油田原油集输系统节能技术和措施.doc

油田原油集输系统节能技术和措施 　　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 kWh。 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