刘建钊 何志龙 郝军
河北华北石油工程建设有限公司 河北省任丘市 062552
摘要：油田集输站作为油料能源的输送中枢站，对站点进行技术升级改造符合新经济形势下能源输送安全需求。有助于解决石油开采输送环节长期存在的技术难题，更好的服务于国家能源发展新趋势。文中基于当前油田集输站于新经济下技改升级的重要性进行解析，提出从监测技术、自动化控制及排放方法进行综合改造，为行业工程技改提供实践借鉴。
关键词：油田集输；升级改造；施工技术
作为石油原料的输送中枢站，石油集输站的输送效率、经济性及运行安全对石油清洁能源提高利用率具有决定性作用。新形势下能源形势的迫切性，对石油集输站技术升级改造有助于石油能源能效提升，同时能防止在开采输送环节对环境造成次生污染现象。
1、对油田集输站进行改造的必要性分析
石油资源作为不可再生的石化能源，在高效开采、无节制开发的情况下，势必会面临资源枯竭的现象出现。在开采过程中就要兼顾这种状况，加快对油田集输站技术升级改造，从而在油田开采的数量、质量上进行调控，实现对资源进行整体优化。从这种转变可以看到，石油开采的传统模式已无法满足新时期石油资源的现状，开采环节更多的关注提升石油质量、石油高效利用及石油清洁能源开发，有效防范石油开采造成的资源浪费、环境污染等事件。技术升级改造后，以石油为主体的能源企业，石油的开采质量提升给企业带来的效益相应提高。相对资源清洁高效利用上，能够制止浪费、防止生态环境恶化。油田集输站的技改升级，在提高资源的能效效率，同时有助于企业的转型升级，石油主体企业由数量型发展向质量跨越发展，推动企业稳健发展。而使用先进的施工技术，对油田集输站进行改造，有助于提升我国石油产业的整体发展水平。
1.1对资源的开发合理利用
在对油田集输站进行系统化的升级改造后，能够实现我国的石油高效开采，避免开采效率不足造成浪费。通过淘汰落后的开采设备、使用较为先进的开采技术，有效降低石油能源输送环节产生的不必要损耗。
1.2减少废水废气对环境的污染
生态环境恶化和环境治理带来的困境，使得国内对生态环境可持续发展的更加注重源头化调控，环保意识逐渐深入到各行各业中。在应对环境污染带来的危害时，油田集输站通过高端技术设备的引进，对油田资源输送环节产生的废水、废气等污染物，实行先处理后排放的策略，有效减少工业气体可能造成的环保风险，从根本上实现节能减排的目标。
1.3有利于实现石油开采的现代化
作为推动经济发展的重要资源，石油资源在新型经济模式下的地位是其他资源无法撼动的，国内对于石油的需求量更是供不应求的状态。作为不可再生能源，对石油资源的清洁高效利用是当前行业的大趋势，其中油田集输站的技术升级改造是实现质量提升的重要途径。
2油田集输站改造工程的施工技术
2.1防腐施工
在低温或冻土环境中，应做好管网的防冻技术工作，如地面管线管网增加保温层防冻，避免在生产过程中出现水合效应。对燃料气进行调压时，使用的净化器装置应尽量避免在气流、气压综合作用下可能产生的水合物。一旦管网产生水合作用，应立即对关联设备进行保温伴热处理，保证设备的运行温度满足指标要求。对于管网系统中的采气树防冻，基于环境温度、井口流动特征进行确定，当未加注防冻剂且气温低于0℃的情况下，此时对井口采取伴热处理方案。尤为注意的是，在冬季或气温极低的情况下，开井时先对油田集输站的关联设备进行伴热保温处理，避免因温差导致井口水合物的产生。
集输站改造工程中，地面管网外防腐和内防腐是工作的重点，外防腐应充分考虑介质温度和材质，内防腐主要考虑流体介质的性质。一般涂刷3层涂层，即底漆、中间漆和面漆。
其中底漆的选择较为关键，底漆主要有富锌底漆和带锈底漆，无论选择那种底漆，都应具有良好的防锈功能，且能增强面漆与基体间的附着性。对于没必要进行涂装的钢铁构件，应采用厚浆型的环氧类涂层进行修补。根据不同的工作环境和条件，选择合适的修补用漆。修补用漆可选择锌、铝和铜基类涂料，采用电镀和热喷涂装方式。高温环境下，应选择耐高温的涂料。为了保证涂层适应温度梯度变化，兼顾钢铁表面处理方式，底漆设计采用乙基硅酸锌。施工过程中，表面喷砂处理达到SISSa2.5级，相对湿度60%~90%，采用无气喷涂；表面清洁，无油脂和水分，干燥3～7d；施工温度5～30℃，被涂表面应高于露点。为了确保高温环境下的防锈功能，应根据设计介质的温度选择相应的补口底漆、中间漆和面漆。若介质温度低于120℃，补口底漆、中间漆和面漆分别采用加厚的高固环氧、聚酰胺环氧和聚氨脂类。若介质温度在120～200℃，采用抗热型的富锌环氧、丙烯酸硅酮和丙烯酸硅酮。若介质温度高于200℃，采用加厚型的硅酮铝。影响管道防腐效果的因素很多，焊接也是不可忽视的重要因素之一，对于镀锌层而言更是如此，因此，在焊接完成后应进行内外补锌处理，在进行涂刷补锌漆之前，应采用钢锉磨平外表面。
2.2防冻施工
在低温或冻土环境中，应做好管网的防冻技术工作，如地面管线管网增加保温层防冻，避免在生产过程中出现水合效应。对燃料气进行调压时，使用的净化器装置应尽量避免在气流、气压综合作用下可能产生的水合物。一旦管网产生水合作用，应立即对关联设备进行保温伴热处理，保证设备的运行温度满足指标要求。对于管网系统中的采气树防冻，基于环境温度、井口流动特征进行确定，当未加注防冻剂且气温低于0℃的情况下，此时对井口采取伴热处理方案。尤为注意的是，在冬季或气温极低的情况下，开井时先对油田集输站的关联设备进行伴热保温处理，避免因温差导致井口水合物的产生。
如某集输站所处地域冻土深度0.2～0.5m，所以管道或设备的敷设应在0.5m以下，尽量减少低温环境的影响，降低保温或伴热的投入。若管道或设备所在的土壤温度低于介质凝固点10℃，可进行保温或伴热。防冻保温改造应满足以下条件：①天然气形成水合物的临界温度为5℃，所以当只输送含水湿天然气时，维持伴热后温度在5℃以上；②介质凝固点为10℃，所以当同时输送含水湿天然气或含凝析油的凝析天然气时，应维持拌热后温度在10℃以上。可采用电、蒸汽或热水等伴热方式。
站内燃料若选用净化气时，应注意避免在节流和调压时形成水合物，可不进行保温和伴热。当形成水合物时，应对包括节流阀在内的管道和仪表等相关设备进行保温和伴热处理，确保维持温度在5℃以上，天然气温度在5℃以上。站内燃料若选用湿天然气时，节流阀、管道和仪表等相关设施均应进行伴热和保温处理。
环境温度和井口流动温度决定了采气树是否需要防冻保温。在未注防冻剂的情况下，当月平均气温低于0℃时，为了避免井口流动温度过低导致形成水合物，应对井口进行伴热保温处理。若井口流动温度不至于形成水合物，但在冬季需要开井时，也应对井口和工艺仪表、管道进行伴热保温处理，提高天然气的放空量。必要时，应对采气树进行伴热保温处理，防止天然气在井口一级节流阀前形成水合物。
2.3安全监控系统改造
监控系统作为油田集输站安全运行的观测性设备，油田集输站从根源上实现对油料的高质量过渡，就必须对升级安全监控相关技术、引进先进的监测设备。一是体现在油田集输站的科学管理上，安全监控技术的升级改造有利于实现对油料输送全过程进行监管。如当出现管道泄漏事件时，集输站操作人员可以从监控系统中对损害点进行定位，并做出快速有效的调度反应，避免泄漏造成的原料损失和环境污染。二是体现在安全监控设备的监督功能，如一些油料盗窃事件，通过安全监控设备能够有效威慑不良现象，留下的录像视频等可作为损害事件的证据，实现监督功能。三是实现自动化控制不可逾越的环节，如通过监控设备显示的录像、音频等信息，能够实现对集输站的电子化巡视，减轻岗位人员的工作强度。
3总结
油田集输站的技术升级改造，作为我国油田工业提质、提升的关键手段，其改造过程复杂，且工程量巨大。对集输站的施工改造，应综合各环节关键影响因素，利用先进的生产技术，调整优化集输站布局结构，实现降低生产能耗，提高油田的经济效益目标，推动油田工业的健康、持续发展。
参考文献
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