集输方案 篇1
1 我国油气集输系统生产运行过程中存在的问题分析
1.1 我国油气集输系统生产运行现状分析
随着现阶段我国经济实力的不断发展和增强, 我国油田的产油量和产液量都有了很大的提高。但是, 在这中经济发展和产量增加的背后是生产运行设备的老化和功能的日益不能满足需求而导致的效率低下。
在我国油田发展初期设计的油气集输系统生产运行方案, 也存在着一些不合理的情况, 主要存在于管网的拓扑布局和设计参数这两项重要指标上。在这两者中的一些子问题, 例如星式集输管网的拓扑优化问题, 都被证实成为影响油田进一步发展的新难题。
1.2 我国油气集输系统生产运行过程中存在的问题分析
油气集输系统的生产运行中存在着诸多问题, 像油气的浪费程度非常高、相应的能源消耗度也非常高, 甚至于油气计量的标准和方式方法都存在着混乱的问题。
对于油气集输过程中的能源消耗主要集中在对油水进行处理的过程, 在该过程中存在着非常明显的能源消耗问题。愿意就是我国目前对于油水的处理技术和工艺流程上都相对落后, 现有的设备尚且无法满足正常的需求。
相比较能源的消耗, 我国油气集输过程中对于油气的消耗, 主要存在于工艺的不完善, 技术的相对落后和操作管理的失误等方面。整个对于油气处理的过程, 综合上面三个因素, 就非常容易导致了油气的挥发等情况, 造成油气不必要的消耗。
计量混乱则相对好理解, 主要是指计量的标准在执行过程中是否能够完全一致, 计量的方式方法是否得当等, 极易造成油气计量方面的混乱。面对这样的问题, 在某些特殊情形下, 不得不用单独计量的方式, 来对油气进行计量, 这样效率非常低下, 也徒增了油气消耗的可能。
2 我国油气集输系统生产运行过程中的问题把控
我国油田的油气集输系统的生产运行和优化改造过程中, 都应该对这几类问题进行准确的把控。
首先, 目前我国油气集输过程中, 存在着实际输油需求与设计不相符合不相匹配的情况。这种设计与现实情况的无法匹配, 是造成整个系统运行效率低下的重点所在, 这将会影响效率的同时造成极大的油气消耗。
其次, 我国目前的几大油田都属于老油田, 设备已经处于老化维修阶段。设备的明显老化, 导致了本就不高的油气集输效率出现了各种中断、浪费的可能, 这样的问题同应该在优化改革过程中得到重视。
还有, 设备管道的老化, 不是一个油气集输系统的个别现象, 而是整个油田管道都存在的普遍问题。这就使得我们在研究油气集输系统优化方案的过程中不得不把眼光放大, 放长远, 这样才能整体上进行把控问题, 寻找最佳解决方案。
最后, 对于整个系统的运行、检测、监督等人为参与的环节, 因为人的因素, 也增加了系统效率和运行安全性的因素。因此在整个系统的优化过程中, 人的因素也是非常重要的问题之一。[1]
3 油气集输系统生产运行方案优化方法
明确了问题所在, 对症下药, 往往才能起到事半功倍的效果。针对我国油气集输系统生产现状分析, 和其所存在的问题分析和把控, 我们在对整个系统的优化改造过程, 可以从以下几个方面深入展开。
3.1 改造脱水结构
油气中水含量的问题, 是整个油气生产中必须解决的重大问题。在对油气集输系统生产运行方案进行优化改造中, 可以从改造脱水结构入手, 优化脱水放水工艺。
在这个过程中, 主要需要注意的就是二者的相互良好结合, 即将油气脱水和油气放水两个不同但某些方面相近的环节进行结合。优化二者的设计工艺和操作流程, 在工作开展的过程中, 可以通过简单的观察就能够明确设备的运行是否正常, 这将对油气集输效率的提高产生非常明显的帮助。这时就需要对系统的脱水结构进行改造。
3.2 高新技术的引进
科学技术的进步, 是推动整个社会向前发展的一大动力。在油田事业的发展过程中, 更加离不开高新技术的引进和使用。
新技术新设备的引进, 带来的不仅仅是技术、设备上的更新, 更是整个系统科学管理科学运行的更新, 同时也是管理理念和操作技能技巧方面的更新。例如在油气的脱水环节, 高新技术的引进就使得整个环节流畅迅速高效的多。
为解决一些油田在生产高峰过后脱水系统负荷失衡效率降低的问题, 整个系统优化过程中就需要将已经失去作用的脱水站变成水站, 将原油输送到下个脱水站进行脱水, 对尚且还能发挥作用的水站加入新的技术和新的设备进行高效的脱水处理。[2]
4 结语
对于油气集输系统生产运行方案的优化和改造, 不是一朝一夕能够完成的。这是一个长期且持续不断的过程。在这其中需要我们不断的分析现状, 找出问题, 针对性的提出相关解决办法, 才能尽可能的达到我们最理想的预期效果。
参考文献
[1]米卫涛, 赵涛, 李雄飞.浅析油气集输系统优化[J].中国石油和化工标准与质量.2011 (09) :55-60.
集输方案 篇2
1 油气集输设备的发展历程
1.1 六七十年代油气集输设备的发展及存在的问题:
在石油工业发展初期, 我国的油气田设备的发展进步较快, 但和西方国家比较, 存在技术水平和管理水平低, 产品质量差、效率低、能耗大、不配套等一系列问题, 同石油工业发展的需要和社会的总需求有一定差距。
比如在油田上使用较多的油气分离器, 无论是高油气比的或低油气比的、卧式的还是立式的、高压的或低压的、两相的或三相的, 内构件较为简单, 设备处理后效果不尽人意, 通常达不到所需性能。如电脱水器常采用立式结构, 而电场也为高压交流电场, 就是纯加热电脱水, 这种设备处理后的效果, 都只处于初级和简单加工阶段。而油田矿场油气集输系统的加热设备刚更为简陋, 刚开始是一个井场三把火, 值班室用火墙取暖, 大站采用砖砌管式炉, 井口房用热风吹炉。这些简明的加热设备存在时常被烧坏的安全隐患。再接着研制出了水套炉, 但其热效率较低、污染严重、能耗较大, 难以满足生产需要, 是油田建设的瓶颈问题之一。
1.2 八十年代油气集榆专用设备的发展:
八十年代, 相关部门油气田地面设备技术政策和长远规划:要求在搞好技术基础工作的同时, 通过技术改造、技术开发、设备筛选技术引进、技术交流等, 不断改进设备, 强化设备的配套性。加强产品质量监督检验, 提高经济效益和社会效益, 降低损耗。提高质量全面改进技术水平, 使油田设备不断满足石油工业发展, 适应建设现代化石油工业的要求。在八十年代末, 油气田设备的技术水平得到了较快的的发展和提高。油气集输主要专用设备, 如常用的原油电脱水器、加热炉、塔器和油气分离器等较为明显。
比如油气分离器的发展:长期以来, 人们为了提高设备的技术经济性能, 开展了诸多研究, 先后开发出了多种设备型式及其内部结构。就设备型式来说, 典型的主要有立式、卧式和球形三种, 其中卧式设备兼有高效和便于制造的优点, 因此八十年代后期得到了极为广泛的应用。在卧式设备中最有代表性的是美国的API游离水分离器, 其主要用于实现油、气、水之间的预分离, 在工程中应用的最为广泛。在API游离水分离器的基础上, 开发出了Performax填料式分离器, 其特点在于通过引入Performax填料, 缩短液滴聚结所需要的沉降距离, 从而加快了油水之间的分离过程。在相同条件下, Performax填料式分离器不仅极大地改善了油中含水指标, 而且使污水含油指标也大幅度降低, 由此显示出了极大的优越性。之后又发展出了双流式分离器, 其工作原理实际上它相当于两台Performax填料式分离器的一体化并联, 不同点主要在于两个分离腔是连通的, 所以设备内的油水界面及气液界面只需一套控制系统。它同两台分立的Performax填料式分离器相比, 可以节约一套控制系统, 少用两个容器封头, 此外还减少了近一倍的设备安装工程费用, 因此经济性能较好。但这种双流式分离器在设计、制造和使用时, 必需确保两个分离腔做到流体力学对称, 不然就会发生偏流现象, 影响设备性能及其工作效果。
加热设备的发展变革更是巨大。无论是火筒炉、水套炉, 还是管式加热炉, 都紧紧抓住热效率这一核心问题, 不断优化设备结构, 使炉效大幅度提高, 提高炉效的方法主要有两个:一是要使燃烧空气过剩系数数值尽量趋小, 多余空气不能进入炉内;二是要降低排烟温度, 减少热损失。而且加工流程和工艺不断进步, 通过采取工厂预制、现场组装, 大大提高了施工工效和质量, 确保严密无缝;保证设备运行的安全可靠, 大大提高了炉效。加热设备逐渐摆脱高耗低效的困境, 向着高效低耗方向发展, 这已是有目共睹的事实。
2 油气集输设备的发展现状
大庆油田按照自已的油气特点, 从实际需要出发, 设计中体现“简”和“省”的原则, 充分地将国外先进结构、先进技术、新型材料等运用到工程实践中去, 设计生产出不同规格的各类油气集输专用设备, 形成了一系列先进实用的油气集输专用设备和技术, 如塔类、高效分离器、高效加热炉、多功能处理装置和高效含油污水过滤器等等已接近世界先进水平的设备。
3 油气集输设备的未来发展:以下是高效加热炉目前主要发展方向
3.1 高效的相变热传导技术的应用。
相变热传导以水蒸气作为传热介质, 换热效率高, 热传导系数稳定。水在封闭的炉壳内受热蒸发、冷凝, 使得加热炉维持在较高换热效率 (大于90%) , 水损失小, 密闭炉壳内不易结垢, 而且运行安全可靠。
3.2 加速国产化高效燃烧器研究。
重点创新发展外部混合雾化技术、转杯雾化和内部混合雾化。这些先进的雾化技术燃烧完全、火筒清洁、雾化效果好, 而且能适应各种轻油、重油和天然气燃料。为了使燃烧器处于良好的工作状态, 建议增设燃料油处理系统, 以清除燃料油中的固体杂质。
3.3 换热盘管结构形式和材料研究。
换热盘管是非常关键的部件之一, 盘管设计必须考虑适应不同的生产介质, 包括油类、污水类气类介质, 考虑各种介质的腐蚀性和管体结垢。同时在结构上要考虑方便清理、维护和更换。
3.4 自动化控制与监测技术的应用。
自动化控制是流程设备的发展方向, 加热炉也不例外。实践证明, 自动化控制实现自动点火、燃烧、自动停机和自动吹扫、供空气, 自动控制运行参数可使燃料利用率达99%以上。应用监测技术实现低水位保护、熄火保护、超温超压保护等, 保证设备安全运行。
通过不断的发展, 在设计时通过材料、结构等多方面引进先进技术, 创造了良好的经济效益。
摘要：油气集输设备是油田矿场地面设备的重要组成部分, 其发展紧随石油工业不断进步。石油人在实践中不断总结和探索, 生产出适应石油工业发展需要, 满足油气集输要求的一系列油气田设备。本文阐述了油气集输主要专用设备的产生、发展, 并以生产实际中常用设备为例阐明了油气集输设备的现状。
关键词：油气分离器,填料式,加热炉
参考文献
[1]汪云瑛, 张湘亚.泵和压缩机[M].北京:石油工业出版社, 1985.[1]汪云瑛, 张湘亚.泵和压缩机[M].北京:石油工业出版社, 1985.
[2]胡国桢, 石流, 阎家宾.化工密封技术[M].北京:化学工业出版社, 1990.[2]胡国桢, 石流, 阎家宾.化工密封技术[M].北京:化学工业出版社, 1990.
[3]陆耀军.重力式油水分离设备流体动力特性技术研究[J]].北京:石油大学, 1992.[3]陆耀军.重力式油水分离设备流体动力特性技术研究[J]].北京:石油大学, 1992.
集输方案 篇3
为了落实油田公司及采油厂关于对标管理工作的精神，进一步提高集输站运行质量和管理水平，切实改进工作方法，优化安全生产环境，规范安全生产行为，提高安全生产工作效率，从而促进采油厂快速健康发展，经集输站研究决定，决定在站内深入开展对标管理活动，现制定如下实施方案：
一、目的意义
开展对标管理是通过选树标杆、比较分析、制定措施，从而实现超越创新的一种持续改进的现代化管理方式，是创造性的转变发展方式，对提升集输站管理水平，提高综合竞争实力具有十分重要的意义。
二、指导思想
坚持以科学发展观为主题，以提高集输站整体管理水平为主线，以安全生产、原油（污水）处理、成本费用、日常行为规范、设备管理、灶务管理、节能降耗为重点，通过与油田公司管理先进的采油厂及内部先进科室之间的对标活动，分析寻找自身差距，制定和落实追赶先进的方案和措施，持续改进、不断超越，全面提高管理水平，使集输站整体工作再上新台阶。
三、总体要求
1、坚持全面提升。指标设定、标杆选取要密切跟踪行业发展变化，始终瞄准油田公司内的优秀目标，在追求行业制高点中，以短比长，以长比优，实现长短指标的全面提升。
2、全面展开推进。集输站要创造条件全面部署展开活动，整体或分类制定实施方案，力求全面覆盖、全面开展、全面取得成效。
3、实事求是。应根据集输站自身实际，按照量力而行、循序渐进、适度超前的思路，科学选定标杆指标，既不随意选择低标准，也不设定过高目标和提出不切合实际的口号。
4、突出实践特点。要紧紧围绕主要目标，结合站内实际，把开展对标管理与贯彻落实采油厂工作会部署相结合，与实现站内目标相结合，与依靠广大职工群众相结合，确定活动的具体实践方式，在实践中深化认识、丰富方法、突出特色、形成模式。
5、持续改进。企业的发展是个动态变化的过程，因此应根据集输站自身的发展情况，及时调整标杆对象，不断修订提升对标指标和标准，优化改进方案，落实改进措施，持续深入地开展对标管理工作。
6、务求实效。坚持把解决实际问题作为开展活动的出发点和落脚点，通过这一活动，真正起到找出差距、解决问题、改善管理、实现目标和赶超对手的效果。
四、建立对标行动组织体系
（一）成立集输站对标管理活动领导小组
组
长：高新平
副组长：张黎明、贺鹏、高关元
成员：卜崇尚、李宏、白春飞、拓振重
张永成、张锐霆
（二）各工段成立以工段长为组长的对标行动工作小组，负责本工段对标行动的组织开展，要做到组织到位、措施到位、责任到位、工作到位。
五、对标重点
（一）安全管理。
1、人：三级安全教育开展情况；三类特殊人员的安全资质培训情况；全员的安全环保教育情况；其它安全环保专项教育情况;劳动品穿戴与违章情况；其它。
2、物：特种设备、危险化学品、重大危险源、建构筑物及其附设备、设施的安全运行、管理情况；其它。
3、环境：各类特征污染因子的排放情况；环保设备设施的运行维护情况（完好率，同机运转率）；厂容厂貌及绿化达标情况；其它。
4、管理：安全责任体系的建立与分解情况；各项安全环保规章制度的制订情况；各项安全环保记录的填写情况；项目建设三同时间情况；其它。
（二）、原油（污水）处理：
1、处理后原油含水率≤3%
2、处理后污水达标率≥95%
3、全面处理原油10.09万吨，处理污水24万方。
（三）、成本费用：
1、处理每吨含水原油成本力争控制在40元以内。
2、处理每立方米污水药剂成本力争控制在5元以内。
3、其他费用均控制在计划科下达的费用指标范围内。
（四）、日常行为规范
1、规范交接班制度
2、严格落实各项规章制度
3、完善站内制度建设及操作规程
4、转变管理方式，严格纪律考核，严明工作纪律
5、认真学习业务技能知识，提高业务水平
6、开展形式多样的文体活动，丰富职工业务文化活动
（五）、设备管理
1、进一步建立健全设备台账。
2、对设备进行按时保养。
3、制定切实可行的设备操作规程。
4、力争做到全年设备的完好率达到95%以上，利用率达到90%以上。
（六）、灶务管理
1、实行一月一公开，增强管理透明度。
2、票据三人签字制。
3、加强食品管理，杜绝食品中毒事故发生。
（七）、节能降耗
1、建立健全节能档案
2、开展节能降耗宣传和学习活动
3、全年力争节约≥20吨标准煤
4、制定切实可行的节能措施，并在实际工作中加以落实。
5、积极开展修旧利废活动，变废为宝。
六、工作安排
对标管理活动分三个阶段、五个步骤。三个阶段是启动部署、全面推进和改进提高；五个步骤是现状分析、选定标杆、制定方案、组织实施和改进提高。
（一）启动部署阶段
七月份召开启动会，进行对标管理活动部署和动员，重点工作为现状分析、选定标杆。
1、现状分析
各工段要深入细致地对本工段的现状和集输站发展现状进行深入调查和分析，围绕对标重点查找自身存在的差距和薄弱环节，确定开展对标管理的关键指标，初步建立起适合本单位、本部门的对标指标体系
2、选定标杆
各工段根据实际情况将各项对标管理的指标上报集输站，由集输站根据情况选定标杆对象，明确对标指标及目标值。一是根据对标关键指标，分别选取油田公司内先进单位作为行业标杆和内部标杆，并确定对标指标的目标值；二是要注意标杆是企业学习和超越的对象，其选择既要切合企业实际，又要考虑标杆资料数据获取的可能性和获取成本。
（二）全面推进阶段
八月份起在站内全面推进对标管理活动，重点工作为制定方案、组织实施。
1、制定方案
集输站于七月初结合本部门实际制定完成本部门的对标实施方案并组织实施。实施方案包括：㈠目的意义；㈡指导思想；㈢总体要求；㈣组织体系；㈤对标重点；㈥工作安排。实施方案要细化各个工作环节，要有指导性、指标量化、可操作性和可考核性。
2、组织实施
集输站将对数据进行收集、分析、整理，并与标杆企业进行对标，寻找对标指标方面的差距和存在的问题，查找原因，并在明确改进目标和方向的基础上制定改进方案。
一是针对不同的标杆指标，可成立相应的调研小组，到优秀的标杆企业进行调研分析，编制对标分析报告；二是分析标杆企业的优势所在，通过实地调研和参观学习，查找本单位、本部门目前的差距、存在问题的原因，制定改进方案和措施，明确追赶、超越的路线图和时间表；三是要将各项措施和目标分解到各相关部门及个人，保证对标工作落实到实处；四是紧扣对标的核心目标，通过找差距，引进标杆对象先进的管理理念、模式及方法，结合本部门实际，创出适合本部门的管理新模式与新方法，以持续提升部门各项指标；五是重点从本部门指标差距较大的工作方面入手，深入分析，制定具有可操作性的整改措施，加以整改；六是要与管理创新相结合，带动重点指标的提升，推动基础管理
上水平。
（三）改进提高阶段
10月份，集输站要对对标活动开展成效进行自评，对指标改进措施和方案的科学性和有效性进行分析，撰写对标评估分析报告，并编制下阶段改进方案，不断提升标杆水平。一是对已经达到或接近先进水平的指标要继续保持领先，向更高的目标值奋斗，二是处于行业水平与先进水平之间的指标。这类指标要不断提升，并向先进指标靠拢，对比标杆，争创一流；三是低于行业平均水平的指标。这类指标要认真分析，查找差距、改进短板，缩小与行业平均水平的差距，力争实现低于行业平均值的指标个数逐年减少。
集输站对各工段对标管理工作进行检查、评估，将活动开展扎实并取得实效的工段树立为先进示范工段，将其先进经验进行推广；其他工段要将先进示范工段加入对标目标，在全站范围内形成“比、学、赶、超”的良好氛围。
集输站
油气集输系统节能措施研究 篇4
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.
低温集输处理技术现场试验 篇5
1概况
某联合站系统位于开发区西部纯油区及过渡带, 采用计量间、转油站、联合站三级布站流程。包括联合站1 座、转油站3 座、计量站26 座、油井361 口, 原油集输系统基础数据, 见表1。
2试验方案
2.1油系统集油试验
集油系统采用“一站多制”的实施方案。对于产液量大于60 t/d、含水大于75%的53 口油井, 采取不加药、全年停掺水的运行方式;对于产液量在40~60 t/d、含水大于75%的39 口油井, 采取井口加药、全年停掺水的运行方式;对于产液量在20~40 t/d、 含水大于40% 的57 口油井, 采取井口加药、季节性停掺水的运行方式;对于产液量在20~40 t/d, 含水小于40%、产液量小于20 t/d及某计量间的47 口老井和2012 年141 口新井, 采取井口加药、全年掺低温水的运行方式 (表2) 。
2.2低温污水处理试验
1) 污水系统随油系统降温进入低温污水处理试验状态。
2) 污水站对联合站来水及本站产水进行分组处理, 联合站外来污水运行常规处理流程, 1 座除油罐, 2 座单阀滤罐;联合站自产污水运行低温处理流程, 1 座除油罐, 2 座单阀滤罐 (改造后加搅拌机及加药装置) , 滤罐反冲洗周期为24 h, 反冲洗时投加助洗剂, 加药浓度为50 mg/L;处理后含油污水混合进700 m3缓冲罐, 再经泵提升进污水深度处理站。
3) 污水深度处理站进行低温污水处理, 滤罐反冲洗周期为24 h, 加药浓度为50 mg/L。
3试验效果
3.1油井井口加药
1) 油井采出液能够实现在低于原油凝固点的温度下正常生产。当掺水温度降至33~36 ℃, 加药浓度为100~150 mg/L情况下, 单井生产正常, 集油温度普遍低于原油凝固点32 ℃, 实现了单管不加热集油和双管掺低温水不加热集油。
2) 在加原油流动改进剂不加热集油的工况下, 计量分离器没有凝油挂壁现象发生, 不影响油井的正常计量。
3) 转油站实现了含水原油低温泵输。转油站含水油外输温度由加热45 ℃降至33 ℃时, 3 座转油站用离心泵全部实现了低温输油, 输油泵的流量和扬程等工况与加热时相比, 未发生明显变化。
4) 高含水原油实现了低温游离水脱除。当游离水脱除温度由加热45 ℃降到32~33 ℃时, 脱后油中含水降到2%~6%, 水中含油为200~600 mg/L, 均达到了游离水脱除技术指标。
5) 在冬季气候条件下, 采用防爆电暖器采暖方式, 计量间值班室的最低温度可以满足正常生产管理的需要 (操作间的最低温度为14 ℃) 。
3.2原油集输系统合理技术界限
1) 以管输液含水率和流量确定油井掺水量, 可保证油井在低温下平稳运行;当掺水温度为33~35 ℃, 管输液含水率达到80%以上时, 井口回压可保持平稳[2]。
2) 通过室内和现场试验, 确定了实现油井低温集油的合理加药量浓度为100~150 mg/L。
3) 确定了油井出油管线的合理停输时间, 对含水率在80%以上的单管不加热集油井, 冬季停输不超过6 h, 可顺利实现再启动, 并且至稳定运行时间相对较短;对含水率在80%以下的油井, 冬季宜实行双管掺低温水集油。
3.3低温污水处理水质能够满足油田开发指标
1) 通过投加DX-1型高效低温絮凝剂 (20 mg/L) , 可使沉降罐出水满足后续过滤要求。
2) 确定了单阀滤罐低温过滤的有关技术参数。 在单阀滤罐采取反冲洗水投加50 mg/L助洗剂、 过滤周期12 h、 平均污水温度32 ℃ 的条件下, 单阀滤罐平均过滤终止压差能够满足正常生产。另一方面, 单阀滤罐滤料经过调整, 出水含油量明显改善, 合格率达到了100%, 出水平均含油量仅为8.06 mg/L, 远远低于20 mg/L的指标要求, 处理效果优于调整前的出水水质。
3) 深度处理站能够正常运行, 过滤水质基本达到低渗透注水水质指标。
3.4经济效益
具有较好的节能降耗经济效益, 年节约集输耗气438×104m3。从影响井底点滴加原油流动改进剂, 可有效延长清蜡热洗周期, 提高时用效率, 平均单井延长206 d, 每年减少3 次井口热洗, 增油4203 t。获节气和增油效益631 万元, 扣除增加的各种药剂费、耗电费, 年获经济效益516 万元。
4结论
联合站系统应用低温集油技术, 单井采取合理掺水技术界限进行控制, 能够实现整个集输系统的正常安全生产, 具有很好的节气、节电、增油效果;同时, 能延缓管线的腐蚀速度、经济效益显著。该技术尤其适用于产气量不足的地区, 并可做为油田生产后期储备技术。
参考文献
[1]宋承毅, 古文革, 舒志明.大庆油田采出液低温集输处理工艺技术研究与应用[J].石油石化节能, 2012 (12) :8-11.
川渝地区凝析气田集输工艺探讨 篇6
关键词：凝析气田,气液混输,集输工艺,撬装化
川渝地区油气田已经历了六十余年的正规勘探开发历程[1], 在这个过程中, 川渝地区凝析气田地面集输工艺得到了长足的发展, 气田地面集输工艺流程经历了从复杂到简单的演变过程。但是, 在这个过程中也暴露出一些地面集输工艺在川渝地区多山、丘陵地形条件下的不适应性, 在今后的集输工艺设计时应结合川渝地区地形条件, 采取合理可靠的措施, 提高集输效率。
一、川渝凝析气田早期集输工艺
川渝地区凝析气田早期集输主要是采用气液分输工艺, 该集输工艺井口采出物在单井进行加热、节流降压、分离、计量, 分离出的液体采用罐车拉运或者管道输送的方式进行集中处理。川渝地区早期气液分输的单井集气流程站场设备多, 尤其是设置了水套加热炉后, 多采用有人值守的方式进行管理, 单井分离出的凝析油和气田水需分别采用罐车外运处理, 进一步对井场道路提出了更高的要求。
二、气液混输工艺
鉴于凝析气田传统的单井集输工艺流程需要大量设备和有人值守, 而一个气田的气井数量较大, 造成气田开发时耗费的人力成本和设备成本较高。随着自动控制技术的不断发展及其在气田集输中的普及, 为减少气田开发的成本, 开始尝试采用气液混输集输流程进行凝析气田开发。
随着气井井下节流技术的发展和大量应用于川渝地区凝析气田, 从井口出来的油气流压力大幅度降低, 单井已可不使用水套加热炉, 目前川渝地区凝析气田采用了全新的气液混输工艺, 单井采用无人值守, 取消了分离器、油罐、水罐等站场压力容器的使用, 同时为提高环境保护要求, 对站场放空天然气进行分离处理, 减少放空天然气内液体的排放量。目前的单井集输见图1
目前的气液混输工艺流程大量简化了集气工艺所需的设备, 同时有提高了环保方面的要求, 既降低了单井站场流程的投资, 又提高了环保要求。此种工艺方案得到了大力推广。
因设备的大量减少, 除放空分液罐外的其他单井采气流程采用管道和阀门即可组装完毕, 因此川渝地区凝析气田气液混输工艺普遍采用撬装化阀组, 设备到现场后仅需连接几个接口即可完成站场流程的安装。
三、气液混输的优点
不论是早期气液混输集气工艺还是目前的气液混输集气工艺, 都是以简化站场流程、降低单井站场的投资为目的, 都具有以下优点:
1. 工艺流程简单, 操作少, 减少了误操作概率, 保证了站场安全运行;
2. 工艺流程所用承压设备少, 采用撬装化阀组, 缩短了单井施工周期, 加快了单井投产速度, 进而加快了气田的整体开发速度;
3. 站场工艺流程简化后, 站场用地量减少, 节约了土地使用;
4. 节约单井站场投资, 进而降低气田整体开发的投资。
四、气液混输的缺点
气液混输工艺的优点主要体现在站场工艺部分, 对于气液两相流的输送则存在缺点, 尤其是川渝地区地形起伏大, 地形起伏频繁成为限制川渝地区凝析气田气液混输工艺发展的瓶颈;混输工艺的主要缺点为:
1. 集气管道持液率不均, 易形成段塞流, 减小气相流通面积, 降低管道输送效率;
2. 因地形起伏大, 管道输送过程中水合物形成几率加大;
3. 因段塞流的影响, 管道输送流体对末端站场设备的冲击较大, 易损坏末端站场设备, 影响下游站场的安全生产;
4. 集气管道内携带气田水, 其中含有大量电解质, 会提高集输管道的腐蚀速率;
5. 集输管道内携带液体, 液体在管道绝缘接头处聚集, 将会降低绝缘接头的绝缘效果, 影响管道的阴极保护效果。
建议
鉴于川渝地区地形的特殊性, 气液混输工艺在川渝凝析气田的使用过程中应在地面工艺流程和管道设计时注意以下几个方面的问题, 以达到既能有效降低地面建设投资, 又能提高管道输送效率, 满足气田集输需求的目的:
1.设计中合理确定管道内气体流速, 在合理范围内尽量提高气体流速, 增强气体的携液能力, 减少管道持液量;
2.合理确定清管周期, 有效降低管道持液量, 提高管道输送效率;
3.合理确定下游站场设计压力, 降低段塞流对下游站场的影响, 保证下游站场的安全生产;
4.合理确定绝缘接头的安装位置, 尽量安装在站场周边地势较高处, 避免其在管道运行期间内部积液从而影响管道阴极保护效果;
参考文献
[1]罗志立, 刘树根, 刘顺.四川盆地勘探天然气有利地区和新领域探讨[J].天然气工业, 2000, (4) :10~13.
[2]王春瑶, 刘颖.气田集输工艺的选择[J].天然气与石油, 2006, 24 (5) :25-31.
集输管道安全管理探讨 篇7
集输管道安全管理探讨
中原油田天然气产销厂现有集输气管线370余条,580余千米,工艺装置管线300余条,近百公里.担负中原大化、中原乙烯、沧州大化、安阳玻壳等20余家大中型企业和濮阳地区近百家乡镇企业供气任务,同时担负郑州、开封、安阳、濮阳、济南等10多个大中型城市的天然气供气任务.
作 者：田茂盛 张强 作者单位：中国石油化工股份有限公司中原油田分公司天然气产销厂,河南濮阳,457101刊 名：安全、健康和环境英文刊名：SAFETY HEALTH & ENVIRONMENT年，卷(期)：7(11)分类号：X9关键词：集输管道 安全管理 管道检测
原油集输脱水处理工艺的优化 篇8
1 原油集输脱水处理的必要性
原油收集、处理以及运输的过程总和统称为原油集输。杂质较多、密度较大、流行性较差以及粘性较大是原油的主要特性, 换句话来讲就是原油中含有大量的水分以及泥沙、盐等悬浮颗粒与溶解质, 而这些物质则会使得原油的体积增大, 从而使得原油的提炼以及集输难度增强, 于此同时也使得原油集输设备的利用难度得以提升。除此之外, 有的地方原油出液的井口温度偏低, 因而采用掺水流程不得不增加到集输系统中去, 这就使得原油中有大量的水存在。因此, 为了使得原油质量得以提升, 对于原油中其他杂质以及水的净化不得不在原油集输前实施, 以便使得原油技术快捷化。换句话来讲, 原油集输中不可或缺的一个必要、及关键环节则是原油的脱水处理。
2 原油集输脱水处理工艺常用方法
2.1 热化学脱水法
加热含有水分的原油到一定的温度, 与此同时将少量的表面活性剂加入到原油乳状液中, 其乳化状态被破乳剂破化从而使得油与水彻底分离。相对来讲如果单纯的使用这种方法在绝大部分情况下不符合经济性原则。
2.2 重力沉降脱水法
含有水分的原油在经过破乳以后, 则需要把原油与杂质、游离水彻底分开。而重力沉降法主要是在沉降灌中利用油、水密度的不同, 而产生的上部原油水滴沉降与下部水层清洗作用使得油与水的彻底分离。在油田中此过程有一段脱水著称。
2.3 电脱水法
将原油乳状液放在交流或者高压直流电场中, 利用电场对于水的作用将水界面膜逐渐消弱致使水滴因碰撞而合并成直径较多的水滴, 从而在原油沉降中分离。振荡聚结、电泳聚结以及偶极聚结是水滴在电场中的三种聚结方式。
2.4 机械脱水法
机械脱水法主要是利用介质聚结亲水嫌油且面积较大的性质使得水因聚结而沉降的原理。不需要加热处理是机械脱水的主要优点, 而缺点则是对于含有蜡的原油或者较脏的原油过程中很容易使得聚结材料的通道堵塞。同时机械脱水法一般都是与其他脱水法配合使用而非单独处理法。
2.5 离心脱水法
此方法主要是依据离心场内重力加速度小于离心加速度的原理促使因水滴的沉降而使得油与水的分层。
3 原油集输脱水处理工艺优化措施
3.1 原油集输工艺流程的优化
原油集输脱水流程亟需优化的两个方面则是对于脱水流程的完善以及原油脱水预分离流程的建立。原油脱水流程的完善是将没有合格的原油再次进行脱水处理, 直到原油可以松紧净化罐为止。而预分离流程则是对于各个转接站的原油施行单独脱水处理及输送, 其中托水泵问题的解决是最为关键的环节。通常都是以三组分离器脱水为主。从我国原油脱水工艺的现状来讲, 对于原油流程的优化措施主要是采用加温脱水与电脱水法。
3.2 破乳剂的科学选择
原油集输脱水处理工艺的核心部分就是筛选破乳剂。由于时间及温度等条件对于化学脱水技术和使用效果具有有限制性, 因此, 在破乳剂的使用过程中要不断完善相应的管理制度, 使得相关工作人员对于破乳剂的使用要按照相关规定执行, 不仅对于药量的跟踪给予重视而且要按照科学的手法与标准使得破乳剂剂的使用合理化, 对于药物不能随意增减药量或者更换药物。
3.3 落地油的积极处理
从井场、污水罐以及蒸发厂房中回收的洒落油则为落地油。由于落地油暴露在空气中, 因此其参杂了垃圾、泥沙以及水等杂质, 因此其乳化较为严重而且脱水较为困难, 而抛弃落地油则是对于能源的较大浪费, 而直接处理则需付出很高的代价, 因此, 对于常温条件下对落地油进行单独脱水处理则成为了最有效的落地油处理措施。一般的优化处理流程如下, 每天将回收的落地有储存在单独的储存罐中, 存放到一定程度后直接对储存罐进行加热处理, 排水合格后再加入到净化油罐中进行处理, 这样不仅可以为低温脱水奠定基石而且避免落地油对脱水处理设备带来的损失。
3.4 冬季原油生产优化
原油集输脱水最为重要的影响因素之一就是温度, 假如温度比临界温度低, 则使得脱水效果不佳, 甚至对于原油集输脱水全局的进展产生一定的阻碍作用。以我国东北地区为例, 由于东北地区冬季较为寒冷, 而且有时会有高大两米以上的冻土层出现, 在这种环境中进行原油集输脱水则会出现大幅度的降热现象, 从而致使原油的温度快速化降低, 这样进入到原油脱水处理系统中后, 则必须进行升温处理才能对于脱水效果有所确保。而我国大部分地区虽然处理温带但是冬季确实干燥而且较为寒冷, 因此, 为了原油脱水效果的确保与提升, 则在冬季的时候必须进行原油加热处理。目前二级沉降罐加热是最为常用的一种加热方法, 可以确保原油温度一直处于最佳脱水温度。
4 结语
原油脱水处理工艺对于原油集输系统工作效率的有效提升具有重大的意义, 在原油集输上有着举足轻重的作用, 因此, 对于原油脱水处理工艺的优化是非常必要且具有较大现实意义的。石油工业相关负责人应不断强化原油脱水处理工艺优化的力度, 从而使得原油集输脱水处理工艺水平以及效率最大化。
参考文献
[1]刘保迎.原油常温集输条件研究[D].哈尔滨工业大学.2014, (06) .
[2]鲍云波.榆树林油田原油集输工艺关键技术研究[D].大庆石油学院.2015, (02) .
单井集输管网模拟研究及优化建议 篇9
苏里格气田目前采用“井下节流、井口不加热、不注醇、中低压集气、带液计量、井间串接、常温分离、二级增压、集中处理”的采气集输工艺。在冬季生产时, 影响单井管线集输的主要问题是集输管线中水合物积液造成井口至集气站管线冻堵, 分析原因为管线气流温度、压力加之管线积液处于水合物形成的临界点, 极易发生冻堵。因此合理的规划集气管网, 优化管网节点压力分布, 可以改变水合物形成的压力因素, 防止冻堵形成。
本文通过分析集输管网压力分布规律, 自主开发出可以模拟管网压力分布的计算机软件, 计算出井间串接的末点结点压力, 通过末点结点压力判断管线冬季生产时是否存在易冻堵状况, 并对易冻堵管线进行优化模拟, 对集输管网优化具有一定的指导作用。
2 软件设计
为提高工作效率减少误差, 我们可以开发一套针对冬季集输现状, 仅提供井口坐标 (西安80坐标系) 、外输至哪、连接方式 (直接连接井口、垂直接入某管线) 、管线内径和日产气量的数据就可以模拟出管网稳态时的运行情况, 并对结点压力超高的井口报警, 最后提出管网优化方案的应用软件 (Amber Pipe) 。
具体流程图 (图1) 如下:
3 应用实例
3.1 报警参数设置
3.1.1 结点压力报警
预测结点压力超压报警值为1.4MPa, 这是因为苏里格气田冬季平稳运行的设计压力是1.0MPa–1.3MPa, 在这个温度时水合物形成的最低温度为0℃-2℃, 在1.4MPa集输时, 水合物形成的最低温度为4℃, 冬季管线运行时平均地温为2℃, 因此管线输送压力高于1.4MPa时, 极易产生水合物, 从而导致管线冻堵。
如果出现报警, 建议在次年停产检修时对该集输管线进行优化, 并对优化方案再次进行模拟;或在冬季生产时, 紧密关注该井的井口压力情况, 印证软件模拟结果, 对其进行周期性注醇。
3.1.2 预测结点压力与实际结点压力压差报警
预测结点压力高于实际结点压力是因为管线存在积液或该井产液量大等情况导致, 报警值设置为0.5MPa, 该值为预测值, 应根据实际情况而定。如果出现报警, 建议尽量减少该井的管线外输长度;并在冬季生产时, 紧密关注该井的井口压力情况, 印证软件模拟结果, 并对其进行周期性注醇。
3.2 针对苏48井区所辖井进行模拟
3.2.1 数据录入
在软件 (Amber Pipe) 的井口管理中, 手动录入井号的类型、坐标、外输连接点、日产气量和外输管线内径数据即可, 程序在运算过程中, 自动在线下载管线高差数据并计算管线长度。
3.2.2 模拟结果
通过图3、图4、图5模拟结论如下:
(1) 苏48-1站5#干管冬季运行压力较高容易冻堵;
(2) 苏48-2站6#干管冬季运行压力较高容易冻堵;
(3) 苏48-2站2#干管的苏48-12-82井产液量大容易冻堵;
(4) 苏48-3站1#干管冬季运行压力较高容易冻堵。
3.3 管网优化建议及模拟针对管网优化建议如下:
(1) 在苏48-1站的苏西86-91处新增一条DN150管线至苏48-8-82井处, 并与原管线断开, 共约2km, 使得苏48-9-78、苏48-9-79、苏48-10-76、苏48-10-77和苏48-11-79利用新管线外输, 其他气井流程不便, 如图6所示, 可降低干管运行压力, 防止冬季生产冻堵。
(2) 苏48-2站6#干管的苏48-20-84井处新建一条DN100管线垂直于苏48-19-81井外输管线, 约1.97km, 如图7所示, 可降低干管运行压力, 防止冬季生产冻堵。
(3) 苏48-3站1#干管的苏西91-75处新建一条DN100复线至集气站, 约4km, 可降低干管运行压力, 防止冬季生产冻堵。
4 结论
(1) 通过对苏48井区的实例模拟证明, 我们自主开发的井口结点压力模拟软件Amber Pipe, 可以较准确的判断出冬季生产时易冻堵井, 并可以依靠Amber Pipe软件再模拟出管网优化方案;
(2) 建议在项目建设时, 可以用Amber Pipe来辅助站外管线铺设, 模拟优化出更合理的铺设方案, 尽可能的降低管网冬季运行压力;
(3) 建议在新建站冬季运行时, 可以参考Amber Pipe预测的易冻堵井和产液量大井, 对其进行周期注醇, 降低水合物形成的最低温度, 预防管线冻堵;
(4) 在今后的工作中, 在处理影响因素多、数据量大、计算量大的问题时, 可以采取数学建模、软件模拟的方法来解决问题, 在找不到合适的辅助软件时, 根据实际情况因地制宜通过自主开发应用软件, 可以降低成本、提高工作效率、减少计算误差、辅助生产。
参考文献
[1]李长俊, 天然气管道输送 (第二版) 石油工业出版社, 2008 (9) :67-87.
高效油气集输与原油处理工艺探讨 篇10
摘 要：油气集输与处理系统是将油气田生产的油气产物加以收集、处理直至输送到用户的全过程的主体体现，主要包括以下六个方面的内容：油气收集与输送、油水气分离、原油脱水、原油稳定、轻烃回收、油气计量。影响集输系统效率的因素也很多。
关键词：油气集输；处理；高效；探讨
中图分类号：P2 文献标识码： A
油气田地面工程所采用的油气集输工艺技术和所确定的工程建设规模，对油气田开发生产的稳定性、建设水平、提高油气田的开发效益起着十分重要的作用。
一、高效油气集输工艺现状
油气集输与原油处理的工艺和应用设备，是构成油气田地面工程的主体和技术主流，是油气田建设中的主要地面生产设施。油气田地面工程所采用的油气集输工艺技术和所确定的工程建设规模，对油气田开发生产的稳定性、建设水平、提高油气田的开发效益起着十分重要的作用。
油气收集与输送：将各油气井产物用管道汇集到计量站，通过单井计量后输送到综合处理站处理到相对达标后再外输至用户。油水气分离：将油气井生产的油、气、水在一定条件下分离开并分别进一步处理。原油脱水：将乳化原油破乳并分离出水。原油稳定：将原油中的易挥发的轻组分脱除，降低原油在储存条件下的损耗。轻烃回收：通过制冷、膨化等手段脱除天然气中的液烃。油气计量：单井油、气、水的计量与管道油、气、水的计量。
工艺流程繁琐曲折、压力损失大、耗能增加。流程设计未能简捷实用，流体通过设备设施的压差偏大，导致油井回压偏高，提升泵负载增加。破乳药剂主要为水溶性药剂，加药量大、效果变差。油田开发已处于高含水开发后期，A油田综合含水87.6%，B油田综合含水81.2%，C油田综合含水89.2%，水溶性破乳剂加药浓度达到180～200ppm，加药量与液量的增加成正比，水分离后残留药剂被浪费。目前集输工艺中各项设施设备的运行参数均是靠经验和条件确定，未经科学的计算、认真地评价，导致设施的低效运行和能量的浪费。
油田的集输半径差异大，地面环境复杂。由于A联合站非油田中心位置，致使西南部集输线路太长，且含气量大，集输负担重，干扰破坏多，端点回压高。
二、提高油气集输系统效益探讨
（一）集输工艺
自然不加热集输是利用油井进入高含水采油后期对油气集输十分有利的条件，基本上不采用额外的措施即可实现不加热集输。根据乳化液理论和油田实践，油井产液一般在含水60%开始由油包水型转化为水包油型乳化液，使流动阻力骤然下降，开始转相的含水率称为“转相点”。中原原油转相点62%左右。
原油含水即使未达到转相点，当含水和油井产液高到一定程度，使井口出油温度高于允许的最低集输温度值时即可采用不加热集输。
不加热集输降低了集油管线的集油温度，大大减少了集油管线包括掺水管线的散热量，也减少了油（液）带走的热量。由于散热与温差成正比，如加热集输平均油（液）温50℃，考虑管线埋地处为0℃，则温差为50℃，不加热油（液）平均温度按20℃计，则温差降低了60%，即散热损失减少60%；这时因外界不加热，油（液）不带走外界加入的热量，可视为全部节省下来，这样总共可节省集油热耗的70%～75%。由于集油热耗一般约占集输处理系统总热耗的70%以上，故不加热集输可节省集输总热耗的49%～53%左右[4]。这是最低的预测节能数字。如果加热流程的平均温度更高，则节能效果更显著。
原油在低温下流动，析出的石蜡极易沉积在管壁 上，石蜡的沉积使管线实际流动口径变小，阻力迅速增加，最后导至堵管[5]。对管线保温（一般采用优质保温材料如聚氨酯泡沫塑料）可减少流体与管壁的温差，从而减缓石蜡的沉积。对于回压周期性升高油井，可摸索压力升高规律定期扫线、掺水，维持正常回压生产。
井口加入少量的破乳剂或降粘剂，其作用是可改变原油中析出石蜡的结晶形式，阻止其连成大片网络；药剂在管壁形成一层光滑的薄膜，阻止石蜡向管壁沉积，并形成阻力很小的流动层；当油中含水时，加入的药有破乳、转相作用（油包水型“乳化液转为”水包油型乳化液），降粘减阻作用更为明显[6]。由于药剂的作用，使原油在低温下的流动阻力比较低，保证油气的正常集输。文明寨油田冬季高回压井采用该项措施取得显著效益。
（二）原油破乳
目前现场采用两段破乳脱水工艺，即干线加药和电场脱水，应作如下改进。
在去年引进美国强品公司油溶性破乳剂试验成功的基础上，今年与采油工艺研究所合作开展了ZB-006型油溶性破乳剂的研制和现场应用[10]。在B二线试验的数据表明，与水溶性破乳剂比较，加药量减少了60%，一级分离放水含油量小于500ppm，原油含水率小于5%。虽与美国破乳剂有一定差距，但技术水平已达到国内先进。另外，油溶性破乳剂对温度的要求不高，正好适应不加热集输工艺。全厂推广油溶性破乳剂，不仅可提高原油处理工艺水平，且可以节约费用30～50万元/年。
先进的集输处理工艺已经实现了无泵无罐无电脱的三无流程。电脱水既需要提升压力，又需要提升温度，是联合站能耗的重要组成部分。在应用高效低温油溶性破乳剂前提下，采用高效聚结沉降设备（如陶粒沉降聚结沉降器），适当提高低含水油温度等实现自然沉降达标。目前B联合站已实现无电脱沉降。
游离水脱除器的界面高度和压力这两个参数目前基本上是采取PID给定点控制方式，而明一联合站由于干扰变化频繁及多变量系统等因素，这种控制方式效果并不理想，必须从控制方案上加以改进。我们可采用多变量状态反馈单值预测控制法，基本思想是利用模型来监测输出和相应的偏差求得最优控制，同时将放水管出口高度作为变量可以调节，以达到最好的油水分离效果。
（三）原油处理工艺