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长庆油田集输管道检测与完整性评价系统陈琛【摘要】The purpose of establishing pipeline integrity evaluation system is to strengthen the pipeline risk identification evaluation, effective prevention and control of pipeline accidents. The system is based on the model of pipeline failure data and is combined with the integrity of pipeline operation en-vironment space geographic information evaluation software platform,containing the corrosion evalua-tion of pipeline, failure evaluation, safe operation evaluation, risk identification, heavy consequence area analysis,etc.Its data is based on data results got from internal corrosion detection methods on dif-ferent specification oil pipelines in Oilfield and pipeline individual characteristic data. Meanwhile, through evaluating and analyzing systematic risk factors that are continuous changing, the correspond-ing evaluation system and data model are continuously and automatically optimized and corrected, building a pipeline risk evaluation system that is dynamic, cyclic and constantly optimizing, and can provide decision basis for the safe operation,repair plan and pipeline replacement of the pipeline.%建立管道完整性评价系统的目的在于加强管道的风险识别评估,对管道事故进行有效预防与控制.该系统基于管道失效数据模型,并与管道运行环境空间地理信息的完整性评价软件平台相结合,包含管道腐蚀评价、失效评价、安全运行评价、风险识别、高后果区分析等功能.采用适用于长庆油田不同管径规格的含水油管线内腐蚀检测方法得到的数据结果及各管道个体特征数据作为数据基础,并通过对不断变化的系统性风险因素进行评价与挖掘分析,对相应评估体系、模型数据进行持续地自动优化与修正,建立一个动态、循环、不断优化的管道风险评价体系,为管道的安全运行、计划修复、管线更换提供决策依据.【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2017(036)007【总页数】4页(P71-74)【关键词】长庆油田;管道内腐蚀检测;管道失效模型;管道完整性评价【作者】陈琛【作者单位】中国石油长庆油田分公司第一采油厂【正文语种】中文长庆油田地处鄂尔多斯盆地，横跨陕、甘、宁、蒙、晋5省（区），矿权面积37×104km2，经历了40年的开发历程，开发油气田36个，在役各类集输管道累计54 735 km。
集输管道效率分析及相关计算探讨作者：刘硕来源：《中国科技博览》2018年第06期[摘要]油田开发中，集输管道应用较为广泛，也是主要的耗能部分之一，提升集输管道效率是降低系统能耗的一个重要方法。
本文是合理的方法来计算管道效率，对温降和压降计算方法展开分析，并对其影响因素进行探讨。
[关键词]集输管道温降压降中图分类号：S713 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）06-0121-01通常油田输送管网的投资约占地面总投资的三分之一，输送能耗约占生产总能耗的五分之二，因此研究油气水混合液在管网中的流动规律，特别是预测其压降，对油田集输系统生产运行管理有重要意义。
本文主要是从管道效率入手，进行相关计算和影响因素探讨。
1、管道效率分析方法目前对热油管道效率的评价通常以单耗（kJ/t·km）和管效（末端能量/起点能量）作为指标，来判断热油管道储能能力的高低。
旧指标存在的问题是各油井采出液的特性参数相差较大，流体特性参数的差异原本就会造成运动流体在管道内具有不同的流型，进而有不同的单耗。
单耗和管效只能反应能量损失的多少，不能反应管道本身运行效率的高低，因此旧指标不能合理地评价管道的运行效率。
为合理分析管道，可通过理论对比分析法及其判断标准：先由管道运行工况和流体特性参数，按照管道设计条件，通过水力、热力计算得到理论损耗E理论，再由实际损耗E实际与E理论的比值N来判定稠油集输管道效率的高低。
N1.2时：管道运行效率较低，需要清管或加强保温效果。
采用N来判定管道效率高低的优点是：无量纲化处理后，排除了管径、流量、粘度等差异对各管道流体能量损失的影响，能真实地反应管道的保温效果和内部水力摩阻大小。
该判断分析方法的难点是需要对油、水两相或油、气、水三相混输管路进行压降和温降计算，这也是影响理论对比分析法准确性的关键。
2、温降、压降计算稠油集输管道效率评价和能耗数学模型的建立必须以管道内多相流的水力热力计算为基础，需选择合适的多相管流压降、温降计算模型，以提高计算精度，进而准确地分析管道的运行状况。
油气集输系统运行效率分析与研究摘要：近年来，为保障石油供应能力并构建可持续的能源安全格局，国家积极投入资源，组织实施了一系列与原油开采相关的工作。
据相关数据显示，直至2021年，国内的原油产量已达19898万吨，同比增长了约2.1%。
尽管石油开采规模一直在持续增加，从而提高了石油生产能力，但由于机械采油效率较低等制约因素的存在，整个开采过程的能源消耗较高，这至使资源浪费和成本的同步增加。
为此，应致力于有序推进石油生产的高效化，并采取节能降耗技术来应用、转变石油开采方式，以提升机械采油的运转能力。
关键词：采油；集输系统；运行效率1 采油厂集输系统采油特征分析在对机械采油系统的特征进行客观分析的基础上，明确了机械设备的组成，并逐步形成了管理团队正确的认知。
通过精准把握机械采油系统节能降耗的要点，确保了机械采油系统性能的有效升级。
作为我国能源体系的重要成员，石油在满足能源市场消费需求和强化化工原料供给方面发挥着重要作用。
为了确保石油开采的效率，石油企业投入了大量资源来升级开采设备的性能。
机械采油系统作为目前较为成熟的采油模式，通过硬件系统和软件系统的联动配合，持续增强了石油开采能力。
具体来说，机械采油的硬件系统主要有主体机械、抽油光杆、辅助采油设备以及安全防护设备。
通过这些机械系统之间的有效联动，可以持续提升机械采油的能效，增强石油资源的开采能力。
而机械采油的软件系统主要包括抽油机管理系统、参数检测系统、信息系统和工艺管理系统。
通过科学地引入软件系统，保证了硬件系统之间的交叉配合能力并实现了机械采油系统的信息化升级。
然而，在复杂的机械采油系统的工况环境下，设备运行过程中很难确保各个设备按照预定参数完成石油开采任务，这将会影响电机温度、机械润滑度以及平衡参数。
发生以上问题不仅影响了机械采油设备的运行效率，还会导致石油开采能力的降低，并增加了设备的运行能耗并带来额外成本。
2油气集输系统运行效率分析与研究2.1间歇采油技术的合理应用作为一项新兴的技术，间歇采油技术具备节能的特点，可有效降低能源消耗。
标准研究/StandardResearch基于组合模型的集输系统综合能效评价研究彭飞（大庆油田有限责任公司第五采油厂）摘要：为综合评价集输系统的整体能耗水平，从而制定针对性的节能措施，在相关标准的基础上，构建多层级集输系统综合能效评价指标，分别采用G1法和熵权法确定主、客观权重，并基于最小鉴别原理将权重合并，再利用TOPSIS 法计算正、负贴近度和相对贴近度，实现综合评价系统用能水平。
结果表明：组合权重中单位液量集输综合能耗、集输工艺适应性、单位原油集输综合能耗的权重较大；待评价集输系统中不同月份的相对贴近度与正贴近度的变化趋势更为接近，2月份相对贴近度最小，综合能效水平较差，6月份的相对贴近度最大，综合能效水平较好。
从水力、热力和管网角度出发，针对用能薄弱环节，提出了相应的技改措施，整改后每月的单日耗气量可节约2.0～35.8m 3，每月的单日耗电量可节约5.7～18.6kWh。
关键词：集输系统；综合能效；用能水平；TOPSIS；相对贴近度DOI :10.3969/j.issn.2095-1493.2024.04.013Research on comprehensive energy efficiency evaluation of gathering and transporta ⁃tion system based on combination model PENG FeiNo.5Oil Production Plant of Daqing Oilfield Co ．，Ltd ．Abstract：In order to comprehensively evaluate the overall energy consumption level of gathering and transportation system，the targeted energy conservation measures has been formulated.On the basis of relevant standards，the comprehensive energy efficiency evaluation index of multi-level gathering and transportation system is constructed．What's more，the main and objective weights are determined by G1method and entropy weight method respectively，the weights are combined based on the principle of minimum discrimination，and the TOPSIS method is used to calculate the positive，negative and relative proximity degrees to comprehensively evaluate the energy consumption level of the system.The results show that the comprehensive energy consumption per unit liquid volume，the adaptability of gathering process and comprehensive energy consumption per unit crude oil gathering and transporta-tion are larger.In the gathering and transportation system to be evaluated，the trend of relative proximi-ty degree and positive proximity degree in different months is closer，the relative proximity degree in February is the smallest，and the comprehensive energy efficiency level is poor．However，the relative proximity degree in June is the largest，and the comprehensive energy efficiency level is better.From the perspective of hydraulic，thermal and pipe network，the corresponding technical reform measures are proposed for the weak link of energy utilization.After rectification，the daily gas consumption per month can be saved by 2.0~35.8m 3，and the daily electricity consumption per month can be saved by 5.7~18.6kWh.Keywords：gathering and transportation system；comprehensive energy efficiency；energy utilization level；TOPSIS；relative proximity degree作者简介：彭飞，工程师，2007年毕业于大庆石油学院（油气储运工程专业）黑龙江大庆市大庆油田有限责任公司第五采油厂，163513。
集输泵站设备的性能评估与优化措施摘要：集输泵站设备是石油、天然气等能源行业中重要的设备之一，用于输送和加压液体或气体。
对集输泵站设备进行性能评估与优化措施的研究，对于提高设备的运行效率、降低能耗和维护成本具有重要意义。
本文旨在介绍集输泵站设备的性能评估与优化措施。
关键词：集输泵站设备；性能评估；优化措施引言集输泵站设备的性能评估与优化措施是为了提高其运行效率、降低能耗和维护成本。
随着能源需求的增长和环境保护要求的提高，对于集输泵站设备的性能优化越来越重要。
通过对设备的效率、能耗、维护和安全等方面进行评估，可以找出存在的问题并采取相应的优化措施。
这不仅能够提高设备的工作效率和可靠性，还有助于降低能耗和维护成本，实现可持续发展。
因此，集输泵站设备的性能评估与优化措施对于提高能源利用效率和保护环境具有重要意义。
在本文中，将探讨集输泵站设备的性能评估与优化措施，以期为相关领域的专业人士提供参考和指导。
1集输泵站设备的特点1.1高效性集输泵站设备采用高效的泵和传动机械，能够实现高效的液体或气体输送。
通过优化设计和选择合适的泵和传动机械，可以提高设备的水力效率和机械效率，减少能耗和运行成本。
1.2大容量集输泵站设备通常需要处理大量的液体或气体。
它们具有较大的流量和压力范围，能够满足不同工艺和输送要求。
设备的大容量使其能够适应高流量和长距离输送的需求。
1.3多功能性集输泵站设备通常具有多种功能，可以适应不同的工艺要求。
例如，它们可以用于输送原油、天然气、炼油产品等不同的介质，也可以用于不同的工艺过程，如加热、冷却、分离等。
1.4自动化控制随着自动化技术的发展，集输泵站设备越来越多地采用自动化控制系统。
这些系统可以监测和控制设备的运行状态，实现远程监控和操作。
自动化控制可以提高设备的稳定性和可靠性，并减少人工干预和运维成本。
1.5可靠性集输泵站设备通常需要长时间连续运行，因此具有较高的可靠性要求。
设备的结构和材料需要经过严格的设计和选择，以确保其在恶劣工况下的稳定运行。
物流中心的效率与效益评价物流中心是现代供应链管理中不可或缺的一环，它承担着货物集散、储存管理、配送和信息处理等重要功能。
物流中心的效率与效益评价是保证供应链顺畅运转和提升企业竞争力的关键。
本文将从不同角度探讨物流中心的效率与效益评价，并提出相应的解决方案。
一、物流中心的效率评价物流中心的效率评价包括仓储效率、配送效率和信息处理效率。
首先，仓储效率评价主要关注货物入库、存储和出库的效率。
这可以通过计算货物周转率、仓库利用率和库存周转率来进行评估。
如果货物周转率高，仓库利用率高，库存周转率快，说明仓储效率较高。
其次，配送效率评价主要关注货物从物流中心到客户手中的配送时间和准确性。
可以通过计算订单配送准时率和配送时效来评估。
最后，信息处理效率评价关注物流中心的信息处理能力，包括订单处理、货物跟踪和数据分析等。
可以通过计算订单处理效率、货物跟踪准确率和数据分析速度来评估。
为了提高物流中心的效率，可以采取一系列措施。
首先，引入先进的仓储和物流技术，例如自动化存储系统和仓储管理系统，以提高仓储效率。
其次，建立高效的配送网络和合理的路线规划，提前预测需求，并与供应商、物流公司和客户合作，以提高配送效率。
此外，建立高效的信息系统和数据分析平台，实现订单的自动化处理和货物跟踪，以及对供应链数据的实时分析，从而提高信息处理效率。
二、物流中心的效益评价物流中心的效益评价主要关注成本效益和服务效益。
成本效益评价包括仓储成本、运输成本和信息处理成本等方面的考量。
仓储成本包括仓储设备、人工成本和库存成本等，可以通过计算单位货物存储成本和库存周转率来评估。
运输成本包括货物运输和配送费用，可以通过计算单位货物运输成本和订单配送准时率来评估。
信息处理成本包括信息系统和人工成本，可以通过计算单位订单处理成本和订单处理效率来评估。
服务效益评价主要关注客户满意度和市场份额的提升，可以通过定期进行客户调研和销售数据分析来评估。
为了提高物流中心的效益，需要综合考虑成本和服务之间的平衡。
油田集输设备效率检测及系统优化研究摘要：大庆油田目前进入开发后期，加大外围油田开发力度是弥补老区产量递减的重要手段。
但由于外围油田开发条件较差，目前油气集输工程占地面工程投资的比例基本在50%以上。
由此可见，油气集输工程的建设方式直接影响地面工程建设的投资水平，是影响外围油田实现低成本、高效益、高水平开发的重要因素。
关键词：油田集输；设备效率检测；优化1引言大庆油田历时五十多年的发展历程，目前已进入高含水开采阶段。
为了实现“持续有效发展、创建百年油田”的战略目标，大庆油田在搞好长垣老区开发建设的同时，加大了外围油田开发建设的力度，从“十一五”开始，外围油田基建的井数及产能均与大庆长垣老区相当。
大庆外围油田地质条件复杂，开发难度大，均属于“三低一高”油田，即单井产油量低，平均单井产油量在1.5t/d~3t/d左右；油层渗透率低，平均空气渗透率在50×10-3μm2以下；油藏储量丰度低，在10×104t/km2左右；原油凝固点高，在32℃～40℃之间。
其次，外围油田地面环境复杂，水泡子、低洼地、耕地等地形随处可见，40%井位于水泡子及养鱼池中，38%的井位于耕地和林地中。
另外，外围油田均位于偏远地区，距离老区较远，对已建系统的依托条件差，油田中部地区距已建地面系统20多公里。
大庆外围油田由于诸多因素影响，致使综合开发效益较差。
图1 A油田开发建设区块地面布局示意图2油田开发特点A油田共开发建设9个区块，开采层位均为葡萄花油层，含油面积25.18km2，油藏中部深度在2000m左右，基建油水井330口，其中油井228口（机采油井189口，提捞油井39口）、注水井102口，建成生产能力约16万吨/年。
油层平均空气渗透率较低，最高的区块为30毫达西，最低的区块仅为6毫达西，注入水质相应执行大庆油田“5、1、1（含油量＜5mg/L，悬浮固体含量＜1mg/L，悬浮物颗粒直径中值＜1μm）”、“8、3、2（含油量＜58mg/L，悬浮固体含量＜3mg/L，悬浮物颗粒直径中值＜2μm）”标准；根据开发方案提供的预测值，油井投产初期，直、斜井平均单井预计产油量2.0t/d~2.2t/d，水平井平均单井预计产油量5t/d，综合含水18.2%，气油比48 m3/t~77.2m3/t；属于大庆外围典型低产、低渗透油田。
计算过程1\站效计算η=[(Q sa-Q'sb)/Q sb]×100%Q sa=ΣG i*C i*t i×103+Q5+Q6(i=1~n)没有脱水,故Q5=0,得到:Q sa=(ΣG i*C i*t i)×103+Q6Q sa=(ΣG i*C i*t i)×103+(ΣG i*p i/ρi)×10360093741.72(kJ/h)Q'sb=(ΣG i*C i*t'i)×103+(ΣG i*p'i/ρi)×10348540599.81(kJ/h)Q sb=B*Q y DW+W*R16618910(kJ/h)ηs=[(Q sa-Q'sb)/Q sb]×100%69.51804846%2\管效计算ηl=[(ΣG i*C i*t'i+ΣG i*p'i/ρi)/(ΣG i*C i*t i+ΣG i*p'i/ρi)]×100%77.74841372%3\站的热能利用率计算ηsh={[ΣG i*C i*(t i-t'i)*103+(Q5-Q5')]/B*Q y Dw}×100%没有脱水,故Q5=Q5'=0=[ΣG i*C i*(t i-t'i)*103*102/B*Q y Dw]×100%69.49367742%4\站的单耗计算1-站每集输1t含水油的燃料单耗计算M'b=M1b+(1+α)*(M2b+M3b)由M2b=M3b=0得M'b=B/G1.613776445m3/t(液)2-站体系每集输1t油燃料单耗计算M b=M1b*(1+α)+(M2b+M3b)由M2b=M3b=0得M b=ΣB/ΣG*（1-α）∵i=1∴M b=B/G*（1-α）8.493560237m3/t(油)3-站每集输1t含水油电能单耗计算M'w=M1w+(1+α)*(M2w+M3w)由M2w=M3w=0得M'w=∑W1i/∑G i∵i=1∴M'w=W/G0.460603032(kW·h)/t(液)4-站每集输1t油电能单耗计算M w=M1w/(1-α)+M2w+M3w由M2w=M3w=0得M w=∑W1i/[∑G i*(1-α)]∵i=1∴M w=W/[G*(1-α)]2.424226483(kW·h)/t(油)5\原油集输系统综合能耗计算1-站每集输1t油的综合能耗计算M=（M b*Q y DW+M w*R)/R1R1=29307kJ/kg，每千克标准煤的热当量12.42937342kg/t(油)2-站每集输1t含水油标准煤耗量计算M'=（M'b*Q y DW+M'w*R)/R12.36158095kg/t(液)6\原油外输管道每输送1t液、距离1km的单耗计算M L=[1000*C i*(t i-t'i)+1000*(P i-P'i)/ρi-(Z1-Z2)*g]/L1546.352967k J/(t·km)7\外输管输送介质时单位外表面积平均散热量计算M f=G i*C i*(t i-t'i)/(π·D·L)399.5460296kJ/(m2·h)。
靖安联合站集输系统运行效率测算及改造分析编写：摘要：油气集输是油田地面工程的主体, 油气集输和处理水平对油田的开发和建设起着十分重要的作用, 而我国现在还没有比较成熟的测试油田油气集输系统效率的有效方法和手段。
论文对原油集输系统中有代表性的站场及管道进行集输系统效率测算、分析，并对导致系统效率低的环节进行改造，提高系统效率，可对整个油田集输系统效率定位及提高起到指导和参考的作用。
关键词：油气集输 系统效率 测算前 言长庆油田自投入开发以来生产已超过30年，部分老区块原油产量不断递减，含水量大幅度上升， 已全面进入高含水开发期，站库“大马拉小车”现象严重，油气集输系统的一部分管网、设备存在陈旧老化、能耗高、效率低、腐蚀严重等问题， 已进入更新高峰期，急需对集输系统进行优化改造，而我国现在还没有比较成熟的测试油田油气集输系统效率的有效方法和手段。
对原油集输系统中有代表性的站场及管道进行集输系统效率测算、分析，并对导致系统效率低的环节进行改造，提高系统效率。
一、集输系统效率测算方法根据《原油集输系统效率测试和单耗测算方法 SY/T5264-2006》对采油三厂具有代表性的大站点测算集输系统效率。
1.1集输系统效率计算公式：11[()/()]100%nny ysy si li i DWii i DWi i i i B Qw R B Q w R ηηη===∙∙∙+⨯∙+⨯⨯∑∑i B ——某站的耗气（油）量，m 3/h 或kg/h ；sy η——原油集输系统效率，%；li η——某站管道管效，%；yDWiQ ——某燃料基低位发热量，kJ /m 3或kJ/kg ； si η——某站站效，%；R ——电能的折算系数。
集输系统效率的计算公式中包括管道效率、接转站及联合站站场效率，只有每个环节的高效运行才能保证整个集输系统的高效运行。
而管道效率一般都较高，约在78-93%之间，所以集输系统效率测算最关键的是测算大型站场的集输系统效率。
中油辽河油田分公司科技项目节能、降本新技术研究与试验——油气集输系统整体优化技术研究项目总结报告刘占广中油辽河油田分公司钻采工艺研究院二○○四年十二月二十一日1 概况辽河油田位于辽宁省盘锦市。
勘探开发的主要地域是辽河盆地及渤海湾北部滩海地区。
油田地跨辽宁省12市33个县，勘探总面积11.41×104km2，主要开发区在盘锦、沈阳、锦州、鞍山、辽阳一带。
东接沈大高速公路、北穿沈山（山海关）铁路，腹过沟海铁路。
原油总资源量48.5×108t，含油面积918.2km2，探明石油地质储量21.1 ×108t，探明天然气地质储量1784 ×108m3，建成31个油气田，原油生产能力1345×104t/a，天然气生产能力8.16 ×108m3/a。
辽河油田是一个比较复杂的油气区，原油种类繁多，有凝析油、稀油、高凝油、稠油、超稠油等。
辽河油田是全国最大的稠油生产基地，稠油（50℃粘度5000mPa.s左右），超稠油（50℃粘度在8～17×104mPa.s之间）2003年产量为799.779×104t，约占全油田总产量的60.75%。
由于稠油密度大、粘度高，给采油、集输及原油处理带来很大的困难，也决定了稠油地面工程建设的复杂性。
所以地面工艺需采取相应的工艺技术，以满足集输及原油处理的要求。
从以上分析可以看出，由于辽河油田分公司原油生产的特殊性，地面工程建设需根据不同的环境条件、不同的原油物性，采取一系列的配套工艺技术，以满足原油生产要求。
目前地面工程各系统能够满足1500×104t/a原油的生产要求。
但是由于各区块产出能力和集输处理能力的不匹配，目前需要调整、完善和改造现有的地面工程系统。
主要内容如下：1）各油区由于生产能力的变化，新区块的开发造成系统能力的匹配不够合理，也需进行一定的调整、完善工作,来降低油田地面集输系统生产运行成本，盘活闲置资产。
靖安联合站集输系统运行效率测算及改造分析编写：摘要：油气集输是油田地面工程的主体, 油气集输和处理水平对油田的开发和建设起着十分重要的作用, 而我国现在还没有比较成熟的测试油田油气集输系统效率的有效方法和手段。
论文对原油集输系统中有代表性的站场及管道进行集输系统效率测算、分析，并对导致系统效率低的环节进行改造，提高系统效率，可对整个油田集输系统效率定位及提高起到指导和参考的作用。
关键词：油气集输 系统效率 测算前 言长庆油田自投入开发以来生产已超过30年，部分老区块原油产量不断递减，含水量大幅度上升， 已全面进入高含水开发期，站库“大马拉小车”现象严重，油气集输系统的一部分管网、设备存在陈旧老化、能耗高、效率低、腐蚀严重等问题， 已进入更新高峰期，急需对集输系统进行优化改造，而我国现在还没有比较成熟的测试油田油气集输系统效率的有效方法和手段。
对原油集输系统中有代表性的站场及管道进行集输系统效率测算、分析，并对导致系统效率低的环节进行改造，提高系统效率。
一、集输系统效率测算方法根据《原油集输系统效率测试和单耗测算方法 SY/T5264-2006》对采油三厂具有代表性的大站点测算集输系统效率。
1.1集输系统效率计算公式：11[()/()]100%nny ysy si li i DWii i DWi i i i B Qw R B Q w R ηηη===∙∙∙+⨯∙+⨯⨯∑∑i B ——某站的耗气（油）量，m 3/h 或kg/h ；sy η——原油集输系统效率，%；li η——某站管道管效，%；yDWiQ ——某燃料基低位发热量，kJ /m 3或kJ/kg ； si η——某站站效，%；R ——电能的折算系数。
集输系统效率的计算公式中包括管道效率、接转站及联合站站场效率，只有每个环节的高效运行才能保证整个集输系统的高效运行。
而管道效率一般都较高，约在78-93%之间，所以集输系统效率测算最关键的是测算大型站场的集输系统效率。
1.2联合站集输系统效率测算1、联合站的能源效率：介质进、出联合站具有的能量的差值与该站供给介质能量的比值，用百分数表示。
（1）联合站进站介质带入热能按下式计算：6r 6,h 6,6,6,i 1C in cini cini cini E G C t ==∑g g6,h C in E ——联合站进站介质带入热能。
kJ/h;6,cini G ——联合站进站的第i 种介质质量。
kg/h ；6,cini C ——对应介质比热容。
kJ/kg •℃；6,cini t ——联合站进站的第i 种介质的进站温度。
℃；（2）联合站进站介质带入的压力能按下式计算：636,6,6,6,1/10r C p i n C i n i C i n i C i n i i E G P ρ==∑gg 6,Cpin E ——联合站进站介质带入的压力能。
kJ/h; 6,Cini G ——联合站进站的第i 种介质质量。
kg/h ； 6,Cini P ——联合站进站的第i 种介质的进站压力。
MPa ；6,Cini ρ——对应介质的密度。
kg/m 3；（3）联合站能源效率计算：6,6,6,6,6,6,6,3600Choutj Cpoutj Chin CpinC Ch CeE E E E E N η+--=+6.Ce N ——联合站消耗电量。
（kw ·h ）/h ； 2、联合站热能利用率计算：6,6,6,6,100Chout ChinCh ChE E E η-=⨯3、联合站电能利用率计算：6,6,6,6,3600Cpout CpinCe CeE E N η-=1.3管道系统效率测算管效计算公式为：()()i''i i i ///100il i i i i i i G C t G P G C t P ηρρ⎡⎤=++⨯⎣⎦ 'i P ——分别为各类站外输泵、掺液泵、伴热水泵、采暖热水泵、二段脱水泵、原油稳定泵的进口、外输管末端压力,Mpa ；i ρ——对应液体的密度，kg/m 3；i P ——分别是各类站外输泵出口压力、掺液出口汇管压力、伴热出口汇管压力、二段脱水泵出口汇管压力、采暖热水泵出口汇管压力、原油稳定泵出口压力, Mpa ；l η——某类管道的管效，%。
二. 靖三联集输系统效率测算及改造措施为了确定长庆油田采油三厂油气集输水平在国内外所处的位置, 选择了有代表性的站点测算集输系统效率。
以采油三厂靖三联合站1个站点单元以及靖一联-靖三联外输管线1个管线单元为研究对象进行集输系统效率测算, 针对联合站站内主要耗能特点对其进行改造和改进，以提高集输系统效率，节能降耗。
2.1靖三联集输系统效率计算靖三联合站2001年建站投用，年设计处理能力100万吨，是靖安油田第二大联合站，日处理液量4300m 3/d ，日接收靖一联来油860m 3/d ，靖四联来油900m 3/d ，郝坨梁盘五转来油460m 3/d ，处理后原油外交至靖惠首站和靖二联合站，站内主要分为锅炉岗、污水岗、计量岗。
锅炉岗共有蒸汽锅炉四台，其中两台四吨锅炉，主要负责靖三联轻烃厂生产用汽，两台六吨锅炉，主要负责靖三联站内和靖惠首站生产生活用汽。
四台锅炉平均日耗水量238m 3/d （冬季日均用水280m 3/d ，夏季日均用水196m 3/d ）,日均消耗天然气量约19500m 3/d （冬季日均用气11000m 3/d ，夏季日均用气9000m 3/d ），日均用电量11200（kw ·h ）。
污水岗主要担负着全站污水处理及污水回注，共带16口污水回注井，一口回灌井，3台3175Pa-B3回注泵、平均日注水量为1100 m 3/d 。
计量岗日处理原油约4300m 3/d,主要负责作业区及靖一联、靖四联来油、盘五转来油的原油处理及外交任务。
靖三联集输系统效率计算：表1 靖三联集输系统效率计算所需参数表2 靖三联能源消耗及外输、注水量名称单位数量燃气量m³/h416.7用电量kw•h/h466.7外输量m³/h179.2注水m³/h45.9表3靖三联集输系统效率集输系统效率电能利用率热能利用率33.90%30.30%44.50%表4 靖三联系统效率与国内联合站效率对比表经计算，靖三联集输系统效率为33.9%，电能利用率为30.3%，热能利用率为44.5%，经查阅文献，国内联合站的集输系统效率在60-70%的居多，所以靖三联集输系统效率急需提高。
2.2靖三联集输系统效率低的原因分析靖三联合站2001年建站投用，站内流程多次改造，站内工艺流程设计繁琐，导致站点运行效率低：1、设备单机效率的影响设备本身技术落后，设备使用年限长，设备老化，设备与生产运行不匹配等。
如污水岗三台3175Pa-B3柱塞泵理论排量16 m3/h，已经服役9年，因能力不够两次调参至21 m3/h，但实际排量15 m3/h左右，与实际生产不匹配。
2、锅炉蒸汽利用不充分锅炉蒸汽乏水温度高，蒸汽使用不充分，回水全部排至污水池，污水池液位高，增加沉降罐运行压力，热效率低；导致污水温度高，液下泵易发生气蚀，不上量，泵的实际液量只有18 m3/h，而额定流量为50 m3/h，实际液量只达到额定流量的36%，泵的效率较低。
3、上游油井措施的影响井下作业如油水井措施压裂、酸化、化学堵水等因素的影响，导致产出的原油乳化液越来越稳定，形成老乳化油，处理难度大，花费成本高。
每次外输需要处理液量约1000m3才能正常启输，原油外输处理时间达10小时之久，导致集输系统效率低。
4、现场操作水平的影响巡检周期长，生产数据不能及时掌握，人工调节滞后，岗位员工的技术水平低，业务能力不强，不能正确调节等。
2.3提高集输系统效率的改造措施1、对技术落后的设备进行更新，未更新前加强维护保养，保证在能耗较低的情况下正常运行；对站内设备根据实际参数合理调参，使其高效运行。
2、供热系统锅炉乏水回收再利用存在问题：（1）锅炉岗给轻烃厂供汽由于使用不彻底，蒸汽回水汽化严重，导致进冷凝罐的回水压力高，排至污水池，污水池液下泵易产生气蚀，泵不上量，污水池一直高液位运行。
（2）冷凝罐内乏水全部排放至污水处理系统，增加了污水系统的负荷。
改造措施：在靖三联实施锅炉乏水回收再利用工程。
将靖三联储罐区、靖惠首站、轻烃厂蒸汽回水再利用，蒸汽回水先进靖三联产进、外输换热器降温后回冷凝罐，进罐之前加玻璃看窗和取样口，合格水质进软水罐直接给锅炉补水，不合格排至污水池。
并在冷凝罐内添加两组盘管，为进软水罐的合格水进行预加温，同时为站内热水循环补水。
3、在靖三联新增2具日处理能力为1200 m3/d的三相分离器，加强油气水的分离，避免老乳化油的形成。
存在问题：（1）靖三联合站原油处理系统在运行过程中1、4#5000m3沉降罐交替使用，但是因受到上游井下措施，如酸化、压裂、化学堵水、等因素的影响，每年均有数次在5000m3沉降罐内形成了老乳化油，影响正常运行，导致靖三联合站集输系统运行效率低，费用高。
（2）靖三联日处理液量为4300 m3左右，包括净化油2300 m3，毛油2000 m3，净化油和毛油在盘一转混合后输送至靖三联，造成净化油二次乳化问题，大大增加了靖三联的运行压力（沉降罐经常出现乳化层异常情况），既增加了日常工作量又浪费了能源，因此须将靖三联净化油、毛油来液分开处理。
改造措施：（1）在靖三联增加2具日处理能力为1200 m3/d的三相分离器。
（2）新建盘古梁油田三叠系来油产进调控阀组，实现净化油、毛油分输至靖三联净化油罐及沉降罐。
4、计量外输系统外输泵优化运行存在问题：2009年靖一联、靖四联均向靖三联合站交接净化油，导致三联净化罐一直高库存运行，站点运行效率不高。
改造措施：新建1具靖三联越站调控阀组及相关流程，以满足不同需求下的生产运行。
5.现代化的生产对技术员和工人有了更高的要求，要求技术员不仅要掌握自己的专业知识，还要掌握许多和生产有关的设备、电气、自动化方面的知识，全面掌握生产中的每个环节，根据实际生产的工艺参数调节生产；工人也要加强学习岗位知识，尤其是主要设备岗，要掌握设备原理和维护知识。
三、管道效率的计算以靖一联-靖三联外输管线φ159×6为例计算管道效率：表5靖一联-靖三联外输管线运行参数靖一联出站参数59℃36m³/h0.5MPa靖三联进站参数42℃36m³/h0.16MPa经计算，靖一联至靖三联外输管线管道效率为71%，稍低于多篇文献中的80-93%。
分析其原因：管道效率低的主要原因是在目前流量（1104 m3/d）下，管线能力偏大，没有充分利用，该管线为φ159×6，经济输油能力为1400-2600 m3/d；从整个采油三厂的管线分析，我厂管线插接较多，管道效率总体稍低，今后建设管线时应该统筹规划，合理选取管线型号；既要考虑降低投资，又要考虑满足实际生产情况，尽量少使用插接方式，以减少输油“互顶”造成压力损失，降低能耗，提高管道效率。
