油气储运第三章

null3 油气集输系统 3 油气集输系统 3.1 原油集输系统 3.1.1油气集输系统内容 3.1 原油集输系统 3.1.1油气集输系统内容 油田油气集输系统的工作内容包括：油井计量、集油、集气、油气水分离、原油脱水、原油稳定、原油储存、天然气脱水、天然气凝液回收、凝液储存和含油污水处理。以上工作内容及相应关系见图3-1。图3-1 油气集输系统的工作内容 null在油田将各个油井生产出来的原油、天然气等混合物，进行收集、转输、分离、计量、净化、稳定及其它处理，直至生产合格的油、气产品的全部工艺过程总称为油气集输工艺流程。 我国各油田分布很广，每个油田所处的自然环境、社会环境不同，油藏性质、油藏能量、开发部署、原油物理性质、油气组分等等都有很大差别，为了把分散在油田各处的油气逐渐集中起来，会因各地的具体情况而有不同的集输，相应地会有不同的工艺流程。 3.1.2集输流程的布站形式 3.1.2集输流程的布站形式 为了把油田各单井的油气集中起来进行输送、计量和 处理，需要根据各区块的实际情况和油品性质，采用不同的 原油集输工艺，以达到充分利用油气资源、地层压力、节能 降耗、方便管理的目的。油气集输工艺流程按油气集输系统 的布站形式可分为一级半（或一级）、二级和三级布站集输 流程。 null1、一级半布站流程 一级半布站的集输流程可看作由“井口→计量站→联合站”的二级布站流程简化而来，即在各计量站的位置只量阀组，数座计量阀组（包含几十口井或一个油区）共用一套计量装置，其流程框图如图3—2所示。 图3—2 一级半布站集输流程 null由“井口→计量站→联合站”构成的二级布站流程，其中计量站的作用是用于油井油气分离和油、气、水计量，联合站的作用在于实现原油脱水和稳定、天然气脱水和天然气凝液回收、污水处理，得到合格的商品原油和天然气。一般每8～12口油井设一座计量站，如果适当延长油井计量周期，缩短每口井计量的时间，则可增加计量装置的使用范围。 对几座计量阀组范围的油井共用一座计量装置，可将计量装置放在联合站，一个油区共用一套计量装置，形成一级半布站的集输流程；也可不另设计量阀组，各油井直接进设在联合站的计量装置进行计量，形成一个油区都在联合站计量，从而形成一级布站的流程。 由于多数计量站简化为计量阀组，而由计量阀组至计量装置由计量管线相连。从而使集输流程大大简化，与二级布站流程相比，这种一级半布站流程的工程量大幅度减少，其工程投资显著降低。 2、二级布站流程 二级布站流程是指由“井口→计量站→联合站”构成的布站流程形式。根据油气输送的形式不同可以分为二级布站的油气分输流程和二级布站的油气混输流程。 2、二级布站流程 二级布站流程是指由“井口→计量站→联合站”构成的布站流程形式。根据油气输送的形式不同可以分为二级布站的油气分输流程和二级布站的油气混输流程。 （1）二级布站的油气分输流程 油井产物经出油管线到分井计量站，经气液分离后，分别对单井油、气和水的产量值进行测量，在油气水分离器出口之后油气分别输送至联合站。含水原油进入原油脱水装置和原油稳定装置进行脱水和稳定处理，天然气和稳定塔闪蒸出的石油蒸气进入天然气脱水装置和天然气凝液回收装置进行处理，生产出合格的油、气产品。各单元装置排出的采出水及含油污水则就地处理利用。油气分输流程框图如图3—3所示。 null图3—3 二级布站油气分输流程框图 这种流程的优点是单井进站，分井集中周期性计量，简化了井场设施，油、气分别处理。出油、集油、集气管线分别采用不同的输送工艺。其缺点是油、气分输、集气系统复杂，需多处分散进行露点处理，工程量、设备、钢材、投资消耗量大。 这种流程适合于油气比较大、井口压力不高的油田。使用这种分输流程可以降低井口回压、提高计量站至联合站（或集中处理站）的输送能力。 null（2）二级布站油气混输流程 单井产物在分井计量站分别计量油、气、水产量值后，气液再混合经集油管线进入集中处理站集中进行油气分离、原油脱水、原油稳定、天然气脱水、天然气凝液回收等处理工艺，得到合格的油气产品。采出水集中处理后回注。油气混输流程框图如图3-4。 图3—4 二级布站油气混输流程框图 null3、三级布站流程 该流程是在两级布站流程的基础上发展而来的，随着油田区块的向外延伸，集输半径越来越大，油田总产量也越来越多，采出水量也越来越多，采出水一般采用回掺或经污水处理后回注。当集输半径很大时，如果仍采用两级布站，大量的采出水需要返输，不管是从投资还是从管理和运行费用上看，显然是不合理的。另外，部分小油田产量较少、油品性质较好，但单独为其建设原油稳定、轻烃回收装置又不够经济，因此，需要输至附近油田进行集中处理。这样，就产生了“中间过渡站”，即转油站。 null 转油站的目的是实现油气分离、原油脱水（原油中含水部分脱出）、污水处理和注水，使采出水就地处理，将原油及天然气输送至设有原油脱水、原油稳定、天然气脱水、天然气凝液回收的联合站做进一步处理。三级布站流程框图见图3—5。 图3—5三级布站流程框图 这种三级布站流程避免了建设处理合格采出水的管网，可建设规模较大的原油稳定和天然气凝液回收装置。 3.1.3油气集输工艺流程 3.1.3油气集输工艺流程 一般根据油井集油时加热保温方式的不同可分为单管流程、双管流程和三管流程。 1、单管集输流程 单管集输流程有井口加热单管流程和井口不加热单管流程。 （1）井口加热单管流程 井口加热单管流程是将计量站布置在8～10口井的适当位置上，每口井采用单一管线将油气混输集中到计量站内。单井来的油气先经过水套加热炉加热，之后进计量分离器分别对油、气计量，完成计量后的油、气再度混合进集油管线出站。不作单井计量的油井，一般是将油气混输到计量站，经总机关阀组切换，直接进入出站集油管线。也有的在出站之前进入生产分离器，对油、气的总量分别计量，之后再次混合进集油管线出站，如图3—6所示。null图3—6 井口加热单管流程 1—水套加热炉；2—计量分离器；3—计量前水套加热炉；4—干线加热炉； 5—油气分离器；6—缓冲油罐；7—外输油泵；8—外输加热炉 null 油气输送到计量站以后，视地层（或抽油井）剩余能量的消耗情况，有的直接进脱水转油站进行油、气集中分离、脱水净化。脱水后的天然气输至天然气处理站，回收其中的天然气凝液，而脱水后的原油进稳定装置做稳定处理。为了便于管理，有时把原油稳定和天然气凝液回收都安排在转油站内，这样有利于热能和动力的集中使用。处理以后的原油输至矿场油库或外输首站，干气输至矿场压气站增压外输。 null这种流程的主要特点是： 1）井场上一般都设有水套加热炉，它除用来加热油井产物外，还可用来实现热油循环清蜡；计量站设备简单；节省钢材，因为只有一条集油管线；对地质条件复杂的油井适应性较强。 2）井场上的水套加热炉给管理带来不便，也难于实现自动化；停井或作业时需要清扫管线，否则会堵塞管线；对无气或少气的油井，有时井场水套炉需要另敷设供气管线。 3）井口加热单管集输流程主要适用于原油凝点高于油气集输管线环境温度的轻质原油和中质原油、单井原油产量大于10t/d、生产油气比大于30m3/t，且采油井能连续生产的油田。 null（2）井口不加热单管流程 井口不加热单管流程是单管加热流程取消井口加热炉及计量站、集输干线上的加热炉，使井口的油气产物靠自身温度保持较好的流动性，集中到联合站处理，如图3—7所示。井口不加热单管流程主要有下列三种不同集输措施。 图3—7 井口不加热单管集输流程 null1）井口加药降粘不加热集输 井口加入少量的破乳剂或降粘剂，其作用是可改变原油中析出石蜡的结晶形式，阻止其连成大块网络；药剂在管壁形成一层光滑的薄膜，阻止石蜡向管壁沉积，并形成阻力很小的流动层。 当油中含水时，加入的药有破乳、转相作用（由“油包水型”乳化液转为“水包油型”乳化液），降粘减阻作用更为明显。由于药剂的作用，使原油在低温下的流动阻力比较低，保证油气的正常集输。 有些油田采用井口加药并配以强磁防蜡也起到很好的降阻效果。强磁的作用是改变石蜡结晶形式，阻止石蜡在管壁的沉积。 这种流程适用于井口出油温度比较低（原油凝点低10℃以上）、原油凝点较高（36℃以下）、粘度较高（μ50为100～200mPa·s以下），原油含水量不太高（20 ％以下）的油田，当含水量较高时，效果更好。 null2）管线保温、投球清蜡不加热集输 原油在低温下流动，析出的石蜡极易沉积在管壁上，石蜡的沉积使管线实际流动口径变小，阻力迅速增加，最后导致堵管。对管线保温可减少流体与管壁的温差，从而减缓石蜡的沉积。定期由井口向集油管线投球以清除管壁的部分结蜡，保持原油的正常流动。通常根据结蜡的程度来决定投球清蜡周期。井口至计量站之间球由井口投入，计量站取出；计量站至联合站之间由计量站投入，联合站取出。投球可用自动投球装置或手动装置。 这种流程可适用于含水较低或不含水、井口出油温度较低（低于原油凝点5～10℃）、凝点、粘度不太高（μ50小于100mPa·s）的油田。实践证明：粘度不太高的含蜡原油都可用这种方法实现不加热集输。由于原油一般在凝点以上10～15℃温度下开始析蜡，在凝点以上5～10℃时结蜡最严重，在低于凝点条件下，几乎不结蜡。在此意义上，低于凝点温度条件下对集输更为有利。 null 3）井口自然不加热集输 对于凝点低于集输管线埋深土壤温度时的轻质原油，具有较好的流动性，一般情况不会产生冻堵事故，因此这种原油不论产量大小和油气比高低，都可采用井口自然不加热单管流程。例如青海冷湖、新疆自碱滩油田的原油就属这类。青海冷湖原油：20℃时密度为0.8042g/ cm3，凝点－9℃ ；新疆白碱滩原油：20℃ 密度为0.8570g/ cm3，凝点为－10℃。 对于生产油气比大于30m3/t，单井产量较高，井口出油温度较高的中质原油，因为在集输过程中具有温降损失所需的足够热量，正常情况下原油都具有较好的流动性，所以也可采用不加热单管流程。例如华北任丘油田的原油就属这类。华北任丘原油：20℃时密度为0.8837 g/cm3，凝点为36℃，但由于单井产量很高，井口出油温度一般都在100℃以上，根本不需加热。 2、双管集输流程 2、双管集输流程 双管集输流程有蒸汽伴随双管流程和掺液（水或油）双管流程。这种流程是指从油井到计量站（或转油站）有二根管线：一根是从油井到计量站的油气集输管线；另一根是掺液（或伴热）管线。 （1）蒸汽伴随双管流程 油气从井里出来沿井口集输管线到计量站，在计量站油、气、水分离，计量后原油输送到脱水转油站进行净化处理，然后加热转输到油库外输。原油从井口到计量站（或转油站）的加热、保温均依靠蒸汽管线的伴随，从计量站（或转油站）到脱水转油站的加热是依靠加热炉进行加热。天然气从计量站的分离器出来后，管输至脱水转油站进行净化处理，然后外输。 蒸汽从计量站（或脱水转油站）锅炉出来，经管线送至井口。其流程图如图3—8所示。 null图3—8 蒸汽伴随双管流程示意图 1—井场；2—生产分离器、计量分离器；3—气体除油分离器； 4—缓冲油罐；5—外输油泵；6—外输加热炉；7—锅炉；8—水池 null 这种流程的主要特点是： 1） 井场简化，集中计量，管理方便，易实现集中控制和自动化；对粘度高，产量低的油井、地质条件复杂的油田适应性比较好，对间歇性生产的井，也能适应，生产可靠，启动方便；停井和修井方便，不会堵塞管路。 2） 蒸汽耗量大，一般为250～300kg/(km·h)，热损失大，效率低； 耗水量大，需要有专门的供水系统，而且水质需要进一步处理，否则锅炉结垢速度快。投资和经营费用都比较高。 除非特殊需要，一般不采用这种流程 。null（2）掺水降粘双管流程 我国有许多油田生产的原油粘度很高。由于原油的粘度高，油井回压高，抽油机负荷重，因此抽油井无法正常生产。为了降低原油粘度，在原油中掺入一定数量与一定浓度的活性剂水溶液，使原油形成水包油型乳状液，由原来油与油、油与管壁的摩擦变为水与水、水与管壁的摩擦，使油水混合物的粘度大大降低。将活性水注入井中经井下泵作用也可使原油在井筒中的流动阻力减少，改善原油的流动特性。 null图3-9 双管掺活性水流程 掺水双管流程如图3—9所示。一般在转油脱水站配制活性水，或直接利用经过处理后的含油污水（含有一定浓度的活性剂）作活性水，用泵把活性水经计量站的配水阀组、掺水管线和设在井场的水嘴以规定的流量注入套管，在井下泵的作用下形成水包油型乳状液并由井口流至计量站，经气液分离、计量后，混输至转油脱水站。油井停产时，可打开井口循环阀门，用活性水顶替出油管线中的原油，并保持适当的循环，以防止管线冻结。 在计量站得到的液量中．除原油和伴随产出的油层水外，还有掺入的活性水。因而，需对各井的活性水掺入量进行计量，以便求得油井的产油量和产水量。null 这种流程的主要特点是： 1）能较好地解决高粘原油的开采问题；投产容易、停产简单、管理方便、生产安全；井场和管线上不设加热炉，节省燃料，有利于实现集中控制和自动化管理； 有效地降低油井的回压，可适当扩大站的管辖井数和范围。 2）但各井掺入的活性水量不易控制，掺入水、油层水、产油量无法直接计量，给油田动态分析造成一定困难；活性水循环使用，管线腐蚀、结垢严重。 null 对高含蜡、高凝点、高粘度的中质和重质原油，一般单井产量都不高，由于流动性差，宜采用井口掺热水或掺热活性水的双管流程，以改善流体的流动性能。例如河南魏岗、大港羊三木油田的原油就属这类。河南魏岗原油：20℃时密度0.8668g/cm3，凝点51℃，含蜡量41.4％；大港羊三木原油：20℃密度0.9492 g/cm3，凝点-2℃，50℃时运动粘度为637.9mm2/ s。对于稠油，当有轻质原油可供利用时，也可掺轻质原油输送，例如辽河沈北油田的稠油就是掺轻质原油输送的。 凡需要加热输送的原油，均可采用井口掺热水的双管流程。但因双管掺水流程的计量问题比较复杂，对于单井产量较低、间歇采油的油井，不宜采用掺热水的双管流程。 3、井口热水伴热三管流程 3、井口热水伴热三管流程 井口热水伴热三管流程如图3—10所示。三管流程是指从油井到计量站有三根管线，一根是油井到计量站的出油管线；一根是计量站到油井的热水管线；另一根是油井到计量站的回水管线。热水管线单独保温，并对井口装置伴随加热，回水管线和出油管线共同包扎在一起。计量站设水罐、水泵、加热炉。水加热后送至各井口。各油井的出油管线与回水管线伴随着进站，回水返回输到水罐循环使用，这样就构成了井口热水伴热三管流程。 null图3—10 井口热水伴热三管流程示意图 1—生产、计量分离器；2—气体除油器；3—缓冲油罐；4—外输油泵;5—外输加热炉；6—缓冲水罐；7—循环水泵；8—循环水加热炉 null这种流程的主要特点是： 1）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。 2）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。 null 对凝点高于集输管线埋深土壤温度的轻质和中质原油必须加热保温才能输送，但是当单井产量小于5t/ d，生产油气比小于 15m3/t，不能采用井口加热单管流程，可以采用热水伴热三管流程，也可采用井口掺热水（或活性水）双管流程，具体实施应经可行性研究之后确定。影响油气混合物在管道内流动性能的因素很多，除原油物性外，还有单井产量的大小、油气比的高低、井口出油温度、井口压力、自然环境温度等等。在选择集输流程时，应充分发挥上述因素中的有利方面，消除不利方面，进行综合技术经济比较，使所选流程达到投资少、能耗低、适应性强、安全可靠的最佳要求。当单井产量较低、油井不能连续生产、油井出水时，如果采用掺热水双管流程，将给油井计量带来较大困难时，应采用热水伴热三管流程。3.1.4密闭集输技术3.1.4密闭集输技术 根据油田油气集输工艺的密闭程度，分为开式集输流程与密闭集输流程两种。 石油及天然气等混合物从油井中出来，经过收集、中转、分离、脱水、原油稳定，暂时贮存，一直到外输计量的各个过程都是与大气隔绝的集输流程叫密闭集输流程。若其中有部分过程不与大气隔绝就叫开式集输流程。 油气集输全密闭流程主要包括：密闭集输，密闭处理，密闭储存和轻油、污油回收。所谓“密闭”往往是相对的，这里说密闭主要指下面三个方面： null （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。 （2）油气混合物从油井中出来在净化处理和储存过程中使用的都是耐压容器，即在正常生产情况下，油气是不能与外界相互串通的，只有当容器内的压力超过一定极限时，安全阀才能打开。 （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。 达到以上三点要求，就可以说是基本实现了密闭集输。 密闭集输流程要求要有比较完整而可靠的自动监测和自动控制设备，因为如有一处发生故障和波动，都会波及到整个系统，甚至会发生恶性事故。因此，在密闭流程投产前首先要把自动化设备安装调试正常，然后再进行密闭集输流程的投产。图3—11为常用的油气密闭集输流程示意图。null 密闭集输流程与开式流程相比有许多优点，概括起来有以下几方面： （l）原油和天然气在集输过程中的损耗低，产品质量高，减少了对大气的污染； （2）结构简单，减少了原油和水的接触时间，提高了脱水质量并降低了脱水成本； （3）减少了加热炉和锅炉的热负荷，提高了整个油气集输系统的热效率； （4）有利于提高自动化程度，提高管理水平； （5）工艺流程简单、紧凑，省钢材，投资少。 null图3—11 密闭、集输流程示意图 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、14、18—缓冲罐；12—脱水罐；15、17—输油泵；16—污水泵；19—送料泵；21—稳定油罐；22—负压脱气塔；23—塔底泵；24—外输泵. null3.2 计量站与集油站3.2.1计量站和集油站的任务 计量站和集油站是油气集输流程的主要组成部分，了解计量站和集油站的主要作用、功能对于正确理解和掌握油气集输流程是十分必要的。 计量站和集油站在油田油气集输过程中的主要任务有五点： 1．计量 就是将各个油井生产出来的油、气、水混合物，通过计量装置和仪表进行计量，弄清楚所管的每口油井的油气产量，有的井还要测量采出水量。用这些数字指导油田开发、油田生产、油井管理和油气集输流程管理。另外这些数字也是衡量各采油队，各油矿完成生产任务的依据。null2．收集和转输 就是将油田各个油井分散的油气等混合物，经过收集、转输到中转站或联合站。根据目前各油田收集、转输系统来看，主要是通过管网系统来实现集输的。在个别油田，因油井分散、产量较低、原油物性差时，使用汽车油罐车方法收集。但由于不经济，应用受到限制。 3．降凝和降粘 为了保证油气收集过程原油的流动性质，对于大部分油田来说，油气收集过程需要采取降低凝固点和降低原油粘度的措施（对于一些原油物性特别好或出油温度高、产量又很大的油井来说这一点可以不考虑）。在油气集输系统中，一般采用三种降凝、降粘方法： （1）加热保温的方法：用加热的方法降低原油粘度，用保温的方法防止管线和设备热量散失，尽量保证原油的流动性能，使原油在一定的压力下能够可靠的转输到集油站或联合站。null（2）化学方法：对于收集粘度高、距离远的石油及天然气混合物，采用加热的方法要消耗大量的油田气（或其它燃料）。所以近来人们开始用其它方法降凝、降粘。化学方法就是其中一种，而且得到了广泛应用。化学方法就是在原油及天然气管线中，加入某些化学药品，使原油及天然气在输送过程中降低凝固点或粘度值，实现不加热输送，降低能耗。 （3）物理方法：主要有原油热处理、拌水、掺液法等等。 4．油气分离和净化 为了便于油气计量和转输，以及在油气集输过程中得到合格的石油和天然气产品，在集输系统中要对油井生产出来的油气混合物进行分离。有的流程需要对油、气、水三者进行分离。经过分离的原油还要在集油站或联合站进行脱水和原油稳定，使原油进一步脱气净化成为合格的石油产品。 5．辅助任务 许多站除了正常的油气集输外，还辅带有供热、供水、供电、污水处理等任务。null 计量站主要任务是计量各个进站油井的油、气、水的产量和掺水、掺油量。将各个进站油井的油、气，水收集一起，转输到集油站。计量站主要有以下三种类型： 1．在井场加热的计量站 在井场加热的计量站工艺流程如图3—12所示，从各个油井来的油气混合物进到站内，经过计量分配阀组，将需要计量的油气水混合物进入计量分离器，天然气经气体流量计进行气体计量后到汇管与其它井油气汇合。被分离出的原油经计量后也流到汇管与其它并油气汇合。由于水比重大，从分离器下面出水管线经过流量计计量后再流入汇管与油气一起加热外输。 对于暂不计量的油井，油气混合物通过计量阀组经分离器旁通管线，也流入汇管经加热，输送到集油站（或联合站）。3.2.2计量站 null3—12 井场加热的计量站流程示意图 null在大庆等一些油田在计量站用多通阀代替计量分配阀组。多通阀结构紧凑、操作方便、节省用地、节约钢材。有时整个计量站安装在活动列车式房间内，因此这种小型计量站又叫计量间。 这种计量站较简单，它的主要任务是： （1）计量各井的产油量和产气量（有的还计量产水量）； （2）将油气混合物转输到中转站或联合站； （3）加热油气混合物； （4）有管道化学脱水的站需要加化学破乳剂。 null2．热水伴热三管流程计量站 热水伴热三管流程计量站比井口加热单管流程的计量站要复杂，其流程如图3—13所示，它比井口加热单管流程多一套伴随介质加热设备和增压设备。 对于油井剩余压力不能使油气输送到集油站时，计量站还要有生产分离器、缓冲油罐、输油泵以及通球装置等。这种计量站的主要任务有四条： （1）计量各进站油井的油、气、水产量； （2）将油、气、水转输到集油（转油）站； （3）供给各油井和出油管线的伴随、加热用热水； （4）有时还需要给管道加化学药品，如输油管道加破乳剂，天然气管道加甲醇等。 null图3—13热水伴热三管流程计量站示意图 图3—13热水伴热三管流程计量站示意图 图3—13热水伴热三管流程计量站示意图 图3—13热水伴热三管流程计量站示意图 null3．掺液双管流程计量站 这种掺液流程分为掺热油，掺热水和掺活性水三程流程。所掺介质不同，计量站流程也不同。当所掺液体是在集油站加压、加热时，计量站只负责油、气、水计量和所接介质的分配，其流程也就非常简单，如图 3－14示。 当所掺液体是在计量站内进行加热加压输送时，其计量站的工艺流程就比上面复杂得多，这种流程的计量站主要任务是： （1）计量各油井的油、气、水量； （2）将油、气、水转输到输油中转站或联合站； （3）供给各油井掺入液，并计量各井掺入液的数量； （4）有管道化学脱水的还要给加破乳剂； （5）采用热洗清蜡时，供给各井热洗介质。 这种计量站设备比以上二种更多，和井场加热小站计量流程相比，它不但增加了掺入介质的加热、加压设备，还增加了掺和介质的分配阀组以及采用热洗清蜡时应增加的相应设备。 null图3—14双管掺液流程计量站示意图 null3.2.3集油站 集油站也有的地方叫转油站或泵站等，是油田油气集输系统中很重要的一个环节。集油站的工艺流程往往根据它所承担任务不同而不同。有的集油站很简单，有的集油站很复杂，油田上一般根据它们所承担的任务性质不同，大体分为接转站、转油站、脱水转油站和联合站。 1．接转站 这种站一般只负责将上一个站或几个站的来油接力转输到下一个站。又分为没有油罐的接转站和有油罐的接转站： （1）没有油罐的接转站是一种最简单的接转站。只有一座泵房，泵房内有几台输油泵机组以及配套的阀组。 null 这种站没有采暖加热、油罐储油、缓冲设备。冬天泵房采暖依靠管线和电动机散发出来的热量。这种站的输油量是上一站的输量，没有一点调节余地。一旦站内出现故障，如停电、法兰垫子刺坏，管线穿孔等等，就要影响整个系统输油。即使将上一站来油改进直通管线输到下站，因输送压力不足也会使输油量降低。由于站内没有加热保温设备，冬天停输时间过长，泵房温度和输油管线温度都要降低，甚至酿成“灌香肠”的危险。这种站优点是设备少、结构简单、密闭好、原油蒸发损失小。 由于这种站在管理上存在一些问题，因此使用上受到局限。 null （2）有油罐的接转站。这种接转站的工艺流程比前一种要复杂一些，它不但有缓冲油罐，还有加压输送用的泵机组，而且大部分站有保温加热设备，有的泵站还设有压风机等辅助设备。 原油从上一站或上几个站来，经过进站阀组进油罐。正常外输时，原油从油罐经过输油泵输至加热炉加热，然后外输。加热后的原油也可以再回到油罐内（站内循环）。 在短时间停电或抢修站内设备及管线故障时，站外来油可以直接进罐储存。另外由于泵站有油罐，就可以根据输油泵等设备的完好程度和站外的情况进行一定范围输油量调节。另外因站内有加热保温系统，所以在停输或输油越站时，不致产生泵房设备和管线内的原油冻结。这种站在生产管理上比较方便，但也有许多缺点，如占地大、设备多，特别是目前许多站油罐都不密闭，原油损耗比较大。null 2．转油站 这种集输转油站主要任务是： （1）接受井排和计量站输来的原油或油、气、水混合物。 （2）油、气进行分离，这种分离在集输转油站一般都是初步分离。原油进到联合站或脱水转油站还要进一步进行分离和净化处理。天然气输送至联合站要进一步进行净化处理。 （3）加热、转输任务 原油经过初步分离，进入加热炉加热，然后用泵转输到脱水转油站或联合站进行脱水和原油稳定。分离出来的天然气输送至联合站。对于未经过除油、脱水的湿天然气输送时还有一个通球任务，保证输气管线畅通、减少管线腐蚀。 （4）高含水原油沉降脱水 对于一些高含水原油，要在集输转运站进行沉降脱水，将原油中的游离水除掉，这样做可以减少原油输送和加热过程中的能源消耗，防止原油输送时，由于原油和游离水长期接触而产生乳化液，增加脱水的难度。null 从原油中沉降出来的水，用污水泵输送到污水处理站。对于有些掺热水流程或渗活性水流程的转油站，利用沉降出来的水加热或加活性剂后再打到井口回掺。 （5）计量 对原油、天然气、水以及有掺液流程的掺液量进行计量。 （6）辅助任务 除上述任务外，在中转站还有一些辅助性任务。如站内生产设备和工业厂房的取暖、供热以及污油回收任务、加药任务等。有的站还要负责对站外供热，如掺热液流程的热液（热油或热水）加热和加压任务。null 集输转油站的类型比较多，有开式流程，密闭流程，还有复合式设备流程等等。由于流程不同，各种站所具有的设备也不相同。 对于过去老式的开式流程，设备专一、流程复杂。所以，设备也比较多，有加热设备、输油机泵、输污水机泵、贮油罐、沉降罐、油气分离器、污水缓冲罐、锅炉或热水炉、热水泵以及掺热液用的机泵和高压加热炉等等。近年来由于采用密闭流程和复合式设备，使集输转油站的流程简化多了。null 图3—15是大庆油田常见的一种复合式设备的转油站工艺流程。这是带有向油井和计量站输送活性水的掺液流程。除有输油泵和输水泵机组外，只有两台四合一和二台二合一设备。这种转油站工艺简单、结构紧凑，投资少、占地少、建设速度快、操作管理方便、原油损耗少，有利于节能。根据统计调查，这种复合式设备组成的转油站比同样规模的老式转油站减少能耗30%。 图3—15 复式设备组装的集输转油站流程 null图3—16 气分离、缓冲、加热和沉降四合一设备 1—烟囱；2—平衡管；3—预分离包；4—火管；5—隔板；6—进口管；7—隔板；8—扑雾器；9—浮球；10—气出口；11—调节阀；12—沉降包；13—沉降水管；14—鞍座；15—油出口；16—排污头 图3—16所示的中转站是一个日处理量为 6000吨/日液量的集输中转站。有六台机泵，两台3×16米四合一设备，两台3×9.6米二合一设备。所谓四合一设备是指：油气分离、缓冲、加热和沉降四种功能合一的设备。 null图3—17 加热、缓冲二合一设备 1—烟囱；2—火管；3—隔板；4—人孔；5—浮球；6—调节阀；7—出水口；8—进水口；9—鞍座 null3．集输脱水转油站 一般简称脱水转油站或集油脱水站，一个完整的脱水转油站的的主要任务是： 1）油气收集 就是负责接收各井排或各计量站（转油站）输进来的油气混合物或经过初步分离的原油与天然气，将收集的油气分别转输。 2）油气预处理 对于油、气、水混合进站的流程，首先要进行油、气初步分离或油、气、水分离。油、气的初步分离是在油、气分离器中进行的。对于从分离器出来的高含水原油，要进入油水沉降罐进行油和水的沉降分离，对于从计量站或中转站来的经过油气分离的含水原油，一般不在进入油气分离器而直接进入油水沉降罐进行油、水分离。经过沉降的低含水原油经过脱水泵增压打到加热炉内加热。然后进入脱水器脱水，脱水后的原油进入加热炉和稳定塔进行原油加热和原油稳定。null对于从转油站或计量站来的原油，它们是经过分离的低含水原油，就不用再进沉降罐而直接进行脱水、原油稳定，使原油和天然气进一步分离，变成合格的原油产品。 经过初步分离的天然气，在集油脱水站内进一步处理，然后输送到压气站或用户。 3）计量 原油和天然气在集油脱水站的计量工作，要比原油和天然气在计量站或井场的计量准确得多。因为原油和天然气在井场或计量站的计量分离只是初步的，原油中还有一定的气体，而天然气中还有一定的油，在集输脱水站，原油经过分离、脱水和原油稳定后使原油已经比较纯净，因而计量起来比较准。另外由于脱水转油站管理比较集中，往往是矿与矿的交接和对上结算的依据，所以从计量精度要求上，一般也比油井计量站高。如大庆油田规定：脱水转油站或联合站的油气计量装置为二级计量装置，要求原油流量计精度为 0.2%或以上，由大庆计量局负责标定，而油井和计量站的计量装置为三级计量，原油流量计的精度为0.5%～1%，由各采油厂自己负责标定。null 天然气流量计，在脱水转油站或联合站要求的精度为1.5%或以上，在油井或计量站要求的精度也为1.5%以上。 4）分别外输和临时储存 在脱水转油站，油气混合物经过分离、脱水、原油稳定后成为合格原油产品，通过输油泵输到油库或直接送往用户，暂时不外输的原油储存在油罐内。 天然气通过自压或用压缩机输送到用户，暂时不外输的气储存于储气罐内。 轻质油用耐压轻质油罐车或轻质油管线外输。暂时不外输的轻质油要储存在耐压容器内，如球形罐中。 含油污水通过除油由污水泵送往污水处理站进行污水处理。暂时不外输的含油污水储存在污水罐中。 在油田脱水转油站的生产，一般是连续性的工作，只是在特殊情况下，才需要进行储存。所以油、气和污水在脱水转油站的储存都是暂时性的，或者是作为缓冲用，因此站上的各种产品容器，容量都不太大。null 5）辅助任务 在脱水转油站中。除上述油气集输任务外，还有许多辅助性任务，辅助任务的大小随站的规模、工作任务不同而不同，如加热、供热任务对于掺热油的双管流程要有回掺原油加热、增压输送工艺。掺活性水的双管流程，要有活性水的加热、加药、加压输送等工艺。此外，一般还有站内设备、容器、原油加热保温用的蒸气或热水循环系统、供电系统、供排水系统、燃料油的供给系统等。 在脱水转油站用的设备也比较多，主要设备有油气分离器、加热炉、锅炉、脱水器、沉降罐、缓冲罐、脱水泵、输油泵、污水泵、清水泵、加药泵、热水泵、原油稳定装置、轻油回收装置、油、气、水计量装置、天然气收发球装置，还有原油储存用的油罐等等。除此之外，还有很多辅助设备、自动监测控制设备等等。 除了正常生产中所需要的工艺设备外，还有许多备用设备和事故状态运行用的设备，如事故油罐、消防水泵、水罐，扫线用的压风机等。null脱水转油站的工艺流程是比较复杂的，有油气收集流程、原油脱水流程、原油稳定流程、原油加热、计量外输流程、污水、污油回收流程、脱水工艺流程、天然气凝液回收流程、空气压缩净化流程等等主要工艺流程。 除上述主要生产流程外，脱水转油站一般还有许多辅助流程，如供、排水工艺流程，采暖系统流程，燃料油供给流程，自动控制系统流程，事故状态的各种生产工艺流程。此外，在外输管线停输或出现事故时，为不影响原油脱水工作，不使站内管网因停输而使原油有凝结的危险，要备有站内循环流程。再如当站内沉降罐检修时或出现事故时，站内要设有事故罐，将分离后的原油经过加热直接进入事故罐或从事故罐再进入电脱水器的流程。 null4．联合站 联合站的工作范围比集油脱水站更大，它是由几个性质不同的站联合起来的综合站，它主要包括有油气分离、计量、原油脱水、原油稳定、天然气增压、污水处理站、注水站等工艺流程及设施。 有的联合站和油库建在一起。组成联合油库。有的联合站包括天然气处理站，天然气处理站由天然气脱水和天然气凝液回收等工艺流程组成。 联合站的工艺流程比脱水转油站更复杂，设备也更多，一个大型联合站内设备多达几百台。 null联合站和脱水转油站一样，除了主要的工艺流程外，还有许多辅助工艺系统，如加热供热系统，包括供站内各系统加热保温和对站外各系统的供热（油管线伴随和掺热液加热等，一般联合站锅炉房应包括给水和水处理系统、燃料油供给系统或天然气供给系统）。此外还有污油、污水回收系统、设备扫线和气动仪表用的压缩空气系统、站内设备自动控制系统、供排水系统、供电系统、润滑系统、冷却系统、消防系统、通讯系统等等。 联合站工艺流程复杂、操作烦琐、占地面积大、能耗多、效率低。目前国内一些油田，逐步采用全密闭集输流程，采用高效、多功能设备、自动计量和控制技术，达到了节能降耗，提高油田集输技术水平，降低出油气开采成本。 3.3 天然气矿场集输系统 3.3.1 天然气集输系统 3.3 天然气矿场集输系统 3.3.1 天然气集输系统 图3-18 天然气集输系统示意图 1-井场，2-集气站，3-天然气净化厂和压气站，4-到配气站的出口， 5和6-铁路与公路穿越，7-中间压气站，8-河流穿越，9-沟谷跨越， 10-地下储气库，11-阴极保护站，12-终点配气站 null 天然气集输系统是由气田集输管网，气体净化与加工装置，输气干线，输气支线以及各种用途的站场所组成。它是一个统一的密闭的水动力系统。 1、站场种类和作用 （1）井场：一般设于气井附近，从气井出来的天然气，经节流调压后，在分离器中脱除游离水，凝析油及机械杂质，经过计量后送入集气管线 （2）集气站：一般是将两口以上的气井用管线分别从井口边接到集气站，在集气站对各气井输送来的天然气分别进行节流，分离、计量后集中输入集气管线。 null （3）压气站：压气站 可分矿场压气站、输气干线起点压气站和输气干线中间压气站。当气田开采后期（或低压气田）当地层压力不能满足生产和输送要求时，需设矿场压气站，将低压天然气增压至工艺要求的压力，然后输送到天然气处理厂或输气干线。 （4）天然气处理厂：当天然气中硫化氢（H2S）、二氧化碳、凝析油等含量和含水量超过管输时，则需设置天然气处理厂进行脱硫化氢（二氧化碳）、脱凝析油、脱水，使气体质量达到管输的标准。 （5）调压计量站（配气站）：一般设于输气干线或输气支线的起点和终点，有时管线中间有用户也需设调压计量站，其任务是接收输气管线来气，进站进行除尘，分配气量、调节压力、计量后将气体直接送给用户，或通过城市配气系统送到用户。 null （6）集气管网和输气集网：在矿场内部，将各气井的天然气输送到集气站的输气管道叫做集气集网。从矿场将处理好的天然气输送到远处的用户的输气管道叫输气干线。在输气干线经过铁路、公路、河流、沟谷时，有穿越和跨越工程。 （7）清管站：为清除管内铁锈和水等污物以提高管线输送能力，常在集气干线和输气干线设置清管站，通常清管站与调压计量站设计在一起与便于管理。 （8）阴极保护站：为防止和延缓埋在土壤内的输气干线的电化学腐蚀、在输气干线上每隔一定距离设置一个阴极保护站。 null2、集输对气质的要求 （1）管输天然气质量的三项要求 1）天然气组成 大量组分八个：甲烷、乙烷、丙烷、总丁烷、总戊烷、C6+、氮、二氧化碳； 少量组分五个：氢、不饱和烃总量、一氧化碳、氧、氦； 微量组分五个：硫化氢、硫醇、羰基硫、总硫、水分。 null2）物理性质 高位发热量 规定量的气体在空气中完全燃烧时所释放出的热量。在燃烧反应时，压力p保持恒定，所有燃烧产物降至规定的反应物温度t相同的温度，除燃烧中生成的水在温度t下全部冷凝为液态外，其余所有燃烧产物为气态。用符号Hs表示。null 低位发热量 规定量的气体在空气中完全燃烧时所释放出的热量。在燃烧反应时，压力p保持恒定，所有燃烧产物的温度降至指定的反应物温度t相同的温度，所有燃烧产物为气态。用符号Hi表示。null 沃泊指数 在规定参比条件下的体积高位发热量除以相同的规定计量参比条件下的相对密度的平方根。用符号Ws表示。沃泊指数代表燃气性质对热负荷的综合影响。 null天然气发热量和沃泊指数的计算方法请参阅GB/T11062—1998《天然发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》。 null天然气的压缩系数 在规定的压力和温度条件下，一给定质量气体的实际（真实）体积除以在相同条件下按理想气体定律计算出的该气体的体积，称为气体的压缩因子，用符号Z表示。null真实气体状态方程式R—通用气体常数； M—气体摩尔质量，kg/kmol m—气体质量，kg.null 天然气的露点(dew point)和露点降 天然气的露点是指在一定的压力条件下，天然气中开始出现第一滴水珠时的温度。天然气的露点降是在压力不变的情况下，天然气温度降至露点温度时产生的温降值。 通常，要求埋地输气管道所输送的天然气的露点温度比输气管道埋深处的土壤温度低5℃左右。null3）其他要求 在管输温度、压力条件下，不存在液相的水和烃类； 固体颗粒的含量不影响输送与利用； 存在的其他气体组分不影响输送和利用。 null（2）部分国家、团体对天然气质量要求的规定 1）美国试验学会ASTM D—3委员会1981年7月对管线天然气的质量要求见表3-1。 表3-1 管线天然气的质量要求 null2）英国煤气1990.2工程标准资料卡片见表3-2。 3）加拿大、法国、意大利、和荷兰等国对天然气质量的要求分别摘录见表3-3 4）我国对天然气的质量要求见表3-4。 null表3-2 英国煤气工程标准资料 null（续）表3-2 英国煤气工程标准资料 null表3-3 国外部分国家对天然气质量要求 null表3-4 天然气的技术要求（摘自SY7514-88） 3.3.2天然气矿场集气管网 3.3.2天然气矿场集气管网 天然气矿场集输系统是天然气集输配系统的子系统，是整个系统的源头部分，它包括井场、集气管网、集气站、天然气处理厂等环节所构成的整个系统。 气田中各气井、集气站、天然气处理厂等之间的连接是通过管网连接的，其连接的几何方式可以分为：放射状集气管网、树枝状集气管网（即线型集气管网）、环形集气管网、以及它们的组合型集气管网。 null 放射状集气管网（如图3-19）适用于若干口气井相对集中的一些井组的集气，每组井中选一口井设置集气站，其余各井到集气站的采气管线成放射状。在井场减压后，输送至集气站，在站上经（加热）、节流调压、分离、计量、然后输送至天然气处理厂或输气干线起点站。该流程在四川气田应用最为广泛。其优点是便于天然气的集中预处理和集中管理，能减少操作人员和节省费用。 图3-19 放射状集气管网 a—单井集气；b—多井集气 1、放射状集气管网 null 树枝状集气管网的管网呈树枝状，经气田主要产气区的中心建一条贯穿气田的集气干线将位于干线两侧各井的气集入干线，并输至集气总站。该流程适用于条状狭长气田，其特点是适宜于单井集气，如图3-20所示。 图3-20 树枝状集气管网 a—单井集气；b—多井集气 2、树枝状集气管网null 环状集气管网（如图3-21）是将集气干线布置成环状，沿干线设置各单井或集气站的进气点，环口处设置集气总站，将天然气送往处理厂或输气干线。其特点是：便于调度气量，环形集气干线局部发生事故也不影响整个集输管网的正常生产。 图3-21 环状集气管网 a—单井集气；b—多井集气 3、环状集气管网 null 对于气田面积较大和井数较多的气田，为了管理方便，可以采用上述两种或三种管网流程的组合，即组合型集气管网。比如，在井数较多时，常将气井分成若干组，每一组的气井都在各自的集气站进行必要的初步处理，然后经各自的集气管道与集气干线连接起来，输往天然气处理厂。根据气田的气井分布状况、地貌和天然气处理厂的位置，来组合和综合应用上面的三种集输流程。 要制定出一个合理的气田集气管网，必须从气田的地质、地理条件出发，根据国家对产气量的要求和当前的技术条件，并考虑到气田开发的各个阶段，既要立足于目前的现实条件，又要考虑到将来的发展，是一个复杂的“系统”问题。 3.2.3集输工艺流程 3.2.3集输工艺流程 由于天然气从地层开采出时它的压力较高，而且气体中含有水分、凝析油以及一些岩屑、砂粒等机械杂质，不宜直接输往用户，需对天然气进行必要的预处理，同时，对于两口井以上的天然气还需汇集集中处理。针对处理天然气的方式不同，天然气的集气就具有不同的工艺流程。一般分为井场流程和集气站流程。 null 在井场里，最主要的装置是采气树，它是由闸阀、四通（或三通）等部件构成的一套管汇。在采气树节流阀之后，接有控制和测量流量及压力、温度的仪表，以及用来处理气体中的凝液机械杂质的设备，构成了一套井场流程，如图3-22所示。在这种流程中，所有用来调节气井工作，分离气体中杂质，测量气量和凝析油，防止水合物形成等的设备和仪表，都直接布置和安装在距井口不远的地方。 天然气自井中采出经针形阀节流降压、水套加热炉加热，再经二级节流降压后进入分离器，在分离器中分离游离水、凝析油和机械杂质，气体通过计量后进入集气干线。从分离器分出的液体经计量分离后，水可回注入地层，液烃输至炼油厂处理。 1、井场流程null图3-22a 单井集气的井场流程（一）图3-22b 单井集气的井场流程（二） 1—采气树；2—节流阀；3—换热器；4—安全阀；5—分离器； 6—排液管；7—气体流量计；8—单向阀；9—集气管道 null2、集气站流程 当多口井的天然气集中在某一处进行集中处理时，我们常把该站称为集气站。集气站流程有常温集气分离流程和低温集气分离流程两类。 （1）常温分离的集气站流程 对于凝析油含量不多的天然气，只须在矿场集气站内进行节流调压和分离计量等操作，就可以输往用户了。在这种情况下，可以采用常温分离的集气站流程，以实现各气井来的天然气的节流调压和分离计量等操作。下面介绍常用的几种常温分离流程。 null图3-23 多井（八口井）集气站工艺及控制仪表流程图 液-1、液-2—透光式玻璃板液位计；分-1—分离器；换-1—换热器； 汇-1、汇-2—汇管；计-1—计量罐；罐-1—储罐 null 图3-23所示的流程，是适用于气体中基本上不含固体杂质和游离水（或者是在井场已对气体进行初步处理）的情况。其特点是二级节流、一级加热、一级分离。该流程是属于八口井的集气站流程。从图上可以看出，各个气井都是通过放射状集气管网到集气站集中的。任何一口井的天然气到集气站，首先经过一级节流，把压力调到一定的压力值（以不形成水合物为准），再经过换热器加热天然气使其温度提高到预定的温度，然后进行二级节流，把压力调到规定的压力值。尽管天然气中饱和着水汽，但由于经过换热器的加热提高了天然气的温度，所以节流后不会形成水合物而影响生产。经过节流降压后的天然气，再通过分离器，将天然气中所含的固体颗粒、水滴和少量的凝析油脱除后，经孔板流量计测得其流量，通过汇管送入输气管线。而从分离器下部将液体（水和凝析油）引入计量罐，分别量得水和凝析油数量后，再将水和凝析油分别送至水池和油罐。 null图3-24 多井集气站常温分离流程 null图3-25 多井集气站常温分离流程 多井常温分离集气站流程与单井井场集气流程相比，具有设备和操作人员少、人员集中和便于管理等优点，因此在气田得到了广泛应用。 null 图3-24和图3-25所示的流程，适用于气体中含有固体杂质和游离水较多的情况。其特点是二级节流、一级加热、二级分离。从气井来的天然气经一级节流降压后进入一级分离器，将气体中含有的游离水和固体杂质分离掉，以免堵塞换热器和增加负荷。气体经换热器把温度提高到预定的值后，再进行二级节流，降到规定的压力值，然后进入二级分离器，将天然气中含有的凝析液以及机械杂质等分离掉，最后，气体经过流量计到汇管集中，再输入输气管线。从分离器下部分出的液体（水和凝析油）引入计量罐，分别测得其数量后，再将水和凝析油引至水池和油罐。 null 随着集输技术水平的不断提高，天然气常温分离集气站工艺流程已逐渐趋于标准化、设备系列化、安装定型化、布局规格化，图3-26所示为橇装式轮换计量常温分离集气站流程图。在井场设有水套加热炉，天然气经加热、节流降压后输至集气站，在集气站中设有一台生产分离器和一台单井计量分离器，通过单井计量分离器轮换分离计量。从而减少了分离计量设备。同时，对于分离计量、水套加热炉、缓蚀剂罐等均采用橇装式，可提高设计质量、缩短工程项目设计和时间，降低工程费用，提高工程质量。 null图3-26 集气站轮换计量原理流程 null 图3-27是新疆马庄气田集气站轮换分离计量工艺流程，由于气田地处寒冷地区，为确保外输时不形成水合物采用了注醇工艺。天然气在甲醇注入器中与电动比例泵注入的甲醇充分混合，经调压、分离计量后外输。分离器分出的液体物进入三相分离器，分离出的油和甲醇水溶液装车外运。 图3-27 马庄气田集气站原理流程 null 对于压力高、凝析油含量大的气井，采用低温分离可以分离和回收天然气中的凝析油，使管输天然气的烃露点达到管输标准要求，防止烃凝液析出影响管输能力。对含硫