油气储运概论 矿场油气集输

油气储运概论矿场油气集输第1页/共173页教材和参考书《油气储运工程》，严大凡编，中国石化出版社，2003年；《油气集输》，冯叔初等，石油大学出版社，1992年；《输油管道设计与管理》杨筱蘅、张国忠编著，石油大学出版社，1996年；《油库设计与管理》.郭光臣等编，石油大学出版社，1991年。《输气管设计与管理》，姚光镇编，石油大学出版社第2页/共173页第一章绪论第3页/共173页一、油气储运工程的任务把油井、气井产物高效、节能地处理成合格的天然气、原油、水和固体排放物。调节油气田的生产。把原油和天然气安全、经济地输送到各个炼油企业和用户。实现国家的战略石油储备。国家成品油和天然气销售系统的安全、高效运行。第4页/共173页二、油气储运系统（1）油气集输系统油井计量站联合站合格原油合格天然气达到排放或回注标准的水或砂气井气体处理设施压气站输气管道系统用户第5页/共173页油气储运系统（2）管道输送系统首站中间站末站储存设施或用户管网第6页/共173页油气储运系统（3）油气储存与销售系统炼油厂各级储备与分配库加油站汽车火车飞机轮船码头汽车火车轮船第7页/共173页三、油气储运系统发展概况油气高效的处理方法与新型处理设备原油、成品油、天然气的全国输送网络形成。油气处理与输送的高效节能技术和安全输送技术。储存系统安全和国家石油储备。第8页/共173页第9页/共173页四、本课程内容矿场油气集输系统长距离输油管道系统长距离输气管道系统城市输配气工程海上油气田的油气储运油气储存工艺油气储运系统安全第10页/共173页

现代科学技术体系结构第11页/共173页Lecture与中国大学合班上课形式基本相同，学生人数较多，主要由教授、副教授和高级讲师主讲，学生以听为主，很少提问，课时很短，很多内容变成课外作业让学生自学。这种教学方式有三个好处:其一是充分利用了教授们知识面广、对知识的认知程度高等优势，给学生以很好的引导；其二是将教授从繁重的教学任务中解脱出来，得以开展相应的科学研究；其三是为培养学生的自学能力提供了很大的空间。与Lecture相辅相成的教学方式是Tutorial，基本上每一节Lecture课都对应着一节Tutorial课。一个大的Lecture班通常分成若干个小的Tutorial班，Tutorial的教学工作主要由助教、博士生和部分讲师完成，引导学生针对上课内容与课外指定的阅读材料展开讨论。老师与学生围坐在一起，或争论或讨论，气氛自由、活跃，老师的责任主要是倾听、引导，而不是讲解。Tutorial课注重讨论，强调发现学习，鼓励学生拥有自己独特的见解。这种教学方式既为助教、博士生提供了一个提高、锻炼和吸收新思想的机会，又拉近了师生之间的距离，使他们能够平等、自由地交流，从而更好地激发学生的创造性思维。Seminar通常是由老师根据某一章的内容给定几个主题，讨论成员不限于Tutorial班，而是根据个人兴趣报名组合，每班人数在10～15人之间，一般由博士生组织。由于大家的兴趣相同，小组各成员围绕一个或几个主题各抒己见，展开激烈讨论，可以充分调动学生的积极性和创造性，气氛非常热烈。Seminar课很少由教师作总结发言，但这种教学方式却可加深学生对不同主题的认识和理解。Presentation也是澳大利亚大学的一个特色，非常简明扼要，不像国内正规的学术报告那样系统、全面。教师一般提前一周指定必须完成的问题，上课时学生们轮流上讲台把成果向全班介绍，并留出3～5分钟时间由其他同学提问，最后老师作几分钟的总结。这种形式对有些课程而言效果很好，为学生提供了一个充分展示自我的机会，学生也从这种学习过程中得到了获取知识、认识未知的乐趣。Disscussion实际上就是答疑课。由所有与课程相关的教师在某一固定教室、固定时间内轮流值班，旨在解决学生在学习过程中尤其是做作业时遇到的难题。与国内答疑课人数较少不同，澳大利亚大学的答疑课学生一般都很多，甚至出现教室内人数较多而有不少学生在外面等候的现象。许多学习差的学生也借此机会了解别人的问题、考试内容等信息。

澳大利亚高校课堂形式第12页/共173页矿场油气集输系统第二章第13页/共173页第一节油气集输系统流程第14页/共173页一、油气集输系统的工作内容油井计量集油、集气油气水分离原油脱水原油稳定原油储存天然气净化天然气凝液回收和储存(轻烃回收)含油污水处理第15页/共173页二、油田油气集输流程油气收集流程----油井至联合站油气处理流程----联合站内流程油气输送流程----联合站至原油库流程设计的基本原则：

“适用、可靠、经济、高效、注重环保”第16页/共173页（一）油气集输流程命名1、按不同加热方式：不加热集油流程、井场加热集油流程、热水伴随集油流程、蒸汽伴随集油流程、掺稀油集油流程、掺热水集油流程、掺活性水集油流程、掺蒸汽集油流程。2、按通往油井的管线数目：单管集油流程、双管集油流程和三管集油流程。第17页/共173页油气集输流程命名（续）3、按集油管网形态：米字型管网、环型管网、树状管网、串联管网。4、按油气集输系统布站级数：油井和原油库之间集输站场级数；一级布站集油流程：只有集中处理站；二级布站集油流程：计量站和集中处理站；三级布站集油流程：计量站、接转站（增压）和集中处理站；5、集输系统密闭程度：开式和密闭流程第18页/共173页（二）油田集油流程举例1、双管掺活性水流程第19页/共173页油田集油流程举例（续）2、二级布站油气集输流程第20页/共173页油田集油流程举例（续）3、单管环形集油流程第21页/共173页油田集油流程举例（续）4、稠油集输流程高温集油流程：单管加热集油流程和掺稀降粘流程。第22页/共173页油田集油流程举例（续）掺蒸汽集油流程第23页/共173页油田集油流程举例（续）5、气田集气流程集气管网：高压（>10MPa）、中压（1.6—10MPa

)、低压（<1.6MPa

）井场需经两级节流降压一级用来控制气井质量，二级降压使气体压力满足采气管线起点压力要求。

注意：为防止气体降压后采气管线内因降温形成水合物，应在一级降压的上游注入水合物抑制剂（甲醇或己二醇），或加热提高气体温度。采气站：气液分离、计量、调压和脱除有害气体。第24页/共173页油田集油流程举例（续）第25页/共173页第二节矿场集输管路第26页/共173页一、集输管路分类按流动介质的相数：单相、两相、多相管路。输油管和输气管都属于单相管路。油气或油气水混输管路分属两相或多相管路，简称混输管路。矿场集输管路中大约有70％属于两相或多相混输管路；油田范围内主要存在油气水三相，用一条管路输送一口或多口油井所产油气水的管路。第27页/共173页集输管路分类（续）采用混输管路的必要性在矿场的条件下，混输管路在经济上往往优于用两条管路分别输送输量不大的原油和天然气。尤其在某些特定环境下，混输管路更有单相管路不可比拟的优点。特别是随着滩海油气田的开发，两相或多相混输管路越来越多，混输管路的研究受到广泛重视。第28页/共173页二、油气混输的应用

混输技术广泛应用

⑴沙漠油田

⑵陆地上的边际油田

⑶滩海油田及海上油田混输管路的发展趋势小直径、短距离逐步向大直径、输送距离长的方向发展。第29页/共173页三、油气混输的特点1、流型变化多气液两相流流型的划分不能通过简单的雷诺数的大小来划分，通常通过观察气液两相在管内的流动情况并根据压力波动特征来确定流型。埃尔乌斯流型划分法较好地说明了气液两相流动的流型变化特点。埃尔乌斯把两相管路的流型分为气泡流、气团流、分层流、波浪流、冲击流、不完全环状流、环状流和弥散流等八种。第30页/共173页油气混输流型

气泡流气团流

点击图片播放动画第31页/共173页油气混输流型

分层流波浪流

第32页/共173页油气混输流型

冲击流不完全环状流

第33页/共173页油气混输流型

环状流弥散流

第34页/共173页三、油气混输的特点（续）2、存在相间能量交换和能量损失在气液两相流动中，由于两相的速度常常不同，使气液相间产生能量交换和能量损失。例如，在两相管路内液体的剧烈起伏造成相间界面粗糙，增加了相间滑脱损失；液面的起伏使气体的流通面积忽大忽小，气体忽而膨胀忽而压缩，气体流动方向亦随着液面起伏而变化，使两相流动时的相间能量损失增加。第35页/共173页三、油气混输的特点（续）2、存在相间能量交换和能量损失（续）流速较高的气体，常常把一部分液体拖带到气体中去，脱离液流主体时要消耗能量；被气流吹成液滴或颗粒更小的雾滴要消耗能量；由流速较慢的液流主体进入流速较快的气流中的液滴或雾滴获得加速度要消耗能量，这些都存在能量交换。

第36页/共173页三、油气混输的特点（续）3、存在传质现象油气混输管路中，随着管线的延长，压力越来越低，有气体析出，此时气体的质量流量增加，密度增加；而液体的质量流量减少，密度增加。注蒸汽管路中，起点压力约在150～170大气压，温度为300℃，质量含气率约70％。随着压力的降低，散热量增加，质量含气率下降。第37页/共173页三、油气混输的特点（续）4、流动不稳定在气液两相管路中，气液两相各占一部分管路体积，当气液输量发生变化时，各相所占管路体积的比例也将发生变化，引起管路的不稳定工作。在滩海油气混输管路中甚至出现严重冲击流，影响油田生产。第38页/共173页第三节原油与天然气的加工处理第39页/共173页一、油田产品质量指标油田产品出矿原油天然气液化石油气稳定轻烃第40页/共173页（一）出矿原油合格原油的质量含水率不大于1％；优质原油的质量含水率不大于0.5％；有的油田还规定原油的含盐量不大于50毫克/升；60C时原油的饱和蒸气压不大于1大气压（绝对）。第41页/共173页第42页/共173页（二）天然气随原油一起从油井流出的伴生天然气，经过净化处理后，要求在最高输送压力下的露点应低于环境最低平均温度5C以上。一般还要求硫化氢（H2S）含量不大于10毫克／标米3。

有机硫含量不大于250毫克／标米3。

C5+烃类的含量不大于10克／标米3。第43页/共173页第44页/共173页（3）液化石油气液化石油气中：甲烷和乙烷组分的摩尔百分数不大于3％戊烷以上组分的摩尔百分数不大于2％

38C时的饱和蒸气压不大于15大气压（绝对）-10C时的饱和蒸气压不小于3大气压（绝对）体积含水率不大于0.5％硫化氢含量不大于5毫克/升第45页/共173页第46页/共173页（四）稳定轻烃第47页/共173页二、油气分离地层中的石油到达井口后沿出油管、集油管流动，形成油气共存混合物。为满足油井产品计量、矿场加工、储存、长距离输送的需要，将混合物按液体和气体分开，成为原油和天然气，即油气分离。油气分离：平衡分离（自发过程）机械分离第48页/共173页（一）分离器的类型和工作要求1、分离器类型（1）重力分离型：常用的为卧式和立式重力分离器。（2）碰撞聚结型：丝网聚结、波纹板聚结（3）旋流分离型：反向流、轴向流旋流分离器、紧凑型分离器。（4）旋转膨胀型第49页/共173页卧式重力分离器第50页/共173页卧式重力分离器

入口分流器经过入口分流器，油气的流向和流速突然改变，油气得以初步分离。第51页/共173页卧式重力分离器集液部分

该部分需要一定的体积：a、原油有足够的停留时间，便于油中气泡升至液面并入汽相；b、提供缓冲容积，均衡进出原油流量波动。c、为使气液界面面积最大，分离器充满二分之一液体。

集液部分的原油经液面控制器控制的出油阀流出。第52页/共173页卧式重力分离器重力沉降部分

a、来自入口分流器的气体水平流过该部分。

b、气流携带的油滴依靠重力沉降至气－液界面。

c、该部分沉降的油滴粒径为100微米及以上。第53页/共173页卧式重力分离器除雾器

a、未沉降至液面的、粒径更小的液滴（10～100微米）随气体流经除雾器；

b、经碰撞、聚结合并成大油滴，重力作用下流入集液部分。

c、要求：结构简单，气体通过的压降较小脱除油滴的气体经压力控制阀流入集气管线。第54页/共173页立式分离器第55页/共173页卧式与立式分离器比较重力沉降部分气流与液滴运动方向不同卧式分离器：垂直立式分离器：相反

卧式分离器适合处理气油比较大的流体。气液界面：卧式气液界面面积较大原油含气量少。单位处理量成本：卧式较低。卧式易于安装、检查、保养，易制成移动式。气流液滴气流液滴第56页/共173页卧式与立式分离器比较（续）立式分离器适于处理含固体杂质较多的油气混合物；立式占地面积小。适于海洋采油。液面容易控制。对于普通的油气分离，特别是存在乳状液、泡沫或高气油比时，卧式分离器较经济；气油比低或很高的场合（如涤气器）立式较为有效。第57页/共173页波纹板型--vanepacks第58页/共173页波纹板第59页/共173页旋风分离器第60页/共173页紧凑型气液分离器第61页/共173页传统分离与分离新概念第62页/共173页旋转膨胀型分离器第63页/共173页GLCC第64页/共173页（一）分离器的类型和工作要求（续）2、对分离器工作质量的要求气液界面大、滞留时间长；油气混合物接近相平衡状态。具有良好的机械分离效果，气中少带液，液中少带气。第65页/共173页（二）分离器的工艺设计原则1、从气体中分出油滴要求：油滴沉降至气液界面的时间小于气流把油滴带出分离器时间。沉降时间主要与液滴直径有关，油滴直径为10～270微米。由上述原则设计出分离器尺寸。第66页/共173页（二）分离器的工艺设计原则（续）2、从原油中分出气泡原油中气泡上升速度大于任一液面的下降速度。不起泡原油停留时间1～3分钟，起泡原油停留时间5～20分钟。第67页/共173页（二）分离器的工艺设计原则（续）3、分离器总体设计要求同时满足气中除液和液中除气的要求；不同气液比用液位调节器进行调节；处理量大时多台并联工作。第68页/共173页（三）油气水三相分离器液相停留时间5～30分钟。第69页/共173页第70页/共173页（四）分离缓冲罐对缓冲能力要求高的分离器称分离缓冲罐。分离器最高与最低液位之间的容积称缓冲容积，相应的充满时间为缓冲时间（15～

30分钟）。第71页/共173页

一次分离、连续分离和多级分离（1）一次分离一次分离是油气混合物的油气两相一直在保持接触的条件下逐渐降低压力，最后流入常压储罐，在罐中一次把油气分开。（五）一次分离与多级分离第72页/共173页（2）连续分离连续分离是指气液混合物在管道中压力不断降低，并且不断将逸出的天然气排出，直到压力降为常压。该方法生产中无法使用。第73页/共173页（3）多级分离压力降到一定数值把气体排出，压力再降到一定数值，在把气体排出，如此反复。一个分离器和一个储罐为二级分离；二个分离器和一个储罐为三级分离。第74页/共173页（1）多级分离所得的储罐原油收率高；（2）多级分离所得的原油密度小，有利于提高原油的质量。（3）储罐原油的蒸汽压低，蒸发损耗少。（4）多级分离所得天然气数量少，重组分在气体中的比例少。（5）多级分离大多数气体从第一级分出，这些气体具有较高的压力，可直接依靠地层能量输送，不建或少建输气压气站，减少能耗和输气成本。多级分离的特点第75页/共173页三、原油净化第76页/共173页原油净化的目的油井产物：原油、天然气、水、盐、泥砂等。危害水增大了油井采出液的体积，降低了设备和管道的有效利用率

增大了管道输送中的动力和热力消耗

引起金属管道和设备的结垢与腐蚀

对炼油加工过程产生影响

第77页/共173页原油中水的种类游离水常温下可以沉降分离出乳化水很难用沉降法分出。乳化水与原油的混合物称油水乳状液或原油乳状液。第78页/共173页（一）原油乳状液油包水型乳状液W/O

水以极微小颗粒分散在原油中，水是分散相（内相），油是连续相（外相）。水包油型乳状液O/W

油以极小颗粒分散在水中，油是内相、水是外相。形成条件为：剧烈混合、乳化剂（天然乳化剂）存在。第79页/共173页（二）原油脱水方法脱游离水和脱乳化水，主要解决脱乳化水问题。乳状液的破坏称破乳。破乳过程：分散水滴相互靠近、碰撞、界面膜破裂、水滴合并、沉降分离。原油脱水方法注入化学破乳剂、重力沉降脱水、利用亲水表面使乳化水粗粒化脱水、离心力脱水、电脱水等。第80页/共173页（三）原油热化学脱水将含水原油加热到一定温度，并在原油中加入适量的破乳剂。目的改变油水界面张力和乳状液类型，破坏乳状液稳定性，达到油水分离的目的。第81页/共173页1、破乳剂的分类和筛选按分子结构：离子型和非离子型离子型溶于水时能电离形成离子非离子型在水溶液中不能电离。水溶性、油溶性和部分溶于油的混合溶性三类。针对性强，使用时必须进行筛选。第82页/共173页2、热化学脱水流程必须有破乳剂加入地点和油水分离容器。第83页/共173页（四）原油电脱水若热化学脱水达不到商品原油含水率指标时，可采用电脱水。第84页/共173页1、电脱水机理适用于处理含水率小于30%油包水型乳状液。将原油置于高压直流或交流电场中，由于电场对水滴的作用，削弱了水滴界面膜的强度，促进水滴的碰撞，使水滴聚结成粒径较大的水滴，在原油中沉降分离出来。聚结方式：电泳聚结、偶极聚结、震荡聚结。交流电场中，偶极聚结、震荡聚结为主；直流电场中电泳聚结为主，偶极聚结为辅。第85页/共173页（1）电泳聚结把原油乳状液置于通电的两个平行电极中，水滴将向同自身所带电荷极性相反的电极运动，即带负电荷的水滴向正电极运动，带正电荷的水滴向负极运动，这种现象称为电泳。因水滴的大小不等、带电量不同，运动速度也不同，水滴会发生碰撞聚结。第86页/共173页（2）偶极聚结水滴受电场的极化和静电感应，水滴两端带上不同极性的电荷，形成诱导偶极。受电场作用，水滴变形，界面膜强度降低。多个水滴形成水链，相互吸引，碰撞合并成大水滴。第87页/共173页（3）振荡聚结交流电场中电场方向不断改变，水滴内的各种正负离子不断做周期性往复运动，使水滴两端的电荷极性发生变化，界面膜受到冲击，强度降低，水滴聚结沉降。第88页/共173页2、电脱水器第89页/共173页四、

原

油

稳

定第90页/共173页1、原油在集输过程中的蒸发损失

原油中含有C1—C4的挥发性很强的轻组分，储存时会产生蒸发损失将原油中挥发性强的轻组分脱出，降低原油蒸汽压，这一工艺过程称原油稳定。一般降到最高储存温度下饱和蒸汽压为当地大气压力的0.7倍。稳定脱出气体变成天然气、液化石油气和轻烃。原油稳定方法；负压闪蒸、正压闪蒸和分馏。第91页/共173页2、负压闪蒸

原油稳定的闪蒸压力（绝对压力）比当地大气压低即在负压条件下闪蒸，以脱除其中易挥发的轻烃组分，这种方法称为原油负压稳定法，又称为负压闪蒸法。负压稳定的操作压力一般比当地大气压低0.03～0.05PMa；操作温度一般为50～80℃。该法适用于含轻烃较少的原油，当每吨原油的预测脱气量在5m3左右时，适合采用此法。第92页/共173页负压闪蒸的典型工艺流程示意图1—电脱水器；2—原油稳定塔；3—真空压缩机；4—冷凝器；5—三相分离器；6—轻油泵；7—稳定原油罐；8—原油外输泵图负压稳定工艺流程示意图第93页/共173页3、微正压闪蒸微正压稳定法又称加热闪蒸稳定法，这种方法的闪蒸温度一般要比负压闪蒸法高，需要在原油脱水温度（或热处理温度）的基础上，再进行加热（或换热）升温才能满足闪蒸温度要求。由于稳定原油温度较高，应考虑与出塔合格原油换热以回收一部分热量。正压闪蒸稳定的操作压力一般在0.12～0.40MPa内，操作温度则根据操作压力和未稳定原油的性质确定，一般为80～120℃，特殊情况在130℃以上。第94页/共173页正压闪蒸稳定工艺流程1—脱水原油换热器；2—脱水原油加热器；3—稳定塔；4—塔顶冷凝器；5—冷凝液分离器；6—稳定气压缩机；7—液烃泵；8—塔第95页/共173页4、分馏法稳定

分馏法稳定，就是根据精馏原理脱除原油中的易挥发组分。精馏是将由挥发度不同的组分所组成的混合液，在精馏塔中同时多次地进行部分气化和部分冷凝，使其分离成几乎纯组分的过程。根据操作压力不同，分馏法可分为常压分馏和压力分馏。前者的操作压力为常压～50kPa（表压），需设塔顶气压缩机和塔底泵，适用于密度较大的原油。压力分馏的操作压力在50～100kPa（表压）之间，一般可以不设塔顶气压缩机和塔底泵，适用于密度较小的原油。根据精馏塔的结构和回流方式的不同，分馏法又可分为提馏稳定法、精馏稳定法和全塔分馏稳定法等三种。工程上常见提馏稳定法和全塔分馏稳定法两种。第96页/共173页（1）提馏稳定法

稳定塔内只设提馏段。原油从稳定塔的顶部进塔后随即在塔顶闪蒸。闪蒸后的原油在沿着各层塔板流向塔底的过程中，通过与上升油气的多次接触，进行相间传质传热，使其中易挥发组分不断转入气相，将油气中的重组分不断冷凝下来，最后从塔底获得稳定原油。故此法用于稳定原油质量要求高、对拔出气体纯度没有要求的原油稳定。第97页/共173页提馏法原油稳定流程示意图1—换热器；2—稳定塔；3—压缩机；4—冷凝器；5—三相分离器；6—轻油泵；7—塔底油泵；8—重沸油泵；9—加热炉（器）第98页/共173页（2）全塔分馏稳定法

全塔分馏法工艺流程如下图所示。该稳定塔内既有精馏段，亦有提馏段，塔顶有回流，塔底有再沸系统，亦称为完全精馏塔。原油经换热和加热后进入稳定塔中部，闪蒸出来的油气穿过精馏段的各层塔板从塔顶逸出，闪蒸后的原油沿着提馏段的各层塔板流到塔底。出塔油气和塔底原油的走向，分别与精馏法和提馏法相同。这种工艺虽然复杂，能耗高，但分离效率最高，稳定后的原油质量最好。全塔分馏法适用于含轻烃较多的原油，特别是凝析油，当每吨原油预测脱气量在10m3以上时，宜采用此法。第99页/共173页全塔分馏法原油稳定流程1—换热器；2—热介质换热器；3—稳定塔；4—压缩机；5—冷凝器；6—分离器；7—轻油泵；8—塔底油泵；9—重沸油泵；10—重沸加热炉（器）第100页/共173页5、稳定方法选择

原油中，若含C4以下烃在5.5％，则适合于分馏稳定法，而轻组分含量低的原油（C4以下烃含量在2.24％的原油），宜采用闪蒸分离。我国大部分原油的C1～C4烃含量为0.8～2％，因此多采用闪蒸分离稳定。第101页/共173页6、原油稳定的其它方法多级分离稳定第102页/共173页大罐抽气第103页/共173页五、天然气处理

与轻烃回收第104页/共173页1、天然气来源与分类

按矿藏特点的不同可将天然气分为气井气（gaswellgas）、凝析井气（condensategas）和油田气（oilfieldgas）。前两者合称非伴生气（unassociatedgas），后者也称为油田伴生气（associatedgas）。第105页/共173页

气井气：即纯气田天然气，气藏中的天然气以气相存在，通过气井开采出来，其中甲烷含量高。

凝析井气：即凝析气田天然气，气藏中以气体状态存在，是具有高含量可回收烃液的气田气，其凝析液主要为凝析油，其次可能还有部分被凝析的水，这类气田的井口流出物除含有甲烷、乙烷外，还含有一定量的丙烷、丁烷及C5+以上的烃类。

第106页/共173页天然气来源与分类(续)

油田气：即油田伴生气，它是伴随原油共生，是在油藏中与原油呈相平衡接触的气体，包括游离气（气层气）和溶解在原油中的溶解气，从组成上亦认为属于湿气。在油井开采情况中，借助气层气来保持井压，而溶解气则伴随原油采出。油田气采出的特点是：组成和气油比（gas-oilratio，GOR，一般为20～500m3气/t原油）因产层和开采条件不同而异，不能人为地控制，一般富含丁烷以上组分。为了降低原油的饱和蒸气压，防止原油在储运过程中的挥发损耗，油田上往往采用各种原油稳定工艺回收原油中C1～C5组分，回收回来的气体，称为原油稳定气，简称原稳气。第107页/共173页2、天然气处理与加工的范畴

天然气是在岩石圈中生成的，必须通过油气井开采出来。所谓天然气处理与加工就是指从井口到输气管网的全部过程。一般经过采气管线、井场分离、集气管线、净化处理、轻烃回收、输气管网等过程。处理水饱和的、未加工的、酸性的富气的步骤可以用下图大概表示出来。

第108页/共173页天然气处理框图第109页/共173页3、商品天然气技术指标热值（heatvalue）：是指单位体积或质量天然气的高发热量或低发热量。为使天然气用户能恰当地确定其加热设备，确定热值是必要的。天然气质量的一个重要指标就是沃泊数（Wobbenumber），它是天然气最高热值与相对密度的平方根的比值。含硫量（sulfurcontent）：常以H2S含量或总硫（H2S及其它形态的硫）含量来表示。为了控制天然的腐蚀性和出于对人类自身健康和安全的考虑，一般而言，H2S含量不高于6～24mg/m3。油田气由于往往不含硫，故一般不进行脱硫处理。

第110页/共173页商品天然气技术指标烃露点（hydrocarbonpoint）：即在一定压力下从天然气中开始凝结出第一滴液烃时的温度，它与天然气的压力和组成有关，微量重烃的影响比常量轻组分的影响更突出。为防止天然气在输配管线中有液烃凝结并在管道低洼处积液，影响正常输气甚至堵塞管线，目前许多国家都对商品天然气规定了脱油除尘的要求，规定了一定压力条件下天然气的最高允许烃露点。

第111页/共173页商品天然气技术指标水露点与水蒸气含量

在地层温度和压力条件下，水在天然气中通常以饱和水蒸气的形式存在，水蒸气的存在往往给天然气的集输和加工带来一系列的危害，因此，规定天然气的水蒸气含量是十分重要的。天然气的含水量以单位体积天然气中所含水蒸气量的多少来表示，有时也用天然气的水露点来表示。水露点（waterdewpoint）指在一定压力条件下，天然气与液态水平衡时（此时，天然气的含水量为最大含水量，即饱和含水量）所对应的温度。一般要求天然气水露点比输气管线可能达到的最低温度还低5～6℃。

第112页/共173页天然气气质标准第113页/共173页4、天然气净化内容

伴生气内除烃类外，一般还含有水蒸气及相当数量的H2S、CO2等酸性气体。所谓天然气净化就是脱出水蒸气、硫化氢和二氧化碳等有害气体。第114页/共173页5、天然气脱水方法冷冻法固体吸收法液体吸收法第115页/共173页（1）冷冻法将含水天然气降温．使气中所含水分凝析出来排出。常用的降温手段为：（1）氨制冷：液氨气化时要吸收大量的热量，利用氨气化吸取天然气热量，使其温度下降到-5到-10ºC。（2）节流膨胀：天然气经节流阀节流降压后，管内天然气在近似绝热条件下膨胀，致使天然气自身温度降低。（3）加压后冷却：天然气在温度不变的条件下，含水量随压力的增高而减少，因而可以先对天然气加压然后冷却除去水分。第116页/共173页（2）液体吸收法采用吸湿性较强的液体与天然气接触，气中含水被吸收，吸收了水分的液体经处理再生后重复使用。吸湿液主要是甘醇（三甘醇、二甘醇），使用较多的为三甘醇。三甘醇优点：再生效果好；分解温度高，蒸发损耗小；再生设备简单；操作费用和投资低于二甘醇。第117页/共173页（3）固体吸收法采用内部孔隙很多、内部比面积很大的固体物质与含水天然气接触．气中的水被吸附于固体物质的空隙中。被水饱和了的固体物质经加热再生后重复使用。常用固体吸附物有：硅胶、分子筛、活性铁矾土、活性氧化铝等。第118页/共173页6、天然气脱水工艺（1）甘醇脱水第119页/共173页（2）硅胶脱水第120页/共173页7、天然气脱硫目的：脱除天然气中硫化氢、二氧化碳和有机硫化物。常用方法：应用醇氨溶液的化学吸收法和环丁砜脱硫法。第121页/共173页（1）化学吸收法

化学吸收法是以可逆反应为基础．采用循环使用的吸收剂吸收硫化氢。而当压力、温度和吸收剂的浓度变化时，硫化氢又可从吸收剂中分出，即常讲的吸收和解吸过程。化学吸收常用乙醇胺法、苏打法及碳酸钾法等。目前广泛采用乙醇胺法。第122页/共173页化学反应式25-40°C自左向右反应-----气体脱硫过程大于105°C自右向左反应-----溶液再生过程第123页/共173页乙醇胺法优点适用范围广；溶液吸收能力强、脱硫程度高溶液反应性强，酸性负荷最大．易于再生；溶解稳定性强．不易变质。易于实现自动化控制。降低工人劳动强度。第124页/共173页乙醇胺法缺点溶液易起泡，影响正常操作；单位体积吸收过多酸气后易于腐蚀设备；不能脱除有机硫，当天然气中含羟基硫时将增大乙醇胺消耗量；水、电、汽耗量大，硫磺回收需另增设一套装置。第125页/共173页工艺流程第126页/共173页（2）环丁砜脱硫法

环丁砜脱硫法是60年代发展起来的新方法。它适用于含有机硫和凝析油较多的高含硫天然气的净化．其工艺流程与设备与乙醇胺法相同。第127页/共173页环丁砜脱硫法优点在高硫化氢分压下，溶液允许负荷较胺液高一倍。水、电、蒸汽耗量少1/2左右；能脱除有机硫，而溶液不会变质；不易起泡，对设备腐蚀小；环丁砜蒸气压低，故损耗少，冬天不易冻结；缺点：环丁砜价格较贵，来源困难。第128页/共173页8、

轻

烃

回

收第129页/共173页轻烃回收的目的满足管输的要求满足商品气的质量要求追求最大经济效益由轻烃加工产品

C2——用作化工原料生产乙烯（乙烯是有机合成产品的基础原料，重要的化工中间产品）；

C3——主要用作燃料，其次为化工原料；

C4——生产乙烯，作为车用汽油的添加剂；

C5——少量用于化工原料，多数用于生产汽油；

C5+——天然汽油。第130页/共173页回收方法油吸收法原理：利用分子量和沸点接近的两种烃类互溶特性，在高压、低温下用吸收油吸收NGL组分。吸收油的特点：为直链烷烃的混合物，类似于汽油或煤油，分子量在100~200之间。各组分的回收率：

C2——回收率很低或基本不回收；

C3——回收率80%；

C4——回收率90%；

C5+——回收率98%。第131页/共173页固定床吸附法原理：利用硅土、分子筛、活性碳等固体吸收剂对各种烃类的吸附容量不同，回收气体内轻烃。由于固体吸附剂再生过程热耗集中，并需要的负荷很大的再生炉，且吸附床笨重昂贵，很少用于轻烃回收。第132页/共173页冷凝法原理：利用原料气中各组分沸点不同，冷凝温度不同的特点，在逐步降温过程中，将沸点较高的烃类冷凝分离出来。压力恒定时，温度愈低，析出的凝液愈多。特点：需要提供足够的冷量使气体降温。

冷量有用冷剂制冷的，有用气体膨胀制冷的，或者联合应用两种制冷工艺的。根据所提供冷量的级位可将其分为浅冷和深冷。冷源产生：外加冷源和膨胀机自身制冷。第133页/共173页制冷工艺1】冷剂制冷：一般采用氨制冷循环（-25°C），丙烷制冷循环（-40°C）或氟里昂制冷循环（-25°C），若单独采用外冷源时一般为浅冷工艺。

2】膨胀机制冷：采用膨胀机制冷的装置，靠膨胀机出口低温气体作为主要冷源，一般用于深冷工艺。

3】膨胀机制冷与外加冷源相结合：以补充膨胀机冷量供给不足，降低高压气体的冷凝温度。第134页/共173页烃液回收工艺流程的七个环节原料气预处理-除油、游离水和泥砂；原料气增压净化冷凝分离制冷凝液的稳定与切割产品储罐第135页/共173页浅冷轻油回收工艺目的：降低气体露点第136页/共173页膨胀机制冷深冷轻油回收第137页/共173页外冷源-膨胀机制冷深冷轻油回收工艺第138页/共173页

第四节

矿场油气计量第139页/共173页井口至油气外输分三级计量：井口计量、交接计量和外输计量。井口计量：生产井产油量、产水量和产气量；注水井注水量。交接计量：接转站至联合站、联合站至油库之间的油气计量。外输计量：面向用户，计量精度要求最高。第140页/共173页一、井口计量（一）生产井计量属于多相计量分离法计量和多相流量计计量。根据油井产量的高低分单井计量和多井计量（8-12口油井）。计量参数：各油井的油、气、水量第141页/共173页1、分离法计量利用分离器把井流产物分成油气水三相，分别计量。有定体积法和连续计量法。第142页/共173页（1）定体积法液相流量通过流入容器内固定体积的时间确定；天然气采用涡轮流量计、涡街流量计或孔板流量计计量；含水采用电容、射频和放射线法测量。第143页/共173页第144页/共173页（2）连续计量法利用两相或三相分离器，借助压力或界面的调节系统使其稳定工作，然后分别计量天然气、液体的流量。第14