油田油气集输工艺简介

第一篇：油田油气集输工艺简介

油田油气集输工艺简介

将油田各油井生产的原油和油田气进行收集、处理，并分别输送至矿场油库或外输站和压气站的过程。中国古代使用人力和马车集油，14世纪初，陕西延长、永坪、宜君等地所产石油均存入延安的“延丰油库”（见《元一统志》），20世纪40年代初期，玉门油田将井喷原油引入小山沟，筑坝储集，油田气全部放空；原油再经砖砌渠道，利用地形高差，流进输油总站（外输站）。40年代中期以后，开始敷设出油管线，用蒸汽管伴热，在选油站进行油气分离、油罐计量原油和储存，油田气经计量后，部分通过供气管线，作为工业和民用燃料，部分就地放空。50年代以后，随着新油田的不断出现，集输管网、油井产物计量、分离、接转，原油脱水和原油储存等工艺技术亦相应发展。到了70年代，集输工艺不断完善，不加热（常温）集输、油罐烃蒸气回收、原油稳定、油田气处理和外输油气计量等技术都有所发展。

油气集输工程要根据油田开发设计、油气物性、产品方案和自然条件等进行设计和建设。油气集输工艺流程要求做到：①合理利用油井压力，尽量减少接转增压次数,减少能耗；②综合考虑各工艺环节的热力条件,减少重复加热次数，进行热平衡，降低燃料消耗；③流程密闭，减少油气损耗；④充分收集和利用油气资源，生产合格产品，净化原油，净化油田气、液化气、天然汽油和净化污水（符合回注油层或排放要求）；⑤技术先进，经济合理，安全适用。

油气收集

包括集输管网设置、油井产物计量、气液分离、接转增压和油罐烃蒸气回收等，全过程密闭进行。

集输管网系统的布局 须根据油田面积和形状，油田地面的地形和地物，油井的产品和产能等条件。一般面积大的油田，可分片建立若干个既独立而又有联系的系统；面积小的油田，建立一个系统。系统内从各油井井口到计量站为出油管线；从若干座计量站到接转站为集油管线。在这两种管线中，油、气、水三相介质在同一管线内混相输送。在接转站，气、液经分离后，油水混合物密闭地泵送到原油脱水站，或集中处理站。脱水原油继续输送到矿场油库或外输站。从接转站经原油脱水站（或集中处理站）到矿场油库（或外输站）的原油输送管线为输油管线。利用接转站上分离缓冲罐的压力，把油田气输送到集中处理站或压气站，经处理后外输。从接转站到集中处理站或压气站的油田气输送管线为集气管线。从抽油井回收的套管气，和从油罐回收的烃蒸气，可纳入集气管线。集气管线要采取防冻措施。

集输管线热力条件的选择 根据中国多数油田生产“三高”原油（含蜡量高、凝固点高、粘度高）的具体情况,为使集输过程中油、气、水不凝，作到低粘度,安全输送，从油井井口至计量站或接转站间，一般采用加热集输。主要方法有：①井口设置水套加热炉，并在管线上配置加热炉，加热油气；②井口和出油管线用蒸汽或热水伴热；③从井口掺入热水或热油等。不加热集输是近几年发展起来的一项技术，能获得很好的技术经济效益。除油井产物有足够的温度或含水率，已具备不需加热的有利条件外，还应根据情况，选用以下技术措施：①周期性地从井口向出油管线、集油管线投橡胶球或化学剂球清蜡,同时,管线须深埋或进行保温；②选择一部分含水油井从井口加入化学剂，以便在管线内破乳、减摩阻、降粘；③连续地从井口掺入常温水（可含少量化学剂）集输。在接转站以后，一般均需加热输送。

集输管线的路径选择要求：①根据井、站位置；②线路尽可能短而直，设置必要的穿跨越工程；③综合考虑沿线地形、地物以及同其他管线的关系；④满足工艺需要，并设置相应的清扫管线和处理事故的设施。

集输管线的管径和壁厚，以及保温措施等，要通过水力计算、热力计算和强度计算确定。

油井产物计量

是为了掌握油井生产动态，一般在计量站上进行。每座计量站管辖油井 5～10口或更多一些，对每口油井生产的油、气、水日产量要定期、定时、轮换进行计量。气、液在计量分离器中分离并进行分别计量后，再混合进入集油管线计量分离器分两相和三相两类。两相分离器把油井产物分为气体和液体；三相分离器把高含水的油井产物分为气体、游离水和乳化油；然后用流量仪表分别计量出体积流量。含水油的体积流量须换算为原油质量流量。油井油、气、水计量允许误差为±10％。

气液分离

为了满足油气处理、贮存和外输的需要，气、液混合物要进行分离。气、液分离工艺与油气组分、压力、温度有关。高压油井产物宜采用多级分离工艺。生产分离器也有两相和三相两类。因油、气、水比重不同，可采用重力、离心等方法将油、气、水分离。分离器结构型式有立式和卧式；有高、中、低不同的压力等级。分离器的型式和大小应按处理气、液量和压力大小等选定。处理量较大的分离器采用卧式结构。分离后的气、液分别进入不同的管线。

接转增压

当油井产物不能靠自身压力继续输送时，需接转增压,继续输送。一般气、液分离后分别增压:液体用油泵增压；气体用油田气压缩机增压。为保证平稳、安全运行和达到必要的工艺要求，液体增压站上必须有分离缓冲罐。

油气处理

在集中处理站、原油脱水站或压气站对原油和油田气进行处理。生产符合外输标准的油气产品的工艺过程。包括原油脱水、原油稳定、液烃回收以及油田气脱硫、脱水等工艺。

原油脱水

脱除原油中的游离水和乳化水，达到外输原油含水量不大于 0.5％的标准。脱水方法根据原油物理性质、含水率、乳化程度、化学破乳剂性能等，通过试验确定。一般采用热化学沉降法脱除游离水和电化学法脱除乳化水的工艺。油中含有的盐分和携带的砂子，一般随水脱出。化学沉降脱水应尽量与管道内的原油破乳相配合。脱水器为密闭的立式或卧式容器，一般内装多层电极，自动控制油、水界面和输入电压，使操作平稳，脱出的污水进入污水处理场处理后回注油层。中国在化学破乳剂合成、筛选和脱水设备研制方面取得成就。

原油稳定

脱除原油中溶解的甲烷、乙烷、丙烷等烃类气体组分,防止它们在挥发时带走大量液烃,从而降低原油在贮运过程中的蒸发损耗。稳定后的原油饱和蒸气压不超过最高贮存温度下当地的大气压。在稳定过程中，还可获得液化气和天然汽油。原油稳定可采用负压脱气、加热闪蒸和分馏等方法。以负压脱气法为例，稳定工艺过程是：脱水后的原油进入稳定塔，用真空压缩机将原油中的气体抽出，送往油田气处理装置。经过稳定的原油从塔底流出，进入贮油罐。原油稳定与油气组分含量、原油物理性质、稳定深度要求等因素有关，由各油田根据具体情况选择合适的方法。

油田气处理

油田气脱硫、脱水、液烃回收等工艺与天然气处理工艺基本相同（见天然气集气和处理）。

油气贮输(运)将符合外输标准的原油贮存、计量后外输（外运）和油田气加压计量后外输的过程。

原油贮存

为了保证油田均衡、安全生产，外输站或矿场油库必须有满足一定贮存周期的油罐。贮油罐的数量和总容量应根据油田产量工艺要求输送特点（铁道、水道、管道运输等不同方式）确定。油罐一般为钢质立式圆筒形，有固定顶和浮顶两种型式，单座油罐容量一般为5000～20000m。减少热损失，易凝原油罐内设加热盘管，以保持罐内的原油温度，油罐上应设有消防和安全设施。

外输油气计量

是油田产品进行内外交接时经济核算的依据。计量要求有连续性，仪表精度高。外输原油采用高精度的流量仪表连续计量出体积流量，乘以密度，减去含水量,求出质量流量,综合计量误差±0.35％。原油流量仪表用相应精度等级的标准体积管进行定期标定。另外也有用油罐检尺(量油)方法计算外输原油体积，再换算成原油质量流量。外输油田气的计量，一般由节流装置和差压计构成的差压流量计，并附有压力和温度补偿，求出体积流量，综合计量误差 ±3％。孔板节流装置用“干检验法”（由几何尺寸直接确定仪表精度）标定，也可用相应精度等级的音速喷嘴（临界流喷嘴）进行定期标定。

原油外输(运)

原油集输系统的最后一个环节。管道输送是用油泵将原油从外输站直接向外输送，具有输油成本低、密闭连续运行等优点，是最主要的原油外输方法。也有采用装铁路油罐车的运输方法，还有采用装油船(驳)的水道运输方法。用铁路油罐车或油船(驳)向外运油时，需配备相应的装油栈桥和装油码头。边远或零散的小油田也有采用油罐汽车的公路运输方法，相应地设有汽车装油站（点）。

第二篇：油气集输处理工艺及工艺流程

油气集输处理工艺及工艺流程

学院：延安职业技术学院

系部：石油工程系

专业：油田化学3班

姓名：王华乔

学号：52

油气集输处理工艺及工艺流程

摘要：油气集输工程要根据油田开发设计、油气物性、产品方案和自然条件等进行设计和建设。油气集输工艺流程要求做到：①合理利用油井压力，尽量减少接转增压次数,减少能耗；②综合考虑各工艺环节的热力条件,减少重复加热次数，进行热平衡，降低燃料消耗；③流程密闭，减少油气损耗；④充分收集和利用油气资源，生产合格产品，净化原油，净化油田气、液化气、天然汽油和净化污水（符合回注油层或排放要求）；⑤技术先进，经济合理，安全适用。油气集输，作为油田生产油气整体过程中的一个环节，在整体操作过程中，有着极其重要的作用。油气集输主要负责的任务有四个方面：（1）将开采出来的石油气、液混合物传输到处理站，将油气进行分离以及脱水，使原油达到国家要求标准；（2）将合格的原油通过管道输送到原油储存库进行储存；（3）将分离出来的天然气输送到再加工车间，进行进一步的脱水，脱酸，脱氢等处理；（4）分别把经过处理，可以使用的原油和天然气输送给客户。由于油气集输涉及到整个油田的各户钻井，因此相较于其它环节，油气集输铺设范围广，注意部位多等诸多相关难题，因此，一个油田油气集输环节技术水平的高低，可能会直接波及到整个油田的整体开发水平和能力。下面笔者对油气集输进行相关介绍，希望对读者有所帮助。

一、油气收集

包括集输管网设置、油井产物计量、气液分离、接转增压和油罐烃蒸气回收等，全过程密闭进行。

1、集输管网 用钢管、管件和阀件连接油井井口至各种集输油气站的站外管网系统（图1）。管线一般敷设在地下，并经防腐蚀处理。

油田油气集输

集输管网系统的布局 须根据油田面积和形状，油田地面的地形和地物，油井的产品和产能等条件。一般面积大的油田，可分片建立若干个既独立而又有联系的系统；面积小的油田，建立一个系统。系统内从各油井井口到计量站为出油管线；从若干座计量站到接转站为集油管线。在这两种管线中，油、气、水三相介质在同一管线内混相输送。在接转站，气、液经分离后，油水混合物密闭地泵送到原油脱水站，或集中处理站。脱水原油继续输送到矿场油库或外输站。从接转站经原油脱水站（或集中处理站）到矿场油库（或外输站）的原油输送管线为输油管线。利用接转站上分离缓冲罐的压力，把油田气输送到集中处理站或压气站，经处理后外输。从接转站到集中处理站或压气站的油田气输送管线为集气管线。从抽油井回收的套管气，和从油罐回收的烃蒸气，可纳入集气管线。集气管线要采取防冻措施。

集输管线热力条件的选择 根据中国多数油田生产“三高”原油（含蜡量高、凝固点高、粘度高）的具体情况,为使集输过程中油、气、水不凝，作到低粘度,安全输送，从油井井口至计量站或接转站间，一般采用加热集输。主要方法有：①井口设置水套加热炉，并在管线上配置加热炉，加热油气；②井口和出油管线用蒸汽或热水伴热；③从井口掺入热水或热油等。不加热集输是近几年发展起来的一项技术，能获得很好的技术经济效益。除油井产物有足够的温度或含水率，已具备不需加热的有利条件外，还应根据情况，选用以下技术措施：①周期性地从井口向出油管线、集油管线投橡胶球或化学剂球清蜡,同时,管线须深埋或进行保温；②选择一部分含水油井从井口加入化学剂，以便在管线内破乳、减摩阻、降粘；③连续地从井口掺入常温水（可含少量化学剂）集输。在接转站以后，一般均需加热输送。

集输管线的路径选择要求：①根据井、站位置；②线路尽可能短而直，设置必要的穿跨越工程；③综合考虑沿线地形、地物以及同其他管线的关系；④满足工艺需要，并设置相应的清扫管线和处理事故的设施。

集输管线的管径和壁厚，以及保温措施等，要通过水力计算、热力计算和强度计算确定。

2、油井产物计量 是为了掌握油井生产动态，一般在计量站上进行。每座计量站管辖油井 5～10口或更多一些，对每口油井生产的油、气、水日产量要定期、定时、轮换进行计量。气、液在计量分离器中分离并进行分别计量后，再混合进入集油管线（图2）。计量分离器分两相和三相两类。两相分离器把油井产物分为气体和液体；三相分离器把高含水的油井产物分为气体、游离水和乳化油；然后用流量仪表分别计量出体积流量。含水油的体积流量须换算为原油质量流量。油井油、气、水计量允许误差为±10％。

油田油气集输

气液分离 为了满足油气处理、贮存和外输的需要，气、液混合物要进行分离。气、液分离工艺与油气组分、压力、温度有关。高压油井产物宜采用多级分离工艺。生产分离器也有两相和三相两类。因油、气、水比重不同，可采用重力、离心等方法将油、气、水分离。分离器结构型式有立式和卧式；有高、中、低不同的压力等级。分离器的型式和大小应按处理气、液量和压力大小等选定。处理量较大的分离器采用卧式结构。分离后的气、液分别进入不同的管线。

3、接转增压 当油井产物不能靠自身压力继续输送时，需接转增压,继续输送。一般气、液分离后分别增压:液体用油泵增压；气体用油田气压缩机增压。为保证平稳、安全运行和达到必要的工艺要求，液体增压站上必须有分离缓冲罐。

4、油罐烃蒸气回收 将原油罐内气相压力保持在微正压下，用真空压缩机回收罐顶排出的烃蒸气（图2）。油罐和压缩机必须配有可靠的自控仪表，确保安全运行。

5、油气处理 在集中处理站、原油脱水站或压气站对原油和油田气进行处理。生产符合外输标准的油气产品的工艺过程。包括原油脱水、原油稳定、液烃回收以及油田气脱硫、脱水等工艺。

6、原油脱水 脱除原油中的游离水和乳化水，达到外输原油含水量不大于 0.5％的标准。脱水方法根据原油物理性质、含水率、乳化程度、化学破乳剂性能等，通过试验确定。一般采用热化学沉降法脱除游离水和电化学法脱除乳化水的工艺。油中含有的盐分和携带的砂子，一般随水脱出。化学沉降脱水应尽量与管道内的原油破乳相配合。脱水器为密闭的立式或卧式容器，一般内装多层电极，自动控制油、水界面和输入电压，使操作平稳，脱出的污水进入污水处理场处理后回注油层。中国在化学破乳剂合成、筛选和脱水设备研制方面取得成就。

7、原油稳定 脱除原油中溶解的甲烷、乙烷、丙烷等烃类气体组分,防止它们在挥发时带走大量液烃,从而降低原油在贮运过程中的蒸发损耗。稳定后的原油饱和蒸气压不超过最高贮存温度下当地的大气压。在稳定过程中，还可获得液化气和天然汽油。原油稳定可采用负压脱气、加热闪蒸和分馏等方法。以负压脱气法为例，稳定工艺过程是：脱水后的原油进入稳定塔，用真空压缩机将原油中的气体抽出，送往油田气处理装置。经过稳定的原油从塔底流出，进入贮油罐。原油稳定与油气组分含量、原油物理性质、稳定深度要求等因素有关，由各油田根据具体情况选择合适的方法。

8、油田气处理 油田气脱硫、脱水、液烃回收等工艺与天然气处理工艺基本相同（见天然气集气和处理）。

二、油气贮输(运)

将符合外输标准的原油贮存、计量后外输（外运）和油田气加压计量后外输的过程。

1、原油贮存 为了保证油田均衡、安全生产，外输站或矿场油库必须有满足一定贮存周期的油罐。贮油罐的数量和总容量应根据油田产量、工艺要求、输送特点（铁道、水道、管道运输等不同方式）确定。油罐一般为钢质立式圆筒形，有固定顶和浮顶两种型式，单座油罐容量一般为5000～20000m3。油罐外壁设有保温包覆层,为减少热损失，易凝原油罐内设加热盘管，以保持罐内的原油温度，油罐上应设有消防和安全设施。

2、外输油气计量 是油田产品进行内外交接时经济核算的依据。计量要求有连续性，仪表精度高。外输原油采用高精度的流量仪表连续计量出体积流量，乘以密度，减去含水量,求出质量流量,综合计量误差±0.35％。原油流量仪表用相应精度等级的标准体积管进行定期标定。另外也有用油罐检尺(量油)方法计算外输原油体积，再换算成原油质量流量。外输油田气的计量，一般由节流装置和差压计构成的差压流量计，并附有压力和温度补偿，求出体积流量，综合计量误差 ±3％。孔板节流装置用“干检验法”（由几何尺寸直接确定仪表精度）标定，也可用相应精度等级的音速喷嘴（临界流喷嘴）进行定期标定。

3、原油外输(运)原油集输系统的最后一个环节。管道输送是用油泵将原油从外输站直接向外输送，具有输油成本低、密闭连续运行等优点，是最主要的原油外输方法。也有采用装铁路油罐车的运输方法，还有采用装油船(驳)的水道运输方法。用铁路油罐车或油船(驳)向外运油时，需配备相应的装油栈桥和装油码头。边远或零散的小油田也有采用油罐汽车的公路运输方法，相应地设有汽车装油站（点）。

四、结论

由于石油开采在不同时期所含有的伴生物大不相同，所以在石油开采方面，油田开发者应时刻注意油田开采伴生物的变化，根据不同地理位置和不同环境下，对不同伴生物原油进行规划不同的油气集输工艺流程，找到最适合自己的油气集输工艺，不断完善和发展，使油田开采可以做到资源的最大化利用，为国家的发展和建设提供强有力的能源支持。同时应该鼓励开发和利用新型能源，做到逐步替代矿石能源，在新能源开发领域走在世界的前沿，使自己不受能源的制约，以促进自身的发展。

第三篇：油气集输

高效油气集输及处理技术

学号：20131001419

班级：021131 姓名：朱康钰

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。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。

进入到新世纪以后，伴随着我国国民经济的飞速发展，我国油气集输行业也得到了飞速的发展，所谓的油气集输工作就是指将从油田中开采出来的天然气和石油进行收集、储存、加工以及处理的一系列的工艺的过程。因此油气集输主要有以下三个方面的工作：一是将从油田中开采出来的石油或是天然气等物质通过长输管道输送至油气处理站处，在油气处理站对这些物质进行分离、脱水的过程，经过这些过程处理后的石油才能够符合国家的标准；第二个任务是将已符合标准的原油运送至油田的原油库处，在油田的原油库出对已经分离出来的天然气进行脱水、脱酸以及深加工等处理工程；第三个工作就是再一次处理已合格的原油并将这些原油输送给需要的用户。因此，油田集输工艺技术是很复杂的过程，对其进行相关的技术探讨也是十分必要的。

油气集输时的生产工作与开采石油时的钻井、勘探、修井、测井以及采油等生产工艺过程都是有很大的不同的，它的主要特点是生产时的油田点多，面广并且线很长，同时进行油田集输的生产作业是还伴随着高温高压、易燃易爆、有发生火灾的危险性、生产作业有很强的连续性以及工艺流程十分复杂的缺点，所以随着油田开采技术的不断进步和发展，人们也更加的重视油田集输的生产工作了，同时油田集输工艺水平的高低对开发油田的整体的技术工艺水平也是有着至关重要的影响的。

油气集输行业的技术现状及发展趋势 油气水多相混输工艺技术

长距离的油气混输工艺技术是一项较为先进的工艺技术，目前也基本上被发达国家广泛使用，从上个世纪八十年代开始，欧洲的德国、英国以及法国等国家就开始对这些技术进行了大量的研究和分析，要想真正的应用多相混输工艺技术，就必须将其与电热技术相互配合，如果真正的应用此技术，在进行油气集输工作是也会大大降低工程的成本并且简化其工艺流程，因此多相混输技术油气集输领域中比较有发展前景的一项技术。

大庆油田是我国在油气集输行业中技术最为先进的油田，但是其混输工艺的技术以及其在集输设备的研发中与欧美的先进国家仍是有着不小的差距的。原油集输工艺

在许多高凝原油以及高含蜡的油田中，我国使用较为广泛的油气集输工艺主要是加热工艺、单井集中计量工艺、多级布站工艺、大站集中处理工艺以及单双管集油的工艺技术，其中华北油田以及辽河油田就是比较有代表性的。而国外如美国和加拿大等国家对于高含蜡的油田你，在使用加热工艺的基础上，为了降低原油的凝聚性和粘度，还在油田中添加一定量的化学药剂，从而对油气进行单管集输的工艺过程。而如我国的新疆等油田，它们是属于低含蜡以及低凝点的油田，通常情况下对其采用的处理工艺都是单管而不加热的集油工艺。大庆油田是我国各项技术都处理领先地位的油田，因此在集输工艺集输方面大庆油田也要更加的先进于其他的油田。目前，我国的油田已经逐步的走到高含水后期的阶段，因此油气集输行业的发展趋势也是应利用高含水期原油具备很强的流变性的特点，在不断简化集输工艺技术的同时，在常温的状态或是低温的状态下进行输送工作。原油脱水技术

在一些具有高含水性的油田中，两段脱水工艺是最主要的集输工艺技术，第一段是游离脱水的过程，其主要是采用聚结脱水和大罐沉降的方式进行脱水，而第二段则是电脱水的过程，其主要采用的方式是利用竖挂电极和平挂电极进行交流电和直流电复合的方式进行脱水。而在我国的胜利以及塔里木等高含水性但是低粘性和低凝性的油田中，主要采用的脱水方式是热化学脱水工艺。在对原油进行脱水处理的研究上，美国以及俄罗斯等国外的发达国家对其较为重视，其不但在原油脱水中间过渡层的研究上面取得了一定的成果，同时也研究出了专门的处理的技术措施。目前在对原油进行脱水处理方面的研究趋势是研制高效游离水脱除器，这种仪器能够更好的利用原有高含水性的特点，降低游离水脱除设备的成本的规模，同时也提高了脱除游离水的工作效率。

随着经济社会的发展，对能源需求量不断扩大，油气田项目的开发成为了国民经济的重要支柱。油田项目的开采的综合利用程度也逐渐提高，节能降耗理念在油田项目得到广泛的推广和应用，作为油气生产的重要环节，油气集输系统的节能降耗直接关系整个油田开采项目的成本和经济效益。本文结合油气集输节能降耗在油田项目中的重要性分析，以及现阶段油气集输系统节能降耗技术利用现状及问题，对油田油气集输系统的节能降耗技术提出几点建议，以提高节能降耗技术的应用效果和新技术的推广使用，从而达到节能减排，提高企业的经济效益的目的。

油气田深井开采的不断深入，开采的难度和技术要求也越开越高，作为油田项目的重要环节，油气集输喜用主要负责原油脱水，油气分离等任务，该过程需要将油气转化成油气产品，所以是最主要的能源消耗环节，也突出了节能降耗的重要意义，如何减少油气的损失，提高系统的运行效率，已经是强化油气集输系统创新，减少运行成本，提高企业经济效益的重要内容。

一、油气集输系统耗能原因分析

从油气集输系统的内容看，其主要负责油气水分离、原油脱水、天然气脱水、含油污水处理等环节，其重要性表现在该环节是将原油天然气等混合物，经过该系统的计量、分离、净化、稳定转变为能够利用的产品过程，该系统主要消耗大量的电能和热能，在整个开采过程中，是能源消耗大户，其中耗能的主要原因表现在以下两个方面：首先，该系统耗能高。这主要受到处理工艺和水平的限制，导致系统运行需要大量的能源支撑，并且现阶段大量的油气田处于中后期开发，本身油质没有前期开采的好，所以需要更多的能源消耗去处理原油和天然气以及其他混合物，并且大量的设备老旧也是造成耗能高的主要原因之一。其次，油气的损耗高，处理技术的相对落后，造成大量的油气得不到充分的分离和利用，造成大量不必要的损耗。特别是我国大部分的油气田开发项目，还处于较低技术层次的开发，集输系统还是采用加热方式，本身就需要消耗大量的能源，开采的难度不断增加与现阶段技术相对落后的矛盾，造成了我国油气田集输系统耗能高、利用率低的根本原因，在今后的油气项目开发时，应该重点关注和解决这个方面的问题，以提高对油气田的综合开发能力。

二、油田油气集输系统节能降耗现状分析

从目前我国油气集输系统的节能降耗技术应用以及措施上看，也在不断引进先进技术和设备，以提高整个油气集输系统的节能降耗水平，并在一定范围内取得了良好的效果，例如，在目前最常见的节能降耗措施是利用常温游离水雨脱出技术，利用一定剂量的破乳融入到采出原液中，在不无需加热的情况下可以将游离水分离出去，达到较好的净水效果，该方法适用于油气混合溶液中含水量高于60%以上的油气开发项目中，通过这种方式能够大大加快油水分离，降低能耗，在不加热的情况下实现直接输送，达到集输目的。作为极其复杂的操作系统，系统中的动力设备，热力设备以及分离设备是系统的关键所在，一般情况下，在油田集输系统中，采用的是加热炉，提供源源不断的热量，提高热力设备的热效率，这里不得不提的关键是泵的作用的发挥，它是分离设备的关键，所以要想实现对技术系统的节能降耗，在泵的技术创新方面也要多下功夫，这也是提高整体输送系统效率的关键所在。

在目前的集输系统中，关于节能降耗方面主要面临以下几个方面的问题，首先，从实际操作看，水含量会随着油气的开采而不断增长，在对于油气集输系统来说是一个巨大的考验，提高效率，加快油水处理不仅难度大，而且耗费的能源较多；其次，偏远的小油田受到技术和资金的限制，高耗能的情况依旧非常明显，计算混乱耗能过高已经是摆在企业发展方面的巨大障碍，如何进行相应的调整和布局，减少集输过程中的能源损耗，其中关键的一点是要重视封闭运行系统的改造升级，及时的处理这个过程中的相关复杂问题，其中包含着技术的革新，对油水性质的计算，结合油水的性质进行科学的集输调整，通过适应环境，使得系统设备更加高效和稳定的发挥作用，达到节能降耗的目的。在长期的操作和经验中得出，离心泵可以在低温下完成含水原油的输送任务，而这一点在一些并未重视油气集输技术的油田项目中得不到广泛推广，以至于白白浪费了大量的宝贵能源，这个过程中，只要通过经验的积累就能在含水油气中准确科学的加入化学剂，实现常温集油。面对诸如上述的问题，如何实现油气集输系统的节能减排，还应该从两个方面下功夫，一是，设备改造；二是，技术革新。

三、节能降耗技术在油气集输系统中的应用

通过对油气集输系统的了解，总结出实现油气集输的两大关键点在于：设备的改造以及技术的革新，加强这两个方面工艺技术，能够是节能降耗的效率更加明显，也是推广和使用节能降耗技术在油气集输系统应用中的关键，其次，利用热泵技术，科学回收利用污水中的剩余热量，把热量进行收集，二次利用，可以利用到集油或者是原油脱水中去，一定范围内实现节能目的，最后，必须在结合实际的情况下，利用加热炉节能，提高设备的密封性，保证设备的热量，减少排烟损失，对大气环境起到重要的保护作用。

1.现有设备的设备改造和工艺革新针对现有的设备，对其进行是设备改造和工艺革新，首先，加强能耗分析，通过对集输系统的各个环节能耗分析，能够使能源消耗得到一定的控制，在集输过程中搜集数据，逐步建立和完善一整套油气集输模拟系统，尽可能做到节能目的。

2.加强节能降耗技术的革新和推广在技术革新和推广方面，着重介绍新型油气水三项分离器的推广和使用，该设备的特点主要是液混合物进入分离器之后，可以首先分离出天然气，此过程能够减少分离的难度，提高设备的分离能力。特别是进入后期开采，混合物的含水量大大增加，并且含有大量其它杂质，利用三项分离器中的防冲装置能够改变混合物的速度和前进方向，能够有效防止沙腐蚀穿孔，对设备的保护作用极强，减少安装成本。除了技术革新之外，实现节能降耗的另一个重要的举措是管理的创新和人才的引进，只有管理好，操作好集输系统，才能使系统发挥最大功效，达到节能降耗的目的。

第四篇：高效油气集输与原油处理工艺探讨

高效油气集输与原油处理工艺探讨

摘 要：油气集输与处理系统是将油气田生产的油气产物加以收集、处理直至输送到用户的全过程的主体体现，主要包括以下六个方面的内容：油气收集与输送、油水气分离、原油脱水、原油稳定、轻烃回收、油气计量。影响集输系统效率的因素也很多。

关键词：油气集输；处理；高效；探讨

中图分类号：P2 文献标识码： A

油气田地面工程所采用的油气集输工艺技术和所确定的工程建设规模，对油气田开发生产的稳定性、建设水平、提高油气田的开发效益起着十分重要的作用。

一、高效油气集输工艺现状

油气集输与原油处理的工艺和应用设备，是构成油气田地面工程的主体和技术主流，是油气田建设中的主要地面生产设施。油气田地面工程所采用的油气集输工艺技术和所确定的工程建设规模，对油气田开发生产的稳定性、建设水平、提高油气田的开发效益起着十分重要的作用。

油气收集与输送：将各油气井产物用管道汇集到计量站，通过单井计量后输送到综合处理站处理到相对达标后再外输至用户。油水气分离：将油气井生产的油、气、水在一定条件下分离开并分别进一步处理。原油脱水：将乳化原油破乳并分离出水。原油稳定：将原油中的易挥发的轻组分脱除，降低原油在储存条件下的损耗。轻烃回收：通过制冷、膨化等手段脱除天然气中的液烃。油气计量：单井油、气、水的计量与管道油、气、水的计量。

工艺流程繁琐曲折、压力损失大、耗能增加。流程设计未能简捷实用，流体通过设备设施的压差偏大，导致油井回压偏高，提升泵负载增加。破乳药剂主要为水溶性药剂，加药量大、效果变差。油田开发已处于高含水开发后期，A油田综合含水87.6%，B油田综合含水81.2%，C油田综合含水89.2%，水溶性破乳剂加药浓度达到180～200ppm，加药量与液量的增加成正比，水分离后残留药剂被浪费。目前集输工艺中各项设施设备的运行参数均是靠经验和条件确定，未经科学的计算、认真地评价，导致设施的低效运行和能量的浪费。

油田的集输半径差异大，地面环境复杂。由于A联合站非油田中心位置，致使西南部集输线路太长，且含气量大，集输负担重，干扰破坏多，端点回压高。

二、提高油气集输系统效益探讨

（一）集输工艺

自然不加热集输是利用油井进入高含水采油后期对油气集输十分有利的条件，基本上不采用额外的措施即可实现不加热集输。根据乳化液理论和油田实践，油井产液一般在含水60%开始由油包水型转化为水包油型乳化液，使流动阻力骤然下降，开始转相的含水率称为“转相点”。中原原油转相点62%左右。

原油含水即使未达到转相点，当含水和油井产液高到一定程度，使井口出油温度高于允许的最低集输温度值时即可采用不加热集输。

不加热集输降低了集油管线的集油温度，大大减少了集油管线包括掺水管线的散热量，也减少了油（液）带走的热量。由于散热与温差成正比，如加热集输平均油（液）温50℃，考虑管线埋地处为0℃，则温差为50℃，不加热油（液）平均温度按20℃计，则温差降低了60%，即散热损失减少60%；这时因外界不加热，油（液）不带走外界加入的热量，可视为全部节省下来，这样总共可节省集油热耗的70%～75%。由于集油热耗一般约占集输处理系统总热耗的70%以上，故不加热集输可节省集输总热耗的49%～53%左右[4]。这是最低的预测节能数字。如果加热流程的平均温度更高，则节能效果更显著。

原油在低温下流动，析出的石蜡极易沉积在管壁 上，石蜡的沉积使管线实际流动口径变小，阻力迅速增加，最后导至堵管[5]。对管线保温（一般采用优质保温材料如聚氨酯泡沫塑料）可减少流体与管壁的温差，从而减缓石蜡的沉积。对于回压周期性升高油井，可摸索压力升高规律定期扫线、掺水，维持正常回压生产。

井口加入少量的破乳剂或降粘剂，其作用是可改变原油中析出石蜡的结晶形式，阻止其连成大片网络；药剂在管壁形成一层光滑的薄膜，阻止石蜡向管壁沉积，并形成阻力很小的流动层；当油中含水时，加入的药有破乳、转相作用（油包水型“乳化液转为”水包油型乳化液），降粘减阻作用更为明显[6]。由于药剂的作用，使原油在低温下的流动阻力比较低，保证油气的正常集输。文明寨油田冬季高回压井采用该项措施取得显著效益。

（二）原油破乳

目前现场采用两段破乳脱水工艺，即干线加药和电场脱水，应作如下改进。

在去年引进美国强品公司油溶性破乳剂试验成功的基础上，今年与采油工艺研究所合作开展了ZB-006型油溶性破乳剂的研制和现场应用[10]。在B二线试验的数据表明，与水溶性破乳剂比较，加药量减少了60%，一级分离放水含油量小于500ppm，原油含水率小于5%。虽与美国破乳剂有一定差距，但技术水平已达到国内先进。另外，油溶性破乳剂对温度的要求不高，正好适应不加热集输工艺。全厂推广油溶性破乳剂，不仅可提高原油处理工艺水平，且可以节约费用30～50万元/年。

先进的集输处理工艺已经实现了无泵无罐无电脱的三无流程。电脱水既需要提升压力，又需要提升温度，是联合站能耗的重要组成部分。在应用高效低温油溶性破乳剂前提下，采用高效聚结沉降设备（如陶粒沉降聚结沉降器），适当提高低含水油温度等实现自然沉降达标。目前B联合站已实现无电脱沉降。

游离水脱除器的界面高度和压力这两个参数目前基本上是采取PID给定点控制方式，而明一联合站由于干扰变化频繁及多变量系统等因素，这种控制方式效果并不理想，必须从控制方案上加以改进。我们可采用多变量状态反馈单值预测控制法，基本思想是利用模型来监测输出和相应的偏差求得最优控制，同时将放水管出口高度作为变量可以调节，以达到最好的油水分离效果。

（三）原油处理工艺

根据国内权威部门进行的损耗调查，稳定前原油敝口损耗为0.4%～0.6%，稳后原油敝口损耗为0.1%～0.2%，敝口储罐由于蒸发和携带作用将损耗原油0.5%～0.8%。近几年该厂已基本实现了油气密闭集输，密闭率达到90%以上。

第五篇：油气集输知识

油气集输知识 油气集输

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。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。

油田生产中的“三脱”“三回收”

油田生产中的“三脱”“三回收”：“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；“三回收”是指污水回收、天然气回收和轻质油回收。

原油脱水

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储运造成浪费，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，水和原油一起被加热时，水会急速汽化膨胀，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%。

破乳剂

破乳剂是一种表面活性物质，它能使乳化状的液体结构破坏，以达到乳化液中各相分离开来的目的。原油破乳是指利用破乳剂的化学作用将乳化状的油水混合液中油和水分离开来，使之达到原油脱水的目的，以保证原油外输含水标准。

原油脱气

通过油气分离器和原油稳定装置把原油中的气体态轻烃组分脱离出去的工艺过程叫原油脱气。

合格原油主要标准

国家规定在净化后的原油中含水不能超过0.5%，含盐不大于50毫克/升，每吨原油含气不超过1立方米。

油气分离器

油气分离器是把油井生产出的原油和伴生天然气分离开来的一种装置。有时候分离器也作为油气水以及泥沙等多相的分离、缓冲、计量之用。从外形分大体有三种形式，立式、卧式、球形。

油气计量

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。油井产量计量是指对单井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。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。

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气组成，在这里把数口油井生产的油气产品集中在一起，轮流对各单井的产油气量分别进行计量。

计量接转站

有的油气计量站因油压较低，增加了缓冲罐和输油泵等外输设备，这种油气小站叫计量接转站，既进行油气计量，还承担原油接转任务。

转油站

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。

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。

水套加热炉

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。

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。

油气密闭集输

在油气集输过程中，原油所经过的整个系统(从井口经管线到油罐等)都是密闭的，即不与大气接触。这种集输工艺称为油气密闭集输。

气储运

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、油罐列车或油轮等输送到炼油厂、石油化工厂等用户的过程。

管道输油的特点

管道输油的特点是：运输量大；能耗小、运费低；便于管理，易实现全面自动化，劳动生产率高；管线大部埋于地下，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；但运输方式不灵活，钢材耗量大，辅助设备多，适于定点、量大的单向输送。

我国管道建设的几个阶段

我国管道建设大致可分为三个阶段：(1)1958～1969年是我国管道建设的初始阶段，这时期由于产油量少，对建设长距离、大口径管道缺乏技术能力及建设经验，所以不论从管道建设的数量上和输油技术方面，都还处在一个落后的阶段。(2)1970～1980年是我国管道建设的高峰阶段，也是大量采用国内先进设备的阶段，在管道建设高速度发展的同时，管道的钢材质量、输油工艺、输油设备及输油通信手段等方面也在高速发展。(3)1981年以后，是我国管道建设大力引进国外先进技术和提高效益的发展阶段。这时期管道建设大量引进国外先进设备和先进技术，注重提高管道输送的经济效益，并进行大规模科研和现场实验，取得较多的科技成果，使管道输油效率大幅度提高。

原油的热处理

原油热处理是将原油加热到一定温度后，再按一定的方式和速度将其冷却到某一温度的过程。经过热处理，可使原油中的石蜡、沥青及胶质的存在形式改变，使原油的凝固点和粘度改变。在最佳的热处理条件下可以改善原油的低温流动特性。1995年年产原油790万吨。

管道的阴极保护

地处四川盆地，已有60年的历史，发现气田85个，油田12个，含油气构造55个。在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总产量的42.2%，是我国第一大气田，1995年年产天然气71.8亿立方米，年产原油17万吨。

强制电流保护

将被保护金属与外加电源负极相连，由外部电源提供保护电流，以降低腐蚀速率的方法，称为强制电流保护。

地下式油罐和半地下油罐

罐内油品的最高油位，比邻近地面的标高低0.2米的油罐称为地下式油罐；罐底埋深大于油罐本身高度的二分之一，而且油品的最高油位比邻近地面高出0.2米以下的油罐称为半地地下式油罐。

进油管不能从油罐的上部接入

若将进油管从油罐的上部接入，当流速较大的油品管线由高向低呈雾状喷出，与空气摩擦增大了摩擦面积，落下的油滴撞击液面和罐壁，致使静电荷急剧增加，其电压有时可高达几千伏或上万伏，加之油品中液面漂浮的杂质，极易产生尖端放电，引起油罐爆炸起火。因此，进油管不能从油罐上部接入。

静电对石油储运危害

在管线、输油设备和容器某个部位集聚的静电，其电位高到与另一个没有电位或电位较低的物体之间的绝缘介质一定程度的时候，则在两物之间发生跳火现象，这种现象称为静电放电。这种放电对含油气浓度较大的场所，易产生爆炸、着火。其危险性和危害性是很大的。

石油集输知识

前面在有关油田开发部分中所述的内容，都是围绕如何使石油和天然气从油气层中顺利地流向井底，又从井底流到地面来的一套地下工程技术措施。至于石油和天然气由油井流到地面以后，又如何把它们从一口口油井上集中起来，并把油和气分离开来，再经初步加工成为合格的原油和天然气分别储存起来或者输送到炼油厂，这就是通常称之为“油田集输技术”和“油田地面建设工程”。

油田的集输技术和建设，是据不同油田的地质特点和原油性质，不同的地理气候环境，以及油田开发进程的变化而选定、而变化的。例如，由于原油粘度大小、凝固点高低的不同，高寒与炎热地区的差别，对原油的集输技术就有很大的影响；又如，有的原油和天然气中，因含硫化氢，需经脱硫后才能储存和输送出去，这就要有相应的脱硫技术和建设；再如，当油田开发进入中、后期，油井中既有油、气，又有大量的水，不仅要把油、气分离开来，而且还要把水分离出来，把油、气处理成合格的产品，把水也要处理干净，以免污染环境„„如此等等的众多问题所涉及的众多技术与工程建设，都是油田建设的主要内容。原油集输就是把油井生产的油气收集、输送和处理成合格原油的过程。这一过程从油井井口开始，将油井生产出来的原油和伴生的天然气产品，在油田上进行集中和必要的处理或初加工。使之成为合格的原油后，再送往长距离输油管线的首站外输，或者送往矿场油库经其它运输方式送到炼油厂或转运码头；合格的天然气集中到输气管线首站，再送往石油化工厂、液化气厂或其他用户。

概括地说油气集输的工作范围是指以油井为起点，矿场原油库或输油、输气管线首站为终点的矿场业务。一般油气集输系统包括：油井、计量站、接转站、集中处理站，这叫三级布站。也有的是从计量站直接到集中处理站，这叫二级布站。集中处理、注水、污水处理及变电建在一起的叫做联合站。

油井、计量站、集中处理站是收集油气并对油气进行初步加工的主要场所，它们之间由油气收集和输送管线联接。

（一）油井的地面建设

采油井分两种类型：即自喷井和机械采油井。

自喷井井口的设备一般有采油树、清蜡设备（如：绞车、钢丝、刮蜡片）、油嘴、水套加热炉、油气计量分离器等（井口房和值班房根据当地的气候条件和社会因素考虑是否设置）。

机械采油井目前一般采用有深井泵（即管式泵）、水力活塞泵、电动潜油泵和射流泵四种采油方式。机械采油井场的工艺设备和辅助设备主要有：采油树、油气计量分离器、加热和清蜡设备及采油机械。因为机械采油的方式不同，所以在井口的地面工程也就有所不同，水力活塞泵采油技术是现在比较先进的机械采油方式，下面就此来谈井口的工程建设内容。

水力活塞泵采油是用高压液体作为井下抽油泵动力的无杆抽油泵。主要用于比较深的井、丛式井、结蜡井、稠油井以及条件较复杂的油井。水力活塞泵抽油装置，由地面泵组、井口装置和管线系统、水套加热炉、沉降罐和井下水力活塞泵机组等部分组成。

水力活塞泵一般用稀油作为动力液。可用本井或邻井的原油经分离器脱气，再经过水套加热炉（或换热器）加热到60C左右，进入沉降罐然后被吸入高压三柱塞泵，加压后的原油（动力液），通过井口四通阀注入油管，推动井下水力活塞泵组液马达上下往复运动，中间拉杆带动抽油泵，抽出井内的油。在井内工作过的动力液和抽出的原油通过油管与套管的环形空间上升到地面，通过四通阀进入油气分离器。脱气的油再回到沉降罐，沉降后一部分再进入地面泵循环使用，另一部分进入集油干线。

（二）计量站的设置和建设

计量站的作用主要是计量油井油气产量，并将一定数量（7～14口）油井的油气汇集起来，再通过管道输送到油气处理站。另外，计量站还向井口加热设备提供燃料等。

计量站的种类，按建筑结构分有：砖混结构、大板结构和列车式；按工艺流程分有：单管计量站、双管计量站和三管计量站。计量站的设施，一般有各井来油管汇（也叫总机关）、计量分离器、加热炉、计量仪表等。

油气集输流程是油田地面工程的中心环节。采用什么样的流程，主要取决于各油田地质条件、油井产量、原油的物理性质、自然条件以及国民经济和科学技术的发展水平等。国内外油气集输流程的发展趋势基本是小站计量，大站集中处理，密闭输送，充分利用天然资源。总的有两种流程：

⒈ 高凝、高粘原油的加热输送流程：

随着石油工业的发展，高凝、高粘原油在石油总产量中所占的比例日益增加。对这类原油国内外一般都采用加热输送。

加热输送分直接加热输送和间接加热输送。直接加热输送是用炉子加热或掺热液与井口油气水混合加热而进行输送；间接加热输送是采用热水伴随、蒸汽伴随或电表皮效应等加热方式进行输送。我国有些油田，像胜利油田、江汉油田、扶余油田、辽河油田等，在部分地区是采用井口加热保温、单管出油的油气混输小站流程；也有采用双管掺液保温的油气混输小站流程；还有采用了三管热水伴随小站流程。

⒉ 单管或双管不加热密闭混输流程：

在欧美国家的大多数油田采用的都是这种流程。其原因是原油的物性好，或油田自然条件好，油井出油温度高。我国的有些油田，根据原油物性和油田自然条件的可能，也采用了井口不加热流程，但有的仍不能采用这种流程。

（三）集中处理站（联合站）的工程建设

集中处理站是油田油气集输流程的重要组成部分。它所承担的任务、建设规模和在油田的建设位置，一般由总体规划根据开发部门提供的资料综合对比后确定。

集中处理站包括：油气工艺系统、公用工程（供电、供排水、供热、通讯、采暖、通风、道路、土建等）、供注水、污水处理、消防、变电以及必要的生产设施。

集中处理站的主要设备有：分离器、含水油缓冲罐、脱水泵、脱水加热炉、脱水器、原油缓冲罐、稳定塔送料泵、稳定塔、稳定塔加热炉、稳定原油储罐、外输泵、流量计、污水缓冲罐、污水泵等。

站内管线尽可能在地面以上架空（电缆、仪表线等可同架），这样既便于维修和管理，又不易腐蚀。站外管线尽可能沿路敷设，以便施工、维修和管理。

下面着重介绍原油脱水和原油稳定：

⒈ 原油脱水 所有的油田都要经历含水开发期的，特别是采油速度大和采取注水强化开发的油田，无水采油期一般都较短，油井见水早，原油含水率增长快。原油含水不仅增加了储存、输送、炼制过程中设备的负荷。而且增加了升温时的燃料消耗，甚至因为水中含盐等而引起设备和管道的结垢或腐蚀。因此，原油含水有百害无一利。但水在油田开发过程中，几乎是原油的“永远伴生者”，尤其是在油田开发的中后期，油井不采水，也就没有了油。所以原油脱水就成为油田开发过程中一个不可缺少的环节，一直受到人们的重视。

多年的反复实践，现在研究成功的多种原油脱水工艺技术有：

沉降分离脱水。这是利用水重油轻的原理，在原油通过一个特定的装置时，使水下沉，油、水分开。这也是所有原油脱水的基本过程。

化学破乳脱水。即利用化学药剂，使乳化状态的油水实行分离。化学破乳是原油脱水中普遍采用的一种破乳手段。

电破乳脱水。用于电破乳的高强度电场，有交流电，直流电、交一直流电和脉冲供电等数种。其基本原理是通过电离子的作用，促使油、水离子的分离。

润湿聚结破乳。在原油脱水和原油稳定过程中，加热有利于原油粘度的降低和提高轻质组份的挥发程度。这也就促使了油水分离。

原油脱水甚费能源，为了充分利用能源，原油脱水装置与原油稳定装置一般都放在一起。为了节约能源，降低油气挥发损耗，通过原油稳定回收轻质烃类，油田原油脱水工艺流程已趋向于“无罐密闭化”。无罐流程的显著特点就是密闭程度高，油气无挥发损耗。在流程密闭过程中，原油脱水工艺流程的密闭是一个关键环节，因为它的运行温度较高，停留时间又长，油气容易挥发损耗。据测定，若采用不密闭流程，脱水环节的油气损耗约占总损耗的50％。

原油脱水设备则是脱水技术的体现，它在原油脱水过程中占有重要地位。一项脱水设备结构的合理与否，直接关系到脱水的效果、效率和原油的质量，以及生产运行成本，进而影响原油脱水生产的总经济效益。因此，人们结合油气集输与处理工艺流程逐渐走向“无罐化”，即不再使用储罐式沉降分离设备，而较普遍地采用了耐压沉降分离设备，研制了先进的大型的脱水耐压容器。电脱水器是至今效率最高，处理能力最强，依靠电场的作用对原油进行脱水的先进设备。电脱水器的形式有好多种，如：管道式、储罐式、立式园筒形、球形等。随着石油工业的发展，经过不断地实践与总结，趋向于大批采用卧式园筒形电脱水器。它的处理规模与生产质量均已达到较高水平，每台设备每小时的处理能力就能达到设备容积的好几倍，净化油含水率可降到0.03％以下。为了加快油田建设速度，提高脱水设备的施工予制化程度，将卧式电脱水器、油气分离器、火筒加热炉、沉降脱水器等四种设备有机的组合为一体，这种四合一设备，不仅结构紧

凑，而且节约了大量的管线、阀门、动力设备，特别是油田规模多变的情况下，这种合一设备可以根据生产规模的需要增加或减少设置台数，所以说它具有较大的机动灵活性。

⒉ 原油稳定

原油稳定就是把油田上密闭集输起来的原油经过密闭处理，从原油中把轻质烃类如：甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等分离出来并加以回收利用。这样，原油就相对的减少了挥发作用，也降低了蒸发造成的损耗，使之稳定。原油稳定是减少蒸发损耗的治本办法。但是，经过稳定的原油在储运中还需采取必要的措施，如：密闭输送、浮顶罐储存等。

原油稳定具有较高的经济效益，可以回收大量轻烃作化工原料，同时，可使原油安全储运，并减少了对环境的污染。

原油稳定的方法很多，目前国内外采用的大致有以下四种：

一是，负压分离稳定法。原油经油气分离和脱水之后，再进入原油稳定塔，在负压条件下进行一次闪蒸脱除挥发性轻烃，从而使原油达到稳定。负压分离稳定法主要用于含轻烃较少的原油。

二是，加热闪蒸稳定法。这种稳定方法是先把油气分离和脱水后的原油加热，然后在微正压下闪蒸分离，使之达到闪蒸稳定。

三是，分馏稳定法。经过油气分离、脱水后的原油通过分馏塔，以不同的温度，多次气化、冷凝，使轻重组分分离。这个轻重组分分离的过程称为分馏稳定法。这种方法稳定的原油质量比其它几种方法都好。此种稳定方法主要适用于含轻烃较多的原油（每吨原油脱气量达10立方米或更高时使用此法更好）。

四是，多级分离稳定法。此稳定法运用高压下开采的油田。一般采用3～4级分离，最多分离级达6～7级。分离的级数多，投资就大。

稳定方法的选择是根据具体条件综合考虑，需要时也可将两种方法结合在一起使用。

（四）原油库的建设

用来接收、储存和发放原油的场所叫原油库。原油库具有储存油品单

一、收发量大、周转频繁等特点，它是油田正常生产和原油外运（或外输）的一个重要衔接部分。根据不同的原油外运方式，原油库可分以下几种。

铁路外运原油库：油库内建有专用铁路线及有关装油设备。如大庆油田在六十年代，其原油主要就是靠铁路外运，油罐列车每天象长龙一样，从油库将原油源源不断的运向全国有关炼油厂。

管线外输原油库：是利用管线将原油外输到各用油单位。但是，利用管线外输的油田，又不一定都有原油库，如华北油田就没有原油库。华北的原油往北送往石楼，往南送往沧州和石家庄炼油厂都是用管线输送。根据输送距离和油量等因素，输送管线途中还应设有加热和加压站。

联合外运原油库：利用铁路槽车和管线，将原油输送给用油单位。如胜利油田的原油以前是管输到辛店，从辛店站又用铁路槽车往外运，后来又建了东营至黄岛的输油管线来外输原油。靠近海或江河的油田，也可考虑用船来将原油送给用油单位。另外对边远的一些面积小、产油量少的油田，或者新建的油田还没形成系统时，也可用汽车拉油外运。如二连的阿尔善油田，在开发初期即是以汽车来外运原油的。还有冀中油田的有些区块，建设原则就是先建站、后建线，先拉油、后输油。

原油库一般由收油、储存、发放设备及公用工程、生产和生活设施等部分组成。收油设备主要是指收油用的阀组。储存原油的设备主要是储罐。油田上的原油储罐主要是立式园柱型金属油罐。常用的有无力矩罐、拱顶罐和浮顶罐。从降低原油的蒸发损耗来看，浮顶罐比其它结构形式的罐都优越。发放设备是指将原油外运或外输所需要的设备。采用铁路外运时，需要建铁路专用线、装油鹤管、栈桥、装油泵和计量设备等。采用管线外输时，需要安装外输泵、外输阀组、加热设备和计量设备等。联合外运（输）油库的发放设备，则是以上两种油库发放设备的综合。在可能的条件下，应充分利用地形高差来装车，以节省能源。

油库的公用工程与原油处理站的公用工程基本一致。要强调的是油库的安全和消防。原油库一旦发生火灾和爆炸，后果是不堪设想的。