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【摘要】随着我国油田的二次勘探，对原有集输地面工艺流程也有了更高的要求，单井原油的含水量不断升高，大量的油井不需要加热便可以直接输送，有的油田对油温较低的油田安装了加热器，这样就可以直接对低温的原油进行加温，目前，我国很多油田都已经实现了油田的二次注水开采，地面原油的集输流程也变得越来越复杂，本文对原油集输地面工艺流程模式做了具体的阐述。
【关键词】原油集输 布局形式
我国的油田大大小小遍布全国各地，我国油田经过四五十年的建设，现在生产千万吨的油田也有很多，在这四五十年的油田的生产历程中，油气的技术工艺流程也经历了从无到有，从不完善到完善的过程，同时，还创造了国内少有的不加热密闭油气集输流程，在这基础之上经过不断的研究和创新，研制出了适合油田多种开发类型要求的油气集输工艺流程。
1 原油的集输
原油的集输就是把油井生产的油气收集、输送和处理后变为合格的原油的过程。
油气集输工艺流程包括了对原油和天然气等混合气体进行收集、传输、分离、计量、净化、稳定以及其他程序的相关处理，最后生产出合格的油、气产品的全部的工艺过程。
2 集输流程的布局形式
随着油田企业的迅猛发展，原油的集输工艺也得到了一定的提升，原油的集输工艺多种多样，具体采用哪一种原油集输工艺，还需要根基各区块的实际情况和油品性质来决定。
油气集输工艺的流程按油气集输系统的布站形式可分为以下三种技术流程2.1 一级半（或一级）布站集输流程
一级半布站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，也就是说在各个计量站的位置只设置计量的阀门（包括几十口井或者是一个油区）共用一套计量装置。
一级半（或一级）布站集输流程的特点是计量站简化为计量阀组，降低了投资和减小了工程量。
2.2 二级布站集输流程
二级布站集输流程又划分为油气的分输流程和油气的混输流程
2.2.1油气的分输流程
原油经出油管线到分井计量站，经过气液分离后，分别对单井油、气和水的产量之进行测量，在油气水分离器出口之后的油气分别输送至联合站。
油气的分输流程的特点是单井进站；分井集中周期性的计量；简化了井场地设备，对于不同的油、气进行分别处理；出油、集油、集气管线采用不同的输送工艺
应用的条件需满足油气比较大、井口压力不高的油田，可以减低井口的回压、提高计量站到联合站的输送能力。
2.2.2油气混输流程
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的分离、原油的脱水、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。
油气混输流程的特点表现为：可以充分的利用地层的能量，从井口至联合站不再设置泵接转，简化了集气系统，更好的方便了管理、同时还大大节省了原油企业的投资。
油气混输流程的缺点表现为原油稳定、天然气凝液回收装置在处理变化幅度大时适应性较差。
2.3 三级布站集输流程
三级布站集输流程的原因主要有油田集输半径增大，采出水量增加。如果还是采用以前的两级布站，大量的采出水需要返输处理后回注，投资管理难度较大。部分油田的产量较少，油品质较好，但是如果单独为其建设原油稳定、轻烃回收装置又不能达到经济的实用性，以此，便出现了三级布站流程。
2.3.1三级布站流程
在两级布站的基础之上产生的中间的过度站，即转油站（实现油气的分离、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）。
特点：避免了建设处理合格采出水的管网，可建设规模较大原油稳定和天然气凝液回收装置。
3 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：单管流程和双管流程。3.1 单管的集输流程又分为井口加热单管流程和井口不加热单管流程
（1）井口加热单管流程的特点表现为每口井采用单一的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；单井来的油气必须先经过水套加热炉加热，然后送进计量分离器分别对油、气计量，完成计量后的油、气，再次进行混合进入集油管线出站。
（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和计量站、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，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有以下几方面
（1）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
3.2 双管集输流程
双管集输流程分为蒸汽伴随双管流程和掺液双管流程
一般需要的加热输送的原油，都可以采用井口掺热水的双管流程。但是双管掺水流程的遇到问题比较多，一些单井产量较低、间歇生产的油井都不适合采用拆热水的双管流程。
（1）蒸汽伴随双管流程的有点主要表现为井场简化，集中计量，管理方便，比较容易实现集中管理和控制，对一些粘度高、低产量的油田有很好的适应性，间歇生产的井应用蒸汽伴随双管流程也能取得很好的效果。
蒸汽伴随双管流的缺点 运用蒸汽消耗较大，在蒸汽伴随双管流的的整个过程热损也比较大，工作效率较低，成本投入较高。
（2）掺液降粘双管流程的优点对于高粘原油的开采能很好解决，井场的管理也相当简单，能有效的集中管理，热耗的指标也相对较低。
掺液降粘双管流程的缺点主要表现在以下几个方面；在整个掺液降粘双管流程过程中，掺入的活性水很难控制，掺入的水、油层水、产油量不容易计量；活性水一旦循环利用将会对管线产生严重的腐蚀。
4 总结
随着我国油田的深入化开采，对原油集输地面工艺流程的要求也越来越高，为了适应当下油田企业的发展需求，我国各大油田经过多年的反复研究和实践，研制出了适合油田多种开发类型要求的油气集输工艺流程，虽然，我国的原油集输水平已相当成熟，但和国外相比人有一定的差距，目前，我国很多油田都已经实现了油田的二次注水开采，地面原油的集输流程也变得越来越复杂，这给原油集输地面工艺的发展带来了新的发展契机和挑战。
参考文献
[1] 海塔油田原油集输处理工艺的而简化.油气田地面工程，2011，（04）
[2] 油气集输工艺技术探讨.油气集输系统.中国节能在线
[3] 油气集输工艺技术现状与展望.中国气体分离设备商务网
【关键词】原油集输 布局形式
我国的油田大大小小遍布全国各地，我国油田经过四五十年的建设，现在生产千万吨的油田也有很多，在这四五十年的油田的生产历程中，油气的技术工艺流程也经历了从无到有，从不完善到完善的过程，同时，还创造了国内少有的不加热密闭油气集输流程，在这基础之上经过不断的研究和创新，研制出了适合油田多种开发类型要求的油气集输工艺流程。
1 原油的集输
原油的集输就是把油井生产的油气收集、输送和处理后变为合格的原油的过程。
油气集输工艺流程包括了对原油和天然气等混合气体进行收集、传输、分离、计量、净化、稳定以及其他程序的相关处理，最后生产出合格的油、气产品的全部的工艺过程。
2 集输流程的布局形式
随着油田企业的迅猛发展，原油的集输工艺也得到了一定的提升，原油的集输工艺多种多样，具体采用哪一种原油集输工艺，还需要根基各区块的实际情况和油品性质来决定。
油气集输工艺的流程按油气集输系统的布站形式可分为以下三种技术流程2.1 一级半（或一级）布站集输流程
一级半布站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，也就是说在各个计量站的位置只设置计量的阀门（包括几十口井或者是一个油区）共用一套计量装置。
一级半（或一级）布站集输流程的特点是计量站简化为计量阀组，降低了投资和减小了工程量。
2.2 二级布站集输流程
二级布站集输流程又划分为油气的分输流程和油气的混输流程
2.2.1油气的分输流程
原油经出油管线到分井计量站，经过气液分离后，分别对单井油、气和水的产量之进行测量，在油气水分离器出口之后的油气分别输送至联合站。
油气的分输流程的特点是单井进站；分井集中周期性的计量；简化了井场地设备，对于不同的油、气进行分别处理；出油、集油、集气管线采用不同的输送工艺
应用的条件需满足油气比较大、井口压力不高的油田，可以减低井口的回压、提高计量站到联合站的输送能力。
2.2.2油气混输流程
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的分离、原油的脱水、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。
油气混输流程的特点表现为：可以充分的利用地层的能量，从井口至联合站不再设置泵接转，简化了集气系统，更好的方便了管理、同时还大大节省了原油企业的投资。
油气混输流程的缺点表现为原油稳定、天然气凝液回收装置在处理变化幅度大时适应性较差。
2.3 三级布站集输流程
三级布站集输流程的原因主要有油田集输半径增大，采出水量增加。如果还是采用以前的两级布站，大量的采出水需要返输处理后回注，投资管理难度较大。部分油田的产量较少，油品质较好，但是如果单独为其建设原油稳定、轻烃回收装置又不能达到经济的实用性，以此，便出现了三级布站流程。
2.3.1三级布站流程
在两级布站的基础之上产生的中间的过度站，即转油站（实现油气的分离、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）。
特点：避免了建设处理合格采出水的管网，可建设规模较大原油稳定和天然气凝液回收装置。
3 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：单管流程和双管流程。3.1 单管的集输流程又分为井口加热单管流程和井口不加热单管流程
（1）井口加热单管流程的特点表现为每口井采用单一的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；单井来的油气必须先经过水套加热炉加热，然后送进计量分离器分别对油、气计量，完成计量后的油、气，再次进行混合进入集油管线出站。
（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和计量站、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，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有以下几方面
（1）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
3.2 双管集输流程
双管集输流程分为蒸汽伴随双管流程和掺液双管流程
一般需要的加热输送的原油，都可以采用井口掺热水的双管流程。但是双管掺水流程的遇到问题比较多，一些单井产量较低、间歇生产的油井都不适合采用拆热水的双管流程。
（1）蒸汽伴随双管流程的有点主要表现为井场简化，集中计量，管理方便，比较容易实现集中管理和控制，对一些粘度高、低产量的油田有很好的适应性，间歇生产的井应用蒸汽伴随双管流程也能取得很好的效果。
蒸汽伴随双管流的缺点 运用蒸汽消耗较大，在蒸汽伴随双管流的的整个过程热损也比较大，工作效率较低，成本投入较高。
（2）掺液降粘双管流程的优点对于高粘原油的开采能很好解决，井场的管理也相当简单，能有效的集中管理，热耗的指标也相对较低。
掺液降粘双管流程的缺点主要表现在以下几个方面；在整个掺液降粘双管流程过程中，掺入的活性水很难控制，掺入的水、油层水、产油量不容易计量；活性水一旦循环利用将会对管线产生严重的腐蚀。
4 总结
随着我国油田的深入化开采，对原油集输地面工艺流程的要求也越来越高，为了适应当下油田企业的发展需求，我国各大油田经过多年的反复研究和实践，研制出了适合油田多种开发类型要求的油气集输工艺流程，虽然，我国的原油集输水平已相当成熟，但和国外相比人有一定的差距，目前，我国很多油田都已经实现了油田的二次注水开采，地面原油的集输流程也变得越来越复杂，这给原油集输地面工艺的发展带来了新的发展契机和挑战。
参考文献
[1] 海塔油田原油集输处理工艺的而简化.油气田地面工程，2011，（04）
[2] 油气集输工艺技术探讨.油气集输系统.中国节能在线
[3] 油气集输工艺技术现状与展望.中国气体分离设备商务网