原油不加热集输技术

原油不加热集输技术（精选6篇）

篇1：原油不加热集输技术

稠油不加热集输技术与应用

(西南石油大学油气储运工程，四川 成都，610500)【摘 要】:稠油的密度大、粘度高、流动性差,输送困难。对稀释法、乳化降粘法、加剂降粘法、超声波法、改质降粘法、低粘液环法等稠油不加热集输技术的机理及应用条件进行了分析,探讨制约不加热输送技术发展的难题,为稠油的经济、安全输送提供有益的借鉴。【关键词】:稠油;降粘;不加热集输

稠油即高粘度重质原油，国际上常称为重油。稠油是一种复杂的、多组分的均质有机混合物，主要是由烷烃、芳烃、胶质和沥青质组成。一般是以油层条件下或油层温度下的脱气原油粘度为主，粘度在50 mPa·s以上叫稠油。粘度在50～10 000 mPa·s称为普通稠油；粘度在10 000～50 000 mPa·s称为特稠油；粘度＞50 000 mPa·s称为超稠油或天然沥青。

随着世界能源供应日趋紧张,储量丰富的稠油日益引起各国的重视。稠油富含胶质和沥青质,粘度高,密度大,流动性差,其特殊性质决定了稠油的集输必然是围绕稠油的降粘、降凝改性或改质处理进行的。我国原油主要是以稠油油藏为主，稠油中胶质、沥青质含量过高是稠油高粘度的原因，对稠油开采和输送工艺难度相当大，针对不同稠油油品选择合理的降粘方法将变得至关重要。否则将影响稠油正常开采和输送，从而增加开采、输送的成本，降低经济效益。我国油田集输系统主要采用加热输送工艺,该工艺的弊端是输油能耗高、允许的输量变化范围小、停输易发生凝管事故。因此,近年来稠油的不加热集输技术越来越引起人们的重视。本文对几种稠油不加热输送技术的机理及应用条件进行了分析,探讨了其有利的方面和存在的问题,为稠油的经济、安全输送提供有益的借鉴。稀释降粘技术

1.1 机理

稀释降粘主要是利用相似相容原理,加入溶剂降低稠油粘度,改善其流动性。常用的溶剂有甲醇、乙醇、煤油、粗柴油、混苯等。混苯中的甲苯、二甲苯是胶质、沥青质的良好溶剂。其作用机理为,当加入稀释剂后,混合物中蜡含量浓度减少,溶液的饱和温度降低,从而降低了混合物的凝点。另外,低粘原油的胶质、沥青质是一种降凝剂,它阻止了蜡晶网络的形成,使混合物的凝点、屈服值和粘度等降低。

1.2 应用

国内外研究表明,轻油掺入稠油后可起到降凝降粘作用,但对于含蜡量和凝固点较低而胶质、沥青质含量较高的高粘原油,其降凝降粘作用较差。所掺轻油的相对密度和粘度越小,降凝降粘效果也越好;掺入量越大,降凝、降粘作用也越显著。稀释剂与原油的混合方式和混合温度也同样影响稀释的效果,一般来说,稠油与轻油的混合温度越低,降粘效果越好。稀释剂与原油的最佳混合温度通常高于原油凝点3~5℃,等于或低于混合油凝固点时,降粘效果反而变差,且随稀释剂添加浓度的变化,混合物的流变特性也将发生变化。稀释法的优点是可以直接利用常规的原油输送系统来输送稠油；在停输期间不会发生稠油凝固现象。但是稀油的来源必须有保障。

采用此种方法大规模地开采稠油时,选用的稀释剂必然是稀原油,因为稀原油来源广泛,可提供的数量大,因此也带来一些问题。首先,稀原油掺入前,必须经过脱水处理,而掺入后,又变成混合含水油,需再次脱水,增加了能源消耗;其次,稀原油作为稀释剂掺入稠油后,降低了稀油的物性。再次,两种油品性质相差太大的原油混合后可能会出现相容性问题,在输送及处理过程中可能会产生沥青质析出现象。因此,高粘原油加烃类稀释剂进行降粘集输,并非完善的方法,应综合考虑其经济性、可行性,必要时可采用别的更好的方法。加水溶性降粘剂乳化输送

2.1 机理

原油乳化输送的机理主要有两点:a.原油分散在表面活性剂水溶液中形成水包油型(O/W)原油乳状液或拟乳状液,由于O/W型原油乳状液的粘度比纯油的粘度低2~3个数量级,因而可大大降低原油的表观粘度;b.表面活性剂吸附在管壁上形成亲水膜,降低管壁的摩阻。原油表观粘度和管壁摩阻的降低均可大大降低原油管输的能耗。原油乳化输送要求O/W型原油乳状液具有适度的稳定性,即原油乳状液既要在管道输送过程中保持稳定不发生分相或转型,最后到集油站或炼厂又能较容易破乳而实现最终油水分离。

2.2 应用

乳化降粘的关键是选择质优、价廉、高效的乳化降粘剂。较好的降粘剂应具有以下两个特性:第一,对稠油具有较好的乳化性,能形成比较稳定的O/W乳状液,降粘效率高;第二,形成的O/W乳状液不能太稳定,否则影响下一步的原油脱水。

目前乳化降粘技术发展比较成熟,降粘率甚至可达99%以上,在国内外稠油开采和输送得到广泛应用,但仍存在以下问题：一是乳化剂与稠油配伍方面缺乏系统研究。虽然乳化降粘剂的配方很多,但对稠油的选择性都很强,主要原因是稠油组成的差异。二是常用乳化剂存在价格比较昂贵、功效不佳、用量大、使用不便等问题,这无疑将增加稠油的输送成本,制约稠油乳化降粘技术的实际应用。超声波降粘输送技术

3.1 机理

高强度超声波作用于稠油时,可使稠油的粘度降低,超声波降粘的机理比较复杂,但主要是两个方面的协同作用:一是空化作用,空化是液体的一种物理作用,在液体中由于超声波的作用,液体的某一区域会形成局部的暂时负压,于是在液体中产生空穴或气泡。这些充有蒸汽或空气的气泡处于非稳定状态。当突然闭合时,会产生激波,因而在局部微小的区域产生很大的压力和很高的温度。在高温、高压以及空化时产生的冲击波作用下,可破坏原油分子中C-C键,使原油分子降解,导致原油组分发生变化,降低原油粘度。

二是超声波的乳化作用,目前开采出的原油含水都比较高,在开采过程中,受机械力的作用,可形成乳状液,当高强度超声波作用于原油时,由于原油内具有一定数量的空泡,超声波可使空泡产生振动,并在空泡界面上会产生很大的剪切应力。在剪切应力作用下,原油与水充分混合,使原油乳化,并在相浓度(φ)达到一定值时,改变原油的乳状液类型,使其粘度降低。

3.2 应用

超声波降粘技术是近几年来迅速发展起来的一种新技术。通过实验证明:超声波处理可以明显降们都是不饱和酸酯的聚合物或不饱和酸酯与其它不饱和单体的共聚物。就目前研究与实际应用情看,合成降粘剂的典型单体是乙烯、醋酸乙烯酯、苯乙烯、马来酸酐、(甲基)丙烯酸酯及α-烯烃等。近年来,我国开发的油溶性降粘剂,对特稠油较高温区的降粘效果有明显提高。继续提高降粘剂较高温区的降粘率,使高温特稠油的粘度基数大大降低,是解决实际问题的方向。

超声波空化的降粘效果与超声频率、强度及作用时间等有关,降粘率并不大。在低含水率时 ,它将增大原油的粘度。当含水率超过一定值后,超声能将原油形成水包油型乳状液,大幅度降低原油的粘度。但是这种乳状液的稳定性较差。在这种原油中掺入表面活性剂,再经超声处理后,乳状液的稳定性变好,但其粘度有所增大。加油溶性降粘剂输送技术

4.1 机理

油溶性降粘剂降粘技术主要是基于原油降凝剂开发技术,针对胶质、沥青质分子呈层次堆积状态,借助高温或溶剂作用下堆积层隙“疏松”的特点,使降粘剂分子“渗”入胶质或沥青质分子层之间(类似于粘土水化的过程和作用),起到降低稠油粘度的作用。由于不同稠油的胶质、沥青质分子大小和结构不同,油溶性降粘剂具有很强的选择性。

4.2 应用

油溶性降凝降粘剂品种很多,但基本上可归结为两类:一类是缩合物型,如Paraflow等;另一类是不饱和单体的均聚物或共聚物,典型聚合物有乙烯醋酸乙烯酯共聚物(EVA)、(甲基)丙烯酸高碳醇酯衍生物的聚合物、马来酸酯衍生物的聚合物等。们都是不饱和酸酯的聚合物或不饱和酸酯与其它不饱和单体的共聚物。就目前研究与实际应用情况看,合成降粘剂的典型单体是乙烯、醋酸乙烯酯、苯乙烯、马来酸酐、(甲基)丙烯酸酯及α-烯烃等。在结构上主要是各种类型二元或多元共聚物及其复配物。近年来,我国开发的油溶性降粘剂,对特稠油较高温区的降粘效果有明显提高。继续提高降粘剂较高温区的降粘率,使高温特稠油的粘度基数大大降低,是解决实际问题的方向。

油溶性化学降粘技术是克服了化学乳化降粘技术缺陷的一种方法。但是,开发油溶性降粘剂难度很大,目前针对稠油的降粘率还不够高,国内外研究进展缓慢。主要缺点有以下几点: 由于原油中正构烷烃碳数分布的多元性和胶质、沥青质结构的复杂性,降粘剂对原油有很强的选择性,要找到适用于所有原油的降粘剂几乎是不可能的。因此,降粘剂应该与各类助剂复配使用既可扩大适用范围,也可提高降粘效果。

油溶性化学降粘技术是一种“治标”而非“治本”的方法,降粘剂虽然能够抑制或分散蜡晶、胶质片、沥青质层,但并不能使它们消失,达到真溶胶颗粒的粒度,所以降粘降凝的程度是有限的。稠油改质降粘

5.1 机理

稠油改质降粘是一种浅度的原油加工方法,以除碳或加氢使大分子烃分解为小分子烃来降低稠油的粘度。除碳过程大致可分为热加工和催化加工,热加工有减粘裂化、焦化等,催化加工以催化裂化为代表。此外,还有溶剂脱碳,如脱沥青和脱金属离子等过程。加氢过程有加氢热裂化和加氢催化裂化等。

5.2 应用

近年来,国外采用在油田内建立一套稠油改质的装置,使稠油的大分子裂化,降低粘度,便于输送。法国提出加氢降粘裂化法,在油田进行加压加氢处理,使原油粘度降至可用管线输送,并在下游炼厂用普通炼油方法加工。这样打破了以往采用传统的单物理降粘法,可节省各种降粘措施费,方便生产。

稠油改质降粘从根本上降低稠油的粘度。改善稠油在管道中的流动性,从而提高管道特别是长输管道的适用性。此外稠油裂化生成的轻质油不仅可以使未发生裂化的稠油组分稀释,而且可以因其分子量变小而增加稠油蒸气压,亦即增加稠油管输动能。目前存在的主要问题是：硬件条件太高,投资太大。低粘液环输送方法

6.1 机理

向稠油中掺入一定量的低粘度不相溶液体(一般为水),在输送过程中,将油流的速度控制在某一范围内(0·84~1·3 m/s),可形成环状流,粘度大的稠油作为芯流引入输送管道中被水包围,不与管壁接触,这层水环能吸收管壁和流体之间存在的剪切应力,从而减小了流动阻力。

6.2 应用

在美国加利福尼亚州,一根直径为203·2 mm、长为29 km的管线应用这项水环输送技术运行了近15年,所输稠油的AH标准比重为11,输量为1 908m3/d,含水率为20%~30%。该工艺多限于室内和工艺试验阶段,环状流型稳定性比较差,很容易遭到破坏而最终形成混相的形式,为了提高环状流的稳定性,可以在水中加入添加剂使管壁疏油。长距离输送经过泵增压时如何不破坏液环是一个难题。结束语

综上所述,对于稠油输送问题要选择一种最佳的输送方案,需要考虑很多因素,如:管线长度、气候条件、现有的设备、水处理能力、电力供应、地形情况、稠油种类、环境因素等等,但最重要的还是经济因素。一般来讲,对每种方案都要考虑它的原始投资和操作费用,为的是进行综合全面的经济分析,以选出其中最为经济合理的稠油输送方法。

参考文献: [1] 雷西娟,王鸿膺.稠油降粘输送方法[J].油气田地面工程, 2002, 5: 37-38.[2] 王鸿膺,寇 杰,张传农.河口稠油掺水降粘输送试验研究[J].油气储运, 2005, 24(3): 35-38.[3] 敬加强,孟 江,吕黎涛.垦东18稠油乳化输送技术的综合评价[J].油气储运, 2004, 23(5): 8-12 [4] 喻高明,熊艳军.适于特稠油地面管道输送的主辅型降粘方法研究[J].江汉石油学院学报, 2004, 26(1):113-115.[5] 包木太,范晓宁,曹秋芳.稠油降黏开采技术研究进展[J].油田化学, 2006, 23(3): 284-288.[6] 吴本芳,沈本贤,杨允明.辽河特稠油降粘研究[J].油气储运, 2003, 22(6): 27-32.[7] 王建成,傅绍斌.稠油集输降粘方法概述[J].安徽化工, 2005, 16(2): 15-18.

篇2：原油不加热集输技术

原油脱水、污水输送的各种动力机泵对原油集输以及处理系统而言是重要的电力耗费设施。原油、渗水、燃气加热炉成为了原油集输和处理系统的天然气重要耗费设备。所以必须使用良好的节能措施，以免产生能源耗费。

1原油集输系统的耗能

1.1机泵

在原油集输处理当中，最主要的用电负荷则为输水及输油泵，所以，想要节电，则需对其进行控制。当前，联合站生产选取的泵，大部分是离心泵，其耗电量和输送量、输送压降构成正比，与泵效构成反比。对离心泵效率构成影响的重要因素为：首先，由于扬程、吸程管道在配置方面不够合理，且管道的阻力较大，令离心泵在运转过程中，耗费较大的能量。其次，选取泵需偏离正常工况，构成较大的富余量，令水泵效率过低[1]。

1.2生产工艺

对于油田的低、中含水阶段的开发过程而言，大部分联合站通过两段脱水的方式进行。这一流程虽然对提升油气分离、脱水速度与效率十分有利，可是需耗费较多热能。在油田处于特高含水开发期之后，因为原油液量较大、含水量较大，如果依旧使用井场高含水原油进站后进行直接加热升温、沉降等方式，不只会令加热炉加大热负荷，还会有较大一部分热能耗费于污水加热升温之中，形成庞大不必要的能源耗费。所以，这一技术工艺已经无法良好的顺应当前油田高效生产模式的所需。

1.3加热炉

加热炉成为了油气集输工艺内无法或缺的专用设施。原油脱水以及外输、渗水、冬季取暖乃至管线伴热等流程都要通过加热炉提温加热，所以，其也变成了联合站最重要的耗气设备。加热炉的耗气量主要和被加热介质的量、加热前后的温差以及加热炉的效率相关[2]。原油脱水以及外输加热炉、采暖伴热炉中的加热介质乃至加热前后的温度是依照油井在产量方面、处理工艺方面乃至实际生产方面的所需进行判断，虽然其调整余地过小，可是透过具有针对性的技术改造来提升炉效以及灵活掌控运转时间，依旧具有良好的节能余地。

2主要的节能技术及措施

2.1选择高效的加热炉

影响加热炉效率的原因有很多，比如说加热炉的类型、燃烧器的类型、排烟的温度、空气的系数、炉体散热情况等。随着众多新技术的涌现，推出了各类全新产品，例如分体变相加热炉、真空加热炉等。就分体变相加热炉来讲，在热效率方面能够达到90%以上。在这一系统中水成为最重要的介质，在于外界处在隔离状态时，耗费程度最低，系统长时间透过无氧的`形式进行工作，方能延长其使用的时间。蒸气发生器和换热器透过重力可以让水在蒸发后回落，并再次进行蒸发。由于炉体的蒸汽较高，极大降低了换热器的体积，令运转时的动力情况适当减少，从而起到减少成本的目的。在运用真空加热炉时，经由真空状态将中间介质进行气化，并将热盘管内的水、油进行同时加热。

2.2降低热损失

为了达到减少原油损耗的目的，在散热过程中可以安装不同辅助设备，比如伴热盘管或伴热管线等。如此才能够令温度维持在适当范围中，并且还能够避免管线产生凝油的现象。在各种储油罐的输送设施乃至水罐收油罐线中，需要具备伴热流程。对联合站节能降耗而言，降低损失提升效率成为关键。应当将各种输油管线的保温工作做好，把散热量降至最低。并且，需降低排烟中加热炉的热损耗。排烟温度越高，排烟量则越大，损耗越多。并且，在加热炉处于运行状态时，空气过剩系数应当处于适宜的状态，一旦此系数过大，就会直接提高出口温度，从而降低加热的效率，造成严重的热损失。正确判断空气过剩系数，能够有效提升效率，燃料耗费明显下降。当负荷变化处于明显的状态时，将空气量以及工况进行迅速调节，以此减少排烟的损耗[3]。就未来工作方向而言，在持续开发油田的情况下，井口采出液在含水率方面不断提高，使得处理环节更加复杂，为油田集输系统在处理油水时造成阻碍，并且，在通过节能提升效率方面也更加艰难。由于油水比例不断变动，不能顺应目前的状况，设施老化，速度迟缓，无法匹配等等，令正常的生产工作受到严重的影响。而且在新研发的工艺甚至油藏的产生方面，造成了原本油水在性质方面产生严重的变化，令集输系统在分离脱水方面的难度系数不断加大。由于使用了较多化学制品、化学药剂，不仅令企业的生产成本随之加大，而且也为环境带来了恶劣的影响。

3结束语

综上所述，只有通过创建全新的原油集输地面工程，通过改造老站的工艺，加强全新、高效的化学剂研发，通过全新的节能设备，推广废物资源化的技术，不断加强生产运转在管理方面的能力，才能够为油田原油集输系统的节能技术获取较好的前景。

参考文献:

[1]谢飞，吴明，王丹，等.油田集输系统的节能途径[J].管道技术与设备，2010（1）：57-59.

[2]李建，梁婷，刘伟，等.老油田集输系统现状及改进策略[J].油气田地面工程，2010（1）：28-29.

篇3：油田原油集输工艺关键技术分析

1原油集输工艺关键技术分析

1.1油田原油多相混输工艺技术

油田原油多相混输工艺技术指的是油气水的多相混输, 这是一种长距离的原油集输工艺技术。早在二十世纪八十年代, 欧洲发达国家就对原油油气水多相混输技术进行了研究和探讨, 而要想实现对油气水多相混输技术的应用就必须与电热技术结合, 只有这样才能够实现良好的应用效果[2]。就目前来看, 油气水多相混输技术在发达国家应用的比较广泛, 且取得了良好的成效, 工艺流程得到简化, 集输成本得到了降低, 相较于发达国家而言, 我国油气水多相混输工艺技术还比较落后, 但对对油气水多相混输技术的研究也再不断取得进步和突破, 例如在华北油田采油二厂, 由中国科学院力学研究所吴应湘研究员和中国海洋石油研究中心李清平高工共同承担的“油气水多相混输技术研究”项目顺利通过验收。

1.2原油集输工艺

就目前来看, 我国原油集输工艺还需要大力发展, 首先, 随着油田开采进程的加快, 我国许多油田都正处于后期开发阶段, 含水量较大, 另一方面, 我国油田开采项目还在不断增加, 这就对油田原油集输工艺提出了更高的要求。在高含水阶段, 应当对原油的流动性有着充分认识, 对原油集输工艺进行针对性的改进和完善, 简单来说就是采取有效措施来降低原油运输过程中的温度。对于含蜡较低的原油来说, 在运输的过程中可以采取单管集输的工艺技术, 且不需要采用热集油工艺。对于含蜡较高的原油来说, 在采用单管集输工艺技术的过程中可以搭配加热工艺, 同时可以利用化学药剂来降低原油的凝度和粘度。

1.3油田原油脱水技术

原油脱水是整个原油集输过程中最为关键的技术环节, 在处理原油脱水过渡层的过程中, 可以先进行排除原油, 之后进行过渡层的处理。相较于发达国家来说, 我国原油集输脱水工艺技术起步较晚, 技术水平相对落后。

就目前来看, 当前主要的原油脱水工艺技术有以下几种: 1沉降分离脱水:这种工艺技术主要利用了水和油密度不同的原理, 当原油经过脱水装置的时候, 水会下沉, 从而实现油水分离[2];2化学破乳技术:即上文中提到的使用化学药剂促使油水分离, 化学破乳技术是当前使用比较广泛的一种原油脱水工艺技术;3电破乳脱水技术:通过交流电、脉冲供电、直流电以及交直流电来提供高强度的电场, 以此来进行破乳, 通过电力作用实现油水分离;4润湿聚结破乳技术:通过加热来降低原油粘度, 促进轻质组分的灰分, 从而实现油水分离。

2油田原油集输工艺技术发展方向

油田可持续发展是我国石油行业未来重要的发展趋势, 原油集输工艺技术的发展应当以此为基础, 促进发展和进步。首先, 应当积极简化原油集输工艺, 加强研究新建成的产能井的投资效果变差问题, 以此为基础, 发挥产能井中相关设施的潜力和作用, 从而实现油田原油集输工艺的简化, 降低原油的集输成本;第二, 应当加强对提升油水处理效率相关技术的研究, 当前我国原油集输系统有着体积大、数量多、效率低的问题, 这不符合可持续发展的原则, 因此应当加强对油水分离技术的研究, 促进原油中游离水的脱离, 提升化学脱水效率, 以此来保证油水处理的高效性[3];第三;加强节能技术的研究, 在能源危机的背景下, 如何实现节能性的油田原油集输至关重要, 在高含水阶段, 如何利用油田采出液的特性实现不加热的集输过程至关重要, 通过避免加热集油来实现节能;第四, 加强对三次采油相配套的原油集输工艺技术的研究, 要攻克破乳剂集输的瓶颈, 解决采出液乳化程度问题, 同时要提升采出液处理工艺和处理设备的先进性, 积极研究并采用电破乳技术, 以此来实现对采出液的油水分离。

此外, 应当加强可再生能源在油田原油集输工程中的运用, 例如太阳能、风能的应用等, 同时要注重对油田污水的处理, 采用杀菌技术、过滤技术能对污水进行净化, 注重原油集输管道的防腐技术应用, 保证原油集输的安全和稳定。

3结语

综上所述, 油田原油集输是一项复杂的工程, 且有着一定的危险性, 本文分析了原油集输工艺、原油脱水技术、油气水混输技术等油田原油集输工艺技术, 并展望了原油集输工艺技术的发展方向, 旨在促进原油集输的可持续发展。

参考文献

[1]隋永刚, 白晓东, 黄晓丽, 孙铁民, 杨艳.油田二次开发低能耗原油集输技术分析[J].石油规划设计, 2009, 01:31~33.

[2]樊俊生, 梁玉波, 蒲琳, 王志国.双河油田原油不加热集输工艺技术研究[J].石油地质与工程, 2009, 05:119~120+123.

篇4：原油不加热集输技术

关键词原油集输;节能降耗;措施

中图分类号TE8文献标识码A文章编号1673-9671-(2010)051-0143-01

随着油藏开发的不断深入,高含水及特高含水期油藏逐渐增多,如何充分动用油藏,不断改善油藏开发效果,降低原油集输中所需能耗,是高含水期油藏所面临的主要问题。

1原油集输储运能耗现状

原油集输系统是油田地面生产系统的核心,它与注水、集气和输配电等系统一起构成了庞大的生产体系。原油集输系统在油田地面建设投资中占主导地位,在原油生产过程中的消耗也主要集中于此。因此,该系统的规划设计在油田储运建设中显得尤其重要。输油管道原油集输生产过程中消耗的燃料油主要是优质的原油,年消耗原油数十万吨,每年都要消耗大量的费用,其中能量消耗费用是构成运行费用的主要部分。与集油过程耗能相关的因紊是多方面的,只有采用综合节能技术来改进原油运输过程不合理的用能环节,才有可能使集油运输能耗有较大幅度下降。

2原油集输储运过程中节能措施

2.1不加热集油低能耗工艺技术

不加热集输(常温输送)技术的推广应用原油含水即使未达到转相点,当含水和油井产液高到一定程度,使井口出油温度高于允许的最低集输温度值时即可采用不加热集输。近年来,原油常温集输技术得到各油田越来越广泛的重视,各油田都根据开发阶段、原油物性、气候条件等不同条件做了大量研究和现场试验工作,形成了单管常温集油、双管不加热集油、掺低温水环状不加热集油等技术。

采用单管不加热集油是将原有掺水管线停掺扫线,依靠油井生产时的自身压力和温度将液体通过集油管线输送到计量间;双管不加热集油是停掺原有掺水管线并改为集油管线,对井口和计量间做部分改造,实现主、副双管同时出油。这种集油方式可随时恢复掺水,便于冬季井下作业及各种故障处理;掺低温水环状不加热集油是在一座计量阀组间中的几口油井由一条集油管线串联成一个环状的集油方式,环的一端由计量阀组间提供掺水,另一端则把油井生产的油、水、气集输到计量阀组间汇管中。目前,这些技术已经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。

目前采油油井普遍采用的不加热进站、采油区计量站不加热外输。通过在单管加热流程上取消井口加热炉及计量站、集输干线上的加热炉后,不加热集输不仅节能效果显著,而且由于精减了加热保温系统,投资降低,减轻了管理难度。

2.2油气混输技术

油气混输技术是近年来在石油工业界较为广泛提及的一门新兴技术,它主要是将井口物流中的油、气、水种介质,在未进行分离的状态下,直接用混输泵经海底管道泵送到油气水处理终端进行综合处理的工艺流程。

以前对油气进行采集处理,需用三相分离器、原油外输泵、天然气压缩机和条独立的海底分输管道,才能完成油、气、水分离后的液体泵送和气体压缩。采用油气混输技术,仅需用台混输泵和条混输管道就可以解决这个问题,同时简化了油气混合物在海上的处理工艺,节约了设备的投资,缩短了油气田的投资回报期,提高了开发油气田的经济效益。

混输技术具有很好的节能效果,增加了单井采收率,为创造新的经济效益奠定了基础。

2.3油气处理节能技术

油气处理要在各个环节进行分析,减少能源消耗,可以从以下几个方面考虑解决问题的办法:并排来油经气液分离后,先进行低温预脱水,排出大量游离水,减小后续工艺的加热负荷,从而实现对热能的节约;充分利用井排进站剩余压力,完成原油脱水、稳定、进罐等一系列工艺过程,取消中间提升环节(如脱水泵),从而减少动力费用的支出;由于加热负荷、动力负荷的减少,在设计施工时可以减少加热设施、动力設施以及储罐的建设,从而实现流程减化,投资节约。综合上述各项过程,即可形成一种高效、节能型的油气处理工艺。

处理油气的阶段是整个油田生产的关键环节,这一环节运行质量的高低将直接影响油田的综合效益。从能耗的角度看,油气处理是一个纯消耗的生产过程。在以往的油气处理工艺设计中,往往将可靠性、使用性、先进性摆在首位,而对整个处理工艺的经济性未能予以足够重视。当前,伴随着油田改革的不断深化,对油气处理工艺技术高效、节能性的要求不断提高,如何在满足油气处理可靠性、使用性的前提下,降低投资,简化流程,优化运行,已成为一个重要课题。

2.4新技术、新工艺的推广应用

在原油集输储运过程中所耗费的高能量要求我们不断探索新技术,与集油过程耗能相关的因素是多方面的,只有采用综合节能技术来改进过程不合理的用能环节,才有可能使集油生产能耗有较大幅度下降,实现节能降耗。

依靠技术进步来降低能源消耗是原油集输储运节能的根本途径。多年来,在开发高效油气集输与处理技术方面作了大量的工作,创造出了丰富多彩的高效成果,包括高效工艺技术和高效设备,丰富了油气集输工艺理论与实践。这些新技术、新工艺包括:ZGM超导节能加热器推广应用;撬装式计量车装置的设计与应用;胡状联合站储罐及管网阴极保护工程;智能温压控制装置应用等等,高效油气集输与处理技术有利于节能降耗、降低投资和提高工程效益的工艺技术,它对保证油气田地面工程整体技术水平起着至关重要的作用,能够真正实现优质、高效、低耗。

3原油集输储运节能意义

1)原油集输储运节能降耗有利于降低投资和提高工程效益,原油性质和装车作业与成品油有很大不同。因此,我们必须对原油长途运输的主要原因、形式及过程等进行分析。通过对原油油气蒸发降耗研究,对引起油品蒸发损耗的原因有了一定了解。因此,在原油运输管理中,我们要进一步加强油品储运的科学有效管理,从而有效降低油品的蒸发损耗。这就为企业的更大发展提供保障。由于公司各企业以前瞻性眼光,本着环保项目超前优先的原则,在新建环保项目时,为企业以后的项目发展预留了余能。

2)节能使企业的社会形象得到提升,融资环境得到改善。石化企业最大的风险来自对环境的污染和破坏,也是金融机构对石化企业的最大担忧。而节能降耗可以帮助企业树立良好的社会形象,最终赢得企业所在地政府及各金融机构的大力支持。

3)发展节能技术是油气田企业转变增长方式的重要途径,能够使企业战略由高产、稳产向清洁、节约、逐步转变,形成低投入、低消耗、低排放、高效率的清洁节约型增长方式,实现可持续发展。

4结束语

随着对油气资源的需求日益增大,如何高效利用油气越来越重要,而原油的性质和集输储运与成品油有很大不同,这就要求我们必须对原油集输过程中能源损耗的主要原因、形式及过程进行分析,只有这样,才能研究开发出各种新技术、新设备,进一步加强原油集输储运的科学有效管理,有效降低原油集输的能耗,实现中国石油行业的高效、稳定、可持续发展。

参考文献

[1]油田地面建设总体规划方案优选系统.

[2]刘又新原油最优热输温度的计算方法.

[3]吴长春.油气储运工程最优化.北京:石油大学出版社.

篇5：采油厂集输站原油储罐火灾防控

摘要

原油储罐火灾具有瞬时性复杂性等特点，不易扑救，后果严重。集输站原油储罐区火灾危险性大，但又具有罐容相对较小、储罐形式单一的特点。文章在研究固定顶拱顶罐火灾事故的特点、类型的基础上，分析了集输站火灾防控的重点；并通过对储罐火灾成因的分析，提出了解决集输站原油储罐消防安全问题的对策和具体措施，为油田企业消防安全工作提供参考。关键词：消防、储罐、火灾、对策

采油厂集输联合站是将油田中采油井所生产的原油汇集、存储、分离、加热、脱水、计量后进行外输的生产单位，是高风险存在和集中的场所。站内压力容器密布，油气管道纵横，而且处理的是易燃易爆物质，一旦发生火灾，火势容易迅速扩散，扑救困难；而集输站储油罐区是油品储运的枢纽、设备集中，若处置不当，涉及面广，将会造成巨大损失。

在研究原油储罐的火灾特点、形式及成因的基础上，针对集输站原油储罐的具体特点，制订切实可行的消防对策, 对提高油田企业消防安全管理水平和员工的突发火情应急处置水平有着重要意义。

1．原油储罐火灾的常见类型

原油具有比重轻、闪点低、易蒸发、易燃易爆、热值大、含水量大等理化性质，这些特性决定了原油储罐火灾具有火焰温度高、辐射热强、易形成大面积流淌火、易生产沸溢、喷溅、易形成火灾爆炸性环境等特点。这些特点也造成了原油储罐火灾的瞬时性和复杂性，给灭火救援工作带来很大困难。

原油储罐发生火灾时，由于油气浓度﹑环境温度﹑气候条件﹑罐体结构及罐组形式的不同，火灾的情况也是多种多样的。集输站原油储罐一般以常压固定顶钢制储罐居多，罐顶通常装有带阻火器的呼吸阀和液压安全阀；罐容相对较小，多为5000M3以下，以2000-3000M3为主；罐组总容量小，多为含水较小的好油罐，与大型油库储罐相比，集输站原油储罐火灾的复杂性也小的多，处置得当，安全可以控制。根据国内外储罐的火灾爆炸事故案例分析，固定顶拱顶罐火灾的常见形式的主要有以下几种：

1.1局部稳定燃烧

储罐挥发出的油蒸汽，从呼吸阀、采光孔、量油口等处冒出，遇到火源时，会形成稳定燃烧，即通常所说的火炬燃烧。油罐发生稳定燃烧时，不宜急剧用水冷却，以免油罐温度骤降，罐内敞口蒸汽凝结，造成负压回火引起爆炸。可用少量水对火焰周围进行冷却，迅速用覆盖物进行灭火，亦可用干粉等进行灭火[1]。

1.2爆炸后燃烧

油罐内的油品蒸汽与空气的混合物，在爆炸极限内，遇到火源，会在罐内爆炸，造成罐体损坏，然后继续燃烧。这种形式的储罐火灾，对罐体、罐项及固定在罐体上的灭火装置破坏性极大，会造成罐顶脱落，罐体变形，可燃液体流散，从而使燃烧范围扩大。

1.3先燃烧后爆炸

油罐在火焰和高温的作用下，油蒸气压力急剧增加，罐体由于压力过大而爆炸。油罐发生火灾后，罐顶未破坏，当采取罐底导流排油时，如排速过快，罐内产生负压，易发生“回火”现象，导致油罐爆炸[2]。

1.4爆炸后不再燃烧

油罐内油品温度低于闪点，其蒸汽浓度不在爆炸范围内或油罐内只有爆炸性油气混合物作者简介：徐建平，男，注册安全工程师，助理工程师，华北油田公司第四采油厂别古庄采油工区，安全监督；肖虎，男，安全工程专业工程硕士，工程师，华北油田公司第四采油厂输油联合站，安全监督；邹宝生，男，注册安全工程师，工程师，华北油田公司第四采油厂安全科。而没有可燃性液体再供给燃烧，所以爆炸后不再继续燃烧。油罐发生爆燃，会造成罐体损坏，油品外溢。

1.5沸溢式、喷溅式燃烧

储存含水的原油、重油等油罐着火后，随着燃烧的进行，受热波的影响，乳化水汽化和水垫层汽化时，水将发生沸腾而油品溢出或喷出罐外，甚至带着火团冲向天空。沸溢性或喷溅式燃烧的火灾模式往往使火情更加复杂，给扑救带来极大的困难。

从以上的储罐火灾形式中不难看出，稳定燃烧易于控制，危害小。一般来说，只要发现及时，都可以得到有效控制。2011年某油田储罐的一次雷击引起的呼吸阀燃烧火灾的成功扑救就说明了这一点；而带有爆炸现象的火灾往往会加剧火情的复杂性，难于控制、危害大，因此，控制罐区可燃气体的浓度，可以说是罐区消防的一个重点，它可以有效的降低储罐火灾的风险和灾害后果。沸溢式的燃烧是火灾发展到中后期的一种形式，破坏程度、扑救难度都很大，但是如果能加强罐区火情的监控，做到出现火情及时发现、及时处置，基本上可以避免这种复杂情况的发生。

2．原油储罐火灾的致因

火灾事故的发生需要三个必不可少的条件即着火源、可燃物和空气，因此，油罐火火灾爆炸事故起因的关键在于弄清油、气泄漏和着火源产生的原因。

2.1油、气泄漏

原油泄漏是严重威胁罐区安全的首要因素。据统计，罐区火灾爆炸事故多是因泄漏所致。2.1.1正常的油气挥发

原油属于甲B类易燃液体，液面有一定的蒸汽压，油气通过油罐的呼吸阀、测量孔或在检修时通过油罐人孔等处向外扩散。尤其是油罐进油时，排出的油气量更多，且以轻油和轻烃为主，在罐区一定的范围内形成爆炸性混合气体区域，容易引起火灾爆炸事故的发生。2.1.2罐体腐蚀造成的泄漏

储罐原材料质量有缺陷或选材不符台要求、强度不够；焊接质量差，有气孔或未焊透；长时间运行后罐体、管壁因腐蚀、磨损而减薄穿孔，原有裂缝因疲劳而增长；密封部件、阀门、法兰老化等都可能导致油气泄漏，引发火灾。2.1.3操作失误，发生跑油事故

操作失误，往往会造成罐内超装、超压或超温，导致跑油、冒项、混油等事故，这些事故将直接或间接引起油品泄漏，为火灾爆炸事故的发生埋下隐患。

2.2着火源

引发油罐着火爆炸事故的着火源可能来自多个方面，常见的有： 2.2.1明火引燃、引爆

油罐附近的烟道的火星、车辆喷出的火星、放鞭炮和烧纸的飞火、库区内违章吸烟、动明火、电气焊作业等极易引燃泄漏在地面的油品或引爆弥漫在空气中的油蒸汽。2.2.2静电火花引起爆炸

原油的电阻率很大，很容易产生和聚集静电荷，而且消散慢。若储罐的防静电措施不落实或效果不佳，静电荷将不能顺利泄掉、消除。当积聚的静电荷放电能量大于可燃混合气体的最小点燃能量，并且在放电间隙中储罐内上部空间的油品蒸气和空气混合物的浓度正好处于爆炸极限范围时，将引起爆炸、火灾事故。此外，当油品从储罐或管道中高速喷出时，易 产生高电位的静电放电。2.2.3雷击引起火灾或爆炸

储罐的防雷设施不齐备或防雷接地措施不力，有可能在雷雨天由于雷击发生火灾爆炸事故，而且往往是重大事故。2.2.4碰撞和摩擦火花引起火灾。

油罐的量油孔口没用有色金属制作，钢尺放入或拉出时易与量油孔口边缘摩擦而发生火花，引燃油罐内油蒸气；用钢铁造的工具开启油罐孔口或搬运时相互撞击产生火花易引燃泄漏的油蒸汽。

2.2.5电气原因引起火灾

由于设计、选型火误，造成某些电气设备选用不当，不符台油气爆炸危险场所等级的要求，不满足防爆要求，造成电气设备在运行过程中出现过热或故障，产生不应有的电火花和电弧，进而引发储罐火灾爆炸事故。

3．原油储罐消防安全应注意的问题与对策

通过对原油储罐火灾致因的分析，在集输站原油储罐管理运行过程中应注意以下问题：

3.1 加强安全技术措施

3.1.1 引入大罐抽气技术

引入大罐抽气技术，取消固定顶油罐顶部的呼吸阀，消除油罐顶产生的油气积聚[3]。目前采油厂集输站原油储罐多为钢制固定拱顶罐，在罐顶呼吸阀处存在油气积聚点，与浮顶罐相比，这种类型的储罐更易受雷击而引发火灾。因此，将固定顶油罐内的气体空间用管线连通，采用大罐抽气技术，通过抽气与补气措施，进行罐压调节，防止储罐的超压和抽瘪，还消防了呼吸阀这个油气积聚点；另外，通过在储罐负压时补入天然气，可以有效地防止在储罐上部空间进入空气，避免形成爆炸性气体环境，杜绝储罐遭爆炸着火。3.1.2 安装感温报警装置或工业电视监控系统

目前，大多数集输站的储油罐上未安装感温报警装置、工业电视监控系统。如果发生储油罐雷击着火，很难保证及时发现火情时，容易失去最佳灭火时机。从2006年某输油站1.5 万立储油罐雷击着火事故的成功补救经验来看，在储油罐上安装感温报警装置和工业电视监控系，在发生火情时能够及时报警，可为扑救初始火灾节省宝贵时间[4]。3.1.3 严把设计关，从源头杜绝油罐设计上的先天隐患

储罐建设要严格按照相关规范进行设计，应主要从以下几点考虑：[5] 1）储罐工艺。包括储罐类型、选材、防腐处理和工艺流程等； 2）罐区设计。包括防火间距、防火堤、排水等；

3）消防安全设施。包括防雷、防静电、可燃气体检测和火灾监控等；

4）消防系统。包括消防水和泡沫灭火系统，以及其它固定和移动消防设施。5）电气防爆。

大多数集输站都是建站较早的老站，由于历史原因导致罐区存在一些不符合现行规范、标准的消防安全隐患。对于这些问题，如消防通道、供水管网、灭火设施设计等等，不能因长期以来未发生事故而疏忽大意，应坚决加以整改，在整改到位之前采取有效的安全防范措施。

3.2 加强设备、设施的维护保养。

3.2.1 消防设施

一般来说，集输站原油储罐区都配备有泡沫灭火系统、消防栓和移动灭火设备。在实际工作中，这些消防设施均不同程度的存在一些安全隐患。如：泡沫灭火系统中，特别是罐顶的泡沫发生器，容易发生由于腐蚀造成的管线穿孔，影响灭火效果；消防栓在日常保养不到位，致使开关不灵活、密封不严，甚至冻裂；消防水龙带也容易因使用不当，造成破损、刺漏等等。因此，要加强储罐区的消防设施(如泡沫灭火系统、消火栓、消防炮、喷淋水、报警系统等)的日常维护保养，确保时刻处于完好状态。半固定及固定灭火系统、水喷淋系统也要定时检测，其中泡沫管线每半年进行一次水试，消防水泵要每日盘车，泡沫泵应每周启动一次。3.2.2 安全附件

对可燃气体检测报警仪、高低液位报警、超压报警等要定时检测校正；对压力容器和管道、阀门要按有关设备管理规定定期检测，并有完整、详细的设备档案；对呼吸阀、液压安全阀等要进行年检，并注意日常检查维护，尤其是要做好冬季防冻堵工作，以免造成储罐超压，引发其它安全隐患；加强防雷防静电设施的检测，引下线和接地电阻应紧固连接，定期进行检查测试，严防腐蚀破坏。3.2.3 储罐

腐蚀是油罐发生泄漏的重要原因。尽管油罐有防腐措施，但只是减缓，不可能杜绝。对石油储罐内腐蚀情况初步调查的结果表明，罐底腐蚀情况严重，大多为溃疡状的坑点腐蚀[6]，主要发生在焊接热影响区、凹陷及变形处。罐顶腐蚀次之，为伴有孔蚀的不均匀全面腐蚀。罐壁腐蚀较轻，为均匀点蚀，主要发生在油水界面，油与空气界面处。相对而言，储罐底部的外腐蚀更为严重[2]。因此要注意加强储罐和管线的检查工作，防止腐蚀穿孔。要定期进行壁厚检测，腐蚀余厚不得低于规定的允许值，超过时要修理和换新；局部腐蚀严重壁板超过最低允许值时，应更新板或采取补强措施。

3.3加强消防安全管理

3.3.1建立健全防火安全组织

根据队站的规模和消防设施的状况，建立义务消防队，同时应与毗邻单位结成联防；与公安消防队密切配合，共同制订出灭火作战计划，进行消防技术训练和灭火演习。3.3.2严格落实各项安全管理制度

建立健全防火安全规章制度并严格执行，是站内落实各项防火安全措施的重要保证。要把每个员工在消防安全管理的职责、责任明确起来，引入激励机制，确保各项管理制度的贯彻落实。严格执行危险作业许可审批制度，尤其是动火许可，杜绝人为因素引起的火灾事故。

3.4加强消防培训与实战演练

3.4.1 加强消防培训，切实提高员工的消防意识和操作水平

由于大多数集输站建站时间较早，设备老化严重，易发生油气泄漏；而且在消防监控预警建设上较为落后，很难保证初始阶段发现火情，容易失去最佳灭火时机。因此，要求岗位员工具有较强的消防安全意识，加强巡查，尤其是特殊天气或季节，要加密巡检，确保无异常情况出现。

另外，初始火情的有效控制，要求员工具备良好的消防设施、器材的操作水平，以避免慌乱、失误造成的延误。尤其是在夜间，这时集输站内人员最少，而且以女工居多，这种情 况下，使用消防栓进行灭火、降温，人力要求较大。针对这种情况，要加强员工对轮式带架水枪等便于移动、易于操作的消防设备的使用培训，以便于协调灭火力量配备，更好的应对突发情况。

3.4.2 针对性的制定消防预案，加强实战演练，提高员工应急处置能力

原油储罐火灾爆炸事故的突发性较强、因素较多，除设备管理和人的因素之外，停水、停电、停气、雷击、地震、水灾、气温骤变等因素也会造成意想不到的灾难。因此，有针对性地制定反事故方案和灭火作战预案，并组织职工和专职消防队经常开展包括后勤、调度、维护、气体防护、保卫等部门在内的反事故演练和灭火作战演练，用以检验消防设施、器材装备的完好性，提高人员处理事故的快速反应能力是十分必要的[7]。

4小结

本文着重从原油储罐火灾的特点、固定顶储罐的火灾形式以及集输站火灾爆炸事故起因等方面入手，对储输站油罐火灾爆炸事故的预防作了较为详尽的分析。总体来说，采取一定的安全技术与管理措施，加强消防安全控制，立足于早发现、早处置，可以有效地降低集输站火灾事故风险，减轻灾害后果。

主要参考文献

篇6：油田原油集输系统节能技术与措施

1 原油集输系统耗能分析

我们先对原油集输系统的耗能环节的节能潜能进行探讨, 为深入探讨原油集输系统的节能方法做好准备。

1.1 加热炉

油气集输系统里必要的专用装置之一是加热炉。加热炉是联合站最主要的耗气装置, 这是因为加热炉需要对原油脱水与外输、掺水、冬季取暖及管线伴热等流程进行提温加热, 在此过程中能比耗较大。加热炉的效率、被加热介质的数量、加热前后的温度差异都会对加热炉的耗气量产生影响。工作实践中, 需要依据油井产量、处理工艺和生产要求来确定各个加热介质的数量和加热前后的温度, 虽然其调整幅度较小, 但是仍然具备不小的节能空间, 这就需要完善配套技术以达到提高炉效与灵活掌握运行时间的目的。

1.2 机泵

当今, 离心泵是联合站较多采用的泵, 输送量、输送压降越大, 它的耗电量就越大, 但是和泵效是反比关系。由于扬程、吸程管道配置不适当, 管道阻力大等情形使离心泵工作时能量损耗较大;由于泵的选取偏离正常工况, 产生较大的富余量, 导致水泵效率低下:以上两种状况是影响离心泵效率的原因。如果机泵及其相应工艺流程已经安装就绪, 机泵的输送量处于相对稳定的情况下, 可以通过调节流量以达到维持机泵的效率的目的。若机泵的输送量波动比较强, 偏离正常高效区而运行, 泵就做了无用的工作。所以采取措施降低泵的此类耗能、提升节电效力的潜能, 在于减少或消除输水、输油泵做无用的工作。

1.3 生产工艺

多数联合站在油田低、中含水期的开发阶段时主要采取两段脱水措施。虽然该措施有助于提高油气分离、脱水速度与效率, 但是热能耗费不小。当油田处在特高含水开发期的时候, 进站原油就会发生液量高、含水率大的现象, 如果在井场高含水原油进站以后直接采用加热升温、沉降等传统方法, 就会使加热炉的热负荷加大, 同时在污水的加热升温等环节将会耗费比较多的热能, 从而使大量的能源被耗费掉。

2 主要的节能降耗技术

2.1 采用高效加热炉

加热炉类型、燃烧器、空气系数、排烟温度与炉体散热损失等因素是影响加热炉工作效率的主要原因。近年来, 加热炉制造时相继使用最新的传热、换热与燃烧技术, 新产品主要为真空加热炉、常压高效节能水套加热炉与分体相变加热炉等等。真空加热炉的使用情况为:通过在真空或微正压状态 (表压力-0.01 MPa≤P≤0.02 MPa) 下采用水或其它液体等中间介质气化以后, 再用其加热盘管内的油与水等被加热介质。现场应用效果表明, 真空加热方法具备效率稳定、安全可靠、节能节水、炉内燃烧系统不出现结垢等优点。

2.2 采用变频调速技术

变频调速技术采用改变电机频率来实现电机调速目的。效率高, 没有因调速而带来附加的转差损耗, 调速范围大, 精度高, 可实现无级调速, 而且容易实现协调控制和闭环控制, 这些是变频调速节能控制装备的特征。因为其具备杰出的调速性能、卓越的节电效果, 可提高现有设备的运行工况, 增强系统的安全可靠性与设备利用率, 延长设备的使用寿命等诸多优势, 被当作风机、泵类负载交流调速节能的有效措施。针对油气集输过程中集输泵泵型和实际液量差异大, 处理液量时有波动的难题, 合理运用变频调速装置, 可以降低电能的耗费, 节电率可以达到40%~70%。

2.3 降低热损失

2.3.1 减少原油散热损失

防止管线凝油、确保输油温度, 集输系统的输油管线和输送与贮存设备都装置了伴热管线或者伴热盘管等辅助设施, 同时各种污水罐的收油管线也装置了伴热流程。减少加热损失、增大系统的伴热效率是实现联合站节能降耗的重要方面。要做好加热炉炉体、三相分离器、电脱水器、原油储罐、污油罐和各种输油管线的保温工作, 尽量降低散热量。

2.3.2 降低加热炉排烟热损失

影响加热炉排烟热损耗的主要原因是排烟温度与排烟量。排烟热损失随着排烟温度和排烟量的增加而变大。加热炉运行中需要保证合理的空气过剩系数, 如果空气过剩系数太大, 炉膛出口温度就会升高, 致使烟气量上升, 从而将引发排烟损失上升与加热效率的下降。当今加热炉的自动燃烧器可以采用变频或者机械方法进行调节, 以实现空气过剩系数的自动控制。

2.4 优化运行工艺

2.4.1 游离水预脱除

游离水预脱除技术是指在集中处理站通过增加游离水脱除器、三相分离器等设施, 对高含水的进站来液, 在常温下进行分离、沉降, 使部分游离水分出, 直接进入污水处理部分。分离后的低含水原油再进行加热, 可减少总的热负荷, 从而达到降低热能消耗的目的。

2.4.2 夏季停运伴热系统

根据原油脱水处理和外输时所要求的运行温度, 针对夏季高温季节 (6月至10月) , 可灵活采用停运联合站内原油管线和储油罐的伴热流程等措施。依据现场推行效果来看, 这种即时合理的举措既保证了油品温度、未发生凝油现象, 又节省了大量的电能和天然气的消耗。

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]朱益飞.胜利油田油气集输系统现状及能耗控制对策[J].石油工业技术监督, 2008;1:55～5

[2]李建, 梁婷, 刘伟等.老油田集输系统现状及改进策略[J].油气田地面工程, 2010;29 (1) :28～29