摘要：油气集输是油田地面工程处理中重要的生产阶段，在油气开展中不可忽视的重要环节，需要我们对其进行更深层次的探讨，切实地提高油气集输处理工艺技术。本文通过大量的调研文献综述了国内外在油气集输方面的研究成果，然后分析了我国油气集输工艺所面临的挑战以及今后的研究方向，这可以为我国油气集输的发展提供一定的方向和理论基础。
　　关键词：油气集输 油田开发 采油 原油 天然气集输
　　
　　
　　一﹑引言
　　油气集输是将油田采出的原油和天然气进行输送、储存、收集和进行一系列加工处理使其达到输出标准的工艺流程。其主要包括将从采出物中分离出来的天然气输送到天然气处理厂进行净化处理处理和将原油进行脱水等处理后把合格的原油输送到油田原油库进行储备。同时，还必须将压气站和原油库里的能源物质经过再次处理后以不同的方式外输给用户。油气收集处理工艺具有很多独特的特点主要是覆盖线长、油田点多、覆盖面广的生产特性，然而正由于这些特性导致集输工艺十分复杂，容易发生易燃易爆等事故。近年来生产连的不断深入，油气集输处理工艺将面临着更加严峻的挑战，生产越来越受到大家的重视，油气集输工艺与油田企业的经济效应挂钩，可以说是直接影响到整个油田的生产运输流程，一个好的集输工艺流程必然带来良好的经济效应。所以研究油气集输工艺流程提升油气集输的效益对于我们石油事业的发展具有很重要的意义。
　　二﹑国内外油气集输工艺
　　（一）原油集输技术
　　在低渗透率、断块小的油田开发上，国内油田企业在油气集输方面十分注重集输系统的高效、节能的研究与应用，我国大部分的集输流程都通过简化优化工艺流程，在整个集输系统中尽量采用不加热集输技术和串联管网集输工艺，这样不仅降低了原油生产能耗也保证了集输系统的高效运行。目前我国原油集输与处理技术正向着低投资、低能耗方向发展，而且逐步向上、下游两头延伸慢慢渗透整个生产流程；上游的钻井开采与采油工程相互渗透，下游的净化处理正与炼油技术相互融合。其主要包括如下方面：
　　1.串联管网集输工艺。串联管网集输工艺核心是采用功图量油技术，实现管网的串联布局，改变传统的计量站模式，不仅节约了能源资源并可降低投资。
　　2.稠油集输工艺。稠油集输工艺主要包括六个环节：掺水、掺稀、改质降黏、乳化降黏、加热、低黏液环。目前我国中石化旗下的塔河油田就是通过优化集输工艺，全程都采用全密闭集中掺稀输送工艺流程。这样的工艺流程大大降低了能耗，实现了吨油集输燃料油耗由7.8 kg降至 5.88 kg，吨油集输电耗由 2.7 kW•h降至 0.98 kW•h的伟大壮举。我国中石油旗下的辽河油田目前拥有较成熟的稠油集输与处理技术，目前国外在低黏液环输送等基础研究方面处于领先地位，其中加拿大率先成功研究了稠油加氢改质工艺。
　　3.油气水多相混输技术。近年来，油气混输技术在国内沙漠、滩海和东部老区外围部分小断块油田得到广泛的应用，油气混输技术的应用使得油气集输系统建设工程投资降低了大约30%。目前我国多相混输技术与国外相比仍存在很大的差距，尤其俄罗斯、欧美在大型混输泵研制方面主要研究螺杆泵输送装置，即是一种在系统内带有发电机的多相流双螺杆泵。目前国际上已用于工程实际的油气混输泵的单泵最大功率为6 000 kW，国产单泵最大功率仅为300 kW，且泵型单一，可见我国在这方面的研究与国际先进水平差距很大。在多相流基础研究方面，欧美等发达国家已初步研究出了了低黏原油多相流计算的理论和方法，成功的开发出具有独立自主的知识产权的多相流模拟软件（PIPEFLOW、PIPEPHASE、OLGA等）；相比于国外，国内起步较晚基础研究薄弱，试验设施相对落后。
　　（二）天然气集输及净化处理流程
　　1.高含硫气田的地面集输及净化处理技术的研究。普光气田是目前国内探明到了的最大的富含H2S和CO2的气田。据统计 H2S含量约15％，CO2含量约8％，目前普光气田采用改进的湿气集输工艺，净化工采用的是甲基二乙醇胺（MDEA）， 脱硫脱碳+三甘醇 （TEG）， 脱水+常规Claus硫磺回收+Scot尾气处理工艺。改进的技术与常规净化技术相比，溶剂总循环量降低了10%，再生能耗降低了15%，硫磺回收率高达99.8% 。普光气田高含硫气田地面集输及净化处理技术已经达到了国际先进水平。
　　2.低压、低产气田地面集输技术的研究。中石油旗下的苏里格气田是典型的低渗、低压、低产的致密天然气藏，该气田采用的是以井下节流工艺為核心的带液计量、二级增压、常温分离、井口不加热、中低压集气、井间串接、不注醇的地面集输工艺流程。从2006年至今，苏里格气田各区块大约95%的气井都采用了井下节流技术，首次实现了国内大规模应用，该技术已成为苏里格气田提高经济效益、实现有效开发的关键技术之一。
　　3.煤层气田地面集输技术。目前国外在煤层气集输方面处于国际领先水平比如美国、加拿大、澳大利亚煤层气地面工程技术，煤层气地面的集输工艺主要采用井口分流、低压集气、增压脱水、集中处理、集气集水、污水回注、干气外输流程。虽然我国煤层气资源丰富，但是用于商业性的开发正处于起步阶段。目前我国中石油旗下的沁水盆地煤层气田，借鉴苏里格气田的“三低”气田开发经验，采用多井单管串接、单井简易计量、集中处理、二次增压、低压集气的集输流程。
　　三﹑存在的主要问题以及研究进展
　　随着我国油田开发建设的不断深入， 主要产油区已进入高含水开发阶段 ，稳产难度加大，采油成本上升，同时设施老化严重，负荷率逐年下滑，系统效率逐步降低。 地面工程油气集输系统因此面临着诸多的矛盾和不适应性：油田进入特高含水期，现行的游离水的 沉降温度、沉降时间以及原油脱水工艺等方面的技术界限均出现了一定的不适应性。 同时由于原油的特性发生了一系列变化，现有的集输油工艺已不适应油田节能降耗的需要。油气集输与处理能耗占原油生产能耗 30％， 油气集输流程分为集油、脱水、稳定、储运四个阶段。 集油部分能耗占 60％～80％，其中热能消耗90 ％～ 97 ％，3 ％～ 10 ％ 是动力的消耗，因此如何降低集油段热能消耗，即采用不加热集输是集输流程节能关键。因此今后油气集输的研究方向可以加大可再生能源在地面工程中的应用，开展风能、光能、电能一体化全天候供热系统研究。
　　参考文献：
　　[l]丁玲.油气集输工艺技术探讨田.中国高新技术企业,2008(22).
　　[z]王朝晖,王祥,彭著良.石油库污水的控制与处理田.石油库与加油站,2005(06)
　　[3]姬忠文,油气集输处理技术的探讨,长庆油田公司第五采油厂,2002(06)