油气集输

一、绪论1.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。2.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。3.油田生产中的“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。4.油田生产中的“三回收”是指汗水回收、天然气回收和轻质油回收。5.试分析原油外输前需进行脱水的原因？答：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，水和原油一起被回热时，水会急速激化膨胀，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％。6.原油脱气：通过油气分离器和原油稳定装置把原油中的气态轻烃组分脱离出去的工艺过程。7.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。8.油井产量计量：是指对单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。9.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。10.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组成，在这里把数口油井产品集中在一起，轮流对各单井的产油气量分别进行计量。11.计量接转站：有的油气计量站因油压较低，增加了缓冲缺勤和输油泵等外输设备，这种油气小站叫计量接转站，既然进行油气讲师还承担原油接转任务。12.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。13.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。14.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。15.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。16.油气储运：是指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、油罐列车或滑轮等输送到炼油厂、石油化工厂等用户的过程。17.管道输油有哪些特点？答：航空输油的特点是：运输量大;能耗小，运费低;便于管理，易实现全面自动化，劳动生产高;这线大部分埋于地下，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;量运输方式不灵活，钢材耗量大，辅助设备多，适于定点、量大的单向输送。18.海上油气集输方式一般可分为：全海式、半海半陆式和全陆式三种。第一章1.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直到外输、外运的矿场站库，油井产品经过若干工艺环节最后成为合格油、气产品全过程的总说明。2.设计油气集输流程时，一般要收集、研究并综合考虑哪些基本条件？答：1）油气集输系统是构成油田生产总系统的分系统，因而集输流程设计是以确定的油气储量为基础，以油藏工程和采油工程的方案和措施为前提的。2）按照集输流程配置集输系统的地面工程，因而油田所处的地理位置、气象条件、地形地物、水文和工程地质、地震烈度等自然条件，和油田所在地区的工业基础、农林牧渔发展状况、动力来源、交通运输、居民区及其配套设施布局等社会条件，都将直接影响集输流程设计和工程布局。3）就油田地面工程而言，集输系统中各项工程是集输流程的工程保证和具体体现，而集输系统与地面其他系统之间又是主体工程和配套工程的关系。4）要加强技术储备和技术情报信息的交流与消化吸收。3.集输中可以利用的能量有：地层剩余压能和热能、水力机械和加热设备提供的能量、地形起伏造成的势能能量4．单井计量、单井分离这种情况是指每口油井都装有量油、生产分离器，计量和分离工作都在井场上进行。油气分离器兼做计量和分离使用。分离后，油、气分别进入集油管线和集气管线。分离器控制压力主要取决于集输管网的压力和对油气分离的质量要求，靠气体出口的压力控制阀控制。井场上的分离器可设一台，也可以设两台，这取决于油井产油量、产气量和允许的最高回压。采用二级分离时，更要注意二级分离器的压力比集油管压力要高，否则不仅排不出油还可能使原油送入集气管。5.集中计量、集中分离这种情况是指把一个区域中若干油井的计量和分离工作集中在计量分离站进行，由一台生产分离器承担几口井的生产分离工作，把几口井的产物一并分离，并计量；另一台专做单井计量分离器用，各井轮流计量。分离以后的油、气分别进入站外的集油、集气管线6．单井计量、集中分离这种情况是指计量工作在各井井场上进行，分离工作集中到分离站上进行、各油井产物分别在井场上计量以后，油、气再进入同一条混相输送的管路，到集中分离站。7.原油稳定的目的就是从分离以后的原油中尽可能多地脱除C1一C4组分，使原油在常温、常压下储存时没有产生携带效应的机会，因而保持稳定状态8.石油稳定的方法有：多级分离、负压脱气|、加热闪蒸、加热精馏等。9.油矿的管网是根据其输送介质的品种和压力级别划分的，主要分为液体、气体和气液混相三类。就压力而言，一般油矿的管网有高压和低压两套，也有的设中压管网。10.萨尔图油气集输流程的特点是：单井计量、多井串联、油气混输、集中处理11.试结合萨尔图油气集输流程的图分析其装置所完成的功能答：特点：单井计量、多井串联、油气混输、集中处理这种流程在井场(自喷井或抽油井)上设有计量分离器和水套加热炉联合装置，为本井油、气计量和加热保温用。加热炉的燃料取自分气包分出的天然气。水套加热炉中的热水用做井场管线伴热、井口房保温、采油树油嘴和防喷管保温。利用热水和回水的密度差促成自然循环，使回水回到水套加热炉中。油气计量前经水套加热炉加热后进入计量分离器，油、分别计量后再度混合进入井排集油管线。井排集油管线串联若干口井，并隔一定距离设有分气包和干线加热炉，就地利用伴生气为本集油管线分段加热。混相输送的集油管线进入转油站，在这里进行油气分离，原油脱水净化，天然气脱水。脱水后的净化油泵输到装车外运油库或管线外输首站。脱水的天然气送往压气站或用户。12.萨尔图油气集输流程的优点是：(1)同双管、三管流程相比，本流程省钢材，省投资，施工速度快，投产见效早；(2)多井串联、成排进站，每个转油站所辖井数多，泵站显著少；节省大量机、泵、炉，便于集中处理。13.萨尔图油气集输流程的缺点是：(1)对于地质复杂、断层多、油井压力变化大的区块，由于各井生产能力差别较大，流程中各井相互干扰严重，甚至端点井进不了集油管线；(2)计量点、加热点过多而且分散，不便于操作管理；(3)随着含水上升、产液量增加，适应能力差，而且不便于改造。14.小站流程的特点是：单井进站、集中计量、油气混输、集中分离15.试结合油气集输小站流程图分析其装置所完成的功能。小站流程，是将计量站布置在8-10口井的适当位置上，每口井单管油气混输集中到计量站内。单井来的油气先经过水套式加热炉加热，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。16.小站流程的优点是：(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：(2)计量站设备简单；(3)节省钢材，因为只有一条集油管线；(4)对地质条件复杂的油井适应性较强。17.小站流程的缺点是：(1)井场上的水套加热炉给管理带来不便，也难于实现自动化；(2)停井或作业时需要清扫管线，否则会堵塞管线；(3)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。18.试结合油气集输蒸汽伴随流程图分析其装置所完成的功能蒸汽锅炉设在计量站，蒸汽经管线送至井口，对单井进站管线和井口伴随加热保温。因为计量站多了锅炉及其给水设备，成为一个较大的管理环节。一般把这样的计量站与接转站合在一起，成为集中计量、集中分离的类型。19.蒸汽伴随流程的优点是：(1)对集输困难的油井适应性较强；(2)井场简化、集中计量、集中管理，便于实现油井集中控制和自动化；(3)停井和作业方便，不会堵塞管线。20.蒸汽伴随流程的缺点是：(1)蒸汽耗量大，一般为250—300公斤／公里(大庆地区)，冷凝水不回收，热量损失大，需要配套建设供水管线系统；(2)锅炉结垢严重，热效率低，寿命短，蒸汽管线易腐蚀穿孔；(3)一次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。21.试结合油气集输热水伴随流程图分析其装置所完成的功能计量站设水罐、水泵、热水炉，经升温后的热水由站内总机关阀组分配到各油井。去油井的热水管线单独保温并对井口装置伴随加热。回水管线与油井出油管线共同保温在一起，在进站的沿途对油管线加热，回水在总机关阀组处汇合进入站内水罐，循环使用。为了集中管理，有时把这样的计量站和接转站结合在一起成为集中计量、集中分离流程，如图1-8所示。也有的油、气计量后，直接混相进入干线到集中处理站分离。22.热水伴随流程的优点：(1)对集输困难的油井适应性较强；(2)井场简化、集中计量、集中管理，便于实现油井集中控制和自动化；(3)停井和作业方便，不会堵塞管线；(4)比掺水、掺油流程计量方便而淮确。23.热水伴随流程缺点是：(1)一次投资、钢材消耗和施工工作量较大；(2)计量站流程显得复杂，不便于生产管理。24.试结合油气集输掺水降粘流程图分析其装置所完成的功能一般在大站配制活性水，或者利用脱水以后经过处理的含油污水（含有一定浓度的活性剂），把它泵送到计量站的配水阀组，通过掺水管线送到井口。用水嘴按规定的流量注入套管，经过井下泵作用，水包油型乳状液出井到计量站，气液两相分离、计量以后，混相输送到大站。油井停抽时，打开井口循环阀门，用活性水顶替出油管线中的稠油，并保持适量的循环，以防活性水冻结。在计量站计量得到的产液量，其中包括油层水和掺入的活性水，需测定总含水率，计量活性水的掺入量，最后通过计算得出水井的产油量和产水量。25.掺水降粘流程的优点是：(1)解决了高粘度原油的开采问题；(2)投产容易，停产简单，管理方便，生产安全：(3)井场、干线不设加热炉，节约燃料；(4)有效地降低回压，可适当扩大泵站的集油范围，特别在原油含水率处在转相阶段，更有利于降粘和脱水；(5)井场设备少，有利于实行自动化管理。26.掺水降粘流程的缺点是:(1)掺入各井的活性水量不易稳定控制，掺入水、地下水、产油量无法分别直接计量，给油田动态分析造成一定的困难；(2)污水循环使用，管线腐蚀、结垢严重。27.试结合油气集输加热密闭流程图分析其装置所完成的功能油井产量低、含蜡高、粘度高、含水少或者当地气温低的矿厂.在井场、计量站设加热炉。计量以后的油、气混合输送进入集中处理站，集中分离，分别处理。当集输范围太大，必须设接转站时，接转站应该在油、气分离以后，液体进压力分离缓冲罐，使液体在缓冲罐中进一步分离脱气，油、气两相尽量接近相态平衡，以保证转输泵正常工作。为使进泵前不因压力降低而再次脱气，在工程上常常采取增加进泵的灌注头、放大进泵管径、缩短泵与罐间的距离等办法。更重要的措施是要创造条件使缓冲罐中的相平衡状态更加稳定，尽量消除原油中的悬浮气泡。如加大缓冲罐的容积即延长原油的停留时间，使悬浮气泡有充分的机会上浮并进入气相空间；提高原油的温度即降低原油的粘度，使悬浮气泡上升过程中遇到阻力较小，加快上浮和进入气相空间的速度。随着油田开发进入中、高含水期，油井采液量增加，含水上升，出液