油气集输节能降耗技术

油气集输节能降耗技术（共10篇）

油气集输节能降耗技术 篇1

摘要：众所周知, 油气资源与我们的生活息息相关, 随着国家经济的发展和人民生活水平的不断提高, 对能源的需求也大幅度提高, 油田项目不断扩大, 油气的开采也越来越复杂。然而, 资源是有限的, 油气的开采也日益困难。油气集输过程作为油气开采的重要环节首先引起了人们的重视, 提高油气集输技术, 降低油气集输过程能耗将直接影响整个油气的开采工作。本文旨在分析目前油气集输系统存在的问题及原因, 进而探讨油气集输系统的节能降耗技术。

关键词：油气集输系统,节能降耗

油气集输系统主要包括油气分离, 油气计量, 原油加热, 原油脱水, 原油稳定等工艺, 这些环节相互制约, 相互配合, 共同组成了油田地面工程的核心。油气集输过程需要消耗大量能源, 是整个油气开发和生产过程中最为耗能的环节之一。因此, 油气集输系统的节能降耗工作迫在眉睫。但是, 油气集输系统复杂庞大, 分散, 热损耗大, 不易管理, 这些特点直接制约了油气集输系统的节能降耗工作, 也直接影响了将油气转化为油气产品。此外, 随着油田进一步开发, 在高水量的开发后期, 油温就会上升, 油气处理难度将进一步加大, 耗能和成本也将进一步加大。

一、目前油气集输系统能耗的现状及原因

目前油气集输系统的主要问题有能耗高, 油气损耗高等问题。由于原油综合含水率高, 原油脱水加热过程耗能就变大, 脱水加热设备效率低, 油气处理过程中挥发和损耗高, 这些都导致油气集输系统耗能高。究其原因, 首先是原有设备与现在开采工作的不匹配, 原有集输设备不适合目前的油水比例, 导致工艺不适应, 运行能力不匹配, 从而影响整个开采工作。其次, 设备的老化, 不能及时维护, 校验和升级也极大地降低了生产效率。集油管道的能量消耗主要是转油井到油井之间的集输管线, 和转油站和脱水站之间的集输管线。前者的能量耗散量可以通过测量管线进出口的温度差和压力差来获得, 后者的能量耗散量则可以通过计算管线进出口的能量差来获得。集输系统重要的能耗是转油站的能耗, 主要是加热炉和采暖炉的能耗。在转油站的工作过程中需要用到传输泵, 掺水泵等多种消耗电能的泵, 转油站的能耗基本上就是这些集输的介质。相比较而言, 脱水站的能耗则主要在于加热锅炉的加热以及泵的工作。通过以上分析可以看出, 要想减少集输系统的消耗, 必须结合油田实际, 通过对转油站, 脱水站以及中间运输环节的管理, 降低这三个环节的能耗, 才能全面实现整个油气集输系统的节能降耗工作。

二、油气集输系统节能降耗技术的应用现状

油气集输系统的节能降耗是世界石油工作者所面对的共同问题, 国内外许多科学家都致力于这一领域的研究, 并取得了一定的成果。其主要方法可概括为提高设备效率, 简化工艺流程或局部性能分析, 这些都取得了一定的效果, 但仍不能满足油气集输系统节能降耗的需求。随着能源需求越来越大, 能源危机初步显现, 各国政府和企业会更加重视节能问题并开展了一系列的研究活动, 逐步完成了从单一环节到整个系统, 从结果到过程, 从回收到减低的改变。目前, 应用于油气集输系统节能降耗的措施有以下几种:

1. 充分利用先进的计算机技术, 完善运行程序

计算技术自发展以来已广泛应用于各行各业中, 油田开采也不例外。油田开采的信息化管理可以使油气集输系统同时完成对数据的采集, 处理, 传输, 甚至可以对管理人员的决策进行分析和评估。计算机技术的应用还解放了一部分的劳动力, 并且具有比人力更加精确的控制技术, 可以实现对管线, 污水, 加热炉, 转油炉等环节的实时监控, 充分完善了运行程序, 提高了工作和生产效率。

2. 应用热泵回收含油污水余热技术

污水中含有许多热量, 如不加以利用, 就会造成浪费。热泵利用了逆卡诺循环原理, 使载热装置从低温余热中吸收热量, 并在温度较高处放出热量给热回收装置。热泵可以将低温位热能转化为高温位热能, 可以提高能源的有效利用率。

3. 应用油水泵变频技术

石油开采后期石油中的含水量增加, 处理原油的机泵也必须随之增加, 电耗能也随之增加油水泵变频技术的应用可以提高机泵运行效率, 节省电能, 降低耗电量。通过变频调速和自动监测相结合, 还可以对闭环进行自动控制。通过选择合适型号的泵, 改造油水泵, 配置合理的运行参数都将提高油水泵的工作效率, 从而降低能耗。

4. 应用不加热集油和低温集油技术

集油过程中的加热环节耗能巨大, 如果可以通过技术手段降低这一部分的能耗, 势必会减少整个集输系统的能耗。传统的双管掺水技术虽然安全可靠, 但需消耗大量电能和天然气, 耗能大, 因此应推广不加热集油和低温集油。具体的方法有单管不加热集油, 双管不加热集油, 掺常温水不加热集油, 掺低温水不加热集油, 季节性不加热集油。这些技术的应用将极大地降低耗能。

5. 应用无功动态自动补偿技术

随着油田生产力的变化, 很多设备已不适应当前高效区的集输工作, 极大地降低了工作效率, 加大了集输系统的能耗。因此, 应结合各油田的实际情况, 应用无功动态自动补偿技术, 可以降低系统损耗, 提高电力能效应用效率, 降低能耗效果显著。

6. 油气混输技术

油气混输技术是近年来新兴的一门技术, 广泛应用于海洋石油工业中, 主要是将井口物流中的油, 气, 水等介质在未进行分离的状态下直接使用混输泵送至油气水处理终端, 简化了传统技术过程, 只需要单台混输泵和单一管线即可完成, 节约了设备费用, 减少了工程初建费用, 既具有很好的节能效果, 又延长了油田寿命, 还可以提高油田的经济效益。

总之, 油气集输系统是油田生产的关键环节和重要组成部分, 其能耗高低将直接影响整个油田的经济效益, 油气集输系统的节能降耗工作十分重要, 刻不容缓, 这既是新时代下节能环保的大势所趋, 也是提高经济效益的必经之路。各油田应充分结合自身情况, 运用多种手段和技术, 取长补短, 充分利用地下抽油机动力, 应用高效率设备, 减少油气消耗, 提高集输系统工作效率, 缩短油田开发时间, 降低油气集输成本, 提升油田效益。

参考文献

[1]郭卫功.浅议油田油气集输系统的节能降耗技术[J].中国石油和化工标准与质量, 2013 (10) :109~110.

[2]姜雪梅.新时期油气集输系统节能降耗技术相关问题分析[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 12.

[3]卢洪源.新时期油气集输系统节能降耗技术研究与分析[J].中国石油和化工标准与质量, 2011, 10.

[4]宋延平.油气集输系统节能措施研究[J].化工管理, 2013, 12.

油气集输节能降耗技术 篇2

油气集输工艺技术主要由“原油输送、油田伴生气处理及轻烃回收、天然气集输”三部分内容组成，这里主要从生产工艺、生产管理、维护维修、关键设备等方面，介绍了国内外的技术水平，指出了我国的差距，并提出了研究与发展的方向。

1.我国与国外油气集输专业技术水平差距

总体来说，我国油气集输专业的整体技术水平与国外先进水平相比差距是明显的。从生产工艺上来说，原油管道输送方面的差距最大，自50年代以来，世界上发达国家的输油管道基本上普及了密闭输送工艺流程，而我国输油工艺还普遍采用开式流程运行和加热输送工艺，能耗大。天然气和油田气处理工艺相差不大。油田伴生气的回收，则靠管道将联合站进行原油处理生产的伴生气汇集起来，由压缩机加压，然后进行轻烃回收。轻烃回收一般采取辅助浅冷和高压膨胀制冷凝液分馏生产工艺。天然气地面生产工艺比较简单，流程是：天然气经井口采气树后，首先进加热炉加热、然后由气嘴进行配产和节流降压、进集气站分离器分离出水、砂、油等杂质，最后经计量后外输。

从生产设备、管理和维护手段上来讲，差距更大。国外油田在生产上普遍采用了先进的自动化数据采集与控制技术，对生产工艺过程的实时监控已成为惯例，如输油管道采用SCADA系统，站内采用DCS系统，跟生产辅助的电力、通讯系统也实现了自动化。而我国特别是东部老油田在自动化方面还限于单件的自动化仪表的使用，除了少数生产设施外，自动化基本上处于起步阶段；加热炉、输油泵等生产设备陈旧落后，收发油计量误差大，能耗也较大。

我们认为，我国油气集输专业的技术水平与国外相比有相当大的差距，总体管理技术水平比发达国家落后10～20年左右，而且差距有继续拉大的趋势。2.我国油气集输专业技术发展方向与建议

“十五”期间，我国石油工业特别是东部老油田应该在油气集输工艺、生产数据采集与控制自动化、高效设备等方面进行攻关和试验，引进推广先进技术，加大科技投入，缩小差距，尽早实现现代化，提高经济效益，为石油工业的持续稳定发展作出贡献。

随着东部油田进入开发后期，各种生产设施、设备日趋老化，当年设计工况和现实不匹配，脱离，矛盾日益突出，我们应该面对落后的现实，认真借鉴国内外先进技术，脚踏实地，系统、全面、彻底地对油气集输生产系统进行改造，依靠科技进步，以经济效益为中心，以保障安全生产、节能降耗为重点，开展科技攻关，研究开发出先进、适用的新技术，引进推广新技术、新工艺，坚持用高新技术对传统行业进行技术改造，特别是要注意采用计算机技术、自动化技术、微电子技术、现代通信技术、地理信息系统、全球定位系统等，努力实现集输生产自动化、高效化，使老油田油气集输行业技术水平跨上一个新的台阶。

近期（今后10年内）发展目标：实现油气集输升级的自动化、信息化，建成数字化的网上生产管理系统，采用先进适用的生产工艺和管理手段，应用高效可靠的生产设备，掌握和配备各种安全保障技术和机具，达到安全生产、节能降耗、降低成本的目的。天然气集输近中期从以下几个方面开展工作：

①在气井集输工艺上，为解除冻堵这一心腹之患，应研究新的生产工艺，如研究井口加醇（采用重力罐自动加注）、高压输送至集气站，再进行冷凝脱水（如气波制冷或膨胀制冷方式）对天然气脱水，并分离回收甲醇，分离器采用自动放水器实现自动放水。②对输气干线，实现“干输”，保持输气管道干燥，避免管道内腐蚀和水化物冻堵。

③在生产管理上，首先实现数据自动采集，然后逐步实现自动化控制，实现集气站无人职守，由工作人员巡回对气井、集气站进行维护、检查。

④研究应用气井、站、管网集输优化设计软件，在新建气井工程中，根据现有的集输管网和气井分布，设计最优的管网分布、管径组合和集气站位置，使其布局合理，投资费用最低。

4普及推广先进的设备故障诊断技术及仪器

在油气集输生产中使用的设备，如泵、压缩机、电机、阀门等，由于建设时间、单位的不同，其生产日期、单位以及技术标准多种多样，这就给设备的维护管理带来了困难，并且增加了维修的工作量。故障诊断技术是对事故采取预防为主的方针，减少生产故障、延长设备寿命，提高经济效益和减少维修费用的重要途径。

鉴于国外在设备管理上的先进经验，我们应该建立一支专业化的设备故障诊断队伍，大力推广普及简易诊断仪器，在提高覆盖率和确诊率的同时，发展精度诊断和精密诊断技术，培养故障检测分析技术人员，健全设备故障

诊断档案，从定期维修转变到检测维修上来，为生产的安全运行提供有利的保障。

油田集输系统节能技术分析 篇3

[关键词] 脱水；注水；污水处理；地面防腐

【中图分类号】 TE86 【文献标识码】 A 【文章编号】 1007-4244（2014）03-191-1

一、地面系统主要表露出来的问题

1.油气集输和处理系统负荷增大，现有的工艺流程复杂，系统能力不能满足开发后期的生产要求。各油田现有设备主要是针对开发中期的特点而设计配套的，进入开发后期后，采出液的乳化特性、介质特性都有较大变化，原油集输方式、设备结构不能适应这一变化的需要。

2.污水处理系统主要是处理量的增加和水质标准的提高，现有流程和设备落后，按常规的处理方式已不能满足生产要求。

3.进入开发后期，为了进一步提高采收率，各油田都在进行三次采油矿场试验，有的已进入工业性推广应用阶段，如大庆、大港、河南等油田。由于驱注液对原油乳化液特性有较大的影响，为地面处理工艺带来了新的课题。

4.注水系统由于注入量的增加，电力负荷急剧增长，注水井洗井次数增多，造成洗井能耗和污水处理系统的负担增大。

5.油田开发后期防腐问题日益突出。由于东部油田开发建设较早，地面工艺管线设备运行时间长，防腐措施破坏严重，经常性的管线穿孔、设备腐蚀已严重影响了油田的正常生产运行。

针对油田开发后期的生产特点，通过地面工艺的系统配套攻关，研制能耗低、效益高、投资省的工艺设备和合适的节能降耗工艺技术，使开发后期原油集输处理、污水处理，三次采油工艺、注水工艺及油田防腐工艺技术达到一个新水平。从而达到实现油田地面工艺在开发后期的技术改造投资省、效益高的目的。

二、地面系统问题的分析与解决

（一）污水处理工艺方面。国内外含油污水处理工艺是基本相同的，主要分为除油和过滤两级处理，处理污水进行回注。根据注水地层的地质特性，确定处理深度标准、选择净化工艺和设备。对渗透性好的地层，一般污水经除油和一段过滤后即进行回注；而对低渗透地层，则要进行二级或三级过滤。在设备方面，国外开发应用的设备有许多不同类型，其处理效率都较高，如使用较广泛的气浮选装置就有立式罐和卧式槽型，除油效率达98%以上。精细过滤设备对悬浮物的控制含量<1mg/l，颗粒直径<1μm。同时，开发了精细过滤器，PE、PEC微孔过滤器等，对2μm颗粒的控制能力在85～95%，基本满足了各种地层的注水水质要求。从初步应用来看，旋流分离器具有体积小，处理量大等特点，分离效率一般在50—80%，目前陆上部分油田已应用于污水处理中。

（二）注水工艺方面在注水工艺方面，我国注水流程一般采用二级流程。由于注水系统效率较低和采用了落后的固定洗井工艺，使得注水系统能耗较高。进入开发后期，由于注水量和洗井工作量的增加，注水系统用电将继续增长，如何采用新工艺、新技术，降低注水能耗和洗井费用将是新的研究课题。

（三）三次采油工艺方面三次采油工艺地面部分主要包括注入工艺和产出液的处理工艺。在注入工艺中，国内外主要考虑的是如何防止聚合物降解的问题，因此一般均采用除氧、杀菌、除铁后的清水作为混配介质，注入流程为单泵对单井。设计院研制出DJQ型聚合物驱低剪切流量控制器，使聚合物溶液的粘度保留率达到96%以上，实现了一泵对多站和一泵对多井的工艺流程，已得到较好的应用。随着三次采油大规模的实施，完全采用清水配注，将造成油田污水无法回注，采用单泵对单井流程由于工程投资高，给三次采油推广造成了困难。因此有必要开发污水混配和新的注入工艺研究，以期使三次采油技术得到较好的应用。

（四）防腐涂料主要有煤焦油、沥青、石蜡、预制薄膜和热敷涂层等五大类，据文献报道煤焦油层寿命可达50年以上。内防腐涂料主要有煤焦油环氧、催化环氧聚合物、纤维玻璃加强聚脂等。近年来又开发了高密度聚乙烯（HDPE）外涂料，其温度范围-45℃～80℃，在寒冷和沙漠地区寿命可达30年。 国内油田埋地管线普遍采用石油沥青涂层，一般50～80℃的油气水管线采用专用沥青，防腐等级分为普通绝缘、加强绝缘和特加强绝缘三级。近年来，各油田又根据需要相继开发了环氧粉未涂料，防水防腐型涂料等。相比之下，我国在防腐材料种类、施工技术、补口工艺方面与国外存在一定差距。油田开发后期，污水闭路循环，水质进一步恶化，我国东部油田大部分又建于二十世纪六、七十年代，针对这些地下地面设施面临着的重新防腐的问题，防腐技术的发展趋势将是系统防腐技术研究和新型防腐涂料的研制。

三、结束语

油田开发后期集输系统改造与节能降耗是一项系统工程，既要有针对性地解决关键问题，又要较全面地把握和研究各系统环节技术的特点和规律；既要积极借鉴国外的经验和技术，又要研发具有本国特色的拳头产品，如河南油田研发成功的移动洗井车（专利产品），在多个油田得到了较好的应用效果就是最好的例证。只有这样，才能较好地解决我国油田开发后期所面临的一系列难题，从而达到油田开发经济与效益俱佳。

参考文献：

[1]朱益飞.胜利油田油气集输系统现状及能耗控制对策[J].石油工业技术监督，2008，（01）.

[2]张奎文.原油集输及处理系统节能对策[J].油气田地面工程，2007，（08）.

[3]李建，梁婷，刘伟，吴艳.老油田集输系统现状及改进策略[J].油气田地面工程，2010，（01）.

油气集输节能工艺技术探讨 篇4

1 油气集输系统节能工艺技术现状

油气集输系统复杂,生产运行中存在问题主要表现在两个方面,首先是油水处理的能耗较高,主要表现在设备老化能量损耗多,新的问题出现,对生产工艺技术要求较高,而现有的处理工艺及设施状况不能满足要求,需要进行工艺技术的改进优化。随着油田持续开采,采出液中含水率不断升高,原有的处理工艺不能满足生气需求。开发技术不断更新,特殊油气藏开发越来越多,油水性质发生变化,原有工艺技术不能适应生产需求。同时开采技术不断推广,地面集输系统的油水分离、沉降、脱水及污水处理等工艺流程难度增加。设备老化也是能耗增加的重要原因,一方面是缺少相应的检修维护,另一方面部分设备是常年运行设备,无特殊情况不会停车检修,导致设备不出故障不修、不瘫痪不停产,运行效率低、能耗高;其次是油气损耗高,由于工艺技术落后及设备老化等原因,导致处理过程中油气挥发、损耗高,需要对落后的工艺技术升级,设备设施进行改造。

2 油气集输系统节能工艺技术进展

经过多年的发展,油气集输系统节能降耗方面取得了一些成果,主要表现在提高设备工作效率、简化工艺流程等局部的工艺技术改造,取得了较好的应用效果,但仍然有进一步提升的空间。总结起来,油气集输系统节能工艺技术经理了三个阶段的发展历程。首先是初级阶段的修修补补,主要表现在回收余热,修补“跑、冒、滴、漏”等,是一种初级的被动节能方式,节能效果有限,局限性较大,不能进行系统的节能降耗;其次是提升单个设备的节能降耗性能,如蒸发设备由双效改进为三效,改进换热器的传热效率等,这个阶段也是局部的改进阶段;最后就是现今的系统节能工程设计建造阶段,现阶段随着人们节能观念转变及环保意识增强,对油气集输系统要求越来越高,能耗低、运行维护费用少、环境污染小的理想的系统,要达到这些要求,必须系统考虑、整体设计,才能使系统满足生产需求。

3 提升油气集输系统节能效果的工艺技术

我国当前各油田企业集输系统节能还不能从系统优化控制等方面提高用能环节,技术上还存在着一定的局限性,在处理设备方面,虽然单个设备能量转换和利用效率较高,但并入大型换热网络后换热效率并不理想,各油田企业现着力于开发研究新技术,通过新技术的推广,达到节能降耗的目的。

(1)不加热集油及低温集油工艺技术:近年来,原油常温集输技术得到各油田的广泛重视,油井的不加热集油分为单管、双管、掺低温水和季节性不加热集油,每种技术都有各自的应用范围和条件,如双管不加热可实现主、副双管同时出油,便于冬季井下作业及处理各种工程故障。目前这些技术已经在大庆等十几个油田得到大规模应用,都取得了很好的效果。

(2)热泵回收含油污水余热技术:热泵利用逆卡诺循环原理使载热工质从低温余热中吸取热量、高温放出热量的热回收装置。可将低温位热能转换成高温位热能,大庆油田采用压缩式热泵方案,胜利油田采用吸收式热泵方案,节能效果显著,有效的提高了能源利用率。

(3)加热炉节能技术:在降低加热炉耗能方面首先应优先选用较为成熟的高效加热炉,其次高效燃烧器空气过剩系数大,带走的热量大,加热炉效率低,反之,燃烧不能充分燃烧,加热炉效率低,最后还要加强生产管理,合理调整空气系数,保证燃料充分,确保较高的燃料效率,多井加热炉是可以同时对3-4口气井进行加热和节流,如果井比较多,流量变化较大,温度控制比较困难,因此需研制适合不同产量气井的加热炉。

(4)油气混输技术:是今年来在海洋石油工业较为广泛提及的一门新兴技术,是在油水未分离的状态下直接用混输泵经海底管道泵送到油气水处理终端进行综合处理的工艺流程,此项工艺技术单采用混输泵和混输管道就简化了油气混合物在海上的处理工艺,减少了工程的投资,缩短回报期,提高了经济效益,增加单井采收率。

参考文献

[1]王利华.油气集输系统节能探讨[J].经营管理者,2010,(21).

[2]靳万明,马永刚.油田集输系统节能模式分析[J].科技资讯,2010,(04):367.

油气集输 篇5

学号：20131001419

班级：021131 姓名：朱康钰

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的工艺全过程称为油气集输。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。

进入到新世纪以后，伴随着我国国民经济的飞速发展，我国油气集输行业也得到了飞速的发展，所谓的油气集输工作就是指将从油田中开采出来的天然气和石油进行收集、储存、加工以及处理的一系列的工艺的过程。因此油气集输主要有以下三个方面的工作：一是将从油田中开采出来的石油或是天然气等物质通过长输管道输送至油气处理站处，在油气处理站对这些物质进行分离、脱水的过程，经过这些过程处理后的石油才能够符合国家的标准；第二个任务是将已符合标准的原油运送至油田的原油库处，在油田的原油库出对已经分离出来的天然气进行脱水、脱酸以及深加工等处理工程；第三个工作就是再一次处理已合格的原油并将这些原油输送给需要的用户。因此，油田集输工艺技术是很复杂的过程，对其进行相关的技术探讨也是十分必要的。

油气集输时的生产工作与开采石油时的钻井、勘探、修井、测井以及采油等生产工艺过程都是有很大的不同的，它的主要特点是生产时的油田点多，面广并且线很长，同时进行油田集输的生产作业是还伴随着高温高压、易燃易爆、有发生火灾的危险性、生产作业有很强的连续性以及工艺流程十分复杂的缺点，所以随着油田开采技术的不断进步和发展，人们也更加的重视油田集输的生产工作了，同时油田集输工艺水平的高低对开发油田的整体的技术工艺水平也是有着至关重要的影响的。

油气集输行业的技术现状及发展趋势 油气水多相混输工艺技术

长距离的油气混输工艺技术是一项较为先进的工艺技术，目前也基本上被发达国家广泛使用，从上个世纪八十年代开始，欧洲的德国、英国以及法国等国家就开始对这些技术进行了大量的研究和分析，要想真正的应用多相混输工艺技术，就必须将其与电热技术相互配合，如果真正的应用此技术，在进行油气集输工作是也会大大降低工程的成本并且简化其工艺流程，因此多相混输技术油气集输领域中比较有发展前景的一项技术。

大庆油田是我国在油气集输行业中技术最为先进的油田，但是其混输工艺的技术以及其在集输设备的研发中与欧美的先进国家仍是有着不小的差距的。原油集输工艺

在许多高凝原油以及高含蜡的油田中，我国使用较为广泛的油气集输工艺主要是加热工艺、单井集中计量工艺、多级布站工艺、大站集中处理工艺以及单双管集油的工艺技术，其中华北油田以及辽河油田就是比较有代表性的。而国外如美国和加拿大等国家对于高含蜡的油田你，在使用加热工艺的基础上，为了降低原油的凝聚性和粘度，还在油田中添加一定量的化学药剂，从而对油气进行单管集输的工艺过程。而如我国的新疆等油田，它们是属于低含蜡以及低凝点的油田，通常情况下对其采用的处理工艺都是单管而不加热的集油工艺。大庆油田是我国各项技术都处理领先地位的油田，因此在集输工艺集输方面大庆油田也要更加的先进于其他的油田。目前，我国的油田已经逐步的走到高含水后期的阶段，因此油气集输行业的发展趋势也是应利用高含水期原油具备很强的流变性的特点，在不断简化集输工艺技术的同时，在常温的状态或是低温的状态下进行输送工作。原油脱水技术

在一些具有高含水性的油田中，两段脱水工艺是最主要的集输工艺技术，第一段是游离脱水的过程，其主要是采用聚结脱水和大罐沉降的方式进行脱水，而第二段则是电脱水的过程，其主要采用的方式是利用竖挂电极和平挂电极进行交流电和直流电复合的方式进行脱水。而在我国的胜利以及塔里木等高含水性但是低粘性和低凝性的油田中，主要采用的脱水方式是热化学脱水工艺。在对原油进行脱水处理的研究上，美国以及俄罗斯等国外的发达国家对其较为重视，其不但在原油脱水中间过渡层的研究上面取得了一定的成果，同时也研究出了专门的处理的技术措施。目前在对原油进行脱水处理方面的研究趋势是研制高效游离水脱除器，这种仪器能够更好的利用原有高含水性的特点，降低游离水脱除设备的成本的规模，同时也提高了脱除游离水的工作效率。

随着经济社会的发展，对能源需求量不断扩大，油气田项目的开发成为了国民经济的重要支柱。油田项目的开采的综合利用程度也逐渐提高，节能降耗理念在油田项目得到广泛的推广和应用，作为油气生产的重要环节，油气集输系统的节能降耗直接关系整个油田开采项目的成本和经济效益。本文结合油气集输节能降耗在油田项目中的重要性分析，以及现阶段油气集输系统节能降耗技术利用现状及问题，对油田油气集输系统的节能降耗技术提出几点建议，以提高节能降耗技术的应用效果和新技术的推广使用，从而达到节能减排，提高企业的经济效益的目的。

油气田深井开采的不断深入，开采的难度和技术要求也越开越高，作为油田项目的重要环节，油气集输喜用主要负责原油脱水，油气分离等任务，该过程需要将油气转化成油气产品，所以是最主要的能源消耗环节，也突出了节能降耗的重要意义，如何减少油气的损失，提高系统的运行效率，已经是强化油气集输系统创新，减少运行成本，提高企业经济效益的重要内容。

一、油气集输系统耗能原因分析

从油气集输系统的内容看，其主要负责油气水分离、原油脱水、天然气脱水、含油污水处理等环节，其重要性表现在该环节是将原油天然气等混合物，经过该系统的计量、分离、净化、稳定转变为能够利用的产品过程，该系统主要消耗大量的电能和热能，在整个开采过程中，是能源消耗大户，其中耗能的主要原因表现在以下两个方面：首先，该系统耗能高。这主要受到处理工艺和水平的限制，导致系统运行需要大量的能源支撑，并且现阶段大量的油气田处于中后期开发，本身油质没有前期开采的好，所以需要更多的能源消耗去处理原油和天然气以及其他混合物，并且大量的设备老旧也是造成耗能高的主要原因之一。其次，油气的损耗高，处理技术的相对落后，造成大量的油气得不到充分的分离和利用，造成大量不必要的损耗。特别是我国大部分的油气田开发项目，还处于较低技术层次的开发，集输系统还是采用加热方式，本身就需要消耗大量的能源，开采的难度不断增加与现阶段技术相对落后的矛盾，造成了我国油气田集输系统耗能高、利用率低的根本原因，在今后的油气项目开发时，应该重点关注和解决这个方面的问题，以提高对油气田的综合开发能力。

二、油田油气集输系统节能降耗现状分析

从目前我国油气集输系统的节能降耗技术应用以及措施上看，也在不断引进先进技术和设备，以提高整个油气集输系统的节能降耗水平，并在一定范围内取得了良好的效果，例如，在目前最常见的节能降耗措施是利用常温游离水雨脱出技术，利用一定剂量的破乳融入到采出原液中，在不无需加热的情况下可以将游离水分离出去，达到较好的净水效果，该方法适用于油气混合溶液中含水量高于60%以上的油气开发项目中，通过这种方式能够大大加快油水分离，降低能耗，在不加热的情况下实现直接输送，达到集输目的。作为极其复杂的操作系统，系统中的动力设备，热力设备以及分离设备是系统的关键所在，一般情况下，在油田集输系统中，采用的是加热炉，提供源源不断的热量，提高热力设备的热效率，这里不得不提的关键是泵的作用的发挥，它是分离设备的关键，所以要想实现对技术系统的节能降耗，在泵的技术创新方面也要多下功夫，这也是提高整体输送系统效率的关键所在。

在目前的集输系统中，关于节能降耗方面主要面临以下几个方面的问题，首先，从实际操作看，水含量会随着油气的开采而不断增长，在对于油气集输系统来说是一个巨大的考验，提高效率，加快油水处理不仅难度大，而且耗费的能源较多；其次，偏远的小油田受到技术和资金的限制，高耗能的情况依旧非常明显，计算混乱耗能过高已经是摆在企业发展方面的巨大障碍，如何进行相应的调整和布局，减少集输过程中的能源损耗，其中关键的一点是要重视封闭运行系统的改造升级，及时的处理这个过程中的相关复杂问题，其中包含着技术的革新，对油水性质的计算，结合油水的性质进行科学的集输调整，通过适应环境，使得系统设备更加高效和稳定的发挥作用，达到节能降耗的目的。在长期的操作和经验中得出，离心泵可以在低温下完成含水原油的输送任务，而这一点在一些并未重视油气集输技术的油田项目中得不到广泛推广，以至于白白浪费了大量的宝贵能源，这个过程中，只要通过经验的积累就能在含水油气中准确科学的加入化学剂，实现常温集油。面对诸如上述的问题，如何实现油气集输系统的节能减排，还应该从两个方面下功夫，一是，设备改造；二是，技术革新。

三、节能降耗技术在油气集输系统中的应用

通过对油气集输系统的了解，总结出实现油气集输的两大关键点在于：设备的改造以及技术的革新，加强这两个方面工艺技术，能够是节能降耗的效率更加明显，也是推广和使用节能降耗技术在油气集输系统应用中的关键，其次，利用热泵技术，科学回收利用污水中的剩余热量，把热量进行收集，二次利用，可以利用到集油或者是原油脱水中去，一定范围内实现节能目的，最后，必须在结合实际的情况下，利用加热炉节能，提高设备的密封性，保证设备的热量，减少排烟损失，对大气环境起到重要的保护作用。

1.现有设备的设备改造和工艺革新针对现有的设备，对其进行是设备改造和工艺革新，首先，加强能耗分析，通过对集输系统的各个环节能耗分析，能够使能源消耗得到一定的控制，在集输过程中搜集数据，逐步建立和完善一整套油气集输模拟系统，尽可能做到节能目的。

油气集输节能降耗技术 篇6

油气集输工程需要对原油进行油与水和油与气的分离,还要进行一些数据统计等,这些工作环环相扣,相互关联,使得这项工程相当庞大与复杂,所以一些设备会消耗很大一部分能量,一些细节方面也会出现能量的流失,造成了能源消耗的局面。所以,研究油气集输方面的节能技术也变的越来越迫切。

1 油气集输系统中节能降耗的现状

在油气集输过程中,是需要进行油水分离的,但一些相关设备工作效率低下,加热过程缓慢,使油气集输需要消耗大量能量来完成,在这过程中便有能量浪费与流失。现在我国研究出一些先进的节能技术和一些高新设备,耗能现象减少许多。现在经常使用一些破乳剂来进行分离,这样便避免了一些加热程序的应用和加热设备的使用,资源也节省了下来。还可以通过一些新型的设备,将油与水的内外位置转化,使水在外面进行流动,减少了运输过程中流动的阻力,并控制温度的变化,使温度达到原油的凝固点时,进行运输。当然,在这套系统中,其他设备也必不可少。加热炉便是一个热力设备。通过一些技术分析,对加热炉这一设备进行技术改造和重修,提高了加热炉的工作效率,降低了能量的损耗。泵的应用便属于动力设备的应用。通过对泵的研究和结构分析,进行改装,降低了能量的消耗。而在分离设备中,分离器的应用是非常重要的,我们要对分离器进行技术改进,还要创造出新型设备,进而减小能量损耗。

2 油气集输系统中节能技术存在的问题

在实际的操作中,开采时原液的含水率逐渐增高,使得油水分离工作难度加大和一些设备应用过程中能量的损耗加大。还有,最近一些小规模油田的开采也有一些问题出现且耗费能量较多,如油水分离过程复杂化,数据不精准等,这些问题的出现加重了能量的损耗,并且由于规模较小,设备不够完善,导致资源浪费严重。在油田的开采过程中,由于时间过长,一些能量易挥发,使能量损失加重,所以,要对开采系统进行严密的封锁,检查设备的防漏情况。如果统计数据出现错误和不精确,那么对一些设备的运行状况和分离过程中的数据计算会有误判出现,使得油气产生量减少和质量出现问题,所以为防止此问题出现,需要对系统数据不断的更新。在对油田开采技术使用时,由于技术新或旧,使得油水中许多物质的含量发生变化,也就导致了集输系统无法满足现在油水所需的条件,能量也从中损失了许多,而且也使一些设备无法及时改进。

3 节能降耗技术在油气集输系统中的应用效果

3.1 信息技术的应用,使运行程序得以完善

随着现代科技的发展,现在的应用也不断的信息化、数据化,所以现在油田的开采技术也在信息化。如今在油气集输时,应用这些信息化技术可以完成对数据的同步和系统的完善,也可以对一些出现的问题进行技术分析,可以为相关的技术人员提供精准的信息,使他们可以做出更完美的操作。还可以通过高效的控制加热设备和动力设备,进一步强化集输系统,使得工作效率可以得到更好的提高。系统越完善,越有利于工作中对设备的监测。

3.2 油水泵变频技术的运用,使机泵运行效率得以提高

今年来,在油田的开采过程中,含水量不断增加,使得泵的数量也增加,耗能也随之增加。所以为应对这一问题,我们对泵的使用技术进行改进,降低了能量的消耗。还可以通过自动监控系统,在面对不同情况时及时做出不同反应,这样便有效的提高了油水泵的效率。

3.3 无功动态自动补偿技术的应用,使系统损耗大大降低

在进行油田开采时,针对实际操作运行状况与设计要求不符、一些设备性能低下、工作效率低、使得集输系统不能正常运行的状况,人们便研究出了无功动态自动补偿技术,大大减少了能量的消耗,使得系统的运行效率不断提高,成功节能。

4 结语

在油田开采过程中,要坚持节能原则,降低耗能,减少成本,提高收益,使得油田项目得以更好发展。要及时应用节能技术,避免资源浪费,使能量利用率提高。

摘要：在油田生产过程中是需要进行油气集输,而这项工程作为重要一环,关系到运营成本与盈利效果。但由于开采过程越来越复杂,含水率持续增高,能量也损失极大,所以掌握一些节能技术来应用于集输工程中很重要。这篇文章对节能技术和耗能问题提出一些可行性方案,仅供参考。

关键词：油气集输,节能降耗技术,研究,问题

参考文献

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[3]张蕾,杭雅洁.油气集输系统节能降耗技术的研究[J].化工管理,2014,15:178.

油田油气集输节能降耗途径分析 篇7

1 油气集输系统耗能的主要原因分析

油田油气集输系统的主要工作内容包括:油井计量、集油、集气、油气水分离、原油脱水、原油稳定、原油储存、天然气脱水、天然气凝液回收、凝液储存和含油污水处理等, 就是将各个油井生产出来的原油、天然气等混合物, 进行收集、转输、分离、计量、净化、稳定及其它处理, 直至生产出合格的油、气产品。其全部工艺过程总称为油气集输工艺流程。油气处理系统消耗着大量的电能热能, 目前, 油气集输系统能耗的原因主要可概括为“两高”, 即:能耗高、油气损耗高。能耗高指油水处理耗能较高, 主要是因新问题出现较多, 目前的处理工艺、设施状况相对较差, 需进一步加大改造力度;油气损耗高指油气存储及处理过程中挥发、损耗偏高, 需进一步加大密闭运行系统的改造。能耗高方面, 主要有原油水比例的变化, 使原有集输设施的不适应性日益突出。油品存储损耗不仅表现在蒸发、泄漏及计量误差等方面, 油罐自身也存在一定的问题, 油品自身的蒸发损耗与油罐的密闭性存在着非常密切的关系, 密封不够严实的油罐很可能会发生泄漏现象。另外, 油尺、密度计、温度计和取样设备的精度都会对油品储存产生巨大的影响。随着采油新技术的不断推广, 同时也增加了地面集输系统油水分离、沉降、脱水和污水处理的难度, 加之我国油田大部分采用加热方式进行集输, 系统自身消耗了大量能源, 特别是老油田进入高含水后期, 开发难度不断增加, 因此, 集输能耗也逐年上升。

2 油气集输生产过程的节能降耗策略

2.1 树立科学的节能降耗观念

要实现节能降耗目标, 企业必须树立起良好的科学发展观, 推动能源消耗向系统化、集约化、社会化优化配置的方向发展。油田企业应充分利用油井进入高含水后期, 油井出油温度和产液量较高的现状, 实现常年不加热集油。油井进入高含水后期, 集油管道管壁的结蜡量明显下降, 应充分利用高含水后期油井生产的有利条件, 对油井实现不加热集油, 同时还要进行低能耗油气集输配套的低能耗输液、低温游离水脱除及低温含油污水处理的工艺攻关, 实施不加热集油及降温集油等工艺, 从而实现全过程低能耗集油, 还可利用热泵技术回收含油污水中的余热。随着油田的不断开发, 油田产水量及注水量将大幅度增加, 使用热泵提取含油污水余热, 可将其中的热量回收给联合站或转油站采暖伴热, 另一部分用于集油或原油脱水, 可收到明显的节能效果。油井的不加热集油分为单管不加热集油、双管不加热集油、掺常温水不加热集油、掺低温水集油和季节性不加热集油。目前采油油井普遍采用了不加热进站、采油区计量站不加热外输等技术, 减轻了管理难度。此技术目前已在大庆等十几个油田得到大规模应用, 都取得了很好的效果。采取对老旧机泵进行更新改造, 安装变频器和调整泵的规格, 进行转油站合并、脱水站改放水站, 降低转油站、脱水站泵管压差, 减少输油耗电, 也可提高集输效率, 从而达到节能的目的。

2.2 做好生产现场管理工作

应加大油品储存现场管理力度, 防止脱水操作过程中的油品损耗, 控制好生产车间中的成品油进罐质量, 降低损耗。同时还要对大型的浮顶油罐做好温度控制, 在罐体外部适当安装降温水循环设备, 保证有效的浮盘温度控制。地面油罐控制温度时应采取防腐措施, 同时还要安装呼吸档板, 以减少回逆呼出, 从而有效降低因蒸发而产生的油品损耗。实践中应避免油水罐、分离器、稳定塔、电脱水器等设备不出故障不修, 不出事故不停产等现象, 对主要设备要进行定期检修保养, 以防止因设备老化等因素而产生的破裂事故发生。同时应积极推广连续脱水先进地面工艺, 通过改进脱水泵达到节能降耗, 优化系统运行的目的。注水系统能量损耗, 主要是由电机损耗、注水泵损耗及管网损耗三部分组成。

实践中要采取降低注水单耗的有效措施, 从降低用电单耗, 提高注水系统效率等几方面来实现高效生产运行。

3 做好新技术与新设备的研发工作

中国石油和化学工业联合会表示, “十二五”期间, 石化行业节能减排面临着调结构、转方式的更高要求, 面临的挑战更加严峻。行业能耗和污染排放水平仍居工业行业前列, 节能减排的关键核心技术缺乏, 技术瓶颈制约的矛盾日益凸显, 行业节能减排的难度加大, 大多是难啃的“硬骨头”。为实现行业“十二五”节能减排目标, 强调要进一步淘汰落后产能, 对高耗能、大宗化学品要控制总量, 淘汰或改造其中的落后产能和装置, 提高新建项目的能耗和环保门槛。促进传统产业优化升级, 实施“差别化”发展战略, 通过技术、工艺和装备的升级改造, 提高传统产业的节能降耗、安全环保、产品质量水平。加强技术创新和技术改造, 突破一批节能减排关键、共性技术。同时, 做好重要能耗限额标准制修订, 建立主要耗能设备和用能产品“能效领跑者”制度。根据这方面的要求, 油田企业要加强节能降耗的监管, 把增产不增污当做企业健康持续发展的核心任务来抓, 确保资源的充分利用, 循环利用, 清洁利用, 实现油田企业经济效益、社会效益、环境效益最大化。同时还要积极做好油气集输新技术与新设备的研发工作, 提高资源的综合利用率和流程的全密闭, 增强流程的适应性;节能降耗方面要开发高效流程、简化工艺流程, 开发和推广高效设备及多功能设备, 提高设备效率。要对用能薄弱环节提出节能技改措施并进行节能潜力分析。应采用自动控制系统, 提高工艺和管理水平, 还应根据各区块的实际情况和油品性质, 采用不同的原油集输工艺, 以达到充分利用油气资源、地层压力、节能降耗、方便管理的目的。

近年来, 随着科技的发展, 各项技术尤其是数字化信息技术的飞跃发展带给集输系统全新的理念, 技术系统数字化运行模式替代传统手工操作模式逐渐成为石油行业发展的趋势, 也将是未来集输系统的发展方向, 以技术进步和数字化建设提升企业生产技术水平、以现代信息技术提升数据采集效率和处理能力逐渐成为集输系统建设的重要组成部分。今后企业应加大引进推广先进技术, 加大科技投入缩小差距, 尽早实现现代化, 为石油工业的持续稳定发展作出贡献。应认真借鉴国内外先进技术, 脚踏实地, 系统全面地对油气集输生产系统进行改造, 依靠科技进步增加经济效益。要开展科技攻关, 研究开发先进适用的新技术, 引进推广新技术、新工艺, 坚持用高新技术对传统行业进行技术改造, 特别是要注意采用计算机技术、自动化技术、微电子技术、现代通信技术、地理信息系统、全球定位系统等, 努力实现集输生产自动化、高效化, 使老油田油气集输行业技术水平跨上一个新的台阶。

摘要：油气集输系统是大庆油田生产过程中的一个重要环节, 它的技术水平高低、能量消耗高低都直接影响到整个油田的运行成本和经济效益。在目前大庆油田大多数油井采出液含水量较高的情况下, 油气集输系统的消耗也随之增高, 节能降耗、降低成本、提高效益, 是油田油气集输系统至关重要的问题。

油气集输节能降耗技术 篇8

关键词：油气集输系统,节能技改措施,节能潜力,研究

油气集输系统是对油井采出液进行汇集、输送和处理的工艺处理系统, 系统工作中需要消耗大量的热能、电能, 因此对其进行用能节能监测和测试, 评价研究其能损分布情况, 并基于此制定相关的节能技改措施以及进行相关节能潜力分析, 是油田节能工作的重要内容和环节之一。本文以辽河油田某脱水站及其所属的转油站、计量间的油井作为研究对象, 对其原油集输系统进行能量平衡测试, 并根据测试结果计算系统效率能耗和用能单元效率能耗, 并对各段管网、脱水站、转油站等的能损构成情况进行分析, 找出系统的用能薄弱环节, 提出节能技改措施, 并预测其节能潜力。

1系统中主要的能耗设备及其能耗评价

加热炉和机泵是该原油集输系统的主要能耗设备。

(1) 加热炉能耗评价根据行业标准和能量平衡测试相关数据可以对加热炉的节能检测进行评价, 相关评价数据如下:

根据行业标准的相关指标数据, 1号转油站的1、2、3号加热炉和脱水站的1号加热炉其热效率均不合格, 原因是它们的负荷率较低, 使得能源浪费比较严重。

1号转油站的4台加热炉和2号转油站的2台加热炉其排烟温度比规定值要小, 该项指标符合标准, 脱水站的1号加热炉排烟温度达到了260摄氏度, 超标非常严重, 使得排烟过程中热损失量过大, 应该通过除垢等换热措施降低热量损失。

1号转油站的1、2、3号加热炉散热损失普遍较高, 其原因是加热炉的工作负荷偏低, 使得散热损失比较大, 可以增大加热炉的工作负荷以及强化保温措施来降低散热损失的比例。

7台加热炉中仅有1号转油站的3号加热炉空气系数略微存在超标现象, 说明其供风量基本合理。

(2) 机泵能耗评价对机泵的相关评价数据如下。

在测试的14台机泵中有8台达到了行业标准规定的指标值, 有3台基本合格, 1号转油站的1号外输泵、脱水站的1号污水泵其功率较低, 脱水站的4号外输泵离合格值有很大距离。

1号转油站的2号热洗泵和4号掺水泵达到了指标规定值, 其他机组的效率均不合格, 机组效率最低的是2号转油站的1号外输泵和脱水站的2号供油泵, 比规定的合格值低了将近20个百分点。

14台机泵中有4台的节流损失率不达标, 这反映出节流损失较小而管网的效率较高。

2转油站和脱水站的节能潜力分析

(1) 加热炉节能潜力分析由于转油站、脱水站中热耗所占比例较大, 所以加热炉的节能改造具有关键作用。要提高加热炉的效率, 有以下几种方案: (1) 对1号转油站的1、2、3号加热炉, 考虑原油产量动态变化的情况, 以合并或调换等方式提高加热炉负荷使之在70%以上, 同时在加热炉体表采用高效的保温结构, 将散热损失控制在5%以下, 炉体表面温度在50℃以下。 (2) 对2号转油站的3号加热炉在防腐指标下将其排烟温度控制在160℃以下, 将排烟热损失控制在8%左右。 (3) 对于脱水站的1号加热炉, 在保证露点温度下, 通过除垢等措施将排烟温度控制在180℃以下。

经过以上改造, 使加热炉提高到经济运行状态, 1号转油站加热炉可以年节省天然气0.85×105立方米, 2号转油站加热炉可以年节省天然气1.65×104立方米, 脱水站加热炉可以年节省天然气1.55×105立方米, 每年节省的能量达到6.6×106MJ。

(2) 机泵节能潜力分析2号转油站的1号输油泵机组内部老化, 建议更换或维修;脱水站的2号掺水泵、4号外输泵建议维修或更换。通过对上述机泵的更换, 2号转油站的耗电量明显降低, 年节省电量为1.65×105千瓦时, 脱水泵年节省电量为6.6×105千瓦时。

(3) 转油站节能潜力分析通过以上的技能改造措施, 1号转油站站效提高了58%, 相对改造前提升了5%, 热能利用率达到了59%, 比改造前也提升了5%, 年节省天然气达到了0.85×105立方米, 2号转油站站效达到了55%, 比改造前提高了1.5%, 热能利用率达到了56%, 比改造前提高了1.2%, 每年节省用电量为1.64×105千瓦时, 年节省天然气1.65×104立方米。

(4) 脱水站节能潜力分析经过节能改造后, 脱水站站效达到了61%, 比改造前提高了6.6%, 热能利用率达到了65%, 比改造前提高了6.5%, 电能利用率达到了45%, 比改造前提高了6%, 年节省电量6.58×105千瓦时, 年节省天然气1.55×105立方米。

参考文献

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[4]王利华.油气集输系统节能探讨[J].经营管理者, 2010, (21) .

油气集输设备防腐技术研究 篇9

腐蚀使材料在各种环境作用下发生的破坏和变质。调查统计, 每年因腐蚀造成的经济损失约占国民生产总值的2%—4%, 按此估计, 我国每年因腐蚀造成的经济损失至少也有二千亿。因此, 做好防蚀工作, 推广防腐蚀技术应用, 已不仅单纯是技术的问题, 而是关系到资源、能源、环保的重大战略问题。

冀东油田目前由于产能严重不足, 许多联合站中的设备、管线处于停用状态, 由此带来的腐蚀问题每年造成的设备、管线损坏、维护、防腐等费用都十分巨大, 因此我们通过总结经验, 外出调研, 总结出了一套停备用设备的保护方法, 通过对各种方法的优劣比较如 (表1) , 最终决定采用投加停备用保护剂来解决停备用设备、管线的腐蚀问题。

一、停 (备) 用装置保护剂的保护机理:

停 (备) 用装置保护剂是根据国内外停 (备) 用设备保护与缓蚀技术的发展而研制成功的新产品, 该产品在工业锅炉、塔、釜、艚、罐、管网、换热器及压力容器等设备停 (备) 用期间能起到有效的防腐保护作用。停 (备) 用保护剂是一种气相缓蚀剂它由易挥发的缓蚀性物质组成, 在常温常压下能自动挥发出缓蚀性气体, 该气体靠含氮的极性基团形成的稳定的化学吸附, 牢固的吸附在被保护设备的金属表面, 形成致密的保护膜, 隔绝空气、水蒸气等腐蚀性介质与金属基体的接触, 从而达到有效保护设备, 防止或减慢腐蚀的目的。同时该保护性气体具有较强的渗透性, 对于已结垢的设备, 该气体能渗透到垢层以下, 防止垢下腐蚀, 也可以通过渗透剥离部分原有垢层。停 (备) 用设备保护剂易溶于水, 其水溶液对设备也有防腐保护作用。

二、停 (备) 用装置保护剂的保护特性:

停 (备) 用设备保护剂HBBH-1系挥发性气相缓蚀剂, 它可用于化工、炼油行业成套或单个设备在停用、备用期间的保护, 可替代干燥剂、充氮保护等传统方法。现将该保护剂的保护特性介绍如下:

1. HBBH-1保护剂在常温下具有较高的蒸气压, 能自动挥发。挥发出来的气体对金属有缓蚀作用, 从而达到防锈的目的。它不必直接涂覆到金属的表面上, 只要挥发出来的缓蚀剂气体能到达的部位均可获得保护。例如, 对于设备的拐弯、缝隙、死角等部位, 均可获得良好的保护。

2. HBBH-1保护剂具有渗透性强和剥离原有锈层的作用, 因此, 它既能保护干净金属的表面, 又能保护已生锈的金属表面, 其保护率在99%以上, 且能防止垢下腐蚀。

3. 从气相缓蚀剂挥发出来的气体, 需要经过一定时间的扩散后, 才能达到被保护的表面。因此, 距气相缓蚀剂“源”越远的金属保护表面, 缓蚀剂的浓度便越低, 自然保护效果越差。由于受缓蚀性气体扩散距离的限制, 被保护表面与气相缓蚀剂“源”之间的距离也有一定限制。常见的气相缓蚀剂的该距离通常只有25-30cm。HBBH-1保护剂的扩散距离可以高达数米。因此, 它既能保护近距离的金属表面, 又能保护远距离的金属表面。大大地扩展了气相缓蚀剂的应用范围, 其现场适应性很强。

4. 气相缓蚀剂挥发的快慢, 对金属表面初期的保护及防锈期的长短有很大影响。若气相缓蚀剂的蒸气压小, 挥发慢, 挥发出来的气体还未到达被保护的表面以前, 金属设备已经生锈了。相反, 若蒸气压很大, 虽然不会出现上述的“提前”腐蚀现象, 但是缓蚀剂却会很快挥发, 缩短了它的防锈期。HBBH-1保护剂选用相容的、互相匹配的气相缓蚀剂, 既照顾了前一因素, 不产生“提前”腐蚀。又考虑了后一效果, 其现场应用的防锈期已达3-4年之久。

5. HBBH-1保护剂具有挥发性能, 必须在密闭容器内进行缓蚀保护, 以减缓气相缓蚀剂的散失, 保证它有较长时间的保护性能。但它与充氮保护不同, 不需保持正压因此是很容易进行密封, 操作相当容易。

6. HBBH-1保护剂虽有刺激性气味, 但对人体无害, 不会污染环境, 无公害影响。

7. 采用保护剂省时、省力。即对设备进行装填保护剂时, 可以不需要烘干设备, 只要将设备内水排净, 一次投药后封闭设备即可。中间不用打开设备检查保护效果。

三、冀东油田老爷庙联合站应用情况:

根据冀东油田公司生产安排, 老爷庙联合站天然气系统设备及液化气球罐装置拟停工约一年时间。装置在停用停工期间, 采取添加停备用保护剂的防腐措施。

1、保护方案:

1) 、制定方案:塔器、容器、换热器、反应器、管线等保护方案及实施要点, 考察设备, 根据现场设备情况, 选取装药点。

2) 、先对已经生锈、结垢的天然气系统设备及液化气球罐装置进行化学清洗或人工除锈;对局部腐蚀、结垢情况进行照相记录

3) 、对天然气系统设备及液化气球罐装置放入保护剂, 本次保护暂定为1年, 填加量按照2公斤/立方米, 并对腐蚀挂片的原始重量、、位置进行记录;

2、保护效果检查评价

1) 、目测比较

目测被保护金属表面, 保护前后应无明显变化。

2) 、拍照比较

在设备典型部位进行拍照, 保护前后应物明显变化。

3) 、挂片外表

悬挂腐蚀试片经保护后表面应无腐蚀现象。

4) 、腐蚀速率

经挂片试验, 腐蚀速率应小于0.01mm/a。。

四、结论

从目前施工及应用情况看, 该保护剂具有以下特点:

1、施工方便、不受气候影响、防护效果好。

2、明显降低了生产成本和人工劳动强度。

3、安全可靠、无毒、副作用。

参考文献

[1]胡定安.石油化工厂设备检查指南 (第二版) .北京:中国石化出版社, 2008.[1]胡定安.石油化工厂设备检查指南 (第二版) .北京:中国石化出版社, 2008.

[2]杨之溢.新编防腐蚀技术应用实例.西安:中国知识出版社出版, 2006.04.[2]杨之溢.新编防腐蚀技术应用实例.西安:中国知识出版社出版, 2006.04.

油气集输节能降耗技术 篇10

1油气集输管道的腐蚀机理

1.1管道外壁腐蚀

油气集输管道大多铺设在环境恶劣的环境中,管道外壁与自然环境直接接触,极易发生物理化学反应,进而引起管道外壁的腐蚀。埋地管道的外壁主要腐蚀类型包括宏观电池腐蚀、 微电池腐蚀、金属电池腐蚀以及微生物生化腐蚀。通常来讲深层土壤空气含量较低,腐蚀作用应当较为缓慢,但埋地管道的腐蚀程度以及速度都远远超出人们想象。这是因为在管道掩埋施工过程中,氧气大量进入突然,使管道附近土壤形成一个氧气、水分和土壤并存的混合系统,为微生物的繁殖提供了适宜的环境。同时土壤中氧气含量的梯度分布有极易形成电池效应,加速管道外壁的腐蚀。海洋管道的腐蚀机制和埋地管道略有不同,海水中含有大量的电解质,浸泡在电解质溶液中的金属表面的不均匀性,会使管道表面产生电位差,而海水又可以作为导线将电位差不同的金属区域连接起来,形成了原电池,海洋中存在的其他物质还会起到催化剂的效果,加速金属离子化,造成海洋油气集输管道腐蚀。

1.2管道内壁腐蚀

管道内壁的腐蚀和自然环境关系不大,主要在于油气本身的作用。众所周知油气中含有相当比例的硫化氢和二氧化硫, 其中硫化氢溶于水并与金属管壁反应,将金属管壁离子化,造成金属内壁的腐蚀,同时当氧气存在时,还会进一步发生次级化学反应产生硫酸继续对金属管壁造成腐蚀。此外;硫化氢反应产生的氢气的积累,极易造成氢脆现象,当管道内氢气的含量过高,就会导致管内气体压强过大,引起管道破裂。而二氧化硫在水中也能和金属管壁发生化学反应,加速管道内壁的腐蚀。除了化学腐蚀外,物理冲击也是造成管道内壁腐蚀的重要原因,油气集输管道中含有砂砾、流体以及气体,形成多项流体,多项流体中气泡以及零碎颗粒对管道内壁的冲击作用,将腐蚀物冲掉,从而对管道形成冲性腐蚀,加速管道内壁腐蚀。

2油气集输管道的防腐技术研究

油气集输管道对于保障我国的能源安全发挥着重要作用, 是国家的生命线。而油气集输管道的腐蚀极大的影响了管道的质量以及使用年限,极易导致管道破裂,产生油气泄露,损害国家和人民的利益、因此针对目前油气集输管道的腐蚀,应当及时采取有效措施,防止管道的腐蚀。

2.1抗外部腐蚀技术

管道外壁腐蚀主要是由于管道外壁与自然环境直接接触, 并发生化学反应而造成的,因此提升外部管道抗腐蚀能力应当从隔绝外部管道与自然环境以及减缓化学反应两个角度入手, 进行管道抗腐蚀。

2.1.1隔绝外部环境

目前我国油气集输管道外壁抗腐蚀的主要手段是涂抹防腐蚀涂层,这种抗腐蚀的方法效果主要取决于涂层的均匀度以及涂层的质量。因此在选用涂层材料时应当根据油气集输管道铺设地点的自然环境条件,进行涂层产品种类的选择,例如地埋管道和海洋管道使用的抗腐蚀涂层种类就不相同,因此根据实际情况适当选择涂层材料才能有效的将金属管道外壁和腐蚀介质隔绝,起到防腐蚀的作用。另外在进行抗腐蚀涂层涂抹工作时应当严格按照操作指南,确保管道涂层分布均匀。

2.1.2减缓化学反应

无论是地埋管道还是海洋管道,金属发生腐蚀的主要来源于电池反应,而减缓电池反应速率可以采用阴极保护法,即向被腐蚀金属结构物表面施加一个外加电流,被保护结构物成为阴极,从而使得金属腐蚀发生的电子迁移得到抑制,避免或减弱腐蚀的发生[]。减缓了电池反应,管道的腐蚀速率自然也会极大减缓。而且阴极保护技术性价比价高,整个管道一年的阴极保护所花费的费用不超过管道铺设费用的1%,而若不进行阴极保护,管道的平均寿命只有5-10年,因此阴极保护技术具有很好的经济效应。

2.2抗内部腐蚀技术

和抗外部腐蚀过程类似,管道内壁的抗腐蚀也要从减慢化学反应和隔绝反应物质两个角度出发进行管道抗腐蚀。

2.2.1隔绝抗腐蚀

目前管道内壁的化学反应的隔绝主要使用内涂层以及衬里。内涂层和衬里抗腐蚀的机制基本相同,通过在管道内壁和腐蚀物质之间设置一层隔绝层,防止输运物质和管道内壁发生化学反应,从而减缓管道内部的腐蚀,节约管材的维修费用。 另外管道的衬里不仅能够隔绝反应物质,还能阻挡多相流体的冲击,起到双重作用。

2.2.2减慢化学反应速率

通过对管道内壁涂抹缓冲剂,减小反应速率常数,降低腐蚀反应的速率以达到减缓腐蚀反应的目的[]。缓冲剂的应用性价比相对较高,具体操作过程也极为简单方便,是目前管道内壁抗腐蚀应用较为广泛的方法。

3结语

综上所述,在油气管道的建设以及后续管理过程中,应当给予管道防腐工作充分的重视。在施工时期,相关部门应当科学的分析管道腐蚀产生的原因,并针对腐蚀的类型合理选择合适的防腐方法。管道施工完成后,还应当定期地监测和及时地维护保养,避免管道因腐蚀而造成破裂。

摘要：随着现代化建设进程的不断推进,我国对于油气资源的需求量逐渐增大,而油气资源分布不均又给资源的运输带来了巨大的挑战,而油气集输管道能够有效的缓解资源运输困难的现状,是我国经济发展的血脉。但油气输运管道在自然环境下经常出现内、外壁腐蚀,极易引起管道破裂,油气外泄等问题。针对这些问题,文章深入分析了管道腐蚀机制并阐述了主要防腐技术,旨在促进我国油气输运的发展,保证国家的资源安全。

关键词：油气集输管道,腐蚀机理,防腐技术

参考文献

[1]孟建勋,王健,刘彦成,刘志梅,刘培培.油气集输管道的腐蚀机理与防腐技术研究进展[J].重庆科技学院学报,2012(2):256.