低溫集輸技術界限及運行優化

鄧輝

大慶油田有限責任公司第七采油廠

隨著油田持續開發，轄井數增加，產液量波動增大，站外管道距離延長，各節點所需生產參數差距增大。用能可控參數少，僅可依靠水力及熱力參數，調節機泵和加熱爐運行；因此，油田生產運行具有生產波動大、能耗控制難度大等特點。隨著節能工作不斷深入，節能潛力已得到很大程度的挖掘，常規的設備、工藝可實現的節能空間越來越小，僅依靠經驗調節集輸參數來增加節能效果的難度越來越大[1-2]。

為建設效益節約型企業，響應“節能降耗、降本增效”號召，油田公司把節能列為控制性指標，實施能源消耗總量和單耗雙控行動，對節能工作狠抓并進行監督檢查，嚴格考核問責。同時，國家“十三五”規劃綱要明確要求油田等高耗能行業組織實施能量系統優化工程；因此，開展油田地面系統低溫集輸技術界限研究和運行優化勢在必行[3]。

1 能耗運行優化理論

能耗運行優化即通過能量守恒定律，以“定末端溫度，求起點溫度”為方法，指導系統集輸環節用能最優化（圖1）。對于集輸系統來說，能量供給包括井口來液能量、摻水泵、外輸泵、加熱爐等；能量消耗包括管線壓降、溫降、設備自身耗能等。當供給能量大于需求時，會造成能源浪費，集輸單耗高；當供給能量小于需求時，無法滿足正常集輸生產需求，容易導致前端降溫，后端升溫。因此，能耗供需平衡的“最優解”，就是在扣除溫降和壓降損失后，供給能量剛好滿足能量消耗即可[4]。

圖1 集輸環節能量流動示意圖Fig.1 Schematic diagram of energy flow in gathering and transportation link

油井采出液經計量間、轉油站集輸處理后進入下游脫水站，根據轉油站集輸參數優化工作實施方案，從單井生產平穩及站內儀表誤差的角度考慮，轉油站來液溫度高于凝固點3 ℃為宜。為滿足游離水脫除和污水處理需求，轉油站有外輸液加熱保障時，外輸液進脫水站溫度要求高于原油凝固點4 ℃；轉油站無外輸加熱保障時，外輸液進脫水站溫度要求高于原油凝固點2 ℃。以某A 脫水站為例，A-1#、A-2#、A-6#、A-7#、A-8#轉油站均無外輸加熱保障，外輸液進脫水站溫度在34 ℃可滿足運行管理需求。通過研究摻水量和摻水溫度最佳運行參數匹配，使轉油站外輸液能量達到脫水站進站溫度要求，即可確定低溫集輸技術界限，在滿足生產要求的基礎上，實現能耗最優化運行[5-6]。

2 優化方案

2.1 轉油站低溫集輸運行優化

以A-7#轉油站到某A脫水站為例，A-7#轉油站外輸液質量為2 285 t/d，距某A 脫水站4.9 km，夏季地溫為20 ℃，脫水站進站溫度為34 ℃。流體溫降公式表示如下：

式中：T1為管道起點流體溫度，℃；T2為管道終點流體溫度，℃；T0為環境溫度，℃；K為傳熱系數，W/(m2·℃)；D為管道直徑，mm；L為管道長度，m；qm為質量流量，kg/s；C為比熱容，J/(kg·℃)。

由式（1）可得出轉油站外輸溫度35.8 ℃，即平均總回油溫度為35.8 ℃。

以A-7#轉油站為例，2020年7月，該站平均摻水溫度為62 ℃，平均日摻水量為897.6 t，平均日產液量為2 285 t，平均總回油溫度為35.8 ℃。混合液溫度加權平均公式表示如下：

式中：G1為液體1 的質量，t；G2為液體2 的質量，t；T1為液體1 的溫度，℃；T2為液體2 的溫度，℃；T0為混合液體的溫度，℃。

由式（2）可得出A-7#轉油站油井采出液平均出油溫度25.5 ℃。

根據混合液溫度加權平均公式，在其他參數一定的情況下，單井摻水量及摻水溫度成反比關系，即摻水溫度越高，摻水量需求越低。當摻水量及摻水溫度能同時滿足集輸和處理需求時，總能耗最經濟的參數組合為轉油站最佳能耗運行方案。

按日產液量2 285 t、總回油溫度35.8 ℃、平均出油溫度25.5 ℃，用上述計算方法，于2021 年7月開始，在A-7#轉油站開展低溫集輸現場試驗，確定不同摻水溫度條件下的摻水量，生成不同參數的集輸方案，并用每天實際耗氣、耗電量計算能耗總量（表1）。通過多組方案對比，選取綜合能耗最低的組合。經對比，方案7能耗最低，即摻水溫度為54 ℃時，摻水量為1 224 m3/d；而當摻水溫度降到54 ℃以下時，回壓快速升高，嚴重影響正常生產。A-7#轉油站新方案較2020 年同期摻水溫度降低8 ℃，日摻水量降低180 m3，平均日耗氣量降低496 m3，日耗電量降低600 kWh，綜合能耗(標煤)降低0.865 t，節能效果顯著。

表1 A-7#轉油站不同集輸方案能耗情況Tab.1 Energy consumption of different gathering and transportation schemes of A-7#Oil Transfer Station

2.2 集油閥組間低溫集輸技術界限

可通過計算轉油站與集油閥組間的溫降損失，推導出集油閥組間回油溫度技術界限。根據流體溫降公式，在摻水溫度控制在最優54 ℃情況下，按轉油站實測的各集油閥組間的回油溫度，將相關數據帶入流體溫降公式，由此可推導出各集油閥組間的起點溫度（表2）。各集油閥組間低溫集輸起點溫度為34～38 ℃。

表2 2021年夏季A-7#轉油站各集油閥組間來液溫度Tab.2 Temperature of liquid from each oil gathering room to A-7#Oil Transfer Station in summer in 2021

2.3 單井摻水量技術界限

以A-7#轉油站A-7-01 集油閥組間7-1 井為例，優化后A-7#轉油站總摻水溫度T起點=54 ℃，夏季地溫T環境=20 ℃。根據流體溫降公式，可得出在A-7-01 集油閥組間的摻水溫度51.9 ℃，以集油閥組間的摻水溫度51.9 ℃為集油閥組間到井的起點溫度，可得出7-1井的摻水溫度50 ℃。

已知A-7-01 集油閥組間回油溫度T末點=36.1 ℃，可由流體溫降公式得出7-1井的油水混合液溫度38.2 ℃。

根據混合液溫度加權平均公式，由A-7-01 集油閥組間7-1井含摻水井口起點溫度38.2 ℃，實測產液量3.66 t/d，實測出油溫度18.2 ℃，摻水溫度50 ℃，可得出7-1井單井摻水量0.26 m3/h，以此方法可算出每口井的摻水量。

2.4 停摻水集輸技術界限

在低溫集輸實際運行中，當采出液沿程輸送至溫度下降到某一點時，懸浮液中的油滴會發生絮凝，導致管線內流通面積減小、回壓上升，此時的溫度即停摻水集輸界限。經統計，A-7#轉油站轄生產井122口，平均井口出油溫度為27.1 ℃；因包含高含水間抽井，出油溫度略高于根據混合液溫度加權平均公式計算得出的25.5 ℃。按產液量分為A/B/C/D 四類井，其中產液量30 t/d 以上為A 類井，共41口；其井口出油溫度為31～37 ℃，平均井口出油溫度為32.6 ℃，含水率超過90%，具備較好的停摻水集輸條件（表3）。經A-7#轉油站A-7-04集油閥組間現場試驗，A 類井停摻集輸效果較好。在8 天的試驗周期中，平均回油溫度降低2.5 ℃，平均回壓降低0.06 MPa。試驗期間回壓整體呈下降趨勢，最大回壓增幅為0.04 MPa，異常井出現率為零。產液量為30 t/d、井口出油溫度為33 ℃，可作為停摻水集輸技術界限[7-8]。

表3 A-7#轉油站轄井停摻水集輸技術界限Tab.3 Gathering and transportation technical limits of stop water mixing in wells under the jurisdiction of A-7#Oil Transfer Station

3 結論

在實施低溫集輸技術界限研究和試運行時，要密切跟蹤井口回壓、產液量、異常井運行等關鍵參數，及時進行調整。對于壓力相對穩定井，定期進行沖環；對于臨時高回壓井，采取打干線措施；對于回壓持續升高井，恢復提高摻水量，采取“沖、打、提”（沖環、打干線、提摻水量）三項保運措施，控制回壓升高趨勢，保障集輸平穩運行。

以降溫集輸工作主管部門——油田管理部作為牽頭部門，由工藝研究所組織開展低溫集輸運行優化工作，制定低溫集輸技術標準，編制低溫集輸優化實施方案。油田管理部和工藝研究所負責監督檢查方案運行情況；各作業區負責配合低溫集輸優化實施情況檢查；各基層站隊負責配合生產運行數據采集和低溫集輸試運行監測。通過技術與管理上下一體、協調配合的方式，保障低溫集輸工作順利進行[9]。

在2021 年開展低溫集輸優化技術研究的基礎上，2022 年開展了油氣集輸系統低溫集輸和能量最優化利用建模，模型包括集輸系統基礎數據管理、生產運行數據管理、系統仿真計算、低溫集輸油井篩選、系統能效優化等多種功能。同時，開展油氣集輸系統能效優化模型研究，并根據優化后的油氣集輸系統能效應用情況，編制油氣集輸系統能效優化運行方案，定位系統能量損失環節，實現精準低溫集輸，優化耗氣、耗電[10]。