原油集输知识基础培训课件.ppt

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,主要内容,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 管线保温、投球清蜡不加热集输 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250300kg/(kmh)，热损失较大，效率低；耗水量大，投资和经营费用比较高。,工艺流程模式,原 油 集 输,（2）掺液降粘双管流程,优点： 能较好的解决高粘原油的开采问题，具有井场简单，管理集中，热耗指标低。 缺点： 掺入的活性水不易控制，掺入水、油层水，产油量不好计量。 活性水的循环利用还会造成管线的腐蚀、结垢。,工艺流程模式,原 油 集 输,三、密闭集输技术,原油从油井中出来，经过收集、中转、分离、脱水、原油稳定，暂时储存，一直到外输计量的各个过程都是与大气隔绝的集输流程较密闭集输流程。 根据油田油气集输工艺的密闭程度，分为： 开式集输流程：其中有部分过程不与大气隔绝。 密闭集输流程：油气集输全密闭流程，主要包括密闭集输、密闭处理、密闭储存及轻油和污油回收。,工艺流程模式,原 油 集 输,（1）原油从油井中出来，在集输、中转、脱水、净化等过程中，所用的都是密闭的管道输送。 （2）原油从油井中出来，在净化处理和储存过程中使用的都是耐压容器，即在正常情况下，油气是不能与外界相互串通的。 （3）原油要经过稳定处理，天然气要脱除轻油和水，并且将轻质油和污水回收。在生产过程中排放的污油、污水、天然气等全部回收处理，中间不开口。 达到以上三点要求，就可以说基本实现了密闭集输。,所谓的密闭往往是相对的，这里说密闭主要指下面三个方面：,工艺流程模式,原 油 集 输,密闭集输流程和开式流程相比，具有以下几个方面优点：,（1）原油在集输过程中损耗低，产品质量高，减少对大气的污染；（2）结构简单，减少了原油和水的接触时间提高了脱水质量并降低了脱水成本；（3）减少了加热炉和锅炉的热负荷，提高了整个油气集输系统的热效率；（4）有利于提高自动化程度，提高管理水平；（5）工艺流程简单、紧凑、投资少。,工艺流程模式,原 油 集 输,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,主要内容,计量站和集油站在油气集输过程中的主要任务有计量、收集和传输、降粘和降凝、油气分离和净化、辅助任务。 计量站 主要的仪器设备有分离器、阀门、流量计、加热器、输油泵。 集油站（也称为转油站或泵站） 根据所承担任务的性质不同，大体分为接转站、转油站、脱水转油站和联合站。 主要设备有：计量分离器、加热炉、原油缓冲罐、原油储罐、稳定塔、外输泵、流量计、污水罐、污水泵等。,主 要 设 备,原 油 集 输,双容积单量系统,工作原理：当油井来的油气混合物经分离器进口进入上室，油气在上室分离后，天然气经分离伞由顶部气出口排出，分离液靠自重由上室出口经电磁三相阀进入下室，当计量室液面达到一定高度时，上浮球液位继电器发出信号启动电磁三相阀和齿轮泵，计量室进油被阀切断，计量后的油经排油通道从下室出油阀被泄油齿轮泵排至输油管线，同时计数器计数一次，当液面下降一定高度时，下浮球液位继电器发出信号，阀关闭排出口，齿轮泵停止排液，液体又从上室流向下室，重复上述过程连续计量。,主 要 设 备,原 油 集 输,11、压力表12、上下室平衡管13、人孔14、上浮漂15、上液位继电器16、导线17、下浮漂18、下室油进出口19、三相电磁阀20、下液位继电器21、外输出口,1、排污管2、上室油出口管线3、温度计接口4、上下室隔板5、油气混合进口6、分配管7、壳体8、分离伞9、安全阀10、气出口,主 要 设 备,原 油 集 输,技术和经济指标 设计压力：0.78MPa 设计温度：50 工作介质：含水原油 工作压力：0.6 MPa 容积：1.2m3 设备质量：500kg 计量精度：5,主 要 设 备,应用范围和效果 适用于低产油田各种油气比、含水率下的单井产量计量，对于间歇出油油井需延长计量时间，可实现伴生气产量的计量。 双容积自动量油分离器在长庆油田中全面推广应用，计量误差5。,原 油 集 输,（1）技术原理 监测软件系统原理 系统通过高精度的数据采集器、获取安装在油井上的载荷和位移传感器的数据，通过数据电台将其传送到数据处理点，数据处理点对采集数据传送的数据，通过监测和油井计量分析系统软件实时显示监测功图、分析油井工况、计算出油井产液量。,主 要 设 备,“功图法”油井计量,原 油 集 输,油井计量技术原理 “功图法”油井计量技术是依据抽油机井深井泵工作状态与油井产液量变化关系，建立定向井有杆泵抽油系统的力学、数学模型，该模型能计算出给定系统在不同井口示功图激励下的泵功图响应，然后对此泵功图进行分析，确定泵有效冲程，进而求出地面折算有效排量。 qg1131NSed2/B1 N-冲次 Se-有效冲程 d-泵径 B1-原油体积系数,地面示功图,建立定向井条件下油管、抽油杆、液体三维力学、数学模型,结合油井液体性质、抽油机型号、冲程、冲次、杆柱组合等主要参数,泵功图,采用多边形逼近法和矢量特征法进行分析和故障识别,泵有效冲程,结合油层物性及生产参数,油井产液量,主 要 设 备,原 油 集 输,（2）技术特征 组成部分：采集监测系统和油井计量系统。 运行模式：数据采集点通过负荷传感器和角位移传感器，能精确、同步测试示功图，并无线传输到监测软件，并自动保存到固定目录下，并保证每10分钟采集一次示功图数据；数据处理点对采集的地面示功图进行转换分析，结合油井的基础数据，计算出油井产量。 （3）应用范围和效果 采用“功图法”油井计量，实现了油井的全天候、连续计量，确保了资料录取的及时性、全面性、准确性。 “功图法”油井计量自2004年在西峰油田试验成功，目前已在长庆油田大面积推广应用。,主 要 设 备,原 油 集 输,进油口,出油口,出水口,集水管,喷油管,集油槽,平衡管,溢流沉降罐结构示意图,运行参数要求：油水界面47m。表面含水0.5%以下。沉降温度3035C(加温条件下)。乳化层小于1.5m。沉降时间8小时以上。,主 要 设 备,沉降罐,原 油 集 输,沉降罐是用于原油热化学沉降脱水的储罐。油水混合物进入沉降罐中，依靠下部水层的水洗作用和上部原油中水滴的沉降作用得以分离。陇东油田原油脱水采用“小站加药，管道破乳，大罐沉降”脱水工艺，近年来对加药站点不断进行调整，实行“末端加药”，即将加药点从计量站、转油站移到了联合站（或集中处理站），加药量按照该进站总液量核定。,主 要 设 备,原 油 集 输,加药位置及方法：要求从总机关汇管中加入，按要求的浓度投加，不得中 断也不得过量加入。加药浓度：破乳剂的投加浓度应控制在120150mg/l。加药量：要创造条件搞好加药量计量，每班作好工作交接，确保加药量计量准确无误。加药点输油温度：冬季运行，要求加药站输油温度控制在40-45，以保证破乳效果。,破乳加药管理,主 要 设 备,原 油 集 输,外输量：各作业区保证连续平稳输油，严禁忽高忽低，以免破坏沉降罐油水界面的平衡。倒罐管理：由相关作业区改动流程，集输大队监督并适当控制排量，确保沉降罐油水界面的平衡。药剂管理：各加药点按实际用量领取药剂，并妥善保管，不得出现泄漏、丢失、变质。若发现药剂质量有问题，应及时汇报有关部门鉴定。,主 要 设 备,原 油 集 输,加药泵的运行维护：当班人员应检查加药泵的运行和上量情况，并做好日常维护保养工作。加药记录：每班应将加药泵运行时间、加药浓度、加药量等情况如实填写在班站采油综合记录上，作为检查的主要依据。,主 要 设 备,原 油 集 输,每8小时监测一次沉降罐上层净化油含水。每8小时监测一次沉降罐油水界面高度。每8小时监测一次沉降罐脱出采出水含油量。每隔一天监测一次沉降罐原油含水率。每隔五天监测一次沉降罐半米分层含水率。,取样监测制度：,主 要 设 备,原 油 集 输,沉降罐在正常运行时，原油溢流线的所有闸门应全部打开，不准用闸门调节液位。沉降罐脱水闸门只在清罐或特殊情况下使用，一般不准用来控制油水界面。认真检测各系统来油温度和油水分离情况，发现问题及时向有关部门汇报，督促加药点，保证加药量和加热温度。沉降罐在运行中出现波动和变化，应加密取样监测，并及时向有关部门汇报，尽快采取措施，恢复正常运行。,操作要求：,主 要 设 备,原 油 集 输,目前采出水系统采用的除油设备是除油罐，按其功能可分为：,自然除油罐斜管除油罐粗粒化除油罐,除油罐,主 要 设 备,原 油 集 输,自然除油罐是依靠油水的密度差进行油水分离，从而达到除油的目的。我厂最早的采出水处理利用自然除罐，目前只有元城首站的采出水处理厂仍在应用，其余都改为斜管除油罐。,自然除油罐,主 要 设 备,原 油 集 输,斜管除油罐,斜管除油罐是在自然除油罐中装入了波纹斜管，使除油罐的分离面积成倍增加，每块斜管都相当于一个小的分离设备，这就使相同处理量下的除油效率大为提高；其次，由于斜管之间的距离很小，使油珠浮升的距离大大缩短，相应缩短了沉降时间，有利于提高除油效率，例如悦联站将自然除油罐改为斜管除油罐后，除油效率由20提高到32。目前我厂悦联站等站利用斜管除油罐。,主 要 设 备,原 油 集 输,粗粒化除油罐是在斜管除油罐的基础上增加了粗粒化装置，含有油滴的水在其细小间隙组成的流道中作不规则运动时，一方面增加了碰撞的机会，另一方面由于材料表面的吸附作用和水动力作用，小油滴不断地被粘附在材料的表面，当粘附在材料表面的原油达到一定量时，便脱离其表面形成大颗粒油滴进入水中，这种过程在材料表面和间隙中连续不断地进行着，把小油滴变成大油滴，极大地提高了除油效率。现场资料表明，粗粒化斜管除油罐比自然除油罐能提高除油效率一倍以上，目前我厂南联站、中集站、南梁集油站、西一联合站、华联站等利用粗粒化除油罐。,粗粒化除油罐,主 要 设 备,原 油 集 输,主 要 设 备,原 油 集 输,除油罐进水量要做到连续平稳，除油罐出口含油要求100mg/l。如果发现采出水含油过高，必须加密取样检测。如果连续数天除油罐含油大于沉降罐含油，即说明除油罐被污染，要进行清罐处理。除油罐每月定期排泥一次，排泥后应对管线进行吹扫，并要定期收油。,操作要求：,主 要 设 备,原 油 集 输,基本原理油气水混合来液进三相分离器即进行初步气液分离。伴生气通过一级分离、二级捕雾器处理后，进入气处理系统。同时，油水混合物进入预分离室，流体经过整流、消泡、聚集等处理单元后，进入沉降室开始分离，形成油水层。通过调节水室导水管的高度，形成稳定的油水界面。沉降室内上部的油溢流进油室，底部的水通过导水管流入水室，通过机械式浮子液位调节阀或导波雷达液位计控制电动阀控制出油阀、出水阀排出合格的油和水，且可调节液面高度。,三相分离器,主 要 设 备,原 油 集 输,主 要 设 备,原 油 集 输,联合站三相分离器替代沉降罐示意图,流量计,加热炉,单井来油,增压点、接转站来油,收球筒,外输,外输泵,净化罐,净化罐,总机关,主 要 设 备,原 油 集 输,温度4560加药浓度150mg/l油中含水0.5%水中含油300mg/l,实现了密闭脱水、处理时间短占地面积小、投资较低自动化程度高，劳动强度降低,云盘山联合站河2-5、靖5井组准备安装撬装三项分离器,运行指标,技术优势,推广应用,主 要 设 备,原 油 集 输,1、启用前的准备工作1）检查与三相分离器相连接部位螺栓是否上紧。2）所有闸门是否灵活的启停。3）压力表、温度计是否装好。4）液位计、电动阀的电源、信号线连接调试完好（信号正常、阀动作正常，灵敏度和精度现场投运后再调）。5）三相分离器进液线、出油线、出气线、补气线、出水线、排污线是否已具备投产条件（需要与现场协调）。6）对员工进行操作培训，了解三相分离器工作原理，明白与三相分离器相关连设备、管线的协调操作，避免运行过程中的误操作。7）现场加药、加温情况是否正常，重点是加药浓度是否达到指标，是否连续加药（采用药桶检尺，四小时检尺一次）。,三相分离器操作规程,主 要 设 备,原 油 集 输,2投运步骤1）打开三相分离器压力表控制阀。2）打开三相分离器顶部排气阀、液位计上、下控制阀。3）打开站内与三相分离器相连接的进出口管线的闸门，保证管线畅通。4）打开三相分离器污水出口电动阀、电动阀前闸门、电动阀后闸门，使用热水对三相分离器进行预热。进水过程中检查三相分离器相连接部位是否有漏水等异常情况。5）当油室液位开始变化时，关小污水电动阀后闸门，直到油室液位涨到1.2m（磁翻柱液位计显示的高度），关闭污水电动阀及前后控制闸门。6）缓慢打开出气口直通阀门，向三相分离器内进气。当排气阀排出的空气中天然气味较浓时，关闭排气阀。7）三相分离器气系统压力稳定后，关闭直通阀。再次详细检查三相分离器各连接部位的情况，确保正常后，开始下一步操作。,主 要 设 备,原 油 集 输,8）打开一级分离、二级捕雾器连通阀，打开油水室浮球阀前后控制阀，打开气出口自力调节阀前后控制阀。待油水室液位稳定后，开始缓慢打开三相分离器进口阀，向容器进液。同时关闭来液进储油罐进口闸门，来液全部进三相分离器处理。当容器内压力上升超过气管线压力时，可以控制直通阀的开度调节气压。同时开始调节自力式调节阀的控制压力值。9）进液阀全部打开后，观察油水室液位变化情况，并随时检查排出的油水情况。10）根据油水处理情况，调节导水管的高度。11）三相分离器投运完毕。3、运行控制参数1）三相分离器压力操作范围：0.15-0.25MPa。2）油水室液位：采用导波雷达：0.7m-1.7m。采用磁翻柱液位计：0.2m-0.7m。3）三相分离器进液温度：45-60,主 要 设 备,原 油 集 输,4）三相分离器导水管的固定高度为2.42米，可调节高度为0.28米。在投运过程中已经将界面调节好，如果进液的含水不变化一般不用调节。5）破乳剂加药浓度：100-150mg/l。6）稳定处理液量：处理能力/24h4、停运操作1）短时间停运：停运后关闭进液阀、油水出口阀、出气、补气阀。冬季需要排空油水室内的液体后再关闭油水出口阀，防止液位计和外部管线冻裂。2）长时间停运：通过四个排污阀，将容器内的液体全部排除后，关闭进液阀、油水出口阀、出气、补气阀。5、停运后再次启运1）设备停运时间长，容器排空。首先向容器内充入1/2容器容积的热水，操作上可按照新设备的操作步骤进行。在充液过程中，容器内压力升高，需要通过容器放空阀排放。通过摸人孔的温度，判断容器内液体的高度。充水工作完成后，可直接进液。2）设备停运时间短，容器没有排空。投运时可直接向容器内进液。,主 要 设 备,原 油 集 输,工艺原理：单井或井组生产出的原有通过集油管线进入接转站分离缓冲罐，喷到隔板上散开，因扩散作用使溶解气分离出来。原油靠自重下落从隔板下部弓型缺口通过，气体由隔板上半部的许多小孔进入分离箱。携带有小油滴的天然气在分离箱内多次改变流向，小油滴被凝聚下落。分离器下部油经出油阀排出，分离出的气体从气出口排出，通过集输气管线供给轻烃厂加工利用。,缓冲罐,主 要 设 备,原 油 集 输,1、启用前的准备工作1）点燃加热炉，开缓冲罐加热管线加温。2）检查流程管线法兰连接处是否密封良好，闸门是否灵活。3）检查浮球液位计、压力表、温度计、安全阀、高低液位报警装置是否完好。4）检查输油设备、外输流量计是否完好，并与下游接收站点做好联系。2、投入使用1）切换流程，打开缓冲罐进油闸门，关闭缓冲罐旁通闸门。2）密切注意压力变化，当缓冲罐压力达到0.1Mpa时，缓慢打开缓冲罐排气闸门，不易开得过大。3）打开气液分离器进气闸门，注意观察缓冲罐、气液分离器压力变化，不要超过压力警戒线。4）同时按气液分离器操作调试。,缓冲罐操作规程,主 要 设 备,原 油 集 输,3、输油操作1）当缓冲罐液位达到安全高度的1/3，打开缓冲罐出口至外输泵闸门，关闭缓冲罐出口至事故罐闸门。2）打开外输泵的过滤器进出口闸门。3）关闭流量计旁通闸门，打开进出口闸门。4）当罐内液面上升至安全高度的2/3，准备启泵输油。5）按输油泵操作规程进行输油。6）作好巡回检查，当缓冲罐内液位下降至1/3以下，关停输油泵，关闭出油闸门，并与下游接收站点联系。4、运行中的检查工作1）检查缓冲罐压力是否正常，通过气液分离器控制缓冲罐压力不超过0.15MPa。2）要勤检查高低液位报警是否灵敏、可靠，如不正常，要勤（根据本站产进液量高低确定时间）检查罐内液位情况及缓冲罐压力。3）当进油量变化时，更要密切注意缓冲罐工作情况。如进油量超过输油泵排量，采取其它应急措施，保证缓冲罐正常工作。正常运行中，要定时对缓冲罐气压、温度、液位各点进行巡回检查。,主 要 设 备,原 油 集 输,5、安全阀校对时的拆卸与安装1）缓冲罐安全阀每年必须在具有相关检验资质的单位校验校对一次，校对前预备同型号合格安全阀替换使用的安全阀。2）打开缓冲罐旁通闸门，关闭进出口闸门，按单井来油进事故罐操作规程执行。3）缓慢打开气液分离器放空闸门，密切关注压力表变化，随着压力的减小，完全打开缓冲罐出气闸门，直至压力表落零。4）拆下安全阀，装好预备的安全阀。拆下的安全阀由基层生产单位委派专人送到具有相关检验资质的单位校验。5）倒好缓冲罐正常生产时的流程。6）校验好安全阀后按拆卸时的操作规程进行安装。6、缓冲罐使用流程框图,主 要 设 备,原 油 集 输,作用： 加热设备将燃料燃烧或电流所产生的热量传给被加热介质使其温度升高。在油气集输系统中，它被用来将原油、天然气及其产物加热至工艺所要求的温度，以便进行输送、沉降、分离和粗加工等。 分类 水套加热炉（根据燃烧方式又可分） 微正压燃烧水套加热炉 负压燃烧水套加热炉 真空相变加热炉,加热设备,主 要 设 备,原 油 集 输,1、水套加热炉 结构： 水套加热炉主要由水套、被加热天然气盘管、燃烧器、火筒、烟囱等主要部件组成。 特点： 水套加热炉是目前气田集输系统中应用较广的天然气加热设备。 它不像套管加热器需要配备专用的蒸汽锅炉和蒸汽管线。 由于水套加热炉是在常压下对管线进行加热，因而易于操作和控制，也更安全。 在热负荷较大的地方，水套加热炉还配备有一套温度控制与熄火自动保护系统。,主 要 设 备,原 油 集 输, 微正压燃烧水套加热炉： 采用机械通风微正压燃烧方式，燃烧器为强制供风式，并配备白动程序点火与熄火保护装置。大筒部分采用平直或平直与波形组合的火筒和螺旋槽构成，盘管采用可拆式螺旋槽U形管束。 优点：热效率高，结构紧凑，钢材耗量少。 负压燃烧水套加热炉： 采用负压燃烧方式，燃烧所需空气为自然进风。火筒与烟管采用U形或类似结构， 优点：结构简单，适应性强，密封效果好。,主 要 设 备,原 油 集 输,水套加热炉总装图,主 要 设 备,原 油 集 输,2、真空相变加热炉,特点： 利用相变原理进行蒸汽和介质换热，热效率高，可达8690%以上。 体积小，在真空状态下运行，安全可靠，炉体无爆破之忧。 加热系统为密闭自循环式，工作时无需补水，可根据负荷变化自动调节，尤其适用于负荷波动和无人职守的场合。 采用全自动监控系统，结构紧凑，功能齐全，可做单系统加热用，也可集多系统加热于一体。 适用场所 主要适用于油、气集输站场中原油、天然气、采出水等的加热，同时也可以用于采暖供热水。,目前已在长庆油田全面推广应用，使用效果良好。,主 要 设 备,原 油 集 输,主要规格型号：315kW、400 kW、500 kW、630 kW、800 kW、1000 kW、1250 kW、1400 kW、1600 kW、2000 kW、2500 kW、3000 kW、3500 kW、4000 kW、4500 kW、5000 kW设计热效率：8793工质额定输出温度：60使用环境温度：-4050工作压力：2.06.4Mpa 电源：3N 50Hz 380V10%燃气供气压力：0.10.4Mpa燃油供油压力：0.12.5Mpa海拔高度：3000m,主 要 设 备,原 油 集 输,作用： 泵为站场中工艺介质、污水等的流动提供动力及为缓蚀剂、水合物抑制剂及其他化学剂进入天然气压力系统提供能量。 分类 离心泵 往复泵,泵,主 要 设 备,原 油 集 输,结构： 主要由叶轮、轴、泵壳、轴封及密封环等组成。 原理： 一般离心泵启动前泵壳内要灌满液体，当原动机带动泵轴和叶轮旋转时，液体一方面随叶轮做圆周运动，一方面在离心力的作用下自叶轮中心向外周抛出，液体从叶轮获得了压力能和速度能，当液体流经蜗壳到排液口时，部分速度能将转变为静压力能，在液体自叶轮抛出时，叶轮中心部分造成低压区，与吸入液面的压力形成压力差，于是液体不断被吸入，并以一定压力排出。,1、离心泵,主 要 设 备,原 油 集 输,离心泵工作原理图,主 要 设 备,原 油 集 输,结构：往复泵由液力端和动力端组成。液力端直接输送液体，把机械能转换成液体的压力能；动力端将原动机的能量传给液力端。 动力端：曲轴、连杆、十字头、轴承和机架等组成。 液力端：液缸、活塞（或柱塞）、吸入阀、排出阀、填料函和缸盖等组成。 工作原理： 当曲柄以角速度逆时针旋转时，活塞向右移动，液缸的容积增大，压力降低，被输送的液体在压力差的作用下克服吸入管路和吸入阀等的阻力损失进人到液缸。当曲柄转过180o角度以后活塞向左移动，液体被挤压，液缸内液体压力急剧增加，在这一压力作用下吸入阀关闭而排出阀被打开，液缸内液体在压力差的作用下被排送到排出管路中去。当往复泵的曲柄以角速度。不停地旋转时，往复泵就不断地吸入和排出液体。,2、往复泵,主 要 设 备,原 油 集 输,单作用往复泵示意图1-吸入阀 2-排出阀 3-液缸 4-活塞 5-十字头6-连杆 7-曲轴 8-填料函,动力端：曲轴、连杆、十字头、轴承和机架等组成。 液力端：液缸、活塞（或柱塞）、吸入阀、排出阀、填料函和缸盖等组成。,主 要 设 备,原 油 集 输,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,主要内容,一、输油泵及其驱动装置设计计算,式中 P输油泵轴功率（kw）； qv输送温度下泵的排量（m3/s）； 输送温度下介质的密度（kg/m3）； 输油泵排量为qv时的扬程（m）； 输送温度下泵的排量为qv时的输油泵效。 泵名牌上给出的qv、是以输水为基础的数据，泵用于输油时，应该根据输油温度下的油品黏度对泵的qv、值进行修正。,1、输油泵轴功率计算：,相 关 计 算,原 油 集 输,2、输油泵电机功率计算：,式中 N输油泵电机功率（kw）； P输油泵轴功率（kw）； e传动系数，取值如下： 直接传动：e=1.0 齿轮传动：e=0.9-0.97 液力耦合器：e=0.97-0.98 k电动机额定功率安全系数，取值如下： 3 P 55 k= 1.15 55 P 75 k= 1.14 P 75 k= 1.1,相 关 计 算,原 油 集 输,二、输油管道相关计算,1、输油管道直管段许用应力计算：,式中 许用应力（MPa）。 K设计系数，输送C5及C5以上的液体管道除穿跨越段按国家 现行标准原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范 的规定取值外，输油站外一般地段取0.72； s钢管的最低屈服强度（MPa）； 焊缝系数。,相 关 计 算,原 油 集 输,2、输油管道直管段钢管壁厚计算：,式中 直管段钢管计算壁厚（m m）； P设计内压力（MPa）； D钢管外直径（m m）； 钢管许用应力（MPa）。,相 关 计 算,原 油 集 输,3、输油平均温度计算：,式中 tav计算管段的输油平均温度（）； t1计算管段的起点温度（）； t2计算管段的终点温度（）。注：对不加热输送的输油管道，计算管段的的平均输油温度取管中 心埋深处最冷月份的平均温度。,相 关 计 算,原 油 集 输,4、埋地输油管道的沿线温降计算：,式中 t0埋地管道中心处最冷月份的平均温度（）； l管段计算长度（m）； i流量为qm时的水力坡降m/m； C输油平均温度下原油的比热容J/kg； K总传热系数（W/m2）； D管道的外直径（m）； qm油品的质量流量（kg /s）。,相 关 计 算,原 油 集 输,5、输油管道输送流体时沿程摩阻损失计算：,式中 h管道内沿程水力摩阻损失（m）； 水力摩阻系数； L管道计算长度（m）； d输油管道的内直径（m）； V流体在管道内的平均流速（m /s）； g重力加速度（9.81m/s2）； qv输油平均温度下的体积流量（m3 /s）。,相 关 计 算,原 油 集 输,6、原油管道系统最小起输量计算：,式中 t0管外环境温度，（环境温度按照温度最低月份： 2月份管线埋深0.8米处地温0） t1管道起点温度， t2管道末点温度， L管道长度，mD管道外径，m C原油比热容，j/kg G原油流量，kg/s K管道总传热系数，W/m2*（黄夹克/直埋 76：1.47/3.37；89：1.36/3.14；114：1.26/2.79； 159：1.15/2.59；219：1.04/2.33）,按照热油管道沿程温降计算公式：（t1-t0）/（t2-t0）=(KDL)/CG,相 关 计 算,原 油 集 输,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,主要内容,一、工艺运行参数,1、运行压力 （1）管道运行的工作压力不应超过此段管道的最大许用操作压力。 （2）各输油站的最低进站压力应满足输油工况要求。 （3）出站报警压力设定值应低于管道最大许用操作压力，泄油压力值应根 据水击计算确定。 （4）进站报警压力设定值应高于最低进站压力。 （5）输油站压力调节系统的设定值应根据管道输油方案和安全要求来确定。 （6）根据管道状况的变化，应及时调整管道最高工作压力值。,指标及管理制度,原 油 集 输,2、运行温度 （1）管道运行的最高出站温度不应超过设计温度。 （2）热油管道的原油最低进站温度应根据管道状况以安全经济为原则确定，宜高于所输原油凝点3。 （3）对改性处理的原油和物性差别较大的混合原油加热输送时，原油的最低进站温度应符合第（2）的规定，原油凝点测定间隔每天不应少于一次。,指标及管理制度,原 油 集 输,3、热油管道最低输量 （1）热油管道最低输量应按不同季节分别确定。最低输量应能保证下一加热站进站温度不低于允许最低进站温度，同时还应满足输油设备的运行要求。 （2）当地温与平均输送温度差别较大时，最低输量在符合（1）的同时还应考虑结蜡和凝油层增长速率。 （3）热油管道反输时的最低输量应高于热油管道最低输量，且反输总量应大于最长加热站间距管道容量的1.5倍。,指标及管理制度,原 油 集 输,4、热油管道允许停输时间 （1）不同季节(或地温)及不同稳态运行工况，应制定相应的允许停输时间。 （2）宜建立热油管道数学模型，在理论计算的基础上、根据实际运行论证，确定热油管道允许停输时间。 （3）物性差别较大的混合原油输送管道采用常温输送时，管道的允许停输时间应考虑混合原油分层对再启动的影响。,指标及管理制度,原 油 集 输,二、投产技术要求,1、总则 （1）根据管道设备配置、管输原油物性、管道沿线地温、管道敷设状况及社会依托情况确定投产方式。 （2）热油管道投产可采用对原油加降凝剂改性投油、热水预热投油或直接投油等。 （3）热水预热方式可采用正输方式(从起点往终点连续输送)、正反向交替输送方式。 （4）原油凝点低于投产期间管道沿线最低地温，可直接投油。,指标及管理制度,原 油 集 输,2、原油加降凝剂改性方式投油 （1）应提前对原油加降凝剂和改性效果进行室内试验评价并做环道试验，评价项目和评价方法应执行SY/T 5767的规定。 （2）应在各站检测原油的凝点和粘度，测定间隔每天不应少于两次。,指标及管理制度,原 油 集 输,3、热水预热方式投油 （1）热水预热方式投油时的运行参数应控制在工艺参数规定的究许范围内。 （2）开始进油前，进站水温达到试运投产方案确定的预热条件。 （3）热水正输预热方式投产时，宜按工艺条件允许最大排量输送，热水输送总量应不少于最大加热站间管容量。 （4）热水正反向交替输送方式预热前除管线中全部充满水以外，管线首站应储备相当于最大加热站间管容量的1. 5倍-2倍的水量，每一单程的总输量取最大加热站间管容量的1.2倍一1.5倍。 （5）油水混合物应切换进沉油罐，当原油含水率低于商品原油含水率时应改进原油罐。 （6）对油水混合物应采取加温沉降、加破乳剂等措施分离油和水；分离出的污水应进行处理，达到GB 8978中规定的排放标准方可向外排放。,指标及管理制度,原 油 集 输,4、投油要求 （1）投油后应按规定进行巡检，测取各种参数填写报表。 （2）按投产方案中计算油头到达各站的时间，对各站进行预报，提前做好准备，及时调节运行参数。 （3）根据管道沿线特殊管段(大型穿跨越、水田下敷设段、岩石敷设段和较长架空段)情况，应考虑特殊管段温降的影响。,指标及管理制度,原 油 集 输,三、工艺运行管理,1、运行要求 （1）应按输油计划编制管道运行方案，定期对管道运行进行分析，并对存在问题提出调整措施。 （2）对管道所输油物性的检测每年不应少于两次，检测内容应包括所输原油凝点、密度及输油温度范围的粘温曲线。 （3）对采用加降凝剂处理输送工艺的原油管道应执行SY/T 6469. （4）沿线落差大的管道，应保证管道运行时大落差段动水压力和停输时的静水压力不超过此段管道的最大许用操作压力。 （5）管道运行参数超过允许值时，应进行相应的论证并提前报企业主管部门批准。 （6）应根据管道情况制定事故预想和处理方案。,指标及管理制度,原 油 集 输,（7）根据输量确定运行方案和运行参数，以确保成本最低和管道运行安全。 （8）原油凝点低于管道沿线最低地温，应采用常温输送方式。 （9）对加降凝剂改性处理后的原油和物性差别较大混合后的原油，凝点低于管道沿线最低地温5时，宜采用常温输送。 （10）加降凝剂改性处理原油输送管道不应进行反输。 （11）对输送高含蜡原油的管道应定期分析管道的结蜡状况，根据输量、运行压力、运行温度、油品、性质等制定管道合理的清管周期。 （12）应定期对运行设备进行效率测试，对系统效率进行评价，及时调整运行或更换低效设备。,指标及管理制度,原 油 集 输,2、流程操作 （1）应在仪表指示准确、安全保护和报警系统良好、通信线路畅通的情况下，进行流程切换。 （2）流程操作应先开后关。 （3）操作具有高低压衔接的流程时，应先导通低压，后导通高压;反之，先切断高压，后切断低压。 （4）调整全线输量或切换流程时，应及时监控各站油罐液位变化。 （5）变换运行方式或进行流程切换前，根据管道运行应考虑对相关各站和设备负荷的影响，并提前采取相应措施。 （6）输油站停用时，应按规定时间提前停止加热设备运行。 （7）人工进行流程操作时，应执行操作票制度。,指标及管理制度,原 油 集 输,谢谢大家,不妥之处，欢迎大家批评指正！,