稠油集输技术（精选8篇）
1.稠油集输技术 篇一
摘要：煤层气是指与煤炭共伴生、赋存于煤层及围岩中、以甲烷为主要成分的混合气体。
近年来，煤层气作为巨大的潜在资源在我国能源消费中的地位逐步提高。
本文针对煤层气的基本性质及存在状态进行阐述，重点研究煤层气的集输技术。
关键词：煤层气 集输 液化
煤层气中一般有饱和的水蒸气和机械杂质，水汽和机械杂质是煤层气中有害无益的组分。
煤层气中水汽和机械杂质的存在，减小了输气管道对其它有效组分的输送，降低了煤层气的热值。
当输气管道压力和环境温度变化时，可能引起水汽从煤层气中析出，形成液态水、冰或甲烷水合物，这些物质的存在会增加输气压降，减小输气管线的通过能力，严重时还会堵塞阀门和管线，影响平稳供气。
因此，现场常采用加热、节流、分离、脱水等工艺对煤层气进行处理，能保证安全平稳地输送合格的煤层气。
研究煤层气的集输技术有利于规范煤层气集输安全生产工作，为煤层气集输安全生产监督管理提供依据，并能提高煤层气集输安全生产管理水平，促进煤层气集输安全生产。
1、概述
煤层气产业是我国近几年崛起的新兴能源产业。
煤层气俗称瓦斯。
它是一种以吸附状态储存于煤层及煤层周围岩石中的气体。
成分与常规天然气相近。
常规天然气指采自气田的天然气和油田的伴生气，非常规天然气指采自煤层气、页岩气和致密气藏的天然气，常规天然气和非常规天然气成分相同，基本上为CH4。
我国煤层气资源丰富，在能源结构中煤炭占70%左右，而清洁燃料天然气只占不足5%，我国应大力发展煤层气，充分利用我国煤炭资源丰富的有利条件，以弥补天然气在能源结构中比例过小的缺点。
我国煤层气抽放包括井下抽放和地面抽放两种。
井下抽放系统回收的煤层气含甲烷约30%～50%，而地面井回收的煤层气甲烷浓度超过90%。
井下抽放系统回收的煤层气经过分离提纯进入管道系统，供给远方城镇用户;而地面井回收的煤层气可直接注入管道系统，但地面井抽放的数量较小，大部分煤层气都是经过井下抽放得到的。
随着煤层气生产基地的建设，煤层气产量将迅速增加，中、低浓度煤层气在当地需求过剩的情况下要考虑长距离输送给缺少气源的城镇使用，在未来的一段时间利用长输管道输送煤层气将得到大力发展。
2、煤层气集输系统的类型
煤层气田的集输系统有两个主要目的：一是以最经济的方式将煤层气从井口输送至中心压缩站;二是对产出水进行处理，处理后的水符合环保的要求。
目前常用的煤层气集输系统有三种类型：
(1)对每口井产出的煤层气进行单独处理和压缩，然后用小口径、中等压力的管线将煤层气输送至中心压缩站。
(2)还应将井组的煤层气收集在一起，通过低压集输管线输送到卫星增压站，再进行初步处理和压缩，最后输送到中心销售压缩站。
(3)要尽可能地降低煤层气井的井口压力，选用大小合适的集输管线将煤层气直接输送到中心压缩站。
3、煤层气集输技术
目前，我国的煤层气主要用于发电、化工和工业燃料等方式。
从煤层气的开发利用的现状来看，最关键的制约因素是煤层气远距离运输问题。
现就对主要的运输方式进行分析。
3.1 高压管道输送煤层气
目前我国煤层气远距离运输主要采用高压管道输送，主要运输煤层气压力较低，距离较近，煤层气的爆炸极限范围限制了它的输气压力。
在采用压力管道输送煤层气时，考虑到大量O2的存在以及煤层气加压的同时伴有温度的升高，容易引起煤层气的爆炸。
为保证煤层气加压过程的安全运行，有必要对煤层气加压过程的爆炸极限进行深入的研究，这对于煤层气输送工程的安全性和经济性有着十分重要的意义。
3.2 煤层气液化技术
根据目前的煤层气利用中存在的气源、气体输送等问题，可以考虑采用煤层气液化的方式促进煤层气的利用，这种方式有如下优点：
(1)煤层气液化后便于进行经济可靠的运输。
用专门的槽车等运输工具，把边远地区分散的煤层气，经液化后进行长距离运输到销售地，相对管道输气方式具有方便可靠、风险小、适应性强的优点。
(2)煤层气液化后储存效率高、占地少、投资少，并且有利于平衡调节城市的负荷。
一些城市燃气化以后，由于民用气量冬用多、夏用少，或者因用气的化工厂检修或者煤层气厂本身进行技术改造，甚至是输气管网出故障等，都会造成定期或不定期的供气不平衡，而建设LNG储罐就能起到削峰填谷的作用。
(3)液化生产过程中释放出的冷量可回收利用。
例如可将煤层气汽化时产生的冷量，用作冷藏、冷冻、低温粉碎等。
液化槽车被形象的比喻为“高速公路上的天然气管道”，因此，液化技术为煤层气的远距离输送创造了条件。
从煤层气液化储存的角度来看，大型LNG储罐可储存7×103～2×105m3液化煤层气，小型LNG储罐可存5～50m3液化煤层气。
液化煤层气经简单的气化装置处理就可重新变成气态使用，液化储存的煤层气可以用于城市管网和解决天然气电厂的调峰难题。
因此，煤层气液化克服了长途铺设管线耗资大，覆盖地区有限，且不具备储存和调峰能力的缺点，具有良好的应用和发展前景。
3.3 煤层气固态储运
在煤层气开采和矿井瓦斯处理问题上，利用管道和液化运输都不经济，利用水合物收集、输送则可发挥其灵活、经济的优势，并且操作安全、技术难度不大、工业应用可行性高。
Gudmundsson等提出了利用水合物技术开采海底天然气模型并进行了试验，但这一技术还处在实验研究阶段，大规模商业化应用还需要解决一系列的问题。
4、结语
总之，煤层气是一种优质的、清洁的能源，具有环境性能好、热效率高等优点。
但是利用煤层气也还面临着很多问题，主要是运输问题。
因此说研究煤层气的集输技术，对于煤层气更好的发展和利用来说有着重要的现实意义。
参考文献
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2.稠油集输技术 篇二
管道完整性检测作为管道完整性管理的重要环节, 分为外腐蚀检测和内腐蚀检测。外腐蚀检测主要是对防腐层、环境腐蚀性、杂散电流和阴极保护有效性进行检测;内腐蚀检测主要是对管道本体进行检测[4,5,6,7,8,9]。在稠油集输管线的检测过程中, 对防腐层检测时, 由于集输管线一般距离短, 铺设密集, 采用黄夹克保温等特点, 对检测信号有干扰和屏蔽;在管道本体检测时, 由于集输管线大部分管线管径小, 阀门管线不统一, 没有收发球装置, 不能进行漏磁检测和超声波检测, 因此只能采用内腐蚀直接评价法和金属磁记忆检测 (MTM) 、瞬变电磁检测 (TEM) 等一些间接检测评价方法[8]。所以集输管线的检测难度大、准确性较差。
新疆油田基于集输管线内、外腐蚀检测难的特点, 选取某稠油作业区部分腐蚀严重的管线为试点, 开展稠油集输管线和注采合一管线 (单井出油管线, 注汽和采油交替进行) 的检测技术适用性研究。新疆油田集输管线包括单井集油管线 (包括注采合一管线) 和集输支干线, 共6 024km, 其中使用11年以上的管线4 075.65km, 占总数67.65%。由于使用年限长、管内流体介质腐蚀性强、管内介质温度高 (注采合一管线平均注汽温度220℃) 以及管外地下水位高、土壤腐蚀性强等因素, 管线腐蚀结垢、破漏严重。
1 试点工程开展情况
本次试点工程综合考虑新疆油气管道输送介质的特性、重要程度以及管道敷设环境条件、管道的服役年限等, 选取某稠油作业区注采合一管线和集油干支线作为试点, 具体检测内容及检测方法如表1和图1所示。
1.1 管线外腐蚀直接评价 (ECDA)
1.1.1 管道中心线检测
管道中心线检测通常采用电磁法中的直连式主动源法和闭合回路式主动源法[9]。通过这两种方法对集输管线的中心线进行检测, 明确管道的走向及埋深。
检测中发现, 对于集输主线, 二种方法均能适用, 对于分布密集或者同沟敷设的集输支线和注采合一管线, 直连式主动源法由于信号串扰大, 只能采用闭合回路式主动源法。
1.1.2 防腐层状况检测
防腐层检测通常采用多频管中电流法 (ACAS) 、交流地电位梯度法 (ACVG) 和直流电压梯度法 (DCVG) , DCVG只适用于采用了强制电流阴极保护的管道[10,11]。通过这三种方法对集输管线进行检测。
检测中发现, 对于注采合一管线这三种方法均不适用。经分析原因为注采合一管线一般距离短, 分布密集, 且相互之间无绝缘法兰, 易形成信号串扰;且该管线的防腐保温层为漆酚硅、复合硅酸盐瓦 (80mm) 、外缠绕玻纤布, 相互之间黏结性差, 导致检测过程中电流耗散过快, 无法实施检测。
对于集输干支线防腐层检测评价结果:共发现33个防腐层破损点, 管线的防腐层整体状况较差, 其中一级防腐层17.94km, 占总长的23%, 二级防腐层12.48km, 占总长的16%, 三级防腐层13.26km, 占总长的17%, 四级防腐层34.32km, 占总长的44%。从检测出的33个防腐层破损点中选取了9个开挖点进行验证, 所有开挖点均存在防腐层黄夹克老化、破损情况, 检测准确度达100%。这说明对于集输干支线, 这三种方法均有很好的适用性。
ACAS主要是对管道防腐层整体质量进行检测, ACVG是对防腐层破损点进行检测 (包括防腐层破损露铁及破损未露铁二种) , 但不能估算破损点大小。DCVG对防腐层破损露铁点的检测比ACVG准确性更高, 但只能用于采用了强制电流阴极保护的集输主线。
1.1.3 环境腐蚀性检测
环境腐蚀性检测主要包括土壤腐蚀性检测和杂散电流检测, 其中杂散电流检测分为直流杂散电流干扰检测和交流杂散电流干扰检测。
土壤腐蚀性检测, 是检测土壤的p H值、含水量、自然腐蚀电位、电阻率、氧化还原电位、含盐量、质地和Cl-含量[11], 并按照国家标准GB/T 19285-2014《埋地钢质管道腐蚀防护工程检验》对检测结果进行评价[9]。本次试验区土壤腐蚀性检测结果评价为中度。杂散电流检测通常采用管地电位连续监测—直流杂散电流测试、管地电位连续监测—交流杂散电流测试和感应电流连续监测。这三种方法对于注采合一管线和集输主线均有很好的适用性。本次试验区杂散电流干扰为弱。
1.2 管道内腐蚀直接评价 (ICDA)
1.2.1 金属磁记忆检测 (MTM)
金属磁记忆检测 (MTM) 是一种不需要与管道直接接触, 不需要给管道施加任何信号的新型管道本体检测方法。管道在制造、建设和运行过程中形成的管体缺陷会导致应力集中, 形成铁磁性材料上的磁场变化, MTM能检测到这种磁场的变化, 进而检测出管道的各种缺陷[7]。在检测过程中, 由于在地表进行, 不需要接触管道, 因此不影响管道的正常生产运行。
检测中发现, MTM对于注采合一管线不适用。原因是管线分布密集, 管线之间磁场相互影响, 引起MTM检测中信号全线异常, 导致MTM检测方法在该管线上不能实施。
对于集输干支线检测结果:所有管线均可安全运行, 管道处于中度腐蚀, 安全运行年限小于2年的管段为42.91m。选取了2个开挖点进行验证, 其中一处开挖点防腐层损坏面积较大, 将防腐层拨开以后, 管体上有明显外腐蚀;另一处开挖点为管道焊缝位置, 金属缺失量小。这表明MTM对集输干支线有很好的适用性, 检测能够有效发现管线上缺陷引起的应力变化点, 对特定缺陷可以给出名称、位置以及它们在管道的环向的部位等信息。
1.2.2 瞬变电磁检测 (TEM)
瞬变电磁检测 (TEM) 是一种金属管道腐蚀检测和无损检测方法。该方法根据不同规格、材质的管道瞬变衰减特征的差别来检测管体金属损失[12]。采用“连续式”TEM数据采集与处理手段, 不仅能查找、确定管壁厚度减薄部位, 还可以发现管道应力集中、人为破坏以及其他管道缺陷。行业标准SY/T0087.2-2012《钢质管道及储罐腐蚀评价标准埋地钢质管道内腐蚀直接评价》将该方法作为判断管体腐蚀的首选方法。
检测中发现, TEM对于注采合一管线不适用, 原因与MTM一致。
对于集输干支线检测结果显示管道处于中度腐蚀。选取了7个开挖点进行验证, 开挖超声波测厚结果与TEM检测结果的误差在5%以内。这表明TEM对集输干支线有很好的适用性, 检测能够有效发现管道整体壁厚变化情况, 但对于尺寸小的局部腐蚀和点腐蚀不能有效识别。
1.2.3 超声导波检测
超声导波检测技术利用低频扭曲波或纵波对管路、管道进行长距离 (新疆地区约40m) 检测, 可以检测出管道内外壁由腐蚀或侵蚀引起的金属缺损[5,6,7,10,12]。超声导波检测价格昂贵 (20万/km) , 本次试点选取存在强电磁干扰、同沟敷设、套管及弯头等特殊管段使用该方法进行检测。检测表明, 管段均无较大的腐蚀缺陷。
超声导波检测对集输管线有很好的适用性, 但超声导波检测只能发现管道横截面金属损失率3%以上的缺陷, 对于横截面金属损失率小于3%的缺陷 (小的局部腐蚀、点腐蚀、均匀减薄等) 不能够有效识别。
1.2.4 内腐蚀及冲刷腐蚀敏感点检测
内腐蚀及冲刷腐蚀敏感点检测是通过管道输送介质、输送历史等资料建立管道多相流模拟模型并结合宏观检查的结果综合预测出内腐蚀敏感点, 对敏感点开挖进行超声波测厚[10,12]。
对注采合一管线进行内腐蚀直接评价, 预测出32个可能出现腐蚀的点, 进行开挖直接检测 (超声波测厚500余点次) , 根据标准SY/T 0087.2-2012《钢质管道及储罐腐蚀评价标准埋地钢制管道内腐蚀直接评价》, 对检测结果进行评价, 其中88%的为中度腐蚀, 所以判断管线整体处于中度腐蚀。
对于所有的集输管线, 内腐蚀及冲刷腐蚀敏感点检测均有很好的适用性, 但对于小管径管道的腐蚀由于超声波探头不能很好与管道外表面耦合, 容易遗漏腐蚀点, 对于点腐蚀也可能会遗漏。
2 结论
1) 注采合一管线:由于目前ECDA检测效果差, ICDA中的间接检测方法MTM和TEM不适用, 超声导波检测和内腐蚀敏感点预测技术成本高、耗时长, 并且单井注采合一管线长度短、更换成本 (包括更换管道费用及生产影响成本) 低, 建议不对单井注采合一管线进行管道腐蚀检测, 而采用腐蚀控制及监控手段来降低管道失效率。
2) 集输干支线:由开挖验证点检测结果可知, ECDA检测中的多频管中电流法 (ACAS) 、交流地电位梯度法 (ACVG) 和ICDA检测中的TEM、MTM检测技术的准确度均达到90%以上, 在集输干支线上有很好的适用性。
摘要：管道完整性管理在长输管道上的应用不断成熟, 目前开始逐步向油田集输管线推广, 但集输管线由于管线敷设杂乱、带保温层等特点, 管线检测难度和准确性较差。新疆油田以某稠油作业区为试点, 开展稠油集输管线检测技术适应性研究。通过不同检测方法对单井集油管线 (包括注采合一管线) 和集油干支线进行内外腐蚀检测, 并对检测结果准确性进行开挖验证, 形成了一套适应新疆稠油集输管线的完整性检测方法, 保证了集输管线的安全运行, 为开展集输管线完整性管理奠定了基础。
关键词：稠油,集输管线,管线检测技术
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3.稠油集输技术 篇三
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
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4.稠油集输技术 篇四
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:
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[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.
5.稠油开采技术的最新研究进展 篇五
油工（2）2001
喻天龙 201013074近年来，随着塔河油田开发规模的不断扩大，稠油开发的难度越来越高。其中，塔河12区超稠油井越来越多，超稠油油藏开发的形势越来越不容乐观。该厂尽管在稠油深抽、稠油降粘等稠油开采配套技术上不断下大功夫，但稠油井筒举升难的问题依然进度缓慢。根据多方论证和技术分析，其主要原因是12区原油粘度高，在油藏条件下具有较好的流动性。但是，在进入井筒后的垂直流动过程中，随着井筒温度的降低，原油粘度逐步增大，流动性逐渐变差。针对以上客观实际难题，该厂充分发挥地质技术人员攻关优势，紧跟开采开发形势，瞄准10区、12区超稠油举升、掺稀降粘、化学降粘技术难题，展开大胆探索和技术攻关，初步获得了突破性进展。
第一，根据油田快速上产发展要求，不断加大稠油开采工艺自主创新力度。今年以来，先后实施了两级接力举升、深抽减载装置、超深尾管深抽电泵、电加热杆等稠油新工艺，配套实施了18型游梁式抽油机、24型塔式抽油机、皮带式抽油机等配套工艺，试验取得较好效果。目前，已初步形成具有塔河特色的稠油开发采油技术模式。
第二，进一步加大油溶性、水溶性化学降粘剂评价、优选和试验力度。今年以来，筛选出两种水溶性化学降粘剂、三种油溶性化学降粘剂进入现场进行放大样试验。与去年相比较，化学降粘剂的应用效果得到很大提高，极大地缓解了稠油区块稀油紧缺的瓶颈问题，保证了新区稠油井正常投产需要。
第三，加大了中质油混配密度。目前，混配密度达到了0.898g/cm3,日增加中质油300吨。同时，加大掺稀生产井优化力度，分区块、分单元判定不同的掺稀优化目标，还采用低压自喷井提前转抽，提高混配效果等一系列措施，今年上半年，共计节约稀油11万余吨。
1、稠油油田开采历程及开采现状
欢喜岭采油厂稠油开采始于1982年5月。在当时勘探发现油层发育好、油层集中的锦89块、锦203块、锦8块等有效厚度大于10m的范围内布井118口，实施规模开采。但因原油稠，油井产能低，开采效果不理想，致使面对稠油开采出现”井井有油，井井油不流，人人见了稠油就发愁”的状况。
到1984年4月，全厂工艺技术人员针对稠油特性，开展技术攻关，采用先进技术，实施技术改造，在充分研究和参考国外稠油开采成功经验的基础上开展了蒸汽吞吐先导试验，从1984年4月-10月在欢17等3个区块的11口稠油井进行了12井次的蒸汽吞吐试验，单井获得日产油达100-200t的好效果，其中第一口蒸汽吞吐先导试验—锦89井经注汽吞吐，自喷期累计达到108天，平均日产油150吨，成为当时全国稠油蒸汽吞吐开采自喷期最长，单井周期累积产油最高的油井。先导试验的成功，为后来大规模、高速、高效开采稠油积累了宝贵的经验。
目前我厂开采的稠油主力区块有三个，即齐40块、齐108块和欢127块，含油面积共14.8km2,原油地质储量7831×104t，共有油井1400口左右，平均单井吞吐9.4次，现开井1060口左右，日产油3500t左右，日产水10000 m3左右，稠油产量约占全厂总产油量的2/3。在齐40块有一个70m×100m井距4个井组的蒸汽驱先导试验区。试验区试验已历时4年，汽驱阶段累计产油13.7366×104t，采出程度31.6%，试验区累积采出程度达56.3%。
2、稠油开采配套工艺技术
通过近二十年对稠油的开采，我们在稠油开采方面积累了丰富的经验，并完善了其工艺配套技术。概括来讲主要有以下几个方面： 稠油热采井的钻井完井技术
稠油热采井全部采用预应力、高强度钢级套管（如N80、P110等钢级7英寸套管），完井固井质量要求全井段合格，水泥返高要达到地面。稠油热采井的先期防砂技术
针对部分区块出砂比较严重的问题，采取了先期防砂工艺技术，该种防砂技术在防砂的同时，有效地避免了油层污染，有利于原油的渗流，避免了射孔和其它作业的伤害。保证注汽质量的井筒隔热技术
在井筒降热方面主要采取全部下入高质量隔热油管，环空采用密封效果好的热采封隔器，并开套管闸门注汽。对特殊工艺井采取环空氮气隔热技术。目前部分油井采用真空隔热管隔热技术，其隔热性能、机械性能均达到国际先进水平。保证注汽质量的地面隔热技术
地面建立固定的注汽管网，尽量降低和减少热损失，保证高质量蒸汽注入油层。充分发挥注入蒸汽的热能加热原油，提高吞吐效果。吞吐初期，延长油井自喷期的井口接力泵技术
对吞吐初期有一定自喷能力的油井采取井口接力泵技术，抽汲井筒产液，降低井筒回压，延长自喷期，提高油井产量，为下泵转抽做好准备。干抽技术及掺稀原油降粘技术
对油品性质较好和吞吐下泵初期，油层温度高，产出液温度高的油井，采取不掺油不加热干抽的方法，充分利用注汽热能，尽量提高油井产量。待温度降到一定值时，采取掺稀原油降粘，保证油井生产。目前欢喜岭采油厂除部分高含水油井外，绝大部分油井都采取泵下或地面掺稀原油降粘方式生产。机、杆、泵优化配套技术
根据欢喜岭油田原油物性特点和油藏埋深的实际，在开发初期采取大机、长泵、粗管、强杆、深下的配套采油技术。后期随着产量、含水等参数的变化，对上述工艺技术进行了适当的调整，并将优化设计技术应用于油井机、杆泵的选择上，在保证油井产能的前提下，提高了效率效率。如，目前我们将调速电机（三种速度分别为750、900、1200转/分）应用于稠油井，目的在于根据油井生产状况便于生产参数的调整。高温监测技术
为深化对油藏的认识，监测油藏的开采情况，使用了以TPS-9000型测井热电偶测试技术及高温测试仪为主的高温测试技术，对正确认识吸汽剖面、油层用情况及井间汽窜情况提供了准确的依据。
[1]三级站双管流程集输工艺
针对稠油特点和实际生产情况，我们采取三级站双管流程的集输工艺，即采取原油从油井进入计量站，计量后经接转站输送到联合站进行处理。联合站将稀原油输送到接转站、计量站后，掺到各生产井。这就保证了采出与掺入原油集输过程中的温度，杜绝了集输过程中因油温低影响生产事故的发生。
3、高轮次吞吐期存在的主要问题及配套技术
随着我厂稠油开采的深入，在进入高轮次吞吐阶段后，也就是我们常说的进入了油井蒸汽吞吐的中后期阶段，开采的矛盾日益暴露，并表现得非常突出，直接影响着油井的正常生产。归纳起来主要有以下几个方面的矛盾：平面上边水入浸
由于稠油开采都是采取降压开采方式，随着开采的深入，油层压力越来越低，与外部边水的压力平衡打破，导致边水的大量入浸，造成水淹油层，直接影响油井的正常吞吐，严重时导致大量储量损失而无法开采。纵向上动用程度不均，平面上汽窜严重
由于油藏构造先天造成油层非均质性和原油物性的差异，在常规的蒸汽吞吐中，经吸汽剖面和产液剖面测试发现，仅50-60％的油层动用程度较好，其它几乎未动用，造成油层在纵向上动用不均，储量浪费。同时，因动用不均，注汽时发生单层突进，发生汽窜现象非常严重，轻的影响油井生产，重则发生井喷，酿成事故。
经多轮次吞吐，套管损坏严重，无法继续生产
油井在经多轮次吞吐后，套管损坏非常严重，几乎每年以10％的速度增加，使油井无法生产，给开采带来非常大的难题。
油井出砂严重 由于油藏构造和油层物性、稠油的特性与蒸汽吞吐开采的方式的特殊性，导致稠油吞吐井出砂非常严重，严重影响稠油吞吐井正常生产。
6.稠油集输技术 篇六
技术
孙继国 邵红艳
摘要： 黑帝庙油田稠油区块大部分已进入吞吐后期和蒸汽驱阶段，开发难度增大。组合式蒸汽吞吐能够有效缓解井间矛盾、防止汽窜、扩大加热范围、增大驱动能量，还可以解决吞吐中后期井间干扰严重、产量递减快、油汽比低的问题。因此，通过该方法，对提高稠油的开发水平有重要意义。主题词： 稠油油藏；组合式注汽；蒸汽吞吐
1．组合式蒸汽吞吐的基本概念
组合式蒸汽吞吐是稠油开发实践中摸索总结出的一种蒸汽吞吐方式，它是把生产层位对应，对汽窜频繁的油井组合在一起集中注汽、集中生产，就是利用注汽压力相互封堵汽窜通道抑制汽窜的发生，改善油层动用程度，同时能有效补充地层能量，提高油层热利用率，改善开发效果。组合式蒸汽吞吐基本概念为在蒸汽吞吐开发单元中，多口井按优化设计的排列组合进行有序的蒸汽吞吐方式，它包括面积式组合注汽和一注多采组合式蒸汽吞吐两种方式。2．组合式蒸汽吞吐的应用
2．1组合式蒸汽吞吐技术之一：面积式组合注汽 2．1．1基本概念
面积式组合注汽指将若干个邻近的同层位生产井组合在一起，同时注汽、焖井、采油的一种蒸汽吞吐方式。机理是经过多轮蒸汽吞吐开采的油藏压力水平较低时，利用反复的同注、同焖、同采过程中，油层压力呈现出的规律性波动，促使含油饱和度场重新分布，达到改善吞吐效果的目的。2．1．2 现场应用实例
黑帝庙油田属于岩性构造油藏，由于地层孔隙度、渗透率、含油饱和度较高，地质条件好，受注汽条件等外界因素的影响，生产中汽窜现象突出。针对黑帝庙这种情况，开展了“多井整体吞吐”试验。试验有效地补充了地层能量，改善了油层的温度场、压力场分布，提高了蒸汽的热利用率，取得了较好的开发效果。
图2-1葡浅-12区块中区汽窜感应方向图
实际情况，结合我们公司锅炉的实际注汽能力，于2011年7月对这两口井实施面积式组合注汽取得很明显效果，周期产油量和油汽比都有所上升。葡浅10-7和葡浅10-8井上轮吞吐累计注汽1851t，累计采油558.6t；实施组合注汽后合计注汽2400t，合计产油870t；油汽比从0.18增加到了0.26。周期生产时间葡浅10-7井由144天增加到了191天，10-8井由198天增加到了303天，延长了生产周期。同时在葡浅10-7和葡浅10-8井组合注汽的同时，周边的葡浅9-
7、葡浅9-
8、葡浅11-7和葡浅11-8井产量也有所增加，间接受效。2．1．3面积式组合注汽现存问题及解决办法
面积式组合注汽对于抑制稠油高周期汽窜，改善吞吐效果作用明显。存在问题：首先，井组间互相干扰，很难形成独立的多井整体蒸汽吞吐；其次，井组内油井生产周期长短不一，轮次参差不齐；第三，井组中部分井焖井时间长，生产时率低。解决办法（1）注汽量灵活，从井组的角度考虑注汽量；（2）吞吐井数灵活，一个大井组可分两个或三个阶段实现多井整体吞吐；（3）注汽顺序灵活，根据井组中油井生产状况，不同时期的多井整体吞吐采取不同注汽顺序，充分利用注入蒸汽的热利用率，提高油井生产时率；（4）灵活掌握井组中各单井的转注时机。2．2组合式蒸汽吞吐技术之二：一注多采组合式蒸汽吞吐 2．2．1基本概念
一注多采是把射孔层位对应、热连通或汽窜程度较高、采出程度相对较高的一个或几个井组作为一个开发单元，中心井阶段时间大量集中注汽以井组蒸汽吞吐代替单井吞吐，达到改善油层动用状况，提高吞吐效果的目的。主要机理是提高注入蒸汽热利用率，补充地层能量，驱替井间剩余油。它除了汽驱作用，把加热的原油驱向被窜井，加快井间剩余油的动用以外，还有多井整体吞吐作用，利用油井间已形成的汽窜通道，一口井注汽来代替井组注汽，实现多井整体吞吐。一注多采方式解决了地面注汽管网难以满足面积式组合注汽的问题，是稠油开采的另一种有效途径。2．2．2 现场应用实例
考虑到目前我们注采工艺及实际生产汽窜情况,我们也可以运用一注多采的生产方式。2011年1月黑帝庙油田对新区井组进行注汽优选，考虑当时的区块井的生产情况和单井地质条件及注汽能力筛选出葡浅11-6井和葡浅11-8井同时注汽周边井采油的注汽方式，井组内有油井8口，井距3为100m。注汽强度6.9m/d﹒m。井组开发问题：（1）、油井汽窜严重；（2）、吞吐效果变差，开采成本增加。为解决上述问题，利用井网中间老井大量注汽，周边井生产的办法，进行一注多采式蒸汽吞吐。
一注多采试验前，井组8口井，日产液40.8t，日产油21.8t，含水46.6%；转注后一个月井组见效，日产液量由24.3t升到63.5t，日产油量由6.7t
7.油气集输工艺技术探讨 篇七
1 油气集输行业的技术现状及发展趋势
1.1 油气水多相混输工艺技术
长距离的油气混输工艺技术是一项较为先进的工艺技术, 目前也基本上被发达国家广泛使用, 从上个世纪八十年代开始, 欧洲的德国、英国以及法国等国家就开始对这些技术进行了大量的研究和分析, 要想真正的应用多相混输工艺技术, 就必须将其与电热技术相互配合, 如果真正的应用此技术, 在进行油气集输工作是也会大大降低工程的成本并且简化其工艺流程, 因此多相混输技术油气集输领域中比较有发展前景的一项技术。
大庆油田是我国在油气集输行业中技术最为先进的油田, 但是其混输工艺的技术以及其在集输设备的研发中与欧美的先进国家仍是有着不小的差距的。
1.2 原油集输工艺
在许多高凝原油以及高含蜡的油田中, 我国使用较为广泛的油气集输工艺主要是加热工艺、单井集中计量工艺、多级布站工艺、大站集中处理工艺以及单双管集油的工艺技术, 其中华北油田以及辽河油田就是比较有代表性的。
而国外如美国和加拿大等国家对于高含蜡的油田你, 在使用加热工艺的基础上, 为了降低原油的凝聚性和粘度, 还在油田中添加一定量的化学药剂, 从而对油气进行单管集输的工艺过程。
而如我国的新疆等油田, 它们是属于低含蜡以及低凝点的油田, 通常情况下对其采用的处理工艺都是单管而不加热的集油工艺。
大庆油田是我国各项技术都处理领先地位的油田, 因此在集输工艺集输方面大庆油田也要更加的先进于其他的油田。目前, 我国的油田已经逐步的走到高含水后期的阶段, 因此油气集输行业的发展趋势也是应利用高含水期原油具备很强的流变性的特点, 在不断简化集输工艺技术的同时, 在常温的状态或是低温的状态下进行输送工作。
1.3 原油脱水技术
在一些具有高含水性的油田中, 两段脱水工艺是最主要的集输工艺技术, 第一段是游离脱水的过程, 其主要是采用聚结脱水和大罐沉降的方式进行脱水, 而第二段则是电脱水的过程, 其主要采用的方式是利用竖挂电极和平挂电极进行交流电和直流电复合的方式进行脱水。而在我国的胜利以及塔里木等高含水性但是低粘性和低凝性的油田中, 主要采用的脱水方式是热化学脱水工艺。
在对原油进行脱水处理的研究上, 美国以及俄罗斯等国外的发达国家对其较为重视, 其不但在原油脱水中间过渡层的研究上面取得了一定的成果, 同时也研究出了专门的处理的技术措施。目前在对原油进行脱水处理方面的研究趋势是研制高效游离水脱除器, 这种仪器能够更好的利用原有高含水性的特点, 降低游离水脱除设备的成本的规模, 同时也提高了脱除游离水的工作效率。
2 油田生产公司的技术现状分析及攻关方向
2.1 油田生产公司集输工艺存在的主要问题
现阶段, 我国对油田的开发建设已经有了明显的进步, 我国的大部分的产油区也都已经到了高含水的开发阶段, 而主力油田的挖潜效果都已经逐渐变差, 导致了采油成本越来越高, 但是却没有达到想要稳产的效果, 同时以建设的采油的设施也有了老化的趋势, 因此采油的效率越来越低, 耗能却在逐年的提高。而油田公司的集输系统也存在的一定的问题: (1) 当油田进入到极高的含水阶段时, 原油中的油水分离的特性就会产生变化, 这就导致了现阶段被广泛采用的游离水的沉降温度、脱水工艺以及沉降时间等技术都出现了不适应性。而原油的特性出现的变化也导致了油气集输的工艺技术也与油田的节能要求产生不适应性。 (2) 油田的产能建设所产生的效益也越来越差了, 因此降低生产成本和投资规模就显得很关键了, 但这也是很困难的, 如何利用现有的设施简化工艺模式, 并且优化规划设计, 也是当前面临的主要问题。 (3) 目前三元复合驱等三次采油技术已经不断的发展, 这也对地面技术提出了更高的要求。虽然我国的三次采油聚合物配注以及采出液处理技术是出于世界领先地位的, 但是其工程量大、成本高、工艺复杂以及新工艺的需求仍是存在的主要问题。
2.2 油田生产公司集输工艺的攻关方向
我国油田的可持续发展仍是将来石油行业的发展趋势, 而从我国油田的实际情况来看, 内部研发攻关以及引进先进技术是下一个阶段的主要攻关方向, 油气集输行业的工作者应当认清形势, 明确方向, 同时相关部门应积极配合, 加大对科研工作的支持和投入, 这样才能真正提高油田的关键技术水平。因此油气集输行业的下一步攻关方向应为:简化集输的工艺。通过对新建成的产能井投资效果变差问题的研究, 充分发掘这些设施的潜力, 从而简化油气集输的工艺模式, 达到降低成本的目的;研究油水高效处理技术。我国目前的油气集输系统仍存在数量过多、体积过大、效率过低的问题, 因此必须研究更为高效的游离水脱离以及化学脱水技术, 这样才能真正的提高处理的效率, 改善油水的处理效果;探索节能的新途径。高含水期的油田的采出液是有独特的特性的, 因此应利用此特性, 继续研发不加热集油技术, 合理的确定技术界限, 这样才能增大低温集油的规模, 从而做到节气效益的最大化利用;继续研究三次采油配套技术, 主要有以下两个方面的工作:一是加大机理研究的力度, 攻关破乳剂的技术应用, 这样才能攻克采出液乳化程度的难题。二是攻关采出液处理设备和处理工艺上的难题, 通过对电脱水供电技术以及游离水脱除技术的研究, 研究出适应性更强的采出液的处理设备和处理工艺。
通过以上的论述, 我们对油气集输行业的技术现状及发展趋势以及油田生产公司的技术现状分析及攻关方向两个方面的内容进行了详细的分析和探讨。我国的油气技术行业的工艺技术是存在着一定的问题的, 石油行业的所有工作者必须明确研究的方向, 通过引进先进技术以及内部研发攻关等措施积极的解决问题, 只有这样才能真正的确保石油行业的可持续发展, 油气集输行业也才能更好的发展起来。
摘要：进入到新世纪以后, 伴随着我国国民经济的飞速发展, 我国油气集输行业也得到了飞速的发展, 所谓的油气集输工作就是指将从油田中开采出来的天然气和石油进行收集、储存、加工以及处理的一系列的工艺的过程。因此油气集输主要有以下三个方面的工作:一是将从油田中开采出来的石油或是天然气等物质通过长输管道输送至油气处理站处, 在油气处理站对这些物质进行分离、脱水的过程, 经过这些过程处理后的石油才能够符合国家的标准;第二个任务是将已符合标准的原油运送至油田的原油库处, 在油田的原油库出对已经分离出来的天然气进行脱水、脱酸以及深加工等处理工程;第三个工作就是再一次处理已合格的原油并将这些原油输送给需要的用户。因此, 油田集输工艺技术是很复杂的过程, 对其进行相关的技术探讨也是十分必要的。本文便对油气集输行业的技术现状及发展趋势以及油田生产公司的技术现状分析及攻关方向两个方面的内容进行了详细的分析和探讨, 从而详细的论述了油气集输行业的相关工艺技术。
关键词：油气集输行业,工艺技术现状,发展趋势
参考文献
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[3]丁玲.油气集输工艺技术探讨[J].中国高新技术企业, 2008.[3]丁玲.油气集输工艺技术探讨[J].中国高新技术企业, 2008.
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8.稠油集输技术 篇八
关键词：油田；原油集输；絮凝物；形成机制；处理技术
中图分类号：TE866 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2012）26-0113-02
1 油田原油集输絮凝物形成机制分析
1.1 油田原油集输絮凝物基本成分分析
实验人员需在油田原油集输系统运行状态下分别针对清罐与污水罐两种状态进行絮凝物的取样作业。首先，在污水罐运行状态下取样，样本应当在环境温度室温（20～25℃）状态下进行静置处理，针对絮凝物样本中的上层组分以及族组分构成情况进行分析。其次，在清罐运行状态下针对絮凝物进行平均每分钟3500r频率转速的离心处理，将离心处理后的油水中间层作为取样样本进行分析。相关分析研究结果表明，在一般情况下，油田原油技术絮凝物的构成元素主要包括油、水以及机械杂质这三个方面，其中以含油率比例最高，其次为含水率，机械杂质在整个取样样本中的所占比例无论是在污水罐还是在清罐状态均保持在5%左右，但其在确保整个絮凝物样本结构稳定性过程中所占据的地位仍然是极为关键的。与此同时，从絮凝物的族组分结构角度上来说，构成油田原油集输絮凝物的主要包括饱和烃、芳烃、非烃以及沥青质这几个部分，其中饱和烃成分的占有比例最高，非烃类成本占有比例最低。
1.2 油田原油集输絮凝物基本组成与形态分析
通过对油田原油集输絮凝物样本的直观分析可以发现：油田原油集输絮凝物的外观呈黑色色彩的絮状胶形态。在正常运行温度（环境温度40℃范围内）其密度参数表现为0.932～0.957g/cm?范围之内。在环境温度状态下对其进行沉降解析处理，絮凝物样本表层的含油率基本可以达到60%比例以上。在经过平均每分钟12000r转速的离心处理作业之后，可以较为直观地观测到整个油田原油集输絮凝物样本被明显划分为四个不同层级。由最底层向上分别是杂质（表现为黑色沉淀物）、水（表现为无色透明液体）、絮凝物（表现为黑色色泽致密胶结物质）以及原油（表现为流动性能较佳的黑色液体）。
1.3 油田原油集输絮凝物的形成过程分析
相关实践研究结果表明：对于整个油田原油集输系统而言，污水罐在运行状态下中的石油成分含量始终比较高，并且存在部分以原油乳状液状态直接进行污水罐当中的石油成分。特别是对于当前技术条件支持下应用较为频繁的立式储油罐装置而言，在储油罐的上向流区区域当中，污水水体当中所含有的大量颗粒、较大油粒能够直接得到有效去除。而对于处于下向流区区域内颗粒较小的油粒而言，其多表现为浮升状态，这使得这部分油粒在不斷与水流所携带油粒相互碰撞的过程当中逐渐形成大油粒。在此因素影响下，大油粒自身所具备的上升浮力最终使其在上向流区区域内得到有效去除。然而在这一过程当中，当直接以油粒乳状液形态进入储油罐装置当中的石油成分在运动过程中始终无法维持在稳定且聚结状态，受此影响，低于油体密度，但高于水体密度的这部分物质将以悬浮的方式汇集在油水中间层位置。对于整个油田原油集输系统运行作业的开展而言，这部分较油体密度更高的絮凝物物质将在一定程度上对储油罐装置当中油粒的上浮运动与聚结反应产生影响，从而导致整个储油罐的除油效果发挥不够理想，应当对其进行必要的处理与防护。
2 油田原油集输絮凝物处理技术分析
2.1 油田原油集输絮凝物离心脱水处理技术分析
实验研究工作人员在不同的转速速率以及环境温度条件下针对所选取的油田原油集输絮凝物样本进行持续5min时间长度的离心处理，在离心处理的基础之上对絮凝物样本的离心分离性能相关参数展开研究与分析，与之相对应的实验数据示意表如下表所示（见表1）。由表1中所示数据不难看出：对于油田原油技术絮凝物样本而言，通过提高离心力参数以及增加环境温度的方式均有助于絮凝物样本离心分离作业的进行。与此同时，絮凝物样本检测含水量能够在保持30℃环境参数，保持平均每分钟4000r转速频率，保持离心处理作业持续时间5min的情况下降低至30%比例之下。与此同时，通过向絮凝物样本中添加破乳剂的处理方式同样能够显著提高絮凝物样本自身的离心分离性能，同时降低样本中的含水率参数，借助于此种方式将絮凝物对油田原油集输运行的不利影响控制在最低限度。
2.2 油田原油集输絮凝物破乳处理技术分析
从油田原油集输絮凝物的产生机制角度上来说，絮凝物可以说是一种含有部分机械杂质的油水混合物物质。从这一角度上来说，针对有关絮凝物物质的破乳技术及其应用展开研究是极为关键的。在这一过程中，首先应当针对各种类型破乳剂在不同使用剂量以及环境温度下絮凝物的破乳效果进行综合评价与分析，在此基础之上针对油田原油集输絮凝物样本在环境温度40～45℃范围之内进行持续4h的水浴处理。与此同时，在将絮凝物样本转移至具塞量筒装置的过程中应当注意避免样本中混入游离水。在此基础之上将其置于恒温水浴中进行持续15min实践与热处理。最后加入不同剂量的破乳剂，确保混合均匀，针对相关反应进行观察与记录，通过对相关实验记录数据的分析不难看出：将破乳剂使用剂量控制在3000mg/L能够实现过80%比例的脱水率，将破乳剂使用剂量控制在5000mg/L能够实现过90%的脱水率，处理效果明显，值得大范围推广与应用。
3 结语
伴随着现代科学技术的持续发展与经济社会现代化建设进程日益完善，社会大众持续增长的物质文化与精神文化需求同时对新时期的能源开采及利用事业提出了更为全面与系统的发展需求。可以说，在现代经济社会发展的新时期，能源开采及应用作业的发展水平不仅关系到社会大众生活水平的提升，关系到国民经济的稳定发展，同时也关系到现代经济社会的优化与完善，其重要意义是可想而知的。总而言之，本文针对有关油田原油集输絮凝物形成机制与处理技术相关问题作出了简要分析与说明，希望能够为今后相关研究与实践工作的开展提供一定的参考与帮助。
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作者简介：刘树贞（1963-），山东沂水人，新疆油田公司采油二厂第一采油作业区助理工程师，研究方向：石油。