1、1油田节能降耗集输技术进展概述摘要：阐述了转油站集输工艺流程，分析了集输系统效率影响因素，并概述油田节能降耗集输技术进展状况。 关键词：油气集输系统；降耗集输的进展 中图分类号：TE151 文献标识码：A 文章编号： 一、转油站集输工艺流程 转油站工艺流程方框图见图 1。各计量间来液首先进入汇管，经汇合后输往三合一，经三合一后分为三部分：天然气、经过三合一简单分离出来的水以及含水油。其中天然气经除油器后输往流量计间，然后一部分外输到 A 联，一部分用于二合一加热炉自耗（其中各站天然气流程可能有些不同，如某站自产的气量较少，无法满足该站自耗用气时，需要天然气处理厂补充供应一部分天然气） ；由三合
2、一简单分离出来的水经二合一加热炉加热后进入泵房，再经泵加压后通过阀组送回计量间；含水油进入泵房升压，经流量计计量后再经调节阀外输至 A 联。 图 1 A 转油站集输工艺流程 二、影响集输系统效率的因素 由于油田大部分采用加热方式进行集输，因此油气集输系统自身消耗了大量的能源，特别是随着许多老油田进入高含水后期，开发难度不2断增加，集输能耗逐年上升。因此，节能降耗已经成为石油企业降低成本、提高经济效益的重要途径。集输工艺、输油动力设备、热能损耗、输送温度、原油粘度对油气集输系统效率均有不同程度的影响。通过选用合理、先进、经济的集输工艺，优化布站技术，加强生产管理，搞好热能综合利用，推广应用节能型
3、输油动力设备和保温材料，以节能为中心采用先进、合理的工艺、设备和转油站加热炉进行生产改造，提高了集输系统效率。 三、油田节能降耗集输技术进展 3.1 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，从而实现常年不加热集油 随着油田全面进入高含水后期开采阶段，油井出油温度呈上升趋势；当原油含水率高于 80%后，剪切速率的变化对含水原油粘度已无明显影响，表明含水原油转相，采出液完全呈现牛顿流体的流动特性；另外，进入高含水后期，集油管道管壁结蜡量也明显下降，因此，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。且这类不加热集油井由于高含水后期、高产液不需加流动改进剂。 3.
4、2 实施降温集油 实施降温集油的油井是含水率已超过转相点但产液量低于 100 t/d或处于转相点附近的油井。其采用的技术措施： （1）不加流动改进剂，采用掺常温水措施，提高油井总含水率，促进转相。从而改善流动条件，实现常年降温集油。该措施已在全油田推广，但实施范围及效果仍有差别。 3（2）降低掺水温度，实现降温集油。对含水率已经超过转相点但产液量较低的油井，由于液流已不受粘度温度关系影响，可使集油温度降低到凝固点附近甚至低于凝固点。具体措施是降低掺水温度，但要根据集油系统条件，经过集油参数优化及生产实践确定经济合理的集油温度范围。 （3）通过加流动改进剂实现降温集油及不加热集油。流动改进剂对集
5、油温度有较明显影响，随着加药量的增大，集油温度明显降低，而且其影响随产液量及含水率的上升而增大。这种变化主要是由流动改进剂对含水原油粘度及乳状液形态的改变引起的。因此，加流动改进剂不仅可以实现降温集油，而且如果集油温度降到混合出油温度以下，还可实现不加热集油。 3.3 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 大范围不加热集油或常温集油会明显降低集油温度。实施不加热集油及降温集油，只有配套常温输液、常温游离水脱除及常温含油污水处理，才能最终摆脱对高含水产出液的升温处理，实现全过程低能耗集油。（1）常温输液。加流动改进剂及破乳剂常温输液试验表明，离心泵在低温下输送高含
6、水原油是可行的。加化学助剂可以实现常温输液，但加药次数及加药量要优选，需进行整个集油系统一次加药还是多次加药的试验。也可进行螺杆泵输液试验。 （2）常温游离水脱除。近年来开展的加流动改进剂降粘、转型试验4表明，一定浓度的流动改进剂，能降低含水原油转相温度；降低含水原油粘度，有利于改善油水分离条件，特别是有利于改善利用重力分离原理的游离水脱除条件及含油水处理的除油条件。因此，应该继续从优化筛选流动改进剂、破乳剂入手，开展室内及现场加药试验，以较低加药量获取较大幅度降温，力争把处理温度降到 2830。为了尽可能减少大量添加化学助剂给原油生产成本增加带来的压力，要从多方面为降低集油温度创造条件，进一
7、步挖掘填料在提高油水分离效率方面的潜力，最大限度降低填料型游离水脱除器的沉降温度；进一步改善破乳剂的低温破乳性能及高效性能，即利用管道破乳及游离水脱除降低沉降温度并使其保持良好的电化学脱水性能，以减少流动改进剂的使用。优化集油参数，调整集油系统，充分利用油井出油温度；充分利用高产液井热力条件减少热损失，保持尽可能高的系统出油温度，以缩小利用流动改进剂集油的范围。 3.4 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，将其中的热量回收给联合站采暖伴热，另一部分用于集油或原油脱水，节能效果很明显。 3.5 根据油田及工艺技术发展，调
8、整设计技术界限，实现优化运行 随着油田进入高含水后期开发阶段，地面工程运行条件与中低含水期相比发生了很大变化，同时由于油田节能降耗、降低原油生产成本的趋势及近年低能耗工艺技术的发展，为了达到节能降耗、降低生产成本，实现全系统优化运行的目的，需要进一步调整有关主要设计技术界限(包5括工艺参数)：油井出油温度预测方法；集油温度界限；集油方式的技术界限；游离水脱除的技术界限；与投加化学助剂相关的技术界限。对老旧机泵进行更新改造，安装变频器和调整泵的规格，提高集输效率；转油站合并、脱水站改放水站，降低转油站、脱水站泵管压差，可减少输油（液）耗电，从而达到节能目的。 3.6 优化低负荷系统运行方案，降低
9、系统运行能耗 在与产油量有关的各系统面临低负荷运行时期到来之前，应认真考虑好系统调整改造方案，以利于系统高效运行。这一方案必须按大区进行各系统的能力测算，因此必须开发原油集输、处理、外输及油田气系统的优化运行软件，才能科学实际地开展评价及确定系统改造方案。建立优化数学模型，对管网进行优化。软件应具有流程仿真、测算不同生产规模下系统技术经济适应能力及在给定的系统条件下优化运行方式的功能。同时，推广先进地面工艺技术，采用连续脱水技术。通过改进脱水泵也能达到节能降耗，优化系统运行的目的。 3.7 加热炉节能措施 （1）使用高效加热炉和新型高效燃烧器。 （2）用自动空气调节器或在运行中根据烟气中氧含量
10、的大小随时调节进风挡板，以控制过剩空气系数在 1.21.4 之间。 （3）在烟管内加翅片管、紊流带或循环水管等以降低排烟温度，减少排烟损失；对于有充足气源的油田，可采用加热炉改烧天然气技术，如果伴生气量不能满足实际生产的需要，则可以考虑采用燃煤分体相变加热装置。 6（4）采用新型保温结构及材料，以降低由于加热炉表面散热造成的热损。 （5）改进加热炉及燃烧道结构，提高热效率。 （6）适当提高加热炉的工作压力。另外，还可以利用变频调速控制加热炉助燃风量，以减少排烟损失。实践证明，这些措施在生产上都是可行的，并获得了巨大的经济效益。 3.8 采用原油密闭生产及新型高效的油气水三相分离器 为解决好高含
11、水后期生产时大量低温高含水原油处理问题，关键是解决原油预脱水。原油密闭输送能最大限度减少油气损耗，实现油气处理的安全运行，减轻了环境污染。油气水三相分离器结构及工作原理：油气水三相分离器主要由进料分离筒、捕雾器、布液板、防冲专职、稳流装置及油水室等组成。油气水混合物从切线进料口进入进料分离筒以后，利用离心力、重力及碰撞分离，脱出的气体经平衡管与沉降室脱出的气体混合，通过捕雾器后流出设备。油水混合物经导液管进入沉降室，分离出的原油翻过塌板进入油室排出，水经集水管进入水室后流出装置外，泥沙等污物由设备底部的入孔及排污孔排出。油气水三相分离器特点： （1）应用气液预分离技术，提高分离器的处理能力。气
12、液混合物在进料分离筒中将 90%以上的天然气预先分离出来，降低了分离器内的气相负荷，使分离器溶剂利用率由 60%提高到 90%，提高设备的处理能力。 （2）设置防冲装置，延长设备寿命。油田进入高含水后期，随着产液量加大，采出的沙量也增加，而采出液中含沙对设备造成了相当大的7损害。为此专门设计了防冲装置。以其凹面迎着导液管口，从导液管口射入的混合物冲击它的表面时，流体的速度和运动方向突然改变，起到了转向器的作用，减小了动能，而且避免了流体直接冲刷筒体下部，防止了沙腐蚀穿孔，延长了设备的寿命，节约了成本。 （3）利用水位调节装置，保证设备平稳运行。为了实现沉降室油水界面的调节，在水室集水管出口处，安装了一个水位调节装置。有效的抑制了液量波动及其它干扰对油水分离过程的影响，保证了设备有一个稳定、良好的工作状态。 参考文献： 1赵玉华，王洁，白晓东等.大庆老油田节能降耗技术J.石油规划设计，2000. 2黄丽莎，刘敏辉，洪黎等.低耗节能配套技术推广应用效果分析J.河南石油，2000.
