油气集输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。
1、油气集输油田生产中的“三脱”“三回收”油田生产中的“三脱”“三回收”：“三脱”是指油气收集和输送过程中的原油脱水、原油脱天然气和天然气脱轻质油；“三回收”是指污水回收、天然气回收和轻质油回收。
2、原油脱水概述从井中采出的原油一般都含有一定数量的水，而原油含水多了会给储运造成浪费，增加设备，多耗能；原油中的水多数含有盐类，加速了设备、容器和管线的腐蚀；在石油炼制过程中，水和原油一起被加热时，水会急速汽化膨胀，压力上升，影响炼厂正常操作和产品质量，甚至会发生爆炸。
因此外输原油前，需进行脱水，使含水量要求不超过0.5%。
破乳剂破乳剂是一种表面活性物质，它能使乳化状的液体结构破坏，以达到乳化液中各相分离开来的目的。
原油破乳是指利用破乳剂的化学作用将乳化状的油水混合液中油和水分离开来，使之达到原油脱水的目的，以保证原油外输含水标准。
3、原油脱气概述通过油气分离器和原油稳定装置把原油中的气体态轻烃组分脱离出去的工艺过程叫原油脱气。
合格原油主要标准，国家规定在净化后的原油中含水不能超过0.5%，含盐不大于50毫克/升，每吨原油含气不超过1立方米。
气液分离地层中石油到达油气井口并继而沿出油管或采气管流动时，随压力和温度条件的变化，常形成气液两相。
为满足油气井产品计量、矿厂加工、储存和输送需要，必须将已形成的气液两相分开，用不同的管线输送，这称为物理或机械分离。
油气分离器：油气分离器是把油井生产出的原油和伴生天然气分离开来的一种装置。
有时候分离器也作为油气水以及泥沙等多相的分离、缓冲、计量之用。
从外形分大体有三种形式，立式、卧式、球形。
原油稳定使净化原油内溶解的天然气组分气化，与原油分离，较彻底地脱出原油中蒸气压高的溶解天然气组分，降低常温常压下原油蒸气压的过程称为原油稳定。
二、油气集输的主要任务z矿场油气集输是油气储运与油田开发相衔接的环节；z其主要任务是先“集”后“输”。
z集中起来处理。
二、油气集输的主要任务z收集各井产出物，汇集输送至处理站z对于油井，要分离其伴生的天然气及水；z对于气井，则要分离其伴生的凝析油及水。
z各井分离后的油气分别计量后又汇集在一起用一条管路混输至处理站，或用两条管路（单井产量大时）分别输往处理站。
z凝液储存将轻烃产品储存在压力储罐中，以调节生产和销售的不平衡。
油气集输工艺简介1.概述油气集输工艺是指将油气田产出的原油、天然气等能源从井口输送至加工厂或储罐等目的地的过程。
在这个过程中，包括采集、处理、储存、输送等一系列工艺环节。
2.油气采集油气采集是指将油气从产油井、气井等井口采集出来的过程。
这里主要涉及到以下几个环节：注水/注气：注水/注气是为了维持井内压力，以提高采油采气效率。
注入的水或气体可以压制井底的水压，从而推动油气向井口流动。
人工举升：对于一些老旧的油气井来说，常常需要通过人工举升的方式将油气采集出来。
这种方式主要依靠机械或电动驱动的杆/泵来提升井底的油气。
电泵抽采：电泵抽采是一种常用的油气采集方式。
通过电动泵在井口提供一定压力，将油气由井底抽上来。
3.油气处理油气处理是指将采集到的原油、天然气等进行处理，以去除其中的杂质和不纯物质，确保油气达到一定的质量标准。
油气处理的过程包括以下几个环节：沉淀和过滤：通过沉淀和过滤的方式，将原油中的悬浮物和固体杂质去除。
分离：采用物理或化学方法将油气中的水分、硫化物等有害物质分离出来。
这个过程中常常使用分离器、沉淀罐等设备。
脱酸/脱硫：对于高硫原油或天然气来说，脱酸/脱硫是必要的工艺环节。
通过添加脱除剂，将原油或天然气中的硫化物去除。
4.油气储存油气储存是指将处理后的原油、天然气等能源暂时存放在储罐、气罐等设备中，以备后续输送或利用。
这个过程中主要考虑以下几个因素：储罐设计：储罐的设计需要考虑储存的油气类型、储存量、压力等因素。
根据不同的需要，可采用钢制、玻璃钢等材料进行储罐的建造。
防火措施：储罐应采取防火措施，防止火灾事故的发生。
常见的防火措施包括安装防火灭火设备、划定防火区域、保持储罐周围的清洁等。
5.油气输送油气输送是指将处理和储存后的油气从产油地或气田运送到加工厂、终端用户等目的地的过程。
常用的油气输送方式有以下几种：管道输送：利用管道输送是一种常见的油气运输方式。
具有输送量大、输送距离远、安全可靠等优点。
油气集输导言油气集输是指将从油气田开采出来的原油和天然气运输到集输站，并通过集输站将其分离、处理、储存和输送到终端用户的过程。
油气集输是油气田开发中不可或缺的环节，其运输系统的设计和运营对于有效、安全地将油气资源输送到市场至关重要。
油气集输系统组成油气集输系统由以下几个主要组成部分组成：1.采集系统：用于从油气田中采集原油和天然气，并将其送往集输站。
2.输送管道：油气集输的核心组成部分是输送管道。
这些管道通常是由钢制或复合材料制成，具有足够的强度和防腐性能。
输送管道应根据油气田的地理条件和输送需求进行合理的布局和设计，以确保油气的安全、高效输送。
3.集输站：集输站是油气集输系统的中转站点，用于接收和处理来自采集系统的原油和天然气。
集输站通常配置有分离设备、储存设备和压缩设备，以便将原油和天然气进行分离、压缩和储存，以满足市场需求。
4.辅助设施：油气集输系统还包括各种辅助设施，以支持正常的运营和维护工作。
这些设施包括供电系统、通信系统、安全监测设备等。
油气集输系统设计与优化油气集输系统的设计和优化是一个复杂的工程任务，需要综合考虑多个因素。
1.输送能力：根据油气田的产量和市场需求，确定油气集输系统的合理输送能力。
过小的输送能力可能导致产能浪费，过大的输送能力可能会导致成本增加和能源浪费。
2.安全性：油气集输系统设计应考虑到系统的安全性要求。
输送管道应具有足够的强度和防腐性能，以防止泄漏和爆炸事故的发生。
3.经济性：油气集输系统的设计应尽可能降低成本，提高运营效率。
合理的设计和优化可以减少投资和运营成本，提高资源利用率。
4.环境影响：油气集输系统的设计和优化应尽可能减少对环境的影响。
例如，选择合适的输送管道材料和技术，以减少温室气体排放和土地使用。
油气集输系统运营与管理油气集输系统在运营和管理阶段需要进行有效的监控和维护工作，以确保系统的正常运行和安全性。
油气集输方案引言：随着全球能源需求的不断增长，油气行业的集输（输送）工程变得越来越重要。
油气集输方案是一个综合性的工程方案，旨在保障油气的有效输送和储存。
一、油气集输方案的概念油气集输方案是指为了实现油气输送和储存而制定的一系列工程方案。
它涉及到油气生产、输送、储存等各个环节，并且需要考虑到安全、经济、环境等多方面的因素。
二、油气集输方案的设计原则1.安全性：油气集输方案必须确保油气输送过程中的安全。
这包括对于油气泄露、火灾、爆炸等事故的预防和应急处理措施。
2.经济性：油气集输方案的设计要尽可能降低成本。
这包括减少资金投入、提高输送效率、降低能源消耗等方面。
3.可行性：油气集输方案必须在实际操作中可行。
这包括考虑到现有设施、技术水平、人力资源等因素。
4.环境友好性：油气集输方案要尽可能减少对环境的影响。
这包括降低二氧化碳排放、减少污染物排放等方面。
三、油气集输方案的主要步骤1.油气生产计划：根据油气田的储量、产能等因素，制定油气生产计划。
这包括生产周期、生产量、生产方式等方面。
2.输送系统设计：确定油气输送的主要参数，包括输送距离、输送能力、输送方式等。
同时，考虑到油气的特性，选择合适的输送管道和设备。
3.储存方案制定：根据油气的储量和功率需求，制定合理的储存方案。
包括储存容量、储存方式、储存设备等方面。
4.安全措施规划：制定油气集输过程中的安全措施。
包括使用防爆设备、培训操作人员、建立应急预案等方面。
5.环境影响评估：评估油气集输方案对环境的影响。
包括碳排放量、其他污染物排放等方面。
根据评估结果，制定相应的环境保护措施。
四、油气集输方案的技术要点1.输送管道的选择：根据输送距离、输送能力等因素，选择合适的输送管道。
常用的管道材料包括钢管、塑料管等。
2.安全系统设计：建立完善的安全系统，包括泄漏检测、防爆设备、紧急停车系统等。
油气集输的工作内容一、前言油气集输是指将油气从生产现场通过管道或其他运输方式运输到加工厂、储存设施或终端用户的过程。
这是一个非常关键的环节，涉及到油气资源的开采、运输和利用等方面。
本文将详细介绍油气集输的工作内容。
二、油气集输的基本概念1.油气集输系统油气集输系统是指从生产现场到加工厂、储存设施或终端用户之间的一系列管道和设备，包括主管道、支线管道、阀门、计量站等。
2.油气集输工艺流程油气集输工艺流程包括原油/天然气采集、分离、净化、压缩和运输等环节。
3.油气集输设备油气集输设备包括管道、泵站、阀门和计量仪表等。
三、油气集输的主要工作内容1.管道设计与建设（1）确定管道走向和规格：根据生产现场和加工厂/终端用户之间的距离以及运输需求，确定管道走向和规格。
（2）设计管道布局：根据走向和规格，设计管道布局，确定支线、阀门等设备的位置。
（3）建设管道：根据设计方案，建设主管道和支线管道等。
2.管道运行与维护（1）运行管理：对油气集输系统进行实时监控和管理，确保系统正常运行。
（2）维护保养：定期对油气集输系统进行检修、保养和维护，确保系统长期稳定运行。
3.油气计量与质量控制（1）计量管理：对油气集输过程中的计量仪表进行管理和维护，确保计量准确。
4.安全管理（1）安全监测：对油气集输过程中的安全隐患进行监测和预警处理。
（2）应急响应：在发生紧急情况时，及时采取应急措施，防止事态扩大。
5.环境保护（1）环境监测：对油气集输过程中的环境影响进行监测和评估。
（2）环境保护：采取措施减少油气集输对环境的影响，确保生态环境安全。
四、油气集输的发展趋势随着能源需求的不断增长，油气集输行业也在不断发展。
未来，油气集输将向智能化、自动化、节能减排等方向发展。
同时，新技术和新材料的应用也将为油气集输带来更多的机遇和挑战。
一、绪论1.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。
2.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。
3.油田生产中的“三脱”是指油气收集和输送过程中的原油脱水、原油脱天然气和天然气脱轻质油。
4.油田生产中的“三回收”是指汗水回收、天然气回收和轻质油回收。
5.试分析原油外输前需进行脱水的原因？答：从井中采出的原油一般都含有一定数量的水，而原油含水多了会给造成浪费，增加设备，多耗能;原油中的水多数含有盐类，加速了设备、容器和管线的腐蚀;在石油炼制过程中，水和原油一起被回热时，水会急速激化膨胀，压力上升，影响炼厂正常操作和产品质量，甚至会发生爆炸。
因此外输原油前，需进行脱水，使含水量要求不超过0.5％。
6.原油脱气：通过油气分离器和原油稳定装置把原油中的气态轻烃组分脱离出去的工艺过程。
7.油气计量：是指对石油和天然气流量的测定。
主要分为油井产量计量和外输流量计量两种。
8.油井产量计量：是指对单所生产的油量和生产气量的测定，它是进行油井管理、掌握油层动态的关键资料数据。
9.外输计量：是对石油和天然气输送流量的测定，它是输出方和接收方进行油气交接经营管理的基本依据。
10.油气计量站：它主要由集油阀组（俗称总机关）和单井油气计量分离器组成，在这里把数口油井产品集中在一起，轮流对各单井的产油气量分别进行计量。
11.计量接转站：有的油气计量站因油压较低，增加了缓冲缺勤和输油泵等外输设备，这种油气小站叫计量接转站，既然进行油气讲师还承担原油接转任务。
12.转油站：是把数座计量（接转）站来油集中在一起，进行油气分离、油气计量、加热沉降和油气转输等作业的中型油站，又叫集油站。
有的转油站还包括原油脱水作业，这种站叫脱水转油站。
13.联合站：它是油气集中处理联合作业站的简称。
主要包括油气集中处理（原油脱水、天然气净化、原油稳定、轻烃回收等）、油田注水、污水处理、供变电和辅助生产设施等部分。
14.水套加热炉：主要由水套、火筒、火嘴、沸腾管和走油盘管五部分组成，用在油井井场给油井产出的油气加温降粘。
采用走油盘管浸没在水套中的间接加热方法，是为了防止原油结焦。
15.原油损耗：原油从油井产出时是油气混合状态。
在其集输、分离、计量、脱水、储存等过程中，由于污水排放和伴生天然气的携带，油罐在进出油和温度变化时的大小呼吸蒸发，以及工艺设备的跑、冒、滴、漏等，造成原油的损失称原油损耗。
一般原油损耗约占原油总产量的2％左右。
16.油气储运：是指石油和天然气的储存和运输简称油气储运。
主要指合格的原油、天然气及其它产品，从油气田的油库、转运码头或外输首站，通过长距离油气输送管线、油罐列车或滑轮等输送到炼油厂、石油化工厂等用户的过程。
17.管道输油有哪些特点？答：航空输油的特点是：运输量大;能耗小，运费低;便于管理，易实现全面自动化，劳动生产高;这线大部分埋于地下，受地形地物限制小，能缩短运输距离;安全密闭，基本上不受恶劣气候的影响，能长期稳定，安全运行;量运输方式不灵活，钢材耗量大，辅助设备多，适于定点、量大的单向输送。
18.海上油气集输方式一般可分为：全海式、半海半陆式和全陆式三种。
第一章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直到外输、外运的矿场站库，油井产品经过若干工艺环节最后成为合格油、气产品全过程的总说明。
2.设计油气集输流程时，一般要收集、研究并综合考虑哪些基本条件？答：1）油气集输系统是构成油田生产总系统的分系统，因而集输流程设计是以确定的油气储量为基础，以油藏工程和采油工程的方案和措施为前提的。
3）就油田地面工程而言，集输系统中各项工程是集输流程的工程保证和具体体现，而集输系统与地面其他系统之间又是主体工程和配套工程的关系。
4）要加强技术储备和技术情报信息的交流与消化吸收。
3.集输中可以利用的能量有：地层剩余压能和热能、水力机械和加热设备提供的能量、地形起伏造成的势能能量4．单井计量、单井分离这种情况是指每口油井都装有量油、生产分离器，计量和分离工作都在井场上进行。
油气分离器兼做计量和分离使用。
分离后，油、气分别进入集油管线和集气管线。
分离器控制压力主要取决于集输管网的压力和对油气分离的质量要求，靠气体出口的压力控制阀控制。
井场上的分离器可设一台，也可以设两台，这取决于油井产油量、产气量和允许的最高回压。
采用二级分离时，更要注意二级分离器的压力比集油管压力要高，否则不仅排不出油还可能使原油送入集气管。
5.集中计量、集中分离这种情况是指把一个区域中若干油井的计量和分离工作集中在计量分离站进行，由一台生产分离器承担几口井的生产分离工作，把几口井的产物一并分离，并计量；另一台专做单井计量分离器用，各井轮流计量。
分离以后的油、气分别进入站外的集油、集气管线6．单井计量、集中分离这种情况是指计量工作在各井井场上进行，分离工作集中到分离站上进行、各油井产物分别在井场上计量以后，油、气再进入同一条混相输送的管路，到集中分离站。
7.原油稳定的目的就是从分离以后的原油中尽可能多地脱除C1一C4组分，使原油在常温、常压下储存时没有产生携带效应的机会，因而保持稳定状态8.石油稳定的方法有：多级分离、负压脱气|、加热闪蒸、加热精馏等。
9.油矿的管网是根据其输送介质的品种和压力级别划分的，主要分为液体、气体和气液混相三类。
就压力而言，一般油矿的管网有高压和低压两套，也有的设中压管网。
10.萨尔图油气集输流程的特点是：单井计量、多井串联、油气混输、集中处理11.试结合萨尔图油气集输流程的图分析其装置所完成的功能答：特点：单井计量、多井串联、油气混输、集中处理这种流程在井场(自喷井或抽油井)上设有计量分离器和水套加热炉联合装置，为本井油、气计量和加热保温用。
加热炉的燃料取自分气包分出的天然气。
水套加热炉中的热水用做井场管线伴热、井口房保温、采油树油嘴和防喷管保温。
利用热水和回水的密度差促成自然循环，使回水回到水套加热炉中。
油气计量前经水套加热炉加热后进入计量分离器，油、分别计量后再度混合进入井排集油管线。
井排集油管线串联若干口井，并隔一定距离设有分气包和干线加热炉，就地利用伴生气为本集油管线分段加热。
混相输送的集油管线进入转油站，在这里进行油气分离，原油脱水净化，天然气脱水。
脱水后的净化油泵输到装车外运油库或管线外输首站。
脱水的天然气送往压气站或用户。
12.萨尔图油气集输流程的优点是：(1)同双管、三管流程相比，本流程省钢材，省投资，施工速度快，投产见效早；(2)多井串联、成排进站，每个转油站所辖井数多，泵站显著少；节省大量机、泵、炉，便于集中处理。
13.萨尔图油气集输流程的缺点是：(1)对于地质复杂、断层多、油井压力变化大的区块，由于各井生产能力差别较大，流程中各井相互干扰严重，甚至端点井进不了集油管线；(2)计量点、加热点过多而且分散，不便于操作管理；(3)随着含水上升、产液量增加，适应能力差，而且不便于改造。
14.小站流程的特点是：单井进站、集中计量、油气混输、集中分离15.试结合油气集输小站流程图分析其装置所完成的功能。
小站流程，是将计量站布置在8-10口井的适当位置上，每口井单管油气混输集中到计量站内。
单井来的油气先经过水套式加热炉加热，之后进计量分离器分别对油、气计量，完成计量后的油、气再度混合进集油管线出站。
16.小站流程的优点是：(1)井场上一般都设有水套加热炉，它除用来加热油井产物外，还可用来实现热油循环清蜡：(2)计量站设备简单；(3)节省钢材，因为只有一条集油管线；(4)对地质条件复杂的油井适应性较强。
17.小站流程的缺点是：(1)井场上的水套加热炉给管理带来不便，也难于实现自动化；(2)停井或作业时需要清扫管线，否则会堵塞管线；(3)对无气或少气的油井，有时井场水套炉需要另敷设供气管线。
18.试结合油气集输蒸汽伴随流程图分析其装置所完成的功能蒸汽锅炉设在计量站，蒸汽经管线送至井口，对单井进站管线和井口伴随加热保温。
因为计量站多了锅炉及其给水设备，成为一个较大的管理环节。
一般把这样的计量站与接转站合在一起，成为集中计量、集中分离的类型。
19.蒸汽伴随流程的优点是：(1)对集输困难的油井适应性较强；(2)井场简化、集中计量、集中管理，便于实现油井集中控制和自动化；(3)停井和作业方便，不会堵塞管线。
20.蒸汽伴随流程的缺点是：(1)蒸汽耗量大，一般为250—300公斤／公里(大庆地区)，冷凝水不回收，热量损失大，需要配套建设供水管线系统；(2)锅炉结垢严重，热效率低，寿命短，蒸汽管线易腐蚀穿孔；(3)一次投资和经营费用都比较高。
除非特殊需要，一般不采用这种流程。
21.试结合油气集输热水伴随流程图分析其装置所完成的功能计量站设水罐、水泵、热水炉，经升温后的热水由站内总机关阀组分配到各油井。
去油井的热水管线单独保温并对井口装置伴随加热。
回水管线与油井出油管线共同保温在一起，在进站的沿途对油管线加热，回水在总机关阀组处汇合进入站内水罐，循环使用。
为了集中管理，有时把这样的计量站和接转站结合在一起成为集中计量、集中分离流程，如图1-8所示。
也有的油、气计量后，直接混相进入干线到集中处理站分离。
22.热水伴随流程的优点：(1)对集输困难的油井适应性较强；(2)井场简化、集中计量、集中管理，便于实现油井集中控制和自动化；(3)停井和作业方便，不会堵塞管线；(4)比掺水、掺油流程计量方便而淮确。
23.热水伴随流程缺点是：(1)一次投资、钢材消耗和施工工作量较大；(2)计量站流程显得复杂，不便于生产管理。
24.试结合油气集输掺水降粘流程图分析其装置所完成的功能一般在大站配制活性水，或者利用脱水以后经过处理的含油污水（含有一定浓度的活性剂），把它泵送到计量站的配水阀组，通过掺水管线送到井口。
用水嘴按规定的流量注入套管，经过井下泵作用，水包油型乳状液出井到计量站，气液两相分离、计量以后，混相输送到大站。
油井停抽时，打开井口循环阀门，用活性水顶替出油管线中的稠油，并保持适量的循环，以防活性水冻结。
在计量站计量得到的产液量，其中包括油层水和掺入的活性水，需测定总含水率，计量活性水的掺入量，最后通过计算得出水井的产油量和产水量。
25.掺水降粘流程的优点是：(1)解决了高粘度原油的开采问题；(2)投产容易，停产简单，管理方便，生产安全：(3)井场、干线不设加热炉，节约燃料；(4)有效地降低回压，可适当扩大泵站的集油范围，特别在原油含水率处在转相阶段，更有利于降粘和脱水；(5)井场设备少，有利于实行自动化管理。