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摘要：所谓的油气集输系统效率是指整个集输系统的能量利用率，即从井口开始算起，经过计量、接转、加热、加廿三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。因此，要分析集输系统各方面的情况才能准确地计算集输系统的效率。
关键词：油气集输系统 效率 优化 应用
一、影响集输系统效率因素：
（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，热量散失筹原因不断破消耗，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。因此，在集输过程中应考虑降低裕度、优化管网，使流体在经济流速下输送；简化流程，减少摩擦阻力损失和热量散失。
（2）某油田开发初期，原油含水较低，黏度相对较高，到了油田开发中后期原油含水率不断增加，油品粘度随着含水的升高不断降低，原来的井口加热降黏变得多余。因此，在集输过程中再进行加热就没有必要了。原油自身能量不足以完成自身的集输和处埋，需要加热、加压来补充能量，加热、加压目的是为原油补充能量，但这个过程其实是在增加“液体”的能量。在汕田开发中后期，含水高达80%以上，水的能量的增加其实是无用功。
（3）提供能量的主要设备有输油泵、输水泵、加热炉、锅炉及电动机等，它们是集输系统中最主要耗能设备，这些“不得不投入的能量”对集输系统的效率有很大的影响，但在实际运行中却是效率低下。一般要求输油泵效率必须大于65%，但某油田采油厂输油泵总体效率却只有43%。
效率的高低，首先取决于油品性质。油品性质好，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。利用原始能量，减少不必要能量，提高不必要投入具体体现在原油集输类型，布站方式，以及所选用的设备和处理工艺，这些都是造成效率不同的因素。
二、优化集输系统工艺技术、系统简化对：
2.1做好老油气田地面系统简化的前期技术准备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而系统简化的前驯技术准备。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什。
2.2提高或保持能量
2.2.1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，提高油井产量，可减少抽油管的维修费用等，提高机采及集输系统的总体效率。
2.2.2优化管网。小液量、大管径会造成流体流动不在经济流速范围内。整体上看，计量站到接转站、接转站到联合站间管线的管效都很高，一般在90%以上，原因是这些管线的液量大，管线的热损失相对少，使得管效较高。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。
2.2.3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
2.3.1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最（压力、温度）较高，粘度低，流动性能好的原油。油田开发初期，管道内流体粘滞性强，流动阻力高，井口输送压力就大；管壁结蜡、结垢可缩小油流通道的横截面积，同样会增加流动阻力，增大井口输送压力。井口压力需满足一定要求，初期被迫采取力11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。
2.3.2游离水预脱除。目前某油采油厂集中处理站米油当中约有l/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，可人大降低能耗。
2.3.3提离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，面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。大型输油泵普遍采用电机调速控制，节能效果十分显著。
（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76%左右。通过观察火焰的颜色，可人为地控制通风量和进气量。
（3）高效化学药剂的研制及筛选。针对小同油品，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。
三、优化技术集成
3.1混输泵技术。
某井区投用混输泵实现了密闭集输，将原来老的四级布站方式转化为三级布站，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93.3万元。密闭输送解决了天然气放空造成的能源浪费和环境污染问题，年可回收天然气（（40～72）×104m3，年节约资金50～65.7万元。集输管网总长由原来的20.39km减少到13kuI，实现了混输机泵的无人值守。
3.2热电复合处理器的应用
2008年注聚合物驱采出液处理站投用热电复合处理器处理采出液。热电复合处理器将分离、沉降及加热等原油处理过程集中在一个容器里完成，节省了建设费用，减少了运行过程中的能量损失，提高了系统效率，电视由于采出液体中含有大量的泥沙，清理设备不太齐全，造成复合处理器内泥沙淤积，影响了处理效果，该项技术有待改进。
四、采用成熟适用的先进技术简化调整油气集输处理系统
4.1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。
4.2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。
4.3积极推广井口软件计量，并以井口活动训‘量为补充，简化单井计量流程。
4.4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。
4.5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。
4.6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。
4.7积极完善、采用、推广稠油、超稠油的新集输工艺及脱水工艺。
关键词：油气集输系统 效率 优化 应用
一、影响集输系统效率因素：
（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，热量散失筹原因不断破消耗，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。因此，在集输过程中应考虑降低裕度、优化管网，使流体在经济流速下输送；简化流程，减少摩擦阻力损失和热量散失。
（2）某油田开发初期，原油含水较低，黏度相对较高，到了油田开发中后期原油含水率不断增加，油品粘度随着含水的升高不断降低，原来的井口加热降黏变得多余。因此，在集输过程中再进行加热就没有必要了。原油自身能量不足以完成自身的集输和处埋，需要加热、加压来补充能量，加热、加压目的是为原油补充能量，但这个过程其实是在增加“液体”的能量。在汕田开发中后期，含水高达80%以上，水的能量的增加其实是无用功。
（3）提供能量的主要设备有输油泵、输水泵、加热炉、锅炉及电动机等，它们是集输系统中最主要耗能设备，这些“不得不投入的能量”对集输系统的效率有很大的影响，但在实际运行中却是效率低下。一般要求输油泵效率必须大于65%，但某油田采油厂输油泵总体效率却只有43%。
效率的高低，首先取决于油品性质。油品性质好，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。利用原始能量，减少不必要能量，提高不必要投入具体体现在原油集输类型，布站方式，以及所选用的设备和处理工艺，这些都是造成效率不同的因素。
二、优化集输系统工艺技术、系统简化对：
2.1做好老油气田地面系统简化的前期技术准备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而系统简化的前驯技术准备。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什。
2.2提高或保持能量
2.2.1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，提高油井产量，可减少抽油管的维修费用等，提高机采及集输系统的总体效率。
2.2.2优化管网。小液量、大管径会造成流体流动不在经济流速范围内。整体上看，计量站到接转站、接转站到联合站间管线的管效都很高，一般在90%以上，原因是这些管线的液量大，管线的热损失相对少，使得管效较高。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。
2.2.3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
2.3.1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最（压力、温度）较高，粘度低，流动性能好的原油。油田开发初期，管道内流体粘滞性强，流动阻力高，井口输送压力就大；管壁结蜡、结垢可缩小油流通道的横截面积，同样会增加流动阻力，增大井口输送压力。井口压力需满足一定要求，初期被迫采取力11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。
2.3.2游离水预脱除。目前某油采油厂集中处理站米油当中约有l/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，可人大降低能耗。
2.3.3提离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，面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。大型输油泵普遍采用电机调速控制，节能效果十分显著。
（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76%左右。通过观察火焰的颜色，可人为地控制通风量和进气量。
（3）高效化学药剂的研制及筛选。针对小同油品，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。
三、优化技术集成
3.1混输泵技术。
某井区投用混输泵实现了密闭集输，将原来老的四级布站方式转化为三级布站，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93.3万元。密闭输送解决了天然气放空造成的能源浪费和环境污染问题，年可回收天然气（（40～72）×104m3，年节约资金50～65.7万元。集输管网总长由原来的20.39km减少到13kuI，实现了混输机泵的无人值守。
3.2热电复合处理器的应用
2008年注聚合物驱采出液处理站投用热电复合处理器处理采出液。热电复合处理器将分离、沉降及加热等原油处理过程集中在一个容器里完成，节省了建设费用，减少了运行过程中的能量损失，提高了系统效率，电视由于采出液体中含有大量的泥沙，清理设备不太齐全，造成复合处理器内泥沙淤积，影响了处理效果，该项技术有待改进。
四、采用成熟适用的先进技术简化调整油气集输处理系统
4.1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。
4.2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。
4.3积极推广井口软件计量，并以井口活动训‘量为补充，简化单井计量流程。
4.4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。
4.5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。
4.6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。
4.7积极完善、采用、推广稠油、超稠油的新集输工艺及脱水工艺。