稠油集輸系統(tǒng)生產(chǎn)運(yùn)行優(yōu)化研究

蒲 鶴

中國石油化工股份有限公司青島安全工程研究院，山東 青島 266000

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稠油集輸系統(tǒng)生產(chǎn)運(yùn)行優(yōu)化研究

蒲 鶴

中國石油化工股份有限公司青島安全工程研究院，山東 青島 266000

稠油中的膠質(zhì)、瀝青等含量高，具有黏度高、含蠟量高、易凝固等特點(diǎn)，開采難度較大。隨著油田的不斷深入開發(fā)，現(xiàn)有稠油集輸系統(tǒng)中的外輸泵、加熱爐等設(shè)備的工藝參數(shù)與設(shè)計參數(shù)差別較大，造成實(shí)際工況偏離設(shè)計工況，導(dǎo)致稠油集輸系統(tǒng)運(yùn)行效率大大降低。以稠油地面集輸系統(tǒng)為研究對象，以生產(chǎn)運(yùn)行費(fèi)用最小為目標(biāo)函數(shù)，以稠油進(jìn)站溫度、進(jìn)站壓力、摻稀比、介質(zhì)流量等作為約束條件，建立稠油摻稀降黏生產(chǎn)運(yùn)行參數(shù)優(yōu)化數(shù)學(xué)模型，并根據(jù)模型特點(diǎn)，利用lingo軟件進(jìn)行編程求解優(yōu)化數(shù)學(xué)模型。利用優(yōu)化數(shù)學(xué)模型對稠油集輸系統(tǒng)生產(chǎn)運(yùn)行參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，與優(yōu)化前相比，節(jié)約費(fèi)用7.438%。

稠油；摻稀降黏；運(yùn)行參數(shù)優(yōu)化；多目標(biāo)函數(shù)

0 前言

目前，我國西部油田多為稠油區(qū)塊，油藏埋藏深、油品黏度大、油水密度差小，一般采用摻稀降黏工藝進(jìn)行稠油開采。隨著油田的后續(xù)不斷開發(fā)，部分單井采出液產(chǎn)量下降，產(chǎn)出液的持液率、含砂率、原油物性等參數(shù)與設(shè)計參數(shù)差別較大，造成集輸系統(tǒng)實(shí)際工況偏離設(shè)計工況，導(dǎo)致集輸系統(tǒng)的運(yùn)行效率大大降低。因此，需要分析區(qū)塊地面集輸系統(tǒng)在不同開發(fā)階段的適應(yīng)性，確定最優(yōu)工藝參數(shù)，提高稠油開采的經(jīng)濟(jì)效益[1-5]。

1 稠油集輸系統(tǒng)

稠油采油區(qū)塊一般采用“單井—計轉(zhuǎn)站—聯(lián)合站”的三級布站模式，見圖1。聯(lián)合站將摻稀用油輸送至計轉(zhuǎn)站，經(jīng)過站內(nèi)加熱加壓后輸送至單井進(jìn)行井筒摻稀；單井采出液從井筒采出之后，經(jīng)過井口加熱爐加熱升溫后進(jìn)入計轉(zhuǎn)站；計轉(zhuǎn)站接收所轄單井采出液，進(jìn)站采出液在計轉(zhuǎn)站內(nèi)進(jìn)行油氣分離，站內(nèi)一部分加熱爐加熱進(jìn)站采出液，另一部分加熱爐對聯(lián)合站輸送過來的摻稀用油進(jìn)行加熱；站內(nèi)雙螺桿外輸泵對進(jìn)站原油增壓外輸至聯(lián)合站，站內(nèi)高壓柱塞泵對加熱后的稀油增壓輸送至所轄單井進(jìn)行井筒摻稀降黏[6-10]。

圖1 稠油區(qū)塊三級布站模式

以某油田稠油區(qū)塊地面集輸系統(tǒng)作為研究對象，該稠油區(qū)塊包括69口單井，5座計轉(zhuǎn)站及1座聯(lián)合站。為了對目前稠油集輸系統(tǒng)的工藝參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，將稠油集輸系統(tǒng)總體運(yùn)行成本作為目標(biāo)函數(shù)，實(shí)現(xiàn)在地面稠油集輸系統(tǒng)運(yùn)行成本最低的情況下，對加熱爐出口溫度、外輸泵出口壓力、摻稀系統(tǒng)摻稀量等參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，目標(biāo)函數(shù)中的多個目標(biāo)都能達(dá)到最優(yōu)化[11-15]。

2 稠油集輸系統(tǒng)運(yùn)行優(yōu)化

2.1 建立目標(biāo)函數(shù)

稠油區(qū)塊地面集輸系統(tǒng)中主要的能耗設(shè)備是輸油泵和加熱爐，加熱爐包括單井井口加熱爐、站內(nèi)加熱爐(站內(nèi)采出液加熱爐、站內(nèi)稀油加熱爐)；輸油泵包括站內(nèi)稠油雙螺桿泵外輸泵、稀油高壓柱塞泵。地面稠油集輸系統(tǒng)生產(chǎn)運(yùn)行費(fèi)用主要包括加熱爐的熱力能耗費(fèi)用和各類輸油泵的動力能耗費(fèi)用，另外還需要考慮聯(lián)合站提供的稀油成本。

綜上所述，得到稠油集輸系統(tǒng)總體生產(chǎn)成本計算公式：稠油集輸系統(tǒng)總體生產(chǎn)成本=動力能耗成本+熱力能耗成本+稀油成本。根據(jù)總體生產(chǎn)成本公式，建立目標(biāo)函數(shù)：

(1)

式中：F為地面稠油集輸系統(tǒng)總體生產(chǎn)成本，元；ti為每口單井井口加熱爐的出口溫度，℃；t0為每口單井井口加熱爐的進(jìn)口溫度，℃；fi為每口單井的實(shí)際處理液量，t；C為加熱原油比熱容，J/(kg· ℃)；ag為天然氣價格，元/m3；ηl為每臺加熱爐的運(yùn)行效率，%；QDW為天然氣基位發(fā)熱值，J；Tj為站內(nèi)加熱爐的出口溫度，℃；tz為站內(nèi)加熱爐的進(jìn)口溫度，℃；Zj為各站場原油處理總量，t；η2為站內(nèi)加熱爐的運(yùn)行效率，%；pj為站內(nèi)雙螺桿外輸泵的出口壓力，MPa；pz為站內(nèi)雙螺桿外輸泵的進(jìn)口壓力，MPa；ad為每度電的價格，元/度；ρ為外輸原油密度，kg/m3；η3為站內(nèi)雙螺桿外輸泵機(jī)組泵效率，%；η4為站內(nèi)雙螺桿外輸泵機(jī)組電機(jī)效率，%；R為電能折算系數(shù)，3 600 kJ/(kW·h)；pg為站內(nèi)高壓摻稀泵的出口壓力，MPa；p0為站內(nèi)高壓摻稀泵的進(jìn)口壓力，MPa；Qj為各站場原油處理總量，t；r為摻稀比(摻稀用油量與產(chǎn)出稠油量的比值)；η5為站內(nèi)高壓摻稀泵機(jī)組泵效率，%；η6為站內(nèi)高壓摻稀泵機(jī)組電機(jī)效率，%；ax為稀油與稠油的差價，元/t。

2.2 約束條件

稠油地面集輸系統(tǒng)目標(biāo)函數(shù)的主要約束條件為井口加熱爐出口溫度約束、原油進(jìn)站溫度約束、原油進(jìn)站壓力約束、稠油摻稀比約束、生產(chǎn)運(yùn)行參數(shù)約束。

2.2.1 單井溫度約束條件

原油采出液從單井采出后經(jīng)井口加熱爐加熱進(jìn)入管道輸送至計轉(zhuǎn)站，沿線輸送過程中，原油通過管壁、保溫層、防腐層等向周圍土壤傳熱，為防止稠油輸送過程中不發(fā)生凝固，保證原油順利進(jìn)入站場，要求稠油進(jìn)站溫度不低于45 ℃[16-19]，加熱爐出口溫度約束不等式如下(輸送過程中忽略油品與管道的摩擦生熱)：

(2)

式中：ti為每口單井井口加熱爐的出口溫度，℃；T為環(huán)境溫度，℃；Di為輸油管管徑，m；Li為沿程長度，m；fi為單井采出量，kg；C為原油平均比熱容，J/(kg· ℃)；K為總傳熱系數(shù)，W/(m2· ℃)。

2.2.2 站場溫度約束條件

與單井至站場進(jìn)站溫度約束同理，計轉(zhuǎn)站輸送至聯(lián)合站的稠油進(jìn)站溫度也要求不低于45 ℃，站場溫度約束不等式如下：

(3)

式中：Tj為站內(nèi)加熱爐的出口溫度，℃；T為環(huán)境溫度，℃；Di為輸油管管徑，m；Li為沿程長度，m；Zj為各站場原油處理總量，t；C為原油平均比熱容，J/(kg· ℃)；K為總傳熱系數(shù)，W/(m2· ℃)。

2.2.3 外輸泵出口壓力約束

為保證原油順利進(jìn)站，上一級外輸泵提供的壓能應(yīng)大于稠油沿程阻力損失與稠油最低進(jìn)站壓力之和，站場壓力約束不等式如下：

Δp=p0-pz>0.2

(4)

式中：Δp為沿程壓力差，MPa；p0為前站雙螺桿外輸泵出口壓力，MPa；pz為下游相鄰站站內(nèi)雙螺桿外輸泵的進(jìn)口壓力，MPa。

2.2.4 摻稀比約束

井筒摻稀降黏是為了保證稠油順利輸送到聯(lián)合站進(jìn)行集中處理，摻入稀油量越多，稠油輸送效果越好。考慮稀油的成本問題，不可能無限制向稠油中加入稀油，為了保證摻稀比符合塔河油田現(xiàn)場實(shí)際情況，應(yīng)對摻稀比進(jìn)行控制，使其在合理的范圍內(nèi)變化。摻稀比約束不等式如下：

0.2

(5)

式中：r為摻稀比例。

2.3 優(yōu)化模型求解

該優(yōu)化模型屬于多目標(biāo)數(shù)學(xué)優(yōu)化，且為非線性數(shù)學(xué)規(guī)劃問題，選用lingo優(yōu)化軟件，將優(yōu)化模型在軟件內(nèi)進(jìn)行編程逐步求解優(yōu)化結(jié)果[20-21]。根據(jù)優(yōu)化模型的結(jié)構(gòu)特點(diǎn)進(jìn)行求解。

求解過程：給出迭代初始數(shù)值；運(yùn)用極小法循環(huán)求解優(yōu)化模型；判斷優(yōu)化結(jié)果是否收斂，否則需要繼續(xù)進(jìn)行迭代，直至結(jié)果收斂為止。

優(yōu)化前后的加熱爐出口溫度、外輸泵出口壓力及摻稀比見表1～3,稠油集輸系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用優(yōu)化前后對比見表4。

表1 加熱爐出口溫度優(yōu)化前后對比

站名優(yōu)化前加熱爐出口溫度/℃優(yōu)化后加熱爐出口溫度/℃1#計轉(zhuǎn)站67652#計轉(zhuǎn)站80723#計轉(zhuǎn)站53484#計轉(zhuǎn)站57495#計轉(zhuǎn)站6554

表2 外輸泵出口壓力優(yōu)化前后對比

站名優(yōu)化前外輸泵出口壓力/MPa優(yōu)化后外輸泵出口壓力/MPa1#計轉(zhuǎn)站0.80.692#計轉(zhuǎn)站0.740.563#計轉(zhuǎn)站0.80.674#計轉(zhuǎn)站0.820.645#計轉(zhuǎn)站0.750.59

表3 部分單井摻稀比優(yōu)化前后對比

站名優(yōu)化前摻稀量/(t·d-1)優(yōu)化前總處理液量/(t·d-1)優(yōu)化后摻稀量/(t·d-1)優(yōu)化后總處理液量/(t·d-1)1#計轉(zhuǎn)站1288.71820.610641595.42#計轉(zhuǎn)站1370.420631385.82078.63#計轉(zhuǎn)站891.61305.4827.912424#計轉(zhuǎn)站1185.917951218.31827.75#計轉(zhuǎn)站585.5934.5698.21047.1

表4 集輸系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用優(yōu)化前后對比

項目優(yōu)化前費(fèi)用/(元·d-1)優(yōu)化后費(fèi)用/(元·d-1)單井加熱爐熱力124675523站內(nèi)加熱爐熱力18644716622站內(nèi)外輸泵的動力1361967站內(nèi)高壓摻稀泵的動力4278242123稀油56985017合計248755230252

從表4可得，優(yōu)化前后費(fèi)用節(jié)省18 503元，約7.438%。

3 結(jié)論

利用lingo軟件建立稠油摻稀降黏生產(chǎn)運(yùn)行參數(shù)優(yōu)化數(shù)學(xué)模型，稠油進(jìn)站溫度、進(jìn)站壓力、摻稀比、介質(zhì)流量等作為約束條件，進(jìn)行編程求解優(yōu)化模型。優(yōu)化結(jié)果，總能耗費(fèi)用230 252元，系統(tǒng)節(jié)約費(fèi)用 18 503 元，節(jié)能7.438%。充分說明此優(yōu)化切實(shí)可行。針對油田集輸系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化時，要及時掌握當(dāng)前的站場負(fù)荷運(yùn)行情況、主要設(shè)備的實(shí)際運(yùn)行參數(shù)及原油物性的分析參數(shù)，利用最新的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行有針對性的優(yōu)化，提高系統(tǒng)整體運(yùn)行效率，促進(jìn)油田節(jié)能降耗發(fā)展。

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2015-07-02

國家自然科學(xué)基金國際合作交流項目(512101105)

蒲 鶴(1988-)，男，山東淄博人，工程師，碩士，主要從事加油站、加氣站安全工作。

10.3969/j.issn.1006-5539.2016.01.009