賈煒鑌

中國(guó)石油華北油田分公司第三采油廠，河北河間 062450

1 留楚油田現(xiàn)狀

留楚油田已建成投產(chǎn)聯(lián)合站1座、接轉(zhuǎn)站1座、計(jì)量站11座、拉油點(diǎn)11座。楚一聯(lián)合站于1994年11月建成投產(chǎn)，具有原油脫水與外輸、污水處理以及注水功能，楚一聯(lián)接收楚二站、楚28-1-2-3-4計(jì)、楚102-1-2計(jì)以及卸油點(diǎn)來油，處理能力為100×104m3/a；楚二接轉(zhuǎn)站于1995年9月建成投產(chǎn)，具有含水原油存儲(chǔ)、區(qū)域伴熱以及外輸功能，接收楚29-1-2-3-4計(jì)、楚40-1計(jì)來油，產(chǎn)出液升溫后外輸至楚一聯(lián)；站外集輸工藝采用三管伴熱流程；至2016年底留楚油田共有油井188口，日產(chǎn)液2 717 t，日產(chǎn)油528 t，綜合含水80.57%；地面原油平均密度0.890 g/cm3，平均黏度158.3 mPa·s，凝固點(diǎn)為39.1℃，含蠟量為12.62%（質(zhì)量分?jǐn)?shù)），含膠質(zhì)瀝青26.74%（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）。原油物性見表1，原油屬于稠油且高含蠟。

表1 留楚油田原油物性

2 留楚油田摻水集油工藝及智能控制技術(shù)研究

2.1 建設(shè)可行性和必要性

留楚油田為整裝油田，具有較好的持續(xù)發(fā)展基礎(chǔ)，井站分布在工區(qū)9 km范圍內(nèi)，相對(duì)集中，便于開展自動(dòng)化建設(shè)，留楚油田調(diào)整改造、簡(jiǎn)化優(yōu)化正在有計(jì)劃開展，為配套自動(dòng)化建設(shè)提供了良好的跟進(jìn)優(yōu)勢(shì)，自動(dòng)化建設(shè)能夠同步到位開展。

留楚油田歷經(jīng)多年開發(fā)，地面系統(tǒng)一直沒有進(jìn)行整體規(guī)劃和改造，存在污水處理水質(zhì)不達(dá)標(biāo)、設(shè)備管道腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重、生產(chǎn)工藝落后、油氣損耗率高、運(yùn)行費(fèi)用高、工人勞動(dòng)強(qiáng)度大等問題，地面工藝采用三管伴熱集油流程，伴熱管道長(zhǎng)，散熱量大，站場(chǎng)加熱爐滿負(fù)荷運(yùn)行，單位產(chǎn)量能耗高。

2.2 環(huán)狀摻水集輸工藝研究

2.2.1 留楚油田環(huán)狀摻水集油工藝改造方案

留楚油田原油開采屬于稠油開采，油井均采用三管伴熱的摻水集輸方式。三管伴熱即每口油井鋪設(shè)三條管道，集油管道分別由兩條來回?zé)崴艿腊樾幸员ＷC集油溫度需要[1]。這種集輸方式需要的管道長(zhǎng)，溫度需求高，因此投資成本大，能耗高，由于本地水源含氧量高，水管道存在嚴(yán)重腐蝕現(xiàn)象。

針對(duì)三管伴熱的缺點(diǎn)，有必要進(jìn)行集輸方式優(yōu)化設(shè)計(jì)。環(huán)狀摻水集輸?shù)姆绞骄哂型顿Y少、耗能低、延緩管道腐蝕的優(yōu)點(diǎn)。該技術(shù)將多口油井聯(lián)成一個(gè)集油環(huán)，從計(jì)量站或聯(lián)合站引出一根摻水管道，串聯(lián)摻水至集油環(huán)中每口油井井口，熱水與油井產(chǎn)液混合，從而達(dá)到為油井產(chǎn)液提溫的目的，混合液通過集油管道完成一個(gè)環(huán)狀集輸，見圖1。這種方案大幅度縮短了摻水管長(zhǎng)度，可降低投資成本和能耗。

圖1 環(huán)狀摻水集輸流程

留楚油田環(huán)狀摻水集油工藝改造方案為：將楚一聯(lián)站外楚28-2計(jì)量站所轄單井調(diào)入楚二站集油系統(tǒng)，將楚一聯(lián)站外調(diào)整后剩余的70口油井改造為環(huán)狀摻水集油方式，楚一聯(lián)站內(nèi)新建摻水泵房、摻水閥組、摻水換熱器、自動(dòng)加藥裝置等設(shè)施以配套站外摻水工藝。

2.2.2 環(huán)狀摻水集油工藝參數(shù)的設(shè)計(jì)

以摻水溫度、摻水量為設(shè)計(jì)變量，以井口回壓小于1.5 MPa、回液溫度高于原油凝固點(diǎn)3℃為約束條件進(jìn)行設(shè)計(jì)。

第一，能耗優(yōu)化模型的建立。以系統(tǒng)最低能耗作為目標(biāo)函數(shù)，建立能耗優(yōu)化模型，見式（1）[2]。

約束條件：Pm≤1.5 MPa，Tm≥T凝+3℃

式中：E為系統(tǒng)單日能耗，kJ/d；ET為系統(tǒng)日熱力能耗，kJ/d；EP為系統(tǒng)日動(dòng)力能耗，kJ/d；Pm為油井的井口壓力，MPa；Tm為回液溫度，℃；T凝為原油的凝點(diǎn)溫度，℃。

第二，集輸管道溫降計(jì)算。采用蘇霍夫溫降公式進(jìn)行計(jì)算，見式（2）[3]。

式中：TL為距起點(diǎn)L處溫度，℃；T0為埋地管道中心埋深處自然地溫，℃；TQ為管道起點(diǎn)處液體溫度，℃；K為管道總傳熱系數(shù)，W/（m·2℃）；D為管道外徑，m；L為管道長(zhǎng)度，m；C為油水混合物的比熱容，J/（kg·℃）；G為油水混合物質(zhì)量流量，kg/s。

第三，集輸管道壓降計(jì)算。因摻水間到集油環(huán)第1口井的摻水管道內(nèi)介質(zhì)為水，屬輸送單相介質(zhì)的管道，因此建立如式（3）所示的壓降計(jì)算公式。

式中：he為沿程摩阻損失，m；P1、P2為起點(diǎn)、末點(diǎn)壓力，MPa；ρg為摻入水的密度，kg/m3；hε為局部摩阻損失，m，一般忽略計(jì)算。

其余集油管道內(nèi)介質(zhì)均為油氣水三相，在這里不考慮氣相傳輸，利用紊流光滑區(qū)的列賓宗公式（4） 進(jìn)行計(jì)算。

式中：h為集油管道總壓降，MPa；λ為氣液混輸水力摩阻系數(shù)，無因次；Q為管道中流體流量，m3/s；ν為原油的運(yùn)動(dòng)黏度，m2/s；D為管道外徑，m；L為管道長(zhǎng)度，m。

2.2.3 摻水溫度、摻水量設(shè)計(jì)計(jì)算

以楚一聯(lián)環(huán)1為例，使用PIPESIM軟件進(jìn)行計(jì)算。

（1）計(jì)算基礎(chǔ)參數(shù)。正常生產(chǎn)油井4口，日產(chǎn)量為85.7 m3，該環(huán)摻水干線總長(zhǎng)度為2.330 km，集油干線總長(zhǎng)度為2.716 km。摻水干線和集油干線管道數(shù)據(jù)見表2。這4口井綜合含水率為80%，井口溫度為39℃，進(jìn)站溫度控制在42℃內(nèi)，冀中地區(qū)春夏秋冬四季土壤溫度見表3，管道埋深1.5 m，保溫層厚度40 mm，冬季按5.8℃計(jì)算，夏季按20.3℃計(jì)算，傳熱系數(shù)按照GB 50350取值，摻水溫度50～80℃，以每升溫5℃為一個(gè)計(jì)算點(diǎn)、共7個(gè)溫度計(jì)算點(diǎn)下的模型進(jìn)行計(jì)算，計(jì)算用的原油油品物性見表4，原油黏溫曲線如圖2所示。

表2 摻水干線和集油干線管道數(shù)據(jù)

表3 冀中地區(qū)土壤溫度 單位：℃

表4 楚一聯(lián)環(huán)1原油物性

圖2 楚一聯(lián)原油（含水率80%乳狀液）不同剪切速率下的黏溫曲線

（2）冬季條件下，摻水溫度、摻水比例影響的計(jì)算結(jié)果。從表5可知，摻水溫度約為65℃、摻水比例約為50%時(shí)，摻水系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用較低。

表5 冬季不同摻水溫度、摻水比例影響的計(jì)算結(jié)果

（3）夏季運(yùn)行時(shí)，摻水溫度、摻水比例影響的計(jì)算結(jié)果。與冬季相比，在摻水比例不變的情況下，摻水溫度可以下降約5℃而保證混合液進(jìn)站溫度為42℃；在摻水溫度與冬季相同的情況下，摻水比例可以下降約5%左右。夏季運(yùn)行熱負(fù)荷下降約15%～17%，電量消耗和運(yùn)行費(fèi)用下降約15%～19%。

（4）摻水比例隨摻水溫度變化的計(jì)算結(jié)果。計(jì)算結(jié)果顯示，在控制產(chǎn)出液的進(jìn)站溫度為42℃左右時(shí)，摻水量隨著摻水溫度的升高而降低，曲線斜率在60℃時(shí)變化比較明顯（見圖3），說明摻水量在低溫區(qū)對(duì)摻水溫度的變化比較敏感，在溫度超過70℃以后，摻水比隨摻水溫度的升高變化比較平緩。冬季地溫較低，管道的熱損耗大，冬季摻水量比夏季增大。

圖3 摻水比例隨摻水溫度的變化曲線

（5）不同摻水溫度、摻水比例時(shí)井口回壓值的計(jì)算結(jié)果。井口回壓是本項(xiàng)目摻水溫度、摻水量設(shè)計(jì)的約束條件之一（要求井口回壓小于1.5MPa），從圖4、圖5看出，不同摻水溫度、摻水比例時(shí)井口回壓值均小于1.5 MPa，滿足約束條件。而在摻水溫度約為65℃、摻水比例約為50%時(shí)，回壓計(jì)算值較小，說明此條件下管道的沿程摩阻較小。井口回壓主要是由集輸管道的沿程摩阻引起的，沿程摩阻與混合液黏度和流體在管道中的流速有關(guān)，摩阻導(dǎo)致的壓力損失隨混合液黏度和流速的降低而下降；摻水比例隨著摻水溫度下降而增加，摻水量增加使管道內(nèi)混合液流速加快，管道摩阻損失增加。

圖4 不同摻水溫度時(shí)的井口回壓值

圖5 不同摻水比例時(shí)的井口回壓值

（6）摻水溫度、摻水比例對(duì)摻水系統(tǒng)電量消耗影響的計(jì)算結(jié)果。摻水系統(tǒng)電量的消耗主要是摻水泵消耗的電量，摻水系統(tǒng)耗電量隨摻水溫度的變化如圖6所示。由圖6看出，摻水系統(tǒng)耗電量隨著摻水溫度的升高而下降。在摻水溫度一定的情況下，摻水系統(tǒng)耗電量隨著摻水比例的增大而增大，如圖7所示，這是因?yàn)樵趽剿疁囟纫欢ǖ那闆r下，泵的輸出功率與泵的流量成正比，因此泵的功率隨著管道摩阻損失和摻水比的增大而增大。

圖6 摻水溫度對(duì)電能消耗的影響

圖7 摻水比例對(duì)電能消耗的影響

（7）摻水溫度、摻水比例對(duì)運(yùn)行費(fèi)用影響的計(jì)算結(jié)果。摻水系統(tǒng)的運(yùn)行費(fèi)用隨著摻水溫度的升高先降后升，見圖8。

圖8 摻水溫度對(duì)運(yùn)行費(fèi)用的影響

運(yùn)行費(fèi)用主要包括燃料費(fèi)和電費(fèi)，隨著摻水溫度的增加，燃料消耗增大，耗電量減小，當(dāng)摻水溫度較低時(shí)，摻水量大，電費(fèi)是主要費(fèi)用，因此隨著溫度的升高，運(yùn)行費(fèi)用逐漸降低；當(dāng)摻水溫度較高時(shí)，燃料費(fèi)用的增加較多，因此運(yùn)行總費(fèi)用增加；摻水系統(tǒng)的運(yùn)行費(fèi)用隨著摻水比例的升高先降后升，這主要與摻水泵的性能指標(biāo)有關(guān)，摻水泵在排量最低或最高情況下使用都不合理，只有在最佳流量下使用摻水泵最經(jīng)濟(jì)，見圖9。

圖9 摻水比例對(duì)運(yùn)行費(fèi)用的影響

2.2.4 留楚油田摻水集油工藝參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)計(jì)算

利用PIPESIM軟件模擬站外摻水集輸管道的分布，對(duì)摻入水和管道組合參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。摻水集油工藝建立兩個(gè)模型，分別為：楚102-1計(jì)、楚102-2計(jì)的計(jì)算模型；楚28-1計(jì)、楚28-3計(jì)、楚28-4計(jì)和楚一聯(lián)計(jì)算模型。在以上總體方案的前提下，計(jì)算常規(guī)流程在不同管徑組合和摻水比條件下集輸管道的壓降、溫降及井口回壓。正常流程下，回壓控制在1.5 MPa以下，溫度控制在凝固點(diǎn)以上3℃。計(jì)算得到的摻入水和管道組合參數(shù)如表6所示。

表6 摻水集輸站外系統(tǒng)計(jì)算結(jié)果

2.2.5 留楚油田站內(nèi)系統(tǒng)計(jì)算

（1）摻水換熱器選型和數(shù)量計(jì)算。留楚油田每天產(chǎn)液量為1 236.7 t，綜合含水約82.47%，每天產(chǎn)生污水1 020 t，即約42.5 t/h。根據(jù)加熱介質(zhì)的熱負(fù)荷計(jì)算確定摻水換熱器選型和數(shù)量。

式中：Q為加熱介質(zhì)的總熱負(fù)荷，W；G為被加熱介質(zhì)的質(zhì)量流量，kg/s；C為介質(zhì)的比熱容，J/（kg·℃）；t進(jìn)、t出為加熱介質(zhì)進(jìn)、出加熱爐的溫度，℃。

被加熱介質(zhì)為污水，流量為42.5 m3/h，溫度為40℃，換熱后溫度為65℃，算得Q=1 300 kW。確定換熱器的換熱面積：

式中：F為換熱面積，m2；K為冷熱流體之間的總傳熱系數(shù)，W/（m·2℃）；ΔTm為平均溫差，℃。

換熱器效率按75%計(jì)算，計(jì)算結(jié)果為選用2臺(tái)280 m2換熱器。

（2）泵選型和數(shù)量計(jì)算。根據(jù)總摻水量及所需摻水壓力確定泵選型和數(shù)量。楚一聯(lián)站外總摻水量為42.5 m3/h，摻水最高壓力為1.8 MPa，因此選擇流量為60 m3/h、揚(yáng)程為240 m的離心泵兩臺(tái)。

（3）三相分離器選型和數(shù)量計(jì)算。根據(jù)原油處理量確定三相分離器選型和數(shù)量。依據(jù)混合液體在三相分離器中停留時(shí)間計(jì)算公式進(jìn)行計(jì)算（臥式三相分離器的油氣界面高度取值一般為直徑的2/3～3/4）。根據(jù)楚一聯(lián)混合液沉降實(shí)驗(yàn)計(jì)算結(jié)果，沉降后含水率為56%，分離出來的污水符合可以站外摻水的流量要求，因此應(yīng)新建一具D3000mm×9 600 mm的三相分離器與已建的一具D3 000mm×9 600 mm的三相分離器并聯(lián)共同使用。

2.3 自動(dòng)化系統(tǒng)設(shè)計(jì)與實(shí)施簡(jiǎn)況

摻水集輸生產(chǎn)系統(tǒng)是一項(xiàng)綜合性工程，主要由摻水加熱系統(tǒng)、摻水閥組以及聯(lián)合站的分離、脫水、污水處理系統(tǒng)等組成，對(duì)于留楚油田，要實(shí)現(xiàn)該工藝的自動(dòng)化運(yùn)行，則所建立的摻水集輸自動(dòng)化監(jiān)控系統(tǒng)必須實(shí)現(xiàn)以下功能：首先是信號(hào)采集功能，包括信號(hào)的采集、處理以及轉(zhuǎn)換運(yùn)算。其次是監(jiān)控操作功能，包括操作控制、參數(shù)設(shè)定和閥門的自動(dòng)控制等。第三是動(dòng)態(tài)顯示功能，即流程圖的動(dòng)態(tài)立體顯示，生產(chǎn)參數(shù)變化的實(shí)時(shí)動(dòng)態(tài)顯示等。第四是遠(yuǎn)程監(jiān)控功能，即對(duì)集輸站重要生產(chǎn)環(huán)節(jié)在本地可實(shí)現(xiàn)閉環(huán)調(diào)節(jié)，同時(shí)也可進(jìn)行遠(yuǎn)程自動(dòng)調(diào)控；當(dāng)采用遠(yuǎn)程控制方式時(shí)，上位機(jī)可以監(jiān)控遠(yuǎn)程操作的全過程；當(dāng)采用就地控制方式時(shí)，可以控制設(shè)備的啟、停等并有相應(yīng)的指示，同時(shí)上位機(jī)可以監(jiān)控全過程。第五是權(quán)限管理分級(jí)，操作員和管理員操作分別具有各自的權(quán)限，控制方式的切換和遠(yuǎn)程操作必須授權(quán)以后才能操作。

根據(jù)上述要求，建立了留楚油田的摻水集輸自動(dòng)化監(jiān)控系統(tǒng)[4-6]。該系統(tǒng)分為數(shù)據(jù)采集及監(jiān)控單元、監(jiān)控中心、調(diào)度中心等幾部分，其具體建設(shè)內(nèi)容如表7所示。

表7 留楚試驗(yàn)區(qū)摻水集油工藝自動(dòng)化改造工程量

3 結(jié)束語

留楚油田摻水集油工藝改造工程從2017年2月開始建設(shè)，到2019年11月全面建成。留楚油田摻水集油工藝智能控制項(xiàng)目建設(shè)總投資為：楚一聯(lián)1 263萬元，楚二站852萬元，廠房180萬元，合計(jì)2 295萬元。運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用180萬元/年。

該項(xiàng)目的實(shí)施提高了油井生產(chǎn)時(shí)率，按2020年留楚油田一年增產(chǎn)原油353 t計(jì)算，則經(jīng)濟(jì)效益為2 000元/t×353 t=70.6萬元；留楚油田數(shù)字化建設(shè)減少用工65人，按平均14.93萬元/人·年測(cè)算，減少人員支出費(fèi)用970.45萬元/年；節(jié)約油井測(cè)試費(fèi)、車輛燃油費(fèi)用122萬元/年；2020年減少盜油原油損失890 t/a，取得經(jīng)濟(jì)效益2 000元/t×890 t=178萬元。年經(jīng)濟(jì)效益總計(jì)為70.6+970.45+122+178-180=1 161.05（萬元/年）。

留楚油田摻水集油工藝智能控制技術(shù)的實(shí)施產(chǎn)生了很大的社會(huì)效益，實(shí)時(shí)監(jiān)控，提高技防水平，提高油區(qū)綜合治理能力；安防監(jiān)控覆蓋重點(diǎn)油井、主要場(chǎng)所，彌補(bǔ)了警力不足；實(shí)時(shí)自動(dòng)采集、集中監(jiān)測(cè)，生產(chǎn)過程實(shí)時(shí)跟蹤、量化分析、過程監(jiān)控、智能預(yù)警，優(yōu)化了勞動(dòng)組織架構(gòu)，為推進(jìn)企業(yè)管理的現(xiàn)代化提供了支撐。