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（精选7篇）

油气集输处理工艺及工艺流程 篇1

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站，经处理后外输。从接转站到集中处理站或压气站的油田气输送管线为集气管线。从抽油井回收的套管气，和从油罐回收的烃蒸气，可纳入集气管线。集气管线要采取防冻措施。

集输管线热力条件的选择 根据中国多数油田生产“三高”原油（含蜡量高、凝固点高、粘度高）的具体情况,为使集输过程中油、气、水不凝，作到低粘度,安全输送，从油井井口至计量站或接转站间，一般采用加热集输。主要方法有：①井口设置水套加热炉，并在管线上配置加热炉，加热油气；②井口和出油管线用蒸汽或热水伴热；③从井口掺入热水或热油等。不加热集输是近几年发展起来的一项技术，能获得很好的技术经济效益。除油井产物有足够的温度或含水率，已具备不需加热的有利条件外，还应根据情况，选用以下技术措施：①周期性地从井口向出油管线、集油管线投橡胶球或化学剂球清蜡,同时,管线须深埋或进行保温；②选择一部分含水油井从井口加入化学剂，以便在管线内破乳、减摩阻、降粘；③连续地从井口掺入常温水（可含少量化学剂）集输。在接转站以后，一般均需加热输送。

集输管线的路径选择要求：①根据井、站位置；②线路尽可能短而直，设置必要的穿跨越工程；③综合考虑沿线地形、地物以及同其他管线的关系；④满足工艺需要，并设置相应的清扫管线和处理事故的设施。

集输管线的管径和壁厚，以及保温措施等，要通过水力计算、热力计算和强度计算确定。

2、油井产物计量 是为了掌握油井生产动态，一般在计量站上进行。每座计量站管辖油井 5～10口或更多一些，对每口油井生产的油、气、水日产量要定期、定时、轮换进行计量。气、液在计量分离器中分离并进行分别计量后，再混合进入集油管线（图2）。计量分离器分两相和三相两类。两相分离器把油井产物分为气体和液体；三相分离器把高含水的油井产物分为气体、游离水和乳化油；然后用流量仪表分别计量出体积流量。含水油的体积流量须换算为原油质量流量。油井油、气、水计量允许误差为±10％。

油田油气集输

气液分离 为了满足油气处理、贮存和外输的需要，气、液混合物要进行分离。气、液分离工艺与油气组分、压力、温度有关。高压油井产物宜采用多级分离工艺。生产分离器也有两相和三相两类。因油、气、水比重不同，可采用重力、离心等方法将油、气、水分离。分离器结构型式有立式和卧式；有高、中、低不同的压力等级。分离器的型式和大小应按处理气、液量和压力大小等选定。处理量较大的分离器采用卧式结构。分离后的气、液分别进入不同的管线。

3、接转增压 当油井产物不能靠自身压力继续输送时，需接转增压,继续输送。一般气、液分离后分别增压:液体用油泵增压；气体用油田气压缩机增压。为保证平稳、安全运行和达到必要的工艺要求，液体增压站上必须有分离缓冲罐。

4、油罐烃蒸气回收 将原油罐内气相压力保持在微正压下，用真空压缩机回收罐顶排出的烃蒸气（图2）。油罐和压缩机必须配有可靠的自控仪表，确保安全运行。

5、油气处理 在集中处理站、原油脱水站或压气站对原油和油田气进行处理。生产符合外输标准的油气产品的工艺过程。包括原油脱水、原油稳定、液烃回收以及油田气脱硫、脱水等工艺。

6、原油脱水 脱除原油中的游离水和乳化水，达到外输原油含水量不大于 0.5％的标准。脱水方法根据原油物理性质、含水率、乳化程度、化学破乳剂性能等，通过试验确定。一般采用热化学沉降法脱除游离水和电化学法脱除乳化水的工艺。油中含有的盐分和携带的砂子，一般随水脱出。化学沉降脱水应尽量与管道内的原油破乳相配合。脱水器为密闭的立式或卧式容器，一般内装多层电极，自动控制油、水界面和输入电压，使操作平稳，脱出的污水进入污水处理场处理后回注油层。中国在化学破乳剂合成、筛选和脱水设备研制方面取得成就。

7、原油稳定 脱除原油中溶解的甲烷、乙烷、丙烷等烃类气体组分,防止它们在挥发时带走大量液烃,从而降低原油在贮运过程中的蒸发损耗。稳定后的原油饱和蒸气压不超过最高贮存温度下当地的大气压。在稳定过程中，还可获得液化气和天然汽油。原油稳定可采用负压脱气、加热闪蒸和分馏等方法。以负压脱气法为例，稳定工艺过程是：脱水后的原油进入稳定塔，用真空压缩机将原油中的气体抽出，送往油田气处理装置。经过稳定的原油从塔底流出，进入贮油罐。原油稳定与油气组分含量、原油物理性质、稳定深度要求等因素有关，由各油田根据具体情况选择合适的方法。

8、油田气处理 油田气脱硫、脱水、液烃回收等工艺与天然气处理工艺基本相同（见天然气集气和处理）。

二、油气贮输(运)

将符合外输标准的原油贮存、计量后外输（外运）和油田气加压计量后外输的过程。

1、原油贮存 为了保证油田均衡、安全生产，外输站或矿场油库必须有满足一定贮存周期的油罐。贮油罐的数量和总容量应根据油田产量、工艺要求、输送特点（铁道、水道、管道运输等不同方式）确定。油罐一般为钢质立式圆筒形，有固定顶和浮顶两种型式，单座油罐容量一般为5000～20000m3。油罐外壁设有保温包覆层,为减少热损失，易凝原油罐内设加热盘管，以保持罐内的原油温度，油罐上应设有消防和安全设施。

2、外输油气计量 是油田产品进行内外交接时经济核算的依据。计量要求有连续性，仪表精度高。外输原油采用高精度的流量仪表连续计量出体积流量，乘以密度，减去含水量,求出质量流量,综合计量误差±0.35％。原油流量仪表用相应精度等级的标准体积管进行定期标定。另外也有用油罐检尺(量油)方法计算外输原油体积，再换算成原油质量流量。外输油田气的计量，一般由节流装置和差压计构成的差压流量计，并附有压力和温度补偿，求出体积流量，综合计量误差 ±3％。孔板节流装置用“干检验法”（由几何尺寸直接确定仪表精度）标定，也可用相应精度等级的音速喷嘴（临界流喷嘴）进行定期标定。

3、原油外输(运)原油集输系统的最后一个环节。管道输送是用油泵将原油从外输站直接向外输送，具有输油成本低、密闭连续运行等优点，是最主要的原油外输方法。也有采用装铁路油罐车的运输方法，还有采用装油船(驳)的水道运输方法。用铁路油罐车或油船(驳)向外运油时，需配备相应的装油栈桥和装油码头。边远或零散的小油田也有采用油罐汽车的公路运输方法，相应地设有汽车装油站（点）。

四、结论

油气集输处理工艺及工艺流程 篇2

关键词：油气集输,工艺现状,发展探析

1 前言

对油田开采出来的原油和天然气进行收集、储存、输送和初步加工和处理的生产工艺过程称之为油气集输, 其按流程路线主要划分为下述三方面:一是将开采出来的油气水混合物经过管道输送至油气处理站, 并对混合物进行气、液分离和进一步的脱水处理, 最终使原油符合国家的标准;二是将处理后的原油输送至原油库进行储备, 分离出来的气体部分被输送至天然气处理厂, 对其进行再次脱水、脱酸处理深加工等处理;三是将最终获得的原油和天然气以通过不同的运输方式输送给用户。油田集输是个很复杂的过程, 其作业流程有别于油田其它作业过程, 从油气集输的工作任务可以看出其所处位置的重要性, 它所具备的处理工艺技术水平在很大程度上影响着油田整个开发建设的技术水平, 因此, 伴随着油田开发的的发展, 油气集输处理工艺亦越来越受到人们的重视, 本文主要立足于当前油气集输处理工艺的现状进行分析并探讨其发展趋势, 加深对其整个轮廓的了解和未来发展的走势。

2 油气集输处理工艺的现状

2.1 原油集输工艺

受到油田对油气开采程度不断加深的影响, 目前, 大部分的油田都处于高含水期, 这样一来就需要相应的油气集输处理工艺来解决所遇到的问题, 原油集输工艺的技术改良伴随着油田的开采而逐渐发展改变着, 以适应不同时期的境况。当然各个地区油田所面临的实际问题以及油田自身的特点也不尽相同, 对油田集输处理工艺的改良应当遵循与实际情况而做出不同的处理。高含水期的原油具有着特定的流变特征, 依此可以对油气集输工艺进行调整, 对流变性原油运送的过程中做出降低温度的处理方式, 进一步简化集输工艺。

原油的含蜡量也需要有相应的油气集输处理工艺, 在油气集输工作进行过程中, 对含蜡高的原油普遍采用单管集输的输送、加热工艺、加入化学药剂、单井集中计量、多级布站和大站集中等处理工艺, 而对于低含蜡、低凝点的原油通常情况下采取的处理工艺是单管集输, 且无需加热和添加化学药剂。

2.2 油气水多相混输工艺技术

当前, 在油气集输处理工艺中, 长距离的油气混输工艺技术属于水平相对较高、较为先进的技术, 早在上个世纪八十年代起, 西方国家就已经相当重视油气水多相混输技术, 并进行了大量的研究和分析, 经过长期的研究和探索之后, 现今该工艺技术水平已明显有了很大程度上的提高。当前, 油气水多相混输技术与电热技术相互配合才能发挥最好的效果, 不但能降低工程的成本, 减少投资资金, 而且简化了油气集输的工艺流程, 有效地促进企业的发展, 提高经济效益, 因此, 油气水多相混输技术属于油气集输领域中比较具有很好发展潜力的一项技术。

2.3 原油脱水技术

原油脱水技术处于油气集输处理工艺中较为关键的地位, 有效原油脱水处理工序较为复杂。对于高含水原油, 在油田开采过程中主要采用两段脱水工艺, 第一段主要采用聚结脱水和大罐沉降技术对进行游离脱水, 第二段采用竖挂和平挂电极交直流复合的电脱水技术进行脱水作业。

对于我国的油气集输处理工艺而言, 由于起步的较晚并缺乏应有的重视程度, 导致了整体的处理工艺水平相对滞后。国外发达国家对油气集输处理工艺很早就较为重视, 在原油脱水过渡层的研究上取得了很好的成果, 而我国该技术水平相对较低。当前游离水脱除器的研制正处于起步阶段, 仪器结构比较简单尚未成熟, 一旦得能很好的利用, 不仅能降低成本的规模, 还可以提高了工作效率, 我国目前针对游离水脱除器进行了大量的科学研究, 资金的投入也相当可观, 立志于开发出最佳性能的游离水脱除器。

3 油气集输处理工艺发展探析

3.1 管理模式

改变传统的管理模式对油气集输处理工艺技术的提高和发展有着积极意义, 油气集输处理工艺技术水平会因生产和管理局限性而受到抑制, 因此, 在油田开采程度不断加深的过程中, 转变生产管理模式应给予高度的重视, 当然, 在初期阶段会出现一些问题, 为了生产管理模式系统化的实现, 就要尽量避免发生操作失误, 此外, 还需要制定科学合理的人员管理制度, 加强对员工的管理, 保障仪器设备的安全生产。

3.2 原油稳定技术

原油稳定技术是将原油气化处理的过程中溶解出的大量原油和天然气进行有效的分离处理, 主要的过程是降低原油的蒸汽压使溶解于原油中的天然气脱离出来。近年来, 原油稳定技术的发展程度伴随着油气集输处理工艺技术水平的提高也在不断提高。原油稳定技术作为油气集输处理技术重要的组成部分, 其可以很好的降低油气耗损, 在油气集输过程中发挥出重要的作用, 不仅可以在油气集输处理过程中进行多级分离处理工作, 还可以降低了对生态环境的污染破坏程度。

3.3 节能简化

节能技术的运用可以降低油田企业的生产运营成本, 提高企业的经济效益。在现今的社会, 节能意识被人们广泛地传播着, 随着社会的不断进步, 节能技术也将得到更为广泛的运用。对于油气集输处理工艺而言, 传统的处理工艺工作效率偏低且系统不够完善, 这样一来就无法满足于油田企业的发展需求。因此, 在油气集输处理中, 应当加强新型技术的研究, 优化系统, 不断地融入节能技术。同时提高油水处理技术的水平, 达到更好的油水处理效果, 减少生产过程的能耗。

4 结束语

随着人们对油气资源需求的不断加大, 就必须加大对油田的勘探和开发力度, 油气集输处理工艺作为油气生产重要组成部分, 其地位就显得尤为重要, 提高油气集输处理工艺技术的水平是油田企业的主要任务, 以至于确保天然气和原油的稳定生产。加强对先进处理技术的研发, 提高油气集输处理工艺技术的水平, 不仅能带动油田的生产效率, 还能带来可观的经济效益。

参考文献

[1]林珊.当前油气集输处理工艺发展现状及发展前景[J].中国石油和化工标准与质量, 2013 (13) :256

油气集输处理工艺及工艺流程 篇3

关键词：油田；集输；系统改造；工艺

前 言

油田第一阶段的产能为20000BOPD，最大产能为24000BOPD，综合含水率按50%考虑。按照AGADEM区块各油田的分布情况及储量情况，考虑GOUMERI油田的原油为高凝点原油，在GOUMERI油田设置1座CPF。另有1座发电站建在CPF一角，1座营地建在CPF南侧800m范围内。在SOKOR建FPF1座，紧邻FPF建设1座营地。GOUMERI油田开发10口生产井，在GOUMERI油田设置4个OGM。GOUMERI油田单井物流输往OGM后进行油气水计量，然后由集输干管将油气水混合物输往CPF进行处理。SOKOR油田开发11口生产井，设置1座OGM和1座FPF。SOKOR油田单井物流输往OGM后进行单井油气水计量，然后OGM的原油由集输干管将油气水混合物输往FPF。由增压泵增压后将原油通过58km、12″的集输干管输送到CPF处理。为保持AGADEM油田20000BOPD的产能需要，AGADI油田开发6口油井，设置1座FPF，AGADI油田单井物流直接输往FPF，FPF的原油增压后直接输往58km、12″的集输干管，同SOKOR油由的原油一起输往CPF进行处理。

1集输系统设计参数

1.1 GOUMERI油田集输

按照油井分布图，GOUMERI油田分南北两个井区，最远单井距CPF的距离约5km，由于GOUMERI原油是高凝点原油，为减少集输半径，在GOUMERI油田采用小二级布站的集输方式，集输管线采用埋地不保温敷设方式，在单井设有清管阀并预留有热洗和缓蚀剂注入接口。在OGM设有收发球装置、单井计量装置、加热设施和热洗及缓蚀剂注入接口，以保证集输干管的的热力条件和水力条件。工艺流程如下：单井→OGM→CPF。

1.2 SOKOR油田集输

SOKOR油田距离CPF大约58km，油田集输采用三级布站方式，集输管线采用埋地不保温敷设方式，在单井设有移动发球筒并预留有热洗和缓蚀剂注入接口。在OGM设有收发球装置、单井计量装置和热洗及缓蚀剂注入接口，以保证集输干管的水力条件。一些距FPF较近的井口直接进FPF，在FPF设置分离设施、单井计量装置、增壓泵和放空系统。工艺流程如下：单井→OGM→FPF→CPF。流程如下：单井→FPF→CPF。

自FPF到 CPF建设一条58km、12″的集输干线输送流体，管线采用埋地不保温的敷设方式。由于在SOKOR油田和AGADI油田没有足够的伴生气供发电机使用，因此需建设一条自CPF至FPF的6″输气干线供SOKOR和AGADI油田FPF电站用气。该输气管线与输油管线同沟敷设，在AGADI油田和Faringa油田附近分别设有阀井各一座。

2 原油处理系统工艺流程

CPF原油脱水采用三相分离器、沉降罐两级脱水工艺。SOKOR FPF来液与GOUMERI OGM1/2/3/4来液在管汇处混合后，进入生产分离器进行油气分离，分离出的伴生气去气处理系统，分离出的游离水去污水处理系统。含水油进入生产加热炉加热到72-75 ℃，然后进入脱气管脱气，再自流进沉降罐重力沉降脱水，合格原油自流进原油储罐储存，合格原油通过喂油泵提升并计量后输送至外输管线首站。

3 伴生气处理系统工艺流程

在CPF内油区生产分离器来的伴生气进入天然气除油气，除油气为两相分离器。除油气气相分为三部分。一部分作为生产加热炉的燃气；一部分经压缩机增压至3.6MPa后，分为两路，一路调压至2.8～3.4MPa、57～60℃，分离出液烃和水，作为供CPF发电机的燃气，另一路经换热器换热并节流至1.5MPa、23.5℃，分离出液烃和水，再经换热器复热至57℃，输往SOKOR油田和AGADI油田FPF作为供发电机的燃气；剩余天然气去火炬燃烧。天然气压缩机组采用电驱往复压缩机组（一开一备），包括压缩机、电机、空冷器、分离器、润滑油系统和机组控制系统。在SOKOR油田和AGADI油田的FPF内设有除油器和火炬放空系统，除发电机燃气用气外，多余的天然气去放空系统。

4 采出水处理及注水系统工艺流程

主流程：油区脱水来水→撇油罐→喂水泵→注水泵→污水回灌井。油区脱水系统输送来的含油污水分别进入撇油罐重力除油，去除大颗粒的浮油及悬浮物，处理后的含油污水送至喂水泵，经喂水泵后，由注水泵提升至站外污水回灌井（Gomeri-N2）处理。除去的污油经污油泵提升回至油区沉降罐处理，污水等排至蒸发池进行自然蒸发干化处理，CPF 站内为加药系统预留接口。另外，根据开发方案数据及工艺计算，2013年污水回灌井能力不够，需要考虑新的污水回灌井或根据新的注水规模来设计注水方案。

5 结束语

油田集油、集水、集气管网复杂，所有管线全部采用下埋生产，管网存在着施工难度大、精度低、依存开发需要的特点。尼日尔油田AGADEM区块根据各油田的分布情况及储量情况，优化集输系统设计与改造，满足了油田产能需要，保证油田规划方案的质量及效率，提高油田管网管理水平。

参考文献：

油气集输处理工艺及工艺流程 篇4

关键词：油气集输；长输管道；管件标准

对于我国油气工程的发展来说，其在建设过程中的常用管件标准非常复杂，比如SY/T0609-2006《优质钢制对焊管件规范》等，管件标准的落实把对管件质量的确保以及性能作为基础条件融入到检验试验和制造工艺与化学成分等指标中，这些指标都存在一定程度上的技术性问题，对于安全运行的潜在风险造成影响。当中，管件主要指的是管道系统当中发挥支撑和密封与分流以及变向，还有控制和连接等效果的零部件的统称。

1油气集输及管道工程的制造工艺

随着社会的不断发展，油气工程发展到了新的阶段，规模逐渐增大，管件的发展迈向高压以及大尺寸方向，同时，也彰显了高钢级和大壁厚趋势。目前，西气东输二线工程和三线工程设计压力都是10MPa，油气集输的管道外径是1219in，管件材质屈服强度为555MPa，就像是X80钢级钢管和钢板。原材料是由高钢级与大直径所组成的，并在这样的前提下，所选择的制造技术要进行多次加热以及模压拔制，还要进行高温挤压，特别是高压大直径的三通和弯头。原材料主要是钢管与钢板，特别是控轧控冷工艺生产的一些高钢级钢管与钢板，长久性的高温加热下，运用水急冷制造技术，金相组织与晶粒度都会出现很大的变化，以往的性能尤其是力学性能的改变也是非常大的，主要表现是大幅的降低。为了使得管件与原材料间的性能能够一致，就要在成形后对管件进行热处理。与此同时，结构和尺寸都会对管件制造工艺造成一定的影响，制造工艺在管件性能与质量上的影响是比较大的，管件性能和质量对油气工程的管件长时间和安全性以及稳定性运行造成一定的影响，这一因果关系要在管件标准的内容当中进行表述。管件的制造工艺对管件性能产生直接影响，规格不同、材质不同下的管件，其所运用的制造工艺也是不同的，如果材质和规格一样的.话，运用的制造工艺的参数不同，性能也存在一定的差异。想要对管件性能进行保障，就要明确规定管件在制造中的工艺，尤其是应力分布比较复杂以及高钢级大直径的三通和高压大直径弯头。焊接过程中，应用的金属焊接接头并不能进行取样试验，反之就不能选择焊接接头，所以，就要检测和评定拟定后的焊接工艺，对焊接工艺的规程进行编制，促进焊接接头性能和质量的提高，为了有效地保障焊接工艺评定和焊接工艺，国际上以及国家制定了很多行业标准，同样，为了对管件制造的工艺进行规定，还要在管件标准当中提出在管件制造技术方面的规范和要求。油气集输及长输管道的工程管件标准不但在管件制造的工艺上有一定的规范，还存在很多程序性的要求，使得编制与评定以及操作可以有章可循，主要有MPS制订的程序与MPS内容以及MPS评定等。同时，要书面认可MPS，并对制造商进行观察，认证地执行MPS和落实，对管件性能与质量进行保障。

2管件内容和性能分析

油气集输处理工艺及工艺流程 篇5

一、物理处理

1粗细格栅及提升泵房

（1）作用：粗细格栅是用来拦截污水中较大和细小的悬浮物，确保提升泵的正常运行。提升泵房是将污水储存并提升后续处理。（2）原理：利用机械化格栅除污机，根据栅前后水位差或按周期自动控制清查。提升泵是根据水位变化自动停启水泵，实现自控或手控。2沉砂池作用是去除污水中相对较小的粒砂，保护后续处理构筑物及管道不受堵塞，减少污泥泵，闸门的磨损。原理是利用砂水分离机和吸砂泵实现污水中泥沙分离。

二、生物处理法

作用及原理：利用水体中微生物细菌也就是活性污泥在CASS反应池中周期性循环运行，并且有效降解污水中有机无机污染物，CASS池每个周期包括进水（曝气）沉淀、滗水（闲置）几个阶段，并且设有生物选择池，进行回流，提高了生物浓度梯度，有效的进行生物脱氮除磷，同时去除BOD和COD。CASS池设有为活性污泥充氧提供气源的鼓风机房，保证给活性污泥充分供养和污水充分混合。

三、化学处理法

化学处理法主要构筑物为加氯间和接触池，通过前面两步处理的污水到达接触池后，利用加氯间的二氧化氯消毒杀灭水中的病菌和病毒，并且接触池有储存、调节回用水的作用。

四、污泥浓缩脱水间 作用和原理：通过前三步处理后的剩余污泥，利用浓缩脱水机进行浓缩脱水降低含水率，便于污泥运输和最终处置，每天压榨后的干污泥量为8吨，最后在垃圾填埋厂进行无害化填埋。

五、在线监测

1作用：国家环保部门对污水厂进行在线监测，可以实时知道污水厂的进出水水质情况，及时发现突发事故，采取相对应措施，保证出水水质稳定并且满足污水排放标准。2原理：COD检测仪器是利用重铬酸钾法 氨氮检测仪器是利用分光光度法

六、中控室

我国城镇污水处理厂及各种工艺 篇6

城镇污水处理厂工艺及各环节选型

摘 要

本文主要阐述了我国污水处理厂目前常见的几种处理工艺流程。并对它们的优缺点进行了评述和比较选择设备。并通过对相应问题的实证分析提出城市规划中所应采取的节能保护策略。

关键词：污水处理 曝气 工艺

目 录

1.前言 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„2 2.污水处理工艺流程及说明„„„„„„„„„„2 2.1合理确定建设规模

„„„„„„„„„„2 2.2工艺流程及说明 „„„„„„„„„„„„„„„„ 3 3.主要的设备选择„„„„„„„„„„„„„„„„„„„3 4.污水厂的总体节能保护策略„„„„„„„„„„„„„„4 参考文献„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„4

汕头职业技术学院环境监测与治理技术专业2009届毕业论文（设计）

第一章 前言

本文主要介绍了选择中小规模城市污水处理厂工艺流程的依据、原则和方法, 并根据不同的条件推荐了适用的工艺流程。长期以来城市生活污水多采用活性污泥法，它是世界各国应用最广的一种生物处理流程具有处理能力高出水水质好的优点。该方法主要由曝气池、沉淀池、污泥回流和剩余污泥排放系统组成。活性污泥除了有氧化和分解有机物的能力外还要有良好的凝聚和沉降性能以使活性污泥能从混合液中分离出来得到澄清的出水。

第二章 污水处理工艺流程及说明

第一节 合理确定建设规模

对一个城市来说，需根据城市总体规划和排水规划，分期分批地建设污水管网和污水处理厂，要根据水环境保护的目标，分期实施，逐步到位。城市污水工程建设是一项系统工程，涉及城区管渠改造，污水的收集、输送（包括泵站），污水处理和排放利用，以及污水处置等问题；在河网城市，还需考虑上游、下游和水体自净问题。

合理地确定设计的污水水量和污水水质，直接涉及工程的投资、运行费用和费用效益。不少城市由于市区污水管道未形成系统，缺乏长期积累的污水水质水量资料，一般采取按规划面积、人口和工业发展的预测来推导污水量，并提出生活污水量、工业废水量和公建、商业污水量各占的比例，其不确定因素较多，因此提出的设计污水量往往偏大。实际上，按规划计算的污水量、实际可能收集到的污水量和根据需要与可能进行处理的污水量是不同的，设计的污水量在很大程度上取决于污水管网普及率和实际可能收集到的近、远期污水量，并分期建设污水处理厂。要充分认识城区内管网改造的复杂性和艰巨性，有的取决于旧城市和改造和道路的改造，有的埋了干管，支管迟迟未建城，致使许多已经建城的污水处理厂在相当一段时间内“吃不饱”。对设计的污水水质，应该对现有实测的水质资料进行分析（包括工业废水正在限期达标排放的水质水量变化和管渠内地下水的渗入量），对雨污合流和老城区排水系统需科学地确定污水管道的截流倍数（干管和支管可采用不同的截流倍数）。现在设计的需处理污水水质偏高的问题是普遍存在的，设计的污水水量和污水水质要通盘考虑，留余地过大，既增加投资亦会使设备闲置或低效运行。

第二节 中小规模城市污水处理厂工艺流程概述

城市污水通过市政管道进入厂区先通过截流井（让厂能处理的污水进入厂区进行处理）进入粗格栅（去除原污水中大尺寸的漂浮物和悬浮物）到提升泵房（提升污水的高度）到细格栅（进一步去除污水中较小颗粒的漂浮、悬浮物质）到旋流沉沙池（以重力分离为基础，将污水的比重较大的无机颗粒沉淀并排除）到生化池（采用活性污泥法去除污水里的BOD5、SS和以各种形式的氮或磷）进入二沉池（排除剩余污泥和回流污泥）进入紫外线消毒（将水中的有害细菌杀死）然后出水生化池、终沉池出的污泥一部分作为生化池的回流污泥，剩下的送入污泥脱水机房间脱水外运。

汕头职业技术学院环境监测与治理技术专业2009届毕业论文（设计）

即，污水收集设施［包括污水管道、雨水管道、工厂排放水管道等］-->污水提升泵站-->格栅拦截-->沉砂池-->初沉池-->曝气池、厌氧池等核心处理工艺流程-->二次沉淀池-->排水管道或渠排入水体。

目前，好氧处理方法有SBR工艺、UASB工艺、氧化沟、氧化塘等工艺，在曝气池里充入空气或氧气，让好氧细菌除去污水中的有机物杂质；厌氧处理流程主要有厌氧流化床、两相厌氧发酵、厌氧滤池等利用厌氧菌进行厌氧发酵的方法除去污水中的有机物的；另外常用的还有像A20及其变种的工艺流程都是好氧处理和厌氧处理相结合的处理流程，其处理效果往往比单一的处理方式好得多。

深度处理构筑物不外乎以下几种：曝气池、厌氧池、氧化塘、厌氧反应器及特殊的除磷脱氮设备，或者是它们的变种工艺，但是处理原理都是大同小异的。

第三章 主要的设备工艺选择

细格栅设备选型

污水厂常用的细格栅有回转式格栅、阶梯格栅和转鼓式格栅。其中回转式格栅应用最为广泛，清除纤维类的垃圾的效果较好，但运行时环境较差，耙齿易老化损坏，特别是颗粒类固体垃圾，由于回转式格栅构造的原因，分离效果较差。阶梯格栅以前完全依靠进口，现在国内已有厂家生产，其缺点同回转式格栅 类似，对于颗粒类固体垃圾，分离效果较差。转鼓式格栅与其它型号的格栅相比，SS 去除率高，对于纤维垃圾和固体垃 圾均有很高的分离率，设备运行稳定，保障率高，可有效地保护后续处理设备正 常运转和将低 CASS 池 SS 负荷。因此本次扩建工程也推荐采用转鼓式格栅。

污水处理设备选型

为使污水经过一定方法处理后.达到设定的某些标准.排入水体.排入某一水体或再次使用等的采取的某些措施或者方法等.现代污水处理技术.按处理程度划分.可分为一级.二级和三级处理.一级处理.主要去除污水中呈悬浮状态的固体污染物质.物理处理法大部分只能完成一级处理的要求.经过一级处理的污水.BOD一般可去除30%左右.达不到排放标准.一级处理属于二级处理的预处理.二级处理.主要去除污水中呈胶体和溶解状态的有机污染物质(BOD.COD物质).去除率可达90%以上.使有机污染物达到排放标准.三级处理.进一步处理难降解的有机物.氮和磷等能够导致水体富营养化的可溶性无机物等.主要方法有生物脱氮除磷法.混凝沉淀法.砂率法.活性炭吸附法.离子交换法和电渗分析法等.整个过程为通过粗格删的原污水经过污水提升泵提升后.经过格删或者筛率器.之后进入沉砂池.经过砂水分离的污水进入初次沉淀池.以上为一级处理(即物理处理).初沉池的出水进入生物处理设备.有活性污泥法和生物膜法.(其中活性污泥法的反应器有曝气池.氧化沟等.生物膜法包括生物滤池.生物转盘.生物接触氧化法和生物流化床).生物处理设备的出水进入二次沉淀池.二沉池的出水经过消毒排放或者进入三级处理.一级处理结束到此为二级处理.三级处理包括生物脱氮除磷法.混凝沉淀法.砂滤法.活性炭吸附法.离子交换法和电渗析法.二沉池的污泥一部分回流至初次沉淀池或者生物处理设 汕头职业技术学院环境监测与治理技术专业2009届毕业论文（设计）

备.一部分进入污泥浓缩池.之后进入污泥消化池.经过脱水和干燥设备后.污泥被最后利用。

污水厂的工艺选择应根据原水水质、出水要求、污水厂规模，污泥处置方法及当地温度、工程地质、征地费用、电价等因素作慎重考虑。污水处理的每项工艺技术都有其优点、特点、适用条件和不足之处，不可能以一种工艺代替其它的一切工艺，也不宜离开当地的具体条件和我国国情。同样的工艺，在不同的进水和出水条件下，取用不同的设计参数，设备的选型并不是一成不变的。具体的工程的选择要求包括：

技术合理。技术先进而成熟，对水质变化适应性强，出水达标且稳定性高，污泥易于处理。

经济节能。耗电小，造价低，占地少。易于管理。操作管理方便，设备可靠。

④重视环境。厂区平面布置与周围环境相协调，注意厂区噪声控制和臭气的治理，绿化、道路与分期建设结合好。

第四章 污水厂的节能保护策略

在污水处理流程中，各个污水处理构筑物的节能途径很多，下面就污水处理流程中各个构筑物的节能方法做一介绍。

污水提升泵站节能途径。将现有的集中式污水处理改成分散式处理，并充分利用一级处理后的中水，可以减小城市污水处理厂的压力，更可以大大减少深度处理所需的费用。同时污水提升泵站的水量也会适当减少，甚至可以取消，全部采用分散处理模式。污水处理厂只负责处理工厂附近、污水量大的用户排放的污水。

格栅的节能途径。尽量将污水处理设备安装在地势较低的地方，可以减小提升泵的功率。污水经过格栅的时候可以凭借其较快的流速通过栅条，必要时再用提升泵将污水提升至沉淀池。

曝气设施的节能途径。不管是好氧处理还是厌氧处理设施，其能耗都是非常大的。因为我们必须要用电力设备将空气充入到污水中，但是我们可以采用多层好氧过滤的方式减小这一能耗开支。好氧过滤的各个滤层的厚度的材料都是不相同的，实现的过滤效果也大相径庭。

好氧过滤具体的方法是：污水经过格栅拦截之后，即可以直接进入第一层好氧过滤层，第一层好氧过滤层的孔隙是很大的，一般用粗大的砂石铺垫，主要去除污水中大的悬浮物并通过水流在砂石中紊动的流动将空气中的氧气混入污水中。然后污水进入第二层好氧过滤层，这一层的砂石粒径相对较小，污水在这一层的停留时间相对较长，主要是好氧微生物对有机物的氧化过程，在这一好氧滤层里，很容易生成生物膜，类似于生物膜的处理。如果污水的有机物的含量不是很高的话，处理水已经基本达到了排放的标准了，也可以将处理后的水收集起来作中水使用。如果污水的有机物含量很高的话，可以让污水继续进行下一层的好氧过滤，滤层的孔隙也将更小，处理时间更长，效果也更好。在这一层中，由于污水的停留时间较长，对污水中的N和P也有较好的去除效果。

进行好氧过滤处理的排放水已经可以达到排放的要求，没有必要设置二次沉淀池进行泥水分离。这种处理流程适用于建设在河湖的旁边，有利用处理水的就近排放，而且可以不用清水管道或管渠即可。汕头职业技术学院环境监测与治理技术专业2009届毕业论文（设计）

浅析油气集输工艺标准的进展 篇7

1 原油集输工艺

在原油集输工艺上, 特别是在进行小断块油田的开发上, 我国国内的油田企业对于高效率、低油耗的油气集输工艺研究相对较为深入, 凭借优化开发流程、串联网管等集输工艺手段, 大大较少了生产原油所需耗能。原油的集输与处理工艺一般是有两个发展趋向:其一, 向投入低、耗能低趋向发展;其二, 是向上、下游两个趋向拓展。采油工艺与上游相互配合, 炼油技术与下游互相辅助。

(1) 串联管网集输技术。在串联管网的集输技术中, 其核心是采用油井远程测计量, 进而有效实现管网的串联式布局, 进而可在一定程度上使采油流程更为简约, 改善传统模式, 这样便可实现能耗低、占地少、投资小的目标。一般来说, 采用这种串联管网集输技术可以使采油投资减少2~3万, 集输工程的投资减少原来的1/3左右。

(2) 稠油集输技术。稠油集输技术包含以下几种, 如加热、掺水、乳化降黏、掺稀等。使用这种工艺可以大大减少能量耗费。例如, 中石化塔河油田在采用稠油集输技术后, 实现了吨油技术燃料的油耗由以前的7.7 kg减少至5.69 kg, 吨油集的电力消耗由原来的2.5 k W•h减少到了0.87 k W•h。目前, 在我国已有了趋于成熟的稠油集输工艺, 甚至在国际方面都占据领先地位。

(3) 高含水油田原油预分水工艺。在我国, 中石油、中石化的高含水油田均采用了三相分离器进行预水分, 就某些方面来看, 取得了一定的进展。但是仍存在不足。例如, 在实际运行中, 水中的含油量相对略高, 对于污水的处理投资和运行所耗费成本也相对过高。在俄罗斯, 采用了末端分相管等仪器, 有效脱除了4/5的游离水, 确保了污水达到回注表标准。

2 天然气集输与净化工艺

(1) 高含硫气田地面集输与净化工艺。当前, 国内的普光气田是国内含硫化氢与二氧化碳最高的气田, 其中, 硫化氢含量达到15%左右, 二氧化碳含量达到8%左右。普光气田采用了新型湿气集输集输, 相对于传统的净化工艺来说, 其溶剂的总循环量减少了原来的10%, 可再生能耗减少了原来的15%, 值得一提的是, 硫磺的回收率甚至高达99.8%。由此可见, 普光气田的高含硫气田地面集输与净化工艺已经达到了国际的高水平地位。

(2) 低压、低产气田地面集输工艺。中石油苏里格气田是我国最为典型的低压、低产气天然气藏。中石油苏里格气田采用了当前相对先进的地面集输集输流程, 这一工艺以井下节流工艺为中心, 采用井口不加热、井间串接、中低压及其与集输处理的方式, 实现了气田的高效运转。当前, 苏里格气田绝大部分的气井均使用了这种先进的井下节流集输, 这一工艺的使用成为了我国大范围使用该技术的先例。目前, 这种工艺已经成为高效开发的关键性技术。

(3) 煤层气田地面集输工艺。在国外, 美国、澳大利亚等国的煤层气田地面集输工艺都已趋于成熟, 这种工艺采用了低压集气、集气集水、集中处理、污水回购等方式完成一整套工艺流程。尽管国外部分国家这一工艺已经趋于完善, 但在我国其开发还尚处在起步阶段。沁水盆地油田煤层气田, 借鉴“三低”气田的开发经验, 完成了集输工艺流程。

3 油气集输工程存在的问题与挑战

(1) 老区地面系统设备陈旧、腐蚀严重、处理难度高。大部分高含水油田的地面系统工程均已出现一定程度的老化, 设备较为陈旧, 管道腐蚀较为严重, 维修与更新投资相对较大, 若不得到有效维修, 将会对油田的安全生产造成严重危害。就当前污水处理的实际情况来看, 污水排放量逐年增加, 性质也在发生不断变化, 这对污水处理提出了严峻的挑战。为此, 老区地位工程的进一步维修与改造, 地面集输系统的进一步优化升级, 成为了当前老区地面工程所面临的重要任务。

(2) 地形复杂, 工程难度加大。油田新区大多位于我国的中西部地区, 西部多为黄土与沙漠, 自然环境较东部地区更加恶劣。这种自然环境使得原油输送、水源供给、电力供应等出现一定困难, 难度系数较高, 工程量较大, 这也给地面系统的维修与更新造成了不小的难度。

(3) 地面集输技术有待于进一步完善。根据我国气田建设的实际情况看, 其缺乏严格的行业规范标准。由于我国气田集输技术种类众多, 不同技术其所需投资也更不相同, 这就需要对前期建材和设备进行有效探究, 进而有效优化集输系统, 实现能效最大化。当前, 我国常规的地面集输技术的劣势较为明显, 在处理大型酸化压裂返排液过程中, 效能较低, 不能有效满足水质指标的要求, 这样一来, 便会给非常规油田的有效开发带来一定影响。

摘要：随着油田开发地位的提升, 油气集输工艺也逐步得到了人们的关注。本文以油气集输工艺为研究对象, 对国内外油气集输工艺的进展进行了总结, 并探究油气集输工艺在我国所面临的问题与挑战, 旨在为相关研究人员提供有效的参考与借鉴。

关键词：油气集输,工艺,进展

参考文献

[1]黄辉, 徐孝轩, 李惠玲, 周放.油气集输技术进展[J].油气田地面工程, 2013, 06:1~2.