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1、1,3 油气集输系统,2,3.1 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,3,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
2、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方案，相应地会有不同的工艺流程。,4,3.1.2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。,5,1、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设计量阀组，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
3、2所示。,图32 一级半布站集输流程,6,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812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
4、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。,7,2、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
5、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33所示。,8,图33 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。,9,（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
6、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34 二级布站油气混输流程框图,10,3、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
7、田进行集中处理。这样，就产生了“中间过渡站”，即转油站。,11,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35。,图35三级布站流程框图,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。,12,3.1.3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
8、 井口加热单管流程是将计量站布置在810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36所示。,13,图36 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,14,油气输送到计量站以后，视地层（或抽油井）剩余能量
9、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。,15,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
10、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。,16,（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37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37 井口不加热单管集输流程,17,1）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
11、，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（50为100200mPas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。,18,2）管线保温、投
12、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510）、凝点、粘度不太高（50小于100mPas）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
13、在凝点以上1015温度下开始析蜡，在凝点以上510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。,19,3）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
14、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。,20,2、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
15、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38所示。,21,图38 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,22,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，
16、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250300kg/(kmh)，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 。,23,（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。,24,图3-9 双管掺活性水流程,掺水双管流程如图39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
