油气集输系统能耗影响因素分析与对策探讨

毕新忠 王玉江 伊善利

【摘 要】在油田开发中，伴随着采出的液含水资源量日益增高，油气集输系统耗费的能量也相对增高，油气集输系统的节能降耗工作对整个油气开采系统的正常运行和经济效益有重要意义。本文在影响油气集输系统能耗的因素分析的基础上，提出了油气集输系统降耗对策，对今后集输系统节能降耗有一定的指导意义。

【关键词】油气集输系统；节能降耗；因素分析；对策探讨

原油综合率含水量高、原有脱水加热及耗能设备的效率低等是造成油气集输系统耗能过多的主要原因。油气集输系统非常复杂，目前最主要的是热力、动力及分离设备的效率。油气集输系统是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。 一、油气集输系统影响能耗的因素分析

油田油气集输系统的主要工作内容包括：油井计量、集油、集气、油气水分离、原油脱水、原油稳定、原油储存、天然气脱水、天然气凝液回收、凝液储存和含油污水处理等，就是将各个油井生产出来的原油、天然气等混合物，进行收集、转输、分离、计量、净化、稳定及其它处理，直至生产出合格的油、气产品。其全部工艺过程总称为油气集输工艺流程。油气处理系统消耗着大量的电能热能，目前，油气集输系统能耗的原因主要可概括为“两高”，即：能耗高、油气损耗高。能耗高指油水处理耗能较高，主要是因新问题出现较多，目前的处理工艺、设施状况相对较差，需进一步加大改造力度。影响油气集输系统能耗的因素主要为以下几方面。

1.1 原油含水量增高，油气处理难度加大

当前油气集输系统能耗有着油气水处理能耗高和油气蒸发损耗高的特点，特别是当油田开发工作进行到后期，原油含水量增高，达到70%以上，加大了油气处理难度，使处理装置的负荷随之增加，能耗也随之加大，却没有对应的新工艺和设施来处理这种新问题，尤其是一些老油田还在使用传统的工艺流程，设备状况也比较差，亟需加大改造力度。油气蒸发损耗高主要是在油气处理过程中的挥发和损耗比较严重，需要加大系统密闭，减少能源浪费。

1.2 热负荷比较分散、产热设备数量多

油气集输系统的热负荷比较分散、产热设备数量多、运行效率低等是当前油气集输系统能耗严重另一个突出特点，当前油田开发中使用大量加热炉，但是这种设备的运行效率低于70%，是油气集输系统的突出问题。油气系统中存在着超负荷运行和低效的情况，用于油田开发和生产的各种设备，比如锅炉、加热炉注水泵和抽油机等，存在老化现象，缺乏定期和规范的维护和检修，造成主要耗能设备的效率低下，系统可靠性差，造成设备故障、造成停产的事件也时有发生。

1.3 用能分布分散，利用率比较低

目前油气集输主要通过采用石油燃料获得热能，生产所需要的电力和动力是由电网提供，由小型锅炉和加热炉提热能，油田开发生产中的用电、用热主要采取分别供给的方式，分布也比较分散，利用率比较低。油田的生产和开发中还存在腐蚀的问题，比如管线穿孔和设备腐蚀等情况，如果没有得到及时处理，可能会造成油气集输系统的无法正常运行，造成重大经济损失，影响运行效益。

1.4 原有集输设施不适应性突出

能耗高方面，主要有原油水比例的变化，使原有集输设施的不适应性日益突出。油品存储损耗不仅表现在蒸发、泄漏及计量误差等方面，油罐自身也存在一定的问题，油品自身的蒸发损耗与油罐的密闭性存在着非常密切的关系，密封不够严实的油罐很可能会发生泄漏现象。另外，油尺、密度计、温度计和取样设备的精度都会对油品储存产生巨大的影响。随着采油新技术的不断推广，同时也增加了地面集输系统油水分离、沉降、脱水和污水处理的难度，加之大部分采用加热方式进行集输，系统自身消耗了大量能源，特别是老油田进入高含水后期，开发难度不断增加，因此，集输能耗也逐年上升。

二、油气集输系统降耗对策探讨

2.1树立科学的节能降耗观念

要实现节能降耗目标，企业必须树立起良好的科学发展观，推动能源消耗向系统化、集约化、社会化优化配置的方向发展。油田企业应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，实现常年不加热集油。油井进入高含水后期，集油管道管壁的结蜡量明显下降，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，同时还要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的工艺攻关，实施不加热集油及降温集油等工艺，从而实现全过程低能耗集油，还可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，可将其中的热量回收给联合站或转油站采暖伴热，另一部分用于集油或原油脱水，可收到明显的节能效果。油井的不加热集油分为单管不加热集油、双管不加热集油、掺常温水不加热集油、掺低温水集油和季节性不加热集油。目前采油油井普遍采用了不加热进站、采油区计量站不加热外输等技术，减轻了管理难度。此技术目前已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。采取对老旧机泵进行更新改造，安装变频器和调整泵的规格，进行转油站合并、脱水站改放水站，降低转油站、脱水站泵管压差，减少输油耗电，也可提高集输效率，从而达到节能的目的。

2.2加热设备的优化改造设计

加热炉是油气集输系统里的主要供热设备，很多因素影响着加热炉的效率，比如炉型结构、炉内的热损失、排烟温度、余热回收和燃烧器等都制约着增加了加热炉的能源消耗。可以应用先进的加热炉节能技术，首先淘汰更新落后的加热炉，推广使用真空加热炉并采用高效的燃烧器，提高热效率；其次要优化加热炉的监控系统，通过监控加热炉运行情况控制各种异常的发生，控制加热炉的运行参数，减少不必要的热损；还可以加强对加热炉的维护、除垢工作，缓解加热炉的损坏。

2.3不加热集油和低温集油工艺的运用

在油田开采后期，加热处理含有大量水分的原油会造成能源的浪费，加大生产成本，可以推广应用不加热集油的新工艺。传统的双管掺水技术，虽然具有安全方便的优势，但是需要消耗大量的电能和热能。不加热集油包括单管和双管不加热集油、掺常温水不加热集油、季节性不加热集油和掺低温水不加热集油。油田可以根据自身所处的开发阶段、原油特点、自然条件实施不加热集油工艺，通过取消单管加热流程中的进口热炉和计量站、集输线上的加热炉，简化加热保温系统，降低成本投入并且方便管理。

2.4应用油气混输技术

油气混输技术是油气集输广泛应用的新兴技术，是将未经分离的油、气水介质通过混输泵经海底管道运输到油气水处理终端，再进行综合处理。以往油气集输工艺运用的设备比较多，投资成本比较高，不易管理，整个工艺流程需要经过分离器、外输泵、压缩机和独立的油、气、水管道。油气混输技术只需要混输泵和混输管道就可以进行外输，能够有效增加单井采收率，延长油田寿命，简化例工艺流程。

三、结束语

随着节能减排任务的日趋严峻，油气集输系统的节能降耗工作对整个油气开采系统的正常运行和经济效益有重要意义，只有從油气运输系统的客观情况出发，深入分析当期此系统的发展现状和问题，根据其特点分析节能降耗的对策，才能实现油气集输系统的节能降耗目标，为完成节能减排任务作出贡献。

【参考文献】

[1]卢洪源.新时期油气集输系统节能降耗技术研究与分析[J].中国石油和化工标准与质量， 2013，（19）.74

[2]陈进峰.探讨如何完善油田地面建设中集输系统工艺[J].化工管理，2013，（16）.236