概述
油气集输是将油田开采出来的原油和天然气进行收集、储存、输送和初步加工、处理的生产工艺过程。它主要担负三个方面的任务：
一是负责将油井采出的石油气、液混合物经过管道输入油气处理站进行气、液分离和脱水，使处理后的原油能够符合国家的标准；
二是由油气处理站把合格的原油输送到油田原油库进行储备，将分离出的天然气输送到天然气处理厂进行再次脱水、脱氢和脱酸处理或深加工；
三是由油田原油库、天然气压气站以不同的方式将处理合格的原油、天然气外输给用户。
油气集输生产不同于油田物探、钻井、测井、修井作业及采油等生产作业。它既有油田点多、线长、面广的生产特性，又具有化工炼制企业高温高压、易燃易爆、工艺复杂、压力容器集中、生产连续性强、火灾危险性大的生产特点。因此，随着油田开发的逐渐深入，油气集输生产越来越受到大家的重视，而且，一个油田的油气集输工艺技术水平的高低，在很大程度上影响着其开发建设的整体技术水平。
技术原理
1.单管电加热集油工艺
该流程原理是：井口产出的低温油、气、水混合液靠自身压力进入井口电加热器，经过电加热器后其温度达到集输油所需的温度值（限温加热）。在集油加热过程中取消或部分保留掺水。正常生产时掺水炉不需启动；事故状态时，启动掺水炉及掺水泵。
经试验和工业生产运行证明：该流程可以满足正常生产要求，满足原油集输系统中的各项技术界限的要求，保证了原油进站温度高于凝固点4—5度。目前外围油田共采用( 种单管电加热集油流程：
1)单管小环电加热集油流程
通过对已有集油流程的总结提高, 1992 年底提出了电加热集油流程, 并在1993 年的规划设计中, 对榆树林东16 井区的12 口油井, 一个集油阀组间进行了单管环状电加热集油流程的工业性试验(流程见图1) , 取得很好效果。
根据单井产液量、井口出油温度、集油管径、原油物性等条件计算, 如果只靠电加热保证集油温度, 平均每口井需要的电负荷为12 kW , 但考虑既要节省电加热器的制作试验费, 又要满足部分掺水和部分电加热的试验, 井口电加热器选择了6 kW。试验数据证明电加热集油阀组间压力、温度、端点井回压、转油站温度及压力均符合设计要求。说明该工艺是可行的,掺水量比没电加热的集油环少2/3。
随着掺水量的降低, 进集油阀组间的温度也越来越低, 虽然产量比投产初期降低, 当环掺水量为1. 0 m 3öh 以上时, 进集油阀组间的温度均为40 ℃以上, 能满足集油要求。从表2 可见,不掺水时, 集油温度较低, 环始端压力与表1 相比没明显增高, 说明电加热后有助于改善流动性能。该流程比单管小环掺水集油流程进一步节省了投资及能耗。
电加热集油一次性投资及供热运行费用降低的原因主要有:
(1) 由于不掺水, 集油管径减小;( 2) 由于不掺水, 转油站掺水设施取消, 油气水分离设施规模降低90% (如单井产油量3 töd 的井, 掺水量1. 2 m 3öh ) 时, 一天为28. 8m 3öd , 有90% 的水从井到站打循环; (3) 由于没有大量热水循环, 集油管径缩小, 没有掺水泵运行。
2) 单管树状电加热集油流程
1995 年高西油田又推广采用了单管树状电加热集油流程, 该流程为: 单井出气液经井口管道加热器加热, 流经后几口井井口管道加热器加热后进入集油干线, 再经干线加热器加热后进集油站。端点井至第2 口井间管线采用管线穿芯电缆加热。电加热器全部有温控装置, 根据环境温度自动起停, 间歇升温。流程示意图如图2 所示。采用单管树状电加热集油流程, 较单管环状集油流程节省管材5. 3 km , 节约投资55. 4% , 能耗降低40%; 较双管掺水集油流程节省管材23. 3 km , 节省投资74. 3% , 见表4。这种流程效益比较好, 在其他系统都采用相对应的简化措施后,可使产油量3. 0 töd 左右的油井,投资利润率达到或接近17% 的行业标准。但该流程存在的问题是端点井比较多, 生产管理难度较大。
3) 单管电加热混输泵循环集油流程
为解决端点井管理困难的问题, 1996 年在徐家围子油田又采用了单管电加热混输泵循环集油流程, 这种流程主要是采用单管环形, 井口设电加热器, 阀组间设混输泵循环保端点井或整个集油环的热力条件, 见图3。该流程解决了端点井问题, 但投资比树状流程略高。综上所述, 电加热集油工艺取消掺水设施, 可使站内工艺简化,站外管线用量减少, 降低投入, 还可以解决低油气比油田的燃油问题, 而且在目前电价和油价的情况下供热运行费用又低。该流程经过多年的研究改进已比较成熟, 如高西油田已经过2 个冬天的考验。因此该流程可以作为“三低”油田增效开发的一个途径。
4) 单井拉油
(1) 燃气摩托驱动抽油机的单井拉油。金腾油田远离油田老区,单井产量较低, 油田无供电设施,但距油田10 km 有输气管线通过。根据这一特点, 设计采用了由燃气摩托驱动抽油机, 油井产油在井场加热、分离、储存的方案。油井产油储存在井场高架罐内, 每天由汽车油槽运出。分离出的油井产气, 作为井口水套炉和燃气摩托的燃料,不足部分由外来气补充。
该方案适用于油田无供电设施且油气比高或有气源供应的孤立油田的集输工艺。而对供电便利, 油气比低的油田, 则适宜采用电动抽油、井口高架罐储油, 电加热保温的单井拉油方案。
(2) 拖拉机驱动螺杆泵的单井拉油。该方案是由拖拉机带动螺杆泵抽油, 原油直接装入有电加热设施的油罐车外运。该方案比较适合低产、供电困难的零散小油田。这种单井拉油方式可使投资下降50% 左右, 较上一种单井拉油方式投入低。这方案在1996 年已对徐家围子油田6 口零散井开展了工业性试验。
2.单井集油管线电伴热技术工艺
电伴热技术是利用电热的能量来补充被伴热管所散失的热量，以维持流动介质合理的工作温度。自限式电伴热呆具有结构简单、发热均匀、控温准确、快速、具有防爆、不泄露可靠性强、使用寿命长的优点。
采用电伴热及时可省去常规三管伴热的两根热水管线，节省大量管材和设备。
3.单井集油管线串联工艺
采用二口井或几口井单井管线串联进站。新建单井集油管线与原油单井集油管线进展，可减少计量站改扩建工程。该工艺可节省管材和施工费，降低成本。
井场采油方式简化技术
对于低产、低压、低气油比油田，取消传统”五阀式”采油井口，采用”二阀式”简易井口和与之配套的井口安装。同时采用节能异型抽油机。
4. 电热管集油简化工艺
电热管集油工艺是近几年逐渐发展、成熟的工艺技术，是严寒地区低产油田实现单管集油，简化工艺，降低投资的一种有效技术措施。对于孤立偏远、没有已建系统可依托的外围油田新区块及气油比低、油田自身伴生气不足需引外气的区块，采用电热管技术是对其进行经济有效开发的的重要技术方向。
电加热防腐保温管道简称电热管，是以碳纤维电热线为发热源，实现加热保温集油。其基本结构是在钢管外壁均匀缠绕具有耐高温绝缘护套的碳纤维电热线，再包覆导热膜和防腐胶带，然后以一次成型工艺制做硬质聚氨脂泡沫保温及聚乙烯黄夹克护套，两端配置接线盒后再以防水帽热缩密封。
电热管每根管长为10～16m，碳纤维电热线耐温205℃。每口井井口端管道50 m 长设计为加热段，用于给管道内低温介质迅速升温，降低管道摩阻。其余部分设计为保温段，用于维持管道沿线散热损失，保证管内介质平稳流动。
电热管集油工艺流程宜用于多口井或多井组串联进站、集油管网呈放射状的区块。在集油站对电热管道进行集中控制，油井产液通过电热管加热升温，自压进入集油站。
国内应用和发展
原油集输工艺
高含蜡高凝原油的油田，国内外普遍采用加热工艺、多级布站、单井集中计量、单管与双管集油、大站集中处理工艺。如我国的辽河、华北等油田。国外对高含蜡原油，除采用加热方法外，主要采用加化学药剂降凝降粘的方法实行单管集输，如美国、加拿大等。对低含蜡低凝点原油的油田，国内外普遍采用单管不加热集油工艺。如我国新疆等。集输工艺方面，大庆油田与国内外其它油田相比较，处于先进水平。随着油田逐步进入高含水后期，集输工艺的发展趋势也趋向于利用高含水期的原油流变特性，降低输送温度或常温输送，同时集输工艺进一步简化。
原油脱水技术
对于高含水原油，国内外主要采用两段脱水工艺。其中，一段游离水脱除主要采用大罐沉降和聚结脱水，二段电脱水主要采用平挂电极和竖挂电极交直流复合电脱水技术。对低凝低粘原油和特高含水原油，国内外较多地采用热化学脱水工艺。如我国胜利、塔里木等油田以及美国、法国等国。国内外油田在原油脱水工艺方面都进行了大量的研究。尤其是在原油脱水中间过渡层的处理方面，国外一直很重视，并采取了专门的排出和处理技术措施。如美国、俄罗斯等。而我们在过渡层的处理问题上还不够重视。目前，原油脱水趋向于研制高效游离水脱除器。现行的游离水脱除器采用卧式结构，其实际沉降时间大都在30～40min ，而水驱采出液沉降15～20min 即可满足脱水要求，聚驱也仅仅需要30min 。因此，为充分利用高含水原油特点，降低游离水脱除设备的规模，进行高效游离水脱除器的研制是很有必要的。目前，设计院正在进行高效仰角式游离水脱除器的研制。
国外应用和发展
长距离油气混输工艺
该技术是一项国际前沿技术，自二十世纪八十年代以来，英国、法国、德国等发达国家对油气水多相混输技术进行了大量的研究。由于多相混输技术与电热技术配合，对于简化工艺、降低工程投资具有重要意义，因此该项技术也是油气集输领域中较有发展潜力的技术。大庆油田在混输工艺技术与其关键设备的自主开发与研制落后于欧美国家。
供应商信息
秦皇岛启源钢铁有限公司
德国韦尔斯国际石油集团
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