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摘 要：分析了原油集输系统能耗分布情况，找出了影响系统效率的主要因素，并对原油集输系统提出了改造方案，包括扩大常温集输规模、二合一加热炉的优化调整、应用节能降耗配套技术和实施降温集油等。这些新技术与油田的生产实际相结合，可以达到降低生产成本、提高系统效率的目的。
关键词：原油集输系统；能耗分析；结果分析
中图分类号：S210.4
目前，我国陆上大多数主力油田已全面进入“双高”（高采出程度、高含水率）和产量总递减阶段，原油集输系统已不能满足现有生产的需要，主要表现为系统设备老化、效率低、能耗高等一系列问题。因而，改造现有的油气集输系统，大力推行节能降耗技术，已成为广大科研人员与决策者亟待解决的课题。
1 能耗分析
1.1 油气水分离过程能耗分析
用阶梯式热化学沉降脱水代替电化学脱水，其工艺原理是井站来液经三相分离器分离后，进人加热炉加热升温，然后经三级沉降脱水，使油水分离。
高效游离水脱除工艺，解决了特高含水开发期先分水后加热的问题，实现了节能降耗。
1.2 典型集输流程能耗分析
一个典型的原油集输系统包括：多口油井的产液经过计量间供热水加热汇集到计量间，几个计量间的产量汇集到中转站，几个中转站的产量汇集到联合站。根据热力学第一定律分析，该系统的耗热表现为：
1）将油井产液加热到外输温度。耗热量决定于产液量、含水率、产液温度和外输温度；
2）三级管网散热。耗热量决定于各级管网总长度、介质温度和环境温度；
3）三级站内设备散热。耗热量决定于操作温度、设备大小和环境温度。
1.3 原油参数对集输流程能耗影响分析
易凝、高黏油品的输送，不能直接采用等温输送的方式，因为当油品的黏度很高时，常温输送在工程上难以实现，同时输送过程中动力损失折合费用很高。加热输送是迄今为止对高凝固点原油最普遍的一种输送方法，即将油品加热后输人管路，提高输送温度以降低黏度，减少摩阻损失，借消耗热能以节约动能。影响原油黏度的内在因素有胶质、沥青、石蜡、气体和水的含量等；外部因素主要是温度。原油含水率对原油黏度的影响比较复杂。当含水率在10%～20%时，黏度随含水率上升明显增大，比不含水原油黏度高；当含水率在20%～40%时，混合液黏度是不含水原油黏度的3～5倍；当含水率在55%～75%时，混合液黏度是不含水原油的9～22倍，达到最大；当含水率超过80%，混合液黏度降到与水的黏度接近。
2 节能降耗新技术
2.1 扩大常温集输规模
含水率越高，油珠聚并温度、管壁结蜡量及转相点所对应的乳状液温度越低，有利于实现常温集输。
当含水率达到90%后，温度对视黏度影响不大。现场试验结果表明，产液30 t/d以上、含水率为80%以上的油井都能实现季节性停掺，其中产液60 t/d以上，含水率为90%以上的油井可以实现全年停掺。
2.2 二合一加热炉的优化调整一是技术和管理相结合，控制加热炉的运行状况，减少加热炉的损坏量，深挖技术和生产管理潜力，严格控制掺水量和掺水温度，加大停掺和掺低温水的井数，减少加热炉的运行台数和运行时间，降低运行温度，缓解二合一加热炉的损坏问题；二是跟踪真空加热炉等先进技术，替代现有的二合一加热炉，通过科研攻关和技术引进等措施，跟踪、开发新型的加热炉，延缓加热炉烟火管结垢、腐蚀速度，延长加热炉的大修周期。
2.3 节能降耗配套技术的应用
2.3.1 采用节能异型抽油机，提高单井节能效果。
节能异型抽油机具有冲程长、动载小、工作平稳的特点，目前在哈南油田共推广应用节能异型抽油机55台。抽油机井平均泵效达到50%，节电效果显著，每台日可节电109 kW·h。
2.3.2 采用大罐气体回收装置，实现联合站油气集输全密闭。在哈南联合站2000号油罐安装了大罐气体回收装置，回收的天然气作为加热炉燃料。同时逐步取消一批单井拉油罐，改为密闭输送，使哈南油田基本上实现了油气集输全密闭。
2.3.3 集输管线变工况输送，提高热能利用率。合理地调整抽油机井伴热管网的运行工况，在满足液量正常输送条件下，伴热水温可平均下降10℃左右，使热能单耗下降。
2.4 实施降温集油
实施降温集油的油井应该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。
可采用的技术措施有3项：一是不加流动改进剂，采用掺常温水措施，提高油井总含水率，促进转相，改善流动条件，实现常年降温集油。二是对含水率已经超过转相点但产液量较低的油井，由于液流已不受黏-温关系影响，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。三是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黏度及乳状液形态的改变引起。测试结果表明，在含水率为50%时，加50 g/t流动改进剂，含水油黏度（45℃）即由54 mPa·s下降到20 mPa·s。此时，原来的油包水型乳状液转为水包油型，转相点降低了15～20℃。
2.5信息化技术应用
通过在站内安装自动化控制系统，将原油脱水、污水处理、生化处理等生产系统的关键控制点（如油水界面高度、阀门开度、运行压力、温度、流量等各项生产参数）及时远传至中心控制室，快速准确地反映出各个生产过程中的运行参数，并且对其参数进行必要的实时监测和控制，使生产运行参数更加合理。同时还应结合储油罐液位、污水罐以及高低液位报警的预警响应措施，确保各生产系统的安全和稳定地运行，最大程度上提高运行效率。
[参考文献]
[1] 冯叔初.油气集输[M].东营：石油大学出版社，1994：58～75.
[2] 张新慧.持续高效地搞好油气集输[J].油田地面工程，1989，23（1）：25～26.
[3] 杨长来，赵晓.联合站改进工艺流程的节能效果分析[J].油气储运，2002（21）：46～50.
关键词：原油集输系统；能耗分析；结果分析
中图分类号：S210.4
目前，我国陆上大多数主力油田已全面进入“双高”（高采出程度、高含水率）和产量总递减阶段，原油集输系统已不能满足现有生产的需要，主要表现为系统设备老化、效率低、能耗高等一系列问题。因而，改造现有的油气集输系统，大力推行节能降耗技术，已成为广大科研人员与决策者亟待解决的课题。
1 能耗分析
1.1 油气水分离过程能耗分析
用阶梯式热化学沉降脱水代替电化学脱水，其工艺原理是井站来液经三相分离器分离后，进人加热炉加热升温，然后经三级沉降脱水，使油水分离。
高效游离水脱除工艺，解决了特高含水开发期先分水后加热的问题，实现了节能降耗。
1.2 典型集输流程能耗分析
一个典型的原油集输系统包括：多口油井的产液经过计量间供热水加热汇集到计量间，几个计量间的产量汇集到中转站，几个中转站的产量汇集到联合站。根据热力学第一定律分析，该系统的耗热表现为：
1）将油井产液加热到外输温度。耗热量决定于产液量、含水率、产液温度和外输温度；
2）三级管网散热。耗热量决定于各级管网总长度、介质温度和环境温度；
3）三级站内设备散热。耗热量决定于操作温度、设备大小和环境温度。
1.3 原油参数对集输流程能耗影响分析
易凝、高黏油品的输送，不能直接采用等温输送的方式，因为当油品的黏度很高时，常温输送在工程上难以实现，同时输送过程中动力损失折合费用很高。加热输送是迄今为止对高凝固点原油最普遍的一种输送方法，即将油品加热后输人管路，提高输送温度以降低黏度，减少摩阻损失，借消耗热能以节约动能。影响原油黏度的内在因素有胶质、沥青、石蜡、气体和水的含量等；外部因素主要是温度。原油含水率对原油黏度的影响比较复杂。当含水率在10%～20%时，黏度随含水率上升明显增大，比不含水原油黏度高；当含水率在20%～40%时，混合液黏度是不含水原油黏度的3～5倍；当含水率在55%～75%时，混合液黏度是不含水原油的9～22倍，达到最大；当含水率超过80%，混合液黏度降到与水的黏度接近。
2 节能降耗新技术
2.1 扩大常温集输规模
含水率越高，油珠聚并温度、管壁结蜡量及转相点所对应的乳状液温度越低，有利于实现常温集输。
当含水率达到90%后，温度对视黏度影响不大。现场试验结果表明，产液30 t/d以上、含水率为80%以上的油井都能实现季节性停掺，其中产液60 t/d以上，含水率为90%以上的油井可以实现全年停掺。
2.2 二合一加热炉的优化调整一是技术和管理相结合，控制加热炉的运行状况，减少加热炉的损坏量，深挖技术和生产管理潜力，严格控制掺水量和掺水温度，加大停掺和掺低温水的井数，减少加热炉的运行台数和运行时间，降低运行温度，缓解二合一加热炉的损坏问题；二是跟踪真空加热炉等先进技术，替代现有的二合一加热炉，通过科研攻关和技术引进等措施，跟踪、开发新型的加热炉，延缓加热炉烟火管结垢、腐蚀速度，延长加热炉的大修周期。
2.3 节能降耗配套技术的应用
2.3.1 采用节能异型抽油机，提高单井节能效果。
节能异型抽油机具有冲程长、动载小、工作平稳的特点，目前在哈南油田共推广应用节能异型抽油机55台。抽油机井平均泵效达到50%，节电效果显著，每台日可节电109 kW·h。
2.3.2 采用大罐气体回收装置，实现联合站油气集输全密闭。在哈南联合站2000号油罐安装了大罐气体回收装置，回收的天然气作为加热炉燃料。同时逐步取消一批单井拉油罐，改为密闭输送，使哈南油田基本上实现了油气集输全密闭。
2.3.3 集输管线变工况输送，提高热能利用率。合理地调整抽油机井伴热管网的运行工况，在满足液量正常输送条件下，伴热水温可平均下降10℃左右，使热能单耗下降。
2.4 实施降温集油
实施降温集油的油井应该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。
可采用的技术措施有3项：一是不加流动改进剂，采用掺常温水措施，提高油井总含水率，促进转相，改善流动条件，实现常年降温集油。二是对含水率已经超过转相点但产液量较低的油井，由于液流已不受黏-温关系影响，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。三是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黏度及乳状液形态的改变引起。测试结果表明，在含水率为50%时，加50 g/t流动改进剂，含水油黏度（45℃）即由54 mPa·s下降到20 mPa·s。此时，原来的油包水型乳状液转为水包油型，转相点降低了15～20℃。
2.5信息化技术应用
通过在站内安装自动化控制系统，将原油脱水、污水处理、生化处理等生产系统的关键控制点（如油水界面高度、阀门开度、运行压力、温度、流量等各项生产参数）及时远传至中心控制室，快速准确地反映出各个生产过程中的运行参数，并且对其参数进行必要的实时监测和控制，使生产运行参数更加合理。同时还应结合储油罐液位、污水罐以及高低液位报警的预警响应措施，确保各生产系统的安全和稳定地运行，最大程度上提高运行效率。
[参考文献]
[1] 冯叔初.油气集输[M].东营：石油大学出版社，1994：58～75.
[2] 张新慧.持续高效地搞好油气集输[J].油田地面工程，1989，23（1）：25～26.
[3] 杨长来，赵晓.联合站改进工艺流程的节能效果分析[J].油气储运，2002（21）：46～50.