油田地面设备

油田地面设备一、课程性质、目的与任务主要介绍石油天然气集输领域的专用设备。通过本课程的学习，使学生了解石油、天然气集输过程中使用的设备的用途、结构组成、工作原理、相关设计计算。

二、课程基本要求本课程要求学生掌握现代石油天然气集输过程中使用的各种设备的用途、结构组成、工作原理、相关设计计算。培养学生及分析和解决实际问题的能力。二、课程主要内容与要求1、概述2、油气集输常用设备3、加热换热设备4、脱硫设备5、输送设备6、储存设备7、测量仪表及控制系统8、油气地面工程施工与设备9、污水处理设备10、防腐及隔热11、海洋油气集输

第一章概述机电工程学院油田地面工程是油气田开发生产这个大系统中的一个重要子系统。它涉及生产、生活的方方面面，工程内容极多，除了像油气集输工程、油田注入工程等主要的油、气生产系统外，还有许多配套地面工程，如供水工程、供电工程、道路工程、排水工程、通信工程等。油气田开发技术水平及其经济效益，必须在地面工程系统完成后才能集中体现出来，开发生产中的许多指标及参数也必须通过地面工程系统才能得以实现。地面工程建设和管理水平的高低，直接影响着油气田开发总技术的高低和经济效益。第一节油田地面工程技术现状及发展方向1.原油密闭集输技术原油密闭集输：指原油从井口经接转站到联合站，不经过任何开式设备，整个原油集输处理过程均密闭进行，直到产出稳定的原油。实现密闭流程的主要措施有三项：一是在接转站采用承压式密闭缓冲罐；二是在联合站采用压力容器脱水；三是增加原油稳定装置。集输过程密闭运行后，油气损耗一般不超过0.5％，提高了经济效益和管理水平，减少了环境污染。一、油田地面工程技术现状近年来为实现流程密闭，简化工艺，各油田研制出一批新型多功能处理装置；大庆油田研制的具有气液分离、游离水沉降脱除、原油加热、电脱水、油水缓冲功能的“五合一”装置，适应原油含水10％～95％，热效率达85％，节省投资38％；吉林油田在接转站采用具有分离、脱水、缓冲功能的“三合一”装置，分离出天然气和掺输水，含水原油直接外输，实现了密闭且流程短的集输工艺。原油稳定技术：原油密闭集输技术的一项必不可少的配套技术，通过负压、加温、蒸馏和大罐抽气等多种方式，回收原油中易挥发的轻质组分，从而降低原油的饱和蒸汽压，减少在储运过程中的挥发损耗，达到原油稳定的目的。早期原油稳定采用负压闪蒸，但由于国产负压螺杆压缩机故障率高，而引进价格昂贵，现已较少采用；正压加热闪蒸具有设备少、工艺过程简单、管理方便、运行费用低等优点，近年来得到较多的采用；对于轻组分含量高，或有特殊要求的情况，可采用蒸馏稳定；大罐抽气技术充分利用了原有的脱水设施，用压缩机把储罐中的烃蒸汽抽出进行回收处理，在长庆、塔里木、胜利等油田已得到应用。2.原油稳定技术油田伴生气处理技术：又称轻烃回收技术，用于回收伴生气中的轻烃，同时接受原油稳定装置提供的轻烃，并对这些轻烃进行分馏，产出合格的产品。应用最多的是膨胀机制冷、两塔式工艺流程，即压缩后的天然气通过膨胀机膨胀降压后产生低温，将伴生气冷却，致使其中的轻烃凝结，并将其回收，然后经脱乙烷塔脱除轻烃中的甲烷和乙烷，再经脱丁烷塔将液化石油气和轻油分开。除膨胀机制冷外，还有喷嘴节流、热分离机以及丙烷和氨制冷方式。丙烷和氨制冷经常用作其他制冷方式的辅助制冷，从而达到较深的制冷深度。在轻烃分馏方式上，还有三塔式和四塔式的流程。三塔式或是回收乙烷，或是在不回收乙烷的情况下将丙烷和丁烷单独回收；四塔式则是将乙烷、丙烷、丁烷单独回收。3.伴生气处理技术为了降低原油集输过程中的能耗，许多油田早在20世纪70年代后期就进行了常温集输技术研究，到80年代初期，长庆油田已取得了很好的效果，实现了在低于原油凝固点的温度下集输。之后常温集输技术很快推广到全国的许多油田，成为油田地面生产过程节能降耗的一项重要措施。吐哈油田自开发以来，一直采用投球清蜡、两级布站的工艺流程，实现了原油常温集输，吨油集输自耗气小于10m3，与三管伴热流程相比降低能耗60%以上。4.原油常温集输技术油田进入高含水期生产后，进行预脱水的目的在于及时分出原油中的大量游离水，节省集输过程中的能耗，使原油含水达30％左右再进入电脱水器，处理成合格原油。辽河油田针对原油高含水期，大部分污水已从油中游离的实际情况，研制出一种净水剂，用于原油预脱水，大面积推广应用，取得了十分突出的节能效果。该技术具有运行成本低、出水水质高、净化油质量好、运行安全可靠、管理方便、运行平稳和改造费用低等特点。5.原油预脱水技术利用水力旋流技术进行油田污水除油及高含水期采出液预脱水，是近年来的一个发展趋势。大庆石油学院对水力旋流技术从理论到实践进行了系统研究，与大庆采油一厂合作研制水力旋流器用于高含水原油预脱水，取得了较好的效果。江汉机械研究所从20世纪80年代后期开始进行液一液旋流油水分离技术的研究，开发出了污水除油旋流器、预脱水旋流器系列产品，具有脱除效率高、自控系统性能稳定的特点，在胜利、江汉油田都取得了较好的效果。污水处理技术发展快，开发了不同类型的处理工艺流程和污水处理设备，根据不同的水质特点和净化要求，大致可分为重力式收油、沉降、过滤流程，压力式聚结沉降分离、过滤流程，以及浮选式除油净化、过滤流程三种。对于低渗透油田或给注汽锅炉供水时，采取精细过滤和水质深度处理软化工艺。6.含油污水处理技术注水系统耗能高，节能潜力大，通常采取优化机泵选型、注水泵电动机变频调速、优化注水管网等措施。注水泵变频调速技术节电明显，在大庆杏南油田和杏北油田采用变频调速和仿真优化技术，可使注水单耗降低3％左右；长庆油田注水流程在单干管、小支线注水活动洗井的基础上，创新发展了单干管小支线多井配水流程、小站直接配注流程、单井阀组串联配注流程及树枝状串管配注流程等；新疆油田通过采取更换低效注水泵、实施分压注水工艺及小区块注水采用水平泵等，使油田注水系统效率从1999年的14.1%，提高到2002年的36.7%。7.注水系统节能降耗技术稠油具有密度大、黏度高、流动困难的特点，地面系统抓住一个“热”字，主攻一个“稠”，字，在节省投资、减少能耗的前提下利用好热能，降低原油黏度，顺利地实现稠油的集输、处理和外输。新疆油田普遍采用了“集中供热、单管注汽采油、小管伴热掺汽、小站计量接转、大站集中处理”的地面工艺模式。辽河油田则普遍采用“分散供热、掺稀油降粘”的工艺模式。8.稠油热采工艺技术针对渤海湾滩海海床平坦、淤泥层厚，以及潮差大等特点，探索出了一套符合生产实际的工程技术。在水深浅于1m的近岸区域，修建堤路，沿路建沙石平台，在平台上钻丛式井，各种管线沿堤敷设，与陆上生产系统相连接；在极浅海区域，采用浅吃水钻井平台钻丛式井或大斜度井，建设简易采油平台，用浅海工作船运油。对于规模较大的连片油田，建丛式井采油平台和中心处理平台，原油经海底管线集输到中心平台处理后管输上岸。9.滩海油田工程技术在引进、消化和吸收国外先进经验的基础上，通过不断的改进和创新，形成了以保持注入液粘度为核心，以聚合物配制站和注入站为主体的聚合物配注工艺技术，采用“集中配制、分散注入”方式，适应了油田大面积聚合物驱的需要，实现了配注设备的国产化。10.注聚合物驱工艺技术根据不同的地区条件和使用要求，中国的天然气脱水采用了不同的方法，其中以二甘醇(DEG)法和三甘醇(TEG)法比较普遍，四川气田还建成了分子筛脱水装置、硅胶—分子筛复合床天然气脱水装置，进行天然气的深度脱水。目前，国内采用的TEG脱水工艺，干气含水量和TEG消耗量等指标都达到了引进装置的水平，脱水工艺达到了国际先进水平。11.天然气脱水技术已系统地掌握了天然气脱硫的各种工艺方法，国内的天然气脱硫绝大部分采用胺法，如MDEA(甲基二乙醇胺)法、MEA(一乙醇胺)法、DEA(二乙醇胺)法、DIPA(二乙丙醇胺)法，也有少量干法脱硫和砜胺法。12.天然气脱硫技术从气田地层中开采出来的天然气，在其组成、压力和温度条件下，将形成油气共存的混合物，含有液体(游离水或地层水、凝析油)和固体物质(岩屑、腐蚀物以及酸化残留物)。天然气分离技术有气液分离和机械分离两种，尽管各种分离设备的名称不同，形状各异，但都是为了一个基本的目的—从气流中分离掉液体和固体。13.天然气分离技术油气田自动化技术的主要功能和作用是连续不断地对油气田生产系统的状态和参数进行监测、传输、计算、分析、显示和储存，以实现油气田的连续生产并保证产品质量。采用了以SCADA系统为代表的自动化技术，它由远程终端(RTU)、主控计算机和通信设备为主体组成，实现了油气井、计量站、集气站和边远地区等站、点的无人值守，减少了现场生产操作人员，并使油气田生产实现了优化运行。14.油气田自动化技术油气田腐蚀与防护、保温技术已形成系列。埋地管道外防腐层已形成了石油沥青、环氧煤沥青、煤焦油瓷漆、聚乙烯夹克、环氧粉末、聚乙烯胶带、三层PE防腐层7大应用技术，储罐外防腐层成功地开发了丙烯酸聚氨酯、氟碳涂料等应用技术；阴极保护技术走向成熟，开发了区域阴极保护技术、阴极保护优化技术以及阳极新材料、新结构，使该领域技术得到完善和深化；保温材料向着经济、有效性方向发展，以聚氨酯泡沫塑料为代表的有机保温材料的耐温达到150℃，适应了稠油热采管线保温的需要；15.油气田防腐保温技术油气井计量方式和精度有了质的飞跃，从早期传统的玻璃管量油，发展了两相三组分计量、三相分离计量等技术，实现了自动计量，开发了便携式液面恢复产量测试仪和功图量液仪，不分离计量技术在国内也得到了应用。天然气计量仪表的种类很多，常用的有标准孔板、涡轮流量计、罗茨流量计及旋叶式流量计等，近年来引进和开发了超声波流量计，它具有精度高、量程宽等优点，并制定了相应的标准。16.油气计量技术加热炉是油气集输处理系统不可缺少的设备，近年来加大了研制和筛选的力度，开发了井口加热炉、计量站水套炉、火筒炉及热管炉等产品，加热炉效率不断提高。中国石油集团工程设计有限责任公司结合油田井口加热工艺特点，设计了一种新型的QGL型橇装式井口加热炉。采用了火焰自动监测和熄火保护系统，具有燃气压力自动调节、安装简单、维护方便、防盗功能强等特点，比常规井口加热炉效率高30％以上。该加热炉已在青海、华北油田推广使用，效果较好。17.油气田热工技术近年来在油气田地面建设规划设计中，采用总体规划合理布局的优化技术，结合地下与地面的综合研究成果，采用新型的地面建设方案优化软件，对骨架工程采取合并、停运、改造等措施，缩减站点数量，逐步形成了一套行之有效的调整改造模式和技术措施，降低了投资，提高了效率。18.地面工艺优化和简化技术随着油气田开发的进一步发展及国家对油气需求的快速增长，我国油气田开发建设的难度在加大，主要表现在：油气田建设的地质和地面条件日趋复杂化，地面工程建设的投资和难度在加大；老油气田调整和维护工程量不断加大，扩大三次采油规模给地面工程提出了新的课题；环境保护对采出水的处理和利用要求更加严格，高压、高含硫气田开发迫切需要地面工艺的技术支持等。二、油田地面工程技术发展方向高含水油田仍是今后一个时期原油生产的主力，围绕节能降耗、降低运行成本、提高效益这一中心工作；重点开展常温集输、常温预脱水、常温污水处理方面的技术研究，要把工艺、设备和药剂三者作为不可分割的有机整体系统攻关。1.高含水油田地面工程技术高含水油田地面工程技术应着重研究的方向包括：1）高含水油田原油集输处理及配套技术研究；2）高含水油田集输流程优化与简化研究；3）高含水油田常温集输技术及边界条件研究；4）高含水油田低温高效含油污水处理工艺技术研究5）高含水油田原油低温脱水技术研究；6）高含水油田集输处理节能降耗工艺技术研究；7）三次采油地面工程配套技术研究；8）含聚合物原油高效脱水技术研究；9）含聚合物污水快速处理技术研究；10）油井及集输系统多效剂(破乳、降粘、缓蚀、阻垢)研究；11）老油田调整改造整体方案优化研究。2.低渗透油田和小断块油田地面工程技术低渗透油田和小断块油田是今后新建产能的重点，如何实现地面工艺简化、降低投资是开发的关键。低渗透油田的建设和研究应以“简、串、活”为发展方向，“简”，就是简化流程，因陋就简，打破常规不搞系统配套；“串”，就产油井、阀组串接；“活”，就是活动车洗井，活动车计量，尽可能不建计量站。低渗透油田和小断块油田地面工程技术应着重研究的方向包括：1）低渗透油田集输流程与布局优化研究；2）低渗透油田高效多功能油气处理技术研究；3）低渗透油田单井计量简化技术研究；4）小断块油田集输工艺简化技术研究；5)小断块油田单井与多井拉油站工艺优化研究；6)小断块油田井口加热设备和技术研究；7)污水处理精细过滤工艺技术研究；8)注水流程优化与提高系统效率技术研究。3.稠油开采后期和特稠油油田地面工程技术针对稠油开采后期和特稠油油田开发的新情况，地面集输处理系统面临着很大的困难和挑战，研究的关键是热能的综合利用：一是保温材料和施工技术；二是推广和运用自控技术提高蒸汽干度；三是污水处理回注，实现热能的重复利用。稠油开采后期和特稠油油田地面工程技术应着重研究的方向包括：

稠油油田集输流程优化与简化研究；

超稠油高效集输及处理技术研究；

稠油油田井口旋流除砂工艺及设备研究；

稠油污水与污泥处理与回用技术研究；

稠油油田集输系统热能综合利用技术研究；含环烷酸稠油处理及配套技术研究；

稠油油田单井连续自动计量技术研究；

稠油裂化降粘及配套技术研究；

提高蒸汽干度及地面工艺配套技术研究。辽河、大港、冀东等滩海油田的开发规模逐步扩大，对滩海油田海洋工程技术提出了迫切需求，重点是开展轻型平台的技术研究，在种类、规模和功能上实现新的突破；开展适合滩海条件的油气集输、处理、计量技术和设备研究，重点突破。4.滩海油田地面工程技术滩海油田地面工程技术应着重研究的方向包括：

滩海油田新型低价轻型平台建设技术研究；

滩海油田多相混输及配套技术研究；

滩海油田单井不分离计量技术研究；

滩海油田环境保护及区域安全配套技术研究；

滩海油田油气集输系统流程与布局简化技术研究；

滩海油田油气处理工艺优化技术研究。针对近年来气田类型多样化，高压力、高含硫、低压低产及含凝析油的实际，如何实现大型气田开发建设的高水平、高效益，关键是解决好高压集输和高含硫气净化的优化设计问题，优化集输工艺及高含硫天然气净化技术和适合高压、高含硫要求的材料和设备，研究CO2腐蚀规律及防治措施。5.气田地面工程技术气田地面工程技术应着重研究的方向包括：

高含硫天然气集输系统流程优化研究；

低压低产气田集输及处理流程简化技术研究；

高含硫天然气腐蚀规律及防腐技术研究；

高碳硫比天然气腐蚀规律及防腐技术研究；

高强度输送管防止应力破裂及氢致开裂技术研究；高压气田低温分离实现于气输送技术研究；

高压高含硫湿气输送技术研究；

气田集输系统安全检测及评价技术研究；

高压井口自动采气调压系统技术研究；

高含硫天然气净化及新型脱硫溶剂技术研究。在油气集输工艺过程中，可得到的油田产品有：出矿原油、天然气、液化石油气和稳定轻烃等。其质量要求分别见

SY7513-88、SY7514-88、GB9052.1-88、GB9053-88。第二节原油、天然气的性质及技术指标天然石油：原油是从地下储油层中开采出来的油状碳氢化合物可燃液体。其颜色大部分呈黑色，也有少部分为暗绿色、褐色、黄色或无色；其相对密度大多介于0.80～0.98g/cm3之间，也有的大于1.02或低于0.71；其常温下的流动性差别较大，如50℃时的运动粘度有的只有1.46mm2/s，有的却高达2.392mm2/s。由于原油大都含有一定量的硫化物，所以大都具有一定的刺激性气味。原油主要由C和H两种元素组成，其中含有83%～87%的C元素、11%～14%的H元素。另外含有1%～4%的O、N、S等少量元素和Fe、Cu、P、Si等多种微量元素。一、原油1.原油的基本性质原油是一种很复杂的碳氢化合物的混合物，其化合物的组成可分为烃类化合物和非烃类化合物两大类。烃类化合物以烷烃、环烷烃、芳香烃等饱和烃为主，同时含有少量的烯烃、炔烃等不饱和烃。另外还含有一定量的石蜡等。非烃类化合物主要包括含硫化合物、含氮化合物、含氧化合物和胶质、沥青质等。2.原油的质量技术要求出矿原油是指经集输工艺过程处理后，达到外输质量要求的原油，其质量技术要求见下表1-2。其中，原油类别是按常压沸点250～275℃和395～425℃两个关键溜分的密度来确定，见表1-3。天然气是从油气藏中开采出来的一种可燃气体。根据产地和开采方法的不同，天然气一般可分为气田气和油田伴生气两类。气田气是指从气田开采出来的天然气，其甲烷（CH4）的体积含量达90%以上。油田伴生气是指从油田中随原油一起开采出来的可燃气体，其甲烷的含蜡比气田低，一般在80%～90%之间。二、天然气1.天然气的分类与组成在工程中，常将甲烷含量高于90%、天然汽油（戊烷以上的组分）含量低于10ml/m3的天然气称为干气或贫气；甲烷含量低于90%、天然汽油（戊烷以上的组分）含量高于10ml/m3的天然气称为湿气或富气。由此可知，气田一般为干气，油田伴生气大都为湿气。天然气中除含有甲烷、乙烷、丙烷等烃类组分外，还常含有CO2、H2S、N2以及水蒸气等多种非烃类化合物组分。气田气和油田气经脱水和脱酸性气体等净化处理后得到天然气，其质量技术要求应符合国家现行标准的规定，见表1-4。2.天然气的质量技术要求液化石油气是轻烃回收的产品之一，其主要成分是丙烷和丁烷。根据组分的不同，液化石油气可分为商品丙烷，商品丁烷，商品丙、丁烷混合物三类，其中商品丙、丁烷混合物又可分为通用、冬用、夏用三种。按照现行国家标准的规定，液化石油气的质量技术要求见表1-5。三、液化石油气稳定轻烃是轻烃回收的另一产品，俗称轻质油，其成分以戊烷为主。按蒸汽压的不同，稳定轻烃可分为1号和2号两种牌号。1号产品主要用作石油化工原料，2号产品可作车用汽油调和原料或石油化工原料。其质量技术要求见表1-6。四、稳定轻烃油气集输是继油藏勘探、油田开发、采油工程之后的重要生产阶段，主要指油田矿场原油和天然气的收集、处理和运输。第三节油气集输系统其主要任务是通过一定的工艺过程，(1)把分散在油田各油井产出的油、气、水等混合物集中起来，(2)经过必要的处理，使之成符合国家或行业质量标准的原油、天然气、轻烃等产品和符合地层回注水质量标准或外排水质量标准的含油污水，(3)并将原油和天然气分别输往长距离输油管道的首站（或矿场油库）和输气管道的首站，将污水送往注水站或外排。油气集输是以油田油井为起点，矿场原油库或长距离输油、输气首站以及油田注水站为终点之间的所有矿场业务。主要包括气液分离、原油脱水、原油稳定、天然气净化、轻烃回收、污水处理和油、气、水的矿场输送等环节。一、油气集输系统的工作内容图1-1油气集输系统的主要内容示意图油气集输系统的工作内容包括：分井计量、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。油气集输系统的主要内容及相应关系见图1-1。油气集输流程通常由油气收集、加工处理、输送和储存等部分组成。从各油井至集中处理站（也称联合站）的流程称油气收集流程，流程中同一根管线内常有油气水（有时还有砂子）同时流动，这种管线称多相混输管线。由集中处理站至矿场油库和长距离输气管首站为输送流程，管线内流动介质为单相原油或天然气。二、油气集输工艺流程图1-2油气集输工作流程框图其工作流程如图1-2所示。油气集输流程的设计必需以油田开发总体方案为依据，考虑所采用的采油工艺、油气物性、油田所处的地理环境等因素。由于上述因素极其复杂，集输流程无统一模式，但均应遵循“适用、可靠、经济、高效、注重环保”这一基本原则。(1)按集油流程加热方式：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