高效油气集输与原油处理工艺探讨
摘 要：油气集输与处理系统是将油气田生产的油气产物加以收集、处理直至输送到用户的全过程的主体体现，主要包括以下六个方面的内容：油气收集与输送、油水气分离、原油脱水、原油稳定、轻烃回收、油气计量。影响集输系统效率的因素也很多。
关键词：油气集输；处理；高效；探讨
中图分类号：P2 文献标识码： A
油气田地面工程所采用的油气集输工艺技术和所确定的工程建设规模，对油气田开发生产的稳定性、建设水平、提高油气田的开发效益起着十分重要的作用。
一、高效油气集输工艺现状
油气集输与原油处理的工艺和应用设备，是构成油气田地面工程的主体和技术主流，是油气田建设中的主要地面生产设施。油气田地面工程所采用的油气集输工艺技术和所确定的工程建设规模，对油气田开发生产的稳定性、建设水平、提高油气田的开发效益起着十分重要的作用。
油气收集与输送：将各油气井产物用管道汇集到计量站，通过单井计量后输送到综合处理站处理到相对达标后再外输至用户。油水气分离：将油气井生产的油、气、水在一定条件下分离开并分别进一步处理。原油脱水：将乳化原油破乳并分离出水。原油稳定：将原油中的易挥发的轻组分脱除，降低原油在储存条件下的损耗。轻烃回收：通过制冷、膨化等手段脱除天然气中的液烃。油气计量：单井油、气、水的计量与管道油、气、水的计量。
工艺流程繁琐曲折、压力损失大、耗能增加。流程设计未能简捷实用，流体通过设备设施的压差偏大，导致油井回压偏高，提升泵负载增加。破乳药剂主要为水溶性药剂，加药量大、效果变差。油田开发已处于高含水开发后期，A油田综合含水87.6%，B油田综合含水81.2%，C油田综合含水89.2%，水溶性破乳剂加药浓度达到180～200ppm，加药量与液量的增加成正比，水分离后残留药剂被浪费。目前集输工艺中各项设施设备的运行参数均是靠经验和条件确定，未经科学的计算、认真地评价，导致设施的低效运行和能量的浪费。
油田的集输半径差异大，地面环境复杂。由于A联合站非油田中心位置，致使西南部集输线路太长，且含气量大，集输负担重，干扰破坏多，端点回压高。
二、提高油气集输系统效益探讨
（一）集输工艺
自然不加热集输是利用油井进入高含水采油后期对油气集输十分有利的条件，基本上不采用额外的措施即可实现不加热集输。根据乳化液理论和油田实践，油井产液一般在含水60%开始由油包水型转化为水包油型乳化液，使流动阻力骤然下降，开始转相的含水率称为“转相点”。中原原油转相点62%左右。
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。
不加热集输降低了集油管线的集油温度，大大减少了集油管线包括掺水管线的散热量，也减少了油（液）带走的热量。由于散热与温差成正比，如加热集输平均油（液）温50℃，考虑管线埋地处为0℃，则温差为50℃，不加热油（液）平均温度按20℃计，则温差降低了60%，即散热损失减少60%；这时因外界不加热，油（液）不带走外界加入的热量，可视为全部节省下来，这样总共可节省集油热耗的70%～75%。由于集油热耗一般约占集输处理系统总热耗的70%以上，故不加热集输可节省集输总热耗的49%～53%左右[4]。这是最低的预测节能数字。如果加热流程的平均温度更高，则节能效果更显著。
原油在低温下流动，析出的石蜡极易沉积在管壁 上，石蜡的沉积使管线实际流动口径变小，阻力迅速增加，最后导至堵管[5]。对管线保温（一般采用优质保温材料如聚氨酯泡沫塑料）可减少流体与管壁的温差，从而减缓石蜡的沉积。对于回压周期性升高油井，可摸索压力升高规律定期扫线、掺水，维持正常回压生产。
井口加入少量的破乳剂或降粘剂，其作用是可改变原油中析出石蜡的结晶形式，阻止其连成大片网络；药剂在管壁形成一层光滑的薄膜，阻止石蜡向管壁沉积，并形成阻力很小的流动层；当油中含水时，加入的药有破乳、转相作用（油包水型“乳化液转为”水包油型乳化液），降粘减阻作用更为明显[6]。由于药剂的作用，使原油在低温下的流动阻力比较低，保证油气的正常集输。文明寨油田冬季高回压井采用该项措施取得显著效益。
（二）原油破乳
目前现场采用两段破乳脱水工艺，即干线加药和电场脱水，应作如下改进。
在去年引进美国强品公司油溶性破乳剂试验成功的基础上，今年与采油工艺研究所合作开展了ZB-006型油溶性破乳剂的研制和现场应用[10]。在B二线试验的数据表明，与水溶性破乳剂比较，加药量减少了60%，一级分离放水含油量小于500ppm，原油含水率小于5%。虽与美国破乳剂有一定差距，但技术水平已达到国内先进。另外，油溶性破乳剂对温度的要求不高，正好适应不加热集输工艺。全厂推广油溶性破乳剂，不仅可提高原油处理工艺水平，且可以节约费用30～50万元/年。
先进的集输处理工艺已经实现了无泵无罐无电脱的三无流程。电脱水既需要提升压力，又需要提升温度，是联合站能耗的重要组成部分。在应用高效低温油溶性破乳剂前提下，采用高效聚结沉降设备（如陶粒沉降聚结沉降器），适当提高低含水油温度等实现自然沉降达标。目前B联合站已实现无电脱沉降。
游离水脱除器的界面高度和压力这两个参数目前基本上是采取PID给定点控制方式，而明一联合站由于干扰变化频繁及多变量系统等因素，这种控制方式效果并不理想，必须从控制方案上加以改进。我们可采用多变量状态反馈单值预测控制法，基本思想是利用模型来监测输出和相应的偏差求得最优控制，同时将放水管出口高度作为变量可以调节，以达到最好的油水分离效果。
（三）原油处理工艺
根据国内权威部门进行的损耗调查，稳定前原油敝口损耗为0.4%～0.6%，稳后原油敝口损耗为0.1%～0.2%，敝口储罐由于蒸发和携带作用将损耗原油0.5%～0.8%。近几年该厂已基本实现了油气密闭集输，密闭率达到90%以上。
