概述
1.定义
油气集输是油田生产过程中的一个重要环节，主要任务是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；其主要包括油气分离、油气计量，原油脱水、天然气净化、原油稳定、轻烃回收等工艺。
2.油气集输站场
油田油气集输系统所包含的站场，从其基本生产功能着眼可划分为采油井、计量站、接转站、集中处理站(联合站)、矿场原油库等五种站场。在油同开发建设的实践中，常常根掘具体情况设计者可以组成多种形式的生产功能不同的联合体，常见的有计量接转站。脱水转油站、集气瓜气站、油气水电联合站、站库合一的综合处理站等多种站场。采浊井：采油井也叫生产井，按其不同的采油方式一般可分为自喷井，抽油机井，电动潜油泵井、水力活塞泵井、喷射泵井、气举井、蒸汽吞吐热采井等。
计量站：计量站也叫分井计量站。过去曾叫选油站和集油站，完成油、气、水单井同产量的计量。按加热保温方式或其他工艺要求的不同，生产井至计量站的流程分为单管、双管，三管流程。计量站的主要生广设施是计量用油气分离器和水套加热炉。
接转站：接转站也曾叫转油玷，它是在采油井口剩余压力不能满足设计流量下油气集输系统压力降要求时．为油水混合液增压输送的泵站。一般分为密闭式接转站和非密闭式接转站．在双管和三管集输流程中，接转站内还设有循环热水的升温和输送设施。
集中处理站：其包括如下生产功能：油气水分离、原油脱水，原油稳定、天然气脱水、轻油回收、原油储存及向矿场油库输送、采出水处理与回往、变配电，供热及消防等．通常将只具有上述几种功能的站场称作联合站。
矿场原油库：担负油田所产原油的储存和外运的原油库，实践中常将管输油库与集中处理站联合建设在一起。
3.任务
(1)分井计量测出单井产物中的原油、天然气、采出水的产量值，作为监测油藏开发动态的依据之一。(2)集油、集气将分井计量后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。(3)油气水分离将油气水混合物在一定压力条件下，经几次分离成液体和不同压力等级、不同组分的天然气；将液体分离成含水原油及游离水；必要时分离出固体杂质，以便进一步处理。(4)原油脱水将乳化原油破乳，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，使原油饱和蒸气压符合出矿原油标准：(6)原油储存将出矿原油盛装在常压油罐中，’保持原油生产与销售的平衡。(7)天然气脱水脱除天然气中的饱和水，使其在管线输送或冷却处理时。不生成水合物。对含C02及H2S天然气可减缓对管线及容器的腐蚀。(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。(10)输油、输气将出矿原油、天然气、液化石油气、天然汽油经计量后，用管线配送给用户。
技术原理
原油热处理及输油设备保温防护技术
1.原油热处理工艺
原油是一种复杂混合物，在管输过程中，随着热量的扩散，油温逐渐降低。当原油温度降至折蜡点时，油中溶解的石蜡形成蜡晶析出：温度继续下降，析出的蜡晶形成技状网络结构，导致原油粘度上升，管路压降增大。当外界提供的管壁剪切应力不足以破坏这种网络结构时，原油在管内失去流动性。
原油的集输，特别是高粘度或高凝固点原油的集输，一般都需要加热升温。油气集输中的加热保温是为改变易凝原油的流动性能，降低其粘度，使之易于输送，并防止管壁结蜡、阻塞管线，增加回压，保证正常的集输和初加工。
原油热处理输送作为-种新工艺，自从在印度那霍尔蒂亚至巴绕尼管道上实际应用以来，得到了世界石油工作者的广泛重视。我国是个含蜡原油产量较高的国家，许多单位已对所输原油热处理作了试验研究，并在不少管线上得到应用，取得了明显的节能效果．
保温防护技术
不施加防腐保温层的原油集输管道。在运行中要散失大量的热量。为使原油不因温降而流动阻力增加，势必采取加热输送。井场集输管网一般需每隔500～1000米设加热炉，原油越稠加热炉的距离越短，由此而消耗大量的燃料。据统计，年产3000万吨油的油田，如果采用加热输送，将会消耗掉84～105万吨的石油热值的燃料。在国际上，使用防腐保温管不加热或少加热输送是石油集输技术的发展趋势。对胜利油田来说．孤东等近海油田的潮汐地带，输油管道的防腐保温尤其重要。
为了减少设备．管道及附件在工作中的散热损失和工艺过程中热介质的温降，防止或延迟介质凝结，保证管道输送及设备运行的安全，必须对一些需保温的管道或设备迸行隔热，以维持正常输油温度；这样不但可以提高效益、保证生产安全。也能节约能源。
1)隔热层的选择原则
隔热材料应尽量满足以下条件：(1)导热系数小(≤O．12w／(m·K) GB4272--84)，价格低：(2)尽量就地取材、就近取材；(3)有足够的机械强度，在生产过程中不致在外力或自重的作用下脱落或损坏：(4)有良好的保护层和防水层，保证隔热层在使用年限内的完整性，并不被水分浸泡或风化：(5)应对设备、管道的材质和人体无害：(6)在满足隔热要求的前提下，结构应尽量简单以节约投资、方便旋工：(7)隔热结构外表应整齐美观；(8)对易燃易爆坏境内的设备和管道，不应采用可燃隔热材料。
2)保温材料的应用
近年来国内外广泛使用的隔热保温隔热材料有岩棉、玻璃棉、硅酸钙、硅酸铝，以及以塑料为主要原料的聚苯乙烯泡沫塑料、聚胺酯泡沫塑料等。离心棉、泡沫塑料，泡沫石棉和岩棉容重小、导热系数低。但石棉是一种致癌物质(国外己开始禁止使用石棉制品)，因此，泡沫石棉不宜做保温材料。
泡沫塑料价格较高，原材料紧张，地面管线和设备保温隔热一般不宣采用。但是，泡沫塑料黄夹克吸水率低，保温防水性能好，防腐性能优良，而且机械化程度高，保温后不变形，所以埋地管线宣采用泡沫塑料保温。
珍珠岩制品虽然价格低，但珍珠岩的容重大，导热系数也大。采用珍珠岩保温时，厚度增加，同时也增加了管线负荷，单位长度内的管线支架(或支墩)增加了．加上支架的投资，珍珠岩保温的总投资并不经。
3)防水保护层选择
地上管线、设备、容器保温采用镀锌铁皮、油毡玻璃布、黄夹克、普通沥青防腐均可。黄夹克和泡沫塑料可配套使用，管径小于或等于325毫米的埋地保温管线可用泡沫塑料黄夹克作保护层；大于325毫米的可用普通沥青作防护层。油毡玻璃布最经济。从使用寿命看，采用铁皮作保护层较为理想。但由于我国钢材紧缺，建议一般管线保温层采用油毡玻璃白保护层。特殊情况(保冷管线)可采用铁皮保护层。设备容器保温可采用镀锌或黑铁皮保护层。小型设备，容器(直径小于2米)一般采用油毡玻璃布保护层，特殊情况可采用铁皮做保护层。室内管线保温可采用玻璃布做保护层。大罐保温一般采用镀锌铁皮、黑铁皮或铝合金板。
胜利油田临盘采油厂子1990年新投建的临济输油管线，是采用新型保温材料保温而具有明显节能效益的典型例证。该管线采用泡沫塑料保温，实现全年不加热输送。新晒济输油管线管径325X 10毫米，全线采用管道沥青绝缘防腐，硬质聚胺酯泡沫塑料保温，保温层平均厚度37毫米，中间不设加热站、加压站，首站原油热处理，实行一泵到底的输送工艺。应用新型保温材料，采用新工艺，节能效果显著。
4)泡沫塑料黄夹克保温技术
胜利油田油建一公司钢管道防腐保温泡沫黄夹克“一步法”成型工艺与国内外同类技术相比具有如下优点：连续生产，机械化、自动化程度高；节省原材料，产品成本低；作业环境空气污染有明显改善：生产效率高；产品质量好；可一线两用，即一条作业线可生产两种产品(防腐保温管和防腐管)．
经济效益和社会效益：(1)节省原材料、人工和机械设备费用。(2)作业过程实现了机械化和自动化，保证了安全生产，劳动生产率高。(3)提高了戋国的管道防腐保温技术水平，促进了管道保温技术的发展。(4)减少了有害气体对操作环境的污染，节能效益显著。
5)CAS耐温型硬质聚胺酯泡沫塑料
为了解决稠油热采集油管线普通硬质聚胺酯泡沫保温材料不耐高温、损坏严重等问题，以及工业与民用建筑热力管网保温节能和管线埋地问题，胜利油田设计院研制了一种新型高效保温节能材料—-CAS耐温型硬质聚胺酯泡沫塑料。
根据异氰酸酯的化学特性，使反应产物的分子结构在主键和取代基中引入某些特定的链节和基因，形成高耐热性的大分子反应产物。提高了泡沫的强度和耐温性，从而解决了在15012左右温度条件下，硬质聚胺酯泡沫的应用问题。
产品从1987年开始，在单家寺和草桥油田稠油集油管线保温工程中推广应用，取得了很好的节能效果和经济效益。
根据工程应用保温效果实测计算，彩114管道输送介质温度为100℃时(接近集油管线高温和低温时的平均值)，裸管的散热损失为401瓦／米，采用30毫米厚的CAS耐温型泡沫保温后，保温效率为91％，相对节能率为90％，每公里管线每天可节约热能3．12×103兆焦。每公里管线每年可节约热能I．139 X 103兆焦，相当于每公里管线一年可节约天然气38．8l万米。
采用普通泡沫保温的热集油管道，由于泡沫不耐高温而受到损坏，丧失了防腐能力，地下水浸泡钢管，使管道加速腐蚀。而采用CAS耐温型泡沫以后，就可缓解或避免上述问题。根据防腐层损坏和防腐层良好的埋地管道腐蚀速率的对比结果，采用CAS耐温型泡沫后，至少可延长管道使用寿命10年以上。
胜利油田使用CAS耐温型泡沫塑料以后，解决了130"C左右热采集油管线的埋地和防腐保温问题，满足了稠油开发的急需：同时，可供工业与民用建筑150℃热力管网埋地和防腐保温之用。若与无机保温材料组成复合保温结构，则可用于200～540℃高温高压管道的埋地和防腐保温。
6)管道外防腐层技术要求和特点
外防腐层技术要求；(1)与金属有良好的粘结性；(2)电绝缘性能好：(3)防水性能好，化学稳定性高，长期浸泡在电解质溶液中不变质；(4)耐热，有较高的机械强度和韧性，可避免在施工过程中碰撞而损坏，在可能经受的温度范围内不因温度较高而软化流淌，也不因温度较
低而发脆。(5)材料来源广。价格低，方便施工。目前应用的一般有如下几种防腐材料。
(1)管道防腐沥青，最高耐温80℃。其特点是，技术成熟，成本低，应用范围广。但机械强度及低温韧性较差，易受细菌腐蚀，施工劳动条件差，损耗大。
(2)环氧煤沥青，其包括底漆、面漆、固化剂和稀释荆，最高耐温110℃．其特点是耐盐碱、耐海水、耐原油和耐潮湿能力；与钢管粘接性能好，抗微生物侵蚀。但底漆和面漆都含有多种填料，久放产生沉淀，在使用前应搅拌均匀。另外，施工宜在较高温度条件下进行。
(3)聚乙烯胶带，耐温范围～30～70℃。在相同条件下，层数愈多，抗腐蚀性能愈好。聚乙烯胶带防腐可靠，便于施工，但粘结力差。
(4)聚乙烯覆盖层，其中高密度聚乙烯耐温范围一40～80℃，低密度聚乙烯耐温范围一40～60℃。其特点是，机械强度离，耐冲击性能好，使用温度范围宽，有利于减少环境污染。方便施工．但生产成本商，不适用于防腐层内外壁温差较大的场所。
7)油罐保温技术
由于原油在沉降罐中的停留时间较长，裸罐在大气中的热损失较大，根据统计原油进站到加热炉进口温度损失4～6℃(一、二次沉降罐散热损失)，原油进出净化油罐温度降低12℃，热能损耗严重。为此，有必要采用保温技术用于原油储罐罐壁保温，以降低油罐的散热损失。
采用岩棉一镀锌铁皮波纹板保温方式，由岩棉、镀锌铁皮波纹板、环向角钢，竖向扁钢、中间支板及防水檐组成。
岩搞板规格为1000mmx630ramx50mm，由环向角钢、竖向扁钢组成的托盘固定，并经中间支板(保温压带)压紧。相邻环向角钢净距离为2000mm，相邻竖向扁钢净距离为1620mm。镀锌铁皮波纹板规格为2050mmx840mmXO．6ram。自下而上安装，环向出自攻螺钉固定在角钢上，上层压下层，搭接尺寸为50mm；竖向接缝搭接30mm，每张波纹板的一边由抽芯铆钉固定在扁钢，另一边由抽芯铆钉拉铆与另一张波纹板连接。罐底部防水挡板距罐底200mm，由底层角钢与罐壁连续焊形成，即作为岩棉托板，又作为底挡水板。罐上部防水檐在油罐泡沫发生器下与壁板连续焊，与罐壁成80。角．
岩棉一金属波纹板保温方式的技术措施除现场施工技术外，主要是保温结构的防水，采用的主要措施为：
(1)、罐底和罐顶的防水，由底层防水挡板和顶层防水檐解决．(2)、环向上下搭缝采用自下而上施工，上层搭下层，且搭接50mm，完全避免了雨水的渗入。(3)，竖向搭缝主要靠波纹板的特殊结构防水。由于波纹板的楞宽槽窄，竖向搭接在槽的边缘，每条楞相当于一个挡水栅。当不同方向的40雨水打来，首先挡雨的是较宽的一条条楞，在楞的作用下，使雨水顺波纹板流下。(4)，自攻螺钉与波纹板问采用防水垫酗防水，抽芯铆钉由扭断的内芯自然防水。
2.油气不加热集输工艺
不加热输送又称常温输送，即采用化学的或物理的方法，，保证集输油、气的流动性。不加热集输工艺是一种高效节能的油气集输方法。
1)不加热输送的影响因素
I、原油性质的影响：(1)原油粘度。当产量、管径等参数一定时，粘度越大，管线压降越大，井口回压越高对集输越不利．在输送过程中，应尽量降低原油粘度。(2)原油凝固点。原油凝固点越高，对集输越不利，降低原油的凝固点，可以改善原油的低温流动特性。(3)原油含蜡量。一般说来，原油含蜡量越高，管线越易结蜡。管线结蜡后，使管线有效直径逐渐减小．因而，应尽量防止管线结蜡，或采取有关防蜡、清蜡工艺措施。(4)油气比。在产量一定时，油气比越大，气量越大，溶解气越多，越有利于不加热输送。溶解气是影响油气混合物实现不加热输送的关键因素之一．
2、原油含水的影响。对油水混合物，含水率主要影响乳状液粘度。含水率较低时，乳状液粘度随含水率上升而上升；含水率较高时，粘度随含水率上升而迅速上升；当含水率超过某一数值时，乳状液反相，由W／O型乳状液变为O／w型乳状液。粘度迅速下降。
3、油井产量的影响。油井产量越高，在管径一定的条件下，流速就越大。流速越大越不易形成蜡晶网络结构，不易结蜡；另～方面，流速越大，原油越易在水中分散，越易形成O／W型乳状液。可见在回压允许的条件下，产量越大，越有利于不加热输送。
4、管线长度和管径的影响。从流体力学的理论可知，管线长度越大、管径越小，管线压降越大、油井回压越离。
2)不加热集输流程
目静国内油田多属于离凝、高档原油，大多数采用加热输送流程。随着原油含水率的不断上升，为了降低集输能耗，目前各种形式的不加热输送流程也得到了广泛的应用．
a)单管投球清蜡、管线保温不加热集输
对单管迸计量站集输流程的出油管线及集油管线采用泡沫塑料黄夹克等优质保温材料进行保温，降低管线散热，减少管壁结蜡，．同时采取并口定期投球、清除管壁结蜡，以保证油气流在低于原油凝点的温度下集输。投球清蜡周期根据需要由试验确定，以保证并口回压不高出正常回压太多为准。
实践表明，这种不加热集输可适用于粘度不太高的高含蜡原油的集输，含水或不含水均适用。
b)2、单管井口加药或选择性加药不加热集输
主要措施是在井口投加降凝、降粘剂，或在部分井口投加降凝、降粘剂，促使管线中油水混合物“转楣”(即由油包水型乳化液转为水包油型)或部分“转稆”，它与水形成的“活性水”包围油滴，并附着子管壁。从而使原油分散并与管壁隔离。达到大幅度地降低摩阻的目的。
这种方法适用于中低含水油井且原油粘度比较高的含蜡原油和稠油。油井含水越离，其不加热集输方式越简单。当油井含永高到一定程度时，油井产物的油水乳化液将由油包水型转变为水包油型。多数油田的“转相点”含水率在55％～65％左右。油井含水达到“转相点”时。出油管线的流动阻力将急尉下降，因此往往不需要在井口翅药即可实现不加热集输(称为“自然不加热集输”)，只要油井产液量足够大．
c)4、节能分析及工艺特点
不加热集输是一项显著节约集输能耗的新技术。采用加热方式的集输热耗一般为lOO～150kJ／t(油)，而采用不加热集输的热耗小于40 kJ／t(油)，但对～具体油田或油区来说，究竟应采取什么方式的不加热集输，需要通过现场实验来确定具体的工艺条件和操作要求。采用不加热集输的集输管线压降．还没有成熟的方法进行计算。目前仍采用等温水乎管混输水力计算公式或热力集输管网的计算方法，但所采用的粘度值可通过模拟管线条件测试取得，使计算值更接近于实际情况。推广不加热输送要与不加热脱水工艺配套，形成井口加药、不加热输送、沉降脱水一条龙不加热工艺，节能效果更好．据测算，实现不加热输送后，原油集输耗热量可降低25～30％。各油田应根据实际情况选择适宜的工艺措施，随时注意普查油井生产状况和出油温度的变化，及时采取不加热输送，停用井场水套加热炉和集油干线加热炉。在完全实现不加热输送后。也要根据原油性质和本油田气候条件的变化，采用合理的集油温度，在保证正常集输的前提下，尽量节约集输耗热量。
不加热输送流程的特点：(1)与加热输送流程相比，节省热能和动力；(2)不加热输送流程一般为单管或双管流程，与三管伴热流程相比节省管线，因而节省建设投资；(3)不加热输送流程工艺简单；(4)不加热输送流程要考虑管线结蜡问题：(5)不加热输送流程，当输送温度
低于原油凝固点时，对油气比低的油井难适应。
3.密闭集输工艺及稠油集输技术
长输管线上应用密闭输油技术，可降低蒸发损耗。是一种先进的节能降耗工艺。
1) “一热三用”无罐密闭流程技术
a) “一热三用”无罐密闭流程
一般采用耐压密闭的三相分离器代替油气分离器和敞口的一次沉降脱水大罐，使流程“无罐”密闭化。此外要求油进首站必须在端点井加入破乳剂，实现不加热输送，接转站必须密闭输送至首站，然后由首站对油气进行密闭处理。
一热三用无罐流程是将原油脱水、原油稳定和长输管道原油热处理输送等三种工艺过程，有机地结合为一体的技术；具有工艺完善，技术先进、流程简单、可大幅度节约能源和操作方便等特点。
b) “一热三用”工艺特点
(1)原油脱水、稳定、热处理、轻质油回收(一般在首站毗邻配套建设一座轻油回收装置)等工艺过程成龙配套，流程密闭，热能，动力能综合利用。
(2)适当提高三相分离器的操作压力．并利用这部分压力能量使出口的低含水原油经换热器后流进电脱水器；取消了脱水泵，节约了电能，且有利于提高脱水效果。
c) 配套工艺
(1)采用卧式耐压密闭的三相分离器，实现了油、气、水三相分离，代替了油气分离器和敞口的一次沉降脱水大罐，简化了工艺流程，使部分脱水低温无罐密闭化，减少了油气挥发损耗，为实现原油稳定创造了条件。
(2)采用了交一直流双电场脱水的供电方式，代替原来的高压直流脱水，达到了节电的目的。经测试比较，可节电71．9％。综上所述，采用流程密闭、热能、动力能综合利用的“一热三用”无罐密闭输送工艺流程，经济效益是显著的。河口首站一热三用无罐流程是国内率先获得成功的流程。
2) “无罐无泵”密闭流程技术
a) “无罐无泵”流程的特点
为了使原油集输系统密闭，并有效地利用井口压力，有些油田的联合站，采用了“无罐无泵”流程。即在正常生产状态下，原油不进大罐，外输之静不增压。这种流程不仅可以降低油气损耗，而且可以减少运行能耗。
b) “无罐无泵”流程的局限性
尽管“无罐无泵”流程有许多优点，但是，此流程在一定条件下有其局限性。生产实践证明，对于具有自喷能力的油田，在由自喷并向其它采油方式过渡的过程中，就不宜采用“无罐无泵”流程。这是因为随着油田开发，自喷井的自喷能力越来越弱。当自喷井的井口回压降低到一定程度时，就不能满足“无罐无泵”流程的要求。如果这时仍采用“无罐无泵”流程，势必缩短油井自喷期。例如，华北油田某联合站，为了保证油井自喷，联合站内分离器回压控制为O．04MPa。这一回压显然不适合“无罐无泵”流程。
3) 稠油集输技术
稠油二一般具有高粘度、高密度、高胶质沥青质含量等特点，稠油集输的关键问题在于如何满足井筒和地面集输管线的水力和热力条件，一般采用加热降粘、掺稀释剂、改性降粘等方法。一般有以下几种稠油集输方法。
l、加热输送。将原油加热升温，使原油粘度下降，它是稠油集输的传统工艺，在委内瑞拉、前苏联西西伯利亚稠油油田曾经采用，其特点是热能损耗大。
2、掺稀释剂输送。在稠油中掺入石油产品、液化石油气或低粘原油等烃类稀释剂，改变原油流变性．掺稀释剂输送在美国、委内瑞拉和加拿大广泛采用，在国内辽河油田也采用了稠油掺稀油输送工艺．
3、掺蒸汽输送。将蒸汽掺入井筒或地面集输管线中，蒸汽管线可以起到伴热作用，掺入蒸汽后可以达到降粘目的。
国内发展和应用现状
从开发方式上区分，我国海上油田开发有两种类型，一是以胜利埕岛油田为典型的自主开发方式，一是CNOOC的合作开发方式，如南海的陆丰22-1油田，该油田汇集了当今世界的尖端技术，包括双定位水下卧式储油树、电( 液控制系统、泥线增压泵、电缆系统和遥控作用机器人等。而以自主开发的胜利滩海更能代表我国海上技术的发展现状。国内在海上油田开发过程中，开发和研制了一些新技术，这些技术包括：
（1）轻型平台技术我国对轻型平台的研究始于20世纪80年代末期。目前我国已建成的轻型平台有：可移动式3腿简易试采平台；独腿固定式采油平台；2腿3桩（2腿2主桩加1 根水下桩）新型轻型平台等。最近，胜利油田与天津大学、上海交通大学合作研制出了一种新的简易平台基础形式——筒形基础平台，并已在1991 年10月利用负压和压载水箱下沉于CB21B井位，该平台工作水深8.9m。节约钢材约30%，海上施工时间由10天缩短为5 天。
（2）FPSO设计建造技术我国自行设计建造的两艘FPSO—南海奋进号和渤海世纪号今年相继下水，标志着我国FPSO的设计建造又上了一个新台阶。南海奋进号采用国际上最先进的内转塔式单点系泊，能抗拒风速为60m/s 的台风，可适用于海况极端恶劣、水深40至2000m 的海域，保证在10年生产期内，包括台风期间不解脱、不撤离。目前，世界上只有少数国家具有设计建造此类FPSO的能力。渤海世纪号是国内首条16万吨浮式生产储油船，适用于浅海作业，可处理高粘原油，年处理能力为450万吨，该船设计建造技术相当复杂，采用了目前国际上比较先进的钢臂与单点系泊系统连接技术，并安装了目前世界上功率最大的海上动力发电机组。
（3）多相流技术多相泵的研制趋于成熟，应用范围逐步推广。多相计量技术发展较快，已进入商业性阶段。石油大学编制的油气混输工艺计算软件通过将计算结果与实际运行的两相流管道相比较，误差小于20%。在油、气、水三相混输及相态划分和转相点的研究上也取得了一定进展。
（4）紧凑型设备的研制由胜利设计院研制的液&液旋流除油器具有结构紧凑、体积小、重量轻、除油效率高等特点，特别适用于海上油田的开发。当来水含油<1000mg/L 时，出水含油<50mg/L。其材料和工艺已达国外同类产品水平。
（5）海水脱氧采用国际首创的超重力脱氧技术，具有占地面积小、重量轻、处理效果好等特点，适合在海上平台使用。
（9）一些元件的国产化导管架封隔器的研制成功，使每个导管架封隔器的价格降低，节省了大量外汇。自行研制出的锻制钢性节点，其性能达到国外产品水平，价格仅为国外同等产品的三分之一。
（7）海底单壁输油管技术研究、滩海油田钢结构腐蚀控制技术研究、海上平台高压电气设备研究、胜利滩海道路建设新技术研究等于近期通过鉴定。这些研究项目都是中石化集团公司科技攻关项目。
国外发展和应用现状
边际油田的开发是海洋石油发展的方向。边际油田开发可分为三种类型，一是采用水下回接技术进行开发，二是采用轻型平台，三是采用浮式生产设施（FPSO）。
水下回接技术是将新开发的生产管道并入已建的管网，充分利用已建设施，使边际小油田开发变得经济有效。国外开发了一系列水下回接的施工技术方法，其中不需要潜水的热钻孔技术具有投资少、灵活性高等优点，并已成功应用。
平台在海上油田开发中占用的投资比重很大，采用轻型平台技术是降低边际油田开发投资的主要手段。目前轻型平台技术已趋于成熟，平台结构多样化，在边际油田开发中应用普遍。
FPSO具有投产周期短、储量大、可重复使用、适用范围宽，几乎可以适应海上所有水深的油田。
近年来，多相流技术和设备（多相泵、多相计量）的研制和应用越来越广泛。海上处理工艺也出现了一些新工艺和新设备，如污水处理工艺和设备、天然气液相膜净化工艺、多相透平技术等等。
水下生产设施的研制开发是海上油田开发的一个热点，包括水下分离器、水下多相泵与多相计量、水下湿气压缩机、水下控制与配电系统等，并在深水油田开始得到应用。
供应商信息
北京自贡高压阀门销售有限责任公司
辽河油田油气集输公司
胜利油田石大阀业有限责任公司
经典案例
参考文献
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