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原油集输基础知识 第二部分 原油集输地面主要设备 第一部分 原油集输地面工艺流程模式 第三部分 油气集输系统地面设计相关计算 第四部分 原油集输工艺技术指标及管理制度 一、集输流程的布站形式 根据各区块的实际情况和油品性质，采用不同的原油集输工艺。油气集输工艺流程按油气集输系统的布站形式可分为 一级半（或一级）布站集输流程 二级布站集输流程 三级布站集输流程。 工艺流程模式 原 油 集 输 1、一级半（或一级）布站流程 一级半布站的集输流程可看作由“井口-计量站-联合站”的二级布站流程简化而来的，即在各个计量站的位置只设计量阀门（包括几十口井或一个油区）共用一套计量装置。 一级半布站集输流程 特点：计量站简化为计量阀组 ，降低了投资和减小了工程量。 工艺流程模式 原 油 集 输 2、二级布站流程 （1）油气分输流程 原油经出油管线到分井计量站，经气液分离后，分别对单井油、气和水的产量值进行测量，在油气水分离器出口之后的油气分别输送至联合站。 二级布站油气分输流程框图 工艺流程模式 原 油 集 输 特点 单井进站。 分井集中周期性计量。 简化了井场设备，对于不同的油、气分别处理。 出油、集油、集气管线采用不同的输送工艺。 适用条件 油气比较大、井口压力不高的油田，可以减低井口回压、提高计量站到联合站的输送能力。 工艺流程模式 原 油 集 输 油井产物在分井计量站分别计量油、气、水产量值后，气液再混合经集油管线进入集中处理站集中进行油气分离、原油脱水、原油稳定、天然气脱水、天然气凝液回收等处理工艺，得到合格的油气产品。 二级布站油气混输流程框图 （2）油气混输流程 工艺流程模式 原 油 集 输 特点： 可以充分利用地层能量，从井口至联合站不再设泵接转，简化了集气系统，便于管理、节省了大量投资。 缺点： 原油稳定、天然气凝液回收装置在处理变化幅度大时适应性较差。 工艺流程模式 原 油 集 输 3、三级布站流程 原因： 油田集输半径增大，采出水量增加。如果还是采用两级布站，大量的采出水需要返输处理后回注，投资、管理难度大。 部分小油田产量少，油品较好，但单独为其建原油稳定、轻烃回收装置又不经济。 三级布站流程： 　　在两级布站的基础上产生了中间过度站，即转油站（实现油气分离、原油脱水、污水处理和注水，采出水就地处理，将原油及天然气输送到联合站进一步处理）。 工艺流程模式 原 油 集 输 三级布站油气混输流程框图 特点：避免了建设处理合格采出水的管网，可建设规模较大的原油稳定和天然气凝液回收装置。 工艺流程模式 原 油 集 输 二、油气集输工艺流程 油气集输工艺流程根据油井集油时加热保温方式的不同可分为： 单管流程 双管流程 工艺流程模式 原 油 集 输 1、单管集输流程 井口加热单管流程 井口不加热单管流程 井口加药降粘加热集输 管线保温、投球清蜡不加热集输 井口自然不加热管线 工艺流程模式 原 油 集 输 （1）井口加热单管流程 每口井采用单一管线将油气混输集中到计量站内。 计量站布置在多口井的适当位置上。 单井来的油气先经过水套加热炉加热，然后进计量分离器分别对油、气计量，完成计量后的油、气后，再次混合进集油管线出站。 工艺流程模式 原 油 集 输 （2）井口不加热单管流程 井口不加热单管流程是单管加热流程取消井口加热炉及计量站、集输管线上的加热炉，使井口的油气产物靠自身温度保持较好的流动性能，集中到联合站处理。 井口不加热单管流程主要有三种集输措施： 工艺流程模式 原 油 集 输 井口加药降粘加热集输 ② 管线保温、投球清蜡不加热集输 ③ 井口自然不加热管线 对于凝点低于集输管线埋深土壤温度时的轻质原油，具有较好的流动性。 对于生产油气比大于30m3/t，单井产量较高，井口出油温度较高的中质原油。 工艺流程模式 原 油 集 输 2、双管集输流程 蒸汽伴随双管流程 掺液双管流程 凡需要加热输送的原油，均可采用井口掺热水的双管流程。但因双管掺水流程的计量问题比较复杂，对于单井产量低，间歇生产的油井，不易采用掺热水的双管流程。 工艺流程模式 原 油 集 输 （1）蒸汽伴随双管流程 优点 井场简化，集中计量，管理方便，易实现集中控制管理和自动化；对粘度高，产量低的油井、地质条件复杂的油田适应性比较好，对间歇式生产的井，也能适应，生产可靠，启动方便。 缺点： 蒸汽消耗量大，一般为250～300k