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摘要：提高系统效率可有效降低油气田油气集输系统能耗。本文着重从保持能量、减少投入、提高效率三个方面分析了老油田油气集输系统效率的影响因素，介绍了为提高油气集输系统效率所采取的技术对策及效果，对今年老油田油气集输系统改进具有一定的指导意义。
关键词：油田 集输系统效率；措施效果
中图分类号：TE342
1 油气集输系统效率及其影响因素
一般来说，油气集输系统效率是指整个集输系统的能量利用率，即从油井井口开始算起，经过计量、接转、加热、加压及脱水稳定等处理过程的能量利用率。效率是指获得的能量与供给的能量的比值，总的系统效率是各流程段效率的乘积。影响集输系统效率的因素有以下几方面：
（1）油气通过地层自身压力或抽油机提供的动力举升至井口，本身具有的能量有压能和热能。在集输过程中，这些能量会因为管道摩擦阻力，热量散失等原因不断被消耗，如果通过转油站的常压储罐，能量会被彻底释放掉。摩擦阻力，热量散失等主要跟流体的裕度、速度、管径大小及处理流程的长短有关。
（2）油田开发初期，原油含水较低，原油黏度相对较高，到了高含水期开发阶段，原油黏度随着含水的升高不断降低，就不需要进行井口加热降黏了。对地层能量不足以完成自身的集输和处理，需要加热、增压来补充能量，加热、增压目的是为原油补充能量，但这个过程实际是在添热。
（3）提供能量、增压的设备有输油泵、输水泵、加热炉、锅炉等，是集输泵站中主要耗能设备，对集输系统的效率有较大的影响。一般要求输油泵效率必须大于65%，但实际油气输油泵总体效率只有不到45%。
系统效率的高低，首先取决于输送液体的性质。输送液体性质好，可以在较低的温度下输送，热量损失小，管线压降小，管效高，同样站内工艺处理流程短，热能和压能的消耗小；反之亦然。利用地层原始能量，减少不必要能量消耗，可有效提高集输系统效率。
2 改进集输工艺、系统化化的措施
2.1 优好老油气田地面系统
地面改造调整要结合产出液数量和性质的变化，开展先导试验，重新考虑和确定地面工程设计的技术界限；为改造工程的设计方案提供科学、合理的技术依据，充分做好老油气田地面系统简化的前期技术准备。
根据老油田开采方式的转变，选择配套适用的集输处理技术，为集输工艺科学合理、集输流程简化、缩小场站规模提供条件。
2.2提高能量利用率
（1）减少开式流程，实现密闭输送。集输与机采系统统一优化、合理布局，推广应用多相混输泵，实现油、气、水用同一管道混合密闭输送，降低井口回压，提高机采及集输系统的总体效率。
（2）优化管网。整体上看，计量站到接转站、接转站到联合站间管线的效率都较高，一般在90%以上，这些管线的液量大，管线的热损失相对少。部分管线输送液量较小，流速低，摩擦阻力损失和热损失很大，可通过优化管网，使管道中保持较高的液量，以此提高效率。
（3）流程简化，减少能量损失。原油处理流程复杂，在管道中摩擦阻力损失大，需要输油泵来提供动力。将这些处理过程集中在一起，既减少建设费用，又降低摩擦阻力和热能损失，可有效地保存原始能量。
2.3减少低效投入
（1）和常温输送技术。单管不加热输送流程，能耗少，适用于油井井口剩余能量（压力、温度）较高，黏度低，流动性能好的原油。初期被迫采取加热输送。随着油田开发状态的变化，井口温度、含水率均升高，使管内流体黏滞性降低、管壁结蜡、结垢减轻，集油系统可实现常温输送。
（2）游离水预脱除。目前采油厂集中处理站来油中约有1/3是接转站来油，这部分来油含水高达80%～90%，采用的处理工艺是先加热后进行游离水的分离。如果将先加热后分离流程改造为先进行游离水的预分离后进行加热炉升温，可大大降低能耗。
2.3提高不得不投入能量的效率
（1）离心泵变调速。离心泵在低负荷状况下工作，工作流量远低于额定流量，而工作压力远高于额定压力。传统上采用阀门节流，虽然在实际使用中很有效，但造成大量的能源浪费，是一种不经济的运行方式。
（2）提高加热炉热效率。原油处理站能量消耗主要是热能消耗，占原油处理站总能耗的75%左右。通过观察火焰的颜色，控制好通风量和进气量。
（3）高效化学药剂的研制及筛选。针对不同油品，筛选破乳剂，降低原油处理站中原油脱水温度。通过对乳化降黏技术和减阻技术研究，降低原油在管线中流动的摩擦阻力。
3 优化油气集输技术集成
（1）混输泵技术。某区块投用混输泵实现密闭集输，节约了大量的生产维护、人工管理等费用，每年可降低维护及用工费用近百万元。密闭输送还解决了天然气放空造成的能源浪费和环境污染问题。
（2）常温输送技术。从1985年开始，某油田集输系统由原来的加热输送逐渐变为常温输送，至2010年，全厂1250口油井常温输送856口；450口注水井中常开的350口全部采用常温生产；206座采注计量站203座常温生产，27座计量站全部常温生产。节约加热输送费用非常可观。
（3）推广应用离心泵变频调速装置。
针对油气集输过程中集输泵泵型与实际液量差别大，实际工作参数不相匹配的问题，应用变频调速装置，可以减少电能的消耗。离心泵应用变频调速技术，节电可达40%～70%。
（4）提高加热炉效果。通过观察火焰的颜色，人为地控制加热炉通风量和进气量，加热炉效率由78.2%提高到80%左右。通过安装单台加热炉燃料量计量仪表以及加热炉烟温的监控仪表，效率可提高3～5个百分点。
4 采用成熟适用的先进技术，简化调整油气集输处理系统
（1）灵活选用简化的双管掺水流程、单管环状掺水流程、井口加药流程或不加热集油流程，简化集油工艺。
（2）充分利用老油井集油掺水管线和已建系统基础设施能力，简化三次加密油井的集油工艺流程。
（3）积极推广井口软件计量，并以井口活动计量为补充，简化单井计量流程。
（4）充分利用机采能量，推广油气混输技术，适当延长单井集油半径，简化三级布站。
（5）推广高含水油田游离水预脱水工艺。改造大站供水流程，实现转油站就地放水回掺，减少集输系统压力，降低水循环的能耗，减轻一段脱水的负荷。
（6）推广高效低耗油气处理技术，应用多功能合一设备，调整油气处理系统适应性，简化油气处理工艺，缩短流程，减少更新维护总量。
5 结束语
提高油气集输系统的效率研究在油田开发中后期的作用越来越重要。保持原始能量，减少无用功的投入，提高主要设备的效率，即：推广使用常温输送技术、多相混输泵技术和离心泵变频调速技术等。对于老油田，集输系统效率的提高以站库为主，尤其是重要设备—加热炉、锅炉、转油泵及电动机各单体效率的提高，形成以热能为主，动能次之，电能为辅的节能策略；同时兼顾管线效率，做好保温工作。积极推广使用新工艺、新技术，特别是提高系统效率的工艺技术，尝试高效设备的应用。深入开展集输系统效率的研究，有助于老油田的节能减排，对提高油田开发效益有着重要的意义。
参考文献
[1]孫世海 魏开华 刘田 提高原油集输系统效率技术研究 《油气田地面工程》 2003 第6期
[2]王利华 油气集输系统现状与效率分析 《中国科技博览》 2010 第33期
关键词：油田 集输系统效率；措施效果
中图分类号：TE342
1 油气集输系统效率及其影响因素
一般来说，油气集输系统效率是指整个集输系统的能量利用率，即从油井井口开始算起，经过计量、接转、加热、加压及脱水稳定等处理过程的能量利用率。效率是指获得的能量与供给的能量的比值，总的系统效率是各流程段效率的乘积。影响集输系统效率的因素有以下几方面：
（1）油气通过地层自身压力或抽油机提供的动力举升至井口，本身具有的能量有压能和热能。在集输过程中，这些能量会因为管道摩擦阻力，热量散失等原因不断被消耗，如果通过转油站的常压储罐，能量会被彻底释放掉。摩擦阻力，热量散失等主要跟流体的裕度、速度、管径大小及处理流程的长短有关。
（2）油田开发初期，原油含水较低，原油黏度相对较高，到了高含水期开发阶段，原油黏度随着含水的升高不断降低，就不需要进行井口加热降黏了。对地层能量不足以完成自身的集输和处理，需要加热、增压来补充能量，加热、增压目的是为原油补充能量，但这个过程实际是在添热。
（3）提供能量、增压的设备有输油泵、输水泵、加热炉、锅炉等，是集输泵站中主要耗能设备，对集输系统的效率有较大的影响。一般要求输油泵效率必须大于65%，但实际油气输油泵总体效率只有不到45%。
系统效率的高低，首先取决于输送液体的性质。输送液体性质好，可以在较低的温度下输送，热量损失小，管线压降小，管效高，同样站内工艺处理流程短，热能和压能的消耗小；反之亦然。利用地层原始能量，减少不必要能量消耗，可有效提高集输系统效率。
2 改进集输工艺、系统化化的措施
2.1 优好老油气田地面系统
地面改造调整要结合产出液数量和性质的变化，开展先导试验，重新考虑和确定地面工程设计的技术界限；为改造工程的设计方案提供科学、合理的技术依据，充分做好老油气田地面系统简化的前期技术准备。
根据老油田开采方式的转变，选择配套适用的集输处理技术，为集输工艺科学合理、集输流程简化、缩小场站规模提供条件。
2.2提高能量利用率
（1）减少开式流程，实现密闭输送。集输与机采系统统一优化、合理布局，推广应用多相混输泵，实现油、气、水用同一管道混合密闭输送，降低井口回压，提高机采及集输系统的总体效率。
（2）优化管网。整体上看，计量站到接转站、接转站到联合站间管线的效率都较高，一般在90%以上，这些管线的液量大，管线的热损失相对少。部分管线输送液量较小，流速低，摩擦阻力损失和热损失很大，可通过优化管网，使管道中保持较高的液量，以此提高效率。
（3）流程简化，减少能量损失。原油处理流程复杂，在管道中摩擦阻力损失大，需要输油泵来提供动力。将这些处理过程集中在一起，既减少建设费用，又降低摩擦阻力和热能损失，可有效地保存原始能量。
2.3减少低效投入
（1）和常温输送技术。单管不加热输送流程，能耗少，适用于油井井口剩余能量（压力、温度）较高，黏度低，流动性能好的原油。初期被迫采取加热输送。随着油田开发状态的变化，井口温度、含水率均升高，使管内流体黏滞性降低、管壁结蜡、结垢减轻，集油系统可实现常温输送。
（2）游离水预脱除。目前采油厂集中处理站来油中约有1/3是接转站来油，这部分来油含水高达80%～90%，采用的处理工艺是先加热后进行游离水的分离。如果将先加热后分离流程改造为先进行游离水的预分离后进行加热炉升温，可大大降低能耗。
2.3提高不得不投入能量的效率
（1）离心泵变调速。离心泵在低负荷状况下工作，工作流量远低于额定流量，而工作压力远高于额定压力。传统上采用阀门节流，虽然在实际使用中很有效，但造成大量的能源浪费，是一种不经济的运行方式。
（2）提高加热炉热效率。原油处理站能量消耗主要是热能消耗，占原油处理站总能耗的75%左右。通过观察火焰的颜色，控制好通风量和进气量。
（3）高效化学药剂的研制及筛选。针对不同油品，筛选破乳剂，降低原油处理站中原油脱水温度。通过对乳化降黏技术和减阻技术研究，降低原油在管线中流动的摩擦阻力。
3 优化油气集输技术集成
（1）混输泵技术。某区块投用混输泵实现密闭集输，节约了大量的生产维护、人工管理等费用，每年可降低维护及用工费用近百万元。密闭输送还解决了天然气放空造成的能源浪费和环境污染问题。
（2）常温输送技术。从1985年开始，某油田集输系统由原来的加热输送逐渐变为常温输送，至2010年，全厂1250口油井常温输送856口；450口注水井中常开的350口全部采用常温生产；206座采注计量站203座常温生产，27座计量站全部常温生产。节约加热输送费用非常可观。
（3）推广应用离心泵变频调速装置。
针对油气集输过程中集输泵泵型与实际液量差别大，实际工作参数不相匹配的问题，应用变频调速装置，可以减少电能的消耗。离心泵应用变频调速技术，节电可达40%～70%。
（4）提高加热炉效果。通过观察火焰的颜色，人为地控制加热炉通风量和进气量，加热炉效率由78.2%提高到80%左右。通过安装单台加热炉燃料量计量仪表以及加热炉烟温的监控仪表，效率可提高3～5个百分点。
4 采用成熟适用的先进技术，简化调整油气集输处理系统
（1）灵活选用简化的双管掺水流程、单管环状掺水流程、井口加药流程或不加热集油流程，简化集油工艺。
（2）充分利用老油井集油掺水管线和已建系统基础设施能力，简化三次加密油井的集油工艺流程。
（3）积极推广井口软件计量，并以井口活动计量为补充，简化单井计量流程。
（4）充分利用机采能量，推广油气混输技术，适当延长单井集油半径，简化三级布站。
（5）推广高含水油田游离水预脱水工艺。改造大站供水流程，实现转油站就地放水回掺，减少集输系统压力，降低水循环的能耗，减轻一段脱水的负荷。
（6）推广高效低耗油气处理技术，应用多功能合一设备，调整油气处理系统适应性，简化油气处理工艺，缩短流程，减少更新维护总量。
5 结束语
提高油气集输系统的效率研究在油田开发中后期的作用越来越重要。保持原始能量，减少无用功的投入，提高主要设备的效率，即：推广使用常温输送技术、多相混输泵技术和离心泵变频调速技术等。对于老油田，集输系统效率的提高以站库为主，尤其是重要设备—加热炉、锅炉、转油泵及电动机各单体效率的提高，形成以热能为主，动能次之，电能为辅的节能策略；同时兼顾管线效率，做好保温工作。积极推广使用新工艺、新技术，特别是提高系统效率的工艺技术，尝试高效设备的应用。深入开展集输系统效率的研究，有助于老油田的节能减排，对提高油田开发效益有着重要的意义。
参考文献
[1]孫世海 魏开华 刘田 提高原油集输系统效率技术研究 《油气田地面工程》 2003 第6期
[2]王利华 油气集输系统现状与效率分析 《中国科技博览》 2010 第33期