概述

　　    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。[1]

　　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，管线一般敷设在地下，并经防腐蚀处理。

　　    技术原理

　　    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，达到低粘度，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，还能根据情况，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，同时管线必须深埋或进行保温；

　　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；

　　③综合考虑沿线地形、地物系；

　　④相应故的以及同其他管线的关满足工艺需要，并设置的清扫管线和处理事设施。集输管线的管径和壁厚，过水以及保温措施等，要通力计算、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，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计量后，再混合进入集油管线。

　　计量分离器分两项和三项两类。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%。气液分离足油需要，离。组分、油井工艺。和三为了满气处理、贮存和外输的气、液混合物要进行分气、液分离工艺与油气压力、温度有关。高压产物宜采用多级分离生产分离器也有两相相两类。因油、气、水比重不同，可用重力、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。分离器的模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，必须有分离缓冲油罐和压缩机，必须配有可靠的自控仪表，确保安全运行。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结合，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，脱出污水进入污水处理场处理后回注油层。我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。油田气处理油气贮输(运油气贮输运)原油贮存油田气脱硫、脱水、液烃回收等工艺与天然气处理工艺基本相同（见天然气集中处理）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。

　　    方法及措施

　　    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。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附有压力和温度补偿，求出体积流量，综合计量误差士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）是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，需配备相应的装油挂车和装油码头。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）。天然气试采轻烃回收装置天然气试采轻烃回收装置天然气试采轻烃回收装置为橇装式结构，通常安装在井场、小站，适用于小断块及偏远零散井站的试采和生产时回收轻烃。该装置利用装置进口与出口间的压差，采用热分离机进行高压膨胀制冷，低温分离回收凝析油。主装置采用橇块式框架模块，不需外加动力，不需要冷媒和电力，不污染环境，流程简单，无复杂的仪表及控制系统，适应性好，操作方便耐用。装置布置紧凑，占地面积少，便于搬运搬迁。

　　橇装式油田气轻烃回收装置

　　采用分子筛净化流程，制冷设备采用天然气润滑透平膨胀机或热分离机。天然气润滑透平膨胀机具有效率高，无污染，噪音低等优点，采用热分离机做制冷设备，具有适应性大，在较恶劣的操作条件下仍能平稳运转等优点。整套设备采用撬块型式，结构紧凑，占地面积小。高压气井三相分离测试装置高压气井三相分离测试装置可用于气井及凝析气井单井试采、测试和生产等场合。其结构形式可分为组合式和分体式。撬装组合式高压气井三相分离测试装置，集加热、控制、分离、计量为一体。水套炉和分离器布置在一个橇体上，具有占地面积少、便于搬运搬迁的优点。计算机控制自动运行，计量检测数据由计算机自动积算、记录、打印。撬装分体式高压气井三相分离测试装置，高压三相分离器和水套加热炉(热交换器)独立撬装。高压三相分离器和水套加热炉(蒸汽热交换器)可以联合和单独使用。系统控制可以兼顾手动和计算机自动两种方式。分体式气处理量：1-280万方/天；(组合式气处理量：1-100万方/天)分体式液处理量：1200方/天；(组合式液处理量：260方/天)。

　　油相类别：凝析油、轻中质原油；分离器设计压力：6.3-12.5Mpa；

　　分离精度：符合GB、API要求；计量精度：±1%；适用场合：含硫及非含硫高压油气井。油井三相分离测试装置油井三相分离计量装置可用于产液量大、产原油粘度、密度大的油气井试采、测试和生产等场合。三相分离器综合利用离心分离、聚结分离和重力分离技术,对于不同性质的井均有好的使用效果。根据不同的油气井条件，分离器压力控制采用定压、变压和外供压力稳定技术；同时采用先进的液位和界面检测技术。系统控制可以兼顾手动和计算机自动两种方案。油井三相分离计量装置有橇装组合式和分体式两种结构形式。系统控制可以兼顾手动和计算机自动两种方案。分体式气处理量：50-280万方/天；(组合式液最大处理量：200-1600方/天)组合式气处理量：1-50万方/天；(组合式液体最大处理量：200方/天)油相类别：轻、中质原油、中重质稠油；分离精度：符合GB、API要求；计量精度：±1%。

　　适用场合：含硫及非含硫油气井。三相分离测试装置数据采集系统数据采集系统由计算机系统,接口箱,现场仪表等组成。

　　    油田集输系统技术意义

　　    油田开发后期集输系统改造与节能降耗是一项系统工程，既要有针对性地解决关键问题，又要较全面地把握和研究各系统环节技术的特点和规律；既要积极借鉴国外的经验和技术，又要研发具有本国特色的拳头产品，如河南油田研发成功的移动洗井车（专利产品），在多个油田得到了较好的应用效果就是最好的例证。只有这样，才能较好地解决我国油田开发后期所面临的一系列难题，从而达到油田开发经济与效益俱佳。

　　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。数据采集系统通过对井口至节流管汇至加热炉的压力,温度,压差和产量等数据信号的自动采集，最快可以每秒录取一组数据；所有的数据可以曲线图的形式显示出来；可以按需要生成各种报表；可以将实时的数据进行实时打印；可以按指定的格式自动存储到硬盘。现有设备加装HPT三相分离测试装置数据采集系统,可使整套装置计量精度和自动化程度大大提高。