的特点：
1）抽油机的功率消耗在提升抽油杆和井筒中的油气混合物上；
2）提高抽油井的回压（只是在一定范围内）不影响抽油井的产量；
3）抽油井的回压升高，使油井的维护周期缩短；
4）提高抽油井的回压，使伴生气溶解于原油中，使原油粘度降低，减少管线的水力损失和提高油气分离效率。
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：
1）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；
2）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；
3）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。
3、计量的分散和集中
油井产量的计量方式分为以下两种：
（1）集中计量：
在油田上设置计量站；
图集中计量
（2）分散计量：
井口计量或用专用计量车。
图分散计量
因此说，计量方式决定了出油线的配管方式和辐射形状以及出油线的汇合位置。
4、流程的密闭程度
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，即常压储罐。
使用常压储罐的目的是
（1）进一步脱气，避免泵效率过低；
（2）平衡来油和输油的不平衡。
但由于常压储罐中的原油是与大气是相通的，这就使流程中出现非密闭的情况，产生了油气的蒸发损耗，为了使流程密闭，减少蒸发损耗，一般采用以下措施来解决：
（1）采用卧式罐代替立式常压罐，并架高。
使离心泵的入口压力不低于卧式罐的压力，避免气体析出而导致离心泵发生气蚀；
（2）充分利用自喷井和抽油井的能量，减少转油环节。
这就需要考虑布站方式。
油田设计中有二级布站和三级布站两种方式：
1）二级布站：
井口→计量（计量接转）站→联合站（集中处理站）→矿场油库
2）三级布站：
井口→计量站→接转站→联合站（集中处理站）→矿场油库。
另外，我国塔里木油田引进国外先进技术，采用了一级半布站方式，即单井来油气直接进集中处理站，站内设置多个计量分离器。
（3）采用油气混输泵，这就避免了先进行油气分离再加压输送的情况；
（4）采用大罐抽气，避免常压罐中的油气蒸发损耗。
但由于常压罐所能承受的正压和负压很小，因此大罐抽气要求可靠的自动化仪表。
5、集输流程设计应遵循的原则
工艺流程应根据油气藏工程和采油才气工程方案、油气物理性质及化学组成、产品方案、地面自然条件等具体情况，通过技术经济对比，并符合下列原则：
（1）油气集输工艺流程应密闭，降低油气损耗；
（2）充分收集与利用油气井产物，生产符合产品标准的原油、天然气、液化石油气、稳定轻烃等产品；
（3）合理利用油气井流体的压力能，适当提高集输系统压力，扩大集输半径，减少油气中间接转，降低集输能耗；
（4）合理利用热能，做好设备和管道保温，降低油气处理和输送温度，减少热耗；
（5）油气集输工艺设计应结合实际情况简化工艺流程，选用高效设备。
6、油气集输流程设计的总趋势
简化井口和计量站、尽量采用二级布站和密闭流程、完善联合站、减少占地、方便管理。
六、油气集输设计的评价标准
1、可靠性
（1）采用的工艺技术、设备经过技术鉴定和生产实践检验，能保证长期连续生产；
（2）生产操作、维修、管理安全方便；
（3）处理故障有措施；
（4）处理的产品质量稳定；
（5）设备的备用、旁通管的设置、仪表的调控合理。
2、适用性
（1）产量、油气比、含水率的变化；
（2）压力、温度的变化；
（3）原油物性、天然气组成的变化；
（4）有油田分阶段开发、调整变化、扩建、改建的余地。
3、先进性
（1）采用国内外先进成熟技术，并附合油田的实际情况；
（2）附合国家的技术政策和国家及行业标准；
（3）恰当的自动化控制程度；
（4）计量的准确性；
（5）能量充分利用和节约，油气损耗少；
（6）原油稳定、天然气处理、天然气及烃液的利用率高；
（7）不污染环境；
（8）组装化程度高。
4、经济性
（1）工程量小，施工速度快；
（2）投资少；
（3）运行费用低。
1.相关知识：
原油含水的危害性
1、增大了油井采出液的体积，降低了设备和管道的有效利用率，特别是在高含水的情况下更突出。
（含水原油的体积要较纯净原油增加1～2倍）
2、增大了管道输送中的动力消耗
含水原油多为“油包水”型乳状液，其粘度较纯净原油约高数倍到数十倍。
用管道输送时其摩阻大幅度地增加。
随之引起油井回压上升，抽油机、输油泵的动力消耗增加，甚至使离心泵的吸入性能变坏，严重时会产生气蚀，无法使用。
3、增加了升温过程中的燃料消耗
原油集输过程中，为满足工艺要求，如降低粘度，常对原油加热升温。
由于原油含水后输液量增加，而且水的比热约为原油比热的2倍，故在原油升温过程中燃料的消耗也将随原油含水量的增加而急剧增大，其中相当一部分热能白白地消耗于水的加热升温，造成燃料的极大浪费。
4、引起金属管道和设备的结垢与腐蚀。
原油中所含的地层水都有一定的矿化度。
当矿化度较高时，其中的碳酸盐会在管道和设备的内壁沉积结垢，久而久之使管道通径变小，甚至完全堵塞。
当用管式加热炉或火筒炉加热矿化度较高的含水原油时，会因结垢而影响热能的传导，严重时会引起炉筒或火筒的过热变形，甚至酿成火灾事故。
当地层水含有MgCl2、CaCl2、SeCl2、BaCl2等物时，会部分水解释放出HCl，引起金属管道和设备的腐蚀、穿孔。
MgCl2+H2O=MgOHCl+HCl
Fe+2HCl=FeCl2+H2↑
原油中所含的硫化物受热也会分解，产生H2S，遇到水时H2S与Fe反应生成FeS：
Fe+H2S=FeS↓+H2↑，FeS+2HCl=FeCl2+H2S
这种交替反应的结果，就会使设备和管道受到强烈腐蚀。
5、对炼油加工过程的影响
炼油厂加工原油的第一套装置是常减压蒸馏装置。
原油中若含有盐和水，对该装置的生产有严重影响。
由于水的分子量仅为18，原油蒸馏时汽化部分的平均分子量在200以上，这样，水与油同时加热到360℃进常压塔时，一吨水汽化后的体积要比等重量的原油汽化体积大十多倍。
一方面会加大蒸馏塔内气体的线速度，影响分馏效果，严重时引起冲塔现象，使蒸馏产品的质量受到很大影响，另一方面，当原油含水率不均匀时，会引起设备内压力突然变化，不仅使蒸馏装置无法平稳运行，甚至可能出现超压爆炸事故。
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