如何实现油气集输系统的节能

谢田维

油田地面工程包括油气集输与油气矿场加工（以下简称油气集输）、油田采出水处理、供排水、注水、供电等系统。地面工程约占油气田开发总投资的 30%～40%，占气田投资的 60%～70%。其核心是油气集输系统，担负着油气计量、收集、分离、净化处理、储存、以及外输的重任，同时也消耗着大量的能量，是油田生产中的主要耗能环节之一。

随着许多老油田进入开发后期，开发难度和油气处理的难度急剧增加，单位产量的能耗逐年上升。而我国正处经济迅速发展的时期，能源短缺问题日益严重，一定程度上影响了社会的可持续发展。因此，做好节能降耗工作，提高集输系统的能源利用率，降低集输系统的生产成本，从而降低油田开发系统的生产成本，增加效益，对油田的可持续化发展至关重要。

1 油气集输系统能耗特点

（1）油气水处理能耗高，油气蒸发损耗高。油田开采后期，原油含水量高达 80%以上，使油气处理难度加大，处理装置的负荷加大，能耗加大。同时，一些老油田还采用传统的工艺流程，系统密闭有待提高。

（2）热负荷分散，产热设备数量多、运行效率低。油田广泛采用的加热炉，平均运行效率低于75%。

（3）普遍采用燃烧高能质的石油燃料以获取热能。

（4）生产用电量大，电、热力采用分产、分供的方式，利用率低。即动力或电力几乎全部由电网供给，热能则由小型锅炉和加热炉提供。

2 油气集输系统能耗现状和原因

（1）油水比例变化使原来的集输工艺和设施的不适应性，不匹配性日益严重。 例如，进入特高含水开发期后，产油量的减少使外输泵“大马拉小车”现象严重，电耗大。部分油田还沿用传统的进站直接加热升温、沉降的工艺，造成能源浪费，系统效率降低。

（2）特殊油藏的开发和三次采油技术的推广以及随着油含水量、含沙量的增加，加大了油气集输系统油气水分离、原油破乳和污水处理的难度。尤其是对高粘起泡重质原油，采用传统分离处理工艺效率低、能耗大。

（3）随着油中含水量的逐年增加和产油量的逐年递减，油气集输系统存在不同程度的超负荷运行和低效现象。而且油田的各类设备，尤其是锅炉、加热炉、抽油机、注水泵等主要耗能设备，都普遍存在着不同程度的老化，不能按照有关的标准规定进行周期检验和维护，造成效率下降，系统可靠性降低，设备破裂和停产事故几率增加。

（4）腐蚀是油田开发生产中所面临的要害问题，管线穿孔，设备腐蚀将影响集输系统正常运行，如不及时处理，甚至造成停工停产的重大经济损失。

3 油气集输系统的节能进展

目前，国内外许多学者在集输系统节能降耗的应用研究方面做了大量的工作，取得了良好的应用效果，但多数属于局部的节能应用。

（1通过能耗统计数据分析，实地测试用能设备，运用热力学与传热学的知识分析，找出了胜利油田进入高含水阶段，联合站能耗大幅度增加的原因并在此基础上提出了改进原脱水工艺、对沉降罐进行保温以及在油水泵上使用变频调速装置等节能降耗措施。围绕节能降耗、环境保护、提高集输工艺系统效率等方面，采用了游离水脱除、液一液旋流分离、水力旋流除砂、变频调速等一系列新技术，高了集输工艺技术水平，达到了节能降耗的目的，形成了油田集输系统的一套的节能降耗技术。

（2）在热泵余热回收技术的原理基础上，探讨了应用热泵技术的条件及其产生节能、经济效益的计算方法。针对集输系统余热热泵回收技术，详细分析了余热回收利用的方法，对应用中出现的关键性问题进行了系统的论述。

采用高温热泵机组回收油田污水中的热量用于加热原油，充分利用了油田污水的余热，既减少了日益紧张的燃料消耗，又减少了環境污染，具有良好的应用前景。

（3）通过分析得出联合站污水余热具有很高的回收利用价值，并利用污水换热器，对联合站的污水的实现热能回收再利用，对油田污水废物利用提供了借鉴。

（4）以油气集输系统为研究对象，建立了能量平衡模型，对集输系统用能进行了评价计算，找到系统用能的薄弱环节，并根据结果制定了提高集输系统能量利用率的措施，为集输系统的节能改造提供了科学的理论依据。

（5以油气集输系统为研究对象，通过建立系统（火用）平衡模型，对集输系统进行（火用）平衡分析，并对用能现状进行评价，找到系统耗能的薄弱环节，并提出了相应的节能措施，该模型为集输系统的节能分析和改造提供理论依据。

（6分析集输系统中集油、输油、油气处理、热力和污水处理各个环节的生产工艺、存在问题和节能潜力点等，并针对问题提出今后节能工作的建议。应用油井单管常温输送技术简化集油系统工艺流程；采用越站输送方式减少原油进站升温、升压次数；应用高效的油气和污水处理装置，缩短脱水和污水处理工艺；试验新型节能燃料；通过供注水系统优化实现油田产出污水零排放。为其他油田的节能研究分析提供了思路，是很好的节能案例。

（7）通过改进分离，处理和回注近海的能力，大多的产生水在主生产平台的分离器中分离处理，并通过 GLCC（气液圆柱形旋流分离器）等手段在拥挤的平台将气体和液体分离并重新注入系统，而且通过更新陆上和中心平台处理系统，使产出水的处理效率大大提高，实现了生产排水减量以及减少管道能耗，做到节能环保的要求。它是渤海湾一个创新在处理系统中使用 GLCC 分离气体和液体的案例，为渤海湾后期的油田的可持续发展提供了借鉴。

4 油气集输系统的节能措施和新技术推广

针对上述的油气集输系统能耗特点和原因，以及前人的研究成果，通过新技术的推广可以达到节能降耗的目的。

4.1 原油降温集输技术

随着油田进入高含水期，传统的集油工艺技术，消耗大量热力和电力。近年来，各大油田都在大力推广原油降温集输技术。当含水率超过转相点而产液量低于100 t/d 或者处于转相点周围的油井可以采用降温集油方法，不同情况相应的措施有：不加剂掺常温水、加流动改进剂、降低掺水温度。

目前，单管常温集油、双管不加热集油、掺低温水环状不加热集油、低温采出液游离水脱除、离心泵输送低温含水原油等技术得到推广并取得良好效果。

4.2 加热炉节能措施

加热炉是油气集输系统中的重要供热设备，影响其效率的因素有：炉型结构、燃烧器、炉膛热损失、空气系数、排烟温度、余热回收等。

目前，加热炉节能技术应用有：

1）高效燃烧器；2）真空加热炉；3）加热炉优化运行监控系统；4）加热炉安装物理清洗装置；5）加热炉引射式辐射管；6）加热炉涂层。

降低加热炉耗能可从以下几个方面入手：

1）首先，要选择高效加热炉，如高效的燃烧器、真空加热炉等。2）其次，加强管理，控制加热炉的工作参数，合理调整空气系数，减少不必要的热损失。3）定期维护，除垢，缓解加热炉的腐蚀、损坏状况。此外，节能还可以采用新技术：多井式加热炉。

4.3 油气混输技术

油气混输技术是将井口流出物中的油、气、水三相介质，在未经分离的情况下，直接用混输泵经海底管道泵送到处理终端进行综合处理的工艺流程。随着油气混输技术的推广，仅需混输泵和混输管道即可实现外输，减少了设备的投资和海洋平台的占地，增加了单井采收率，直接增加了海上油气田的效益，因此混输技术具有很好的应用前景。

4.4 节能降耗配套技术

（1）采用大罐气体回收设备。在联合站的油罐上安装大罐气体回收装置，并逐步取消一批单井拉油罐，更换为密闭输送，减少油田油气损耗。

（2）采用节能异型抽油机，提高单井节能。

（3）污水处理采用高效的除油技术，简化为一级除油和一级过滤流程；对部分水质要求较低的污水站采用高效多功能处理技术。