海上油气集输工艺与设备

海上油气集输工艺与设备寇杰二○一三年二月**主要内容海上油气集输的任务和生产流程海上集输流程介绍海上油气集输方式海上油气集输流程举例**为了满足油气开采和储运的要求，将分散的油井产物，分别测得各单井的原油、天然气和采出水的产量值后，汇集、处理成出矿原油、天然气、液化石油气及天然汽油，经储存、计量后输送给用户的油田生产过程称为油气集输过程。对于海洋石油开采过程中的油气集输过程，主要是在海上平台将海底开采出来的原油和天然气，经过采集、初步加工处理、短期储存，再经单点系泊等设施装船外运或经海底管道外输。**海上油气集输的任务和生产流程1.海上油气田生产的特点海上油气田的生产就是将海底油（气）藏中的原油或天然气开采出来，经过采集、油气水初步分离与加工，短期的储存，装船运输或经海管外输的过程。由于海上油气的生产是在海洋平台上或其它海上生产设施上进行，因而海上油气的生产与集输，有其自身的特点。**（1）海上生产设施应适应恶劣的海况和海洋环境的要求海上平台要经受各种恶劣气候和风浪的袭击，经受海水的腐蚀，经受地震的危害。为了确保海洋平台的安全和可靠地工作，因此,对海上生产设施的设计和建造提出了严格的要求。海上油气集输的任务和生产流程**（2）满足安全生产的要求由于海上采出的油气是易燃易爆的危险品，各种生产作业频繁，发生事故的可能性很大。同时,受平台空间的限制，油气处理设施、电气设施、人员住房可能集中在同一平台上，因此对平台的安全生产提出了极为严格的要求。要保证操作人员的安全、保证生产设备的正常运行和维护。安全系统包括：火气探测与报警、紧急关断、消防、救生与逃生。海上生产设施的安全系统以自动为主，手动为辅。海上油气集输的任务和生产流程**（3）海上生产应满足海洋环境保护的要求油气生产过程对海洋的污染：一是：正常作业情况下，油田生产污水以及其它污水的排放；另一是：各种海洋石油生产作业事故造成的原油泄漏。因此，海上油气生产设施应设置污水处理设备，使之达标排放，还应备有原油泄漏的处理设施。海上油气集输的任务和生产流程**（4）平台上的设备更紧凑、自动化程度更高由于平台规模大小决定了投资的多少，因此要求平台上的设备尺寸要小，效率高，布局要紧凑。对于某些浮式生产系统上的设备来说，还要考虑船体的摇摆对油气处理设备的影响。另外，由于平台上操作人员少，因而要求设备的自动化程度高，一般都设置中央控制系统来对海上油气集输和公用设施运行进行集中监控。海上油气集输的任务和生产流程**（5）要有可靠、完善的生产生活供应系统海上生产设施远离陆地，从几十公里到上百公里不等，因此必须建立一套完善的供应系统以满足海上平台的生产和生活需求。一般情况下，陆上要建立对海上设施的供应基地，供应基地的大小与海上生产设施的规模有关。供应方式一般有两种：一是供应船向海上平台提供供给；二是直升飞机向平台运送物资和人员。供应船是向平台供给的主要工具。供应船向平台提供生产作业用物资、生产／生活用水、燃料油、备品备件以及操作人员等。直升飞机主要向平台运送人员以及少量急需的物资，并向平台人员提供紧急救助服务。海上油气集输的任务和生产流程**为了接收和储备生产物资和生活用品，海上生产设施要配备以下相关的设备和装置：起吊物资和人员用的吊机、供应船靠船件、供直升机起降用的停机坪、储备和输送燃料油和淡水的储罐和输送泵、储藏备品备件的库房等。一般情况下，海上生产辅助设施应有7～10天的自持能力，以保证正常的生产运行和人员生活。海上油气集输的任务和生产流程**（6）独立的发电／配电系统海上生活设施的电气系统不同于陆上油田所采用的电网供电方式，海上油田一般采用平台自发电集中供电的形式。一般情况下，海上平台利用燃气透平驱动发电机发电，并通过配电盘将电源送到各个用电场所，平台群中平台间的供电是通过海底电缆实现的。发电机组的台数和容量应能保证其中最大容量的一台发电机损坏或停止工作时，仍能保证对生产作业和生活用的电气设备供电。除主发电机外，有些平台还设置备用发电机组，以满足连续生产的需要。海上油气集输的任务和生产流程**为确保生产和生活的安全，平台上设有独立的应急电源，应急电源包括：应急发电机、蓄电池组和交流不间断电源（UPS）。应急发电机设置的作用是，当主发电机出现故障或发生应急关断时，满足消防、应急照明等设备的需求。应急发电机应在主电源失效的情况下，确保4秒之内自动启动和供电，供电时间为18小时。海上油气集输的任务和生产流程**（7）可靠的通讯系统是海上生产和安全的保证通讯系统对于海上安全生产是必不可少的，它的主要任务是在油田生产过程中，保证平台与外界、平台与平台之间以及平台内部能够进行有效地、可靠地通讯联系，使海上生产安全有效地运行。同时，为避免过往船只对平台的碰撞，平台上设置了雾笛导航系统，当海上有雾时，雾笛鸣响；当夜晚降临时，航行灯向周围海域平射出光束， 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 示出平台的位置和大小。海上油气集输的任务和生产流程**2.海上油气集输系统海上油气田的集输系统要根据采油方式、油品性质以及投资回收等问题进行确定。（1）油气的开采和汇集海上油气的开采方式与陆上基本相同，分为自喷和人工举升两种。目前国内海上常用人工举升方式为电潜泵采油。由于电潜泵井需进行检泵作业，因此平台上需设置可移动式修井机进行修井作业，或用自升式钻井船进行修井。海上油气集输的任务和生产流程**采出的井液经采油树输送到管汇中，管汇分为生产管汇和测试管汇。测试管汇分别将每口井的产出井液输送到计量分离器中进行分离并计量。一般情况下，在计量分离器中进行气液两相分离，分出的天然气和液体分别进行计量。液相采用油水分析仪测量含水率，从而测算出单井油气水产量。生产管汇是将每口油井的液体汇集起来，并输送到油气分离系统中去。海上油气集输的任务和生产流程**（2）油气处理系统从生产管汇汇集的井液输送至三相分离器中，三相分离器将油、气、水进行初步分离。分离出的原油因还含有乳化水，往往需要进入电脱水器进一步破乳、脱水，才能使处理后的原油达到合格的外输要求。分离出的原油如果含盐量比较高，会对炼厂加工带来危害，影响原油的售价，因此有些油田还要增加脱盐设备进行脱盐处理。为了将原油中的轻烃组分脱离出来，降低原油在储存和运输过程中的蒸发损耗，需要进行原油稳定，海上油田原油稳定的方法采用级次分离工艺，最多级数不超过三级。海上油气集输的任务和生产流程**处理合格的原油需要储存。储存的方法一般有两种：一是在平台建原油储罐，另一种是在浮式生产储油轮的油舱中储存。一般情况下，海上原油的储存周期为7～10天。储存的合格原油经计量后可以用穿梭油轮输送走，也可以建长距离海底管线直接输送到陆上。分离器分离出的天然气进入燃料气系统中，燃料气系统将天然气脱水后分配到各个用户。平台上的用户一般为：燃气透平发电机、热介质加热炉、蒸气炉等。对于某些油田来说，天然气经压缩可供注气或气举使用。低压天然气可以作为密封气使用，也可以用做仪表气。多余的天然气可通过火炬臂上的火炬头烧掉。分离器分离出的含油污水进入含油污水处理系统中进行处理。海上油气集输的任务和生产流程**（3）水处理系统水处理系统包括含油污水处理系统和注水系统。常规的含油污水处理流程为：从分离器分离出来的含油污水首先进入斜板隔油器中进行油水分离，然后进入气浮选器进行分离，如果二级处理后仍达不到规定的含油指标时，可增设砂滤器进行三级处理，处理合格后的污水排海。近年来发展了水力旋流器处理含油污水。水力旋流器处理量大，占地面积小而得到广泛使用，但对于高密度稠油油田的含油污水处理效果不好。海上油气集输的任务和生产流程**注水系统从注水的来源不同而分为三类：注海水、注地层水和污水回注。海水注水系统是海洋石油生产的一大特色。海水通过海水提升泵抽到平台甲板上，经粗、细过滤器过滤掉悬浮固体，再进入脱氧塔中脱去海水中的氧，脱氧后的海水经增压泵，注水泵注入到地层中去。近年来由于环境保护的要求，经处理后的含油污水也回注到地层中去。水源井注水是从采水地层，利用深井泵将地层水抽出，经粗、细过滤器滤掉悬浮颗粒达要求后，经注水泵将地层水注入到油层中。海上油气集输的任务和生产流程**3.油气集输工程内容在平台上油气集输工艺流程比较集中，仪表自动化控制系统比较复杂。但是它的工艺流程归纳起来包括以下几个过程：（1）集油、集气井口采出的油气水混合物汇集送到油气水分离站场；或将含水原油、天然气汇集分别送到原油脱水及天然气集气站场。海上油气集输的任务和生产流程**（2）油气水的计量测试每口井采出的油气水混合流体，都将按规定的时间间隔要求，轮流经测试管汇输往计量分离器进行计量测试。在计量分离器中，气、液二相分离，液相中的油和水也部分分离。在分离器出口管道中装有计量仪表，分别对油、气、水三相进行计量。因为油中还含有部分乳化水，所以管道中还有含水分析仪以检测出油中含水量，将其积算到水量中。三相计量通常由控制盘控制，并由电脑自动积算和打印报表。海上油气集输的任务和生产流程**（3）油气水分离各井的混合流体，包括单井计量之后又混合的流体，通过生产管汇再先后进入高压、中压、低压生产分离器进行多级分离。采用多级分离的目的是提高分离效果，并起到稳定原油的作用。高、中压分离器分离出的天然气经脱水后，一部分可供平台上燃气轮机和加热炉等作为燃料，另一部分经三级加压后可供注气或气举使用。注气是一种提高采收率的方法，气举是一种采油手段。多余的天然气送往平台左右两舷伸出的火炬燃烧臂烧掉。低压分离器分离出的气体因压力不够，往往只能作为密封用气或直接送往火炬烧掉。火炬燃烧臂处有时还有两个紧急放空头，以备突然停止用气时，天然气因无出路而造成系统压力升高引起危险。海上油气集输的任务和生产流程**（4）原油脱水分离出来的原油因还含有乳化水，一般需再将乳化原油破乳、沉降、分离，使原油含水率符合出矿原油标准。（5）原油稳定将原油中的易挥发组分脱出，使原油饱和蒸汽压符合出矿原油标准。海上油气集输的任务和生产流程**（6）原油储存原油还需经缓冲罐或油罐暂时储存。缓冲罐比油罐容积小得多，因此在平台上仅占不大的空间，经济上较为合理。但容积小就是缓冲量小，如果外输采用通过管道将油泵送至岸上的方法，因管道工作稳定，对储存量无严格要求，因此可使用缓冲罐。但若是采用油轮来外输原油的采油平台，因受气侯等因素干扰，油轮很可能不能按计划到达和开航，为了保证不至于频繁关井和保持正常生产，必须有7—15天的安全储存容积，就是说在海上必须有储存用油轮或油罐。海上油气集输的任务和生产流程**（7）天然气脱水分离出的天然气中含有水蒸气，有些油田其中还含有硫化氢、二氧化碳等，酸性气体会使管线和设备腐蚀，而且也不合乎输送作为燃料和化工原料的要求，因此必须脱除天然气中的饱和水，使其在管线输送或冷却时不生成水合物。对含硫化氢和二氧化碳的天然气可减缓对管线及容器的腐蚀。海上油气集输的任务和生产流程**（8）天然气轻烃回收脱除天然气中烃液，使其在管线输送时烃液不被析出；或专门回收天然气中烃液后再进一步分离成单一或混合组分作为产品。（9）烃液储存将液化石油气、天然汽油分别盛装在压力油罐中，保持烃液生产与销售平衡。海上油气集输的任务和生产流程**（10）含油污水处理分离器的脱水器分离出的含油污水，除气后进行二级污水处理。第一级靠重力进行分离，第二级用气体浮选的办法。二级分离后的污水中如果含油量减少符合国家规定的排放标准，则可排放到海中。如果达不到标准则需重复处理。在水质条件较差或要求较高的场合，往往还需要进行过滤处理，过滤后的水可外排，也可重新回注到油层之中。注水和注气一样，也是提高采收率的一种方法。二级污水处理中浮上的污油，自流或用泵打到污油罐，进一步沉降后，面上的浮油用泵打到低压分离器重新处理。污水处理过程中往往也需加入絮凝剂、浮选剂等化学药品。海上油气集输的任务和生产流程**（11）注水用水的处理准备注水的油田，虽可用污水处理后回注，但从经济上考虑，实际生产中大量使用的方法还是直接抽取海水，经过滤、脱氧、杀菌等处理后，用高压注水泵注向油层。所以对于抽取用于注入地层的海水，还需进行过滤、脱氧和杀菌等处理。（12）输油输气将处理过的原油、天然气、液化石油气、天然汽油经计量后用管线配送给用户。海上油气集输的任务和生产流程**1.原油处理工艺（1）原油处理的目的和技术要求将开采出的原油在海上采油平台或生产油轮进行油、气、水的分离、净化、计量和外输；伴生气经除液后利用或送到火炬系统烧掉；污水进污水处理系统处理符合排放标准后排放入海；原油进一步处理后得到合格的商品又储存或外输。海上集输系统介绍**一般的处理工艺流程见右图所示。**海洋石油开发是高投入、高风险、高产出的行业，对原油处理系统的技术要求高，均采用国内外较先进的设备，主要技术要求如下：根据该油田油气性质、储量和该海域的海况、环境，采取合适的工艺措施，最大限度地满足油田高速、经济合理开发；要有一定的储备能力，以保证每次销售油轮到来前维持正常生产；流程密闭，防火、防爆、防污染；海上集输系统介绍**安全可靠性好、保险系数大、运行效率高，仪控自动化程度高，便于操作管理；适应性强，能适应油田较高速开发和滚动开发周边油田的生产要求，适应油田生产过程中的调整和改造；工艺布局紧凑合理；结构牢固，适于防台、防冻和耐腐蚀。海上集输系统介绍**（2）原油处理主要工艺和设施原油处理工艺应根据油、水、伴生气、砂、无机盐类等混合物的物理化学性质、含水率、产量等因素，通过分析研究和经济比较确定。原油汇集、处理和计量外输是原油处理工艺的三大主要组成部分。海上集输系统介绍** 原油汇集为节约投资，工艺流程的设计要求适应性强，一般在可以联合开发的海域只设计一套原油处理设施，将周边油田、采油平台来液汇集后集中处理。海上集输系统介绍**下图为涠西南油田群联合开发示意图。海上集输系统介绍**右图是涠11-4油田原油处理工艺流程示意图。**涠11-4油田由W11-4PUQ、W11-4WHPB、W11-4WHPC三个采油平台组成，分别有17口、12口、4口油井，只在W11-4PUQ（中心平台）上设置一套原油处理设施，三个平台油井出来的流体进入管汇汇集，到中心平台集中处理。涠10-3油田油井采出液则通过17km的海底管线输送到W11-4PUQ，与涠11-4油田原油一起处理。在台风停产扫线期间，涠10-3、涠11-4和涠12-1三个油田油液则集输到涠州终端集中处理。海上集输系统介绍** 原油处理图中b部分为WHPA工艺流程图，由于投产初期A／B／C三平台油井产液温度低，不利于原油处理，因此汇集的油井产液首先经加热器5加热到一定的温度（50～70）后进分离器6进行油、气、水三相分离，伴生气经涤气罐除液后到火炬烧掉，污水进污水处理系统，原油进入静电脱水器8进一步处理。当某口井需进行测试时，可将这口井的流体从生产管汇切换到测试管汇进入质量流量计3进行油、水计量，以掌握单井的生产情况。海上集输系统介绍**下图是渤中34-2/4E油田的原油处理工艺流程示意图，井口平台不设处理设施，处理设施安装在浮式生产储油装置的主甲板上，来自2EP和4EP平台油井产液经过单点系泊装置上的旋转接头及跨接软管输送到浮式生产储油装置上进行处理。海上集输系统介绍**根据各油田油、水、伴生气的物理化学性质和砂含量、其他杂质、含水率、产量等的不同，所选用的工艺流程各有差异。如涠11-4油田的原油处理，只经过生产分离器和电脱水器的处理即可达到处理要求，渤中34-2/4E油田的原油处理经过一级、二级分离器和电脱水器的处理达到处理要求，埕北油田油气处理所示，经过一级、二级分离器和电脱水器处理后还经过电脱盐器进一步脱盐净化，BZ28-1油田的原油处理流程在高压分离器前增加一高高压分离器，以分离大部分的伴生气。 海上集输系统介绍******海上集输系统介绍**海上集输系统介绍**原油处理主要设施有分离器、加热器、测试设备、泵类设备、仪电设备、检测和安全保护设备等。海上集输系统介绍** 原油计量外输 经处理后的合格原油，进储油舱储存，或经原油外输泵增压、计量装置计量后通过海底管线外输至储油终端。海上集输系统介绍**2.天然气处理工艺（1）天然气处理工作内容及主要设备对天然气的处理，主要视产出天然气的流量、组分、温度、压力以及客户要求的天然气质量指标而定。同时也要考虑便于管道传输的问题。一般的天然气处理工作主要包含以下内容：相分离、甜化处理（即脱硫，脱二氧化碳）、水露点控制（即脱水）、烃露点控制（即去除天然气中的重质成分）、温度控制（冷却、加热）、压力控制（减压、压缩升压）、天然气的传输、计量等。海上集输系统介绍**天然气处理中常用的主要设备包括：井口装置、测试分离器、生产分离器、接触塔、低温分离器、热交换器、加热器、压缩机、集输管道、计量装置等，下图给出了天然气处理的一般工艺流程。海上集输系统介绍**海上集输系统介绍**崖13-1气田海上平台生产处理流程简介海上集输系统介绍**崖13-1气田位于中国海南岛以南100km处。整个生产系统为一座井口平台、一座综合生产平台、南山终端和香港终端组成。从平台输至海南的管线为两相混输的355.6mm（14in）管线，输至香港的管线为单相干气输送管线711.2mm（28in）。海上平台的生产流程经过了天然气常温分离、脱水、低温分离和压缩外输等4个主要步骤。海上集输系统介绍**海上天然气处理的特点 由于海上平台空间有限，一般选用小型、高效的设备，设备的布局紧凑。例如崖13-1气田海上平台的设计都采用美国API标准，气田的发电和外输压缩机的驱动都采用了燃气透平机。低温分离器的换热器采用了高机械集成度的迷宫通道式换热器，其体积只是同换热量的管壳式换热器的1/6。低温分离器采用了JT阀，而没有采用高效的、体积庞大的膨胀机橇块。三甘醇接触采用填料式的，而不是采用塔盘式接触塔。海上集输系统介绍** 由于平台容纳人员数量的限制，设备系统的技术集成度高，自动化程度较高。如崖13-1气田海上平台的控制采用了带冗余系统的计算机控制系统（DCS控制系统），只需三个到五个操作员便可操作整个平台。海上集输系统介绍** 气田的压力高，危险性大，设备在耐压、可靠性方面要求较高。例如崖13-1气田海上平台井口管线的设计耐压值达34.475MPa，在设备安全可靠性方面，采用了“三重故障仍保证设备安全”的准则。也就是在控制上故障失效时有限位开关保证设备安全；当限位开关也故障失效时由第一释放阀保证设备安全；当第一释放阀也故障失效时由第二释放阀保证设备安全。设备安全系统采用了独立的带冗余程控器的控制系统，它的工作不受任何其它系统的制约。另外，火警、烟雾、漏气、紧急按钮和消防系统都采用了独立的带冗余程控器的控制系统。海上集输系统介绍** 设备要具备抗海洋大气腐蚀的性能。 保证全天候工作。根据下游用户的供气要求，有的地方可能还要具备从陆上对海上平 台遥控操作的能力，以便在台风期间人员撤离后，仍然可以保持继续生产。例如崖13-1气田的海上平台，在台风期间人员撤离后，如果没有严重的设备故障，操作员就可以通过设在南山终端的遥控操作台对平台实施遥控操作，保持生产。 对工艺流程的设计要求在保证产品合格的基础上从简。海上集输系统介绍**(2)伴生气处理由油气分离系统分离出来的天然气（伴生气），不同程度地携带着液体（油和水），会使管道或设备造成故障，尤其在冬季，水结冰会阻塞管道。除去液体后的干燥天然气，可以用作燃料气、封缸气、吹扫气，或压缩外输，多余的送入火炬系统烧掉。海上集输系统介绍**伴生气处理实例海上集输系统介绍**涠11-4中心平台伴生气处理系统工艺图，系统由清管球接收器、段塞流捕捉器、燃气洗涤器、压缩机、空气冷却器、燃气分离器及燃气加热器组成，气源来自涠10-3A平台，在涠11-4中心平台经处理达到要求后供透平机作燃料使用。从涠10-3A平台来的伴生气经清管球接收器旁通进入段塞流捕捉器，气体在海底管线流动过程中，由于压力下降，将有凝析油析出，因此需进入洗涤器洗涤。为防止燃气在输送过程中再次积液，需将燃气加热。当透平机发生故障停止用气时，系统全部放空至火炬系统烧掉。海上集输系统介绍**海上集输系统介绍**涠12-1油田伴生气处理工艺流程图，系统由段塞流捕捉器、气洗涤器、一级压缩机、一级冷却器、气分离器、二级压缩机、二级冷却器、进口洗涤器、三甘醇接触塔、三甘醇再生器和换热器组成。伴生气来源于涠10-3油田和涠12-1油田原油处理系统，在涠12-1平台经处理达到要求后部分供给透平机作燃料使用，大部分外输至涠州终端。海上集输系统介绍**3.闭式排放将生产和公用系统中闭式排放的污油、污水收集进行处理，污油返回原油处理流程，合格污水排海。所收集的污油、污水来自以下设备：①生产管汇、测试管汇；②测试和生产加热器；③测试和生产分离器；④原油电脱水器；⑤原油缓冲罐、外输泵；⑥海底管线清管器发送装置、火炬分液罐以及开式排放罐等。海上集输系统介绍**闭式排放系统是平台油气生产系统的一个辅助系统，其作用如下： ①接收生产管线、容器等设备在异常状态下安全卸压排出的原油或混合物； ②接收油气生产设备停运后在压力下排放油气混合物；③将接收的混合液进行气液分离，气送至火炬烧掉，油回收至原油处理系统重新处理。 闭式排放系统主要由闭式排放罐和闭式排放泵组成，罐内液位的高低控制泵的停启，因此，闭式排放泵为间歇运行。海上集输系统介绍**下图为为涠11-4油田上的闭式排放系统流程图，其它各海上油田的闭式排放系统与此类似。海上集输系统介绍**闭式排放罐为一卧式两相分离器，外部主要有：液位计、压力表、液位开关、排污口、放空口、冲砂口；内部主要有：油液进口分流器、油液出口防涡板、气体出口捕雾器、冲砂器、排污砂槽、热介质盘管等。闭式排放系统是间歇操作的系统，各处排放的混合液经8in的管汇汇集，然后从罐顶的入口进入罐体，顶部有一气体的排放口，油气分离出来的气体从罐顶气管排出到火炬系统，分离出来的混合液从罐底部的出口由回收泵打回处理流程。正常运行时，当液位升到设定的高液位值时，泵自动开启，将罐内混合液泵出，当液位降到设定的低液位值时，自动停泵。海上集输系统介绍**罐内正常的操作温度为50℃，用热介质加热盘管加热维持正常的操作温度。当罐内温度低于50℃时，热介质加热管温度控制阀自动打开，热介质的热量传给罐内混合液，给罐内混合液加热，罐内混合液温度逐渐升高。当罐内温度高于50℃时，热介质加热管温度控制阀自动关闭，即温度过高，控制热介质流量减小，反之则加大热介质流量，从而自动控制罐内温度，将罐内的温度控制在设定的范围内。海上集输系统介绍**4.辅助设施（1）换热设备换热设备的作用是实现热量的传递，使热量由高温流体传给低温流体。输油软管的清蜡、原油的脱水、脱水舱内原油的升温等工序都要借助换热辅助设备。 基本要求根据工艺过程或热量回收用途的不同，换热设备可以是加热器、冷却器、蒸发器、再沸器、冷凝器、余热锅炉等，完善的换热设备在设计或选型时应满足以下各项基本要求：①合理地实现所规定的工艺条件；②安全可靠；③有利于安装、操作与维修；④经济合理。海上集输系统介绍** 分类 按传热方式的不同，换热设备可分为三类：混合式、蓄热式和间壁式。海上集输系统介绍**混合式海上集输系统介绍**海上集输系统介绍**间壁式海上集输系统介绍**（2）管线保温保冷与伴热 保温保冷设备和管线的保温或保冷是原油处理工艺不可缺少的内容，一般在下列情况下需要保温或保冷：①在某些生产操作过程中，设备或管线内的介质温度要求维持稳定或为了防止管内流体冻结，必须在管外保温或保冷；②当操作温度高于室温时，为了防止热量损失造成蒸汽或动力消耗，操作温度低于室温时为了防止外部热量传入使设备增加负荷，都必须在管外加以保温或保冷；③为了防止管线内输送的气体因冷凝而产生液体腐蚀管壁，为改善操作条件，防止高温管线烫伤操作人员以及为防止着火，管线都必须保温。海上集输系统介绍**管线的保温或保冷结构主要由下列几层组成：①防腐层：在保温时，管外壁刷防腐油或红丹底漆二遍；保冷时，可以涂冷底子油（4号沥青与汽油）。②保温或保冷层：根据介质温度选择材料及厚度。③防潮层：保冷层外要有防潮层，当保温管线是用玻璃布做外保护层时，也要有防潮层。防潮层有三种：用沥青玻璃布缠绕、用一层粗格玻璃布和一层沥青涂层、用一层油毡纸和二层沥青涂层。④外保护层：可以用0.5mm,镀锌铁皮或黑铁皮，也可以用细格玻璃布。为了防腐，在镀锌铁皮和玻璃布外表面再涂二层醇酸磁漆。在用黑铁皮时，需要先在黑铁皮内外表面刷红丹漆二遍，再在外表面涂醇酸磁漆二遍。海上集输系统介绍** 材料选用 作为保温材料，首先应具有低导热性能，即导热系数小，其次相对密度小以免增加管路支撑负荷，不侵害金属表面，不引起细菌繁殖，价格便宜，容易制得。国内常用的保温材料有玻璃棉、矿渣棉、石棉、蛭石、硅藻土、膨胀珍珠岩、多孔混凝土、泡沫塑料等。海上集输系统介绍**保温层越厚保温效果越好，但管道的支撑与费用增加，保温层厚度不够，保温效果差。故保温层厚度与操作温度、管径、保温材料性能及环境温度等因素有关。通常情况可按有关规定选定。在选用蒸汽伴热管的保温层时，若介质温度低于蒸汽温度，则按蒸汽温度选定；当介质温度高于蒸汽温度时，则按介质温度选用。此时，保温层的规格可按工艺管径加大一级选用，并留出足够的伴热管空间。海上集输系统介绍** 伴热 对于输送易凝或易结晶的流体，如原油中腊含量高时，温度降低，粘度增加，易凝结析出，管线必须伴热输送，以保持原油的粘度，从而降低输送中沿程压力损失，减小动力消耗。对于输送含水液化气，因压力下降而产生自冷结冰现象，也必须采用伴热或保温。海上集输系统介绍**电伴热系统 电伴热系统是为了防止油管线、排污管线、水管线和部分放空管线以及容器的凝结而提供的电加热系统。它与一般电加热器的区别在于它可以根据管线和容器温度的变化自动接通和断开电源，并始终保持上述管线设备的温度在指定的范围内。如美国瑞侃公司提供的电伴热装置可以在80h内把原油管线的温度从-15℃加热到30℃，且可以连续工作，始终保持管线的温度在45℃和49℃之间。电伴热系统是由电伴热变压器、电伴热控制盘及电伴热带及各种接头、线盒和附件等电工设备组成。海上集输系统介绍**蒸汽伴热系统 敷设蒸汽伴热管是最常用的伴热方法。根据工艺管线的公称直径及介质所需维持的温度来选定伴热管的尺寸及耗汽量。蒸汽夹套管伴热，是在被伴热管外套以同心套管，在此套管内通以蒸汽，这种结构伴热效果好，但施工复杂，耗钢材，不宜大量采用。一般外套管比内管大1～2级，长度由内管自然长度定，一般为6～9m。海上集输系统介绍**1.海上油气集输方式海上油气集输方式是按完成油气集输任务的可利用环境位置而区分的。一般可分为全海式、半海半陆式和全陆式三种。由于方案的不同，对储运方式及工艺设备的布局带来较大的影响。海上油气集输方式**（1）全陆式集输方式全陆式是指原油从井口采出后直接由海底管线送到陆上，油气分离、处理、储存全在陆上进行，这种集输方式只能用于离岸很近的油田。由于海上作业工程量少，因而投资省、投产快。但这种集输方式因受井口压力的限制，对离岸远的油田不适用，而且集输管线因是油气水三相混输，管内摩阻大，要求管径也相应增大。海上油气集输方式**（2）半海半陆式集输方式半海半陆式指集输系统的部分工艺设施在海上，部分在陆上。一般是采集、分离、计量、脱水等在海上。原油经海底管线运送到陆上进行稳定、储存、中转等。该集输方式适应性较强，不论远海、近海都可采用。但该方式必须铺设海底管线，对海底地形复杂，或原油性质不适宜管输的情况，不宜采用这种方式。海上油气集输方式**（3）全海式集输方式全海式指原油从采出直到外输的所有集输过程全在海上进行。它适宜于远海、深海的油田。由于该方式多数采用浮式设施，费用相应较低，因此一些离岸较远的低产油田，边际油田也往往采用这种方式。海上油气集输方式****2.油气集输方式的选择原则选择集输方式是海上油田开发研究的第一步，影响选择的因素很多。必须在掌握大量资料的基础上进行综合经济分析比较，才能得到合理的方案。主要影响因素包括如下六点：（1）油气藏情况主要指油田面积、可采储量、开采方法、油气井生产能力、开采年限、油气性质等。（2）油田位置主要指离岸距离、岸上码头情况或建港条件、油田附近有无岛屿等。海上油气集输方式**（3）环境条件主要指油田水深、海底地形、海水和土壤性质、气象、海况、地震资料等。（4)油气销售方向主要指原油是内销还是出口，到消费中心距离、输送路线是水路还是陆路等。(5)海上施工技术它包括承制海上结构的工厂及海上施工、运输、铺管等技术水平和设备条件等。(6)其它条件主要指原油价格、材料价格、临时设备重复利用的可能性、投资、操作费用、经济评价后的盈利情况等。海上油气集输方式**海上油气集输流程举例************************************************。