油田集输系统

油田集输系统（精选10篇）

油田集输系统 篇1

引言

鲁克沁油田开采工艺采用井筒掺稀降粘采油技术, 地面配套建设始于2002年, 集输工艺采用双管伴热单井集油;单泵对单井掺稀;大罐热化学沉降脱水工艺;成品原油装车外运等, 满足稠油生产要求。至2008年, 鲁克沁油田中区共建成拉油站8座, 除鲁2站具有较为完善的设施外, 其余7个站均为临时拉油站, 存在原油损耗量大, 稀油管线结蜡严重, 热洗周期短、能耗高等一系列问题, 造成管理人员多、运行成本大、安全风险高。随着鲁克沁油田产能规模的进一步扩大, 地面系统不适应生产需要, 是地面系统建设亟待解决的问题。

基于以上项目背景及技术需求, 结合已建设施情况和混合原油物性, 对正式建产的鲁克沁油田中区集输系统总体布局、集输工艺、掺稀工艺、临时站工艺进行优化和完善, 为油田进一步开发夯实地面集输基础。

1 集输优化措施

鲁克沁油田中区集输系统, 经2008—2009年不断的优化完善, 相继建成玉东集中处理站、中区联合站、稠稀油管网、以及其它配套公用系统。形成稠油处理及混合油、稀油拉运以联合站为中心, 以玉东集中处理站为辅助;混合原油集输利用临时拉油站, 采用一级布站;热稀油从联合站统一制备、统一供送的地面建设格局, 并为中区原油在联合站统一进线管输创造条件。

2 优化措施

2.1 混合原油集输系统优化

(1) 玉东4块:玉东4块含水较低, 实际生产稀稠比1:1, 集输温度30℃, 混合液粘度465m Pa.s, 采用双管伴热集输。伴热热源为集中处理站加热炉供应热水, 站内设保安电源, 避免凝管事故发生。

(2) 玉东2块、鲁8块、鲁2块:玉东2块、鲁8块、鲁2块含水较高, 实际生产综合掺稀比达到1:1.5, 按掺稀比1:1.2计, 集输温度20℃时混合液粘度287m Pa.s, 对集输管网进一步优化简化, 确定采用单管集输。掺稀计量站停输时, 集输管线用热稀油置换, 避免凝管。

(3) 临时拉油站:临时拉油站改造后, 单井混合液通过生产汇管直接输至联合站进行集中处理, 充分利用井口压力。

(4) 鲁中联合站:联合站混合原油脱水罐设置自动温控设施, 可根据生产需要, 实时调整脱水温度, 提高脱水原油质量。

(5) 原油集输管线合理设置保温结构, 极大减少热量散失, 保证混合原油的正常集输。

2.2 稀油系统优化

(1) 取消临时拉油站分站稀油系统;

(2) 在联合站设置换热器集中制备热稀油, 改常压加热稀油为带压密闭加热稀油, 有效提高稀油加热温度, 从联合站至井口, 热稀油采用密闭输送, 杜绝由于加热造成的稀油轻组分挥发;

(3) 完善热稀油供应管网, 玉东4块掺稀站稀油管网采用树枝状, 稀油计量在掺稀站进行, 节省工程投资;

(4) 在联合站集中设置稀油卸油设施。

2.3 掺稀计量站优化改造

(1) 拆除临时拉油站原油装卸设施、原油储罐、加热设施, 保留掺稀泵, 将临时拉油站改造成为掺稀计量站;

(2) 增设掺稀站事故流程, 当掺稀站停运时, 用热稀油对稠油集输管线进行置换, 防止凝管;

(3) 增设稀油生产、单井计量流程, 使稀油计量更为准确;

(4) 增设混合原油计量装置, 改检尺计量为装置计量, 提高计量准确性, 并降低劳动强度。

2.4 清污混注

对稠油采出水进行处理达标后回注既是保护储层、保持油田注采平衡、夯实油田稳产上产基础的经济环保的有效手段, 也是节能减排, 是实现油田可持续性发展的重要一环。

3 优化效果

3.1 节省稀油用量

热稀油联合站集中制备, 从联合站至井口密闭集输, 有效控制稀油轻组分挥发, 以及增设稀油流量计量仪表, 对单井掺稀量和单站掺稀量进行精细化管理, 节省大量稀油用量。中区掺稀量较优化前单站常压加热掺稀, 节省近90t/d, 年节约稀油拉运成本109万元。

3.2 稀油集中密闭加热, 有效控制单井掺稀管线结蜡速率, 延长热洗周期

稀油集中密闭加热, 使得稀油加热到更高温度成为可能。优化前单井站常压罐加热, 最高加热温度40℃。优化后, 换热器密闭加热, 稀油最高温度可加热到70℃。经近1年的运行, 平均小管径单井40多口每年热洗频次由12次, 降为6次, 每年节约热洗维护成本90万元。

3.3 对7个临时拉油站的改造, 节省大量的维护成本

系统优化后, 停运7个临时拉油站的撬装40m3原油储罐共97具, 停运装卸油泵28台套, 停运燃煤热水锅炉房7座, 节省这些油罐的清洗补漏、机泵维护费用每年约150万元。而系统优化后, 联合站原油储罐由于投运时间不长, 还没有发生维修费用。

3.4 节能降耗效果明显。

系统优化前, 7个临时拉油站均设有简易燃煤热水锅炉, 共设0.3-0.7Mw锅炉8台, 总功率3.6Mw, 锅炉设备简陋, 热效率低, 年耗煤3000吨, 每年购煤及运行费用260万元, ;系统优化后, 稀油集中加热, 联合站锅炉为燃气锅炉, 结构先进, 热效率高, 年然气量72万方, 折合标准煤1000吨。

3.5 清污混注——精细化注水环保节能

污水处理后回注, 保护环境与储层, 节约清水资源, 实现节能减排目的。

3.6 临时拉油站优化后, 有效降低劳动强度

临时拉油站改造成掺稀计量站后, 联合站将热稀油供至掺稀计量站, 通过选井阀组, 再由单井掺稀泵加压后, 与单井集油管线双管伴热输至井口;混合原油从井口集输至掺稀计量站, 由集油汇管直接输送至联合站进行集中处理。优化前每个站每班平均3人, 调减为每个站每班平均2人, 并为采油厂科学管理创造条件。

4 结语

鲁克沁油田本次优化完善仅局限于中区, 伴随着鲁克沁油田东、西区的逐步勘探开采, 需对整个油田集输系统进行优化调整;若开发规模深入、扩大所需掺入稀油资源不能满足需要, 化学降粘或天然气吞吐开发等开采方式势在必行, 相应的地面集输、处理配套技术也会发生变化。进一步优化研究适合鲁克沁稠油油田开发的地面配套技术, 对降低地面工程投资和生产成本, 保证生产安全平稳运行有非常重要的意义。

油田集输系统 篇2

将油田各油井生产的原油和油田气进行收集、处理，并分别输送至矿场油库或外输站和压气站的过程。中国古代使用人力和马车集油，14世纪初，陕西延长、永坪、宜君等地所产石油均存入延安的“延丰油库”（见《元一统志》），20世纪40年代初期，玉门油田将井喷原油引入小山沟，筑坝储集，油田气全部放空；原油再经砖砌渠道，利用地形高差，流进输油总站（外输站）。40年代中期以后，开始敷设出油管线，用蒸汽管伴热，在选油站进行油气分离、油罐计量原油和储存，油田气经计量后，部分通过供气管线，作为工业和民用燃料，部分就地放空。50年代以后，随着新油田的不断出现，集输管网、油井产物计量、分离、接转，原油脱水和原油储存等工艺技术亦相应发展。到了70年代，集输工艺不断完善，不加热（常温）集输、油罐烃蒸气回收、原油稳定、油田气处理和外输油气计量等技术都有所发展。

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。

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。

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％。

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。

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。

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。

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。

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。

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）。

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。

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5000～20000m。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。

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。

原油外输(运)

油田集输系统 篇3

关键词：陆上油田 油气集输站场 安全现状评价

中图分类号：TE866 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）04（c）-0020-02

陆上油气田的集输站场是指在陆上的油气田内，将油井所采出的原油以及天然气进行储存以及初步加工并对其进行处理，可以说输送站场是整个陆上油气田的油气集输的关键所在，同时也是高风险所在；其承载着3个环节的任务，第一个是对开采出的石油气以及相关的混合物进行输送，并对其进行气体和液体的分离，使得经过处理后的原油等可以符合相关标准；第二点是将处理好的石油气输送到各大储存设备，并且将已经分离出来的天然气输送到压气站，并进行脱水以及脱酸等处理；第三点是利用原油库以及压气站等不同的处理方式将这些符合标准的原油或者是天然气等输送给用户。

油气集输生产过程中，包含了油田点多、线长以及面广等生产特性，并且还有着化工炼制企业的高温、高压以及易燃、易爆等危险性，所以在生产过程中，任何一点纰漏都会造成灾难性的火灾或者是爆炸事故，所以说，将生产过程中的一些安全生产问题找到，并且对其进行相关的处理，加强整个油气集输站场的安全管理以及生产过程中安全运行就是现阶段最为重要的事情。

1 分类以及组成

油气集输站场是石油工业内部连接生产以及运输还有销售的关键所在，更是能源保障系统的核心，如果按照功能进行分类，那么应该分为计量站以及接转站还有集中处理站和转油站等等。

1.1 计量站

计量站即为油田内部完成分井计量油、气、水的站点，其主要包含了油阀组也就是总机关，还有单井油气计量分离器，通常都会将多口油井生产的油气产品进行集中，并对各个单井的产油气量分别进行计量。

1.2 接转站

由于部分油气计量站油压比较低，就格外的添加了缓冲罐或者是输油泵等等辅助设备，这样一来不但可以对油气进行计量，还能承担起原油转接的任务，在油田油气收集系统中，将这种利用液体增压为主的站点叫做接转站。

1.3 集中处理站

油田内部对原油以及天然气等进行集中处理就是集中处理站，也叫做联合站，这是对于油气集中处理联合作业站的一种简称，其主要囊括了油气的集中处理，例如天然气的净化，原油的稳定等等；同时对于油田注水以及污水处理也都是集中处理站需要做的。

1.4 转油站

转油站是将多座计量站运输过来的油气等进行分离以及计量还有加热等相关的处理工序，也叫做集油站；而不少转油站还会对原油进行脱水作业，包含这道工序的叫做脱水转油站。

2 安全现状评价的重点所在

就目前来看，我国进行安全现状评价的油气集输站场多数都是上个世纪末建立的，其站场的面积非常狭小，相关的设备也很老旧，伴随着各个环节运行时间越来越久，相关的设备越加老化，有着一定的安全隐患，一旦发生事故将是灾难性的。

对于油气集输站场进行安全现状评价的目的，就是使得企业对于自身所属的站场有一个总体上的掌控，根据被评估的站场其设备的运行现状，了解到整个站场的安全隐患在哪里，并且制定出有针对性的解决措施还有预防措施。

2.1 安全管理

根据事故发生的因素理论可以了解到，无论是人还是物以及环境都会受到管理因素的支配；人的不安全行为与物的不安全因素发生碰撞时导致安全事故是直接原因，而不科学的管理以及领导失误则是本质上的原因。

安全管理上的评价重点，在于解决人和物以及环境等方面的隐患，这对于提高企业的安全管理水平有着很大的作用。安全管理评价方面包含了太多的项目，例如安全管理机构的设置、单位负责人相关培训、在发生事故后相应的紧急措施、使用明火作业或者是带电作业等等危险作业；除此之外，还包含对于安全附件（例如安全阀还有压力表）的检查、特种作业设备的等级评定等、相关设备的防雷电措施以及各种检查的记录。

2.2 区域以及相关的平面布置

油田的开发一直不断地发展，站场生产的功能也随之发生改变，大部分油气集输站场都进行了局部的改建以及扩建，再有就是站场周围环境也进行了改变，这使得油气集输站场内的环境以及布局都有了一定程度的改变。区域以及平面布置上的评价重点就在解决油气集输站场与周边的环境，以及站场内部生产设备与防护距离等等因素上。

2.3 工艺的安全

隐患的治理，对于集输的采用必须首选更加安全的手段，将相关的设备等进行本质上的安全化，如果由于站场条件不足，无法实现，就需要利用安全防护装置，尽可能地对事故或者是危害进行预防措施。工艺安全上的评价其重点就是对集输装备例如相关的机械设备还有仪器仪表等，其本质上的安全维护以及相关的防护。

2.4 电气设施的安全

油气集输站电气设施在安全评价的重点上，主要倾向于解决站内的供配电以及相关易爆炸危险区域的相关电气设备型号的选择，而除此之外，像接地保护装置以及电气线路敷设方式等也是安全评价目标所在。

3 存在的隐患及解决措施

油气集输站内存在的安全隐患大多都是安全管理上，安全附件上，相关安全工艺上以及电器的设施上。例如安全管理上的隐患大多都是相关的管理人员未能持证上岗，相关压力容器操作不熟悉，对相关的特种设备并没有进行登记以及没有进行突发事件的应急处理培训等。而安全附件上的隐患多是原油罐或者是事故油罐液压安全阀没有相应的阻火器，设备上的安全阀以及压力表没有进行相关的检测或者是部分油气设施安装裸露等；工艺上的安全隐患多是由于油罐并没有相关的高低液位报警装置，或者是有关进油管线从顶部接入，除此之外，像机动设备以及压缩机旋转部位没有相应的保护措施，高处作业没有相关的防坠落保护等等。

对于这些隐患的解决措施，大体上都是以预防为主，再有就是对相关的安全培训有所重视，例如突发事件应急处理的培训，可以保障在真正发生爆炸等危险事故之后，相关管理人员可以迅速地进行应急处理；除却这些基本的预防，例如设备的登记备案，设备运转部位的检查，裸露在外的部分进行相关保护都非常重要。而油田油气集输站场的消防系统是必须要健全的，也是不可缺少的，而且必须要保证消防水罐的容量能满足最大一次的火灾事故。从一定程度上来看，所有的设备都有其危险所在，但在没有人为不安全行为因素干扰前提下，这些所谓的危险都不会波及到相关的工作人员，只有人为不安全行为与设备的不安全因素碰撞后才会发生不可逆转的突发事件，所以预防为主，加强安全管理才是现在最需要做的。

4 结语

综上所述，对建设项目的安全与评价能力的提高，并且对源头把好关，使得项目的建设可以做到良性循环，进而防患于未然。提升建设项目安全验收的评价，保障安全设施资金上的投入还有相关生产过程中的安全，对一些缺陷以及不足及时进行改正。只有这样才能使其更有针对性、有效性和操作性，使得油田油气集输站场安全评价更加客观、有效。

参考文献

[1]孙传雁，李瑞卿，景军锋，等.陆上油气集输站场安全现状评价[J].中国新技术新产品，2014（7）：189.

[2]高静.综述陆上油田油气集输站场安全现状[J].科技视界，2014（10）：229.

油田集输系统 篇4

1 油田集输系统检测控制技术简介

1.1 油田集输系统检测控制技术使用现状

随着全球科学技术的不断发展, 为了保障油田集输系统的可靠运行, 通过将计算机技术以及自控技术融入到油田集输系统中来提高油田集输系统运行的可靠性与使用效率, 极大的保证了油田集输系统的安全运行。油田集输系统检测控制技术是油田集输系统中的一个重要组成部分, 通过对油田集输系统进行技术升级使得油田集输系统的安全稳定可靠的运行又增加了保障。但是随着油田集输系统检测控制技术在油田集输系统中的大范围使用, 逐渐暴露出了一些缺陷, 影响了油田集输系统检测控制技术在油田集输系统中的使用效果。应当通过对油田集输系统检测控制技术在使用过程中所暴露出来的缺陷进行分析, 通过技术升级或是改造等措施来提高油田集输系统检测控制技术在油田集输系统中的使用效率。

1.2 油田集输系统检测控制技术研究的重要性

油田集输系统是由污水进行处理、将其油气进行分离、对其原油进行计量、集输原油以及天然气等多个生产系统所组成的, 在这整个系统中一个相当重要的环节就是需要做好原油开采过程中的注水、输送油气并进行脱水、对其产生的污水进行处理等, 同时由于在对原油进行油水分离的过程中需要对工艺具有较高的要求, 因此, 在油田的集中输系统中使用检测控制技术能够提高对于相关工艺的准确度, 从而对于确保油田集输系统检的正常运行有着十分重要的意义。所以, 在油田集输系统检中选用合理的检测控制系统是十分重要的, 其不但能够有效的确保原油生产工艺的顺利进行, 而且能够在控制生产成本中发挥着重要的作用, 通过使用油田集输系统检测控制技术能够对生产过程中所消耗的能源与用水等进行相对精确的监控, 从而确保其用量的准确性, 降低在生产过程中的浪费, 从而达到有效降低成本的目的。所以, 油田集输系统检测控制技术能够在油田集输过程中发挥着重要的作用, 而合理的选用油田集输系统检测控制技术是其中的重中之重, 需要加强对于油田集输系统检测控制技术在油田集输过程中应用的研究分析。

2 油田集输系统检测控制技术在使用中存在的一些不足

随着科技的进步与经济的快速发展, 油田集输系统检测控制技术逐渐被广泛应用于油田的集输系统中, 但是在应用工程中发现其存在着一些问题: (1) 由于原油的开采是一项较为复杂的工程, 在开采的过程中, 其会受到地质、生产环境以及生产工况等等一系列因素的影响, 这就再次先前一个阶段所建立的油田集输系统检测控制设备已经无法适应急剧变化的开采现状, 油田集输系统检测控设备应经无法有效的发挥其作用, 需要对新阶段情况下的原油开采情况进行分析, 通过对现行的油田集输系统检测控制设备进行一定的升级改造来提高其使用效率, 保障原油开采的顺利进行。 (2) 同时随着整个油田集输系统以及油田集输系统检测控制技术的快速发展, 油田集输系统在各个生产过程当中需要的一些环节变得越来越复杂化, 给整个油田集输系统在检测控制方面带来了极大的困难, 为了应对这一挑战, 需要对油田集输系统检测控制中所面临的问题进行系统的研究分析, 从而使得油田集输系统检测控制设备能够满足越来越复杂化的油田开采需要, 从而使得整个油田集输系统在生产的过程当中运行的更加稳定可靠安全。 (3) 同时随着科技的快速发展, 更多更好的油田集输系统检测控制设备被研发出来, 在对于这些设备进行应用的过程中由于缺乏合理的规范的管理, 使得对于油田集输系统检测控制设备的选用一味的追求先进行与准确性, 而忽视了油田集输系统检测控制是一项系统性的工程, 需要在完成了对于油田分析的基础上来完成对于油田集输系统检测控制设备的合理选用, 确保油田集输系统的检测控环节的可靠性与准确性。

3 油田集输系统检测控制所需检测的项目

油田集输系统检测控制系统主要是针对油田开采过程中的压力、温度、液位等三个主要的检测数据进行检测记录, 其是分离器以及脱水器当中三个必须进行检测控制的变量, 油田集输系统检测控制在运行时需要对上述变量在合理的生产流程以及生产环境条件下进行控制, 只有这样才能保证检测控制技术在整个油田集输系统当中得到很好的应用。

结语

油田集输系统检测控制是油田开采过程中的重要一环, 是将先进的科学技术与石油开采工艺相结合的重要一环, 通过油田集输系统检测控制在油田集输中的应用能够有效的提高原油的开采效率与开采的可靠性, 同时通过对开采过程中所需要的一些能源等进行用量检测, 能够有效的降低油田开采的成本, 保障油田开采的顺利进行。

摘要：在我国经济快速发展的大背景下, 对于原油的需求也越来越多。我国的原油来源中有很大一部分是通过进口来解决的, 对于开采或者是进口的原油都需要做好原油的收集和运输, 随着科技的不断进步, 应用于油田集输系统检查与控制的技术也越来越先进, 同时可靠性也大幅提高。在现今所使用的油田集输系统中大量采用检测控制技术来对原油集输系统中的设备使用情况以及原油的情况进行相应的检测和分析并将数据发送至控制终端。通过在油田集输系统大量使用相应的检测与控制技术, 使得油田的集输工作有了极大的提升, 但是通过对油田集输系统检测控制技术的使用情况进行调查分析后发现, 油田集输系统检测控制技术还存在着一些问题亟待解决。本文将就油田集输系统检测控制技术中所需注意的一些问题进行分析阐述。

关键词：油田集输系统,检测控制技术,缺陷分析

参考文献

[1]王利军, 张建, 等.水利旋流器在油田地面集输系统原油除砂中的应用[J].矿业快报, 2002 (03) .

[2]张建, 胡盟明.胜利油田集输系统工艺配套技术的发展与应用[J].石油规划设计, 2000 (01) .

油田集输系统 篇5

【关键词】油田；地面建设；集输管道；施工

1、集输管道施工

油田地面管理的主要工作内容是对管道的管理，在管道中，应用最多的是钢制管道，主要有碳钢管道、不锈钢管道、非金属管道等，按照压力区分则有真空、低管、中管和超高压管道等管道，按照输送物质的不同，还可以分成腐蚀性介质、汽水、危险品等。

1.1集输管道组成

石油管道主要有管材、管件、阀门、法兰、支吊架、仪表仪器和其它部件等组成。把这些设备有序的连接起来，形成一个完成的密封循环系统，能够实现物质传输的功能。

（1）管材。主要有碳钢管、低合金、高合金、有色金属等几种材质，按照油田的需要，加工成无缝焊接、钢板卷制等形式。油田使用管道对管材有着严格的要求，表面不能存在裂纹，缩孔、重皮等质量问题，而且锈蚀、刮痕、磨损程度要在5%以下，加工精度要满足国家管道要求。

（2）阀门。阀门是管道基本的构件，选择阀门需要选择相关质量证明齐全的厂家产品，并要求铭牌上要表明标准压力、温度、介质等，方便使用者挑选。选择阀门，不能出现外观缺陷，不能存在裂纹、氧化等对产品强度影响较大的缺陷，并且阀门出厂时两端均需要设置保护盖，手柄要能够灵活操作，干燥、卡涩均为不合格。

1.2集输管道安装施工

（1）安装施工准备。进行管道安装施工之前需要清理预埋管道内部，确保内部干净整洁，并对管道阀门和螺栓等进行检查，确定其能够满足业主设计标准要求。之后按照设计施工图纸开挖管道沟渠，管线中存在焊接工程时要进行对口焊接，管道在地下对接要保证管线处在停运状态。

（2）安装管道、阀门、法兰盘。安装阀门和法兰时候，需要保证阀门和法兰能够配套，选购阀门时最好选择有标志的种类，箭头方向要和介质流向一致，没有标志的阀门也需要把流向标示出来，使得阀门的开启或者关闭状态能够容易辨认，而法兰安装的重点在保证法兰和管壁之间能够垂直。

（3）油田支吊架安装。支吊架的安装需要严格按照施工图纸进行，不能任意改变位置，更不能随意改变预埋尺寸，要和施工图纸一一对应，管道如果不存在温度变形，则需要保持吊架和吊杆垂直。

（4）特殊材料管道安装。石油管道除了常见钢制管道，还存在着一些特殊材料，用于加药和采暖管线，玻璃钢管道用于污水站处理，特殊材料管道安装需要采取针对性的措施，不能损坏管道。

（5）油田工艺管道安装。油田工艺管道通常都是集输管道，主要有采油、注水、注气井等井场工艺管道和井口、石油伴生汽、动力液、含油污水和混合物等管道。集输管道施工主要有直埋设、跨越、定向钻穿越三种，直埋设管道安装先进行沟上组焊、沟下组焊两个环节，使用经纬仪测量放射线，并进行管线的对口工作，人工进行，后使用焊接处理对口。采用这种方法时焊接最好使用向下焊接的形式，获得较好的焊缝成形，有着较高的成功率并且施工速度很快。

2、加强油田地面建设质量监督与管理

目前，关于油田地面建设工程监理工作内容的指导丛书非常稀少， 行业之间的信息交流也较匮乏，这就给从事油田地面工程监理工作的人员提出了更高的要求，要求监理人员要学会结合目前的油田地面建设工程的特点，灵活多变且熟练地运用所掌握的知识，切实发挥“ 四控、二管一协调”的作用，全面履行监理职责，切实发挥工程监理的作用，提高建设水平和投资效益。发现施工企业有违反工程建设强制性标准的情况，应及时制止并责令立即改正。当发现施工活动已经或可能危及施工质量的，应及时报告总监或者采取其他应急措施。

项目监理单位监理工作执行优劣受三方面影响：监理人员素质水平。监理人员要严格执行规范、制度，不得利用职权予人便利，谋取私利；专业技术水平，监理单位中也存在无资质的人员冒名顶替，从事监理工作；监理人员行使监理职权的力度和威信。介于以上几点，建设单位应加强对监理单位的管理和工作支持：参入工程建设的监理人员，入场前需认真检查其资质证书，防止冒名顶替；加强对监理人员的监督，对发现的监理人员利用职权便利谋取私利行为严肃处理；建设单位要加大对监理工作的支持。在工程建设过程中，不少施工单位对监理工作不够重视，管理人员应多在关键场合给予监理工作支持和表揚，树立监理人员威信和工作信心。

3、重点加强无损检测、防腐工作和管线吹扫工作的监督

储罐及油气管线焊接质量好坏，直接影响到储罐及管线的使用寿命和生产安全，应该作为重点工作来抓。一方面，加强对施工单位焊工资质审核及现场实际考核，考核不合格人员禁止参入施工；另一方面，聘请专业检测队伍对焊接质量进行检测，根据规范要求对焊接工艺按比例抽检。对于重点部位，建设方或监理都有权根据现场实际情况，提出加大抽检比例。

油气介质腐蚀性高，特别是海边气候，湿度大，腐蚀性强。防腐质量也对使用寿命及环保安全产生极大影响。因此，监理人员要加强对防腐施工的监督，施工过程中要加强巡检，施工完成后要监理验收后方才进行保温，保证按规范施工，确保施工质量。

油气施工项目工艺管线上的设备、仪表、阀门较多，其运行性能好坏除产品自身质量外，还受到工艺管线吹扫效果的影响。工艺管线在施工过程中，难免遗留大量沙子、灰尘及焊渣，如果管线吹扫不干净，会造成相关设备、仪表、阀门堵塞、磨损，严重情况下会影响设备质量和生产正常运行。因此，管线吹扫也应作为重点工作来抓，确保高质量设备在运行中达到其原本高性能要求。

4、结束语

近几年，随着油田地面施工项目建设紧锣密鼓的展开，油田主管部门不断加强对工程监理工作的管理和监督力度，在保证工程质量、全面提高服务意识上做了许多积极、扎实的工作，对规范工程建设参与各方的建设行为，促使承建单位保证建设工程质量和使用安全起到了积极的作用。经济快速发展，我国对石油的依赖性越来越强，石油能源的稳定供应成为了国家安全的重要工作内容，油田设备的安装和集输管道施工是石油工业的基础性工程，保证油田设备以及集输管道的安装质量，是减少石油泄漏，减少开采浪费，降低石油成本的有效措施。

参考文献

[1]李延金，薛道才.油气集输埋地管道锚固墩设计与选用[J].油气田地面工程，2006年11期：38.

浅谈油田集输系统的节能途径 篇6

1 油田集输节气模式

在石油集输阶段, 需要满足原油输送、油井热洗、伴随采暖的要求, 导致大量的天然气耗费。天然气主要耗费在转油站的掺水、热洗、采暖等环节中, 其中耗气量的80%消耗在转油站, 而转油站的60%左右耗气量耗费在掺水这一环节中。本文主要对转油站的掺水、热洗、加热炉的节气技术进行研究。

1.1 转油站低温集油

集输过程应用双管掺水工艺技术, 这是一种传统技术, 具有安全可靠, 管理方便的优点, 但是耗费的天然气量很大。所以使掺水耗气量下降的最有效的方法是采用低温集输, 而油井的不加热集油包括单管不加热集油、双管不加热集油、掺常温水不加热集油与掺低温水集油。

1.1.1 常年单管不加热集油技术和适用范围

双管掺水流程油井把原来掺水管线停掺, 在油井生产时产生的压力、温度影响下, 利用出油管线将液、气混合物运输到计量间, 采取的是单管不加热集油。油井产液量30 t/d, 含水率百分之八十、距离为四百米时, 能够采用常年单管不加热集油。

1.1.2 常年双管不加热集油技术与适用范围

双管掺水流程油井对原来掺水管线停掺, 同时将其更换为出油管线, 达到双管出油的目的, 这就是采用双管不加热集油。该工艺运行的时候必须改造计量间与井口, 需要将副管出油阀组加入计量间, 掺水管线和出油管线需要在井口利用闸门接通。当生产运行的时候, 液、气混合物在油井产生, 并经由出油管线与掺水管线进入计量间中。如果油井发生停产现象, 可以重新恢复掺水。当油井产液量为80 t/d, 含水率达到百分之八十的时候, 可以采用常年双管不加热集油技术。

1.1.3 掺常温水不加热集油技术及适用范围

双管掺水流程油井在中转站对计量间收集来的液气混合物进行分离沉降和脱污水, 然后在不加热的情况下直接将其返送回计量间与各个单井, 这就是采用掺常温水不加热集油 (常温水中含添加原油流动改进剂) 。当油井产液量低于20 t/d时, 可采取掺水措施, 让集油管线中介质流量高于30 t/d。

1.1.4 掺低温水集油技术及适用范围

掺低温水集油单管不加热集油, 相似于单管不加热集油, 只是掺水需要加热, 温度保持在50℃以下, 同时必须保持掺水量。这种集输方法在原油性质不好的转油站系统中适合使用。

1.2 油井热洗清蜡

抽油机、螺杆泵井时常采用的生产管理方法就是油井热洗清蜡。由于产能建设的连续进行, 油井密度和数量不断增多尤其是大量低产井的投产, 井下结蜡情况比较严重, 热洗操作次数增多, 因此研究合理热洗周期对降低生产耗气具有重要意义, 这, 需要相关技术管理人士进行认真探索, 制定出合适的油井热洗工作制度, 以使不必要的热洗操作减少。

1.3 加热炉节气措施分析

1.3.1 要选择优质高效燃烧器

优质的燃烧器可以让介质得到充分的燃烧, 因此应该要选择优质的高效燃烧器。如果空气过剩系数大, 那么带走的热量也多, 这会降低加热炉的效率;如果空气过剩系数小, 燃料就不能燃烧充分, 这也会降低加热炉的效率。因此必须提高生产管理水平, 将空气系数调整到合理范围, 使燃料充分燃烧, 保证较大的燃烧率, 从而实现降低耗气量。

1.3.2 要选择高效加热炉

加热炉效率好不好对耗气量有很多影响。加热炉效率低下, 那么无论怎么提高管理水平, 怎么提高节气措施, 都不能达到好的效果。所以高效的加热炉是非常重要的。都应该优先采用比较好的高效加热炉。

1.3.3 要加强生产维护

加热炉的介质多为含油污水, 矿化度比较高, 极易结垢, 并附着在火管、盘管表面, 导致传热大幅度降低, 影响加热炉工作效率, 所以要定期对加热炉进行除垢。

2 油田集输节电模式

2.1 推广机泵涂膜技术

在油田生产过程中热洗泵、掺水泵所输送的介质都为含油污水, 所有污水中, 含有大量的钙镁等离子、酸式碳盐溶解氧及各类细菌微生物, 水质较差容易造成集输管道结垢。为了除垢, 每年都需要酸洗, 还要定时加阻垢剂。这种方法只能短暂缓解垢的形成, 却不能从根本上解决问题。然而化学药品对环境也要造成严重的污染。针对上述情况, 某厂从2000年起推广应用了聚四氟乙烯涂膜技术, 对掺水泵、热洗泵等进行了涂膜, 主要在热洗泵上应用, 起到阻垢、防垢作用, 并且能减少泵内部机件的腐蚀, 提高泵效率, 降低了能耗, 延长了设备寿命。

2.2 推广集输系统优化技术

掺水泵耗电量随着水量的变化而变化, 掺水量越高, 耗电量越大, 合理控制水量对降低耗电量致关重要。通过对集输系统运行优化, 制定比较合理的运行参数, 达到降低耗电量的目的。

2.3 推广变频调速技术

油田开发的实际情况并非保持不变, 各种机泵需要依据最大负荷进行分配, 若输送量发生变化, 运行方式就需要发生改变, 例如调整阀门开启度或者改变运行数量, 利用阀门控制是最常用的方式。

摘要：当前, 中国经济处于快速发展中, 对能源的需求越来越大, 但可供利用的能源量并非无限的。因此为了解决能源难题, 必须提高能源利用率、同时做好节能降耗工作。油田集输系统自身需要消耗大量的能源, 能源消耗占开采成本中的较大部分, 随着油田开发的深入, 节能技术发展需求迫切。本文针对节气、节电两个方面, 分析存在的问题及节能潜力, 提出符合生产实际的节能技术, 对节能效果进行探讨。

关键词：油气集输系统,节能,能耗

参考文献

[1]王韬.抽油机井热洗效果的影响因素分析及热洗方法的改进.采油工程, 2007 (4) :16-17

[2]冯叔初, 郭揆常.油气集输与矿场加工.东营:中国石油大学出版社, 2006

[3]对于目前钻井技术发展的几点探讨[J].企业导报, 2011, 285 (9)

杏北油田集输系统节电潜力分析 篇7

变工况运行的离心泵实现变频调速, 是经济合理的运行方式[1]。目前, 采油四厂共建成转油 (放水) 站50座、脱水站7座, 安装变频调速装置79套 (运行62套) 、磁力耦合调速装置1套, 2010年集输系统耗电1.9756×108k Wh (表1) 。

2 集输系统设备能耗情况

地面集输系统耗电设备有掺水泵、外输泵、污水泵、电脱水器及各类泵等, 其中主要耗电设备为掺水泵、外输泵和污水泵, 因此, 对全厂各站运行的这三类泵的能耗情况进行分析。

2.1 转油站掺水泵能耗

分析全厂50座转油站掺水泵运行情况, 通过对各站设备的单耗、负荷率和节能技术应用情况等几方面进行分类统计分析, 结果如下:

1) 应用变频调速装置的掺水泵平均单耗较低 (1.02 k Wh/m) 。目前, 全厂350座转油站有21座转油站掺水系统安装变频调速装置 (有14座转油站的掺水变频调速装置运行, 7台调速设备停运) 。

从图1可以看出, C、D、H转油站虽然安装调速装置, 但是掺水单耗仍高于平均值, 分析原因是:由于C、D转油站的掺水变频装置未实现闭环, 变频装置工频运行, 变频器参数未能进行同步设置, “大马拉小车” (负荷率分别为58.7%和72.9%) 导致单耗较高。而H转油站由于掺水量较大, 需同时运行2台排量为80m3/h的掺水泵, 但只有1台掺水泵安装变频调速装置, 因此导致单耗升高。

2) 掺水泵负荷率在90%以上的转油站掺水单耗较低 (图2) , 平均为1.06 k Wh/m3。

3) 余下19座转油站 (其中有4座为安装变频未运站) , 由于未安装 (停运) 节电设备, 且平均负荷率仅为62.2%, 因此掺水单耗较高, 平均单耗为1.43 k Wh/m3。

2.2 转油站外输泵能耗

全厂50座转油站外输泵均安装变频调速装置 (其中运行40台, 停运10台) , 通过对各站设备的类型、单耗、负荷率和节能技术应用情况等几方面进行分类统计分析, 结果如下:

1) 应用节能设备变频调速装置的外输泵平均单耗较低 (0.26 k Wh/m3) 。目前, 全厂50座转油站均安装变频调速装置 (有40座转油站的输油变频调速装置运行, 10座转油站调速设备由于各类问题停运) , 其中运行1台外输泵的转油站有34座, 平均单耗为0.23 k Wh/m3 (图3) 。但变频调节也存在一定的局限性, 转速提高一般不能超过额定转速的10%, 否则泵效率太低, 甚至无法工作[2]。

运行2台以上外输泵的转油站有6座, 平均单耗为0.41 k Wh/m3, 能耗相对较高, 分析原因是:由于多泵运行时, 变频调速装置仅能控制单台泵的电动机转速, 其余泵只能工频运行, 故导致能耗升高。而以这种模式运行的6座转油站中仅C和D转油站单耗为0.41 k Wh/m3, 其他4座转油站平均单耗仅为0.32 k Wh/m3 (图4) 。查找原因得出4座转油站运行的外输泵均为螺杆泵, 通过现场实际运行分析, 螺杆泵与离心泵比较在不应用变频调速装置的前提下, 同排量的螺杆泵比离心泵节电45%, 因此4座转油站的单耗较低。

2) 变频调速装置未运行的转油站目前有10座, 外输泵负荷率在90%以上的转油站输油单耗较低 (图5) , 平均为0.31 k Wh/m3 (有5座转油站) 。

2.3 脱水站外输泵能耗

全厂7座脱水站均运行1台外输泵, 且变频调速装置都处于运行状态, 平均单耗为0.23 k Wh/m3。

从图6可以看出, A联合站平均输油单耗为0.43 k Wh/m3, 明显高于其他脱水站输油单耗, 分析原因为:A联合站变频器参数设置未能与外输量同步, 即液位降低时, 变频器控制电动机的转速不下降, 电动机仍高转速运行, 导致单耗较高。

2.4 脱水站污水泵能耗

对7座脱水站污水泵单耗进行分析, 全厂污水泵平均单耗为0.19 k Wh/m3。从图7可以看出, F联污水泵单耗为0.38 k Wh/m3, 在7座脱水站中最高, 分析原因是:F联平均外输污水量为491 m3/h, 外输污水泵3台, 按照目前外输水量启动1台排量486 m3/h的泵便可以满足生产, 但实际运行中只启动1台2#泵, 因电流过大、负荷偏高, 导致值班室配电盘过热;因此需要同时运行2#、3#污水泵, 由于运行2台污水泵排量过大, 为控制排量泵出口闸门不能完全打开, 导致F联外输单耗过高。

在运行的6座脱水站中E联和G联由于应用了调速装置, 所以单耗为6座脱水站中最低, 特别是E联脱水站2套污水泵系统分别采用变频调速 (深度) 和磁力耦合 (三元) 装置节电效果最好。而D联由于油系统污水沉降罐改造, 采用自压流程, 污水泵停运, 所以单耗为零。全厂脱水站污水泵运行情况见表2。

注:根据对变频节电效果的研究, 调速装置对负荷率小于85%的泵平均节电30%左右, 而对于负荷率大于85%的泵节电效果不明显, 因

3 集输系统节能潜力分析

3.1 应用节能设备的潜力

从集输系统能耗现状可以得出, 应用节能设备和匹配合理的机泵节电效果明显高于其他机泵, 但由于产液量不断波动很难达到液量与泵排量的实时匹配, 因此, 目前最为有效的节能办法便是应用节能设备, 对各节能设备的节电情况的分析见表3。

3.2 工艺改造的节能潜力

从D联污水泵停运的节电效果可以看出, 在工艺设计上采用自压流程生产是未来脱水站污水泵节电的最大潜力。今后可以根据生产需要进行改造, 如果杏北油田5座脱水站 (C、G联脱水站站内无污水站, 改造难度较大) 的污水泵全部停运, 预计可节电664.1×104k Wh/a。

4 经济效益评价及结论

集输系统的节电潜力主要有三个方面:

1) 对负荷率低于85%的泵, 恢复变频、实现闭环和新建调速装置, 该措施实施后, 预计可节电609.2×104k Wh/a, 年节约生产成本362.23万元。

2) 将离心泵更换为螺杆泵, 此项改造后, 预计可节电1 505.6×104k Wh/a, 年节约生产成本895.23万元。

3) 对脱水站污水泵采用超越流程改造, 该项工艺实施后, 预计可节电664.1×104k Wh/a, 年节约生产成本394.87万元。

参考文献

[1]何平.离心泵变频调速技术的应用效果[J].应用能源技术, 2004 (2) :42-43.

浅析安塞油田集输系统节能降耗 篇8

安塞油田集输系统分为集油、脱水、稳定和储运4个过程,在原油储运过程中需要消耗大量的能源,外输设备用电、锅炉用水、加热装置用气等占集输总能耗的60～80%。目前安塞油田集输大队年耗电量为1420×104kw.h,用水量为21×104t,用气量为1000×104Nm3。如何降低电、水、气的消耗是集输系统节能降耗的关键所在,也是技术攻关的方向。

一、优化工艺,提高综合效益

1、撬装增加一级空冷,年创造经济效益500余万元

王窑站轻烃回收装置采用高压低温的处理工艺,利用原料气压缩机对稳定闪蒸气进行加压,导热油循环加温,空气冷却器和换热器进行降温冷却。前期,由于冷却降温效果不理想,造成部分液化气组分以气态的形式进入放空火炬焚烧,造成了大量的浪费。

为此,我们对进入火炬系统的干气成分进行了为期10天的检测,所得数据见表1。

从表1可以看出:原料气中有37.2%的液化石油气组分(C3、C4)没有进行回收,造成资源浪费。以平均每天处理8×103m3原料气计算,8×103×37.2%=2976m3,即每天有近3吨液化石油气进入火炬烧掉。

正常工艺为:原料气经经一级、二级压缩机加压后,通过空冷制冷后进入低温分离器分离。

根据液化气物性,C3、C4在标准状况下的沸点为-42℃,而在现场运行过程中压力为0.82MPa,此时C3、C4的沸点上升至20℃,利用此特点,我们通过合理的工艺改造,将原有的一级空冷增加为三级空冷,使原料气中液化石油气组分液化分离出来。改造后工艺流程图如图1,液化石油气产量增加为8～10t/d。

以每天增产5吨液化气,液化气的售价3500元/吨来计算,每月(按30天计算)可创收为:3500×5×30=525000元=52.5万元;每年(按11个月计算)则可创收577.5万元,具有极为可观的经济效益。

2、轻烃罐区轻、重烃分开,年可创造经济效益270余万元

该站2套原油稳定装置生产的稳定轻烃为合格轻烃;而轻烃回收装置脱丁烷塔底重沸器内生产的轻烃密度低,饱和蒸气压高,为不合格轻烃,两种产品同时进轻烃罐,影响了轻烃产品的质量。同合格轻烃相比较,这种产品销售价格较低。

为创造可观的经济效益,我们新增了一条脱丁烷塔底重沸器到轻烃储罐的专用管线,使重沸器内组分较轻的轻油单独进罐储存、计量;使稳定轻烃产品质量得到提高。我们对改造前后轻烃的物性进行分析,具体情况见表2。

经济效益:

改造前混合轻烃销售单价为3800元/吨,改造后,重沸器塔底轻油销售单价为3600元/吨,稳定轻烃销售单价为4000元/吨,按照该站实际情况,日平均生产重沸器轻油量为5吨,稳定轻烃50吨。

日创造经济效益:

4000×50+3600×5-3800×55=9000元

年创造经济效益(每年按300天计算):

9000×300=2700000元=270万元

3、沉降罐改造,降低破乳剂用量

年初,侯市站日产含水原油1500m3,而两具1000m3沉降罐的沉降时间仅为16小时,破乳效果不好,破乳剂浓度一度增到超过300ppm,但溢流口含水仍不稳定。而按照《油田开发处关于油田集输系统原油脱水及污水处理暂行办法(2004年)》有关规定,破乳剂的浓度不得高于150ppm。为了降低破乳剂的用量,对6#罐进行了清罐作业,并改造为溢流沉降罐,使沉降时间由16小时延长至24小时,破乳剂浓度也下降至该站历史最佳水平的120ppm。

经济效益分析,按照破乳剂价格10000元/吨计算:

日可节约费用:

年可节约费用:

2700×300=810000元=81万元。

4、破乳剂自动投加调控装置有效控制破乳剂用量

以前,集输系统均采用计量柱塞泵在各转含水原油来油汇管处注入破乳剂,不管来液多少,破乳剂的注入量始终是一定的,而由于各站含水原油来液有着较大的波动(杏河站、王窑站尤为明显)。为了有效控制破乳剂的投加量,节约破乳剂用量,引进了破乳剂自动调控装置,它能根据来液量的多少自动调节破乳剂的加入量,这样就能有效控制破乳剂的投加量。

工艺原理:将各输油管道上流过流量计的原油流速,由微控制器MCU061按照一定的控制规律计算出加药泵所需加载的电源频率,然后控制变频器输出该频率工作电源给加药泵,即可实现对破乳剂投加量的控制。

杏河站由于来液波动大,破乳剂自动调控投加装置发挥了较大的作用。由于该站原油物性差,破乳剂浓度已大大超出了正常范围80～150ppm,在确保溢流口含水正常的情况下,该站破乳剂浓度一般在240ppm左右。

我们对杏河站破乳剂自动调控装置使用前后几天,对作业区来液量、实际加入浓度、实际加药量进行统计,具体数据见表3。

从表3中可以看出,使用后比使用前日节约破乳剂23kg,年节约费用:23×10000×365=8.4万元。

5、光电杀菌装置的投运,年可节约杀菌剂50余万元

光电杀菌装置利用紫外光进行杀菌,2006年4月恢复张渠集输站光电杀菌装置运行,按照张渠站日处理采出水1200m3,杀菌剂浓度为120ppm来计算,日需加入杀菌剂:。杀菌剂的价格为2万元/吨,则该杀菌装置在张渠站使用的6个月共节约费用为:万元。

二、采用新设备、新工艺,降低用电量

集输系统所有动力设备均采用电带动方式,集输系统80%的能耗为电的消耗,而电的消耗主要存在输油、供水设备及各种照明设施上。

1、采用柱塞泵输油,降低输油单耗

目前,集输大队共有输油泵17台,供水泵20台,其中输油泵功率都是100KW以上的大功率设备,为主要的耗能设备。而在2002年前,集输系统输油设备全部为多级离心泵,这种泵的泵效低,且泵的生产厂家众多,以致输油成本高,维修难度大。从2003年开始,往复泵凭借其泵效高、易维修的优势在集输系统中大力推广,截至目前,集输系统中已有5台往复式输油泵投入使用,极大地降低了输油能耗。

集输大队侯市站由于其周转量大(日周转量为3500m3),库容小(净化库容为3800m3),储备天数仅为0.92天的现状,在外输泵的选取上就显得尤为重要,因此改造外输泵具有较大的意义。2002年在该站投运了两台5DYB-100/6.3型往复式输油泵,该泵一经投运,其高效率、低能耗的优点便显现出来。

下面将新投运的5DYB-100/6.3型往复泵与以前的两台功率为1 6 0 K W的YD60-50*12型离心泵在单耗上做以对比。

表4为侯市站2003年7～12月离心泵运行参数统计情况,根据参数可以算出离心泵的输油单耗。

泵的能耗公式:

式中:P—能耗,W;

COS∮一功率因素,大小为0.85;

U—实际电压,380V;

I一实际电流,260A。

离心泵的能耗为:

按照电费价格为0.62元/kw.h,输油泵排量按60m3/h计算,输油单耗为:

2004年我们对侯市站4～9月5DYB-100/6.3型往复泵运行参数进行了详细的统计,具体情况见表5。

同上,根据能耗公式求得往复泵的输油单耗:

按照电费价格为0.62元/kw.h,输油泵排量按91m3/h计算,输油单耗为:

由上可以看出,往复泵比离心泵输油单耗下降了0.36元。以侯市站2004年日外输量3500m3,年运行天数360天计算,年节约电费为:

考虑到杏河区产能建设,侯市站的周转量还将会增加,一台柱塞泵不能满足外输要求,在正常情况下,必须启一台柱塞泵和一台离心泵并联运行,2005年在该站增建了一台5200Y-180/6.3型柱塞泵,该泵实际排量达170m3/h,电压为10000V,电流为17A,而仅需启用这一台柱塞泵即可满足该站的外输要求,输油单耗下降至0.92元/m3,年可节约电费24.6万元。

2、优化工艺,降低外输能耗

以前侯市站采用YD60-50*12离心泵和5D YB-100/6.3柱塞泵各自单独走Φ159×6管线,该管线的最大经济输量为108m3/h,排量为60m3/h的离心泵走①159×6管线,虽说实际排量基本能达到60m3/h,但耗电量基本不会降低,导致该管线存在极大的浪费;另外排量为100m3/h的柱塞泵虽充分利用了该管线,但是由于管压较高使泵耗电量增大,如果能综合利用这两条管线,将会起到提高排量和降低耗电量两方面的作用。

2004年将泵进口管线及出站管线连通,示意图如下。

对改造前后外输泵的运行参数进行了监控,发现排量增加,电流下降,具体数据见表6。

另外,改造后管压也由以前的5.0MPa降低为4.5MPa,保障了长输管线的安全、平稳运行。

根据前面能耗公式可求得改造前后输油单耗:

改造前:

改造后：

按照目前该站实际外输量每天3800m3,年按360天计算,年节约电费为:

3、采用节能灯具,降低照明耗电

以前集输系统共有400W的照明灯150具,以每天照明10小时计算,年耗电量为21.6×104kw.h。2006年将原有的大功率照明灯全部更换为功率为18W的新型节能灯具,该节能灯耗电低、照明性能好,按照照明灯每天使用10小时,每年360天计算,

全大队年节约电费为:

三、采用新设备,降低用水量

水的消耗是集输系统的又一主要耗能,集输系统主要用水设备是锅炉。目前,集输系统有各种型号的加热设备共计25台,其中加热炉10台,锅炉11台,分体相变加热装置4台,承担着13000m3/d毛油(含水35%)和8100m3/d净化油的加温以及各站的采暖任务。由于加热炉热效率低,逐渐被淘汰,锅炉效率较高,在集输系统备受欢迎,但冷凝水无法回收利用,造成了大量水资源的浪费,分体相变加热装置弥补了锅炉冷凝水浪费的缺点,在集输系统表现出了极大的优势。

2 0 0 4年侯市站投运了型号为DHM1500-DY-0.09/Q的两台新远分体相变加热装置,2005年张渠站投运了型号为ZW3J1200-4.0/Y10-Q的外质分体真空相变加热装置,这两种加热装置原理相同,其优点为节能高效,安全环保,节约用水。

工作原理:燃烧器将燃料充分燃烧,产生的高温烟气与低压蒸汽发生器的受热面充分换热。热量被受热面吸收传给中间介质水,中间介质水受热蒸发产生水蒸气,水蒸气自水蒸气接口进入蒸汽发生器上部的换热器,与换热器内的热管壁面发生相变换热。热量被热管内的被加热工质吸收后升温,完成加热。蒸汽相变后的冷凝水返回蒸汽发生器,继续被加热蒸发,如此循环往复。

经济效益:侯市站原有水套加热炉5台、张渠站有3台,日需要补入水量50m3,按照年360天计算,年节约水量1.8万m3,按照目前水费2.7元/吨计算,年节约水费4.86万元。

如果在整个集输系统推广,代替现有的8台WNS4-1.25-Y(Q)型锅炉和3台WNS4-0.98-QT型锅炉,按实际运行情况,每小时消耗水量20吨计算,年可节约软水20*24*360*=17.28万吨。

四、采用自动燃烧器,节约燃气量

集输系统中主要用气设备为加热设备,包括稳定系统的3台高效加热炉、1 1台锅炉及4台分体相变加热装置,这些加热设备以前均采用人工点火的方式进行点炉,对来气只进行粗略的调节,消耗了大量的燃气。

2001年后,各种加热设备纷纷采用全自动燃烧器,目前,集输系统全部使用百德燃烧器,使采用该种燃烧器,能大量减少氮氧化物和低一氧化碳生产量,使烟气排放洁净,无污染。另外,现有的锅炉及加热装置采用优质的保温隔热层,保证即使在寒冷的冬天,炉体表面散热也小于1.5%。也能大大提高加热设备的热效率,原有的加热设备热效率基本在60%左右,2005年2月由长庆石油勘探局节能检测站对侯市集输队两台加热装置进行了热效率测试,通过实测,加热装置的实际热效率为85%左右。

侯市站原来的5台HJ630-SY/4.0水套加热炉用气量为400Nm3/h左右,现有的两台加热装置天然气用量在300Nm3/h左右,目前集输系统共有自动燃烧器14台,年节省天然气150×10Nm3。

五、集输系统节能降耗潜力分析

1、锅炉冷凝水的回收利用,日节水480吨

目前,集输系统有锅炉11台,塞一站、杏河站、王窑站共有8台,型号为WNS4-1.25-Y(Q)的锅炉,坪桥站有3台,型号为WNS4-0.98-QT,在实际生产中,每小时一共需要20吨软水,一天需要480吨,而锅炉冷凝水几乎全部排放,这是较大一笔水资源浪费,如果能将480吨水回收利用,年可节约水费30余万元。

2、杏河站采用往复泵,将油直接输至王窑站,年可节约电费150余万元

2007年7月侯市联合站即将投运,该站原设计采用了两台FDYD200-50*7型离心外输泵和两台倒罐泵将油输送至王窑站,离心泵配套轴功率为315KW。

考虑到侯市联合站位置高,加上侯市站原有一台5200Y-180/6.3往复泵将面临闲置,一方面可以充分利用该泵,另一方面考虑节能,年可节约电费150余万元。

六、认识及建议

根据集输系统能耗特点,集输系统的节能降耗应从系统着手,泵站布置、工艺的优化设计,尽可能降低集输能量消耗,同时利用末站有效剩余水头,集输站点设备,在设计建站时就以利用效率高、稳定性能好、多功能合一的设施设备为设计思想,以减少集输系统能量的消耗。

1、采用新技术,改进系统工艺流程及设备,使工艺流程与设备配置合理,系统优化运行。

2、大力提倡节能的集输设计思想,它是保证油气集输系统节能的基础。

3、优化工艺,提高集输系统的综合效益。

摘要：安塞油田油气集输系统的能量消耗在整个油气生产开发过程中占较大的比例，其能量消耗主要为设备用电、锅炉用水、加热装置用气以及工艺缺陷造成的能量消耗。本文主要从电、水、气及综合效益方面着手．浅析集输系统目前能耗现状及潜力挖掘。

老油田集输系统现状及改进策略 篇9

1 分析影响集输系统效率的因素

要想对影响集输系统效率的因素进行分析, 我们首先应做的就是要了解什么是集输系统效率。集输系统效率从广义上讲是指整个集输系统能量的利用率, 具体一点说, 就是指以井口为起始点, 通过计量、接转、加热、加压以及脱水稳定这一系列的处理过程的能量利用率。对于“效率”这一词汇, 大家的解释拍手即合, 在这里, 效率指的是供应能量与获得能量的比值。倘若想准确无误地计算出集输系统的效率, 就需要我们对集输系统各个方面的情况加以分析。

油气升至井口主要依赖的是地层自身压力或抽油机提供的动力, 而油气本身所具有的能量主要有热能和压能。这些能量在集输过程中, 会在管道摩擦阻力及热量散失等原因的影响下被不断地消耗。流体的速度、黏度、管径大小及处理流程的长短决定摩擦阻力及热量散失。基于此, 在集输过程中, 如果想使流体在经济流速下输送, 就应充分地考虑降低黏度、完善管网、简化流程, 从而在一定程度上减少能量的流失。

油田在开发初期表现为, 原有含水量比较低, 黏度相对而言比较高。而到了中后期, 原油含水率不断地增加, 黏度却随之不断减少, 这就使得井口加热降黏的功能闲置了。由此看来, 集输过程中的加热环节就变得多余了。原油要想完成自身的集输和处理, 就要弥补自身能量的不足, 或通过加热的办法, 或通过加压来补充能量。

在集输过程中, 输油泵、输水泵、加热炉、锅炉与电动机都是最重要的耗能设备, 也是提供能量的设备。这些设备影响着集输系统的效率, 在现实的运行中的效率极为低下。

油品性质也决定集输系统效率的高低。油品性质主要分为优、劣, 油质好, 输送就可以在较低的温度下进行, 这样一来, 损失的热量就会相应地减小, 管线压也会在一定程度上降到最小, 与此同时, 也缩短了站内工艺的处理流程。而油质劣, 其效果正与此相反。所以, 就要求我们充分对原始能量加以利用, 避免能量不必要地散失。除此之外, 影响集输效率的因素还有原油集输的类型, 布站方式、选用的设备以及处理工艺等。

2 老油田技术系统改进的策略

2.1 能量保持环节

要想提高机采与集输系统的效率, 就需要简化开式流程, 优化集输与机采系统, 除此之外, 还要加强对多相混输泵的推广及使用, 从而实现用同一管道混合密闭输送油、气、水, 使井口回压有所降低, 从而提高老油田油井的产量。

流体流动不在经济流速范围内进行, 造成这种现象的决定因素主要有小液量、大管径。从整体上分析来看, 计量站与接转站, 接转站与联合站之间管线的管效非常高, 导致这种现象出现的原因主要有管线的液量大, 管线的热损失较少。诸如这类的现象可以通过优化管网的方法来予以解决, 从而提高集输系统的效率。

原油的处理过程比较复杂, 能量在管道的摩擦阻力下损失的比较大, 其动力也是需要输油泵来提供。而有效地简化流程能避免或减少能量的损失。与此同时, 也减少了建设的费用, 有效地保持了原始能量。

2.2 能量投入环节

提高集输系统效率的另一途径是减少不必要能量的投入。油田开发初始, 对于管道来说, 它的内流体黏滞性比较强, 流动阻力也比较高, 这就使得它的井口输送压力增大。而管道四壁结垢、结蜡会缩小油流通通道的横截面, 与此同时还会使流动的阻力增加, 使井口的输送压力增大。所以, 这就要求在油田的初期阶段, 要使得井口压力满足要求, 就要采取加热输送的办法。这样一来, 井口温度及含水率都在一定程度上增高了, 从而降低管道内流体的黏质性, 避免或减少了管壁结蜡、结垢现象的出现。

2.3 设备利用环节

设备的运用是提高集输系统效率的基础。以往我们采用阀门来节流, 尽管这在实际使用中很有成效, 可是在一定程度上却造成能源的大量浪费。这就要求我们改进设备, 来避免这种不必要的浪费。而离心泵的使用就相应地弥补了这一点。离心泵可以在低负荷的情况下运行, 它的工作流量远远低于它的额定流量, 但是其运行的压力却远远高于额定压力。对于大型输油泵来说, 它一般采用电机调速控制, 有其比较显著的节能效果。

油质也决定集输系统的效率, 所以要依据不同类别的油品, 研发高效的化学药剂, 除此之外, 还要合理地对破乳剂进行筛选, 有效地降低原油处理站中原油脱水温度。降低管线中原油流动的摩擦阻力。

3 老油田集输系统改进总括

在油田开发的中后期, 对集输系统的效率研究是极为重要的环节, 也是我们首先要明确的问题。随着石油领域的不断发展, 对效率的要求也随之增高。所以这就要求我们减少不必要的投入, 保证原始的能量, 对设备加以改进, 并有效的加以利用, 从而提高主要施工设备的工作效率。大力推广常温输送、离心泵变频调速、多相混输泵等技术的使用。除此之外, 还要对有必要改进的技术进行更新, 例如, 对热电复合处理器的改进, 虽然这种处理器符合提高效率的种种要求, 但在运行过程中还存在诸多的问题, 所以需要进行有效的改进。

另外, 在技术系统过程中, 药剂只是作为辅助的形象而存在。不过, 它对技术的有效应用起着非常重要的作用。比如对高效化学药剂的研制, 它是一些技术展开的重要前提。而对于破乳剂的筛选, 可以有效地降低处理站原油脱水温度, 降低能量的消耗程度, 同时也避免了原油沉降罐中乳化层的堆积现象的产生, 从而减少了由于乳化层不断循环所导致的系统混乱。

4 总结

对于老油田来说, 集输系统效率的提高具有一定的迫切性。从总体来看, 集输系统效率的提高, 主要以站库为主。而其对重要施工设备的要求也是极为严格的。这些设备主要包括加热炉、锅炉、转油泵以及电动机, 它们对于石油领域的发展具有一定的决定性作用, 所以必须对其加以改进, 以发挥它们本身最大的优势。除此之外, 还要对一些新工艺、新技术进行大力推广, 并广泛开展集输系统效率的研究。这对老油田的发展极为重要。

摘要：在油田领域, 老油田是一座不朽的丰碑, 也是油田历史的一个剪影。虽然经过了几十个春秋, 但老油田仍然“老当益壮”, 所以我们不能置之不理, 要站在新起点上, 充分挖掘老油田的存在价值, 并着眼于能量保持、提高效率、降低投入这几方面, 分析老油田集输系统所存在的问题, 从而予以改进。

关键词：老油田,集输系统,现状,改进

参考文献

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[3]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) .[3]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) .

油田集输系统 篇10

1 油气集输系统能耗现状及原因

目前集输系统存在的问题可概括为“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, 而目前的处理工艺、设施状况相对较差, 需要进一步加大改造力度;油气损耗高是指油气处理过程中挥发、损耗偏高, 需要进一步加大密闭运行系统的改造。油气集输系统能耗高, 原因是多方面的:首先, 油水比例的变化使原有集输设施的不适应性日益突出。目前, 集输系统设施普遍存在工艺不适应、运行能力不匹配现象, 影响生产正常运行。新的开发工艺和特殊油藏的开发, 使油水性质变化较大, 原油集输工艺的不适应性日益突出。并且采油技术的推广, 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。此外, 部分设施老化、不能按照有关的标准规定进行周期检验和维护。集输系统低于系统平均效率。由于主要设备如油水罐、分离器、稳定塔、电脱水器等都是常年运行的设备, 无备用设备和检修时间, 改造资金缺口很大, 通常是不瘫痪不修、不出事故不停产, 近年来时常发生设备破裂事故。

2 油气系统的节能进展

目前, 国内外许多学者在集输系统节能降耗的应用研究方面做了大量的工作, 但主要研究重点都以提高设备效率、简化工艺流程或局部的性能分析为目标, 虽取得了良好的应用效果, 但仍属于低层次的局部节能。自能源危机以来, 各国政府和企业开始重视节能工作。节能工作的发展经历了这样几个过程:第一阶段, 属于“捡浮财”阶段, 主要表现在回收余热, 堵塞“跑、冒、滴、漏”, 但在此阶段着眼的只是单个余热流, 而不是整个热回收系统;第二阶段, 考虑单个设备的节能, 例如将蒸发设备从双效改为三效, 采用热泵装置, 强化换热器的传热等;第三阶段, 也就是现在所处的阶段, 考虑过程系统节能, 这是由于九十年代以来过程系统工程学的发展, 使人们认识到, 要设计一个能耗最小、费用最少和对环境污染最少的过程工业工厂, 就必须把整个系统集成起来作为一个有机结合的整体来看待, 达到整体设计最优化[3]。

杨德伟等通过分析胜利油田某联合站几年来的能耗统计数据, 实地测试各种用能设备, 运用热力学与传热学相关知识分析计算, 找出了油田进入高含水阶段联合站能耗大幅度增加的原因:加热原油脱水工艺不合理;加热炉热效率偏低;一次沉降油罐不保温造成大量热能损失;原油外输泵、脱水泵等系统运行效率过低。并在此基础上提出了改进原油脱水工艺、对沉降罐进行保温以及在油、水泵上使用变频调速装置等节能降耗措施, 达到节能降耗的目的[4]。龙凤乐等以油气集输系统为研究对象, 建立了能量平衡模型, 对集输系统用能进行了评价计算, 找到系统用能的薄弱环节, 并根据结果制定了提高集输系统能量利用率的措施, 为集输系统的节能改造提供了科学的理论依据[5]。杨肖曦等以油气集输系统为研究对象, 通过建立系统火用平衡模型, 对集输系统进行火用平衡分析, 并对用能现状进行评价, 找到系统耗能的不合理环节, 并提出了相应的节能措施, 为集输系统的节能改造提够依据[6]。狄小勇等利用污水换热器, 对河南油田双河联合站污水的热能回收再利用, 经济分析结果表明联合站污水余热具有很高的回收利用价值, 可以用来预热采暖用水和加热生活用水, 既节约燃料, 又有利于环境保护, 具有较好的回收利用价值[7]。胡亚范等简要分析了热泵余热回收技术的基本原理, 具体探讨了应用热泵技术的条件及其产生节能、经济效益的计算方法。针对典型的热泵余热回收系统——集输系统余热热泵回收技术, 详细分析了余热回收利用的方法, 对应用中出现的关键性问题进行了系统的论述, 阐明了热泵技术广阔的应用前景[8]。王洪星等采用高温热泵机组回收油田污水中的热量用于加热原油, 充分利用了油田污水, 既减少了日益紧张的燃料消耗, 又避免了传统燃油燃气加热方式造成的环境污染, 具有良好的应用前景[9]。

3 油气集输系统节能措施

目前集输系统节能技术主要处于单项技术节能、矿场处理工艺调整和区域油田综合节能的层面上, 未能从系统优化和过程节能控制等方面来分析集输油过程中不合理的用能环节, 制定节能措施, 未上升到油田集输系统整体优化节能的技术水平, 技术上还存在一定的局限性, 集输系统节能方面还具有较大的节能空间。在原油集输处理装备方面, 作为能量传递和转化设备的换热器和加热炉虽然单个设备能量转换和利用的效率较高, 但并入大型的换热网络之后, 其换热效率并不理想。针对上文所述的油气集输系统能耗现状和原因, 各油田企业不断开发研究新技术, 通过新技术的推广来达到节能降耗的目的。其中, 油田企业越来越多地关注采用以下节能技术:

(1) 应用热泵回收含油污水余热技术。热泵是利用逆卡诺循环原理, 使载热工质从低温余热中吸取热量, 并在温度较高处放出热量的热回收装置。由于热泵能将低温位热能转换成高温位热能, 从而提高能源的有效利用率, 是回收低温位余热的重要途径。根据具体情况, 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, 回收含油污水低品位余热, 使出水温度提高约20℃, 节能效果十分显著。

(2) 不加热集油及低温集油工艺技术。为了保证集输过程安全可靠地进行, 采用传统的双管掺水工艺技术, 其特点是安全可靠, 管理方便, 但需要消耗大量天然气和电力[10]。因此, 开展低温集输是降低掺水耗气最有效的方式。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[11]。近年来, 原油常温集输技术得到各油田越来越广泛的重视, 各油田都根据开发阶段、原油物性、气候条件等不同条件做了大量研究和现场试验工作, 形成了单管常温集油、双管不加热集油、掺低温水环状不加热集油等技术。目前采油油井普遍采用的不加热进站、采油区计量站不加热外输。通过在单管加热流程上取消井口加热炉及计量站、集输干线上的加热炉后, 不加热集输不仅节能效果显著, 而且由于精减了加热保温系统, 投资降低, 减轻了管理难度。油井采用单管不加热集油是将原有掺水管线停掺扫线, 依靠油井生产时的自身压力和温度将液体通过集油管线输送到计量间;双管不加热集油是停掺原有掺水管线并改为集油管线, 对井口和计量间做部分改造, 实现主、副双管同时出油。这种集油方式可随时恢复掺水, 便于冬季井下作业及各种故障处理;掺低温水环状不加热集油是在一座计量阀组间中的几口油井由一条集油管线串联成一个环状的集油方式, 环的一端由计量阀组间提供掺水, 另一端则把油井生产的油、水、气集输到计量阀组间汇管中。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。

(3) 加热炉节能措施。加热炉是实现油井掺水、热洗、脱水、采暖伴热的最重要的设备。影响加热炉效率主要是加热炉类型、燃烧器、空气系数、排烟温度和炉体散热损失等, 在降低加热炉耗能方面需要考虑以下方面。首先, 要选择高效加热炉。加热效率对耗气量影响较大, 一种设备出厂效率不高, 无论如何加强管理, 节气难以达到理想的效果。因此, 选择优质高效的加热炉尤为重要, 在产能建设工程新建或在老区改造工程中更新加热炉, 应优先选用较为成熟的高效加热炉。其次, 要认识到优质的燃烧器能够使燃料充分燃烧, 这是提高加热炉效率的先决条件, 应优先选用优质高效燃烧器空气过剩系数大, 带走的热量也大, 加热炉效率低;空气过剩系数小, 燃料不能充分燃烧, 加热炉效率低。还要加强生产管理, 合理调整空气系数, 保证燃料充分, 确保较高的燃烧效率, 达到降低耗气量的目的。最后, 必须加强生产维护, 定期清垢。目前, 加热炉的工作介质多为含油污水, 矿化度比较高, 极易结垢, 并附着在火管、盘管表面, 导致传热大幅度降低, 影响加热炉效率, 所以应定期对加热炉进行除垢。在生产管理中, 还应加强对防腐保温层的维护, 减少炉体对外的散热损失。此外, 节能还可以采用新技术:多井式加热炉。高压天然气由井口通过采气管线进入集气站。初期生产压力较高, 需要节流降压。通常一口井需要配一台加热炉, 一座集气站需要7~8台加热炉才能实现加热和节流, 这样投资比较高。经过论证, 可以采用多井式加热炉进行加热和节流。所谓多井式加热炉是一台加热炉可以同时对2~4口气井进行加热和节流, 一座集气站只需要2~3台加热炉即可满足工艺要求。在集气站一般设置1~2台水套加热炉, 每台加热炉可以同时加热2~4口气井。天然气的加热温度可以通过控制加热炉燃料气量来控制, 整个控制过程采用计算机自动控制。加热炉进口压力为18~22M P a, 温度为10~20℃。将天然气加热到70~80℃进行节流, 节流后的压力为6.4MPa, 混合气温度基本在20℃左右。采用多井式加热炉是可行的, 可以减少加热炉的台数, 提高设备的利用率。但是如果井比较多, 流量变化比较大, 温度控制就比较困难。因此, 需要进一步研制可适合不同产量气井的多井式加热炉。一般来说, 一台加热炉辖井数不宜超过4口。

(4) 油气混输技术。油气混输技术是近年来在海洋石油工业界较为广泛提及的一门新兴技术, 它主要是将井口物流中的油、气、水种介质, 在未进行分离的状态下, 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。以前在海上对油气进行采集处理, 需用三相分离器、原油外输泵、天然气压缩机和条独立的海底分输管道, 才能完成油、气、水分离后的液体泵送和气体压缩。采用油气混输技术, 仅需用台混输泵和条混输管道就可以解决这个问题同时减少了井口物流的压力, 简化了油气混合物在海上的处理工艺, 节约了设备的投资, 减少了工程的初建费, 缩短了油气田的投资回报期, 提高了开发油气田的经济效益。混输技术具有很好的节能效果, 增加了单井采收率, 延长了油田寿命, 为创造新的经济效益奠定了基础。

摘要：随着我国经济高速发展, 能源消费急剧增加, 而可利用的能源有限。因此, 提高能源利用率、做好节能降耗工作, 对解决能源问题有着十分重要的意义。油田集输过程自身需要消耗大量的能源, 能源消耗占开采成本中的较大部分, 随着油田开发的深入, 节能技术发展需求迫切。本文主要论述了油气集输系统能耗现状及原因、油气系统的节能进展、油气集输系统节能措施三个方面。

关键词：油气集输系统,节能,能耗

参考文献

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[10]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[10]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