油气集输站十篇

油气集输站 篇1

一、系统调研以及需求分析

1、

在安全监控系统的建设方面首先要对油气集输工作进行加热, 分离以及储存输送方面加以分析, 并通过所获得的相关数据和情况来辨别出工作区域内容易出现安全隐患的地点, 同时要对监控地点和报警点位置加以确认, 并对系统的构成、功能以及安全完整性能加以确定。

2、在安全生产信息管理方面, 要对与安全生产相关联的信息资源种类以及范围有所确定, 并掌握正确的信息采集方法。

其中包括对储罐分离装置以及长输管道等各种设施容易出现安全事故的源头进行分析, 同时要注意对其安全性能作出相应评价, 对设备的安全隐患加强排除工作。除此之外还应对设备加强安全检测和日常保养维护工作。并建立完善的规章制度, 对有关技术人员进行技术考核。做好安全监控预警、参数监控、视频监控等相关技术性工作。

3、参数监控的主要工作内容有:

原油的输送工作、原油加热工作、分离储存工作以及污水处理工作等。其主要监控设备包括原油储罐设施、三相分离装置、加热炉和锅炉以及各类型的动力泵与管道系统。主要检测的环境包括作业现场的温湿度和现场风向风力, 同时包括现场明火存在情况等。

4、视频监控的主要内容有:

对现场车辆的出入情况、室内三相分离装置, 以及一系列现场工作情况的现场图像信息采集等视频监视工作。并对现场出现的工况图像进行储存以便安全检查。该系统的总体目标是通过油气集输站的安全监控预警体系来保证油气集输站的安全生产并提搞生产效率和经济效益。

二、对系统的风险进行分析

在对安全完整性能与等级的选定时应对所需的风险降低水准加以确定, 并保证所需费用合理可行, 其等级确定如下图所示:

以估计应达到的目标为基础, 通过一个安全完整性能等级与类别的选定, 从而确定可接受的风险水平等级, 同时可以对风险程度加以衡量并降低, 将危险因素一一列举, 并能够在不同的的角度与情况对每一种状况进行检查。保证调式操作以及维护的模式下都能够对风险模式有清晰的描述, 同时能够对危险因素的变化情况进行检查, 根据风险的严重性与可行性来对风险进行分析, 对风险发生的几率进行评估工作, 并最后将安全事故的破坏程度和其发生频率进行有效地结合起来, 从而充分做好安全工作。

三、系统功能的开发

参数监控和视频监控系统主要实现监控数据与画面能够在油气集输站的监控中心于互联网上发布出来, 为相关的工作人员和部门提供有关的数据查询与信息分析平台, 提高系统整体数据采集的使用率。为现场安全事故的预防与应急措施提供了科学合理的依据。

1、实时参数监控数据。

其主要工作内容有:管理与采集数据;对系统进行手动控制;设置参数;自动控制系统及优化系统程序;系统运行情况的实时动态显示;数据的综合报表与运行趋势的显示任务;技术图表与统计;对用户权限进行安全管理;设备管理以及数据的档案管理;系统故障分析;基于WEB的远程监控管理。

2、分级别报警以及安全保护控制。

支持现场与远程报警设置功能, 并能进行分级报警, 当现场出现异常状况时, 该系统将会有预警信号提示并给出相应处理措施, 根据不同事故等级来启动相应的措施, 将整个系统保持在安全状态, 主要内容有:声光报警与紧急连锁;通过短信或邮件的方式来通知险情;对报警记录进行存档与备份工作;和有关系统之间形成联网控制。

3、智能诊断预警功能。

实现系统设备的自动监测与故障分析。对油气集输站的安全隐患与事故进行自动分析, 并能通过对事故类型的分析做出相应的措施。其主要内容有:对系统运行状态进行即时评价;系统设备的自动检查与故障定位功能;对系统故障进行智能分析与危险排除;对安全等级进行自动分析;提供有关的事故应急措施。

4、多媒体监控系统。

优化视频控制, 以实现油气站的出入口和油库区域的监测记录, 通过镜头的控制来实现现场周围环境的多角度多范围的监视巡查工作, 通过视频的报警与数据报警的方式, 使有关人员对问题能够及时发现, 主要内容有:移动监测;视频报警;本地远程监视以及网络远程监视;镜头控制;录像自动回放以及音频的调度和指挥。

结束语

油气集输站是对原油的协调收集处理和输送的重要场所, 容易因不安全因素的存在影响其自身的安全生产, 极易引起爆炸与火灾, 从而导致重大损失, 因此积极做好油气集输站的生产监控管理工作十分重要, 同时需要有关人员在工作的过程中对系统进行进一步探索。

摘要：随着当今经济的飞速发展, 油气集输站在国民经济发展中起到重要作用, 其安全检测系统也随之变得更加重要。本文主要提出油气集输站的安全检测系统工作的调研内容, 并对其调研需求进行分析。同时控制相关的安全系统风险流程。对实时参数监控、分级报警以及安全风险分析流程进行深入探讨。

关键词：油气集输站,安全监控预警,管理系统

参考文献

[1]方来华, 吴宗之, 刘骥, 关磊, 康荣学.油气集输站安全监控预警及管理信息系统的开发[J].中国安全科学学报, 2008, (02) .

[2]郑宏.天然气井场、集输站在线安全检测报警系统设计[J].计算机测量与控制.2005, (02) .

油气集输站 篇2

1.1 原油集输工艺

很多油田原油高含蜡高凝, 加热加工工艺和多级布站、单井集中计量、单管道和双管集油等处理工艺比较常见, 我国的辽河以及华北油田就采用这种工艺方法。

国外处理高含蜡原油主要采用加热方法, 加入化学药剂降低粘度, 单管集输方式应用也比较广泛, 在美国和加拿大等国家工艺发展比较成熟。低含蜡和低凝点原油主要采用单管不加热的集输工艺, 如新疆油田。

在技术工艺方面, 国内的大庆油田起步较早, 对比国内其他油田有着一定的技术基础优势, 大庆油田经过过年开采, 逐渐进入高含水后期, 集输工艺逐渐向利用高含水原油流变特性降低输送温度, 实现常规输送, 简化集输工艺。

1.2 长距离多相混合工艺

长距离混输工艺是油气集输的尖端技术, 从上世纪80年代开始, 西方发达国家就针对油气水多相混合技术进行了大量的实验研究, 多相混输配合电热技术, 能够实现油气集输工艺进一步简化, 并有效降低工程成本, 是一项有着巨大发展潜力的技术, 在这方面, 国内的工艺水平和自主研发设备都落后于西方国家。

1.3 原油脱水

油田开采后期, 原油中含水量逐渐上升, 如何降低原油含水率成为了必须关注的问题。世界范围内, 原油脱水的主流技术是两段脱水。一段脱水使用大罐沉降和聚结脱水脱出游离水, 二段拖回采用平挂电极和竖挂电极交直流复合电脱水技术, 含水量过高的低凝低粘原油更多额采用热化学工艺脱水, 我国的塔里木油田以及美国和法国等都采用这种方式。

1.4 自控系统

油田集输工艺自动控制技术的应用能够通过工艺流程面, 让工作人员提高对工艺流程的熟练程度, 能够实时掌握油田生产动态, 特别是自控系统在分离岗位中的应用, 能够实现对油田集输系统的有效监控, 避免了事故的发生, 并提高了油气分离的质量和效率, 实现了油田集输系统的现代化管理。

自控系统在油气集输系统中有着广阔的应用前景, 但是在既有集输系统中实现自动控制, 需要对当前油气集输系统中的各种硬件条件充分利用, 对油气集输各个子过程进行综合优化, 提高控制系统的自动化水平。油田的自动控制系统进一步发展应该重点研究油气集输子系统和管理自动化与过程自动化的结合, 并建立完善的故障在线诊断系统, 实现集输系统的智能化。

2. 滚动开发油田油气集输工艺

研究滚动开发油田油气集输工艺, 解决开发边缘区块原油集输问题, 在满足生产需要的同时降低工程量, 提高工艺技术能够, 是降低滚动开发油田工程量, 提高工艺技术水平, 维持运行成本的有效措施。

2.1 选址

滚动开发油田中有完善的已建设施, 新建工程需要对已建设施充分利用, 简化工艺, 有效降低建设工程量, 节省投资。选址要充分利用已征土地, 减少耕地面积占用, 降低征地费用, 污水处理、电、水等工程可充分利用已建工程, 降低配套工程量。

2.2 工艺方案优化

油井至接转站单管密闭集输, 在端点站加破乳剂, 接转站内进行油气处理, 前端工程新建, 后段工程可依托已建工程完成。为了转接站原油稳定塔在不设置压缩机的情况下产生负压, 需要计算管路沿程损失, 依据连接管路摩擦阻力计算数据, 合理组织安装方案, 降低管道内摩擦。

2.3 新型高效油气水三相分离器

新型设备充分利用流体压力能, 形成离心力场, 提高分离速度, 混合液进入分离器之前就能够脱出90%以上的天然气, 实现气液初步分离。之后使用活性水、水洗破乳技术, 提高破乳剂效果, 配合缓冲蒸馏、聚结填料强制破乳, 减小沉降需要时间, 提高处理质量, 设计聚结填料的波纹为上大下小结构, 避免出现泥沙堵塞。除此之外, 新型的三相分离器还设置了防冲机构, 减少了混合液下落对筒体造成的砂磨损和点蚀, 分离器使用寿命得到了很大提高。

2.4 高效水套加热炉

高效水套加热炉使用了自编水套加热炉热力和阻力计算软件, 计算了加热炉燃烧系统和热盘管, 获得更加合理的燃烧系统和热盘管尺寸与结构。高效水套加热炉使用了螺旋槽管, 在加热炉对流段使用螺旋槽管, 近壁面流体和管壁间相对流动速度更快, 边界层厚度更薄, 热阻更小, 传热膜系数更高, 总传热系数提高到了原来的1.5倍。

新型加热炉还采用了新型全自动微正压燃烧器, 作为一种大气式燃烧器, 现场操作十分方便, 安全性更高, 能够实现自动点火, 并配备了熄火自动保护装饰, 燃料燃烧更加充分, 提高了燃烧效率。

2.5 端点加药技术

原油脱水工艺中通常都选择添加化学破乳剂, 能够有效抑制混合液在输送中发生乳化。在端点加药能够节省药量的1/2。

2.6 磁处理原油脱水器

管道磁式原油脱水器是比较常见的脱水技术, 能够系拿住改善水和水溶液的结构特征, 有效减少石蜡成分分子间力, 抑制蜡晶生产聚结, 并能够显著改善原油凝点、黏度和集电环电压, 易于实现油水分离。

3. 结语

油气集输不同于油田物探、钻井、测井、采油作业, 油田点多, 线长面广表, 而且高温高压, 易燃易爆, 工艺比较复杂, 压力容器量大并且集中, 连续生产, 危险性很高, 想要提高油田生产的整体技术水平, 加大油气集输工艺的研发投入是十分必要的。

参考文献

[1]丁玲.油气集输工艺技术探讨[J].中国高新技术企业, 2012.

油气集输站 篇3

关键词：陆上油田 油气集输站场 安全现状评价

中图分类号：TE866 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）04（c）-0020-02

陆上油气田的集输站场是指在陆上的油气田内，将油井所采出的原油以及天然气进行储存以及初步加工并对其进行处理，可以说输送站场是整个陆上油气田的油气集输的关键所在，同时也是高风险所在；其承载着3个环节的任务，第一个是对开采出的石油气以及相关的混合物进行输送，并对其进行气体和液体的分离，使得经过处理后的原油等可以符合相关标准；第二点是将处理好的石油气输送到各大储存设备，并且将已经分离出来的天然气输送到压气站，并进行脱水以及脱酸等处理；第三点是利用原油库以及压气站等不同的处理方式将这些符合标准的原油或者是天然气等输送给用户。

油气集输生产过程中，包含了油田点多、线长以及面广等生产特性，并且还有着化工炼制企业的高温、高压以及易燃、易爆等危险性，所以在生产过程中，任何一点纰漏都会造成灾难性的火灾或者是爆炸事故，所以说，将生产过程中的一些安全生产问题找到，并且对其进行相关的处理，加强整个油气集输站场的安全管理以及生产过程中安全运行就是现阶段最为重要的事情。

1 分类以及组成

油气集输站场是石油工业内部连接生产以及运输还有销售的关键所在，更是能源保障系统的核心，如果按照功能进行分类，那么应该分为计量站以及接转站还有集中处理站和转油站等等。

1.1 计量站

计量站即为油田内部完成分井计量油、气、水的站点，其主要包含了油阀组也就是总机关，还有单井油气计量分离器，通常都会将多口油井生产的油气产品进行集中，并对各个单井的产油气量分别进行计量。

1.2 接转站

由于部分油气计量站油压比较低，就格外的添加了缓冲罐或者是输油泵等等辅助设备，这样一来不但可以对油气进行计量，还能承担起原油转接的任务，在油田油气收集系统中，将这种利用液体增压为主的站点叫做接转站。

1.3 集中处理站

油田内部对原油以及天然气等进行集中处理就是集中处理站，也叫做联合站，这是对于油气集中处理联合作业站的一种简称，其主要囊括了油气的集中处理，例如天然气的净化，原油的稳定等等；同时对于油田注水以及污水处理也都是集中处理站需要做的。

1.4 转油站

转油站是将多座计量站运输过来的油气等进行分离以及计量还有加热等相关的处理工序，也叫做集油站；而不少转油站还会对原油进行脱水作业，包含这道工序的叫做脱水转油站。

2 安全现状评价的重点所在

就目前来看，我国进行安全现状评价的油气集输站场多数都是上个世纪末建立的，其站场的面积非常狭小，相关的设备也很老旧，伴随着各个环节运行时间越来越久，相关的设备越加老化，有着一定的安全隐患，一旦发生事故将是灾难性的。

对于油气集输站场进行安全现状评价的目的，就是使得企业对于自身所属的站场有一个总体上的掌控，根据被评估的站场其设备的运行现状，了解到整个站场的安全隐患在哪里，并且制定出有针对性的解决措施还有预防措施。

2.1 安全管理

根据事故发生的因素理论可以了解到，无论是人还是物以及环境都会受到管理因素的支配；人的不安全行为与物的不安全因素发生碰撞时导致安全事故是直接原因，而不科学的管理以及领导失误则是本质上的原因。

安全管理上的评价重点，在于解决人和物以及环境等方面的隐患，这对于提高企业的安全管理水平有着很大的作用。安全管理评价方面包含了太多的项目，例如安全管理机构的设置、单位负责人相关培训、在发生事故后相应的紧急措施、使用明火作业或者是带电作业等等危险作业；除此之外，还包含对于安全附件（例如安全阀还有压力表）的检查、特种作业设备的等级评定等、相关设备的防雷电措施以及各种检查的记录。

2.2 区域以及相关的平面布置

油田的开发一直不断地发展，站场生产的功能也随之发生改变，大部分油气集输站场都进行了局部的改建以及扩建，再有就是站场周围环境也进行了改变，这使得油气集输站场内的环境以及布局都有了一定程度的改变。区域以及平面布置上的评价重点就在解决油气集输站场与周边的环境，以及站场内部生产设备与防护距离等等因素上。

2.3 工艺的安全

隐患的治理，对于集输的采用必须首选更加安全的手段，将相关的设备等进行本质上的安全化，如果由于站场条件不足，无法实现，就需要利用安全防护装置，尽可能地对事故或者是危害进行预防措施。工艺安全上的评价其重点就是对集输装备例如相关的机械设备还有仪器仪表等，其本质上的安全维护以及相关的防护。

2.4 电气设施的安全

油气集输站电气设施在安全评价的重点上，主要倾向于解决站内的供配电以及相关易爆炸危险区域的相关电气设备型号的选择，而除此之外，像接地保护装置以及电气线路敷设方式等也是安全评价目标所在。

3 存在的隐患及解决措施

油气集输站内存在的安全隐患大多都是安全管理上，安全附件上，相关安全工艺上以及电器的设施上。例如安全管理上的隐患大多都是相关的管理人员未能持证上岗，相关压力容器操作不熟悉，对相关的特种设备并没有进行登记以及没有进行突发事件的应急处理培训等。而安全附件上的隐患多是原油罐或者是事故油罐液压安全阀没有相应的阻火器，设备上的安全阀以及压力表没有进行相关的检测或者是部分油气设施安装裸露等；工艺上的安全隐患多是由于油罐并没有相关的高低液位报警装置，或者是有关进油管线从顶部接入，除此之外，像机动设备以及压缩机旋转部位没有相应的保护措施，高处作业没有相关的防坠落保护等等。

对于这些隐患的解决措施，大体上都是以预防为主，再有就是对相关的安全培训有所重视，例如突发事件应急处理的培训，可以保障在真正发生爆炸等危险事故之后，相关管理人员可以迅速地进行应急处理；除却这些基本的预防，例如设备的登记备案，设备运转部位的检查，裸露在外的部分进行相关保护都非常重要。而油田油气集输站场的消防系统是必须要健全的，也是不可缺少的，而且必须要保证消防水罐的容量能满足最大一次的火灾事故。从一定程度上来看，所有的设备都有其危险所在，但在没有人为不安全行为因素干扰前提下，这些所谓的危险都不会波及到相关的工作人员，只有人为不安全行为与设备的不安全因素碰撞后才会发生不可逆转的突发事件，所以预防为主，加强安全管理才是现在最需要做的。

4 结语

综上所述，对建设项目的安全与评价能力的提高，并且对源头把好关，使得项目的建设可以做到良性循环，进而防患于未然。提升建设项目安全验收的评价，保障安全设施资金上的投入还有相关生产过程中的安全，对一些缺陷以及不足及时进行改正。只有这样才能使其更有针对性、有效性和操作性，使得油田油气集输站场安全评价更加客观、有效。

参考文献

[1]孙传雁，李瑞卿，景军锋，等.陆上油气集输站场安全现状评价[J].中国新技术新产品，2014（7）：189.

[2]高静.综述陆上油田油气集输站场安全现状[J].科技视界，2014（10）：229.

油气集输知识 篇4

把分散的油井所生产的石油、伴生天然气和其他产品集中起来，经过必要的处理、初加工，合格的油和天然气分别外输到炼油厂和天然气用户的工艺全过程称为油气集输。主要包括油气分离、油气计量、原油脱水、天然气净化、原油稳定、轻烃回收等工艺。

油田生产中的“三脱”“三回收”

油田生产中的“三脱”“三回收”：“三脱”是指油气收集和输送过程中的原油脱水、原油脱天然气和天然气脱轻质油；“三回收”是指污水回收、天然气回收和轻质油回收。

原油脱水

从井中采出的原油一般都含有一定数量的水，而原油含水多了会给储运造成浪费，增加设备，多耗能；原油中的水多数含有盐类，加速了设备、容器和管线的腐蚀；在石油炼制过程中，水和原油一起被加热时，水会急速汽化膨胀，压力上升，影响炼厂正常操作和产品质量，甚至会发生爆炸。因此外输原油前，需进行脱水，使含水量要求不超过0.5%。

破乳剂

破乳剂是一种表面活性物质，它能使乳化状的液体结构破坏，以达到乳化液中各相分离开来的目的。原油破乳是指利用破乳剂的化学作用将乳化状的油水混合液中油和水分离开来，使之达到原油脱水的目的，以保证原油外输含水标准。

原油脱气

通过油气分离器和原油稳定装置把原油中的气体态轻烃组分脱离出去的工艺过程叫原油脱气。

合格原油主要标准

国家规定在净化后的原油中含水不能超过0.5%，含盐不大于50毫克/升，每吨原油含气不超过1立方米。

油气分离器

油气分离器是把油井生产出的原油和伴生天然气分离开来的一种装置。有时候分离器也作为油气水以及泥沙等多相的分离、缓冲、计量之用。从外形分大体有三种形式，立式、卧式、球形。

油气计量

油气计量是指对石油和天然气流量的测定。主要分为油井产量计量和外输流量计量两种。油井产量计量是指对单井所生产的油量和生产气量的测定，它是进行油井管理、掌握油层动态的关键资料数据。外输计量是对石油和天然气输送流量的测定，它是输出方和接收方进行油气交接经营管理的基本依据。

油气计量站

它主要由集油阀组(俗称总机关)和单井油气计量分离器气组成，在这里把数口油井生产的油气产品集中在一起，轮流对各单井的产油气量分别进行计量。

计量接转站

有的油气计量站因油压较低，增加了缓冲罐和输油泵等外输设备，这种油气小站叫计量接转站，既进行油气计量，还承担原油接转任务。

转油站

转油站是把数座计量(接转)站来油集中在一起，进行油气分离、油气计量、加热沉降和油气转输等作业的中型油站，又叫集油站。有的转油站还包括原油脱水作业，这种站叫脱水转油站。

联合站

它是油气集中处理联合作业站的简称。主要包括油气集中处理(原油脱水、天然气净化、原油稳定、轻烃回收等)、油田注水、污水处理、供变电和辅助生产设施等部分。

水套加热炉

水套加热炉主要由水套、火筒、火嘴、沸腾管和走油盘管五部分组成，用在油井井场给油井产出的油气加温降粘。采用走油盘管浸没在水套中的间接加热方法是为了防止原油结焦。

原油损耗

原油从油井产出时是油气混合状态。在其集输、分离、计量、脱水、储存等过程中，由于污水排放和伴生天然气的携带，油罐在进出油和温度变化时的大小呼吸蒸发，以及工艺设备的跑、冒、滴、漏等，造成原油的损失称原油损耗。一般原油损耗约占原油总产量的2%左右。

油气密闭集输

在油气集输过程中，原油所经过的整个系统(从井口经管线到油罐等)都是密闭的，即不与大气接触。这种集输工艺称为油气密闭集输。

气储运

石油和天然气的储存和运输简称油气储运。主要指合格的原油、天然气及其它产品，从油气田的油库、转运码头或外输首站，通过长距离油气输送管线、油罐列车或油轮等输送到炼油厂、石油化工厂等用户的过程。

管道输油的特点

管道输油的特点是：运输量大；能耗小、运费低；便于管理，易实现全面自动化，劳动生产率高；管线大部埋于地下，受地形地物限制小，能缩短运输距离；安全密闭，基本上不受恶劣气候的影响，能长期稳定、安全运行；但运输方式不灵活，钢材耗量大，辅助设备多，适于定点、量大的单向输送。

我国管道建设的几个阶段

我国管道建设大致可分为三个阶段：(1)1958～1969年是我国管道建设的初始阶段，这时期由于产油量少，对建设长距离、大口径管道缺乏技术能力及建设经验，所以不论从管道建设的数量上和输油技术方面，都还处在一个落后的阶段。(2)1970～1980年是我国管道建设的高峰阶段，也是大量采用国内先进设备的阶段，在管道建设高速度发展的同时，管道的钢材质量、输油工艺、输油设备及输油通信手段等方面也在高速发展。(3)1981年以后，是我国管道建设大力引进国外先进技术和提高效益的发展阶段。这时期管道建设大量引进国外先进设备和先进技术，注重提高管道输送的经济效益，并进行大规模科研和现场实验，取得较多的科技成果，使管道输油效率大幅度提高。

原油的热处理

原油热处理是将原油加热到一定温度后，再按一定的方式和速度将其冷却到某一温度的过程。经过热处理，可使原油中的石蜡、沥青及胶质的存在形式改变，使原油的凝固点和粘度改变。在最佳的热处理条件下可以改善原油的低温流动特性。1995年年产原油790万吨。

管道的阴极保护

地处四川盆地，已有60年的历史，发现气田85个，油田12个，含油气构造55个。在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总产量的42.2%，是我国第一大气田，1995年年产天然气71.8亿立方米，年产原油17万吨。

强制电流保护

将被保护金属与外加电源负极相连，由外部电源提供保护电流，以降低腐蚀速率的方法，称为强制电流保护。

地下式油罐和半地下油罐

罐内油品的最高油位，比邻近地面的标高低0.2米的油罐称为地下式油罐；罐底埋深大于油罐本身高度的二分之一，而且油品的最高油位比邻近地面高出0.2米以下的油罐称为半地地下式油罐。

进油管不能从油罐的上部接入

若将进油管从油罐的上部接入，当流速较大的油品管线由高向低呈雾状喷出，与空气摩擦增大了摩擦面积，落下的油滴撞击液面和罐壁，致使静电荷急剧增加，其电压有时可高达几千伏或上万伏，加之油品中液面漂浮的杂质，极易产生尖端放电，引起油罐爆炸起火。因此，进油管不能从油罐上部接入。

静电对石油储运危害

在管线、输油设备和容器某个部位集聚的静电，其电位高到与另一个没有电位或电位较低的物体之间的绝缘介质一定程度的时候，则在两物之间发生跳火现象，这种现象称为静电放电。这种放电对含油气浓度较大的场所，易产生爆炸、着火。其危险性和危害性是很大的。

石油集输知识

前面在有关油田开发部分中所述的内容，都是围绕如何使石油和天然气从油气层中顺利地流向井底，又从井底流到地面来的一套地下工程技术措施。至于石油和天然气由油井流到地面以后，又如何把它们从一口口油井上集中起来，并把油和气分离开来，再经初步加工成为合格的原油和天然气分别储存起来或者输送到炼油厂，这就是通常称之为“油田集输技术”和“油田地面建设工程”。

油田的集输技术和建设，是据不同油田的地质特点和原油性质，不同的地理气候环境，以及油田开发进程的变化而选定、而变化的。例如，由于原油粘度大小、凝固点高低的不同，高寒与炎热地区的差别，对原油的集输技术就有很大的影响；又如，有的原油和天然气中，因含硫化氢，需经脱硫后才能储存和输送出去，这就要有相应的脱硫技术和建设；再如，当油田开发进入中、后期，油井中既有油、气，又有大量的水，不仅要把油、气分离开来，而且还要把水分离出来，把油、气处理成合格的产品，把水也要处理干净，以免污染环境„„如此等等的众多问题所涉及的众多技术与工程建设，都是油田建设的主要内容。原油集输就是把油井生产的油气收集、输送和处理成合格原油的过程。这一过程从油井井口开始，将油井生产出来的原油和伴生的天然气产品，在油田上进行集中和必要的处理或初加工。使之成为合格的原油后，再送往长距离输油管线的首站外输，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、液化气厂或其他用户。

概括地说油气集输的工作范围是指以油井为起点，矿场原油库或输油、输气管线首站为终点的矿场业务。一般油气集输系统包括：油井、计量站、接转站、集中处理站，这叫三级布站。也有的是从计量站直接到集中处理站，这叫二级布站。集中处理、注水、污水处理及变电建在一起的叫做联合站。

油井、计量站、集中处理站是收集油气并对油气进行初步加工的主要场所，它们之间由油气收集和输送管线联接。

（一）油井的地面建设

采油井分两种类型：即自喷井和机械采油井。

自喷井井口的设备一般有采油树、清蜡设备（如：绞车、钢丝、刮蜡片）、油嘴、水套加热炉、油气计量分离器等（井口房和值班房根据当地的气候条件和社会因素考虑是否设置）。

机械采油井目前一般采用有深井泵（即管式泵）、水力活塞泵、电动潜油泵和射流泵四种采油方式。机械采油井场的工艺设备和辅助设备主要有：采油树、油气计量分离器、加热和清蜡设备及采油机械。因为机械采油的方式不同，所以在井口的地面工程也就有所不同，水力活塞泵采油技术是现在比较先进的机械采油方式，下面就此来谈井口的工程建设内容。

水力活塞泵采油是用高压液体作为井下抽油泵动力的无杆抽油泵。主要用于比较深的井、丛式井、结蜡井、稠油井以及条件较复杂的油井。水力活塞泵抽油装置，由地面泵组、井口装置和管线系统、水套加热炉、沉降罐和井下水力活塞泵机组等部分组成。

水力活塞泵一般用稀油作为动力液。可用本井或邻井的原油经分离器脱气，再经过水套加热炉（或换热器）加热到60C左右，进入沉降罐然后被吸入高压三柱塞泵，加压后的原油（动力液），通过井口四通阀注入油管，推动井下水力活塞泵组液马达上下往复运动，中间拉杆带动抽油泵，抽出井内的油。在井内工作过的动力液和抽出的原油通过油管与套管的环形空间上升到地面，通过四通阀进入油气分离器。脱气的油再回到沉降罐，沉降后一部分再进入地面泵循环使用，另一部分进入集油干线。

（二）计量站的设置和建设

计量站的作用主要是计量油井油气产量，并将一定数量（7～14口）油井的油气汇集起来，再通过管道输送到油气处理站。另外，计量站还向井口加热设备提供燃料等。

计量站的种类，按建筑结构分有：砖混结构、大板结构和列车式；按工艺流程分有：单管计量站、双管计量站和三管计量站。计量站的设施，一般有各井来油管汇（也叫总机关）、计量分离器、加热炉、计量仪表等。

油气集输流程是油田地面工程的中心环节。采用什么样的流程，主要取决于各油田地质条件、油井产量、原油的物理性质、自然条件以及国民经济和科学技术的发展水平等。国内外油气集输流程的发展趋势基本是小站计量，大站集中处理，密闭输送，充分利用天然资源。总的有两种流程：

⒈ 高凝、高粘原油的加热输送流程：

随着石油工业的发展，高凝、高粘原油在石油总产量中所占的比例日益增加。对这类原油国内外一般都采用加热输送。

加热输送分直接加热输送和间接加热输送。直接加热输送是用炉子加热或掺热液与井口油气水混合加热而进行输送；间接加热输送是采用热水伴随、蒸汽伴随或电表皮效应等加热方式进行输送。我国有些油田，像胜利油田、江汉油田、扶余油田、辽河油田等，在部分地区是采用井口加热保温、单管出油的油气混输小站流程；也有采用双管掺液保温的油气混输小站流程；还有采用了三管热水伴随小站流程。

⒉ 单管或双管不加热密闭混输流程：

在欧美国家的大多数油田采用的都是这种流程。其原因是原油的物性好，或油田自然条件好，油井出油温度高。我国的有些油田，根据原油物性和油田自然条件的可能，也采用了井口不加热流程，但有的仍不能采用这种流程。

（三）集中处理站（联合站）的工程建设

集中处理站是油田油气集输流程的重要组成部分。它所承担的任务、建设规模和在油田的建设位置，一般由总体规划根据开发部门提供的资料综合对比后确定。

集中处理站包括：油气工艺系统、公用工程（供电、供排水、供热、通讯、采暖、通风、道路、土建等）、供注水、污水处理、消防、变电以及必要的生产设施。

集中处理站的主要设备有：分离器、含水油缓冲罐、脱水泵、脱水加热炉、脱水器、原油缓冲罐、稳定塔送料泵、稳定塔、稳定塔加热炉、稳定原油储罐、外输泵、流量计、污水缓冲罐、污水泵等。

站内管线尽可能在地面以上架空（电缆、仪表线等可同架），这样既便于维修和管理，又不易腐蚀。站外管线尽可能沿路敷设，以便施工、维修和管理。

下面着重介绍原油脱水和原油稳定：

⒈ 原油脱水 所有的油田都要经历含水开发期的，特别是采油速度大和采取注水强化开发的油田，无水采油期一般都较短，油井见水早，原油含水率增长快。原油含水不仅增加了储存、输送、炼制过程中设备的负荷。而且增加了升温时的燃料消耗，甚至因为水中含盐等而引起设备和管道的结垢或腐蚀。因此，原油含水有百害无一利。但水在油田开发过程中，几乎是原油的“永远伴生者”，尤其是在油田开发的中后期，油井不采水，也就没有了油。所以原油脱水就成为油田开发过程中一个不可缺少的环节，一直受到人们的重视。

多年的反复实践，现在研究成功的多种原油脱水工艺技术有：

沉降分离脱水。这是利用水重油轻的原理，在原油通过一个特定的装置时，使水下沉，油、水分开。这也是所有原油脱水的基本过程。

化学破乳脱水。即利用化学药剂，使乳化状态的油水实行分离。化学破乳是原油脱水中普遍采用的一种破乳手段。

电破乳脱水。用于电破乳的高强度电场，有交流电，直流电、交一直流电和脉冲供电等数种。其基本原理是通过电离子的作用，促使油、水离子的分离。

润湿聚结破乳。在原油脱水和原油稳定过程中，加热有利于原油粘度的降低和提高轻质组份的挥发程度。这也就促使了油水分离。

原油脱水甚费能源，为了充分利用能源，原油脱水装置与原油稳定装置一般都放在一起。为了节约能源，降低油气挥发损耗，通过原油稳定回收轻质烃类，油田原油脱水工艺流程已趋向于“无罐密闭化”。无罐流程的显著特点就是密闭程度高，油气无挥发损耗。在流程密闭过程中，原油脱水工艺流程的密闭是一个关键环节，因为它的运行温度较高，停留时间又长，油气容易挥发损耗。据测定，若采用不密闭流程，脱水环节的油气损耗约占总损耗的50％。

原油脱水设备则是脱水技术的体现，它在原油脱水过程中占有重要地位。一项脱水设备结构的合理与否，直接关系到脱水的效果、效率和原油的质量，以及生产运行成本，进而影响原油脱水生产的总经济效益。因此，人们结合油气集输与处理工艺流程逐渐走向“无罐化”，即不再使用储罐式沉降分离设备，而较普遍地采用了耐压沉降分离设备，研制了先进的大型的脱水耐压容器。电脱水器是至今效率最高，处理能力最强，依靠电场的作用对原油进行脱水的先进设备。电脱水器的形式有好多种，如：管道式、储罐式、立式园筒形、球形等。随着石油工业的发展，经过不断地实践与总结，趋向于大批采用卧式园筒形电脱水器。它的处理规模与生产质量均已达到较高水平，每台设备每小时的处理能力就能达到设备容积的好几倍，净化油含水率可降到0.03％以下。为了加快油田建设速度，提高脱水设备的施工予制化程度，将卧式电脱水器、油气分离器、火筒加热炉、沉降脱水器等四种设备有机的组合为一体，这种四合一设备，不仅结构紧

凑，而且节约了大量的管线、阀门、动力设备，特别是油田规模多变的情况下，这种合一设备可以根据生产规模的需要增加或减少设置台数，所以说它具有较大的机动灵活性。

⒉ 原油稳定

原油稳定就是把油田上密闭集输起来的原油经过密闭处理，从原油中把轻质烃类如：甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等分离出来并加以回收利用。这样，原油就相对的减少了挥发作用，也降低了蒸发造成的损耗，使之稳定。原油稳定是减少蒸发损耗的治本办法。但是，经过稳定的原油在储运中还需采取必要的措施，如：密闭输送、浮顶罐储存等。

原油稳定具有较高的经济效益，可以回收大量轻烃作化工原料，同时，可使原油安全储运，并减少了对环境的污染。

原油稳定的方法很多，目前国内外采用的大致有以下四种：

一是，负压分离稳定法。原油经油气分离和脱水之后，再进入原油稳定塔，在负压条件下进行一次闪蒸脱除挥发性轻烃，从而使原油达到稳定。负压分离稳定法主要用于含轻烃较少的原油。

二是，加热闪蒸稳定法。这种稳定方法是先把油气分离和脱水后的原油加热，然后在微正压下闪蒸分离，使之达到闪蒸稳定。

三是，分馏稳定法。经过油气分离、脱水后的原油通过分馏塔，以不同的温度，多次气化、冷凝，使轻重组分分离。这个轻重组分分离的过程称为分馏稳定法。这种方法稳定的原油质量比其它几种方法都好。此种稳定方法主要适用于含轻烃较多的原油（每吨原油脱气量达10立方米或更高时使用此法更好）。

四是，多级分离稳定法。此稳定法运用高压下开采的油田。一般采用3～4级分离，最多分离级达6～7级。分离的级数多，投资就大。

稳定方法的选择是根据具体条件综合考虑，需要时也可将两种方法结合在一起使用。

（四）原油库的建设

用来接收、储存和发放原油的场所叫原油库。原油库具有储存油品单

一、收发量大、周转频繁等特点，它是油田正常生产和原油外运（或外输）的一个重要衔接部分。根据不同的原油外运方式，原油库可分以下几种。

铁路外运原油库：油库内建有专用铁路线及有关装油设备。如大庆油田在六十年代，其原油主要就是靠铁路外运，油罐列车每天象长龙一样，从油库将原油源源不断的运向全国有关炼油厂。

管线外输原油库：是利用管线将原油外输到各用油单位。但是，利用管线外输的油田，又不一定都有原油库，如华北油田就没有原油库。华北的原油往北送往石楼，往南送往沧州和石家庄炼油厂都是用管线输送。根据输送距离和油量等因素，输送管线途中还应设有加热和加压站。

联合外运原油库：利用铁路槽车和管线，将原油输送给用油单位。如胜利油田的原油以前是管输到辛店，从辛店站又用铁路槽车往外运，后来又建了东营至黄岛的输油管线来外输原油。靠近海或江河的油田，也可考虑用船来将原油送给用油单位。另外对边远的一些面积小、产油量少的油田，或者新建的油田还没形成系统时，也可用汽车拉油外运。如二连的阿尔善油田，在开发初期即是以汽车来外运原油的。还有冀中油田的有些区块，建设原则就是先建站、后建线，先拉油、后输油。

原油库一般由收油、储存、发放设备及公用工程、生产和生活设施等部分组成。收油设备主要是指收油用的阀组。储存原油的设备主要是储罐。油田上的原油储罐主要是立式园柱型金属油罐。常用的有无力矩罐、拱顶罐和浮顶罐。从降低原油的蒸发损耗来看，浮顶罐比其它结构形式的罐都优越。发放设备是指将原油外运或外输所需要的设备。采用铁路外运时，需要建铁路专用线、装油鹤管、栈桥、装油泵和计量设备等。采用管线外输时，需要安装外输泵、外输阀组、加热设备和计量设备等。联合外运（输）油库的发放设备，则是以上两种油库发放设备的综合。在可能的条件下，应充分利用地形高差来装车，以节省能源。

油气集输节能工艺技术探讨 篇5

1 油气集输系统节能工艺技术现状

油气集输系统复杂,生产运行中存在问题主要表现在两个方面,首先是油水处理的能耗较高,主要表现在设备老化能量损耗多,新的问题出现,对生产工艺技术要求较高,而现有的处理工艺及设施状况不能满足要求,需要进行工艺技术的改进优化。随着油田持续开采,采出液中含水率不断升高,原有的处理工艺不能满足生气需求。开发技术不断更新,特殊油气藏开发越来越多,油水性质发生变化,原有工艺技术不能适应生产需求。同时开采技术不断推广,地面集输系统的油水分离、沉降、脱水及污水处理等工艺流程难度增加。设备老化也是能耗增加的重要原因,一方面是缺少相应的检修维护,另一方面部分设备是常年运行设备,无特殊情况不会停车检修,导致设备不出故障不修、不瘫痪不停产,运行效率低、能耗高;其次是油气损耗高,由于工艺技术落后及设备老化等原因,导致处理过程中油气挥发、损耗高,需要对落后的工艺技术升级,设备设施进行改造。

2 油气集输系统节能工艺技术进展

经过多年的发展,油气集输系统节能降耗方面取得了一些成果,主要表现在提高设备工作效率、简化工艺流程等局部的工艺技术改造,取得了较好的应用效果,但仍然有进一步提升的空间。总结起来,油气集输系统节能工艺技术经理了三个阶段的发展历程。首先是初级阶段的修修补补,主要表现在回收余热,修补“跑、冒、滴、漏”等,是一种初级的被动节能方式,节能效果有限,局限性较大,不能进行系统的节能降耗;其次是提升单个设备的节能降耗性能,如蒸发设备由双效改进为三效,改进换热器的传热效率等,这个阶段也是局部的改进阶段;最后就是现今的系统节能工程设计建造阶段,现阶段随着人们节能观念转变及环保意识增强,对油气集输系统要求越来越高,能耗低、运行维护费用少、环境污染小的理想的系统,要达到这些要求,必须系统考虑、整体设计,才能使系统满足生产需求。

3 提升油气集输系统节能效果的工艺技术

我国当前各油田企业集输系统节能还不能从系统优化控制等方面提高用能环节,技术上还存在着一定的局限性,在处理设备方面,虽然单个设备能量转换和利用效率较高,但并入大型换热网络后换热效率并不理想,各油田企业现着力于开发研究新技术,通过新技术的推广,达到节能降耗的目的。

(1)不加热集油及低温集油工艺技术:近年来,原油常温集输技术得到各油田的广泛重视,油井的不加热集油分为单管、双管、掺低温水和季节性不加热集油,每种技术都有各自的应用范围和条件,如双管不加热可实现主、副双管同时出油,便于冬季井下作业及处理各种工程故障。目前这些技术已经在大庆等十几个油田得到大规模应用,都取得了很好的效果。

(2)热泵回收含油污水余热技术:热泵利用逆卡诺循环原理使载热工质从低温余热中吸取热量、高温放出热量的热回收装置。可将低温位热能转换成高温位热能,大庆油田采用压缩式热泵方案,胜利油田采用吸收式热泵方案,节能效果显著,有效的提高了能源利用率。

(3)加热炉节能技术:在降低加热炉耗能方面首先应优先选用较为成熟的高效加热炉,其次高效燃烧器空气过剩系数大,带走的热量大,加热炉效率低,反之,燃烧不能充分燃烧,加热炉效率低,最后还要加强生产管理,合理调整空气系数,保证燃料充分,确保较高的燃料效率,多井加热炉是可以同时对3-4口气井进行加热和节流,如果井比较多,流量变化较大,温度控制比较困难,因此需研制适合不同产量气井的加热炉。

(4)油气混输技术:是今年来在海洋石油工业较为广泛提及的一门新兴技术,是在油水未分离的状态下直接用混输泵经海底管道泵送到油气水处理终端进行综合处理的工艺流程,此项工艺技术单采用混输泵和混输管道就简化了油气混合物在海上的处理工艺,减少了工程的投资,缩短回报期,提高了经济效益,增加单井采收率。

参考文献

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[2]靳万明,马永刚.油田集输系统节能模式分析[J].科技资讯,2010,(04):367.

油气集输处理技术的思考与探究 篇6

油气集输处理技术工艺指的是将成功开采的原油和天然气进行收集、储藏、运输和初步加工的整个工艺流程。油气集输处理技术主要负责将已经完成深度加工的原油输送到油库进行存储, 以及将分离出来的天然气输送到处理厂进行深度加工。天然气处理厂和原油油库站将合格的天然气和原油以不同方式输送给用户。油气集输处理技术具有输送线路长、油田分布点多、工艺流程复杂等特征, 同时又存在易燃易爆的问题, 由此, 油气集输处理技术的可持续发展面临着巨大挑战, 油气集输系统生产日益受到社会各界的广泛关注, 其技术水平的高低决定了原油和天然气的开发效率, 并且与企业经济效益密切相关。

二、油气集输处理技术分析

1. 原油集输处理技术

随着我国对原油天然气资源需求的持续增长, 油气资源经过长期开采, 导致了我国已经步入了高含水油气资源开发阶段, 油气资源开发在此阶段对油气集输处理技术的要求更高。由此, 如何针对高含水阶段不断完善和提高油气集输处理技术工艺, 是当前原油和天然气行业迫切需要解决的问题。在油气开发高含水阶段, 原油流变发生了改变, 需要油气集输技术针对流变过程及时做出调整。同时, 针对不同原油和天然气产区的特征要采取相适应的油气集输处理技术。例如:在含蜡量较高的油气田产区, 要采用单管集输的油气集输处理技术, 并且添加相应的化学药剂实现热加工处理, 在含蜡量较低的油气田产区同样需要采用单管集输的油气集输处理技术, 但不需要添加任何化学药剂。

2. 油气水多相混输技术

在油气集输技术中, 油气水多相混输技术属于比较复杂的技术工艺。二十世纪初期, 西方发达国家已经针对油气水多相混输技术展开了研究, 目前, 该技术发展比较成熟, 在我国原油和天然气开发中起着关键作用。油气水多相混输技术在油气集输中的应用与三相分离器密不可分, 三相分离器工作原理如图1所示, 它是实现油气田高效开发的重要设备, 更是对高含水原油加工处理的关键设备。三相分离器在分离油气水混合液体时有着不可替代的作用, 不但具有高水平的自动化处理能力, 其耗能少、成本低、原理简单易懂, 具有良好的实践应用前景和推广意义。我国山东胜利油田、新疆自治区塔里木油田等都采用了油气水多相混输技术, 油气开采效果非常良好。

三、油气集输处理技术发展趋势分析

油气集输过程指的是从油气田产区开采的原油和天然气资源经过一系列收集、存储、运输和加工的过程。具体包括以下几个步骤:首先, 从油气田中开采的石油、天然气和液体混合物要经过加工处理, 进行液气分离和原油脱水处理, 该过程必须确保符合国家相关技术规范;其次, 经过处理之后的原油通过管道输送到油田原油储备库, 分离的天然气输送到天然气处理厂进行二次脱水处理;最后, 将符合国家技术规范的原油和天然气按照不同输送方式经过传输给不同用户。目前, 面对制约油气田开采的多种因素, 以及原油和天然气生产遇到的实际问题, 我国不但要积极引进国外先进的开采技术, 更要加强自主创新科学研究, 进一步提高油气田开采水平。

1. 原油稳定

原油稳定指的是在加工处理中将原油和天然气相互分离, 并将原油中的水分脱离, 尽量压缩原油蒸汽压的整个过程。原油稳定可以采取闪蒸法、分馏法等, 将溶解于原油中的天然气成分脱离, 这种多级分离的方式能够取得良好的效果, 其原理是通过多次减压来实现的进一步油气分离。降低油气开采的损耗是我国原油稳定的最终目的, 同时通过降低蒸汽压来满足原油存储、运输的安全性, 降低原油中有害物质对人体的伤害程度, 从根本上提高原油开采的资金利润。

2. 节能简化

油气集输处理系统中的容器存在很多问题, 包括占地面积大、工作效率低等, 因此, 油气集输处理技术必须加强针对化学药剂添加、游离水等技术的研究, 不断优化油气集输处理技术工艺流程。良好的油水分离处理技术能够明显提高处理效果。节能简化可以利用自喷井能量来尽量减少转油工作环节, 减少动力的消耗, 提高一级油水分离的压力;提高处理流程的封闭性, 降低油气田开采的自身损耗气量, 充分利用开采到的石油和天然气资源, 确保油气产品生产的稳定;积极引进先进的技术设备降低油气集输处理的损耗, 从根本上提高油气资源的利用效率。在油气资源开采过程中, 必然会产生油污等废弃液体, 要针对这些废弃液体采取相应的处理措施, 否则会对自然环境造成严重破坏。

(三) 转变生产管理模式

油气集输处理技术发展的重点是转变其生产管理模式, 不能将油气集输处理限制于基础生产方面, 要积极转变落后的管理模式, 利用先进的现代信息技术实现油气集输系统运行的自动化和智能化。但是, 新型生产管理模式在油气集输处理系统中的应用必然会存在问题, 因此, 要尽量避免出现由于工作人员玩忽职守造成的操作错误等现象, 实时确保气井和集气站设施的安全稳定, 监测油气资源开采的含水量、温湿度等参数是否符合标准, 一旦遇到问题要及时处理, 防止出现油气资源开发的重大操作失误。

四、油气集输处理技术的完善措施探讨

1. 不断优化油气集输处理区域, 针对油气田产区的实际情况采取集中处理的方式, 制定科学合理的处理方案, 尽量减少油气集输处理的环节和流程, 为企业节约更多的资金成本。在制定处理方案时要注重考虑企业生产能力等因素, 保证油气田开采生产设备与生产能力的相互协调匹配。对于不同含水量的油气田区域要分别制定油气集输处理方案, 尽量简化油气集输处理工艺流程, 以确保最大限度的降低能源消耗。

2. 积极引进国内外先进的油气田开采技术, 通过节能设备的高效运行来提高生产效率。油气集输系统中的一系列设备是油气田开采过程中主要消耗能量的装置, 包括加热炉、压缩机、油气泵、锅炉等。只有利用先进的开采技术, 结合油气田产区的实际情况, 不断优化设备配置, 才能从根本上解决老旧设备耗能过高、工作效率低的问题。同时, 针对锅炉设备的改造方案不但要确保设备实现高效节能, 更要确保锅炉运行的安全性和稳定性, 保证锅炉运行拥有操作简单、安装方便、适应性强、自控力高等特征。在不影响其他油气集输系统装置正常运行的情况下, 来提高整体设备的运行效率。

3. 可以采用油气混输泵的方式来解决原油运输油泵出现气蚀的问题。不断升级和改造油气泵装置, 结合油气田开采区域的实际情况, 加强油气混输泵的引进, 减少原油运输管道中出现的气蚀问题。

4. 采用先进的计算机远程监控技术能够提高原有采集站的自动化、智能化管理水平。由于油气集输处理流程中的原油和天然气输送管道和储罐均属于危险设备, 必须对其进行实时监控。因此, 引进先进的计算机远程监控技术, 可以从根本上提高石油和天然气运输的安全性, 尽量减少人工操作的复杂环节。同时, 利用计算机软件对石油和天然气运输过程中的安全系数进行在线计算分析, 能够避免很多危险问题的产生, 提高油气集输系统的工作效率。

5. 严格选用规格较高耐腐蚀的材料作为油气运输管材, 根据不同情况下出现的管道腐蚀问题制定适合的防腐蚀方案, 以最大限度延长运输管道的使用寿命。随着我国油气运输管道材料工艺技术的深入发展, 应该大力引进高标准、高规格的防腐蚀管材。对油气运输管道周围环境进行仔细勘查, 分析管道出现腐蚀的原因, 制定符合标准和规范的防腐蚀方案。如果发现腐蚀比较严重、穿孔现象多发、油气损失程度高等问题, 必须立即更换该油气管道网络。对于没有设置保温保护措施的油气输送管道来说, 要及时更新升级保温设备, 降低油气集输处理的成本。

结论

综上所述, 随着国家对原油和天然气能源需求量的持续增大, 油气集输处理技术对油气开采生产效率有着直接影响。因此, 如何能够切实提高油气集输处理技术水平, 已经成为了原油和天然气开采企业重点研究的问题, 只有真正提高油气开采技术水平, 才能从根本上带动油气资源的生产效率, 为企业获得更多的经济效益。

参考文献

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油气集输站 篇7

油气集输生产有多、长、广的特点, 同时在炼制时易燃易爆、工艺复杂、生产连续性强、火灾危害大。在生产过程中, 设备任一环节或者是人工操作失误, 都极有可能导致重大的人员伤亡和财产损失。所以, 探明在生产运输过程中可能出现的安全隐患以及对此采取的相关的措施, 是十分重要的。

一、种类与构成

按照任务和功能分为:计量站、接转站、转油站 (又称集油站) 和集中处理站 (也称联合站) 。计量站:由集油阀组和单井油气计量分离器构成, 将各油井生产的油气产品集中, 分别对各井的产油气量进行计量。接转站:既进行油气计量, 也接转原油, 用液体增压为主。转油站:把接转站来的油集中, 分离油气、计量油气、加热沉降和油气转输。集中处理站:对原油、天然气、采出水进行集中处理。

二、陆上油田油气集输站场现状评估

80年代初、中期有多数的油气集输站场建成, 但是设备都较为陈旧, 场地狭窄, 腐蚀严重, 设备老化情况堪忧, 具有安全隐患。在此基础上, 对于陆上油田油气集输站场的安全隐患就不能不顾不管, 于是要针对各种安全隐患进行评估以及及时做出合适恰当的措施。其中主要评价内容为以下五点:

1. 安全的管理:

除去设备的技术的客观因素, 在实际生产过程中管理因素是起到了非常大的作用的。因此, 要提倡科学的管理方式, 摒弃落后的、不科学的管理方式。安全事故的防范要从管理层面做起。也就是合理安排设备、操作人员之间的关系, 使之相辅相成。

(1) 安全管理机构的设立、责任制度的确定、操作规程的制定等方面;

(2) 单位各部门人员的培训取证情况;

(3) 救援紧急预案、突发情况发生处理方案以及救援组织的确立、培训及演练、应急救援器材和设备的配备情况、应急救援人员组成及职责;

(4) 高空作业、高温作业、临时用电、起重作业、用火作业、票证是否齐全、完好、安全监督 (监护) 及完工验收程序、进入受限空间作业等特殊作业票证审批是否符合相关标准;

(5) 安全附件 (压力表、呼吸阀、安全阀、阻火阀、液位计等) 安装、检验情况;

2. 油区平面与区域的布置

油田的开发越来越多, 功能也发生着变化, 地区内环境也发生着改变 (村镇、民房的建筑等) , 因此油气集输站场的布局也发生着变化。所以重点在于:油气生产设施设备与周边村镇、居民区、公共福利设施、生产设施设备与生产厂房和辅助厂房之间的防火距离、放空管是否符合标准。

3. 操作技术安全:

个别站场可能因为安全条件不具备时, 应尽可能对隐患进行防范, 避免隐患的发生。

4. 消防安全:

评价主要是从消防设施的完整性以及技术性是否在发生火灾时, 起到有效、快速、及时的灭火效果。主要包含五个部分: (1) 消防水罐或水池座数和容量、消防冷却水系统设置形式 (固定式、半固定式、移动式) 、消防水源等; (2) 泡沫泵的类型与台数、油罐区泡沫灭火系统设置类型 (低倍数、中倍数或高倍数) 、泡沫管线敷设方式; (3) 消防水炮、油罐区消火栓设置要求、包括类型、栓 (炮) 布置、数量、直径等; (4) 泡沫泵以及消防水泵至油罐区消防管网之间管线设置、消防水泵的类型、消防水罐至消防水泵、消防泵房设置地点、台数和运行参数、消防水泵的类型; (5) 生产装置区、油罐区的消防通道设置、灭火器材的规格、数量、类型和放置位置等方面。

5. 电气设备安全:

重点包括:配电室的耐火等级、、电气线路的敷设方式和安全要求、通风设施设置和配电屏的布置方式、站场内供配电等。

三、存在的隐患

1. 安全附件

压力表和安全阀未检验、油罐液压安全阀和呼吸阀底座未装设阻火器、测温仪表未进行校验。

2. 安全管理:

监火票、动火票、和HSE检查记录填写不规范、部分特种设备未注册登记等。

3. 消防系统:

消防水泵能力不足无备用泵、消防系统给水管网设置不合理等。

4. 电气设施:

呼吸阀、阻火器、人孔、透光孔、人孔等金属附件没有等电位连接、未设置应急照明等。

5. 平面布置:

生产设备间以及辅助厂房、生产厂房的防火距离不合格。

6. 工艺安全:

站内压力管道未进行检测、部分离心泵出口和活塞空气压缩机出口管段上未安装止回阀、机动设备和压缩机旋转部位安全防护设施设置不完善等。

三、隐患产生原因分析

主要包括四点:

1.施工或设计问题:不符合力学原理, 施工过程中的偷工减料问题等。

2.管理问题:压力容器操作工无证上岗、安全管理人员未取得资格证书、大部分油气集输站场压力管道未进行检测等。

3.环境变化:民房、村镇、高大建筑、树木的阻挡。

4.标准升级:消防水泵能力不足且无备用泵、消防水量不够等。

结束语

为了加强陆上油田油气集输站场的人员安全以及财产安全, 故提出以下几则建议:对特种工作人员进行专业培训, 严格执行操作规程, 不定期演练, 有针对性的发现隐患存在的可能, 确保安全设施的投入与使用, 发现隐患及时处理。

参考文献

[1]李江.陆上油田油气集输站场安全现状探析[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 03:254.

[2]杨亚莉.油气集输站场安全现状评价探讨[J].化工管理, 2013, 10:57.

[3]鹿元首.油气集输站场安全现状评价探讨[J].神州, 2012, 30:232.

试论油气田地面集输工艺技术 篇8

关键词：油气集输行业,工艺技术现状,发展趋势

前言

油气集输时的生产工作与开采石油时的钻井、勘探、修井、测井以及采油等生产工艺过程都是有很大的不同的, 它的主要特点是生产时的油田点多, 面广并且线很长, 同时进行油田集输的生产作业是还伴随着高温高压、易燃易爆、有发生火灾的危险性、生产作业有很强的连续性以及工艺流程十分复杂的缺点, 所以随着油田开采技术的不断进步和发展, 人们也更加的重视油田集输的生产工作了, 同时油田集输工艺水平的高低对开发油田的整体的技术工艺水平也是有着至关重要的影响的。

1 油气集输的地位

当油气的开采价值和地点确定下来, 在油田地面上需建设各种生产设施、辅助生产设施和附属设施, 以满足油气开采和储运的要求。建设工程量和投资一般占整个地面工程的40~50%, 是整个地面工程的核心和龙头。它能保持油气开采与销售之间的平衡, 使原油、天然气、液化石油气、天然汽油产品质量合格。油田所采用的油气集输流程及工程建设规模及总体布局, 都会对油田的可靠生产、建设水平、生产效益起到关键性的作用。

2 油气集输系统的工作内容与分类

2.1 油气集输工作步骤

①油井计量;②集油、集气;③将井流分离成原油、天然气、采出水;④脱除原油内易挥发成分, 使原油饱和蒸汽压等于或低于商品原油规定的标准;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;⑤天然气净化, 对分离出的天然气进行进一步的脱水, 脱酸, 脱氢等处理。使其符合商品天然气中含量指标的严格规定;⑥含油污水处理。

2.2 油气集输的流程方式

①按不同加热方式:不加热, 蒸汽伴随, 热水伴随, 井场加热, 掺稀油, 掺热水, 掺蒸汽, 掺活性水的集油流程;②按照通往油井管线的数目:三管、双管和单管的集油流程;③按照集油管网的形态:环型, 米字型, 串联管网, 树状的集油流程;④按照油气集输布站的级数:原油库和油井间集输的站场级数;⑤按照集输系统的密闭性:密闭和开放式的流程。

2.3 油气集输的设计原则

油气集输整个流程设计工艺的影响因素很多, 例如:油田开发的特征、油气物性、产品方案和井场实际条件。通过优化选择, 得出性价比相对最高的一种生产工艺设计。其相关原则如下:①根据不同油田的油气特质和实际地质特征, 采取适当工艺措施, 适度提高并控制整个流程系统内部的运作压力, 尽量减少采油的中间环节, 以此来减少中间环节的能耗;②努力维持整个生产系统的的采输平衡, 定期检查保证集输泵站和储油库的储油能力;③流程密闭, 最大化利用地层能量, 降低在运输的过程中产生不必要的油气损耗;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;⑤便于管理, 实现自动化, 在生产环节中减少人工操作环节, 减轻工人劳动强度;⑥合理布局生产工艺流程, 能够满足“三脱”、“三回收”等要求。

3 油气集输行业的技术现状及发展趋势

3.1 油气多相混输工艺技术

长距离的油气混输工艺技术是一项较为先进的工艺技术, 目前也基本上被发达国家广泛使用, 从上个世纪八十年代开始, 欧洲的德国、英国以及法国等国家就开始对这些技术进行了大量的研究和分析, 要想真正的应用多相混输工艺技术, 就必须将其与电热技术相互配合, 如果真正的应用此技术, 在进行油气集输工作是也会大大降低工程的成本并且简化其工艺流程, 因此多相混输技术油气集输领域中比较有发展前景的一项技术。

3.2 原油集输工艺

在许多高凝原油以及高含蜡的油田中, 我国使用较为广泛的油气集输工艺主要是加热工艺、单井集中计量工艺、多级布站工艺、大站集中处理工艺以及单双管集油的工艺技术, 其中华北油田以及辽河油田就是比较有代表性的。

目前, 我国的油田已经逐步的走到高含水后期的阶段, 因此油气集输行业的发展趋势也是应利用高含水期原油具备很强的流变性的特点, 在不断简化集输工艺技术的同时, 在常温的状态或是低温的状态下进行输送工作。

3.3 原油脱水技术

在一些高含水性油田当中, 在两段进行脱水的技术是主要的油气集输技术, 集输第一段是进行游离脱水, 主要是利用大罐沉降和聚结脱水的方法脱水, 集输第二段是进行电脱水, 主要使用的方法是通过平挂电极与竖挂电极来进行直流电与交流电的复合方式脱水。在我国塔里木和胜利油田等含水性比较高但是粘性和凝性比较低的油田当中, 采用的主要脱水方式就是热化学脱水工艺。

在对原油进行脱水处理的研究上, 美国以及俄罗斯等国外的发达国家对其较为重视, 其不但在原油脱水中间过渡层的研究上面取得了一定的成果, 同时也研究出了专门的处理的技术措施。目前在对原油进行脱水处理方面的研究趋势是研制高效游离水脱除器, 这种仪器能够更好的利用原有高含水性的特点, 降低游离水脱除设备的成本的规模, 同时也提高了脱除游离水的工作效率。

4 油田生产公司的技术现状分析及攻关方向

4.1 油田生产公司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, 现在我国很多的油田也都到了高含水的开发时期, 而且油田的挖潜效果也变得越来越差了, 使很多油田采油的成本变得越来越高, 然而产量却依然不够稳定, 并且, 一些老油田的采油设施已经十分老化了, 采油的效率也在逐步的下降, 而采油所需要的能耗一直在增加。而油田公司的集输系统也存在的一定的问题:①在油田资源的含水量很高的时候, 原油中油水的分离的特性就会产生变化, 这就导致了现阶段被广泛使用的游离水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。②如今, 油田产能的建设所带来的经济效益也不容乐观了, 所以降低投资规模和生产成本成为了很关键的一个问题了, 但是, 这也是比较困难的一个问题, 怎样才能通过利用现有设施进行工艺模式的简化, 并进行优化设计, 是目前所面临主要的问题之一。

4.2 油田生产公司集输工艺的攻关方向

我国油田的可持续发展仍是将来石油行业的发展趋势, 而从我国油田的实际情况来看, 内部研发攻关以及引进先进技术是下一个阶段的主要攻关方向, 油气集输行业的工作者应当认清形势, 明确方向, 同时相关部门应积极配合, 加大对科研工作的支持和投入, 这样才能真正提高油田的关键技术水平。因此油气集输行业的下一步攻关方向应为:简化集输的工艺。通过对新建成的产能井投资效果变差问题的研究, 充分发掘这些设施的潜力, 从而简化油气集输的工艺模式, 达到降低成本的目的;研究油水高效处理技术。我国目前的油气集输系统仍存在数量过多、体积过大、效率过低的问题, 因此必须研究更为高效的游离水脱离以及化学脱水技术, 这样才能真正的提高处理的效率, 改善油水的处理效果;探索节能的新途径。

5 结束语

集输站计量精度提高策略分析 篇9

1 集输站原油损耗原因

原油损耗问题已经管道输运中成为不可忽视的重大问题。集输站的应用大大降低了原油的蒸发损失, 但是原油损耗问题依然存在。主要的损耗原因可归结为管道问题与计量交接精度两方面, 管道问题主要是由于管道破裂、老化等造成的原油泄漏, 是难以控制的客观因素;而计量交接精度是可以把握的, 提升计量交接精度在一定程度上可以很好的降低原油损失与消耗。

2 引起交接误差的主要因素

交接误差的产生干扰了原油的输运率, 加大了原油输运中的浪费情况。为此, 必须分析交接误差的影响因素, 并对可以控制的因素进行改善。系统误差作为交接误差中的重要组成部分, 是可以适当改善的。这类误差的引起因素主要包括测量工具、环境干扰、方法干预以及操作不当等, 具体可归结为如下几种:

2.1 标准器具误差

一些测量温度、水含量以及压力等数值的仪器本身存在误差, 在对其他参数进行测量和监控的过程中, 难免会出现一些失误, 这些都会对原油损耗有所影响。

2.2 计量器具误差

测定流量、密度、水含量、气温等参数的计量工具存在误差, 而且各集输站的计量仪器之间存在微小差异, 这些都会干扰原油的正常输运, 不利于降低原油的损耗。

2.3 介质性质的变化产生的误差

环境变化对介质的性质有所干扰, 在不同的环境中, 介质性质也会不同。而介质性质的变化会干扰测量仪器的测量数值, 继而产生测量误差。此外, 环境不同也会对测量仪器有所影响, 这也是产生测量误差的原因之一。

2.4 人员误差

人员误差主要表现在操作上的偶然误差与必然误差。偶然误差如常见的停泵时间的把握不精确造成的误差以及仪器读数时心理因素致使的误差等;必然误差如管道输运中的计量误差等。这些误差都是由于人为因素造成的, 但是偶然误差可以尽量控制, 却难以消除, 必然误差无法控制盒消除。

3 误差对计量精度的影响因素分析

在上述系统误差介绍中, 可以看出被测量参数出现误差会干扰计量精度。在集输站原油输运中, 通常进行动态参数计量, 测量的参数包括V、T、ρ、P等, 因此, 可以从这些因素出发对误差干扰进行解释。

3.1 温度对原油计量精度的影响

根据操作规程, 应该将流量计的工作温度控制在规定的标准温度±3℃以内, 这样才可以忽视因温度误差造成的流量监控微小失误。但是实际操作中, 温度的控制是非常困难的, 输运地点的变化以及季节的变迁等都会对温度有或多或少的干扰, 致使实际温度值超出规定的标准温度范围。这样就会加大流量统计的误差, 使之超出许可的范围。此外, 温度计的读书不准或者安置不当都会干扰计量精度。

3.2 体积变化对原油计量精度的影响

原油在运输过程中, 其体积会随着外界温度以及管道压力等的波动而发生改变。一般来说, 压力不变时, 温度升高, 原油的体积增大, 密度降低;温度降低, 原油的体积缩小, 密度增大。而保持温度不变, 改变管道压力, 也同样会影响原油体积与密度。体积的改变会干扰原油的体积系数, 进而影响原油的计量, 降低其计量精度。为此, 必须严格控制温度和压力波动, 降低因体积改变引起的计量误差。

4 控制计量交接误差对策

(1) 为了降低计量交接误差, 选择精确度高的流量计是非常重要的。一般应该保证其精度高于0.2%, 并进行精度测试, 保证仪器符合规范。此外, 在测量时, 要把握流量计的周期性, 规范操作规则。对于干扰流量测量的因素——温度也要加以控制, 将进出集输站的温度变化限定在合理的误差范围内。

(2) 要定期对流量计系数进行检查和制定, 因为这个过程一般是以离线检测的方式进行的, 所以要对检测情况与实际情况进行对比。唯有在合理的差值范围内, 才能降低计量交接误差。一般温度相差较大时对两种情况检测差值的干扰较大。

(3) 控制原油体积的变化, 确保体积系数在合理的范围内波动。对于影响体积系数的因素 (比如温度、压强以及管线长度、埋线深度等) 要合理配置, 避免因这些因子波动造成体积系数的较大改变。

(4) 含水量测量仪器要调整好, 保证测量值的精确性。一般通过增加水含量, 反复对比仪器测量结果与手工样的结果, 来调整仪器。

(5) 对于人为操作原因造成的误差要尽量避免, 比如在特定的时间点进行道馆处理, 尽可能的控制泵的停启频率。此外, 在原油质量以及油运量等方面也要加以改善, 确保油泵持续稳定运作。

(6) 提升集输站计量技术人员的专业水平, 进行定期培养与训练。

5 结论

集输站计量误差的出现是难以避免的, 但是可以对误差产生因素进行分析, 找出可以改善的因素, 尽可能的降低计量误差, 提高计量精度, 从而减少原油的损失消耗。本文中提出的控制计量交接误差对策中提到的控制计量仪器精度、定期测定特定系数、提升测量人员专业水平以及合理控制温度等, 都可以很好的改善计量误差问题。

摘要：原油损耗问题已经成为管线输运过程中不可忽视的重要问题之。本文从集输站原油损耗基本原因出发, 对引发计量交接误差的些因素进行简单介绍。随后解析些参数误差对计量精度的影响, 后提出了控制计量交接误差、提高计量精度的相应策略。

关键词：原油损耗,集输站管线输运,计量交接误差,计量精度

参考文献

[1]白玉庭, 李晓斌, 何元凯等.提高原油计量精度控制管输原油损耗[J].中国石油和化工标准与质量, 2013 (15) :269

[2]蒋越, 江志勇.提高微机原油计量系统精度的新方法[J].油气田地面工程, 2013 (03) :77

油气集输站 篇10

1 改造联合站油气处理工艺技术的方法

高含水期油气集输处理中存在的问题主要表现在两个方面, 第一是油气中的含水量高, 进液量大, 第二是油气集输系统一般运用不加热生产的方法, 进液量的温度比较低, 不能正确处理很可能增加原油设备的能耗。因此, 高含水期对联合站油气处理工艺技术进行改造势在必行。

1.1 密封原油生产流程

要解决高含水期油田生产中原油含水量高的问题, 首先需要进行原油预脱水[2]。技术改造过程应该尽量简化工作流程, 使用联合站中已有的设备, 以降低油气集输中的损耗, 保障在无泵无罐情况下原油生产完全密封。油田开采区集油干线中的油气进入联合站后, 直接接入高效油气水分离器中, 不需要加热, 通过三相分离器初步分离出油、气、水。然后将原油在污水处理站和天然气去气体处理厂进行二次处理, 并且通过电脱水器进行深度脱水, 直至符合标准送入负压稳定塔稳定, 等负压增加到一定程度后向外输送。

1.2 油气水三相分离器

高含水期油田生产密封工艺处理过程汇总的重要设备之一就是油气水三相分离器, 其技术设备的稳定性对于整个工艺过程的影响很大。联合站技术改造过程中, 可以研究一种全新的高效油气水三相分离器, 满足油气水分离的技术要求。这种分离器的处理能力远远高于普通的分离器, 经过分离后原油的含水量降低超过百分之二十, 污水中的含油率也在每升500毫克以下。

油气水三相分离器的主要结构包括分离筒、防冲装置和油水室等, 油气水混合物首先从进料口进入分离器中, 之后运用离心原理在分离筒中进行分离, 离心过程中气体会脱出平衡管, 与沉降室的气体混合在一起, 经过捕雾器被分离出来。而油水混合物会通过导液管进入沉降室, 原油被分离通过堰板进人油室排到分离器外, 水进入集水管流到分离器外, 沙土等杂质通过设备底部的排污口排出。

油气水三相分离器中应用气液预分离技术, 能够大大提高分离器的工作能力。油气水混合物进入分离筒后超过百分之九十的天然气会被分离出来, 减小了分离器中的气相压力, 提高了分离器的容积利用率, 起到了提高分离器处理能力的作用。在分离器中设置防冲设备, 可以延长设备的寿命。高含水期油田的产液量增大, 开采出原油的含沙量也增加, 但含沙对分离设备的损害很大。因此, 可以在三相分离器中设置防沙装置, 将装置凹面对着导液管口, 从导液管流出的混合物冲击防沙装置表面, 可以改变流体的速度和运动方向, 发挥转向器的功能。这样减少了流体的动能, 防治流体直接冲击分离筒下部, 避免沙土长期冲击腐蚀分离筒, 延长了设备的使用寿命, 也降低了设备成本。在分离器中加入水位调节装置, 能够保障设备运行的稳定性[3]。在分离器集水室中安装水位调节装置, 能够对沉降室的油水界面进行调节, 避免液量波动等干扰因素对油水分离的影响, 为分离器创造了一个稳定、良好的工作环境。

1.3 变频节能技术

高含水期油田含水量迅速升高, 产液量也不断增加, 产油量减少, 如果联合站存在泵管特性不匹配的问题, 容易出现外输泵功率过剩的情况。这时如果根据管道的特性要求, 适当调节泵管上的出口阀门, 控制泵管中的流量, 泵管中的流体损失严重, 也降低了设备的工作效率。遇到这种问题可以在设备中使用变频调速技术, 将变频调速设备的输出功率控制在一定的范围内, 调节泵管的排液量和转速, 让设备处于最佳工作状态, 有效降低电机运行中的损耗, 起到节电节能的目的, 通过这种方式最多可以节省40%的电能。

2 改造油气集输系统的方法

2.1 运用常温输送工艺

高含水期油田生产中的总含液量不断升高, 油水的比例相应增加, 井口的出油温度较高, 可以运用不加热的常温输送工艺。这时如果油气集输中依然运用加热的方法, 增加了油田生产过程中的燃料使用量, 增加了运营成本, 降低了经济效益。因此, 油气集输系统改造过程中可以去掉加热设备, 运用常温油气集输或者实现季节性不加热, 以此降低油田生产中的能源损耗, 降低运营成本。

2.2 在集输干线端点加药品

改变在联合站站进站阀组处加药品的方式, 变为根据不同干线的含液量、油气比、长度等, 在集输干线端点加上不同比例的缓蚀剂或者破乳剂, 让这些药品在管道中充分混合, 然后输送到联合站中, 起到管道破乳的目的, 提高破乳剂的利用效率, 节省破乳剂的用量, 并且延缓管道的腐蚀。这种方式也可以提高油气水分离质量, 保障污水处理系统的平稳运行[4]。

2.3 增强现场数据库建设力度

详细了解油田地面工程现状, 增强现场数据库建设力度, 能够有效提高油田生产效率。目前我国油田现场数据库建设在国内的普及范围比较广泛, 但应用的深度和广度还不够。在今后的数据库建设中, 油田管理人员应该运用全新的数据库技术, 建立油气集输管理系统, 将企业决策和服务生产综合在一起, 实现对油田地面工程的有效管理。

3 结语

高含水期处理好油气集输工程建设问题, 是油田运行中亟待解决的问题。在油田生产过程中应该不断扩大地面建设规模, 简化油气集输处理工艺, 优化生产布局, 积极推广新技术, 提高油田地面工程技术水平, 以此实现节能减排、提高经济效益的目的。

摘要：油气集输是油藏勘探、油田开发和开采后的一个重要环节, 主要是将分散的原料集中处理, 让他们变成油田产品。油田在高含水期进行生产时, 存在原油含液量高、能耗大以及系统效率低等问题。针对这些问题油田技术人员应该改进油田地面工程设施, 运用有效措施改善油气集输工艺, 解决油气集输困难的问题。本文对高含水期油气集输处理工艺技术进行了探讨, 为油田实现经济效益的最大化提供参考。

关键词：高含水期,油气集输,处理工艺

参考文献

[1]张瑞华, 贾振旭.塔河油田一区油气集输与处理工艺技术[J].油气田地面工程, 2010 (03)

[2]李延金, 周树青.滚动开发油田油气集输工艺技术研究[J].石油工程建设, 2010 (05)

[3]艾云超.国内气田集输工艺技术及发展方向[J].油气田地面工程, 2011 (09)