集输工作总结

集输工作总结（共8篇）

集输工作总结 篇1

2008年上半年我们外输岗做到了安全生产、平稳输油。顺利地完成了上级下达的各项指标和任务。具体的工作如下： 2008年的2月份，外输泵出现了打不起压力的现象，原油输不出去，罐位居高不下，让所有的人都很着急，经过大家分析原因是大罐出口到泵房的管线结垢严重以及罐内杂质太多造成的，我们用热水反冲管线，但是坚持时间较短。2月20日，在站长苏小江的组织下，从2号罐的人孔到2号泵的进口处连接了一条备用线。备用线使用后效果非常好。解决了我们的燃眉之急，但是备用线不是长久之计，2月26日施工队伍拆开了1号罐的人孔，准备为清理罐底泥沙做准备。3月11日工区请来了南马庄工区的两位师傅以及他们的清管线设备，他们用的是高压射流泵，将过一整天的辛苦终于把管线的垢清理干净。3月中旬1号罐和这条被清理干净的管线投入正常使用。3月18日，施工单位拆开2号罐人孔，准备清理2号罐。目前由于2号罐罐底腐蚀严重，正准备换罐底。

设备方面，3月中旬工区请人把我们的2号泵更换了机械密封，经过一段时间的调试，目前使用良好。

集输工作总结 篇2

1 天然气管道腐蚀的基本类型

腐蚀是金属在周围介质的化学、电化学作用下引起的一种反应。金属腐蚀按其机理可分为化学腐蚀和电化学腐蚀。化学腐蚀是金属与环境介质直接发生化学作用而产生的, 在腐蚀过程中没有电流生成。电化学腐蚀是金属在介质中发生了电化学作用而引起的, 在腐蚀过程中有电流产生。引起电化学腐蚀的介质能使电流通过。金属在电解质溶液、海水、潮湿的空气和土壤中都有可能发生电化学腐蚀。

天然气地下金属管道按其腐蚀部位的不同, 分为内壁腐蚀和外壁腐蚀。

2 天然气管道的外壁腐蚀

天然气地下金属管道外壁所受的腐蚀通常可归结为:土壤腐蚀、细菌腐蚀和杂散电流的腐蚀。

2.1 土壤腐蚀

土壤腐蚀是指金属在土壤介质作用下引起的腐蚀, 基本上属于电化学腐蚀。土壤是多相物质组成的复杂混合物, 颗粒间充满空气、水和各种盐类, 具有电解质的特征。因此, 地下管道裸露的金属在土壤中构成了腐蚀电池。

2.2 微生物腐蚀

据有关报道, 有50%-80%的地下管道的腐蚀都有微生物的参与。天然气埋地钢管在特殊环境有微生物腐蚀现象的发生。这些特殊环境存在以下条件:厌氧环境、硫酸盐的存在、水的存在、对腐蚀环境有利的PH值和温度、有机碳的存在、粘土质胶粒的存在。发生微生物腐蚀的显著特征是有刺鼻的硫化氢气味产生, 且多产生于管道的最低处, 腐蚀形态呈“凹”形坑穴。与腐蚀有关的微生物主要是细菌类、如硫化氢细菌、硫酸盐细菌、铁细菌和某些霉菌等。

2.3 杂散电流腐蚀

大地中的电流对管道所产生的腐蚀, 通常称为杂散电流腐蚀, 又名干扰腐蚀。这是一种外界因素引起的电化学腐蚀, 它的作用类似电解。不同的是, 金属被腐蚀的部分, 不是由金属本身的电位来决定, 而是由外部电流的极性和大小来决定。对于绝缘不良的管道, 这样的杂散电流可能在防腐绝缘层破损的某一点流入管道, 在另一防腐绝缘层破损点流出, 返回杂散电流源, 从而引起杂散电流腐蚀。

3 天然气管道的内壁腐蚀

内壁腐蚀是介质中的水在管道内壁生成一层亲水膜, 并形成原电池而造成的电化学腐蚀, 或者是其他有害介质直接与金属作用引起的化学腐蚀。天然气地下金属管道内壁同时存在着上述两种腐蚀过程, 特别是在管道弯头、低洼积水处、气液交界面, 电化学反应异常强烈, 造成管壁大面积腐蚀减薄或形成一系列腐蚀深坑及沟槽, 这些就是管道易于爆裂和穿孔的部位。

天然气地下金属管道的内壁腐蚀取决于所输送天然气中含有的腐蚀性杂质, 如水、二氧化碳、硫化氢、氧、氯离子等。管道内壁受腐蚀的程度与管内水的状态密切相关, 积水部位腐蚀通常十分严重。含H2S天然气还会导致管材发生氢诱发裂纹和硫化物应力开裂。

4 天然气地下金属管道的防腐措施

4.1 防止地下金属管道外壁腐蚀的措施

防止地下金属管道外壁腐蚀主要采用管道外壁防腐绝缘层和阴极保护相结合的方法。

4.1.1 管道外壁防腐绝缘层的选择

管道外壁防腐绝缘层应满足的基本要求是:与金属有良好的粘结性;电绝缘性能好, 有足够的耐压强度和电阻率;具有良好的防水性和化学稳定性;有足够的机械强度和韧性;耐热和抗低温脆性;耐阴极剥离性能好;抗微生物腐蚀;破损后易修复, 价廉和便于施工。

4.1.2 管道的的阴极保护

在金属表面上通入足够的阴极电流, 使金属电位变负, 且使阳极溶解电流减小, 从而防止腐蚀。阴极保护的方法通常有牺牲阳极法和强制电流法。

牺牲阳极法:在腐蚀电池中, 阳极腐蚀, 阴极不腐蚀。利用这一原理, 选用电位较负的金属材料作为牺牲阳极, 当其在电解液中与被保护的金属构件电连接时, 牺牲阳极优先溶解, 释放出的电流使金属构件阴极极化到所需的电位而实现保护。常用的有镁基、锌基或铝基牺牲阳极。

强制电流法:用外部的直流电源作阴极保护的极化电源, 将被保护的金属构件与外加电源负极相连, 而电源的正极接至辅助阳极, 在电流的作用下, 使金属构件发生阴极极化, 实现阴极保护。强制电流阴极保护系统主要包括辅助阳极、供电电源和参比电极等。

4.2 防止地下金属管道内壁腐蚀的控制措施

控制地下金属管道内壁腐蚀, 主要从控制天然气的腐蚀性、选用抗腐蚀管材、管道内壁覆盖层和定期清管等方面着手。

4.2.1 控制管输天然气的腐蚀性

脱水:干燥的天然气不具备电解质溶液性能, 因此不会对管道内壁金属产生腐蚀。

脱除H2S:脱除天然气中的H2S, 可避免管道钢发生氢诱发裂纹和高强度管件及焊缝发生硫化氢应力开裂。

添加缓蚀剂:缓蚀剂是一些有机物质或无机物质, 当它少量地添加到腐蚀环境中, 就可有效地减缓或阻止金属的腐蚀。合理添加缓蚀剂降低管输天然气的腐蚀性是防止管道内壁腐蚀的一种有效的方法。

4.2.2 选用耐腐蚀金属材料

对于天然气集输系统的地下管道, 为防止湿含H2S天然气导致的硫化物应力开裂和氢诱发裂纹, 应从选用抗硫化物应力开裂、氢诱发裂纹的金属材料和加工工艺着手加以控制。

4.2.3 管道内壁表面覆盖层

覆盖层为管道与具有腐蚀性的管输介质之间提供一个隔离层, 从而起到防止腐蚀的作用。特别是站场内的汇管或小口径集输管道, 当使用其他腐蚀控制方法难以实现或不经济时, 采用内覆盖层通常是可行的。

4.2.4 定期清管

用清管器定期清除管内的污物和沉积物, 改善和保持管内的洁净, 可避免管内沉降或凝结出的水和起其他液体以及管内腐蚀产物、锈垢、砂等滞留沉积在管底, 促使管子底部形成局部腐蚀电池。清管还可避免由于粘附在管壁上的腐蚀产物或其他固体沉积物对腐蚀活跃区的遮护, 从而限制了缓蚀剂的使用效果。

5 结语

总之, 我们只有做好天然气管道的防腐工作, 才能适应天然气管道建设的迅速发展, 才能保证管道的正常运行、延长管道的使用寿命, 避免生产事故的发生。

参考文献

[1]苏建华等.天然气矿场集输与处理[M].北京:石油工业出版社, 2004, (12)

[2]李公藩, 燃气管道工程施工[M].北京:中国计划出版社社, 2001, (02)

油田集输工作的研究 篇3

关键词：油田；集输；研究；发展；完善

从油气井到矿场原油库、长距离输油管和输气管首站、矿场地域内的所有输送工艺流体（原油和天然气）的管路统称为矿场集输管路。弗莱尼根的结论说明，管路下坡段所回收的压能比上坡段举升流体所消耗的压能小得多，可以忽略上坡段由高差所消耗的压能与两相管路的气相表观流速呈相反关系，表观流速趋于零时，高程附加压力损失最大由爬坡所引起的高程附加压力损失与线路爬坡高度的总和成正比，和管路爬坡的倾角、起终点高差的关系不大，提高集输系统压力的优势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；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；为不加热输送创造条件，可减少油田的自耗燃料。

1 油田集输工作的意义

油气集输管道的主要作用就是对油气的运输，但是油气具有本身的一些特性，例如油气在开采和运输的全过程中含有一些物质例如：H2S、CO2、凝析油和地层水等，这些介质对于油气集输管道具有非常严重的腐蚀作用，对油气集输管道的腐蚀作用容易引起管道的问题，例如传统、开裂等，严重影响了油气运输的及时和安全，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，因此采油的效率越来越低，耗能却在逐年的提高。而油田的集输系统也存在一定的问题，当油田生产进入到极高的含水阶段时，原油中的油水分离的特性就会产生变化，这就导致了现阶段被广泛采用的游离水的沉降温度、脱水工艺以及沉降时间等技术都出现了不适应性。而原油的特性出现的变化也导致了油气集输的工艺技术也与油田的节能要求产生不适应性。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。

2 油田集输措施和完善

2.1 技术上

严格现场质量监管，是使质量风险全部处于受控状态的保证。油气输送单位将质量管理渗透进生产经营的每个环节，从严“全过程”加强质量监督，优化质量安全管控措施，使每个环节、每道程序尽收监督之下。

在原油外输上，抓住电单耗和含水两个难点，采取联动控水等措施，有效降低输油成本和原油含水率。

质量和安全是不可分割的整体，油田积极探索质量管理在安全生产中的重要作用，推行工作质量日志，运用“安全监控网络法”、“五段五化”等管理方法，大幅提升了安全效能与工作质量。对集输管网进行技术改造，优化运行管网，改变以往管道沿途偷盗气严重、安全隐患大、天然气资源无法输出等现状，有效降低了管道损耗、使新建产能得以正常输出。对各采油厂来气、主要外销点交接计量仪表进行了智能化改造，目前油田关键交接口计量参数均实现了数字远传，下一步逐步辐射到主要内部计量仪表，计量数字化网络初步建成。

2.2 管理上

强化措施挖潜，提高气井采收率。部分气井出水出砂现象严重、气井产能递减增速的严峻形势，成立生产技术小组，按照“一井一策”的要求，加大对气井静态数据和动态数据的分析，针对不同的气井类型采取不同的管理和技术措施。严格控制生产压差，合理调整工作制度，强化综合治理，为供气提供有力保障。面对油区治安环境复杂，点多、线长、面广的天然气生产实际，严格执行气井巡查“四包六定”和“定人定井五级联动”巡井巡线制度，加密巡查力度和次数，有效遏制盗割管线案件的发生，为实现气路生产的降输差、保供气、除隐患提供了有力的保障。借鉴和吸收传统管理中已有的好经验、好做法，采用标准化、规范化、流程化的方法，将其融合为质量管理体系的重要组成部分，收到了良好效果。

2.3 责任落实

强化责任落实，狠抓隐患整改。建立隐患治理跟踪机制，完善安全隐患档案，实施“三查一学一改一考核”工作方案，组织全员自查、班组自查、班组互查， 学习先进单位的管理经验，充分利用网络平台积极开展工作，对不能按时整改隐患的责任人进行严格考核。截止目前，共整改各类隐患问题30项，有效保证了天然气生产的安全高效运行。

2.4 冬季重点管控

面对低温天气和来液物性变化带来的双重压力，在重点岗位和要害部位增加值班人员，做到24小时有人值守、不间断监控。调度室充分发挥生产运行“龙头”作用，从强化指挥系统管理入手，加强资料录取采集和上报分析，保证第一时间掌握生产状况，采取合理有效应对措施，确保低温天气下生产安全平稳运行。为提高低温条件下的天然气外输效率，油气输送单位组织专人对压缩机及附属设备进行专项保养，从润滑油油质油位、控制屏报警预警、曲轮间隙测量调整、定时倒机记录等多方面，强化压缩机运行维护，提升运行稳定性和安全性。同时，加大自用气管线巡线力度，杜绝跑漏气和外接气，并对各站库气表进行普查标定，确保天然气外输计量准确。同时，以恢复设备技术性能、改善技术状况、提高运行效率为目标，加大设备巡回检查和修保力度，细致检查维护外输泵、压缩机、注水泵、加热炉等大型设备，现场制定整改措施，指定专人限期整改，做到发现问题及时处理。期间，先后完成压缩机紧固、污水泵维修、流量计标定等工作。各站库建立起伴热带检测台账，通过及时检测运行情况，更换破损或故障伴热带，加大在用设备设施尤其是易冻部位监控，确保冬季生产有条不紊运行。

参考文献：

[1]马茹.油气集输系统用能分析评价[D].中国石油大学，2009.

[2]丁玲.油气集输工艺技术探讨[J].中国高新技术企业，2008，22：112+114.

[3]唐坚波.油气集输系统热能综合利用技术研究[D].东北石油大学，2013.

集输工作总结 篇4

二月份以来，集输大队以夯实基础工作为切入点，围绕标准化、精细化、人本化，抓基层、强基础、提素质，有力的提升管理水平，掌握春季安全生产主动权。

在标准化建设上下功夫。以加强基层党支部建设为核心，在“六个一”标准化支部建设上做文章。结合“为民服务创先争优”活动，细化党员干部岗位职责设立AB角，发挥优势互补；以党员责任区为阵地，以党员承诺书为责任书，成立设备检修、安全检查、后勤保障、管线巡护等党员突击小组，积极开展“党建三联”活动，党员干部每月至少深入承包岗位四次，了解岗位生产情况，听取员工心声，共同解决困难，并在月底上交工作总结，使党支部的战斗堡垒和党员干部先锋模范作用充分发挥。

在精细化管理上下功夫。以岗位责任制为中心，结合精细化管理，积极开展整章建制活动。从二月中旬开始，由大队长牵头，集合站（队）负责人、机关组室长成立专题小组，组织召开专题讨论会，对现行的《集输大队薪酬考核办法》的实用性进行评价，及时修订时效性差、不适应管理需要的考核标准，增强考核指标的科学性，并将修改意见下发基层，征求意见和建议，力求考核标准更具客观性和针对性。同时，该大队还从优化工作流程，明确工作程序，强化过程控制入手，对现行规章制度进行清理、整合、解决制度之间的交叉重复及矛盾，大力提升制度的简洁性和实用性，从而确保基础管理工作更加规范，管理的精细化显著提高。

油田油气集输工艺简介 篇5

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)

采油集输泵站系统安全技术 篇6

一、概述

矿场油气集输是将油井采出的油、水、气混和物进行收集、暂存、初步处理并输送到指定的容器或装置的全部生产过程。其主要任务是：

（1）、收集油井产出物；

（2）、对油、气、水、轻烃、杂质的分离和净化等初步处理，输出四种合格产品（即：净化原油、轻烃、净化伴生气、净化水）；

（3）、分别对油、气进行计量；

（4）、分别将油、气输送到指定的油库（站）或炼油厂和化工厂等用户。

二、油气集输管理的基本要求

（1）、保证集输平衡，并达到规定的储油能力；

（2）、保证产品质量合格；

（3）、计量准确，输差控制在规定的数值内；

（4）、油气损耗控制在规定的数值内；

（5）、维护和保养好系统内各种设备，保证设备安全正常运行。

三、油气集输的危险性（1）、集输介质的危险性

集输介质有油气混合物、原油、天然气、轻油等，其共同的危险性是：易燃、易蒸发、易爆炸、易产生静电、升至一定温度时，易膨胀或沸溢。

（2）集输工艺设备运行的危险性

采油集输工艺设备主要有油气分离器、加热炉、油离水脱水器、压力沉降罐、缓冲罐、脱水器、输油泵、集输管线、储罐和计量装置等，构成一个压力系统和热力系统，在一定的压力和温度下操作运行。若管理或操作不当，会导致憋压、跑油、抽空、火灾、爆炸等事故。因此，采油集输必须把安全生产放在重要的位置上，必须建立健全并严格执行安全管理规程和安全操作规程。

四、采油集输流程及其安全技术

1．流程的种类和适用范围

在油田生产过程中，对油井采出物(油、水混合液和天然气)进行收集、计量、输送、初步处理和储存的过程称为采油集输流程或集输系统。由于集输系统各环节的先后顺序不同或某些环节间的工艺设施、结构不同，而构成了不同的采油集输流程。

(1)标准流程

①单管计量站流程。单井单管计量站，分别计量后油气密闭混输至中转站集中处理的流程称为单管计量站流程。该流程适用于原油性质较好(粘度较小、含蜡量较少、凝固点较低)、单井产量较高、井口压力较高的油田。

②双管计量站流程。双管掺热水(或热油)保温输送到计量站，分别计量后，油气密闭混输至中转站集中处理，掺入的活性热水(或热油)由计量站(间)供给的流程，称为双管计量站流程。该流程适用于油品性质较差(粘度高、凝固点高、含蜡量高)，单井产量低、井口压力低的油田。

(2)非标准流程。除单(双)管计量站流程外，其他流程均为非标准流程。如油气分输(双管)流程和三管热水伴随流程等。非标准流程有的是为了适应具体油田的特点而选用的；有的是形成于标准流程的应用之前，尚未进行改造的。

2．选择采油集输流程的原则

(1)流程的适应性强。满足油田的地质特点和原油物性要求；满足油田初期生产，便于油田中后期的调整和改造。

(2)油、气密闭集输，最大限度的降低油气损耗。

(3)合理利用地层能量，尽可能减少动力和加热设备，节约电力和燃料。

(4)流程各环节要配套。采用先进的工艺和设备处理油、气、水，生产合格产品。有利于原油脱水、油气分离、天然气脱轻质油；有利于回收天然气、污水和轻烃，防止环境污染。

(5)计量仪表化，生产自动化，减少生产管理人员，提高生产管理水平和劳动生产率。

3．采油集输流程的投产和管理

(1)采油集输流程中容器和设备的投产。油气和设备投产前，应指定详细的投产方案，要有周密的技术措施和组织措施。投产前的准备和启动投产，必须执行规定的操作规程。

(2)输油管道的试运和投产

①管道投产前必须扫净管道内杂物、泥沙等残留物，保证流程畅通。

②管道试压。使用规定的介质(液体或气体)，按设计规定的试验压力和有关技术标准，对管线进行系统强度试压。

通常以水为介质进行强度试压，缓慢升压，当达到要求的压力时稳压10min，无泄露、目测无变形为合格。需要做渗水实验时，试验压力为设计要求的压力时，渗水量应不大于允许值。气压试验时，压力应逐渐提高，达到试验压力后，稳压5min，无泄漏且测无变形为合格。强度试验合格后，降至设计压力，无泄漏，稳压30min，压力不降为合格。真空系统在严密性试验合格后，在联动试运转时，还应以设计压力进行真空度试验，持续时间为24h，增压率不大于5％为合格。

③投油。管道输送的原油，其凝固点高于管道周围土壤温度时，投油前应用热水预热方式提高土壤温度，防止原油在管道中凝固冻堵。

a．热水出站温度，应根据原油性质和管道防腐保温材料的耐热程度及工艺要求确定。

b．短距离管道可采取单相预热，长距离管道可采用正反输交替输送热水预热。热水量应不少于预热管道容量的1．5倍。

c．投油前，管道末端进站水头温度必须高于原油凝固点温度3～5℃。

d．投油时要增大油流量，一般应大于预热水量的1倍。投油后无特殊情况，在稳定的温度场还没有建立起来之前，一般不准停输。

(3)外输工艺流程的操作与安全技术

①原油外输工艺流程的操作，由调度统一指挥，除特殊情况(如发生火灾、爆炸、凝管等重大事故)外，任何人不得擅自操作外输工艺流程。

②流程操作，遵循“先开后关”的原则。具有高低压部位的流程，开始操作时，必须先倒通低压部位，后倒通高压部位；关闭时，必须先关闭高压部位，后关闭低压部位。

③管线运行时如发生通讯中断，应迅速恢复通讯。保持流程正常运行。

④防止超压的泄压装置必须保持完好，长期投入使用。

⑤在输油管道上进行科研实验时，实验方案应通过有关工程技术部门论证，主管负责人批准后，在专业人员指导下方可进行。

⑥正常操作时必须严格执行规定的操作规程。

⑦对停用时间较长的管道，必须采取置换、扫线、活动管线等措施，保持管道畅通。

五、采油集输设备的安全技术

(1)设备的选用

采油集输泵站设备主要有油气分离器、原油脱水器、储油罐、加热炉、增压泵等。设备选择应从生产实际出发，充分考虑设备的可靠性、安全性、节能性、耐用性、维修性、环保性、成套性和灵活性等因素，同时设备选用还应符合长远使用的要求。

(2)设备的使用与维护

采油集输泵站设备的安全正常运行，是油田连续、稳定、正常生产的重要保障。加强设备管理，对于保证油田生产的正常运行，提高经济效益，具有十分重要的意义。

制定设备操作、检查、维护、修理规程制度，是设备完全正常运行的保证。设备操作人员必须具有设备管理及维修知识，达到“四懂三会”，并取得操作合格证，严格按设备的操作 规程操作。

六、原油计量的安全技术

(一)储油量计量

储油量计量是指在某一时间内，对油库或联合站储罐内的储油量进行计量。储油量计量一般采用大罐检尺的计量方法。大罐检尺的标准条件、基本要求、计量参数测取规定和油量计算按GB9110《原油立式金属罐计量油量计算方法》执行。

1．工作计量器具

(1)计量罐。必须有在有效检定周期内的容积表(分米表、小数表、容积>1000m3的计量罐还要有静压力容积增大值表)及检定合格证书和量油口总高度值。

(2)量油尺。量油尺必须选用带有铜质量重锤的钢卷尺，锤重为750g，最小分度值为1mm，必须有在有效周期内的检定合格证书。量油尺有下列情况之一者，禁止使用：

①尺带扭折，弯曲及镶接；

②尺带刻度模糊不清或数字脱落。

2．对计量罐计量器具的有关规定

(1)最低液位。立式金属计量罐，罐内液位高于出口管线上边缘300mm左右为最低液位；浮顶罐内液位高于起伏高度200mm左右为最低液位。

(2)排放计量罐底游离水。交油计量罐：交游前应先排放计量罐低游离水。排水应缓慢进行，当从放水管(或放水看窗)见到比较明显的油水混合液时停止放水。收油计量罐：低液位检测之后至高液位检测之前，绝不允许排放罐底游离水。

(3)计量罐内液面稳定时间。油罐收油或者发油结束后，尤其是收油罐内液面波动较大，加之油内气泡和液面上的油沫不能马上消除，所以，需要稳定一段时间方能检尺。同时，油罐在进油过程中产生大量的静电荷，积聚静电的衰减也需要一定时间。经实践证明，检尺前液面稳定时间不能少于30min。

(4)计量有效时间。计量罐最末一次计量到进行交油或收油作业的时间间隔超过8h，必须重新计量。

3．检尺要求

(1)必须在规定的检尺点下尺；

(2)原油宜检空尺。用量油尺检测计量罐内油品液位，其测得值应准确读到2mm；

(3)检尺要做到下尺稳、提尺快、读数准，先读小数，后读大数；

(4)检尺要进行多次，取相邻两次的检测值相差应不大于2mm。两次测得值相差为2mm时，则取两次测得值的算术平均值作为计量罐内液位高度；两次测得值相差为1mm，则以 前次测得值作为计量罐内液位高度。

(5)测量罐内原油高度时，当尺带下端(包括重锤)浸入油内时停止下尺，并使上部尺带的刻度与检尺点边沿对准读数，读数的数值为下尺数。把尺提出罐外后再读取尺带浸入油内的数值，为此浸油度数，则油高等于总高减去下尺度数加上浸油读数。

(6)油罐发油后要检后尺，再次进油时，必须重新检尺，不能用后尺代替再次浸油前的检尺。

(二)输油量计量

输油量计量是指一定时间内流过管道的原油的测量。输油量计量一般采用流量计计量。如：腰轮流量计、椭圆齿轮流量计、涡轮流量计和刮板流量计。油田最常用的是腰轮流量计。

1．流量计的选择

(1)流量计的准确度应不低于0．2级，基本误差应不大于±0．2％。

(2)流量计的工作压力应不低于流量计上游管线起点的最高工作压力，流量计的工作温度应不低于原油通过流量计时的最高温度。

(3)计量原油的流量计应是防爆型，防爆等级应符合有关标准的规定。

(4)流量计的公称通经不宜大于400mm，一组流量的正常运转台数不宜少于2台。当计算的正常运转台数为1台时，实际选用的流量计公称通经应比计算时选用的流量计公称通经小一个规格，使一组流量计的正常运转台数不少于2台。

2．辅助设备的配置

(1)每台流量计进口侧应安装过滤器。宜选用头盖为快速开启型过滤器。

(2)每台流量计进口侧应安装消气器。消气器也可安装在汇管上，使几台流量计合用一台公称通经较大的消气器。

(3)每台流量计出口侧必要时应安装止回阀及回压调节阀，止回阀及回压调节阀也可安装在一组流量及出口汇管上。

(4)在靠近流量计出口处，安装分度值不大于0．5℃的温度计。温度计套应逆液流方向与管中心线成45℃角安装，当管线通经不大于150mm时，温度计套插深1／2，当管线公称通经大于150mm时，插深应不小于100mm。

(5)在过滤器进口侧，靠近流量计出口处，安装0．4级压力表。安装方法应符合有关标准的规定。

(6)在靠近流量计的出口处应安装在线密度计或人工取样器或管线自动取样器。

(7)流量计进口侧应安装闸阀，流量计出口侧应安装能截止和检漏的双功能阀或严密性较好闸阀。

3．流量计的安装

(1)流量计的安装应横平竖直，消气器、过滤器应以流量计为标准找平、找正。各设备标志方向与油流方向应一致。

(2)流量计及其工艺管线安装应满足流量计的计量、检定、维修和事故处理需要。室内安装时，流量计及辅助设备宜居中布置，相邻流量计及辅助设备基础及管线突出部分之间净距以及前后左右距墙面净距，均应不小于1．5m，计量室高度应取决于流量计辅助设备及起吊设备的高度。起吊物与固定部件间距应不小于500mm。

(3)流量计室外安装时，寒冷地区应对仪表、设备及工艺管线进行适当保温。

(4)流量计安装管路应装有旁通管线，或两台及两台以上流量计并联运行，以保证在清洗过滤器及检修仪表时不致停运。

(5)扫线排污时，流量计及辅助设备的污油应排放至零位油罐或油池。然后将计量过的污油重新用泵输回到流量计出口管线，未经计量的污油输回到流量计进口管线。

(6)新装流量计的过滤器与流量计之间一段管线应清洗特别干净才能运行。否则影响流量计正常运行。

(7)装有电远转的流量计在应用远传时，应注意发讯器部分防爆问题，参考说明书接线。

4．流量计的使用

(1)流量计启动或停止时，开关阀门应缓慢，防止突然冲击，并防止液体倒流。

(2)必须经常清洗过滤器，当过滤器进口管线压力超过常压0．068MPa时，就需清洗，清洗过滤网可用清洗剂或汽油。过滤网是由很细的不锈钢丝编成，不能用火烧，以免损坏。

(3)流量计投入正式运行时，应记录累计计数器的初始值，若有手动回零的表头，使用时应使计数器回零。

(4)流量计运行8小时以上，流量范围内在流量计最大范围的70％～80％，若流动有脉动时，其值应在60％以下使用。

(5)若被测液体腐蚀性较大，应把最大排量的80％当作流量计的最大排量。

(6)装有温度补偿的流量计，使用时要详细按使用说明书进行安装、调整使用。

(7)大口径流量计体积大、笨重，标定或检修时拆装流量计宜损伤表头，因此一定要采取保护措施。

七、油、气、水化验过程中的事故预防与处理

化验室的工作人员直接同毒性强、有腐蚀性、易燃易爆的化学药品接触，而且要操作宜破碎的玻璃器皿和高温电热设备，如果在化验分析过程中不注意安全，就很可能发生人身伤害及火灾爆炸事故。因此，为了确保化验分析工作的安全正常进行，必须努力做好事故预防 和处理工作。

(一)测定原油含水卒过程中的事故预防与处理

目前油田原油含水率的测定有两种方法，即加热蒸馏法和离心法。

(1)用加热蒸馏法测定原油含水量时。试样加热从低温到高温，其升温速率应控制在每分钟蒸馏出冷凝液2～4滴；如果加热升温过快，宜造成突沸冲油而引起火灾。假如不慎引起小火，不要着急，应立即关掉电源，用湿布遮盖或用细纱扑灭，如火势较大可用干粉灭火扑灭。

(2)加热蒸馏时应先打开冷水循环，循环水温度不能高于25℃；温度高时油气冷凝差，部分油气会从冷凝管上端跑出，造成化验资料不准，而且也可能引起着火。如果着火则应立即关掉电源，用湿布堵住冷凝管上端孔，使火熄灭。

(3)试样在烘箱内化样时，烘化原油样品温度不能高于40℃；烘样时不能同时烘其他物品。

(4)对使用的电炉和电热恒温箱要认真检查，电器设备与电源电压必须相符，未开电器设备时应视为有电，待查明原因方可通电，电器设备使用完应关闭一切开关。

(二)测定原油密度和粘度时的事故预防与处理

(1)测定原油密度、粘度时，试样必须在烘箱内烘化，不能用电炉直接加热，烘化样品时温度不能高于40℃。

(2)毛细管必须洗刷干净，并且烘干。烘烤毛细管时应在烘箱内进行，严禁用电炉或明火烘烤，以免引起毛细管炸裂伤人和引起着火。

(3)使用运动粘度测定仪和密度测定恒温水浴时，要认真检查，做到电器设备规定电源电压与使用电源电压相符，各部位电源线路的连接完好，无跑漏电现象。一旦发现跑漏电，应立即处理，待完好后方可使用。

(三)测定原油含蜡胶量时的事故预防与处理

(1)测定原油含蜡胶量时，应先检查电器设备和电源线路是否完好，有无跑漏电；如果有跑漏电和不安全因素，应立即处理，正常后方可插上电源通电。

(2)试样恒温时应严格进行控温，加热温度要求在37℃±2℃。

(3)由于采用选择性溶剂进行溶解和分离，使用的石油醚、无水乙醇又是低沸点的，挥发性易燃易爆物品，要求化验分析过程中在通风柜内进行。

(4)加热回收溶剂应在规定温度下在通风柜内进行。回收溶剂时，加热温度高，挥发性物质不宜完全回收，可能造成火爆炸事故。一旦发生事故，要镇定处理，立即关掉电源，采取相应办法处理。

(5)在烘箱内烘烤蜡胶多余物时，要在规定温度下进行烘烤，直至蜡胶中无溶剂为止。烘烤完后，降至室温后方可取出，以免造成着火事故。

(四)天然气分析过程中的事故预防与处理

(1)在分析天然气时，采用气相色谱仪进行天然气组分吸附分离分析法，在分析过程中要用氢气作载气，样品分析前要对样品进行预热。预热应在恒温箱内进行(温度应控制在35℃±2℃)，禁止试样瓶直接在电热炉上加热，以免引起样品爆炸着火。

(2)分析样品前应严格检查电源线路连接是否正确、可靠，有无跑漏电；检查仪器气路部分有无漏气。如有漏电、漏气，应处理好后方可开机使用。

(3)由于使用高压氢气瓶，输出压力应控制在0．1～0．3MPa，气瓶应妥善安放在室外安全处。

(4)在化验分析样品过程中，应加强检查，认真观察仪器运行状况以及各表盘内指示参数是否准确可靠。

(5)样品分析完后，应按照操作规程进行停机操作：①先关记录纸开关；②关记录器电源开关；③把桥流调至零；④关直流电源和交流电源开关以及稳压器电源开关；⑤气路部分，先关高低压调节阀，再关载气微量调节阀。

(五)水样化验时的事故预防与处理

测定水中各种离子含量时，常用化学分析方法进行。由于在化验分析过程中使用和接触的各种化学药品都具有一定的毒性，如果使用不当、保管不好，都会造成事故，应特别引起注意。

(1)配置各种试剂标准溶液时，不得用手拿取化学药品和有危险的药剂，应用专用工具拿取。(2)进行有毒物质化验时，如蒸发各种酸类、灼烘有毒物质的样品要在通风橱内进行，并保持室内通风良好。

(3)强酸、强碱液体应放在安全处，不应放在高架上，吸取酸碱有毒液体时，应用吸球吸取，禁止用嘴吸。

(4)开启溴、过氧化氢、氢氟酸等物质时，瓶口不能对着人；中和浓酸或浓碱时，需用蒸馏水稀释后再中和，稀释需将酸徐徐加入水中，严禁将水直接加入酸中。

(5)接触有毒药品的操作人员，必须穿戴好防护用品；工作完后必须仔细检查工作场所，将有毒药品彻底处理干净。

(6)所有有毒物质均放在密闭的容器内并贴上标签。工作完毕，药品柜必须加锁；具毒药品应放在保险柜，并要有专人保管，并建立使用制度。

(7)强氧化剂不得和易燃物在一起存放；做完样品倒易燃物时，严禁附近有明火。

(8)实验室应备有灭火工具和器材，实验室人员应熟悉灭火工具和器材的使用方法和性能。

八、采油集输系统的安全技术要点

油井产出的油气在矿场集输过程中，一般要经过计量间、联合站等环节，这些环节或“点”之间是用不同管径的管线连接起来的，采油集输系统安全管理就是对这些“点”和“线”进行管理，以保证油气在整个采油集输系统中安全平稳收集、处理和输送。

(一)计量间的安全技术要点

计量间的主要功能是收集油井来的油、气，集中输往中转站，同时可以对进计量间的每口油井的产量进行计量。其安全技术要点：

(1)控制好去各油井的掺水(液)量，即相应控制好油量度，保持在合理的范围内，单井掺水量的1m3／h，回油温度35～40℃。

(2)做好各种参数(油压、温度、单经量油产量)的记录，按时准备地测定油井产液量。

(3)平稳地向联合站输送含水原油和天然气。

(4)搞好计量间的卫生，保持管线、阀门、容器不渗不漏。

(二)联合站的安全技术要点

联合站主要担负原油脱水和外输，天然气增压外输，含油污水处理和外输(或回注)三大任务。联合站是采油集输系统设备中的大型设施，是安全防火甲级要害单位。在合理组织生产，做到优质低耗的基础上，必须抓好安全生产，杜绝重大事故的发生。确保国家财产和工人群众的利益不受损害。其安全技术要点：

油气集输设备发展概述 篇7

1 油气集输设备的发展历程

1.1 六七十年代油气集输设备的发展及存在的问题:

在石油工业发展初期, 我国的油气田设备的发展进步较快, 但和西方国家比较, 存在技术水平和管理水平低, 产品质量差、效率低、能耗大、不配套等一系列问题, 同石油工业发展的需要和社会的总需求有一定差距。

比如在油田上使用较多的油气分离器, 无论是高油气比的或低油气比的、卧式的还是立式的、高压的或低压的、两相的或三相的, 内构件较为简单, 设备处理后效果不尽人意, 通常达不到所需性能。如电脱水器常采用立式结构, 而电场也为高压交流电场, 就是纯加热电脱水, 这种设备处理后的效果, 都只处于初级和简单加工阶段。而油田矿场油气集输系统的加热设备刚更为简陋, 刚开始是一个井场三把火, 值班室用火墙取暖, 大站采用砖砌管式炉, 井口房用热风吹炉。这些简明的加热设备存在时常被烧坏的安全隐患。再接着研制出了水套炉, 但其热效率较低、污染严重、能耗较大, 难以满足生产需要, 是油田建设的瓶颈问题之一。

1.2 八十年代油气集榆专用设备的发展:

八十年代, 相关部门油气田地面设备技术政策和长远规划:要求在搞好技术基础工作的同时, 通过技术改造、技术开发、设备筛选技术引进、技术交流等, 不断改进设备, 强化设备的配套性。加强产品质量监督检验, 提高经济效益和社会效益, 降低损耗。提高质量全面改进技术水平, 使油田设备不断满足石油工业发展, 适应建设现代化石油工业的要求。在八十年代末, 油气田设备的技术水平得到了较快的的发展和提高。油气集输主要专用设备, 如常用的原油电脱水器、加热炉、塔器和油气分离器等较为明显。

比如油气分离器的发展:长期以来, 人们为了提高设备的技术经济性能, 开展了诸多研究, 先后开发出了多种设备型式及其内部结构。就设备型式来说, 典型的主要有立式、卧式和球形三种, 其中卧式设备兼有高效和便于制造的优点, 因此八十年代后期得到了极为广泛的应用。在卧式设备中最有代表性的是美国的API游离水分离器, 其主要用于实现油、气、水之间的预分离, 在工程中应用的最为广泛。在API游离水分离器的基础上, 开发出了Performax填料式分离器, 其特点在于通过引入Performax填料, 缩短液滴聚结所需要的沉降距离, 从而加快了油水之间的分离过程。在相同条件下, Performax填料式分离器不仅极大地改善了油中含水指标, 而且使污水含油指标也大幅度降低, 由此显示出了极大的优越性。之后又发展出了双流式分离器, 其工作原理实际上它相当于两台Performax填料式分离器的一体化并联, 不同点主要在于两个分离腔是连通的, 所以设备内的油水界面及气液界面只需一套控制系统。它同两台分立的Performax填料式分离器相比, 可以节约一套控制系统, 少用两个容器封头, 此外还减少了近一倍的设备安装工程费用, 因此经济性能较好。但这种双流式分离器在设计、制造和使用时, 必需确保两个分离腔做到流体力学对称, 不然就会发生偏流现象, 影响设备性能及其工作效果。

加热设备的发展变革更是巨大。无论是火筒炉、水套炉, 还是管式加热炉, 都紧紧抓住热效率这一核心问题, 不断优化设备结构, 使炉效大幅度提高, 提高炉效的方法主要有两个:一是要使燃烧空气过剩系数数值尽量趋小, 多余空气不能进入炉内;二是要降低排烟温度, 减少热损失。而且加工流程和工艺不断进步, 通过采取工厂预制、现场组装, 大大提高了施工工效和质量, 确保严密无缝;保证设备运行的安全可靠, 大大提高了炉效。加热设备逐渐摆脱高耗低效的困境, 向着高效低耗方向发展, 这已是有目共睹的事实。

2 油气集输设备的发展现状

大庆油田按照自已的油气特点, 从实际需要出发, 设计中体现“简”和“省”的原则, 充分地将国外先进结构、先进技术、新型材料等运用到工程实践中去, 设计生产出不同规格的各类油气集输专用设备, 形成了一系列先进实用的油气集输专用设备和技术, 如塔类、高效分离器、高效加热炉、多功能处理装置和高效含油污水过滤器等等已接近世界先进水平的设备。

3 油气集输设备的未来发展:以下是高效加热炉目前主要发展方向

3.1 高效的相变热传导技术的应用。

相变热传导以水蒸气作为传热介质, 换热效率高, 热传导系数稳定。水在封闭的炉壳内受热蒸发、冷凝, 使得加热炉维持在较高换热效率 (大于90%) , 水损失小, 密闭炉壳内不易结垢, 而且运行安全可靠。

3.2 加速国产化高效燃烧器研究。

重点创新发展外部混合雾化技术、转杯雾化和内部混合雾化。这些先进的雾化技术燃烧完全、火筒清洁、雾化效果好, 而且能适应各种轻油、重油和天然气燃料。为了使燃烧器处于良好的工作状态, 建议增设燃料油处理系统, 以清除燃料油中的固体杂质。

3.3 换热盘管结构形式和材料研究。

换热盘管是非常关键的部件之一, 盘管设计必须考虑适应不同的生产介质, 包括油类、污水类气类介质, 考虑各种介质的腐蚀性和管体结垢。同时在结构上要考虑方便清理、维护和更换。

3.4 自动化控制与监测技术的应用。

自动化控制是流程设备的发展方向, 加热炉也不例外。实践证明, 自动化控制实现自动点火、燃烧、自动停机和自动吹扫、供空气, 自动控制运行参数可使燃料利用率达99%以上。应用监测技术实现低水位保护、熄火保护、超温超压保护等, 保证设备安全运行。

通过不断的发展, 在设计时通过材料、结构等多方面引进先进技术, 创造了良好的经济效益。

摘要：油气集输设备是油田矿场地面设备的重要组成部分, 其发展紧随石油工业不断进步。石油人在实践中不断总结和探索, 生产出适应石油工业发展需要, 满足油气集输要求的一系列油气田设备。本文阐述了油气集输主要专用设备的产生、发展, 并以生产实际中常用设备为例阐明了油气集输设备的现状。

关键词：油气分离器,填料式,加热炉

参考文献

[1]汪云瑛, 张湘亚.泵和压缩机[M].北京:石油工业出版社, 1985.[1]汪云瑛, 张湘亚.泵和压缩机[M].北京:石油工业出版社, 1985.

[2]胡国桢, 石流, 阎家宾.化工密封技术[M].北京:化学工业出版社, 1990.[2]胡国桢, 石流, 阎家宾.化工密封技术[M].北京:化学工业出版社, 1990.

[3]陆耀军.重力式油水分离设备流体动力特性技术研究[J]].北京:石油大学, 1992.[3]陆耀军.重力式油水分离设备流体动力特性技术研究[J]].北京:石油大学, 1992.

原油集输脱水处理工艺的优化 篇8

【关键词】　集输系统；脱水处理；优化

一、室内标准及原油试样的评价

1、　所用的食品及执行标准

破乳剂选择和热化学沉降脱水处理工艺的参数试验执行标准为：SY/T　5281-　2000　《原油破乳剂使用性能检测方法》。原油粘温曲线的检测按照标准：SY　/T7549-2000“原油粘温曲线的认定也称做旋转粘度剂法”。所用仪器：H　aake　RS300流变仪。

2、　油样的试验

试验的油样为新鲜的混合原油，经过一段时间自然的沉降后，分离出的乳化油和游离水将分别作为水包油和油包水两种类型的试验介质。由净化油得出的粘温曲线和原油物性可以发现，油的密度及胶质含量的高低，粘度随着温度的变化下降的的程度，能分析出油样的粘度对温度的敏感性，从而确定油样是属于稠油范畴还是稀油范畴。

二、室内试验结果及对结果的讨论

1、　乳化油的油水反相点

油水反相点是指含水稠油的流变性的重要特征之一，对集输系统管线内压降会产生很大的影响。乳化油在低含水量的情况下易容形成W/O体系，而含水率在超出一定極度时，W/O体系的乳化油会转变为O/W体系，这时的含水率被称为乳化反相点。当乳化油转变为水包油型时，其粘稠度会大大减小，输送压降也相应减小，这利于合理输送含水稠油。

乳化油的配制是依据混合油的质量百分比，分别称取水量及原油量，油和水在50℃的温度下进行恒温预热，预热时间30min。将油样和水样放入HT-2型高速混调器中，均匀的搅拌，乳化油制备就完成了。实验所用乳化油用同样方法制备，确保乳化油性质相同。

由原油乳化反相点曲线能看出，含水稠油的粘度会随着含水率增加而增大，含水稠油在含水率在某个百分比时乳化油粘度最大，含水率大于此百分之时则发生转变，转变为乳化油、水共存体系，此时所含的水是连续相，原油粘度快速下降，这个百分比即为试验稠油本身的极限含水的反相点。建议：集输油含水在极限含水反相点条件下进行即既能使集办理系统安全运行，又不会使脱水处理的运行负担太重，有利于脱水处理。

2、　破乳剂性能的科学评价

试验方法：在100mL容量的磨口量筒中，倒入80mL的原油乳状油样，放入恒温水浴中预热15min再注入一些破乳剂溶液，进行振摇200次，再放入恒温水浴中，记录下分段时间中分离出的水的体积。由此计算出原油本身的含水率，并观察油水分界面、分离出水的颜色以及原油粘壁状况并记录。

（1）破乳剂筛选。在　80℃的温度下分别用用不同的破乳剂进行混合油破乳剂的筛选。

从不同时间的沉降原油的含水率相互对比可以发现，破乳剂是否有很好的亲油性和亲水性。原油的分子分散布于乳化油中，是否能迅速向油水界面扩散，与分散的天然乳化剂进行置换，形成一层不稳定的界面膜，使之与油中的水珠聚集成大颗的水滴，在油与水密度差异的作用下进行沉降破乳。再看脱出的水是否颜色较清。

（2）热化学脱水试验。在　60、　65、　70、　75、80℃下，筛选出的破乳剂80、100、200mg/L，对原同含水率40%、50%、60%　和70%乳化油分别进行静态的热化学脱水试验来检验原油含水率是否达标。

（3）破乳剂的配伍性试验。原油加入破乳剂混合处理后在用破乳剂的配伍性试验。结果表明按比例混合不同种类的破乳剂对混合油的脱水效果要高于单独使用一种破乳剂。由此可见用破乳剂反复配合使用对试验效果具有协助作用。

结语：

1、如果原油本身密度大，胶质的含量也高，粘稠度随着温度变化呈直线下降状态，说明该原油的粘度对温度变化的敏感性很强，这种原油则属于稠油，反之则属于稀油。

2、油水转相点的百分比决定了输油含水量在在何种条件下既能够使系统安全的运行，又不致脱水处理的负担过大，同时比较利于脱水。一般来说含水率在百分之40到70之间的不加破乳剂的乳化油其稳定性比较大，60～　80℃的温度内热沉降24小时基本不脱出水，对温度的变化不是很敏感。

3、破乳剂脱水速度、脱水率等决定了油水界面是否较齐，脱出水是否较清。对含水4到6成的乳化油添加剂量为150～200mg/L破乳剂，脱水温度为80℃，热沉降的所用时间不超过24小时。对于含水率为百分之70的原油，推荐添加剂量100mg/L，脱水温度在70～　75　℃之间，热沉降所用时间超过6个小时，原油的含水率即可达到标准。

4、为原油筛选出的破乳剂和其它合格的破乳剂若具有较好的配伍性。两种破乳剂复配使用能够有很好的协同作用，按比例混配具有更好的脱水效果，脱水率定会高于单剂使用。

参考文献

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[2]　鞠汉良、秦晓亮、唐敏.　　井口电磁加热器在三塘湖油田的应用[J].　科技创新导报.　2012（08）

[3]　曾昭英、周峤、吴新果.　　原油集输系统能耗分析软件开发与应用[J].　科学技术与工程.　2012（05）

作者简介：

李冰，男，（1986.9-），山东省菏泽市，本科，研究方向：油气集输

赵剑，男，（1985.10-），山东省泰安市，大专，研究方向：油气开采