小编精心整理了《集中处理站优化节能降耗论文(精选3篇)》的相关内容，希望能给你带来帮助!【摘要】文章主要是分析了油气集输工艺集输的发展现状以及发展趋势，同时讲解了油气集输的分类以及设计的主要原则，望能为有关人员提供到一定的参考和帮助。
集中处理站优化节能降耗论文 篇1：
浅析油气集输工艺流程
【摘要】本文介绍了油气集输的发展历史，通过油气集输方法介绍和对比研究，深入分析各种方式的优缺点，根据各地的不同特点，总结出最适合自己的油气集输方案，在油田的开发中，能够最大化地利用资源，并油田的发展和国家建设提供强有力的能源支持。
【关键词】油气集输工艺 采油技术 设计原则
1 油气集输地位与历史
油气集输即将各油井生产的原油和天然气进行收集、计量、输送和初加工的全过程的顺序。
1.1 油气集输的地位
当油气的开采价值和地点确定下来，在油田地面上需建设各种生产设施、辅助生产设施和附属设施，以满足油气开采和储运的要求。建设工程量和投资一般占整个地面工程的40%-50%，是整个地面工程的核心和龙头。它能保持油气开采与销售之间的平衡，使原油、天然气、液化石油气、天然汽油产品质量合格。油田所采用的油气集输流程及工程建设规模及总体布局，都会对油田的可靠生产、建设水平、生产效益起到关键性的作用。
1.2 发展历史
油气集输和储运技术随着油气的开发应运而生。早在中国汉代，蜀中人民就采用当地盛产的竹子为原料，去节打通，外用麻布缠绕涂以桐油，连接成“笕”，就是我们现在铺设的输气管线。到了19世纪中叶以后，四川地区的这些管线总长达二三百里，专门从事管道建设的工人就有一万多人。在当时的自流井地区，绵延交织的管线翻越丘陵，穿过沟涧，形成输气网络，使天然气的应用从井的附近延伸到远距离的盐灶，推动了气田的开发，使当时的天然气年产达到7000多万立方米。直到20世纪末期，各油田相继进入高含水采油期，各油田在开采的同时开始注意节能降耗的问题，一批世界先进水平的高效节能油气集输工艺流程相继研发成功，使我国在油气集输方面进入了高效时期。
2 油气集输系统的工作内容与分类：
2.1 油气集输工作步骤
（1） 油井计量；
（2）集油、集气；
（3）将井流分离成原油、天然气、采出水；
（4）脱除原油内易挥发成分，使原油饱和蒸汽压等于或低于商品原油规定的标准；将符合商品原油标准的原油储存在矿场原油库中，以调节原油生产和销售间的不平衡；
（5）天然气净化，对分离出的天然气进行进一步的脱水，脱酸，脱氢等处理。使其符合商品天然气中含量指标的严格规定；
（6）含油污水处理
2.2 油气集输流程分类
（1）按不同加热方式：不加热、井场加热、热水伴随、蒸汽伴随、掺稀油、掺热水、掺活性水、掺蒸汽集油流程。
（2）按通往油井的管线数目：单管、双管和三管集油流程。
（3）按集油管网形态：米字型、环型、树状和串联管网集油流程。
（4）按油气集输系统布站级数：油井和原油库之间集输站场级数；
一级布站集油流程：只有集中处理站；
二级布站集油流程：计量站和集中处理站；
三级布站集油流程：计量站、接转站（增压）和集中处理站；
（5）集输系统密闭程度：开式和密闭流程
3 油气集输流程设计原则
油气集输整个流程的设计工艺的影响因素很多，例如：油田开发的特征、油气物性、产品方案和井场实际条件。通过优化选择，得出性价比相对最高的一种生产工艺设计。其相关原则如下：
（1）根据不同油田的油气特质和实际地质特征，采取适当工艺措施，适度提高并控制整个流程系统内部的运作压力，尽量减少采油的中间环节，以此来减少中间环节的能耗。
（2）努力维持整个生产系统的的采输平衡，定期检查保证集输泵站和储油库的储油能力。
（3）流程密闭，最大化利用地层能量，降低在运输的过程中产生不必要的油气损耗；
（4）充分收集和利用油气资源，生产合格产品，净化原油，净化油田气、液化气、天然汽油和净化污水（符合回注油层或排放要求）；
（5）便于管理，实现自动化，在生产环节中减少人工操作环节，减轻工人劳动强度。
（6）合理布局生产工艺流程，能够满足“三脱”、“三回收”等要求。
4 国内外在油气输送流程上的现状
4.1 加热集输
由于中国多数油田目前产油为“三高”原油（含蜡量高、凝固点高、粘度高），为使集输过程中油、气、水不凝，达到低粘度，安全输送，从油井井口至计量站或接转站间，一般采用加热集输。主要方法有：
（1）井口设置水套加热炉，加热油气或者用蒸汽或热水伴热；
（2）从井口掺入热水或热油等；
但加热输送缺点是：一是低输量受到热力条件的制约，二是一旦发生事故停输，必须立即抢修，及时恢复运行，较长时间的停输会酿成凝管事故。
4.2 不加热集输
北美国家的输油管道多是输送低凝点、低粘度的原油，所以多为不加热输送。
通过对原油流变性的研究，在一些油田集输管道中添加化学降凝剂后使用常温输送技术。因为实际生产需要和常温输送的工艺优越性，促使此项技术日趋成熟。近年来，我国有部分管道应用此技术，取得的技术成果和经济效益是十分明显的。
4.3 密闭输送工艺
现代社会对石油和天然气等能源的依赖，使长距离的油气集输成为必然，目前常用的有两种：
（1）旁接油罐：优点是有缓冲过程，允许调节的时间长，对自动化水平要求低。
（2）从泵到泵：不再使用中间站进旁接罐的开式运行方式，而把全线制造成一个水力系统，可以充分利用上站压力，节约能耗和中间站储运设备投资，而且也避免了油气蒸发损耗。密闭输油工艺取决于设备的可靠性、自动化水平和水击问题的解决。
4.4 优化运行技术
优化运行技术是国外多采取的运行方式，在SCADA（数字采集与监控系统）中基本上都装有优化运行控制软件，它可在不考虑调速的基础上，对管道的运行方案进行优化，使管道在最经济的状态下运行，减小低输量时的不匹配性，减少乃至消除节流损失。
5 结论
油气矿场的开采集输工艺流程的选择是一项系统工程，如何合理优化调整地面工程的各个系统，提高各系统的负荷率及运行效率是当前油田所面临的关键，利用已建设施的现状进行合理的优化整合；并且能够使用成熟的节能新工艺、新技术是油田节能降耗、挖潜增效、降低生产成本的重要手段。合适的集输工艺流程可以提高我国油气集输方面整体实力，为我国工业发展和整体国力的提高做贡献。
参考文献
[1] 袁宗明.天然气集输管网系统最优规划研究[D].西南石油学院，2002
[2] 刘瑞，苗放，叶成名.基于数字地球平台的油气工程技术应用[J].成都理工大学学报（自然科学版），2009（02）
作者：郑伟
集中处理站优化节能降耗论文 篇2：
油气集输工艺技术探讨
【摘 要】文章主要是分析了油气集输工艺集输的发展现状以及发展趋势，同时讲解了油气集输的分类以及设计的主要原则，望能为有关人员提供到一定的参考和帮助。
【关键词】油气集输;工艺技术;原油集输
引言
油气集输工艺是一种油气生产技术，其的施工过程价位复杂，它的主要特点是在生产的过程中油田点多，同时在进行油田技术作业的过程中还伴随着易燃易爆、发生火灾的危险性等的缺点。当前我国油田才开技术的不断发展以及进步，人们越来越重视到其生产工作，为此对其进行相关的技术探讨具有了十分重要的意义。
1.油气集输分类及设计原则
1.1油气集输流程分类
（1）按加热方式。按加热方式可分为不加热流程、热水伴随流程、井场加热流程、蒸汽伴随流程、 掺热水流程、掺稀油流程、掺活性水流程以及掺蒸汽流程。（2）按管线数目。按油井管线数目可分为单管、双管和三管集油流程。（3）按管网形态。按管网分布形态可分为米字形管网流程、环形管网流程、树形管网流程以及串联式管网流程。（4）按系统步站级数。按着整个油气集输系统的步站级数可分为一级步站流程、二级步站流程和三级步站流程。其中一级流程中只含有集中处理站，二级流程有集中处理站和计量站，三级流程除了拥有集中处理站、计算站外，还拥有增压接转站。（5）按密闭程度。按着系统密闭程度可分为开放式和密闭式集油流程。
1.2油气集输流程设计原则
油气集输的整个流程，会因为油田内蕴含的油气物理及化学性质的差异，地理自然条件的制约，经济利用价值和方式的不同，采取不同的油气集输方案。通过相互对比，得出性价比相对最高的一种设计流程。整个油气集输流程，尽量全程封闭，以减少油气在运输的过程中产生不必要的损耗。其次，最大限度地收集油田中所出产的油气资源，把油气资源最大限度地生产加工成为符合使用标准的原油、天然气等相关产品。再次，充分利用油田矿井中的流体压力，适当提高并控制整个流程系统内部的运作压力，以逐步扩大输出半径，减少中转环节，以避免中转环节造成的油气损耗。第四，合理利用系统中的热量，做好对整个油气集输流程的温度的整体控制，做好保温控制的同时， 减少运输过程中的热耗。最后，在同等条件限制下，采用相对性能较高，整体工艺及操作较为简便的系统，以提高整体效率。
2.油气集输行业的技术现状及发展
2.1原油集输工艺
在含蜡量过高，高凝聚油田中，国际上包括我国，普遍应用的是加热集输工艺，并在集输线路上多级布站，单井计量，单双管协调集油，最后经由大站对原油集中处理的联合工艺系统。另外国外一些国家对高含蜡原油开采过程中，出去加热外，还进行添加化学物质降低粘合度的方式进行单管油气集输。对含蜡量不高的油田，一般采用单管不加热油气集输工艺流程。在油气集输工艺流程上，我国的大庆油田，在国内外都处于领先地位。由于石油开采储备问题，现在油田的开采一开始进入高含水阶段，由于原油含水量的增加，开采时的原油特性有所改变，油气集输集输，向着常温或低温集输工艺发展，并进一步简化整个集输工艺流程。
2.2多项资源混合技术
由于现在生活对石油和天然气的依赖，长距离的油气集输必然要得到应用，同时也是一项世界前沿科技，从20世纪80年代开始，各国就已经对此项工艺流程进行开发研究。现今流行的工艺流程为多相混合油气集输技术，同时与电热技术配合， 对于长距离油气集输有着重要的意义，经过多年的开发与研究，现在工艺流程在不断地简化和自动化，加强了 油气集输的距离和集输过程的保护。
2.3原油脱水工艺流程
对于含水量过高的原油集输， 国内外通常采取两段式脱水工艺流程。其中，一段为脱出游离水，主要措施有大罐沉降和凝结脱水两项措施。二段脱水加装电机，交直流变电式复合脱水法进行脱水。对于一些含蜡量少，凝点较低的高含水型原油，要采取热化学反应脱水工艺流程。目前，在集输原油脱水方面，各国都在开发研制高效的游离水脱除器。现在国际上应用的游离水脱除器普遍采用卧式结构，整个沉降脱出过程大概需要 30～40分钟，水驱采出伴生液沉降时间为15～20分钟，聚驱流程需要大概30分钟时间。因此，根据原油开采状况，研制并使用高效率游离水脱除器是很有必要也是很有效的一种原油脱水工艺。
3.油田生产公司的技术现状及发展
3.1油田生产公司集输工艺存在的主要问题
当前，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。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。 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。 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 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。
3.2油田生产公司集输工艺的发展
针对制约油田持续高效发展的关键问题，根据油田生产实际情况。从引进国内先进技术和内部科研攻关两方面同时人手，认清形势，明确方向，加大科技投入，提高油田关键技术水平。 下步主要攻关方向是：（1）探索节能新途径。利用特高含水期采出液的特性，继续加大不加热集油技术的研究力度，科学确定技术界限，不断扩大低温集油实施规模。努力实现节气效益最大化。（2）三次采油配套技术研究。开展三元复合驱等三次采油技术的采出液集输处理技术研究。做好技术储备。尤其还需要在如下两方面做更深入的研究：一是需要加强机理研究，促进破乳剂攻关。解决采出液乳化程度高的技术难题。二是要结合采出液的特点。从采出液处理工艺和设备上进行研究攻關，尤其是游离水脱除技术、电脱水供电技术、电脱水极板结构形式及大罐沉降脱水技术的研究。从而研究出更适合三元复合驱采出液处理的工艺和设备。（3）简化集输工艺。针对新建产能井投资效果变差的实际问题，研究利用已建设施的潜力，研发简化的集输工艺模式，以达到降投资、降成本的目的。（4）油水高效处理技术。为改善油水处理效果，提高处理效率。解决目前集输处理系统中容器体积庞大数量过多、效率偏低的问题，研究高效的游离水脱除、电脱水及化学脱水技术。
4.结束语
由上可知没当前我国油气集输工艺当中还存在着许多的问题，为此相关从业人员应当明确到研究的主要方向，通过引进一些较为先进的技术以及相关措施来有效解决其中存在的问题，才能有效促进我国石油行业的发展。
参考文献
[1]谢诚. 油气集输工艺技术与节能降耗途径探讨[J]. 化工管理， 2020.
[2]高子育. 油气集输工艺技术改进与应用[J]. 化工管理， 2020， No.547（04）：130-130.
[3]常龙， 李兆玉. 油气集输处理工艺现状及发展探析[J]. 中国石油和化工标准与质量， 2020， 040（002）：211-212.
作者：王前进
集中处理站优化节能降耗论文 篇3：
板一联合站大罐抽气工艺优化研究
摘要：板一联合站现有大罐抽气工艺具有节能降耗、安全环保的优点，由于设备设施达到设计年限，部分设备腐蚀较严重，给安全生产及生态环境带来隐患。为实现该工艺“节能”、“降耗”、“高效”运行，本文结合运行潜力，从新增安全保护措施实施双重保护、推进数字化管理降低人员劳动强度、优化设备选型节约运行成本、新建空冷系统节约资源四方面进一步提高工艺适应性水平，实现提质增效的目的，适宜在其余联合站推广应用该技术，保障油田持续稳健发展。
关键词：大罐抽气;节能;降耗;数字化;安全环保
板一联合站始建于1978 年，占地面积约为14.5×104m2，隶属大港油田公司第四采油厂（滩海开发公司），主要担负着所属板桥、塘沽、长芦、白水头等油田的油、气、水的处理、储存和外输、卸油任务，具有油气分离、原油脱水、原油稳定、污水处理、天然气脱水、大罐抽气、原油储存及原油外输、卸油等功能，是一座综合性集中处理站[1]。
板一聯合站1999年采用大罐抽气工艺，抽气设计规模为4×104Nm3/d，该工艺主要是将原油储罐中挥发出的轻烃成分进行收集、压缩，再输送到天然气站处理，达到节约能源、实现原油密闭集输的目的[2-3]。抽气工艺运行20年来，累计回收挥发气1512×104m3，实现经济效益2268万元，“提质、降本、增效”效果显著。
1抽气工艺运行潜力分析
1.1大罐抽气装置安全运行仅由水封罐定压，可增加辅助保护功能
大罐抽气装置设计最高工作压力500Pa，仅有水封罐一处保护措施，水封罐一旦出现问题失去安全保护作用时，大罐抽气装置将无法正常工作，安全保护功能还有提升空间，其余油田多数安装双重安全保障系统。
1.2 压缩机在气量不稳情况下频繁启停，自适应功能可进一步提高
使用“大罐抽气装置”的油田多数采用自动化技术控制压缩机启停，而板一联大罐抽气工艺：（1）员工观察气囊鼓起高度而频繁启动压缩机，巡检2小时一次，存在启机时间误差，增加员工劳动强度;（2）补气系统手动调节阀调压，可将压力由0.12MPa降至350-450Pa，但不能稳压，造成压缩机进口压力波动大，不能平稳运行，影响压缩机性能，仅2017年就维修6次，维修费15万元;（3）压缩机平均日抽气4小时，因冬季大涨坨来液（1650m3/d）挥发气量较多，为保证来气压力稳定，实施24小时补气连续抽气，增加运行成本4.6万元。
1.3 往复式压缩机结构复杂易损件多，压缩机类型可进一步优选
往复式压缩机属于活塞式压缩机，主要适用于中小排量、中压、高压或超高压条件，适合低压不低于0.3MPa的场合。在目前出口仅为0.12MPa情况下运行，好比大马拉小车，不但机型自身优势无法正常发挥，反而存在易气体液化，易引起液击的高风险高隐患。
1.4 工艺设备使用年限超时，部分设备腐蚀严重
大罐抽气工艺运行至今长达19年，依据TSG21-2016《固定式压力容器安全技术监察规程》中“7.1.7 达到设计使用年限使用的压力容器（未规定设计使用年限，但是使用超过20年的压力容器视为达到设计使用年限）”，水封罐、分离器已达到设计使用年限，结构老化腐蚀，基础、抽气管道腐蚀变形严重，存在较为严重的安全隐患。
2 优化调改技术措施
2.1 新增2#、4#罐顶微压呼吸阀，提升安全保护性能
当系统超压，水封罐放空不及时或者不能解决时，在抽气管道设置微压呼吸阀（呼入压力295Pa，呼出压力500Pa），当压力超过500Pa时向外打开进行排气，在压力低于295Pa时，向内打开进行吸气，从而确保大罐储存压力295-500Pa，与水封罐双重保护大罐抽气装置。
2.2 新上PLC自控系统控制压缩机运行频率，推进数字化管理
完善PLC自控系统，数字化控制压缩机运行频率。罐顶抽气管道设置微压差变送器，当压力升至350-450Pa时，自动启动压缩机，变频运行，使压力维持在400Pa。
若气量下降，当压力降至350Pa，启动低报警，并联锁自动补气阀开启;压力继续降低至295Pa时，启动低低报警，停运压缩机;若气量增大超出压缩机设计输送能力，当压力升至500Pa时，启动高报警，联锁打开大罐微压呼吸阀;压力继续升至1765Pa时，启动高高报警，停运压缩机，并联锁打开大罐呼吸阀。
2.3 优选螺杆式压缩机，优化抽气工艺
螺杆式压缩机适用于低入口压力（或负压）、高压缩比，但出口压力不能过高。根据《油田油气集输设计规范》GB50350-2015 4.4.1条 气量较小、进气压力为微正压或者负压、排气压力不高时，可选用螺杆式压缩机。5.5.4条 抽气压缩机宜选用螺杆式压缩机。
2.4 更新达到设计年限压力容器，提高本质安全
更新达到设计年限的水封罐、入口分离器、出口三相分离器，提高了设备设施的本质安全，满足安全生产的需要。根据最大运行气量、液量、压力等参数，并配套相关管道、阀门，具体规格参数如下表所示：
3 结语
板一联大罐抽气工艺经优化调改后，数字化管理可达到节能降耗的目的，降低员工劳动强度[19];双重安全保障系统，确保系统安全平稳运行;采用空冷系统减少能源浪费，节约水资源。升级后的工艺即达到环保要求，消除安全隐患[20]，又具有节能降耗、提质增效的优点，适宜在其余联合站推广应用该技术，保障油田持续稳健发展。
参考文献：
[1] 库庆伟，李继述.原油密闭输送工艺技术研究[J].油气田地面工程，1998，17（01）：13.
[2] 陈刘杨.大罐抽气装置在塔河油田三号联合站的应用[J].长江大学学报（自然科学版）2011，8（05）：86.
[3] 秦琴.活动式大罐抽气装置在首站的应用[J].通用机械，2005（04）：69.
作者：朱艳