第七章 油气储运

石油工程概论

——7油气储运重庆科技学院石油工程学院制作

把石油和天然气从生产矿场输送到炼油厂和加工厂，然后再把石油产品从炼油厂输送到消费者手中，把天然气从净化厂输送到用户手中，都需要一个复杂的运输储集系统。

油气储运，顾名思义就是油气的储存和运输，其主要任务是采用先进的工艺措施，将油井产物收集起来，经初加工处理，生产出尽可能多的合格原油和天然气，按要求安全、经济的输送到指定地点进行储存或应用。油气储运主要包括矿场油气集输及处理、油气长距离管道输送、各转运环节的储存和装卸、终端储存和销售、炼油厂和石化厂的储运等环节。油气储运工程示意图内陆的水运驳船、铁路运输的油罐车、公路运输的卡车和远洋航行的巨型油轮、原油及天然气的管线输送等，在石油天然气的运输中，都起着相当重要的作用。运输业是从四轮马拉货车运油及竹管输气开始兴起的。由于工业进步，运输手段有了很大的发展。今天，数百万吨的原油、汽油、燃料油及其他的石油产品和数十亿立方米的天然气都源源不断地从井口运输到加工厂、炼油厂，从海上到陆上，从一地送到另一地，翻越千山万水，直至最终输送到消费者手中。§1油气输送方法

马车及河运

有的油田靠近河流，就用小驳船及马拉或人驾驶的四轮货车来解决运输问题。马拉车将油桶搬运到河边，然后装载到大小不同的各类油船及驳船上。铁路和油罐运输最初的油罐是木制桶。易损坏，易渗漏，还需要事先进行处理。接着又改用木制大油槽，它用胶粘紧并箍上铁箍，安装在平地车上。铁路运输是运输石油及石油产品的方法之一，它安全可靠、速度快。目前在美国等发达国家，铁路运油只占很少的比重，但在我国，对于石油和产品油的输送，铁路运输仍占有一定的比重。

1865年，美国的塞克尔成功地铺设了一条直径两英寸的输油管，首创了管线输油方法。海上船运在十九世纪六十年代，有几艘装有铁箱的帆船开始将原油运过大西洋。当时，船舱载运仍然没有取代油桶，其装卸、船体平衡、泄漏问题也没有解决。这种情况曾持续了一段时间。

1886年，格拉克哈夫将原油从美国纽约运到了法国的不来梅。该船是首次以船体作为装油舱的远洋油轮。第二次世界大战期间，美国的油轮船队运送了大量原油。这对缓解战时东海岸对石油的需求起了重要作用；因此，这些油轮就成了敌方潜艇的主要袭击目标，这就迫使美国发展其管网系统——一种不易受袭击的输送方式。气体的管线输送早在三千年以前，我国就用竹筒来输送天然气。我国是最早输气的国家之一，四川盐业展览厅的一些资料里，记载了我国古代劳动人民开采和输送天然气的光辉业迹。直到1821年，美国的阿瑞哈特打了第一口天然气井，他只钻了5米就发现了气层；然后他用空心圆木串在一起，制作成了美国的第一条输气管线，所产天然气用来给附近人家照明。这就是美国天然气工业的开端。原油的管线输送

管线输送油气的工作关系到千百万市民的日常生活。绵延几千公里的钢管将分布在海湾、沙漠和其他地方的天然气和石油产品输送到用户。由管线的密集程度可以看出那里的生活水准及技术进步的程度。

1958年，我国建成了第一条长距离输油管，即克拉玛依——独山子输油管。

70年代，我国只用了两年多一点的时间，建成了大庆——秦皇岛输油管，全长1152公里。随后又建成了秦皇岛一北京输油管线。管线输送在我国石油工业中占有十分重要的地位。据不完全统计，目前国外大型长输管道的总长度已超过185万公里，每年大约递增4~5万公里。以美国为例，到1973年为止，美国的原油和成品油管道各有10万公里左右。占原油运量的80％，成品油运量的20～30％。目前，我国长输管道的技术水平和国外尚存在不少差距，还有待于我们继续努力。

无论是哪个图家，石油工业都很注重油和气的输送问题。各国油气输送管线的铺设方法相似。但中间和终端处理站的设备有所不同。气体的管线输送使用压缩机，而管线输油是用泵。控制气体和油的力法也不相同，气管线是以压力高低来进行控制、调节的。而管输液体是根据控制流量的基本原理来进行的。历史上，气管输分属于不同的工业部门，主要是由于其控制调节机械不同的缘故。

§2油气集输流程概括的说，油气集输的工作范围是指以油井井口为起点，矿物原油库或输油、输气管线首站为终点的矿场业务，涉及到油气水分离、油气计量、原油脱水、原油稳定、天然气净化与轻烃回收、含油污水处理等工艺环节。油气集输工艺流程1、按转油和量油方式分类分井计量、分井转油：计量和油气分离在每口井井场进行，分离后的油气分别进入集油和集气两条管路进行输送。集中计量、集中转油（小站流程）：一个区的油井计量和分离工作都集中在计量转油站，由一个生产分离器承担几口井的转油工作，把几口井的产物一起分离、一起即将，另用一个单井分离器轮流计量每一口井的油气产量。分井计量、集中转油（单管密闭混输）：油气在井场计量后，再混入同一条管线混输到转油站，转油站把各井送来的油气混合物进行油气分离，记录总产量。2、按加热保温方式分类加热保温输送热水(蒸汽)伴随保温输送掺热介质输送不加热输送：物理法化学法3、按输送介质分类单管密闭混输流程：同分井计量、集中转油流程油气分输流程（小站流程）4、按集输管网形状分类排状或环状管网：同单井计量、集中转油优点：省管材、省设备缺点：适应性差，集中控制、自动化比较困难，井口复杂“米”字形管网：同小站流程优点：适应性强，后期调整方便，井场设备简单，易于集中控制实现自动化缺点：费钢材、投资大放射状管网5、按井口与集中处理站之间的布站级数分类一级布站流程：只有集中处理站的流程二级布站流程：有计量站和集中处理站三级布站流程：有计量站、接转站、集中处理站井场集油系统

一个油田有上百口井，它们产出的原油经管线输送到选油站或集油站。油田集油系统大部分是由各种罐和处理容器组成的。但如果铺有输油管线，就可直接将原油输走。只需用流量表记下输走的油量，而不用罐或其他地面设备。石油经矿场聚集、处理、计量及测试后，就汇入干线输送网中。采油井场是油田开采原油的基础工程，由井口装置和地面工艺设施组成。它的功能为：

1.控制和调节从油层采出的油（液）、气数量，满足油田开发的需要；

2.提供完成油井井下作业的条件；

3.保证将油井采出的油（液）和气收集起来。§3原油集输流程采油井场的主要流程和工艺设施的设置要根据不同的采油方式和油井产出物物性做出选择，但总的要求是：

1.油井产出物正常集输；

2.井口清蜡、洗井、加药防蜡、加热保温等；

3.井口取样、测试、井下作业、关井、更换油嘴、测温、测压等；

4.投产试运：油井建成后首先要进行投产试运，在投产试运满足要求后正式投入使用，应保证在不同环境能完成试运等要求；

5.停产、事故处理：在突发事故或停电造成油井停产的状态下，能保证油井集油管线进行吹扫进行热水循环，确保集油管线不冻结。1、油气分离方式一次脱气（接触分离）：一次或几次将系统的压力降到指定的脱气压力，但在油气分离过程中分离出来的气体与油始终保持接触，系统的组成不变。多次脱气（多级分离）：多次将系统的压力降到指定压力，每一次降压后，分离出来的气体都从容器内排出，使气液分开，即脱气是在不断降压、不断排气，系统组成也在不断变化。油气分离2、油气分离器按安装方式：立式、卧式按功能划分：油气两相分离器油气水三相分离器多功能分离器：分离-缓冲-游离水脱除器、加热-分离-缓冲三合一装置立式两相分离器结构图

初次分离部分主要分离部分除雾器液面、压力控制部分原油含水大都以游离水和乳化水的状态存在，乳化水是脱水的主要对象。脱水关键是破坏原油乳状液，促使油水分离。常见的脱水方法：热沉降脱水、热化学脱水、电脱水原油脱水原油含水的危害：增加了集输过程的动力损耗。总液量增大，原油黏度在一定含水范围内增大。增加了集输过程的燃料损耗。水的比热容比油约大一倍。造成设备、管路的腐蚀。总液量增加，多占用储油容器。影响原油加工正常进行。热沉降脱水通过加热降低或削弱油水界面膜的强度，增加水滴的碰撞机会，破坏原油乳状液的稳定性。通过加热增大油水密度差，加快水滴沉降速度。通过加热降低原油黏度，加快水滴沉降。热沉降脱水的主要设备是沉降罐。热化学脱水将含水原油加热到一定温度，并向原油中加入少量的化学破乳剂，从而破坏油水乳状液的稳定性，促使水滴碰撞、聚结、沉降，达到油水分离的目的。电脱水适合于处理含水量在30%左右的油包水型原油乳状液。将原油乳状液置于高压直流电或交流电场，在电场力的作用下，促使水滴的合并、聚结形成较大粒径的水滴，实现油水分离。脱水过程中，水滴在电场中以电泳聚结、偶级聚结、振荡聚结三种方式进行聚结合并。在交流电场中，以偶级聚结、振荡聚结方式为主；在直流电场中，以电泳聚结、偶级聚结方式为主。原油稳定是油气分离的继续，但两者分离深度不同，目的都是减少原油集输、储存过程中的轻馏分蒸发损耗。原油稳定是通过一系列工艺措施，比较完全的从原油中脱除所含的挥发性强的轻烃，降低原油的挥发，保持原油稳定，以减少原油在集输和储运过程中的挥发损耗。

1.大罐抽气法

2.闪蒸稳定法

3.原油分馏稳定法

4.负压稳定法原油稳定与轻烃回收大罐抽气法利用原油处理站内的沉降脱水油罐，在罐顶安装抽气管线，利用压缩机从罐中抽出油蒸汽，经增压、冷却、计量后输送至轻烃回收装置进行回收。闪蒸稳定法将未稳定的原油加热到一定温度，然后减压闪蒸分离得到相应的气相和液相产物。流程简单、投资省、处理量大，适合低温操作，原油黏度允许值高，能合理利用能量，但分离精度差。原油分馏稳定法采用原油稳定塔，塔底出稳定原油，塔顶出轻组分。分离精度高，稳定原油质量好，易于自动控制。轻烃回收将以气态方式存在的轻烃通过不同的工艺方法以液态形式回收。常用的方法：（1）固体吸附法（2）液体吸收法（3）低温分离法。油气计量目前油田上油、气的计量分为三级。一级：油田外输计量二级：联台站(处理场)内部交接计量三级：油井计量站计量计量级别不同，精度也不同。集气系统收集、处理和输送天然气的方法与很多因素有关；但对任何气体储集系统来说，需要用专门的设备来：

(1)处理天然气，使它安全和稳定地流动。

(2)控制、测量和记录它通过管线的流动情况(如天然气的流量、压力等)。天然气的处理设备，如分离器、加热器、脱水器和压缩机一般都安装在井口或油田的其池地方。每个设备都具有它独特的功能，从而保证气体安全稳定地从井口流入管线，最后到达几千里之外的终点站。

§4天然气集输与净化油田气的集输流程天然气的集输包括油、气、水的分离从气井中开采出来的天然气，常带有一部分液体和固体杂质，这些杂质不仅腐蚀管道、设备、仪表、而且还可以堵塞阀门、管线，影响正常生产。因此，从井场来的流体必须在集气站进行脱除杂质的处理，然后才能进入输气干线。两相分离在外力作用下，使密度不同的两相发生相对运动而实现分离的操作称为沉降。根据外力的不同，沉降分为重力沉降和离心沉降。因此两相分离器又分为重力式和离心式。集输过程中的加热换热设备：水套炉水套加热炉结构示意图

天然气处理与加工示意图从地层采出的天然气，通常处于被水饱和的状态。天然气中液相水的存在，在一定条件下会形成水合物，堵塞管路、设备、影响集输生产的正常运行。对于含有CO2、H2S等酸性气体的天然气，由于液相水的存在，会造成设备、管道的腐蚀。天然气脱水的方法：

（1）低温冷凝法被水饱和的天然气在温度下降到水的露点以下时，天然气中水含有的饱和水就会冷凝成液相水析出（天然气在新的温度下仍被饱和），在分离和取走液相水的情况下，提高天然气的温度或降低天然气的压力，天然气就会变成不被水饱和的状态，从而降低了它的汽相含水量。这就是低温脱水的原理。天然气的脱水（2）溶剂吸收脱水法利用某些液体物质不与天然气中的水分发生化学反应，只对水有很好的溶解能力，溶水后蒸汽压很低、且可再生和循环使用的特点，将天然气中水汽脱出。这样的物质有甲醇、甘醇等。由于吸收剂可以再生和循环使用，故脱水成本低，在天然气脱水中得到广泛的应用。（3）固体吸附脱水法利用某些固体物质表面孔隙可以吸附大量水分子的特点来脱除天然气中的水分。脱水后天然气含水量可降至1mgL,这样的固体物质有硅胶、活性氧化铝，分子筛等。固体吸附剂被水饱和后，容于再生，经过热吹脱附后可多次循环使用。因此常被用于天然气深度脱水。从气井中开采出来的天然气中或多或少含有硫化氢（H2S）二氧化碳（CO2）和有机硫化合物等酸性气体。在天然气中的有机硫化合物主要有二硫化碳（CS2）、羰基硫（COS）、硫醇（RSH）、硫醚（RSR）及二硫醚（RSSR）等。其中这些酸性气体中尤以硫化氢的危害最大，因此需将之脱除。依据天然气中酸性气体的含量又把天然气分为以下四类：

(1)无硫或微含硫气，在这种天然气中，H2S和CO2的含量很微小，不需要净化即能达到管输天然气的质量标准。

(2)低含硫天然气，H2S含量约为0.01%～0.5%(体)(3)中含硫天然气，H2S含量约为1.0%～1.5%(体)(4)高含硫天然气，H2S含量在4%～7%(体)之间。天然气的脱硫天然气酸性组分的脱除，其目的是按不同用途把天然气中的酸性气体脱除到要求的范围内。目前，国内外报道过的脱硫方法有近百种。就其过程的物态特征而言，可分为干法和湿法两大类；在习惯上将采用溶液或溶剂作脱硫剂的方法统称为湿法，将采用固体作脱硫剂的脱硫方法统称为干法。就其作用机理而言，可分为化学溶剂吸收法、物理溶剂吸收法、物理—化学吸收法、直接氧化法、固体吸收/吸附法及膜分离法等。

国家标准一般要求净化天然气中H2S含6～20mg/Nm3。总硫含量视具体情况而定，常在24～460mg/Nm3的范围内。在生产场所的工作区域内，空气中硫化氢的极限浓度为10mg/Nm3。原理：

含H2S和(或)CO2的酸性气体先经过分离器除去任何游离的液体或夹带的固体后，再进入吸收塔下部，气体由下而上流动，与由上向下的胺溶液逆流接触，醇胺溶液吸收酸气，净化后的天然气由塔顶流出。吸收酸气后的富胺液由吸收塔底流出，经闪蒸罐蒸出吸收的烃类气体，再经过滤器、换热器至汽提塔(再生塔)上部，沿汽提塔与蒸汽(主要为水蒸汽)逆流接触，使酸气解吸而溶液得到完全的再生。再生后烷醇胺贫液从重沸器底部流出，在贫富液换热器中与冷富液换热，再循环回吸收塔；汽提塔顶流出的酸气和水蒸汽经过冷凝器和回流罐，酸气从罐顶分离出来并送往硫磺回收装置或送往火炬，凝结的水蒸汽作为回流液返回汽提塔顶。

从天然气中脱硫装置出来的酸气主要含有H2S、CO2和H2O以及少量CH4等烃类。用硫磺回收装置生产硫磺，使资源得到充分利用，同时又防止了大气污染，从而化害为利，变废为宝。因此，硫磺回收具有十分重要的意义。酸气生产单质硫普遍采用氧化催化制硫法，通常称之为克劳斯(Clous)法。在天然气工业中随酸性气体的组成不同，又有不同的制硫方案,即所谓单流法、分流法硫磺回收工艺。单流法(直通法)工艺流程硫磺回收原理：原料气经分离后全部进入燃烧炉中，同时按比例向炉中鼓入空气，使1/3H2S氧化成SO2，以便与剩下的2/3H2S反应生成单质硫。鼓入空气量还要保证原料气中的烃类组分完全燃烧。燃烧炉的温度应控制在1373～1873k的范围，此时酸气中的H2S约有60-70%转化为单质硫。从燃烧炉出来的含有硫蒸汽的高温气体经废热锅炉回收热能之后，进入一级冷凝器再次回收热量并分离液态硫，出一级冷凝器的过程气经再热升温至一定温度，进入一级转化器,使气流中未反应的H2S在催化剂表面上进行反应，又使约20%～25%的H2S转化为单质硫，反应气流至二级冷凝器分出液态硫，从二级冷凝器引出的过程气，流入酸气再热炉再升温至反应温度后，导入二级转化器，在更高活性催化剂的作用下，使剩余的H2S完全转化为单质硫，反应气流入三级冷凝器，再次分出液态硫。从三级冷凝器流出的过程余气称为克劳斯尾气，送往下游的尾气处理装置或经灼烧后放空。单流法的硫回收率较高，可达95%左右。分流法工艺流程在分流法中，先只以1/3的酸气进入燃烧炉,严格按照要求配给空气量，使酸气中的H2S和烃类均完全燃烧，H2S全部生成SO2。燃烧炉的温度通常可达1000℃左右。要求燃烧后的气体中没有过剩的氧存在，因为氧的存在对制硫有不利的影响。因此，与单流法一样，燃烧炉的配风比和操作状态是决定装置回收率的关键。从燃烧炉出来的含有SO2的高温气体,经废热锅炉回收热量以后，与其余2/3的酸气混合，使达到一级转化器所要求的温度,进入一级转化器，以后流程与单流法相同。

用克劳斯法从酸气中回收硫磺时，由于该反应是可逆的，受到平衡条件的限制，即使采用四级转化器，硫磺回收率也只能达到93～95%，尾气中尚有H2S、SO2、COS、CS2和硫蒸汽等含硫化合物，含量约为10000～40000ppm(体)。现今，全球对环境保护要求越来越高，如上述的总硫含量，即使采用极高的烟囱来排放经灼烧过的尾气。也很难符合排放要求，其结果促进了脱除痕量硫化物方法的研究。到目前为止，不下数十种处理法，归纳起来可分为三大类：设计成使克劳斯法反应进行完全的尾气处理法；SO2回收法；将硫转化为H2S的方法。尾气处理斯科特法(SCOT)从硫生产装置来的尾气与还原性气体混合，还原性气体可为H2气，亦可为(H2+CO)气。混合气流入反应器中，在572k温度下进行催化加氢反应，使尾气中的硫或硫化物都基本转化成H2S,经冷却后的转化气进入烷醇胺吸收塔，经吸收后的克劳斯尾气中H2S含量极小，可以入标准克劳斯灼烧炉，经灼烧后排空。从烷醇胺富液中解吸出的以H2S为主的酸气返输到硫磺生产装置。

含油污水具有如下特点：

水温较高；

矿化度较高；

含有大量的细菌，特别是SRB、TGB；表面张力大，残存大量的化学药剂及其它的杂质。主要污染物有：原油——由浮油、分散油、乳化油及微量的溶解油所组成，以乳化油的处理难度最大。悬浮物——地层采出泥砂等。化学物质——聚合物、降粘剂、酸化液、压裂液、其它表面活性剂。含油污水处理

目前，国内油田采油污水中90%以上是用于注水油田的开发。这是因为采油污水具有较高的表面张力和矿化度，与地层的配伍性好，有利于石油开采。采油污水处理大多采用物理和化学方法相结合的技术达到回注水的要求。该法在新技术、新工艺、新设备未广泛推广使用前，在一定时间内仍然是主要的处理方法。但存在以下的缺陷：占地面积大、投资大、运行费用高、易造成二次污染等。脱出污水预除油（旋流、气浮选）污水沉降一、二级过滤注水罐注水泵注水计量配水间去注水井（部分井配制井口精细过滤器）加入净水剂加入杀菌剂传统的污水处理工艺是在沉降罐前投加化学药剂，经沉降罐自然沉降，除去浮油及颗粒大的杂质，再经过滤罐除去微小油滴及未沉降的悬浮物，从而达到注水标准。§5管线的建设铺设输油管在铺设现代化的输油管之前，进行可行性分析：对油藏的潜力和市场需求进行调查和研究，以便确定建设这条管在经济上是否划算，在技术上有哪些重大难题?最后决定是否投资建设这条管线：勘测路线是采用区域照像、地面绘图或者踏勘等方法。在一些地形复杂的地区，偶然也用直升飞机来进行勘察和快速传递工作。油田铺设管线前，应该拥有指导工作所需的图件和资料。如地图、：路线清单表和协议说明书等。绘制的地图要能详细准确地表示出影响施工的地表特征。路线清单应列出管线穿过的地区、管路的名称、有那些条件和限制等。还应包拒许穿越某些道路、隧道和其它公共设施的许可证书的复印件。合同说明书中包括每一的工作计划和许多可能出现的不测之事。

设备和人员的组合清理路面挖沟沿线路铺管管线的清洁、定位、焊接及涂防层将管子放入沟中§6海上管线的铺设

在浅水地区，钻井和铺设管线一般能够顺利进行；而在海上钻井和铺设管线就要困难得多，它需要复杂的技术和设备。对于海上铺设管线，目前比较现代化的方法是使用各种类型的驳船。常规的铺管船海上管线是由铺管船铺设的。铺管船就象一个完整的海上工厂，它可对管线进行连续组装，并按照选择的路线将管线放到海底或者浅水区挖好的沟中。如果与供给拖船和锚泊系统配合使用，铺管船一次能在海上工作好几个月。在安放管子时，钢丝绳的8点锚泊系统和锚使用铺管船精确地保持航向以防止管子发生弯曲。当锚绳卷起或放出时，这个系统还能推动驳船前进。管线拖船从岸上把管线运来，堆放在甲板上。连接管线时，管线对准装置使管线对准。焊接、涂保护层和X射线检查都是在沿着铺管船甲板长度的工作区内进行。