高效油气集输与原油处理工艺探讨

第一篇：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）。

第四篇：原油集输站工作总结DOC

***联合站2014年工作总结

一年来，我站紧紧围绕原油处理中心任务，深入贯彻落实采油厂二届四次职代会及各类生产会议精神，扎实开展党的群众路线教育实践活动，狠抓“三基”工作和安全标准化建设，生产运行高效有序，站容站貌明显改善，全员素质稳步提升，其它各项工作均呈现出良好的发展态势。现将今年的各项工作总结如下：

一、生产运行概况

（一）生产经营指标完成情况：

我站全年（12月份预估）累计接收含水原油45.95万吨，其中车卸含水油43.65万吨，集输来油2.3万吨，累计处理净化油25.56万吨，外输净化油17.1万吨，车运净化油2943车次8.26万吨，共计产生污水20.39万吨，其中回注15.5万吨，向19注水站输送8.6万吨，外运1.27万吨。净化油含水率、计量准确率、化验精准率均在指标范围内。

（二）成本运行情况：

由于我站原油处理量被动，系统设备设施逐年老化等因素，（二）狠抓安全生产，推进标准化建设。始终坚持“安全第一、预防为主”的方针不动摇，着力培育“安全在岗、平安回家”的安全文化理念，不断完善HSE管理体系，逐步改善站点作业环境，大力开展安全培训教育，提高全员安全管理水平。一是落实安全生产责任制，落实安全生产责任挂牌上岗制度，根据采油厂安全环保目标责任书要求，制定了《***联合站岗位安全环保责任书》，进一步明确岗位安全管理主体和重点，组织签订各层级目标责任书25份，并对目标责任制落实情况进行定期督查。二是扎实开展安全宣传教育活动，组织HSE知识培训活动4次，开展业务技能培训16课时，开展外协队伍安全教育2次，收到了良好效果。高度重视安全生产月活动，组织全站干部职工观看了《盲动.迷途》、《生命刻度》等警示教育片，形成观后感70余篇；开展安全知识测试活动4次，及格率85%。三是牢固树立忧患意识，强化安全生产日常检查，开展安全隐患排查整治活动10次，面向全站职工收集各类隐患整改意见和建议20余条，并分类梳理，全面整改落实；认真汲取行业安全事故教训，开展消防应急演练活动1次。四是大力推进HSE管理体系和安全标准化建设，整合各类安全标准化创建资源，紧盯创建目标，完善各类基础设施和内业资料。接受中石油安全管理资深专家现场培训1次，并对站点HSE体系运行情况进行现场指导，不断消缺补漏，完善提升。

源管理、收油管理的具体措施，使污水处理节点管理逐步规范，水质处理质量、资料录取等各项工作得到有效提高。5月份，安排部分业务骨干参加了采油厂组织的对标学习活动，赴杏子川采油厂郝家坪联合站对HSE管理及污水处理项目进行观摩学习，总结HSE体系运行中存在的问题，对HSE现场管理、危害因素目视化管理、站容站貌集中整治等方面进行了强化，落实整改措施，将标杆单位的优秀管理经验融入安全标准化建设全过程。今年以来，为规范资料管理，提高全站各岗位资料填报水平，确立了资料管理标杆项目。选树了以石百万联合站卸油岗、***联合站门岗为标杆的资料管理项目，坚持“找差距、学方法、改措施、促提升”的工作思路，完善岗位各类制度资料，提高应知应会知识水平，开展“讲我工作、展我风采”岗位工作介绍活动，完善岗位工作流程、岗位风险辨识及控制应急处置等资料。坚持全员仿宋字达标训练，不断提高岗位内业资料的书写水平。

三、党建工作开展情况

以党的群众路线教育实践活动为契机，全面加强党员干部队伍的作风建设，深入贯彻落实油田公司党建文化工程，践行“关爱员工、呵护油井、发展延长、奉献社会”核心理念，促进选油行业“爱人爱岗、爱岗敬业”理念落地生根，为增强党组织的凝聚力和向心力发挥了积极作用。为深化体制改革，促进转型发展产生了深远影响。

履职情况等六项内容的三级考核体系，体现“多劳多得、优奖劣罚、全员受益”的薪酬分配原则。组织开展了“提升绩效我负责、履职尽责我受益”主题大讨论活动，征集职工意见和建议20余条。通过方案多次讨论修改，目前已试运行。提炼总结了以“感恩油井、真情接力”为核心的“12361”节点管理文化理念，为活动开展起到了积极的助推作用。

（三）党建其它工作扎实推进。思想政治建设工作深入开展，召开专题会议传达学习采油厂各项工作会议精神，认真学习党的十八大以来各项时政文件，组织全站干部职工观看了道德模范故事专题片，不断提升全站员工的思想境界，提高奉献企业、服务发展的自觉性和主动性。党风廉政责任制严格落实，严格按照“一岗双责”要求开展各项工作，全体党员结合岗位风险进行了廉政书面承诺，廉洁文化阵地建设日趋完善，警示教育工作扎实开展。按照采油厂开展效能监察的实施方案要求，严格控制车辆运行费用，盘活库存积压物资利用。按时向上级党委、纪委上报党风廉政建设工作开展情况，党风廉政建设的预防作用凸显。广泛开展文体活动，丰富文化生活。先后举办了庆“元旦”职工智趣活动，庆“三八”女工健康知识讲座，业务技能培训活动，联合站消防应急演练、组织开展了二十四式简化太极拳集训活动，参加了采油厂“油井无语知关爱、呵护油井系我情”演讲比赛，取得了优异成绩。

入分析制约指标提升的因素，在狠抓落实上下工夫。三是牢固树立差距意识和赶超意识，对照标准找差距，强化措施抓落实，不断优化各项经营管理指标。四是要深入开展对标交流学习，紧盯指标任务，虚心向标杆单位学习。积累经验，千方百计改进工作措施，保证标杆管理工作取得实效。

（三）切实抓好纪律作风工作。通过抓纪律、抓作风，保生产、正站风。一是要加强考勤管理，严格执行请销假制度，继续加强带班人员管理，保证生产运行不受影响。二是强化劳动纪律，加强厂纪站规宣传教育，增强全员自律意识，严厉查处脱岗睡岗、酗酒聚赌、劳保穿戴不规范、安排工作不落实、违反劳动纪律等现象。三是落实交接班制度。继续推行交接班例会制度，对设备运行、工作任务、岗位材料、安全环保、台账报表、遗留问题等项目进行全面交接，保证工作衔接到位。

2014年即将圆满收官，全年生产任务依然艰巨。我站将深入贯彻落实上级各项工作会议精神，不断创新工作思路，强化生产组织，带领全站干部职工脚踏实地、锐意进取，以更加昂扬的斗志，更加饱满的热情，圆满完成全年各项生产任务，努力开创2015年各项工作的新局面。

吴起采油厂***联合站

第五篇：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。