油气集输概述课件

油气集输概述工程技术研究院地面工程规划研究所油气集输概述工程技术研究院一、诸论二、油田产品及其质量指标三、油气集输流程及设计四、油气集输系统性能评价指标五、集输系统节能模式与配套技术六、油气集输技术回顾及发展趋势一、诸论油(气)田开发包括油藏工程、钻井工程、采油工程及地面工程。

油藏工程：研究待开发油田的油藏类型、预测储量和产能、确定油田的生产规模和开发方式；

钻采工程：研究钻井、完井工艺及油田开采工艺；

地面工程：包括油气集输与油气矿场加工（以下简称油气集输）、油田采出水处理、供排水、注水（注气、注汽、注聚）、供电、通讯、道路、消防等与油田生产密切相关的各个系统。在建设投资中，地面工程约占油田开发总投资的30％-40％，占气田投资的60％-70％。

油气集输的研究对象是油田内部原油及其伴生天然气的收集、加工处理和运输。一、诸论1、油气集输的研究对象油(气)田开发包括油藏工程、钻井工程、采油工油田地面需要建设的设施包括：生产设施、辅助生产设施和附属设施。油气集输系统是油田建设中的主要生产设施，所起的作用：生产出质量合格的油田产品使油田生产平稳，保持原油开采及销售之间的平衡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、诸论2、油气集输在油田建设中的地位油田地面需要建设的设施包括：生产设施、辅助生将分散的油井产物、分别测得各单井的原油、天然气和采出水的产量值后，汇集、处理成出矿原油、天然气、液化石油气及天然汽油，经储存、计量后输送给用户的的油田生产过程。一、诸论3、油气集输的工作任务以油井为起点，矿场原油库或输油、输气管线首站为终点的矿场业务。4、油气集输的工作范围及内容油气分离原油净化原油稳定天然气净化轻烃回收水处理工作内容将分散的油井产物、分别测得各单井的原油、天然气和采出水的产量一、诸论4、油气集输的工作范围及内容工作框图一、诸论4、油气集输的工作范围及内容工作框图二、油田产品及质量指标商品原油商品天然气液化石油气稳定轻烃净化污水1、油田产品质量含水率：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饱和蒸汽压：储存温度(或60℃)下原油饱和蒸汽压不大于当地气压含盐量：不大于50g/m32、商品原油质量指标3、商品天然气质量指标露点：最高输送压力下天然气露点应低于输气管埋深处最低环境温度5℃硫化氢含量：不大于20mg/m3；C5＋含量：不大于50g/m3；有机硫含量：(CS2和COS)含量不大于250mg/m3。二、油田产品及质量指标商品原油1、油田产品质量含水率：合格原二、油田产品及质量指标4、商品原油质量指标组分分类第一关键组分

20℃密度(g/cm3)第二关键组分

20℃密度(g/cm3)石蜡基<0.8207<0.8721混合基0.8560--0.82070.9302---0.8721环烷基>0.8560>0.9302原油关键组分分类第一关键组份：常压沸点250～275℃

第二关键组份：常压沸点395～425℃出矿原油技术要求项目原油类别石蜡基

石蜡--混合基混合基

混合--石蜡基

混合--环烷基环烷基

环烷--混合基水含量(质)/%不大于0.51.02.0盐含量/(mg/L)实测饱和蒸气压/kPa在储存温度下低于油田当地大气压二、油田产品及质量指标4、商品原油质量指标组分分类第一关键组二、油田产品及质量指标5、液化石油气质量指标组成要求：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)饱和蒸汽压：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）

体积含水量：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。净化污水有两个标准：即回注标准和排放标准，对其所含杂质的要求不同。

排放污水的水质要求：排放污水含油低于5mg/L

海上排放污水水质要求：渤海海域排放污水含油量小于30mg/L；南海海域为小于50mg/L回注污水的水质要求：达到本油田规定的注水水质标准，包括悬浮物浓度、含油浓度及细菌含量。特别关注回注污水与地层配伍性6、净化污水标准二、油田产品及质量指标5、液化石油气质量指标组成要求：三、油气集输流程及设计1、油田生产对集输系统的要求采输协调：应根据油田开发方案设计和采油工艺确定集输系统的规模、工艺流程和总体布局，使油田开发、开采和集输系统互相协调、生产平稳集输系统应考虑油田生产的特点：连续的、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，高产井变为低产井，油井生产一段时期后要停产修井，个别抽油井改为注水井；c.生产层系调整，油品组成和物性发生变化。（1）满足油田开发和开采的要求（主要体现在两个方面）（2）集输系统能够反映油田开发和开采的动态油气在地层内运动的情况可以通过集输系统管网和设备测量所得的参数来反映。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、温度、压力等参数的变化。三、油气集输流程及设计1、油田生产对集输系统的要求采输协调：1、油田生产对集输系统的要求（3）节约能源、防止污染、保护环境节约能源主要体现在以下几个方面：a.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；b.流程密闭，降低损耗；c.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；d.采用先进高效的处理设备，如高效分水设备、高效泵等。在油田生产过程中必然要产生三废：◆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）集输系统应该具有消除三废污染、保护环境的工程措施三、油气集输流程及设计1、油田生产对集输系统的要求（3）节约能源、防止污染、保护环集输系统是一个统一的整体，任何一个局部环节发生故障都会或多或少对全局生产产生影响。其特点：面大、线长，自然环境恶劣，事故抢修和抢救比较困难。这就要求集输系统:一方面，设备应尽可能简单、安全可靠、不需要经常性的维修;另一方面，一旦发生异常情况，要有一定的调整能力。1、油田生产对集输系统的要求（4）集输系统应安全可靠，并有一定的灵活性配套辅助系统：如供排水、供电、供热、道路、通讯等，一起构成油田地面总系统，互相联系、互相制约，应该统筹规划、协调一致，使油田地面系统总体最优。海上油气田生产辅助设施有别于陆上油田，考虑到海上设施远离陆地，海上运输的困难，需要设置相应生产辅助系统。集输系统还应遵循一般工程项目应遵循的共同原则，如：经济效益；国家规定的各种规范，如：安全防火规范等。（5）与辅助系统协调一致三、油气集输流程及设计集输系统是一个统一的整体，任何一个局部环节发生故障都会或多或油气集输流程：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，油井产物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。各工艺环节的功能、主要技术指标和操作参数以及各工艺环节间的相互关系和连接管路的特点等，都要在集输流程中加以说明。2、油气集输流程油气收集流程----油井（well）至联合站(Gatheringstation)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、注重环保三、油气集输流程及设计油气集输流程：是油、气在油田内部流向的总说明，即从生产油井井3、油气集输流程命名按不同加热方式：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按集输系统布站级数：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按集油气管网形态：米字型管网集油流程环型管网集油流程树状管网集油流程串联管网集油流程集输系统密闭程度：开式和密闭流程三、油气集输流程及设计3、油气集输流程命名按不同加热方式：不加热集油流程油田地面集输系统有各种站和管线组成。4、油气集输系统的组成管线：按所输送的介质分为油、气、水单相管路和油气水混输管路按用途分为出油管线、集油管线、输油管线、集气管线、输气管线站：名称不统一，大致有：计量站、计量接转站、转油站、集中处理站、联合站集气站、增压集气站、压气站、轻烃处理站、天然气处理站简化井口简化计量站尽量采用二级布站流程密闭完善联合站、减少占地、方便管理。5、油气集输流程设计总趋势三、油气集输流程及设计油田地面集输系统有各种站和管线组成。4、油气集输系统的组成5、油气集输流程的建设规模开发设计提出的产油量年平均含水率上升速度无水开采期流程适应期初期含水率如果油田投产初期不含水，则集输流程建设规模可用下式计算：如果油田投产初期含水，则集输流程建设规模可用下式计算：三、油气集输流程及设计5、油气集输流程的建设规模开发设计提出的产油量年平均含水率上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6、集输系统的压力油气集输设计规范SY/T0004－98规定：自喷井、气举井的回压为工程适应期最低油管压力的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)，高于4.5Kg/cm2。7、计量方式计量站接转站联合站三、油气集输流程及设计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8、流程密闭的措施采用耐压卧式罐代替立式常压罐，并架高充分利用自喷井和抽油井的能量，减少转油环节。这就需要考虑布站方式采用油气混输泵采用大罐抽气，避免常压储罐中的油气蒸发损耗9、油气集输流程举例三、油气集输流程及设计8、流程密闭的措施采用耐压卧式罐代替立式常压罐，并架高9、油9、油气集输流程举例三、油气集输流程及设计9、油气集输流程举例三、油气集输流程及设计高压（>10MPa）、中压（1.6—10MPa)、低压（<1.6MPa）两级降压，第一级用于控制产量，第二级降压使气体压力满足采气管线起点压力的要求。采气站：气液分离、计量、调压和脱除有害气体。10、气田集气流程三、油气集输流程及设计高压（>10MPa）、中压（1.6—10MPa)、低压（可靠性、适用性、先进性、经济性1）采用的工艺技术、设备经过技术鉴定和生产实践检验，能保证长期连续生产2）生产操作、维修、管理安全方便3）处理故障有措施4）处理的产品质量稳定5）设备的备用、旁通管的设置、仪表的调控合理可靠性适用性先进性经济性1）产量、气油比、含水率的变化2）压力、温度的变化3）原油物性、天然气组成的变化4）有油田分阶段开发、调整变化、扩建、改建的余地1）工程量小,施工速度快2）投资少3）运行费用低1）采用国内外先进成熟技术,并符合油田的实际情况2）附合国家的技术政策和国家及行业标准3）恰当的自动化控制程度；4）计量的准确性5）能量充分利用和节约，油气损耗少6）原油稳定、天然气处理、天然气及烃液的利用率高7）不污染环境8）组装化程度高11、油气集输设计评价标准三、油气集输流程及设计可靠性、适用性、先进性、经济性1）采用的工艺技术、设备经过技考核指标项：集输吨油耗油（气）量（kg/t）、集输吨油耗电量（kW·h/t）、集输吨油药剂耗量（kg/t）、吨油处理费（元/吨）、吨液处理费（元/吨）等。以上指标基本上反映了集输系统生产的各个环节，但各个考核指标的关联性比较大，单独考虑往往达不到管理上整体优化的目的。采用吨油处理费（元/吨）和吨液处理费作为考核指标，而集输吨油耗油量（kg/t）、集输吨油耗电量（kW•h/t）、集输吨油药剂耗量（kg/t）仅仅作为考核过程中的统计值，这样有利于发挥生产单位能动性，促使其筛选高效低温破乳剂，并优化相关的生产参数，从而降低生产能耗和运行成本。四、油气集输系统性能评价指标1、原油处理单耗考核指标项：四、油气集输系统性能评价指标1、原油处理单耗燃油与药剂消耗指标之间的关联性吨油处理燃料消耗的主要是由两方面的因素确定的，一是原油处理所需要的工艺负荷，二是加热（锅）炉的运行效率。对于特定的油品性质，原油处理所需要的工艺热负荷是药剂用量和药剂性质决定的：首先药剂的用量和性质直接影响加热系统进口被加热原油的流量和比热，其次影响被处理原油的处理温度；同样，原油的处理温度也会影响破乳剂的用量和破乳效率，因此原油生产过程中，需要在保证原油处理质量的前提下，根据特定油品性质、破乳剂的高效破乳温度区间，来优化加药量和脱水温度。四、油气集输系统性能评价指标1、原油处理单耗燃油与药剂消耗指标之间的关联性四、油气集输系统性能评价指标1单耗指标的计算四、油气集输系统性能评价指标1、原油处理单耗单耗指标的计算四、油气集输系统性能评价指标1、原油处理单耗热能利用率进、出联合站具有的热能差值与联合站供给介质热能的比值，以百分数表示电能利用率介质进出联合站具有的压力能差值之和与该站供给介质电能的比值，以百分数表示。能源效率四、油气集输系统性能评价指标2、主要系统效率指标热能利用率四、油气集输系统性能评价指标2、主要系统效率指标站效：原油和进、出站的当量能量差值与该站供给当量能量比值的百分数输油泵机组效率：从总电能消耗的角度来看，动力系统的损失包含泵出口的节流损失和泵效两部分，采用泵效作为考核指标并不全面，它不能全面反映动力系统的损耗和动力控制系统及工艺的先进性，因此，推荐采用输油泵机组效率作为考核指标，更为全面。输油管道能耗

输管线的能耗包括动能消耗和热能消耗，这二者是相互关联的。提高输油温度，可以降低原油粘度，从而降低沿程的阻力和动力消耗，但同时增大了沿程温降和燃料消耗；相反适当的降低输油温度，可以降低沿程温降和燃料消耗，但同时增大了沿程的阻力和动力消耗。外输管道单耗定义为（外输吨油耗电×当量系数（标煤）+外输吨油管线能耗（（外输管线首端温度-外输管线末端温度）×比热，标煤））/里程。四、油气集输系统性能评价指标2、主要系统效率指标站效：原油和进、出站的当量能量差值与该站供给当量能量比值的加热（锅）炉加热（锅）炉运行效率是影响燃料消耗量的一个重要指标，在工艺负荷一定的情况下，燃料消耗量与其成反比关系。由于加热（锅）炉效率的测试具有暂时性，而加热（锅）炉运行的实际效率与操作过程息息相关，不同的人或者相同的人不同的时间操作同一台加热（锅）炉，其热效率差别很大，因此加热（锅）炉的测试效率并不能真实地反映加热（锅）炉的运行水平。加热（锅）炉的高效运行关键在于管理，通过试验和理论分析，在沿用加热（锅）炉运行效率作为考核指标的同时，增加排烟温度和氧含量作为考核指标，这样便于促进加热炉的生产管理和高效运行。四、油气集输系统性能评价指标3、加热（锅）炉加热（锅）炉四、油气集输系统性能评价指标3、加热（锅）炉加热（锅）炉运行效率的测试方法主要有两种，一种是正平衡的方法，一种是反平衡的方法。正平衡的方法锅炉效率即有效利用热能占燃料带入锅炉的百分数。加热（锅）炉的正平衡测试，需要测出燃料量B、燃料应用基发热量、被加热介质的流量（油气水）、进出口温差、比热。反平衡测试通过测出加热（锅）炉的各项热损失，然后按照公式计算出加热（锅）炉的热效率。由于联合站加热（锅）炉的进出口一般不设流量计，无法准确的计量实际流量，不具备采用正平衡测试的条件，一般采用非平衡测试。四、油气集输系统性能评价指标3、加热（锅）炉加热（锅）炉运行效率的测试方法主要有两种，一种是正平衡的方法反平衡测试的关键参数是空气过剩系数（排烟氧含量）和排烟温度，其中空气过剩系数是通过调节风门来控制的，能够反映出该站的管理水平和司炉工的技术水平；排烟温度主要受加热（锅）炉的结构和热负荷影响，通过适当的管理也能够在一定的范围内控制。四、油气集输系统性能评价指标3、加热（锅）炉反平衡测试的关键参数是空气过剩系数（排烟氧含量）和排烟温度，五、集输系统节能模式形成以“不加热输送、密闭处理、不加热高效分水、低温脱水”为核心的高效集输节能模式。工艺节能药剂节能装备节能管理节能集输系统节能模式五、集输系统节能模式形成以“不加热输送、密闭处理、不加热高效原油乳化降粘输送油气混输工艺密闭集输分输工艺就地分水回注工艺高效预分水工艺工艺节能

低温集输脱水工艺污油单独处理工艺油罐密闭处理工艺压力密闭处理工艺1、工艺节能五、集输系统节能模式原油乳化降粘输送油气混输工艺密闭集输分输工艺就地分水回特点：1）药剂成本低、加剂量少，费用少2）性能好、效能高，降低后续处理成本和能耗3）简化处理工艺，减少燃料、电能消耗采用低温破乳剂、预分水剂等药剂节能模式，联合站减少原油处理过程中热能和电能消耗20％以上，节能效果十分显著。高效破乳剂节能药剂节能低温破乳剂节能高效分水剂节能

2、药剂节能五、集输系统节能模式特点：采用低温破乳剂、预分水剂等药剂节能模式，联合站减少原油高效三相分离器装备节能高效水套加热炉高含水原油电脱水器老化原油处理装置3、装备节能五、集输系统节能模式高效三相分离器装备节能高效水套加热炉高含水原油电脱水器老化原确保设备和生产系统高效优化运行，降低生产能耗，实现过程节能。输油泵的节能控制管理节能加热炉的运行控制生产优化控制技术4、管理节能五、集输系统节能模式确保设备和生产系统高效优化运行，降低生产能耗，实现过程节能。整装大油田：集油系统尽量采用计量站集油流程、一级半或二级布站，简化井场设施，增强集中处理站的功能。复杂断块和分散小油田：一般采用边勘探、边生产、滚动开发建设方式。由于断块油田的总产量较低，所以断块油田一般采用多功能油气处理设备。稠油超稠油油田：热力开采、加热、掺水、掺稀输送低渗透油田：一些分散的低渗透油田上不建任何固定的油气集输设施，而利用车载捞油装置完成油井的采油、拉油，比较整装的低渗透油田(安塞、靖安)沙漠油田：集输半径大，采用混输流程，集中处理滩海油田（offshore）：海油陆采、人工岛、半海半陆海上油田：全海式开采气田：气藏压力一般较高、水合物、酸气，低温集气、高压集气等。六、油气集输技术回顾及发展趋势近50年来，我国油气田开发中的地面技术有了长足的进步，取得了很大的发展，有些获得了重大的突破，形成了具有代表性的开发模式。整装大油田：集油系统尽量采用计量站集油流程、一级半或二级布站工艺计算的准确性提高先进工艺计算软件的应用：PIPEPHASE、HYSYS、PIPEFLOW、OLGA等以及国产化的软件。优化方法在管径选择、集输方案优化、加密井等方面大大规模应用六、油气集输技术回顾及发展趋势1、每一时期的重大发展都伴随着新工艺新技术的突破和应用2、油气处理中分离设备的高效化改进和多样化高效两相、三相分离器多功能高效合一分离设备旋流分离式紧凑式分离设备：油水预分、污水处理、固液分离、气液分离、天然气脱水等仰角式分离器旋转分离透平分离器基于电场、磁场、超声波方式的油水处理技术工艺计算的准确性提高六、油气集输技术回顾及发展趋势1、每一时稠油集输中的乳化剂以及降粘剂油水分离中的高效破乳剂污水处理的絮凝剂高效优质多功能处理剂的研制复配及筛选药剂的效果越来越好，用量越来越少，费用逐渐降低六、油气集输技术回顾及发展趋势3、集输与处理中高效药剂的开发与应用4、油田地面生产的环保与废弃物处理技术污泥净化技术污泥清洗和回收利用污泥的微生物处理污泥的焚烧污泥的分馏裂解回收油田污水处理技术：回注水的达标与回注排放天然气的回收技术：压缩天然气技术吸附天然气技术液化天然气技术稠油集输中的乳化剂以及降粘剂六、油气集输技术回顾及发展趋势3混输工艺计算多相增压设备的应用多相混输计量技术多相混输管路清管技术段塞流特性以及立管段塞的抑制段塞流捕集器混输管路的腐蚀与防腐技术六、油气集输技术回顾及发展趋势5、多相混输技术的发展与应用6、地面集输系统节能降耗技术的发展五大系统效率的提高稳油控水技术集输系统的评价与优化技术集输系统的模拟仿真与用能分析技术高效加热设备的应用高效节能电机、变频技术的应用余热回收与利用技术热能综合利用技术混输工艺计算六、油气集输技术回顾及发展趋势5、多相混输技术的原油常温集输技术最大限度地简化油气集输工艺流程技术较低温度的原油脱水工艺技术简化原油处理流程的技术天然气常温集输工艺技术开发和推广应用节省投资节能降耗具有综合效益的联合装置六、油气集输技术回顾及发展趋势7、低成本、节能开发8、油田地面生产的环保与废弃物处理技术低成本开发是油气集输处理科技发展的方向和艰巨任务系统节能降耗技术充分利用边缘零散井和不能进系统的天然气节能增效降低成本开发和推广应用真空加热炉、相变加热炉和其他适用于油气田生产应用的高效加热炉和高效燃烧器大力开发、推广应用油气田规划优化软件原油常温集输技术六、油气集输技术回顾及发展趋势7、低成本、节通过优化改造方案，充分挖掘已有系统的潜力，解决系统及区域低效运行问题，提高效率、降低运行费用节能降耗技术研究：高含水低温集油工艺、老井网加密、高效分离设备等技术的推广应用。面对环保的日趋重要，要加强环保工作的研究力度：污水污泥处理技术的推广与利用六、油气集输技术回顾及发展趋势9、老油气田地面工程改造10、全面推动天然气地面工程技术的发展和应用发展高压天然气集输脱水等处理加工工艺技术开发应用高酸性天然气净化技术，开发系列天然气脱硫技术零散天然气的回收储存与运输通过优化改造方案，充分挖掘已有系统的潜力，解决系统及区域六、低渗透油田量油技术、环状集油流程、永磁电机直流电机等节电技术高含水油田的常温集输技术、高效游离水脱出技术稠油油田的集输、脱水与输送技术油田集输模式的优选滩海油田沙漠油田要研究利用油气混输技术、不分离计量技术、短流程处理技术、高度自动化技术凝析油气田要研究高压集气、循环注气技术利用、三相不分离计量技术、高效简化凝液回收技术六、油气集输技术回顾及发展趋势11、特殊油田、特殊地域、特殊方式开发的油田依赖各专项技术的发展12、加强安全生产与先进管理有关的技术研究腐蚀与防腐技术安全评价与完整性管理泄漏监测与控制技术数字化油田先进管理与测试手段：交接计量、液位检测、含水率测试等低渗透油田量油技术、环状集油流程、永磁电机直流电机等节电技术发展历程“萨尔图”流程全密闭集输工艺低耗节能油气集输技术“两高两新”的建设模式“引进、消化、创新”时期六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简介发展历程“萨尔图”流程六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国目录六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简介

六十年代中期大庆油田开始地面工艺配套建设，在借鉴古巴、前苏联等国技术的基础上，形成了井口掺水，三级布站：计量站单井计量、集中输送，转油站部分脱水脱气，联合站集中处理（主要是原油脱水净化、污水简单沉降、隔油）的“萨尔图”流程，使大庆油田的集输工艺达到了当时的国际水平。（a）“萨尔图”流程发展历程目录六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简介发展历程(b)全密闭集输工艺流程随着胜利、大港、江汉、河南等油田的发现，七十年代中期，石油部在总结国内外技术的基础上，提出了“三脱三回收，出四种合格产品”的方针，为国内油田地面建设规划设计统一了方向。随后各油田在原油稳定、天然气综合利用等方面开展了技术调研和可行性论证。当时的航天部609所，四川空分厂等国防科研单位，先后研制出膨胀制冷机、热分离机等天然气处理设备，河南油田率先在全国实现油井密闭集输、原油密闭处理、原油稳定、密闭外输、轻烃回收的全密闭集输工艺，使全油田油气综合损耗率从1.89%下降到0.29%，获全国科技进步三等奖。六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简“七五”、“八五”期间，当时的中国石油天然气总公司分别以河南双河油田为中小型油田的代表，大庆萨南油田为大型油田的代表，进行立项开展了整装油田的低耗节能油气集输配套技术研究，其主要攻关内容有：◆油井集输技术研究；◆脱水工艺技术研究；◆供电系统研究；◆供热系统技术研究；◆注水系统效率研究；◆伴生气综合利用技术研究。六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简介发展历程©低耗节能油气集输技术“七五”、“八五”期间，当时的中六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简介发展历程(d)两新两高”建设模式九十年代中期，随着塔里木油田的开发建设，决策层提出了“两高两新”的建设要求，并作为今后油田建设的方向。西部新开发油田由此从美国、加拿大等国家引进了大量的处理设备和生产控制系统。引进的内容在工艺控制方面取得了较好的效果，使油田生产管理达到新的水平，但部分处理设备并没有达到预期效果，而且运行费用也比较高。六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简介发展历程随着西部油田的建设运行和我国经济政策的调整，石油地面工艺技术加大了科研投入力度，立足于消化创新。如在旋流分离技术方面，组织河南油田开展基础理论研究，通过胜利油田引进了英国设备，进行现场试验、剖析验证。各油田科研设计单位相继开发出许多适应油田需要的地面工艺设备。(e)“引进/消化/创新”时期六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简介东部油田集输工艺（1）单井集输技术除较多采用单井不加热输送方式或双管掺输方式外，许多油田老区加密井或含水上升较快的井，采用环状掺水流程，适用于井站距较大而井间距较小的采油井。另外一种方式是各油井串糖葫芦，在端点井掺水，这种方法适用于单井产量较小的井。

大庆油田、辽河油田、大港油田目前广泛采用双管掺活性水流程。该流程适应了油田不同含水采油期的变化，解决了大庆高寒地区高凝原油的集输保温和洗井清蜡的问题。河南油田对高含水油田进行了集输流程的改造，采用原油不加热集输工艺，实现了单管集输。西部宝浪油田，全部油井均实现单管保温集输，经受了严冬气候的考验，运行情况良好。六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简介东部油田集输工艺（2）油气密闭集输及处理工艺油气损耗率的高低是衡量油田地面集输工艺水平的重要指标之一，美国等一些国家的油气损耗在0.5%以下，国内东部油田中大站多采用密闭集输工艺，集输密闭率高，小油田的油气集输大部分仍为开式流程，密闭率则相对较低。河南油田在全国率先实现了从井口到外输首站的原油全密闭输送，全油田的原油密闭率和原油稳定率达到95%以上，达到国内外先进水平，密闭工艺的主要特点是：1）油不见天、气无火炬；2）把独立的、分割的断块油田集输工程纳入全油田系统工程中；3）净化原油直接密闭输送到原油稳定装置，消除储罐蒸发损耗；4）回收轻烃资源，开展综合利用，提高油田经济效益。六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简介东部油田集输工艺由于环保要求高，油田污水理论上是零外排，全部回注或回灌。1）联合站污水处理一般采用两级沉降、两级过滤流程。2）边远小区块采用“撬装式污水处理装置”进行处理。对于污水深度处理，胜利、河南等油田与有关高校联合，开展了微生物处理技术研究，小规模装置正在试运。（4）原油脱水工艺1）中质原油液为中高含水的一般采用一段加热脱水工艺，分离器内置加热盘管对乳化液进行加热脱水；来液含水较低者，采用远程加药，分离器内置加热的方式进行脱水处理；掺水集输的油田，采用一段不加热脱水工艺。2）重质原油采用两段脱水，一段热化学脱水，一段电脱。（3）污水处理及应用六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简介东部油田集输工艺（5）天然气综合处理在天然气脱水方面，主要采用三甘醇或分子筛工艺。在凝液回收方面，主要采用氨制冷、节流制冷或膨胀制冷等工艺目前主要在装置的撬装化方面发展，这方面长庆油田设计院较突出（6）三次采油地面工艺随着油田含水的不断上升和产量的下降，为了稳油控水并实现降低产出水的目的，大庆、大港、胜利、河南等油田相继开展了三次采油工艺，主要采用聚合物驱和二元复合驱工艺（碱加聚合物驱油等），地面注入系统逐步实现了国产化，主要包括以下系统：1）聚合物母液配制系统。包括母液配制、分散、转输、过滤、贮存、外输等过程设备。2）聚合物水溶液注入系统。有单泵对单井和单泵对多井的注入方式。目前国产低转速、高压能泵应用较好，同时在计量方面低剪切流量计也获得成功的应用。六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简介对于粘度大，流动性差的稠油，在开发方式上，主要采用注蒸汽开采工艺。根据地层地质和压力等条件，地面选用不同的蒸汽锅炉，同时考虑蒸汽质量控制及计量等配套设计。受井深、固井质量和地质条件等因素影响，在应用上存在局限（7）稠油注蒸汽开采工艺东部油田集输工艺六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简介站场主要设备（1）HNS型系列高效三相分离器由集团公司科研立项，河南油田设计院开发研制的高效油气水分离处理设备，被总公司列为石油工业重点新技术产品推广项目。该设备对中质原油实现来液一段不加热脱水，达到优质净化原油标准。净化原油含水＜0.5%，污水含油＜1000mg/l，气中带液＜0.05g/m3。经实际运行比较，单台设备处理能力是同类同规格设备的6～8倍。六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简介站场主要设备（2）SXF型系列高效三相分离器该设备由胜利油田设计院开发，可以适应油田低含水期到高含水期的不同需要，具有效率高、适应范围广等优点，能够降低油田的能耗、方便油田的管理、提高原油集输处理系统的效率。斜板组波纹板组整流板组射频导纳仪溢油挡板进口气出口水出口油出口布液管

三相分离器结构示意图六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简介站场主要设备（3）“五合一”脱水器由大庆油田设计院研制，集脱气、火筒加热、热化学脱水、电脱水、缓冲于一体。对中、重质原油可以实现一段脱水净化油含水≤0.3%的要求，其中“缓冲”是在脱水器内为净化油设置了一个较大的缓冲室，便于外输泵直接从脱水器抽油。该设备适用于距主力油区较远，产量较小，距原油外输干线较近的区块原油处理的需要，实现脱水后净化原油直接进入外输系统的目的。从目前应用来看，DN4.0×20.0m的脱水器，处理液量仅2500m3/d以下,来液含水70～80%之间,气量3000～5000Nm3/d。六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简六、油气集输技术回顾及发展趋势13、国内油气田地面集输工艺简介站场主要设备（4）真空加热炉由冀东石油机械公司最早开发，2003年被总公司确定为重点新产品推广项目，已在全国十五个油田推广应用。