油气集输工程十篇

油气集输工程 篇1

一、油气集输工程

一般来说, 油气集输系统工程是油田地面工程中的重点内容, 占有成本的60%~70%, 占有整个油田工程成本的近一半, 因此要做好管网布局的优化设计, 保证工程成。在油气集输系统工程中, 需要花费过程成本的内容包括油井和原油库的开发和建设、连接管道、中转站的建设和其中的生产费用等。在油气集输管道的建设中, 各类原材料的花费也可达到八位数的消耗, 而且油气集输系统过程本身就属于一个能源的消耗工程, 所以更好做好管网布局的优化工作, 做好工程成本控制工作。目前在油气集输过程管网布局中较常采用的方式有星形集输管网和环形集输管网。但是由于环形集输管网在使用的过程中, 能有效的减少管道原材料的使用以及各个中转站的建设, 因此对于成本控制工作帮助极大, 也是目前较为常用的集输管网布局方式。

二、油气集输工程管网布局优化设计的目的和理论依据

现如今石油开采工作由于油区的开采难度加大, 工程成本在逐年提高, 因此做好油气集输工程管网布局优化设计极为重要。其中最主要的目的就是降低工程成本, 因为在油气集输工程的管网布局设计中对于各种材料的要求、各油井和中转站的建设以及运输管道的长度上都有较高的要求, 不能在其中压缩成本, 以免由于材料的劣质或运输管道的设计不合理导致油气集输工程管理出现质量问题和安全问题, 既影响石油企业的正常工作运转, 也影响人员的生面安全, 同时如果出现问题之后的二次维修, 会让成本比原来更多, 基于这些问题考虑, 只能在

管网布局设计上减少成本, 既不影响管网的质量, 又能控制成本。

油气集输工程的管网布局设计工作是一个工程量极大、工艺复杂的设计过程, 其中设计到的领域有很多, 包括油气集输过程理论、数学知识和计算机操作等, 尤其是近几年来, 计算机的应用对于油气集输过程的管网设计更加重要。油气集输过程的管网布局设计是根据将要开采石油的种类和性质, 再结合油井所在地的位置和环境, 设计出最佳的开采和运输工艺, 既能满足油田的开采要求, 又能保证运输过程的有效性和安全性。在设计过程中, 实行最佳的拓扑布局设计。我国的油田开采方式一般都是注水开发, 液量变化跨度大, 对于产物的性质影响要较大, 这样给设计过程又带来了更高的要求, 在设计过程中, 必须找到各个项目间的联系, 保证各设计因素的整体性和合理性, 不过在设计的过程中如果只实行人工设计, 那么很难保证设计的完整性和准确性, 因此需要有计算机软件来辅助人工设计。

三、油气集输工程管网布局优化设计方法

油气集输工程管网布局优化设计是一个工作量极大而又工艺复杂的过程, 其中需要考虑的因素众多, 如果优化设计需要同时在多个因素间进行, 那么很难有所成效, 因此需要部分优化, 也可以说管网布局的优化问题并不是整体优化过程, 而是部分最大优化的过程。具体优化设计可以有以下方面:其一是管网布局的拓扑布局设计, 涉及到从油井到原油库再到各个中转站之间的联系问题, 所谓拓扑布局, 就是有一个专门的网络结构对其进行描述和设计, 保证管道之间的联系和运转。其二是各个站点的选址, 包括原油库和中转站, 在选址的时候既要保证该处的位置因素和环境因素符合石油的储备和中转, 又要保证在最后连接输油管道的时候有最佳线路。在站点的选址需要考虑的因素有很多, 因此并不是随随便便就确定位置, 既需要到实地勘察, 明确其周围环境是否适合, 又要在确定选址之后设计连接线路, 保证在线路连接的过程中不会由于距离过远浪费原材料, 增加成本, 又要保证长度和压力之间的平衡, 以免出现质量和安全问题, 同时也要考虑线路连接的方便性。其三是运输管道材料的选择, 在选址之后就需要连接运输管道, 保证石油从油井的运输过程, 管道的选择既要保证运输过程的安全, 也要保证材料的最大使用限度, 在不影响运输质量和安全的前提下, 尽量减少成本, 那么每一段管道的材料参数上都需要精准计算, 包括口径和厚度以及长度与压力的关系等。其四是在实际运行过程中的各因素, 管网布局最终的目的还是要投入使用, 在石油开采和运输的过程中起到最佳的作用, 因此对于实际使用条件的限制将更加严格, 包括温度、湿度、压强和气体含量和产量等因素, 优化设计这些参数才能保证最终的开采和运输过程的质量和安全, 以及总体成本控制。

我国自1998年起, 在油气集输工程管网布局设计优化中正在逐年取得成效, 综合在管网设计优化过程在我国的发展过程中可以看出, 优化方面已经从基本的单一口径到多元素优化, 成本控制水平越来越高, 优化方面也越来越全面。不过还是存在着一些问题没有很好的解决, 拓扑布局中总管道长度的确定, 设计方案和实际操作中遇到的障碍问题等, 这些问题导致的优化设计的不全面, 有的时候还会造成工程成本的增加, 因此需要相关工作人员不断努力, 在计算机技术飞速发展的基础上, 更加做好油气集输工程的管网布局优化设计工作。

结语

综上所述, 油气集输工程工艺复杂, 而且工作量又极大, 因此在管网布局设计的时候有很多的限制条件, 到目前为止, 并没有任何一个设计软件能解决所有在油气集输工程管网布局中的问题, 本文所做的优化设计也是在目前条件所能允许中指出了基本的优化设计方向和一般方法, 希望随着计算机技术的发展, 我们能完全解决在油气集输工程管网布局中的设计问题, 创造出一款最佳的设计软件, 保证油气运输过程的管网布局合理、高效、安全。

参考文献

[1]王晓瑜.浅谈油气集输管网的优化设计[J].油气田地面工程.2004 (07) .

[2]孙健.浅谈油气集输管网布局优化的发展[J].科技资讯.2013 (02) .

[3]徐国栋, 梁政.气田集输管网布局优化研究[J].石油规划设计.2004 (11) .

油气集输工程 篇2

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.

油气集输工程 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.

油气集输工程 篇4

4结束语

综上所述，从本文的探究中可以看出，油气工程中比较多用的管件标准已经明确地对试验检验和制造工艺与使用年限以及性能质量进行规定，进而保障管件与工程在运行中的安全性，更好地运用管件标准对技术性问题进行处理，这对管件的设计和管件的使用安全性造成直接影响。例如GB/T12459-2005的《钢制对焊无缝管件》当中的试验检验和制造工艺与冲击韧性等多种指标，都具有一定程度上的技术性问题。所以，技术人员需要把常用管件的标准作为切入点进行分析，对技术要求进行补充，并对设计文件进行完善。

参考文献：

[1]李帅.油气集输与长输管道工程用管件标准探讨[J].中国石油和化工标准与质量，2017,37(21):7~8.

[2]陈大龙，张枫，沈晓波.高端装备制造产业:打造高精尖人才[J].招生考试通讯(高考版)，2014(12):33~38.

油气集输节能工艺技术探讨 篇5

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.

油气集输处理技术的思考与探究 篇6

油气集输处理技术工艺指的是将成功开采的原油和天然气进行收集、储藏、运输和初步加工的整个工艺流程。油气集输处理技术主要负责将已经完成深度加工的原油输送到油库进行存储, 以及将分离出来的天然气输送到处理厂进行深度加工。天然气处理厂和原油油库站将合格的天然气和原油以不同方式输送给用户。油气集输处理技术具有输送线路长、油田分布点多、工艺流程复杂等特征, 同时又存在易燃易爆的问题, 由此, 油气集输处理技术的可持续发展面临着巨大挑战, 油气集输系统生产日益受到社会各界的广泛关注, 其技术水平的高低决定了原油和天然气的开发效率, 并且与企业经济效益密切相关。

二、油气集输处理技术分析

1. 原油集输处理技术

随着我国对原油天然气资源需求的持续增长, 油气资源经过长期开采, 导致了我国已经步入了高含水油气资源开发阶段, 油气资源开发在此阶段对油气集输处理技术的要求更高。由此, 如何针对高含水阶段不断完善和提高油气集输处理技术工艺, 是当前原油和天然气行业迫切需要解决的问题。在油气开发高含水阶段, 原油流变发生了改变, 需要油气集输技术针对流变过程及时做出调整。同时, 针对不同原油和天然气产区的特征要采取相适应的油气集输处理技术。例如:在含蜡量较高的油气田产区, 要采用单管集输的油气集输处理技术, 并且添加相应的化学药剂实现热加工处理, 在含蜡量较低的油气田产区同样需要采用单管集输的油气集输处理技术, 但不需要添加任何化学药剂。

2. 油气水多相混输技术

在油气集输技术中, 油气水多相混输技术属于比较复杂的技术工艺。二十世纪初期, 西方发达国家已经针对油气水多相混输技术展开了研究, 目前, 该技术发展比较成熟, 在我国原油和天然气开发中起着关键作用。油气水多相混输技术在油气集输中的应用与三相分离器密不可分, 三相分离器工作原理如图1所示, 它是实现油气田高效开发的重要设备, 更是对高含水原油加工处理的关键设备。三相分离器在分离油气水混合液体时有着不可替代的作用, 不但具有高水平的自动化处理能力, 其耗能少、成本低、原理简单易懂, 具有良好的实践应用前景和推广意义。我国山东胜利油田、新疆自治区塔里木油田等都采用了油气水多相混输技术, 油气开采效果非常良好。

三、油气集输处理技术发展趋势分析

油气集输过程指的是从油气田产区开采的原油和天然气资源经过一系列收集、存储、运输和加工的过程。具体包括以下几个步骤:首先, 从油气田中开采的石油、天然气和液体混合物要经过加工处理, 进行液气分离和原油脱水处理, 该过程必须确保符合国家相关技术规范;其次, 经过处理之后的原油通过管道输送到油田原油储备库, 分离的天然气输送到天然气处理厂进行二次脱水处理;最后, 将符合国家技术规范的原油和天然气按照不同输送方式经过传输给不同用户。目前, 面对制约油气田开采的多种因素, 以及原油和天然气生产遇到的实际问题, 我国不但要积极引进国外先进的开采技术, 更要加强自主创新科学研究, 进一步提高油气田开采水平。

1. 原油稳定

原油稳定指的是在加工处理中将原油和天然气相互分离, 并将原油中的水分脱离, 尽量压缩原油蒸汽压的整个过程。原油稳定可以采取闪蒸法、分馏法等, 将溶解于原油中的天然气成分脱离, 这种多级分离的方式能够取得良好的效果, 其原理是通过多次减压来实现的进一步油气分离。降低油气开采的损耗是我国原油稳定的最终目的, 同时通过降低蒸汽压来满足原油存储、运输的安全性, 降低原油中有害物质对人体的伤害程度, 从根本上提高原油开采的资金利润。

2. 节能简化

油气集输处理系统中的容器存在很多问题, 包括占地面积大、工作效率低等, 因此, 油气集输处理技术必须加强针对化学药剂添加、游离水等技术的研究, 不断优化油气集输处理技术工艺流程。良好的油水分离处理技术能够明显提高处理效果。节能简化可以利用自喷井能量来尽量减少转油工作环节, 减少动力的消耗, 提高一级油水分离的压力;提高处理流程的封闭性, 降低油气田开采的自身损耗气量, 充分利用开采到的石油和天然气资源, 确保油气产品生产的稳定;积极引进先进的技术设备降低油气集输处理的损耗, 从根本上提高油气资源的利用效率。在油气资源开采过程中, 必然会产生油污等废弃液体, 要针对这些废弃液体采取相应的处理措施, 否则会对自然环境造成严重破坏。

(三) 转变生产管理模式

油气集输处理技术发展的重点是转变其生产管理模式, 不能将油气集输处理限制于基础生产方面, 要积极转变落后的管理模式, 利用先进的现代信息技术实现油气集输系统运行的自动化和智能化。但是, 新型生产管理模式在油气集输处理系统中的应用必然会存在问题, 因此, 要尽量避免出现由于工作人员玩忽职守造成的操作错误等现象, 实时确保气井和集气站设施的安全稳定, 监测油气资源开采的含水量、温湿度等参数是否符合标准, 一旦遇到问题要及时处理, 防止出现油气资源开发的重大操作失误。

四、油气集输处理技术的完善措施探讨

1. 不断优化油气集输处理区域, 针对油气田产区的实际情况采取集中处理的方式, 制定科学合理的处理方案, 尽量减少油气集输处理的环节和流程, 为企业节约更多的资金成本。在制定处理方案时要注重考虑企业生产能力等因素, 保证油气田开采生产设备与生产能力的相互协调匹配。对于不同含水量的油气田区域要分别制定油气集输处理方案, 尽量简化油气集输处理工艺流程, 以确保最大限度的降低能源消耗。

2. 积极引进国内外先进的油气田开采技术, 通过节能设备的高效运行来提高生产效率。油气集输系统中的一系列设备是油气田开采过程中主要消耗能量的装置, 包括加热炉、压缩机、油气泵、锅炉等。只有利用先进的开采技术, 结合油气田产区的实际情况, 不断优化设备配置, 才能从根本上解决老旧设备耗能过高、工作效率低的问题。同时, 针对锅炉设备的改造方案不但要确保设备实现高效节能, 更要确保锅炉运行的安全性和稳定性, 保证锅炉运行拥有操作简单、安装方便、适应性强、自控力高等特征。在不影响其他油气集输系统装置正常运行的情况下, 来提高整体设备的运行效率。

3. 可以采用油气混输泵的方式来解决原油运输油泵出现气蚀的问题。不断升级和改造油气泵装置, 结合油气田开采区域的实际情况, 加强油气混输泵的引进, 减少原油运输管道中出现的气蚀问题。

4. 采用先进的计算机远程监控技术能够提高原有采集站的自动化、智能化管理水平。由于油气集输处理流程中的原油和天然气输送管道和储罐均属于危险设备, 必须对其进行实时监控。因此, 引进先进的计算机远程监控技术, 可以从根本上提高石油和天然气运输的安全性, 尽量减少人工操作的复杂环节。同时, 利用计算机软件对石油和天然气运输过程中的安全系数进行在线计算分析, 能够避免很多危险问题的产生, 提高油气集输系统的工作效率。

5. 严格选用规格较高耐腐蚀的材料作为油气运输管材, 根据不同情况下出现的管道腐蚀问题制定适合的防腐蚀方案, 以最大限度延长运输管道的使用寿命。随着我国油气运输管道材料工艺技术的深入发展, 应该大力引进高标准、高规格的防腐蚀管材。对油气运输管道周围环境进行仔细勘查, 分析管道出现腐蚀的原因, 制定符合标准和规范的防腐蚀方案。如果发现腐蚀比较严重、穿孔现象多发、油气损失程度高等问题, 必须立即更换该油气管道网络。对于没有设置保温保护措施的油气输送管道来说, 要及时更新升级保温设备, 降低油气集输处理的成本。

结论

综上所述, 随着国家对原油和天然气能源需求量的持续增大, 油气集输处理技术对油气开采生产效率有着直接影响。因此, 如何能够切实提高油气集输处理技术水平, 已经成为了原油和天然气开采企业重点研究的问题, 只有真正提高油气开采技术水平, 才能从根本上带动油气资源的生产效率, 为企业获得更多的经济效益。

参考文献

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[9]杨帆.浅议油气集输系统工程的施工管理[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 17:220.

如何提高油气集输系统热能利用率 篇7

原油脱水处理是集输系统的核心工作, 无论是纯化学脱水还是电化学脱水, 都要将原油温度提高到一定值, 才能达到较好的脱水效果。这是因为随温度的增高, 原油乳状液稳定性下降, 易于进行脱水处理。

原油乳状液温度升高, 稳定性下降, 原因有四:

(1) 原油中所含的天然乳化剂随温度的升高在原油中的溶解度增加, 减弱了内相颗粒界面膜的强度。水滴易于在互相碰撞时合并下沉;

(2) 加剧了内相颗粒的布朗运动。水滴互相碰撞、水滴互相碰撞、合并成大颗粒的几率增加;

(3) 油水体积膨胀系数不同, 随温度的增加, 油水密度差增大。水滴易于在油相中下沉;

(4) 原油粘度下降。水滴在油相中下降阻力减小。

2 热能消耗分析

油田生产具有连续性和长期性, 集输系统的燃料消耗主要是用于原油的加热升温。通过对集输系统进行分析, 确定主要原因有三:

(1) 油田开发进入高含水期后, 采出液含水率大幅上升, 大部分热能被污水带走;

(2) 系统热损失较大, 特别是高温原油在脱水过程中温降大;

(3) 部分老旧的陶纤毡加热炉热效率较低。

3 提高热能有效利用率的方式

3.1 生产参数优化

减少污水带走的热能降低无效损耗;降低原油脱水的一次沉降、二次沉降温度。

3.1.1 一次沉降温度的确定

在冬季生产中因采油来液进站温度较低, 每年的11月至次年4月一次加热炉运行近6个月的时间, 年消耗燃气量约占总量的45%, 但由于来液含水约90%以上, 一次炉温升仅有6℃左右。

决定因素:一次破乳效果;净水效果;对后端污水处理系统的影响;原油流动性的需求

一次沉降脱水模拟实验:模拟现场实际, 对各站采油来液加入不同浓度的破乳剂和现场浓度的预脱水剂在两个极端温度 (冬季、夏季) 下进行沉降脱水试验。将试验得到的原油含水率进行比较, 以此判断温度、破乳剂添加量对一次沉降效果的影响。

需要注意的是:一是当来液温度较低, 一次炉温升不足10℃的情况下, 此时原油乳状液稳定性高, 很难破乳。二是水溶性的破乳剂会随着大量游离水排除, 有效浓度非常低。

3.1.2 二次沉降温度的确定

原油乳状液二次沉降破乳的效果直接决定了联合站的生产态势, 是整个脱水系统运行中的核心控制点。影响原油乳状液破乳效果的主要有以下三个因素:

(1) 原油乳状液的性质:联合站无法控制, 随着采油开发的不断深入, 乳状液稳定性越来越高;

(2) 原油破乳剂的性质:目前破乳剂的发展已到瓶颈, 各厂家药剂性质相差无几;

(3) 外界脱水条件::温度 (重点确定) 、药剂浓度、脱水时间、动静态沉降方式、沉降罐结构及内部环境等。

二次沉降脱水模拟试验:

在外界脱水条件中, 有两个最重要的控制参数:温度和浓度。两者相辅相成, 如何合理匹配两者的运行参数, 找到最佳平衡点, 对联合站的生产和节能形势而言至关重要。

取一次沉降脱水后的上层油100ml, 用注射器向比色瓶中加入不同浓度的破乳剂, 旋紧瓶塞, 振荡50次。将比色瓶置于恒温水浴中静置沉降。每隔15min记录脱出的水量, 最终根据脱水率、油水界面和污水颜色等情况综合判断得出最佳的温度、浓度匹配值。

综合以上实验数据, 考虑加热炉至脱水罐管网以及二次沉降罐的热能损耗, 得出二次沉降脱水运行的最优参数。

3.2 工艺调整

降低系统热能损失;缩短原油在罐内的停留时间

系统的热损失越大, 热能利用率越低。系统的热损失主要是设备和管线的传热损失, 对联合站而言, 管线一般是地上多层保温敷设, 传热损失非常小, 而加热炉、原油储罐、脱水器等主要设备较大的热损失是决定热能利用率的关键点。

3.2.1 原油储罐保温技术

原油沉降罐是油田脱水的主要设备, 随着油田开发进入高含水开发期后, 一段脱水的负担日益加重, 除了可以考虑增加新的脱水设备外, 通过技术革新和技术改造, 充分挖掘现有沉降罐的潜力, 也可有效提高站的效率。

目前原油储罐保温结构设计中的大量固定和外露结构与罐体直接接触, 类似于散热片。加大了储罐的热量损失。部分储罐仅对侧壁进行了保温, 罐顶仅做防腐不做保温处理。加上防水檐设计不合理, 起不到罐体侧壁保温层的防水作用。致使罐壁腐蚀散热损失严重, 也加大了大罐的维护费用。

应对储罐结构进行调整。尽量采用无热桥或少热桥的保温结构, 以降低散热损失。使用具有隔热结构的支撑块代替钢制支撑块, 避免形成罐体与外护层间的热桥。尽可能对罐顶进行保温, 目前一些储罐罐顶没有进行保温, 在冬季时散热损失巨大。还可以对现有的防水檐进行重新设计, 彻底消除雨雪通过防水檐进入保温层的可能性。

3.2.2 提高加热炉热效率

加热炉可分为火筒式加热炉、水套炉、热油炉、真空相变加热炉等, 多为卧式炉, 在外输油管线输油站有少量立式炉。油田新建的加热炉效率已达80%以上, 但多数炉子因应用时间较长, 运行效率较低, 多数在70%左右, 存在提高运行效率的潜力。

分体式相变加热炉的被加热介质可达100%以上, 热效率能达到90%左右, 高于用水套炉13%左右。热负荷为1700kw的1台相变炉与常规的水套炉相比, 年节约燃料油约150吨左右, 若更换加热炉所需的投资回收期仅为2年左右。

提高加热炉效率的措施:

(1) 改进燃烧过程及系统装置, 选新型节能火嘴。

(2) 降低排烟温度或回收部分排烟热量都是提高加热炉效率的有效措施。

(3) 合理选用燃料及改善传热过程。

4 建议

(1) 加强对储罐保温新材料和新结构的研究。并对站内的原油储罐做罐顶保温, 进一步降低系统热损失。

(2) 可以考虑更换站内热效率较低的陶纤毡加热炉为火筒式加热炉。

油田开发进入高含水期后, 采出液含水率大幅度上升, 大部分的热能被污水带走, 无效能耗增大, 燃料消耗大幅增加, 热能有效利用率降低。目前高寒地区油田地面集输采用加热的方式进行集输, 它不仅增加开发建设投资还造成能源的浪费, 降低能源消耗迫在眉睫。

摘要：油气集输系统是将分散的油井产物进行计量、汇集, 然后处理成合格的原油、天然气、污水等产品, 经过储存、计量后, 输送到用户的全过程。在油田生产中我国油田尤其是大庆油田、辽河油田由于地理环境等因素, 油田油气水集输绝大部分是采用加热输送的方式以提高流体的流动性。目前低温集输工艺只有在原油粘度低、凝固点低、流动性能好的条件下才能采用低温集输系统。采用加热式油、气、水集输工程投资和运行费用均造成油田生产运行费用和操作成本的不断上升。当前油气田所面临的形势是如何降低生产运行成本, 提高生产综合经济效益。

油气集输工程 篇8

生产调度指挥中心是油气集输总厂生产管理中枢，投产于2009年5月6日，采用了国内先进的液晶屏幕拼接技术，配置了18块液晶大屏幕，分别用于数据、参数、视频的监控；实现了生产运行报表自动生成、利用油气路优化运行曲线调节生产、生产工艺及关键设备动态参数监控以及民用气流量和动态数据监控等功能，实现了监控生产动态、优化工艺参数、保障安全生产等的目标，改变了传统中心调度室上传下达的管理方式，为调度人员搭建了生产指挥平台，为油气安全、优化、经济、平稳运行，提供了可靠的技术支撑，标志着总厂数字化建设三步走“指挥现场操作”的第二步目标基本实现。

为确保生产安全平稳运行，新的调度指挥中心建立完善了值班运行系统、油气运销动态系统、生产运行报表系统、实时监控及站库视频监控系统、气井管理系统等五大系统。下面重点介绍一下这五个系统的功能：

一、值班运行系统

该系统实现了对总厂各单位值班人员、晨报、机关夜查、巡线、油路、气路、车辆等运行情况的集中管理，并能做到对所属各基层单位生产经营情况、主要设备运行情况进行汇总、记录、查询管理，方便总厂及时了解掌握各单位生产经营、设备、管线运行情况，做到事事有记录、有指示、有汇报、有落实、有措施等。

二、油气储、运、销动态系统

该系统实现了对总厂原油和天然气产、销情况全面平衡以及对数据进行录入、汇总、分析、上报等功能。

1、实现了对原油、天然气的产、供销等经营情况的曲线汇总，包括①原油生产曲线汇总，对总厂总的收油、外销、原油含水、原油库存、输油单耗进行监控分析；②对孤罗东、孤永东输油管线温度、压力、流量进行实时监控。③天然气生产曲线汇总，对天然气生产外销和轻烃生产外销进行实时分析。

2、实现了天然气产销平衡和动态优化调配的分析功能，对采油厂来气量、外输气量及盈亏等数据进行分析，对天然气长输管线压力进行监控分析和日报表分析。

三、生产运行报表系统

实现了对二级、三级、四级的生产运行报表网上查询功能，极大的提升了生产调度指挥管理的水平。二级报表管理系统主要是对油库及各线运行数据进行汇总，包括原油、天然气运销、管线压力、温度、流量等运行参数进行查看，能够及时掌握各单位的生产运行情况，进行优化运行分析。

四、实时监控及站库视频监控系统

实现了对总厂生产参数实时监控，对油气管线泄露进行监控报警，对重点站库设备、装置、场地进行数据、视频监控等功能。充分运用生产自动化系统，对生产流程、工艺参数进行实时远传监控。如：在油路方面，对原油温度、压力、大罐液位、泵等主要运行情况进行实时监控；在气路方面，对压气站工艺参数、离心机、压缩机、轻烃装置等运行工况进行实时监控，如：s8000 plus 1.0 大型旋转机械在线状态检测与分析系统，对东营压气站压缩机运行状态进行实时监控。对天然气管线的压力、流量等工艺参数进行实时监控；在天然气计量方面，对五个主要配气站的流程工艺进行监控，包括温度、压力、计量统计等方面；在管道泄露监控方面，对三大输油管线（孤罗东、孤永东、东辛输油管线）进行了实时泄露监控；站库视频系统，完成了总厂149路工业视频中38路监控的引入，实现了重点岗位、设备、区域的三级监控（四级、三级、二级），保障了站库安全生产。

五、气井管理系统

油气集输工程 篇9

油气集输是对原油、天然气进行收集、存储、输送、加工、处理等的生产工艺过程, 它具有三个重要方面的功能和作用, 一是对采集液进行气体、液体分离和脱水;二是原油和天然气的输送;三是将原油、天然气从供给方输送给客户。它具有面广、线长、点多的生产特征, 同时又具有工艺复杂、高温高压、易燃易爆、生产连续性强以及火灾风险性大等特征, 随着油田建设的现代化, 油气集输问题越来越受到重视, 在某种程度上来讲, 一个油气田的油气集输工艺技术水平, 影响和决定了整个油气田开发建设的综合技术水平和管理水平。

2 油气集输工艺技术发展现状

目前国内外油气集输方面工艺技术的发展情况主要有:

2.1 原油集输工艺方面

对于含腊量高、凝固性强的原油, 国内外普遍采用多级布站、加热工艺、单井集中计量、大站集中处理等集输工艺, 我国的辽河油田和华北油田等使用该项工艺, 美国加拿大普遍采取添加化学药剂的方法来降低原油的粘性和凝固点以进行单管集输, 对于含腊量低、凝点低的原油一般采取不加热的单管集输工艺。随着油田进入高含水期, 原油的流变性增强, 相应的集输工艺也应该逐步降低输送温度或者进行常温输送。

2.2 油气水多相混输工艺技术方面

油气水多相混输工艺集输属于一项行业前沿技术, 西方发达国家对该项集输进行了大量研究, 多相混输技术与电热技术相配合可以大幅度地简化集输工艺和降低集输工程投资成本, 在油气集输领域中该项集输具有较大的发展潜力和远景。

2.3 原油脱水技术方面

对于含水量较高的原油, 国内外目前普遍采用两阶段脱水工艺, 第一阶段使用大罐沉降、聚结脱水等方法脱除原油中的游离水, 第二阶段利用平挂电极和竖挂电极交直流复合电脱水技术进行脱水, 对于含水量高、凝点低、粘性低的原油, 国内外较多地采用热化学脱水工艺。国外对于原油脱水中间过渡层的处理十分重视, 并采取了专项技术进行处理, 在原油脱水技术方面趋向于高效游离水脱除器的研制。

3 现行油田油气集输工艺技术面临的问题

随着油田开发进入到了高含水原油的开发阶段, 油田挖潜效果和稳产难度逐渐变大, 已经建设的集输设施负荷率逐年下降, 系统的效率和能耗存在很多问题, 具体表现如下:

(1) 高含水的原油其油水分离特性的发生了变化, 游离水的沉降时间和沉降温度都有所改变, 使得现行的原油脱水工艺出现了不适应性, 已经不能满足油田节能降耗的需要, 需要对现有的原油集输工艺进行改进, 集输流程节能的关键是如何降低集油阶段的热能消耗。

(2) 三元复合驱等三次采油技术方案对现有的地面油气集输技术提出了新要求, 需要应对的是三次采油的聚合物配注和采出液的处理工艺, 这项工艺工程量大、流程复杂、造价高。

(3) 油气田产能建设开发效益逐步降低, 降低投资和成本的压力比较大, 如果有效利用已经建成的设施和能力, 开展地面油气集输工艺技术方案研究, 从规划设计上进行优化, 以使现有工艺模式得到简化, 降低建设和运行费用, 成为了现行油田油气集输工艺技术改造中面临的更为紧迫现实的问题。

4 油气集输工艺技术改进的方向探讨

油气集输工艺技术改进的方向如下:

(1) 探索节能降耗的新途径。利用油田进入高含水期采出液的流变特性, 加大不加热集油技术的研究力度, 科学的确定技术的使用界限, 扩大低温集油的应用规模, 最大程度上降低能源消耗。

(2) 开展三次采油配套技术及其相关的三次采油采出液集输处理集输的研究, 特别需要加强在以下两个方面的研究:一是解决采出液乳化程度较高的问题, 加强相关的基础研究, 促进破乳剂的技术开发和攻关;二是根据采出液的特点, 加强采出液处理设备和处理工艺的研究攻关, 特别是在游离水脱除技术、大罐沉降脱水技术、电脱水供电技术、电脱水极板结构形式等技术的研究上取得突破, 从而制定出更加适合三次采油技术的工艺设备的完整解决方案。

(3) 集输工艺简化。针对产油井投资效果不理想的实际问题, 研究充分利用已建成的设施的潜力, 简化集输工艺模式, 达到真正的降低投资、降低成本的目的。

(4) 油水高效处理技术。为了更好的改善和提高油水处理效果和处理效率, 解决目前油气集输处理系统中容器数量过多、体积过大、效率过低的问题, 研究出高校的游离水脱除集输、化学脱水技术和电脱水技术。

参考文献

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油气集输工程 篇10

社会的发展和进步是以物质为基础的。由于社会的不断发展, 所以, 人类对于能源的需求也十分巨大。随着油田开发的不断深入, 油井的井况日益复杂, 石油的开采也越来越困难。油气集输成为了油田生产过程的一个重要环节, 它的技术高低、能量消耗直接影响整个油田的运行成本和油田的经济效益。目前, 采出的液体含水量较高, 这样就导致油气集输系统的消耗也日益增高, 所以降低油气集输系统的能耗就显得十分重要。

随着油田油开采量的越来越多, 油田进入高含水后期开采阶段, 这样的话我们可以采用常年不加热进行集油。油田进入了高含水后期开采阶段以后, 油温就会逐渐上升。一般来说当原油含水量大于80%的时候, 说明此时的原油已经转相, 采出的液体已经成流动状态。从另一方面来说, 此时的原油一般不会在管道壁结蜡, 因此, 在这种情况下很多油井可以采用不加热直接采油。就目前的数据统计, 这种高含水的油井在不断地增加, 这类常年不需要加热的油井, 可以采用双管出油或定期对节油管进行热洗, 也可以采用在井口增加电热带等保温降粘措施。

2 如何控制油温, 实现低耗集油

对于含水量不小于转相点时的油井, 可以实施降体温度进行采油。一是我们可以采用在油井中加入常温水, 以增加含水量, 继而促进原油转相, 这样的话就可以利用常年不加热进行集油以实现节油的目的。二是我们可以根据实际情况, 在油井中加入水温较低的水, 使集油的温度降到凝固点或凝固点一下。三是我们也可以在油井中添加流动改进剂, 这种药剂不但对集油的温度有影响, 而且这种药剂对液体的粘稠度和形态都有一定的影响。并且这种药剂的添加量越大, 液体的粘稠度就越大。因此, 在油井中添加流动改进剂不仅可以把含水原油的温度降低, 而且还可能实现不加热就可以集油。

利用配套低能耗输液、低温游离水脱除、低温含油污水处理等工艺。要想实施不加热集油和降低温度集油必须利用配套低能耗输液、低温游离水脱除、低温含油污水处理等工艺, 才能控制液体升温, 实现低能耗集油。一是长期的实验操作表明, 离心泵在低温下也可以进行含水原油的输送工作, 一般情况下, 在含水原液中添加化学药剂, 可以实现常温集油, 但具体的添加多少药剂添加几次这要靠长期的实践总结来完成。二是在油井中加流动改进剂, 流动改进剂不但可以降低含水原油的温度而且也可以增加含水原油的粘稠度, 还有利于为低温游离水脱除创造条件。大量的在油井中添加流动改进剂, 消耗成本是非常大的, 为此, 我们也可以在油井中加入破乳剂, 利用破乳剂的低温破乳性和高效性, 使其保持良好的电化学性能, 以便减少流动改进剂的使用量。

2.1 利用油气集输处理系统进行能耗分析尽量做到节约能源

应用油气集输处理系统可以对能量消耗进行分析预测减少不必要的能量损失, 使能量消耗得到一定的控制。除此之外, 要不断的收集一定的有效数据, 建立自己的数据库, 而后逐步建立一套油气集输模拟系统, 利用这套模拟系统来分析能量消耗情况, 极可能的做到节约能源。

2.2 利用热泵技术回收含油污水中的热量

油田进入了高含水阶段, 含水量日益增加。可以用热泵获取一定的热量, 而后把这一部分热量传给联合站采暖伴热, 或者也可以用来集油或原油脱水, 都可以节约一部分能量。

3 根据油田的发展状况, 建立合适的工艺技术

随着油田油开采量的越来越多, 油田进入了高含水后期开采阶段。地面工程也发生了质的变化, 由于目前形式的发展需要, 油田要求节能降耗, 为了达到这一目的, 我们需要对油井的温度加以预测, 找出集油温度的界限和集油方式的技术界限, 游离水脱除的技术界限, 投入药剂的技术界限。优化运行系统, 降低系统运行能耗。根据实际情况建立一套原油集输、处理、外输、油气集输系统的优化方案, 这套方案应该具备有仿真性, 能测算出不同的情况下系统技术适应能力或在给定的系统条件下优化运行方式的功能。

利用加热炉节能降耗。一是根据油田的实际发展情况换掉旧的加热炉采用新型高效燃烧器或新式的高效加热炉。二是控制加热炉进风口的过剩空气, 是过剩空气的系数保持在1.2到1.4之间。三是减低排烟温度, 减少排烟损失, 对于条件好的油田可以采用加热炉改造天然气技术。四是采用先进的保温技术和材料, 尽可能的降低加热炉表面热量的损失, 而节能降耗。五是改进加热炉的内都结构提高热效率。六是提高加热炉的工作效率。

采用新型高效的油气水三项分离器, 油气水三项分离器油气水三项分离器, 的特点是:气液混合物进入分离器后可以先分离出天然气, 这样就降低了分离的难度, 提高了设备的分离能力。油气水三项分离器采用了防冲装置, 因为随着油田开发的不断深入, 油井的井况日益复杂, 油田进入高含水后期开采阶段, 开采出的混合物越来越多, 含水含沙量也越来越多, 而沙对设备的危害很大。防冲装置的安装, 改变了混合物的速度和前进的方向进而减少了动能, 有效地防止了沙腐蚀穿孔, 延长了设备的使用寿命, 节约了成本。安装水位调节装置, 有效地控制了混合物的冲击能力, 保证了设备的正常运作, 降低了损坏, 节约了成本。

选用先进的设备, 合理的集输系统, 科学的集输工艺, 严格的管理制度就能达到节能降耗的目的。

参考文献

[1]鞠志忠.大庆外围油田降温剂集油输送及综合优化设计技术, [J].大庆石油学院, 2010[1]鞠志忠.大庆外围油田降温剂集油输送及综合优化设计技术, [J].大庆石油学院, 2010

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