油气集输节能降耗技术

油气集输节能降耗技术（精选十篇）

油气集输节能降耗技术 篇1

1 新时期我国油气集输系统节能降耗技术发展情况

在原有开采和利用的过程中,由于其含水量较多,综合率较高,需要进行原有脱水加热,这对油气集输系统节能降耗技术提出了更高的要求。在不断的实践和探索中,我国学习借鉴了国内外先进的科学技术,引进了先进的技术设备,在油气集输系统节能降耗技术研究方面取得了实质性的突破。例如:现阶段常温脱出技术已经得到了广泛的使用,它的工作原理就是将一定剂量的破乳按照适当比例放入原油中,这使得原油在不用加热的情况下就能与水分离,不仅起到了净化的作用,同时还降低了开采成本,使原油能够在不需要加热的情况下,直接进行运输,极大地方便了人们的日常生活,满足了人们的需求量。油气集输系统节能降耗技术主要包括动力和热力两个方面的内容,共同为原油运输提供了热力能力和动力能量,提高了运输的质量和效率。由此可见,新时期我国油气集输系统节能降耗技术虽然存在一定的问题,但仍处于良性发展的态势。

2新时期油气集输系统节能降耗技术遇到的主要问题

虽然我国油气集输系统节能降耗技术在多年的发展过程中已经取得了一定的成果,并且有了实质性的突破,但在实际运输和应用的过程中仍然存在诸多亟待解决的问题。具体表现为以下几点:第一,由于在实际开采过程中,原油的含水量不断增多,这给油气集输系统节能降耗工作带来了巨大的困难。第二,偏远地区的石油处理技术不完善,计算机设备落后,不仅影响了石油处理工作的进度,同时还影响了石油的运输时间。第三,在石油开采的过程中,储存管道等存在一系列问题,使大量石油资源被挥发,造成了不必要的资源浪费。第四,油气集输系统节能降耗机制建立不完善,没有形成一整套科学、合理的运输方案,运输结构不合理,很容易发生混乱的现象。第五,石油现场工作人员自身素质和专业化水平不高,经常会出现计量错误的情况,并且没有及时对错误进行更正,直接影响了石油开采工作的进行。以上这些问题,直接制约了我国油气集输系统节能降耗技术含量和水平的提高,阻碍了我国石油事业的稳定发展。

3 提高新时期油气集输系统节能降耗技术水平的有效策略

3.1 综合运用计算机技术,完善技术管理机制

目前我国科学技术得到了飞速发展,石油开采也已经实现了信息智能化管理,综合运用计算机技术能够完成对油气集输系统节能系统海量信息进行快速分析和处理,对于有效的信息能够传入计算机并且进行分析,这样能够为石油开采现场作业工作人员提供准确的数据参考,帮助其正确的决策。与此同时,还能完善油气集输系统节能降耗技术管理机制,严格控制高耗能加热设备的使用,实现了对污水、用电量、燃料等环节进行分离,不仅提高了油气集输系统节能降耗技术水平,也提高了石油开采的工作效率,其优势是显而易见的。

3.2 结合泵机技术,提高系统运行效率

由于在实际开采过程中,原油中含水量不断增多,这就需要更多的泵机才能完成开采工作,这不仅提高了开采难度,而且还缺乏有效的空间。随着我国科学技术水平的不断提高,在实际作业中,将油气集输系统节能降耗技术与泵机技术二者有机的结合,不仅能够提高系统的运行效率,同时还能达到节约用电的目的,实现了自动化检测的目标。除此之外,对泵机型号和零件的选择也十分重要,正确匹配的零件能够有效提高系统的运行效率,提高油气集输系统节能降耗技术水平。

3.3 应用自动补偿技术,降低油气集输系统消耗

由于我国石油开采数量不断增加,传统的补偿技术已经不符合社会发展的要求,因此我们要与时俱进、开拓创新,在实践的基础上创新,在创新的基础上实践,广泛应用自动补偿技术,达到降低油气集输系统降耗的目的,实现节能。要根据石油现场作业情况,因地制宜的使用自动补偿技术,不能盲目使用。此外,油气集输系统工作人员也要努力提高自身素质和专业化水平,增强责任意识和主人翁地位,组织对工作人员进行二次培训,将理论知识与实践二者有机结合,增强其风险意识,从而避免不良事件的发生。

3.4 油气集输管线外防腐涂层的黏结力

第一,石油沥青涂层黏结力是以进入防腐层后附在钢管表面,但由于它的涂层厚且缠绕玻璃丝布,其黏结性也会随时间的变化而减弱。其次是聚乙烯胶拈带防腐层,它是以抗撕扯能力来表示黏结力的大小。再者就是硬质聚氨酯泡沫塑料防腐层,它由具有保温作用的泡沫塑料和具有保护作用的聚乙烯塑料防护层组成,泡沫塑料与石油沥青防腐层和聚乙烯胶拈带防腐层没有可比性。由此可知,聚乙烯胶拈带防腐层相比较而言具有较好的抗拉、耐压性能。

第二,油气集输管线外防腐涂层的电绝缘性。环境中的电解质离子,是通过防腐涂层到达管线金属表面,形成电流的循环回路而引起腐蚀,涂层的电绝缘性也是非常重要的,石油沥青涂层、聚乙烯胶拈带防腐层以及硬质聚氨酯泡沫塑料防腐层的绝缘电阻性非常高,因此这些防腐层均能满足油气集输管线对防腐层电绝缘性的要求。

第三,油气集输管线外防腐涂层的耐温性。涂层耐温性可分成耐热性和耐低温性,它能确定输送介质温度界限的主要参数,耐热性确保在使用温度下不变形以及不加快老化速度,这与高温与软化点有关,而低温性确保其在低温下堆放、拉运和施工中不产生裂纹。

石油沥青防腐层耐高温性能相对比较差,而聚乙烯胶拈带防腐层耐热性又取决于底胶的耐热性,如果它的底胶的耐温性差,黏结性能随之变差,因此硬质聚氨酯泡沫塑料防腐层是一种很好的耐高温性能。

第四,油气集输管线外防腐涂层的机械性能。所谓机械性能主要是在输送、装卸及敷设过程中因挤压碰撞对防腐层的损伤,与施工时产生弯曲变形而引起开裂、剥离等。聚乙烯胶拈带防腐层相对于石油沥青防腐层比较好些,而硬质聚氨酯泡沫塑料防腐层的保护层又比聚乙烯塑料韧性好,它有较好的抗弯曲性能,但它的机械强度较小,不能经受摔打撞击,因此在装卸时应注意避免碰撞。

第五,油气集输管线外防腐涂层的涂敷性能。石油沥青防腐层涂敷性能工艺比较简单,易实现连续的机械加工,但是除锈工艺不高。聚乙烯胶拈带防腐层在涂敷性能上易实现连续机械化作业,相对较简单,容易控制。硬质聚氨酯泡沫塑料防腐层制作工艺相对比较复杂,施工质量不易控制。

4 结语

随着我国社会主义市场经济不断完善,人们生活质量和水平不断提高,对石油能源的需求量也日益增加,因此对我国油气集输系统节能降耗技术也提出了更高的要求。油气集输系统节能降耗技术作为石油生产和开采过程中的重要组成部分,发挥了不可替代的重要作用,同时它也是提高石油企业经济效益的重要因素。本文针对新时期油气集输系统节能降耗技术的发展现状以及遇到的问题,提出几点有效的措施和建议,从而推动我国石油企业的发展。

参考文献

[1]陈立强.漏电导致阴极保护绝缘接头内腐蚀失效的有限元分析[J].腐蚀科学与防护技术,2015,(05):193.

油气集输节能降耗技术 篇2

3结语

本文通过对现阶段油气田集输系统的降耗节能技术方面的探究，结合目前油气田集输系统的能耗情况，针对性的提出了适合我国油气田集输系统的降耗节能技术，助力油气行业的可持续发展。日益严重的全球环境变暖要求各行各业进行的转型升级，不仅是对环境日益恶化的危机应对，也是企业为获得未来发展的基石而做的努力。在油气田开发项目中，对油气田集输系统进行优化升级，在开采技术中灌入节能降耗理念，对油气田集输系统节能降耗技术的优化升级，降低油气集输过程中的损耗率，将多种节能降耗技术糅合引发新的技术革命，在新时代背景下对油气行业的发展大有益处。

参考文献：

[1]杨霖.油气田集输系统的节能降耗技术探讨[J].化工管理,,(11):251.

[2]王康.探讨油气田集输系统的节能降耗技术[J].化工管理,,(23):224.

[3]马文明,杜永成,熊红武,赵延平,杨永欣.油气田油气集输系统的节能降耗技术研究[J].化工管理,2014,(20):216.

[4]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.

油气集输节能降耗技术 篇3

【关键词】集输系统；能流分析

在原油计量、油气集输、油气分离、原油脱水、原油稳定过程中，用热点多，工艺复杂，对整个系统的能耗情况、节点的相互影响关系、能量利用的薄弱环节缺乏整体把握，用能的分析评价尚未形成一套有效的评价方法。因此，确定不同类型、不同层次节点和环节用能的有效评价方法，在此基础上进行配套集成，形成了集输系统整体用能的分析评价方法。应用集输系统整体用能的分析评价方法和用能评价的指标体系，对集输系统的用能状况进行分析评价，分层绘制集油系统、站库、输油系统及其所辖装备、工艺环节、整个集输系统的能流图，分层次地把握集输系统能量利用的薄弱环节，为集输系统整体用能优化和技术升级改造提供指导。

1.集输系统用能评价方法

1.1工艺指标、能量利用和转换指标

工艺指标：联合站单位原油处理量燃料气（油）的消耗、联合站单位原油处理电的消耗；联合站的集输吨油综合能耗；联合站处理吨液综合能耗。

能量利用和转换指标：热能利用率、电能利用率、联合站的能源利用效率。

1.2能流关系分析方法

能量转换与传输环节：油气集输系统所需的能量除一部分由回收循环提供外，大部分需由外界补充供入，按照有效供入能所要求的形式、数量、品位提供给体系和工艺物流的设备和工段，集输系统所用的设备中，加热炉、机泵以及电脱水器都属于此环节。

能量利用环节：在集输系统中能量利用环节包括管网和分离器，沉降罐，热化学脱水器，净化油罐等设备，该环节总用能的合理性是影响整个工艺总用能的主要因素，其评价指标为能量利用效率。

1.3能流节点分析法

e-p分析法对集输系统的各个用能环节，从微观角度揭示了用能合理性，尤其对现阶段的油田开发，集输过程中更多的能量转化到水中，其评价指标工序折合比和工序能耗更加直观地体现了这一点。

集输系统的主要目的是实现分水、加热降粘和加压外输。处理工艺不同，油、气、电和煤等能源的投入量不同，因此集输系统节能就是节油、节电。油气处理工艺的主要能耗对应两个方面：散热造成的能流损失；油气损耗和药剂造成的质量流损失，因此集输系统降耗就是“降低能流损失”、“降低油气损耗”、“降低药剂使用量”。

2.油田不同层面能流图与能流分析

2.1联合站、接转站电能能耗现状

2011-2012年对24个接转站的47个泵机组进行了机组效率测试和评价。其中合格率为20/47=42.5%；原油外输泵27台，合格率为44.4%。在统计的接转站泵机组中，达到国际先进水平的占4.2%，达国内先进水平的占17%，达五星级标准的占48.9%；泵机组效率低于30%的占23.4%。对30个联合站的140个泵机组进行了机组效率测试和评价，其中合格率为22/140=15.7%。在统计的联合站泵机组中，达到国际先进水平的占10.7%；原油外输泵37台，合格率16.2%；泵机组效率低于30%的占25.7%。

2.2联合站、接转站热能能耗现状

2011-2012年统计联合站150台加热炉，合格率138/150=92%，经过近年的加热炉改造和运行管理，加热炉运行工况得到很大改善，合格率提高了74.24%，联合站加热炉平均效率为82.2%，平均热能利用率为18.46%。

综上所述，集输系统接转站、联合站电能、热能能耗现状，接转站接转站、联合站泵机组合格率远低于加热炉合格率，泵机组电能变热能现象普遍，能流方向不合理。即：联合站电能利用率普遍小于系统电能利用率；接转站加热炉效率普遍偏低，重点普遍改造；联合站加热炉效率合格率高，重点进行个别加热炉改造；联合站热能利用率偏低，由于加热炉热效率达标率高，设备散热和污水携带热量占主导因素。

2.3不同层面能流图和能流分析

集输系统能流分析的内容主要包括：能流结构、能流之间的转化关系、主要用能指标的分析评价。本部分在集输系统能量分析与仿真系统平台基础上，以26个联合站进行仿真计算，重点研究联合站和采油厂两个层面上的能流关系，根据能流图和能流分析结果，分层次把握关键耗能工艺环节和关键耗能设备的用能薄弱根源，给出切实可行的节能途径。

3.能流关系动态分析

（1）联合站能流关系动态预测：主要考察加热炉效率、换热器效率、分离器后含水率、环境温度和设备保温等对联合站能耗的影响程度。

（2）能流诺莫图：影响联合站处理能耗的因素复杂，为了现场更方便的实施能耗监测、分析、评价和调控节点参数，通过能流分布曲线图可直观、准确地确定当前工艺条件下处理吨油能耗。该图具备以下功能：（a）正问题：根据环境温度、来液参数和加热炉效率确定能耗；（b）反问题：根据能耗、环境温度和来液参数预测加热炉热效率，节省检测费用。

（3）集输系统用能评价指标评价：处理吨油（吨液）能耗主要反映加热换热环节中加热炉、换热器的加热换热效果和动力设备的效率。处理吨油（吨液）热损失主要反映联合站处理能力利用率、工艺流程特点和操作温度。

（4）集输总能系统：其发展的三个阶段为：基于提高单一设备、局部工艺环节能量利用效率的第一代能源系统；基于“温度对口、梯级利用”原理集成的能量转化利用系统，提高站库层面不同处理工艺环节整体能量利用效率的第二代能源系统；在可持续发展的大背景下逐渐形成广义的集输总能系统-第三代集输总能系统。

4.用能薄弱环节和节能途径

在集输系统中的不同层面存在大量的能流不协调现象，主要归结为热能和电能利用率偏低，最终造成总的能量利用率低。

4.1集输系统用能薄弱环节

在生产工艺方面，部分站库存在对高含水原油加热问题；稳定系统温度偏高；应加强对破乳剂的选用和优化研究；油田污水余热未充分利用。在生产设备方面，加热炉老化；结垢和腐蚀严重；加热炉燃烧系统运行状况差；低负荷运行，节能装置未有效利用；泵机组本身存在问题。在运行控制方面，站内过程含水控制不稳；站内关键节点温度控制不准。

4.2节能途径

油气混输工艺：国内有多家厂商生产、试制出不同类型的混输泵，因现场应用缺乏必要测试手段，没有成熟的经验和操作规程，为此通过科技攻关建了一座多相混输泵实验站，能够实现混输泵实液测试且适应范围广，可实现液相0～80%、气相20%～100%、泵出口压力可调，实验数据实现瞬时和连续自动采集处理、打印，自动化检测方法先进。通过对混输泵进出口压力、温度、扭矩、振动、传动效率、泵效等30种参数的检测，完成了5台混输泵的性能测试及应用技术研究。目前相继投入生产应用3套，可不断回收大量的天然气，降低生产油井回压，增大产量，提高采收率等。

低温脱水工艺：随着油田的开发，采出液含水不断上升，井口加热集输工艺能耗高，中质原油采出液普遍采用不加热或降低井口加热炉负荷集输工艺，中质原油脱水一般采用“两段脱水”（化学沉降脱水、电脱水）。通过开发、应用高效处理设备、高效化学药剂，中质原油采出液经处理后原油含水降到10%以下，达到电脱水工艺进口原油含水指标。

探讨油气田集输系统的节能降耗技术 篇4

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。

2. 加强节能降耗技术的革新和推广

在技术革新和推广方面, 本文着重介绍新型油气水三项分离器的推广和使用, 该设备的特点主要是液混合物进入分离器之后, 可以首先分离出天然气, 此过程能够减少分离的难度, 提高设备的分离能力。特别是进入后期开采, 混合物的含水量大大增加, 并且含有大量其它杂质, 利用三项分离器中的防冲装置能够改变混合物的速度和前进方向, 能够有效防止沙腐蚀穿孔, 对设备的保护作用极强, 减少安装成本。除了技术革新之外, 实现节能降耗的另一个重要的举措是管理的创新和人才的引进, 只有管理好, 操作好集输系统, 才能使系统发挥最大功效, 达到节能降耗的目的。

参考文献

[1]庞庆梅.油田油气集输节能降耗途径分析[J].中国石油和化工标准与质量, 2010 (09) .

油田原油集输系统节能技术分析论文 篇5

原油脱水、污水输送的各种动力机泵对原油集输以及处理系统而言是重要的电力耗费设施。原油、渗水、燃气加热炉成为了原油集输和处理系统的天然气重要耗费设备。所以必须使用良好的节能措施，以免产生能源耗费。

1原油集输系统的耗能

1.1机泵

在原油集输处理当中，最主要的用电负荷则为输水及输油泵，所以，想要节电，则需对其进行控制。当前，联合站生产选取的泵，大部分是离心泵，其耗电量和输送量、输送压降构成正比，与泵效构成反比。对离心泵效率构成影响的重要因素为：首先，由于扬程、吸程管道在配置方面不够合理，且管道的阻力较大，令离心泵在运转过程中，耗费较大的能量。其次，选取泵需偏离正常工况，构成较大的富余量，令水泵效率过低[1]。

1.2生产工艺

对于油田的低、中含水阶段的开发过程而言，大部分联合站通过两段脱水的方式进行。这一流程虽然对提升油气分离、脱水速度与效率十分有利，可是需耗费较多热能。在油田处于特高含水开发期之后，因为原油液量较大、含水量较大，如果依旧使用井场高含水原油进站后进行直接加热升温、沉降等方式，不只会令加热炉加大热负荷，还会有较大一部分热能耗费于污水加热升温之中，形成庞大不必要的能源耗费。所以，这一技术工艺已经无法良好的顺应当前油田高效生产模式的所需。

1.3加热炉

加热炉成为了油气集输工艺内无法或缺的专用设施。原油脱水以及外输、渗水、冬季取暖乃至管线伴热等流程都要通过加热炉提温加热，所以，其也变成了联合站最重要的耗气设备。加热炉的耗气量主要和被加热介质的量、加热前后的温差以及加热炉的效率相关[2]。原油脱水以及外输加热炉、采暖伴热炉中的加热介质乃至加热前后的温度是依照油井在产量方面、处理工艺方面乃至实际生产方面的所需进行判断，虽然其调整余地过小，可是透过具有针对性的技术改造来提升炉效以及灵活掌控运转时间，依旧具有良好的节能余地。

2主要的节能技术及措施

2.1选择高效的加热炉

影响加热炉效率的原因有很多，比如说加热炉的类型、燃烧器的类型、排烟的温度、空气的系数、炉体散热情况等。随着众多新技术的涌现，推出了各类全新产品，例如分体变相加热炉、真空加热炉等。就分体变相加热炉来讲，在热效率方面能够达到90%以上。在这一系统中水成为最重要的介质，在于外界处在隔离状态时，耗费程度最低，系统长时间透过无氧的`形式进行工作，方能延长其使用的时间。蒸气发生器和换热器透过重力可以让水在蒸发后回落，并再次进行蒸发。由于炉体的蒸汽较高，极大降低了换热器的体积，令运转时的动力情况适当减少，从而起到减少成本的目的。在运用真空加热炉时，经由真空状态将中间介质进行气化，并将热盘管内的水、油进行同时加热。

2.2降低热损失

为了达到减少原油损耗的目的，在散热过程中可以安装不同辅助设备，比如伴热盘管或伴热管线等。如此才能够令温度维持在适当范围中，并且还能够避免管线产生凝油的现象。在各种储油罐的输送设施乃至水罐收油罐线中，需要具备伴热流程。对联合站节能降耗而言，降低损失提升效率成为关键。应当将各种输油管线的保温工作做好，把散热量降至最低。并且，需降低排烟中加热炉的热损耗。排烟温度越高，排烟量则越大，损耗越多。并且，在加热炉处于运行状态时，空气过剩系数应当处于适宜的状态，一旦此系数过大，就会直接提高出口温度，从而降低加热的效率，造成严重的热损失。正确判断空气过剩系数，能够有效提升效率，燃料耗费明显下降。当负荷变化处于明显的状态时，将空气量以及工况进行迅速调节，以此减少排烟的损耗[3]。就未来工作方向而言，在持续开发油田的情况下，井口采出液在含水率方面不断提高，使得处理环节更加复杂，为油田集输系统在处理油水时造成阻碍，并且，在通过节能提升效率方面也更加艰难。由于油水比例不断变动，不能顺应目前的状况，设施老化，速度迟缓，无法匹配等等，令正常的生产工作受到严重的影响。而且在新研发的工艺甚至油藏的产生方面，造成了原本油水在性质方面产生严重的变化，令集输系统在分离脱水方面的难度系数不断加大。由于使用了较多化学制品、化学药剂，不仅令企业的生产成本随之加大，而且也为环境带来了恶劣的影响。

3结束语

综上所述，只有通过创建全新的原油集输地面工程，通过改造老站的工艺，加强全新、高效的化学剂研发，通过全新的节能设备，推广废物资源化的技术，不断加强生产运转在管理方面的能力，才能够为油田原油集输系统的节能技术获取较好的前景。

参考文献:

[1]谢飞，吴明，王丹，等.油田集输系统的节能途径[J].管道技术与设备，2010（1）：57-59.

[2]李建，梁婷，刘伟，等.老油田集输系统现状及改进策略[J].油气田地面工程，2010（1）：28-29.

油气集输节能降耗技术 篇6

1 目前油气集输系统中节能降耗的现状

由于原油中的综合率含水量较高、耗能设备的效率较低以及原油脱水加热, 因此, 造成油气集输系统的耗能相对较高。近年来, 我国先后使用了一些先进技术及新设备, 并取得了很好的效果, 例如当前被广泛使用的常温游离水雨脱出技术, 此技术是将规定剂量的破乳剂放入含水较高的采出液中, 在不用加热的情况下就可以使游离水分离, 具有较好的净水作用。自然不加热集输设备的应用可以在油田产液的含水量超过60%时, 将油包水型乳化液转化为水包油型乳化液, 从而减少流动阻力, 增加液含水, 当产液温度达到原油凝点时, 可以在不加热的情况下直接输送。油气集输系统作为极其复杂的系统, 其中动力、热力以及分离设备的效率至关重要。油气集输系统中的热力设备就是平时人们的熟知的加热炉, 其作用是提供能量。要想使热力设备的热效率有所提高, 必须结合热力学第一定律进行科学分析, 并对其中存在的问题进行及时地解决。在油气集输系统的动力设备中, 泵的作用极其关键, 应该以理论泵的知识原理为参考, 完成新泵的设计, 从而提高效率。分离设备中分离器是至关重要的, 可以在原油的分离器上进行加以改进和创新, 使工作效率有所提高。

2 目前油气集输系统中节能降耗技术存在的问题

油气集输系统在实际运行中, 由于采出液中的含水量不断增长, 给油气集输系统中的系统效率的提高、节能降耗以及油水处理等工作带来了较大的难度。此外, 一些偏远地区小规模的油田开发带来了新的难题, 其中包括油水处理过程中耗能过高以及计算混乱等问题, 这些问题的出现严重影响了正常的油水处理工作, 并且部分设施存在较大的问题, 必须加以重视进行相应的改造。由于在油气开发的过程中, 能量被大量的挥发, 从而造成油气损耗的增长, 要解决这一问题, 必须加以重视密闭运行系统的状况, 并进行必要的改造。计量混乱情况的发生, 直接影响了分队计量系统的正常运行, 造成众多采油厂无法对个体采油队以及产水、产气进行单独的计量, 因此, 这一问题必须及时地进行处理。在油气集输系统中存在能耗问题较为复杂, 其中包括由于开发工艺的不断更新, 对油水的性质造成了较大的改变, 从而造成原油集输无法适应以及由于油水比例发生了较大的变化, 从而造成无法适应原有的技术、设施等。

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

近年来, 随着我国信息技术的不断发展, 油田开采中逐渐实现了信息化管理。而油气集输系统可以同时完成对数据的采集、分析和传输, 并能对相关部门管理人员的决策及时地提供准确的信息。通过对进站油气水以及原油外输计量系统的完善, 可以严格的控制高效加热以及机泵变频闭环, 并实现了对管线、污水、储罐、用电量、加热炉、以及燃料油气自动计量分离器的实时监控。从而在完善运行程序的同时大大提高了油气集输系统的工作效率。

3.2 油水泵变频技术的运用, 使机泵运行效率得以提高

由于在石油开采过程中含水量的增加, 使处理原油的机泵数量也随之增加, 因此, 使电耗量有了明显的增长。为了解决这一问题, 近年来, 油水泵变频技术在油田开采中得到了广泛的应用, 在提高机泵运行效率的同时, 可以有效地节省电量。此外, 通过自动监测系统和变频调速的结合, 可以实现闭环的自动控制。此外, 通过不断地加大对油水泵的改造, 合理的选择泵的型号, 并对系统的运行参数进行合理的配置, 从而在很大程度上提高了油水泵的工作效率。

3.3 无功动态自动补偿技术的应用, 使系统损耗大大降低

由于油田生产能力的不断变化, 油气集输泵站的实际处理能力和实际产量存在较大的差距, 众多设备的运行效率较低, 使机泵无法在高效区运行, 从而使系统效率大大降低, 针对这一情况, 并结合油田个采油厂的配电室用电负荷根据生产需要而变化的具体情况, 提出运用无功动态自动补偿技术, 通过对其实施进行实施动态补偿应用试验, 取得了较为理想的实际应用效果。不但大大提高了油田电网运行的功率因数, 降低了系统损耗, 也有效地提高了电力能效的综合利用效率, 节能效果比较明显。

4 结论

综上所述, 油气集输系统作为油田生产过程中的重要组成部分, 其能耗的高低是影响油田的运行成本和经济效益的关键因素, 因此, 必须充分利用节能降耗技术, 以减少油气的消耗, 提高油气集输系统的运行效率, 从而在降低运行成本的同时提高油田开发的经济效益。

参考文献

[1]扬庚桂, 朱继红, 高云峰, 康矿生.油田开发后期集输系统优化调整技术研究与实践[J].中外能源.2007.12 (5) :66-67

[2]胡博仲, 李昌连, 宋承毅.大庆高寒地区不加热集油回顾与展望[J].石油规划设计, 1995, 10 (2) .32-33

[3]宋承毅.论高原油不加热集油的影响因素[J].油气田地面工程, 1995, 14 (1) :9-12

[4]罗升荣, 杨建展, 季寞, 等.大庆萨南油田不加热集油技术的实践与认识[J].应用能源技术, 2001, 71 (5) :3—5

油气集输系统节能措施研究 篇7

一、油田集输系统能量消耗分析

油田集输系统在工作的过程中, 涉及的设备多、消耗的能量大。通过对各个部分和环节能量消耗的分析, 可以有针对性的进行油田集输系统能量节能措施的研究。根据热力学的基本原理, 对油田集输系统的各个部分, 例如转油站、管道、脱水站等进行热力学的分析, 分析各个部分对于能量的使用和耗散情况, 并且给出每一个部分能量消耗的评价指标。首先油田集输系统能量消耗的一个重要部分, 就是集输管网的能量消耗。其他的能耗主要发生在集输系统的脱水站和转油站, 根据实际的工作状况分析, 得到油田集输系统各个部分能量消耗占到总能量消耗的比例, 从而为集输系统的节能和提高效率提供支持。集输管道的能量消耗主要分为两个部分, 一是转油站到油井之间的集输管线, 该部分的管线的能量耗散量可以通过测量管线入口和出口的温度差, 以及进出口的压力差来获得, 而另一部分是转油站和脱水站之间的集输管线, 该部分管线的能量耗散量可以通过计算管线进出口的能量差来得到。转油站能量的消耗是集输系统能耗的重要部分, 该部分的能耗主要由加热炉和采暖炉的能量消耗构成。转油站所消耗的能量的基本上都到集输的介质中。转油站在工作的过程中, 需要用到各种各样的泵, 例如输送泵、掺水泵等, 这些电泵消耗的电能包括在转油站的能量消耗中。脱水站的能量消耗包括电能的消耗和燃气的消耗, 脱水站电能的使用主要用各个泵和其他电动装置的工作, 消耗的燃气主要用于加热锅炉的加热。通过结合现场的实际, 对特定的采油厂集输系统的分析得到, 集输系统能耗主要存在从井口到转油站管网、转油站和脱水站管网、转油站三个部分, 其中转油站能量消耗较多是对燃气的消耗。因此要想有效的降低油田集输系统的能耗, 就重点解决这三个部分的能量消耗问题。通过利用不加热输送, 提高集输管线的保温性能, 提高加热锅炉的能效, 提高电机和泵的效率等措施, 可以有效的降低油田集输系统的能耗。

二、油田集输系统节能措施研究

通过油田集输系统能量消耗的综合分析, 可以得到相应的提高系统节能的措施。首先要结合具有采油厂的实际情况, 制定相应的有针对性的节能措施方案。根据油水井的注入和产液量、含油量等方面, 确定出最佳的单井掺水量。细化集输系统的每一个环节, 在掺水的温度设计方面, 根据环境的温度要进行实时的调节, 在温度高的夏季, 可以掺混常温水。加强油田集输系统保温节能的管理, 在采油厂设立相应的管理领导小组, 制定出科学合理的集输系统保温节能方案措施, 加强节能措施的管理和实施, 从而保证节能措施落实到位。在全厂要积极的进行节能意识的宣传, 提高全厂员工的节能意识, 认识到节能对于采油厂以及自身发展的重要性。定期的采集井口压力数据, 对于井口压力高的井, 要重点进行监控, 及时的发现的问题。对于情况特殊井, 要重点特殊对待。有计划的控制掺水的温度, 在集输的过程中, 如果一直采用常温集输, 就会导致井口回压的升高, 通过提高掺水温度的方法可以有效的降低井口的回压, 但是何时升高掺水的温度, 需要通过研究分析并结合现场实践来确定。严格控制集输掺水的水质, 定期的对现场集输介质进行抽样检查, 确定掺水的水质, 如果掺水的水质不达标, 会影响到集输管线和其他设备的正常运转, 出现问题要及时解决。为了能够最大限度的降低集输加热系统能量的消耗, 要对加热炉进行精细管理, 合理的控制加热炉的工作时间, 充分的利用现有的能量, 尽量的避免不必要的浪费。小锅炉的能效一般都很低, 通过集中加热的方式, 可以有效的提高加热的效率。充分利用热洗水的剩余能量, 利用剩余的热洗水进行管道的循环和清洗, 从而延长集输回压升高的时间。在转油站掺水环节, 在夏季温度较高时, 可以不进行掺水的作业, 停止掺水的时间可以根据实际的情况来确定。对于输送管线较长的井、边缘井和稠油井等, 可以利用热水定期冲洗的方法, 来提高系统的运行效率, 从而降低回压。对于特殊的井, 为了能够保证正常的生产运行, 可以通过提前热水清洗的方法, 可以降低井口回压上升的幅度。

结束语

油田集输系统是油田生产重要的一个部分, 集输系统设备多, 规模庞大, 所消耗的能量多。通过对油田集输系统各个环节的分析, 得到能量消耗较高的部分, 从而进行有针对性的提出相应的节能措施。集输管道的能量消耗分为两个部分, 一是转油站到油井之间的集输管线, 另一部分是转油站和脱水站之间的集输管线。转油站能量的能耗主要由加热炉和采暖炉的能量消耗构成。通过制定相应的有针对性的节能措施方案, 确定出最佳的单井掺水量, 设立相应的管理领导小组, 定期的对现场集输介质进行抽样检查, 充分利用热洗水的剩余能量等措施, 可以有效的降低油田集输系统能量的消耗, 降低油气集输的成本, 提升油田的效益。

参考文献

[1]陈会军, 赵力成, 王明信等.萨北油田节能降耗优化调整措施[J].石油规划设计, 2003, 7:11~13.

油气集输节能降耗技术 篇8

1999年我厂在南6-5站、南7-2站将具有降黏、减阻和破乳功能的原油流动性能改进剂应用于以联合站系统为单元的不加热集油试验, 2000~2002年, 扩大了原油流动性能改进剂的应用规模, 增加了萨南一、萨南三、萨南四、南6-6和南6-4站转油站添加原油流动性能改进剂, 加药浓度都在150ppm以下。

一、现场试验及运用效果分析

从1999年至今, 对加原油流动性能改进剂的7个转油站的温度、液量、压力、耗气等数据进行了不间断的记录和对比。在实验期间, 发现这7个站的掺水温度普遍由实验前的70~75℃下降到彻底停炉时的35~38℃, 计量间来油温度由试验前的45℃下降到35℃, 单井回油温度由试验前的33~40℃下降到25~30℃, 单井最低集油温度为15℃。

加原油流动性能改进剂试验前各站生产情况如表1所示。加原油流动性能改进剂试验期间各站生产情况如表2所示。

二、经济效益分析

1. 节气情况

实验发现, 萨南一、萨南三、萨南四、南6-6和南6-4转油站的外输气分别有所增加, 而其自耗气和吨油耗气也有不同程度的降低。

由表1、表2和每天报表的实测数据可知, 试验前后萨南三站自耗气由16.9m3降到6.8m3, 萨南四站自耗气由25.6m3降到8.3m3, 南6-6站自耗气由8.6m3降到4.05m3, 南6-4站自耗气由12.3m3降到4.8m3, 萨南一站自耗气由13.8m3降到7.4m3, 南7-2站自耗气由7.32m3降到2.76m3, 南6-5站自耗气由12.2m3降到7.8m3。

萨南三、萨南四站累积试验天数375天;南6-6站、南6-4、南6-5站和南7-2站、萨南一站累积试验天数284天。

萨南一、萨南三、萨南四、南6-6站、南6-5站、南7-2站和南6-4站合计节气6961500m3。按冬季0.9元/m3气价计算, 在这7个站的试验期间可节省626.535万元。

2. 降低成本

在对这7个站加流动性能改进剂期间, 将加药浓度都控制在150ppm以下。试验期间共用流动性能改进剂126.5t。

流动性能改进剂支出费用为96.14万元 (改进剂单价7600元/t) 。经过一段时间的试验, 节约的经济成本为530.395万元。

3. 确保安全生产

在未加流动性能改进剂之前, 7个站在冬季冻井总数为21口井次, 平均每个转油站1个冬季冻井3井次。在加原油流动性能改进剂期间, 所试验的7个站未发生一次冻井现象。

三、降温集输技术探索

近几年在添加原油流动性能改进剂常温集油方面做了大量的现场试验, 通过试验总结出:双管掺常水流程最适合于各种产液及含水的油井进行常温集油。控制掺水量的多少, 即控制了加药量的大小。其效果的好坏可以通过井口回压的变化反映出来。当回压上升较快时, 应及时调整掺水量。

1. 最低进站温度探索

从现场试验情况来看, 在相应的加药浓度 (150ppm) 下, 回油温度高于黏壁温度 (14~15℃) 4~5℃时, 半个月内井口回压变化不大。

2. 最佳进站温度

从现场试验情况来看, 在相应的加药浓度 (150ppm) 下, 回油温度高于黏壁温度 (14~15℃) 7~8℃时, 井口回压变化幅度不大, 并且持续时间较长 (1个月以上) 。

目前对已经具备加流动性能改进剂进行低温集输的7个转油站继续加药, 实行降低掺水温度集输, 掺水温度由65~75℃降至36~45℃。

3. 转油站掺水出站压力

现场试验表明, 为了避免出现油井争掺水现象而导致系统压力下降, 转油站掺水系统出站压力不得低于1.5MPa。

4. 单井回油温度

试验中, 将单井回油温度控制在30~35℃。从现场实际运行情况来看, 回油温度高于原油凝固点 (28℃) 2~3℃时, 井口回压变化幅度不大, 所有生产都表现正常。

5. 转油站外输温度

试验中, 将转油站外输温度控制在35~40℃。目前, 油田上一般都采用两段或三段脱水工艺, 该工艺最初要求一段沉降脱水来液混合温度在45℃以上, 以保证游离水脱除及后续污水处理效果。

通过对游离水脱除机理的研究和现场试验, 总结出可以适当降低联合站的进站温度, 因此, 在试验中将转油站外输温度控制在35~40℃之间。

四、结语

油气集输系统热能利用技术 篇9

一、油气集输系统热能利用技术现状分析

油气集输要实现油田大量原油、水、气等的输送和处理, 因此在运行的过程中会消耗大量的能量。而且随着油田集输系统工作年限的增加, 系统消耗和耗散的热能也会逐年增加。通过对集输热能的综合利用, 可以有效的降低成本, 提高效益。通过油田集输系统热能利用技术的综合分析, 可以得到现阶段集输系统热能利用的不足和优势。从而更好的做好油田集输系统热能利用工作。油田集输输送油气过程中, 由于输入到油气集输站入口的温度很高, 这样原油流动过程中跟外界的热量交换就较多, 原油的热量不断的向外界释放, 从而造成了能量的浪费。进入到集输站中的油气温度越高, 损失的能量就越多。油田采油和注水系统是油田能量消耗的重要部分, 随着油田产液量和注水量的不断增加, 油田采油和注水消耗的能量也会不断的增大。油田地下石油资源不断的被采出来, 为了能够保证油田稳产, 在含油量减小的情况下, 需要不断的提高油田的产液量, 产液量增大后导致集输站入站液体的温度会不断的增大, 如果含水量在百分之八十七左右时, 集输站液体入站的温度会在五十度左右。从井口返出的高含水原油, 首先输送到联合站, 在联合站经过处理之后, 又被输送到注水站重新被注入地层中, 这过程会增大污水输送所消耗的电量, 而且会大大增加系统的设备组成, 从而增加系统的设备运行维护费用, 导致了集输运行成本的增加。随着产液量和含水量的增加, 给地面设备增加的负荷越来越多, 而且集输系统工作过程中, 系统的密封性能也不好, 从而严重的影响到油气集输的效率。集输管线是油气集输的重要设备, 集输系统热量的消耗也主要发生的集输管线上。如果集输管线的保温效果不好, 很容易造成管线内热量的耗散。

二、油气集输系统热能利用技术

通过开展油田集输低温和低能耗输送研究, 降低集输过程中的能量消耗。随着油田采出液中含水量的不断增大, 导致了产出液的温度也在不断的升高。当产出液中水的含量占到百分之八十左右时, 产出液的流动性能就很好了, 而且产出液的温度较高, 如果充分利用产出液的这些特性, 就可以实现油气的不加热集输, 从而减少由于集输加热消耗的能量。由于产液量和注水量的增加, 导致现有许多集输设备都是在超负荷的运转, 系统的密封性差。因此需要改进现有的技术工艺和设备, 采用先进的分离和脱水技术, 在常温条件下保证集输系统的密封性, 可以将以前的两相分离装置, 逐渐的转变成三相分离装置, 实现分离装置预处理的功能。开展油田集输系统油耗分析和控制软件研发, 将影响到集输系统能量耗散各个条件和参数集成化, 通过利用计算机软件的方法, 对系统热能耗散进行精确的监督和控制。优化集输系统的运行参数, 降低系统的热能耗散。将集输系统热能耗散指数大小作为单位的考核指标, 真正将集输系统热能利用技术落到实处。油田采油的产出液和处理得到的污水中含有大量的热量, 如果能够将这些热量回收利用, 将这些热量利用到原油脱水、供热等方面, 可以更加有效的利用这些能量。采用先进的工艺和设备, 利用节能输油装置, 例如在离心泵的选择方面, 首先要选择合适的离心泵功率, 而且要选择节能型的离心泵。开展集输管道高效保温技术的研究, 利用先进的节能保温材料, 提高集输管道的保温性能, 从而降低油气集输过程中管道中热量的耗散。由于油田集输产液量和注水量都在不断的变化, 因此需要采用能够调节流量的集输泵。采用变频技术可以有效的解决该问题。变频技术的调速范围广, 而且是无极调速, 可以根据实际需要的泵排量, 来调节泵电机的转速, 这种方式节能的效果较为明显。注水量的增加导致了注水用电量的增加, 通过提高注水效率的方法, 可以降低注水井的能耗。注水过程中能量的损耗包括电机能耗、注水泵的能耗以及注水管线的能耗。通过改进注水井的注水方案, 改善电机和注水泵的工作性能, 及时检查设备的运行状况, 保证设备的正常高效运转, 可以降低注水过程中的能耗。在进行油田集输系统方案、工艺流程设计时, 需要充分的考虑到, 随着油田开发时间的增长, 产油量、产液量和注水量等参数的变化对集输系统能耗的影响。

结束语

油田集输系统中要消耗大量的能量, 许多能量会被耗散浪费掉。如果进行集输系统热量利用技术研究, 充分利用这些能量, 可以有效的节约能源, 降低成本。进入到集输站入口的油气温度越高, 系统损失的能量就越多。随着产液量和含水量的增加, 给地面设备增加的负荷越来越大。通过油气的不加热集输, 可以有效减少加热集输所消耗的能量。油田采油的产出液和处理得到的污水中含有大量的热量, 将这些热量利用到原油脱水、供热等方面, 可以更加有效的利用集输能量, 采用先进的工艺和设备, 利用节能输油装置。通过研究对于提高油田集输系统能量利用率, 降低成本, 提升效益, 具有积极的意义。

参考文献

[1]邓寿禄, 王强.热泵系统应用于油田废水余热回收的探讨[J].现代测量与实验室管理, 2003.

油气集输工艺技术研究 篇10

1.1 原油集输工艺

很多油田原油高含蜡高凝, 加热加工工艺和多级布站、单井集中计量、单管道和双管集油等处理工艺比较常见, 我国的辽河以及华北油田就采用这种工艺方法。

国外处理高含蜡原油主要采用加热方法, 加入化学药剂降低粘度, 单管集输方式应用也比较广泛, 在美国和加拿大等国家工艺发展比较成熟。低含蜡和低凝点原油主要采用单管不加热的集输工艺, 如新疆油田。

在技术工艺方面, 国内的大庆油田起步较早, 对比国内其他油田有着一定的技术基础优势, 大庆油田经过过年开采, 逐渐进入高含水后期, 集输工艺逐渐向利用高含水原油流变特性降低输送温度, 实现常规输送, 简化集输工艺。

1.2 长距离多相混合工艺

长距离混输工艺是油气集输的尖端技术, 从上世纪80年代开始, 西方发达国家就针对油气水多相混合技术进行了大量的实验研究, 多相混输配合电热技术, 能够实现油气集输工艺进一步简化, 并有效降低工程成本, 是一项有着巨大发展潜力的技术, 在这方面, 国内的工艺水平和自主研发设备都落后于西方国家。

1.3 原油脱水

油田开采后期, 原油中含水量逐渐上升, 如何降低原油含水率成为了必须关注的问题。世界范围内, 原油脱水的主流技术是两段脱水。一段脱水使用大罐沉降和聚结脱水脱出游离水, 二段拖回采用平挂电极和竖挂电极交直流复合电脱水技术, 含水量过高的低凝低粘原油更多额采用热化学工艺脱水, 我国的塔里木油田以及美国和法国等都采用这种方式。

1.4 自控系统

油田集输工艺自动控制技术的应用能够通过工艺流程面, 让工作人员提高对工艺流程的熟练程度, 能够实时掌握油田生产动态, 特别是自控系统在分离岗位中的应用, 能够实现对油田集输系统的有效监控, 避免了事故的发生, 并提高了油气分离的质量和效率, 实现了油田集输系统的现代化管理。

自控系统在油气集输系统中有着广阔的应用前景, 但是在既有集输系统中实现自动控制, 需要对当前油气集输系统中的各种硬件条件充分利用, 对油气集输各个子过程进行综合优化, 提高控制系统的自动化水平。油田的自动控制系统进一步发展应该重点研究油气集输子系统和管理自动化与过程自动化的结合, 并建立完善的故障在线诊断系统, 实现集输系统的智能化。

2. 滚动开发油田油气集输工艺

研究滚动开发油田油气集输工艺, 解决开发边缘区块原油集输问题, 在满足生产需要的同时降低工程量, 提高工艺技术能够, 是降低滚动开发油田工程量, 提高工艺技术水平, 维持运行成本的有效措施。

2.1 选址

滚动开发油田中有完善的已建设施, 新建工程需要对已建设施充分利用, 简化工艺, 有效降低建设工程量, 节省投资。选址要充分利用已征土地, 减少耕地面积占用, 降低征地费用, 污水处理、电、水等工程可充分利用已建工程, 降低配套工程量。

2.2 工艺方案优化

油井至接转站单管密闭集输, 在端点站加破乳剂, 接转站内进行油气处理, 前端工程新建, 后段工程可依托已建工程完成。为了转接站原油稳定塔在不设置压缩机的情况下产生负压, 需要计算管路沿程损失, 依据连接管路摩擦阻力计算数据, 合理组织安装方案, 降低管道内摩擦。

2.3 新型高效油气水三相分离器

新型设备充分利用流体压力能, 形成离心力场, 提高分离速度, 混合液进入分离器之前就能够脱出90%以上的天然气, 实现气液初步分离。之后使用活性水、水洗破乳技术, 提高破乳剂效果, 配合缓冲蒸馏、聚结填料强制破乳, 减小沉降需要时间, 提高处理质量, 设计聚结填料的波纹为上大下小结构, 避免出现泥沙堵塞。除此之外, 新型的三相分离器还设置了防冲机构, 减少了混合液下落对筒体造成的砂磨损和点蚀, 分离器使用寿命得到了很大提高。

2.4 高效水套加热炉

高效水套加热炉使用了自编水套加热炉热力和阻力计算软件, 计算了加热炉燃烧系统和热盘管, 获得更加合理的燃烧系统和热盘管尺寸与结构。高效水套加热炉使用了螺旋槽管, 在加热炉对流段使用螺旋槽管, 近壁面流体和管壁间相对流动速度更快, 边界层厚度更薄, 热阻更小, 传热膜系数更高, 总传热系数提高到了原来的1.5倍。

新型加热炉还采用了新型全自动微正压燃烧器, 作为一种大气式燃烧器, 现场操作十分方便, 安全性更高, 能够实现自动点火, 并配备了熄火自动保护装饰, 燃料燃烧更加充分, 提高了燃烧效率。

2.5 端点加药技术

原油脱水工艺中通常都选择添加化学破乳剂, 能够有效抑制混合液在输送中发生乳化。在端点加药能够节省药量的1/2。

2.6 磁处理原油脱水器

管道磁式原油脱水器是比较常见的脱水技术, 能够系拿住改善水和水溶液的结构特征, 有效减少石蜡成分分子间力, 抑制蜡晶生产聚结, 并能够显著改善原油凝点、黏度和集电环电压, 易于实现油水分离。

3. 结语

油气集输不同于油田物探、钻井、测井、采油作业, 油田点多, 线长面广表, 而且高温高压, 易燃易爆, 工艺比较复杂, 压力容器量大并且集中, 连续生产, 危险性很高, 想要提高油田生产的整体技术水平, 加大油气集输工艺的研发投入是十分必要的。

参考文献

[1]丁玲.油气集输工艺技术探讨[J].中国高新技术企业, 2012.