地面工程油气集输工艺介绍

地面工程油气集输ProjectProgress目录二、原油集输地面工艺流程模式2四、油田集输管路一、原油油气集输的概念五、原油集输地面主要设备三、原油性质及常用术语3一、原油油气集输的概念1、什么叫油气集输？是把油、气田生产的原油和天然气收集起来，通过计量、初加工（净化、稳定）和输送的全过程。2、工作的对象和范围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和输送问题。工作范围是以油井井口为起点，矿场原油库或输油、输气管线首站为终点的矿场业务。

3.油气集输在油田建设中的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。一、原油油气集输的概念4.油气集输的工作内容气液分离原油处理原油稳定天然气净化轻烃回收水处理一、原油油气集输的概念油田产品◆商品原油◆天然气◆液化石油气◆稳定轻烃◆净化污水一、原油油气集输的概念商品原油的质量指标1、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。2、饱和蒸汽压

储存温度(或60℃)下原油的饱和蒸汽压不大于当地气压。3、含盐量

不大于50g/m3。一、原油油气集输的概念商品天然气的质量指标1、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℃。2、硫化氢含量：不大于20mg/m3。

3、C5

＋含量：不大于50g/m3。4、有机硫含量：不大于250mg/m3。一、原油油气集输的概念液化石油气的质量指标1、组成要求

C1＋C2含量：不大于3％(分子百分数)；

C5＋含量：不大于2％(分子百分数)；2、饱和蒸汽压要求

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）；3、体积含水量要求

不大于0.5%

；

液化石油气的主要成分是C3和C4

，在质量制定中限制的是C1＋C2及C5＋的含量要求，更为合理。一、原油油气集输的概念净化污水标准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：污水排放水质含油低于5mg/L；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；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。一、原油油气集输的概念净化污水质量标准之排放指标序号项目排放浓度mg/L备注1PH值6～92石油类103悬浮物1004挥发酚0.55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计一、原油油气集输的概念净化污水质量标准之注水指标注入层平均空气渗透率（μm2）＜0.10.1～0.6＞0.6标准分级A1A2A3B1B2B3C1C2C3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≤30.0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≤12.0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＜250＜10＜250＜10＜25铁细菌（个/mL）n×102n×103n×104腐生菌（个/mL）n×102n×103n×1041．1＜n＜10；2．清水水质指标中去掉含油量。一、原油油气集输的概念油田生产对集输系统的要求1、满足油田开发和开采的要求由地质和油藏工程师提出合理的开发设计，由采油工程师制定开发方案，确定相应的采油措施，由此确定相应的集输系统（生产规模、工艺流程、总体布局）以及相应的工程内容，从而保证采输协调、生产平稳，促进油田的开发和开采。

油田生产的特点是连续的、又是不均衡的，主要原因在于：

a.油井数量增加，含水量上升，产液量增加；

b.自喷井间歇自喷或改抽；

c.个别抽油井改为注水井；

d.生产层系调整，油品物性发生变化。一、原油油气集输的概念油田生产对集输系统的要求

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作出相应的调整，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。

同时利用这些基础信息，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井的生产制度。一、原油油气集输的概念油田生产对集输系统的要求

3、节约能源充分利用自喷井、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；流程密闭，降低损耗；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；采用先进高效的处理设备，如高效分水设备、高效注水泵等；一、原油油气集输的概念油田生产对集输系统的要求

4、防止污染、保护环境

在油田生产过程中必然要产生：◆废液（含油污水、污油）；◆废渣（含油泥砂、污垢）；◆废气（加热设备排放气、特殊情况下的放空天然气）。如果不加以处理，随意排放，必然对环境造成污染，甚至破坏生态平衡。因此在制定集输方案时，应该考虑到环境保护方面，使方案附合国家和所在地区环保制度的要求。一、原油油气集输的概念油田生产对集输系统的要求

5、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，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。6、与辅助系统协调一致，并有经济性

集输系统要满足提高经济效益的原则，具有经济性。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。一、原油油气集输的概念ProjectProgress目录二、原油集输地面工艺流程模式18四、油田集输管路一、原油油气集输的概念五、原油集输地面主要设备三、原油性质及常用术语油气集输流程

油气集输流程是油、气在油田内部流向的总说明，即从生产油井井口起到外输、外运的矿场站库，油井产品经过若干个工艺环节，最后成为合格油、气产品全过程的总说明。二、原油集输地面工艺流程模式一、集输流程的布站形式

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。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）布站集输流程二级布站集输流程三级布站集输流程二、原油集输地面工艺流程模式1、一级半（或一级）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的，即在各个计量站的位置只设计量阀门（包括几十口井或一个油区）共用一套计量装置。单井

气液混输

计量阀组分井计量气液混输

联合站

一级半布站集输流程特点：计量站简化为计量阀组，降低了投资和减小了工程量。二、原油集输地面工艺流程模式2、二级布站流程（1）油气分输流程

原油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的油气分别输送至联合站。单井

气液混输

计量站分井计量油气分离

原油

联合站

伴生气二级布站油气分输流程框图二、原油集输地面工艺流程模式

特点单井进站。分井集中周期性计量。简化了井场设备，对于不同的油、气分别处理。出油、集油、集气管线采用不同的输送工艺。

适用条件

油气比较大、井口压力不高的油田，可以减低井口回压、提高计量站到联合站的输送能力。二、原油集输地面工艺流程模式

油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。单井

气液混输

计量站分井计量

气液混输

联合站

二级布站油气混输流程框图（2）油气混输流程二、原油集输地面工艺流程模式

特点：

可以充分利用地层能量，从井口至联合站不再设泵接转，简化了集气系统，便于管理、节省了大量投资。

缺点：

原油稳定、天然气凝液回收装置在处理变化幅度大时适应性较差。二、原油集输地面工艺流程模式3、三级布站流程

原因：油田集输半径增大，采出水量增加。如果还是采用两级布站，大量的采出水需要返输处理后回注，投资、管理难度大。部分小油田产量少，油品较好，但单独为其建原油稳定、轻烃回收装置又不经济。

三级布站流程：

在两级布站的基础上产生了中间过度站，即转油站（实现油气分离、原油脱水、污水处理和注水，采出水就地处理，将原油及天然气输送到联合站进一步处理）。二、原油集输地面工艺流程模式单井

气液混输

联合站

气液混输

转油站

伴生气

计量站油气计量

原油三级布站油气混输流程框图

特点：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。

乍得油田工艺流程属于三级布站混输流程，流程如下图：二、原油集输地面工艺流程模式二、集输流程按照不同加热方式：不加热集油流程、井场加热集油流程、热水伴随集油流蒸汽伴随集油流程、掺稀油集油流程、掺热水集油流程、活性水集油流程、掺蒸汽集油流程三、按通往油井的管线数目：单管集油流程双管集油流程三管集油流程二、原油集输地面工艺流程模式1、单管集输流程

井口加热单管流程井口不加热单管流程井口加药降粘加热集输管线保温、投球清蜡不加热集输井口自然不加热管线二、原油集输地面工艺流程模式（1）井口加热单管流程每口井采用单一管线将油气混输集中到计量站内。计量站布置在多口井的适当位置上。单井来的油气先经过水套加热炉加热，然后进计量分离器分别对油、气计量，完成计量后的油、气，再次混合进集油管线出站。二、原油集输地面工艺流程模式（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、集输管线上的加热炉，使井口的油气产物靠自身温度保持较好的流动性能，集中到联合站处理。

井口不加热单管流程主要有三种集输措施：

井口加药降粘不加热集输②管线保温、投球清蜡不加热集输③井口自然不加热管线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。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。二、原油集输地面工艺流程模式2、双管集输流程

蒸汽伴随双管流程掺液双管流程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，对于单井产量低，间歇生产的油井，不易采用掺热水的双管流程。二、原油集输地面工艺流程模式（1）蒸汽伴随双管流程

优点井场简化，集中计量，管理方便，易实现集中控制管理和自动化；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，对间歇式生产的井，也能适应，生产可靠，启动方便。缺点：蒸汽消耗量大，一般为250～300kg/(km·h)，热损失较大，效率低；耗水量大，投资和经营费用比较高。二、原油集输地面工艺流程模式（2）掺液降粘双管流程

优点：能较好的解决高粘原油的开采问题，具有井场简单，管理集中，热耗指标低。缺点：

①掺入的活性水不易控制，掺入水、油层水，产油量不好计量。②活性水的循环利用还会造成管线的腐蚀、结垢。二、原油集输地面工艺流程模式四、密闭集输流程

原油从油井中出来，经过收集、中转、分离、脱水、原油稳定，暂时储存，一直到外输计量的各个过程都是与大气隔绝的集输流程较密闭集输流程。根据油田油气集输工艺的密闭程度，分为：

开式集输流程：其中有部分过程不与大气隔绝。

密闭集输流程：油气集输全密闭流程，主要包括密闭集输、密闭处理、密闭储存及轻油和污油回收。二、原油集输地面工艺流程模式

（1）原油从油井中出来，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。（2）原油从油井中出来，在净化处理和储存过程中使用的都是耐压容器，即在正常情况下，油气是不能与外界相互串通的。（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。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，就可以说基本实现了密闭集输。

所谓的密闭往往是相对的，这里说密闭主要指下面三个方面：二、原油集输地面工艺流程模式密闭集输流程和开式流程相比，具有以下几个方面优点：（1）原油在集输过程中损耗低，产品质量高，减少对大气的污染；（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、投资少；二、原油集输地面工艺流程模式（二）油田集油流程举例1、双管掺活性水流程二、原油集输地面工艺流程模式2、三级布站单管油气集输流程二、原油集输地面工艺流程模式3、单管环形集油流程二、原油集输地面工艺流程模式4、稠油集输流程（1）高温集油流程：单管加热集油流程和掺稀降粘流程。二、原油集输地面工艺流程模式（2）掺蒸汽集油流程二、原油集输地面工艺流程模式集输系统的压力

中华人民共和国国家标准GB50350－2005中规定：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)；抽油井回压不高于1.5MPa(表压)，而高于4.5Kg/cm2，回压的高低会影响抽油机的工作性能和检泵周期！集输系统的回压是地面集输系统对油气井的背压，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。二、原油集输地面工艺流程模式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。二、原油集输地面工艺流程模式集输流程设计的原则油气集输工艺流程应密闭，降低油气损耗；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；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；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；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。二、原油集输地面工艺流程模式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二、原油集输地面工艺流程模式ProjectProgress目录二、原油集输地面工艺流程模式47四、油田集输管路一、原油油气集输的概念五、原油集输地面主要设备三、原油性质及常用术语

原油原油是一种极其复杂的烃类和非烃类的液态混合物，其中碳和氢的质量分数分别为85%、12%，其余为硫、氮、氧和金属化合物。原油中所含的烃类主要有：①正构及异构烷烃；②环烷烃；③芳香烃。原油内C16以上的正构烷烃称为石蜡。原油是一种胶体溶液，常含有胶质、沥青质，还有砂、各种盐类及金属腐蚀产物等。三、油气性质以及常用术语1、原油按组成分类

根据几种烃类在原油中的比例划分原油种类，Sachanen分类法:

石蜡基原油烷烃大于75%（蜡含量较高而沥青质和胶质含量较低）

环烷基原油环烷烃大于75%（蜡含量较低而沥青质和胶质含量较高）

芳香基原油芳香烃大于50%

沥青基原油沥青质大于50%三、油气性质以及常用术语一、原油分类2.原油按气油比分类按气油比将油气井井流产物分成：

死油

气油比为零

黑油

气油比小于356m3/m3

挥发性原油

气油比356~588m3/m3

凝析气

气油比588~8905m3/m3

湿气

气油比大于8905m3/m3

干气

不含液体的天然气（水分子数不超过0.005%）三、油气性质以及常用术语3、原油按收缩性分类

“收缩”指油藏原油在地面脱气后体积的缩小。收缩系数的定义是单位体积油藏原油在地面脱气后的体积数，用来描述原油收缩性的大小。根据收缩系数的大小划分原油种类:

低收缩原油

low-shrinkagecrudeoil收缩系数大于0.5

高收缩原油

high-shrinkagecrudeoil收缩系数小于0.5三、油气性质以及常用术语4.原油按相对密度和粘度分类Dowd等人根据原油相对密度和粘度划分原油种类:类型相对密度粘度/(Pa·s)普通原油<0.934<10重质原油0.934~1.000<10特重原油>1.000天然沥青>10三、油气性质以及常用术语5.原油按硫含量分类

把硫含量高的原油称为酸性原油，但没有统一标准。一种说法，H2S体积浓度超过3700mg/L；西方管道界，硫含量超过0.5%（质量）；三、油气性质以及常用术语我国原油分类是以常压沸点250~275℃和395~425℃两个关键馏分油的密度划分原油类别。首先对关键组分分类，见表：组分分类第一关键组分20℃密度g·cm-3第二关键组分20℃密度g·cm-3石蜡基<0.8207<0.8721混合基0.8560~0.82070.9302~0.8721环烷基>0.8560>0.9302三、油气性质以及常用术语我国按照原油20℃时密度，50℃的粘度，习惯性划分组分分类20℃密度（g·cm-3）50℃的动力粘度（mpa.s）轻质油≦0.865中质油0.8651~0.916重质油0.9161~0.9960稠油≧0.9161﹥400特稠油10000~50000超稠油﹥50000三、油气性质以及常用术语按照以上表格乍得油田原油基本属于轻质油和中质油，极少部分是重质油和稠油。RONIERC-1属于重质油，密度约09.9474g·cm-3。倾点和凝点

倾点和凝点是衡量油品流动性的指标，是在规定的试验仪器和试验条件下测定的。倾点是油品在试管中5秒内能流动的最低温度。凝点是油品在倾斜45°角试管内停留1分钟不流动的最高温度。同一原油的倾点比凝固点约高2.5～3℃。三、油气性质以及常用术语二、油气集输常用术语酸性气体

指天然气中含有的或者从天然气中萃取的H2S、CO2和其他硫化物。H2S、CO2会严重腐蚀管道和设备，且H2S毒性极大，CO2会降低天然气热值。

从天然气中或炼厂气中脱出H2S、CO2

过程称为脱酸性气体。三、油气性质以及常用术语伴生气伴随原油共生，与原油同时被采出的天然气。沸点

在标准大气压下（0.101325MPa）加热液体，当液体蒸汽压与标准大气压相等时液体开始沸腾，此时的温度称为该液体的沸点。沸点用来表示油品挥发性强弱和密度密度的大小。

三、油气性质以及常用术语闪点

易燃液体挥发出的蒸汽足以引起闪燃的最低温度。液体的饱和蒸汽压越大闪点越低，闪点越低火灾危险性就越大。

蒸气压

蒸气压指的是在液体（或者固体）的表面存在着该物质的蒸气，这些蒸气对液体表面产生的压强就是该液体的蒸气压。目前，还没有用于测定原油蒸气压的专用测定器，原油蒸气压的获得仍要利用雷特蒸气压。

雷特蒸气压测定器原来是为测定汽油的蒸气压而设计的。它有两个上下连通的室：燃料室（容积为125亳升）和空气室（容积为500毫升），容积比为1:4。

将油品装入燃料室，剧烈摇动后在38℃恒温水浴中所测得的油品蒸气的最大压力，即为雷特蒸气压。

三、油气性质以及常用术语三、油气性质以及常用术语饱和蒸汽压在一定的温度下，与同种物质的液态(或固态)处于平衡状态的蒸气所产生的压强叫饱和蒸气压，它随温度升高而增加。如：放在杯子里的水，会因不断蒸发变得愈来愈少。如果把纯水放在一个密闭的容器里，并抽走上方的空气。当水不断蒸发时，水面上方气相的压力，即水的蒸气所具有的压力就不断增加。但是，当温度一定时，气相压力最终将稳定在一个固定的数值上，这时的气相压力称为水在该温度下的饱和蒸气压力。当气相压力的数值达到饱和蒸气压力的数值时，液相的水分子仍然不断地气化，气相的水分子也不断地冷凝成液体，只是由于水的气化速度等于水蒸气的冷凝速度，液体量才没有减少，气体量也没有增加，液体和气体达到平衡状态。所以，液态纯物质蒸气所具有的压力为其饱和蒸气压力时，气液两相即达到了相平衡。饱和蒸气压是物质的一个重要性质，它的大小取决于物质的本性和温度。饱和蒸气压越大，表示该物质越容易挥发。高凝原油三、油气性质以及常用术语

含蜡量高于30%，且凝固点大于35℃的原油。

乍得油田的原油含蜡量基本小于30%，凝固点大致在27℃至33℃之间，不属于高凝原油。起泡原油

由于降压、升温等原因从原油中析出的溶解气泡上浮至原油液面后不立即消失，在原油液面形成泡沫层，具有这种性质的原油称其为起泡原油。起泡原油的粘度、密度一般较高，气液分离的难度较大。

乍得油田原油经过油样化验和试验确定属于不起泡原油。三、油气性质以及常用术语干气在储层中呈气态，采出后一般在地面设备和管线中不析出液烃的天然气。按C5定界法，是指每立方米（m3指20℃，101.325kPa状态下的体积，下同）气中C5+以上的烃类含量按液态计小于13.5cm3的天然气。湿气在地层中呈气态，采出后一般在地面设备的温度压力下有液烃析出的天然气。按C5定界法是指每立方米气中C5+以上的烃类含量按液态计大于13.5cm3的天然气。油田的伴生天然气，经过脱水、净化和轻烃回收工艺，提取出液化气和轻质油以后，主要成分是甲烷的处理天然气叫干气。一般来说，天然气中甲烷含量在90%以上的叫干气。甲烷含量低于90%，而乙烷、丙烷等烷烃的含量在10%以上的叫湿气。三、油气性质以及常用术语贫气每立方米气中丙烷及以上的烃类（C3+）含量按液态计小于100cm3的天然气。富气每立方米气中丙烷及以上的烃类（C3+）含量按液态计大于100cm3的天然气。通常，人们还习惯将脱水（脱除水蒸气）前的天然气称为湿气，脱水后水露点降低的天然气称为干气；将回收天然气凝液前的天然气称为富气，回收天然气凝液后的天然气称为贫气。气体标准状态

国内外计量气体体积采用的状态标准常不相同，常见的有三种:压力101.325kPa、温度20℃

压力1atm、温度60℉（15.6℃）

压力101.325kPa、温度0℃1m3(20℃)=0.985m3(15℃)=0.932m3(0℃)三、油气性质以及常用术语沉降罐内原油水洗过程

油水混合物进入乳状液处理器的底部水层，使乳状液向上通过水层，由于水的表面张力较大，原油中的游离水、粒径较大的水滴、盐类和亲水固体杂质等并入水层的过程，称为水洗。水层内水的体积分数很大，水洗对乳状液破乳有重要作用。三、油气性质以及常用术语ProjectProgress目录二、原油集输地面工艺流程模式66四、油田集输管路一、原油油气集输的概念五、原油集输地面主要设备三、原油性质及常用术语油田集输管路的定义

从油气井到矿场原油库、长距离输油管和输气管线，首站、矿场地域内的所有输送工艺流体（原油和天然气）的管路统称为油田集输管路。四、油田集输管路气液混输管路的特点

1、流型变化多四、油田集输管路垂直管流型(a)-气泡流(b)-段塞流(弹状流)(c)-乳沫状流(搅拌流)(d)-环状流四、油田集输管路气液混输管路的特点2、存在相间能量交换和能量损失3、存在传质现象4、流动不稳定5、存在作用力6、存在非牛顿流体和水合物四、油田集输管路四、油田集输管路气液混输管路流型介绍1、气泡流

当企业混合物内的含气量不多时气体已气泡形式浓集于管子的上部，气液间的界面张力试图使气泡呈球形。气泡与液体相等的流速延管线运动。两相管路以气泡流行稳定运行时，一般无明显的压力波动。

四、油田集输管路2、气湍流随着气量的增加形成较大的气团，在管路上部同液体交替的流动。

四、油田集输管路3、分层流再增多气体量，气团连成一片成为连续气相。气液间具有较光滑的界面，相速度具有较大的差别。已分层流稳定运行时管路也无明显的压力波动。四、油田集输管路4、波浪流气体量进一步增加，气体流速提高，在气液界面上吹起波浪。以波浪流型运行的管路有轻微的压力波动，其波动频率较高。四、油田集输管路5、冲击流当气体流速更大时，波浪加剧，其波峰不时高达管顶，形成液塞，阻碍高速气流的通过，进而又被气体吹开并带走一部分液体，被带走的液体或吹散成雾滴或与气体一起形成泡沫，显然以冲击流工作的混输管路振动和水击现象最为明显，管路压力有很大的波动，但振动频率较小。四、油田集输管路6、不完全环装流气量继续提高，要求管路有更大的面积供气体通过。气流将液体的断面压缩成新月形，管路顶部的液层很薄而底部的液层较厚，形成不同心的环装流。四、油田集输管路7、环装流随着气流流速的进一步提高，不同心环装液层变薄，形成环装流，气体携带者液滴以较高的速度在紧挨管壁的环装液层的中心通过。四、油田集输管路8、弥散流当气体流速更大时环装液层被气体吹散，以液雾的形式随高速气流向前流动。9.段塞流水动力段塞流地形起伏诱发的段塞流强烈段塞流四、油田集输管路水动力段塞流

地形起伏诱发的段塞流

1—在管路低洼处积液；2—液体间歇地流至下游的低洼处；3—上坡段部分液体倒流，与上游来的液体形成液塞四、油田集输管路强烈段塞流形成机理1.立管底部堵塞2.立管排液3.液塞加速4.立管排气

四、油田集输管路强烈段塞流的抑制设计：减小立管直径增加附加设备立管底部注气采用气液分离器或液塞捕集器利用多相泵增压立管顶部节流四、油田集输管路立管顶部节流法管道工艺运行参数1.运行压力（1）管道运行的工作压力不应超过此段管道的最大许用操作压力。（2）各输油站的最低进站压力应满足输油工况要求。（3）出站报警压力设定值应低于管道最大许用操作压力，泄油压力值应根据水击计算确定。（4）进站报警压力设定值应高于最低进站压力。（5）输油站压力调节系统的设定值应根据管道输油方案和安全要求来确定。（6）根据管道状况的变化，应及时调整管道最高工作压力值。四、油田集输管路2、运行温度（1）管道运行的最高出站温度不应超过设计温度。（2）热油管道的原油最低进站温度应根据管道状况以安全经济为原则确定，宜高于所输原油凝点3℃。（3）对改性处理的原油和物性差别较大的混合原油加热输送时，原油的最低进站温度应符合第（2）的规定，原油凝点测定间隔每天不应少于一次。四、油田集输管路3、热油管道最低输量

（1）热油管道最低输量应按不同季节分别确定。最低输量应能保证下一加热站进站温度不低于允许最低进站温度，同时还应满足输油设备的运行要求。（2）当地温与平均输送温度差别较大时，最低输量在符合（1）的同时还应考虑结蜡和凝油层增长速率。（3）热油管道反输时的最低输量应高于热油管道最低输量，且反输总量应大于最长加热站间距管道容量的1.5倍。四、油田集输管路4、热油管道允许停输时间

（1）不同季节(或地温)及不同稳态运行工况，应制定相应的允许停输时间。（2）宜建立热油管道数学模型，在理论计算的基础上、根据实际运行论证，确定热油管道允许停输时间。（3）物性差别较大的混合原油输送管道采用常温输送时，管道的允许停输时间应考虑混合原油分层对再启动的影响。四、油田集输管路ProjectProgress目录二、原油集输地面工艺流程模式87四、油田集输管路一、原油油气集输的概念五、原油集输地面主要设备三、原油性质及常用术语油、气两相分离器

油、气、水三相分离器特殊分离器第一节气液分离设备五、原油集输地面主要设备

两相分离器流体由入口分流器进入分离器，油气的流向和流速突然改变，使油气得到初步分离。经初步分离的原油在重力的作用下流入分离器底部积液部分。积液部分需要有一定的体积，使原油流出分离器前在积液部分有足够的停留时间，以便被原油携带的气泡上升至液面并进入气相。积液部分也提供缓冲容积，均衡进入分离器原油流量的波动。积液部分的原油最后经过由液面控制器控制的出油阀流出分离器。为了得到最大的气液界面面积，通常使卧室分离器充满1/2的液体。五、原油集输地面主要设备卧式分两相离器的结构入口分流器集液部分重力沉降部分除雾器五、原油气液分离卧式两相分离器的工作原理入口分流器:油、气流向和流速突然改变，使油气得以初步分离集液区:分离与缓冲；捕雾器:聚结、合并成大油滴，在重力作用下流入集液区；分离器工作压力:气体出口管线上的控制阀控制；分离器液位:液体排出管上的控制阀控制；五、原油集输地面主要设备分离器入口分流器的功能减小流体动量，有效地进行气液初步分离尽量使分出的气液在各自的流道内分布均匀防止分出液体的破碎和液体的再携带五、原油集输地面主要设备分离器入口分流器类型五、原油集输地面主要设备分离器集液部分使原油中携带的气泡上浮至液面并进入气相使原油在分离器中有一定的停留时间，使其充分接触，接近气液平衡状态集液部分也提供缓冲容积，起到缓冲作用，用来均衡进出分离器原油流量的波动分离器重力沉降部分气体通过重力沉降部分，被气流携带的油滴在此部分靠重力降至气液界面，未沉降至液面的粒径更小的油滴随气体流经捕雾器除去。五、原油集输地面主要设备分离器捕雾器捕雾器的功能有效地进行气液分离并捕集气体内夹带的液体向下游气液加工装置提供稳定的气液流量五、原油集输地面主要设备携带油滴的液体进入流道曲折的除雾器时，气体被迫扰流。由于油污的密度大、惯性力大，不能完全随气流改变方向，于是有一部分油滴碰到经常是湿的结构表面上，与结构表面上夜魔凝聚。除雾器中气体通过的截面积不断改变，在截面积小的通道中，雾滴随气流提高了速度，获得产生惯性力的能量。气流在除雾器中不断改变方向，反复改变速度，就连续造成雾滴与结构表面碰撞、凝聚的机会，这种分离方法称为碰撞分离方法。凝聚在结构上的油污逐渐积累并沿着除雾器的结构面留置分离器的积液部分。

捕雾器碰撞分离工作原理五、原油集输地面主要设备分离器捕雾器网垫除雾器拱板除雾器波纹板除雾器五、原油集输地面主要设备捕雾器迪克松板捕雾器填料式捕雾器离心式捕雾器五、原油集输地面主要设备立式两相分离器基本结构与卧式分离器相同，与卧式分离器不同的地方是：（1）气液界面较小（2）气体流向和气体中液滴的沉降方向相反。五、原油集输地面主要设备立式分离器的基本组成

入口分流器重力沉降区集液区捕雾器压力、液位控制安全防护部件五、原油集输地面主要设备立、卧式分离器的比较卧式优点：气中油滴易沉降，气体处理量大，处理成本低，适于气油比较高的混合物气液界面大，有较好的油气分离效果安装、制造、维修方便，可以作成撬装式

立式优点：占地少，适用于海洋采油适合于处理含固体杂质较多的油气混合物，可以在底部设置排污口定期排放和清除固体杂质液位控制灵敏

五、原油集输地面主要设备影响油气分离性能的因素

油气最大、最小和平均流量分离压力和温度油气混合物进入分离器时形成段塞流的倾向油气物性原油发泡倾向砂、铁锈等固体杂质含量油气混合物的腐蚀性等五、原油气液分离两相分离器的质量检验标准接近气液平衡的程度气液分离效果气体带液率液体带气率原油在分离器中的停留时间气体允许最大流速五、原油气液分离两相分离器中油滴的沉降条件

在立式分离器中，气流方向与油滴沉降速度方向相反。油滴能沉降的必要条件是：油滴的沉降速度必须大于或等于气体在流通截面上的平均流速；

在卧式分离器中，气体流向与油滴沉降方向相垂直，油滴能沉降至集液区的必要条件是：油滴沉降至集液区所需的时间应小于或等于油滴随气体流过重力沉降部分所需的时间；五、原油集输地面主要设备两相分离器内气体的允许流速气体允许流速与油滴的沉降速度有关油滴沉降速度又与油滴直径有关。油滴直径越小，沉降速度越慢，要使较小直径的油滴从重力沉降部分沉至集液部分，以获得较低的气体带液率，就必须降低气体在重力沉降部分的流速。因此：在一定气体处理量下，必须加大分离器的直径或增加卧式分离器的有效沉降长度，金属耗量和制造成本就会增加。油滴直径的选取：2～1000，分隔直径100五、原油集输地面主要设备分离器出口原油含气率的影响因素原油粘度

原油在分离器中停留的时间

分离压力

分离温度分离器入口元件的压降五、原油集输地面主要设备起泡原油的消泡方法起泡原油对分离器的分离效果影响比较大，因此分离器设计和选型时需要重点考虑消泡方法降低分离器上游油气混合物的流速分离器采用的入口分流器应能避免流体发生剧烈湍流增大分离器集液区体积使用消泡剂提高油气混合物的分离温度五、原油集输地面主要设备立式两相分离器

在所要求的原油停留时间内，进入分离器的原油量应和集液部分的体积相等，即：按停留时间计算分离器结构尺寸

卧式两相分离器:已知停留时间、原油处理量的情况下，停留时间内进入分离器的液量等于分离器控制液面至出油口这段高度范围内液体量，即：五、原油集输地面主要设备按照气体处理量计算；按照液体处理量计算；选取原则：二者都应满足，选尺寸大者。卧式分离器：液体处理量远大于气体处理量，可相应提高控制液位的高度，增加集液部分的容量，减少气体空间的流通面积，用较小的分离器同时满足气、液处理量的要求。

两相分离器的工艺计算五、原油集输地面主要设备油气相平衡计算，以此确定气液处理量、物性、分离压力和分离温度，并确定分离器类型从原油中分出气泡的计算从气体中分出油滴的计算比较上两步的计算结果，选择较大者作为分离器的设计尺寸参照分离器系列化尺寸，选取分离器的实际规格两相分离器的设计计算步骤五、原油集输地面主要设备油气水三相分离器五、原油集输地面主要设备三相分离器油气水混合物进入分离器后，进口分流器把混合物大致分成气液两相。液相由导管引至油水界面一下进入积液部分。积液部分应有足够的体积使游离水自然沉降至底部形成水层。其上是原油和含有较少水滴的乳状油层。油和乳状液从挡板上溢出。挡板下游的油面由液面控制器操纵出油阀控制于恒定的高度。水从挡板上游的出水口排出，油水界面控制器操纵排水阀的开度。使油水界面控制在规定的高度。气体水平通过重力沉降部分，经除雾器后经过气出口流出，分离器的压力由设在气管上的阀门控制。油气界面的高度可依据气液分离的需要大概在1/2至3/4直径范围内变化，一般采用1/2的直径。五、原油集输地面主要设备综合型卧式三相分离器

五、原油集输地面主要设备内部构件作用入口分流器与流体流动方向垂直安装并开有排小槽，使液体以瀑布形式流向水平分流器稳流装置使初步分离得到的气液两相都得到稳流，减少流体的波动和扰动，给油气水沉降分离创造良好条件加热器提高油温，促使集液部分的游离水从原油中沉降防涡罩防止排液时产生旋涡，带走污水上部的原油挡沫板阻止浮在液面上的气泡向原油出口方向流动，使气泡在液面上有足够的停留时间破裂并进入气相平行捕雾板板间为30mm，与水平线呈30°倾角，板面与气流方向平行，起到气体整流、缩短油滴沉降距离的作用，并使部分油滴被湿润的板表面聚结综合型卧式三相分离器

五、原油集输地面主要设备卧式三相分离器油水界面控制五、原油集输地面主要设备立式三相分离器油水界面控制(a)无油室界面控制；(b)带油室界面控制；(c)可调水室界面控制五、原油集输地面主要设备除砂五、原油集输地面主要设备聚结板在三相分离器的集液区可以安装若干聚结板，促使原油内水珠粒径增大、迅速沉降至油水界面。聚结板的使用可使分离器的油水处理量增大，或在一定油水处理量下减小分离器外形尺寸。但聚结板间的流道易被砂、蜡、腐蚀产物等固体杂质堵塞。五、原油集输地面主要设备水含率随沉降时间变化五、原油集输地面主要设备三相分离器的工艺计算油气水三相分离器的工艺计算与油气两相分离器计算无原则区别液相在分离器内的停留时间：从原油中逸出所携带的气泡；原油中所含水珠沉降至分离器底部水层所需的时间。由于油水密度差远小于油气密度差，故液相在三相分离器内的停留时间大于两相分离器内的停留时间。五、原油集输地面主要设备气体洗涤器气体洗涤器（scrubber）是一种处理高气液比的分离器，用于分离气流内夹带的油滴。它有立式和卧式两种，但立式涤气器使用较广，原理与立式两相分离器基本差不多。五、原油集输地面主要设备离心式分离器

优点：占空间小，效率高。

缺点：油气混合物流速对分离效果很敏感，有较大的压力降，油田上用的不多，但常用其原理作重力式分离器的入口分流器。

五、原油集输地面主要设备过滤式分离器

1—头盖；2—入口分离室；3—气体入口；4—滤管；5—捕雾器；6—气体出口；7—集液罐五、原油集输地面主要设备管式捕集器五、原油集输地面主要设备低温分离器五、原油集输地面主要设备气液圆柱形旋流分离器五、原油集输地面主要设备气液圆柱形旋流分离器应用

油气井计量作预分分离器作涤气器五、原油集输地面主要设备

作用：

加热设备将燃料燃烧或电流所产生的热量传给被加热介质使其温度升高。在油气集输系统中，它被用来将原油、天然气及其产物加热至工艺所要求的温度，以便进行输送、沉降、分离和粗加工等。

分类水套加热炉（根据燃烧方式又可分）①微正压燃烧水套加热炉②负压燃烧水套加热炉真空相变加热炉第二节加热设备五、原油集输地面主要设备结构：水套加热炉主要由水套、被加热天然气盘管、燃烧器、火筒、烟囱等主要部件组成。特点：水套加热炉是目前气田集输系统中应用较广的天然气加热设备。它不像套管加热器需要配备专用的蒸汽锅炉和蒸汽管线。由于水套加热炉是在常压下对管线进行加热，因而易于操作和控制，也更安全。在热负荷较大的地方，水套加热炉还配备有一套温度控制与熄火自动保护系统。1、水套加热炉五、原油集输地面主要设备

①微正压燃烧水套加热炉：采用机械通风微正压燃烧方式，燃烧器为强制供风式，并配备自动程序点火与熄火保护装置。火筒部分采用平直或平直与波形组合的火筒和螺旋槽构成，盘管采用可拆式螺旋槽U形管束。

优点：热效率高，结构紧凑，钢材耗量少。

②负压燃烧水套加热炉：采用负压燃烧方式，燃烧所需空气为自然进风。火筒与烟管采用U形或类似结构，

优点：结构简单，适应性强，密封效果好。

五、原油集输地面主要设备

水套加热炉水套炉由壳体、支座、燃烧器、火筒烟管、烟囱、加热盘管及安全附件等组成。水套式加热炉是指火直接加热水套里的水，通过水再加热油盘管理的油，热水可以作为井，站的房屋及管线的保温使用。由于一把火可二用，所以在油气集输系统中使用广泛。燃料在炉体内下部的火筒烟管内燃烧，热量通过火筒烟管壁面传给中间传热介质“水”，水再加热盘管内流动原油。水套炉的单台热负荷小，主要用于井口、计量站、转运站的油气加热。它的主要作用是使用安全，不结焦。六、原油处理

水套加热炉总装图五、原油集输地面主要设备2、真空相变加热炉

特点：利用相变原理进行蒸汽和介质换热，热效率高，可达86～90%以上。体积小，在真空状态下运行，安全可靠，炉体无爆破之忧。加热系统为密闭自循环式，工作时无需补水，可根据负荷变化自动调节，尤其适用于负荷波动和无人职守的场合。采用全自动监控系统，结构紧凑，功能齐全，可做单系统加热用，也可集多系统加热于一体。适用场所

主要适用于油、气集输站场中原油、天然气、采出水等的加热，同时也可以用于采暖供热水。五、原油集输地面主要设备主要规格型号：315kW、400kW、500kW、630kW、800kW、1000kW、1250kW、1400kW、1600kW、2000kW、2500kW、3000kW、3500kW、4000kW、4500kW、5000kW五、原油集输地面主要设备

目前全国各油田绝大部分开发井都采用注水开发方式开采石油。从油井产出的油气混合物内含有大量的采出水和泥砂等机械杂质。世界上所产原油的90%以上需进行脱水。对原油进行脱水、脱盐、脱除泥砂等机械杂质，使之成为合格商品原油的过程——原油处理，国内常称原有脱水。

原油脱水设备主要有三相分离器、沉降罐和电脱水器等。

第三节、原油处理设备五、原油集输地面主要设备原油处理的目的一、满足商品原油水含量、盐含量的行业或国家标准商品原油含水要求：我国0.5％～2.0％国际上

0.1％～3.0％，多数为0.2％原油允许含水量与原油密度有关：密度大脱水难度高的原油，允许水含量略高。含盐量的要求：我国绝大部分油田原油含盐量不高，商品原油含盐量无明确要求，一般不进行专门的脱盐处理。五、原油集输地面主要设备二、降低原油密度，降低原油粘度和动力费用。

原油密度是原油质量和售价的的重要依据，原油含水增大了原油密度，原油售价降低，不利于卖方。相对密度0.876的原油，含水增加1％，粘度增大2％；相对密度0.996的原油，含水增加1％，粘度增大4％；三、降低燃料费用

原油含水增大了燃料消耗、占用了部分集油、加热、加工资源，增加了原油生产成本。四、减少管线和设备的结垢和腐蚀。

原油内的含盐水引起金属的结垢与腐蚀，泥砂等固体杂质使泵管路等设施的机械磨损，降低管路和设备的使用寿命。五、保证下游炼油工作的正常进行五、原油集输地面主要设备1.乳状液及类型

两种或两种以上不互溶或微量互溶的液体，其中一种以极小的液滴分散于另一种液体中，这种分散物系称为乳状液，乳状液都有一定的稳定性。原油乳状液的类型油包水型（W/O）：油田最常见的原油乳状液。水包油型（O/W）：在采出水中常存在，原油处理中很少见。又称反相乳状液。原油乳状液五、原油集输地面主要设备油水乳状液类型的判别方法鉴别方法说明染色法往乳状液中加入油溶性染料，轻轻搅动，若乳状液呈现染料的颜色，则外相是油，乳状液是W/O型；若分散液滴呈染料颜色，则分散相是油，为O/W型。冲淡法将两滴乳状液分别滴在玻璃板上，然后将形成该乳状液的油和水，分别滴在两滴乳状液中，轻轻搅拌，易于和油混合者为W/O型；易于和水混合者为O/W型。电导法导电性好的为O/W型，差的为W/O型。滤纸法将乳状液滴在滤纸上，若能迅速铺开，滤纸上只留下一小滴油，则为O/W型；若铺不开，则为W/O型。显微镜法五、原油集输地面主要设备2、乳状液生成条件系统中必须存在两种或两种以上互不相溶（或微量互溶）的液体要有强烈的搅动，使一种液体破碎成微小液滴分散于另一种液体中要有乳化剂存在，使微小液滴能稳定地存在于另一种液体中乳化剂：使乳状液稳定的物质，作用：吸附在油－水界面上，形成吸附层。五、原油集输地面主要设备（1）原油乳状液的生成

原油中含水，并含有足够数量的天然乳化剂，一般生成稳定的W/O型原有乳状液。原油中所含的天然乳化剂：胶质、沥青质、环烷酸、脂肪酸、氮和硫的有机物、蜡晶、粘土、砂粒、铁锈、钻井修井液等。另外，原油生产中使用的缓蚀剂、杀菌剂、润湿剂和强化采油的化学药剂都是生成乳状液的乳化剂。（2）防止稳定乳状液生成措施尽量减少对油水混合物的剪切和搅拌尽早脱水3、石油生产中乳状液的生成和预防五、原油集输地面主要设备a.自喷井产生乳状液的原因：油水混合物沿油管向地面流动，随着压力降低，气体析出膨胀，对油、水产生破碎和搅动。混合物流过喷嘴时，流速猛增，压力急剧下降，使油水充分破碎，形成较为稳定的乳状液。减少原油乳状液生成的预防措施：用大油嘴并提高集输系统和油气分离器压力，减小油嘴前后的压差；油嘴装在井底五、原油集输地面主要设备b.深井泵采油防止抽油机固定阀、游动阀、柱塞漏泄产生激烈搅动选择较大尺寸的固定阀和游动阀、并用气锚（使气体进入油套环空内的装置），避免气体进入泵筒内提高深井泵容积效率往油井油套环空内注入破乳剂能有效地阻止原油在井内乳化，还能使油井增产。五、原油集输地面主要设备C.地面集输管网集输过程促成乳状液生成的因素多相混输管路、离心泵，弯头、三通、阀件等对混合物产生的搅拌。预防措施在集输系统的规划、设计、日常操作管理中尽量避免混合物的激烈掺混：管径不宜太小；尽量减少弯头、三通、阀件等的局部阻力；充分利用地形输送；

流程中避免对流体的反复减压和增压；

尽早分出混合物中的伴生气；

注意各种阀门的严密性；五、原油集输地面主要设备防止油水乳状液生成措施（总结）控制油井出水，如采取分层开采、封堵水层、合理注水等措施来减少油井出水控制油流搅拌，如提高油田地面集输系统和分离器的压力，减小油嘴前后压差；尽量简化油气集输流程；减少弯头、三通、阀件等局部阻力及泵的数量往油井环形空间注入破乳剂，这不但能有效地阻止原油在井内乳化，往往还能使油井增产

五、原油集输地面主要设备原油脱水的基本方法1.原油中水的类型：游离水和乳化水游离水常温下用静止沉降法短时间内能从油中分离的水，常在沉降罐和三相分离器中脱除。乳化水用沉降法很难脱除的水，与原油的混合物称为油水乳状液（原油乳状液）。脱除游离水后，原油密度越大，乳化水含量、越高。五、原油集输地面主要设备2.油脱水常用的方法使用化学破乳剂—原油乳状液的破坏即破乳过程重力沉降加热机械电脱水各种常见脱水方法的共同点：创造条件使油水依靠密度差和所受重力不同而分层。五、原油集输地面主要设备化学破乳剂脱水化学破乳剂一般都是人工合成的大分子、高分子或超高分子的表面活性剂。破乳过程中破乳剂的作用

1、降低乳化水滴的界面张力和界面膜强度

2、消除水滴间的静电斥力，使水滴絮凝

3、有聚结作用

4、能润湿固体，防止固体粉末乳化剂构成的界面膜阻碍水滴聚结。五、原油集输地面主要设备破乳剂类型1、离子型破乳剂

溶于水时，能电离生成离子。

按其在水溶液中具有表面活性作用的离子电性，可分为阳离子、阴离子和两性离子等类别。2、非离子型破乳剂

以环氧乙烷、环氧丙烷等有机合成原料为基础，在具有活泼氢起始剂引发下、有催化剂存在时，按一定程序聚合而成。五、原油集输地面主要设备非离子型破乳剂的优点用量少

不产生沉淀

脱出水中含油少

脱水成本低

非离子型破乳剂的类型水溶性：可配制成任意浓度的水溶液油溶性：净化油的能力比水溶性的高，脱出水含油高混合型：能增加使用的灵活性五、原油集输地面主要设备破乳剂的评价标准

1、脱水率

2、脱水速度

3、油水界面状态

4、脱出水的含油率

5、最佳用量

6、低温脱水性能五、原油集输地面主要设备破乳剂脱水的优缺点

优点1、在系统内较早注入可防止乳状液的形成；2、可在较低温度下脱水，节约燃料，降低原油蒸发体积损失以及因原油密度增大的经济损失。

1、注入破乳剂剂量过多时，可生成新的、稳定性更高的乳状液；2、若破乳剂量较大时，仅靠其脱水费用过高。

缺点五、原油集输地面主要设备1、结构水洗沉降2、工作原理重力沉降脱水—油沉降罐五、原油集输地面主要设备五、原油集输地面主要设备油水混合物经入口管，经配液管中心汇管和辐射状配液管流入底部的水层内。当油水混合物向上通过水层时，由于水的表面张力较大，使原油中的游离水、破乳后粒径较大的水滴、盐类和亲水固体杂志等并入水层。这一过程称作水洗。水洗过程至沉降罐中部的油水界面处终止。由于部分水量从原油中分出，原油从油水界面处沿罐截面向上流动的速度减慢，为原油中较小粒径的水滴沉降创造条件。当原油上升到沉降罐上部时，其含水量大为减少。将沉降分离后的原油经中心积集油槽和原油排出管流出沉降罐。原油中分离出来的污水经虹吸管，由排水管排出。沉降罐油水界面控制五、原油集输地面主要设备沉降罐工作效率的衡量标准及影响因素

衡量标准（1）沉降时间

油水混合物在罐内的停留时间，表示沉降罐处理油水混合物的能力；（2）操作温度（3）原油中剩余含水率（4）脱除水中含油率五、原油集输地面主要设备

沉降罐脱水率影响因素（1）破乳剂的选择和用量

（2）油水混合物的性质（3）配液管工艺设计（4）原油中所含溶解气的析出五、原油集输地面主要设备举例：RONIERCPF沉降罐脱水不达标的影响因素总结产能和油品物性差异：目前实际生产情况与2.1期开发方案差别很大，主要体现在（产能比例）：一期油田产量递减很快，RONIER+MIMOSA区块产量构成比例大大降低；Baobab各区块产量比方案产量高，产量构成比例大，但油品性质较R+M区块较差，粘度高，沥青质高，胶质和含蜡量均高；潜山没有包含在原2.1期方案内，目前潜山占总产量的3.3%；2.含水差异：2.1期开发方案2014年含水12%；实际生产工况为含水率在1%~3%之间；根据开发方案2.1期油样化验仅考虑含水10%及以上原油的脱水问题；结论：2.1期沉降罐是根据2.1期开发方案进行的，其中工艺方案、脱水试验和破乳剂筛选均根据当时的产能比例和产量下完成的，因此，在目前低含水情况下，必须考虑重新做油样化验和药剂筛选工作，找到合适的破乳剂才能彻底解决沉降罐脱水问题。五、原油集输地面主要设备重力沉降脱水的优缺点优点：1、进罐混合物无需加热，节省燃料；

2、操作简单，要求自控水平低；

3、原油轻质组分损失少，原油体积、密度变化小；缺点：1、不适用于气油比大的原油乳状液；

2、不适用于海洋原油处理；

3、投资、检查、维护费用较高；

4、热损失较大；

5、存在截面流动不均、短路流及流动死区；五、原油集输地面主要设备静电脱水器五、原油集输地面主要设备电脱水器的工作原理：图示为常用的卧室电脱水器结构图。含水原油进入电脱水器内油水以下的多孔分配管，由分配管流出的含水原油经过水洗除去游离水后，由下而上沿水平界面均匀的经过电极间的电场空间。在高压交流电场下，依靠振荡聚结和偶极聚结；在直流电场下偶极聚结和电泳聚结，从原油中分出水滴，沉降到电脱水器底部，经放水排空口排出。净化原油从脱水器顶部净化油出口管线排出。在油和水层之间通常有50-100毫米油水混合物共存段。五、原油集输地面主要设备电脱水器结构特点：（1）器内进油分配管的设计。应使油流在电极下方分配均匀，管内无砂粒或其他杂质聚集，因此油水分配孔应开在分配管底部。（2）器内顶部出油汇管的设计，应使油流均匀的流入出油汇管。（3）电极的设置应符合下列要求：A.采用平挂网状电极，电极层数一般为2、3、4层三种。当电极垂直悬挂脱水效果比平挂好时电极也可以垂直悬挂。B.电极宜采用组合。C.平挂电极采用钢板网结构，钢板网应在电极骨架上点焊牢固。一片电极采用两张钢板网时应在电极骨架处对接，两张钢板各自点焊与骨架上。D.电极不得有毛刺和尖角。E.处理含沙原油的电脱水器底部应设有水利冲砂管和排砂口。F.器内顶部已设有防爆液位控制器。五、原油集输地面主要设备静电脱水的适用条件

1、电法脱水主要适宜于油包水型乳状液。原油的导电率很小，乳状液通过极间空间时，电极间电流很小，能建立起脱水所需的电场强度。水包油型乳状液通过极间空间时，由于带有酸碱盐等离子的水是良导体，导致极间电压下降，电流猛增，产生电击穿现象。

2、一般进入电脱水器的原油含水率低于30％。含水率较高的油包水型乳状液，电法脱水也易产生电击穿现象。五、原油集输地面主要设备静电脱水的优点1、能在较低温度下破乳，节省燃料，也减少原油的密度和蒸发损失；2、静电脱水处理器的处理量大，在相同处理量下容器较小，更适用于海洋平台；3、脱水温度低，净化原油含水率低，结垢和腐蚀倾向减小。主要缺点：增加设备投资、控制和维修费用。五、原油集输地面主要设备脱水原理

提高加剂油水混合物的温度，加速乳状液破乳和油水分离。加热脱水的原则1、尽可能降低加热脱水温度；2、加热前尽可能脱除游离水，减少无效热能消耗；3、有废热可利用场合，优先利用废热加热乳状液；4、尽可能一热多用，节省燃料；加热脱水设备五、原油集输地面主要设备加热脱水设备1、加热炉2、加热处理器（heater-treater）集加热、脱水、脱气功能于一体的容器。不适合处理含水量很大的乳状液。

立式：脱气段、聚结沉降段、加热水洗段（油水停留时间3~5min）、游离水脱除段四部分组成。适用于油田单井井流的处理。

卧式：结构与无电极的静电脱水器相同。五、原油集输地面主要设备五、原油集输地面主要设备静电加热脱水器五、原油集输地面主要设备脱水原理

利用聚结介质亲水憎油并提供很大表面积的性质，促使水滴聚结沉降。机械脱水设备五、原油集输地面主要设备机械脱水的优缺点

优点：无需加热

缺点：处理较脏或含蜡原油时容易堵塞聚结材料的通道。

注：机械脱水一般不作为独立的处理过程，常与其它脱水方法配合使用。五、原油集输地面主要设备设计步骤设计资料收集、处理方法选择、确定处理设备的尺寸、确定流程。设备尺寸的确定方法1、停留时间法2、水滴沉降和停留时间结合法

原油脱水设备设计a.选择处理温度，确定原油粘度；b.确定处理温度下必须沉降的最小水滴粒径；c.确定处理器外形尺寸；d.用停留时间法检查容器尺寸；e.改变处理温度重复上述计算，从多个尺寸中选优。五、原油集输地面主要设备第四节原油稳定设备原油稳定的目的和要求原油稳定的方法五、原油集输地面主要设备原

油

稳

定装置五、原油集输地面主要设备

原油稳定是指使净化原油中的溶解天然气组分汽化，与原油分离，较彻底地脱除原油中蒸气压高的溶解天然气组分，降低储存温度下原油蒸气压的过程。

原油稳定通常情况下原油矿场加工的最后工序，经稳定后的原油成为合格的商品原油。

采用有稳定装置的全密闭流程可使油气蒸发损耗由1.5～2%降低为0.29～0.5％以下。若流程不密闭，即使原油稳定装置运行良好，油田油气损耗率仍可高达1.3%。原油稳定五、原油集输地面主要设备

原油有以下几种稳定的目的

1.降低原油蒸气压，满足原油储存、管输、铁路、公路和水运的安全和环境规定；2.从原油中分出对人体有害的溶解杂质气体；3.从原油稳定中追求最大利润。

五、原油集输地面主要设备

原油稳定要求

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