大慶油田集輸系統(tǒng)能量?jī)?yōu)化技術(shù)探索研究與應(yīng)用分析

黃振昊

大慶油田有限責(zé)任公司

大慶油田開發(fā)規(guī)模不斷擴(kuò)大、生產(chǎn)耗能逐年增長(zhǎng)，其中，原油集輸過(guò)程中消耗了大量能量[1]。隨著油氣田節(jié)能工作的不斷深入，結(jié)構(gòu)節(jié)能和管理節(jié)能挖潛難度越來(lái)越大[2]，通過(guò)設(shè)備、工藝實(shí)現(xiàn)的節(jié)能空間越來(lái)越小，技術(shù)改造效益逐步收窄，“十三五”期間萬(wàn)元投資節(jié)能量對(duì)比“十一五”期間下降56%。大慶油田生產(chǎn)系統(tǒng)年能源消耗總量位居中國(guó)石油首位，單位液量生產(chǎn)綜合能耗位居中國(guó)石油最低，能耗管控難度大、任務(wù)艱巨，需要研究一套不改造工藝只優(yōu)化參數(shù)的方式，在運(yùn)行管理上下功夫，對(duì)集輸生產(chǎn)過(guò)程進(jìn)行合理優(yōu)化，助力油田提質(zhì)增效。

1 技術(shù)研發(fā)概況

1.1 集輸系統(tǒng)用能評(píng)價(jià)方法

中國(guó)石油要求企業(yè)“建立能效對(duì)標(biāo)指標(biāo)體系，積極開展能效對(duì)標(biāo)分析工作”[3]，但油田生產(chǎn)用能分析和評(píng)價(jià)長(zhǎng)期以來(lái)一直是油田生產(chǎn)用能管理的難題。由于油田生產(chǎn)系統(tǒng)龐大復(fù)雜，用能種類多，耗能環(huán)節(jié)多，分布零散，用能分析評(píng)價(jià)復(fù)雜；且油田所轄區(qū)塊地質(zhì)條件、油氣物性、含水率、系統(tǒng)布局規(guī)模等不盡相同[4]，能耗有較大差異。即使采用自身與自身對(duì)比的方法，也存在比較基準(zhǔn)值確定難度大、歷史最低能耗不一定是能效最佳水平的問(wèn)題，因此科學(xué)的分析評(píng)價(jià)各生產(chǎn)系統(tǒng)能效水平存在較大難度。

結(jié)合油田集輸系統(tǒng)能量?jī)?yōu)化技術(shù)在現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)應(yīng)用，提出“基于流程模擬的油田生產(chǎn)能效組合量化綜合評(píng)價(jià)方法”,利用仿真計(jì)算的方式，指導(dǎo)油田不同生產(chǎn)過(guò)程包括機(jī)采系統(tǒng)、集油系統(tǒng)、脫水處理系統(tǒng)、污水處理系統(tǒng)、注水系統(tǒng)在內(nèi)的多系統(tǒng)能耗管理水平的綜合評(píng)價(jià)，避免了當(dāng)前影響油田生產(chǎn)的因素較多、系統(tǒng)單耗指標(biāo)橫向可比性較差的問(wèn)題。組合量化體現(xiàn)在滿足油田生產(chǎn)各個(gè)管理層級(jí)的用能評(píng)價(jià)（廠級(jí)、作業(yè)區(qū)級(jí)、站場(chǎng)）以及多個(gè)同類站場(chǎng)組成的系統(tǒng)（集油系統(tǒng)、脫水系統(tǒng)等）。綜合評(píng)價(jià)體現(xiàn)在各個(gè)層級(jí)具有綜合評(píng)價(jià)指標(biāo)，例如廠級(jí)、作業(yè)區(qū)級(jí)有全廠或全作業(yè)區(qū)各系統(tǒng)的綜合評(píng)價(jià)指標(biāo)。三級(jí)評(píng)價(jià)指標(biāo)值為實(shí)際單耗值與基于流程模擬得出的基準(zhǔn)值（理想值）的對(duì)比分值，即可滿足單站、全礦、全廠范圍的評(píng)價(jià)需求，又可以反映不同時(shí)期的能效管理水平變化。

1.2 集輸系統(tǒng)能量?jī)?yōu)化方法

基于仿真和數(shù)據(jù)挖掘相結(jié)合的集輸系統(tǒng)能耗全流程優(yōu)化方法，涉及了一種能夠基于工藝仿真和數(shù)據(jù)挖掘相結(jié)合的集輸系統(tǒng)全流程能耗優(yōu)化方法，即將常規(guī)的油田地面系統(tǒng)，包括機(jī)采系統(tǒng)、集油系統(tǒng)、脫水系統(tǒng)進(jìn)行整體優(yōu)化，通過(guò)各個(gè)子系統(tǒng)的工藝仿真結(jié)合運(yùn)行工藝的數(shù)據(jù)挖掘，得到各個(gè)子系統(tǒng)中運(yùn)行能耗與運(yùn)行工藝參數(shù)以及進(jìn)出口物料之間的關(guān)系，以全流程能耗最低為目標(biāo)函數(shù)，以各個(gè)子系統(tǒng)工藝運(yùn)行參數(shù)邊界和能力為約束條件，基于模型求解得到全流程最優(yōu)的工藝運(yùn)行參數(shù)。該方法將工藝模擬和數(shù)據(jù)挖掘進(jìn)行結(jié)合，解決了部分工藝及設(shè)備仿真困難的難題，同時(shí)工藝仿真也解決了現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)長(zhǎng)期恒定對(duì)數(shù)據(jù)挖掘帶來(lái)的限制。將機(jī)采系統(tǒng)與后續(xù)的地面集輸系統(tǒng)進(jìn)行了整體優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)綜合能耗最低[5]，對(duì)于油田地面運(yùn)行具有非常好的指導(dǎo)意義。

1.3 集輸系統(tǒng)能量?jī)?yōu)化軟件

油氣集輸處理系統(tǒng)能量?jī)?yōu)化軟件融合了100多個(gè)包括物性、熱力、水力、評(píng)價(jià)及優(yōu)化等方面的數(shù)學(xué)模型，軟件具有構(gòu)建工藝模型、水力熱力計(jì)算、水力熱力校核、用能評(píng)價(jià)及用能優(yōu)化等功能[6]，可實(shí)現(xiàn)從現(xiàn)有數(shù)據(jù)庫(kù)中直接導(dǎo)入數(shù)據(jù)，各類圖標(biāo)符合業(yè)內(nèi)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)或使用習(xí)慣，界面友好，操作性強(qiáng)。

通過(guò)研究篩選適用于油田多相流的熱力、水力計(jì)算模型，構(gòu)建并修正了包括熱力、水力計(jì)算模型、物性計(jì)算模型（基于黑油、組分模型）和站內(nèi)工藝流程模型在內(nèi)的數(shù)學(xué)模型。并根據(jù)試驗(yàn)現(xiàn)場(chǎng)具體情況進(jìn)行校核修正，嵌入大慶油田井口溫度經(jīng)驗(yàn)公式。物性計(jì)算結(jié)果介于Hysys和PVTsim之間，三個(gè)模型的氣體密度結(jié)果相近，計(jì)算結(jié)果的誤差在5%以內(nèi)，具有較高的精度。集油系統(tǒng)水力計(jì)算現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)相比，誤差均在6%以內(nèi)。綜上所述，該軟件建立的模型是可行的。

2 技術(shù)推廣及應(yīng)用

2.1 采出液物性研究

油田各區(qū)域開采對(duì)象、層位、驅(qū)油方式不盡相同，集輸工藝、物性條件存在差異，結(jié)合生產(chǎn)實(shí)際，共取樣249個(gè)，覆蓋站場(chǎng)57座。采出液物性研究包括：①測(cè)定原油凝固點(diǎn)、蠟含量、膠質(zhì)含量、瀝青質(zhì)含量、析蠟點(diǎn)及比熱容，為確定集油臨界溫度提供數(shù)據(jù)支撐；②測(cè)定含水原油流變性、黏溫特性，保障軟件模擬計(jì)算精度；③明確轉(zhuǎn)油站采出液沉降分離特性、原油乳狀液穩(wěn)定性等，為確定進(jìn)聯(lián)合站一段脫水最低溫度提供依據(jù)。轉(zhuǎn)油站乳化油黏溫曲線情況如圖1所示。

圖1 轉(zhuǎn)油站乳化油黏溫曲線Fig.1 Viscosity-temperature curve of emulsified oil at the oil transfer station

2.2 完善優(yōu)化軟件功能

為滿足規(guī)模化推廣需求，結(jié)合應(yīng)用過(guò)程中出現(xiàn)的建模工作量大、軟件培訓(xùn)時(shí)間長(zhǎng)等問(wèn)題，對(duì)軟件進(jìn)行完善升級(jí)：①研發(fā)快速建模模塊，簡(jiǎn)化命名規(guī)則，識(shí)別不同油田油井、計(jì)量間名稱。簡(jiǎn)化建模源文件，由原來(lái)6 張excel 表格簡(jiǎn)化為1 張excel 表格，提高建模效率。優(yōu)化建模邏輯，增加引導(dǎo)式模塊，根據(jù)集輸類型和掛接關(guān)系，引導(dǎo)用戶構(gòu)建模型，降低建模難度。②完善不同集油工藝算法，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)集輸關(guān)系復(fù)雜，掛接、環(huán)狀、平臺(tái)井多種類型并存的情況，升級(jí)完善軟件算法，滿足了不同集油工藝流程計(jì)算需求。③建立原油物性數(shù)據(jù)庫(kù)，完善了物性修改功能，各轉(zhuǎn)油站可選取自己的物性方程進(jìn)行計(jì)算，提高計(jì)算精度。④完善摻水優(yōu)化控制參數(shù)，以原油凝固點(diǎn)作為回油溫度控制界限，對(duì)于部分轉(zhuǎn)油站不能實(shí)現(xiàn)單井摻水計(jì)量的，控制回油溫度和轉(zhuǎn)油站總摻水量實(shí)現(xiàn)優(yōu)化。

2.3 建立能量?jī)?yōu)化示范區(qū)

組織編制集輸系統(tǒng)能量?jī)?yōu)化方法培訓(xùn)教材，分3個(gè)輪次，對(duì)其他10個(gè)采油廠的技術(shù)人員進(jìn)行線上培訓(xùn)及交流，完成210座中轉(zhuǎn)站集輸系統(tǒng)能量?jī)?yōu)化模型建立，覆蓋井?dāng)?shù)26 838 口。成立專項(xiàng)組織機(jī)構(gòu)，建立月報(bào)機(jī)制，明確保障措施，實(shí)現(xiàn)了技術(shù)與管理上下一體、協(xié)調(diào)配合，保障集輸系統(tǒng)能量?jī)?yōu)化工作順利執(zhí)行。按照油公司改革模式，基層隊(duì)技術(shù)職能上移，工藝研究所技術(shù)人員負(fù)責(zé)應(yīng)用軟件編制優(yōu)化方案，發(fā)揮技術(shù)指導(dǎo)作用；基層班組負(fù)責(zé)結(jié)合方案抓實(shí)現(xiàn)場(chǎng)執(zhí)行，通過(guò)摸索運(yùn)行規(guī)律，分析油氣生產(chǎn)特性[7]，及時(shí)調(diào)整油井摻水量、轉(zhuǎn)油站加熱爐運(yùn)行溫度及設(shè)備啟停方式，做到了精細(xì)化運(yùn)行管理，實(shí)現(xiàn)了個(gè)性化能源管控。轉(zhuǎn)油站能耗最低運(yùn)行方案選取情況如圖2所示。

圖2 轉(zhuǎn)油站能耗最低運(yùn)行方案選取示意圖Fig.2 Schematic diagram of selecting the lowest energy consumption operation scheme for the oil transfer station

以外圍某轉(zhuǎn)油站為例，選取5個(gè)溫度下的摻水方案，方案四能耗最低，即日摻水量826 m3/d，摻水溫度62 ℃為該站能耗最低運(yùn)行工況。

示范區(qū)210座中轉(zhuǎn)站，日均摻水量39.18×104m3，摻水溫度52.1 ℃，外輸溫度38.2 ℃，與去年同期對(duì)比每天少摻水2.26×104m3，摻水溫度下降2.3 ℃，外輸油溫度下降0.5 ℃，同比日節(jié)電3.52×104kWh，節(jié)氣7.04×104m3。

3 結(jié)束語(yǔ)

集輸系統(tǒng)是油氣生產(chǎn)、處理及外輸最重要的環(huán)節(jié)[8]，集輸系統(tǒng)能量?jī)?yōu)化由原來(lái)的單純降溫轉(zhuǎn)變?yōu)楦鶕?jù)末端需求，推導(dǎo)前端供給[9]，實(shí)現(xiàn)了全局優(yōu)化。通過(guò)推行“一井一參數(shù)，一站一方案”的集輸系統(tǒng)能量?jī)?yōu)化辦法，增加了基層站精細(xì)化管理水平，提升了員工降本增效的管理意識(shí)，能耗指標(biāo)持續(xù)向好[10]。該方法不改變現(xiàn)有工藝及設(shè)備，不增加額外工作量，優(yōu)化方法更科學(xué)，推行方法更簡(jiǎn)便，更易于大面積推廣應(yīng)用，節(jié)能效果較為明顯，對(duì)其他油田集輸系統(tǒng)節(jié)能降耗工作也具有一定的借鑒和參考意義。