油气集输课程设计
重庆科技学院
《油气集输工程》
课程设计报告
学院:_石油与天然气工程学院__专业班级:油储12-2
学生姓名:某某某学号: 123456789
设计地点（单位）________K802______ __ ________ __
设计题目: 某分子筛吸附脱水工艺设计
——加热器设计计算_
完成日期： 2015 年 6 月 25 日
指导教师评语: _______________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________
成绩（五级记分制）:______ __________
指导教师（签字）:________ _______
摘要
本次课程设计的题目是关于分子筛吸附脱水工艺中的加热器设计计算，多年来，在油气集输加热领域一直采用管式炉及水套炉。这些传统炉型固然有它的特点和优势，但这些炉型在其工作原理、结构设计及运行管理方面还存在很多的不足，导致加热炉的使用寿命减短，设备的不正常损坏，增加维修费用，并在运行时存在一定的安全隐患。本次课程设计打破传统设计加热炉选型手段，设计了以水为相变换热原理的新型真空相变加热炉，可以很好的解决传统加热炉存在的问题。文章从加热炉的基本原理入手，参照《油田加热炉》的相关理论知识，按照GB/T 21435-2008《相变加热炉》的设计手册。系统的阐述了加热炉的主要技术参数，通过对加热炉的特点分析及选型依据，介绍了真空加热炉的工作原理，着重的阐述了真空相变加热炉的设计步骤和计算过程，总结了真空相变加热炉这种新型炉型在油田集输加热系统中占有良好的前景。
关键词：加热炉真空相变原则设计技术参数
目录
摘要............................................................... I
1 绪论 (1)
2 加热炉的主要技术参数 (2)
3 加热炉设计基础数据与设计依据 (4)
3.1加热炉设计基础数据 (4)
3.1.1 原始数据 (4)
3.1.2 各小组提供数据 (4)
3.2加热炉设计依据 (4)
3.2.1 依据的原则 (4)
3.2.2 设计遵循的主要标准、规范 (4)
4 加热炉的选用 (6)
4.1加热炉的选用原则 (6)
4.2炉型的选择依据 (6)
4.2.1 下列条件宜选用管式加热炉 (6)
4.2.2 下列条件宜选用水套炉 (6)
4.3 炉型的确定 (6)
5 真空相变加热炉的结构、工作原理 (7)
5.1真空相变加热炉的结构 (7)
5.2真空相变加热炉的工作原理 (7)
6 真空相变加热炉的设计步骤及计算 (9)
6.1确定加热炉主要技术参数 (9)
6.2初步确定加热炉的结构形式 (10)
6.2.1 实际空气需要量 (10)
6.2.2 炉膛尺寸的确定 (10)
6.2.3燃烧器的选择 (11)
6.3加热炉的设计计算 (12)
6.4真空相变加热炉选型 (13)
7 结论 (14)
参考文献 (15)
1 绪论
天然气是安全，高效，优质的能源，随着时代的发展，人类环境意识的提高，渐渐的，天然气作为21世纪主要的清洁能源。全世界对天然气的消费量也持续增长，从天然气的发展趋势来看，以及结合我国的经济发展，加快天然气的开发利用，改善世界能源结构，提高国民的生活质量，具有十分重要的意义。
想要好好的利用天然气，为我们整个社会带来福利，处理天然气的工序是十分复杂的。其中之一就是脱出天然气中的水分，从地层开采出来的天然气含有游离水和气态水，对于游离水，由于它是以液态方式存在的，通过分离器就可以实现分离；但气态水，由于它在天然气中以气态方式存在，运用分离器不能完成分离。而气态水又会在天然气管水过程中随着温度压力的改变而重新凝结成液态水。液态水的存在会导致水合物的生成和液体本身堵塞管路、设备或降低它们的负荷，引发二氧化碳、硫化氢的酸液腐蚀，所以脱出天然气中的水分是十分必要的。
目前，天然气脱水工艺比较成熟的有三种方法：低温冷凝法、吸收脱水法和吸附脱水法。而固体吸附法中以分子筛脱水的应用最为普遍，技术也最成熟可靠。也就意味着，只有在分子筛脱水系统中脱出天然气中的水分，才能够保证后面的天然气液化过程的顺利进行，同时也有效防止了设备和管线多的腐蚀，延长设备的使用寿命，提高了经济效益。分子筛脱水是一个物理吸附过程，相比于活性铝土、活性氧化铝和硅胶等固体吸附剂，分子筛具有很好的选择吸附性，以及高效的吸附容量，这是分子筛作为吸附剂的显著优点，这也是为什么工程中大多选用分子筛作为物理吸附剂的原因。
在分子筛吸附脱水工艺中的一个很重要的设备是再生气加热炉。加热炉是将燃料燃烧产生的热量传给被加热介质而使其温度升高的一种加热设备。它被广泛应用于油气集输系统中，将原油、天然气及其井产物加热至工艺所需要求的温度，以便进行输送、沉降、分离、脱水和初加工。稳定的控制再生气加热炉的温度，是保证脱水系统深度脱水的必要条件。所以，设计合理，安全，高效的加热炉，对于整个系统来说都是至关重要的。
2 加热炉的主要技术参数
2.1热负荷
单位时间炉内介质吸收有效热量的能力叫热负荷，其单位为kw 。 加热炉设计图纸或铭牌上标注的热负荷叫做额定热负荷。它是根据设计参数计算求得的计算热负荷向上取整至某一系列值。额定热负荷系列值见下表。根据实际运行参数用热平衡公式计算求得的热负荷叫做运行热负荷，运行热负荷一般应不大于额定热负物时，运行参数若与设计参数不一致时，运行负荷将变化。
2.2热效率
热效率是判断加热炉经济效益的一项重要指标，是设备有效利用的热量占供给设备全部热量的百荷。对于某一台尺寸结构已确定的加热炉，若被加热介质为原油、天然气或其他混合分比。它是热量被利用的有效程度的一个重要参数，在额定热负荷时按设计参数计算求得的热效率叫设计热效率，而在加热炉运行条件下测试切得的热效率叫做运行热效率。其计算公式:
n
-
1Q Q =η （2.1） 式中 η——加热炉热效率，%；
n Q ——每小时加热炉损失的热量，kW ；
0Q ——每小时供给加热炉的热量，kW 。
加热炉热效率的计算是相对于一定体系的仅考虑加热炉本炉求得的热效率叫加热炉热效率。而包括加热炉辅机（如鼓风机、引风机、燃烧器等）在内而求得的效率叫加热炉系统效率，因此系统效率应等于或小于加热炉热效率。
2.3流量
单位时间内通过加热炉内被加热介质的量叫流量，其单位一般为t/h 或m3/h 。在正常运行条件下，通过加热炉的量称为额定流量。而加热炉能安全可靠的运行的最小量叫最小流量，对于某一台结构已经确定的加热炉来讲，若流量大于额定
流量，则会使压力降增加；如果流量小于最小流量，则会影响传热效果，或使管式炉炉管内介质偏流，造成炉管局部结焦或烧坏等现象。所以在选用加热炉使，应使流量值的变化控制在额定流量和最小流量之间。
2.4压力
管式加热炉只有炉管承受设计内压力，故管式加热炉的压力一般指管程压力；火筒式直接加热炉仅火筒承受外压力，壳程承受内压力；而火筒式间接加热炉的壳程、管程均承受工艺设计所需压力；相变加热炉也同样均承受壳程和管程的压力；各种加热炉都有与之对应的压力，参照各个对应的标准。
2.5温度
加热炉的温度指标主要有被加热介质进出口温度、炉膛温度和排烟温度。加热原油及井产物时一般由40℃加热到70℃左右。加热炉炉膛温度值一般为750～850℃；而排烟温度则为160～250℃左右。
2.6压力降
压力降是被加热介质通过加热炉所造成的压力损失。压力降的大小与炉管内径、介质流量、炉管当量长度以及被加热介质粘度有关。管式加热炉和火筒式间接加热炉、相变加热炉允许压力降为0.1～0.25MPa，而火筒式直接加热炉的压力降一般则小于0.05MPa。加热炉铭牌或设计图纸上标注的压力降数值是指该炉在设计条件下通过额定流量时的压力降。当运行条件变化时压力降数值应重新核算。
3 加热炉设计基础数据与设计依据
3.1加热炉设计基础数据
3.1.1 原始数据
根据课程任务书内容，已知天然气的进料温度为40℃，进料压力为3Mpa，设计规模为15万方/天，要求脱水到1ppm以下，天然气的基础成分见下表：
表3.1 天然气组成如下表
组分C1C2C3iC4nC4iC5nC5N2CO2H2O mol% 71.3 8.39 6.01 1.24 2.24 0.64 0.97 4.21 2.53 2.14
3.1.2 各小组提供数据
进入加热器的被加热介质（再生气）为干气，再生气质量流量为419.7kg/h，m3，再生气进炉温度为40℃，出炉温度为323℃。再生气密体积流量34.20h/
度12.27kg/m3，再生气定压比热容2.183kJ/(k
kmol )。
3.2加热炉设计依据
3.2.1 依据的原则
①贯彻国家建设基本方针政策，遵循国家和行业的各项技术标准、规范。
②贯彻“安全、可靠”的指导思想，紧密结合上、下游工程，以保证中央处理厂安全、稳定的运行。
③根据高效节能、安全生产的原则，采用先进实用的技术和自控手段，实行现代化的管理模式，实现工艺、技术成熟可靠、节省投资、方便生产。
④充分考虑环境保护，节约能源。
3.2.2 设计遵循的主要标准、规范
SY/T 0076-2003《天然气脱水设计规范》
SY/T 0524-2008《导热油加热炉系统规范》 GB 50251-2003《油气集输设计规范》
GB 8770-1988《分子筛动态水吸附测定方法》 GB/T 21435-2008《相变加热炉》
重庆科技学院本科生课程设计加热炉的选用
4 加热炉的选用
4.1加热炉的选用原则
①所选用的加热炉热负荷能满足工艺要求，能将一定量的被加热介质加热至工艺要求的温度。
②加热炉高效节能。
③安全可靠，使用寿命长，造价低。
④尽量选用系列定型的炉型。
⑤便于操作和维修。
4.2炉型的选择依据
针对加热炉的型式多种多样，不仅有传统的加热炉，也有新型的加热炉。以下是几种加热炉在选择时的依据：
4.2.1 下列条件宜选用管式加热炉
①介质物性较好（如粘度小，不含砂、盐等）。
②介质流量，压力波动较小。
③大口径输油管道加热炉。
4.2.2 下列条件宜选用水套炉
①被加热介质为气体。
②被加热介质流量、压力波动较大。
③一般井口、计量站、接转站宜采用水套炉加热。
4.3 炉型的确定
根据基础数据和初步计算得知，根据公式计算出来的加热炉热负荷为933.4kw，向上取整1000kw，通过对比，在规定的范围内，各式加热炉都有满足条件，水套炉和管式其实都可以，但从安全、高效、节能、设计完备角度考虑，小组决定打破常规，选择一个非传统类的加热炉，即真空相变加热炉。
5 真空相变加热炉的结构、工作原理
5.1真空相变加热炉的结构
图5.1 真空相变炉原理示意图
真空相变加热炉是油田油气集输的新型炉型，真空相变加热炉本体为两回程湿背式结构，主要由燃烧器、油或水盘管、燃烧室、锅筒、烟管、烟箱、热载体、烟囱等组成。
①壳体：壳体是组成真空相变加热的主要部分，由碳钢钢板焊制而成，它能够承受一定的内压力和温度，并具有可容纳内部构件和一定水量的容积。
②盘管：它是相变加热炉的受热面，由无缝钢管和弯头焊成。根据工艺要求可以是一组或多组。
③燃烧器：它是加热炉最重要的部件之一，作用是将燃料和空气按比例混合后喷入加热炉炉膛内进行燃烧而为被加热介质提供热量。燃烧器主要分为天然气燃烧器和油燃烧器。
④烟囱：排除炉内废烟气并产生抽力以使助燃空气进入燃烧器。
⑤安全附件：主要包括可水位表、温度表、放空阀。
5.2真空相变加热炉的工作原理
真空相变炉的核心是将锅筒内的热水介质加热汽化产生蒸气，蒸气与低于其饱和温度的盘管壁面相接触时，就会释放汽化潜热凝结成液滴而依附在壁面上。液滴聚结后再回到锅筒内的液相中，如此循环往复，气、液两相交替转换，从而
完成能量的转移和转换。液体相变换热的主要特点是液体温度基本保持不变，并在相对较小的温差下，达到较高强度的放热和吸热的目的。
加热炉的基本工作原理:燃烧器将燃油充分燃烧，通过辐射，传导将热量传递给锅壳内的中间介质—水。水受热膨胀产生蒸气，蒸气与低温的盘管壁换热，冷凝成水，将热量传递给盘管换热器内流动的工质。凝结后的水继续被加热汽化，如此循环往复，实现加热炉的换热。
安装于锅壳上的铂热电阻，将内部的蒸气温度信号传至温度数控仪整形放大，一路数字显示温度，一路与上限、下限设定温度相比较，做出判断，控制燃烧器工作状态。通过对锅壳内温度的动态控制，保证即使工质流量发生显著变化，也可使工质输出温度始终控制在需要的范围内。
锅壳上装有液位变送器和压力变送器，当锅壳内水位低于下限时，报警仪发出声光报警；当水位低于缺水水位时，自动切断燃料阀，停止燃烧。如果锅壳内压力意外超压，安全阀因故障未能及时开启，压力数控仪会发出警报，同时立即切断燃烧。
6 真空相变加热炉的设计步骤及计算
6.1确定加热炉主要技术参数
①热负荷的计算：
()6.3t -t 12m ?=P C G Q （6.1）
()kw
4.9336
.340-323183.24197.0=???=
Q 向上取整至系列值为1000kw 式中 Q ——被加热介质所需的热负荷，kW ； m G ——被加热介质质量流量，t/h ；
P C ——被加热介质定压比热容，()℃kg /?KJ ； 1t ——被加热介质入炉温度，℃； 2t ——被加热介质出炉温度，℃。
根据计算的热负荷，按照 GB/T 21435-2008《相变加热炉》规定，选用与之相接近的标准规定的热负荷，即为1000kw 。 ②壳程工作压力：
所选用的为真空相变压力变，按照 GB/T 21435-2008《相变加热炉》规定，选择标准规定的额定工作压力，为额定工作压力为0.1MPa 。
③管程设计压力：
按照 GB/T 21435-2008《相变加热炉》规定，选择与之接近的标准规定的工质入口压力为4.0MPa 。
6.1真空相变加热炉参数系列表
6.2初步确定加热炉的结构形式
6.2.1 实际空气需要量
燃烧所需的氧，一般都取自空气，考虑到空气中氧气所占的容积百分数为21%，则1kg 燃料完成燃烧需要的以标准立方米计的空气是（以符号0V 表示）为：
O S H C V 0333.00333.0265.00889.00-++= （6.2）
()
燃油
kg Nm /50.1062.00333.010333.073.10265.097.850889.03=?-?+?+?=
式中 0V ——理论空气需要量，kg N /m 3；
C 、H 、S 、O ——燃油的组分含量。
实际空气量与理论空气量的比值，称为过量空气系数，用符号α表示。炉膛的过量空气系数一般为1.05～1.20，即：
V V
=
α （6.3） 55.115.101.1=?=V kg N /m 3
6.2.2 炉膛尺寸的确定
根据已知加热炉的炉膛容积热负荷数值一般在（12.6～21.0）×
)/(1035h m KJ ?范围，按照以下公式计算炉膛容积V ： ???
? ????=
V
Q B Q B V g
n e
t g
n e
t
（6.4）
参数名称 参 数 系 列
额定工作压力/a MP -0.02、-0.01、0、0.2、0.4、0.7、1.0、1.25、1.6、2.5 设计海拔高度/m 0、1000、1200、2000、3000
额定热功率/KW
40、50、60、80、100、120、150、175、200、250、300、350、400、500、600、700、800、1000、1200、1500、1750、2000、2500、3000、3500、4000、5000、6000、7000、8000、10000、12000
工质额定入口压力/a MP 0.4、0.7、1.0、1.25、1.6、2.5、4.0、6.3、10.0、16.0、20.0、
25.0、32.0、40.0
3
5
m 67.4101541315
4.169=??=
式中 B ——加热炉的燃料消耗量，kg/h ；
g n e t Q ——燃料的低位发热值，kg /k J 。
由于加热炉炉膛内炉管为单程串联，一般布置成圆筒形，可使各炉管受热均匀，因而，炉膛直径D 可按下式来确定：
L
4πV D = （6.5）
m
22.1414.367
.44=??=
式中 D ——炉膛直径，m ； V ——炉膛容积，3
m ； L ——炉膛长度，m 。
6.2.3燃烧器的选择
加热炉选用燃烧器的基本原则：
①单台燃烧器的输出功率必须考虑加热炉的热效率。高海拔地区选用燃烧器时必须考虑修正系数。
②使用燃料必须与生产条件匹配。
③燃烧器的结构或火焰形状必须与加热炉工艺要求、炉膛结构、传热特点相匹配。
④以重值燃料油为燃料时，燃烧过量空气系数≦1.2；以轻质油为燃料时，燃烧过量空气系数≦1.15；以炼厂瓦斯或天然气为燃料时，燃烧过量空气系数≦1.1。
⑤燃烧噪声≦80Db ，燃烧产物中χNO 的含量≦120ppm 。 ⑥强制供风燃烧器在自然供风时必须满足生产需要。
⑦燃料喷嘴装卸方便，运行中燃烧道不结焦，连续运行时间在3年以上。
由于真空相变加热炉属于新行加热炉，采取自动控制系统，对于燃烧器的调节方式为自动调节方式。同时燃烧器按燃料的分类分为燃油燃烧器和燃气燃烧器。按照GB/T 21435-2008《相变加热炉》规定，同时考虑到炉膛的尺寸大小，最终确定为转杯雾化式燃油燃烧器。
6.3加热炉的设计计算
①燃烧室设计计算：
由加热炉的功率及燃料的低位热值，可以计算得到燃料的消耗量： 3600net e
??=
η
Q N B （6.6）
h
/kg 4.1693600
9.0413151750
=??=
式中 B ——燃料的消耗量，kg/h ；
e N ——加热炉额定功率，kW ； net Q ——燃料的低位发热值，kg /k J ；
η——加热炉的设计热效率。
②烟管和盘管传热面积的确定：
在烟管中，烟气主要以对流传热方式把热量传给受热面的中间介质，同样，在盘管中，被加热介质也主要通过对流传热方式来吸收热量，对流受热面的计算见下式：
m
t ??=
K Q
H （6.7） 2
m 1.849.1181.01000
=?=
式中 H ——受热面积，2m ；
Q ——传热量，kW ；
K ——传热系数，W/(C ??2m )；
m t ?——对数平均温压，℃。 对数平均温压计算公式见下式： m i n
m a x m i n
m a x m t t ln
t -t t ????=
? （6.8）
()()
9
.11840
-9090-323ln 40-90-90-323==
式中 m a x t ?——中间工质与管内流体的最大温压，K ；
m i n t ?——中间工质与管外流体的最小温压，K 。
6.4真空相变加热炉选型
此次设计的真空相变加热炉选型参照上述计算结果，由于市面上无通用的真空相变型号，所以按照给定的参数让厂家进行定制。
7 结论
此次设计的真空相变加热炉的燃烧室选择采用波纹炉胆，因波纹炉胆有更好
的热膨胀性，可大幅度减少热应力，增加加热炉的安全性并延长使用寿命。同时
因波纹炉胆传热面积大约是管感传热面积的两倍，增强了传热效果，且大幅度的
降低了炉膛表面热负荷。烟管采用螺纹烟管，保证了烟速适中，使烟气进入烟管
时不致于流速过高，从而使烟气自炉膛进入烟管时，有一平滑过渡。锅筒上部的
换热盘管采用的是蛇形盘管，呈三角形布置，充分的增大与蒸汽换热时间。具体
的真空加热炉参数见下表：
表7.1真空相变加热炉主要设计参数系列表
/-0.02～0.1 额定热功率/kW 1750 壳程工作压力MPa
/ 4.0 设计热负荷1000
管程设计压力MPa
设计热效率90% 调节方式自动调节
入炉温度/℃40 燃烧方式微正压
出炉温度/℃323 盘管传热面积/2
m84.1 /0.03 设计燃料重油管程压降MPa
参考文献
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[2] 梁平王天祥.天然气集输技术[M].北京：石油工业出版社 2008：89-120
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[5] 张志英，陈国岩.相变换热热水锅炉[M].中国石化出版社 2003:120-160
油气集输复习题(1)
一、填空题 1、国家对商品原油的质量要求是：质量含水率、饱和蒸汽压和含盐量。 2、油井回压是集输系统的起点压力，自喷井回压应为油井油压的0.4—0.5 倍，否则集输系统工况的变化将影响油井产量的稳定。 3、多元体系的相特性不同于一元体系，其饱和蒸汽压的大小和温度与气化率有关，通常把泡点压力称为该多元混合物的真实蒸汽压。 4、油气分离的基本方式基本上可分为一次分离、连续分离和多级分离三种。 5、油气分离器按外形一般分为卧式分离器和立式分离器。 6、油气分离中起碰撞和聚结分离作用的部件称除雾器，除雾器应能除去气体中携带的粒径为10—100 微米的油雾。 7、流型模型把两相流流型划分为：分离流、分散流和间歇流或段塞流。 8、形成稳定乳状液必须具备的条件：互不相容液体、强烈搅拌和乳化剂的存在。 9、电脱水只适宜于油包水型乳状液，且进入电脱水器中的乳状液含水率要求不超过30％，否则易产生电击穿现象。 10、原油稳定的方法基本上可分为：闪蒸法和分流法两类。 11、集输系统由那些工艺环节组成：油气分离、原油净化、原油稳定、天然气净化、轻烃回收。 12、理想体系中平衡常数Ki= y i/x i=p i0/p i，它是体系压力和温度的函数。 13、某油田采用三级分离，一级分离压力为0.9Mpa（绝对），末级分离压力 为0.1MPa（绝对），各级间压力比R为 14、按管路内流动介质的相数，集输管路可分为单相、双相和多相流。 15、气液两相流的处理方法有均相流模型、分相流模型和流型模型三种模型。 16、弗莱尼根关系式在计算倾斜气液两相管流的压降时认为：由爬坡引起的高程附加压力损失与线路爬坡高度总和成正比。 17、原油和水构成得乳状液主要有两种类型：油包水型乳状液和水包
油气集输大队2014年设备管理基础常识概述
设备管理基础知识 红色的为重点学习内容，请于每季度底最后一周的星期一组织内容考试一次，大队检查设备工作时抽查岗位员工的内容。请将2014年3月5日（星期三）通知“设备管理基础知识”登记在《设备管理通知单》上。 一、设备管理基本常识 （一）设备管理方针：保养为主、维修为辅、节能为佐。 （二）设备管理目标：最终实现设备的“TPM”管理。“TPM”是Total Productive Maintenance“全员生产维护”的缩写。 （三）设备管理的总体要求：部件齐、声音正、马力足、仪表灵、资料全。 （四）“十字作业”内容：清洁、润滑、紧固、调整、防腐。 （五）设备管理中的“四懂、三会、三好”： 四懂：懂结构、懂原理、懂性能、懂用途； 三会：会操作、会保养、会排除故障。 三好：管好、用好、修好 （六）设备事故处理中的“四不放过”原则：事故原因不清不放过，事故责任者未经处理不放过，职工未受到教育不放过，没有防范措施不放过。 （七）设备维护保养的四项要求：整齐、清洁、润滑、安全 （八）设备管理中“三快、四勤、六清”： 三快：发现问题快、反映问题快、解决问题快 四勤：勤看、勤听、勤闻、勤摸 六清：设备结构原清、设备运转动态清、设备运转资料清、交接班清、环境卫生清、工具清 （九）设备管理的“两不见天、三不落地”：两不见天：油料加注不
见天、清洗过的精密机件不见天；三不落地：油料、机件、工具不落地。 （十）设备运行中“四个禁止”：禁止超压、禁止超速、禁止超温、禁止超负荷。 （十一）设备维修中的三检制：自检、互检、专检。 （十二）润滑油的作用：润滑、冷却、防腐、清洁、密封。 （十三）润滑管理“十六字”方针：专储专罐、密闭输送、油品对路、按质更换。 （十四）“三过滤、一沉淀”：油品入库过滤，油品装加油桶（壶）过滤，油品加注到设备机身过滤。油品入库进罐沉淀。 （十五）润滑五定：定人、定点、定质、定量、定时。 （十六）润滑油换油制度：按质换油（根据检测结果更换）。 （十七）冷却液的作用：冷却、防腐、防垢、防冻。 （十八）红旗设备的标准： 1.完成任务好，做到优质高产、安全、低耗； 2.技术性能好，动力达到铭牌规定要求； 3.零部件、随机工作完整齐全； 4.清洁、润滑、紧固、调整、防腐好。 5.使用维修记录齐全、准确。 二、润滑油 （一）润滑油检测方法：斑点（滤纸）、介电常数（快速分析仪）、理化分析（化验室）。通常斑点分为五级（1、2、3级为合格，4、5级通知换油），介电常数柴油机油一般超过18-19为换油，汽油机油一般超过17-18为换油。固定设备一般采用现场快速分析和理化分析。我厂主要采取的是介电常数检测方法，使用的仪器为HF-1型快速分析仪。 （二）润滑油选用标准： 1.在保证润滑的前提下，应尽量选用运动粘度小的润滑油；
油气集输研究进展
油气集输研究进展 摘要：油气集输是油田地面工程处理中重要的生产阶段，在油气开展中不可忽视的重要环节，需要我们对其进行更深层次的探讨，切实地提高油气集输处理工艺技术。本文通过大量的调研文献综述了国内外在油气集输方面的研究成果，然后分析了我国油气集输工艺所面临的挑战以及今后的研究方向，这可以为我国油气集输的发展提供一定的方向和理论基础。 关键词：油气集输油田开发采油原油天然气集输 一﹑引言 油气集输是将油田采出的原油和天然气进行输送、储存、收集和进行一系列加工处理使其达到输出标准的工艺流程。其主要包括将从采出物中分离出来的天然气输送到天然气处理厂进行净化处理处理和将原油进行脱水等处理后把合格的原油输送到油田原油库进行储备。同时，还必须将压气站和原油库里的能源物质经过再次处理后以不同的方式外输给用户。油气收集处理工艺具有很多独特的特点主要是覆盖线长、油田点多、覆盖面广的生产特性，然而正由于这些特性导致集输工艺十分复杂，容易发生易燃易爆等事故。近年来生产连的不断深入，油气集输处理工艺将面临着更加严峻的挑战，生产越来越受到大家的重视，油气集输工艺与油田企业的经济效应挂钩，可以说是直接影响到整个油田的生产运输流程，一个好的集输工艺流程必然带来良好的经济效应。所以研究油气集输工艺流程提升油气集输的效益对于我们石油事业的发展具有很重要的意义。 二﹑国内外油气集输工艺 （一）原油集输技术 在低渗透率、断块小的油田开发上，国内油田企业在油气集输方面十分注重集输系统的高效、节能的研究与应用，我国大部分的集输流程都通过简化优化工艺流程，在整个集输系统中尽量采用不加热集输技术和串联管网集输工艺，这样不仅降低了原油生产能耗也保证了集输系统的高效运行。目前我国原油集输与处理技术正向着低投资、低能耗方向发展，而且逐步向上、下游两头延伸慢慢渗透整个生产流程；上游的钻井开采与采油工程相互渗透，下游的净化处理正与炼油技术相互融合。其主要包括如下方面： 1.串联管网集输工艺。串联管网集输工艺核心是采用功图量油技术，实现管网的串联布局，改变传统的计量站模式，不仅节约了能源资源并可降低投资。 2.稠油集输工艺。稠油集输工艺主要包括六个环节：掺水、掺稀、改质降黏、
油气集输期末考试知识点
流动三部曲：石油在地层内向井底的流动；②石油沿井筒由井底向井口的流动；③石油在地面集输系统内的流动。 分离器的分类:功能不同，气液两相分离器和油气水三相分离器两种；按其形状不同，分卧式分离器、立式分离器、球形分离器等；按其作用：分计量分离器和生产分离器等；按其工作压力不同，又可分为真空分离器、低压分离器、中压分离器和高压分离器。液体分离分为一次分离、连续分离和多级分离三种。 天然气矿场集输管网是集输系统重要组成部分。集输管线包括采气管线、集气支线和干线。集气管网通常分为枝状、放射状、环状和成组状管网. 平衡常数通常是温度、压力和组成的函数 目前较常用混输管道流型图：贝克流型图，曼德汉流型图 分离器试压通常分强度试压和严密性试压两个阶段进行。试压介质一般用清水。天然气按压力-温度相特性：干气、湿气、凝析气、伴生气 按气体含量：世界上开采的天然气中约有30%含有H2S和CO。H2S >1%和/或CO2>2%的天然气称为酸天然气,否则称甜天然气。 PR方程是目前在油气藏烃类体系相态模拟计算使用最为普遍。 8种流型气泡流、气团流、分层流、波浪、段塞、不完全环状、环状、弥散流 根据连续性方程、动量方程和能量方程，气液两相管路处理常用的三种模型：均相流模型、分相流模型、流型模型 均相流模型用于计算气泡流和弥散流混输管道的压降与实际情况比较接近。 分相流模型与分层流、波状流和环状流的情况比较接近。 三相分离器具有将油井产物分离为油、气、水三相的功能，适用于有大量游离水的油井产物的处理。这种分离器在油田中高含水生产期的集输联合站内。 防止天然气水合物生成的方法：天然气脱水、天然气加热、降压法、天然气中注入水合物抑制剂 油气藏分为五种类型：不饱和油藏、饱和油藏、油环气藏、凝析气藏、气藏 油藏的驱动方式有：水压驱动、气压驱动、溶解气驱、重力驱动 按汽油比将油气井井流产物分：死油；黑油；挥发性原油；凝析气；湿气；干气蒸馏共有三种方式：闪蒸-平衡汽化、简单蒸馏-渐次汽化、精馏。精馏过程实质上是多次平衡汽化和冷凝的过程 天然气：气藏气、凝析气藏气和油藏伴生气。注蒸气蒸气驱动和蒸气吞吐两种方式分馏法可分为常压分馏和压力分馏。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。 流程内只有集中处理站的称一级布站，有计量站和集中处理站的称二级布站，三级布站有计量站、转接站（为井流液相增压的设备）和集中处理站。 一级半布站：集中处理站之外，布置若干选井点，选井点仅设分井计量用的选井阀组，不设计量分离器和计量仪表。 影响反应速度的因素有：①酸的类型；②酸的浓度；③面容比；④酸液的流⑤地层温度；⑥地层压力。 按管路内流动介质的相数分：集输管路可分为单相、两相和多相流管路。输油管和输气管都属于单相管路。矿物集输管路中大约有70%属于两相或多相混输管路。按管路工作范围和性质分:集输管路分为油管、采气管、集油（气）管和输油/气管。常把段塞流分为三种：水动力段塞流；地形起伏诱发的段塞流；强烈段塞流。 强烈段塞流具有周期性，在一个周期内大致分为以下四个过程：①立管底部堵塞； ②立管排液；③液塞加速；④立管排气。
孤东油田油气集输系统老化油处理工艺分析
孤东油田油气集输系统老化油处理工艺分析 摘要：针对孤东油田三采油技术深入应用后原油脱水的难题，本文分析了集输系统老化油对原油脱水性能的影响，并且重点对孤东一号联合站老化油处理工艺的应用效果进行了分析和评价。 主题词：老化油原油脱水老化油处理工艺 1前言 近年来随着孤东油田三采技术的深入推广，注聚、井下酸化、防砂和药剂处理等多种作业方法的广泛应用，原油物性日益复杂多变，由于集输系统原有的原油沉降脱水工艺落后、设备老化，联合站在原油脱水过程中需要通过提高脱水温度和增加净化罐放水量来降低原油含水，这样就导致了老化油的循环量不断增多，老化油的存在增强了原油乳状液的稳定性，使系统原油的脱水性能变差、脱水温度升高、加药量增大，导致近几年原油处理成本不断上升。本文分析了老化油对原油脱水性能的影响，并对老化油处理工艺在孤东一号联合站（以下简称东一联）的实施情况和取得的效果进行了深入的分析，对于今后提高集输系统的生产运行效率和降低原油处理成本具有重要意义。 2老化工艺现状与存在的问题 孤东油田原油脱水处理工艺整体设计是以东一联为中心，东二、东三、东四联合站为卫星站(油井--计量站--联合站)。东二、东三、东四联合站的高含水原油，经热--化学沉降脱水后，将含水20%左右的原油输入东一联的二次罐集中进行热化学沉降脱水处理。东一联和东二联分别于1989年、1994年扩建并投运了电脱水器，采用电—化学两段脱水工艺，但1996年以后因受油品变化的影响电场无法稳定运行都已停用。 孤东油田开发进入特高含水期后，采出液量的上升给原油脱水带来一系列的困难，尤其是应用三采技术后，原油物性恶化，原油处理周期变长后老化油增多，原油乳化程度越来越严重，造成油水沉降分离困难，外输原油含水不断上升。为了满足生产的需要，原油脱水温度不断升高，由原设计的75℃升至85℃，从而增加了站内燃料消耗；原油物性受到恶化，导致破乳剂用量大幅提高，根据油量（包括东一联、东三联、东四联油量）计算，由2005年140mg/L（0.97t/d）的用量逐年增加至2008年底189mg/L（1.21t/d），原油处理的运行成本呈现快速的上升的趋势。 3老化油影响原油脱水性能的技术分析 以东一联为例，老化油主要由三部分组成：净化油罐底部不合格的回掺原油、污水系统回收的污油以及二次沉降罐的放水，并且以前两部分为主。目前，净化油罐底部不合格的回掺原油液量约3500t/d，污水系统回收的污油约600t/d，仅前两项的循环液量达到了4100t/d。 由于老化油的存在，东一联目前原油的物理性质、工艺流程、工艺参数与原设计相比均发生了很大的变化，为进一步详细了解老化油对脱水工艺及脱水参数的影响，确定老化油处理方案的技术、经济的可行性，我们采用东一联被老化原油污染前、后的原油，进行了热化学沉降和电脱水对比评价实验。 采用的油样分别为被老化油污染后的系统原油和未被老化油污染的新鲜原油，被污染前的原油为东一联三相分离器入口、东三联进站、东四联进站的原油，按照原油量比例混合配制而成，油样综合含水29.3%，一次加药量40mg/L，没
《油气集输》课程综合复习题
《油气集输》课程综合复习题 一、填空题 1、油田常用的集输流程为：油井→（1）站→（2）站→（3）站→矿场油库，这种布站方式称三级布站；若油井能量较大，可取消其中的_（4）站，此时的布站方式称为二级布站。（课件：绪论及油气集输流程） 2、一元体系的蒸汽压与体系的温度有关，二元体系的蒸汽压与（5）和（6）有关。（课本107,109；课件：油气性质和基础理论） 3、卧式油气分离器的正常液面，应按（7）确定。（课本：第四章气液分离） 4、在贝格斯－布里尔压降梯度计算公式里，管路的总压降梯度为（8）、（9）和（10）之和。（课本183,184：第三章矿场集输管路第三节油气混输管路） 5、影响原油乳状液粘度的主要因素为：（11）、（12）_、（13）、（14）；其中（15）和乳状液粘度呈现较为复杂的关系；原油乳状液一般具有（16）流体的性质。（课本：第五章原油处理第一节原油乳状液） 6、自喷井、气举井的回压为工程适应期间最低油管压力的（17）倍，但不宜低于（18）(表压)；抽油井回压不高于（19）(表压)。(课件绪论23页) 7、三相分离器中油气水的分离过程主要包括（20）、（21）和（22）三部分。 8、管路沿线存在起伏时，不仅激烈地影响着两相管路地流型，而且原油大量地聚积在低洼和上坡管段内，使气体的流通面积减小，流速增大，造成较大的（23）和（24）损失。（课本194） 9、原油中所含的水，通常以（25）、（26）两种形式存在于原油中。油水所形成的乳状液主要有（27）和（28）两种类型，可以用（29）、（30）、（31）、（32）方法来鉴别。（课本278,279，课件第五章第九页） 10、我国对原油稳定深度的要求是（33）和（34）。（课本333） 11、试列出原油脱水的五种方法：（25）、（26）、（27）、（28）和（29）。（课本289） 12、分馏稳定依据（30）原理进行的。（课本350） 13、闪蒸按操作压力分为（21）、（22）和_（23）三种流程。（课本338）
采油工程——矿场油气集输流程
第七章矿场油气集输
第七章 矿场油气集输 第一节 矿场油气集输流程 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。该阶段是 的任务就是把分散的原料集中、处理使之成为油田产品的过程。 一、油气集输在油田建设中的地位 １、是油田建设中的主要生产设施 ２、在油田生产中起着主导作用 二、油气集输系统的研究对象 油气集输系统的研究的主要对象就是油、 气田生产过程中原油及天然气的收集和 输送问题。 三、油气集输系统的工作流程（见下图） 原 原油稳定 矿场原油库或 脱 污水处理 油田注水 回 水 轻烃产品 外销 气体 净化 轻烃回收 干气 输气首 外销 四、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； （一）油气集输流程分类 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。 多 相 混 气 液 分 输 离 稳定石油 气 轻烃回收 外销 外排
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。 3、按集油管网形态： 米字型管网集油流程、环型管网集油流程、树状管网集油 流程和串联管网集油流程。 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 （二）油田集油流程举例 1、双管掺活性水流程 2、二级布站油气集输流程
油气集输
教学内容 一、课程在本专业的定位与课程目标 我校油气储运专业是国家重点学科，四川省特色专业。具有本科、硕士、博士学位授予权。 从1998年以来，我校油气储运专业在全国绝大多数省市均按重点批次招生；历年来，本专业毕业生供不应求，就业率均在98%以上。 本课程是我校油气储运工程专业的四大主干专业课之一，在全国同类专业的人才培养计划中也属于主干专业课程。 在国家“西部大开发”的战略布署下，随着西气东输工程的顺利实施，跨国油气管道紧锣密鼓的建设，“陕京输气复线工程、川气出川、海气登陆”等一系列重大工程的规划、建设，全国天然气主干线的联网，开创了我国天然气工业的新局面，迫切需要大批思想素质高、知识面宽、适应能力强、具有开拓创新能力的高素质技术人才。 依据本专业面向21世纪高级专业技术人才培养和整体课程体系改革的要求，课程建设必须体现：以提高学生综合业务素质为出发点，拓宽专业面，加强专业基础理论，紧跟科学发展新技术，体现储运大工程的思想，注重创新思维，突出储运规划、设计、施工、管理、科技开发规律、通用性技术的学习，强调现代设计理论和方法的应用，加强计算机辅助工艺设计的学习，强化提高创新设计能力的训练。按照科学性、创新性、实践性、层次性的标准，构建能力型综合素质教育的新体系，将油气集输理论与工程应用、工程优化设计、计算机应用技术等多学科有机地融入整个课程体系和教学内容之中，体现当今《油气集输》教育的发展趋势和先进水平。 课程的系统目标是面向高等教育新形势、拓宽基础和视野、培养能力和素质、促进教育现代化，具体目标是使学生掌握油气集输的基本理论、方法、系统工程的思维方法，培养学生综合运用所学知识去发现问题、分析问题和解决问题的能力。 二、知识模块顺序及对应的学时 知识模块按体现教改教研最新成果和能力型素质教育课程新体系而展开。该体系由基础知识模块、实践环节模块组成，各知识模块及其对应学时为： 一、基础知识模块 1、绪论（1学时）
油气集输管线温降计算方法
油气集输管线温降计算方法 摘要：油气集输管线沿线的温降将在一定程度上受到油管向着周围地层环境散热以及沿线压降等多种因素的影响。然而沿程压降又将由于不同的流动形态而各有区别。通过考虑上述要素，提出了计算油气集输管线沿着温降数学模型，从集输管线稳态的能量微分方程为基础，综合考虑平均气舍以及其对传热的影响，从而得出了油气集输管线的温降解析表达式，为类似油气集输管线温降的计算提供了可供参考的经验。 关键词：油气集输管线温降计算方法 从油井开采到地面的原油由于包含带有溶解盐的油层水、泥砂以及天然气等杂质。在油气的开采管理过程当中，油气集输管线沿程的温降计算是其中重要的内容之一，与油气管线运行的安全性以及经济性有着密切的联系。然而由于相流动问题具有复杂性，成熟的油气混合物温降的方法依旧处于研究当中，由此在实际的工程项目中，往往通过单相油流的苏霍夫温降公式进行估算，然而往往将造成很大的误差。随着石油工业的迅速发展，油田的实际生产中需要提出一种油气集输管线沿线温降的精确计算方式，通过从能量微分方式为基础，同时与压降等经验关联式结合起来，从而得出了油气集输管线沿程温降的计算公式，同时也编制除了大型计算机程序。通过将计算的结果与AGA数据相比较，相应的精度符合要求。 一、建立数学模型 1.热力计算能量平衡方程 石油工业开采过程中的油、汽、水混合物流动而言，液相包括不相溶的油以及水两种液体，由此其属于气液多相流动。然而其流动的力学关系与气液两相流动类似，由此一般也可将其规划为气液两相流动的研究范围。若是两相之间不存在温度滑移，同时也不计算油品的径向温度梯度，由此，气液两相混合物沿着管线的能量微分方程可表达为： 上述公式中，q是与管壁方向垂直的热流量；H为混合物焓；V为混合物的平均速度；θ为管轴线与水平面的夹角；g为重力加速度。 由于H混合物焓在很大程度上依赖于其自身压力P以及温度，由此可用下列公式表示： 公式中的μJ是焦耳一汤普森系数，是由于流体没单位压力变化而引起的温度变化，CPm是混合物的定压比热。由此整合公式（1）和公式（2）可得出： 公式中的负号表达散热，T1是环境土壤温度，k是传热系数。将公式（4）代入式（3），整理可得出：
石油学院油气集输实验指导书.doc
重庆科技学院《油气集输工程》实验指导书课程名称油气集输工程 适用专业油气储运工程 石油与天然气工程学院 2009 年5月
目录 《油气集输工程》课程教学大纲 (1) 实验一乳状液的制备和性质 (4) 实验二天然气中微量水分含量的测定 (8)
《油气集输工程》课程教学大纲 开课单位：油气储运教研室 课程负责人：梁平 适用于本科油气储运工程专业 教学时数：64学时 一、课程概况 《油气集输工程》课程是油气储运工程专业的专业方向限选课。课程较全面地介绍天然气及原油矿场集输与预处理的各主要环节的工艺原理和生产管理方法。 通过本课程的教学，使学生初步掌握天然气原油集输和预处理中各生产环节的工艺原理、设备、参数选择、调节和生产管理的基本知识，为学生学习《油气管道设计与管理》及《毕业设计》,并为将来学生毕业能较快地适应油气集输系统的设计操作和生产管理工作打下基础。 本课程的先修课程主要有《工程流体力学》、《工程热力学与传热学》。 本课程的后续课程主要有《油气管道设计与管理》、《毕业设计》等。 二、教学基本要求 通过本课程的学习，学生应掌握天然气与原油集输系统各生产环节的工艺原理、参数选择、设备操作及生产管理的基本知识，熟悉天然气与原油集输管网、站场的工况分析和基本设计方法，掌握相关设计方法。 三、教学内容及要求 1．绪论 教学内容：天然气的化学组成与分类，商品气的质量要求。 基本要求：了解商品气的质量要求，掌握天然气的化学组成与分类。 重点：天然气的化学组成与分类。 2．天然气的基本特性 教学内容：天然气的基本物理性质，水合物的形成与防止。 基本要求：掌握天然气的基本物理性质，掌握天然气中水汽含量确定方法，掌握水合物的形成条件及防止方法。 重点：水合物的防止方法。 难点：抑制剂的注入量计算。 3．天然气矿场集输系统 教学内容：天然气储运系统的构成，气田集输管网及气田集输工艺。 基本要求：了解天然气储运系统的构成及气田集输管网，掌握气田常用的两种集输工艺。 重点，气田常温、低温集气工艺流程。 4．油气集输设备 教学内容：分离设备、换热设备及塔设备的工作原理、设备分类及结构，简单分离设备设计。 基本要求：理解塔设备的基本结构、分类与工作原理，掌握分离设备、换热设备的基本工作原理、结构及基本设计。 重点：分离器的分离原理。 难点：重力式分离器的设计。 5．天然气脱水 教学内容：甘醇吸收脱水，吸附法脱水。 基本要求：掌握吸收法脱水的工艺流程，理解处理过程相关参数的确定，掌握吸附法脱水常用吸附剂特性，工艺流程，理解吸附剂脱水及再生过程，了解吸附剂处理参数。 重点：三甘醇脱水的处理工艺流程。 难点：吸附剂脱水的吸附过程和再生过程。 6．提取天然气中的液烃 教学内容：天然气凝液回收的目的，常用凝液回收工艺。 基本要求：了解天然气凝液回收的目的，掌握天然气凝液回收工艺。 重点：低温分离法。 7．天然气脱硫 教学内容：脱硫方法介绍。
油气集输课程设计
重庆科技学院 《油气集输工程》 课程设计报告 学院:_石油与天然气工程学院__专业班级:油储12-2 学生姓名:某某某学号: 123456789 设计地点（单位）________K802______ __ ________ __ 设计题目: 某分子筛吸附脱水工艺设计 ——加热器设计计算_ 完成日期： 2015 年 6 月 25 日 指导教师评语: _______________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________ 成绩（五级记分制）:______ __________ 指导教师（签字）:________ _______
摘要 本次课程设计的题目是关于分子筛吸附脱水工艺中的加热器设计计算，多年来，在油气集输加热领域一直采用管式炉及水套炉。这些传统炉型固然有它的特点和优势，但这些炉型在其工作原理、结构设计及运行管理方面还存在很多的不足，导致加热炉的使用寿命减短，设备的不正常损坏，增加维修费用，并在运行时存在一定的安全隐患。本次课程设计打破传统设计加热炉选型手段，设计了以水为相变换热原理的新型真空相变加热炉，可以很好的解决传统加热炉存在的问题。文章从加热炉的基本原理入手，参照《油田加热炉》的相关理论知识，按照GB/T 21435-2008《相变加热炉》的设计手册。系统的阐述了加热炉的主要技术参数，通过对加热炉的特点分析及选型依据，介绍了真空加热炉的工作原理，着重的阐述了真空相变加热炉的设计步骤和计算过程，总结了真空相变加热炉这种新型炉型在油田集输加热系统中占有良好的前景。 关键词：加热炉真空相变原则设计技术参数
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
集输知识点
1.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。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、运输。设计总趋势：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。2.油气集输在油田建设的地位：集输系统是油田建设中的主要生产设施，集输系统在油田生 产中起着主导作用。使油田生产平稳；生产合格的产品；集输系统的工艺流程、建设规模对油田的可靠生产、建设水平和生产效益起着关键作用 3.油气集输的任务：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、混输、处理成原油、天然气、液化石油气，经储存、计量后输送给用户的过程。 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。 4.油田产品：商品原油；商品天然气；液化石油气；稳定轻烃；净化污水。 5.商品原有的质量指标：含水率（合格《1%优质《0.5%）；饱和蒸汽压（储存温度下的不大 于当低气压）；含盐量《50g/m3商品天然气的质量指标：露点（最高输送温度下露点低于输气管埋深处最低环境温度5C）；硫化氢《20mg/m3；C5+《50g/m3；有机硫《250mg液化石油气的指标：C1+C2《3% C5+《2%；38C饱和蒸汽压《15绝对大汽压，-10C>3；体积含水率《0.5% 6.油田生产对集输系统的要求：满足油田开发和开采的要求；反映油田开发的动态；节约能 源防止污染；安全可靠，灵活性；与辅助系统协调一致。经济效益等。 7.油气集输系统的压力：其回压是地面集输系统对油井的背压，是集输系统的起点压力。自 喷井回压应为油井油压的0.4-0.5倍，不低于0.4mpa否则工况的变化响油井产量的稳定 8.计量方式：集中、分散计量。 9.流程密闭措施：采用耐压卧式罐代替立式常压罐；采用油气混输泵；采用大罐抽气；利用 自喷井和抽油井的能量，减少转油环节。 10.布站方式：二级：计量站+联合站；三级：计量站+接转站+联合；一级半：井场阀组+联合。 11.管线：油、气、水单向管路，油气、油气水混输管路。出油、集油、输油、集气、输气管 线。站：计量、接转、计量接转、转油、联合、集中处理、增压集气、压气。 12.油气集输设计的评价标准：可靠性、适用、先进、经济。 13.原有分类方法：按组成、气油比、收缩性、相对密度和粘度、硫含量分类。 14.溶气原油物性：黑油模型：适用于压力、温度较高的油藏及油气两相流动条件下的溶气原 油物性的经验计算方法。天然气溶解度：单位体积脱气原油在某一压力、温度下能溶解的天然气体积数。压力大，温度低，油气相对密度越接近，溶解气油比大。原油体积系数：单位体积脱气原油溶入天然气后具有的体积数。温度高，气油密度接近，气油比越大，体积系数越大。溶气原油密度：视密度、表观密度。融入气体密度减小。脱气原油的相对密度愈大，溶解天然气的相对密度愈小。溶气原油粘度：变小。未溶解天然气密度：溶的是较重组分，未溶解密度减小。溶气原油表面张力 15.脱气原油物性：倾点5秒内能流动的最低温度。凝点倾斜45°停留1min不流动的最高温
油气集输
《油气集输》综合复习资料 第一章绪论 1、国家对商品原油的质量是如何要求的? 2、规范规定的原油质量标准为： ①60℃时原油的饱和蒸汽压≤1大气压（绝）； ②优质原油含水≤0.5%（质量），合格原油含水≤1.0%（质量）; ③含盐≤50g/m3。 以上三项质量指标是油气集输系统设计的控制标准，请具体说明在集输系统中应该采取何种工艺措施达到以上标准。 3、集输系统由那些工艺环节组成? 4、油田产品有哪些，其主要指标是什么？ 5、简述油气集输流程的定义，并说明其包含的工艺环节。 6、简述油气集输的研究对象。 7、简述油气集输在油田建设中的地位。 8、《油气集输设计规范》中对自喷井、气举井的回压是如何规定的，为什么？ 9、油田上三脱三回收的内容是什么？ 10、油井生产含水原油时，若欲保持原油产量，对集输系统的建设规模有何影响，试用公式表示。 11、若把高产自喷井与低产自喷井用一根集油管串接起来，对高产和低产自喷井的产量有何影响？若把高产抽油井与低产抽油井用一根集油管串接起来，对各井产量又有何影响。 12、画简图说明小站流程的特点。 13、请试述我国油气集输站外管网有几种主要的形式？它们与各类生产设施之间是怎样的隶属关系？ 14、何为井口回压？在集输系统的设计中提高或减小井口回压会产生怎样的影响？ 15、请简述油气集输的工作内容，画图说明油气集输的工作过程，并说明在一般情况下油井计
量、油气分离和原油脱水等作业在哪种生产设施上进行。 16、油气在油层及井筒中的流动工况对石油生产是重要的，地面集输系统应能够反应油气在油层及井筒中的流动工况，试问在集输系统应考虑哪些参数测量以反映油层和井筒中的流动工况。 17、已知： ①A油气田某区块产井流气油比为100～200Nm3/Ton，综合含水20%，属自喷井采油，油压约为2～3MPa； ②B油气田某区块产井流气油比为10～50Nm3/Ton，综合含水70～80%，属抽油井采油。 根据油气田产品质量标准要求，试分别设计合理的地面工艺处理流程（以方框流程或示意流程图表示）。 18、油气田气油比小、含水高、集输压力低；气田气油比大、集输压力高。请根据所学知识组织油气田、气田集输工艺，辅以工艺流程图说明主要的工艺环节。 19、油田生产的特点既是连续又是不均衡的，试举例说明。 20、讨论油（气）井出油（气）管线流体流量随油（气）井生产时间的变化情况。 21、讨论计量站集油流程与多井串联集油流程的优缺点。为什么多井串联集油流程不便于集油系统的调整和改造? 22、把一级半集油流程的选井点设在油井附近和设在集中处理站附近有何区别？ 23、指出下图中，哪些为计量站集油流程。
油田油气集输与处理工艺技术
油田油气集输与处理工艺技术 发表时间：2019-08-13T09:12:28.407Z 来源：《防护工程》2019年10期作者：陈辉 [导读] 通过不断对油田油气技术工艺进行研究发展，可以更好地确保所开采出来油气质量。 中国石油新疆油田分公司新港公司新疆克拉玛依 834000 摘要:当前阶段，我国油田事业飞速发展，在对油田进行开采过程中，不断进行油田油气技术可以很好地将油田企业的经济效益提升上去，确保企业可以持续发展。通过不断对油田油气技术工艺进行研究发展，可以更好地确保所开采出来油气质量。 关键词：油田油气；集输；处理工艺 1油气集输技术分析 1.1原油脱水技术 原油的脱水技术在油气集输工艺技术中尤为重要，可以说是最为关键的一个环节。原油脱水技术繁琐复杂，一般由两大部分组成。第一部分是使用大罐沉降技术将游离水脱除，第二部分是利用平挂电极与竖挂电极交直流复合电脱水技术对其进行处理。在大罐中由于油水的密度不同，互相不会融合，利用重力和浮力双重作用使得油水分离，在分离之后收油装置会收集分离沉降后的原油。再利用平挂电极与竖挂电极之间的复合电极形成高压电磁场，水珠在高压下不断变形，同时在电场力的作用下快速的实现聚结，再次有效沉降。对于不同种类的油来说要适当变通处理方法。稠油的油水密度相差较小且粘度较大，用传统的脱水技术耗资较大，效果也不尽如人意，因此在利用多次大罐沉降技术之后可以通过高温加热的方法提升温度，加快沉降的速度以此来有效提高稠油的分离效果。 1.2原油集输技术 当前阶段，我国更多的是对低渗透以及小断块油田进行开发，通过对原油集输技术进行研究，可以很好地降低原油开采过程中原油的损耗。在进行原油集输过程中，我国目前所采用的技术就是对相应的运输流程进行简化，具体就是通过将管网进行串联，以将原油的运输效率进行提升，并且降低原油在运输过程中所出现的损耗。此外，在集输上，对采油企业以及原油加工企业采取并行化处理的方式，目的就是为了将两者进行有效融合，使得原油的生产、加工和销售呈现出一体化状态，从而可以更好地保证原油生产企业的经济效益。关于稠油集输技术方面，将稠油原油六道加工技术工艺进行有效的融合，从而可以对传统稠油加工技术进行改善，在输送过程中采取集输化方式，避免稠油在运输过程中出现的高损耗现象，确保稠油的运输效率以及运输质量。当前我国在对高含水原油集输工艺进行改善的过程中，所采取的方式就是对其进行预处理，在对高含水量原油进行处理过程中，通过对三相分离器进行应用可以很好地对原油和水分进行分离，真正将原油的质量提升上去。但是需要特别注意的是，目前所采用的工艺还很难将原油当中的大部分水分去掉，只能去掉一部分水分，并且同国外高含水量原油预分离技术还是存在比较大的差距。 1.3油气水多相混输技术 由于油气集输路线较长，采取混合集输的技术能够使集输效果更明显，该技术现发展迅速，应用广泛，效果良好，是目前使用最多的一种新型技术。油气水多相混输技术是将两种技术相结合，同时发挥其优势，弥补各自的不足。不仅优化了运输技术、提高了运输效果，也减少了经济成本的投入，有效节省了人力物力，避免了资源的浪费。在此基础上为了更好地发展油气水多相混输技术，还应当不断深入研究电热技术，多次检验混合输技术的效果，更好的为石油事业做出贡献。相比于其他国家的成果我们应当继续努力，不断进步。 2油气集输处理工艺 油田产物是油气水三相的混合物，经过油气水的初步分离，降低了混合物的含水率，之后，对原油和水进行彻底的分离，将原油中的游离水和乳化水分离除去。分离获得的天然气经过除油净化处理，计量后用于加热炉作为燃料进行燃烧，剩余的天然气通过压缩机系统输送给天然气处理场所，实施进一步的净化处理，获得的商品天然气外输。分离出来的含油污水经过深度污水处理，除去其中的油和悬浮颗粒，使其达到注入水的水质标准后，经过注水泵加压，输送至注水干线，经过配水间进入注水井，达到水驱的开发效率。油气水三相分离的工艺技术措施，主要依靠油气水的密度差异，利用重力沉降分离的原理，获得油气水三相的初步分离结果。为了提高原油破乳脱水的效果，应加强对破乳剂的研制，选择高效的原油破乳剂，通过管道的热化学脱水和电化学脱水技术措施，将原油中的乳化水脱除，促使外输原油的含水达到标准的规定。对含油污水的处理工艺进行优化，设计含油污水的除油技术措施，通过气浮选等技术，将含油污水中的浮油分离出来，经过收油处理，使其作为油田产物的一部分，作为油田产量的补充。而含油污水中的悬浮颗粒，通过过滤设备的作用，选择最佳的过滤材料，保证悬浮颗粒的含量达标，对含油污水处理后的水质进行化验分析，达到水质标准后，方可注入到油层。 3油气集输储运工艺设计要点 3.1 站外油气集输储运工程设计重点 站外油气集输储运工程设计要选择适合的模式，例如单井集油模式，这种模式下，要做好单井计量方法选择，科学布置阀组间，选择适合的集输管材。其次，要做好工艺计算。工艺计算包括热力计算、水力计算、强度计算，以计算结果为参考实施标准化设计。做好地面工程建设规模和工艺流程的优化和简化，将机械技术、电气技术、信息技术进行有机结合，根据目标进行配置功能，进而实现中小型站场或大型站场中多个生产单元同时运行的目的。 3.2站内油气集输设计重点 油气处理主要包括油气分离与脱水等环节，石油企业要结合油品性质，采取相应的油气分离技术与脱水技术，优化工艺流程，本着“大型模块化、小型一体化”的原则建站，将传统油田地面建设转变为“搭积木”式的快速建设，建设周期短，成本低，安全可靠。对于油气分离可以建立一体化集成装置，原油通过来液阀组进行收集和计量，进入缓冲罐在通过增压泵加压进入一级分离器，油气水分离后原油进入储油罐，天然气进入加热原油，再次进入二级分离器，分离器要配置加药口，分离后还要科学处理污水。 3.3 外输工艺设计 油气集输储运过程中原油外输工程设计占据重要的地位，要科学设定建设规模，选择适合的管材，优化外输管线设计。外输管线的设计首先要确定参数，包括水力计算、热力计算和强度计算，科学计算出外输管线的外径，合理设置中间站。外输管线线路设计要注意走向，铺设方式也要选择最适合的，管线防腐蚀维护也要注意，科学设置热力补偿区，确定固定墩位置。输油管道要设置清管设备，设置清
油气集输管道外检测与风险评价要点分析
油气集输管道外检测与风险评价要点分析 发表时间：2019-04-11T14:57:12.797Z 来源：《防护工程》2018年第36期作者：刘志刚 [导读] 本篇文章就介绍了管道外检测方法以及风险评价的流程、方法和内容，提出了一系列提高外检测效率的方法，保证油田集输管道的安全运行。 中石化胜利海上石油工程技术检验有限公司山东东营 257000 摘要：油气集输管道式油气输送的主要渠道，广泛应用到了各个油田的区块当中，作为油田生产的保障系统，为油田生产提供了有利条件，对于管道的外检测方法来说，指的是在不开挖的条件下，通过对埋地管道以及覆盖层的评价判断内部管道的腐蚀状况，然后根据实际情况提出有针对性的维护方法，降低各种管道事故发生的概率。本篇文章就介绍了管道外检测方法以及风险评价的流程、方法和内容，提出了一系列提高外检测效率的方法，保证油田集输管道的安全运行。 关键词：油气集输管道；外检测；风险评价 一、埋地管道外检测 目前，随着我国油田建设的不断发展，尤其集输管道数量越来越多，随着这些管道使用时间的增加，管道老化问题日益严重，如果不可以对油气管道进行及时的检查，那么很可能发生各种管道事故，严重时会危及到周围群众的生命财产安全。目前我国的管道检测方法有内检测、外检测和专项检测等等，但是在进行内检测时，由于管内结啦和管线变形极其容易造成管道堵塞，并且清理管道时，管内的原油没有办法存放，使得被油品污染的管道处理难度更大。并且检测成本较高，而外检测方法可以随时随地检测管道外部的环境，不需要与管道那介质进行直接的接触，可以很大程度上提高检测的效果，是我国油气集输管道检测的常用方法之一。 1.资料调查与数据收集 在展开外管保检测时，首先应该收集管道设计、安装和运行的相关资料，统计管道的介质腐蚀性、管道运行年限，判断管道是否适合采用外检测方法。然后对管道运行的历史数据进行审查分析，记录管道防腐层破损的数量和面积，找出造成管道故障的原因所在。根据以上测量的信息判断出管线地区等级以及风险管段，为管道的检测提供原始的数据。除此之外，由于数据收集的完整性和准确性直接影响到检测的效果，因此在数据收集过程当中一定要满足管道分段的最少要求，及时将最新数据保存到管到数据库当中。 2.敷设环境调查 辐射环境调查的主要内容指的是调查管道走向、位置以及埋线深度，统计管道周围的人口密度、公路和铁路数量、临近建筑物数量以及土地的地质情况，为后期的管道检测提供环境依据。 3.环境腐蚀性检测 由于土壤环境是造成埋地管道腐蚀的主要原因之一，因此，在进行管道外检测试应该对管道周围的环境腐蚀性进行检测，一般选择代表性的位置进行土壤质地检查，对于已经发现腐蚀活性碘比较高的位置，应该测试附近土壤的腐蚀电流密度，必要时还应该进行管道自然腐蚀电位和管道电位等参数的测量，除此之外，环境的腐蚀还包括管道受交、直流干扰的影响，比如距离较近的第三方管线阴极保护系统会影响到附近管线面对这种情况，相关工作人员就应该调查平行走向的交流、高压输电线和其他工作电源的位置，以此判断干扰的来源。 4.防腐层状况检测 对于防腐层状况检测来说，一般是采用多屏管中电流法来检测防腐层的完整性，根据检测出来的数据测量管道的基本状况，然后了解管道的相关设施，在进行测量时应该尽量避开变坡点在相对平稳的位置进行数据测量。除此之外，还应该借助到管阴极保护测试线暴露的管体以及裸露在外部的基础设施进行测量，但是一定要注意管道的分支。由于第几一般设在距离管线垂直方向30-50米以外的地方，再进行管道等级的测量时，可以选取沿线的牺牲阳极有货单独设置的方法。在土壤湿度较大，并且没有平行交叉管线时测量的准确度比较高，对于土壤干燥的地区来说，应该用加水的方法降低土壤的电阻率，以此提高防腐层检测的效果。目前我国防腐层破损点的检测一般采用交流电位梯度的方法，在进行检测时将检测仪器插入地表之后等待仪器显示稳定，记录电位梯度变化的最大值，为了提高破损点判断的准确性，相关工作人员还应该将一切垂直于管道方向对破损点进行前后左右的综合测试。 5.开挖验证 开挖的目的主要是为了采集足够的数据来确定管道上可能存在的腐蚀状况，利用间接检验的方法，提高检测的有效性。开挖点的设置应该选择在管线电流比较突出的部位，并且在这一部位应该排除高压线和发射塔的信号干扰，在管线的拐弯处以及井场分离器等地点，由于电流信号正常突降，不应该作为实际开挖的依据。在进行开挖工作时，应该对开发地点进行分类，分步处理，首先对可能造成危害的部位进行全部开挖，然后对可能不会造成的部位选择抽查，如果已经危害到了管道的安全运行，在抽查两处进行检查，对于不会造成危害的部位，一般不需要开挖。 由于西北地区比较干旱，土壤的含盐量比较高，在防腐层破坏部位被去除的基础之上还应该对低洼地区、潮湿地区等不利于检测的部位进行集中开挖。在进行开挖检测工作时，应该考虑管道的使用年限以及管道走线的情况，如果管道泄漏次数较多，并且使用的寿命较长，应该增加开挖点来检测管线内部的腐蚀情况以及管道的安装质量。 在进行防腐层管道腐蚀检测时，应该从以下几点入手。首先应该进行防腐层外观检查和粘结力测试。工作人员应该对开挖出来的防腐层进行质量检测，观察防腐层表面以及管道的保温层是否有气泡和破损，然后用刀尖沿着管线的方向划壳两条平行线，然后将刀尖插入到平行四边形内角的图层下施加推力，判断防腐层的粘结力。对于防腐层破损以及管理腐蚀的检测来说，相关工作人员清除管道破损的防腐层之后，应该检测和记录防腐层的腐蚀产物、腐蚀状况以及腐蚀成分，方便后期的维护。由于原油集输管道的腐蚀主要集中在出游合集油管道的中下部，相关工作人员除了对保温层损坏的部位进行开挖检查之外，还应该对管道外露的管段以及介质的死角部位利用超声波仪器对管道的厚度进行测定，以此来判断管道的腐蚀状况。 二、管道风险评价 对石油管道进行风险评价的主要目的，就是尽可能的减少管道事故的发生概率，延长管道的使用寿命。在进行风险评价时，还应该根