油气处理流程

原油脱水工艺

一段脱水采用脱水温度不低于40℃、脱水时间为60min；二段脱水采用脱水温度为80℃(只考虑脱水工艺为70℃)、脱水时间为65min。

海上来含水油0.6MPa,G、27℃～42℃经原油换热器、原油脱前加热器升温至40℃～64℃后，进一级三相分离器进行油气分离和一段原油脱水，一级三相分离器操作压力为0.4MPa,G，脱出的低含水原油（含水≤30%）经原油脱水加热器升温至80℃，进二级三相分离器进行二段脱水，二级三相分离器操作压力为0.3MPa,G，脱后合格原油（含水≤0.5%）进原油稳定系统；二级三相分离器分离出的天然气和一级三相分离器分离出的天然气汇合后去原稳气压缩机的一级出口；二级三相分离器脱后污水与一级三相分离器脱后污水汇合后进污水处理系统。

原油稳定工艺

采用微正压闪蒸，原稳塔顶操作压力为0.005MPa,G，进塔温度为80℃。原油脱水温度由70℃提高至80℃，原油稳定装置不设原油进料加热器，合格原油（含水≤0.5%）0.25MPa,G、80℃直接进原油稳定塔，原油稳定塔塔顶压力为0.005MPa,G，稳定后原油经原稳塔底泵提升后，通过原油脱水换热器换冷55℃进原油储罐储存；稳定塔顶不凝气经塔顶分离器分离后去压缩机一级进气段，压缩后与三相分离器来天然气汇合后，经一级入口分离器进压缩机二级进气段，经二级入口分离器进进压缩机三级进气段，压缩后的天然气去轻烃回收装置；塔顶分离器分离的凝液去轻烃回收装置。

原油储运工艺

当歧口原油上岸时，原油外销采用汽车外运方式。5000m3原油储罐内合格原油通过装车泵提升、计量后进行装车外运。

辅助生产流程

加药流程

根据原油脱水工艺及脱水试验，两段脱水均需要加入破乳剂，两段脱水注入量均为20PPm，设置加药系统2 套，一段加药注入点设在海管来油收球筒油出口管道上，二段加药注入点设在一级三相分离器油出口管道上。

仪表风及工厂风流程

仪表风系统设1 台仪表风空压机（1运1备）。空气经仪表风空压机压缩后进过滤器过滤，再经无热再生干燥器干燥，然后进除尘过滤器除尘，除尘后进仪表风储罐，经管网输送至各用气点。工厂风系统设1台扫线风空压机。空气经工厂风空压机压缩后进制氮装置，制氮装置生成的氮气进扫线风储罐，经管网输送至各用气点，同时设有越制氮装置流程。

液体排放流程

收球筒、换热器及加热器等设备排污排至污水处理区中污油池的油室，三相分离器、原油稳定塔、5000m3拱顶罐等设备排污排至污水处理区中污油池的水室，污水用泵打回污水处理系统，污油用泵打回原油脱水系统。外输泵房内所有泵的盘根油及过滤器排污进污油回收装置，然后用泵打回泵进口管道。

事故流程

当一段脱后油指标不合格时，一级三相分离器油出口含水油可直接进5000m3事故罐，当恢复正常生产后，罐内含水油由事故泵提升后至原油脱水换热器冷油进口管道上；当二段脱后油指标不合格时，二级三相分离器油出口不合格油可直接进5000m3事故罐，当恢复正常生产后，罐内原油由事故泵提升后至原油脱水加热器冷油进口管道上；当原稳系统检修时，

原油脱水脱后合格油通过原油稳定塔、原油脱水换热器等旁通管道，直接进入5000m3事故罐。天然气处理流程

由海管登陆的天然气首先进入天然气进站预处理单元，原料气在该单元分离出气相和凝液，分出的液相去原油处理系统，气相经过生产分离器分离后进入天然气处理装置，分别经过脱汞、脱水、制冷、分馏单元后，主要生产干气、丙烷、丁烷及稳定轻烃产品；外输干气增压计量后输往下游用户实现交接，丙烷、丁烷、液化石油气、稳定轻烃等液态产品进罐储存，采用装车方式外销。

天然气预处理单元

正常流程

海底管道来气（3.0MPa，3.9～19.9℃），首先进入段塞流捕集器（PK-1101），分出的气相经原料气加热器(E-1102)加热至10℃后进入生产分离器(V-1102)，分出的天然气去脱汞塔(T-1101)，段塞流捕集器和生产分离器分出的凝液去原油处理系统。

事故流程

本装置设有越站外输流程，当天然气处理装置发生事故时，段塞流捕集器来天然气注入甲醇后首先进入事故换热器（E-1101）换热至-4℃，经节流阀节流至1.5MPa（-16℃）后进事故分离罐(V-1101)进行气液分离，分离出来的天然气经事故换热器复热后进外输增压单元增压至4.0MPa 外输，外输天然气水烃露点在4MPa 时小于-5℃,分离出的液相去原油处理系统。清管流程

段塞流捕集器（PK-1101）分出的凝液在清管工况下，分出的液相去原油处理系统，气相去生产分离器（V-1102）。

天然气脱水单元

来自预处理单元脱汞后的天然气进入过滤分离器（FT-1101A/B），进一步除去夹带的凝液后进入分子筛干燥器(V-1302A/B)吸附，分子筛干燥器出口原料气（2.9MPa，35℃）含水<1ppm（V）。分子筛出口原料气经分子筛出口过滤器（FT-1301A/B）除去其中夹带的分子筛粉尘和杂质后进制冷单元。

分子筛干燥器采用两塔流程，当其中1 塔进行吸附时，另外1 塔进行再生和冷却操作，操作周期为12h，其中再生时间6h，冷吹时间5.5h，切换时间0.5h。再生气和冷吹气引自外输增压后的干气。再生时，再生气经再生气换热器(E-1302)、再生气加热器(E-1303)加热到280℃进分子筛干燥器，对其再生，将分子筛吸附的水分带出，含水的再生气经再生气换热器(E-1302)换热、冷却器(E-1301)冷却至45℃，由再生气分水罐(V-1301)分出游离水，分水后的天然气返至生产分离器(V-1102)的入口。冷吹时，冷吹气直接进分子筛干燥器(V-1302A/B)，

降低床层温度，经再生气换热器(E-1302) 、冷却器(E-1301)后再冷却至45℃，返至生产分离器(V-1102)的入口。

天然气制冷单元

脱水后的天然气（2.9MPa，35℃），进膨胀压缩机增压端（TE-1401），增压至3.62MPa，进冷箱Ⅰ(E-1401)与重接触塔顶（T-1401）来气及低温分离器(V-1401)来液换热至-24℃后进丙烷蒸发器冷(E-1402)却至-30℃，再进冷箱Ⅱ(E-1403)冷却到-51℃后进低温分离器(V-1401)。低温分离器（V-1401）分出的气相进膨胀/压缩机组（TE-1401）的膨胀端膨胀至1.5MPa，-82℃，然后进入重接触塔（T-1401）底部；分出的液相经节流至 1.9MPa，-63℃，再经冷箱复热至10℃进脱乙烷塔（T-1402）中部。重接触塔顶气（1.5MPa，-85℃），一次经过冷箱Ⅲ(E-1405)、冷箱Ⅱ(E-1403)、冷箱Ⅰ(E-1401)换热后进干气增压计量外输单元。重接触塔底液相（1.45MPa，-86℃），经重接触塔底增压泵(P-1401A/B)提压后，与重接触塔顶气及脱乙烷塔（T-1402）顶气在冷箱Ⅲ(E-1405)中换热至-35℃后进脱乙烷塔（T-1402）顶部。脱乙烷塔顶操作压力1.85MPa，塔底操作温度80℃。脱乙烷塔顶气（1.85MPa，-28℃），进冷箱Ⅲ(E-1405)换热至-70℃后进重接触塔（T-1401）的上部。脱乙烷塔（T-1402）底液相（1.9MPa，80℃）进入天然气分馏单元。

脱乙烷分馏单元

脱乙烷塔底（T-1402）来凝液（1.9MPa，80℃）及原油稳定单元来凝液汇合后，作为脱丙烷塔（T-1501）的进料。脱丙烷塔为全塔，塔顶操作压力为1.65MPa，塔底温度为130℃，脱丙烷塔顶气相经冷凝提压后，一部分作为脱丙烷塔顶回流液，另一部分作为丙烷产品进丙烷储罐储存，脱丙烷塔底部液相（1.7MPa，130℃）作为脱丁烷塔（T-1502）的进料。脱丁烷塔为全塔，塔顶操作压力为0.5MPa，塔底温度为126℃，脱丁烷塔顶气相经冷凝提压后，一部分作为脱丁烷塔顶回流液，另一部分作为丁烷产品进丁烷储罐储存，脱丁烷塔底部生产1号稳定轻烃，经轻烃冷却器（E-1505）冷却至40℃，进稳定轻烃储罐(TK-2501A/B)储存。

外输气增压单元

天然气处理装置生产的干气进入外输气增压机(C-2101A/B/C/D)（四台外输气增压机，三用一备），压力提升到4.0MPa，再通过外输气增压机出口冷却器，冷却至45℃后外输。

储运

液烃产品的装车为自动控制，通过液位检测实现储罐间的自动倒换。每个装车回路上安装有流量计，实现流量的累计计量并远传至中控室，通过切断阀适时关断产品外输回路。

其他配置

除装车外，在产品罐区还设置 2 台液化石油气调和泵、1 台不合格产品回炼泵。液化石油气调和泵负责将丁烷产品送至液化石油气储罐，根据下游用户需要调和液化石油气产品，共2 台,一运一备；不合格产品回炼泵负责当丙烷达不到产品指标要求时，将不合格的丙烷打回脱丙烷塔重新进行分馏处理。

平面布置

生产区主要包括原油处理区、天然气处理区、液化气及轻油储罐区、原油储罐区、防区、加热炉区、污水处理区、火炬区、辅助生产区、35kV变电区、液化气及轻油装车区原油装车区、门站及CNG预留区。

原油处理区包括：原油脱水处理部分、原油稳定部分、外输泵房部分、变配电室部分收发球筒部分。原油脱水部分主要设施有一级三相分离器P0.8MPa DN3400X144002具二级三相分离器P0.8MPa DN3400X14400 2具、原油脱水换热器2000kW2套、原油脱前加热器

360kW 2具、原油脱水加热器1700kW 2具；原油稳定部分主要设施有原油稳定塔P0.4MPa DN2200 H=250001具、原稳塔顶分离器P0.4MPa DN1400x52001具、原稳塔底泵2 台、原稳气压缩机2台、轻烃提升泵2台；外输泵房部分主要设施有外输泵房1 栋。收球筒部分主要设有原油收球筒P9.5MPa DN350/2501具、天然气收球筒P5.65MPa DN400/3001 具、段塞流捕集器P5.65MPa DN3000×12000 1具。

天然气处理部分主要包括进站预处理单元、天然气脱水单元、天然气制冷单元、天然气分馏单元、外输增压及产品储运单元。其中，进站预分离单元：段塞流捕集器布置在东侧，自北向南依次布置事故换热器1具、事故分液罐1具、原料气加热器1具、生产分离器1具、脱汞塔1具；天然气脱水单元：脱水单元位于天然气处理装置区中部，西临进站预分离单元，东邻燃料气及甲醇单元，下面以管架南侧脱水装置说明脱水单元的平面布置。自西向东依次布置分子筛入口过滤分离器2具、再生气加热器1台、分子筛干燥器2具、分子筛出口过滤器2具、再生气换热器1台、再生气冷却器1台、再生气分水罐1具；制冷单元：膨胀压缩机罩棚位于天然气装置区的北侧。丙烷制冷压缩机厂房布置在最西侧，膨胀压缩机布置在框架平台（Ⅱ）的西侧，框架平台（Ⅱ）为二层结构。一层从西侧向东布置丙烷缓冲罐、丙烷蒸发器和脱乙烷塔底重沸器；二层依次为两个冷箱、丙烷压缩机后冷器、膨胀机后冷器。框架平台（Ⅱ）的东侧一次布置低温分离器、脱乙烷塔和重接触塔，两塔并排放置；分馏单元：分馏单元位于制冷单元东侧，框架平台（Ⅰ）为二层框架结构。分馏单元最东侧布置脱丙烷塔1具和脱丁烷塔。框架一层自东向西布置脱丁烷塔底重沸器1台、脱丙烷塔底重沸器1台、轻烃冷却器1台、脱丙烷塔顶回流泵和脱丁烷塔顶回流泵各2台、冷箱和重接触塔底增压泵2台；框架二层自东向西为脱丁烷塔顶回流罐1具、脱丁烷塔顶冷凝器1具、脱丙烷塔顶冷凝器1台和脱丙烷塔顶回流罐1具；外输增压单元：外输增压单元位于天然气处理装置区东侧，布置外输气压缩机厂房一座，压缩机房内布置4台外输增压机组，外输气阀组布置在压缩机房的东侧。

消防区主要设施有消防泵房1栋、2000m3消防水罐2具、阀组间1间、消防泵房1栋。辅助生产区主要设施有中控室1栋、化验室1栋。

35kV变电区主要设施有35kV变电站1座。

加热炉区主要设施有4000kW热媒炉（带空气预热器）3台、导热油循环系统1套、热油系统辅机1套。污水处理区主要设施有污水泵房1 栋、2具500m3污水接收罐、200 m3反冲洗水罐、冷却塔2具、循环水池1座、旁滤罐1具、接触氧化池1座、污水池1座、污油池1座、核桃壳过滤器撬1座、吸水池1座、浮选机2具。

液化气及轻油储罐区主要设施有8具650m3球罐，其中1具预留、丙烷储罐P1.86MPa650m33具、丙烷球罐650m31具、丁烷储罐P0.8MPa 650m32具、稳定轻烃储罐P0.6MP650m32具。

原油储罐区主要设施有4具5000m3储罐，其中 3 具原油储罐和1具事故罐。火炬区主要设施有火炬筒16〞H=55m 1具、放空分液罐PN1.0MPa DN2600x7500 1具。

汽车装车区位于厂区东侧，主要包括轻烃装车区与原油装车区。轻烃装车区设置1座装车罩棚、1 座装车泵棚、销售业务室及门卫1栋、地磅等；原油装车区设置1 座装车罩棚销售业务室及门卫1栋、地磅等。

考虑今后的发展，在原油处理区预留2具三相分离器、2具原油外输加热器位置；在35kV变电区预留发电区位置。渤西油气处理厂占地面积21.6594x104m2，平面布置严格执行《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004），具体见集-T11025/3。

油罐车油气回收现场检测作业指导书

油罐车油气回收现场检测作业指导书 1.范围 本作业指导书适用于油罐车在汽油运输过程中的油气排放管理。 本作业指导书适用于油罐汽车油气回收系统的密闭性检测。 2.引用文件 本标准内容引用了下列文件中的条款。凡是不注日期的引用文件，其有效版本适用于本标准。 GB 18564.1 道路运输液体危险货物罐式车辆第1 部分：金属常压罐体技术要求 QC/T 653 运油车、加油车技术条件 JT/T 198 汽车等级评定的标准 TB/T2234 铁道罐车通用技术条件 GB 20951－2007 汽油运输大气污染物排放标准 SK-30真空泵操作使用说明 3.概述 3.1工作原理 采用抽真空或充压的方式，检测油气回收系统对压力的保持程度。检测时对罐体内抽真空或充气达到一定的压力，然后与压力源隔离，记录5min 后的压力变动值并与控制限值比较是否达标。 3.2计量器具控制 计量器具控制包括首次检测和后续检测。 3.2.1检测条件 环境温度（0-35）℃，常压 3.2.2检测用设备 设备名称测量范围技术要求 氮气罐40L，15MPa 正加压压力表压力表。量程范围（0～10）kPa；精度 为满量程的2%；最小刻度为30Pa 单级压力调节器型号：HAD-YQJF-5，输入压力表量程 0～ 25MPa，输出压力表量程0～5.0MPa 用于

调节氮气罐气体输出。 负加压压力表压力表。量程范围（－0.1～0.1）MPa； 精度为满量程的2%；最小刻度为30Pa 加压软管（2～3）m，满足使用要求 快接接头检测接头装有断流阀和泄压阀，可连接加 压和抽真空软管，检测接头还应装有压力 表。 真空泵可以将罐体抽真空至－5kPa。 抽真空软管满足使用要求 3.2.3检测项目 1.油罐车油气回收相关设备完好性 2. 油气回收系统密闭性检测（正加压） 3. 油气回收管线气动阀门密闭性检测（正加压） 4. 油气回收系统密闭性检测（负加压） 4.检测流程 4.1检测前的准备 4.1.1现场检测前先和被测单位取得联系，要求油罐车单位人员提前对设备进行自检，要求设备齐全，外观良好。所有用于油气回收的各个零部件的工作状态进行调试，确定其工作正常、稳定。 4.1.2检测工作具体时间需提前通知被测单位，要求待检测油罐车按时到达检测地点，现场准备消防设施（干粉灭火器、石棉毯等），现场工作人员需按照相关安全要求更换防静电工作服、关闭所有通讯设备、车辆熄火、不许携带火源等要求。 4.1.3油车达到检测地点后，先对罐体进行清洗，罐内不能存有残油。然后排干罐内液体，并将油罐汽车停靠在一个不受阳光直接照射的位置接受检测。 4.1.4降低罐体内油气浓度，将车辆停靠到指定位置，熄火，静电接地。打开油罐车上部帽口，将抽真空设备按照真空泵-抽真空软管-油车卸油口连接。打开油车卸油口，海底阀，开启真空泵抽取罐体内气体。持续时间1分钟。如果是多仓油罐车，则需要将每个油仓内油气排出。需要注意真空泵油气排放口用石棉毯遮盖，避免油气排放影响。 4.1.5将检测设备（氮气瓶、压力调节阀、检测标准装置、软管）按要求连接，软管出口端与油气回收检测端口相连，检查氮气瓶内压力是否足够，并配备一支满气气瓶备用。另真空泵额定电压380V，注意操作规范及用电安全。 4.2油罐车油气回收设备完好性 开始检测前先联系受检单位自检油罐车油气回收相关设备。油罐车达到检测现场后由检测人员再次核对相关项目。包括：DN100mm，密封式快速接头，帽盖，油气管线气动阀门，连接胶管，多仓油气管路并联，无缝钢管，油气管路，管路箱，固定支架，压力/真空阀，

加油站油气回收现场检测作业指导书说课讲解

加油站油气回收现场检测作业指导书

加油站油气回收现场检测作业指导书 1.范围 本标准规定了加油站汽油油气排放限值、控制技术要求和检测方法。 本标准适用于现有加油站汽油油气排放管理，以及新、改、扩建加油站项目的环境影响评价、设计、竣工验收及其建成后的汽油油气排放管理。 2.引用文件 本标准内容引用了下列文件中的条款。凡是不注日期的引用文件，其有效版本适用于本标准。GB 20952－2007 《加油站大气污染物排放标准》 3.概述 3.1工作原理 液阻检测方法，以规定的氮气流量向油气回收管线内充入氮气，模拟油气通过油气回收管线。用压力表或同等装置检测气体通过管线的液体阻力，了解管线内因各种原因对气体产生阻力的程度，用来判断是否影响油气回收。 密闭性检测方法，用氮气对油气回收系统加压至 500Pa，允许系统压力衰减。检测 5min 后的剩余压力值与表 2 规定的最小剩余压力限值进行比较，如果低于限值，表明系统泄漏程度超出允许范围。

气液比检测方法，在加油枪的喷管处安装一个密合的适配器。该适配器与气体流量计连接，气流先通过气体流量计，然后进入加油枪喷管上的油气收集孔。所计量的气体体积与加油机同时计量的汽油体积的比值称为气液比。通过气液比的检测，可以了解油气回收系统的回收效果。 3.2计量器具控制 计量器具控制包括首次检测和后续检测。 3.2.1检测条件 环境温度（0-35）℃，常压。 3.2.2检测用设备 3.2.3检测项目

1.液阻检测方法 2. 密闭性检测方法 3. 气液比检测方法 4.检测流程 4.1检测前的准备 4.1.1、现场检测前先和被测单位取得联系，要求油气回收装置的施工、安装单位人员先期到达被测单位进行设备自检，要求管道无泄漏，对所有用于油气回收装置的各个零部件的工作状态进行调试，确定其工作正常、稳定。 4.1.2、检测工作具体时间需提前通知被测单位，要求做好满罐存油准备以有利于检测，在检测之前24小时内不允许进行气液比检测，在检测前3小时内和在现场检测过程中，不得有大批量油品进出储油罐，在检测前30分钟停止加油作业。用安全围栏圈定现场检测区域、油罐井操作区域，提出安全警示，现场准备消防设施（干粉灭火器、石棉毯等），非现场操作人员不得进入相关区域。现场工作人员需按照相关安全要求更换防静电工作服、关闭所有通讯设备、车辆熄火、不许携带火源等要求和严格遵守被检单位的其他要求。 4.1.3、现场检测人员先记录加油站内的实际库存油量，计算油气空间，查表得出最小剩余压力，了解被测油站油气回收装置的设计方式（集中式或分散式、有源阀门或无源阀门等），确定油罐是否连通，再确定相应的现场操作步骤。 4.1.4、若是集中式油气回收装置，检测开始前需打开卸油口处的油气回收总阀或打开量油口球阀，卸去油气回收管线和油罐内的负压，以利于检测（分散式则不需要），负压卸掉后关闭开启的阀门。

关于油气集输处理技术的探讨

关于油气集输处理技术的探讨 摘要：随着我国经济的飞速发展，社会对能源的需求日益增大，使得油气田开 采项目不断增多，人们对油气集输处理工艺提出了更高的要求。油气集输是继油 田开发、油藏勘探、采油工程之后的很重要的生产阶段，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 水平。主要是对油气集输处理工艺发展现状进行相关阐述，并提出自己的观点。 关键词：油气集输；处理；策略 引言 油气集输是油田建设中的主要生产设施，在油田生产中起着主导作用，使油 田生产平稳，保持原油开采及销售之间的平衡，并使原油、天然气、液化石油气 和天然汽油等产品的质量合格。采用的油气集输工艺流程、确定的工程建设规模 及总体布局，将对油田的可靠生产、建设水平和生产效益起着关键性的作用。 1、油气集输分类与设计原则 1.1分类 （1）按加热方式。油气集输流程按加热方式可分为八类，分别为不加热流程与井场加热流程、热水伴随流程与蒸汽伴随流程、掺蒸汽流程与掺活性水流程、 掺热水流程与掺稀油流程。（2）按管线数目。可分为单管集油流程、双管集油 流程、三管集油流程。（3）按管网形态。分为四种形态，分别为串联型管网流程、米字型管网流程、树形官网流程和环形管网流程。（4）按系统步站级数。 按系统步战级数，可分为一级、二级、三级步战流程。一级步战流程中只有集中 处理站，二级步战流程有计量站和集中处理站，三级步战流程在二级步战流程基 础上，有增压转接站。（5）按密闭程度。分为密闭式集油流程与开放式集油流程。 1.2设计原则 油气集输的方案，受油田内蕴含的油气的化学、物理性质差异、经济价值和 利用方式、地理条件的限制影响，不同的条件和情况下，会有不同的设计流程。 在整个油气集输的过程中，要尽量封闭，这样可以减少在运输过程中油气的损耗。在开发过程中，将油气资源尽可能地全部收集，在应用上，也尽可能地将油气加 工为符合标准的相关产品。同时，要充分利用矿井中的液体压力和内部的运作压力，尽可能扩大输出半径，减少中间环节，避免中间环节过多而造成油气损耗。 要做好系统内部的温度控制，充分利用系统中的热量，减少运输中，热能的过度 消耗。最好要选择性价比最高的设计流程，以便提高整体的效率。 2、油气技术处理技术 油气集输处理技术涉及到原油集输处理和油气水多相混输以及原油脱水技术，这些技术都是油气集输技术的重要组成部分，不同的技术所发挥的作用也是不同的。我国油气资源在长期的开采过程中进入到高含水油水气开发发展阶段，对油 气集输处理的要求更高。对于高含水环节要不断地从技术上进行完善，油气开发 高含水环节原油流变出现的变化，油气集输技术应用中，就需要调整流变过程， 将不同原油以及天然气产区特征作为重要参考依据，含蜡高的油气田产区在应用 单管集输油气集输处理技术时，添加化学药剂进行热加工处理，这样就能提高处 理的效果。对于低含蜡就要通过单管不加热处理方式。 原油脱水技术也是重要技术内容，这是油气集输处理技术当中关键技术，实 际的技术应用主要是在原油脱水方面发挥重要作用。高含水原油油田生产中，通

油气回收检测方法

1 检测前的准备 1.1根据《检测委托书》中要求的检测时间提前1~2天通知受检单位，要求受检单位提前做好相关检测准备工作。 1.2检测人员到达检测现场后，应严格遵守加油站管理规定，使用隔离墩设置检测区域，防止无关人员、车辆进入检测现场。 1.3了解加油站油气回收系统的相关信息，包括加油站名称、系统配置、加油机台数、加油枪数量、油罐数量、油罐容积等，并填写在《原始记录》上。 1.4检测前要对测试设备状态进行检查确认，检查设备运行是否正常，设备运行正常才可进行检测。 1.5检测人员穿着防静电服，准备好防爆工具。设备连接时须使用防爆扳手，确保操作安全。 2 密闭性检测 2.1检测仪器和附件 检测设备：智能测试仪（IW―HJZH－Ⅱ型） 秒表

氮气和氮气瓶，储存氮气的高压氮气瓶应带有两级压力调节器。 软管、地线、泄漏探测溶液 2.2.检测要求 2.2.1向系统充入氮气过程中应接地线。充入系统的氮气流量不应超过100 L/min。 2.2.2测试仪在使用前至少应有15 min的预热过程，且使用前要先对设备进行“0”点的校准。按《智能测试仪操作说明书》选择“设备自检”界面，打开设备的进气口和出气口，按“”键，对设备进行校准。设备每一次开关机，都需要做“0”点的校准。 2.2.3测试时油罐油气容积应满足：油罐为独立式油气回收系统的，埋地油罐的最小油气空间应为3800 L或占埋地油罐容积的25%，二者取较小值；气体空间连通式埋地油罐的最大合计油气空间不应超过95000 L。以上均不包括所有油气管线的容积。 2.2.4若油气回收管道上使用了单向阀或采用的真空辅助装置使气体在系统中不能反向导通而影响整个系统进行密闭性检测时，应设置一段带有切断阀的短接旁通管路。 2.2.5如果油气回收系统装有处理装置，检测时应关闭处理装置的电源及与处理装置相连通管道上的阀门。

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

油气回收检测方法

1检测前的准备1.1根据《检测委托书》中要求的检测时间提前1~2天通知受检单位，要求受检单位提前做好相关检测准备工作。 1.2检测人员到达检测现场后，应严格遵守加油站管理规定，使用隔离墩设置检测区域，防止无关人员、车辆进入检测现场。 1.3 了解加油站油气回收系统的相关信息，包括加油站名称、系统配置、加油机台数、加油枪数量、油罐数量、油罐容积等，并填写在《原始记录》上。 1.4检测前要对测试设备状态进行检查确认，检查设备运行是否正常，设备运行正常才可进行检测。 1.5检测人员穿着防静电服，准备好防爆工具。设备连接时须使用防爆扳手，确保操作安全。 2密闭性检测 2.1检测仪器和附件 检测设备：智能测试仪（IW — HJZH 型） 秒表 氮气和氮气瓶，储存氮气的高压氮气瓶应带有两级压力调节器。 软管、地线、泄漏探测溶液

22检测要求 2.2.1向系统充入氮气过程中应接地线。充入系统的氮气流量不应超 过 100 L/min。 2.2.2测试仪在使用前至少应有15 min的预热过程，且使用前要先对设备进行0”点的校准。按《智能测试仪操作说明书》选择设备自检” 界面，打开设备的进气口和出气口，按“”键，对设备进行校准。 设备每一次开关机，都需要做0”点的校准。 2.2.3测试时油罐油气容积应满足：油罐为独立式油气回收系统的， 埋地油罐的最小油气空间应为3800 L或占埋地油罐容积的25%，二者取较小值；气体空间连通式埋地油罐的最大合计油气空间不应超过95000 L。以上均不包括所有油气管线的容积。 2.2.4若油气回收管道上使用了单向阀或采用的真空辅助装置使气体在系统中不能反向导通而影响整个系统进行密闭性检测时，应设置一 段带有切断阀的短接旁通管路。 2.2.5如果油气回收系统装有处理装置，检测时应关闭处理装置的电源及与处理装置相连通管道上的阀门。 226在检测之前的24 h内不应进行气液比的检测。 227在检测之前3 h内或在检测过程中不应有卸油作业。

加油站油气回收检测流程及检测记录表

油气回收检测流程 （一）检测仪器自身密闭性检测 1、将针阀顺时针关闭，将快接球阀接到油气进气口，并打开球阀； 2、将硅胶软管接到出气口，并将堵头与硅胶软管另一端相连接； 3、将抽气筒放到快接球阀开口处，向外抽气，当压力表读数达到－ 1000Pa左右，快速关闭快接球阀； 4、等待大约3分钟气压值较稳定时，检查压力值，绝对值不减小即 说明设备自身密闭性良好。 （二）密闭性检测 1、加油站密闭性检测选择离油罐最远的加油机检测一次即可； 2、加油站暂时停止营业，将加油站油罐卸油口、回气口关闭； 3、通过氮气快速接头将针阀与氮气瓶连接； 4、将油气进气口与快接球阀连接，将油气出气口与硅胶软管连接； 并将硅胶软管另一端与加油机下面预留的检测口连接（如果检测口下方有检测阀门，须将检测阀门打开）； 5、关闭油气进气口，打开针阀； 6、打开氮气瓶阀门，设置输出压力为35kPa（约0.357公斤压力） 左右，轻微旋转针阀，调节氮气流量，控制流量表上显示的瞬时流量值在30～150L/min范围内；当压力表数值达到600Pa左右，关闭针阀，观测压力值是否降至某一值稳定，该稳定值不能小于100Pa；否则该加油站油气回收系统密闭性存在问题；（注意：充

压过程中压力值不能超过750Pa，否则油罐安全阀将开启） 7、如果步骤6中压力值能够最终稳定在某一数值，则再充压至约 550Pa时关闭针阀，调节快接球阀使压力降至500Pa；等压力值基本稳定后（一般会在某一压力值上下波动），开启秒表； 8、每隔1min记录1次压力示数，共记录5次；并将最后一次的 压力示数值与标准规定值对照，如果低于限值，则表明油气回收系统密闭性不合格； 9、打开加油站油罐卸油口、回气口，安全规定释放油气回收系统 压力； 10、密闭性检测完毕，检测通过可继续进行液阻检测，此时加油站可恢复营业。 （三）液阻检测 1、保持上述连接状态，逆时针打开针阀，调节氮气流量，使流量 表瞬时流量分别显示为18L/min左右、28L/min左右、38L/min左右，并分别记录三种流量时压力表示数，顺时针关闭针阀，将数值与标准对照，即可确定被检测加油机液阻检测是否合格； 2、拆除与加油机检测口连接处，然后与下一台被检测加油机检测 口连接，打开针阀，重复步骤1进行该台加油机的液阻检测；依此类推，检测加油站内每台加油机； 3、所有加油机检测完毕后，关闭氮气罐阀门，拆除与针阀连接的 氮气快速接头，拆除与油气进气口连接的快接球阀，拆除与加油机检测口的连接；

信息安全事件处理流程

信息安全事件处理流程 Document number【AA80KGB-AA98YT-AAT8CB-2A6UT-A18GG】

信息安全事件处理流程 一、信息安全事件分类 根据公司实际生产运行情况，将信息安全事件分为两大类：重大信息安全事件和一般信息安全事件。 1、重大信息安全事件 1) 重要信息系统遭受严重的系统损失； 1.1 通信线路和设备故障、主机（服务器）、存储系统、网络设备（各类网络交换机、路由器、防火墙等）、电源故障运行中断不能为超过80％（包括80%）的网络注册用户提供服务，时间达4小时；不能为80％以下网络注册用户提供服务，持续等效服务中断时间达8小时。 1.2 系统(硬、软件)损坏或失窃，直接经济损失达1万元以上者。 1.3 重要技术开发、研究数据损坏或丢失，或重要信息系统数据损坏或丢失，数据量在时间上连续超过48小时。 1.4 发生计算机程序、系统参数和数据被删改等信息攻击和破坏或计算机病毒疫情导致信息系统不能提供正常服务达到上述的规定。 1.5 发生传播有害数据、发布虚假信息、滥发商业广告、随意侮辱诽谤他人、滥用信息技术等信息污染和滥用，网络地址和用户身份信息的窃取、盗用。 1.6 发生自然灾害性事件导致的信息安全事故。 2）产生的社会影响波及到一个或多个地市的大部分地区，引起社会恐慌，对经济的建设和发展有较大负面影响，或损害到公众利益。 2、一般信息安全事件 1)重要信息系统遭受较小的系统损失； 1.1 通信线路和设备故障、主机（服务器）、存储系统、网络设备（各类网络交换机、路由器、防火墙等）、电源故障运行中断导致不能为超过80％（包括80%）的网络注册用户提供服务，时间达2小时；不能为80％以下网络注册用户提供服务，持续等效服务中断时间达4小时。

化工制图-读工艺流程图、设备平面图、绘管道等

65 6-12 根据装配示意图查表拼画化工设备图 技术特性表 管 口 表 e 200 JB/T 81-1994 平面 排污口 d 200 JB/T 81-1994 平面 出料口 c 20 JB/T 81-1994 平面 排气口符号 公称尺寸 连接尺寸标准 连接面形式 用途或名称 a 450 HG21515-1995 人孔 b 200 JB/T 81-1994 平面 进料口设计温度 100 操作温度 40 物料名称 容器类别 I 1.5 腐蚀裕度/mm 焊缝系数 0.85 设计压力/MPa 常压工作压力/MPa 常压 作业指导书 一、 目的 （1） 掌握化工设备零部件的查表方法。（2） 掌握标准件的规定标记的书写方法。 （3） 熟悉化工设备图的包含的内容及表达方法。（4） 掌握化工设备图的作图步骤。二、 内容和要求 （1） 读懂装配示意图，了解所用化工设备标准件的类型， 在6-14、6-15中绘出标准零部件的图形，并标注尺寸，为 装配图的绘制作好准备。 （2） 由装配示意图，绘出储罐设备图。（3） A2图纸，横放，绘图比例自定。三、 注意事项 （1） 画图前看懂设备示意图及有关零部件图，了解设备的 工作情况及各零部件的装配连接关系。 （2） 综合运用化工设备图的表达方法确定表达方案。（3） 要合理布置视图及标题栏、明细栏、管口表、技术特 性表、技术要求。 （4） 参考书中焊缝图形，正确绘出焊缝图形。 姓名班级 学号

6-13 化工设备示意图 姓名学号

6-14 查表确定零件尺寸，作出图形并标注尺寸 姓名 班级 学号

6-15 查表确定零件尺寸，作出图形并标注尺寸 姓名学号

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

油库油气回收改造工程技术规范

河南省油库油气回收改造 工程技术规范 (讨论稿) 编制单位：中国石化河南石油分公司编制时间：二〇一四年三月十九日

目次 1 总则〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃2 2 主要规范性引用文件〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃2 3 基本控制指标〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃2 4 项目设计要点〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃3 4.1 基本要求〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃3 4.2 油气回收处理装置〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃3 4.3 管道系统〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃4 5 工程施工要点〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃5 5.1 基本要求〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃5 5.2 材料和设备〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃5 5.3 土建工程〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃5 5.4 设备安装〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃 6 5.5 管道工程〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃6 5.6 电气仪表〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃 7 5.7 防腐工程〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃7 5.8 消防、给排水工程〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃8 6 检验与验收要点〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃8 6.1 施工过程检验〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃8 6.2 竣工验收〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃9 6.3 环保验收〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃10

浅谈油气集输工艺技术探讨

浅谈油气集输工艺技术探讨 发表时间：2018-05-02T15:19:02.710Z 来源：《建筑学研究前沿》2017年第33期作者：黄海军牛锋刘勇刘冲[导读] 本文对油气集输工艺技术和油气集输工艺发展现状以及集输工艺的发展进行深入的探讨。 新疆油田公司石西油田作业区新疆克拉玛依 834000 摘要：油气集输要经过原油和天然气的开发、输送、加工和处理等过程，此种工艺技术在原油生产中的应用能够对生产的汽液进行分离和脱水处理、原油运输和为用户提供方便等。并且油气集输工艺技术的应用，能够利用各种技术进行气液混合物的处理和油气的含水脱离等，从而使原油的品质与国家的生产标准相吻合，由此可见油气集输工艺技术在原油生产中的重要性和复杂性。因此，本文对油气集输工艺技术和油气集输工艺发展现状以及集输工艺的发展进行深入的探讨。关键词：油气集输；工艺技术；原油集输 1导言 油气集输工艺技术在油气开采和生产中具有十分重要的地位，其直接关系着油田开发建设综合水平的提高，对我国的经济建设和综合国力的提升均具有重要的意义。油气集输工艺技术在应用的过程中具有油田点多、面积广和线路长等特点，并且在作业过程中面临着爆炸和火灾等危险隐患，这也导致油气集输工艺技术具有开发难和连续性低等特点，所以油气集输工艺技术受到了极高的重视，这也表示出了油气集输工艺技术的重要性。 2油气集输类型 2.1按是否需要加热 按是否需要加热分为不加热工程、热水浴工程、活性水参与工程、井场加热工程、水蒸气蒸馏工程以及掺蒸馏水工程和掺热水工程。 2.2按管线多少 依据油井管线多少大致可分为单管线、双管线、多管线集油工程。 2.3按管网分布状态 按管网分布形式大致可分为掺半油工程、掺活性水工程、掺水蒸气工程和不加热工程以及井场加热工程。 2.4按系统步站级数 系统的步战级数可以分为三个流程，分为一级二级三级流程，一级流程含有处理站，二级有计量站和集中处理站，三级除有二级的基础上还有增压接转站。 3油气集输工艺技术的发展现状目前，我国油气集输工艺技术主要有以下几种形式： 3.1原油集输工艺 目前我国含蜡量和凝固性较强的原油开发，多采用多级布站、加热处理、单井计量、大站处理等集油工艺，在我国的辽河地区和华北地区的原油开发中已经使用了此种工艺技术。而在美国和西方的发达国家通常用化学药剂的添加来降低原油的凝固点和含蜡量，然后进行单管集输，一般不会采用加热的处理工艺。油田采油有含水期，进入含水期之后原油的流变性会因此增强，所以油气集输工艺技术应该逐渐实现输送温度的降低，或者进行常温的油气输送。胜利油田在油气集输工艺上占有一定的优势，而且表现的也十分的出色，其工艺技术一直处于世界的领先水平，但是由于油气资源的特殊性，导致其在开采和储存中存在的问题复杂且多，这也就使得我国原油开采经常出现高含水的现象。原油高含水现象的出现以及高含水油田的开发是当前我国正在解决的技术性问题，所以在发展常温输送和低温输送的基础上，也应该进一步简化油气集输工艺的步骤，优化工艺技术，推动油气集输工艺技术的不断发展。 3.2原油脱水工艺 对高含水量原油的开发通常采用的是两阶段的脱水工艺。第一阶段使用的脱水技术是用大罐沉降、聚结脱水等方法进行原油的脱水处理；第二个阶段主要采用是平挂和竖挂电极交直流混合电脱水进行原油脱水处理。而对于含水量高、凝固点和粘性低等原油则多采用的是热化学脱水工艺。 3.3油气水混合工艺 石油和天然气是当前社会发展中使用的较为普遍的能源资源，但是受路途和距离的影响，油气集输对原油需求量的要求也在不断的扩大，所以油气水混合工艺在上个世纪80年代就已经被各国应用了，至今此项工艺技术仍然是当前原油开发中的前沿技术，西方国家和我国对此都进行了很多的研究，在目前的应用过程中此项工艺与电热技术的配合应用，能够将集输工艺进行科学的简化，降低油气集输工程的生产和投资成本，提高原油生产的效率和质量。可见，此种工艺在未来的原油生产和开采中具有很大的潜力和远景。但是此种工艺技术在应用的过程中，受旅途运输等多种因素的影响，集输运用的费用也在不断的增多。 4油气集输工艺技术措施 4.1原油集输工艺 原油集输工艺属于原油的收集工艺过程，油田生产过程中，单井的油流，井排的有利以及转油站、联合站的油流，必须经过收集，才能进行进一步的处理，得到需要的产品。油井的产物物油气水三相的混合物，必须经过一系列的处理过程，才能得到合格的产品。为了达到油田生产节能降耗的技术要求，应用高效的油气水三相分离器，达到最佳的分离效果，并采用节能的工艺流程，达到油气集输的目的。 油气集输工艺是油田生产的基础，通过对油田生产产物的初步处理，得到需要的产品，促进油田生产的快速发展。应用先进的工艺技术和优化的节能设备，进行油气水的分离和处理，精简工艺流程，选择最优的处理工艺流程，避免过多的流道而损失能量，将油气集输过程归结为一个统一的水力学系统，应用高效的处理技术，得到合格的油、合格的气以及合格的水，将分离出来的含油污水进行再利用，保证油田生产各个环节的连续，同时避免造成环境污染。使油田生产达到健康、安全和环保的要求，提高油田生产的经济效益。 4.2原油脱水工艺

油气集输工艺

油气集输概述 摘要油气集输流程是油田地面工程的中心环节。本文对油气集输概念以及工艺流程进行简单叙述，举例介绍了地面油气集输各个工作站的作用，以及加热设备、油气水分离设备的工作原理及作用。 关键词：油气集输油气水分离加热设备 一、油气集输的概念及任务 油气集输是将油田开采出来的原油和天然气进行收集、储存、输送和初步加工、处理的生产工艺过程。油气集输生产不同于油田物探、钻井、测井、修井作业及采油等生产作业。它既有油田点多、线长、面广的生产特性，又具有化工炼制企业高温高压、易燃易爆、工艺复杂、压力容器集中、生产连续性强、火灾危险性大的生产特点。 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，随着油田开发的逐渐深入，油气集输生产越来越受到大家的重视，而且，一个油田的油气集输工艺技术水平的高低，在很大程度上影响着其开发建设的整体技术水平。 二、油气集输的工艺流程设计原则 油气集输的一般全过程是 油气井产出的油气，从井口到达外输站的全过程，要经过一系列的设备进行保温、分离、计量和净化工作，这些工作的先后顺序、衔接组合不同就构成了不同的矿场集输流程。但是油气集输的整个流程，会因为油田内蕴含的油气物理及化学性质的差异，地理自然条件的制约，经济利用价值和方式的不同，采取不同的油气集输方案。通过相互对比，得出性价比相对最高的一种设计流程。尤其技术流程设计所遵循的基本原则如下： 1、整个油气集输流程，尽量全程封闭，以减少油气在运输的过程中产生不必要的损耗。 2、最大限度地收集油田中所出产的油气资源，把油气资源最大限度地生产加工成为符合使用标准的原油、天然气等相关产品。 3、充分利用油田矿井中的流体压力，适当提高并控制整个流程系统内部的运作压力，以逐步扩大输出半径，减少中转环节，以避免中转环节造成的油气损耗。 4、合理利用系统中的热量，做好对整个油气集输流程的温度的整体控制，做好保温控制的同时，减少运输过程中的热耗。 5、在同等条件限制下，采用相对性能较高，整体工艺及操作较为简便的系统，以提高整体效率。

化工制图CAD教程与开发(8)---工艺流程图绘制_GAOQS

第8章工艺流程图绘制^_^ ?本章导引 ?工艺流程图基础知识 ?工艺流程图的绘制 ---

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化工工艺流程图是用来表达整个工厂或车间生产流程的图样。它既可用于设计开始时施工方案的讨论，亦是进一步设计施工流程图的主要依据。它通过图解的方式体现出如何由原料变成化工产品的全部过程。化工工艺流程图的设计过程可以分为如下三个阶段： ^_^ ①生产工艺流程示意图； ②生产工艺流程草图； ③生产工艺流程图。 生产工艺流程图的设计或绘制过程是随着化工工艺设计的展开而逐步进行的。化工工艺设计是化工工程设计的主体，它是整个工程设计成败优劣的关键。就工艺设计而言，首先要进行的是生产工艺流程的设计。工艺流程设计是设计方案中规定的原则和主导思想的具体体现，也是下一步工艺设计和其他各专业设计的基础，即决定了以后工艺设计和其他专业设计的内容和条件。 生产工艺流程设计就是如何从原料通过化工过程和设备，经过化学或物理变化逐步变成需要的产品，即化工产品。在复杂的化工生产过程中，原料不是直接变成产品的，与此同时还会产生副产品、废渣、废液和废气等，有的副产品还要经过一些加工步骤才成为合格的副产品，而生产的三废又必须经过合格处理后才能抛弃和排放。因此，生产工艺流程的设计是一项非常复杂而细致的工作，除了极少数工艺流程十分简单外，都要经过反复推敲，精心安排，不断修改和完善才能完成。随着生产工艺流程设计的不断展开，就需要绘制生产工艺流程示意图、生产工艺流程草图和生产工艺流程图等。 ---

一般在编制设计方案时，生产方法和生产规模确定后就可以考虑设计并绘制生产工艺流程示意图了。有了工艺流程示意图就可以进行物料衡算、能量衡算以及部分设备计算，然后才可以进行生产工艺流程草图的设计及绘制。待设备设计 ^_^ 全部完成后，再修改和补充工艺流程草图，由流程草图和设备设计进行车间布置 8-1是乙苯生产的工艺流程图。 本章在介绍工艺流程图基本知识的基础上，着重讲述工艺流程图的组成内容、各部件的绘制方法或标注要求，如生产工艺流程图中设备如何表示、物料管线如何绘制、仪器仪表如何表示等。最后通过绘制一个具体实例，来说明整个工艺流程图的绘制方法和思路。 点击察看图8-1 乙苯生产的工艺流程图 ---

油气集输工艺原则

第二章油气集输与处理工艺 第一节油气集输工艺原则 将油田生产的原油和天然气进行收集、计量、输送和初加工的工艺流程为集输流程。一个合理的集输流程必须立足于油田的具体情况，如油、气、水的性质、开发方案、采油工程方案、自然环境等。特别是在大庆西部外围油田，由于油藏储量丰度低，地质条件复杂，动用风险大；同时由于地面条件差，很多油田区块小，分布偏远零散，与已建系统依托性差，建设难度大，导致了部分油田开发经济效益差，甚至面临无法动用的局面。为此，根据“整体部署、分步实施、跟踪研究、及时调整、逐步完善”的开发部署，强化地下、地面一体化优化工作，总结出一种适合大庆西部外围油田发展的地面建设模式。 一、总体布局 油田内井、站、库、厂、线的布置，应根据本身及相邻企业和实施的火灾危险性、地形和风向等条件进行合理布局。 (1)油气生产站场宜布置在城镇和居民区的最小风频风向上风侧，并在通风良好的地段。 (2)油气站场的位置应靠近道路、电源、水源、通信线的节点，并且应布置在有利于排除地面雨水的地方。 (3)油气集输各类站场按输油、输气的用户方向确定集输方向，尽力避免流向迂回，以节约能量。 (4)生产井与计量站间的出油管线呈辐射状布置，计量站位于中心，可以使出油管线线路最短。 (5)在总平面分区布置的基础上，油气及热力管线、供水及排水管线、电力及电信线路应尽量缩短长度。在满足水力、热力计算条件的情况下，线路布置应力求整齐划一、美观大方。 (6)各种管道、线路靠近道路，形成管廊带。工程设施集中建设，以减少占地，方便施工和生产管理。 (7)满足开发方案、采油工程方案对地面工程的要求，积极采用新工艺、新技术，简化地面工艺，降低工程投资和生产能耗。 (8)为保护环境、减少污染，油、气、水集输及处理应满足环境保护标准，做到不排放污油、废气和污水。 总之，为了提高油田开发建设的综合经济效益，需要根据油田实际情况进行合理布站。通常采用三种布站方式：计量站一中转站一脱水站三级布站；阀组间一中转站一脱水站两级半布站；阀组问(带混输泵)一脱水站一级半布站。 二、集输流程 将油气集输各单元工艺合理组合，即成为油气集输系统工艺流程。其中各工艺单元可以分为：站外集油工艺、转油站处理工艺、脱水站处理工艺，以及输油工艺等。其中集油工艺中常见的流程有：三管伴热流程、双管掺水流程、环状掺水流程、树状电加热流程，以及单井拉油流程。转油站处理工艺有：三合一转油站流程、四合一转油站流程、混输转油站流程和脱水转油站流程。脱水站处理工艺有：两段脱水(三相分离器加电脱水器)流程和五合一(分离、沉降、缓冲、加热、脱水)流程。 第二节集油工艺 一、集油流程 (一)三管伴热流程